董丙响，杨 柳，李 伟，周 勋，徐昊垠

(1.中国石油渤海钻探工程有限公司，天津 300280；2.中国矿业大学(北京)，北京 100083)

0 引 言

水平井压裂改造技术已成为高效开发低渗油气藏的关键技术之一，特别是对于页岩气、致密砂岩气等非常规油气资源的商业开采[1-8]。深入理解水平井压裂裂缝扩展规律[9-14]，对优化体积压裂设计、指导现场施工具有重要意义。自从Giger[15]于1985年首次提出水平井压裂概念，国内外学者对水平井压裂进行了较多理论研究[16-17]。Hossain等[18-19]推导了水平井裸眼完井和射孔完井等多种情况下的地层岩石破裂压力，并给出了裂缝起裂方向与井筒轴线间的夹角公式。程远方等[20]从岩石力学的角度分析了水平井压裂的特点和基本原理，指出裂缝起裂及裂缝形态主要取决于上覆岩层压力、最大水平主应力、最小水平主应力三者的大小以及水平井眼的方位[21-22]。但目前对水力压裂机理的认识仍有很大局限性，理论研究常采用理想化模型，预测裂缝几何形态时大多采用简化的二维或三维模型，这些理论研究还无法得到有效的验证。水力压裂模拟实验是研究水力裂缝起裂扩展机理的重要方法之一，对直井压裂实验模拟的研究较多[23-25]，而水平井压裂实验模拟的研究较少。CHAMBERS M R、FISHER M K等[26-27]等通过实验研究了不同完井方式下裂缝起裂和几何形态问题，但没有考虑主应力差(最大水平主应力与最小水平主应力之差)的影响，并且实验条件与现场施工条件差别很大。此次研究根据现场水平井压裂施工要求，采用中国石油大学(华东)岩石力学实验室的真三轴模拟实验系统[28]开展物模压裂实验，分别模拟了水平井段为裸眼完井和套管射孔完井时，不同主应力差条件下，裂缝起裂压力和几何形态与水平井井筒方位角之间的关系，对进一步研究水平井水力压裂裂缝起裂及延伸机理具有重要意义。

1 实验方案设计

1.1 岩样制备

该水平井压裂模拟实验模拟的是垂深为2 000 m处的低孔低渗砂泥岩储层，应力条件为σv>σH>σh(σv为上覆岩层压力，σH为最大水平主应力，σh为最小水平主应力，单位为MPa)。主要岩石物理参数：渗透率为0.1～0.5 mD，孔隙度为5%～8%，杨氏模量为28 GPa，泊松比为0.25。模拟岩石采用人工岩样，即用特种沙子和水泥在专用模具里制备，岩样规格为105 mm×105 mm×105 mm。根据相似准则，模拟参数为：水平段长度为65 mm，井筒直径为10 mm，套管射孔孔径为1 mm，压裂液注入速率为9 mL/min。压裂液采用植物胶(0.55%稠化剂GRJ-11+0.30%防膨剂 HTC-160)，其黏度为60 mPa·s。制备的岩样中水平井筒有2种布置方式，分别是沿着主应力方向(图1a)和与主应力方向存在一定的夹角(图1b)。

图1 水平井压裂岩样示意图

1.2 模拟实验方案设计

模拟方案主要设计参数：最大与最小水平主应力差为10 MPa和4 MPa；裸眼完井(用L表示)和套管射孔完井(用T表示)2种完井方式；井筒方位角θ(即水平段井筒轴向与最小水平主应力方向夹角)分别为0、30、45、60、90 °；套管采用90 °相位螺旋射孔方式。具体实验参数见表1。

表1 水平井压裂模拟实验参数

2 实验结果分析

2.1 裂缝起裂和延伸压力分析

裂缝起裂压力和延伸压力与井筒方位角关系曲线见图2。由图2可知：随方位角增大，裂缝起裂压力和延伸压力总体上呈下降趋势，延伸压力下降趋势相对平缓；方位角为45 °时，起裂压力有明显升高；随水平应力差增大，裂缝起裂压力和延伸压力降低，主应力差为10 MPa时的裂缝起裂压力和延伸压力比主应力差为4 MPa时的低2～10 MPa；与裸眼完井相比，受井筒完善程度的影响，套管完井时的裂缝起裂压力和延伸压力均较高。实验结果表明：在井位布置时应根据实际需要和现实条件综合考虑水平井筒的方位走向，以提高压裂裂缝复杂程度；主应力差对裂缝的起裂和延伸影响很大，主应力差越大，裂缝起裂和延伸压力越低，这与理论计算和数值模拟是一致的[29]；对强度高、稳定性强的地层，在维持井筒稳定性的基础上，倾向于采用裸眼完井方式，实现井筒和裂缝与地层最大限度的连通，提高油气采出效果。

2.2 裂缝起裂和延伸几何形态分析

裂缝几何形态可以很好地反映裂缝起裂和延伸规律。

图2 裂缝起裂压力和延伸压力与井筒方位角关系

井筒方向与σh方向夹角为0 °时的压裂裂缝形态见图3。由图3可知：水平井压裂时，裂缝在井筒附近沿井筒方向起裂，在距井筒一定距离时逐渐发生转向，沿着与σh垂直的方向延伸形成横断缝，这一点在主应力差为4 MPa时更为明显；套管射孔完井时，由于压裂时应力集中形成横断缝(图3c、d)。实验结果表明：当井筒轴向沿着最小主应力方向或者井筒方位角较小时，压裂形成横断缝，对于长水平段水平井，压裂可以更大程度地提高地层改造体积。

井筒方向与σh方向夹角为30 °时压裂裂缝形态见图4。由图4可知：裂缝垂直于井筒方向起裂，在距井壁距离为井筒直径处开始转向最大水平主应力方向扩展，具有多裂缝起裂的特征，在岩样外围形成一条沿垂直于最小主应力方向延伸的裂缝。实验结果表明，当井筒轴线不沿最大和最小主应力方向时，存在多裂缝或复杂裂缝的起裂和扩展。

井筒方向与σh方向夹角为45 °时压裂裂缝形态见图5。由图5可知：裂缝起裂变得复杂，存在拉伸和剪切破坏产生的裂缝；对于裸眼完井，压裂裂缝沿井眼轴线方向起裂，而在离井筒距离为井筒半径处，裂缝转向垂直于最小水平主应力方向延伸(图5a、b)；对于套管射孔完井，主应力差为10 MPa时，裂缝形态较为简单(图5c)，当主应力差较小时，裂缝起裂和延伸变得复杂(图5d)，主应力差为4 MPa时，在井筒附近裂缝沿井筒方向起裂，当裂缝远离井筒向外扩展时，转向垂直于最小水平主应力方向，在井筒端部裂缝沿最大水平主应力方向扩展。实验结果表明，方位角为45 °左右时，裂缝起裂和延伸压力高，形成的裂缝也更复杂，在井筒附近裂缝沿井轴方向起裂，向外扩展时裂缝逐渐转向垂直于最小水平主应力方向延伸。

图3 井筒与σh方向夹角为0°的岩样压裂裂缝形态

图4 井筒与σh方向夹角为30°的岩样压裂裂缝形态

图5 井筒方向与σh方向夹角为45°的岩样压裂裂缝形态

井筒方向与σh方向夹角为60 °时压裂裂缝形态见图6。由图6可知：裂缝起裂主要是由于拉伸破坏。对于裸眼井，裂缝沿井筒轴线方向起裂并延伸至岩样外围，形成裂缝平面，但在井筒的端部裂缝转向垂直于最小水平主应力方向延伸(图6a、b)；对于射孔完井，主应力差为10 MPa时，由于应力集中，裂缝在直井段与水平井段连接处的第1个射孔处沿井筒轴线方向起裂，当裂缝远离井筒向外扩展时转向垂直于最小水平主应力方向(图6c)，主应力差为4 MPa时，裂缝在近井地带沿井眼轴线方向起裂，在向外扩展时，与裸眼完井的裂缝形态基本相同(图6d)，但比应力差为10 MPa时的裂缝形态复杂。

图6 井筒方向与σh方向夹角为60°时的岩样压裂裂缝形态

井筒方向与σh方向夹角为90 °时压裂裂缝形态见图7。由图7可知，2种完井方式下裂缝均沿与最小水平主应力垂直方向起裂和延伸，形成纵向裂缝平面；套管完井时，每个射孔处均是裂缝起裂点，裂缝起裂并沿井筒轴向连接形成一条裂缝。该种情况下的水平井压裂对地层的动用程度较低，难以达到改造效果。

图7 井筒与σh方向夹角为90°的岩样压裂裂缝形态

通过以上模拟实验分析，对于水平井压裂的裂缝起裂和延伸，可以得到以下几点认识。

(1) 主应力差对裂缝起裂有较大影响，应力差越大起裂压力越低，越容易实施压裂；应力差越小起裂压力越高，并且裂缝起裂和延伸越复杂，形成复杂裂缝。

(2) 对于同一方位角，2种完井方式裂缝起裂和延伸的特点相似，裸眼完井的裂缝起裂压力和延伸压力均比套管射孔完井的低。

(3) 2种完井方式，随着水平井井筒与最小水平主应力夹角的增大，近井地带裂缝转角逐渐减小，当井筒垂直于最小水平主应力方向时，形成沿井轴方向的纵向缝

(4) 套管射孔完井时，每个有效射孔点处都是裂缝带起裂点，当逐渐远离井筒向外扩展时，裂缝最终转向垂直于最小水平主应力方向延伸，形成一条垂直于最小主应力方向的主裂缝。

3 结论及建议

(1) 在水平井井位布置时，应根据实际需要和现实条件综合考虑水平井筒的方位和走向，以增大压裂裂缝复杂程度，提高改造效果。

(2) 地层主应力差对裂缝起裂和延伸的影响很大，在压裂施工之前应充分掌握储层岩石物理性质，尤其是地应力资料，为合理设计压裂工艺参数提供参考。

(3) 对于水平井压裂，完井方式不是关键因素。若地层强度高稳定性强，在井的开采寿命内能够维持井筒稳定性，则采用裸眼完井方式，使得排采生产过程中井筒与裂缝和地层最大限度的连通，提高采出效果。

(4) 对于套管射孔完井，当孔眼方位与裂缝起裂方位一致时，起裂压力低。因此，增大射孔密度，有利于降低形成多裂缝起裂和延伸的不利因素。

(5) 由实验分析可知，当水平井井筒沿最小水平主应力布置时，压裂可以形成横断缝，提高储层动用程度，增大改造体积，特别适用于长水平段水平井的多级压裂。