郑东升，肖 阳，贾海正，何 文，李佳琦

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.成都理工大学，四川 成都 610059；3.成都理工阳光能源科技有限公司，四川 成都 610059)

0 引 言

体积压裂技术在国内外致密油开发中取得了显著效果，为致密储层大规模开发提供了新的途径。体积压裂技术可以减小近井地带渗流阻力，增大单井泄油面积。郭鹏[1]等采用RFPA-flow软件建立了储层的流固耦合模型，模拟裂缝扩展；郑鹏[2]基于SVFN程序，解决了有限元模拟中不能有效处理裂缝尖端奇异性的问题，能够模拟人工裂缝与天然裂缝的交互作用及形成缝网的动态过程；陈旭日[3]等利用三维离散元程序及其内嵌fish语言建立表征天然裂缝的离散裂缝网络，并考虑流固耦合建立水力裂缝与复杂DFN相互作用的页岩水平井体积压裂数值计算模型。

目前针对致密油储层的体积压裂技术还不完善，尤其对天然弱面的分析较少，且缺乏对人工裂缝与弱面相交后转向规律研究。因此，以弱面理论为基础，改进了人工裂缝与天然弱面的相交准则，并据此分析体积压裂的施工可控参数影响，模拟了人工裂缝扩展延伸及人工裂缝与天然弱面交互的缝网扩展。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷致密油层富集区位于新疆准噶尔盆地东部，主要含油层系二叠系芦草沟组在整个凹陷内均有分布，呈南厚北薄、西厚东薄的趋势，平均厚度约为200.0～350.0 m。芦草沟组自下而上划分为芦草沟组一段P2l1和二段P2l2，并细分为P2l12、P2l11、P2l22、P2l21。上“甜点”体位于芦二段二层组(P2l22)中上部，厚度为13.4～43.0 m，平均为37.8 m。储层为咸化滨浅湖的沉积环境，岩性复杂，纵向薄互层发育，岩性主要包含砂岩、泥岩、云岩及砾岩。芦草沟组地层压力系数为1.27～1.32，属异常高压压力系统。估算地层压力为39.02 MPa，地层温度为85.66 ℃。地面原油密度平均为0.888 g/cm3，50 ℃原油黏度平均为50.27 mPa·s，凝固点平均为17.60 ℃。测井结果表征储层高角度缝等天然裂缝及层理发育，地层发育泥质条带、泥岩薄层，导致隔层具有极强的抗压能力，影响水平井人工裂缝纵向沟通能力。

2 水力压裂人工裂缝和弱面相交作用准则

为了具体研究体积压裂裂缝扩展规律，针对人工裂缝与天然弱面相交后形成的裂缝形态，分为直接延伸和转向延伸进行研究[4-19]。

2.1 人工裂缝穿过天然弱面直接延伸

根据最小主应力准则，若人工裂缝与弱面相交，则在相交点后方人工裂缝的延伸方向会垂直于最小地应力方向。根据Blanton准则，该情况下，相交流体压力需要满足：

pi(t)>σt+To

(1)

(2)

相交点的流体压力可以净压力的形式表示：

pi(t)=pnet(t)+σ3

(3)

式中：pi(t)为人工裂缝与弱面相交处的压力，MPa；σt为平行于天然弱面的正应力，MPa；To为岩石抗张强度，MPa；pnet(t)为裂缝延伸净压力，MPa；θ为逼近角，即人工裂缝与弱面夹角，°；σ1为最大水平主应力，MPa；σ3为最小水平主应力，MPa。

为了在天然弱面的另一侧壁面重新起裂，保证人工裂缝的继续延伸，交点处的流体压力必须克服应力σt与岩石的抗张强度To的和。

将式(3)代入式(1)中有：

(4)

由式(4)可知，裂缝延伸的净压力主要与逼近角和岩石抗张强度相关。

2.2 人工裂缝沿弱面转向延伸

当人工裂缝与弱面相交，交点的流体压力不满足穿过天然弱面的力学条件时，人工裂缝只能沿天然弱面的端部起裂延伸，从天然弱面的端部破裂继续垂直于最小水平主应力延伸。该情况下，相交流体压力满足：

ptip>Δpnf+To，tip

(5)

Δpe=pnet(t)+σn

(6)

式中：ptip为人工裂缝端部压力，MPa；σn为作用于天然弱面上的垂向应力，MPa；To，tip为天然弱面端部的岩石抗张强度，MPa；Δpe为裂缝入口压力，MPa；Δpnf为交点与最近裂缝端部之间的流体压力，MPa。

对于Δpnf可采用弱面内流体渗流方程式进行计算。在储层实际条件下，弱面端部的流体压力必须大于从弱面端部起裂的门限压力，假设弱面最初延伸方向为弱面的实际走向，则需要满足：

(7)

式中：To，e为破裂处的岩石抗张强度，MPa。

根据式(4)、(7)，建立的人工裂缝与弱面相交作用准则给出人工裂缝与弱面相交作用下的延伸路径及判断方法，可用于人工裂缝和弱面相交作用分析和远场缝网形成的过程分析。由于吉木萨尔复杂的沉积环境，通过人工裂缝与天然弱面的交互准则可知，只有更改净压力，才可改变人工裂缝与天然弱面的交互形态，而通过改变排量可以有效改变净压力。随着排量的增大，当人工裂缝与天然裂缝相交时，初始无法穿过的天然裂缝也会随着净压力的增大从而转向穿过天然裂缝，生成更多的次生裂缝，形成复杂的缝网，同时，裂缝的支撑面积和支撑体积都会相应增大。

3 实例应用

根据前文论述，吉木萨尔高角度裂缝弱面发育，结合弱面相交作用准则可知，吉木萨尔区块在压裂后易形成缝网，通过改变排量、净液量和砂比3项施工参数进行体积改造综合分析。

设置排量分别为6、9、12、15、18 m3/min，进行弱面及人工裂缝交互模拟(图1)。由图1可知，排量为9 m3/min时效果最好，但是同时结合支撑面积及滤失体积综合分析，12 m3/min为最优值，主要是由于随着排量的增大，在射孔处憋压更严重，缝宽和缝高都会相应增大，裂缝支撑面积和支撑体积也随之增大。

图1 排量影响因素分析

设置净液量分别为432、865、1 298、1 730、2 163、2 596、3 029 m3，进行弱面及人工裂缝交互模拟(图2)。由图2可知，从裂缝体积方面考虑净液量越高越好，而支撑面积从2 596 m3开始基本平衡不变，滤失体积随净液量的增大而增大，因此，净液量为2 596 m3最优。这是由于净液量的增大会造成次生裂缝增长，生成更复杂的缝网，会直接影响缝网的支撑体积与支撑面积，所以净液量是增大缝网压裂改造的关键因素之一。图2中1 200～1 700 m3处裂缝的支撑面积和支撑体积出现起伏，主要是由于模拟时此处沟通的天然弱面数量和属性不同，可能会造成一些偏差。

图2 净液量影响因素分析

设置砂比分别为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6，进行弱面及人工裂缝交互模拟(图3)。结合储层具体地质力学情况，从支撑面积和支撑体积方面综合考虑，认为砂比为0.1～0.2时最优。这是由于随着砂比的增大，支撑剂会增大裂缝的支撑面，但随着支撑剂增多，大颗粒支撑剂难以进入缝网拐角及裂缝端部，少量支撑剂可以进入次生裂缝防止裂缝闭合，因此，随着砂比增大，裂缝支撑面积和支撑体积都会达到临界值。

图3 砂比影响因素分析

4 结 论

(1) 基于弱面理论，得到了人工裂缝与天然弱面相交准则，同时建立了数学模型。针对人工裂缝与天然弱面交互的形态，通过改变排量从而改变净压力，进而改变人工裂缝与天然弱面交互的形态。

(2) 通过改变施工参数进行弱面及人工裂缝交互模拟，研究表明：结合支撑面积及滤失体积综合分析排量对裂缝体积的影响，排量最优值为12 m3/min；考虑滤失体积及支撑面积分析净液量对裂缝体积的影响，最优值为2 596 m3；结合储层具体地质力学情况，从支撑面积和支撑体积综合考虑，认为砂比为0.1～0.2时，可形成最优缝网。