页岩储层水力裂缝网络多因素耦合分析
刘玉章1, 修乃岭1,2, 丁云宏1, 王欣1,2, 卢拥军1,2, 窦晶晶1,2, 严玉忠1,2, 梁天成1,2
1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院
2.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室

作者简介:刘玉章,1955年生,教授级高级工程师;主要从事油气田开发理论研究及管理工作。地址:(065007)河北省廊坊市44号信箱。电话:(010)69216200。E-mail:liuyz@petrochina.com.cn

摘要

为优化压裂设计、提高页岩储层的改造效果,基于室内真三轴水力压裂模拟实验、现场压裂实践和理论分析的方法,从页岩储层岩石的脆性指数、水平应力差、天然裂缝的力学特征和发育程度、液体黏度和施工参数等方面分析了页岩储层压裂形成缝网的受控因素。结果表明:页岩储层的水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的双重作用;从储层地质因素上看,岩石的脆性指数越高、天然裂缝越发育、天然缝胶结程度越差,越有利于形成缝网;从压裂作业的因素看,压裂液黏度越低以及压裂规模越大,越有利于形成充分扩展的缝网。在分析单个因素的基础上,建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育程度,并用于评价页岩储层压裂后水力裂缝的复杂程度。

关键词: 页岩; 裂缝网络; 脆性; 应力差; 黏度; 天然裂缝; 压裂(岩石); 评价
Multi-factor coupling of hydraulic fracture network in a shale gas reservoir
Liu Yuzhang1, Xiu Nailing1,2, Ding Yunhong1, Wang Xin1,2, Lu Yongjun1,2, Dou Jingjing1,2, Yan Yuzhong1,2, Liang Tiancheng1,2
1.Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Langfang, Hebei 065007, China
2.Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Stimulation, CNPC, Langfang, Hebei 065007, China
Abstract

In order to optimize fracturing design and improve shale reservoir stimulation effect, according to the results of indoors true triaxial hydraulic fracturing simulation experiments and the methods for analyzing field fracturing practices and theories, this paper systematically discussed the controlling factors of fracture network induced by shale reservoir fracturing, including the brittleness index of shale reservoir rocks, horizontal stress difference, mechanical characteristics and expansion of natural fractures, fluid viscosity, and construction parameters. The analysis results showed that the expansion of hydraulic fracture network of a shale reservoir is influenced by both geological and engineering factors. From the perspective of geological attributes, higher rock brittleness resulting in better natural fracture development and worse natural fracture cementation, will facilitate the formation of fracture network. From the perspective of the engineering factors of fracturing operation, lower fluid viscosity and larger fracturing scale will be more conducive to the formation of fully expanded fracture network. On this basis, the multi-factor coupling network growth indexes were established to represent the expansion of hydraulic fracture network of a shale reservoir and evaluate the complexity of hydraulic fractures induced by shale reservoir fracturing.

Keyword: Shale; Fracture network; Brittleness; Stress difference; Viscosity; Natural fracture; Fracturing (rock); Evaluation

据美国能源情报署(EIA)估计, 中国页岩气可采储量大, 具有十分广阔的开发前景[1, 2]。由于页岩气储层属于低孔隙度— 超低渗透率的致密储层, 为实现经济开发必须进行压裂增产作业[3]。研究页岩储层水力裂缝网络延伸的影响因素和合理表征网络裂缝延伸程度对优化压裂设计提高改造效果具有重要意义。目前, 国外学者通过脆性指数[4]来表征页岩储层水力压裂形成缝网的能力, 然而单纯通过脆性指数无法真实反映储层压裂的难易程度。袁俊亮[2]根据页岩气储层岩石的脆性指数、断裂韧性建立可压裂指数(Frac)来描述储层压裂的难易程度, 没有考虑工程因素对水力裂缝延伸影响; 赵金洲[5, 6]等从地质和工程两方面的不同参数分析了页岩储层缝网扩展受控因素, 但没有考虑各控制因素的耦合对水力裂缝网络发育程度的影响。

2008年, Cipolla等[7]采用裂缝复杂指数来表征页岩储层水力裂缝网络发育的复杂程度, 该值等于裂缝网络宽度与长度之比, 常用微地震监测得到的事件点“ 云图” 的宽度和长度来计算, 由于微地震监测的准确性及事件与裂缝延伸关系尚不十分明确。因此本身具有很大的不确定性, 且只能作为具有微地震监测手段的水力压裂施工其裂缝复杂程度的后评估, 缺乏完善和优化压裂设计的预测意义。而实际上, 针对不同的储层和各种工艺手段, 压裂裂缝延伸的复杂程度大有不同, 因此研究储层水力裂缝网络延伸的影响因素和合理表征水力裂缝网络复杂程度对优化压裂设计提高改造效果具有重要意义。笔者研究了地质因素和施工因素对页岩储层水力裂缝网络发育程度的影响, 初步建立了多因素耦合的缝网发育指数来表征和评价页岩储层水力裂缝网络发育程度, 对优化页岩压裂改造技术具有一定指导意义。

1 页岩储层水力裂缝网络发育程度影响因素分析
1.1 地质因素分析

影响页岩储层水力裂缝网络发育程度的地质因素包括储层岩石力学参数、水平应力场、天然裂缝方向与发育程度、天然缝胶结程度等几个重要方面[8]

1.1.1 岩石脆性指数的影响

国内外学者[9, 10, 11]和石油公司都非常重视页岩气储层力学特征的评价。根据国外对页岩气储层可压裂性的评价经验, 压裂后所形成裂缝的复杂程度与脆性指数正相关。因此, 脆性指数(B, 无量纲)目前已成为遴选高品质页岩的重要参数。根据北美页岩压裂实践经验, Rickman[11]提出了采用弹性模量与泊松比计算岩石脆性的数学方程, 并给出了岩石脆性与压裂裂缝形态的关系。研究认为, 岩石的脆性特征指数越高, 页岩储层裂缝延伸形态越复杂。即

B=0.5 E-EminEmax-Emin-μ-μmaxμmax-μmin(1)

式中EEmaxEmin分别为页岩储层杨氏模量、杨氏模量最大值和杨氏模量最小值, MPa; μ μ maxμ min分别为页岩储层泊松比、泊松比最大值和泊松比最小值。

1.1.2 水平地应力和天然裂缝的影响

假设上覆应力为最大主应力, 由经典压裂理论可知, 水力裂缝在远场沿最大水平主应力方向扩展, 当水力裂缝扩展遇到天然裂缝后, 可能会发生穿过天然裂缝继续延伸, 也可能会导致天然裂缝发生剪切或张开而形成缝网, 将会增加裂缝与储层的接触面积, 提高改造效果。

水力裂缝与天然裂缝相交时能否发生转向, 与水平主应力大小、逼近角和天然裂缝的力学参数有关。假设天然裂缝为垂直缝, 方位一致的裂缝称为裂缝组, 共m (无量纲)组, 第i组逼近角为θ i(° ), σ Hσ h分别为最大和最小水平主应力, 如图1所示。

图1 水力裂缝逼近天然气裂缝示意图

水力裂缝与第i组天然裂缝相交点处流体压力为pfi, 天然裂缝面上的正应力σ ni和剪切应力τ i分别为:

σ ni= σH+σh2- σH-σh2cos(2θ ) (2)

τ i= σH-σh2sin(2θ i) (3)

因此, 第i组天然裂缝发生剪切破坏, 需要满足条件[12]:

i|=ci+fi(σ m- pfiτ) (4)

式中ci为第i组天然裂缝的内聚力, MPa; fi为第i组天然裂缝面摩擦系数; pfiτ表示第i组天然裂缝发生剪切破坏时相交点处的流体压力极限值。于是

pfiτni- |τi-cifi(5)

同理, 天然裂缝发生张性破坏时相交点处流体压力极限值( pfit)和水力裂缝穿过天然裂缝时相交点处流体压力极限值( pfm)可以分别表示为[13]

ptfini+Tfi (6)

pfmh+Tm(7)

式中Tm为页岩基质抗拉强度; Tfi为第i组天然裂缝面抗拉强度。

定义临界判别因子为:

ki= pfmmin(pfit, pfiτ)(8)

当0< ki< 1时, 水力裂缝将穿过第i组天然裂缝; 反之, ki≥ 1表示第i组天然裂缝发生剪切或张开, 更有利于储层改造缝网的形成。

Tm=3 MPa, 对不同逼近角和水平主应力差情况下, 计算天然裂缝破坏边界线(图2)。

图2 天然裂缝参数和水平主应力差对水力裂缝扩展的影响图

显然, 天然裂缝无胶结 (内聚力c和抗拉强度Tf均为0)时, 天然裂缝发生剪切的可能性最大, 仅在逼近角较大且水平主应力存在一定差值时, 水力裂缝可能穿过天然裂缝。如果考虑天然裂缝胶结, 水力裂缝穿过天然裂缝、天然裂缝剪切或张开的情况均可能发生:胶结程度越高(内聚力和抗拉强度越大), 天然裂缝剪切的可能性越低; 逼近角越小且水平主应力差越小, 天然裂缝越可能张开, 逼近角越大且水平主应力差越大, 水力裂缝越容易穿过天然裂缝。

1.2 工程因素分析

影响页岩储层水力裂缝网络发育程度工程因素包括施工压力、压裂液黏度、施工排量等几个方面。

1.2.1 施工净压力

Renshaw[14]研究表明, 压裂施工净压力越大, 水力裂缝越容易与预想扩展平面产生偏转和扭曲, 故也越容易沿着天然裂缝剪切或张开。

1.2.2 流体黏度

页岩储层压裂液黏度对裂缝扩展复杂性具有重要影响。室内实验发现, 低黏度流体更易形成复杂的裂缝形态, 而高黏度流体更易形成平直的单一裂缝[15]; 国外对1口Barnett页岩水平井采用不同作业流体两次施工的微地震监测结果也表明, 滑溜水的储层改造体积远大于冻胶压裂液, 更易形成复杂的裂缝展布。

1.2.3 施工排量

施工排量的增加能引起裂缝净压力升高, 从而导致水力裂缝转向延伸而形成复杂的裂缝网络。张旭等[15]通过大尺寸真三轴实验系统, 证实了随着泵排量的增大, 裂缝形态更为复杂, 岩石破坏程度更高(图3)。

图3 不同排量时的压裂效果图[15]

2 页岩缝网发育指数定义及应用

根据以上分析可知, 页岩储层水力裂缝网络发育程度受到地质因素和工程因素的共同影响, 为表征页岩储层水力裂缝成网延伸能力和工程因素对水力裂缝成网延伸的影响, 评价压后水力裂缝的复杂程度, 按照储层水力裂缝网络发育程度与不同地质、工程因素正、负相关, 定义页岩缝网发育指数— — FNGI(Fracture Network Growth Index)如下:

FNGI=B i=1mkiLfiapw-σhμbqct d(9)

式中B为页岩储层脆性指数, 无量纲; Lfi为天然裂缝线密度, 条/m; ki为临界判别因子, 无量纲; pw为施工井底压力, MPa; σ h为最小水平主应力, MPa; μ 为压裂液黏度, mPa· s; q为施工排量, m3/min; t为施工时间, h; abcd为系数。

定义的页岩缝网发育指数(FNGI)为无量纲量, 根据量纲协调原理, 确定系数a, b, cd

FNGI=B i=1mkiLfipw-σhμq13t43(10)

分别从地质因素变量和施工因素变量两个方面, 考察参数的变化对FNGI的影响, 变化规律如图4所示。

图4 页岩缝网发育指数变化规律图

图4中可以观察到, 颜色越红, 页岩缝网发育指数越高, 表明水力裂缝为网络发育的可行性越大, 形成的裂缝形态越复杂; 颜色越蓝, 缝网发育指数越低, 表明水力裂缝成网络发育的可行性越小, 形成的裂缝形态越单一。结合储层和施工信息, 即可获得页岩储层水力裂缝网络发育指数的三维分布图。

根据上面模型, 对页岩气4口水平井水力裂缝网络发育程度进行评价, 并对每口井平均每段FNGI与平均每段产气量进行了对比分析, 4口井具体参数和结果如表1表2所示。

表1 页岩气4口井地质和施工参数表
表2 页岩气4口井水力裂缝网络发育指数表

缝网发育指数(FNGI)表示水力裂缝网络发育的程度, FNGI越大, 表示储层改造程度越好, 压力系数代表储层的供气能力, 从图5可看出, 4口井平均每段产气量与平均每段FNGI和压力系数乘积具有较好的正相关性。

图5 平均每段产气量与平均每段FNGI和压力系数乘积关系图

3 结论

1)在分析页岩储层主要地质因素和工程因素对水力裂缝成网延伸影响基础上, 初步提出缝网发育指数来表征页岩储层水力裂缝成网延伸能力和工程参数对裂缝网络延伸的影响, 该参数有助于评价压裂后形成的裂缝网络的复杂程度。缝网发育指数模型可用来对比不同页岩储层形成网络裂缝的能力大小, 还可以对比分析工程参数对裂缝网络发育程度的影响。

2)分析了页岩气4口水平井平均每段FNGI与平均每段产气量之间的关系, 它们之间具有较好的相关性; 平均每段产气量与平均每段FNGI和压力系数乘积具有较好的正相关性。

3)建议今后进一步结合室内真三轴水力压裂模拟实验和现场裂缝监测结果对裂缝网络的复杂性及分布规律进行对比分析, 进一步验证裂缝网络发育影响因素, 完善水力裂缝网络复杂程度表征方法。

The authors have declared that no competing interests exist.

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