X区块须家河组致密砂岩岩石力学特性与裂缝扩展特征

刘登元

(1．中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆 163453;2．黑龙江省油气藏增产增注重点实验室,黑龙江大庆 163453)

致密砂岩气是一种重要的非常规天然气,其储量大、分布广,开发前景广阔[1-4]。须家河组是四川盆地致密砂岩气勘探开发的重要领域,是四川盆地增储上产的重要层系。许晗等[5]利用室内实验分析了四川盆地川西坳陷须三段致密砂岩储层成岩作用和孔隙演化;吴小奇等[6]通过实验测试研究了川西坳陷须家河组不同层段烃源岩分子地球化学特征;詹泽东等[7]通过对川西地区上三叠统须二段气井开展递减模型诊断,研究了深层致密气藏气井产量递减模型;李伟等[8]通过资料分析研究了须家河组致密砂岩气藏地层流体压力特征、形成机制与演化及其与天然气大规模聚集关系。

为实现致密气藏的高效开发,往往需要进行体积压裂改造[9-12],为天然气提供高速渗流通道。随着非致密气储层深度增加,地层温度逐渐升高,岩石力学性质也呈现不同的特征[13-14],水力压裂施工改造裂缝扩展规律也会有所不同。围绕须家河组储层,李泽等[15]利用HTHP岩石可钻性实验仪,重点研究川西坳陷须家河组岩层可钻性,以提高钻井效率;朱澄清等[16]通过室内实验研究岩石力学性质和可钻性参数,为PDC钻头个性化设计提供依据;张毅等[17]以川西须家河组致密砂岩为研究对象,分析高温处理对砂岩微组构特征及力学性能的影响。上述研究多侧重于钻井领域,重点为岩石可钻性研究,而在岩石断裂性能以及裂缝扩展规律方面研究较少。本文通过开展热-固耦合三轴压缩实验,获取致密砂岩在地层温度条件下的岩石力学性质参数;利用断裂韧性评价实验,测试岩石的断裂韧性;计算弹性力学脆性指数和利用断裂韧性计算脆性指数,评价储层脆性;开展多簇压裂有限元数值模拟,分析裂缝扩展规律,为压裂优化设计提供支撑。

1 热-固耦合三轴压缩实验

1.1 实验原理与设备

开展热-固耦合三轴压缩实验,将圆柱形岩样放在具有液压的容器中,在圆柱两端用活塞施加轴向压力(σ1),通过圆柱形液压油缸在岩心试样周围施加围压,并使σ2与σ3相等,由于试样侧表面已被加压油缸的橡皮套包住,液压油不会在试样表面造成摩擦力,因而围压可以均匀施加到试样上。温度控制系统通过加热液压油实现岩石的加热。

按照《工程岩体试验方法标准》(GB/T 50266—2013)进行岩石静态参数测试。将标准岩样置于压力室中,利用耐油热缩管将岩样密封,通过人工和计算机将参数调节到模拟条件。通过计算机的控制操作对岩样施加轴向压力,测得岩石静态参数,用伺服系统进行数据采集。

1.2 实验结果与讨论

岩心取样井深2 303.33～2 310.34 m,岩心试件岩性为砂岩,共开展三轴压缩实验30组。测试得到的杨氏模量、泊松比、抗压强度随深度的分布如图1所示。杨氏模量21.98～32.85 GPa,平均值25.59 GPa;岩心泊松比0.20～0.41,平均值0.29;抗压强度193.54～347.44 MPa,平均值258.55 MPa。

图1 须家河组致密砂岩岩心岩石力学参数随深度变化情况

2 断裂韧性评价实验

2.1 实验原理及设备

断裂韧性测试采用国际岩石力学学会(ISRM)推荐使用的有“人”字形切槽的巴西圆盘(CCNBD)确定断裂韧性的方法。

2.2 实验结果与讨论

岩心取样井深2 303.33～2 310.34 m,共开展18组断裂韧性测定实验。实验结果表明,断裂韧性平均值为7.671 MPa·m1/2。

3 岩石脆性评价

常用的脆性评价方法可分为两类:一类是由R.Rickman等基于岩石力学参数计算脆性指数的方法,利用杨氏模量和泊松比表征岩石脆性;另一类是利用岩石断裂韧性计算脆性指数。

通常杨氏模量越高、泊松比越低,岩石的脆性越强,压裂越容易形成复杂的裂缝形态。使用岩石力学参数法计算岩石脆性指数的公式如下:

BI=(EBRIT+μBRIT)/2

(1)

EBRIT=(ES-Emax)/(Emax-Emin)×100

(2)

μBRIT=(μS-μmax)/(μmin-μmax)×100

(3)

式中:BI为使用岩石力学参数法计算得到的岩石脆性指数,即弹性力学脆性指数;Es为杨氏模量,104MPa;μs为泊松比;EBRIT为归一化杨氏模量对脆性特征的分量,无因次;μBRIT为归一化泊松比对脆性特征的分量,无因次。

在线弹性断裂力学中,岩石断裂韧性能够反映的是压裂过程中裂缝起裂之后继续延伸扩展的能力。使用断裂韧性计算脆性指数的公式如下:

BI2=H/KIC

(4)

式中:BI2为使用断裂韧性计算得到的岩石脆性指数,即断裂韧性计算脆性指数;H为抗压强度,GPa;KIC为断裂韧性,MPa·m1/2。

弹性力学脆性指数和断裂韧性计算脆性指数散点图如图2所示。从图中可以看出,岩石的弹性力学脆性指数为34.10～62.90,平均值42.99;断裂韧性计算脆性指数为7.68～9.39 m-1/2,平均值为8.54 m-1/2。对岩石脆性的评价标准为:脆性指数小于40时,岩石为塑性;脆性指数为40～60时,岩石为脆性;脆性指数大于60时,岩石为强脆性。综上所述,目标储层整体为脆性储层,有利于体积压裂改造。

图2 须家河组致密砂岩弹性力学、断裂韧性计算脆性指数图版

4 砂岩固热耦合水力压裂物理模拟

4.1 实验原理及设备

砂岩固热耦合水力压裂物理模拟实验主要将三轴应力加载与高温相耦合,采用大尺寸全直径岩样,进行小型室内水力压裂,探究砂岩在地层温度条件下的裂缝扩展规律。该实验系统在加载过程中可通过连接板与传力板以及定向机构等装置,将轴向力均匀施加到各个压裂试件的表面上。

4.2 试件制备

首先,采用天然直径岩心试样,在端面中心位置钻一定深度的圆孔,置入井筒后用云石胶封固,候凝24 h。然后,采用钢制模具,在岩心外侧浇筑水泥,制成尺寸为200 mm×200 mm×200 mm的标准试件。浇筑的水泥为硅酸盐水泥,砂为10～30目的工程砂,水泥与砂按质量比12混合,天然岩心置于试件中心。压裂实验过程中采用清水作为压裂液,为便于实验后观察裂缝形态,在压裂液中添加红色示踪剂。压裂结束后,取出岩心观察裂缝形态。试件制备过程如图3所示。

图3 水力压裂试件制备

4.3 实验方案

实验通过压后岩样裂缝起裂及延伸分布来研究复杂缝网形成规律。实验设置温度为60 ℃,采用三轴应力加载方式。实验主要分析水平应力差、压裂液黏度、泵注排量三个因素变化对于裂缝扩展的影响规律,共设置5组压裂实验,具体实验方案见表1。其中,1#、2#和4#试件主要研究当水平应力差为5 MPa、泵注排量为5 mL/min时,压裂液黏度变化对裂缝延伸形态的影响;3#、5#试件主要研究当水平应力差为13 MPa、泵注排量为10 mL/min时,压裂液黏度变化对裂缝延伸形态的影响。

表1 水力压裂实验方案

4.4 实验结果与讨论

4.4.1 裂缝扩展形态分析

水力压裂后砂岩裂缝扩展延伸效果如表2所示。

表2 物理模拟实验结果

1#试件:当注入时间约为12.0 s时,注入压力逐渐升高,经过4.1 s达到破裂压力4.2 MPa后,注入压力迅速下降至0.7 MPa;继续注入压裂液,压力稍有升高后保持稳定直至实验结束。打开压裂试件观察发现水力裂缝面积约占破裂面面积的2/3,且水力裂缝面不平整,裂缝面起伏程度较大。

2#试件:当注入时间约为12.0 s时,注入压力开始升高,经过3.2 s后达到破裂压力5.1 MPa,注入压力降低,当下降至0.9 MPa后随着压裂液的注入,压力稍有升高后保持稳定直至实验结束。剖开压裂试件观察发现水力裂缝面积约占破裂面面积的7/8,水力裂缝表面较为平整,起伏程度降低。

3#试件:注入排量增大至10 mL/min,当注入时间为8.0 s时,压力逐渐升高至破裂压力5.0 MPa后迅速降低至0.6 MPa;继续注入压裂液,压力不再升高。剖开压裂试件观察发现水力裂缝面积约占破裂面面积的3/4,裂缝断面呈弯曲状,但裂缝面整体较为平整。

4#试件:注入时间约为11.5 s时,压力逐渐升高,当注入压力达到4.8 MPa时,岩心发生破裂产生裂缝,注入压力下降至1.0 MPa,随后压力缓慢上升并保持稳定直至实验结束。观察裂缝面发现压裂液到达整个破裂面,裂缝面倾斜程度较大,但裂缝面整体较为平整。

5#试件:注入时间从8.0 s至10.5 s后达到岩心破裂压力5.4 MPa,注入压力下降至0.8 MPa,随后压力稍有升高并保持稳定直至实验结束。观察岩心裂缝面,发现裂缝面贯穿破裂面,裂缝面倾斜程度较大,但裂缝面整体较为平整。

从裂缝形态可以看出,不同水平应力差、不同注入排量、不同压裂液黏度,裂缝扩展特征不同;试件产生的裂缝与岩心端面垂直,水力裂缝主延伸方向与最大水平主应力方向一致,但裂缝面存在一定的拐折。

对于1#、2#和4#试件,注入排量为5 mL/min,裂缝面呈现弯曲形态,破裂面具有一定的起伏程度;对于3#和5#试件,注入排量为10 mL/min,破裂面的起伏程度略小,破裂面成近似平面状态。通过剖析裂缝空间形态,定量评估裂缝转向角度,对于2#～5#试件,裂缝转向角度分别为3.28°、9.69°、6.19°和10.36°。

4.4.2 压裂液黏度的影响

对比1#、2#和4#试件,水平应力差为5.0 MPa,压裂液黏度分别为1、10、30 mPa·s,压裂液黏度越大,裂缝贯穿深度越大,压裂液黏度为30 mPa·s时,断裂面基本贯通整个试件。水平应力差为5.0 MPa时,黏度由10 mPa·s增加至30 mPa·s,裂缝转向角度由3.28°增大至6.19°。

对比3#和5#试件,水平应力差为13.0 MPa,裂缝贯穿深度增大;黏度由10 mPa·s增加至30 mPa·s,裂缝转向角度由9.69°增大至10.36°,增加近6.9%。压裂液在整个岩样中的波及范围也达到最大,岩样内出现复杂缝。

此外,在压裂液黏度分别为10 mPa·s和30 mPa·s 的条件下,水平应力差由5.0 MPa增加至13.0 MPa,裂缝转向角度均增加将近1倍,说明水平应力差越大,应力差对裂缝延伸的控制作用越强,越易形成主裂缝。

5 多簇压裂有限元数值模拟

基于储层岩石力学与断裂力学参数测试结果,开展多簇压裂数值模拟。

5.1 数值模型基本方程

5.1.1 流固耦合方程

多孔介质中固体岩石的平衡方程为:

(5)

根据流体质量守恒原理,流体介质的连续性方程为[14]：

(6)

式中:J为储层孔隙的体积变化率;nw为孔隙中液体体积与储层总体积的比值;ρw为储层液体密度,kg/m3;x为流体流动的方向向量,m;vw为储层流体的流动速度,m/s。

5.1.2 内聚力模型

采用内聚力模型(CZM)模拟裂缝的起裂和延伸过程。内聚力模型由黏结单元的牵引-分离准则和流体流动方程两部分组成。前者控制裂缝的起裂和延伸过程,采用二次正应力准则判定裂缝的起裂,采用双线性T-S法则判定裂缝的萌生与扩展;后者控制裂缝内流体的流动以及裂缝内流体向围岩中的渗流过程。

5.1.3 压裂液在井筒内的流动

压裂液注入井筒后,通过射孔孔眼进入地层。压裂液在井筒内的流动采用达西-韦史巴赫(Darcy-Weisbach)管流摩阻公式计算,压裂液流经孔眼的摩阻采用Crump等的摩阻公式计算。在模拟计算中,不考虑孔眼磨蚀直径变化的情况,而且当进行暂堵压裂施工时,假设暂堵的整个射孔簇孔眼完全堵塞。

5.2 结果分析

采用ABAQUS软件,结合水力压裂有限元数值模拟方法,利用管流单元模拟压裂液在井筒内的流动[18-19],采用连接单元模拟射孔孔眼,构建井筒与地层耦合的水力压裂有限元模型(图4)。三向主应力分别为24.0、29.0、34.0 MPa;压裂液泵注排量为10 m3/min和16 m3/min,压裂液黏度为10.0 mPa·s,压裂液密度为1 010 kg/m3;单段分3簇射孔,簇间距按照10 m和20 m两种情况考虑,单簇射孔孔眼数量为16孔,孔眼直径为10 mm。为准确表征裂缝的扩展过程,采用由外向内变密度网格划分方式。

图4 分段多簇压裂有限元数值模拟模型

为研究压裂液排量与簇间距对裂缝扩展的影响规律,共开展水力压裂数值模拟4组。第1组压裂液泵注排量为10 m3/min,簇间距为20 m;第2组压裂液泵注排量为10 m3/min,簇间距为10 m;第3组压裂液泵注排量为16 m3/min,簇间距为10 m;第4组压裂液泵注排量为16 m3/min,簇间距为10 m,并在压裂过程中加入暂堵剂。裂缝扩展形态如图5所示,从注入点由近及远,分别为裂缝F1、裂缝F2和裂缝F3,裂缝F2为中间裂缝,裂缝F1和裂缝F3均为侧边裂缝。

图5 水力压裂数值模拟裂缝扩展形态

第1组:裂缝扩展初期,3簇射孔裂缝均起裂。随着压裂液逐渐注入,裂缝间发生竞争扩展现象。中间裂缝在两侧裂缝应力阴影作用下,扩展速度逐渐减慢直到停止,压裂液主要进入两侧射孔簇,两侧裂缝近似同步扩展,最终三条裂缝长度分别为 51.77、0、51.77 m,三个射孔簇裂缝未能得到均衡扩展。

第2组:在裂缝扩展初期,3簇射孔裂缝均起裂。随着裂缝长度增大,裂缝间的应力干扰作用增强,中间裂缝扩展受到抑制。与第1组相比,由于簇间距减小,两侧裂缝对中间裂缝的抑制作用更早,中间裂缝F2扩展长度变短。压裂液注入后期,侧边裂缝F1和F3得到扩展,由于裂缝间应力干扰作用加剧,裂缝F3对右侧裂缝F1形成挤压,裂缝F1与注入点距离更近,长度大于裂缝F3,宽度小于裂缝F3。综上所述,与簇间距为20 m(第1组)的情况相比,裂缝不均衡扩展程度进一步加剧。

第3组:在裂缝扩展初期,3簇射孔裂缝均起裂,中间裂缝F2受到抑制。由于排量增大,在射孔孔眼数量不变的条件下,起到一定的限流压裂作用,裂缝F1和F3近似同步扩展。与第2组相比,裂缝F1和F3扩展的均匀程度增加,因此,增大排量可提高多簇压裂裂缝扩展均匀程度。

第4组:在裂缝扩展初期,3簇射孔裂缝均起裂,中间裂缝F2受到抑制,边缘裂缝F1和F3近似同步扩展。由于加入了暂堵剂,可对边缘射孔簇进行封堵,压裂液进入中间射孔簇,故中间裂缝F2得到扩展,且中间裂缝F2的扩展将会对侧边裂缝F1和F3造成挤压,致使裂缝宽度变窄。因此,采用大排量泵注结合暂堵压裂,可实现多裂缝均衡扩展。

须家河组储层,采用多簇压裂进行体积压裂改造,在多裂缝同步扩展时,由于裂缝间应力干扰作用,裂缝存在竞争扩展现象;采用限流压裂结合暂堵技术,可促进多裂缝均衡扩展,从而提高射孔簇效率以及储层压裂改造效果,有利于单井产气量提高。

6 结论

1)通过室内实验,测试得到须家河组致密砂岩的岩石力学参数与断裂韧性,并分别基于岩石力学参数和断裂韧性计算得到岩石的脆性指数,对岩石的脆性进行评价。

2)大尺寸全直径岩样水力压裂物模实验是认识砂岩在高温条件下水力压裂裂缝延伸规律的有效手段,水平应力差为5.0 MPa时,黏度由10 mPa·s增加至30 mPa·s,裂缝转向角度增加88.7%;水平应力差为13.0 MPa时,黏度由10 mPa·s增加至30 mPa·s,裂缝转向角度增加近6.9%,黏度越大,裂缝贯穿深度越大。

3)射孔簇间距越小,缝间干扰越严重,采用限流压裂结合暂堵技术,可促进多裂缝均衡扩展,从而提高射孔簇效率以及储层压裂改造效果,有利于单井产气量提高。