(2) 研究裂缝或基质主导的流体压力传播。对于裂缝控制的流体，其能够通过天然裂缝或诱导裂缝使压力传播得更快，并且范围更广。

(3) 体积压裂时压力与滤失的关系。当泵注压力大于最大水平主应力时，次生裂缝得以形成，增大了流体滤失量。随着注入压力的不断增加，天然裂缝逐渐张开，同时缝宽也随之增大，此时滤失量随压力的变化呈现指数上升。

(4) 微地震云图拟合。微地震事件是由于天然裂缝和诱导裂缝的剪切破坏产生的，而剪切破坏来源于地层孔隙压力的传播。因此，裂缝的剪切破坏取决于裂缝主导的渗透率和孔隙度大小。

除此之外，天然裂缝与压裂裂缝的交互作用也值得深入研究。

压裂裂缝与天然裂缝的相互沟通和搭接是页岩体积压裂的主要目的，如果能够掌握水力裂缝遇到一组张开难度较小的天然裂缝的扩展规律，那么页岩体积压裂施工将易于实现。天然裂缝不仅是压裂液的滤失处，也是压裂裂缝扩展的主要新路径，因此压裂诱导应力以及天然裂缝的张开情况都要考虑在内。目前，国内外一些学者针对页岩压裂裂缝与天然裂缝的相交行为开展了相关物理实验研究，较为典型的研究结果可以参考Blanton等、Overby等、Yost等的研究。

现场压裂施工中，地面施工压力曲线也是体积压裂中比较重要的数据。通过施工压力曲线的变化趋势，现场工程师可以了解地下的压裂进展情况。当地面注入压力发生变化时，通常有以下几个原因：①人工主裂缝周围形成新生裂缝；②遇上薄弱层，如薄层或断层；③打开一组天然裂缝；④穿透隔层。通常所读取的是经过计算处理后的井底压力值，相对于该值，尽管实测井底压力值更能反映实际情况，但是在多段压裂中很难对井底压力进行实际测量。体积压裂时主裂缝沟通各分支裂缝、分支裂缝沟通下一级分支裂缝时表现为瞬态压力变化，通过地面施工压力曲线判断缝网的形成、规模(储层改造体积)或其他问题是体积压裂研究上的一个难点和研究方向，可通过模拟井内压裂液瞬态压力变化，实现由地面压力变化解释岩石体积压裂概况。

相关研究表明，页岩体积压裂时缝网复杂程度随着净压力的增大而增加。Warpinski等通过大量实验测试，也证实了缝网复杂程度与净压力的相关性。因此，净压力的变化可以作为衡量压裂作业质量的一个标志。当前，净压力的变化范围尚未形成统一的认识，但现场实际施工表明，当净压力增加700～1000psi①时，可以认为地层已经造出了复杂缝网。以Barnett页岩体积压裂为例，当净压力以每分钟1～5psi的速度增加时，说明复杂缝网正逐渐形成，并且均位于层内；当净压力以每分钟8～15psi的速度增加时，会有可能出现砂堵或者缝网已经压出层外的情况。

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体积压裂与常规水力压裂的区别

1) 裂缝形成机理方面

1) 裂缝形成机理方面

常规压裂的裂缝为双翼平面裂缝，主要由岩石的拉伸破坏产生。体积压裂的裂缝为裂缝缝网，主要由拉伸、剪切、拉-剪复合作用等复杂破坏产生。

2) 压裂液滤失方面

2) 压裂液滤失方面

目前的体积压裂利用大液量与高压力产生大量剪切裂缝，形成复杂裂缝网络，具有大液量和高压力的特点。常规水力压裂理论认为，大液量导致滤失量更大，从而对裂缝周围岩石伤害更严重，降低了裂缝附近储层的渗透率和油气生产能力；而高压力将增加裂缝缝宽，减小裂缝缝长。另外，高压力容易使裂缝纵向扩展，导致压裂缝过高甚至压穿上下隔层。体积压裂中压裂液主要沿天然或诱导裂缝迅速传播，而在基质中一般很慢。King认为与常规压裂的孔隙渗流不同，页岩压裂液基本不渗入地层，而是全部用于造缝，对储层伤害较低。一般压裂液滤失是指向储层基质中的滤失，但页岩储层渗透率极低，滤失非常小，在水力压裂的较短时间内可认为是不滤失的。页岩压裂中的滤失是指压裂液流入开起的次生缝、微裂缝和层间缝等裂缝网络中，对储层基质伤害很小。

3) 裂缝缝高方面

3) 裂缝缝高方面

常规压裂裂缝缝高主要受上、下隔层闭合压力与储层闭合压力之差所控制，上、下隔层闭合压力越大，储层中纵向扩展的裂缝越不易进入隔层。此类观点的力学假设条件为储层与隔层为连续介质、裂缝为拉伸破坏、储层与隔层的最大水平主应力大于缝内压力。当储层与隔层为连续介质时，储层中的裂缝到达隔层后将继续向隔层扩展[图1(a)]；当储层中水力压力大于隔层闭合压力时，储层裂缝将继续在隔层中产生拉伸破坏；当储层与隔层的最大水平主应力大于两者的闭合压力及缝内水力压力时，储层与隔层的最大水平主应力对裂缝的纵向扩展不起作用。

而在体积压裂中，一方面储层内裂缝缝高在纵向扩展中会在储层厚度上的薄弱面，储层与隔层结合处产生剪切作用，加之储层内薄弱面或储层与隔层结合处岩石弹性性质变化较大，纵向上的“硬-软”交替造成了不同的应变，形成了水平面上的剪切缝[图1(b)]，即体积压裂可形成水平缝，阻止裂缝缝高在纵向的扩展。另一方面，缝内水力压力一般大于储层最大与最小水平主应力，从而形成裂缝面不垂直于最小水平主应力的垂向分支裂缝(图2)，即水力压裂的垂向裂缝在沿最大水平主应力方向扩展过程中形成同为垂向的分支裂缝。体积压裂中形成的水平裂缝与垂向分支裂缝吸收了主要的压裂液，降低了缝内压力，使得裂缝高度限制在储层中。

图1 体积压裂缝高

图2 控缝高

但是，若非常规储层的最大与最小水平主应力相差较大、储层自身与储层内薄弱层以及隔层的“软硬”相差较小，则大排量高压力的水力压裂将导致裂缝缝高失控，降低压后效果，甚至引来水侵。也就是说，实现了体积改造的储层能有效控制裂缝缝高；反之，大排量高压力下的水力压裂若未能在储层中形成复杂缝网则可造成严重的缝高问题。

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体积压裂改善储层基质渗透率

体积压裂通过创造出深入储层内部的复杂缝网，极大地增加了储层的泄油面积。压后生产中，储层中的油气通过基质孔隙渗流到各分支裂缝，再由分支裂缝经主裂缝流入井筒。也就是说，油气在地层中的流动分为基质孔隙渗流和裂缝网络流动。体积压裂强调的是在地层中形成相互沟通的裂缝网络，但体积压裂能否改变储层基质的渗流能力，这一问题值得深思。

页岩等非常规储层中存在大量的天然微裂缝，它是指岩石中的裂隙(fissures)、微裂纹(micro-cracks)和张开过的叠层(opened laminations)等岩石力学性质薄弱处，页岩天然微裂缝的宽度一般小于0.05mm。美国主要页岩气区块中的天然微裂缝一般不含油、气、水，而是简单地闭合或充填矿物。无论是简单闭合的天然微裂缝还是矿物充填的天然微裂缝，其力学性质都弱于无微裂缝的岩石，岩石中的天然微裂缝构成了力学意义上的岩石薄弱处。页岩天然微裂缝填充物主要为方解石或石英，天然微裂缝填充物的矿物成分对该微裂缝的力学行为有较大影响。方解石充填的天然微裂缝黏结强度极小，在应力作用下容易张开，易于起裂扩展。石英充填的天然微裂缝黏结较强，不易起裂。

体积压裂时压裂液的高压会对裂缝周围的地层产生附加应力场，附加应力场将改变影响范围内的地层原地应力场，其应力影响范围(stress shadowing)可高达几十米。应力影响范围内的部分天然微裂缝在剪切、拉伸等复杂应力作用下将被重新张开、起裂，甚至扩展。这种重新开起过的天然微裂缝的渗流能力将得到大幅度提高，尽管这些重新打开的天然微裂缝依然被包围在储层基质中，并不与压裂裂缝网络沟通，但它从整体上提高了储层基质的渗透率。

4

缝网控制体积

目前国际上评价体积压裂改造效果的主要指标是储层改造体积(SRV)和裂缝复杂指数(FCI)。SRV是由Mayerhofer在2006年通过分析体积压裂微地震云图时提出的，主要用缝网外接几何体的体积表示。一般用缝网外接长方体的长、宽、高计算其体积，也有用缝网外接椭球体的赤道半径和极半径计算其体积的。Mayerhofer对比不同体积压裂井的SRV发现，SRV越大，压后效果越好。2008年，Cipolla等提出用裂缝网络在水平面上宽与长的比值来评价储层体积压裂改造效果，并指出体积压裂后的FCI越大，压裂井的产量越高。相对于储层改造体积(SRV)，裂缝复杂指数(FCI)没有考虑缝网高度的影响。

在假设缝高相同的情况下，SRV方法考虑了改造体积在平面上的面积，但同一面积在平面上可有不同的长和宽；FCI方法强调平面上缝网宽度越宽，压后效果越好，但同样的FCI值，内部也可有不同疏密与形态的缝网。

如图3和图4所示，同一SRV可有多种不同的内部缝网结构，同一FCI内部缝网也有较大区别。由图可见，SRV和FCI都没有反映缝网，内部情况、区域内的裂缝疏密及不同形态。大量微地震云图表明，储层改造后，内部缝网越复杂，生产情况越好。因此，国际上不少学者采用复杂裂缝网络(complex fracture network)来描述体积压裂，即用增加复杂裂缝网络的复杂程度来评价体积压裂方法的优劣。

图3 SRV相同时的不同裂缝网络结构

图4 FCI相同时的不同裂缝网络结构

形成复杂裂缝网络和增加复杂裂缝网络的复杂程度概念比较抽象，可用缝网控制体积来表征体积压裂的储层改造效果。如图5所示[图5(b)为图5(a)的局部放大图]，每条裂缝对周边储层基质油气都有一个泄油范围，此范围内的体积为该裂缝的控制体积。体积压裂形成的复杂裂缝网络中各裂缝控制的体积的总和减去重叠部分的体积就是该缝网的控制体积。

图5　缝网控制范围(阴影)

图5中各裂缝周边的阴影部分为各裂缝的控制范围，控制范围宽度主要由储层基质平均渗透率、基质内孔隙压力以及缝内压力梯度决定。储层不同，其基质平均渗透率就不同，相应的裂缝控制范围宽度就不同，因而裂缝控制体积也不会相同。缝网内各裂缝的控制范围可能重复，也就是说裂缝网络并不是越复杂越好，实际上应以改造范围内裂缝非控制体积表征储层改造效果，其值越小，改造效果越好，即图中的非阴影部分越少，改造效果越好。

5

裂缝网络导流能力与支撑剂铺置

常规压裂与非常规压裂的区别还体现在裂缝中支撑剂的充填上。常规压裂中岩石主要为拉伸破坏，压后裂缝在地应力作用下将迅速闭合，因此需在裂缝中充填高导流能力的支撑剂，没有支撑剂充填的裂缝在常规压裂中认为是闭合的、无效的。而在非常规压裂中，裂缝面的剪切滑移导致总体积增加，形成了所谓的剪切膨胀(图6)，未发生剪切滑移闭合后的体积与开裂前相同，裂缝发生剪切滑移闭合后体积V视=V1+V2+V3>未发生剪切滑移闭合后体积V。

图6 剪切膨胀

产生剪切滑移闭合后的裂缝在没有支撑剂充填时仍能形成具有一定导流能力的通道(图6中V3)，提高了储层整体渗透率。由剪切作用导致的错位(displaced)，使得无充填裂缝的导流能力一般为0.5～5mD · ft。

体积压裂时裂缝网络中充填的支撑剂分布复杂，目前设计计算中一般采用两种截然不同的简化方法：支撑剂完全充满裂缝网络并在裂缝中均匀分布和支撑剂仅铺置于主裂缝中，如图7所示。

图7 支撑剂在裂缝网络中的铺置简化

实际裂缝网络中，支撑剂的铺置情况应介于上述两者之间，即主要铺置于主裂缝中，少量进入分支裂缝并聚集于缝网转弯处，如图8所示。大量剪切裂缝的缝宽极为狭窄，支撑剂难以进入。支撑剂从主裂缝中进入分支裂缝相对容易，但再由分支裂缝进入下一级分支裂缝就很困难。一方面是由于低黏度压裂液(如滑溜水)携砂能力较差，再加上分支裂缝缝宽较窄，分支裂缝压裂液速度下降较大，难以携带支撑剂；另一方面原因是高黏度携砂液虽能携带较大砂比的支撑剂，但由于黏度较大难以进入狭窄的分支裂缝。

图8 缝网中分支裂缝中桥塞式填砂

6

压裂液的油气置换与返排

不同学者对常规压裂与非常规压裂在压裂液返排方面的认识也不同。与常规油气压裂相比，缝网压裂压后，压裂液难以返排，一般通过控制井口压力，利用地层能量需几周时间才能返排10%～50%的压裂液。常规压裂需尽量返排多的压裂液为油气生产腾出通道，同时需快速返排以降低压裂液对储层孔隙的伤害。

对于非常规压裂，强制闭合式的快速返排对复杂缝网导流能力不利。原因是裂缝网络内流体压力快速下降迫使裂缝闭合，降低了支撑剂桥塞堆积程度，导致支撑剂承受压力增大，甚至可能压碎部分支撑剂，从而减少裂缝导流能力。

非常规储层压裂后，大量压裂液滞留于储层中的现象可解释为水置换了孔隙和微裂缝中的油气后滞留其中。也就是说，压裂中泵入的水可通过毛细管力等物理化学力作用对孔隙和微裂缝产生渗吸作用，从而置换其中的油气，其主要影响因素是油水两相渗透率、储层矿物成分、黏度、界面张力、接触角、孔隙喉道半径、重力等。另一种置换方式为渗透压置换，该种置换为低盐浓度的水通过与黏土孔隙中的高浓度水产生渗透压，从而置换黏土颗粒间的油气，如图9所示。

对非常规储层实施体积压裂时，脆性较高的储层岩石在裂缝内高压作用下会通过拉伸、剪切和拉伸-剪切形成裂缝网络。压后复杂破碎的岩石缝隙在地层闭合压力作用下将逐渐闭合，由于剪切滑移的作用，部分开裂滑移的岩石不能完全闭合而留下各种裂隙(图9)。由于体积压裂裂缝闭合时为部分闭合与部分形成裂隙共存，闭合部分需承受全部的地应力从而压碎相互接触的部分岩石，形成渗透能力更差的压实层。未闭合的裂缝可相互联通，形成具有一定导流能力的流动通道。

图9 渗透压水置换油

若未闭合的裂隙在四周都形成了压实层，裂隙中的压裂液(水)可完全封闭于其中，从而形成大大小小的各种微小“堰塞湖”，将压裂液留在其中。由于裂缝的闭合作用，滞留在“堰塞湖”中的压裂液压力可高于储层中原地孔隙压力，如图10所示。

图10　堰塞湖(后附彩图)

因此，对于基质渗透率极低的储层，体积压裂压出的裂缝网络在闭合压力作用下收缩时会封闭部分裂缝中的压裂液，形成“堰塞湖”而将压裂液留在改造的分支裂缝中。滞留在封闭区域内的压裂液可通过周围储层基质孔隙参与储层渗流，但由于其压力加大，上游流来的油气易于通过其周边裂缝或基质流动。

压裂液滞留于储层孔隙、裂缝或“堰塞湖”内对油气生产有一定的益处，它可置换出油气，提高地层压力，进而增大油气产量。

7

体积压裂岩石的相互支撑作用

常规压裂施工结束后裂缝闭合在支撑剂上，充填在其中的支撑剂将受到闭合压力的作用，大小为储层原始最小水平主应力与孔隙压力之差。强度小于储层闭合压力的支撑剂将会被压碎，从而降低裂缝的导流能力。

体积压裂中由于储层基质被裂缝网络划分成相对独立的“块”、储层最大与最小水平主应力相差较小，因而最大与最小水平主应力都将参与裂缝网络的闭合，它们在各裂缝面上垂向正应力的合力形成了对应裂缝的闭合压力。

体积压裂实现了储层的三维立体改造，形成的复杂裂缝网络将储层岩石分割成若干块，裂缝两边不再为连续岩石。其中裂缝发育或脆性较高部分区域可“脱落”形成相对独立的岩石块。由于复杂裂缝网络中的各裂缝并非都沿储层的原始最大主应力方向，部分裂缝面可能与原始地应力方向成各种夹角。这些成夹角的裂缝闭合时并非如常规压裂裂缝那样仅由最小水平主应力决定，而是由最大最小水平主应力(甚至三个主应力)共同决定，各裂缝面承受各种不同的复杂受力。最终压裂过程中与闭合过程中的剪切、滑移、转动、位错等作用使得各块之间形成相互支持(图11)。

体积压裂后岩石块之间的相互支撑以及对应裂缝面之间的相互支撑作用(图11)，在储层中不仅可留下封闭的“堰塞湖”、相互连通的高导流的流动通道，还可抵消裂缝的部分闭合压力，从而降低对充填支撑剂的抗压强度要求。闭合压力降低幅度取决于分支裂缝分布、岩石脆性、天然裂缝分布、岩石的非均质性、地应力差以及填砂厚度。

图11　裂缝网络的闭合压力降低

体积压裂后岩石的相互支撑作用能引起填砂分支裂缝与主裂裂缝的闭合压力下降，进而导致支撑剂的抗压强度大幅度降低。也就是说，低强度的支撑剂可以支撑具有较大最小水平主应力的储层裂缝。

本文摘编自周德胜著《非常规油气储层体积改造裂缝扩展与织网机理研究》一书，内容有删节，标题为编者所加。

《非常规油气储层体积改造裂缝扩展与织网机理研究》

周德胜 著

北京：科学出版社，2018.5

ISBN 978-7-03-057514-2

责任编辑：宋无汗 罗娟

内容简介

本书在系统介绍体积压裂理论、工艺技术、非常规储层岩石特征的基础上，应用边界元法和有限元法对裂缝起裂扩展规律及其互作用机理、人工裂缝与天然裂缝互作用以及裂缝缝网模态及其影响因素等进行模拟研究，同时使用缝网压裂模拟软件从工程角度和地质角度两方面对增加体积压裂动用体积的各影响因素进行优化分析。最后，基于作者研发的实验装置对单缝和双缝内支撑剂的输送规律进行研究。

本书可供从事压裂技术工作的科研人员和技术人员，以及高等院校石油工程专业的师生参考阅读。

（本期编辑：王芳）

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