大斜度井水力压裂裂缝扩展模拟实验分析*

侯 冰 张儒鑫 刁 策 李良川 程谟骥

(1. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249； 2. 中国石油天然气管道局第一工程分公司 河北廊坊 065000; 3. 中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院 河北唐山 063004)

大斜度井水力压裂裂缝扩展模拟实验分析*

侯 冰1张儒鑫1刁 策2李良川3程谟骥3

(1. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249； 2. 中国石油天然气管道局第一工程分公司 河北廊坊 065000; 3. 中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院 河北唐山 063004)

侯冰,张儒鑫,刁策，等.大斜度井水力压裂裂缝扩展模拟实验分析[J].中国海上油气，2016,28(5)：85-91.

Hou Bing,Zhang Ruxin,Diao Ce,et al.Experimental study on hydraulic fracture propagation in highly deviated wells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):85-91.

针对大斜度射孔井水力压裂中裂缝形态复杂，易造成压裂加砂难的问题，通过物理模拟实验研究了大斜度射孔井中水力裂缝的起裂、转向及扩展形态。研究表明，不同水平应力差条件下，井斜角、方位角和射孔相位角的变化会导致不同的水力裂缝形态：当井斜角小于20°或大于80°、方位角小于30°、水平应力差大于3 MPa、射孔相位角为60°时，两翼裂缝平滑扩展，裂缝形态简单；当井斜角为40°～60°、方位角大于30°、水平应力差小于3 MPa、射孔相位角为90°时，裂缝的扭曲程度大，次级裂缝多，裂缝形态复杂。上述认识与冀东油田滩海403X1区块现场压裂统计结果相吻合，可为提高大斜度井压裂成功率提供参考。

大斜度井；水力压裂；裂缝扩展；物理模拟实验

低渗透油田通常采用大斜度井结合水力压裂进行开发，但斜井压裂中经常出现加砂难、出砂早、增产效果不明显等问题。通常认为，在井壁围岩应力状态下，当井周一点处的有效应力达到岩石的抗拉强度时裂缝起裂[1]。在大斜度井中，裸眼完井裂缝起裂的方位会偏离井轴方向，偏离的程度与井斜角、井斜方位角有关[2]。与直井或水平井相比，大斜度井中裂缝扩展十分复杂。在裸眼斜井中，裂缝起裂后将在水平方向和垂直方向发生转向，最终沿垂直于水平最小主应力方向扩展。射孔井中裂缝的起裂形态较复杂，具体表现为：当水泥环与地层胶结质量好时，裂缝沿多个射孔孔眼起裂，形成锯齿状裂缝或与井筒垂直的多条裂缝[3-4]，之后多裂缝在垂向上发生连通，并在向井筒外扩展过程中发生转向，最终沿垂直于水平最小主应力方向扩展，射孔方位及水平应力差大小决定了裂缝的扭曲程度[4-7]；当水泥环与地层胶结质量差时，在压裂液作用下会产生微环隙，水力裂缝将从微环隙中沿垂直于水平最小主应力方向起裂，此时起裂压力明显低于在射孔孔眼中起裂的情况[8]，裂缝扩展方向与起裂方向相同。在射孔斜井中，如果水泥环与地层胶结良好，将有多个射孔孔眼起裂，并在近井区域产生多条裂缝，其中一部分裂缝在扩展过程中止裂，其余裂缝相互沟通而最终形成一条主扩展缝[9]。研究表明，目前理论模型只能预测某1个射孔点或处于相同方位的多个射孔点的起裂，具有局限性[10]。多裂缝以及裂缝扭曲会导致裂缝缝宽减小，压裂液摩阻增大，从而导致施工压力高，加支撑剂困难，在生产中易反吐砂[11-13]。

目前对于射孔斜井的水力裂缝形态研究较少，研究方法通常为理论分析或数值模拟，对近井区域裂缝的起裂、转向以及连通情况所得结果过于理想化，与实际情况有很大差距[14]。本文利用大尺寸真三轴压裂模拟装置进行压裂模拟实验，对螺旋射孔完井方式下的大斜度井水力压裂中的裂缝起裂、转向及连通形态进行研究，分析主应力及钻完井参数对裂缝形态的影响规律，以期为现场施工提供借鉴。

1 实验装置、样品及参数

1.1 实验装置

实验采用中国石油大学(北京)岩石力学实验室设计的大尺寸真三轴压裂模拟实验系统，对大斜度射孔井水力裂缝起裂、转向及扩展延伸形态进行模拟研究。该实验系统由真三轴实验架、三轴液压稳压源、油水分离器、MTS增压及控制器、数据采集及处理系统、声发射仪等组成[15]。

1.2 实验样品

实验中使用水泥及石英砂浇铸成300 mm×300 mm×300 mm的人工样品进行压裂模拟，样品制作过程如图1所示。射孔孔眼在斜井筒中，实验前在斜井筒孔眼中插入3 cm长的纸筒以模拟真实情况下的射孔。制作样品时，首先将井筒按所要模拟的方位角放入模具中(图2)，然后浇筑一定配比的水泥、石英砂。浇筑完成后，样品须放置30 d凝固、风干。风干后的水泥块单轴抗压强度34 MPa，弹性模量为13.8 MPa，泊松比为0.14。

1.3 实验参数

实验参数设置如表1所示，主要研究射孔斜井中水力裂缝形态以及各因素的影响规律，包括井斜角、方位角、射孔相位角以及水平应力差。

图1 水力压裂模拟实验样品浇铸过程

图2 水力压裂模拟实验样品侧视图

表1 大斜度井水力压裂模拟实验参数

注：实验参数中方位角为井眼方位与水平最大主应力夹角；所有样品均采用两簇螺旋射孔，孔眼之间的垂直间距为10 mm。

2 裂缝形态描述

实验结束后，根据样品中示踪剂的分布可以得到裂缝的形态，见表2。由表2可知，裂缝起裂方位通常与水平最大主应力方向存在夹角，因此裂缝起裂后会发生转向，最终沿水平最大主应力方向扩展。当多个孔眼发生起裂时，不同孔眼处起裂的裂缝在扩展过程中可能会发生连通。根据实验结果，射孔压裂裂缝可分为以下4类：①单一裂缝，即裂缝从1个射孔孔眼起裂后扩展，或从多个孔眼起裂后沟通成1条裂缝(图3a)；②主裂缝+次级缝，即裂缝从多个孔眼起裂后，其中1条裂缝扩展为主裂缝，其他裂缝在小范围扩展后止裂或与主裂缝连通(图3b)；③平行扩展裂缝，即裂缝从多个孔眼(通常为不同射孔簇中同一位置的孔眼)起裂后，都发生较大范围的扩展，并且裂缝之间未沟通(图3c)；④复杂多裂缝，即裂缝从多个孔眼起裂后，各自发生较大范围的扩展，裂缝扭曲程度严重(图3d)。

表2 大斜度井水力压裂模拟实验裂缝形态描述

图3 大斜度井射孔中水力压裂模拟实验裂缝扩展形态

3 影响因素分析

3.1 井斜角和方位角

不同井斜角条件下大斜度井水力压裂裂缝扩展模拟实验结果如图4所示，结果表明：井斜角为40°和60°时裂缝扭曲程度大，而井斜角为20°和80°时裂缝扭曲程度小，即随着井斜角增大裂缝扭曲程度先增大后减小。 不同方位角条件下大斜度井水力压裂裂缝扩展模拟实验结果如图5所示，结果表明：方位角为10°和30°时裂缝扭曲程度小，而方位角大于30°时裂缝扭曲程度大，即随着方位角增大裂缝扭曲程度增大。

图4 不同井斜角条件下大斜度井水力压裂模拟实验的裂缝形态

图5 不同方位角条件下大斜度井水力压裂模拟实验的裂缝形态

此外，实验结果还看出裂缝与井筒的相对位置关系可分为2种情况：①井筒在裂缝面内，井筒偏离水平最大主应力方向的程度决定了裂缝的扭曲程度；②井筒与裂缝面相交(井斜角40°、方位角60°或80°)，裂缝的扭曲程度与发生起裂的射孔孔眼的方位有关。 3.2 水平应力差不同水平应力差条件下裂缝扩展形态如图6所示,结果表明：水平应力差对裂缝起裂有很大影响。当水平应力差大于3 MPa时，通常只有与水平最大主应力夹角较小的射孔孔眼发生起裂；而当水平应力差小于3 MPa时，发生起裂的射孔孔眼较多，且起裂孔眼的方位无规律。

图6 不同水平应力差条件下大斜度井水力压裂模拟实验的裂缝形态

另外，裂缝扩展也受到水平应力差的影响。当水平应力差大于3 MPa时，通常都会形成1条主裂缝，并且应力差越大，次级裂缝越少，主裂缝的转向区域越小；当水平应力差小于3 MPa时，通常会形成多条非平面裂缝。

3.3 射孔相位角

由于斜井中井壁围岩所受应力状态复杂，裂缝起裂的最佳方位不容易确定，但对于螺旋射孔，相位角越小，孔眼越多，孔眼与最佳起裂方位的夹角就越小。

实验结果表明，当射孔相位角为60°时，位于最佳起裂位置的孔眼易于起裂，其他孔眼起裂的几率很小；当射孔相位角为90°时，井斜角、方位角与最佳裂缝面夹角较大时各孔眼处对应的周向应力相差不大，起裂的孔眼多，因此次级裂缝较多。

4 现场验证

冀东油田滩海403X1区块储层深度在3 400～3 600 m，水平应力差约10 MPa，该区块大斜度井水力压裂经常出现加砂难的问题。统计了滩海403X1区块多口压裂井的加砂情况(图7)，结果表明:当井斜角小于25°或方位角小于60°时，加砂顺利；当井斜角在30°～50°，方位角大于60°时，通常不能按设计完成加砂。由此可见，现场统计结果与本文实验分析规律基本一致。

图7 冀东油田滩海403X1区块压裂井加砂情况统计

5 结论

实验结果表明,大斜度射孔井水力裂缝形态可分为单一裂缝、主裂缝+次级缝、多条平行裂缝以及复杂多裂缝等4类，裂缝形态主要受井斜角、方位角、射孔相位角及水平应力差等参数的影响。其中，井斜角主要影响裂缝的扭曲程度，射孔相位角主要影响裂缝数量，而方位角和水平应力差对裂缝扭曲程度和数量都有影响。当井斜角为40°～60°、方位角大于30°、水平应力差小于3 MPa、射孔相位角为90°时，裂缝数量多、扭曲程度大、形态复杂；当井斜角小于20°或大于80°、方位角小于30°、水平应力差大于3 MPa、射孔相位角为60°时，裂缝形态较简单。上述实验分析规律与冀东油田滩海403X1区块现场压裂统计结果相吻合。

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(编辑：孙丰成)

Experimental study on hydraulic fracture propagation in highly deviated wells

Hou Bing1Zhang Ruxin1Diao Ce2Li Liangchuan3Cheng Moji3

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResource&Prospecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.No.1ConstructionCompanyofCPP,Langfang,Hebei065000,China; 3.ResearchInstituteofDrillingandProductionTechnology,JidongOilfieldCompany,PetroChina,Tangshan,Hebei063004,China)

In highly deviated wells, the hydraulic fracture geometry is complex and it is always difficult to add proppant. In this paper, physical simulations of hydraulic fracturing were conducted to study the initiation, reorientation and propagation of fractures in highly deviated wells with perforations. The experimental results indicate that the fracture geometry is affected by horizontal stress contrast, deviation, azimuth, and perforation phase angle. If the deviation angle is less than 20° or larger than 80°, the azimuth angle less than 30°, the horizontal stress contrast larger than 3 MPa, and perforation phase angle 60°, the fractures will propagate smoothly and the fracture geometry is simple; if the deviation angle is between 40° and 60°, the azimuth angle larger than 30°, the horizontal stress contrast less than 3 MPa, and the perforation phase angle 90°, the fracture geometry will be complex with high distortion and many sub-fractures. The result here agrees to the statistics of fracturing operations in 403X1 Block in Jidong oilfield, and could contribute to improving the success rate of fracturing jobs in highly deviated wells.

highly deviated well; hydraulic fracturing; fracture propagation; physical simulation

*国家自然科学基金面上项目“深部裂缝性储层大斜度井水力裂缝非平面扩展机理研究 (编号：51574260)”、国家自然科学基金重大项目“页岩非线性工程地质力学特征与预测理论(编号：51490651)”、国家自然科学基金重点项目“页岩气开采岩石力学(编号：51234006)”、中国石油大学(北京)科研基金资助优秀青年教师研究项目“砂煤互夹层水力裂缝造缝机制研究 (编号：2462015YQ0203) ”部分研究成果。

侯冰，男，博士，副研究员，主要从事石油工程岩石力学方面的教学与研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号中国石油大学(北京)289信箱(邮编：102249)。电话：010-89732165。E-mail: houbing9802@163.com。

1673-1506(2016)05-0085-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.014

TE357.1

A

2015-10-23 改回日期：2016-04-11