大斜度井水力壓裂裂縫擴展模擬實驗分析*

侯 冰 張儒鑫 刁 策 李良川 程謨驥

(1. 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249； 2. 中國石油天然氣管道局第一工程分公司 河北廊坊 065000; 3. 中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院 河北唐山 063004)

大斜度井水力壓裂裂縫擴展模擬實驗分析*

侯 冰1張儒鑫1刁 策2李良川3程謨驥3

(1. 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249； 2. 中國石油天然氣管道局第一工程分公司 河北廊坊 065000; 3. 中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院 河北唐山 063004)

侯冰,張儒鑫,刁策，等.大斜度井水力壓裂裂縫擴展模擬實驗分析[J].中國海上油氣，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.

針對大斜度射孔井水力壓裂中裂縫形態復雜，易造成壓裂加砂難的問題，通過物理模擬實驗研究了大斜度射孔井中水力裂縫的起裂、轉向及擴展形態。研究表明，不同水平應力差條件下，井斜角、方位角和射孔相位角的變化會導致不同的水力裂縫形態：當井斜角小于20°或大于80°、方位角小于30°、水平應力差大于3 MPa、射孔相位角為60°時，兩翼裂縫平滑擴展，裂縫形態簡單；當井斜角為40°～60°、方位角大于30°、水平應力差小于3 MPa、射孔相位角為90°時，裂縫的扭曲程度大，次級裂縫多，裂縫形態復雜。上述認識與冀東油田灘海403X1區塊現場壓裂統計結果相吻合，可為提高大斜度井壓裂成功率提供參考。

大斜度井；水力壓裂；裂縫擴展；物理模擬實驗

低滲透油田通常采用大斜度井結合水力壓裂進行開發，但斜井壓裂中經常出現加砂難、出砂早、增產效果不明顯等問題。通常認為，在井壁圍巖應力狀態下，當井周一點處的有效應力達到巖石的抗拉強度時裂縫起裂[1]。在大斜度井中，裸眼完井裂縫起裂的方位會偏離井軸方向，偏離的程度與井斜角、井斜方位角有關[2]。與直井或水平井相比，大斜度井中裂縫擴展十分復雜。在裸眼斜井中，裂縫起裂后將在水平方向和垂直方向發生轉向，最終沿垂直于水平最小主應力方向擴展。射孔井中裂縫的起裂形態較復雜，具體表現為：當水泥環與地層膠結質量好時，裂縫沿多個射孔孔眼起裂，形成鋸齒狀裂縫或與井筒垂直的多條裂縫[3-4]，之后多裂縫在垂向上發生連通，并在向井筒外擴展過程中發生轉向，最終沿垂直于水平最小主應力方向擴展，射孔方位及水平應力差大小決定了裂縫的扭曲程度[4-7]；當水泥環與地層膠結質量差時，在壓裂液作用下會產生微環隙，水力裂縫將從微環隙中沿垂直于水平最小主應力方向起裂，此時起裂壓力明顯低于在射孔孔眼中起裂的情況[8]，裂縫擴展方向與起裂方向相同。在射孔斜井中，如果水泥環與地層膠結良好，將有多個射孔孔眼起裂，并在近井區域產生多條裂縫，其中一部分裂縫在擴展過程中止裂，其余裂縫相互溝通而最終形成一條主擴展縫[9]。研究表明，目前理論模型只能預測某1個射孔點或處于相同方位的多個射孔點的起裂，具有局限性[10]。多裂縫以及裂縫扭曲會導致裂縫縫寬減小，壓裂液摩阻增大，從而導致施工壓力高，加支撐劑困難，在生產中易反吐砂[11-13]。

目前對于射孔斜井的水力裂縫形態研究較少，研究方法通常為理論分析或數值模擬，對近井區域裂縫的起裂、轉向以及連通情況所得結果過于理想化，與實際情況有很大差距[14]。本文利用大尺寸真三軸壓裂模擬裝置進行壓裂模擬實驗，對螺旋射孔完井方式下的大斜度井水力壓裂中的裂縫起裂、轉向及連通形態進行研究，分析主應力及鉆完井參數對裂縫形態的影響規律，以期為現場施工提供借鑒。

1 實驗裝置、樣品及參數

1.1 實驗裝置

實驗采用中國石油大學(北京)巖石力學實驗室設計的大尺寸真三軸壓裂模擬實驗系統，對大斜度射孔井水力裂縫起裂、轉向及擴展延伸形態進行模擬研究。該實驗系統由真三軸實驗架、三軸液壓穩壓源、油水分離器、MTS增壓及控制器、數據采集及處理系統、聲發射儀等組成[15]。

1.2 實驗樣品

實驗中使用水泥及石英砂澆鑄成300 mm×300 mm×300 mm的人工樣品進行壓裂模擬，樣品制作過程如圖1所示。射孔孔眼在斜井筒中，實驗前在斜井筒孔眼中插入3 cm長的紙筒以模擬真實情況下的射孔。制作樣品時，首先將井筒按所要模擬的方位角放入模具中(圖2)，然后澆筑一定配比的水泥、石英砂。澆筑完成后，樣品須放置30 d凝固、風干。風干后的水泥塊單軸抗壓強度34 MPa，彈性模量為13.8 MPa，泊松比為0.14。

1.3 實驗參數

實驗參數設置如表1所示，主要研究射孔斜井中水力裂縫形態以及各因素的影響規律，包括井斜角、方位角、射孔相位角以及水平應力差。

圖1 水力壓裂模擬實驗樣品澆鑄過程

圖2 水力壓裂模擬實驗樣品側視圖

表1 大斜度井水力壓裂模擬實驗參數

注：實驗參數中方位角為井眼方位與水平最大主應力夾角；所有樣品均采用兩簇螺旋射孔，孔眼之間的垂直間距為10 mm。

2 裂縫形態描述

實驗結束后，根據樣品中示蹤劑的分布可以得到裂縫的形態，見表2。由表2可知，裂縫起裂方位通常與水平最大主應力方向存在夾角，因此裂縫起裂后會發生轉向，最終沿水平最大主應力方向擴展。當多個孔眼發生起裂時，不同孔眼處起裂的裂縫在擴展過程中可能會發生連通。根據實驗結果，射孔壓裂裂縫可分為以下4類：①單一裂縫，即裂縫從1個射孔孔眼起裂后擴展，或從多個孔眼起裂后溝通成1條裂縫(圖3a)；②主裂縫+次級縫，即裂縫從多個孔眼起裂后，其中1條裂縫擴展為主裂縫，其他裂縫在小范圍擴展后止裂或與主裂縫連通(圖3b)；③平行擴展裂縫，即裂縫從多個孔眼(通常為不同射孔簇中同一位置的孔眼)起裂后，都發生較大范圍的擴展，并且裂縫之間未溝通(圖3c)；④復雜多裂縫，即裂縫從多個孔眼起裂后，各自發生較大范圍的擴展，裂縫扭曲程度嚴重(圖3d)。

表2 大斜度井水力壓裂模擬實驗裂縫形態描述

圖3 大斜度井射孔中水力壓裂模擬實驗裂縫擴展形態

3 影響因素分析

3.1 井斜角和方位角

不同井斜角條件下大斜度井水力壓裂裂縫擴展模擬實驗結果如圖4所示，結果表明：井斜角為40°和60°時裂縫扭曲程度大，而井斜角為20°和80°時裂縫扭曲程度小，即隨著井斜角增大裂縫扭曲程度先增大后減小。 不同方位角條件下大斜度井水力壓裂裂縫擴展模擬實驗結果如圖5所示，結果表明：方位角為10°和30°時裂縫扭曲程度小，而方位角大于30°時裂縫扭曲程度大，即隨著方位角增大裂縫扭曲程度增大。

圖4 不同井斜角條件下大斜度井水力壓裂模擬實驗的裂縫形態

圖5 不同方位角條件下大斜度井水力壓裂模擬實驗的裂縫形態

此外，實驗結果還看出裂縫與井筒的相對位置關系可分為2種情況：①井筒在裂縫面內，井筒偏離水平最大主應力方向的程度決定了裂縫的扭曲程度；②井筒與裂縫面相交(井斜角40°、方位角60°或80°)，裂縫的扭曲程度與發生起裂的射孔孔眼的方位有關。 3.2 水平應力差不同水平應力差條件下裂縫擴展形態如圖6所示,結果表明：水平應力差對裂縫起裂有很大影響。當水平應力差大于3 MPa時，通常只有與水平最大主應力夾角較小的射孔孔眼發生起裂；而當水平應力差小于3 MPa時，發生起裂的射孔孔眼較多，且起裂孔眼的方位無規律。

圖6 不同水平應力差條件下大斜度井水力壓裂模擬實驗的裂縫形態

另外，裂縫擴展也受到水平應力差的影響。當水平應力差大于3 MPa時，通常都會形成1條主裂縫，并且應力差越大，次級裂縫越少，主裂縫的轉向區域越小；當水平應力差小于3 MPa時，通常會形成多條非平面裂縫。

3.3 射孔相位角

由于斜井中井壁圍巖所受應力狀態復雜，裂縫起裂的最佳方位不容易確定，但對于螺旋射孔，相位角越小，孔眼越多，孔眼與最佳起裂方位的夾角就越小。

實驗結果表明，當射孔相位角為60°時，位于最佳起裂位置的孔眼易于起裂，其他孔眼起裂的幾率很小；當射孔相位角為90°時，井斜角、方位角與最佳裂縫面夾角較大時各孔眼處對應的周向應力相差不大，起裂的孔眼多，因此次級裂縫較多。

4 現場驗證

冀東油田灘海403X1區塊儲層深度在3 400～3 600 m，水平應力差約10 MPa，該區塊大斜度井水力壓裂經常出現加砂難的問題。統計了灘海403X1區塊多口壓裂井的加砂情況(圖7)，結果表明:當井斜角小于25°或方位角小于60°時，加砂順利；當井斜角在30°～50°，方位角大于60°時，通常不能按設計完成加砂。由此可見，現場統計結果與本文實驗分析規律基本一致。

圖7 冀東油田灘海403X1區塊壓裂井加砂情況統計

5 結論

實驗結果表明,大斜度射孔井水力裂縫形態可分為單一裂縫、主裂縫+次級縫、多條平行裂縫以及復雜多裂縫等4類，裂縫形態主要受井斜角、方位角、射孔相位角及水平應力差等參數的影響。其中，井斜角主要影響裂縫的扭曲程度，射孔相位角主要影響裂縫數量，而方位角和水平應力差對裂縫扭曲程度和數量都有影響。當井斜角為40°～60°、方位角大于30°、水平應力差小于3 MPa、射孔相位角為90°時，裂縫數量多、扭曲程度大、形態復雜；當井斜角小于20°或大于80°、方位角小于30°、水平應力差大于3 MPa、射孔相位角為60°時，裂縫形態較簡單。上述實驗分析規律與冀東油田灘海403X1區塊現場壓裂統計結果相吻合。

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(編輯：孫豐成)

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

*國家自然科學基金面上項目“深部裂縫性儲層大斜度井水力裂縫非平面擴展機理研究 (編號：51574260)”、國家自然科學基金重大項目“頁巖非線性工程地質力學特征與預測理論(編號：51490651)”、國家自然科學基金重點項目“頁巖氣開采巖石力學(編號：51234006)”、中國石油大學(北京)科研基金資助優秀青年教師研究項目“砂煤互夾層水力裂縫造縫機制研究 (編號：2462015YQ0203) ”部分研究成果。

侯冰，男，博士，副研究員，主要從事石油工程巖石力學方面的教學與研究工作。地址：北京市昌平區府學路18號中國石油大學(北京)289信箱(郵編：102249)。電話：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