裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征分析

任岚¹，赵金洲¹，胡永全¹，裴钰²

(1. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都，610500；

2. 中石油川庆钻探工程有限公司 地质勘探开发研究院，四川 成都，610500)

摘要：为分析裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征，基于等效平面裂缝思想和PKN模型，建立裂缝性地层水力裂缝延伸数学模型及求解方法。模拟计算表明：水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时，缝宽在转向延伸段明显减小，在延伸路径上表现为非连续变化特征；受转向延伸段缝宽减小对流体流动的节流作用，转向延伸段的流体压力梯度增大，导致井底施工压力升高；水力裂缝沿天然裂缝转向延伸距离越长或转向延伸次数越多，则井底施工压力上升幅度越大。本文模型为分析裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征提供了手段，为裂缝性地层水力压裂工艺参数设计提供了理论依据。

关键词：裂缝性地层；水力裂缝；非平面延伸；天然裂缝；PKN模型

中图分类号：TE357            文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)01-0167-06

Non-planar propagation characteristics of hydraulic fracture in naturally fractured formations

REN Lan¹, ZHAO Jinzhou¹, HU Yongquan¹, PEI Yu²

(1. State Key Laboratory of Oil-Gas Reservoir Geology & Exploitation, Southwest Petroleum University,

Chengdu 610500, China;

2. Geological Exploration & Development Research Institute, Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd,

Chengdu 610500, China)

Abstract: Multi-branched and non-planar fracture extension system is a common occurrence during fracturing of naturally fractured reservoir. To analyze the non-planar propagation characteristics of hydraulic fracture in naturally fractured formations, the mathematical model of hydraulic fracture non-planar propagation was established and corresponding numerical solution was provided based on the equivalent planar fracture of propagation pathway of hydraulic fracture re-orientating along natural fractures and the PKN model. Calculation results show that the induced fracture width reduces apparently and fluid pressure gradient increases at re-orientation propagation section when hydraulic fracture extends along natural fractures, which leads to the increase of treating pressure. Simulating on re-orientation propagation distance and re-orientation propagation number of hydraulic fracture extending along natural fractures shows that the longer the re-orientation propagation distance is and the more the re-orientation propagation numbers are, the more treating pressure is increased and the greater the effect on fracturing is. The model in this work offers a tool to realize non-planar extending characteristics of hydraulic fracture and a theoretical basis for fracturing design in naturally fractured formations.

Key words: naturally fractured formations; hydraulic fracture; non-planar propagation; natural fractures; PKN model

矿场压裂实践证实裂缝性地层水力裂缝可能会延伸为复杂的网络裂缝体系^[1-2]。室内实验研究表明在低逼近角和低应力差下水力裂缝倾向沿天然裂缝转向延伸^[3-9]。Blanton^[10]认为当天然裂缝内流体压力超过作用在其上的正应力时天然裂缝将发生张开破裂。Renshaw等^[11]基于摩擦理论建立了水力裂缝与天然裂缝正交作用准则，认为天然裂缝界面摩擦因数越小，水力裂缝越容易沿天然裂缝扩展。Potluri等^[12]基于现有的相交作用准则，就天然裂缝对水力裂缝延伸路径的影响进行了系统分析。近年来，不少研究者采用数值模拟方法对裂缝性地层天然裂缝对水力裂缝延伸影响进行了研究分析^[13-16]，研究结果基本证实了室内实验的可靠性，同时也证实水力裂缝延伸受到地应力非均质性、岩石强度、天然裂缝胶结状况和逼近角等多因素的影响。目前的研究集中在裂缝性地层水力裂缝扩展方向和影响因素分析上，而没有对水力裂缝非平面延伸特征进行相关研究和讨论。本文作者建立了裂缝性储层水力裂缝延伸的数学模型和相应的数值求解方法，分析裂缝性地层水力裂缝非平面延伸特征。

1  水力裂缝相交天然裂缝的延伸方向判断

采用Blanton准则^[10]和Potluri^[12]准则的修正方程判断水力裂缝延伸方向。当天然裂缝内的流体压力超过垂直作用在天然裂缝面上的正应力σ_n，天然裂缝张开破裂：

p＞                  (1)

其中：

      (2)

式中：σ₁为水平最大地应力，MPa；σ₃为水平最小地应力，MPa；θ为天然裂缝与水平最大地应力的夹角，也称逼近角，(°)。

当水力裂缝与天然裂缝交点处的流体压力大于σ_t+T_o，水力裂缝穿过天然裂缝：

p＞               (3)

式中：T_o为岩石的抗张强度，MPa。

其中：

      (4)

采用式(1)和式(3)可以判断水力裂缝延伸路径。

2  沿天然裂缝转向延伸的等效平面裂缝

水力裂缝相交天然裂缝后的延伸路径会出现2种情况，一是沿天然裂缝转向延伸；二是穿过天然裂缝直接延伸。图1描述了上述2种情况的延伸路径。

图1  水力裂缝相交天然裂缝后的不同延伸路径

Fig. 1  Different propagation pathway of hydraulic fracture intersecting with natural fracture

若水力裂缝直接穿过天然裂缝，水力裂缝为平面裂缝，这时候作用在延伸裂缝上的正应力等于远场最小地应力σ₃，为连续分布。若水力裂缝沿天然裂缝转向延伸，对于延伸裂缝中的天然裂缝转向段，作用在延伸裂缝上的正应力等于σ_n。这时候整个延伸裂缝上的正应力为非连续分布。将图1中转向延伸路径用非连续正应力分布的平面裂缝表示，可得到水力裂缝沿天然裂缝转向延伸路径的等效平面裂缝，如图2所示。

图2  水力裂缝转向延伸的等效裂缝延伸路径

Fig. 2  Equivalent propagation pathway of hydraulic fracture extending along natural fracture

3  裂缝延伸的数学模型

3.1  模型假设

在模型建立时做以下假设：(1) 裂缝张开变形为线弹性行为；(2) 流体为黏性牛顿流体，不考虑缝端流体滞后现象；(3) 水力裂缝垂直剖面为椭圆；(4) 天然裂缝为垂直缝，水力裂缝和天然裂缝高度都等于油层厚度；(5) 水力裂缝前沿为自由移动边界。

3.2  裂缝缝宽方程

基于England和Green^[17]推导的缝宽方程，考虑垂向上的平面应变假设，忽略了垂直方向上的流体压力梯度，由于裂缝延伸路径上水力裂缝受到的正应力σ_n(x)可能不连续，为此，在裂缝延伸路径上任何位置处裂缝剖面中心宽度为：

       (5)

式中：W(x)为延伸路径上x处的最大缝宽，m；E为岩石弹性模量，MPa；h_f为裂缝缝高，m；ν为岩石泊松比；σ_n(x)为延伸路径上x处裂缝面受到的正应力，MPa；p(x)为延伸路径上x处的流体压力，MPa。

3.3  缝内流体流动方程

由于压裂液的流动，裂缝内的流体压力不为常数，取决于注入排量q和流体黏度μ，在宽度为W的平行平板内的牛顿流体流动方程为：

           (6)

Lamb^[18]认为椭圆形裂缝内的流动压降是平行板内的16/3π倍，修正的流动方程为：

         (7)

3.4  物质平衡方程

注入裂缝内的流体量等于裂缝体积变化量和滤失量之和，可得物质平衡方程为^[19]：

         (8)

式中：q(x, t)为流过x位置点裂缝横截面的体积流量，m³/min；q_L(x, t)为x位置点单位裂缝长度滤失到地层的体积流量，m²/min；A(x, t)为x位置点裂缝的横截面面积，m²；t为压裂施工时间，min。

q_L(x, t)可通过Carter滤失模型计算^[20]：

              (9)

式中：τ(x)为裂缝中x点开始滤失的时间，min；c_L为压裂液滤失系数，m/min^1/2。

裂缝横截面面积为：

          (10)

将式(7)、式(9)和式(10)代入式(8)可得：

 (11)

3.5  求解条件

在          (12)

      (13)

式中：L(t)为施工时间为t时刻的裂缝延伸长度，m；Q_o为注入排量，m³/min。

3.6  压裂液的滤失计算

基质的滤失采用滤失模型式(9)计算。水力裂缝与天然裂缝交点处的滤失采用Dong^[21-22]推导的等效滤失系数方法计算。交点处的滤失系数为：

             (14)

式中：L_nat为天然裂缝参与滤失的长度，m；L_eff为水力裂缝垂直方向上在1 s内压力上升到水力裂缝内压力90%的最大距离。

3.7  时间步长的计算

求解模型中，水力裂缝前缘为自由边界，为了探测水力延伸裂缝是否相遇天然裂缝，因此，假设每一时间步在裂缝前缘增加相等长度的缝长增长量△x，这样将会导致每一时间步的时间变化量△t为求解变量。基于流量Q_o满足裂缝存储和滤失两者的体积平衡，可以得到关于时间变化量△t的求解方程为：

       (15)

4  数学模型的求解方法

描述水力裂缝延伸的式(5)和式(11)为非线性方程组，采用隐式有限差分法进行求解。

4.1  物质平衡方程的差分格式

与经典PKN模型求解不同^[23-24]，文中的修正模型选择缝内流体压力为求解变量，沿缝长方向进行网格剖分，采用中心差分格式，可得物质平衡方程的有限差分方程为：

        (16)

式中：，n表示目前时间，而n-1表示前一时间，同时有：

式(16)构成了压力变量p_i的三对角方程组(i=1, 2, …, N)。然而，W_iⁿ，α和β也为未知变量，缝宽方程式(5)描述了缝宽与流体压力之间的关系为：

            (17)

可见，式(16)和式(17)存在变量相互作用和影响，为此，每个时间步都需要采用它们一起进行耦合求解。

4.2  时间步长的离散计算

对式(15)在缝长方向上离散，可得：

         (18)

式中：m为当前时间步的裂缝网格数。

5  计算与讨论

基于本文建立的裂缝延伸模型求解方法，采用东部某油田基本参数，对水力裂缝转向延伸特征进行计算讨论。基本参数：水平最大地应力44 MPa；水平最小地应力39 MPa；岩石弹性模量2.5×10⁴ MPa；岩石抗张强度4.5 MPa；岩石泊松比0.22；压裂液黏度120 mPa·s；压裂液滤失系数5.4×10^{-4 m/min0.5}；注入排量5 m³/min；水力裂缝高度20 m；水力裂缝延伸长度80 m；天然裂缝离井眼距离20 m；天然裂缝半长10 m。

图3给出了水力裂缝转向延伸(逼近角为30°)和直接延伸(逼近角为80°)情况下水力裂缝延伸路径上最大缝宽变化规律。从图3可见：穿过天然裂缝直接延伸的缝宽为连续分布；而沿天然裂缝转向延伸的缝宽则为非连续分布，在转向延伸段明显减小，这是由于转向段裂缝面受到的正应力大于非转向段导致的作用结果。

图3  不同延伸模式下裂缝缝长方向上的宽度分布

Fig. 3  Maximum fracture width distribution along length direction of hydraulic fracture for different propagation modes

图4给出了水力裂缝转向延伸(逼近角为30°)和直接延伸(逼近角为80°)情况下水力裂缝延伸路径上的流体压力分布。相比直接延伸，转向延伸时受转向段(20~30 m)节流效应导致流体压力梯度增加的影响，使得转向段到井眼的缝内流体压力有一定程度的上升，结合图3可见，这种作用效应将导致从转向段到井眼的缝宽有一定程度的增加。

图5给出了转向延伸段分别为10 m和20 m长情况下水力裂缝延伸路径上流体压力分布。由图5可见：转向裂缝长度越长，井底压力增加越多，这是由于转向段越长导致转向裂缝段节流效应越强产生的作用结果。

图4  不同延伸模式下裂缝缝长方向上的流体压力分布

Fig. 4  Fluid pressure distribution along length direction of hydraulic fracture for different propagation modes

图5  不同转向长度下裂缝缝长方向上的流体压力分布

Fig. 5  Fluid pressure distribution along length direction of hydraulic fracture for different reorientation length

图6显示了不同转向段长度对水力裂缝延伸路径上缝宽分布的影响。由图6可见：转向延伸裂缝长度越长，缝宽减小的范围越大，但缝宽减小的幅度却变小。这是由于转向段越长，转向段节流效应越强导致缝内流体压力增加的越多，从而导致转向段内的缝宽又有小幅度增加。

图7显示了不同转向次数对水力裂缝延伸路径上流体压力分布的影响。由图7可见：水力裂缝转向延伸次数越多，缝内的流体压力越高，且流体压力发生影响的范围也越大。

图6  不同转向长度下裂缝缝长方向上的宽度分布

Fig. 6  Maximum fracture width distribution along length direction of hydraulic fracture for different reorientation length

图7  不同转向次数下裂缝缝长方向上的流体压力分布

Fig. 7  Fluid pressure distribution along length direction of hydraulic fracture for different reorientation number of times

图8显示了不同转向次数对水力裂缝延伸路径上缝宽分布的影响。由图8可见：无论是1次转向还是多次转向，水力裂缝转向延伸段的缝宽都有明显的减小，受多次转向对缝内流体压力升高的影响，在相同转向段，2次转向下的缝宽较1次转向下的缝宽要宽。

图8  不同转向次数下裂缝缝长方向上的宽度分布

Fig. 8  Maximum fracture width distribution along length direction of hydraulic fracture for different reorientation number of times

6  结论

(1) 模拟计算表明，水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时，水力裂缝在延伸路径上的缝宽为非连续分布，在转向延伸段的缝宽明显减小，转向段流体压力梯度增大，导致井底施工压力升高。

(2) 水力裂缝转向延伸次数越多或转向延伸段长度越长，水力裂缝延伸方向上缝宽减小范围越大，井底施工压力上升的越高，对压裂施工的影响则越大。

(3) 建立的裂缝性地层水力裂缝延伸数学模型可用来模拟裂缝性地层中水力裂缝非平面延伸的裂缝几何形态特征和流体压力变化规律，为裂缝性地层压裂工艺参数优化设计提供了理论依据，具有重要的理论价值和现实意义。

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(编辑  杨幼平)

收稿日期：2012-12-17；修回日期：2013-03-27

基金项目：国家科技重大专项(2011ZX05014-006)；中央财政支持地方高校发展专项资金资助项目(2010—2012年)

通信作者：任岚(1979-)，男，四川南部人，博士研究生，讲师，从事油气田增产新技术新理论研究；电话：13880716361；E-mail: renlanswpu@163.com