海上薄互层储层压裂缝垂向穿层特征

张淼; 刘向君; 梁利喜; 张文

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506432

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (27) :11728-11739 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506432

石油、天然气工业

海上薄互层储层压裂缝垂向穿层特征

张淼 ¹ ,
刘向君 ¹^,^* ,
梁利喜 ¹ ,
张文 ²

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Vertical Penetration Characteristics of Hydraulic Fractures in Offshore Thin Interbedded Reservoirs

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摘要

针对薄互层油气藏人工裂缝穿层难度大,且海上压裂作业的排量与规模受平台限制的客观条件,以某深层砂泥薄互层储层为研究对象,建立了不同力学参数与地应力组合的压裂数值模型,基于内聚力模型研究了压裂缝穿过单套隔层与多套隔层的扩展特征。研究结果表明:低弹性模量层、高抗张强度层、低泊松比层与高水平应力差层具有双重属性,既是抑制裂缝垂向扩展的机械屏障,也是促使压裂液积蓄能量憋压的蓄能层;裂缝垂向穿层扩展受岩石力学参数与地应力参数的显著控制,本质由“憋压-释放”动态过程主导,缝高极限取决于薄互层的参数差异程度与分布特征,二者共同决定了穿层过程中周期性憋压强度与能量释放速率;地应力是影响裂缝穿层的主控因素,高水平应力差与弱层间应力差容易引发缝高失控增长,而低水平应力差与强层间应力差则有助于稳定缝高、维持缝宽;在低层间应力差、高水平应力差、高泊松比的条件下,适合采用低排量、高黏度压裂液,以控制滤失与缝高,也有利于提升目的层缝宽;对于高层间应力差储层,不适合采用水平井进行多层合压。研究结果揭示了薄互层压裂缝垂向穿层扩展的“屏障-蓄能”转换机制与憋压驱动效应,对优化受限条件下海上薄互层油气藏的开发具有重要指导意义。

Abstract

Significant challenges are encountered in the interlayer penetration of artificial fractures in thin interbedded oil and gas reservoirs, and the displacement and scale of offshore fracturing operations are constrained by platform limitations. Based on a deep sand-shale thin interbedded reservoir, numerical fracturing models with different mechanical parameter and in-situ stress combinations were established. The propagation characteristics of hydraulic fractures crossing single and multiple interlayers were studied using the cohesive zone model (CZM).The results show that layers with low elastic modulus, high tensile strength, low Poisson’s ratio, and high horizontal stress exhibit dual attributes. They are not only mechanical barrier layers that inhibit vertical fracture propagation but also energy-accumulating layers that cause fracturing fluid to accumulate energy and build up pressure. Vertical interlayer penetration and propagation of fractures are significantly controlled by rock mechanical parameters and in-situ stress parameters. This process is inherently dominated by a dynamic “pressure buildup-release” mechanism. The ultimate fracture height depends on the degree of contrast and distribution characteristics of interbedded parameters, which determine the cyclical pressure buildup intensity and release rate during interlayer penetration.In-situ stress is the dominant factor affecting interlayer penetration. High horizontal stress difference combined with weak interlayer stress difference tends to lead to uncontrolled fracture height growth, while low horizontal stress difference and strong interlayer stress difference help stabilize fracture height.and maintain fracture width. For reservoirs with weak interlayer stress difference, high horizontal stress difference, and significant Poisson’s ratio contrast, low displacement and high-viscosity fracturing fluids are recommended. These fluids can control fluid loss and fracture height, and are also conducive to increasing the fracture width of target zones. For reservoirs with strong interlayer stress difference, multi-layer combined fracturing using horizontal wells is not suitable. This result reveals the “barrier-energy accumulation”conversion mechanism and pressure buildup-driven effect of vertical interlayer penetration and propagation of fractures in thin interbedded reservoirs. The findings provide important guiding significance for optimizing the development of offshore thin interbedded oil and gas reservoirs under constrained conditions.

Graphical abstract

关键词

水力压裂 / 薄互层储层 / 穿层扩展 / 憋压效应 / 流固耦合数值模拟

Key words

hydraulic fracturing / thin interbedded reservoir / cross-layer propagation / pressure buildup effect / fluid-solid coupling numerical simulation

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张淼, 刘向君, 梁利喜, 张文. 海上薄互层储层压裂缝垂向穿层特征[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(27): 11728-11739 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506432

ZHANG Miao, LIU Xiang-jun, LIANG Li-xi, ZHANG Wen. Vertical Penetration Characteristics of Hydraulic Fractures in Offshore Thin Interbedded Reservoirs[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(27): 11728-11739 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506432

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当前中国油气勘探开发的重点已从常规储层转向难动用、低渗致密的非常规储层,其中海上低渗透原油的探明储量近5亿t,天然气探明储量近5 000亿m³,是常规油气的重要接替资源^[1]。水力压裂是目前全球在常规、非常规储层中广泛应用的油气藏增产开发关键技术,也是实现海上低渗油藏经济开发的重要手段。但海洋压裂施工环境恶劣,井控风险大,对作业可靠性要求高,施工综合成本也居高不下。目前海上油田的主要作业模式分为钻井平台压裂和压裂船压裂两类,中国增产压裂船研发起步较晚,且现有装备存在作业功率低、集成度不高的问题,当前平台压裂仍是海洋油气压裂作业的主力模式,而平台压裂受作业空间、建造成本等条件限制,压裂作业的排量和施工规模都十分有限^[2-4]。薄互储层油藏在海上低渗油藏中占比很高,受沉积演化与水动力条件影响,薄互层砂岩储层普遍存在纵向跨度大、岩性界面与力学性质频繁突变、砂体展布规模小、纵向非均质性极强的特征,整体岩层呈现明显的弹塑性,这导致水力压裂过程中裂缝的垂向穿层缝高难以控制和预测^[5-8],业内对这类储层的裂缝扩展规律认识不够清晰,严重制约了海上薄互层低渗油藏的有效开发。

结合薄互层储层独有的地层特性,国内外诸多学者已通过室内试验与数值模拟方法,针对层间非均质性及地应力特征对裂缝扩展规律的影响开展了大量研究。Behnia等^[9]通过矿洞开挖试验证实,层间最小水平地应力差是限制水力裂缝扩展的首要因素。孙西东^[10]基于ABAQUS平台结合Cohesive单元模型开展研究,发现直井薄差层中单个裂缝的纵向扩展受压裂液黏度和地应力差的影响较大。Lak等^[11]采用耦合有限差分-边界元法研究发现,最大与最小水平主应力差值越大,对裂缝纵向延伸高度的抑制作用越显著。侯冰等^[12]利用物理模拟试验浇铸得到三层砂泥互层试样,针对斜井水力裂缝的垂向扩展特征开展研究,发现斜井压裂缝的垂向扩展能力受砂泥岩层间应力差的影响最大。

除上述地质因素外,压裂液黏度、排量等工程参数属于压裂改造储层施工过程中的人为可控因素,也会对裂缝的扩展与发育产生显著影响。何岱海等^[13]研究了支撑剂和隔离剂的输送规律,明确了人工隔层的形成机制。高英^[14]基于界面力学、岩石力学和断裂力学,建立了考虑界面力学性质的薄互层水力裂缝起裂-扩展模型,研究发现岩性、层间应力差、隔层厚度、施工排量等因素均对薄互层裂缝扩展形态存在显著影响。张矿生等^[15]通过室内物理模拟试验证实,对于存在弱结构面的薄互储层,选择合适排量有利于促进多层破裂,采用多级组合支撑剂可显著提升有效裂缝面积。Zou等^[16]采集砂泥互层露头开展真三轴压裂测试,发现更高的层间应力差更有利于限制裂缝穿层扩展,更高黏度的压裂液有助于提升裂缝宽度。周培尧等^[17]通过薄互层物理模型压裂试验,研究了四种岩性地层条件下,施工参数与地质参数耦合作用对裂缝垂向扩展的影响。王明星等^[18]浇筑了具有纵向非均质性的人造试样,开展真三轴压裂试验发现,当施工排量较小时,隔层能够有效阻止裂缝穿层扩展;当施工排量较大时,水力裂缝在纵向和横向的发育程度均会显著提升。柴妮娜等^[19]针对浅埋深弱应力场下陆相层状页岩的水力裂缝形态开展研究,发现在低垂向应力差条件下,水力裂缝以水平缝为主,在高垂向应力差条件下则以垂向缝为主,地应力分布对水力裂缝形态影响显著。

上述研究大多聚焦于仅存在单个岩性界面条件下裂缝的垂向扩展规律,然而薄互层储层具有埋深大、单层厚度薄、纵向发育层数多、砂泥交互叠置的特点,要实现砂泥互层油藏的高效开发,水力裂缝在纵向上有效沟通多套小层是核心关键;但就目前研究来看,受海上平台施工条件限制,业界对裂缝穿过单套及多套隔层的扩展特征与规律认识尚不清晰,导致油田现场的改造方案优化缺乏有效依据,施工风险与不确定性较高,现场实施效果并不理想。

基于此,首先统计某海域典型薄互储层的空间展布特征与地质力学参数,结合有限元分析法与内聚力单元法,建立砂泥互层条件下的渗流-应力-损伤耦合水力裂缝扩展模型,可以精准捕捉岩层损伤破裂的动态扩展过程。随后依托海上平台常规压裂施工排量,研究地质因素与工程因素对水力裂缝穿层发育的控制作用,系统探究地质-工程双约束条件下裂缝穿过多套隔层的发育特征,明确互层地层性质差异下水力裂缝的穿层扩展机制,研究成果以期为薄互层储层的压裂工程设计提供指导。

1 薄互层模型

1.1 砂泥互层储层特征

砂泥互层储层在中国南海陆丰盆地、东海陆架盆地、渤海湾盆地等区域的油田中大量发育^[20-23]。以某海上主力含油砂泥互层为例,统计其岩性厚度分布情况,如图1所示,单层岩性厚度主要集中在2~15 m。目标互层埋深超过3 800 m,压实与胶结作用强烈。地质参数统计结果表明:目标层系非均质性强,抗张强度为1.89~ 5.83 MPa,弹性模量为4.6~23.9 GPa;垂向应力范围80~110 MPa,最大水平主应力范围75~95 MPa,最小水平主应力范围64~ 80 MPa,且砂岩层与泥岩层地质力学参数分布范围存在重叠。储层物性方面,孔隙度介于2.47%~19.37%,平均10.65%,渗透率主要介于(0.1~10)×10^-3 μm²。

1.2 物理过程与数学模型

水力压裂裂缝的形成与扩展是一个涉及岩石应力应变、裂缝内流体流动、压裂液滤失及岩石损伤演化的复杂物理过程,需采用流-固耦合方法进行数值模拟。采用的内聚力模型(cohesive zone model, CZM)已被广泛运用于解决裂纹扩展问题。该模型通过引入断裂过程区的概念,有效解决了断裂尖端应力的奇异性,能更好地考虑裂缝扩展过程中的能量耗散,相对传统线弹性断裂力学更能精确地模拟裂缝的起裂、扩展方向和形态。

1.2.1 岩石变形损伤方程

采用基于牵引分离准则(traction-separation准则)的内聚力单元模型描述材料的损伤行为。该模型将材料的变形损伤过程分为损伤前的线弹性阶段、损伤起始和损伤演化三个阶段(图2),相应的内聚力单元的弹性行为阶段用弹性本构矩阵表示为

(1)σ=$\left[\begin{array}{l}{\mathit{t}}_{\mathit{n}}\\ {\mathit{t}}_{\mathit{s}}\\ {\mathit{t}}_{\mathit{t}}\end{array}\right]$=$\left[\begin{array}{lll}{\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{n}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}\\ {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{s}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}\\ {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}& {\mathit{E}}_{\mathit{s}\mathit{t}}& {\mathit{E}}_{\mathit{t}\mathit{t}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{l}{\mathit{\epsilon }}_{\mathit{n}}\\ {\mathit{\epsilon }}_{\mathit{s}}\\ {\mathit{\epsilon }}_{\mathit{t}}\end{array}\right]$=$\frac{1}{{\mathit{T}}_{0}}\left[\begin{array}{lll}{\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{n}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}\\ {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{s}\mathit{s}}& {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}\\ {\mathit{E}}_{\mathit{n}\mathit{t}}& {\mathit{E}}_{\mathit{s}\mathit{t}}& {\mathit{E}}_{\mathit{t}\mathit{t}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{l}{\mathit{\delta }}_{\mathit{n}}\\ {\mathit{\delta }}_{\mathit{s}}\\ {\mathit{\delta }}_{\mathit{t}}\end{array}\right]$=$\frac{1}{{\mathit{T}}_{0}}$Kδ

式(1)中:σ为应力; E为应变模量;ε为名义应变;K为界面等效刚度;δ为名义位移;T₀为单元初始厚度;下标n、s、t分别表示法向、第一剪切方向、第二剪切方向。

采用最大名义应力准则判断裂缝是否起裂,其控制方程为

(2)max$\left\{\frac{{\mathit{t}}_{\mathit{n}}}{{\mathit{t}}_{\mathit{n}}^{0}},\frac{{\mathit{t}}_{\mathit{s}}}{{\mathit{t}}_{\mathit{s}}^{0}}\right\}$=1

式(2)中:符号< >用来表征压应力状态不会引发损伤。假设在t时刻,当任意方向上的应力与对应规定损伤应力的比值达到1时,该位置就会发生损伤。

在内聚力单元开始损伤后,则使用BK(Benzeggagh-Kenane)准则对损伤演化进行建模,即

(3)${\mathit{G}}_{\mathit{n}}^{\mathit{c}}$+(${\mathit{G}}_{\mathit{s}}^{\mathit{c}}$-${\mathit{G}}_{\mathit{n}}^{\mathit{c}}$)${\left(\frac{{\mathit{G}}_{\mathit{s}}^{\mathit{c}}+{\mathit{G}}_{\mathit{t}}^{\mathit{c}}}{{\mathit{G}}_{\mathit{n}}^{\mathit{c}}+{\mathit{G}}_{\mathit{s}}^{\mathit{c}}+{\mathit{G}}_{\mathit{t}}^{\mathit{c}}}\right)}^{\mathit{\eta }}$=G^c

式(3)中:G^c为等效临界能量释放率,表示材料发生断裂所需的总能量;

${\mathit{G}}_{\mathit{n}}^{\mathit{c}}$

、

${\mathit{G}}_{\mathit{s}}^{\mathit{c}}$

和

${\mathit{G}}_{\mathit{t}}^{\mathit{c}}$

分别为Ⅰ型(张开型)、Ⅱ型(滑开型)和Ⅲ型(撕开型)裂纹扩展的能量释放率;η为材料参数,对于脆性材料,η=2,对于塑性材料,η=3。

1.2.2 流体流动方程

基质孔隙压力受到注入流体滤失的影响,从而影响岩石的应力与应变。考虑流体流速、黏度、水力裂缝形态,假设流体是不可压缩的牛顿流体,cohesive单元中流体分为切向流动和法向流动,切向流动促使裂缝扩展,法向流动表示的是一部分压裂液滤失到地层中,如图3所示。

流体切向流动方程为

(4) $q=\frac{w^{3}}{12 \mu} \nabla p$

式(4)中:q为切向方向流动流量;p为主应力方向孔压;w为裂缝扩展宽度;μ为压裂液黏度。

流体法向流动方程为

(5)

$\left\{\begin{array}{l}{\mathit{q}}_{\mathit{u}}={\mathit{c}}_{\mathit{u}}({\mathit{p}}_{\mathit{m}}-{\mathit{p}}_{\mathit{u}})\\ {\mathit{q}}_{\mathit{b}}={\mathit{c}}_{\mathit{b}}({\mathit{p}}_{\mathit{m}}-{\mathit{p}}_{\mathit{b}})\end{array}\right.$

式(5)中:q_u、q_b分别为法向方向的上、下表面流动流量;c_u、c_b为上、下表面滤失系数;p_u、p_b为上、下表面孔压;p_m为cohesive单元中的流体压力。

1.3 模型验证

为验证本文数值模拟方法的可靠性与准确性,基于 KGD (Khristianovic-Geertsma-de Klerk model)模型的核心假设构建二维平面应变验证模型。KGD 模型的核心假设包括压裂液为牛顿流体、压裂液无滤失效应,据此,验证模型中地层渗透系数与压裂液滤失系数均设定为无限小(表1)。如图 4 所示对比结果表明,基于内聚力模型的数值模拟结果与 KGD 理论解基本吻合,验证了本文数值模拟方法的正确性与适用性。

1.4 模型构建及模拟参数方案

为了探究地质力学参数差异与工程参数对裂缝穿层行为的影响规律,基于目标互层的典型岩性与厚度组合特征(图1),建立了砂泥互层的渗流-应力-损伤耦合地质模型。为排除岩层几何厚度与地质力学参数差异的耦合干扰,模型中将砂岩与泥岩的地层厚度均设定为7 m,射孔位置布置在有效砂岩储层的中部。目标互层埋藏深度大,压实胶结作用显著,层界面结合紧密且力学强度高,因此裂缝垂向扩展过程中,层界面难以发生开启变形。此外,由于垂向应力为最大主应力,水力裂缝主要沿垂向方向扩展,扩展方向与地层界面呈正交关系,本次建立的模型如图5所示。

模型基本参数以目标互层地质参数统计结果为基础,共设置开展了44组数值模拟实验,涵盖目标互层地质参数主要分布范围,参数如表2所示。设置一组均值模型作为对照,参数取值为表2中默认值。基准施工排量Q=4 m³/min,基准压裂液黏度λ=1 mPa·s。

2 薄互层水力裂缝垂向穿层特征

2.1 单层穿层特征

从图6可以看出,当裂缝在第一套砂体内扩展和穿入第一套泥岩扩展时,注入量、互层的力学参数与应力参数的差异是控制缝高的关键。当裂缝扩展至第一套砂、泥岩的层界面但还未穿层时,无因次注入量低,不同砂泥互层参数组合的缝高几乎重合,邻层泥岩的高弹性模量E、高渗透率k、高水平最小主应力σ_h对缝高体现一定的强遮挡作用。随无因次注入量提高裂缝穿过一层岩性界面时,呈现出随弹性模量和泊松比增加,缝高扩展受到促进作用但逐渐平缓,如E_泥/E_砂=3时比E_泥/E_砂=0.5的缝高值大66%,但与E_泥/E_砂=2.5时缝高相当。泥岩抗张强度、高渗透率、水平应力差、邻层水平最小主应力越大,缝高越受到抑制但抑制作用也更平缓,其中如T_泥/T_砂=2时比T_泥/T_砂=0.5时缝高降低21%,但与T_泥/T_砂=3时缝高相当。

2.2 多层穿层特征

随着无因次注入量持续增加,裂缝会逐步突破多个层界面,最高可依次穿透3套砂岩和3套泥岩,垂向上共改造6套岩层。数值模拟结果表明,在多层穿层扩展过程中,缝高扩展特征与砂泥互层地质力学参数差异的关系不再呈线性,砂泥互层的参数差异对缝高扩展的影响呈现“累积效应”,这导致不同参数组合下的最终缝高与垂向穿层数存在显著差异(图7)。

2.2.1 弹性模量对比

高注入量阶段,当裂缝在第二套泥岩(高模量层)中扩展时,缝高会随着E_泥/E_砂增大而增加;当E_泥/E_砂>1时,裂缝会进一步穿透至第三套砂岩(低模量层),此时缝高增长会再次因E_泥/E_砂增大受到抑制。整体规律可总结为:裂缝在低弹性模量层中缝高发育受限,在高弹性模量层中缝高发育得到促进。当裂缝穿过多套弹性模量反复变化的地层,且E_泥/E_砂处于1~3范围内时,对裂缝缝高扩展的“抑制”和“促进”作用交替发生,推动缝高延伸至更高值。

2.2.2 抗张强度对比

低注入量条件下,当注入量达到某一临界值,即缝高发育至邻近第二套砂泥界面,且T_泥/T_砂=1.5时,缝高会突然失去控制,如图7(b)所示。继续提高注入量,当裂缝扩展至第三套砂岩中时,缝高会随T_泥/T_砂增大而升高,整体呈现出“高抗张强度层的缝高增长受到抑制,低抗张强度层会促进缝高增长”的规律;且随着抗张强度差异增大,对缝高的促进作用和抑制作用均会趋于平缓。

2.2.3 泊松比和渗透系数差异对比

当ν_泥/ν_砂<1时,在低注入量条件下,缝高会扩展至第2套砂体,且ν_泥/ν_砂越大,缝高越低。当裂缝在第2套泥岩中扩展时,ν_泥/ν_砂越大对缝高的促进作用越强,当ν_泥/ν_砂=2时,缝高会出现扩展失控,裂缝会垂向延伸至第3套泥岩,整体呈现出规律:裂缝扩展至高泊松比地层时,泊松比比值越大,缝高扩展越受促进,在低泊松比地层中缝高扩展则会受到抑制。

缝高整体随泥岩与砂岩层的渗透系数比增大而减小,且随着注入量提高,不同渗透系数比下的缝高差距并未缩小。

2.2.4 薄互层整体水平应力差

为研究互层整体水平应力差(Δh)对缝高的影响,同时改变砂岩层和泥岩层的水平最小主应力,取互层中砂岩和泥岩的弹性模量分别为12、20 GPa,泊松比分别为0.21、0.25,渗透率分别为1.36×10^-7、1×10^-8 m²,抗张强度分别为4 、2 MPa。由图7(e)可见,随着水平应力差减小,缝高整体呈降低趋势。在低注入量、裂缝穿层较少的条件下,即便水平应力差较大,缝高也不容易发生扩展失控;而在高注入量、裂缝穿过多套地层的条件下,当水平应力差为11 MPa和5 MPa时,缝高都出现了失控扩展的情况。

2.2.5 层间水平最小主应力差

为研究单因素层间最小水平主应力差影响,互层模型砂泥岩除水平最小主应力值外其他参数相同,层间最小水平主应力差为Δh_泥-砂=σ_h泥-σ_h砂。裂缝在第2套砂岩中扩展时,缝高受到促进,随着Δh增加缝高由依次降低变为相近。高注入量下,裂缝穿入第2套泥岩中扩展,层间水平最小主应力差越大,缝高越受抑制,在层间水平最小主应力值为2.25 MPa的情况下,缝高失控。整体呈现出在低水平最小主应力层缝高受到促进,高水平最小主应力层缝高受到抑制。在层间Δh较小的情况下,注入量过大会导致缝高失控。

3 薄互层裂缝垂向穿层扩展控制机制

3.1 岩石力学参数的控制作用

图7表明,砂岩和泥岩的岩石力学参数变化对缝高的发育特征存在显著控制作用。如图8所示为弹性模量(E_泥/E_砂)、抗张强度(T_泥/T_砂)和泊松比(ν_泥/ν_砂)在三组典型比值下的缝高变化趋势,如图9所示为各参数典型值下的裂缝形态。

3.1.1 弹性模量比

随弹性模量比增加,裂缝最终会扩展至第3套砂岩,缝高整体呈先增后减的趋势,在E_泥/E_砂=2时达到峰值。这是因为高模量岩层的脆性更强,水力能量更易在裂缝尖端形成高压区,裂缝更易形成和扩展;而当裂缝进入低模量层后,岩层塑性特征更显著,缝内流体能量衰减速度更快,起裂难度提升,压裂液会优先积聚在近井端,形成憋压。当裂缝突破低模量层后,积蓄的能量快速释放,裂缝可在高模量层快速形成并穿透。对于层间弹性模量比值差异在1~3区间的互层地层,裂缝会在这种交替的憋压、释压作用下获得更强的穿层能量。

3.1.2 抗张强度比

当缝高扩展至低抗张强度层时,缝高会呈现出明显的高度差异。其作用机理在于,地层破裂压力由最小水平主应力与抗张强度共同决定,压裂液注入岩层后会产生拉应力,高抗张层所需的起裂能量更大,裂缝的穿层能力会受到抑制,缝高差距随之缩小。高抗张层对穿层的抑制会引发近井端流体积聚,形成憋压效应,进而促进近井端岩层内裂缝的缝宽、缝长发育;而当裂缝穿层进入低抗张层后,憋压快速释放,会促进缝高快速发育,且憋压越强,对低抗张层缝高的促进作用越明显。

3.1.3 泊松比

泊松比主要反映岩石的横向变形能力。在低泊松比条件下,缝尖起裂后缝宽发育受到限制,导致低泊松比层缝内流体能量较少,抑制裂缝垂向扩展,进而在高泊松比层形成憋压;随着泊松比增大,层间泊松比差距减小,裂缝在低泊松比层中扩展时受到的抑制作用减弱,缝高逐渐增大。当整体泊松比较高(平均值大于0.3)且层间泊松比差异大时,憋压效应更强,当憋压达到临界值后压力会集中释放,穿层后由于泊松比越高对缝高的限制越弱,容易引发缝高失控性增长,结果如图7(c)和图8(c)所示。

3.2 地应力参数的控制作用

从前文图7结果可以看出,整体水平应力差和层间水平最小应力差对裂缝高度控制作用也较为显著。为进一步揭示其动态控制机理,选取三组典型地应力水平开展细化分析,对应水力裂缝形态如图10所示。

3.2.1 整体水平应力差

图10(a)~图10(c)为砂岩E=12 GPa, ν=0.21, k=1.36×10^-6 m², T=4 MPa;泥岩E=20 GPa, ν=0.25, k=1×10^-7 m², T=2 MPa下的水力裂缝形态。

从前文图7(e)的结果可知,缝高随水平应力差增大呈非线性增长特征。在Δσ_h=11 MPa和5 MPa下缝高出现了失控性增长。机理在于:地层破裂压力由最小水平主应力与抗张强度共同决定,在低应力差下,裂缝起裂耗能大但缝宽较大,流体能量沿缝长耗散,缝高扩展受限,裂缝形态相对宽而矮。在高应力差时(Δσ_h≥5 MPa),缝宽收窄,憋压效应使缝内净压力升高,导致缝高突进。缝高是否发生突进由缝宽演变和层间力学差异的耦合效应决定,可以判断Δσ_h≥5 MPa裂缝宽度收缩至临界值,显著降低流体向尖端运移能力,显著提升缝内净压力累积速率,这是缝高失控的临界条件。

3.2.2 层间水平最小主应力差

图7和图10表明,缝高的扩展行为受到层间水平最小主应力差大小的显著影响。高应力层缝宽收窄,压裂液滞留于先穿透层,尤其是低应力层,形成憋压效应。层间应力差异小时,垂向扩展阻力小,穿透多层时积聚的缝内压力周期性释放,易导致缝高失控;层间应力差异大时,憋压作用在穿层时触发低应力层短暂缝高突进,但突进又受限于相邻高应力层的屏障,因此缝高稳定。

4 讨论

前文通过开展薄互层数值模拟压裂试验,研究了层间地质力学参数差异对水力裂缝垂向扩展的影响。研究发现低弹性模量层、高抗张强度层、低泊松比层和高水平应力层表现出“屏障-蓄能”的双重属性:既是抑制裂缝垂向扩展的机械屏障层,也在裂缝受阻时积蓄压裂液能量,这使裂缝的穿层过程呈现“憋压-释放”的动态机制。该机制可通过物理实验与现场数据的联合验证,周培尧等^[17]的薄互层物理模型压裂试验与某深层薄互层油藏的现场压裂数据均表明,二者在地层初次启裂后,压力曲线均呈现出明显的二次憋压及随后的压降,该特征对应于水力裂缝穿越地质力学参数变化的层界面时的扩展过程,与本文数值模拟压裂试验所揭示的“憋压-释放”的裂缝动态扩展阶段高度吻合。

上述研究揭示了层间应力差是控制裂缝垂向穿层扩展的地质主控因素,然而现场压裂过程中可以人为控制的关键因素是压裂液黏度和注入排量。为将上述认识转化为工程指导,并进一步探究在高水平应力差背景下,工程参数如何影响裂缝的垂向穿层行为,选取泥岩和砂岩层水平最小主应力差为8.25 MPa下的参数组,设置4组注入排量(3、4、5、6 m³/min),并调整注入时间,以确保注入量与排量3 m³/min时一致,设置排量为4 m³/min时的4组压裂液黏度(1、10、50、100 mPa·s)。

裂缝扩展形态如图11(a)所示,随着注入排量的增加,水力裂缝的缝高增加,但仍未突破第二套泥岩,并呈现更强烈的憋压效应,在实际地层中会体现在裂缝的缝长、缝宽的发育上。这是因为越高的注入速率,在水力裂缝中会产生更高的净压力,而缝宽与净压力成正比,且憋压也使缝宽变大。如图11(b)所示,随压裂液黏度从1 mPa·s,提高到100 mPa·s,水力裂缝缝高无明显增长,缝宽缓慢增加。根据达西定律,流体黏度与流体在多孔介质中的渗流速度成反比,黏度增加使压裂液在水力裂缝中的滤失量减少,裂缝壁面受到更多压裂液的挤压,缝宽缓慢增加。而注入量和排量不变,虽然缝内净压力有所增加,但无足够能量克服隔层高应力,对垂向上起裂扩展的促进作用不明显。

对于几乎等厚的砂泥薄互储层,在海上受限工程条件下,高层间应力差不利于纵向上多层合压改造,且穿层代价大,建议两层合采或分层开采。高层间应力差,可采用大排量(5~6 m³)和适当提高压裂液黏度,利于携砂铺置,保证目的层充分改造。

5 结论

(1)薄互层的低弹性模量层、高抗张强度层、低泊松比层和高水平应力层具有双重属性,既是抑制裂缝垂向穿层的屏障层,也是蓄能层。

(2)互层岩石力学差异和地应力分布特征对裂缝垂向扩展影响的本质是“憋压-释放”动态过程主导,缝高极限取决于互层参数差异程度及分布特征,其决定了穿层时周期性憋压强度-释放速率。

(3)层间应力差是直接影响水力裂缝穿层能力的地质主控因素,在高水平应力差和低层间水平最小应力差下易导致缝高失控性增长,而低水平应力差和强层间水平最小主应力差则利于维持缝高和缝宽,同时也有助于加砂,避免砂堵。

(4)互层地质力学参数差异越大,机械屏障层的蓄能憋压-释放效应越显著,弹性模量比达到2时,缝高增长最明显,泊松比差异下缝高不易出现失控性增长,泊松比差异过大可能导致缝高失控性增长。

(5)海上受限工程条件下,地层埋藏深、强应力场下砂泥薄互储层的低层间应力差、高水平应力差、高泊松比情况下缝高易失控,宜采用低排量、高黏度压裂液控制滤失和缝高,也利于提升目的层缝宽;对高层间应力差储层,可通过提高排量和黏度降低加砂难度,但对穿层能力改善不大,不宜采用水平井立体改造多层位,建议分层改造。

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2025-09-05	2026-09-28	2025-12-18
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2026-10-09

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