页岩规则齿形结构面水化损伤及剪切特性研究

景宇翔; 郭印同; 冯代英; 万洋辉; 郑贺斌

doi:10.11911/syztjs.2025033

页岩规则齿形结构面水化损伤及剪切特性研究

景宇翔^{1, 2,},
郭印同^{1, 2, 3},
冯代英^{2, 3},
万洋辉^{2, 4},
郑贺斌¹

1.
西南石油大学土木工程与测绘学院，四川成都 610500
2.
岩土力学与工程安全全国重点实验室（中国科学院武汉岩土力学研究所），湖北武汉 430071
3.
中国科学院大学，北京 100049
4.
武汉理工大学资源与环境工程学院，湖北武汉 430070

基金项目: 国家自然科学基金项目“复杂环境下水泥环全生命周期密封理论与控制方法”（编号：U22B6003）资助。

详细信息

作者简介:
景宇翔（1995—），男，湖北天门人，2018年毕业于湖南科技大学采矿工程专业，在读硕士研究生，主要从事非常规油气开发研究。E-mail：yxjl102@163.com

中图分类号: TE21
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出版历程
- 收稿日期: 2023-12-09
- 修回日期: 2025-03-02
- 网络出版日期: 2025-03-24

Hydration Damage and Shear Characteristics of Regular Toothed Structural Planes of Shale

JING Yuxiang^{1, 2,},
GUO Yintong^{1, 2, 3},
FENG Daiying^{2, 3},
WAN Yanghui^{2, 4},
ZHENG Hebin¹

1.
School of Civil Engineering and Geomatics, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, 610500, China
2.
National Key Laboratory of Geomechanics and Geotechnical Engineering(Institute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences), Wuhan, Hubei, 430071, China
3.
University of Chinese Academy of Sciences, Beijing, 100049, China
4.
School of Resources and Environmental Engineering, Wuhan University of Technology, Wuhan, Hubei, 430070, China

摘要

摘要:
页岩储层压裂改造后，地层滑移使套管变形频繁出现，严重影响施工与生产。为了解页岩储层结构面水化损伤及水化前后的剪切特性，采用川南龙马溪组页岩试样，预制了10°和40°的2种规则齿形结构面，模拟了不同粗糙度的断层特征，并在四级法向应力下进行了水化直剪试验。试验结果表明：1）40°高起伏角度结构面在水化后表现出塑性变形特征，剪切位移−剪应力曲线呈阶梯式上升，剪切刚度下降约16.3%；而10°低起伏角度结构面则以摩擦滑移为主，剪切刚度波动较小；高法向应力（≥5 MPa）会加剧水化对结构面的破坏作用，但长时间（≥24 h）水化会使破坏促进作用趋于上限。2）在水化初期（1～2 h），40°高起伏角度结构面抗剪强度平均降低了13.05%，最终整体降低了18.19%，黏聚力与内摩擦角分别降低了16.31%和16.57%；10°低起伏角度结构面的抗剪强度参数受水化影响较小，波动范围小于5%。3）10°低起伏角度结构面在水化360 h后出现微孔洞连通和矿物分层现象，而40°高起伏角度结构面则形成大尺寸张拉裂缝，表面粗糙度增大，这是因为高角度结构面的黏土矿物分布更集中，水化软化效应更显著，导致脆性降低和塑性增强。研究结果可为页岩储层压裂设计与套管防护提供理论依据。
- 页岩 /
- 齿形结构面 /
- 水化作用 /
- 岩石力学 /
- 微观结构
Abstract:
Formation slip makes casing failure occur frequently after the fracturing of shale reservoirs, which seriously affects construction and production. In order to understand the damage caused by the hydration of shale reservoirs’ structural planes and shear characteristics before and after hydration, shale samples of Longmaxi Formation in southern Sichuan were adopted. Two kinds of regular toothed structural planes of 10° and 40° were prefabricated, and the fault characteristics at different roughness were simulated. Moreover, direct shear tests for hydration were carried out under four normal stresses.The results show that: 1) The structural plane with a high undulating angle of 40° shows plastic deformation characteristics after hydration. The shear displacement–shear stress curve shows the characteristics of stepped rise, and shear stiffness decreases by about 16.3%. However, the structural plane with a low undulating angle of 10° mainly exhibits frictional slip, and the shear stiffness fluctuates slightly. High normal stress (≥ 5 MPa) will aggravate the damage effect of hydration on the structural plane, but the damage promotion effect tends to the upper limit after a long time of hydration (≥ 24 h). 2) At the initial stage of hydration (1–2 h), the shear strength of the structural plane with a high undulating angle of 40° decreases by 13.05% on average, and the overall shear strength decreases by 18.19%; the cohesion and internal friction angle decrease by 16.31% and 16.57%, respectively. In contrast, the shear strength parameters of the structural plane with a low undulating angle of 10° are less affected by hydration, and the fluctuation range is less than 5%. 3) After 360 h of hydration, microporous connectivity and mineral stratification appear on the structural plane with a low undulating angle of 10°, while the structural plane with a high undulating angle of 40° forms large-size tensile fractures, and surface roughness increases. This difference is due to the more concentrated distribution of clay minerals and the more significant hydration softening effect on the structural plane with a high undulating angle, resulting in reduced brittleness and enhanced plasticity. The research results can provide a theoretical basis for shale reservoir fracturing design and casing protection.
- shale /
- toothed structural plane /
- hydration /
- rock mechanics /
- microstructure

HTML全文

页岩油气储层致密，能量保持难、流动阻力大，大规模压裂改造是其高效开发的主要技术手段^[1-5]。东营凹陷陆相页岩油资源量丰富，亟需采用新技术实现高效开发^[6-7]。超临界CO₂具有低黏度、高渗透、低表面张力的物理特性，被认为是非常规储层改造新方法之一^[8-10]。然而，超临界CO₂压裂的相态和物理性质复杂，造缝机理尚不清楚，学者们多采用试验和数值模拟方法开展相关研究^[11-15]。试验表明，CO₂可降低破裂压力^[16]，超临界CO₂压裂形成的裂缝表面相对于滑溜水压裂产生的裂缝表面更为粗糙^[17]，使用超临界CO₂在降低岩石破裂压力和造缝方面具有很大的优势^[18]。目前，相关研究多针对CO₂低黏度特性对压裂的影响，对CO₂对岩石物性影响的关注较少。此外，CO₂压裂裂缝形态复杂，传统方法模拟裂缝多为单缝结构，采用现的数值模拟手段难以精确刻画前置CO₂压裂缝网^[19-21]。

赵辉等人^[22-24]提出了基于闪电模拟的油藏压裂模型，可以很好地表征裂缝复杂性，但仅适用于水力压裂，未考虑压裂过程中CO₂对裂缝扩展形态的影响。借鉴该方法，笔者考虑CO₂的相态变化特征及CO₂对岩石性质的影响，结合物理试验和数值模拟，提出了基于节点连接方法（NCM）的CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型，在此基础上进一步讨论了前置CO₂比例、地质参数、物性参数及压裂施工参数对裂缝形态的影响，并在东营凹陷陆相页岩油X井开展分析应用。

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

为准确表征胜利油田东营凹陷陆相页岩经过CO₂浸泡后的岩石力学与破裂特征，选取2口典型井12块岩样，利用岩石力学仪测试其不同CO₂浸泡时间下和不同围压下的强度、弹性模量、泊松比、内聚力等岩石力学参数，结合破裂压力剪切压力等计算公式，发现东营凹陷陆相页岩油岩体破裂压力、天然裂缝剪切及张开应力和地应力随CO₂浸泡时间增长呈现线性降低的趋势（见图1）。

图 1 页岩破裂压力与应力随CO₂浸泡时间的变化

Figure 1. Initiation pressure and stress changes during CO₂ fracturing in rock

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1.2 CO₂物性参数变化表征

前置CO₂注入过程中，随着温度和压力条件变化，CO₂的密度和黏度均会发生显著变化，影响压裂裂缝扩展。采用Pen-Robinson方程刻画CO₂密度变化，其状态方程可表示为^[25]：

$p = \frac{{8.314T}}{{V - 26.667}} - \frac{{396\text{ }306.77 {{[1 + 0.707\text{ }979(1 - \sqrt {{T_{\text{r}}}} )]}^2}}}{{V(V + 26.667) + 26.667(V - 26.667)}}$

(1)

式中：T为CO₂的绝对温度，K；V为CO₂的摩尔体积，L/mol；T_r为对比温度，即CO₂绝对温度T与临界温度T_c（T_c=304.13K）之比。

根据式（1）确定CO₂的体积后，即可进一步获得CO₂在该温度和压力条件下的密度。

CO₂黏度与温度的关系^[21]为：

$\mu = \frac{{36.344\left[ {\dfrac{{\sqrt {1.259\text{ }3{T_{\text{r}}}} }}{{{\Omega _{\text{u}}}}} {{F_{\text{c}}} \left(\dfrac{1}{{{G_2}}} + {E_6}\dfrac{{c {V_{\text{e}}}}}{6}\right)} + {\eta ^{{\text{**}}}}} \right]\sqrt {M{T_{\text{c}}}} }}{{\sqrt[3]{{V_{\text{c}}^2}}}}$

(2)

其中，部分系数定义为：

${F_{\text{c}}} = 1 - 0.275\text{ }6\omega + 0.059\text{ }035\mu _{\text{r}}^4 + \kappa$

(3)

${\eta ^{{\text{**}}}} = {E_7}{y^2}{G_2}\exp \left({E_8} + \frac{{{E_9}}}{{{T^*}}} + \frac{{{E_{10}}}}{{{T^*}^2}}\right)$

(4)

${G_2} = \frac{{\dfrac{{{E_1}[ 1 - \exp ( - {E_4}y)]}}{y} + {E_2}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}\exp ({E_5}y) - {E_3}\dfrac{{1 - 0.5y}}{{{{(1 - y)}^3}}}}}{{{E_1}{E_4} + {E_2} + {E_3}}}$

(5)

${E_i} = {f_i}(\omega ,\kappa )$

(6)

式中：T_r为临界温度，K；F_c为形状和极性因子；V_e为气体体积，m³；ω为偏心因子；y为摩尔分数；T*为绝对温度，K；M为摩尔质量，g/mol；V_c为CO₂的临界体积，m³；Ω_u为碰撞积分；μ_r为约化偶极矩；κ为高极性物质的关联因子；c为单位体积物质的量，mol/m³。

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

基于节点体系扩展模拟方法（Node Connection Method, NCM）^[22-23]，考虑前置CO₂注入后对岩石力学、物性参数的影响，构建前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型。

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

假设岩石为多孔弹性介质，根据测井资料获取地层物性参数，以三维弹性理论为基础，可以得到地下水平主应力的计算方法。结合试验研究结果，储层中岩石的泊松比、弹性模量等参数会随着CO₂浸泡时间增长而变化，在模型中需要考虑。因此，水平主应力与时间的关系可以表示为：

$\left\{ \begin{array}{*{20}{l}} \sigma _{_\text{h}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{h}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} + \\ \qquad \dfrac{{{\nu ^t}{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} \\ \sigma _{_\text{H}}^t = \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\sigma _\text{v}} - \dfrac{{{\nu ^t}}}{{1 - {\nu ^t}}}{\alpha _\text{v}}{p_\text{p}} + {\alpha _\text{H}}{p_\text{p}} + \dfrac{{{E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{H}} +\\ \qquad \dfrac{{\nu {E^t}}}{{1 - {{({\nu ^t})}^2}}}{\xi _\text{h}} \end{array} \right.$

(7)

式中：σ^t_h为t时刻的最小水平主应力，MPa；σ^t_H为t时刻的最大水平主应力，MPa；σ_v为垂向应力，MPa；α_v、α_h为垂向和水平的Biot系数；ξ_H、ξ_h为最大水平主应力和最小水平主应力的应变系数；ν^t为t时刻泊松比；E^t为t时刻的弹性模量，GPa；p_p为孔隙压力，MPa。

压裂过程中，新生缝会改变岩石的力学状态，影响后续裂缝扩展，简称应力阴影效应。采用诱导应力解析解和叠加原理描述全局应力状态^[26]：

$\left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} \sigma _{xx}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{xx}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} - \\ \quad{ \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \sigma _{yy}^{t + 1}(i,j) = \sigma _{yy}^t(i,j) +\\ \quad\displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\left( {\dfrac{{{L_m}}}{{\sqrt {{L_{1,m}}{L_{2,m}}} }}\cos \dfrac{{2{\theta _m} - {\theta _{1,m}} - {\theta _{2,m}}}}{2} - 2} \right)} +\\ \quad{ \displaystyle \sum\limits_{m = 1}^N {{p_{\text{n},m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\sin {\theta _m}\sin {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} } } \\ \tau _{xy}^{t + 1}(i,j) = \tau _{xy}^t(i,j) + \displaystyle\sum\limits_{m = 1}^N {p_{net,m}}\dfrac{{{L_m}}}{a}{{\left( {\dfrac{{{a^2}}}{{{L_{1,m}}{L_{2,m}}}}} \right)}^{3/2}}\cdot\\ \quad\sin {\theta _m}\cos {\dfrac{3}{2}\left( {{\theta _{1,m}} + {\theta _{2,m}}} \right)} \end{array}} \right.$

(8)

式中：σ^t+1_xx和σ^t_xx分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处x轴向主应力，MPa；σ^t+1_yy和σ^t_yy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处y轴向主应力，MPa；τ^t+1_xy和τ^t_xy分别为t+1和t时间步下(i, j)位置处剪切应力，MPa；N为裂缝微元数量；p_n,m为裂缝m微元的缝内净压力，MPa；a为裂缝微元半长，m；L_m，L_1,m和L_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的距离，m；θ_m，θ_1,m和θ_2,m为位置(i, j)到裂缝m微元的角度。

对裂缝内流体流动简化处理，不考虑裂缝在缝宽方向上的流动过程，且裂缝壁面上的流速为0，则流体在裂缝内为一维流动。对流体压降方程进行处理，可得到缝内压力分布为：

$p_{i,m}^t = - \frac{{12\mu _m^t{q_m}{x_m}}}{{{h_{\text{f},m}}w_m^3}} + {p_0}$

(9)

式中：p^t_i,m为t时间步时裂缝m微元的净压力，MPa；μ^t_m为t时间步时裂缝m微元中流体的黏度，mPa·s；q_m为裂缝m微元的流量；x_m为裂缝m微元与井筒的距离，m；h_f,m为裂缝m微元的高度，m；p₀为初始压力，MPa。

对于前置CO₂压裂，裂缝内流体黏度随着CO₂性质而改变，采用式（2）修正不同时间步下前置CO₂的黏度。

将临界起裂应力作为起裂判据，该值与岩石断裂韧性有关，则裂缝扩展条件为^[23]：

${\sigma _{\text{fr}}} = \frac{1}{{\sqrt {2\text{π} r} }}\cos \frac{\theta }{2}\left( {{K_1}{{\cos }^2}\frac{\theta }{2} - \frac{3}{2}{K_2}\sin \theta } \right) - {\sigma _{\text{cr}}} \geqslant 0$

(10)

式中：σ_fr为残余起裂应力，MPa；σ_cr为临界起裂应力，MPa；K₁为Ⅰ型应力强度因子，MPa·m^0.5；K₂为Ⅱ型应力强度因子，MPa·m^0.5。

分支裂缝密度表示为在裂缝的改造范围内共有的裂缝节点数量，其计算公式为：

${\rho }_{\text{if}}=\frac{{n}}{{L}_{\text{f}}{w}_{\text{f}}}$

(11)

式中：ρ_if为分支缝密度，条/m²；n为裂缝节点数量；L_f为裂缝长度，m；w_f为裂缝的带宽，m。

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展模型计算流程如图2所示。具体步骤为：1）依据实际储层大小划分地质单元，作为计算的离散体；2）结合地质资料给地质单元赋值；3）根据实际压裂规模，设置射孔参数；4）计算现存裂缝单元缝内流体压力分布；5）结合应力阴影效应及缝内流体流动特征，校正储层应力分布；6）计算裂缝尖端周向应力和临界起裂应力；7）判断是否存在满足起裂条件的裂缝单元，不满足时输出裂缝形态；8）引入随机函数及概率分布，确定新的裂缝单元；9）根据CO₂物性的变化，更新缝内流体物性参数；10）重复步骤4）—9），直至输出裂缝形态。

图 2 CO₂前置增能压裂扩展模拟流程

Figure 2. Simulation process of CO₂ pre-energized fracturing

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2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

选用胜利油田东营凹陷陆相页岩油储层地质力学参数以及物性参数，基于构建模型，分析不同影响因素下裂缝扩展形态。模型尺寸大小为160 m×300 m，1段射孔3簇，射孔点在模型中间位置处，模拟裂缝排量为16 m³/min，页岩基质的弹性模量为26.36 GPa，泊松比为0.30。

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

模拟前置CO₂比例分别为0.1、0.2和0.3时的裂缝形态（见图3），分析不同前置CO₂比例与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图4）。

图 3 不同CO₂比例下的裂缝形态

Figure 3. Fracture morphology under different CO₂ ratios

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图 4 不同CO₂比例对裂缝参数的影响

Figure 4. Influence of different CO₂ ratios on fracture parameters

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前置CO₂比例对整体缝网扩展长度影响最大，前置CO₂比列由0.1增至0.3时，缝网长度缩短近40%。压裂缝网带宽主要受压裂簇数影响，前置CO₂比例对整体缝网扩展带宽影响较小。前置CO₂比例对分支缝密度的影响很大，当前置CO₂比例由0.1增加至0.3时，分支缝网密度由0.06 条/m²增加至0.13 条/m²，增加了117%。这主要是因为超临界CO₂易于进入基质孔隙和微裂隙中，促进了基质的破裂和微裂隙的开启，增加了分支裂缝的数量，形成了复杂的网状裂缝形态。

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

模拟水平应力差分别为0，15和30 MPa时的裂缝形态（见图5），分析不同水平应力差与裂缝长度缝网带宽及分支缝密度的关系（见图6）。

图 5 不同应力差下的裂缝形态

Figure 5. Fracture morphology under different stress differences

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图 6 储层应力差对裂缝参数的影响

Figure 6. Influence of reservoir stress difference on fracture parameters

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应力差与缝长相关性很大，与缝宽相关性较小，与分支缝密度相关性大，应力差主要影响缝长及分支缝密度。水平应力差由5 MPa增至30 MPa时，裂缝长度由175 m增至266 m，缝网带宽由63 m降至58 m，降低了3.18%，分支缝密度由0.095 条/m²降至0.074 条/m²，下降了31.85%。相较于滑溜水压裂，前置CO₂增能压裂在高应力差下依然可以形成复杂裂缝网。因此，高应力差储层采用前置CO₂进行压裂，可以提高压裂改造效果，实现高效增产。

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

模拟储层渗透率分别为0.05，0.5和5 mD时的裂缝形态（见图7），分储层渗透率与裂缝长度、缝网带宽及分支缝密度的关系（见图8）。结果发现，储层渗透率对裂缝长度和带宽的影响较小，对分支缝密度的影响较大。总体而言，储层渗透率影响压裂流体的滤失性，前置CO₂压裂对于储层渗透率的敏感程度要远大于滑溜水压裂。其原因在于，储层渗透率影响CO₂向基质的滤失量和波及范围，对于开启天然裂缝和储层增压作用明显。因此，对于高渗透储层，应适当增大排量和压裂液量，从而增大压裂改造范围。

图 7 不同渗透率下的裂缝形态

Figure 7. Fracture morphology under different permeability

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图 8 储层渗透率对裂缝参数的影响

Figure 8. Influence of reservoir permeability on fracture parameters

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3. 实例分析

东营凹陷陆相页岩油X井目的层为沙四上纯上3层组，水平段长度1 976 m，钻遇岩相以泥质灰页岩（970 m）、灰质泥页岩（550 m）为主；前置CO₂增能压裂完成34段、120簇压裂施工，平均3.5 簇/段，加砂4 300.6 m³（设计4 204.7 m³）、注入携砂液73 166 m³，平均单段加砂126.5 m³、加砂强度2.4 m³/m。结合实际施工参数模拟裂缝扩展形态，X井36段反演裂缝平均缝长为277.80 m，平均缝宽为59.85 m。X井压裂时的微地震监测结果见图9，裂缝扩展模拟结果见图10。

图 9 X井压裂时的微地震监测结果

Figure 9. Microseismic monitoring results of fracturing of Well X

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图 10 X井裂缝形态整体反演效果

Figure 10. Overall inversion effect of fracture morphology of Well X

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X 井压裂过程中进行单井尺度模拟时，由于模拟布点精度及显示尺度的原因，裂缝整体上呈双翼对称复杂裂缝形态。对比微地震监测结果发现，水力裂缝缝长在微地震的75.09%～99.63%，水力裂缝缝宽在微地震的78.79%～98.84%，模拟结果与实际监测具有较好的一致性。此方法可用于压裂前裂缝形态模拟，根据模拟结果制定压裂方案，提高压裂效率。

4. 结　论

1）综合考虑CO₂对岩体破裂压力、地应力的影响以及CO₂物性参数的变化，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型可实现CO₂增能压裂复杂裂缝网络形态的模拟。

2）前置CO₂比例、应力差和渗透率对分支缝密度的影响较大，在高应力差储层增加缝网密度时，可适当增加前置CO₂比例。

3）实际区块模拟结果与微地震监测结果吻合度较高，具有一定的可靠性，基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型具有一定的现场应用潜力，可以为压裂方案的制定提供理论指导。

图 1 长方体岩样的层理

Figure 1. Layered structure of rectangular rock sample

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图 2 剪切时结构面的受力情况

Figure 2. Stress situation of structural planes under shear action

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图 3 10°起伏角度结构面不同法向应力下的剪切位移−剪应力曲线

Figure 3. Shear displacement–shear stress curve of structural plane with an undulating angle of 10°

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图 4 40°起伏角度结构面不同法向应力下的剪切位移−剪应力曲线

Figure 4. Shear displacement–shear stress curve of structural plane with an undulating angle of 40°

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图 5 10°与40°起伏角度结构面剪切刚度−水化时间曲线

Figure 5. Shear stiffness–hydration time curves of structural planes with undulating angles of 10° and 40°

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图 6 10°起伏角度结构面中部区域高程云图

Figure 6. High-level cloud map of middle area of structural plane with an undulating angle of 10 °

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图 7 40°起伏角度结构面中部区域高程云图

Figure 7. High-level cloud map of middle area of structural plane with an undulating angle of 40°

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图 8 10°起伏角度结构面峰值剪应力−水化时间曲线

Figure 8. Peak shear stress-hydration time curve of structural plane with an undulating angle of 10°

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图 9 40°起伏角度结构面峰值剪应力−水化时间曲线

Figure 9. Peak shear stress-hydration time curve of structural plane with an undulating angle of 40°

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图 10 不同水化时间下10°结构面的微观特征

Figure 10. Microscopic characteristics of structural plane with an undulating angle of 10° under different hydration time

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图 11 不同水化时间下40°结构面的微观特征

Figure 11. Microscopic characteristics of structural plane with an undulating angle of 40° under different hydration time

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图 12 部分结构面破坏实物图与高程云图

Figure 12. Photo of partial structural plane damage and high-level cloud map

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表 1 不同结构面在不同条件下的剪切试验结果

Table 1 Shear test results of different structural planes under different conditions

水化时间/h	法向应力/MPa	峰值强度/MPa	C/MPa	ϕ/（°）	R²	峰值强度/MPa	C/MPa	ϕ/（°）	R²
水化时间/h	法向应力/MPa	起伏角度为10°				起伏角度为40°
0	2.5	3.90	2.29	33.02	0.931	11.32	9.44	42.60	0.975
	5.0	6.20				14.45
	7.5	7.03				16.74
	10.0	8.29				18.22
1	2.5	3.93	2.36	31.75	0.995	10.98	8.53	41.34	0.973
	5.0	5.31				12.33
	7.5	7.19				15.61
	10.0	8.46				17.22
2	2.5	4.09	2.38	32.66	0.995	10.46	8.30	37.87	0.990
	5.0	5.50				11.98
	7.5	7.03				13.90
	10.0	8.92				16.30
12	2.5	4.05	2.19	31.95	0.973	9.96	7.93	36.07	0.949
	5.0	4.96				10.93
	7.5	6.63				14.02
	10.0	8.69				15.00
24	2.5	3.64	2.37	32.93	0.930	9.56	7.71	35.13	0.988
	5.0	6.40				11.26
	7.5	6.72				12.62
	10.0	8.93				14.97
120	2.5	3.89	2.36	32.47	0.991	10.51	8.06	35.24	0.837
	5.0	5.92				11.19
	7.5	6.85				12.14
	10.0	8.66				16.08
360	2.5	3.76	2.23	32.86	0.982	9.60	7.96	35.82	0.904
	5.0	5.10				11.30
	7.5	7.53				12.37
	10.0	8.55				15.58
720	2.5	3.90	2.37	33.44	0.996	9.94	7.84	35.97	0.919
	5.0	5.81				11.53
	7.5	7.41				12.30
	10.0	8.87				15.73

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参考文献(37)

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1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO2物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO2压裂模拟流程
2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
3. 实例分析
4. 结　论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型
1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征
1.2 CO₂物性参数变化表征
1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型
1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制
1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程
2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟
2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响
2.2 水平应力差对裂缝形态的影响
2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响
3. 实例分析
4. 结　论

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页岩规则齿形结构面水化损伤及剪切特性研究

作者简介: 景宇翔（1995—），男，湖北天门人，2018年毕业于湖南科技大学采矿工程专业，在读硕士研究生，主要从事非常规油气开发研究。E-mail：yxjl102@163.com

计量

出版历程

Hydration Damage and Shear Characteristics of Regular Toothed Structural Planes of Shale

1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO2物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

3. 实例分析

4. 结 论

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出版历程

目录

1. CO2增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO2岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO2物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO2增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO2水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO2压裂模拟流程

2. 前置CO2增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO2比例对缝网形态的影响

2.2 水平应力差对裂缝形态的影响

2.3 储层渗透率对裂缝形态的影响

3. 实例分析

4. 结 论

作者简介:
景宇翔（1995—），男，湖北天门人，2018年毕业于湖南科技大学采矿工程专业，在读硕士研究生，主要从事非常规油气开发研究。E-mail：yxjl102@163.com

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO₂物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

4. 结　论

1. CO₂增能压裂裂缝扩展模拟模型

1.1 CO₂岩石压裂起裂压力与应力变化表征

1.2 CO₂物性参数变化表征

1.3 基于NCM的CO₂增能压裂裂缝扩展数学模型

1.3.1 前置CO₂水力压裂力学机制

1.3.2 前置CO₂压裂模拟流程

2. 前置CO₂增能压裂裂缝扩展模拟

2.1 前置CO₂比例对缝网形态的影响

4. 结　论