缝洞型碳酸盐岩油气藏是当前油气资源开发的重点，但其储层基质十分致密，需要通过水力压裂创造渗流通道。而且，缝洞型碳酸盐岩储层埋藏深，地层温度高，储层非均质性严重，压裂裂缝的扩展规律及形态与常规储层有较大区别。因此，需要通过试验分析明确缝洞型碳酸盐岩压裂裂缝扩展沟通情况和压裂改造效果，并提出适用于缝洞型碳酸盐岩储层的压裂效果评价方法。

截至目前，国内外已针对水力压裂试验和压裂效果评价开展了较多研究：汪虎等人^[1]采用真三轴岩土工程模型试验机和工业CT扫描技术，建立了页岩水力压裂物理模拟与压裂裂缝表征方法，但未对裂缝扩展机制进行分析；侯冰等人^[2]基于裂缝性页岩水力压裂模拟试验，分析了页岩水力裂缝扩展规律，提出了裂缝扩展规模评价方法，并研究了地质和工程因素对裂缝扩展的影响；侯冰等人^[3]还利用天然岩心和人造岩心进行了水力压裂试验，监测了裂缝扩展的物理过程，并分析了影响水力裂缝扩展的因素，但未对裂缝进行剖切分析；M. K. Fisher等人^[4-5]分析了微地震裂缝监测结果，认为水力裂缝在平面上和深度上呈复杂的网状扩展形态，且压裂液体积越大，微地震事件的波及面积越大，产量越高；M. J. Mayerhofer等人^[6-7]结合微地震技术研究了Barnett页岩的水力裂缝形态，并建立了SRV计算方法，提出了“改造油藏体积”的概念，认为页岩增产改造体积越大，增产效果越好，该概念的提出实现了对压裂效果的量化评价，但局限于页岩岩性和产状，难以应用于其他岩性储层；房好青等人^[8]针对实际压裂施工需求，开展了裂缝转向模拟研究，模拟计算了裂缝在地层中的转向扩展情况，并分析和评价了转向扩展影响因素和扩展效果；李春月等人^[9]改进了暂堵压裂转向方面的实验研究方法，明确了暂堵压裂过程中的影响因素及影响规律，提出了基于暂堵压裂的储层改造方法及改造效果评价理念；考佳玮等人^[10]对不同施工参数下深层页岩压裂裂缝的复杂程度进行了分析评价，发展了页岩压裂效果评价体系。但上述关于水力压裂的研究多集中在中低应力常规砂岩、页岩等岩性储层，缺乏对高地应力差深层缝洞型碳酸盐岩压裂、压裂裂缝沟通效果的研究，直接采用大尺寸缝洞型碳酸盐岩的试验不多见。随着缝洞型碳酸盐岩储层压裂改造的不断发展，有必要开展适用于缝洞型碳酸盐岩储层特征的大尺寸、真三轴水力压裂物理模拟试验，并利用试验结果建立缝洞型碳酸盐岩压裂效果评价体系。

为此，笔者以人造缝洞碳酸盐岩岩心为压裂试验对象，重点通过压裂后剖切的方式分析了缝洞型碳酸盐岩压裂裂缝形态和延伸规律，并针对岩心内存在的水力裂缝与天然裂缝、孔洞沟通的特性，提出了“缝洞沟通系数”的概念，以期定量分析水力裂缝在缝洞型碳酸盐岩储层的延伸特征和评价缝洞型碳酸盐岩的压裂改造效果。

1.   试验岩心和仪器

1.1   人造岩心

为充分还原缝洞型碳酸盐岩地层条件，需要根据储层地质构造、地层岩石物性制备符合要求的人造岩心，要求该人造岩心可以控制天然裂缝和孔洞的形态、方位和大小，从而能观测和定量描述压裂试验结果与裂缝扩展形态，而且人造岩心的岩石力学性质和岩石矿物组分、物化性质等要与天然岩心相符。根据微地震研究结果，缝洞型碳酸盐岩储层中仅有少量储集体位于井周近井区，大多数串珠储集体位于远井区（见图1），需要采用靶向压裂、体积压裂等手段沟通天然裂缝和孔洞储集体。因此，人造岩心中应有分布于近井地带的天然裂缝和位于远井不同方位的孔洞，以与实际地层相符。

图  1  地层储集体分布示意

Figure  1.  Distribution diagram of stratigraphic reservoir

下载: 全尺寸图片 幻灯片

在未压实的方解石粉与树脂胶混合物中放置预制天然裂缝和孔洞，然后利用大型液压机压实，静置后利用岩石切割机进行切割加工，将其加工成尺寸为300 mm×300 mm×300 mm的立方体，此即试验用人造缝洞型碳酸盐岩岩心（简记为“人造岩心”），其结构如图2所示。

图  2  人造碳酸盐岩岩心缝洞分布示意

Figure  2.  Schematic diagram of artificial carbonate core

下载: 全尺寸图片 幻灯片

人造岩心制备过程中，通过调控方解石粉和树脂凝胶的比例，可以控制人造岩心的物性参数。为验证人造岩心的还原效果，对其物性参数进行了真三轴岩石力学测试，表明该人造岩心和天然岩心（露头）具有相似的弹性模量、泊松比和孔渗特性，具体参数对比见表1。

表  1  人造岩心与天然岩心参数对比

Table  1.  Comparison on the parameters of artificial core and natural core

岩心	强度/MPa	弹性模量/GPa	泊松比	矿物成分，%			孔隙度，%	渗透率/mD
				方解石	白云石	其他
人造岩心	310	41	0.230	86.0	14.0	0	1.1	0.1
天然岩心	320	44	0.245	86.2	12.7	1.1	0.7～2.5	0.05～0.50
相似度，%	94	93	93	93			91	90

下载: 导出CSV 

| 显示表格

根据压裂试验相似准则，将人造岩心中预制的天然裂缝放置于井筒周围150 mm范围内，即近井区；预制孔洞放置于水平主应力方向及45°方向（见图2（b））。该设置方式便于计算缝洞沟通系数，定量评价裂缝扩展复杂程度及压裂效果。

人造岩心的外形尺寸加工完成后，在其中部沿着平行层理面方向钻出直径20.0 mm、长度170 mm的圆孔，作为模拟井眼；将长度为130 mm的钢质注液管分别粘接到试件的中心孔中，用以模拟井筒；在井筒下方预留40 mm的裸眼井段，模拟裸眼完井。人造岩心及井筒如图3所示。

图  3  模拟井筒示意

Figure  3.  Schematic diagram of simulated wellbore

下载: 全尺寸图片 幻灯片

1.2   试验仪器

试验采用中国石油大学（北京）岩石力学实验室设计、组建的大尺寸真三轴水力压裂物理模拟试验系统，如图4所示。

图  4  真三轴水力压裂物理模拟试验系统

Figure  4.  Physical simulation experiment system of true triaxial hydraulic fracturing

下载: 全尺寸图片 幻灯片

该试验系统的试验架采用扁千斤顶对人造岩心的侧面施加刚性载荷，根据水力压裂特点，在其中的一个水平方向上采用3对扁千斤顶分别模拟产层和上、下隔层的地应力，在其他2个方向各放置一对扁千斤顶以模拟垂向地应力和最大水平地应力。多通道稳压源向扁千斤顶提供液压力，各通道的压力大小可分别控制，每个通道的最大供液压力可达27 MPa。

该试验系统采用MTS伺服增压泵和油水分隔器向模拟井眼泵注高压液体。MTS伺服增压泵具有程序控制器，既能以恒定的排量泵注液体，也可按预先设定的泵注程序进行。试验过程中，利用MTS数据采集系统记录压裂液压力、排量等参数。MTS伺服增压泵的工作介质是液压油，因此采用水或其他介质为压裂液时，在管路上设置一个油水隔离器，将MTS的工作介质与压裂液分隔开。本试验将用一台滑套式油水隔离器，在厚壁圆柱形高压釜中设置一隔离滑套，将其两侧的油、水分隔开。隔离器容积为700 mL，承压能力为60 MPa，能够满足压裂模拟试验的要求。

2.   试验方案及结果

2.1   试验方案

利用真三轴水力压裂物理模拟试验系统，模拟深层碳酸盐岩裸眼水力压裂，考察不同水平地应力情况下水力裂缝扩展形态及其在天然裂缝干扰下的缝网形态。参考现场压裂施工数据，根据相似准则^[11]，得到相似指标：

式中：${c_L}$为试样尺寸相似指标；$c_{K_{\rm L}}$为压裂液综合滤失系数相似指标；$c_{p_{\rm f}}$为地层孔隙压力相似指标；${c_Q}$为排量相似指标；${c_t}$为压裂时间相似指标；${c_\eta }$为压裂液黏度相似指标；${c_p}$为压力相似指标；${c_{\sigma _{\textit{zz}}^{}}}$为地应力相似指标；${c_{E_{\rm e}}}$为弹性模量相似指标；$c_{{K_{\rm{IC}}}}^{}$为断裂韧性相似指标；$c_\gamma$为临界裂缝宽度相似指标。

根据上述相似指标，结合现场压裂施工数据，得到本文的具体试验参数。试验参数与现场压裂施工数据的对应情况见表2。其中，试样1～6为天然裂缝发育程度（即截面上天然裂缝面积所占比例）9%的人造岩心，试样7～10为天然裂缝发育程度6%的人造岩心，试样11～13为天然裂缝发育程度12%的人造岩心。

表  2  试验参数与现场压裂施工数据的对应情况

Table  2.  Correspondence between the experimental parameters and field fracturing datas

试样编号	围压/MPa			排量/（mL·min−1）			压裂液黏度/（mPa·s）
	试验	现场		试验	现场		试验	现场
1	20/15/7	120/101/75		10	6.5×106		1	1
2	20/15/7	120/101/75		5	3.8×106		1	1
3	20/15/7	120/101/75		20	9.5×106		1	1
4	20/15/7	120/101/75		10	6.5×106		10	10
5	20/15/7	120/101/75		10	6.5×106		30	30
6	20/15/9	120/101/83		10	6.5×106		10	10
7	20/15/11	120/101/90		10	6.5×106		10	10
8	20/15/7	120/101/75		10	6.5×106		10	10
9	20/15/9	120/101/83		10	6.5×106		10	10
10	20/15/11	120/101/90		10	6.5×106		10	10
11	20/15/7	120/101/75		10	6.5×106		10	10
12	20/15/9	120/101/83		10	6.5×106		10	10
13	20/15/11	120/101/90		10	6.5×106		10	10

下载: 导出CSV 

| 显示表格

基于塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩压裂层段地应力、施工所用排量和压裂液黏度等条件，结合缝洞型碳酸盐岩压裂模拟试验相似准则和实际模拟试验系统的工作参数设计试验参数。缝洞型碳酸盐岩压裂模拟试验的相似准则中，地应力、破裂压力受弹性模量控制，压裂液排量及时间受试样尺寸控制，压裂液黏度受试样尺寸、排量和弹性模量的综合影响。推导相似准则时，考虑了实际碳酸盐岩储集层多裂缝、多孔洞、基质渗透率低的特征及压裂施工条件。

2.2   试验结果

压裂试验结束后，沿着压开的裂缝面打开页岩，根据示踪剂的分布，观察分析碳酸盐岩试样内部水力压裂裂缝几何形态及其与天然裂缝和天然孔洞的沟通情况，并对试验现象进行定量分析。根据侯冰等人^[2]提出的“裂缝沟通面积SRA”评价方法，对缝洞型碳酸盐岩人造试样（见图5）进行了分析，得到该试样形成的主裂缝SRA为1.00，天然裂缝SRA为0.75。但与相同SRA值的页岩压裂结果（见图6）对比发现，缝洞型碳酸盐岩的实际压裂效果与SRA值并不相符。页岩试样形成1条主缝，打开1个层理面、3条天然裂缝，并在试样末端发生转向；而缝洞型碳酸盐岩试样形成1条长裂缝，沟通2条倾角45°的天然裂缝，并有压裂液渗滤进入倾角75°的天然裂缝，沟通与最大水平主应力夹角为0°和45°的孔洞。

图  5  人造岩心压裂试验结果

Figure  5.  Experimental results of fracturing on artificial core

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  6  相同SRA值的页岩压裂试验结果

Figure  6.  Experimental result of fracturing in shale with the same SRA value

下载: 全尺寸图片 幻灯片

分析认为，缝洞型碳酸盐岩基质致密，胶结程度强，与硬脆性页岩在岩石力学性质方面有较大差异，且内部发育有较多的高角度、低开度天然裂缝，并含有半充填的孔洞。因此，其压裂效果与泥页岩有很大差异，如果使用裂缝沟通面积评价压裂效果，很难将压裂裂缝沟通天然裂缝及孔洞的情况表述清楚。对于缝洞型储层来说，压裂裂缝能否沟通天然裂缝与孔洞储集体才是评价压裂效果的关键。由此可知，常规评价方法不适用于缝洞型碳酸盐岩。

3.   缝洞沟通系数评价方法

针对常规压裂效果评价方法不适用于缝洞型碳酸盐岩的问题，笔者基于M.K.Fisher等人^[4]利用裂缝形态复杂程度描述水力裂缝形态的方法，提出了“缝洞沟通系数”的概念，作为评价试样压裂效果的指标。

缝洞型碳酸盐岩储层裂缝密度大、发育程度好，且有效储集空间多为大尺寸孔洞或串珠状孔洞，根据这种特征，综合计算压裂裂缝与天然裂缝、孔洞的沟通情况，以更有效地评价压裂储层改造效果及裂缝复杂度。因此，将水力裂缝扩展沟通的天然裂缝比例与沟通的孔洞比例之和定义为缝洞沟通系数。该系数取值为0～2：取值为0时，表示水力裂缝未沟通任何天然裂缝和孔洞；取值为2时，表示水力裂缝沟通全部天然裂缝和孔洞。同时，根据前人提出的复杂程度理论和模拟试验结果，定义水力裂缝进入天然裂缝但并未在天然裂缝内重新起裂，则为沟通0.5条天然裂缝，若完全开启天然裂缝并重新起裂，则为沟通1.0条天然裂缝；压裂裂缝进入孔洞，但并未再起裂，则为沟通0.75个孔洞，若在洞中重新起裂，则为沟通1.0个孔洞。如此设定之后，采用缝洞沟通系数不仅能评价压裂裂缝复杂程度，还能评价压裂效果及裂缝扩展趋势。缝洞沟通系数的计算公式为：

式中：Ω为缝洞沟通系数；${\alpha _i}$为第i条天然裂缝的裂缝权重系数；${\,\beta _j}$为第j个孔洞的孔洞权重系数；n为沟通的天然裂缝数；m为沟通的天然孔洞数；N为天然裂缝总数；M为孔洞总数。

统计分析了试验中水力裂缝实际沟通的天然裂缝数和孔洞数，得到了水平地应力差对缝洞沟通系数的影响情况，如图7所示。

图  7  水平地应力差对缝洞沟通系数的影响

Figure  7.  The influence of horizontal in-situ differential stress on the fractured-vuggy communication coefficient for fractured-dvuggy reservoirs

下载: 全尺寸图片 幻灯片

由图7可知，对于相同裂缝密度的缝洞型碳酸盐岩试样，低水平地应力差缝洞沟通系数约为0.8～1.1，中等水平地应力差缝洞沟通系数约为0.6～0.8，高水平地应力差缝洞沟通系数约为1.2～1.5。即水平地应力差对缝洞型碳酸盐岩复杂裂缝、孔洞沟通的影响趋势为：低水平地应力差能获得中等沟通系数，高水平地应力差能获得高沟通系数。

上述规律与常规储层低应力差能获得更高的压裂裂缝扩展复杂度的认识相悖。为此，将试验中天然裂缝的沟通情况与缝洞总体沟通情况进行了对比，结果见图8（图8中，红色曲线为天然裂缝沟通系数，蓝色曲线为缝洞沟通系数）。

图  8  缝洞沟通系数与裂缝沟通系数随地应力差变化情况对比

Figure  8.  Comparison on the change of fractured-vuggy communication coefficient and fracture communication coefficient with in-situ differential stress

下载: 全尺寸图片 幻灯片

由图8可知，对单纯裂缝而言，沟通系数随着水平地应力差增大而减小，即高水平地应力差下水力裂缝与天然裂缝沟通交互程度差，该结论与常规储层规律相同；但对缝洞而言，综合沟通系数则为先减小后增大。分析认为，其原因应是低水平地应力差条件下的水力裂缝扩展距离有限，沟通的多是近井天然裂缝，难以沟通位于远井区域的孔洞，因此裂缝沟通系数更大，而孔洞沟通系数较小；随着水平地应力差增大，裂缝沟通系数减小趋势更为明显，但水力裂缝能够突破近井多天然裂缝地带，获得更长的延伸距离，从而更多沟通天然孔洞，使综合缝洞沟通系数更大。该系数在现场施工中的意义在于，借助相似准则，基于试验缝洞沟通系数，可给出实际地层条件下不同施工参数能够达到的压裂改造效果，从而为设计施工参数提供参考。

4.   结论与认识

1）人造缝洞型碳酸盐岩岩心，具有可以人为设置调整缝洞数量和方位的优点，用其可以定量分析评价压裂效果、研究裂缝扩展规律。

2）缝洞型碳酸盐岩储层中，水平地应力差对水力裂缝扩展的影响规律与常规储层不同。利用缝洞型储层压裂效果分析方法分析试验结果可知，天然裂缝和孔洞发育程度高的地层，水平地应力差越大，孔洞沟通效果越好。

3）缝洞沟通系数的提出，提高了分析压裂裂缝扩展沟通情况、评价缝洞碳酸盐岩储层压裂改造效果的针对性。以缝洞沟通系数为指标的定量分析，将试验结果与现场压裂施工数据结合，为储层压裂改造效果评价提供了可靠方法。