天然裂缝如何影响水力裂缝的形态

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1、.天然裂缝如何影响水力裂缝的形态ArashDahiTaleghani,JonE.Olson摘要：水力压裂是公认的在致密裂隙储层中提高采收率的主要增产技术。压裂作业常由震源诱导的微震事件绘制而成。在某些情况下，微震描绘很好地显示了相对于注入井诱导裂缝的几何形态的不对称性。此外，传统理论是沿着垂直于原位压应力的方向来预测裂缝传播路径的，但是在一些情况下，微地震数据表明裂缝是平行于最小压应力方向传播的。在本文中，我们提出了一种扩展有限元模型法（XFEM），该模型可以模拟非对称裂缝翼的生长以及沿着天然裂缝发生的裂缝生长路径的转折。模拟结果表明了裂缝形态对差异应力以及对相对于原

2、位最大压应力的天然裂缝方位的灵敏度。我们研究了在地层（如巴内特页岩）中常见的封闭天然裂缝的特性，发现它们仍然可能作为水力压裂的裂缝开始或转折的薄弱路径。本文提出的模型预测出裂缝在构造应力方向与天然裂缝方位一致的地层中传播得更快。...1引言水力压裂是提高油气产量、开采地热能源和危险固体废物处理的一种常用技术。自其第一次在堪萨斯西部的雨果顿气田使用后（Howard和Fast，1970），水力压裂技术已广泛应用于石油工业。近年来其应用领域包括非常规页岩气藏，其中福特沃斯盆地巴内特页岩地层是一个值得注意的例子。巴内特页岩是一套层状硅质泥岩夹碳酸盐岩结核的地层（Loucks和

3、Ruppel，2007），天然裂缝在地层中发育良好。天然裂缝具有很小开度（小于0.05毫米），一般由方解石充填封闭（Gale等，2007）。那些开启的裂缝可能是构造古应力、差异压实、褶皱局部效应或大断层以及与地下岩溶相关联的凹陷导致的。在大多数情况下，页岩气的成功开采需要水力压裂技术连通天然裂缝系统，增加井筒的有效表面积，用更高效的线性流来支配径向流。水力裂缝与天然裂缝的相互作用的课题在油田现场、实验室以及数值模拟中都进行了研究。Warpinski和Teufel（1987）描述了矿物支撑实验，其中水力裂缝沿节理凝灰岩传播。由于流体沿预先存在的裂缝系统（节理和断层）流动

4、，由此产生的几何形态是多股的、非平面的。多股裂缝在致密气砂岩岩心中能观察到（Warpinski等，1993），这表明复杂水力裂缝在致密气砂岩的垂直井处理过程中生长。近年来，微震技术已成为一种常用的方式来绘制诱导裂缝，为复杂水力裂缝的几何形状和水力裂缝与天然裂缝系统的相互作用研究提供可能（Li等，1998；Rutledge和Phillips，2003）。Waters等人（2006）显示了微震事件在巴内特页岩分阶段水力压裂处理中是如何涵盖一个巨大的岩石单元、并沿预期的水力压裂裂缝方向延伸几百到几千英尺以及沿垂直正交方向延伸几百英尺的。Fisher等人（2002）将其他巴内

5、特微震数据解释为受先前存在的裂缝影响的不同方向的多段水力压裂裂缝的传播。另外，岩心调查已证实水力裂缝可以沿先存的天然裂缝改向，也可以支撑先存的天然裂缝（Lan-caster等，1992；Hopkins等，1998）。Teufel（1979）、Blanton（1982）、Renshaw和Pollard（1995）以及Gu等人（2011）通过实验室实验研究了不同角度的摩擦界面并在各种应力条件下确定其对裂缝传播阻滞或转向的影响。研究表明，穿越交叉、转向和偏转（Jeffrey等，2009）是可能的结果。数值分析研究也同样关注水力裂缝与无粘性摩擦界面之间的相互作用（Zhang等

6、，2007；Jeffrey等，2009；Chuprakov等，2011；Weng等，2011）。水力裂缝与封闭的、胶结的天然裂缝之间的相互作用可能导致三种不同的传播路径（图1）。在第一种情形中（图1b...），天然裂缝无影响，水力裂缝在平面中的传播没有中断，保持垂直于最小水平应力的方向。断裂交叉可能是天然裂缝中的高强度胶结物（相对于基质强度）、不利的天然裂缝方位或压裂压力不足以克服垂直于天然裂缝的应力的结果。在第二种情形中（图1c），当水力压裂裂缝与天然裂缝相交时，水力裂缝发生偏转，流体完全转向天然裂缝系统。天然裂缝开启是因为它呈现出水力裂缝径直向前沿阻力最小的路径传

7、播，也可能是因为天然裂缝胶结强度小于均质岩体的岩石强度。DahiTaleghani和Olson（2011）利用Nuismer（1975）关系式从理论上证明斜（非正交）相交转向只会沿着远离主水力压裂裂缝的某一方向（如图1c所示）。但是，如果裂缝胶结的韧性强烈取决于裂缝开启模式（І）与剪切模式（ІІ）的应力强度因子（SIF）的比值，那么双分支现象则可能发生。该观点由He和Hutchinson（1989）提出，他们用相角来量化SIF比值，相角定义为模式I与模式II的应力强度因子比值SIF的正切[φ=tan(KI/KII)]。实验观察到的水力裂缝与胶结天然裂