临兴气田位于鄂尔多斯盆地东北缘，从二叠系石千峰组至石炭系本溪组发育多套致密砂岩气层，储层岩性较为复杂，主力储层二叠系石盒子组以砂泥岩薄互层为主，部分层位还含有灰岩及煤夹层^[1-3]。由于临兴气田储层非均质性强、区域差异性较大，对致密砂岩/泥岩隔层地质力学特征的认识不够清楚，且砂泥互层、储层物性、矿物组分及沉积旋回等对水力压裂缝扩展的作用机理尚不明确，导致压裂施工难度高、压后效果差异大^[4]。针对上述关键问题，临兴区块亟需开展储层特征对裂缝扩展形态的影响研究，指导优化施工参数。

关于水力压裂缝形态及扩展规律的研究手段，主要包括数值计算方法和物理模拟实验。数值计算方法主要包括位移不连续法^[5-6]、有限元法^[7-8]、扩展有限元法^[9-10]、有限—离散元法^[11-12]等，针对各种储层类型、不同注入介质及不同压裂方式已开展了诸多研究。数值模拟更适用于表征基本原理和运动规律已明确的物理过程，但对于力学性质和作用机理不清的问题，其结果与实际环境存在较大的误差。相较于理论化的数值仿真，物理模拟实验在定性研究方面具有更加直观、可信度高的显著优势。

目前国内外学者针对水力压裂物理模拟实验的装置原理、系统设备、试样制备方法、裂缝监测方式等方面已进行了不断的完善、升级和细化^[13]。侯冰等^[14]针对大斜度井射孔水力压裂问题，开展了室内真三轴水力压裂物理模拟实验研究，提出斜井压后的裂缝面形态包括单一裂缝面、双翼平行裂缝面、多次级缝裂缝面和复杂裂缝面，受水平应力差、井斜角、方位角和射孔相位角控制；邹雨时等^[15]采用了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油储层薄互层状页岩岩样，通过小尺度真三轴携砂压裂实验及CT扫描数字岩心技术，分析了泥页岩纹层等不连续界面对裂缝总体形态的影响和支撑剂的有效铺置范围；陈峥嵘等^[16]针对非均质页岩储层进行了真三轴水力压裂实验，探讨了压裂液性质、射孔参数及应力差对裂缝扩展的影响；冯彦军^[17]开展了煤岩试样的定向压裂与射孔压裂实验，通过观察压后裂缝形态及泵压曲线分析了裂缝延伸规律；郭培峰等^[18]采用混凝土浇筑的大尺寸试样模拟致密储层，通过声发射装置监测裂缝产生的声波信号，获取了水力压裂缝遭遇天然裂缝的展布特征。在以往的研究过程中，往往聚焦于压裂液黏度、施工排量等工程因素以及地应力差、均质岩石力学性质等储层因素的分析，尚未充分考虑多层岩性组合的复杂地质条件的影响。临兴气田储层岩性变化快，非均质性强，压裂改造对产能影响较大。相同微相、物性条件下，既有测试高产井也有低产井，产量变化非常快，其深层次原因与不同岩石组分、黏土矿物、不同平面非均质性、不同沉积旋回和不同砂、泥岩组合息息相关，现有成果缺乏与现场紧密结合的物理模拟研究。

为此，本文紧密结合临兴气田主力层位地质特征，开展了多薄层致密砂岩储层水力压裂大型三维物理模拟实验，深入研究了不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回、平面及纵向非均质性对于水力压裂缝形态的影响，以指导后续压裂优化和方案设计作出更为准确的判断。

1.   实验设备及操作流程

1.1   实验设备

实验设计的大型三维水力压裂室内模拟实验系统(图 1)主要由大尺寸真三轴实验架、多通道稳压源、高压平流泵、控制面板等设备组成，主要设备的实物如图 2所示。其中，大尺寸真三轴实验架采用扁千斤向试样的侧面施加刚性载荷，根据水力压裂的特点，在X-Y-Z三个方向各放置一对扁千斤分别模拟垂向地应力、最大水平地应力和最小水平地应力。由多通道稳压源向扁千斤提供液压，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60 MPa。利用真三轴加载方式人为控制裂缝延伸方向，使实验试件尽可能地接近实际气层的受力状况。通过高压平流泵将压裂液注入试样内形成高压，其注入速率和总注入量可由电脑控制。在模拟过程中，注入压力及排量随时间的变化可由电脑采集，相较于传统设备，该设备将仪器控制与数据采集集成于一台计算机控制，简化了设备操作程序。背压阀的存在，使得围压在加载至设定值时，可以持续稳压2 h，活塞容器中的压裂液通过高压平流泵提供高液压，驱动活塞向试样的模拟井筒内注入，活塞容器容积为1 000 mL，承载压力为100 MPa，能满足多储层压裂时的液量和压力需求。

图  1  水力压裂三维物理模拟实验系统示意图

Figure  1.  Diagram of three-dimensional physical simulation system for hydraulic fracturing

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图  2  水力压裂三维物理模拟实验系统主要设备实物照片

Figure  2.  Photos of main equipments for three-dimensional physical simulation experiments on hydraulic fracturing

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1.2   实验操作流程

实验预备流程：①按实验要求配置压裂液，一般要搅拌20 min；②将气压注入筒上部打开，倒入压裂液，随后拧紧；③检查主阀开启时压裂液活塞和标度筒连通，关闭时压裂液活塞和泵筒连通；④开气罐阀使气压升到0.5 MPa，将气压注入筒内的压裂液压到压裂液桶内活塞上部，同时观察标度筒内水位变化，当水位升高量接近所需压裂液量时，按顺序关闭阀门和气罐阀，然后打开阀门放空气压，等注入筒内的残余压裂液及残余气压放空后关闭阀门；⑤开启泵组，设置流量40 mL，开启真三轴水力压裂实验。

实验模拟流程：①试样装入仪器后关仓；②打开总电源，启动伺服电脑及软件，在软件窗口设置注入速度和真三轴压力；③加围压和泵送压裂液过程可以同时进行以节省时间；④若井筒入口压力达到0.1 MPa并开始稳步上升，停止泵送，将排量改为实验要求排量，并取消“保护”，若围压已经稳定在设置值则进行下一步，否则等待围压稳定；⑤在控制界面点击“开启”，再点击“开始测定”；⑥观察压裂曲线，若入口压力重新回到0.1 MPa时，说明岩块已经被压开，此时点击“停止”，保存数据，一般压裂时间为20 min左右；⑦在围压界面点击“停止”，再点击“自动卸压”，当围压卸载到0.5 MPa以下并保持稳定后，关闭通道并同时将阀门拧到回流；⑧放空剩余压裂液；⑨拆卸装备，取岩块。

2.   实验准备

2.1   井筒制作

射孔完井模拟井筒是一端封闭，一端开口的钢管。钢管外径为18 mm，内径为8 mm，根据现场射孔方案和相似准则，本次实验中射孔方式为平面射孔，射孔方位角为60°，簇间距为35 mm；在距钢管底部15 mm处钻有直径2 mm的圆孔，用塑料管向外延伸，作为预置炮孔。裸眼完井模拟井筒是两端开口、外径18 mm、内径8 mm的钢管，钻孔时预留裸眼井段(图 3)。

图  3  水力压裂三维物理模拟实验系统中两种井筒实物图

Figure  3.  Photos of two types of wellbores in three-dimensional physical simulation experiments for hydraulic fracturing

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2.2   天然岩样采集和加工

样品采集的第一步是砂岩露头采集，研究团队赶赴山西临县采集现场露头砂岩。沿河流逆流而上，找到目的区块所在层位露头(图 4a)。确认现场露头岩性及层位(图 4b)，确定好层位后，进行岩样开凿和切割(图 4c)。为了使实验结果更准确，在制备岩样时，利用天然露头和水泥相结合的方式来制备砂泥互层，而不是单纯用水泥做，将砂泥按需要的配比混合均匀，加入总质量25%的水搅拌(图 4d)。砂泥岩配比分别调好后，按照设计厚度均匀铺置于准备好的模具中(图 4e)。将各层用植筋胶粘结在一起。在每层铺置完后要等待5 h，再铺置下一层。全部铺置完后，凝结至少24 h以保证凝结质量。岩样粘结之后，需风干养护20~30 d，养护完成后将表面多余的胶清除。磨平凝固后和切好的岩样粘结在一起，即为粘结好的砂泥互层岩样(图 4f)。加工完成后钻孔放入井筒，用高强度胶固定，至此实验样品制作完毕。

图  4  天然岩样采集和加工流程示意图

Figure  4.  Workflow of natural rock sample collection and processing

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2.3   人工模拟岩心制作

参考储层岩心的矿物组分，石英含量为60%~90%，泥质含量为5%~31%，中值粒度为160 ~710 μm。由此，模拟岩心矿物组分确定石英砂含量为70%，黏土和水泥等其他材料为30%；黏土配比为伊蒙混层占35%、伊利石占15%，高岭石占35%，绿泥石占15%；选择160、375、710 μm3种中值粒度。根据不同岩石组分、黏土含量、不同沉积旋回情况和制样方案来制作。

为了使人造岩心更接近真实岩心，要保证其岩心强度、渗透率和孔隙度等参数接近真实岩心。根据临兴区块取样岩心的密度2.3~2.5 g/cm³，一块模拟岩心的总重量为62.1~67.5 kg，渗透率可依据不同实验方案根据配方改变实现，岩样强度可通过压机加压将全部重量原材料压入模具。加水比例为总质量的25%。通过反复的实验对比，25%水量既可以保证岩样的胶结，也可以提高岩样的风干速度。同时在制作岩样时，为了加快岩样凝结，缩短实验周期，在原材料中加入了碳酸锂早强剂，可以有效缩短凝结时间，碳酸锂用量为水泥用量的3%~5%。

先组装模具，预埋井筒(图 5a)，在模具内均匀涂抹一层黄油，防止拆卸模具时岩样粘在模具上，对岩样产生损害。根据不同岩石组分、黏土含量、不同沉积旋回情况的制样方案中每一层的砂泥配比，按总质量的1/3称取原材料(图 5b)；加入碳酸锂后搅拌均匀(图 5c)；加入25%的水，继续搅拌至无粉末状(图 5d)；在模具中均匀铺置(图 5e)，一边浇筑一边人工压实(图 5f)；一层铺置完成后，压平表面，铺置下一层，铺满后使用压机加压，将全部原材料压入模具(图 5g)；保持加压状态12 h后，从压机中取出，静置1~2 d拆下模具，岩样风干20~30 d后进行实验。模拟岩心制样的同时，需制作小柱样进行孔隙度、渗透率、单轴强度测试，若不符合强度和渗透率等相关参数要求，则需要更改方案，重新制样。模拟岩心制作时，把钢管放入设定位置再进行浇筑。已制作完成的实验样品示例见图 5h。

图  5  人工模拟岩心制作流程示意图

Figure  5.  Diagram of production process of artificial simulated rock cores

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3.   实验方案设计

3.1   整体研究方案

本实验主要目的是研究在地应力差、射孔位置、压裂液黏度一定的条件下，储层孔喉结构、岩石组分、黏土矿物等条件对天然露头及不同模拟岩心的裂缝纵向扩展的影响规律。实验依托自主研制的大型水力压裂室内三维模拟实验系统，实验内容及数量包括：①不同岩石组分、黏土含量、不同沉积旋回情况下的裂缝扩展形态实验6组(样品尺寸为300 mm×300 mm×300 mm)；②不同平面非均质性条件下的裂缝扩展形态实验3组(样品尺寸为300 mm×300 mm×300 mm)；③纵向非均质情况下(砂、泥、煤互层)裂缝扩展形态实验6组(样品尺寸为400 mm×400 mm×400 mm)。

主要研究手段如下：①分析实验获取的压力—时间变化曲线及数据，重点分析试样破裂前(一般有压裂液漏出)压力的变化情况，确定压力变化的趋势；②分析处理3个应力方向的声发射信号振幅及发生频率，观察实验中压裂裂缝在3个应力方向的动态扩展过程；③在试样上、下表面上施加单轴压力使得岩样开裂，观察在水泥块中形成裂缝的纵向形态；④分析不同储层性质下，压裂裂缝在纵向上的扩展形态，研究不同岩石组分、黏土含量、不同沉积旋回、平面非均质性、纵向非均质性对裂缝走向的影响规律。

3.2   实验基本参数

根据相似准则^[19-20]，参照临兴气田主力层位石盒子组的三向地应力、岩石强度、井身结构参数和现场压裂施工参数，进行模拟实验基本参数核算(表 1)。

表  1  水力压裂三维物理模拟实验参数与现场参数对比

Table  1.  Comparison between parameters in three-dimensional physical simulation experiments for hydraulic fracturing and on-site parameters

几何参数	现场实验参数范围	现场实验参考值	室内实验参数
井筒直径/mm	215.9	215.9	18
射孔直径/mm	20~30	20	2
X方向地应力/MPa	25~36	28	14
Y方向地应力/MPa	35~39	36	18
Z方向地应力/MPa	40~44	42	21
破裂压力/MPa	30~34	31	30
压裂排量/(m3/min)	3~5	3	1×10-5

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3.3   详细实验方案

3.3.1   不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合

该实验目的在于研究岩石组分、黏土含量和粒径、沉积旋回对真三轴压裂裂缝扩展的影响规律。实验组别包括中砂标准组、粗砂标准组、泥岩组、中砂加黏土组、正旋回组和反旋回组(表 2)，分析上述因素对裂缝复杂度的影响规律，为优化压裂选井、选层设计提供依据。

表  2  考虑不同岩石组分和沉积旋回实验分组

Table  2.  Experimental grouping considering different rock components and sedimentary cycles

组号	岩石组分	主要粒度设置	备注
1-1	中砂60%、细粉砂10%、水泥30%	恒定中值粒度为375 μm	中砂标准组
1-2	粗砂60%、细粉砂10%、水泥30%	恒定中值粒度为710 μm	粗砂标准组
1-3	细砂30%、细粉砂10%、水泥30%、黏土30%	恒定中值粒度为160 μm	泥岩组
1-4	中砂60%、细粉砂10%、水泥20%、黏土10%	恒定中值粒度为375 μm	中砂加黏土组
1-5	底层：粗砂60%、黏土0%，从下到上渐变至细砂30%，黏土30%(每层均含细粉砂10%、水泥30%)	从下到上由710 μm渐变至160 μm	正旋回组
1-6	底层：细砂30%，黏土30%，从下到上渐变至粗砂60%、黏土0%(每层均含细粉砂10%、水泥30%)	从下到上由160 μm渐变至710 μm	反旋回组

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模拟岩心的矿物成分配比依据于典型井已测的储层泥质含量分布和X衍射黏土矿物结果，矿物组成以石英、长石、黏土为主。石英平均含量为60%~90%，泥质含量为5%~31%。人造岩心产层设置石英砂含量为70%，黏土和水泥等其他材料为30%。黏土配比为伊/蒙混层占35%，伊利石占15%，高岭石占35%，绿泥石占15%。模拟岩心的粒度参数参考了粒度测试报告，目标层位砂岩中值粒度为160~710 μm，选择160、375、710 μm3种中值粒度，设置粒度变化。加入细粉砂，模拟真实岩心的粒度组成。模拟岩心旋回特征，可设置正、反两种旋回粒度变化。正旋回岩样粒径从下到上由710 μm渐变到160 μm，黏土含量由30%渐变到60%(每层均含水泥30%+细粉砂10%)。反旋回岩样粒径从下到上由160 μm渐变到710 μm，黏土含量由60%渐变至30%(每层均含水泥30%+细粉砂10%)。根据现场实际情况，本组实验可采用射孔完井方式。制样方案如图 6所示。

图  6  不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合制样方案示意图

Figure  6.  Diagram of sample preparation plans for different rock components, clay contents, particle sizes, and sedimentary cycle combinations

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3.3.2   不同平面非均质性组合

实验目的是研究非均质界面与最大水平主应力的夹角对水力裂缝扩展的影响规律。制作岩样时，平面上依次浇筑不同渗透率的材料，制作不同夹角下的试样，得到平面非均质储层中胶结面与最大水平主应力夹角与压裂裂缝复杂度的定量关系，可为筛选有利压裂区域提供基础。考虑不同平面非均质性组合的实验分组见表 3。

表  3  考虑不同非均质性平面组合实验分组

Table  3.  Experimental grouping considering different planar heterogeneous combinations

组号	岩性变化	渗透性变化	备注
2-1	泥—砂—泥	低—高—低	盒2段某水平井
2-2	砂—泥—砂	高—低—高	盒4段某水平井
2-3	标准组	标准组	均质对照

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目前临兴气田已有孔渗结果表明，相同层位物性差异极大，有明显的平面非均质性，渗透率分布于(0.05~34)×10^-3μm²。根据现场测井资料，确定了典型的高渗砂岩层和低渗泥岩层。其中，盒2段某水平井，水平段进尺为701 m，延伸方向上出现了较明显的地层横向非均质性，组合为泥—砂—泥，比例约为1∶1∶1，为模拟该典型井特征设计2-1实验组；盒4段某水平井，砂层钻遇率为82.9%，气层钻遇率为72.3%，水平延伸方向上出现了较明显的地层平面非均质性，组合为砂—泥—砂，比例约为3∶1∶3，为模拟该典型井特征设计2-2实验组。高渗砂岩层采用了粗砂35%、中砂35%、水泥30%、水25%；低渗泥岩层采用了细砂40%、黏土30%、水泥30%、水25%。砂泥岩配比分别调好后，先预埋井筒，在每层中间放入隔板，再按设计的渗透性变化在300 mm×300 mm×300 mm的模具中均匀铺置。制样方案如图 7所示。

图  7  不同平面非均质性组合制样方案示意图

Figure  7.  Diagram of sample preparation plans for different planar heterogeneity combinations

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3.3.3   不同纵向非均质性组合

实验目的是考虑3种不同岩性(砂、泥、煤)的纵向组合，进行不同典型层段的压裂模拟实验(表 4)，其中砂岩采用露头，泥岩为砂泥混合，煤层为砂泥和煤粉组合，以得到不同组合与裂缝形态的定量关系，指导纵向非均质储层的压裂优化。

表  4  考虑不同纵向非均质性组合实验分组

Table  4.  Experimental grouping considering different longitudinal heterogeneity combinations

组号	从上到下地层岩性	各层厚比例设置	备注
3-1	泥—砂—泥	单砂体	下石盒子组盒6段
3-2	泥—砂—泥	单砂体	上石盒子组盒4段
3-3	煤—砂—煤	单砂体上下含煤板	太原组太2段
3-4	砂—泥—砂—泥—砂	砂泥交互多层	太原组太1段
3-5	砂—砂—砂	弱胶结面	均质对照
3-6	天然露头砂岩	含薄弱面、粒间弱胶结	均质对照

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根据临兴气田储层实际地质条件，其中单砂体和单夹层砂体(泥—砂—泥)较为常见，如下石盒子组盒6段，主力产气层厚度为8.8 m，泥质含量为4%，有效孔隙度为7.6%，产层上、下部为干层，占22.4%~30.7%，有效孔隙度为1.0%~2.5%，地层组合为主力砂层含上、下泥岩板的泥—砂—泥模式，比例为1∶3∶1，设置为3-1号岩样；上石盒子组盒4段发育较明显的纵向非均质特征，主力产气层厚度为16.3 m，泥质含量为9.3%~28.2%，有效孔隙度0~12.9%，同样为典型的泥—砂—泥不等厚结构，比例为1∶5∶1，设置为3-2号岩样；太原组太2段主力产气层厚度为8.8 m，产层砂岩上、下部为煤层，厚度分别为2 m，平均密度为1.2 g/cm³，三层厚度比为1∶4∶1，按该比例设置煤—砂—煤组为3-3号岩样；太原组太1段具有较明显的纵向非均质特征，夹双泥层，泥质含量为11.1%~20.5%，有效孔隙度为2.6%~8.4%，平均密度为2.3 g/cm³，为典型的砂泥交互多层结构，可以考虑为砂—泥—砂—泥—砂的5层等厚结构，厚度比例为1∶1∶1∶1∶1，设置为3-4号岩样。作为比较对象，本次实验中还考虑了弱胶结面的砂—砂—砂模式的3-5号岩样以及含薄弱面、粒间弱胶结的天然露头砂岩的3-6号岩样。制样方案如图 8所示，实物图如图 9所示。

图  8  不同纵向非均质性组合制样方案示意图

Figure  8.  Diagram of sample preparation plans for different longitudinal heterogeneity combinations

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图  9  不同纵向非均质性组合制样实物图

Figure  9.  Photos of sample preparation for different longitudinal heterogeneity combinations

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4.   实验结果分析

4.1   不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合

不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合实验的注入压力曲线见图 10。实验1-1号与1-2号对比，粒度越大，胶结较弱，孔渗好，破裂压力越低；实验1-1号、1-2号与1-3号、1-4号对比，含黏土岩样压力呈较多的起伏，黏土增加了岩样的塑性。粒度越大，胶结较弱，裂缝表面曲率越大；泥岩破裂和延伸压力显著升高，裂缝越不规则；相较于实验1-1号中砂标准组，1-3号泥岩组的注入圧力曲线波动明显，并出现近水平段，显示出裂缝形态不规则，1-4号中砂加黏土组裂缝面屈曲变形更严重，黏土非均质性增加了裂缝面的复杂性。对比实验1-5号和1-6号的注入压力曲线，在相同实验条件下，正旋回破裂压力为25.0 MPa，低于反旋回的29.2 MPa。正旋回组的压力曲线一直起伏上升，无明显破裂点，较长时间才达到破裂；反映了加载过程中压裂液在重力作用下先进入下部粗砂层，逐渐突破中部砂层和旋回界面。反旋回组由于下部为致密泥岩层，压裂液沿重力方向渗透困难，注入压力增长较快，约3 min压力便达到了峰值，主裂缝生成之后到新裂缝的产生，又出现了多个压力峰值。

图  10  不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合实验注入压力曲线

Figure  10.  Injection pressure curves for experiments with different rock components, clay contents, particle sizes, and sedimentary cycle combinations

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岩样压裂结果如图 11所示，观察其破裂模式，能够看出实验1-1号中砂标准组形成和井筒方向垂直的水平缝，破裂面较为平整；1-2号粗砂标准组粗砂粒度大，胶结较弱，导致压裂液滤失严重；1-3号泥岩组形成了一条平行于垂向主应力的单侧单翼水平缝和一条沿水平最大主应力方向的垂直缝，并产生分支鱼骨状裂缝；1-4号中砂加黏土组裂缝表面屈曲度较高，在沿井筒方向形成了贯穿的垂直缝；1-5号正旋回组试样形成一条沿旋回层面的水平缝和一条沿井筒方向的单侧竖直缝，裂缝呈复杂的“T”字形，且竖直缝存在两个分支：一支从井筒出发和最小水平主应力方向成165°夹角延伸，另一支和最小水平主应力方向成45°夹角延伸；1-6号反旋回组试样裂缝沿着旋回的层面扩展，未穿过面产生垂直缝，呈“一”字形，破裂面不平整。

图  11  不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合实验岩样压裂结果

Figure  11.  Fracturing results of rock samples after experiments with different rock components, clay contents, particle sizes, and sedimentary cycle combinations

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4.2   不同平面非均质性组合

不同平面非均质性组合实验的注入压力曲线见图 12，实验岩样压裂结果见图 13，可看出实验2-1号、2-2号与对照组2-3号对比，均质对照组的注入压力曲线更加稳定，当岩样存在较强的平面非均质性，会使水力压裂缝在扩展过程中发生转向屈曲，压力波动较为明显。实验2-1号裂缝从砂层扩展至泥岩时，受到两边低渗段密封，压力上升较快，裂缝在泥层中缓慢扩展，压力持续增加。实验2-2号的低渗段破裂之后，裂缝持续扩展，进入高渗段时扩展压力下降。平面非均质时，均能形成曲面主裂缝；低渗带裂缝较为平整；高渗带裂缝沿颗粒弱面优先扩展，裂缝更加屈曲。

图  12  不同平面非均质性组合实验注入压力曲线

Figure  12.  Injection pressure curves for experiments with different planar heterogeneity combinations

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图  13  不同平面非均质性组合实验岩样压裂结果

Figure  13.  Fracturing results of rock samples after experiments with different planar heterogeneity combinations

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4.3   不同纵向非均质性组合

不同纵向非均质性组合实验的注入压力曲线见图 14，可看出压裂曲线均存在裂缝开启、正常扩展、新裂缝开启、再扩展的复杂过程。压裂曲线可显示破裂点，以3-1岩样(泥—砂—泥)为例，压裂后先在井筒附近形成一条沿最大水平主应力方向的垂直贯穿缝，后在砂泥岩界面处形成了两条沿最小主应力方向的双翼水平缝。对于多层结构岩样，压裂曲线与各层厚比例有关，上、下泥岩越厚，界面越易突破，破裂压力越低。从砂岩突破到泥岩常会引起压裂曲线的不断波动，甚至出现较大幅度的突跳或突降。当水力压裂缝扩展至层间界面/弱面时，裂缝受到限制，注入压力上升，致使界面处裂缝开启，从而产生复杂裂缝形态。

图  14  不同纵向非均质性组合实验注入压力曲线

Figure  14.  Injection pressure curves for experiments with different longitudinal heterogeneity combinations

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实验岩样压裂结果见图 15，观察实验中岩心的破裂模式，可看出对于砂泥弱界面，会阻碍裂缝沿法向扩展，使其沿层间弱界面扩展，裂缝呈“工”或“T”字形；对于砂煤弱界面，会阻碍裂缝向砂岩扩展，裂缝呈“工”字形；对于砂泥多互层，裂缝呈“工”+“T”+“十”字形的组合裂缝；当天然砂岩存在弱面时，裂缝扩展至弱面后，沿弱面扩展，受弱面形态控制，呈“T”字形裂缝。

图  15  不同纵向非均质性组合实验岩样压裂结果

Figure  15.  Fracturing results of rock samples after experiments with different longitudinal heterogeneity combinations

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5.   结论

(1) 岩心粒度越大，胶结越弱，水力压裂缝表面曲率越大，随着泥岩破裂和延伸压力显著升高，裂缝不规则程度增加；相比中砂标准组，中砂加黏土组的裂缝面屈曲变形更为严重，含黏土岩样压力呈较多的起伏，黏土增加了岩样的塑性，黏土非均质性增加了裂缝面的复杂性。

(2) 致密砂岩沉积旋回会使水力压裂缝易于沿旋回层面扩展，从而形成水平缝；正旋回破裂压力为25.0 MPa，低于反旋回的29.2 MPa，反旋回界面的突破难度更大；正旋回岩心水力压裂缝呈复杂的“T”字形，有沿胶结面的水平缝和竖直缝，且竖直缝又存在两个分支；反旋回岩心，裂缝沿着旋回的层面扩展，未穿过胶结面，为“一”字形缝。

(3) 对比平面均质岩心的压力曲线较为稳定，当岩样存在较强的非均质性，会致使裂缝在扩展过程中发生转向屈曲，压力波动较为明显；低渗带裂缝面较为平整；高渗带裂缝沿颗粒弱面优先扩展，裂缝面更加屈曲。

(4) 砂泥弱界面阻碍水力压裂缝沿法向扩展，使其沿层间弱界面扩展，裂缝呈“工”或“T”字形；砂煤弱界面阻碍水力压裂缝向砂岩扩展，裂缝呈“工”字形；砂泥岩多互层条件下，裂缝呈“工”+“T”+“十”字形的组合裂缝；当天然砂岩存在弱面时，裂缝扩展至弱面后，沿弱面扩展，受弱面形态控制，裂缝呈“T”字形。