川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力的影响

46卷第3期 2018 年 5 月

PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES

石 油 钻 探技术

Vol.46No.3May,2018

◄油气开发#

doi：10. 11911/syztjs. 2018022

川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力的影响

洪国斌1!，陈勉

1!，卢运虎1!，金

衍

12

(1.油气资源与探测国家重点实验室#中国石油大学（北京）），北京102249%.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249)摘要：川南深层页岩地层地应力非均匀性强，钻进过程中漏失严重，破裂压力預测困难，在进行深层页岩微

和宏观力学试验的基础上，测试了深层页岩的各 ，考虑各 井周应力模型，

结合深层页岩本 破坏、裂缝剪切滑移破坏和裂缝 破坏模式！ 深层页岩地层破裂压力 模型，分析了各向异性特征对地层破裂压力的 。 果表明：页岩各向异性越强，地应力 越明显，大斜度井裂缝越易滑移；较高的粘聚力 制裂缝弱面的错动能力；裂缝倾角大小主导着裂缝 。预测模 ：川南彭水区块页岩气井地层破裂压力 的结果表明，地应力 较弹性差异对深层页岩破裂压力的影响更为显著，岩石粘聚力是诱导裂缝剪切滑移漏失的主因，相对裂缝倾角是诱导裂缝 破坏的主因。裂缝 的页岩地层以裂缝破坏为主，破裂压力受岩石粘聚力、裂缝倾角和地应力的 显著，在预测破裂压力 综合3种破裂模式判断破裂方式和 破裂压力。

关键词：页岩；裂缝性地层；各向异性*皮裂压力；预测模型；川南地区中图分类号：TE357. 1+ 1 文献标志码：A 文章编号：1001-00(2018)03-0078-08

Study on the Anisotropy Characteristics of Deep Shale in the Southern Sichuan

Basin and Their Impacts on Fracturing Pressure

HONG Guobin1'2 ,CHEN Mian1'2 ,LU Yunhu1'2 ,JIN Yan1'2

State Key Maboratoryof Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum (Beijing) 9 Beijing 910224：9 9 China ; 2. College of Petroleum Engineering 9 China University of Petroleum (Beijing)，Beijing $02249，China)Abstract ： Deep shale formations inSouthernSichuan Basin show significant stratigraphic anisotropy and strong in-situ stress heterogeneity, which result in serious fluid loss duringdrillinfracturing pressure prediction. On the basis of microstructure observations and mechanical experiments on deep shale, the anisotropy characteristics of deep shale were systematically studied and a circumferential stre^ model was built for a wellbore. A deep shale formation fracturing pressutablished in combination with the tensile failure of deep shale rock body,shKey words： shale； fractured formation； anisotropy ； fracturing pressure； prediction model； Southern Si­chuan Basin

川南深层页岩地层裂缝发育、地应力差异大，钻 井过程中井漏频发，如彭水 马溪组页岩地层时

和储

对

护带来巨大

页岩气井在钻进龙高达几

方米，给

一收稿日期=2017-09-08;改回日期：2018-01-13。作者筒介：洪国斌（1993—％男，福建泉州人岩石力学与工程技术的研究。础理论研究”（编号&与预测理论”（编号&

，

2016年毕业于中

。

国石油大学（华东）石油工程专业，在读硕士研究生，主要从事油气井

[1]。多位学

E-mail:hgbhtt@163. com

裂压力预测模型和漏失机理进行了研

和页岩：异

基金项目：国家自然科学基金大项目“页岩油气开基

究，R. D. Baree等人（]:

1490650)和“页岩非线性工程地质力学特征

1490651)部分研究内容。

第46卷第3期洪国斌等.川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力影响研究

•

79

•

性对原解析解进行了修正，结合拉张和剪切破坏判 据预测破裂压力$ 中现象更明显， [3]构 了

观

同性本构的应力集剪

坏。

等顷

1. 2页岩矿物组分及微观结构

将该地区岩样置于Quanta 200F场发射环境扫

的破裂压力计算方法，

描电镜观察，进行100 #m分辨率微观结构分析，由 岩性组分分

，岩样的矿物中石英含量高达

65. 7%，说明岩样具有较高的脆性；黏土矿物含量为 21. 3%，但以伊利石（含量11. 0%)为主，说明岩石 不易水化膨胀。

镜

度观测发现，岩样表面微裂缝发育，无

测水平缝和垂直缝的产生。金衍及赵金洲等人[45] 基于

同性本构建立了 3种破裂压力模型，对比

了 3种模型破裂压力的预测精度。M. F. Kanfar等 []采用数值模拟方法 性影响的研究，

了 性

性对井筒稳定

应力扰动。

永学等人[7]系统评价了龙马溪组页岩的强度特 性，崔云海和于雷等人[8-9] 试验证实了龙马溪组

页岩具有显著弱面的特性，需增强微裂隙的封堵能

力。

Ma Tianshou 等人[1。]采用 Nova-Zaninetti 标准

状岩石强度的

性，并讨论了其对层状

裂压力的影响。以上研究均采用

同性本

构描述页岩特性，与页岩力学响应 符，且对页

岩

性的描

试验和模拟多角度的讨

论。笔者在对龙马溪组裂缝发育页岩进行微观观测 和宏观力学试验的

，采用横观

同性本构性 ， 结 合 多

裂 据 构 了 裂 压 力

测模型，系统分析了 性

对破裂压

力的影响

。

应用表明，预测模型可有效预裂方式，合

释

。

1深层页岩各向异性特征测试

1.1

页岩试样采集及制备

试验岩心均取自川南彭水地区志留系龙马溪组

页岩。严格按照岩心制作标准方法加工岩

心，取心方向与层理面夹角依次为0°，30°，60°和 9〇°，如图1所示；取心 后，对端面进行打磨处

理，将其加工成）25. 0 mmX 50. 0 mm的标准岩心，

端

平整度小于0.02 mm，端面与轴

度小

于±0. 25°。

明显大孔隙，微裂缝发育区矿

度较为分散，可见

黏土矿物充填裂纹。1.3试验测试及结果分析

为表征页岩力学性能的各向异性特征，分别 对4种取心角度的岩心进行了单轴及三轴试验， 加载采用轴

形

，设计围压分别为0,

10. 0,20. 0和30. 0 MPa，4种取心角度岩心共进 行单轴试验4组，三轴试验12组；轴向载荷加载 速率0. 05 mm/min，围压加载速率2. 0 MPa/min， 结

图2所示。

由图2可看出：无论是否施加围压，不同取心角 度的岩心在进入弹性变形 之前，均无明显的初

始压

，峰前应力-应

性增长，应力长后期，

率略有减小，但难 断屈服应力点，应 明显；应力 值强度后，岩

心 速 坏 ，

载 能力 ， 由 脆 性

性

过渡。

根据图2中的试验数据计算页岩岩石力学参数， 了力学参数与取心角的关系

，见图3。

由图3(a)可知：随着围压增大，页岩抗压强度 明显升高；不同取心角度下的页岩抗压强度都是先 弱、然后逐渐增强，抗压强度从强到弱

是取心

角度0°、90°、60°和30°的岩心，均呈现出两边较高中 间较低的变化规律。由图3(b)可知：取心角一定， 着围压增大，页岩弹性模量增加幅度逐渐

；B

压一定，随取心角度增大，弹性模量逐渐减少，且页 岩所受围压越大，弹性模量的降低幅度越小。

为

页岩岩石力学参数的

性，引入了

岩石抗压强度

系数和弹性模量差异系数[11]，其

式分 为 ：

C = max

、1)

• 80 • 石 油 钻 探 技 术 2018年5月

-0.4 -0.2 0 (a)

0.2

应变，％

0.4 0.6 0.8 1.0-0.8 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 (b)/?e=10 MPa

应变,％

0.6 0.8 1.0

MPa

(c) /?c=30 MPa

应变，％

-取心角度〇°的岩心—

220

200

Fig. 2 Stress-strain curve of shale under different confining pressure

取心角度

图2不同围压下页岩的应力-应变曲线

30°的岩

心

—

取心角度

60°的岩心—

取心角度

90°的岩心

式中乂为抗压强度差异系数％max和amin分别为同等 围压条件下抗压强度的最大值和最小值，MPa%为 弹性模量

系数；^为

弹性模量，

GPa;仏为法向弹性模量，8Pa。

利用式（1)和式（2)计算不同围压下抗压强度及 弹性模量的差异系数，结果见图4。

Is

225

200 157

1.50 I-----------'-----------'-----------'-----------'-----------'-----------'0 5 10 15 20 25 30

围压/MPa

不同围压下页岩石力学参数的差异系数

Fig. 4 Difference coefficent of mechanical parameters

of shale under different confining pressure

由图4可知，随围压增大，c不断减小，e不断增 大，但 围压 坏。

了

然裂缝导致的

幅度都越来越小，且趋于稳定，表明弱面孔隙和微裂缝开裂，抑制了天

性

，

了页岩岩心的

图4

(b)弹性模量

Fig. 3 Relationship between mechanical parameters of shale

and coring angle

图3不同围压下页岩力学参数与取心角的关系

第46卷第3期洪国斌等.川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力影响研究

•

81

•

式中为井筒坐标系下的柔度系数;和

22. 1

页岩地层破裂压力模型的建立基本假设条件

1) 由试验结果可知，页岩力学性质可沿层理面正交方向讨论，适用横观 采用

平面应

计算

同性本构；

近似为零，因此围压应力分布；

2) 由于井壁沿轴向方向应

为大 坐 标 和 角，#)。2.3

井周应力分布模型

坐 标 与

应 力 方

）i

'

分

的

对于横观各向同性条件下的平面应变问题，可 由弹塑性力学泛定方程组引入应力函数求得岩石应 力状态的

，结果为[14_15]:

ACZRed3) 为降低模型的 度，忽略页岩与

之

间的

学作用，忽略温度影响。

2.2坐标系统

为分析井眼方位、原地应力方位及层理面倾角 的影响，建立了 4个坐标系（见图5):

1) 大地坐标系[X，Y，Z]，其中X，Y和Z

分别

代表正北，正东和

下方向％

2) 井筒坐标系[^，¥13，々]，由井眼方位和井斜角戽确定；

3) 应力坐标系[叉8，叉，；]，与大地坐标

一致；

4)

层理面坐标系[Xf，Yf，Zf]，由层理面走和层理面倾角择确定。

Fig. 5 Coordinatemodel

system sketch of transverse isotropic

由于井眼取向具有任意性， 应力转换到

井筒坐标系，张量

下变换关系[1)13]:

\"i'j1 A

cos c-f-cos )j'j (3)

式中及为原地应力与 坐标方向夹角， #) \"@及为原地应力

坐标应力，MPa。

为

柔度系数张量，S. G. LekhnitskiA14]给出的横观 同性本构中弹性常数只有5 个，需将柔度 由 坐标系转换到井筒

坐标系，变换

为[14_15]:

Aij'k'i A Cj'cos cos cos cos

(4)

'心 心。^2^!，十\")少2,2 十久3\"3少3,3]

Oy = !y〇 +2Re[<^>l,1 +^>2,2 C A3 ^3，]

—Gy -Gy。 —2Re[^1^>ia +^2^2,2 +A3^3^3,3]—GC — GZ。 --2Re[A1^1 ^1,1 +A2^2^2，+^3^3,3]—yz — yz。 —2Re[A1^>i,1 + A2,2,2 + ,3,]

' 〇z = 〇z。— <^33

(231〇G+232〇y+234 —yz+a35 —

gz+

236 —g6 )

(5 )

式中：必-为解析复函数,,（z)的一阶微分；Re为取

办实 部运算及—@分别为正应力及剪切应力，

MPa%

及

A

-

为分方程

根。

压力，

围岩的有效应力：

〇T A ot — )?p

(6)

的式 中o

T为井筒坐标下的有效应力，MPa%b为井筒

坐标下的围岩应力状态，MPa%为Biot系数？p为

压 力 ， MPa。

2.4

破裂压力模型

预测微裂缝发育页岩地层的破裂压力时，在应

用岩石本体拉 坏 的同时，还应 裂缝的

力学行为，因此引 然裂缝的剪切滑移和张性破坏 为

裂

。岩石本体拉 坏

的

式为[16]:

〇max(%0)) <。

（）

式中o

max(Q)为最大有效拉应力，MPa;T。为井壁

围岩抗拉强度，MPa%。为起裂角，#)。

沿天然裂缝剪切滑 坏 的 式为[16]:

_ _ ___2(〇3 tan .w I Cr)___ (,)〇1 〇3 (1 _ tan .wcot * )sin2*f

式中.w为弱层理面内摩擦角，（°)%Cw为弱层理面 粘聚力，MPa*

为层理面倾角，（）。

沿天然裂缝张性破坏

的表达式为[16]:Pf

〇np

(?)

式中？f为天然裂缝内的流压，MPa;〇np为地层压力 下的天然裂缝正应力，MPa。

由裂缝主应力可计算天然裂缝作用面上的正应 力为[16]!

角向• 82 • 石 油 钻 探 技 术 2018年5月

!np A !lpC〇S2*i C !2pC〇S2*2 C !3pC〇S2*3 #0)!h为最小水平主应力，MPa; !v为上覆岩层压力，

式中！P# = 1，2,3)为 方向夹角，#)。

坐标下 然裂缝的主

MPa为无

#))为 3.1破裂方式

聚力系数；n为相对裂缝倾角，，（°);b为

方位角，#)。

应力，MPa*# = 1，2,3)为天然裂缝面与各主应力

3影响破裂压力的因素分析

首先利用式（！）和式（5)计算岩石的应力状态， 再代

裂

式#)一式（9)，得到3

裂

压力预测模型。结合式（1)和式（11)的4个量化系 数对

力卩，讨论

裂方式的

，结

图\"所示。

试验结果表明，龙马溪组页岩结构各向异性特 征显著，且力学特性的

性强。考谑

异性程度、井眼方位及裂缝方位 力和破裂方式的影响。

为说明

由图6可知，在地层弹性模量和地应力影响 下，存在裂缝剪切滑移和张性破裂。钻水平井时

剪切滑

裂，

时

裂缝张性破裂;

角较大下发

在岩石粘聚力影响下，在本体拉张、裂缝剪切滑 和张性破裂。当

聚力较强，

下发生本体拉张破裂，井斜角较小

性、地应力、岩石粘聚力及裂缝产状对破裂压

！个因素造成的影响，结合式（1)和

式（2)，定义3个量化系数：

~% !CR

C =—

性破裂，仅当岩石弱胶结时才

(11)

剪切滑移

破裂；在裂缝倾角影响下，存在裂缝剪切滑移和张 性破裂。随着相对裂缝倾角增大，前期相对倾角 小时发生剪切滑移，后期相对倾角大时 破坏。

性

!H

)=I ) ~ah I

式中为地应力系数！h为最大水平主应力，MPa;

60 r

6〇 r

+A=〇°,张性破裂

+凡=30°,剪切滑移破裂 +凡=6〇°,张性破裂 +凡=90°,剪切滑移破裂

55 y-----v-----v-----v-----v-----v

05 45 04 35

+

凡

=0°,张性破裂

=30°,剪切滑移破裂

图Q破裂方式对比 Fig. 6 Fracture modes contrast

3.2地层弹性模量差异系数

依据前述的计算模型，结合井斜变化和式#)， 研究弹性模量

系数对破裂压力的影响

，结

(d)相对裂缝倾角的影响

60

相对裂缝倾角/(°)

30 45

果如图K所示。

图K

影响微弱。

:弹性模量差异系数对岩石本体及 本体拉

，

角增大，破裂

裂缝剪切滑移影响较为明显，对天然裂缝张性破坏

第46卷第3期洪国斌等.川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力影响研究

• 83 •

8 2

8 0 7 8 7^0 15 30 45

60 75 90

井斜角/(〇)

(a)岩石本体拉张破坏

16 30 45

60 75 90

井斜角/f)

(b)裂缝剪切滑移破坏

0 15 30 45

60 75 90

井斜角/〇

(c)裂缝张性破坏

Fig图7弹性模量对破裂压力的影响

. 7 Effect of elastic modulus on fracturing pressure

压力升高；在戽= 30°处破裂压力 ，随弹性

模量系数增大，破裂压力降低。

裂缝剪切滑移

， 角增大，曲线逐渐收敛，戽= 90°时破裂

压力 最小；随弹性模量 系数增大，破裂压力

升高。 裂缝张性 ，井斜角是 裂压力的

，

合说明弹性模量

对破裂

压力无影响。3.3 地应力

据

的计算模型，结合 和式（10)，研究地应力系数对破裂压力的影响

，结果如图8

所示。

从图8可知，地应力对3种岩石破裂方式都有 影响。根据岩石本体拉

，

角增大，破裂压力升高，凡为90°时为常数；随地应力系数增大， 破裂压力降低。根据裂缝剪切滑 ，井斜角对滑 裂压力的影响较弱；随地应力系数增大，破裂

压力降低。根据裂缝张性

，凡

为60°时破裂压

力 ，随地应力系数增大，破裂压力升高但升

幅有限。

3.4岩石粘聚力

据

的计算模型，结合

和式#0)，

9〇「-n-«=〇.23 -o-«=0.65 -a-«=1.06 -v-«=1.48 ^0-«=1.

7 5 6o 45cC 1

5 02 o o9 o 6 o3

Fig图8地应力对破裂压力的影响

. 8 Effect of in-situstress on fracturing pressure

研究无因次粘聚力系数^对破裂压力的影响规律，

结

图

？所示。

+凡=0° +凡=30°

+凡=60° + 凡=90°

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

无因次粘聚力

(b)裂缝剪切滑移破坏

(c)裂缝张性破坏

Fig图9岩石粘聚力对破裂压力的影响

. 9 Effect of rock cohesion on fracturing pressure

•

84

•

石 油 钻 探 技 术2018年5月

从图9可知，岩石粘聚力仅影响裂缝剪切滑移 破裂压力，对岩石本体破坏及裂缝张性破坏无影 响。岩石本体拉

裂压力

角增大而增

无

川南彭水地区龙马溪组地层埋深3 000. 00〜 4 000. 00 m，为裂缝发育 重，如彭页X

，

程中井漏严时

速度

4

应用实例

大，但升幅微小。井斜角对裂缝剪切滑 关系。井斜角对裂缝张性 裂压力 之内。3.5裂缝产状

定在

影响，但破裂压力与粘聚力系数存在明显的线性

的影响较复杂，但

裂压力范围

和水平

马溪组页岩

达35m3/h，漏失量100 m3，有效应力系数为0. 85， 地层压力32. 98 MPa，原始钻井液密度为1.25〜

1. 50 kg/L，钻至井深3 500. 00 m时，发生裂缝性漏

依据前述的计算模型，结合井斜变化和式（10)， 研究裂缝产状i对裂压力的影响，结果如图10

所示。

图

10相对裂缝倾角对破裂压力的影响

Fig. 10 Effect of relative fracture inclination on fractu­

ring pressure

从图10可知，相对裂缝倾角主要影响天然裂缝 剪切滑 性破坏，其对岩石本体拉 无影

响。

角对裂缝剪切滑

无影响，随着相对

裂缝倾角增大，以^ = 30°为界，， 先上升后下降，后 步

。裂缝张性 是以

^ = !0°为界，大于该点 角和相对裂缝倾角的变

化几乎

对破裂压力

影响。

失，具体地层及工程参数为！

b = \"K °，戽=79° %f =

27，* = 37 ;cw = 5. 0 MPa，\"w = 0. 23;*h = 21. 0 GPa， *v = 15. 0 GPa，#v = 0. 31#h = 0. 29%H = 75. 94 MPa， !h = 49. 67 MPa，v = 65. 23 MPa。根据以上地层及

工程参数，根据式（1)和式（10)，计算

4个

△

系数：根据计算的差异系数，参考地层弹性模量影响 关系

（见图7)、地应力影响关系

（见图8)、

聚力影响关系曲线（见图9)和裂缝产状影响关系(见图10)进行分析， 对裂缝倾角较大、裂缝

聚力较弱和 方

显著，

可初步判断 裂缝发育页岩地层时井壁沿裂缝面

性破坏。采用3

裂压力预测模型预测破

裂压力，结

1所示。

表1 破裂压力预测结果

Table 1 Results of fracturing pressure prediction

预测模型破裂压力/

MPa

破裂压力当量密度/(kg

• L-1)

岩石本体拉张破坏74. 972. 18裂缝剪切滑移破坏48. 581. 42裂缝张性破坏

31. 97

0. 93

由表1可知，该井钻遇龙马溪组页岩时极易发 生裂缝张性破坏，导致

，原因在于原始钻

井液密度（1.25〜1.50 kg/L)大于该井页岩地层 裂缝张性破裂压力当量密度（0.93 kg/L)，大斜度

井钻遇低倾角裂缝时，裂缝更容易沿着法向方向

坏。

5结论与建议

1)龙马溪组页岩微观观测结果表明岩石微裂

缝发育且脆性高，宏观力学试验结 明弹性模量

沿

方

最为显著。由多判据破裂压力

测模型分 ， 裂缝 育 的 裂方式是

裂缝剪切滑

坏

性破坏为主的％也应力

△

第46卷第3期洪国斌等.川南深层页岩各向异性特征及对破裂压力影响研究

•

S5 •

对破裂压力的影响最为明显，弹性模量差异会造成 破裂压力升高，但升幅有限；岩石粘聚力变化仅影响 裂缝滑移剪

坏；高相对裂缝倾角会使张性破裂

[6]

压力降低并趋于稳定。

2) 深层页岩微观结构和宏观岩石力学特征表征结

页岩具有

性特性％

观各向

model of breakdown pressure for perforated wells in fractured

formations[J]. Acta Petrold Sinica，2012,33(5): 841-845.KANFAR M F，CHEN Z，RAHMAN SS. Effect of material anisotropy on time-dependent wellbore stability [J]. Interna­tional Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences » 2015，

同性本构关系，突出放大页岩平行层理方向与垂直 层理方向应力应变状态的差异，结合3种破裂准则，

78:36-45.[]林永学，高书阳，曾义金.龙马溪组页岩强度评价与分析[J].石

油钻探技术，2015，43(5) :20-25.LIN Yongxue , GAO Shuyang , ZENG Yijin. Evaluation and a­nalysis of rock strength for the Longmaxi Shale[J]. Petroleum 了综合预测模型预测破裂压力和 裂方式。然而，由于该模型没有 与

的流

固耦合作用，故无法分析钻井液侵人后井壁破裂压

力的

。

3) 模型应用结果表明，实际钻井液密度远大于裂缝发育井段的预测破裂压力当量密度时，高液柱 压力破坏岩石，促进裂缝发育，致使裂缝性 为

严重。因此，在裂缝发育页岩

大斜度井时仅

靠调节钻井液密度是无法稳定井壁的，应该在钻遇

时逐步将钻井液替换为承压堵

，

在

定的同时，

量。

参考文献

References

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展与探讨（YANG].石油钻探技术，gasLei^TIAN2017,45(2):25-31. Henglin,QIAO Zhonglan. Advance in.nologyreservoirand shale engineering geomechanics intergration. tech­ and relevant discussions[J]. Petroleum Drilling Tech(]

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[编辑滕春鸣]