大庆油田致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态实验研究

目前，大庆油田在致密油水平井分段压裂上取 得了较好效果，但在当前工艺下致密砂岩能否形成 复杂裂缝存在较大争议。过去一般采用页岩的脆性 指数来评价裂缝形态复杂程度[1–4]，并通过大尺寸物 理模拟实验进一步认识裂缝扩展规律。长庆油田、 塔里木油田及各石油高校等针对页岩、砂岩、人造 岩心等进行了大量室内物理模拟实验[5–13]，并在水力 压裂裂缝扩展规律方面开展了相关研究。大庆地区 未发现储层天然露头，而人造岩心又无法反映储层 非均质性，因此，本文首次提出采用全直径岩心进
行物理模拟实验，探究应力差、层理及脆性指数等 因素对大庆地区致密砂岩水力压裂裂缝扩展形态的 影响。
收稿日期：2019–03–01 作者简介：郑继明，工程师，1987 年生，2011 年毕业于 东北石油大学地质工程专业，现从事油气藏增产改造技 术研究工作。 基金项目：国家科技重大专项“松辽盆地致密油开发示范 工程”（2017ZX05071）。
2019 年 7 月
石油地质与工程 PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING
文章编号：1673–8217（2019）04–0107–04
第 33 卷 第 4 期
大庆油田致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态实验研究
郑继明，李永环，王贤君，唐鹏飞，刘 宇，赵 亮
（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）
平主应力差控制，层理特征对裂缝形态影响明显；脆性指数及杨氏模量对裂缝形态影响不明显。当水平主应力差小
于 3 MPa 时，储层层理特征越明显，压裂后水力裂缝越容易沟通层理弱面并发生转向，裂缝形态越趋于复杂。
关键词：大庆油来自百度文库；致密砂岩；裂缝扩展；水平主应力差
中图分类号：TE357.1
文献标识码：A
Experimental study on fracture propagation pattern of tight sandstone reservoirs in Daqing oilfield
ZHENG Jiming, LI Yonghuan, WANG Xianjun, TANG Pengfei, LIU Yu, ZHAO Liang
(Oil Production Engineering Research Institute of Daqing Oilfield Co., LTD., Daqing, Heilongjiang163453, China)
摘要：大庆油田在致密油砂岩储层体积压裂上取得了较好效果，但裂缝形成机理认识不清，制约技术的进一步提高。
为了明确大庆松北地区致密砂岩储层裂缝形态特征，采用水力压裂模拟装置，在真三轴条件下对天然致密砂岩岩心
进行了水力压裂物理模拟实验，分析了注入压力曲线特征和岩心裂缝形态变化规律。结果表明，裂缝形态主要受水
Abstract: The volume fracturing of tight oil in Daqing oilfield has achieved good effect, while the mechanism of fracture formation is not clear, which restricts the further improvement of technology. In order to clarify the fracture morphological characteristics of tight sandstone reservoirs in Songbei area of Daqing oilfield, a hydraulic fracturing simulation device was used to carry out a hydraulic fracturing physical simulation test on the natural tight sandstone cores under the true triaxial condition. The curve characteristics of the injection pressure and the fracture morphological change regularity of the cores were analyzed. The results show that the fracture morphology is mainly controlled by the horizontal principal stress difference, the influence of bedding characteristics on the fracture morphology is obvious, while the effect of brittleness index and Young's modulus on fracture morphology is not obvious. When the horizontal principal stress difference is less than 3 MPa, the reservoir stratigraphic characteristics are more obvious, it will be easier for hydraulic fractures to communicate with the weak surface of bedding and begin to turn after fracturing, and then the fracture morphology will become more complex. Key words: Daqing oilfield; tight sandstone; fracture propagation; horizontal principal stress difference