随着油气资源需求的不断增长和常规油气资源潜力的持续下降，加大页岩油气、致密油气等非常规油气资源的开发成为缓解能源供给矛盾的有效途径^[1-2]。页岩多形成于陆相沉积环境，岩性致密、夹层多，表现出强非均质性和强各向异性，压裂后缝网扩展规律复杂，页岩储层改造效果较差^[3-4]。通过压裂改造形成压裂缝网则成为提高页岩油气开发效率的重要手段。以往研究人员通过岩石实验、岩石物理测量与数值模拟结合页岩储层压裂缝网特征进行了大量研究。如侯冰等^[5]建立了芦草沟组切割体积压裂下裂缝扩展离散元数值模型，提出压裂缝的形成和扩展是一个地应力、裂缝形态和宽度动态平衡的过程；潘林华等^[6]发现压裂缝网的形成与页岩储层性质息息相关，较高的脆性矿物含量、高杨氏模量和低泊松比、应力衰减速率更有利于压裂缝网的形成和扩展；孙景行等^[7]采用位移间断边界元法模拟了龙马溪组页岩水力压裂过程中水力压裂缝与天然裂缝相互作用的物理力学过程，提出高应力差、低压裂液排量有利于降低压裂缝网复杂程度和总长度；张永平等^[8]建立了青山口组页岩压裂缝扩展数值模型，认为提高缝内压力、增大施工排量有助于层理缝的开启；盛广龙等^[9]利用油藏压裂网络扩展法对页岩气藏多分支裂缝网络形态进行了模拟，发现裂缝网络形态、扩展规模和发育程度可显著影响单井产能。以往研究表明，页岩储层的压裂效果受工程参数和地质条件控制，页岩储层脆性强，易形成大量裂缝，是影响压裂缝网形成和扩展的重要因素^[10]。页岩内天然裂缝类型多，不同类型天然裂缝的密度、走向和开启性均存在差异，不同类型裂缝对压裂后的缝网形态和扩展规律的影响也存在较大差异^[11]。吉木萨尔凹陷芦草沟组是重要的页岩油开发示范区，芦草沟组页岩内天然裂缝类型多、密度大，不同类型天然裂缝的性质、走向和延伸规律复杂，限制了水力压裂缝的扩展，导致水平井压裂后井间产能存在巨大差异，制约了芦草沟组页岩油的高效开发^[12]。因此，在明确天然裂缝特征的基础上，开展压裂模拟，明确各类天然裂缝对压裂缝网形态的影响，成为页岩油储层压裂改造方案设计的关键。采用工程-地质一体化研究思路，利用岩心、成像测井和微地震等资料，在各类天然裂缝和地应力模型的约束下，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层进行压裂缝网扩展模拟，探究不同类型天然裂缝对压裂缝网扩展的影响，以期为该区芦草沟组页岩油储层压裂层段优选提供地质依据。

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起，北以吉木萨尔断裂为界与沙奇凸起相邻，西以西地断裂为界与北三台凸起相隔，向东呈斜坡状与古西凸起相接^[13]，是一个被周缘断裂围绕的不规则箕状凹陷。凹陷内地形平缓，次级构造不发育，仅有少量小型鼻状隆起（图 1a）。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为深湖相沉积，陆源碎屑、碳酸盐岩屑和火山碎屑等物源在咸化湖盆中混合形成由灰色泥页岩与白云质砂岩、砂屑白云岩和泥质白云岩频繁交替的混积型页岩。根据岩性、物性和含油性差异，将研究区芦草沟组分为芦一段、芦二段和芦三段，其中芦一段和芦二段可分别进一步细分为3个油层组$ \mathrm{P}_2 \mathrm{1}_1{ }^1, \mathrm{P}_2 \mathrm{l}_1{ }^2, \mathrm{P}_2 \mathrm{l}_1{ }^3$和$ \mathrm{P}_2 \mathrm{1}_2{ }^1, \mathrm{P}_2 \mathrm{1}_2{ }^2, \mathrm{P}_2 \mathrm{1}_2{ }^3$。芦二段二油层组（$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^2$）和芦一段二油层组（$ \mathrm{P}_2 1_1{ }^2$）是主力“甜点”区，且$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^2$是研究区页岩油开发的重点层段^[14]（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 吉木萨尔凹陷构造位置（a）及二叠系芦草沟组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic setting of Jimsar Sag(a)and stratigraphic column of Permian Lucaogou Formation(b)

吉木萨尔凹陷芦草沟组天然裂缝包括层理缝和构造缝。层理缝在芦草沟组极为发育，尤其在碎屑岩层段内。在生烃增压作用下，近水状的层理缝是页岩油气渗透的重要通道，岩心上可见原油沿层理缝外渗，扫描电镜下层理缝位置有明显的荧光。芦草沟组层理缝倾角普遍小于5°，成像测井上层理缝为密集、连续、低角度、产状一致的暗色细条纹，沿层理面自南东向北西方向短距离延伸。层理缝发育数量为95~449条，平均为251条，裂缝面密度为0.58~1.34条/m，平均为0.93条/m，具有裂缝数量多、密度大、长度短等特征（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟页岩储层天然裂缝特征 Fig. 2 Characteristics of natural fractures in shale reservoirs of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

研究区芦草沟组构造缝数量明显少于层理缝，倾角为70°~95°，以高角度缝为主，部分为垂直缝，与水平的层理缝形成不规则状裂缝网络。研究区构造缝主要为断层伴生裂缝，靠近断层时构造裂缝较发育，远离断层时裂缝数量迅速减少。根据形成时间及产状，将构造缝分为Ⅰ类构造缝和Ⅱ类构造缝。Ⅰ类构造缝形成于燕山早期，呈北东—南西向延伸（图 3a），且延伸距离远，裂缝长度为50~200 m，大部分被方解石、石英充填，大部分井中Ⅰ类裂缝数量为5~30条，平均为22条，裂缝面密度为0.03~ 1.15条/m，平均为0.15条/m，充填程度较大。Ⅱ类构造缝形成于燕山晚期，平面上自北北西向南南东方向短距离延伸（图 3b），裂缝长度为30~120 m，缝面平直，充填程度较低或基本无充填，大部分井中Ⅱ类构造缝数量为24~547条，平均为135.7条，裂缝面密度为0.09~0.76条/m，平均为0.25条/m。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组Ⅰ类（a）和Ⅱ类（b）构造缝走向玫瑰花图 Fig. 3 Rose diagram of the strike of type Ⅰ(a)and type Ⅱ(b)structural fractures of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

天然裂缝的定量表征和模拟是准确预测压裂缝网扩展的前提。以成像测井解释的裂缝产状为基础，统计每条裂缝的产状和延伸，结果表明研究区芦草沟组构造缝的发育受岩性和断裂控制。

在成像测井解释的基础上，以不同岩性岩石的物理特征和天然裂缝到断裂的距离作为约束条件，优选以地质统计学为基础的随机建模方法，建立吉木萨尔凹陷芦草沟组构造缝的离散裂缝网络模型（图 4a），在构造模型和层面模型的基础上，通过随机反演建立层理缝模型（图 4b）。天然裂缝模拟结果显示，研究区构造缝、层理缝均发育，但不同地区的裂缝类型和发育程度均存在差异。以构造缝小于0.1条/m，0.1~0.4条/m和大于0.4条/m为界，将研究区分为构造缝不发育区、弱发育区和较发育区；以层理缝小于0.1条/m，0.1~1.0条/m和大于1.0条/m为界，将研究区分为层理缝不发育区、弱发育区和较发育区。研究区东北和西南邻近边界断裂的J27井区、J37井区和J1003井区以构造缝为主，构造缝面密度普遍大于0.4条/m；J10013，J172，J22，J31和J18等远离断裂的井区，均为构造缝弱发育区，构造缝面密度仅为0.1~0.4条/m，而层理缝面密度大于1.0条/m，为层理缝发育区。研究区东部的J221井区和西部的J10020井区、J10019井区构造缝和层理缝均不太发育，构造缝面密度普遍小于0.1条/m，层理缝面密度为0.1~1.0条/m，为构造缝和层理缝混合区（图 4c）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝模型 Fig. 4 Geological model of different types of natural fractures of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

页岩储层压裂时，储层应力场和天然裂缝分布控制了人工压裂缝网的扩展，尤其是三维岩石力学特征和地应力场约束了空间内压裂缝的形成和缝网的延伸。通常，人工压裂缝网易在低杨氏模量、低应力层内扩展，而在高杨氏模量和高应力层内人工裂缝则可能被封隔^[15]。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为典型混积岩，砂岩、泥岩和白云质泥岩等不同岩性的岩石频繁互层，具有储层地应力高、储隔层间力学强度差异大的特征，明确地下空间内地应力场的展布对准确预测压裂缝网的方向具有重要作用。岩石力学测试和地应力测井分析表明，研究区最小水平主应力为50.41~55.22 MPa，平均为52.27 MPa，最大水平主应力为53.52~74.43 MPa，平均为66.32 MPa，最小、最大水平应力梯度平均为0.019 MPa/m和0.021 MPa/m，垂向应力梯度平均为0.024 MPa/m。钻井过程中由于应力释放导致井壁失稳而发生垮塌，井壁垮塌后井眼扩径方向通常平行于最小水平应力方向，而与最大水平应力方向垂直。研究区16口井井壁垮塌结果显示，现今地应力方向为北西向22°（图 5），是影响人工压裂缝网扩展方向的重要因素。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组地应力方向 Fig. 5 Direction of geostress of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

在岩石力学测试、应力场分析和天然裂缝模型的基础上，选取JHW04井组进行应力场模拟（图 6a），分别建立最大水平主应力、最小水平主应力和杨氏模量的有限元模型（图 6b—6d）。JHW04井组最小水平主应力较小，仅50~55 MPa，最大水平主应力集中在56~62 MPa，杨氏模量为15~25 GPa，有利于水力压裂缝网的延伸。研究区芦草沟组纵向上存在应力隔层，最大层间应力差为12 MPa，由水力压裂形成的人工裂缝不易穿层，有利于压裂缝网在层内延伸。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组JHW04井组应力场模型 Fig. 6 Stress field model of Permian Lucaogou Formation of well group JHW04 in Jimsar Sag

水平井大规模压裂是实现页岩油储层全井段缝网体积改造的主要措施，受天然裂缝、地应力分布和岩性组合等因素的影响，储层内压裂缝网的展布极其复杂，在给定的施工参数下，通过压裂缝网模拟预测由压裂形成的各类缝网的分布，则成为压裂参数优选和改造效果评价的重要内容^[16]。由JHW04井组构造缝和层理缝模型可看出，JHW041井底部及JHW043井、JHW044井和JHW045井顶部层理缝发育，裂缝面密度达0.35~0.63条/m，JHW04井组内发育8条断裂（F1—F8），控制了多组北东向Ⅰ类构造缝和北北西向Ⅱ类构造缝的发育（图 7a，7b）。JHW04井组地应力模拟结果表明，研究区目的层段$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^2$为低应力层，上部$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^1$和下部$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^3$均发育应力隔层，$ \mathrm{P}_2 1_2{ }^2$应力差为6~10 MPa（图 7c）。在天然裂缝和地应力场模型的约束下建立JHW04井组芦草沟组压裂缝网模型（图 7d）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组JHW04井组压裂缝网模拟 Fig. 7 Simulation of fracture network of Permian Lucaogou Formation of well group JHW04 in Jimsar Sag

吉木萨尔凹陷芦草沟组JHW041，JHW042，JHW043，JHW044和JHW045等5口井的微地震压裂监测表明，微地震事件与模拟的压裂缝网具有良好的对应性（图 8a）。平面上芦草沟组页岩压裂时井筒周围产生大量短距离延伸的裂缝，压裂缝网与微地震事件的分布范围基本一致，且单井内各段压裂缝网形态也与微地震形态具有较好的对应关系（图 8b），表明JHW04井组压裂模拟结果与实际的缝网扩展基本一致。受天然裂缝对压裂缝网“吸引”作用影响，压裂液常沿断裂带流动，在断裂带附近人工压裂缝也相对发育。压裂模拟模型中JHW042井的端部由于断裂发育，构造裂缝数量多，检测的微地震事件也相对集中，随着到断裂距离的增大，构造裂缝和微地震事件迅速减少（图 8c），进一步表明JHW04井组模拟结果符合地质规律，能反映地下实际的压裂缝网。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组微地震事件、断层与压裂缝网叠合图 Fig. 8 Overlapping diagram of microseismic events, faults, and fracture networks of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

压裂缝网是由主裂缝和多级次生裂缝组合形成的人工裂缝网络，当压裂缝遇到天然裂缝时，其延伸和走向随之发生改变。压裂缝网的扩展分为激活主缝、穿裂主缝和撑开主缝3种形式^[17]，分别形成以天然裂缝、压裂缝和天然裂缝+压裂缝为主缝的裂缝网络（图 9）。激活主缝是压裂缝被天然裂缝阻止并终止延伸，沿被流体压力撑开的天然裂缝两侧分支扩展，形成以天然裂缝为主缝的“T形”裂缝。穿裂主缝是压裂缝直接穿透天然裂缝，形成以压裂缝为主缝的“一字形”裂缝，天然裂缝在压裂时始终保持闭合。撑开主缝是压裂缝撑开并穿过天然裂缝，压裂液注入天然裂缝形成以天然裂缝+压裂缝为主缝的“十字形”裂缝。JHW04井组5口井的模拟结果表明，研究区芦草沟组页岩压裂以激活高角度构造缝为主，96.45% 的压裂缝为“T形”裂缝；“十字形”裂缝和“一字形”裂缝分别占2.34% 和1.21%（表 1）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩压裂缝网形态 Fig. 9 Pattern of shale fracture networks of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

表 1(Table 1)

表 1 吉木萨尔凹陷JHW04井组芦草沟组压裂缝网类型及特征 Table 1 Types and characteristic of fracture networks of Permian Lucaogou Formation of well group JHW041 in Jimsar Sag 井名 压裂级数 “一字形”压裂缝/条 “十字形”压裂缝/条 “T形”压裂缝/条 正常压裂数/段 井窜 井段 数量/段 JHW041 31 1 1 31 16 第10段、第15段、第18段、第20~31段 15 JHW042 30 0 2 29 1 第5~33段 29 JHW043 32 1 2 31 16 第2~8段、第11段、第13~18段、第22~24段、第28段 18 HW044 29 1 3 28 26 第10段、第21段、第33段—数量/段15 29 18 3 JHW045 25 1 0 25 25 — 0

下载CSV 表 1 吉木萨尔凹陷JHW04井组芦草沟组压裂缝网类型及特征 Table 1 Types and characteristic of fracture networks of Permian Lucaogou Formation of well group JHW041 in Jimsar Sag

虽然JHW04井组天然裂缝以层理缝为主，但层理缝开度小、延伸距离短，大部分层理缝在地层压力作用下闭合，导流能力较差，对压裂缝网的影响有限，而面密度仅为0.1~0.4条/m的Ⅰ类和Ⅱ类构造缝是影响JHW04井组压裂缝形态的主要因素。压裂模拟和生产数据表明，JHW04井组内5口井均形成以构造缝为主缝的“T形”裂缝。JHW041，JHW043，JHW044和JHW045等4口井的正常压裂段数占比均大于50%，靠近断裂附近由于天然裂缝较发育，压裂改造效果较好，压裂缝网发育，半缝长度集中在70~100 m，高度为10~30 m。尤其是Ⅱ类构造缝仍保持开启，对压裂缝网的“吸引”作用强^[18]，同时受北西向地应力影响，体积压裂后缝网走向与Ⅱ类构造缝走向和地应力方向基本一致，为北西向6°~18°。JHW042井到F6，F7断层的距离小于200 m，构造缝较发育，在F6和F7断层影响下，JHW042井半缝长度普遍大于90 m（图 10），导致压裂后JHW042井与JHW041井发生明显的井窜，进一步证实天然裂缝不仅影响压裂缝网形态，对压裂后缝网在空间内的扩展和规模也具有一定影响。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 吉木萨尔凹陷JHW04井组二叠系芦草沟组页岩压裂缝半缝长度分布 Fig. 10 Fracture half-length in shale of Permian Lucaogou Formation of well group JHW041 in Jimsar Sag

（1）吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组天然裂缝包括层理缝和构造缝，以层理缝为主，构造缝数量明显少于层理缝，根据形成时间及产状，构造缝可分为Ⅰ类和Ⅱ类构造缝。各类裂缝数量、发育程度均存在明显差异。

（2）研究区芦草沟组页岩油储层地应力高、储隔层间力学强度差异大，垂向应力隔层发育，有利于压裂缝网在层内延伸。

（3）天然裂缝不仅影响压裂缝网形态，更控制了压裂后缝网的扩展和规模，压裂缝遇天然裂缝后延伸和走向随之改变，形成“T形”、“十字形”和“一字形”压裂缝。研究区芦草沟组页岩压裂以激活高角度构造缝为主，96.45% 的压裂缝是“T形”裂缝；“十字形”裂缝和“一字形”裂缝分别占2.34% 和1.21%。