序列剖面图像的三维重构+考虑应力各向异性的页岩多射孔水力裂缝同步与非同步扩展实验研究

实验室压裂页岩裂缝复杂性映射：

序列剖面图像的三维重构关键词：水力裂缝成像 连续剖面重构 裂缝复杂性 

裂缝分类 裂缝粗糙度

文献信息：Li, M., et al. (2021). "Mapping Fracture Complexity of Fractured Shale in Laboratory：Three-dimensional Reconstruction From Serial-section Images." Rock Mechanics and Rock Engineering 55(5)：2937-2948.

DOI：10.1007/s00603-021-02540-w

摘要译文：

页岩等沉积岩的各向异性特征、天然裂缝和层理面的发育是非常规油气储层水力压裂形成复杂裂缝网络的前提条件。然而，压裂液驱动裂缝向前扩展及其与已有裂缝相互作用的机理尚缺乏深入研究。本文提出了一种实验室方法来三维重构页岩样品水力压裂的复杂裂缝。该方法通过连续切片重构三维裂缝模型，切片具有39 × 39 × 50µm³的高空间分辨率，与x射线微计算机断层扫描(micro-CT)在较低分辨率下重构的裂缝网络几何相似。根据三维裂缝模型，裂缝网络主要由水力压裂试验进一步扩展的原有裂缝，这严重影响了整个裂缝网络的几何形状。天然裂缝破裂后裂缝面粗糙度明显大于破裂后的层理面糙，表明不同裂缝损伤破裂的力学机制有所差异。基于本文高分辨率条件下的压裂裂缝实验结果不仅能够为水力压裂机理研究提供依据，还可对裂缝孔径和缝内流体渗透率的定量评价提供支撑。

摘要原文

图5 连续切片三维重构裂缝的过程。(a)：裂缝页岩立方体连续切片图像。(1)-(4)是图像叠加过程中不同特征的代表图像。岩石基质为黑色，彩色像素显示裂缝(线)、钻孔(中间圆圈)和岩心样品周围浇铸的石膏水泥(饱和矩形)。(b)：图像叠加。(c)：对齐图像叠加，生成平滑3D重构。(d)：对裂缝进行分段，实现裂缝网络的三维可视化。

将采集到的图像分为四类(图5a)，以便配准：(1)有石膏水泥、井眼和裂缝的图像，(2)有井眼和裂缝的图像，(3)只有裂缝的图像，(4)有石膏水泥和裂缝的图像。根据每一类图像的配准任务选择配准方法。使用基于强度的亚像素配准应用程序StackReg对具有相同特征(钻孔)的(1)和(2)类图像进行对齐。类别(3)和(4)中的图像没有不同特征来辅助配准。图5c显示了在3D查看器中对齐图像叠加的平滑3D重构。为了便于裂缝分段，使用Subtract background函数对图像背景的不一致和表面光照不均匀进行了校正。通过简单的阈值分割裂缝和井眼，并通过手动定义井眼的样本区域将井眼与裂缝分开。图5d显示了在3D查看器中测试立方体的分段裂缝和井眼。

图6 水力压裂前后x射线微CT图像切片及水力压裂后切片照片。(a)：水力压裂前灰度微ct图像(深灰色-孔隙和裂缝，浅灰色-岩石固体)。HF-水力裂缝；NF天然裂缝；BP层理面。右下角的原理图显示了图像叠加中相应图像切片的位置。(b)：与(a)相同位置的水力裂缝后灰度微ct图像切片。(c)：处理后的切片照片。绿色和红色的痕迹分别代表井眼和立方体外表面充满紫外线荧光环氧树脂的裂缝。中间的白色圆圈是钻孔，肉眼看起来是绿色的。图像中的白色是由于故意过度曝光造成的。

通过连续切片重构方法和微ct扫描绘制的二维和三维裂缝如图6和7所示。图6的二维图像包括高频测试前(图6a)和测试后(图6b)的灰度微ct图像以及RGB切片照片(图6c)。微ct图像像素尺寸为110µm，切片照片像素尺寸为39µm。在切片照片(图6c)中，绿色和红色痕迹分别表示从钻孔(中间圆圈)和样品外表面进入的环氧树脂浸渍裂缝。荧光环氧树脂的加入使裂缝与岩石基质形成强烈的强度对比，在一定程度上增加了一些裂缝的孔径。与水力压裂后微ct图像中可区分的裂缝相比，切片照片中捕获了更多的裂缝(图6b)。

图7 为水力压裂前后x射线微ct裂缝网络重构和连续切片重构3D显示。(a)：水力压裂前微型ct裂缝网络。a1：3D视图;A2：右视图;A3：俯视图。(b)：水力压裂后微ct裂缝网络。b1：水平井眼左前方的3D视图;B2：右视图;B3：俯视图。(c)：水力压裂后连续剖面重构裂缝网络。图中水力裂缝为绿色，非水力裂缝为红色，钻孔为浅灰色，岩石基质为透明。(NF天然裂缝，BP层层面，HF水力裂缝，NHF非水力裂缝)。

图7中裂缝的3D显示包括使用图像分析软件Dragonfly可视化的水力压裂前(图7a)和水力压裂后的微ct重构(图7b)以及连续切片重构(图7c)，显示了三个不同角度的裂缝复杂性：(1)井眼左前的3D视图，(2)右视图，(3)俯视图。显微ct图像重构的裂缝(图7a, b)的空间分辨率为110 × 110 × 110µm³，连续切片照片重构的裂缝(图7c)的分辨率为39 × 39 × 50µm³，约为精细裂缝的18倍。尽管在不同分辨率下绘制的裂缝(图7b、c)显示出非常相似的网络几何形状，但在更高分辨率的裂缝重构中，裂缝表面连续性得到了实质性改善(图7c)。裂缝网络中较小尺度裂缝的缺失会导致对水力压裂机理的解释不同，甚至可能是不正确的解释，例如，与井眼倾斜~ 45°并在两端连接其他裂缝的裂缝特征(图7c2)是解释水力压裂过程的关键。

图8(ａ)：裂缝网络的三维视图，以颜色 区分四类裂缝(蓝色为已扩展的层理面，灰色为已扩展的天然裂缝，黄色为新生成的水力裂缝，红色为非水力裂缝)。该视角显示了天然裂缝NF1和层理面的侧面。(ｂ)：显示了扩展的层理面和天然裂缝NF2的侧面。(ｃ)：每个裂缝类别占裂缝网络的百分比(按体积计算)。柱状图的颜色与(a)和(b)所示的每个裂缝组的颜色一致。

不同尺寸和方向的天然裂缝对水力裂缝的扩展过程有促进或阻碍作用。为更好地研究两条天然裂缝与层理面的空间关系，图8a、b从两个角度展示了裂缝网络。天然裂缝NF1几乎穿过所有层理平面(图8a)被认为是促进裂缝网络垂直扩展的主要水压传递通道。天然裂缝NF2连接中部与井眼相交的层理面，其他扩展的层理面在接近NF2时逐渐变细(图8b)。这表明天然裂缝NF2阻碍了这些层理平面的扩展，从而阻碍了裂缝网络的横向扩展。

每种类型的裂缝都可以单独处理以分析表面形貌。图9显示了两个裂缝面，扩展的天然裂缝NF1和扩展的层理面BP1，它们从裂缝网络中分离出来。观察了扩展的天然裂缝与扩展的层理面表面形貌的差异。与扩展的层理面BP1相比，扩展的天然裂缝NF1更粗糙、更不平坦(图8a、9a)，而BP1则更直、更光滑(图8b、9b)。裂缝的表面形态通过定向粗糙度度量进行评估，该度量使用SurfaceRoughness Calculator，沿裂缝最佳拟合平面估算任意方向上的粗糙度。对裂缝图像数据集进行骨架化、平滑和网格化处理，用于粗糙度分析。

图9 (ａ)：扩展的天然裂缝NF1的表面形态。(ｂ)：扩展层理面BP1的表面形貌

图10　(ａ)：在极坐标图上显示扩展的天然裂缝NF1(图9a)和扩展的层理面BP1(图9b)的方向粗糙度。0°方向沿裂缝最佳拟合面水平方向向右，与图9裂缝z轴略有偏离。箭头表示断裂走向。(ｂ)：按断裂类别显示粗糙度值分布的箱线图。

图10为已扩展天然裂缝NF1和已扩展层理面BP1的定向粗糙度度量及粗糙度值分布。NF1的粗糙度指标范围为9.7(320°)至16.6(200°)，平均为13.1,BP1的粗糙度范围为5.3(90°)至8.4(185°)，平均为7.2。结果表明，图9中天然裂缝的表面粗糙度明显大于层理面，极坐标图的形状表明两条裂缝的表面粗糙度呈各向异性。各向异性可以通过每个表面最大和最小粗糙度值的比值来定量评价，计算结果表明NF1的各向异性值为1.7,BP1的各向异性值为1.6。极坐标图(图10)中的0°方向实际上是图像对准方向，在图9中显示为裂缝最佳拟合平面的水平方向。图像对齐偏差导致在断裂表面可以观察到垂直脊(图9)，并且可能对表面粗糙度有影响。由于对中是沿水平方向进行的，因此在图9中裂缝的水平方向上，对中误差对定向粗糙度的影响较大，而在垂直方向上影响较小。

【储层多尺度水力压裂岩石力学-前沿追踪】

考虑应力各向异性的页岩多射孔水力裂缝同步

与非同步扩展实验研究

关键词：水力裂缝生长;螺旋射孔;压裂过程

文献信息：GUO P, LI X, LI S, et al. Experimental Investigation of Simultaneous and Asynchronous Hydraulic Fracture Growth from Multiple Perforations in Shale Considering Stress Anisotropy [J]. Rock Mechanics and Rock Engineering, 2023.

DOI：10.1007/s00603-023-03499-6

摘要译文

页岩油气的经济开发与有效的水力压裂增产措施密切相关。由于储层非均质性和地应力的变化，页岩多射孔水力压裂技术面临着裂缝扩展不均衡的问题。本文通过开展室内实验研究，模拟了页岩区块中多射孔内的水力压裂过程。本研究分析了水平地应力差对螺旋射孔裂缝同步扩展和非同步扩展的影响。结果表明：地应力差对水力裂缝的起裂与扩展行为、流体压力传递过程和裂缝扩展方向均有显著影响；水平地应力差较大时，各孔眼的内裂缝同步平行起裂，并沿σH方向独立扩展。随着水平地应力差的减小，需要更高的注入压力来促进水力裂缝的扩展。诱导裂缝从相邻的两个射孔处不同步发育，随后合并成一个大的弯曲裂缝。水力裂缝的方位角偏离σH方向，倾角逐渐减小。当σh值接近σH时，螺旋射孔会形成一条倾斜的纵向裂缝和多条横向小裂缝，导致压裂过程延长，并得到近井地带的压裂裂缝复杂度增强。

摘要原文

Shale oil and gas economic exploitation depends closely on effective hydraulic fracturing stimulations. However, due to the reservoir heterogeneity and in-situ stress variation, the hydraulic fracturing through multiple perforations in shale is confronted with imbalanced fracture growth. To investigate, we reported a new laboratory study that simulates hydraulic fracturing through multiple perforations in shale blocks. The effect of horizontal in-situ stress difference on simultaneous and asynchronous fracture growth from spiral perforations was analyzed. The results show that the in-situ stress difference significantly influences hydraulic fracture initiation and growth, fluid pressure behavior, and fracture orientation. Under a high value of horizontal in-situ stress difference, parallel transverse fractures are initiated simultaneously and growing inde-pendently along the direction of σH. Higher injection pressure is required to promote hydraulic fracture propagation with the decrease of horizontal in-situ stress difference. The induced fractures grow asynchronously from two adjacent perforations and later merge into a large tortuous fracture. Besides, the azimuth angle of hydraulic fracture deflects from the direction of σH, and the inclination angle gradually decreases. When the value of σh is close to σH, an inclined longitudinal fracture and multiple mini-transverse fractures are created from spiral perforations, resulting in a prolonged fracturing process and a significant near-wellbore fracture complexity.

图2页岩水力裂缝网络空间构型

页岩样品表面水力裂缝及不同射孔类型和地应力条件下重构的空间裂缝网络如图2所示。天然裂缝和新形成的水力裂缝分别用绿线和红线表示。垂直(平行)于井筒的水力裂缝被定义为横向(纵向)裂缝。图2a-f为正常断裂应力条件下页岩块水力裂缝几何形态。研究了单孔水力裂缝在σ_V或σ_H方向的起裂和扩展规律。对于样品1，沿垂直射孔轴线开启横向水力裂缝。诱导裂缝的扩展被一条层理裂缝和一条陡峭的天然裂缝所抑制，如图2a所示。当射孔旋转至水平位置时，2号试样水力裂缝主要沿页岩层理面扩展。水力裂缝上部与层理裂缝逐渐连通。对于样本5，创建了一条倾斜的水力裂缝，裂缝面的转动导致了一个扭曲的几何形状，如图2e所示。在走滑应力条件下，水力裂缝的几何形态如图2g和h所示。可以看出，σ_H的增大对水力裂缝轨迹和空间构型有显著影响。

图3 页岩水力压裂试验中的流体压力曲线和声发射活动

对于1号试样，当流体压力达到27.8 MPa时，水力裂缝开始起裂，声发射活动随之上升(图3a、b)。随后，由于诱导裂缝较小，无法容纳注入的流体，流体压力继续增加，瞬时压力下降表明裂缝在逐步扩展。对于3号试样，当注入压力达到13.8MPa时，水力裂缝开始发生，此时流体压力略有下降，声发射活动上升(图3c)。当σ_h增加到12MPa时，4号试样的起裂压力和击穿压力分别增加到17.2 MPa和22.7 MPa，如图3d所示。5号试样的起裂压力为16.7 MPa，表现为压力衰减和声发射活动增加。流体压力曲线线性增加，直到进一步传播(图3e)。

图4 螺旋射孔起裂的特征

在正常断裂应力条件下，螺旋射孔裂缝的起裂与水平地应力差密切相关。图4a显示了样品3中螺旋射孔形成的两条横向裂缝。从不同的射孔处创建了两个独立的水力裂缝(图4b)。如图4c所示，一条平面起裂从LP处起裂，沿σ_H方向呈一定角度向下扩展。另一个弯曲的裂缝从VP形成。在扩展过程中，两条裂缝连接在一起形成一条大的斜裂缝，表明螺旋射孔增强了相邻裂缝之间的相互作用。当σ_h值接近σ_H时，螺旋射孔起裂表现出复杂的特征(图4d)。图4e、f为走滑地应力作用下的启动裂缝形态。横向裂缝也起源于螺旋射孔，但具有不同的特征。红线表示断裂路径，清晰地显示了两条裂缝之间的相互作用(图4e)。当水平地应力差减小至10 MPa时，8号试样从LP和VP处开始形成横向裂缝和倾斜裂缝(图4f)。在向上发育过程中，倾斜裂缝与横向裂缝重叠。

图5 不同水平应力条件下水力裂缝的空间取向

图5给出了水力裂缝与主应力轴的归一化交角与最小水平地应力归一化大小的关系。结果表明：水力裂缝与σ_h (σ_H)轴的交角随σ_h的增大而减小(增大)，表明诱导裂缝的扩展模式由横向扩展模式转变为纵向扩展模式；图5还可以看出，水力裂缝与σ_V轴的交角随σ_h的增加呈线性增加，平均倾角逐渐减小。

图6 注液过程声发射事件演化过程

根据声发射事件的空间位置，表征了页岩区块多个射孔水力裂缝的演化过程(图6)。彩色球体表示不同注入阶段记录的声发射事件，球体半径表示指数事件能量。结果表明，最小水平地应力大小对声发射事件演化过程有显著影响。对于σ_h较低的页岩压裂，井筒周围同时出现两组独立的声发射事件，表明两条水力裂缝来自不同射孔同时起裂和发育(图6a)。随着σ_h的增大，声发射事件首先出现在单个射孔处，然后扩散到另一个射孔周围，直至击穿(图6b)。σ_h的进一步增大导致声发射事件沿斜面逐渐发生(图6c)。当σ_h的震级接近σ_h时，裂缝起裂、扩展和物理击穿过程中的声发射事件不同步出现(图6c、d)。