理论上, 老裂缝应分布在最易形成裂缝的方向。多数老裂缝分布在最大水平主应力方向, 新裂缝则应沿偏离老裂缝的方向延伸, 延伸过程中应该转回老裂缝的延伸方向。为了研究裂缝转向机制, 施工中采用了近年来国际上广泛应用的微地震技术进行监测[ 2] , 监测采用6 分站、模拟传输、实时定位系统,微地震检波器放置在压裂井周围的地面, 由计算机直接给出压裂中形成的微地震震源空间分布, 根据震源空间分布描述新、老裂缝的延伸方向、几何形态[ 3, 4] 。由于整个施工过程中观测台站位置不变、地层不变, 二次压裂的观测误差是系统性的, 尽管监测的绝对误差较大, 但对二次施工的方位、高度的变化则有很高的分辨率。

2 裂缝转向实验观测结果

整体实验结果见表1, 压裂3 口井、7 个层, 每层压裂两次。有5 个层发现第二次压裂的新缝转向。

表1 压裂裂缝转向实验观测结果统计表

由朝572杨125 井第一层压裂裂缝转向的微地震监测结果( 见图2) 可见, 第一次压裂只有北西向裂缝;第二次压裂出现明显的北东向裂缝。两次压裂形成了不同因素控制下的两条缝, 一条是由原地应力场控制的裂缝, 另一条是由原生裂隙带控制的裂缝, 二者高度差别为3. 3m。由于二者不相关, 应该有最好的增产效果, 事实上该井增产原油超过10t。该层第一次压裂的井口压力是28MPa, 排量2m3 / min; 第二次压裂的井口压力是33MPa, 排量2. 5 m3 / min。第二次压裂的峰值压力比第一次的峰值压力大5MPa。
由朝752105 井第二层两次压裂裂缝转向的微地震监测结果( 见图3) 可见, 两次压裂的人工裂缝方位有近2b的变化, 为北西87. 8b和北西89. 7b; 裂缝的高度差别也很大, 近6m。第二次监测结果相对第一次监观测结果有左旋趋势, 但在细节上有很多相似之处, 是同一控制条件下的裂缝转向; 这表明, 该层的两次压裂出现了可以观测到的人工裂缝转向, 由于转向角度很小, 约束转回原来的方向的力也很小, 新裂缝保持直线延伸。两次压裂破裂压力的差别很大, 第二次压裂破裂压力比第一次明显增高。该层第一次压裂的井口峰值压力是26MPa, 排量2m3 / min; 第二次压裂的井口峰值压力是39MPa, 排量2. 5m3 / min。
朝462126 井第一层两次压裂人工裂缝方位分别为北东49b和北东71. 3b, 有近20b的变化。仔细观察两次压裂裂缝转向的微地震监测结果( 见图4) 可以看出, 第二次压裂, 东翼近井人工裂缝近东西走向, 裂缝长度近50m, 然后左旋转向第一次压裂裂缝的方向, 出现明显的典型裂缝转向过程, 第二次监测结果相对第一次监测结果, 不仅东翼初裂缝不重合, 转向后的裂缝也不重合, 后者有明显的裂缝转向过程, 转向后的裂缝与第一次压裂形成的裂缝走向大体一致, 二者的裂缝高度差近2m。这表明, 压裂形成同一因素控制下的新裂缝若与原来的裂缝夹角较大, 裂缝在延伸过程中将转回原来的延伸方向, 但不一定和原来的裂缝重合, 这可能是转向压裂可以增产的原因。该层第一次压裂的井口峰值压力是22MPa, 排量2m3 / min; 第二次压裂的井口峰值压力是32MPa, 排量2. 8m3 / min, 压力升高10MPa。

3 新裂缝延伸机制分析

形成新缝的常见机制是形成同一因素控制下的新缝, 这一控制因素多为原地应力场。由于与老缝相连的射孔被堵住, 压裂液必然通过其它射孔作用在井壁上, 在比形成老缝更高的破裂压力下形成新的初裂缝。其力学机制可表示为:cos2( $U) \ 1 - ( Tc - T ) / ( S1 - S2 ) ( 1)式中 $U) ) ) 新裂缝偏离最大水平主应力方向的最大角度, (b) ; Tc ) ) ) 最大水平主应力方向处的岩石抗张强度, MPa; T ) ) ) 井壁形成新裂缝处的岩石抗张强度,MPa; S1 - S2 ) ) ) 差异应力, MPa。由( 1) 式可以看出, 新裂缝偏离最大水平主应力方向的最大角度$U与测点的差异应力正相关, 差异应力越大, ( 1) 式右侧第二项的值越小, ( 1) 式右侧的值越接近1, 偏差角度也小。如果差异应力很小, 新老裂缝的夹角就可能很大。大庆油田油层相对浅, 水平差异应力较小, 有利于压裂裂缝转向施工。裂缝延伸必然受到原地应力场的影响与控制, 其控制强度可表示为[ 5] :sinW[ ( R1 - R2 ) sin( 2U) / pU ( 2)式中 pU ) ) ) 裂缝中有效压裂压力, MPa; R1 , R2 ) ) ) 裂缝面上的最大、最小有效水平主应力, MPa; W) ) ) 开裂角, 即开裂方向与裂缝面的夹角, (b) ; U) ) ) 裂缝面与最大水平主应力方向的夹角, (b) 。