楊青松，王繼鵬，劉 露

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

地應力對于致密氣藏的合理開發(fā)具有重要意義，其研究應貫穿于油氣田勘探、評價、開發(fā)的全過程。對未開發(fā)的致密油氣田或區(qū)塊，進行系統(tǒng)的地應力研究可為井網部署、水平井軌跡設計、壓裂優(yōu)化設計等提供依據(jù)[1，2]。應力場是指研究對象中所有點的應力狀態(tài)的總和，也就是所謂的應力分布。構造應力場的研究對致密氣藏水平井壓裂造縫方位、裂縫長度、裂縫疏密的選擇起著重要的指導作用。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地位于華北板塊西部，屬于克拉通邊緣疊合盆地[3]，包括伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶6 個一級構造單元[4]。本文研究區(qū)靖A 井區(qū)構造上位于伊陜斜坡北部，研究目的層為上古生界二疊系下統(tǒng)下石盒子組盒8 段，為一套辮狀河三角洲平原沉積，其現(xiàn)今構造表現(xiàn)為一寬緩的西傾單斜，局部發(fā)育微凸起和小型鼻狀構造（見圖1）。巖石類型以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，其中盒8上巖石類型主要為巖屑砂巖，而盒8下以巖屑石英砂巖為主。孔隙類型主要包括以粒間孔和晶間孔為主的原生孔隙以及以巖屑溶孔、長石溶孔以及微裂縫為主的次生孔隙。盒8 段儲層致密，孔隙度主要分布在3.3%～11%，孔隙度中值5.8%，滲透率主要分布在0.2～1 mD，滲透率中值0.47 mD，屬于典型的致密砂巖儲層。受古構造應力的影響，儲層中普遍發(fā)育天然裂縫[5]。

圖1 盒8上1 頂面構造圖

2 構造應力場模擬

2.1 應力場有限元反演

筆者采用有限元數(shù)值模擬技術對靖A 井區(qū)盒8段現(xiàn)今應力場進行了模擬。應力場有限元數(shù)值模擬技術是近似求解物體受外力作用時所產生的結構變形和應力分布的一種常用方法。其基本思路是將一個復雜的連續(xù)地質體離散分解為有限個節(jié)點相連的簡單連續(xù)單元，通過求取每個小單元的應力分布和應變結果從而推導整個復雜地質體的應變和應力分布結果。其具體步驟分為地質模型的建立、力學模型的建立以及數(shù)學模型的建立。

2.2 構造應力場模擬結果

在依次建立了靖A 井區(qū)儲層合理地質模型、力學模型、數(shù)學模型的基礎上，通過有限元數(shù)值模擬技術，對研究區(qū)現(xiàn)今應力場的展布進行了模擬計算。從模擬結果來看，研究區(qū)盒8 段現(xiàn)今最大水平主應力分布在42～46 MPa，平均45.1 MPa，受砂體展布控制，應力高值區(qū)自北向南呈條帶狀展布?，F(xiàn)今最小水平主應力分布在26～29 MPa，平均27.8 MPa。

3 應力場在致密氣藏開發(fā)中的應用

3.1 應力場對致密氣藏原始地層壓力的控制

通常氣藏原始地層壓力與氣井產能具有一定的正相關關系，據(jù)研究表明，構造應力的67%～76%由孔隙流體承擔。因此，位于構造應力高值區(qū)的氣井可能獲得更高產能。對現(xiàn)今最大水平主應力與氣井氣測原始地層壓力進行疊合（見圖2）。

圖2 盒8 段最大水平主應力與氣井氣測原始地層壓力疊合圖

由圖2 可以看出，高壓氣井通常位于最大水平主應力高值區(qū)（如J44-40、J37-29、J48-37 等）；而低壓氣井基本位于最大水平主應力低值區(qū)（如J42-35、J38-28以及J52-45 等）。由此可見，構造應力對于致密氣藏的靜地壓力具有明顯控制作用，為獲高壓高產氣井，布井時可優(yōu)先考慮應力高值區(qū)。

3.2 應力場與氣井孔眼設計

在氣層段進行射孔時，最大水平主應力σH方向為最優(yōu)射孔方向，具有節(jié)流表皮效應小、流體的流動效率高，氣井產能高、破裂壓力低，壓裂時不容易砂堵、氣井生產時不容易出砂、套管不容易變形等優(yōu)點。從研究區(qū)水平主應力方向展布圖可以看出，盒8 段最大水平主應力方向以N70°E～N85°E 為主，在工區(qū)西北角（J37-28 井附近）向N50°E～N65°E 偏轉（見圖3）。因此，該區(qū)主要射孔方向應定為北東東方向（即N75°E），在工區(qū)西北角射孔方向向N65°E 偏轉。

圖3 盒8 段主應力方向分布圖

3.3 應力場對氣井壓裂的控制

3.3.1 對壓裂縫產狀的控制 在不同應力狀態(tài)下進行壓裂時，人工裂縫的形態(tài)不同。當其他干擾因素不大時（如天然裂縫不發(fā)育），主要有以下兩種延伸模式：（1）最小主應力為水平方向，此時形成垂直縫，其延伸方向平行于最大水平主應力（見圖4（a）、圖4（b））；（2）最小主應力為垂直方向，此時形成水平縫（見圖4（c））。研究區(qū)盒8 段最小主應力為水平方向，因此壓裂時所產生的壓裂縫均為垂直縫，其延伸方向受水平最大主應力方向與天然裂縫方向共同控制[6-9]。

圖4 地應力與人工裂縫關系示意圖

3.3.2 對壓裂縫起裂方向的控制 一般情況下，當儲層中天然裂縫相對不發(fā)育時，現(xiàn)今最大主應力控制著人工裂縫的開啟及延伸方向。若儲層中天然裂縫較為發(fā)育時，現(xiàn)今主應力與天然裂縫產生耦合作用共同控制壓裂縫起裂方向。這是由于在人工裂縫延伸過程中要克服巖石端部效應（即裂縫前端的巖石應力強度因子），這種端部效應與巖石抗張強度成正比，當儲層中存在天然裂縫時，降低了儲層抗張強度，在一定條件下人工裂縫就更容易沿著天然裂縫優(yōu)先張開并擴展，使人工裂縫不再嚴格地沿著最大主應力的方向延伸。

研究區(qū)最大水平主應力優(yōu)選方向為NEE 向，儲層發(fā)育NE 向、NWW 向以及近SN 向天然裂縫，因此盒8段壓裂縫起裂模式可歸納為以下幾種情況：（1）地層中不發(fā)育天然裂縫，人工裂縫起裂方向與最大主應力方向一致（見圖5（a））；（2）地層中發(fā)育北東向及南北向天然裂縫，人工裂縫繼承了北東向天然裂縫，當縫內凈壓力足夠大時南北向天然裂縫開啟（見圖5（b））；（3）地層中發(fā)育NWW 向天然裂縫，天然裂縫誘導人工裂縫，但當人工裂縫延伸足夠遠時，人工裂縫發(fā)生轉向，趨向于與現(xiàn)今最大主應力方向一致（見圖5（c））；（4）地層中發(fā)育南北向天然裂縫，起始階段天然裂縫誘導了人工裂縫，但隨即人工裂縫發(fā)生轉向，趨向于與現(xiàn)今最大主應力方向一致（見圖5（d））。因此，研究區(qū)盒8段人工裂縫的方位將以北東-北東東向為主。

圖5 人工裂縫延伸方向控制因素示意圖

3.3.3 對壓裂縫形態(tài)的控制 對于致密氣藏壓裂的目標，是要壓裂出大規(guī)模的網狀縫，最大程度提高儲層改造體積，使氣井產量最大，壓裂效果最優(yōu)。應力場對于壓裂縫形態(tài)的控制主要分為以下幾個模式（見圖6）：（1）當處于差應力高值區(qū)，且天然裂縫與最大水平主應力夾角較大時，人工裂縫在局部受天然裂縫控制，然后向最大水平主應力方向偏轉，形成條狀縫。儲層脆性程度的高低控制人工裂縫的延伸長度；（2）當處于中差應力區(qū)，且天然裂縫與最大水平主應力夾角較小時，在低脆性區(qū)形成條-網狀縫，在高脆性區(qū)形成小規(guī)模網狀縫；（3）當處于低差應力區(qū)，且天然裂縫與最大水平主應力夾角較小時，在高脆性區(qū)可以形成大規(guī)模網狀縫，低脆性區(qū)縫網規(guī)模會有所變小。

圖6 人工裂縫展布形態(tài)影響因素示意圖

3.3.4 壓裂有利區(qū)評價 由上文分析內容可知，天然裂縫發(fā)育程度高、差應力小、儲層脆性程度高有利于形成網狀縫，進一步結合研究區(qū)儲層實際參數(shù)分布特征，本文提出了盒8 段壓裂區(qū)地質評價的3 項核心參數(shù)及其判別標準（見表1）。然后根據(jù)盒8 段地質模型中各象元的核心參數(shù)實際大小，對其分別進行打分，然后按式（1）計算各象元可壓裂性總分，在該式中引入巖性懲罰因子a，砂巖中a=1，泥巖中a=0，懲罰因子可以確保所評價的壓裂有利區(qū)全部分布于砂體內部，當象元總分≥22 分時，定義為壓裂有利區(qū)，在有利區(qū)壓裂容易產生大規(guī)?？p網。

表1 壓裂區(qū)評價核心參數(shù)打分表

式中：a-巖性懲罰因子，砂巖中a=1，泥巖中a=0；βi-各核心參數(shù)的加權系數(shù)；gi-各核心參數(shù)得分。

按上述方法對盒8 段壓裂有利區(qū)進行了評價，從所建模型可以看出盒8 段壓裂有利區(qū)的空間分布具有很強非均質性。平面上，壓裂有利區(qū)主要在砂體內部呈離散塊狀分布，這主要與有效砂體的展布模式有關（見圖7（a））。在縱向上，各小層有利段均有分布，但以盒8下分布頻率較高，這主要與盒8下礦物組分中石英含量較高有關，說明盒8下具有大面積開展體積壓裂的有利地質條件（見圖7（b））。

圖7 壓裂有利區(qū)分布模型

3.4 應力場對致密氣藏優(yōu)勢滲流方向的控制

致密氣藏的宏觀優(yōu)勢滲流帶通常分布于有效砂體內部，在砂體內部，當天然裂縫不發(fā)育時，最大水平主應力方向控制優(yōu)勢滲流方向。當天然裂縫發(fā)育時，開啟的天然裂縫構成流體有利滲流通道，優(yōu)先控制滲流方向[10]。但是靖A 井區(qū)盒8 段發(fā)育多組系、多方向天然裂縫，為判斷哪一方向天然裂縫控制優(yōu)勢滲流方向，需要對不同方向天然裂縫的開啟壓力進行計算，受現(xiàn)今應力場的控制，不同方向的裂縫開啟壓力不同，因此具有一定的開啟序列，在相同應力作用下，開啟壓力低的天然裂縫開度大、滲透率高，控制氣藏優(yōu)勢滲流方向。

式中：Pi-裂縫開啟壓力；v-巖石泊松比；H-裂縫埋藏深度；θ-裂縫傾角；ρs-巖石容重；ρw-水的密度；fσ1、fσ3-現(xiàn)今應力場最大主應力和最小主應力梯度；β-現(xiàn)今地應力方向與裂縫走向的夾角；g-重力加速度；η-地層壓力系數(shù)。

靖A 井區(qū)盒8 段主要發(fā)育北東向、北西西向、近南北向裂縫，裂縫發(fā)育程度依次降低。對不同方向裂縫開啟壓力進行計算可以發(fā)現(xiàn)，當裂縫方向一定時，隨著裂縫傾角的增大，裂縫開啟壓力逐漸降低。當裂縫傾角一定時，北東向裂縫開啟壓力最低，近南北向裂縫開啟壓力最高（見圖8）。因此，北東向裂縫處于優(yōu)勢控流地位。綜合考慮現(xiàn)今最大水平主應力方向（N70°E）和優(yōu)勢裂縫方向（N60°E），盒8 段砂體內部優(yōu)勢滲流方向應在N60°E～N70°E。

圖8 靖A 井區(qū)盒8 段天然裂縫發(fā)育方向及其開啟壓力

3.5 對水平井軌跡設計的控制

水平井軌跡設計應針對油氣藏類型的差異，綜合考慮砂體展布特征、天然裂縫方向和密度、垂向滲透率、儲層地質特征、地應力分布等因素，在打砂體的基礎上，盡可能多地穿越天然裂縫系統(tǒng)，同時從壓裂、井孔穩(wěn)定性方面還應充分考慮地應力分布特征。水平井平面延伸方向應以平行砂體走向為主，同時盡可能的垂直于最大水平主應力方向（通常也是優(yōu)勢滲流方向），壓裂產生垂直于井筒的人工裂縫，擴大壓裂改造體積，使氣井獲得更高產能。靖A 井區(qū)盒8 段砂體走向以N5°E～N15°E 為主，最大水平主應力以N75°E 為主，優(yōu)勢滲流方向N65°E 左右。因此，本區(qū)水平井延伸方向可以北偏東5°到15°為主。該方向不僅平行于砂巖走向，同時也與最大水平主應力方向和優(yōu)勢滲流方向夾較大的銳角，有利于壓裂改造和氣體滲流。文章對不同布井方向的水平井組開井一年的井均日產氣量進行了統(tǒng)計（見圖9），靖平52-45 井組水平段均采用北偏東10°左右方向延伸，該井組井均日產氣量7.4×104m3，比其他布井方向的水平井組井均氣量高出48%左右。

圖9 不同延伸方向水平井組產能對比圖

4 結論

（1）盒8 段現(xiàn)今最大水平主應力分布在42～46 MPa，平均45.1 MPa，方向以N70°E～N85°E 為主，在工區(qū)西北角向N50°E～N65°E 偏轉。現(xiàn)今最小水平主應力分布在26～29 MPa。

（2）構造應力場對致密氣藏原始地層壓力有明顯控制作用，高壓氣井通常位于最大水平主應力高值區(qū)，低壓井基本位于最大水平主應力低值區(qū)。為獲高壓氣井，建議布井優(yōu)先考慮最大水平主應力高值區(qū)。

（3）氣井孔眼方向建議平行于最大水平主應力方向即N75°E，在工區(qū)西北角向N65°E 偏轉。

（4）受主應力方向及天然裂縫共同控制，盒8 段壓裂縫延伸方向應以北東-北東東向為主。壓裂有利區(qū)主要分布在盒8下亞段，建議靖A 區(qū)水平井延伸方向以北偏東5°到15°為主。