人工裂縫方向及其影響因素

趙國石，徐 健，邱金平

(大慶油田有限責任公司第八采油廠地質大隊，黑龍江大慶 163514)

1 前言

蒙古國塔木查格盆地及中國黑龍江省海拉爾盆地同屬于第三沉降帶，其油田有大體相同的生成原因及地層結構，產油層位主要為銅缽廟組、南屯組及布達特群，均屬于低孔、低滲油田，所有井均需壓裂投產。微地震監測是檢查壓裂質量及為油田布井提供依據的重要手段，筆者進行了大量的微地震壓裂監測。壓裂裂縫的優勢方向北東60°～80°，給出了區域最大水平主應力方向。也有個別井人工裂縫方向不在這個范圍，出現左旋或右旋，表現出異常人工裂縫方向，多數異常人工裂縫方向為高產液井。把異常人工裂縫方向井與構造部位、構造走向、等深線變化趨勢進行了比較。研究認為，區域應力場的應力方向是人工裂縫方向的普遍控制因素，原生裂縫走向、構造端部、構造交匯部位、介質間斷面也影響人工裂縫方向。受原生裂縫走向、構造端部、構造交匯部位影響改變人工裂縫方位的井，因為與地下原有裂縫相連、或處于壓應力相對較低的位置，通常會高產液。受介質間斷面影響改變人工裂縫方向的井通常不影響產液量。

2 監測區最大水平主應力方向

壓裂時，如果干擾強度不是足夠大，人工裂縫面應該沿垂直最小主應力方向擴展，如果裂縫直立，走向應該沿最大水平主應力方向。筆者統計監測區的人工裂縫方向，匯成直方圖(見圖1)。圖1中橫軸是從正北方向旋轉到正南方向的方位，20°一個間隔。縱軸是數據個數，間隔是5個;白色直方圖是人工裂縫方位個數;深灰色直方圖是主裂縫方位個數;淺灰色直方圖是支裂縫方位個數;黑色直方圖是非構造裂縫個數。由直方圖可以看出:人工裂縫方向分布在北東40°～100°范圍，所有地質層位的優勢方向均為北東60°～80°;人工裂縫的優勢方向反映了現今應力場的最大水平主應力方向，為北東60°～80°范圍。表明塔木察格盆地的人工裂縫方向由多種因素決定，但應力場的控制作用應該比較強烈，人工裂縫方向呈單峰分布，優勢方向明顯，離散的人工裂縫方向分布在優勢方向二側，相對比較集中。這給塔木查格油田布井、開采帶來方便。北西向各類裂縫反映了原生裂縫的存在與走向，是歷史應力場作用的結果。

海拉爾盆地貝爾凹陷人工裂縫方向復雜，人工裂縫方向分布在北東40°～140°度范圍，優勢方向北東60°～80°;該方向反映了近北東東向主壓應力方向的作用。人工裂縫方向呈雙峰分布，存在異常人工裂縫方向(見圖2)。

圖1 塔木查格盆地人工裂縫方位直方圖Fig.1 Direction histogram of the hydraulic fracturing in Tamtsag Basin

圖2 海拉爾盆地貝爾凹陷人工裂縫方向直方圖Fig.2 Direction histogram of the hydraulic fracturing in Hailaer Basin

3 監測區受構造影響改變人工裂縫方向的井

蒙古國塔木查格盆地及中國黑龍江省海拉爾盆地構造復雜，油田內切割強烈，存在不同走向、形態、性質的斷層。斷層端部、交匯部位會形成不同于區域應力場的局部應力場，影響人工裂縫方向。希2－1井位于北北東走向斷層與北西向斷層的交匯位置，在區域應力場作用下北北東走向斷層出現右旋滑動趨勢，斷層交匯阻止滑動的發生，在交匯位置的右下方會出現垂直于斷層走向的拉張作用，出現北西西向的人工裂縫，監測人工裂縫方向北西76.8°(見圖3)。由于人工裂縫經過拉張區，這類偏轉可能有較高的產液量，實際上該井為工業油層。

圖3 希2－1井人工裂縫監測結果與地質構造圖Fig.3 Geological structure map and direction of hydraulic fracturing of Well Xi 2 －1

斷層端部有同樣的機制阻止斷層面出現相對滑動，也可以改變人工裂縫方向。

4 監測區受原生裂縫影響改變人工裂縫方向的井

低孔、低滲油田存在原生裂縫，人工裂縫延伸經過規模較大的原生裂縫時，會轉向原生裂縫方向。以下原因均可形成原生裂縫:地層壓力支撐的張性裂縫，共扼分布的張剪性裂縫，共扼分布的壓剪性裂縫，邊界清楚的沉積條帶，非構造成因裂縫，裂隙條帶，這些原生裂縫均會影響人工裂縫方向。圖4是烏108－112井人工裂縫方向與地質構造圖，裂縫方向與鄰近構造大體平行。圖5是烏108－112井人工裂縫方位與形態，二段裂縫的轉向與銜接與鄰近構造的走向趨勢非常一致，進一步表明壓裂裂縫大體沿著伴隨構造出現的裂縫延伸。烏108－112井鄰近北西走向的斷層，裂縫走向與斷層走向大體平行，北西59.9°。在斷層附近，經常存在平行于斷層的伴隨裂縫，人工裂縫偏離優勢方向，可能受到伴隨裂縫的影響，沿伴隨裂縫走向。由圖5可以看到，裂縫走向與拐點與鄰近斷層的走向與拐點有很好的一致性，佐證了人工裂縫方向異常是受到原生裂縫的影響。由于與原生裂縫相連，這類裂縫偏轉可能有較高的產液量，實際上，烏108－112井是工業油層。

圖4 烏108－112井人工裂縫監測結果與地質構造圖Fig.4 Geological structure map and direction of hydraulic fracturing of Well Wu 108 －112

圖5 烏108－112井壓裂裂縫方向與形態Fig.5 Geometry and direction of hydraulic fracturing of Well Wu 108－112

5 監測區受介質間斷面影響改變人工裂縫方向的井

蒙古國塔木查格盆地及中國黑龍江省海拉爾盆地地形起伏明顯，等深線間距小、密度大。通常，等深線一側的地層是底部、較老的地層，另一側是上覆、較新的地層;二側介質的模量不同，底部、較老地層介質的模量大，上覆、較新地層介質的模量小，形成介質間斷面。圖6中，左側是底部地層，模量偏大;右邊是上覆地層，模量偏小。在沉積承壓過程中，地層受到壓縮;模量偏大的地層壓縮變形小;模量偏小的地層壓縮變形大。假定兩者的連接面是焊接面，不發生相對滑動，則把這樣的面稱為介質間斷面。間斷面沿面的變形應該較底部地層沒有受到上覆地層影響時大、間斷面尺度趨短，間斷面附近地層受到沿間斷面的壓縮。間斷面沿面的變形應該較上覆地層沒有受到底部地層影響時小、間斷面尺度趨長，間斷面附近地層受到沿間斷面的拉伸。人工裂縫從底部地層穿過間斷面進入上覆地層應該轉向平行間斷面法向方向，介質間斷面影響了裂縫方向。

圖6 介質間斷面示意圖Fig.6 Cross section view of the fault

希68－58井位于等深線急劇變化的位置。等深線二側應該是模量不同的介質，這可以使裂縫轉向沿等深線走向或沿等深線梯度方向，希68－58井的人工裂縫方向轉向沿等深線的梯度方向，北東40.7°方向，相對區域最大水平主應力方向左旋。人工裂縫的這類偏轉不與產量相關，發現的兩個受介質間斷面影響改變裂縫方向的井，希65－51井是干層、差油層，希68－58井是中產水層、低產油層(見圖7)。

圖7 希68－58井壓裂裂縫監測結果Fig.7 Microseismic monitoring result for Well Xi 68 －58

6 結語

對蒙古國塔木查格盆地及中國黑龍江省海拉爾盆地進行了一批人工裂縫監測，監測給出區域最大水平主應力方向，也發現了一批異常人工裂縫方向的井，異常人工裂縫方向的井通常占監測井數的10%～20%。監測表明，控制人工裂縫方向有很多因素:區域應力場、區域最大水平主應力方向是最普遍的控制因素，統計各油田區塊的人工裂縫方向，優勢方向經常沿最大水平主應力方向。地質構造、原生裂縫也影響人工裂縫方向，受地質構造、原生裂縫影響改變人工裂縫方向的井，通常有較高的產液量。介質間斷面也改變人工裂縫方向，這類裂縫方向改變通常與產液量無關。

油田布井，應該考慮構造、原生裂縫、介質間斷面對人工裂縫方向的影響，在特殊的位置采用有區別的布井方案。