高陡復雜構造帶頁巖氣水平井方位優選
——以永川頁巖氣區塊五峰—龍馬溪組為例

葛忠偉，歐陽嘉穗，蔡文軒，楊 建，周 靜

(中石化西南油氣分公司 勘探開發研究院，成都 610041)

永川頁巖氣區塊位于川南帚狀構造帶，為川東高陡構造帶往川南延伸的傾末端，構造較為復雜。龍馬溪組表現為“兩凹夾一隆”的構造格局特征，即區塊中部為新店子背斜隆起區，西北和東南分別為石盤鋪和來蘇向斜的局部，斷裂發育，構造長軸北東—南西向。

近年來該區頁巖氣水平井方位以南北向部署為主，單井測試產量偏低，而鄰區鉆井以北東—南西向為主，且測試產量較高。研究表明，單井產能除受優質儲層鉆遇率影響外，水平井軌跡方位也是影響產能的主要因素，而水平井方位的確定主要以與地應力方位的相互關系來判定，當水平井方位與最大水平主應力方位垂直時，水力壓裂易于造縫，進而溝通井筒附近一定范圍內有機孔隙中的天然氣，單井產能往往較高。然而，永川頁巖氣區塊前期基于測井資料分析井間地應力方位為30°～95°，井間差異較大，給該區水平井部署帶來困難。

前人針對地應力的研究方法較多[1]，但多從理論角度來闡釋，結合具體勘探開發實踐較少。該研究在系統地歸納總結現有地應力研究方法的基礎上，結合研究區現有資料情況下的地應力方位判定結果，提出以提高水平井優質儲層鉆遇率為核心的水平井方位部署方案，支撐該區頁巖氣開發建產。

1 研究區地應力方位特征

1.1 地應力方位的判定方法

地應力產生的原因較多，主要有板塊邊界受壓、地幔熱對流、地球內應力、地心引力、地球旋轉、巖漿侵入、地殼非均勻擴容等。根據地應力的方向及相互關系，可以分為垂向地應力(σv)和水平地應力，而水平地應力又可分為最大水平地應力(σH)和最小水平地應力(σh)。根據三者間相互關系，地應力類型又可劃分為正常(拉張)地應力(σv>σH>σh)、走滑地應力(σH>σv>σh)、反轉(擠壓)地應力(σH>σh>σv)[2]。在不同地應力類型的情況下，水平井方位與最大(或最小)水平地應力方向之間的夾角關系決定了井壁的穩定性，同時，對大型水力壓裂改造效果也起到了至關重要的作用。

目前，地應力研究的方法較多[3]，包括巖石實驗、測井響應計算、地球物理反演、數值模擬以及鉆井工程實驗等。其中，基于測井資料計算地應力大小及方位的成像測井、聲波測井及地層傾角測井常用于石油天然氣行業。成像測井判定地應力方向主要是通過“井眼崩落”和“鉆井誘導縫”法，而快橫波的方位指示最大應力方向[4]。地層傾角測井根據井徑曲線和極板方位角的特征確定井壁崩落段，然后根據井徑曲線的相對大小和極板方位角判斷最小水平主應力方位，最后統計并確定最小水平主應力的優勢方位。

此外，地球物理預測地應力的方法主要有基于反射系數反演、物模多波和各向異性性質反演、曲率和楊氏模量屬性、巖石物理模型等地應力預測方法等。

1.2 地應力方位

研究區基于成像測井、偶極聲波識別的應力方向變化快。區塊南部和北部向斜區，最大水平主應力方向均在45°以上，Y1井最大水平主應力方向為80°，Y2井50°，Y3-1井95°。中部新店子背斜區最大水平主應力方向30°～45°。但是，通過井眼崩落法識別的地應力方向均是在非主要目的層段的龍二段、寶塔組、龍一段中上部，例如Y2井全井段偶極聲波各向異性比較微弱，且方位不穩定，縱向地應力方向介于30°～170°；Y7井非目的層段井壁崩落明顯，但縱向變化也大(30°～170°)，如圖1所示。因此，通過井壁崩落及偶極聲波各向異性方法進行識別可能受到共軛剪切裂縫影響，可靠性較差。

圖1 永川區塊地應力測井方位判別圖

基于地震預測的地應力方位表明，平面上研究區最大水平主應力方向整體近東西向，局部受斷層影響存在一定角度偏轉(70°～120°)，Y1井區地應力方向為近東西向(70o～80o)，Y2井區為北東—南西向(50o～60o)，Y3井區為近東西向(90o～100o)，Y6井區為北東—南西向(40o～50o)，Y7井區為北東—南西向(30o～40o)，如圖2所示。

圖2 研究區地應力預測圖

1.3 斷裂對地應力方位的影響

影響地應力的因素較多，包括巖層自重、地形地貌、構造運動、巖體物理力學性質、流體溫度等，其中構造運動形成的斷層對地應力的影響在復雜構造區表現明顯。永川區塊中部為受多條北東—南西向展布的逆沖斷層控制的長軸背斜，斷裂十分發育，對地應力方位的偏轉影響顯著。

1.3.1 斷層影響地應力方向的表現形式

研究表明[5]，在構造形態單一，斷層欠發育的區域，地應力方位與區域主應力方向一致。斷裂發育區受斷層的影響，地應力方位發生偏轉，偏轉機理包括斷層規模、斷層走向與地應力方位之間的夾角，以及斷層幾何形態等幾個方面。

地應力在斷層尖滅端偏離較為嚴重，最大水平主應力朝斷層走向發生偏轉[6]；在單一斷層區域，近斷層端部的地應力偏轉方向為沿著斷層走向往斷層端部發生偏轉；在多條斷層發育的區域，斷層附近地應力方位與斷層走向區域一致的方向[7]。

同時，隨著地應力方向與斷層走向之間夾角的逐漸增大，地應力方向的偏轉幅度也越大[8]，由此表明，對于同一條斷層，由于其在不同部位斷層面可能發生一定程度的擾曲，因而導致在斷層走向方向上的地應力也是在不斷發生變化的[9]。此外，斷層幾何形態多樣，主要以直線型和弧線型兩種常見，但弧狀斷層周圍的地應力變化波及的方位和幅度相較直線型斷層更顯著[10]。

1.3.2 斷層附近地應力方向偏轉的巖石力學機理

斷層的規模、與最大水平主應力方向的夾角、幾何形態所引起的地應力方向變化只是表象，深層次的機理為斷層本身和兩側巖石的物理力學性質(變形模量、剪切模量、內摩擦角、粘聚力等)的影響[11]。

研究區巖石力學與地應力參數見表1。研究區不同構造部位鉆井實測巖石力學性質表明，位于斷裂區的YY6和YY7井，巖石彈性模量較高，地應力偏轉幅度越大；不同斷塊間的彈性模量差異越大，相互之間受斷層影響地應力方向的變化幅度也越大。

表1 研究區巖石力學與地應力參數表

綜上所述，研究區受斷層的分割，不同構造區地應力方向發生了明顯的區別于區域地應力方向的偏轉，偏轉的方向及幅度與斷層的規模及性質密切相關。永川區塊中部背斜區以斷距大于50 m，延伸長度大于2 km的Ⅰ-Ⅱ級大斷層為主；南部及北部向斜區以斷距小于50 m，延伸長度小于2 km的Ⅲ級及以下中小規模斷層為主，且發育相當數量的斷距小于20 m的層內裂縫。斷層規模越大，斷層附近地應力場的擾動范圍及強度也越明顯，在斷層端部地應力集中程度也增加明顯，并且地應力的偏轉方向也更為明顯，在多條大斷裂加持的斷塊區，地應力方向表現為與斷裂走向趨于一致的特征，因此，背斜區鉆探的Y6井、Y7井最大水平地應力方向為30°～45°，基本平行于斷層走向。而遠離大斷裂的南北向斜區，雖然也發育相當數量的斷層，但斷層規模較小，對趨于地應力方向的偏轉幅度不大，整體表現出近東西向的地應力方位特征，Y1井、Y3-1井最大水平地應力方向分別為80°和95°。

2 水平井方位對產能的影響

近年來，通過勘探開發不斷探索實踐，四川盆地志留系龍馬溪組頁巖氣水平井靶窗位置取得一致認識，即龍馬溪組底部具有高伽瑪、低密度、高電阻特征的儲層段，區域厚度為5.4～7.4 m，各油氣企業針對該套儲層開展了精細刻畫與評價，并對儲層類型賦予了不同的含義。中石化頁巖氣評價標準中將該套儲層定義為I類儲層，即對應儲層品質為TOC大于4%，含氣量大于4 m3/t，孔隙度大于6%，脆性礦物含量大于50%，層理縫發育。水平井在該套儲層中穿行可以確保后期壓裂改造獲得更好的施工效果，形成更大規模的人工裂縫系統，取得更高的氣井初期產能。

研究區試采分析表明，產能主要受優質儲層鉆遇率、裂縫發育程度、壓裂改造效果及埋深影響，各構造區之間略有差異[12]。以南部向斜區為例，中小規模斷層走向呈北東—南西向展布，產能除與總液量、砂量呈正相關關系外，鉆遇I類儲層水平段長及鉆遇率與產能相關性明顯[13]。圖3所示為I類儲層鉆遇率及鉆遇長度對產能的影響關系。例如，Y5-1HF南北向布井，鉆遇3條V級斷層，I類儲層鉆遇率15.3%，無阻流量11.7×104m3/d；Y1-3HF近南北向布井，鉆遇1條IV級斷層，I類儲層鉆遇率2%，無阻流量8.5×104m3/d；而Y1-4HF北東—南西向布井，與最大主應力方向夾角約60°，雖然鉆遇了1條IV級斷層，但I類儲層鉆遇率達77.28%，無阻流量26.45×104m3/d。因此，鉆井時間證實，在斷裂發育的復雜構造區，I類儲層鉆遇率及鉆遇長度對單井產能的貢獻明顯強于地應力方位的影響。

圖3 I類儲層鉆遇率及鉆遇長度對產能的影響關系圖

同理，對于背斜區，雖然地應力方向與斷裂走向趨于一致，理論上最佳布井方位應垂直于最大水平地應力方向，即水平井方位應垂直于斷層[14-17]。但從Y6HF井實施效果來看，該井水平段垂直于斷層，由于鉆遇多條不同規模的斷層，導致I類儲層鉆遇率僅17%，無阻流量僅8.1×104m3/d。Y7HF井雖順斷裂走向布井，同樣鉆遇多條斷層，導致Ⅰ類儲層鉆遇率僅24.5%，無阻流量也僅8×104m3/d。因此，對于復雜斷塊區水平井單井產能，I類優質儲層鉆遇率是獲得高產的關鍵因素，而水平井方位的選擇優先以提高優質儲層鉆遇率為標準。

3 水平井方位優選

巖石力學實驗及裂縫監測表明，水平井方位與最大水平地應力方位相互垂直時，巖石最易起裂進而形成裂縫系統，然而受限于四川沉積盆地特有的復雜構造特征，受到多期次構造運動及地應力的疊加，同時為了資源最大化利用，難以嚴格按照兩者相互垂直的方位來部署井位。從目前四川盆地已規模開發區塊的探索實踐也表明，尋找合適的地應力方位與水平井方位之間的關系是實現頁巖氣資源有效動用的關鍵。例如，涪陵頁巖氣田一期產建區最大主應力方向為近東西向，實施井軌跡方向與最小主應力方向<40°，氣井測試產量較高；其焦頁10井區最大主應力方向為北西—南東向，實施井軌跡方向與最小主應力方向<30°，破裂壓力低，利于改造。中石油渝西區塊實施氣井井軌跡方向與最小主應力夾角<30°，測試效果也較好。

因此，根據以上分析，為提高I類優質儲層鉆遇率，同時避免套管變形，獲得較高的單井產能，水平井部署在兼顧軌跡方位與現有地應力方位認識結果保持一定的夾角，確保利于壓裂的基礎上，盡量避開不同尺度的斷層。

以永川區塊南部向斜區為例，建立了適合于該區的水平井方位優選標準，即水平井方位為北東向、順斷層部署，研究區水平井部署井網如圖4所示。井軌跡盡量與最大水平主應力夾角大于60°，各平臺之間根據斷層的走向適度調整水平井方位，盡量避開較大規模的斷層，以提高I類優質儲層鉆遇長度。近期實施的Y5-2井按照優選的方位壓裂測試獲日產20萬 m3高產氣流，證實了在高陡復雜構造帶根據地質特征開展針對性的水平井方位部署的重要性。

圖4 研究區水平井部署井網圖

4 結論

1)永川區塊地應力方位差異較大，介于30°～95°，整體呈北東—南西及近東西向，表現出斷裂帶兩側與區域最大地應力方位較大差異的特征。受斷層的影響，地應力方向在斷層區域發生不同程度的偏轉，偏轉的幅度與斷層規模、斷層及附近巖體巖石彈性模量密切相關。

2)在斷裂發育區域，地應力方位對產能高低的影響顯著低于I類儲層鉆遇率或鉆遇長度的影響，水平井方位的選擇在兼顧軌跡方位與最大水平主應力方向保持大于60°夾角的前提下，以順斷裂走向部署為主，劈開鉆遇斷裂后導致軌跡在非優質儲層中穿行。

3)通過開展高陡復雜構造帶水平井方位的優選，水平井產量顯著提高到20萬 m3以上，為復雜構造帶開展針對性的水平井部署提供了重要的指導作用。