复杂构造环境下京253井人工裂缝监测

赵新红，车 航，罗 炯

(华北油田公司井筒设计中心，河北任丘 062552)

1 前言

2012年2月14日，在华北油田对京253井的水力压裂过程进行了微地震裂缝监测。京253井位于华北油田京11断块上。如图1所示，压裂井段南邻一个北东东走向的倾滑断层，监测井附近等高线急剧变化。压裂一层，监测层位于沙河街组沙四段，井段1 278.0～1 299.8 m，垂深1 288.9 m。京253井位置、环境特殊，邻近断层，位于断层上盘;等高线两侧应该是不同时代的地层，是介质力学性质连续变化的位置，这影响了人工裂缝方位、形态。压裂前所进行的喷砂射孔，也会影响人工裂缝方位、形态。

图1 京253井所处的构造位置Fig.1 Geological structure map of Well J-253

2 人工裂缝监测结果

京253井微地震监测结果俯视图如图2所示，近井裂缝北北东走向，远井出现右旋。井口附近存在北西向、北东向、北北东向裂缝。图2向上是正北方向，向右是正东方向，格值100 m，实心圆点为监测到的微地震，用微地震排列、分布表示人工裂缝方位、长度、形态。

图2 京253井微地震监测结果俯视图Fig.2 Plan view of microseismic monitoringresult for Well J-253

图3是京253井监测结果侧视图，横轴沿人工裂缝的优势方向，纵轴是深度，单位是m。自监测井向北东方向:人工裂缝上缘水平，下缘向东升起，整体近于水平延伸;人工裂缝近井厚，前缘薄，呈楔形。自监测井向西南方向:人工裂缝略向上翘起，前缘微地震分布离散，裂缝不发育。图3中，实心圆点为监测到的微地震，用微地震排列、分布表示人工裂缝高度、形态。

3 南侧断层的影响

京253井位于华北油田京11断块上，南邻一个北东东走向的倾滑断层。比较断层两侧的等高线，可以看出，Es4顶面断距高差20 m。由于其法向大体平行于区域最小水平主应力方向，现今也存在上盘向下的滑动趋势，其横截面示意图如图4所示，滑动面与竖直方向的夹角约30°。由于下滑趋势，存在一个倾滑膨胀效应，在断层上盘邻近断层位置附加了一个垂直断层走向的压应力。京253井邻近断层(见图1)，且处于断层上盘，人工裂缝方向受到倾滑膨胀效应的影响，人工裂缝偏离区域最大水平主应力方向左旋，转向趋于垂直断层走向方向[1](见图2)。在监测井南侧，受到断层带影响，微地震分布不连续，沿断层带走向存在离散的微地震分布。

由图4可以看到，由于上盘下滑，L2长于L1，地层出现沿断层法向方向的增长，出现膨胀;邻近断层的位置出现附加应力，致使局部最大水平主应力方向偏转。一般来说，增长的尺度可以表示为

式中，D是沿垂直方向的断距，如前所述，为20 m;增长的尺度约17.3 m。邻近断层，附加的压应力足以改变人工裂缝方向。因压应力增加改变裂缝方向不利于油井产能增加。

图3 京253井监测结果侧视图Fig.3 Side view of microseismic monitoring result for Well J-253

图4 倾滑断层横截面示意图Fig.4 Cross section viewof the dip fault

4 介质力学性质连续变化的影响

京253井含油层位是一个向北东方向倾覆的斜坡，坡度较大，水平距离50 m，深度下降10 m。东北翼人工裂缝长度129.1 m，大体沿等深线梯度方向，前缘位置地层深度下降26 m。由表1可以看出，大体水平延伸的人工裂缝连续的从底部地层进入上覆地层，前缘进入下第三系的泥岩层，邻近上第三系水层。这使该井产能低，含水偏高。

表1 地层深度、性质对照表Table 1 Contrast between depth and properties

底部地层是下第三系沙河街组四段的含油砂岩，上覆地层是下第三系沙河街组三段的差油层，上面的大段泥岩，以及上第三系水层、老地层的介质模量大于新地层的介质模量，这会影响人工裂缝方向(见图5)。

图5中，左侧是底部地层，模量偏大;右边是上覆地层，模量偏小。在沉积承压过程中，地层受到压缩，模量偏大的地层压缩变形小，模量偏小的地层压缩变形大。假定两者的连接面是焊接面，不发生相对滑动，我们把这样的面称为介质间断面。间断面沿面的变形应该比底部地层没有受到上覆地层影响时大、间断面尺度趋短，间断面附近地层受到沿间断面的压缩。间断面沿面的变形应该较上覆地层没有受到底部地层影响时小、间断面尺度趋长，间断面附近地层受到沿间断面的拉伸。人工裂缝从底部地层穿过间断面进入上覆地层应该转向平行间断面法向方向，平面投影方向垂直于等高线走向，侧面投影存在一个向上的仰角[2]。京253井东北侧人工裂缝存在明显的转向，走向趋于与等高线走向垂直，其侧视图下缘翘起，上缘受到泥岩隔层限制水平延伸，使东北翼裂缝近井高度大，前缘高度小，侧面表现为楔形，在离井70 m时出现尖灭，介质间断面影响了裂缝方向。

图5 介质间断面示意图Fig.5 Cross section view of the fault

5 喷砂射孔的影响

压裂前，在开发段进行了喷砂射孔，射孔方位是北东9 °、18.8 °、50.8 °、318.6 °;射孔长度分别为40 m、30 m、40 m、60 m。由于射孔长度足够大，影响了人工裂缝方位与形态，影响了压裂效果[3]。图6与图2相比，北东318.6°、北东50.8°方向均有微地震点分布、存在裂缝延伸，这些微地震点分布、裂缝延伸与整体裂缝延伸趋势不同，可能反映了喷砂射孔的影响。在北东9°、18.8°方向，近井也有明显的微地震分布，分布尺度小于射孔长度，离井后转向北东30°方向。判断沿北东9°、18.8°方向的裂缝延伸同时受到射孔及局部应力场的影响。沿喷砂射孔出现微地震分布，与地下原有裂缝没有直接联系，通常不影响压裂井产能。

图6 水平喷砂射孔方位、尺度示意图Fig.6 Schematic diagram of the direction and geometry size of perforation shot by hydraulic sand blasting

6 结语

京253井微地震监测准确的反映了多个影响因素的影响。近井人工裂缝方向北北东向，反映了邻近倾滑断层、喷砂射孔的作用与影响。

远井:东北侧人工裂缝方向右旋，反映了区域应力场、介质间断面的影响;向北东方向倾覆的斜坡，使人工裂缝进入上覆差油层、泥岩层、邻近水层，使该翼裂缝产能低，含水高;西南侧人工裂缝间断、离散，反映了断层带的影响;压应力增加改变裂缝方向，同时会使产能下降。北西、北东向近井微地震分布反映了喷砂射孔的影响，这些影响改变了京253井的人工裂缝方向，减小了人工裂缝规模，不利于京253井的产能形成。

综上所述，由监测结果反映出京253井压裂效果应有偏差。实际上，京253井压裂后没有产能。由表2可以看出，2012年2月14日压裂，压后以产水为主，几乎没有产能。测试、分析结果与实际有很好的一致性。

表2 京253井压裂效果Table 2 Hydraulic effectiveness of Well J-253

续表

依据上述分析、测试过程，人工裂缝方向可以受到多种因素影响:最大水平主应力方向是一个最普遍的控制因素;构造、介质间断面均可以影响人工裂缝方向;水平侧钻孔也会影响裂缝方向、形态。依据压裂井环境，可以预测压裂裂缝方向，评估压裂效果，以减小施工损失。在地质层面坡度较大的地区，人工裂缝可能穿过不同地质时代的地层，影响压裂效果;应该考虑压裂裂缝形态、方向，控制裂缝不进入不利地层，以保证压裂效果。

[1]刘建中，张金珠，张 雪.油田应力测量[M].北京:地震出版社，1993.

[2]刘建中，张传绪，赵艳波，等.水平井压裂裂缝监测与分析[J].中国工程科学，2008，10(4):60 －64.

[3]刘继民，刘建中，刘志鹏，等.用微地震法监测压裂裂缝转向过程[J].石油勘探与开发，2005(2):75－77.