高陡复杂构造带页岩气水平井方位优选——以永川页岩气区块五峰—龙马溪组为例

葛忠伟，欧阳嘉穗，蔡文轩，杨 建，周 静

(中石化西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041)

永川页岩气区块位于川南帚状构造带，为川东高陡构造带往川南延伸的倾末端，构造较为复杂。龙马溪组表现为“两凹夹一隆”的构造格局特征，即区块中部为新店子背斜隆起区，西北和东南分别为石盘铺和来苏向斜的局部，断裂发育，构造长轴北东—南西向。

近年来该区页岩气水平井方位以南北向部署为主，单井测试产量偏低，而邻区钻井以北东—南西向为主，且测试产量较高。研究表明，单井产能除受优质储层钻遇率影响外，水平井轨迹方位也是影响产能的主要因素，而水平井方位的确定主要以与地应力方位的相互关系来判定，当水平井方位与最大水平主应力方位垂直时，水力压裂易于造缝，进而沟通井筒附近一定范围内有机孔隙中的天然气，单井产能往往较高。然而，永川页岩气区块前期基于测井资料分析井间地应力方位为30°～95°，井间差异较大，给该区水平井部署带来困难。

前人针对地应力的研究方法较多[1]，但多从理论角度来阐释，结合具体勘探开发实践较少。该研究在系统地归纳总结现有地应力研究方法的基础上，结合研究区现有资料情况下的地应力方位判定结果，提出以提高水平井优质储层钻遇率为核心的水平井方位部署方案，支撑该区页岩气开发建产。

1 研究区地应力方位特征

1.1 地应力方位的判定方法

地应力产生的原因较多，主要有板块边界受压、地幔热对流、地球内应力、地心引力、地球旋转、岩浆侵入、地壳非均匀扩容等。根据地应力的方向及相互关系，可以分为垂向地应力(σv)和水平地应力，而水平地应力又可分为最大水平地应力(σH)和最小水平地应力(σh)。根据三者间相互关系，地应力类型又可划分为正常(拉张)地应力(σv>σH>σh)、走滑地应力(σH>σv>σh)、反转(挤压)地应力(σH>σh>σv)[2]。在不同地应力类型的情况下，水平井方位与最大(或最小)水平地应力方向之间的夹角关系决定了井壁的稳定性，同时，对大型水力压裂改造效果也起到了至关重要的作用。

目前，地应力研究的方法较多[3]，包括岩石实验、测井响应计算、地球物理反演、数值模拟以及钻井工程实验等。其中，基于测井资料计算地应力大小及方位的成像测井、声波测井及地层倾角测井常用于石油天然气行业。成像测井判定地应力方向主要是通过“井眼崩落”和“钻井诱导缝”法，而快横波的方位指示最大应力方向[4]。地层倾角测井根据井径曲线和极板方位角的特征确定井壁崩落段，然后根据井径曲线的相对大小和极板方位角判断最小水平主应力方位，最后统计并确定最小水平主应力的优势方位。

此外，地球物理预测地应力的方法主要有基于反射系数反演、物模多波和各向异性性质反演、曲率和杨氏模量属性、岩石物理模型等地应力预测方法等。

1.2 地应力方位

研究区基于成像测井、偶极声波识别的应力方向变化快。区块南部和北部向斜区，最大水平主应力方向均在45°以上，Y1井最大水平主应力方向为80°，Y2井50°，Y3-1井95°。中部新店子背斜区最大水平主应力方向30°～45°。但是，通过井眼崩落法识别的地应力方向均是在非主要目的层段的龙二段、宝塔组、龙一段中上部，例如Y2井全井段偶极声波各向异性比较微弱，且方位不稳定，纵向地应力方向介于30°～170°；Y7井非目的层段井壁崩落明显，但纵向变化也大(30°～170°)，如图1所示。因此，通过井壁崩落及偶极声波各向异性方法进行识别可能受到共轭剪切裂缝影响，可靠性较差。

图1 永川区块地应力测井方位判别图

基于地震预测的地应力方位表明，平面上研究区最大水平主应力方向整体近东西向，局部受断层影响存在一定角度偏转(70°～120°)，Y1井区地应力方向为近东西向(70o～80o)，Y2井区为北东—南西向(50o～60o)，Y3井区为近东西向(90o～100o)，Y6井区为北东—南西向(40o～50o)，Y7井区为北东—南西向(30o～40o)，如图2所示。

图2 研究区地应力预测图

1.3 断裂对地应力方位的影响

影响地应力的因素较多，包括岩层自重、地形地貌、构造运动、岩体物理力学性质、流体温度等，其中构造运动形成的断层对地应力的影响在复杂构造区表现明显。永川区块中部为受多条北东—南西向展布的逆冲断层控制的长轴背斜，断裂十分发育，对地应力方位的偏转影响显著。

1.3.1 断层影响地应力方向的表现形式

研究表明[5]，在构造形态单一，断层欠发育的区域，地应力方位与区域主应力方向一致。断裂发育区受断层的影响，地应力方位发生偏转，偏转机理包括断层规模、断层走向与地应力方位之间的夹角，以及断层几何形态等几个方面。

地应力在断层尖灭端偏离较为严重，最大水平主应力朝断层走向发生偏转[6]；在单一断层区域，近断层端部的地应力偏转方向为沿着断层走向往断层端部发生偏转；在多条断层发育的区域，断层附近地应力方位与断层走向区域一致的方向[7]。

同时，随着地应力方向与断层走向之间夹角的逐渐增大，地应力方向的偏转幅度也越大[8]，由此表明，对于同一条断层，由于其在不同部位断层面可能发生一定程度的扰曲，因而导致在断层走向方向上的地应力也是在不断发生变化的[9]。此外，断层几何形态多样，主要以直线型和弧线型两种常见，但弧状断层周围的地应力变化波及的方位和幅度相较直线型断层更显著[10]。

1.3.2 断层附近地应力方向偏转的岩石力学机理

断层的规模、与最大水平主应力方向的夹角、几何形态所引起的地应力方向变化只是表象，深层次的机理为断层本身和两侧岩石的物理力学性质(变形模量、剪切模量、内摩擦角、粘聚力等)的影响[11]。

研究区岩石力学与地应力参数见表1。研究区不同构造部位钻井实测岩石力学性质表明，位于断裂区的YY6和YY7井，岩石弹性模量较高，地应力偏转幅度越大；不同断块间的弹性模量差异越大，相互之间受断层影响地应力方向的变化幅度也越大。

表1 研究区岩石力学与地应力参数表

综上所述，研究区受断层的分割，不同构造区地应力方向发生了明显的区别于区域地应力方向的偏转，偏转的方向及幅度与断层的规模及性质密切相关。永川区块中部背斜区以断距大于50 m，延伸长度大于2 km的Ⅰ-Ⅱ级大断层为主；南部及北部向斜区以断距小于50 m，延伸长度小于2 km的Ⅲ级及以下中小规模断层为主，且发育相当数量的断距小于20 m的层内裂缝。断层规模越大，断层附近地应力场的扰动范围及强度也越明显，在断层端部地应力集中程度也增加明显，并且地应力的偏转方向也更为明显，在多条大断裂加持的断块区，地应力方向表现为与断裂走向趋于一致的特征，因此，背斜区钻探的Y6井、Y7井最大水平地应力方向为30°～45°，基本平行于断层走向。而远离大断裂的南北向斜区，虽然也发育相当数量的断层，但断层规模较小，对趋于地应力方向的偏转幅度不大，整体表现出近东西向的地应力方位特征，Y1井、Y3-1井最大水平地应力方向分别为80°和95°。

2 水平井方位对产能的影响

近年来，通过勘探开发不断探索实践，四川盆地志留系龙马溪组页岩气水平井靶窗位置取得一致认识，即龙马溪组底部具有高伽玛、低密度、高电阻特征的储层段，区域厚度为5.4～7.4 m，各油气企业针对该套储层开展了精细刻画与评价，并对储层类型赋予了不同的含义。中石化页岩气评价标准中将该套储层定义为I类储层，即对应储层品质为TOC大于4%，含气量大于4 m3/t，孔隙度大于6%，脆性矿物含量大于50%，层理缝发育。水平井在该套储层中穿行可以确保后期压裂改造获得更好的施工效果，形成更大规模的人工裂缝系统，取得更高的气井初期产能。

研究区试采分析表明，产能主要受优质储层钻遇率、裂缝发育程度、压裂改造效果及埋深影响，各构造区之间略有差异[12]。以南部向斜区为例，中小规模断层走向呈北东—南西向展布，产能除与总液量、砂量呈正相关关系外，钻遇I类储层水平段长及钻遇率与产能相关性明显[13]。图3所示为I类储层钻遇率及钻遇长度对产能的影响关系。例如，Y5-1HF南北向布井，钻遇3条V级断层，I类储层钻遇率15.3%，无阻流量11.7×104m3/d；Y1-3HF近南北向布井，钻遇1条IV级断层，I类储层钻遇率2%，无阻流量8.5×104m3/d；而Y1-4HF北东—南西向布井，与最大主应力方向夹角约60°，虽然钻遇了1条IV级断层，但I类储层钻遇率达77.28%，无阻流量26.45×104m3/d。因此，钻井时间证实，在断裂发育的复杂构造区，I类储层钻遇率及钻遇长度对单井产能的贡献明显强于地应力方位的影响。

图3 I类储层钻遇率及钻遇长度对产能的影响关系图

同理，对于背斜区，虽然地应力方向与断裂走向趋于一致，理论上最佳布井方位应垂直于最大水平地应力方向，即水平井方位应垂直于断层[14-17]。但从Y6HF井实施效果来看，该井水平段垂直于断层，由于钻遇多条不同规模的断层，导致I类储层钻遇率仅17%，无阻流量仅8.1×104m3/d。Y7HF井虽顺断裂走向布井，同样钻遇多条断层，导致Ⅰ类储层钻遇率仅24.5%，无阻流量也仅8×104m3/d。因此，对于复杂断块区水平井单井产能，I类优质储层钻遇率是获得高产的关键因素，而水平井方位的选择优先以提高优质储层钻遇率为标准。

3 水平井方位优选

岩石力学实验及裂缝监测表明，水平井方位与最大水平地应力方位相互垂直时，岩石最易起裂进而形成裂缝系统，然而受限于四川沉积盆地特有的复杂构造特征，受到多期次构造运动及地应力的叠加，同时为了资源最大化利用，难以严格按照两者相互垂直的方位来部署井位。从目前四川盆地已规模开发区块的探索实践也表明，寻找合适的地应力方位与水平井方位之间的关系是实现页岩气资源有效动用的关键。例如，涪陵页岩气田一期产建区最大主应力方向为近东西向，实施井轨迹方向与最小主应力方向<40°，气井测试产量较高；其焦页10井区最大主应力方向为北西—南东向，实施井轨迹方向与最小主应力方向<30°，破裂压力低，利于改造。中石油渝西区块实施气井井轨迹方向与最小主应力夹角<30°，测试效果也较好。

因此，根据以上分析，为提高I类优质储层钻遇率，同时避免套管变形，获得较高的单井产能，水平井部署在兼顾轨迹方位与现有地应力方位认识结果保持一定的夹角，确保利于压裂的基础上，尽量避开不同尺度的断层。

以永川区块南部向斜区为例，建立了适合于该区的水平井方位优选标准，即水平井方位为北东向、顺断层部署，研究区水平井部署井网如图4所示。井轨迹尽量与最大水平主应力夹角大于60°，各平台之间根据断层的走向适度调整水平井方位，尽量避开较大规模的断层，以提高I类优质储层钻遇长度。近期实施的Y5-2井按照优选的方位压裂测试获日产20万 m3高产气流，证实了在高陡复杂构造带根据地质特征开展针对性的水平井方位部署的重要性。

图4 研究区水平井部署井网图

4 结论

1)永川区块地应力方位差异较大，介于30°～95°，整体呈北东—南西及近东西向，表现出断裂带两侧与区域最大地应力方位较大差异的特征。受断层的影响，地应力方向在断层区域发生不同程度的偏转，偏转的幅度与断层规模、断层及附近岩体岩石弹性模量密切相关。

2)在断裂发育区域，地应力方位对产能高低的影响显著低于I类储层钻遇率或钻遇长度的影响，水平井方位的选择在兼顾轨迹方位与最大水平主应力方向保持大于60°夹角的前提下，以顺断裂走向部署为主，劈开钻遇断裂后导致轨迹在非优质储层中穿行。

3)通过开展高陡复杂构造带水平井方位的优选，水平井产量显著提高到20万 m3以上，为复杂构造带开展针对性的水平井部署提供了重要的指导作用。