长宁地区五峰组底界微断裂识别及对页岩气开发工程的影响

肖红纱，井 翠，郑 健，陈贤德，钟 高，林晓海

(1.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610056； 2.安东石油技术(集团)有限公司，北京 100102)

0 引 言

长宁页岩气田区域构造上处于川南低陡穹形带，娄山关褶皱带北部，长宁背斜南翼，为一个完整的向斜(图1)，目的层为五峰组-龙马溪组的龙一1亚段。靶体厚度薄，且受多期构造影响，发育北东-南西、北向、近东西向三组断裂体系，均为逆断层，断层规模以中小断层为主，10 m左右的断层可以造成钻井轨迹出箱体，以往在断层刻画方面识别出的断层主要是断距大于20 m以上的断层，对未造成地震轴错断的微小断层往往认为是地层局部微起伏而没有识别出来。但是，通过精细地震资料研究并结合实钻资料分析认为，长宁地区存在大量断距小于20 m的微小断层，对钻井和压裂工程均可能造成直接的影响，比如降低优质储层钻遇率，造成井漏、卡钻、压裂套变以及加砂难等问题，识别出这些微断裂，对提前预警，降低工程风险具有重要的实际意义。

图1 长宁页岩气田地质简图Fig.1 Geological sketch map of Changning Shale Gas Field

1 长宁页岩气田断裂分级现状及存在的问题

1.1 断裂分级现状

在四川盆地页岩气勘探开发领域断裂分级、分类大致总结有以下三种。

第一种是根据断层的发育规模、地震资料可识别程度、断裂在页岩气勘探开发中作用将其分为三类，这种分类法把断裂和裂缝合在一起，并非传统意义上断裂分级、分类。如石存英等[1-2]、李鸿明等[3]认为Ⅰ类断层为区域构造运动所引起，控制着不同的构造带，断距在几十米至数千米，地震资料上可见明显的同相轴错断现象；Ⅱ类断层形成于构造作用或沉积、成岩作用过程，控制局部构造的形成断距一般在几米至几十米，地震资料上可见同相轴的扭动或振幅的变化，一般情况下，通过曲率、相干、蚂蚁体等地震属性方法可进行识别；Ⅲ类断层主要为微断层和裂缝，其规模更小，通常为地层褶皱、断层作用或成岩作用引起，地下分布主要为网状，规模小于米级，表现为小断距或微断距。王高成等[4]、石学文等[5]根据断层几何学特征将断裂分为大尺度、中尺度、小尺度。

第二种是根据断裂上下盘的接触关系、断裂位移大小和断层在地表变形的尺度，将研究区内断裂变形分为基底逆冲断裂、深大逆冲断裂、层间滑脱断裂三个等级。Ⅰ级基底逆冲断裂具有深度大、位移大、延伸长的特征；Ⅱ级深大逆冲断裂具有与基地逆冲断裂相似的特征，但规模较其有所减小；Ⅲ级层间滑脱断裂规模大幅度缩减，仅在几套地层或者是一套地层中发生断裂变形[6-7]。

第三种是根据断裂延伸长度、断距大小进行分类，将四川盆地断裂按照规模划分为四级[8]，余光春等[9]、王林琪等[10]、肖盼盼等[11]进一步论述一级断裂为控盆断裂，延伸一般大于100 km，断距一般大于1 000 m；二级断裂为控制二级构造单元的断裂，延伸40～100 km，断距一般为500～1 000 m；三级断裂为控制局部构造的断裂，一般与二级断裂具有成因关系，延伸20～40 km，断距一般为100～500 m；四级断裂为局部构造内部小断裂，延伸一般小于20 km，断距一般小于100 m。这种分类对于长宁地区页岩气勘探开发而言分级尺度偏大。

根据前人研究成果，长宁页岩气田断层主要分为四级(表1中前四项)。Ⅰ级断层为向上断开至地面的大断层，断距大于300 m，对构造有控制作用，对页岩气保存有较大破坏作用；Ⅱ级断层向上断开至二叠系或三叠系，断距300～100 m，断层对页岩气保存有一定影响，对钻井等工程施工影响大，不仅造成井漏复杂，也使得入靶困难或轨迹明显偏离目的层，回追困难；Ⅲ级断层向上断开志留系内部地层，断距一般在100～40 m，会在一定程度上导致轨迹出箱体，造成无效进尺；Ⅳ级断层一般为向上只断开龙马溪组，断层落差40～20 m，断层对页岩气保存无影响，但会导致轨迹出箱体造成无效进尺。

表1 奥陶系五峰组底界断裂分级表Table 1 Classification table of bottom boundary faults of Ordovician Wufeng Formation

1.2 现断裂分级存在的问题

从以上分级可以看出，长宁地区目前只是识别断距大于20 m的断层，忽略了该地区存在的微小断裂，这些断裂尽管在目的层位置地震同相轴并未错开，只有弯曲显示，但这是由地震分辨率不足引起的，实际地层纵向上错断，如不及时识别这些微断裂，将给钻井及压裂工程带来潜在风险。在近些年钻井跟踪过程中发现，部分井在原钻井设计构造图上未识别出断裂的位置导致出现了钻头出箱体、卡钻等复杂工程情况，在这些位置均有微断裂反应，因此，对长宁页岩气断裂进行更精细的分级，及时识别发现微断裂是非常重要和必须的。

2 长宁页岩气田微断裂识别及分类

2.1 长宁页岩气田微断裂识别

微断裂多数目的层地震同相轴上未错开，在地震相干体上无明显反映，但与Ⅰ级断层～Ⅳ级断层关系密切，在目的层下伏地层中往上有较显著的断层显示。 下部可见明显的同相轴错段，并向上延伸，错开幅度逐渐减小，到页岩目的层段由于断距缩小，而仅显示地层局部地震同相轴挠曲现象，为了准确识别和刻画微断裂，笔者综合利用沿层切片、相干体、蚂蚁体、曲率体、图分析等手段进行微断裂识别。建立了第Ⅴ级断裂，即微断裂的分类原则和识别方法。

1) 断裂展布法解释区域构造形态。断裂展布法是用浅、中、深特征相对比较明显的若干个反射层位来确定断层的位置，然后对每条断层像层面一样逐点闭合，下部显示明显的断点位置向上追踪解释，使微断层可被有效识别。

2) 形成相干数据体，了解断层展布规律。断层附近的地震道通常与相邻道有不同的地震特征，从而会出现局部的道与道之间的相干性的突变，在相干数据体切片上就能得到断层面附近有规律的低相干值，这些低相干值能真实地反映出断裂的展布规律。

3) 充分利用层切片。在沿层切片上，断层两侧及断裂位置在地震反射特征存在明显的差别，根据同相轴的振幅、频率、连续性以及异常方向等能较好地识别出断层。

4) 分析目标层和相邻层构造行迹上关联性，利用沿层提取蚂蚁体、曲率体属性，核查断裂解释的合理性和完整性。

长宁地区地震品质相对较好，依据五级断层分级原则及上述识别方法对长宁三维区进行精细构造解释，解释成果与前期研究的构造图对比，整体构造认识基本一致，断裂得到进一步落实，具体表现在延伸了北西向断层，增加了一系列微断裂(图2)。

图2 奥陶系五峰组底界新、老断裂对比叠合图Fig.2 Comparison and superposition of new and old faults in the bottom boundary of Ordovician Wufeng Formation

2.2 长宁页岩气田微断裂分类

微断裂在地震剖面上目的层同相轴没有明显错断，简单依据同相轴扭曲或蚂蚁体、曲率体等属性判断微断裂会将裂缝和因资料品质较差造成同相轴不连续都认作微断裂，因而需要结合断裂成因加以分析与判别。根据构造形迹和断裂平面、剖面组合特征，长宁三维区微断裂的成因主要有以下三种类型。

2.2.1 继承性发育的微断裂

图3 继承性发育型微断裂典型地震剖面特征Fig.3 Typical seismic profile characteristics of inherited developmental micro-faults

继承性发育的微断裂发育于加里东构造运动晚期，消亡于龙马溪组沉积早期的断裂，其规模并不小，但因为目的层段处于断裂消亡期，在五峰组底的相位上只是扭曲，同相轴并未发生明显错断，而下伏奥陶系底明显可见同相轴错断，如不综合分析很容易当成小断裂或裂缝(图3，图1中A’-A位置)。通过比对奥陶系底的沿层相干属性图和五峰组底的蚂蚁体切片(图4和图5)，两图具有很高的相似性。由此可以认定当五峰组底界沿层蚂蚁体检测连续性变差，且与下伏奥陶系底界沿层相干图指示的断裂位置相当时，五峰组底界同相轴出现扭曲即为下部断裂延向上伸到的表现，五峰组底同相轴扭曲即可当微断层解释，断裂走向与早期断裂走向一致，规律性很强，在长宁地区主要表现为北西走向。

图4 奥陶系底沿层相干属性图Fig.4 Coherent property diagram of the bottom layer of Ordovician

图5 五峰组底界蚂蚁体属性图Fig.5 Attribute diagram of the bottom boundary ant tracker technique in Wufeng Formation

2.2.2 伴生型微断裂

伴生型微断裂主要受本区燕山期、喜山期构造运动影响，常与Ⅰ级断层、Ⅱ级断层相伴生，分布于挤压背斜的核部，与主控断层呈Y型组合(图6，图1中B’-B位置)，平面上主要分布于鼻凸构造带上，多呈北东走向。

图6 伴生型微断裂典型地震剖面特征Fig.6 Typical seismic profile characteristics of associated micro-faults

2.2.3 走滑型微断裂

走滑型微断裂发育于寒武系、奥陶系，消失于志留系，走向北北东，产状近直立(图7(a))，断层横向追踪时而清楚，时而不清楚，但曲率体、蚂蚁体属性图显示比较清晰，具有一定的延展度(图7(b))，推测与四川盆地早起拉张形成的正断层有关。

图7 直立型微断裂典型地震剖面特征Fig.7 Typical seismic profile characteristics of vertical micro-faults

图8 微断裂造成无效进尺降低优质储层钻遇率实例Fig.8 An example of ineffective footage caused by micro-faults reducing the penetration rate of high-quality reservoirs

3 微断裂对页岩气开发工程的影响

3.1 造成无效进尺或降低优质储层钻遇率

长宁地区铂金靶体薄，10 m左右断层就可完全错开优质储层，降低优质储层钻遇率，尤其是当钻井轨迹从下盘穿越小断层进入上盘容易造成下出层(图8(b))，如A平台H*-3井轨迹由下盘向上盘穿小断裂，目的层的同相轴扭曲，下部奥陶系底界同相轴错断明显， 原解释作为裂缝带处理未提示断层， 钻井过程中在3 748 m钻遇断层，造成3 748～3 938 m井段出层，出现190 m的无效进尺(图9，图1中C’-C位置)。

3.2 造成井漏、卡钻等复杂工程情况

F平台H*-1井水平井段在距A靶850 m处地层产状发生变化，前段地层产状较缓，为下倾5.4°，后段较陡，下倾13.5°，该井水平井段在泥浆密度1.80～1.85 g/cm3情况下钻进过程中多次发生井漏，且发生井壁掉块、卡钻等复杂工程情况。结合下伏地层产状及相干体分析认为在距A靶点850 m处存在小断层(图10，图1中D’-D位置)，同时裂缝预测结果显示水平井断多处发育裂缝，在地层产状变化处受到断裂和裂缝带的共同影响，造成工程复杂。

3.3 造成压裂套变、丢段

微小断层很可能造成压裂套变、丢段，如G平台H*-2井因小断裂导致套变丢段725 m，占水平井段48.7%，过井轨迹地震剖面上基本未见断裂，蚂蚁体平面图上清晰可见井轨迹与断裂小角度斜交，从垂直于井轨迹方向切的A、B两条地震剖面图上可见微小断裂(图11)。

3.4 造成压裂加砂困难,影响压裂效果

H平台邻近北东走向断裂发育区，平台西侧F5断层为Ⅰ级断裂，北东走向、东南倾，在工区内延伸长度10 km，落差0～350 m，断开奥陶系-三叠系，H平台附近断层落差150 m左右。根据五峰组沿层曲率体图显示H平台H*-1井、H*-2井等两口井水平井段不钻遇断层，H*-3井、H*-4井等两口井水平井段钻遇一条北东向微断裂(图12(a))，从近似垂直微断层走向的地震剖面上明显可见微断裂为F5断层的派生断层(图12(b))， 微断裂从H*-4井水平井段中部穿过，断层走向与钻井轨迹呈小角度相交。

图9 A平台H*-3井水平井段地震剖面图Fig.9 Seismic profile of horizontal well section of well H*-3 on platform A

图10 过F平台H*-1井水平井段地震剖面图Fig.10 Seismic profile of horizontal well section of well H*-1 through platform F

图11 微断裂造成压裂套变、丢段Fig.11 Micro-fracture causes the fracture sleeve to change and lose stage

图12 H平台周边五峰组底曲率体图及垂直断层走向地震剖面图Fig.12 Bottom curvature diagram and vertical fault strike seismic profile of Wufeng Formation around platform H

H平台通过4口井交替施工的方式完成全部设计井段压裂施工，无丢段弃段，井筒完整性良好。

H*-1井改造水平段长1 164 m，共计压裂13段，总体单段射孔簇数11簇。全井段施工排量基本达到16 m3/min，全井加入支撑剂2 713 t(陶粒占比25.2%)，入井液体总计25 879 m3(低黏滑溜水占比93%)，平均单段压裂段长89.5 m，平均单段加砂量208 t，平均单段压裂液量1 990 m3，平均加砂改造强度2.3 t/m，平均液量改造强度22.2 m3/m。

H*-2井改造水平段长1 132 m，共计压裂19段，总体单段射孔簇数8簇。全井段施工排量基本达到16 m3/min，全井加入支撑剂2 748 t(陶粒占比30.7%)，入井液体总计30 096 m3(低黏滑溜水占比92%)，平均单段压裂段长59.5 m，平均单段加砂量144 t，平均单段压裂液量1 584 m3，平均加砂改造强度2.42 t/m，平均液量改造强度26.6 m3/m。

H*-3井改造水平段长1 272 m，共计压裂17段，总体单段射孔簇数8簇。全井段施工排量基本达到16 m3/min(有2段排量12～14 m3/min)，全井加入支撑剂2 567 t(陶粒占比27.9%)，入井液体总计27 979 m3(低黏滑溜水占比91%)，平均单段压裂段长74.8 m，平均单段加砂量151 t，平均单段压裂液量1 645 m3，平均加砂改造强度2.1 t/m，平均液量改造强度22 m3/m。

H*-4井改造水平段长1 242 m，共计压裂13段，总体单段射孔簇数11簇。全井段施工排量基本达到16 m3/min(有6段排量8～15 m3/min)，全井加入支撑剂2 119 t(陶粒占比23.6%)，入井液体总计25 162 m3(低黏滑溜水占比87.7%)，平均单段压裂段长95.5 m，平均单段加砂量163 t，平均单段压裂液量1 935 m3，平均加砂改造强度1.7 t/m，平均液量改造强度20.2 m3/m。平台各井详细情况汇总参见表2。

根H平台各井施工规模、液规模以及加砂强度分析，规模更大以及加砂强度越高，改造体积更大，越能取得更好的改造效果。但水平井段穿过微断裂的H*-4井施工表现为压力最高(图13)，加砂难度大，加砂强度最低，影响了改造效果。

表2 H平台单井压裂施工参数汇总表Table 2 Summary of fracturing operation parameters for single well of platform H

图13 H平台各井部分压裂施工参数对比Fig.13 Comparison of fracturing construction parameters of each well of platform H

4 结 论

1) 根据构造形迹、断裂组合特征，结合蚂蚁体、曲率体等属性识别刻画，可有效识别长宁页岩气田微断裂，并总结了微断裂的分类原则及识别方法。

2) 长宁页岩气田微断裂主要为北东向，其次为北西向，与I级断层～IV级断层方位基本一致。

3) 微断裂给页岩气钻井、压裂都带来负作用的几率较大，需做好钻前预警、轨迹优化、压裂方案设计及钻井、压裂过程的复杂处理预案。