松辽盆地徐深气田D区块营城组火山岩构造裂缝与地应力特征

屈 洋

中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

0 引言

火山岩储层作为油气勘探开发的新领域，具有较好的油气储量前景和较大的开发潜力。全世界火山岩气藏30个左右，开发较成功的是日本长岗气田。我国火山岩气藏资源丰富，勘探开发前景广阔，随着天然气业务快速发展，火山岩气藏逐渐投入开发，已取得一定进展，如大港枣北地区白垩系下统沙三段玄武岩油气藏，胜利大王地区的大72井沙三段安山岩油气藏等[1-2]。徐家围子断陷是松辽盆地北部深层天然气勘探的主要地区[3]，天然气主要分布在营城组火山岩储层之中，但由于火山岩储层的低孔低渗、物性差、非均质性强等特点，单井自然产能低，绝大部分需要人工压裂才能获得高产气流[4]。裂缝的形成机理和延伸方向均受现今地应力场控制，而对地应力的认识在深层致密气勘探及水平井设计上越发重要，鉴于徐家围子断陷现今地应力的研究工作较少，急需开展火山岩裂缝与地应力相关研究，为徐深气田的井网部署、开发调整、优化压裂设计等提供重要依据。

为此，笔者通过岩心描述、黏滞剩磁定向综合描述等方法研究松辽盆地北部徐深气田D区块营城组火山岩天然裂缝的发育特征，应用电阻率成像测井、横波各向异性测井方法解释了该区最大水平主应力方向，采用Newberry模型计算研究区的最小主应力，基于双井径分析计算最大主应力，明确该区水平井部署的轨迹方向。

1 构造背景

徐家围子断陷为松辽盆地北部晚侏罗世—早白垩世伸展作用形成的半地堑式构造，近南北向展布，南北向长95 km，中部最宽处60 km，面积5 350 km2，基底埋深1800～8 800 m。该断陷为侏罗纪以来受徐西断裂控制发育起来的近南东—北西向展布的箕状断陷，断陷中部发育的徐中断裂带又进一步切割为次级断阶带，可划分为徐西凹陷、徐东凹陷、宋站低隆起、丰乐低隆起等多个构造单元[5]（图1）。

徐深气田D区块于徐家围子断陷中部，为一个受徐中断裂控制的NNW向延伸的构造带，整体表现为北高南低、中部高东西两侧低的鼻状构造（图2）。断裂和裂缝系统是控制徐家围子断陷营城组天然气藏分布的重要因素之一[6-7]，受火山活动与构造运动双重影响，徐深气田D区块的断裂和裂缝的发育具有多期次、多方向、多组系特点，主要形成于早白垩世构造伸展期和晚白垩世构造反转期。在晚侏罗世—早白垩世时期，松辽盆地受东西向张扭应力作用，营城组火山岩成岩后在拉伸破裂机制下随着主断裂伴生南北向裂缝。晚白垩世应力作用逐渐转变为压扭性质，构造作用最强，对该区裂缝的形成起主导作用。

图1 徐家围子构造单元划分图

2 构造裂缝特征

图2 徐深D区块营城组火山岩顶面构造图

地应力对储层的影响有两方面：①地应力增大使得构造压实作用及成岩作用加强，导致储集层孔隙度、渗透率降低；②地应力挤压作用使得地层易形成构造裂缝[8-9]。构造裂缝是指岩石在构造应力作用下产生的裂缝，是地应力达到破裂条件时产生的永久变形[10]。徐深气田营城组火山岩储层在地史发展过程中经历了多次构造运动，形成的构造裂缝与次生孔隙组合构成了储层的重要储集空间[11-12]。徐深气田D区块营城组火山岩岩性以流纹岩、凝灰岩、火山角砾岩、安山岩为主，发育多种裂缝，包括构造缝、成岩缝、风化缝、溶蚀缝等，其中构造裂缝广泛发育，从宏观岩心和微观薄片上均可见到（图3），经统计12口井170.43 m岩心977条裂缝中，构造缝有767条，占统计的78.5%，平均线密度5.73条/m，平均面密度5.10 m/m2，缝宽介于0.001～2.8 mm，平均0.117 mm，主要发育在流纹岩、熔结凝灰岩和晶屑凝灰岩中。裂缝中开启缝的平均线密度为3.60条/m，平均面密度3.43 m/m2（表1）。火山岩裂缝多呈充填或半充填，充填物以方解石、硅质及泥质为主。裂缝充填后会大大减小储集层渗透率和孔隙度，对油气渗滤起阻碍作用，且不利于储集层油气运移，而开启缝既可以作为油气运动的快速通道，在一定程度上也可以作为储集空间。

图3 徐深气田营城组D区块岩心构造裂缝和薄片构造裂缝展示图

表1 徐深气田D区块营城组火成岩裂缝参数统计表

营城组火山岩形成后受不同级别和期次的构造应力作用叠加改造，使构造缝的表现形式较为复杂[13]。按裂缝尺度规模划分，构造缝中大缝较少，宽度0.1～10 mm的中缝及小缝约占裂缝统计的78.5%，宽度小于0.1 mm的微缝在岩心不好观测，但在镜下非常发育，这些微缝构成本区油气流动、运移的主要通道。按裂缝倾角划分，构造缝多为高角度缝（45°～75°）和低角度缝（15°～45°），占统计69.5%，这与区域构造应力作用有密切关系。按力学性质划分，构造缝主要为有张性缝、压扭性缝及剪性缝，根据共轭剪切裂缝分期配套显示，裂缝可划分为3期：早期为近SN向和NNW—SSE向，中期为NW—SE向，晚期为近EW向。

裂缝方位是评价各裂缝组系有效性的重要参数。它与油藏合理开发井网的部署密切相关。目前可用来直接或间接进行裂缝定向的方法较多，其中黏滞剩磁岩心定向是最直接最有效的一种方法，即通过热退磁或交变退磁处理，将分离出的黏滞剩磁分量校正至现今地磁场方向，即对岩心及其裂缝进行归位定向[14-15]。对区内132块火山岩岩样进行了黏滞剩磁岩定向研究，描述了378条裂缝产状，制作了12口井的裂缝走向玫瑰图，结果表明：天然裂缝的优势方向为北西向和北东向共轭发育，近南北向上裂缝也有一定分布，裂缝方位与断层走向具有较好的一致性，说明裂缝和断层形成于相同的古应力场环境，但局部地区也有差异性，如在断裂稀疏带处裂缝方位与就近断层走向一致，断裂密集带附近裂缝方位相对较为复杂，主要是由于地层局部应力环境复杂造成了裂缝走向规律性不明显（图4）。

3 地应力分布特征

目前确定地层应力的常用方法有3类：岩心室内实验、测井资料计算及有限元数值模拟[16]。其中，利用测井资料可方便迅速得到沿深度连续分布的地层应力剖面，而且其成本低廉 、简便实用、资料容易获取而应用广泛[17-18]。

图4 营城组单井裂缝走向与断层叠合图玫瑰图

3.1 地应力方向

应用电阻率成像测井、横波各向异性测井方法解释了徐深气田D区块营城组16口单井地应力方向，结果表明该区最大水平主应力方向为近东西向，局部存一定差异，如A6-108井附近最大水平主应力方向为北西西向（图5）。

图5 营城组单井最大水平主应力方向与断层叠合图

3.2 地应力大小

徐家围子断陷的测井资料较丰富，地应力大小的计算可以从测井资料入手。鉴于徐家围子断陷营城组火山岩储层以低孔、低渗为主，且微裂缝发育，可应用Newberry模型来计算该区的最小水平主应力，再根据井眼的坍塌形状（深度、宽度）与地应力的关系估算出最大水平主应力[19-20]。如双井径模型来计算表征水平地应力非均质性的应力非平衡系数，即

式中σH、σh分别表示水平最大主应力和水平最小主应力，MPa；Dmin、Dmax分别表示双井径的最大值和最小值，cm；E、Ema分别表示杨氏模量和岩石骨架杨氏模量，MPa；K表示刻度系数，取值1～3。

计算徐家围子断陷水平主应力的计算模型如下：

式中pp表示孔隙压力，MPa；p0表示上覆岩层压力，MPa；μ表示泊松比；α表示比奥特数；λ表示应力非平衡系数；

应用徐家围子断陷营城组37口井的纵横波测井资料，结合体积密度测井资料可得到弹性模量、泊松比等岩石动态弹性参数。计算结果表明徐深气田D区块营城组的杨氏模量值较高，介于60.0～63.0 GPa，泊松比介于0.22～0.23。采用Newberry 模型计算徐家围子断陷水平最小主应力，在计算最小水平主应力的基础上，研究井眼的实际坍塌形状与地应力的关系可以估算最大水平主应力。计算的最大水平主应力介于86.0～91.0 MPa，最小主应力值介于69.0～75.0 MPa。徐深气田D区块营城组地应力在工区南部最大主应力值和最小主应力值均较大，向北部逐渐变小（图6、图7）。

图6 营城组最大水平主应力等值线图

4 地应力、裂缝发育与水平井轨迹优化设计

图7 营城组最小水平主应力等值线图

徐深气田D区块营城组火山岩储层物性差，非均质性强，且单井自然产能低，属于致密气范畴。实施水平井开发并配给大规模缝网压裂改造，可使人工裂缝与天然裂缝有效的沟通，大大改善储层渗流条件，进一步提高单井产量和储量动用程度。因此，水平井轨迹延伸方向优化设计中应垂直于水平最大主应力方向，即以SN向为主，井网部署过程中应适当增加WE向井距以扩大井网控制范围。在储层压裂改造过程中施工压裂应大于水平主应力86.0 MPa，工区南部应适当增加施工压力，以达到破裂造缝的目的。油气勘探开发过程中不仅需要宏观区域地应力场，也需要局部微观地应力场，且地层的裂缝及地应力展布也是随着油气田开发不断变化的，还应加强不同组系裂缝渗流响应及流固耦合等方面研究，为寻找剩余油气、开发调整等进一步提供依据。

5 结论

1）徐深气田D区块营城组天然裂缝主要为构造缝，裂缝方向为北西向和北东向共轭发育，断层稀疏带处裂缝走向与附近断层走向基本一致，断层密集带及交汇部位裂缝走向比较复杂。裂缝发育区多受构造控制，主要集中在工区构造左侧的斜坡带及断裂附近。

2）徐深气田D区块营城组火山岩裂缝走向受地应力控制，区块内最大水平主应力为86.0～91.0 MPa，最小主应力为69 .0～75.0 MPa，且二者的平面分布具有一定的相似性。

3）根据研究成果，该区水平井部署轨迹方向应为SN方向，井网部署过程中应适当增加WE方向井距以扩大井网控制范围，在储层压裂改造过程中施工压裂应大于86.0 MPa，以达到破裂造缝的目的。