超深层走滑断裂带应力场模拟及其开发意义:以顺北5号断裂带南段为例

鲍典, 曹飞*, 张娟, 王时林, 喻宸, 卢志强

(1.中石化西北油田分公司勘探开发研究院, 乌鲁木齐 830011; 2.西南石油大学地球科学与技术学院, 成都 630500; 3.中国石化石油勘探开发研究院, 北京 102200)

地应力分析贯穿于油气运移、成藏的整个过程,同时对水平井轨布置及开发方式都具有重要的指示意义[1]。常规油气藏运移中,应力场作为油气驱动的主要动力之一[2],应力场与断裂对应关系是进行盖层断层封闭性评价的重要指标[3-4],层内裂缝的发育是储层渗透率增加的重要因素[5]。构造运动中天然裂缝通常沿着最大水平主应力方向雁行排列,并沿最小水平主应力方向张开[6-7],对裂缝性储层而言,通常采用大斜度井及水平井进行开发,井位钻进方向力求以与最大水平主应力垂直时可以钻遇更多的天然裂缝,增加钻进效果。地应力场的大小及平面分布成为油气勘探的重要环节,有限元模拟由于其运用简便及可操作性强的特点,在地质研究过程中应用愈加广泛[8]。

顺北地区是塔里木盆地重要的油气产区[9-10],奥陶系一间房组碳酸盐岩作为主要油气储集岩类,储层具有超大埋深、超高压力及超高温度的“三超高”特点[11-12]。前人针对顺北地区油气运移成藏及储层做过大量研究。云露[13]认为顺北地区奥陶系碳酸盐岩储层成藏条件优越;王昱翔等[14]认为顺北地区存在加里东晚期和海西晚期-印支期两期油气充注;张煜等[15]研究认为一间房组碳酸盐断溶体储层非均质强,多期断层破碎带对优质储层及油气的分布具有控制作用;顺北地区深层走滑断裂对油气藏的形成具有控制作用[16],走滑断裂不同段在活动方式及控藏等方面存在明显的差异,具有“一段一油藏”特点[17];吴鲜等[18]通过对顺北地区奥陶系油气运移研究认为地温场对烃源岩热演化控制是造成油气藏分异的重要原因。主要储集空间为溶蚀孔洞,溶蚀孔洞的发育受断层展布的直接控制,为典型“断溶体”储层[19],断裂带控制下发育多个亿吨级油气区,其中顺北44X井突破标志着顺北4号断裂带控制下的新的亿吨级油气区,为塔里木盆地新的勘探热点地区。

前期针对地应力研究主要针对压裂开发方式及井壁稳定性,而针对应力场平面分布模拟、与有气运移关系及钻井井轨布置等方面的研究略显匮乏。现以顺北5号断裂南段为研究对象,在现今地应力分析的基础上,利用ANSYS有限元模拟软件对现今地应力场进行预测,分析应力场大小及平面方向,为寻找顺北地区及其他深层碳酸盐岩断溶体储层油气运移规律及有利聚集区,针对不同类型储层水平井井轨迹布置方案,以期为顺北地区下阶段油气井轨部署及油气的高效开发提供一定的理论指导。

1 区域地质概况

塔里木盆地夹持于天山与昆仑山褶皱之间,是中国内陆最大的叠加复合型含油气盆地[20-21],顺北地区位于塔里木盆地中北部地区,区域构造背景与塔里木盆地具有一致性[22-23]。奥陶系一间房组与上覆吐木休克组红色灰岩及下伏鹰山组均呈整合接触[24]。一间房组主要为开阔台地相沉积,包括台内滩及滩间海两个亚相[25],以发育浅灰色灰岩为主,同时发育砾屑灰岩、砂屑灰岩及含生物灰岩,其中碎屑颗粒主要为生物碎屑及砂屑,发育少量藻粘结灰岩,生物碎屑类型多样,主要包括棘皮类、藻类、腕足类、三叶虫、苔藓虫及介形虫等[26-27],一间房组地层埋深普遍在7 200 m以下,地层厚度介于168 ～220 m,平均厚度为197 m。储集空间主要为溶蚀孔-缝,在断裂叠置区缝洞体集中发育,为典型的“断控储集体”[28-29]。

顺北5号断裂位于顺托果勒低隆的东部与阿瓦提凹陷的结合部位[30],整体呈南北向展布,具有明显的走滑性质,断裂向北至塔北隆起轮台断裂,向南至塔中隆起吐木休克断裂(图1)。根据走向差异,可以将顺北5号断裂分为北段(NW20°)、中段(NE10°)及南段(NE20°)。

2 断裂特征

2.1 顺北5号断裂南段特征

2.2 顺北5号断裂带演化模式

顺北5号断裂带存在左行走滑及右行走滑断裂体系两类解释模式,进一步细分为“菱形”破碎模式、羽状破碎模式、马尾破碎模式。结合主走滑断裂分布及小型走滑断层的平面组合特点,走滑断裂的解释模式分别为:线性走滑断层呈“X”形交错展布,断层简单,为处于破裂快速增加早期走滑断裂阶段,平面上发育雁列式展布的里德尔剪裂走滑断裂[图3(a)];雁列式断裂带发育羽状及雁列状断层,形成大型拉分地堑、马尾断裂带,北东向走滑断裂多发育马尾破碎带或羽状断裂,建立为处于最为破碎且压剪裂走滑断裂发育趋于成熟后期阶段的解释模式[图3(b)、图3(c)]。

图1 顺北地区构造及断裂特征Fig.1 Structure and fault characteristics of Shunbei area

根据上述断裂带解释模式理论,分析结果显示顺北5号断裂带走滑断裂具有早期右旋走滑、晚期左旋走滑的运动特点,在线性走滑位移带,包括左行左阶及左行右阶两种走滑模式,控制断裂带线性构造发育;顺北5号断裂主要为马尾状或羽状断裂发育区与线性走滑叠加的断裂解释模式,其中线性位移带至马尾状或羽状断裂发育区的破裂范围也随之增加,张性应力区的破裂范围大于压扭应力区(图3)。

3 现今地应力

3.1 现今地应力大小

深部岩体现今地应力大小可以通过水力压裂及岩石声发射实验获取。基于岩石应力-应变原则,水压致裂过程中裂缝总是沿着最小主应力张开,因此,压裂缝闭合压力即为最小主应力[31],声发射实验利用岩石声应力记忆性进行,由于一间房组埋深大,采用水力压裂的方式求取地应力成本过高,而岩石声发射实验法由于操作简便、可操作性强及成本低的特点,在地应力求取中的应用广泛,本次研究过程中采用声发射实验求取地应力大小。

采用RTR-1000型岩石三轴力学实验仪进行岩石声发射实验,采用SWAES声发射仪数据采集卡进行声发射信号记录。实验前,垂直于全直径岩心钻取小岩心,尺寸为25 mm×50 mm,利用磨光机对小岩心的上下端口磨平处理。分别对四口井岩心声发射实验数据统计,明确垂向应力(δv)、水平最大主应力(δH)、水平最小主应力(δh)大小,其中顺北501井垂向应力(δv)为189.91 MPa,水平最大主应力(δH)为191.52 MPa,水平最小主应力(δh)为141.25 MPa;顺北5-1X井垂向应力(δv)为191 MPa,水平最大主应力(δH)为175 MPa,水平最小主应力(δh)为140 MPa;顺北51X井垂向应力(δv)为186 MPa,水平最大主应力(δH)为170 MPa,水平最小主应力(δh)为142 MPa;顺北评2H井三组样品垂向应力(δv)平均值为182.4 MPa,δH平均值为174.6 MPa,δh平均值为133.2 MPa。

a～h表示断裂南段由北至南地震解释剖面图2 顺北5号断裂带南段典型剖面断层解释成果Fig.2 Fault interpretation results of typical profiles in the southern segment of the Shunbei No. 5 fault zone

图3 顺北5号断裂带走滑断裂带两类三种解释模式Fig.3 Two types of three interpretation modes for the strike-slip fault zone of the Shunbei No. 5 fault zone

3.2 现今地应力方向

现今地应力方位对于井筒稳定性、水平井钻进方位等都具有重要作用。在进行地应力分布模拟中,地应力方向的确定是模型应力边界及加载方式确定的重要依据。地应力方向可以通过钻井过程中形成的诱导缝、井壁崩落等进行确定,钻井诱导缝通常指示最大水平主应力方向,井壁崩落与最小水平主应力方向一致。

结合不同单井成像测井解释成果,蓬1井及顺北5-5H井的井壁崩落及钻井诱导缝发育明显(图4),通过对不同深度段井壁崩落及钻井诱导缝方位统计结果,顺北蓬1井及顺北5-5H井地应力方位北东-南西向(45°±5°),顺北7井最大水平主应力方向为北东-南西向(25°±5°),结合钻井位置及多井地应力方位统计结果,确定研究区地应力方位主要为NE47.5°(图4)。

4 有限元应力场模拟

有限元模拟是常用的应力场平面分布预测方法,在地质理论研究及实验测试数据的基础上,采用镶嵌基础算法的大型有限元模拟软件获取地应力平面分布的同时可以提高模拟精度。本次研究采用ANSYS数值模拟软件进行,主要步骤包括确定模拟范围、模型建立、单元划分、力学参数赋值、确定模型边界类型、应力加载及分析等步骤,计算流程如图5所示。

图4 成像测井钻井诱导缝及井壁崩落Fig.4 Imaging logging induced fracture and wall collapse

图5 构造应力场数值模拟流程Fig.5 Numerical simulation flow of the tectonic stress field

4.1 地质模型的建立

地质模型为反映地质体所经历的各种地质过程的准确认识而产生的理想模型。地质模型的建立需要充分考虑多期构造运动中形成的褶皱、断层及岩性的差异,实际建模过程中需要进行相应的合并处理,以实现不同构造部位应力场方向、大小等的历史变化特征。

建模过程中首先根据顺北地区5号断裂带构造形态设置关键点的坐标,在划分不同岩性介质的基础上,根据构造部位差异划分不同的构造区域。本次分析认为构造位置、岩性是控制断裂发育的重要因素,因此,对模型不同位置的单元材料主要结合构造位置、岩性分布来综合确定,对断裂的不同部位赋予相应的材料值,其他不同岩性及构造部位根据其具体特征赋予对应的力学参数。

顺北地区构造以断裂发育为主,本次研究过程中地质结构模型主要分为断裂带及非断裂带两大区域。针对岩性差异,在一间房组区域岩性平面分布基础上,对不同岩性单元给予合理的岩石力学参数。根据沉积相及岩性分析结果,一间房组以灰坪沉积为主。因此,本次模拟分析结果中,岩石的物理力学参数主要考虑灰坪沉积所对应的岩性。

基于上述构造及岩性分析结果,抽象出顺北地区5号断裂带南段地质结构模型如图6所示。

在抽象出顺北5号断裂的地质结构模型之后,在ANSYS软件中采用八节点四边形单元分割模型区域,采用六结点三边形单元对不能完全采用八阶段四面体分割的区域进行分割,以实现对整体区域的分割划分,在完成区域模型的离散化之后,顺北5号断裂带南段计算模型的单元数为9 304、结点数为27 899[图7(a)]。

4.2 边界及应力加载方式

边界条件的确定需结合区域构造演化,在明确构造期次及演化阶段的前提下确定构造应力的大小及方向。结合区域地质及构造演化,顺北地区主要受塔北和塔中两大变形体系控制,区域应力方向主要为北西向。模拟过程中对模型施加北东方向的应力,同时,为了防止应力施加过程中地质结构模型的形变,分别对模型北西、北东及南东三个方向进行单向约束(图6)。施加单向应力的大小参考岩石力学实验过程中获取的最大水平主应力。

根据顺北地区SBH501井、SHB5-1X井、SBH51X井及SHPB2H等四口井岩心样品Kaiser效应声发射应力分析结果,一间房组垂向应力(δv)、水平最大主应力(δH)、水平最小主应力(δh)大小分别为187、177及139 MPa(表1)。

图6 应力场模拟边界条件Fig.6 Structural stress field simulated boundary conditions

表1 模型应力大小分布表Table 1 Model stress size distribution table

4.3 力学模型及参数设置

对不同构造区岩体力学参数的合理赋值是模型计算成功的关键步骤,决定了整个模型的成败。主要的岩石力学参数包括岩石弹性模量、泊松比、内聚力、内摩擦角、岩体抗拉强度等。本次研究中通过对SHB501井及SHBP2H井15块一间房组共样品进行单轴及三轴抗压强度实验,实验过程中分别设置围压为30 MPa及60 MPa,分析结果见表2。

表2 岩心岩石力学参数Table 2 Rock mechanics parameters of core

岩石力学结果显示SHB501井一间房组单轴抗压强度介于70.16～75.74 MPa,平均72.67 MPa;杨氏弹性模量介于36 832～43 432 MPa,平均39 314 MPa;泊松比介于0.204～0.252,平均为0.227。当围压条件为30 MPa时,岩样抗压强度介于249.73～279.06 MPa,平均为267.76 MPa,杨氏模量介于2 631～56 857 MPa,平均49 744 MPa,泊松比介于0.235～0.314,平均0.275。60 MPa围压下,岩样抗压强度310.2 MPa,杨氏模量为608 91 MPa,泊松比0.338,岩样的内聚力17.6 MPa,内摩擦角为41.6°。SHBP2H井:岩样单轴抗压强度介于53.57～87.74 MPa,平均81.31MPa;杨氏模量介于35 950～46 063 MPa,平均42 153 MPa;泊松比0.214～0.245,平均0.223。60 MPa围压下,岩样抗压强度介于278.5～373.61 MPa,杨氏模量介于54 426～68 840 MPa,泊松比介于0.289～0.329,岩样的内聚力20.6 MPa,内摩擦角40.93°。

根据实验测试结果,单轴条件与不同围压下岩石力学参数存在明显差异。随着围压增大,岩石抗压强度、弹性模量与泊松比基本呈增大趋势。

根据前期研究结果,一间房组以灰坪相沉积为主,平面差异小。因此,在模型材料参数赋值过程中主要考虑断裂发育的影响。选取SHB501井和SHBP2H井在60 MPa围压条件下所测实验结果作为岩石力学参数开展有限元模拟。

结合取样井所处构造位置差异,SHB501井位于断裂带内,SHBP2H井远离断裂带,处于非断裂发育区,因此,在对模型不同构造区进行的力学参数赋值过程中,断裂带内岩石力学参数参考SHB501井实验结果,非断裂带内岩石力学参数参考SHBP2H井(表3)。

表3 不同单元类型岩石力学参数Table 3 Rock mechanical parameters of different element types

4.4 应力场平面分布及验证

通过上述地质模型离散化、应力加载、边界条件确定,结合地应力及力学参数测试结果,对模型断层所处区域材料采用非连续介质力学模型处理,建立研究区地应力场有限元分析力学模型[图7(a)]。

在模拟计算过程中,以单井地应力方向作为控制及参照,对5号断裂带南段进行有限元数值模拟分析,得到不同构造单元地应力方向分布图[图7(b)]。顺北5号断裂带南段现今构造应力场整体呈北东向,局部地区应力场发生明显偏转,地应力方向为近东西向及北北东向,结合前文顺北蓬1井、顺北5-5H井及顺北55X井单井地应力方位分析,本次模拟结果地应力方向与井周实测地应力方位一致。局部构造位置地应力方向偏转在10°左右,其中断裂带及周围地应力方向变化加快,断裂带内部地应力方向没有明显变化规律,分析是由于断裂带内部岩石破碎严重,应力场得以释放,加大了应力场参数的求取难度,加大了模拟结果与实际应力场方向误差。

5 有利区带及井轨优化指示

5.1 地应力对有利区带的指示

地应力作为油气运移的重要驱动力,平面上在烃源及储集条件优越的情况下,由于地应力差异,油气总是趋向于从“高流体势区”向“低流体势区”运移,流体势大小与储层孔隙流体压力直接相关,从应力场角度分析,自不考虑上覆地层自重的情况下,储层孔隙流体压力大小受地层平均地应力大小直接控制,因此,通常情况下,地应力值较大的地区对应了储层“高流体势区”。

在储层疏导系统良好的情况下,储层流体势大小决定储层内油气运移强度,单位体质量流体势(Φ)计算公式为

(1)

式(1)中:g为重力加速度,取9.18 m/s2;h为相对基准面的高度,m;ρ为流体的密度,kg/m3;p为流体所受外界压力或孔隙压力,Pa;v为流体的流速,m/s。

从地应力驱动油气运移的理论出发,孔隙压力主要受平均应力σ0的控制,采用三维地应力有限元模拟可以得到任意空间点的平均应力,同时,储层内油气的横纵向运移速度均较小,因此,对流体势而言,其大小主要与孔隙压力相关,当油气流速极缓时,流体势的计算公式为

(2)

根据有限元地应力模拟平面分布,得到顺北5号断裂带南段地应力云图[图7(c)],根据前文分析结果,油气运移势的分布与地应力分布具有一致性,断裂带发育区域及影响范围内表现应力值较低,为低流体势区,在烃源及储集条件相似情况下,这些低势区是油气运移聚集的有利区域。结合顺北地区现有油气井测试及分析结果,分布于断裂带的单井的油气显示良好,单井产能高。对比分析研究区一间房组断层平面分布及断层纵向切穿层位,5号断裂带南部西北部及南部发育多条断裂,其中南部断层向下切穿层位更古老,向上与晚期断层相互切割,三维分布的断裂组成良好的疏导体系,同时,多断层发育形成低流体势区域,一间房组具有良好的封盖系统,是油气的有利聚集区,将会是下一阶段油气勘探与开发的有利区域[图7(c)]。

5.2 井轨迹优化

天然裂缝性油气藏开发过程中油气的渗流主要依赖储层基质渗透率。因此,大斜度井及水平井钻进过程中,井筒力求与储层高渗透性方向垂直,有利于油气向井眼渗流,加大油气产能。5号断裂带南段发育三类油气藏,分别为天然裂缝性油藏、基质低渗透性薄储层油藏及基质低渗透性厚储层油气藏,不同油藏类型由于地应力的影响,在井眼轨迹选择上存在一定的差异。

对于天然裂缝性油藏而言,断裂的发育造成储层沿断层发育分布,同时储层孔渗性较高,这类储层通常采用大斜度井及水平井进行开发,钻井轨迹力求钻遇更多开启的裂缝,储层裂缝面沿着最大水平主应力方向雁行排列,且裂缝面沿最小水平主应力方向张开的。当大斜度井或水平井的钻井方位平行于最小水平主应力方向时,井筒方位将横穿和钻割了这些雁行排列的张开的天然裂缝面。这种水平井就将得到最大的排油面积和产量。因此,对于天然裂缝性油藏,水平井的钻井方位力求与最小主应力方向平行。

基质低渗透性薄储层油藏的采用水力压裂方式进行开发,压裂过程中形成复杂的裂缝网络有助于油气的聚集,岩石力学实验显示一间房组垂向地应力较大,水力压裂过程中,裂缝网络主要为垂直裂缝,井筒与储层接触的长度增大促使产能增加;压裂可以产生多条垂直于水平井筒的正交裂缝,多条裂缝增加和扩大了储层的排油面积。结合实际钻井分析,SBH55X井钻遇储层分析,该井储层规模有限,具有低渗透性薄储层油藏特征。SHB55X(原)的闭合方位为NE-SW向,储层含气1层共0.64 m,弱含气6层共10.43 m,荧光1层共0.08 m,共8层共11.5 m,整体储层欠发育,SHB55X(侧)的闭合方位为北西-南东向,储层弱含气11层共23.5 m,油迹1层共1.9 m,荧光1层共0.81 m,共13层共26.21 m,整体储层欠发育,尽管SHB55X(原)与SHB55X(侧)两井储层均欠发育,但近平行于最小主应力方向钻进的顺北55X(侧)较垂直于最小主应力方向钻进的顺北55X(原)储层更发育。因此,对于该类储层上水平井及大斜度井的钻井方位力求与最小水平主应力平行,以在压裂开发中裂缝沟通更多的含油面积,获得高产能。

基质低渗透性厚储层油气藏储层采用水力压裂开发,大斜度井及水平井的钻井方位平行最大水平主应力方向时,压裂形成的裂缝平行于井筒方向的纵向裂缝,这些压裂缝扩大了储层排油面积,从而提高了水平井的产量。以SHB53-1H井与SHB57X井为例子进行说明,两口井一间房组储层均具有缝洞发育且连通性好的特征,其中SHB53-1H井闭合方为73.32°,发育含气层1层共15m,弱含气层2层共6 m,Ⅰ类储层1层共3 m,Ⅱ类储层4层共36.5 m,Ⅲ类储层12层共95.5 m,SHB57X井闭合方为80.34°,弱含气4层共7 m,Ⅱ类储层2层共2 m层,Ⅲ类储层4层共148 m。SHB53-1H井与SHB57X井闭合方位均为北东东向,与轨迹最优方案大致相同。

6 结论

(1)顺北5号断裂南段一间房组地应力分布具有较强的非均质性,受控于断裂规模与方位,最大水平主应力方向为北东-南西向为主,断裂带周围地应力方向变化明显,断层附近最大主应力方向趋向于与断层方向平行。

(2)地应力分布与流体势分布具有一致性,断裂带发育分布区对应低流体势分布区,为有利的油气聚集带。井轨优化方位根据储层的差异而变化,天然裂缝性储层、高渗透性储层及基质低渗透性薄储层油气藏水平井的钻井方位应平行于最小主应力方位,基质低渗透性厚储层水平井的钻井方位应与最大主应力方向平行。