超深層走滑斷裂帶應力場模擬及其開發意義:以順北5號斷裂帶南段為例

鮑典, 曹飛*, 張娟, 王時林, 喻宸, 盧志強

(1.中石化西北油田分公司勘探開發研究院, 烏魯木齊 830011; 2.西南石油大學地球科學與技術學院, 成都 630500; 3.中國石化石油勘探開發研究院, 北京 102200)

地應力分析貫穿于油氣運移、成藏的整個過程,同時對水平井軌布置及開發方式都具有重要的指示意義[1]。常規油氣藏運移中,應力場作為油氣驅動的主要動力之一[2],應力場與斷裂對應關系是進行蓋層斷層封閉性評價的重要指標[3-4],層內裂縫的發育是儲層滲透率增加的重要因素[5]。構造運動中天然裂縫通常沿著最大水平主應力方向雁行排列,并沿最小水平主應力方向張開[6-7],對裂縫性儲層而言,通常采用大斜度井及水平井進行開發,井位鉆進方向力求以與最大水平主應力垂直時可以鉆遇更多的天然裂縫,增加鉆進效果。地應力場的大小及平面分布成為油氣勘探的重要環節,有限元模擬由于其運用簡便及可操作性強的特點,在地質研究過程中應用愈加廣泛[8]。

順北地區是塔里木盆地重要的油氣產區[9-10],奧陶系一間房組碳酸鹽巖作為主要油氣儲集巖類,儲層具有超大埋深、超高壓力及超高溫度的“三超高”特點[11-12]。前人針對順北地區油氣運移成藏及儲層做過大量研究。云露[13]認為順北地區奧陶系碳酸鹽巖儲層成藏條件優越;王昱翔等[14]認為順北地區存在加里東晚期和海西晚期-印支期兩期油氣充注;張煜等[15]研究認為一間房組碳酸鹽斷溶體儲層非均質強,多期斷層破碎帶對優質儲層及油氣的分布具有控制作用;順北地區深層走滑斷裂對油氣藏的形成具有控制作用[16],走滑斷裂不同段在活動方式及控藏等方面存在明顯的差異,具有“一段一油藏”特點[17];吳鮮等[18]通過對順北地區奧陶系油氣運移研究認為地溫場對烴源巖熱演化控制是造成油氣藏分異的重要原因。主要儲集空間為溶蝕孔洞,溶蝕孔洞的發育受斷層展布的直接控制,為典型“斷溶體”儲層[19],斷裂帶控制下發育多個億噸級油氣區,其中順北44X井突破標志著順北4號斷裂帶控制下的新的億噸級油氣區,為塔里木盆地新的勘探熱點地區。

前期針對地應力研究主要針對壓裂開發方式及井壁穩定性,而針對應力場平面分布模擬、與有氣運移關系及鉆井井軌布置等方面的研究略顯匱乏。現以順北5號斷裂南段為研究對象,在現今地應力分析的基礎上,利用ANSYS有限元模擬軟件對現今地應力場進行預測,分析應力場大小及平面方向,為尋找順北地區及其他深層碳酸鹽巖斷溶體儲層油氣運移規律及有利聚集區,針對不同類型儲層水平井井軌跡布置方案,以期為順北地區下階段油氣井軌部署及油氣的高效開發提供一定的理論指導。

1 區域地質概況

塔里木盆地夾持于天山與昆侖山褶皺之間,是中國內陸最大的疊加復合型含油氣盆地[20-21],順北地區位于塔里木盆地中北部地區,區域構造背景與塔里木盆地具有一致性[22-23]。奧陶系一間房組與上覆吐木休克組紅色灰巖及下伏鷹山組均呈整合接觸[24]。一間房組主要為開闊臺地相沉積,包括臺內灘及灘間海兩個亞相[25],以發育淺灰色灰巖為主,同時發育礫屑灰巖、砂屑灰巖及含生物灰巖,其中碎屑顆粒主要為生物碎屑及砂屑,發育少量藻粘結灰巖,生物碎屑類型多樣,主要包括棘皮類、藻類、腕足類、三葉蟲、苔蘚蟲及介形蟲等[26-27],一間房組地層埋深普遍在7 200 m以下,地層厚度介于168 ～220 m,平均厚度為197 m。儲集空間主要為溶蝕孔-縫,在斷裂疊置區縫洞體集中發育,為典型的“斷控儲集體”[28-29]。

順北5號斷裂位于順托果勒低隆的東部與阿瓦提凹陷的結合部位[30],整體呈南北向展布,具有明顯的走滑性質,斷裂向北至塔北隆起輪臺斷裂,向南至塔中隆起吐木休克斷裂(圖1)。根據走向差異,可以將順北5號斷裂分為北段(NW20°)、中段(NE10°)及南段(NE20°)。

2 斷裂特征

2.1 順北5號斷裂南段特征

2.2 順北5號斷裂帶演化模式

順北5號斷裂帶存在左行走滑及右行走滑斷裂體系兩類解釋模式,進一步細分為“菱形”破碎模式、羽狀破碎模式、馬尾破碎模式。結合主走滑斷裂分布及小型走滑斷層的平面組合特點,走滑斷裂的解釋模式分別為:線性走滑斷層呈“X”形交錯展布,斷層簡單,為處于破裂快速增加早期走滑斷裂階段,平面上發育雁列式展布的里德爾剪裂走滑斷裂[圖3(a)];雁列式斷裂帶發育羽狀及雁列狀斷層,形成大型拉分地塹、馬尾斷裂帶,北東向走滑斷裂多發育馬尾破碎帶或羽狀斷裂,建立為處于最為破碎且壓剪裂走滑斷裂發育趨于成熟后期階段的解釋模式[圖3(b)、圖3(c)]。

圖1 順北地區構造及斷裂特征Fig.1 Structure and fault characteristics of Shunbei area

根據上述斷裂帶解釋模式理論,分析結果顯示順北5號斷裂帶走滑斷裂具有早期右旋走滑、晚期左旋走滑的運動特點,在線性走滑位移帶,包括左行左階及左行右階兩種走滑模式,控制斷裂帶線性構造發育;順北5號斷裂主要為馬尾狀或羽狀斷裂發育區與線性走滑疊加的斷裂解釋模式,其中線性位移帶至馬尾狀或羽狀斷裂發育區的破裂范圍也隨之增加,張性應力區的破裂范圍大于壓扭應力區(圖3)。

3 現今地應力

3.1 現今地應力大小

深部巖體現今地應力大小可以通過水力壓裂及巖石聲發射實驗獲取。基于巖石應力-應變原則,水壓致裂過程中裂縫總是沿著最小主應力張開,因此,壓裂縫閉合壓力即為最小主應力[31],聲發射實驗利用巖石聲應力記憶性進行,由于一間房組埋深大,采用水力壓裂的方式求取地應力成本過高,而巖石聲發射實驗法由于操作簡便、可操作性強及成本低的特點,在地應力求取中的應用廣泛,本次研究過程中采用聲發射實驗求取地應力大小。

采用RTR-1000型巖石三軸力學實驗儀進行巖石聲發射實驗,采用SWAES聲發射儀數據采集卡進行聲發射信號記錄。實驗前,垂直于全直徑巖心鉆取小巖心,尺寸為25 mm×50 mm,利用磨光機對小巖心的上下端口磨平處理。分別對四口井巖心聲發射實驗數據統計,明確垂向應力(δv)、水平最大主應力(δH)、水平最小主應力(δh)大小,其中順北501井垂向應力(δv)為189.91 MPa,水平最大主應力(δH)為191.52 MPa,水平最小主應力(δh)為141.25 MPa;順北5-1X井垂向應力(δv)為191 MPa,水平最大主應力(δH)為175 MPa,水平最小主應力(δh)為140 MPa;順北51X井垂向應力(δv)為186 MPa,水平最大主應力(δH)為170 MPa,水平最小主應力(δh)為142 MPa;順北評2H井三組樣品垂向應力(δv)平均值為182.4 MPa,δH平均值為174.6 MPa,δh平均值為133.2 MPa。

a～h表示斷裂南段由北至南地震解釋剖面圖2 順北5號斷裂帶南段典型剖面斷層解釋成果Fig.2 Fault interpretation results of typical profiles in the southern segment of the Shunbei No. 5 fault zone

圖3 順北5號斷裂帶走滑斷裂帶兩類三種解釋模式Fig.3 Two types of three interpretation modes for the strike-slip fault zone of the Shunbei No. 5 fault zone

3.2 現今地應力方向

現今地應力方位對于井筒穩定性、水平井鉆進方位等都具有重要作用。在進行地應力分布模擬中,地應力方向的確定是模型應力邊界及加載方式確定的重要依據。地應力方向可以通過鉆井過程中形成的誘導縫、井壁崩落等進行確定,鉆井誘導縫通常指示最大水平主應力方向,井壁崩落與最小水平主應力方向一致。

結合不同單井成像測井解釋成果,蓬1井及順北5-5H井的井壁崩落及鉆井誘導縫發育明顯(圖4),通過對不同深度段井壁崩落及鉆井誘導縫方位統計結果,順北蓬1井及順北5-5H井地應力方位北東-南西向(45°±5°),順北7井最大水平主應力方向為北東-南西向(25°±5°),結合鉆井位置及多井地應力方位統計結果,確定研究區地應力方位主要為NE47.5°(圖4)。

4 有限元應力場模擬

有限元模擬是常用的應力場平面分布預測方法,在地質理論研究及實驗測試數據的基礎上,采用鑲嵌基礎算法的大型有限元模擬軟件獲取地應力平面分布的同時可以提高模擬精度。本次研究采用ANSYS數值模擬軟件進行,主要步驟包括確定模擬范圍、模型建立、單元劃分、力學參數賦值、確定模型邊界類型、應力加載及分析等步驟,計算流程如圖5所示。

圖4 成像測井鉆井誘導縫及井壁崩落Fig.4 Imaging logging induced fracture and wall collapse

圖5 構造應力場數值模擬流程Fig.5 Numerical simulation flow of the tectonic stress field

4.1 地質模型的建立

地質模型為反映地質體所經歷的各種地質過程的準確認識而產生的理想模型。地質模型的建立需要充分考慮多期構造運動中形成的褶皺、斷層及巖性的差異,實際建模過程中需要進行相應的合并處理,以實現不同構造部位應力場方向、大小等的歷史變化特征。

建模過程中首先根據順北地區5號斷裂帶構造形態設置關鍵點的坐標,在劃分不同巖性介質的基礎上,根據構造部位差異劃分不同的構造區域。本次分析認為構造位置、巖性是控制斷裂發育的重要因素,因此,對模型不同位置的單元材料主要結合構造位置、巖性分布來綜合確定,對斷裂的不同部位賦予相應的材料值,其他不同巖性及構造部位根據其具體特征賦予對應的力學參數。

順北地區構造以斷裂發育為主,本次研究過程中地質結構模型主要分為斷裂帶及非斷裂帶兩大區域。針對巖性差異,在一間房組區域巖性平面分布基礎上,對不同巖性單元給予合理的巖石力學參數。根據沉積相及巖性分析結果,一間房組以灰坪沉積為主。因此,本次模擬分析結果中,巖石的物理力學參數主要考慮灰坪沉積所對應的巖性。

基于上述構造及巖性分析結果,抽象出順北地區5號斷裂帶南段地質結構模型如圖6所示。

在抽象出順北5號斷裂的地質結構模型之后,在ANSYS軟件中采用八節點四邊形單元分割模型區域,采用六結點三邊形單元對不能完全采用八階段四面體分割的區域進行分割,以實現對整體區域的分割劃分,在完成區域模型的離散化之后,順北5號斷裂帶南段計算模型的單元數為9 304、結點數為27 899[圖7(a)]。

4.2 邊界及應力加載方式

邊界條件的確定需結合區域構造演化,在明確構造期次及演化階段的前提下確定構造應力的大小及方向。結合區域地質及構造演化,順北地區主要受塔北和塔中兩大變形體系控制,區域應力方向主要為北西向。模擬過程中對模型施加北東方向的應力,同時,為了防止應力施加過程中地質結構模型的形變,分別對模型北西、北東及南東三個方向進行單向約束(圖6)。施加單向應力的大小參考巖石力學實驗過程中獲取的最大水平主應力。

根據順北地區SBH501井、SHB5-1X井、SBH51X井及SHPB2H等四口井巖心樣品Kaiser效應聲發射應力分析結果,一間房組垂向應力(δv)、水平最大主應力(δH)、水平最小主應力(δh)大小分別為187、177及139 MPa(表1)。

圖6 應力場模擬邊界條件Fig.6 Structural stress field simulated boundary conditions

表1 模型應力大小分布表Table 1 Model stress size distribution table

4.3 力學模型及參數設置

對不同構造區巖體力學參數的合理賦值是模型計算成功的關鍵步驟,決定了整個模型的成敗。主要的巖石力學參數包括巖石彈性模量、泊松比、內聚力、內摩擦角、巖體抗拉強度等。本次研究中通過對SHB501井及SHBP2H井15塊一間房組共樣品進行單軸及三軸抗壓強度實驗,實驗過程中分別設置圍壓為30 MPa及60 MPa,分析結果見表2。

表2 巖心巖石力學參數Table 2 Rock mechanics parameters of core

巖石力學結果顯示SHB501井一間房組單軸抗壓強度介于70.16～75.74 MPa,平均72.67 MPa;楊氏彈性模量介于36 832～43 432 MPa,平均39 314 MPa;泊松比介于0.204～0.252,平均為0.227。當圍壓條件為30 MPa時,巖樣抗壓強度介于249.73～279.06 MPa,平均為267.76 MPa,楊氏模量介于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圍壓下,巖樣抗壓強度310.2 MPa,楊氏模量為608 91 MPa,泊松比0.338,巖樣的內聚力17.6 MPa,內摩擦角為41.6°。SHBP2H井:巖樣單軸抗壓強度介于53.57～87.74 MPa,平均81.31MPa;楊氏模量介于35 950～46 063 MPa,平均42 153 MPa;泊松比0.214～0.245,平均0.223。60 MPa圍壓下,巖樣抗壓強度介于278.5～373.61 MPa,楊氏模量介于54 426～68 840 MPa,泊松比介于0.289～0.329,巖樣的內聚力20.6 MPa,內摩擦角40.93°。

根據實驗測試結果,單軸條件與不同圍壓下巖石力學參數存在明顯差異。隨著圍壓增大,巖石抗壓強度、彈性模量與泊松比基本呈增大趨勢。

根據前期研究結果,一間房組以灰坪相沉積為主,平面差異小。因此,在模型材料參數賦值過程中主要考慮斷裂發育的影響。選取SHB501井和SHBP2H井在60 MPa圍壓條件下所測實驗結果作為巖石力學參數開展有限元模擬。

結合取樣井所處構造位置差異,SHB501井位于斷裂帶內,SHBP2H井遠離斷裂帶,處于非斷裂發育區,因此,在對模型不同構造區進行的力學參數賦值過程中,斷裂帶內巖石力學參數參考SHB501井實驗結果,非斷裂帶內巖石力學參數參考SHBP2H井(表3)。

表3 不同單元類型巖石力學參數Table 3 Rock mechanical parameters of different element types

4.4 應力場平面分布及驗證

通過上述地質模型離散化、應力加載、邊界條件確定,結合地應力及力學參數測試結果,對模型斷層所處區域材料采用非連續介質力學模型處理,建立研究區地應力場有限元分析力學模型[圖7(a)]。

在模擬計算過程中,以單井地應力方向作為控制及參照,對5號斷裂帶南段進行有限元數值模擬分析,得到不同構造單元地應力方向分布圖[圖7(b)]。順北5號斷裂帶南段現今構造應力場整體呈北東向,局部地區應力場發生明顯偏轉,地應力方向為近東西向及北北東向,結合前文順北蓬1井、順北5-5H井及順北55X井單井地應力方位分析,本次模擬結果地應力方向與井周實測地應力方位一致。局部構造位置地應力方向偏轉在10°左右,其中斷裂帶及周圍地應力方向變化加快,斷裂帶內部地應力方向沒有明顯變化規律,分析是由于斷裂帶內部巖石破碎嚴重,應力場得以釋放,加大了應力場參數的求取難度,加大了模擬結果與實際應力場方向誤差。

5 有利區帶及井軌優化指示

5.1 地應力對有利區帶的指示

地應力作為油氣運移的重要驅動力,平面上在烴源及儲集條件優越的情況下,由于地應力差異,油氣總是趨向于從“高流體勢區”向“低流體勢區”運移,流體勢大小與儲層孔隙流體壓力直接相關,從應力場角度分析,自不考慮上覆地層自重的情況下,儲層孔隙流體壓力大小受地層平均地應力大小直接控制,因此,通常情況下,地應力值較大的地區對應了儲層“高流體勢區”。

在儲層疏導系統良好的情況下,儲層流體勢大小決定儲層內油氣運移強度,單位體質量流體勢(Φ)計算公式為

(1)

式(1)中:g為重力加速度,取9.18 m/s2;h為相對基準面的高度,m;ρ為流體的密度,kg/m3;p為流體所受外界壓力或孔隙壓力,Pa;v為流體的流速,m/s。

從地應力驅動油氣運移的理論出發,孔隙壓力主要受平均應力σ0的控制,采用三維地應力有限元模擬可以得到任意空間點的平均應力,同時,儲層內油氣的橫縱向運移速度均較小,因此,對流體勢而言,其大小主要與孔隙壓力相關,當油氣流速極緩時,流體勢的計算公式為

(2)

根據有限元地應力模擬平面分布,得到順北5號斷裂帶南段地應力云圖[圖7(c)],根據前文分析結果,油氣運移勢的分布與地應力分布具有一致性,斷裂帶發育區域及影響范圍內表現應力值較低,為低流體勢區,在烴源及儲集條件相似情況下,這些低勢區是油氣運移聚集的有利區域。結合順北地區現有油氣井測試及分析結果,分布于斷裂帶的單井的油氣顯示良好,單井產能高。對比分析研究區一間房組斷層平面分布及斷層縱向切穿層位,5號斷裂帶南部西北部及南部發育多條斷裂,其中南部斷層向下切穿層位更古老,向上與晚期斷層相互切割,三維分布的斷裂組成良好的疏導體系,同時,多斷層發育形成低流體勢區域,一間房組具有良好的封蓋系統,是油氣的有利聚集區,將會是下一階段油氣勘探與開發的有利區域[圖7(c)]。

5.2 井軌跡優化

天然裂縫性油氣藏開發過程中油氣的滲流主要依賴儲層基質滲透率。因此,大斜度井及水平井鉆進過程中,井筒力求與儲層高滲透性方向垂直,有利于油氣向井眼滲流,加大油氣產能。5號斷裂帶南段發育三類油氣藏,分別為天然裂縫性油藏、基質低滲透性薄儲層油藏及基質低滲透性厚儲層油氣藏,不同油藏類型由于地應力的影響,在井眼軌跡選擇上存在一定的差異。

對于天然裂縫性油藏而言,斷裂的發育造成儲層沿斷層發育分布,同時儲層孔滲性較高,這類儲層通常采用大斜度井及水平井進行開發,鉆井軌跡力求鉆遇更多開啟的裂縫,儲層裂縫面沿著最大水平主應力方向雁行排列,且裂縫面沿最小水平主應力方向張開的。當大斜度井或水平井的鉆井方位平行于最小水平主應力方向時,井筒方位將橫穿和鉆割了這些雁行排列的張開的天然裂縫面。這種水平井就將得到最大的排油面積和產量。因此,對于天然裂縫性油藏,水平井的鉆井方位力求與最小主應力方向平行。

基質低滲透性薄儲層油藏的采用水力壓裂方式進行開發,壓裂過程中形成復雜的裂縫網絡有助于油氣的聚集,巖石力學實驗顯示一間房組垂向地應力較大,水力壓裂過程中,裂縫網絡主要為垂直裂縫,井筒與儲層接觸的長度增大促使產能增加;壓裂可以產生多條垂直于水平井筒的正交裂縫,多條裂縫增加和擴大了儲層的排油面積。結合實際鉆井分析,SBH55X井鉆遇儲層分析,該井儲層規模有限,具有低滲透性薄儲層油藏特征。SHB55X(原)的閉合方位為NE-SW向,儲層含氣1層共0.64 m,弱含氣6層共10.43 m,熒光1層共0.08 m,共8層共11.5 m,整體儲層欠發育,SHB55X(側)的閉合方位為北西-南東向,儲層弱含氣11層共23.5 m,油跡1層共1.9 m,熒光1層共0.81 m,共13層共26.21 m,整體儲層欠發育,盡管SHB55X(原)與SHB55X(側)兩井儲層均欠發育,但近平行于最小主應力方向鉆進的順北55X(側)較垂直于最小主應力方向鉆進的順北55X(原)儲層更發育。因此,對于該類儲層上水平井及大斜度井的鉆井方位力求與最小水平主應力平行,以在壓裂開發中裂縫溝通更多的含油面積,獲得高產能。

基質低滲透性厚儲層油氣藏儲層采用水力壓裂開發,大斜度井及水平井的鉆井方位平行最大水平主應力方向時,壓裂形成的裂縫平行于井筒方向的縱向裂縫,這些壓裂縫擴大了儲層排油面積,從而提高了水平井的產量。以SHB53-1H井與SHB57X井為例子進行說明,兩口井一間房組儲層均具有縫洞發育且連通性好的特征,其中SHB53-1H井閉合方為73.32°,發育含氣層1層共15m,弱含氣層2層共6 m,Ⅰ類儲層1層共3 m,Ⅱ類儲層4層共36.5 m,Ⅲ類儲層12層共95.5 m,SHB57X井閉合方為80.34°,弱含氣4層共7 m,Ⅱ類儲層2層共2 m層,Ⅲ類儲層4層共148 m。SHB53-1H井與SHB57X井閉合方位均為北東東向,與軌跡最優方案大致相同。

6 結論

(1)順北5號斷裂南段一間房組地應力分布具有較強的非均質性,受控于斷裂規模與方位,最大水平主應力方向為北東-南西向為主,斷裂帶周圍地應力方向變化明顯,斷層附近最大主應力方向趨向于與斷層方向平行。

(2)地應力分布與流體勢分布具有一致性,斷裂帶發育分布區對應低流體勢分布區,為有利的油氣聚集帶。井軌優化方位根據儲層的差異而變化,天然裂縫性儲層、高滲透性儲層及基質低滲透性薄儲層油氣藏水平井的鉆井方位應平行于最小主應力方位,基質低滲透性厚儲層水平井的鉆井方位應與最大主應力方向平行。