STUDY ON PALEO-TECTONIC AND PRESENT TECTONIC STRESS IN CHANG 7 TIGHT RESERVOIR OF MALING OILFIELD, ORDOS BASIN
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摘要: 构造应力是油气运移与富集的控制因素之一，古今构造应力状态的研究对油气勘探与开发具有重要意义。利用流体包裹体测温、古地磁裂缝定向、声发射法和微地震监测、岩石压缩试验和水力压裂法分别对鄂尔多斯盆地马岭油田长7致密储层古今构造应力进行研究。结果表明：长7致密储层裂缝发育关键期为燕山运动Ⅳ幕，其水平最大主应力方向为84°，有效应力大小为44 MPa；现今水平最大主应力方向为76°，而现今水平最小主应力有效应力大小为15 MPa。Abstract: Tectonic stress is one of the controlling factors of hydrocarbon migration and accumulation. The study of stress state on paleo-tectonic and present tectonic is of great significance to the exploration and development of oil and gas. Temperature measurement of fluid inclusion, paleomagnetic fracture orientation, acoustic emission method, microseismic monitoring, rock compression experiment and hydraulic fracturing method are applied respectively to the study of paleo-tectonic and present tectonic stress in the Chang 7 tight reservoir of Maling oilfield in Ordos Basin. The results show that the crucial period of fracture formation in the Chang 7 tight reservoir is the Ⅳ stage of the Yanshan movement, with the horizontal maximum principal stress direction of 84° and effective stress 44 MPa, while the current horizontal maximum principal stress direction is 76° and the current effective stress of minimum principal stress is 15 MPa.
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0. 引言
构造应力是地壳中较为活跃的能量之一，地层中遗留的各种形态的构造痕迹，是这种能量的直接表现。构造应力按形成时间可以分为古构造应力和现今构造应力：古构造应力是指地质历史时期的构造应力，由构造活动留下的变形形迹(褶皱、断裂、节理等宏观变形)所确定；现今构造应力是指目前正在活动的构造应力，是古构造应力延伸或继续[1~2]。在油气成藏作用上，一方面，构造应力形成了油气运移的通道与油气富集的圈闭构造；另一方面，不连续状态的瞬间构造应力和连续状态的长期构造应力为油气运移提供了驱动力[3~4]。
构造应力的概念在我国最早是由李四光教授提出的[5]。在上个世纪20年代至60年代，主要运用构造形迹力学性质及组合规律来分析判断构造应力状态；从60年代开始，国内外地质工作者结合地震地质的研究工作开展了构造应力测量；80年代以后，构造应力问题越来越受到国内外地质学界的重视，研究内容多涉及大范围的地区，即研究大板块、大陆、大洋地区的构造应力；90年代以来，局部地区三维构造应力的研究得到较大发展[6~9]。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组以低渗透致密砂岩储层为主，密集发育的构造裂缝是油气的有利运移通道，并成为致密油富集的“甜点区”[10~11]。储层裂缝发育及油气运移与古今构造应力密切相关，综合利用传统及现代方法，对鄂尔多斯盆地马岭油田长7致密储层古今构造应力进行研究，从而为其油气勘探与开发提供基础数据。
1. 地质背景
马岭油田位于陕西省华池、庆阳两县境内，地表为黄土塬地貌；在构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，其油气勘探目的层三叠系地层平缓，总体向西微倾，倾角不足1°(见图 1)。鄂尔多斯地块在古生代—中生代早期作为华北克拉通的一个稳定地壳块体，并未形成独立的沉积盆地[12]。鄂尔多斯盆地发育的时限为中晚三叠世—早白垩世，晚白垩世以来为盆地的后期改造时期；盆地主体具克拉通内盆地特征，现今盆地为经过多期不同形式改造的残留盆地[13]。晚中生代—新生代是鄂尔多斯盆地重要的改造阶段，发生在中—晚侏罗世的燕山运动主幕导致盆地周缘挤压逆冲构造带的形成；晚中新世或上新世以来的新构造运动时期，盆地西南缘六盘山褶皱带快速崛起，而盆地的其它周边地带则发生引张变形和地块差异性升降[14]。燕山运动期，库拉-太平洋板块向北或北东向运动，欧亚大陆向南运动，两者相向运动中产生的左旋剪切作用，派生了北西—南东方向的挤压应力场；喜山运动期，太平洋板块向北西俯冲，特提斯构造域向北东向挤压，使得构造应力场转变为北东—南西向[15]。
鄂尔多斯盆地三叠系延长组是一套由砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成的河流—湖泊沉积体系，其砂层比例大，含油层次多，自上而下细分为10个油层组，即长1—长10(T3y1—T3y10)[16~17]。长7段深湖相暗色泥岩是重要烃源岩，石油未经过大规模长距离运移，现今油藏是石油在异常高压作用下沿裂缝、微裂缝直接向储集层呈脉冲式充注的结果[18]。目前探明的致密油地质储量主要赋存在与油页岩互层共生的长6—长8油层组中[19]。延长组储层的基质孔隙度介于2%~12%，渗透率介于0.01×10-3~1×10-3 μm2 [20]，属低孔—超低渗的致密砂岩。
2. 裂缝发育期古构造应力研究
2.1 包裹体测温法确定裂缝发育关键期
流体包裹体是捕获在矿物晶体缺陷或微裂缝中的地层流体，经后期降温后会分异成固态、液态及气态等三种相态[24~25]。其中，保存完好的气-液两相盐水包裹体能很好地记录宿主岩石的成岩作用阶段的温度、盐度、压力等信息。包裹体测温实验在长江大学地球化学实验室的Linkam THMS600型冷热台测温装置内完成，测试的包裹体样品分别采自庄140井、白279井、西232井、里170-1井、里550-54井和里170-2井长7致密储层段的细砂岩—粉砂岩岩心，样品的石英颗粒次生盐水包裹体均一温度范围为72 ℃~150 ℃(见图 2)。根据马岭油田里47井的埋藏—热演化史(见图 3)，地层温度第一次达到72 ℃以上时，延长组埋深为1500 m左右；燕山运动Ⅱ幕使地层发生短暂抬升，由于此时岩石尚处于早成岩B阶段，岩石胶结程度较低，不利于裂缝的形成；燕山运动Ⅲ幕期间，挤压构造不活跃，地层埋深持续增大；燕山运动Ⅳ幕期间，延长组埋深超过2 km，岩石进入中成岩A阶段，岩石胶结程度较好，为裂缝发育提供了物质基础，受该期挤压构造活动影响，地层发生较长时间的持续抬升，为裂缝的发育提供了动力条件；喜山运动Ⅰ幕期间，仍为挤压构造环境，但挤压强度降低，地层抬升速率减小。可见，燕山运动Ⅳ幕—喜山运动Ⅰ幕是延长组裂缝发育的主要时期。燕山运动Ⅳ幕期间，延长组地层温度介于116 ℃~85 ℃，喜山运动Ⅰ幕期间，延长组地层温度介于85 ℃~72 ℃。因此，可以将包裹体均一温度分为两段，即116 ℃~85 ℃的包裹体形成于燕山运动Ⅳ幕，85 ℃~72 ℃的包裹体形成于喜山运动Ⅰ幕。介于116 ℃~85 ℃温度区间的包裹体数量占多数，说明燕山运动Ⅳ幕是裂缝发育的关键期。另外，117 ℃~150 ℃的包裹体均一温度已经超出研究区的地温演化史范围，这可能是由于包裹体发生变形或者属于烃类不混溶包裹体[26]造成的。
图 2 马岭油田长7致密储层砂岩样品的石英次生盐水包裹体均一温度柱状图Figure 2. Histogram of homogeneous temperatures of secondary brine inclusions in sandstone quartz from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
2.2 古地磁法裂缝定向恢复古应力方向
古地磁学是地球物理学和构造地质学在地史学中的延伸。始于1956年，英国Runcorn、Blackett和Dietz等人[27~29]用古地磁证据来系统解释大陆漂移。随着测试理论和手段逐渐发展，古地磁在构造地质研究中得到广泛应用，主要用于大地构造定向、测年和古纬度判据[30~32]。
受技术成本限制，在现今油气勘探中所钻取的大量岩心多为非定向岩心，定向岩心数量极少。为了研究岩心的沉积、构造信息，需要采取间接手段对岩心进行定向。岩石剩余粘滞磁测试技术是一种较为有效的岩心定向方法，根据对岩石磁性组构的测试研究实现对岩心的定向，不仅对沉积时的古水流方向、沉积相的划分及分布的研究具有重要意义，而且在盆地动力学分析和油气勘探开发中有着广泛的应用价值。
研究拟利用岩心古地磁定向技术来恢复岩心上的构造裂缝在地下的原位产状。研究区构造变形弱，地层较为平缓，为利用古地磁方法对岩心进行定向提供了便利条件。样品的剩余粘滞磁测试在地质力学研究所古地磁与古构造重建重点实验室完成，测试仪器为美制立式2G-755R超导磁力仪，样品的剩磁组分采用主向量法标定。样品测试前需要进行热退磁处理，使用美制TD-48热退磁炉完成，热退磁温度间隔设定为40 ℃。岩石磁各向异性测量使用的仪器为KLY-3s型卡帕桥，该仪器AMS测量精度为1.2×10-8(SI)。
马岭油田长7储层中发育的宏观剪切裂缝分为压扭缝和张扭缝两种类型[21]。表 1展示了分布于马岭油田22口井的长7致密储层岩心的22条宏观裂缝的古地磁定向结果，将所测定的不同性质的裂缝走向投映至同一个玫瑰花图上(见图 4)，可以看出：压扭缝走向分为北东东向(60.6°~79.9°)和北西西向(96.7°~123°)两组，具有明显的共轭特征；除白483井、西208井特殊外，其它张扭缝均为近东西向(81°~88.5°)，走向平均值为84°，近似为共轭压扭缝的平分线。这两种性质的裂缝走向的耦合关系表明它们是在同一应力场作用下形成的，张扭缝的走向—即共轭压扭缝的锐夹角的平分线方向，指示了水平最大主应力方向[33]。因此，包裹体测温与古地磁裂缝定向研究表明，马岭油田长7致密储层的裂缝发育关键期为燕山运动Ⅳ幕，其水平最大主应力方向为84°。
图 4 马岭油田长7致密储层古地磁定向的岩心裂缝走向玫瑰花图Figure 4. Rose diagram of strike orientations of core fractures in the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield表 1 马岭油田长7致密储层裂缝古地磁定向结果Table 1. Results of paleomagnetic orientation of fractures in the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield序号 井号 深度/m 岩性 裂缝走向/° 裂缝性质 1 白483 2041.5 灰色细砂岩 13.1 张扭缝 2 西232 2018 深灰色粉砂岩 60.6 压扭缝 3 镇233 2203.6 灰色粉砂岩 60.7 压扭缝 4 里170 1995.5 灰色粉砂岩 63.8 压扭缝 5 西271 2058.3 灰黑色粉砂岩 64.9 压扭缝 6 西270 2079.5 灰黑色粉砂岩 65.1 压扭缝 7 里155 1981.5 灰色细砂岩 66.9 压扭缝 8 板15 2073.1 灰色粉砂岩 67.6 压扭缝 9 西259 1928 灰色细砂岩 73.2 压扭缝 10 庄140 1873.4 深灰色粉砂岩 79.9 压扭缝 11 白270 2018 深灰色粉砂岩 81 张扭缝 12 阳测5 2055.6 灰褐色细砂岩 86.1 张扭缝 13 白117 1887.4 灰色细砂岩 87.6 张扭缝 14 城94 1827 深灰色细砂岩 88.5 张扭缝 15 西240 2028.2 浅灰色细砂岩 96.7 压扭缝 16 镇219 2257.3 深灰色粉砂岩 99.9 压扭缝 17 里92 2191.4 灰色粉砂岩 105.6 压扭缝 18 里89 2317.7 灰绿色细砂岩 107 压扭缝 19 西208 1910.5 深灰色细砂岩 108.8 张扭缝 20 镇140 2147.9 灰色细砂岩 114.6 压扭缝 21 里17 1828.4 灰色细砂岩 121.4 压扭缝 22 城120 1988.4 深灰色细砂岩 123 压扭缝 2.3 声发射法厘定最大有效主应力大小
J. Kaiser在研究金属材料的声发射现象时，发现声发射活动对材料载荷过程的主要应力幕次和大小具有记录作用，并将这一现象称为“Kaiser”效应[34]。Goodman发现岩石也具有Kaiser效应，并据此对岩石的变形史和破裂史进行研究[35]。声发射法厘定最大有效主应力大小的原理是：在对样品进行应力加载的过程中，当应力达到微裂纹形成时的应力强度时，微裂纹就会发生失稳扩展而产生声发射效应(形成Kaiser点)，微裂纹初始扩展时的应力值即表示其形成时的古应力强度；持续增大载荷力，不同期次形成的微裂纹就会相继扩展而形成多个Kaiser点；可以根据Kaiser点的个数及相应应力值来确定岩石所经历的应力期次及强度[36~37]。因此，可以根据岩石“凯瑟效应”和声发射“抹录不净”现象对古今构造应力进行研究[38]。
选取了马岭油田4口井长7致密储层的岩心样品进行岩石声发射实验测试，实验在四川大学水利水电学院岩土工程四川省重点实验室完成。岩心样品被加工成符合ISRM国际岩石力学标准的三组圆柱形试样后，采用美国物理声学公司(PAC)的声发射测试仪对样品进行测试，利用AE(Win)For PCI-2(E2. 12)软件对声发射响应结果进行记录。图 5展示了所有声发射实验样品在不同应力荷载下的声发射频数记录，可以看出，在40~50 MPa的应力荷载下，声发射频数最为集中。这表明岩石在地下形成微裂缝时的古应力大小介于40~50 MPa之间，选取在该应力范围内与最大振铃数相应的应力值，即44 MPa，作为微裂缝形成时的平均应力。岩石微裂缝形成时的应力与裂缝发育关键期的水平最大主应力相对应。
图 5 马岭油田长7致密储层岩石声发射实验结果统计图Figure 5. Statistical chart of acoustic emission experimental results of rock samples from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield3. 现今地下原位构造应力研究
3.1 微地震法厘定水平最大主应力方向
当油田开发实施井孔分段水力压裂措施时，射孔周围岩石孔隙中的流体压力因人工注入高压流体而迅速升高，当孔隙流体压力超过地应力与岩石抗拉强度之和时，岩石即发生破裂并进一步扩展延伸。岩石破裂及扩展的过程中会产生微震波向周围传播，其可以被布置在压裂井不同方位的井下微震波接收器接收及记录。根据不同接收器记录的同一微震波的到时差，依据时-距方程即可计算出微震震源的位置。通过对岩石持续破裂而形成的一系列微震震源位置的连续监测，即可获得水力压裂缝延展的方位、长度、高度等信息。水力压裂缝一般是沿水平最大主应力方向延伸，因此水力压裂缝的延展方向即指示地下水平最大主应力方向。
准确地获取压裂过程中产生的裂缝方位和几何形状等信息，可以优化井网布置、优化注水方案、并对油气产量进行评估等，可以有效地指导油气田的勘探和开发。表 2是马岭油田西233井区开发水平井的微裂缝检测数据，可以看出，裂缝延伸方向为72~78°，平均方向为76.4°，即马岭油田西233井区的平均水平最大主应力方向为76.4°。
表 2 岭油田西平233井区长7致密储层开发水平Table 2. Micro seismic monitoring data of horizontal wells for oil production in the Chang 7 tight reservoir of Xiping 233 wellblock, Maling oilfield井号 层位 段数 段号 缝高/m 带长/m 带宽/m 破裂方位/° 西平233-52 长7 5 5 30 666 47 78 6 72 666 30 78 7 77 706 38 78 8 72 708 100 78 9 55 632 80 78 西平235-52 长7 7 1 10 29 27 75 2 106 322 103 78 3 133 395 99 77 4 128 396 86 75 5 131 213 101 73 6 35 77 49 72 西平235-54 长7 7 1 122 64.2 68 76.6 2 127 188 139 75.4 3 128 217 126 76.9 4 124 333 93 75.5 5 122 67.1 73 77.2 6 45 110 40 76.7 现今平均最大主应力方向： 76.4 3.2 岩石压缩法厘定水平最小主应力大小
摩尔破裂包络线是库伦-摩尔准则的一般表达式，根据岩石破裂实验拟合的一般摩尔破裂包络方程为：
σ1=σ0(1+aσb3) 式中，σ1—有效应力(围压)条件下的抗压强度，MPa；σ0—单轴抗压强度，MPa；σ3—围压，MPa；a，b—取决于不同岩性岩石强度的系数和指数。
利用摩尔破裂包络理论计算水平最小主应力的方法为[39]：
σh=K0(σov−po)+po 式中，σh—水平最小主应力，MPa；K0—无构造应力条件下的系数；σov—上覆地层重力，MPa；po—孔隙压力，MPa。
对于砂岩K0=1-sinβ
式中，β—岩石破裂时的内摩擦角。
通过对马岭油田4口井长7致密储层16组岩石样品进行压缩实验测试，利用上述方法对现今水平最小主应力大小进行计算。对于上覆地层重力的计算统一设定岩石平均密度为2.6 g/cm3；孔隙压力统一设定为静水压力。样品信息与应力计算结果如表 3所示，可以看出，马岭油田现今最小有效主应力值为13.89~16.42 MPa，平均值为15.02 MPa。
表 3 马岭油田长7致密储层岩石压缩法现今最小主应力计算结果Table 3. Calculation results of present minimum principal stress using rock compression experiments of samples from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield编号 井号 深度/m 岩性 最小主应力/MPa 1 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.89 2 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 16.42 3 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.71 4 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.82 5 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.59 6 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.49 7 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.47 8 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.61 9 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.98 10 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.99 11 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.89 12 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.99 13 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.66 14 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.60 15 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.61 16 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.52 平均值： 15.02 3.3 水力压裂法厘定水平最小主应力大小
在油田开发之初原始地应力尚未被人为扰动时，在实施水力压裂措施的初始阶段，根据流体压力传导原理，可以对压裂地层中的相关压力进行监测。如图 6所示，当向井孔中快速注入流体时，射孔周围的岩石孔隙流体压力迅速升高，当孔隙流体压力升高至一定程度时，岩石即发生破裂，岩石破裂时的峰值压力为破裂压力(pf)；随后裂缝开始扩展，在裂缝扩展的过程中流体压力开始发生一定的下降，之后趋于稳定，稳定后的流体压力为延伸压力(pc)；在裂缝扩展约5分钟后停止注水，流体压力迅速下降后发生小幅度的反弹，反弹的峰值压力为裂缝闭合压力(pi)；之后流体压力缓慢下降直至不再变化，此时的流体压力为地层孔隙压力(po)。裂缝闭合压力与地层最小主应力互为反作用力，地层最小主应力大小与裂缝闭合压力相等。
图 6 水力压裂测地应力曲线示意图(据参考文献[40])Figure 6. Sketch map of in-situ stress curves tested by hydraulic fracturing当压力—时间曲线记录的是井口压力时，则应考虑测点深度的静水压力pw，实际最小主应力为：
σh=pi+pw 根据马岭油田西233井区的18口水力压裂措施井长7致密储层的套管停泵压力的统计数据(见表 4)，表明马岭油田长7致密储层现今最小主应力介于11.1~22.2 MPa，平均值为15.2 MPa。为了与根据岩石压缩法计算的水平最小有效主应力大小进行对比，这里的套管停压并没有考虑测点深度的静水压力。岩石压缩法与水力压裂法得到的地下原位平均水平最小主应力接近，这两种方法共同厘定了马岭油田长7致密储层现今水平有效最小主应力大小约为15 MPa。
表 4 马岭油田西233井区长7致密储层开发水平井套管停压数据表Table 4. Pump pausing pressures in casings of horizontal wells for oil production in the Chang 7 tight reservoir of Xi 233 wellblock, Maling oilfield序号 井号 完钻井深/m 水平段长/m 套管停压/MPa 1 西平231-48 3750 1531.4 15.2~19.1 2 西平233-56 3240 843.5 14.6~22.2 3 西平235-62 2714 739.95 14.9~16.9 4 西平235-56 3084 854 13.3~16.0 5 西平233-58 3021 840 16.7~21.9 6 西平235-52 3178 938.1 12.5~15.7 7 西平235-54 3147 840.44 13.4~15.5 8 西平235-60 2760 740.73 15.8~16.8 9 西平230-47 3140 722 14.6~22.2 10 西平230-45 3206 716 12.7~13.4 11 西平230-43 3175 840 13.9~15.5 12 西平230-41 3123 840 13.9~14.9 13 西平233-52 3078 842.4 12.8~14.3 14 西平229-38 3557 1209.36 14.2~15.3 15 西平229-46 3557 1209.36 15.1~16.4 16 西平231-46 4010 1400.9 11.1~13.1 17 西平233-54 3132 842.27 13.9~14.9 18 西平236-44 3645 1401.95 14~19.3 现今平均最小有效主应力： 15.2 4. 古今构造应力的油气地质意义
(1) 古应力控制裂缝发育
根据共轭剪切裂缝产状及声发射实验可以恢复取样点所在位置的古应力状态。借助有限元数值模拟软件，通过建立合理的地质模型及施加相应的边界条件，将模拟应力场与取样点实测应力进行拟合，能够较准确地模拟出研究区的古构造应力场。在此基础上，根据二元法[41]、张破裂指数法[42]、剪破裂指数法[43]、综合破裂指数法等[44~45]，可以进一步对研究区岩石地层内部的裂缝发育程度进行定量计算，以预测在古构造应力作用下不同区域的裂缝发育程度。
(2) 现今应力控制油气聚集
挤压作用下孔隙性岩石内的流固耦合研究表明，受流体饱和度不同的影响，作用在岩石骨架上的球应力会不同程度地传递给孔隙内的流体[46~47]。传递给孔隙流体的球应力会转变为流体的压力势，其与流体重力势共同构成流体的势[48]。在同一孔缝系统内，油气会从高势区向低势区发生运移，从而在低势区内形成油气聚集[49~51]。根据微地震监测、岩石压缩实验和水力压裂法测定钻井位置的现今应力状态，利用应力场有限元数值模拟及拟合的方法，获得研究区岩石地层内部的现今应力场。在此基础上，可以对研究区岩石地层内部的球应力进行计算，用以表示流体的势，从而对油气汇聚的低势区进行预测。
(3) 现今应力影响开发井部署及压裂措施
油气开发井的部署应适应裂缝走向与现今主应力方向的关系，共轭剪切裂缝中与最大主应力方向平行或接近的一组裂缝更容易张开，是有效的流体通道。为了实现单井控制最大的油气面积，垂直井的密度沿张开裂缝走向应尽量稀疏，沿其正交方向需适当加密[38]；对于斜井或水平井的设计，斜井段或水平井段的延伸方向应保持与张开裂缝的走向正交，以使其穿过更多的裂缝通道。对于注水增产措施，注水泵压应保持低于现今有效水平最小主应力大小，以防止水压过大迅速开启地下天然裂缝，进而引起油井爆性水淹[52~53]。
5. 结论
利用岩石实验与井下监测的方法，对鄂尔多斯盆地马岭油田长7致密储层的古今构造应力进行了综合研究。结合流体包裹体测温与区域的埋藏-热演化史, 厘定了裂缝发育关键期为距今100~54 Ma的晚白垩世燕山运动Ⅳ幕；通过古地磁定向法恢复了岩心裂缝的走向，计算了共轭剪切裂缝的锐夹角平分线指向为84°，此即裂缝形成期的水平最大主应力方向；根据对声发射实验结果的分析，厘定了裂缝发育关键期的水平最大主应力的有效应力大小为44 MPa。微地震监测数据表明现今水平最大主应力方向为76°；岩石压缩实验结果与水力压裂法监测结果较为一致，表明现今有效水平最小主应力大小约15 MPa。研究结果为进一步对预测裂缝发育区和油气汇聚区，以及部署油气开发井及实施注水增产措施提供了应力基础数据。
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图 2 马岭油田长7致密储层砂岩样品的石英次生盐水包裹体均一温度柱状图
Figure 2. Histogram of homogeneous temperatures of secondary brine inclusions in sandstone quartz from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
图 4 马岭油田长7致密储层古地磁定向的岩心裂缝走向玫瑰花图
Figure 4. Rose diagram of strike orientations of core fractures in the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
图 5 马岭油田长7致密储层岩石声发射实验结果统计图
Figure 5. Statistical chart of acoustic emission experimental results of rock samples from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
图 6 水力压裂测地应力曲线示意图
(据参考文献[40])
Figure 6. Sketch map of in-situ stress curves tested by hydraulic fracturing
表 1 马岭油田长7致密储层裂缝古地磁定向结果
Table 1. Results of paleomagnetic orientation of fractures in the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
序号 井号 深度/m 岩性 裂缝走向/° 裂缝性质 1 白483 2041.5 灰色细砂岩 13.1 张扭缝 2 西232 2018 深灰色粉砂岩 60.6 压扭缝 3 镇233 2203.6 灰色粉砂岩 60.7 压扭缝 4 里170 1995.5 灰色粉砂岩 63.8 压扭缝 5 西271 2058.3 灰黑色粉砂岩 64.9 压扭缝 6 西270 2079.5 灰黑色粉砂岩 65.1 压扭缝 7 里155 1981.5 灰色细砂岩 66.9 压扭缝 8 板15 2073.1 灰色粉砂岩 67.6 压扭缝 9 西259 1928 灰色细砂岩 73.2 压扭缝 10 庄140 1873.4 深灰色粉砂岩 79.9 压扭缝 11 白270 2018 深灰色粉砂岩 81 张扭缝 12 阳测5 2055.6 灰褐色细砂岩 86.1 张扭缝 13 白117 1887.4 灰色细砂岩 87.6 张扭缝 14 城94 1827 深灰色细砂岩 88.5 张扭缝 15 西240 2028.2 浅灰色细砂岩 96.7 压扭缝 16 镇219 2257.3 深灰色粉砂岩 99.9 压扭缝 17 里92 2191.4 灰色粉砂岩 105.6 压扭缝 18 里89 2317.7 灰绿色细砂岩 107 压扭缝 19 西208 1910.5 深灰色细砂岩 108.8 张扭缝 20 镇140 2147.9 灰色细砂岩 114.6 压扭缝 21 里17 1828.4 灰色细砂岩 121.4 压扭缝 22 城120 1988.4 深灰色细砂岩 123 压扭缝 
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表 2 岭油田西平233井区长7致密储层开发水平
Table 2. Micro seismic monitoring data of horizontal wells for oil production in the Chang 7 tight reservoir of Xiping 233 wellblock, Maling oilfield
井号 层位 段数 段号 缝高/m 带长/m 带宽/m 破裂方位/° 西平233-52 长7 5 5 30 666 47 78 6 72 666 30 78 7 77 706 38 78 8 72 708 100 78 9 55 632 80 78 西平235-52 长7 7 1 10 29 27 75 2 106 322 103 78 3 133 395 99 77 4 128 396 86 75 5 131 213 101 73 6 35 77 49 72 西平235-54 长7 7 1 122 64.2 68 76.6 2 127 188 139 75.4 3 128 217 126 76.9 4 124 333 93 75.5 5 122 67.1 73 77.2 6 45 110 40 76.7 现今平均最大主应力方向： 76.4
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表 3 马岭油田长7致密储层岩石压缩法现今最小主应力计算结果
Table 3. Calculation results of present minimum principal stress using rock compression experiments of samples from the Chang 7 tight reservoir in Maling oilfield
编号 井号 深度/m 岩性 最小主应力/MPa 1 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.89 2 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 16.42 3 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.71 4 白117 1881.0 灰黄色粉-细砂岩 15.82 5 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.59 6 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.49 7 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.47 8 西245 2004.2 灰黄色粉-细砂岩 15.61 9 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.98 10 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.99 11 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.89 12 西271 2025.0 灰白色细砂岩 13.99 13 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.66 14 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.60 15 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.61 16 里155 1982.4 灰白色细砂岩 14.52 平均值： 15.02
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表 4 马岭油田西233井区长7致密储层开发水平井套管停压数据表
Table 4. Pump pausing pressures in casings of horizontal wells for oil production in the Chang 7 tight reservoir of Xi 233 wellblock, Maling oilfield
序号 井号 完钻井深/m 水平段长/m 套管停压/MPa 1 西平231-48 3750 1531.4 15.2~19.1 2 西平233-56 3240 843.5 14.6~22.2 3 西平235-62 2714 739.95 14.9~16.9 4 西平235-56 3084 854 13.3~16.0 5 西平233-58 3021 840 16.7~21.9 6 西平235-52 3178 938.1 12.5~15.7 7 西平235-54 3147 840.44 13.4~15.5 8 西平235-60 2760 740.73 15.8~16.8 9 西平230-47 3140 722 14.6~22.2 10 西平230-45 3206 716 12.7~13.4 11 西平230-43 3175 840 13.9~15.5 12 西平230-41 3123 840 13.9~14.9 13 西平233-52 3078 842.4 12.8~14.3 14 西平229-38 3557 1209.36 14.2~15.3 15 西平229-46 3557 1209.36 15.1~16.4 16 西平231-46 4010 1400.9 11.1~13.1 17 西平233-54 3132 842.27 13.9~14.9 18 西平236-44 3645 1401.95 14~19.3 现今平均最小有效主应力： 15.2
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