1.   研究区概况

现今地应力场不仅影响裂缝在油田注水开发中的作用，而且与井网优化、套损防治和压裂人工缝的取向、导流性能密切相关^[1]。通过现今地应力场的研究可以在油田开发过程中对相关地层物性变化进行宏观把握，进一步制定相应的储层开发方案，因此现今地应力场目前已成为低渗透储层地质研究中的重要内容之一^[2~4]。

高台子油田位于大庆长垣中部，是大庆长垣二级构造带南部的一个三级构造，其东部与太平屯构造相接，南与葡萄花构造相接，西部与齐家—古龙凹陷相邻，扶余油层的构造形态为西陡东缓西低东高的背斜构造，埋深在1500~2000 m之间(见图 1)。切穿高台子油田扶余油层的断层较发育，走向以北北西和北西西向为主，规模一般较小，断距多集中在10~50 m。初步研究结果表明，位于大庆长垣中部的高台子地区扶余油层属于低孔、低渗、低丰度、低产能油藏^[5]，因此将扶余油层现今地应力场与天然裂缝活动性研究相结合分析人工压裂缝特征对储层开发有至关重要的作用。

图  1  高台子油田扶余油层顶面构造图

Figure  1.  The top structure map of Fuyu reservoir in Gaotaizi oilfield

下载: 全尺寸图片 幻灯片

2.   井点地应力参数的确定

2.1   现今地应力方向确定

本文对于现今地应力方向主要采用微地震监测法^[6]及岩石波速各向异性实验^[7]两种方法确定。

根据数值模拟需要，对研究区内高27-35井、高45-16井、高55-36井、高39-36井、高111-2井以及研究区周边太10-16井、太46-30井的微地震监测资料进行了统计，以人工压裂缝的延伸方向确定水平最大主应力的方向。在研究区及附近范围内选取了高171、芳122、太30-1及葡51等4口井的扶余油层岩心进行取样，对岩心样品分别进行波速各向异性测试以确定水平主应力的方向。

由统计结果(见表 1)可以看出，高台子地区扶余油层的人工压裂缝走向集中在北东70°附近，体现了水平最大主应力的优势方向为北东东—南西西向。波速各向异性测试结果表明，高台子地区扶余油层水平最大主应力方向总体上是北东东—南西西向，但在部分地区，如葡51井和太30-1井，现今水平最大主应力方向发生了一定的偏转。

表  1  微地震监测及波速各向异性测试结果

Table  1.  The results of microseismic monitoring and velocity anisotropy test

井号	测试方法	深度/m	水平最大主应力方向	模拟结果
高27-35	微地震监测	1654.2	NE 67.1°	NE69.3°
高45-16	微地震监测	1844.1	NE 69.2°	NE65.4°
高55-36	微地震监测	1749.3	NE 85.2°	NE73.1°
高39-36	微地震监测	1686.2	NE 68.2°	NE71.0°
高111-2	微地震监测	1776.5	NE 70.5°	NE72.5°
高171	微地震监测	1779.4	NE 89.0°	NE76.4°
太10-16	微地震监测	1739.6	NE 66.8°	-
太46-30	微地震监测	1717.4	NE 67.5°	-
高171	波速各向异性	1766.4	NE 87°	NE76.4°
芳122	波速各向异性	1664.3	NE 79°	-
太30-1	波速各向异性	1699.5	NE 33°	-
葡51	波速各向异性	1693.4	NE 37°	NE 42.6°

下载: 导出CSV 

| 显示表格

2.2   现今地应力数值确定

本文主要采用水力压裂资料计算法^[8~9]、岩石差应变法^[10]和岩石声发射测试^[11~12]确定现今地应力数值。整理统计了研究区高12-3井、高12-斜2井、高X1井以及太21-7井的水力压裂资料，并计算了井点的现今水平最大主应力及最小主应力数值，与此同时对研究区高171井及临近的芳122井扶余油层岩心取样进行差应变测试，对高171井单独取样进行声发射测试，具体结果见表 2。

表  2  现今地应力数值测试及模拟结果

Table  2.  The numerical value of the test and simulation results of present geo-sress

井号	测试类型	深度/m	垂向主应力/MPa			水平最大主应力/MPa			水平最小主应力/MPa
			测试结果	模拟结果		测试结果	模拟结果		测试结果	模拟结果
高12-3	水力压裂	1775.2	-	-		39.1	35.1		27.5	27.9
高12-斜2	水力压裂	1710.5	-	-		38.0	34.9		27.4	27.3
高X1	水力压裂	2032.1	-	-		38.5	-		29.5	-
太21-7	水力压裂	1553.4	-	-		28.0	-		21.4	-
高171	差应变	1767.6	39.8	42.5		32.6	34.1		30.6	28.1
高171	声发射	1768.1	38.9	43.6		29.8	34.1		27.4	28.1
高171	声发射	1768.9	40.7	45.7		32.7	34.1		29.8	28.1
芳122	差应变	1649.9	37.2	41.9		30.4	-		26.5	-

下载: 导出CSV 

| 显示表格

从统计结果看，高台子地区扶余油层水平最大主应力数值在28~40 MPa区间内，水平最小水平主应力值的分布区间为21~30 MPa，垂向主应力接近40 MPa，研究区井点地应力状态是：垂向主应力＞水平最大主应力＞水平最小主应力。

3.   现今地应力场数值模拟

3.1   研究区地质模型及载荷施加方式

本文采用三维有限元方法结合ANSYS软件对高台子地区扶余油层现今应力场进行数值模拟，分别对扶余油层的扶一上、扶一中、扶一下、扶二上和扶二下等5个层段岩心取样进行岩石三轴抗压实验，因而关于岩石力学参数选取采用了岩石三轴抗压实验的结果(见表 3)。

表  3  地质模型岩石力学参数

Table  3.  Rock mechanics parameters of geological model

地层	岩性	密度/(kg·m-3)	弹性模量/GPa	泊松比
扶一上	细砂岩	2440	15.57	0.170
扶一中	细砂岩	2460	15.17	0.169
扶一下	砂岩	2510	18.81	0.150
扶二上	砂岩	2550	23.97	0.204
扶二下	细砂岩	2550	20.91	0.136
断层		2200	12.00	0.250

下载: 导出CSV 

| 显示表格

结合研究区断层及地层的构造形态建立高台子地区扶余油层有限元地质模型，分别对扶余油层地层及断层赋予对应的岩石力学参数，并划分网格。本次研究将高台子地区扶余油层地质模型划分出20791个节点和154865个单元。以高台子扶余油层现今地应力场研究为基础，确定地质模型的应力加载方式。同时为了方便施加应力载荷，减小边界效应，在模型外围添加一长方体外框，南北边界方位为NE70°，与模拟水平最大主应力方向平行，东西边界方位为NW340°，与模拟水平最小主应力方位平行。以关键井的现今地应力参数为约束条件，通过不断对边界施加不同的载荷，最终达到模拟计算结果与约束条件相符合的效果。经过反复调试，最终确定施加的挤压应力如下：NE70°方向为40 MPa，NW340°方向为30 MPa，垂向主应力则采用在模型顶面施加45 MPa挤压应力的方式施加(见图 2)。最后通过ANSYS软件进行现今应力场的模拟计算。

图  2  地质模型及现今应力场模拟加载方式

Figure  2.  Geological model and loading regime of numerical simulation of present geo-stress

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3.2   模拟结果分析

3.2.1   水平最大主应力模拟结果分析

高台子地区扶余油层现今地应力数值模拟结果显示，现今水平最大主应力为压应力(见图 3a)，水平最大主应力在区域上变化不大，数值集中在34 MPa附近，断层带内有较高的压应力值。高台子地区水平最大主应力在西北部的背斜翼部数值较大，可达到35 MPa以上，体现了埋深与应力值的正相关关系。而研究区东部、南部较为平缓的背斜核部则是水平最大主应力的低值区。水平最大主应力的方向为北东东—南西西向(见图 3a)，在断裂带密集的地方(如葡51井地区)水平最大主应力方向发生小范围逆时针偏转，这一点与波速各向异性实验结果相吻合，反映了地层构造形态及岩石力学参数对水平主应力方向的影响。

图  3  水平主应力模拟结果

Figure  3.  Simulation results of principal horizontal stresses

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3.2.2   水平最小主应力模拟结果分析

高台子油田扶余油层现今水平最小主应力同样为压应力(见图 3b)，水平最小主应力值集中在26~30 MPa区间内，断层带内有较高的压应力值。总体上看高台子地区水平最小主应力数值从东向西逐渐增大，高台子地区西部的背斜翼部是水平最小主应力高值区，最大值在断层带内可达到42 MPa；而研究区东部的背斜核部则是水平最小主应力的低值区，最小值在高台子地区东北部，数值约为26 MPa。水平最小主应力的方向为北北西—南南东向，与水平最大主应力方向保持垂直的关系。

将模拟结果与井点现今地应力大小及方向进行对比(见表 1，表 2)，发现高台子地区扶余油层现今地应力场数值模拟结果与井点现今地应力参数基本一致，模拟结果可信。

4.   现今地应力场对人工压裂缝的影响

低渗储集层由于岩性致密，通常没有自然产能，必须进行人工压裂才能获得较高的产能。压裂时人工裂缝能否产生以及压裂时人工裂缝延伸情况预测，对油田开发井网的部署、油层改造方案的制定、油井压裂施工规模的设计、水平井的设计等具有重要的指导意义。目前人工压裂主要采用水力压裂技术对低渗储集层进行改造，通常认为在均质性储集层中，人工裂缝的展布方向总是沿着现今地应力场的最大主应力方向扩展。当超低渗油田裂缝发育时，由于基质和裂缝分布的强烈非均质性，人工裂缝的分布除了受现今地应力场控制外，还受古构造应力场作用下形成的天然裂缝的控制^[13]。

李玉喜等^[14]认为储层在压裂时，由于天然裂缝的干扰，是否在其中形成新生裂缝并沿一定走向的天然裂缝张开，主要取决于原地应力状态、岩石和天然裂缝的抗张强度以及天然裂缝面与最大主应力间的夹角等因素，提出了临界破裂状态(压裂缝沿着天然裂缝张开与沿着水平最大主应力方向张开同时出现)时各个因素间的关系：

式中：S_R为岩石抗张强度，MPa；S_f为裂缝抗张强度，MPa；σ₁-σ₃为最大主应力与最小主应力的差值，MPa；β₀为天然裂缝张开和岩石破裂同时出现时的天然裂缝面与水平最大主应力方向间的夹角，即天然裂缝张开的极限角，(°)。

设天然裂缝与水平最大主应力之间的夹角为β，当β＜β₀时，压裂缝沿着天然裂缝张开；当β＞β₀时，压裂缝几乎不受天然裂缝的影响，岩石沿水平最大主应力方向张开。

高台子地区扶余油层的现今地应力研究中，垂向主应力为最大主应力，根据裂缝形成模式^[15]，压裂缝主要为垂直缝，在垂向上延伸范围较广。因此，研究压裂缝在平面上的展布规律时，裂缝形态主要受水平主应力控制，将σ₁-σ₃定义为水平最大主应力和水平最小主应力的差值。

通过对高台子地区扶余油层现今地应力数值模拟，加载差应力程序，得到研究区目的层现今水平差应力数值分布图(见图 4)，可以看出水平主应力的差值主要集中在6.0~8.5 MPa区间内，在平面上有东北高、西南低的特征，同时在断裂带附近有较高的主应力差值。为了得到天然缝临界张开角β₀以进一步研究压裂缝的平面展布，根据岩石力学参数实验及前人对大庆长垣地区岩石力学参数的研究^[16]，定义地层岩石抗张强度S_R1=1.5 MPa，断裂带S_R2=2.5 MPa，裂缝岩石抗张强度S_f忽略不计，结合公式(1) 计算得出高台子地区天然裂缝临界破裂角的数值分布情况(见图 5)。

图  4  水平差应力数值分布

Figure  4.  Numerical value distribution map of horizontal differential stress

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  5  天然裂缝临界破裂角数值分布

Figure  5.  Numerical value distribution map of critical angles of natural fracture

下载: 全尺寸图片 幻灯片

从图 5可以看出，高台子地区扶余油层天然裂缝临界破裂角β₀与水平差应力分布保持一致，数值范围集中在25°~40°之间。东部及东南部临界破裂角较小，代表该区域在压裂施工时天然裂缝的活动性较低；西南部及西部的背斜翼部斜坡带临界破裂角较大，特别是西部的断裂带天然裂缝临界破裂角数值很高，可达到40°，该区域在压裂施工时天然裂缝的活动性较强，人工压裂缝沿着天然裂缝延伸的可能性增加。

因此在对高台子地区扶余油层进行压裂施工时，在不同井区，结合井点的天然裂缝资料通过井点的天然裂缝临界破裂角数值可以预测人工压裂缝的延伸方向。如：东部的高27-35井经过岩心观察得到该井扶余油层天然裂缝走向主要为南北向，与该井点的水平最大主应力方向夹角β在70°~80°之间，而该井天然裂缝临界破裂角β₀在30°~35°区间内，即β＞β₀，因此预测人工压裂缝应该沿着最大主应力的方向破裂，即NE70°左右；西部的高171井扶余油层天然裂缝延伸方向为近东西向，与水平最大主应力方向夹角β在20°~30°之间，该井天然裂缝临界破裂角β₀在35°~40°区间内，即β＜β₀，因此预测人工压裂缝将沿着天然裂缝走向延伸，即近东西向。将预测结果与微地震监测资料对比，发现高27-35井人工缝走向为NE67.1°，高171井人工缝走向为NE89°，与预测结果相吻合。

5.   结论

通过微地震监测资料及波速各向异性测试，表明高台子地区扶余油层的水平最大主应力方向集中在NE70°附近，通过压裂资料计算结果及差应变、声发射测试得到高台子扶余油层水平最大主应力值在28~40 MPa之间，水平最小主应力值在20~30 MPa之间，三向应力状态为垂向主应力＞水平最大主应力＞水平最小主应力。

现今应力场数值模拟结果显示，高台子地区扶余油层水平最大主应力方向为北东东—南西西向，在断裂带密集的区域最大主应力方向发生偏转，为北东—南西向，水平最小主应力方向与水平最大主应力方向垂直并有相同特征。水平最大主应力数值集中在34 MPa附近，水平最小主应力的值集中在26~30 MPa区间内。断层带内有较高的应力值，水平主应力在西北部的背斜翼部应力值较大，而研究区东部、南部较为平缓的背斜核部则是水平主应力的低值区。

高台子地区扶余油层水平差应力西北高东南低，在压裂施工时，西部的背斜翼部及断裂带是天然裂缝的活跃区域，天然缝对压裂缝的延伸方向影响较大；而东部的背斜核部平缓地带天然裂缝的活动性较低，结合井点的天然裂缝资料通过井点的天然裂缝临界破裂角数值可以预测人工压裂缝的延伸方向。