廖新武，劉 奇，李 超，祖克威，周軍良，黃 凱

(1.中海石油 (中國)有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津300452;2.中國石油大學(xué) (北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249)

0 引言

地應(yīng)力是指存在于地殼中的內(nèi)應(yīng)力，主要由重力、構(gòu)造應(yīng)力、孔隙流體壓力和熱應(yīng)力組成［1～3］。本文中的地應(yīng)力指現(xiàn)今地應(yīng)力狀態(tài)，通常泛指第四紀(jì)中更新世以來的地應(yīng)力［4～5］。在非均質(zhì)低滲透砂巖油田的開發(fā)過程中，其開發(fā)方案部署和現(xiàn)今地應(yīng)力的分布有著緊密的聯(lián)系。一方面，地應(yīng)力影響天然裂縫的有效性和滲透率各向異性;同時，地應(yīng)力還控制人工壓裂縫的幾何形態(tài)和展布規(guī)律。因此，研究和確定低滲透油田的地應(yīng)力分布特征，對指導(dǎo)低滲透油田合理井網(wǎng)布局、注水管理和壓裂改造具有重要意義［6］。

本文以渤中25-1低滲透油田作為研究對象，利用有限元數(shù)值模擬方法對深部沙二段和沙三段現(xiàn)今地應(yīng)力進(jìn)行研究，得到研究區(qū)現(xiàn)今地應(yīng)力的分布規(guī)律，結(jié)合天然裂縫分布特點，為研究區(qū)下一步開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 研究區(qū)概況

渤中25-1油田位于渤海南部海域渤南凸起西部、渤中凹陷與黃河口凹陷的分界處 (見圖1)，是一個被近南西—北東向斷層與近東西向斷層所切割的斷背斜構(gòu)造［7］，為受斷層控制的異常高溫高壓的構(gòu)造-巖性油藏。該地區(qū)發(fā)育有古近系沙河街組和新近系明化鎮(zhèn)組2個油藏［8］，其中沙河街組自下而上可以進(jìn)一步分為沙三段、沙二段和沙一段。沙二段和沙三段為主力油層，以一套深湖—半深湖相沉積的辮狀河三角洲沉積相和扇三角洲沉積相為主，埋藏深度主要為3300～3800 m，孔隙度平均值小于20%，平均滲透率小于50×10-3μm2，為低滲透砂巖儲層，同時也是中海油投入開發(fā)的第一個低滲透油田。

圖1 渤中25-1油田區(qū)域構(gòu)造圖［9］Fig.1 The regional structure map of Bozhong 25-1 Oilfield

2 研究方法與模型建立

有限元方法是計算結(jié)構(gòu)變形和應(yīng)力分布的較成熟的數(shù)學(xué)方法，是以變分原理和近似插值離散為基礎(chǔ)的一種數(shù)值計算方法。有限元法首先是對研究區(qū)實體的地質(zhì)體離散化，即用不同類型的網(wǎng)格將地質(zhì)隔離體根據(jù)計算精度需求剖分為有限個彼此相連的單元，單元與單元之間以面接觸或者線接觸，當(dāng)網(wǎng)格單元劃分較細(xì)時，可以近似地模擬任何復(fù)雜的地質(zhì)體;然后，對各個單元的應(yīng)力應(yīng)變進(jìn)行計算，即利用函數(shù)對各個單元求近似解;最后將這些單元上的近似解結(jié)合形成模擬地質(zhì)體的整體解［10～11］。

渤中25-1油田邊界形狀復(fù)雜，內(nèi)部構(gòu)造起伏明顯?？紤]到構(gòu)造起伏和埋深對現(xiàn)今地應(yīng)力的影響，為了提高地應(yīng)力的研究精度，本次研究利用ANSYS軟件，建立三維地應(yīng)力模型。

地質(zhì)模型的建立是開展數(shù)值模擬的前提和基礎(chǔ)，地質(zhì)模型一方面決定了力學(xué)模型的格架，另一方面地質(zhì)模型與真實地質(zhì)形態(tài)的相似程度決定了模擬的精確程度，從而決定了對地應(yīng)力分布規(guī)律的正確分析。本文研究現(xiàn)今應(yīng)力場的分布規(guī)律，因而以沙二段和沙三段的構(gòu)造特征和斷層空間展布特征為基本構(gòu)造來建立三維地質(zhì)模型。同時為了消除邊界效應(yīng)，將地質(zhì)體用規(guī)則的立方體包裹，立方體的3個相互垂直的面與所分析的邊界3個主應(yīng)力方向垂直。研究區(qū)共劃分了近200000個單元，斷裂帶內(nèi)部網(wǎng)格處做了加密處理。

力學(xué)模型的建立以沉積相分布為基礎(chǔ)，將模型分為不同的地質(zhì)體。地質(zhì)體可以分成兩種類型，一是斷裂帶外部的巖體，二是斷裂帶。對于斷裂帶外部的巖體力學(xué)參數(shù)，不同巖性的力學(xué)性質(zhì)不同，進(jìn)而影響現(xiàn)今地應(yīng)力的計算，因此，確定合理的材料的力學(xué)參數(shù)對模擬來說顯得異常重要［12］。在本文中，對于同一巖相的巖體，一般是從宏觀角度出發(fā)，將其近似地作為線性均質(zhì)體處理，不同巖相的巖石力學(xué)參數(shù)不同。研究區(qū)相關(guān)巖心樣品較少，不同巖相的巖石力學(xué)參數(shù)的獲取主要利用研究區(qū)的聲波測井計算結(jié)果。由于斷裂帶內(nèi)部樣品過于松散和破碎，無法通過巖石力學(xué)實驗對參數(shù)進(jìn)行獲取。本次研究對斷裂帶的處理具體為:將工區(qū)構(gòu)造格架中的斷裂帶寬度適當(dāng)增加，斷裂帶作為楊氏模量較小、泊松比較大的可塑性較強的地質(zhì)體，根據(jù)前人的研究經(jīng)驗［13～15］，取正常巖體楊氏模量的40% ～70%，泊松比增加0.02作為斷裂帶的力學(xué)參數(shù)。

3 邊界條件確定

邊界條件的設(shè)定直接決定了有限元數(shù)值模擬的正確與否。對地應(yīng)力模擬而言，邊界條件主要包括應(yīng)力邊界條件和位移約束邊界條件。本次模擬現(xiàn)今地應(yīng)力的分布特征，因而各個層位的邊界條件基本一致。本次有限元模擬過程中，主要通過應(yīng)力而非應(yīng)變方式加載，原因是渤中25-1油田目前沒有比較可信的由現(xiàn)今地應(yīng)力引起的應(yīng)變速率，同時從研究區(qū)已有的生產(chǎn)壓裂數(shù)據(jù)和測井?dāng)?shù)據(jù)中可獲取豐富的現(xiàn)今地應(yīng)力大小和方向信息，通過這些信息可以獲得邊界應(yīng)力條件。

根據(jù)前人利用震源機制解對渤海灣區(qū)域現(xiàn)今地應(yīng)力的研究成果，得到渤海灣地區(qū)現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方位為北東東—近東西向，其優(yōu)勢方向約75°，以壓應(yīng)力為主。通過研究區(qū)水力壓裂資料計算得到，水平最大和最小主應(yīng)力值隨著深度的增加大致呈線性增加，其中水平最大主應(yīng)力增加梯度平均值為0.02 MPa/m，水平最小主應(yīng)力增加梯度平均為0.016 MPa/m。因此，本次研究的邊界條件為:在研究區(qū)北東東方向施加水平最大主應(yīng)力，另一側(cè)在相同方向上進(jìn)行約束;在北北西方向施加最小主應(yīng)力，另一側(cè)在相同方向進(jìn)行約束;加載的應(yīng)力為梯度應(yīng)力，梯度值為根據(jù)水力壓裂資料的計算結(jié)果，垂向上取地層的平均密度，因而在垂向上的應(yīng)力 (σv)為0.025 H(H為垂向深度，m)，底部在垂向上進(jìn)行約束。

4 模擬結(jié)果分析

模擬結(jié)果的準(zhǔn)確與否需要將模擬結(jié)果與生產(chǎn)施工結(jié)果進(jìn)行對比。以水力壓裂數(shù)據(jù)計算結(jié)果作為水平主應(yīng)力大小的標(biāo)準(zhǔn)，對比結(jié)果表明，研究區(qū)沙二段和沙三段水平最大主應(yīng)力和水平最小主應(yīng)力大小的平均相對誤差分別為3.13%和3.95%(見表1)。同時，利用井壁崩落、鉆井誘導(dǎo)縫和聲波測井資料得到的地應(yīng)力方位信息作為模擬得到的地應(yīng)力方向標(biāo)準(zhǔn)，對比結(jié)果表明，研究區(qū)沙二段和沙三段地應(yīng)力方向的平均誤差為3.8°，平均相對誤差為6.04%(見表2)，模擬結(jié)果較為可靠。

表1 地應(yīng)力大小數(shù)值模擬結(jié)果檢驗Table 1 Comparative the simulation results and principal stress calculated by logging data

表2 地應(yīng)力方位數(shù)值模擬結(jié)果檢驗Table 2 Comparative the simulation results and the orientations of principal stress by measurements

5 研究區(qū)地應(yīng)力分布規(guī)律

模擬結(jié)果表明，研究區(qū)沙二段和沙三段的現(xiàn)今地應(yīng)力主要以壓應(yīng)力為主，全區(qū)水平最大主應(yīng)力優(yōu)勢方位為近北東東向;斷層對地應(yīng)力方向的影響明顯，地應(yīng)力方向在斷層外側(cè)發(fā)生明顯偏轉(zhuǎn)，局部地區(qū)地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)量可達(dá)60°—70°，偏轉(zhuǎn)方向與斷層走向一致，斷裂帶內(nèi)部地應(yīng)力方向則向著垂直斷層走向方向偏轉(zhuǎn)，斷層端部地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)程度大于斷層中部，遠(yuǎn)離斷層，地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)程度降低 (見圖2)。

沙二段和沙三段水平最大主應(yīng)力主要集中在55～80 MPa，水平最小主應(yīng)力主要集中在42～64 MPa，差應(yīng)力為10～20 MPa。地應(yīng)力的分布在平面上受斷層、構(gòu)造埋深和沉積微相控制明顯 (見圖3)。

斷層的存在一方面影響了附近的地應(yīng)力方向，同時由于斷裂帶為破碎帶，在現(xiàn)今地應(yīng)力的持續(xù)作用下，斷層內(nèi)部巖體通過壓實作用釋放應(yīng)力，因而斷裂帶內(nèi)部為水平最大、最小主應(yīng)力和差應(yīng)力的低值區(qū)。斷層對附近地應(yīng)力的影響范圍一方面與斷層的規(guī)模有關(guān)，另一方面與斷層走向同區(qū)域水平最大主應(yīng)力方向的夾角有關(guān)。隨著斷層走向與區(qū)域水平最大主應(yīng)力夾角和斷層規(guī)模的增加，斷層影響的寬度也在增加，但擾動帶寬度小于斷層延伸長度的0.1 倍。

構(gòu)造起伏對研究區(qū)地應(yīng)力的分布影響較為明顯，在構(gòu)造高部位，如沙二段中部和南部地區(qū)，水平最大、最小主應(yīng)力值相對較低，而在埋深相對較大的北部地區(qū)，最大、最小主應(yīng)力值相對較高。此外，不同的沉積微相其主應(yīng)力大小不同。如在沙二段，主應(yīng)力高值區(qū)與水下分流河道沉積區(qū)域較為一致，而在湖泊相沉積區(qū)最大主應(yīng)力值較低;沙三段主應(yīng)力高值區(qū)分布范圍與前緣水道間和席狀砂的沉積區(qū)域一致，低值區(qū)與前扇三角洲和湖泊相沉積區(qū)一致。

圖2 沙二段地應(yīng)力數(shù)值模擬主應(yīng)力方位示意圖Fig.2 The sketch map of in-situ stress direction in the second member of Shahezi Formation

圖3 沙二段數(shù)值模擬地應(yīng)力分布柵狀圖Fig.3 The in-situ stress distribution grid map of numerical modeling in the second member of Shahezi Formation

在垂向上，沙二段的應(yīng)力值小于下部沙三段，其原因主要是因為沙三段埋藏較深，上覆地層重力和水平方向的構(gòu)造應(yīng)力相對較大。

6 地應(yīng)力對開發(fā)的影響

地應(yīng)力對低滲透油田開發(fā)的影響主要體現(xiàn)在開發(fā)井網(wǎng)部署、注水管理和壓裂改造等方面［16～17］。渤南25-1油田沙二段、沙三段主要為低滲透砂巖油藏，儲層物性差，非均質(zhì)性強，天然裂縫不太發(fā)育，水力壓裂改造是其重要的增產(chǎn)措施。在水力壓裂改造過程中，人工壓裂縫的形態(tài)和延伸方向受地應(yīng)力狀態(tài)控制，人工壓裂縫一般垂直于最小主應(yīng)力方向展布［18］。從地應(yīng)力研究可知，研究區(qū)現(xiàn)今地應(yīng)力狀態(tài)為:垂向應(yīng)力為最大主應(yīng)力;中間主應(yīng)力和最小主應(yīng)力均為水平向，中間主應(yīng)力 (即水平最大主應(yīng)力)為北東東—南西西向，最小主應(yīng)力為北北西—南南東向。根據(jù)地應(yīng)力狀態(tài)與壓裂裂縫的關(guān)系，研究區(qū)壓裂裂縫通常為垂直裂縫，由于研究區(qū)天然裂縫發(fā)育程度較低，壓裂縫的形態(tài)主要受到現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力狀態(tài)控制，因而人工壓裂裂縫的走向與水平最大主應(yīng)力方向基本一致，即主要呈北東東—南西西向展布。

現(xiàn)今地應(yīng)力數(shù)值模擬結(jié)果表明，渤中25-1油田現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力的優(yōu)勢方位為北東東向，結(jié)合地應(yīng)力方位生產(chǎn)資料和模擬結(jié)果，在遠(yuǎn)離斷裂帶地區(qū)進(jìn)行壓裂，壓裂縫多沿北東東向延伸;在斷層附近，最大主應(yīng)力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)。根據(jù)研究區(qū)不同的斷層規(guī)模，斷裂帶對其附近地應(yīng)力的影響寬度為100～300 m，影響帶內(nèi)最大主應(yīng)力方向的偏轉(zhuǎn)與斷層走向一致，在該區(qū)域進(jìn)行人工壓裂，壓裂縫走向不再為北東東向，而發(fā)生了偏轉(zhuǎn)。斷裂帶端部地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)量較大，局部地區(qū)最大可偏轉(zhuǎn)70°，斷層中部地區(qū)偏轉(zhuǎn)相對較小。在該地區(qū)進(jìn)行井網(wǎng)部署時，井排方向應(yīng)以最大主應(yīng)力方向為主，從而使油氣能夠有效開發(fā)。

7 結(jié)論與建議

渤中25-1油田是中海油投入開發(fā)的第一個低滲透油田。以構(gòu)造格架和沉積微相資料為基礎(chǔ)，結(jié)合生產(chǎn)實測數(shù)據(jù)，利用有限元數(shù)值模擬方法建立了研究區(qū)沙二段和沙三段現(xiàn)今地應(yīng)力模型。

模擬結(jié)果表明，研究區(qū)現(xiàn)今地應(yīng)力水平最大主應(yīng)力以北東東向為主要優(yōu)勢方位。地應(yīng)力狀態(tài)在平面上受斷層、構(gòu)造起伏和沉積微相控制明顯。斷裂帶外部地層地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)趨于同斷層走向方向一致，斷裂帶內(nèi)部地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)趨于同斷層走向垂直。斷層端部地應(yīng)力偏轉(zhuǎn)程度大于斷層中部，遠(yuǎn)離斷層，地應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)程度降低。斷裂帶內(nèi)部水平最大、最小主應(yīng)力和差應(yīng)力值較低;各層構(gòu)造高部位主應(yīng)力值小于構(gòu)造低部位;沙二段主應(yīng)力高值區(qū)與水下分流河道沉積區(qū)域較為一致，沙三段高值區(qū)分布范圍與前緣水道間和席狀砂的沉積區(qū)域一致。

研究區(qū)天然裂縫不發(fā)育，在開發(fā)過程中，人工壓裂裂縫形態(tài)主要受現(xiàn)今地應(yīng)力狀態(tài)控制。在遠(yuǎn)離斷裂帶地區(qū)進(jìn)行人工壓裂，壓裂縫的展布方向主要為北東東向，在斷裂帶附近，地應(yīng)力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)，因而，壓裂縫的延伸方向不再為北東東向，需要根據(jù)斷層特征進(jìn)行進(jìn)一步分析。

建議在對不同區(qū)塊進(jìn)行壓裂施工等氣藏壓裂改造方案設(shè)計時必須要對局部的地應(yīng)力進(jìn)行精細(xì)描述，綜合考慮地應(yīng)力分布特征、地應(yīng)力剖面特征和破裂壓力大小進(jìn)行綜合考慮，并對破裂壓裂進(jìn)行預(yù)測，確定具體的施工工藝及施工規(guī)模。

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