《1 前言》

1 前言

蒙古国塔木查格盆地及中国黑龙江省海拉尔盆地同属于第三沉降带，其油田有大体相同的生成原因及地层结构，产油层位主要为铜钵庙组、南屯组及布达特群，均属于低孔、低渗油田，所有井均需压裂投产。微地震监测是检查压裂质量及为油田布井提供依据的重要手段，笔者进行了大量的微地震压裂监测。压裂裂缝的优势方向北东60°～80°，给出了区域最大水平主应力方向。也有个别井人工裂缝方向不在这个范围，出现左旋或右旋，表现出异常人工裂缝方向，多数异常人工裂缝方向为高产液井。把 异常人工裂缝方向井与构造部位、构造走向、等深线变化趋势进行了比较。研究认为，区域应力场的应力方向是人工裂缝方向的普遍控制因素，原生裂缝走向、构造端部、构造交汇部位、介质间断面也影响人工裂缝方向。受原生裂缝走向、构造端部、构造交汇部位影响改变人工裂缝方位的井，因为与地下原有裂缝相连、或处于压应力相对较低的位置，通常会高产液。受介质间断面影响改变人工裂缝方向的井通常不影响产液量。

《2 监测区最大水平主应力方向》

2 监测区最大水平主应力方向

压裂时，如果干扰强度不是足够大，人工裂缝面应该沿垂直最小主应力方向扩展，如果裂缝直立，走向应该沿最大水平主应力方向。笔者统计监测区的人工裂缝方向，汇成直方图（见图 1）。 图 1 中横轴是从正北方向旋转到正南方向的方位，20°一个间隔。纵轴是数据个数，间隔是 5 个；白色直方图是人工裂缝方位个数；深灰色直方图是主裂缝方位个数；浅灰色直方图是支裂缝方位个数；黑色直方图是非构造裂缝个数。由直方图可以看出：人工裂缝方向分布在北东 40°～100°范围，所有地质层位的优势方向均为北东60°～80°；人工裂缝的优势方向反映了现今应力场的最大水平主应力方向，为北东 60°～80°范围。表明塔木察格盆地的人工裂缝方向由多种因素决定，但应力场的控制作用应该比较强烈，人工裂缝方向呈单峰分布，优势方向明显，离散的人工裂缝方向分布在优势方向二侧，相对比较集中。这给塔木查格油田布井、开采带来方便。北 西向各类裂缝反映了原生裂缝的存在与走向，是历史应力场作用的结果。

《图1》

图1 塔木查格盆地人工裂缝方位直方图

Fig.1 Direction histogram of the hydraulic fracturing in Tamtsag Basin

海拉尔盆地贝尔凹陷人工裂缝方向复杂，人工裂缝方向分布在北东 40°～140°度范围，优势方向北东 60°～80°；该方向反映了近北东东向主压应力方向的作用。人工裂缝方向呈双峰分布，存在异常人工裂缝方向（见图 2）。

《图2》

图2 海拉尔盆地贝尔凹陷人工裂缝方向直方图

Fig.2 Direction histogram of the hydraulic fracturing in Hailaer Basin

《3 监测区受构造影响改变人工裂缝方向的井》

3 监测区受构造影响改变人工裂缝方向的井

蒙古国塔木查格盆地及中国黑龙江省海拉尔盆地构造复杂，油田内切割强烈，存在不同走向、形态、性质的断层。断层端部、交汇部位会形成不同于区域应力场的局部应力场，影响人工裂缝方向。希 2 –1 井位于北北东走向断层与北西向断层的交汇位置，在区域应力场作用下北北东走向断层出现右旋滑动趋势，断层交汇阻止滑动的发生，在交汇位置的右下方会出现垂直于断层走向的拉张作用，出现北西西向的人工裂缝，监测人工裂缝方向北西 76.8° （见图 3）。 由于人工裂缝经过拉张区，这类偏转可能有较高的产液量，实际上该井为工业油层。

《图3》

图3 希 2 – 1 井人工裂缝监测结果与地质构造图

Fig.3 Geological structure map and direction of hydraulic fracturing of Well Xi 2 – 1

断层端部有同样的机制阻止断层面出现相对滑动，也可以改变人工裂缝方向。

《4 监测区受原生裂缝影响改变人工裂缝方向的井》

4 监测区受原生裂缝影响改变人工裂缝方向的井

低孔、低渗油田存在原生裂缝，人工裂缝延伸经过规模较大的原生裂缝时，会转向原生裂缝方向。以下原因均可形成原生裂缝：地层压力支撑的张性裂缝，共扼分布的张剪性裂缝，共扼分布的压剪性裂缝，边界清楚的沉积条带，非构造成因裂缝，裂隙条带，这些原生裂缝均会影响人工裂缝方向。图 4 是乌 108 – 112 井人工裂缝方向与地质构造图，裂缝方向与邻近构造大体平行。图 5 是乌 108 – 112 井人工裂缝方位与形态，二段裂缝的转向与衔接与邻近构造的走向趋势非常一致，进一步表明压裂裂缝大体沿着伴随构造出现的裂缝延伸。乌 108 – 112 井邻近北西走向的断层，裂缝走向与断层走向大体平行，北西 59.9 °。在断层附近，经常存在平行于断层的伴随裂缝，人工裂缝偏离优势方向，可能受到伴随裂缝的影响，沿伴随裂缝走向。由图 5 可以看到，裂缝走向与拐点与邻近断层的走向与拐点有很好的一致性，佐证了人工裂缝方向异常是受到原生裂缝的影响。由于与原生裂缝相连，这类裂缝偏转可能有较高的产液量，实际上，乌 108 – 112 井是工业油层。

《图4》

图4 乌 108 –112 井人工裂缝监测结果与地质构造图

Fig.4 Geological structure map and direction of hydraulic fracturing of Well Wu 108 – 112

《图5》

图5 乌 108 –112 井压裂裂缝方向与形态

Fig.5 Geometry and direction of hydraulic fracturing of Well Wu 108 – 112

《5 监测区受介质间断面影响改变人工裂缝方向的井》

5 监测区受介质间断面影响改变人工裂缝方向的井

　蒙古国塔木查格盆地及中国黑龙江省海拉尔盆地地形起伏明显，等深线间距小、密度大。通常，等深线一侧的地层是底部、较老的地层，另一侧是上覆、较新的地层；二侧介质的模量不同，底部、较老地层介质的模量大，上覆、较新地层介质的模量小，形成介质间断面。图 6 中，左侧是底部地层，模量偏大；右边是上覆地层，模量偏小。在沉积承压过程中，地层受到压缩；模量偏大的地层压缩变形小；模量偏小的地层压缩变形大。假定两者的连接面是焊接面，不发生相对滑动，则把这样的面称为介质间断面。间断面沿面的变形应该较底部地层没有受到上覆地层影响时大、间断面尺度趋短，间断面附近地层受到沿间断面的压缩。间断面沿面的变形应该较上覆地层没有受到底部地层影响时小、间断面尺度趋长，间断面附近地层受到沿间断面的拉伸。人工裂缝从底部地层穿过间断面进入上覆地层应该转向平行间断面法向方向，介质间断面影响了裂缝方向。

《图6》

图6 介质间断面示意图

Fig.6 Cross section view of the fault

希 68 –58 井位于等深线急剧变化的位置。等深线二侧应该是模量不同的介质，这可以使裂缝转向沿等深线走向或沿等深线梯度方向，希 68 –58 井的人工裂缝方向转向沿等深线的梯度方向，北东 40.7 °方向，相对区域最大水平主应力方向左旋。人工裂缝的这类偏转不与产量相关，发现的两个受介质间断面影响改变裂缝方向的井，希 65 –51 井是干层、差油层，希 68 –58 井是中产水层、低产油层（见图 7）。

《图7》

图7 希 68 – 58 井压裂裂缝监测结果

Fig.7 Microseismic monitoring result for Well Xi 68 – 58

《6 结语》

6 结语

对蒙古国塔木查格盆地及中国黑龙江省海拉尔盆地进行了一批人工裂缝监测，监测给出区域最大水平主应力方向，也发现了一批异常人工裂缝方向的井，异常人工裂缝方向的井通常占监测井数的 10 ％～20 ％。监测表明，控制人工裂缝方向有很多因素：区域应力场、区域最大水平主应力方向是最普遍的控制因素，统计各油田区块的人工裂缝方向，优势方向经常沿最大水平主应力方向。地质构造、原生裂缝也影响人工裂缝方向，受地质构造、原生裂缝影响改变人工裂缝方向的井，通常有较高的产液量。介质间断面也改变人工裂缝方向，这类裂缝方向改变通常与产液量无关。

油田布井，应该考虑构造、原生裂缝、介质间断面对人工裂缝方向的影响，在特殊的位置采用有区别的布井方案。