王丹，赵峰华，耿昊，王海涛，孙俊义，程晨

（1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京 100008；2.中国石油煤层气有限责任公司临汾分公司，山西 临汾 041000）

临汾区块上主力煤层地应力场特征

王丹1，2，赵峰华1，耿昊1，2，王海涛2，孙俊义2，程晨1

（1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京 100008；2.中国石油煤层气有限责任公司临汾分公司，山西 临汾 041000）

文中对临汾区块33口煤层气探井主力煤层水力压裂获得的地应力数据进行了分析，认为该煤层储层压力、破裂压力和闭合压力均与煤层埋藏深度呈线性正相关关系。1 070 m以上，煤层地应力状态以垂直应力（σv）大于水平最大主应力（σH）大于水平最小主应力（σh）为主，最小主应力小于15 MPa，煤层处于伸张状态；1 070～1 200 m，煤层地应力状态转化为水平最大主应力，约等于垂直应力，约等于水平最小主应力，最小主应力15～20 MPa，煤层由伸张状态向挤压状态过渡；1 200～1 500 m，煤层地应力状态转化为水平最大主应力，约等于垂直应力大于水平最小主应力，最小主应力大于20 MPa，煤层处于挤压状态。随着煤层最小地应力的不断增大，煤层的渗透性不断下降，裂缝逐渐减小，趋于闭合；煤层最大水平主应力方向主要为NEE方向。

水力压裂；地应力；渗透性；临汾区块

测量地应力场的方式可分为4类：一是现场测量，如水力压裂法、应力解除法等［1-2］；二是岩心测量，如岩石Kaiser效应法、差应变分析法、各向异性测定等；三是测井方法，如井壁崩落法、阵列声波法；四是数值模拟方法，如地应力场有限元模拟方法。以上测量地应力场的方法中，水力压裂法测量地应力可以对地应力状态进行直接测量，测得的值是井壁附近地层地应力状态的平均值，代表性较强，可信度较高［3-8］。

临汾区块煤层埋深700～1 500 m，煤层整体渗透性较低。本文对煤层的应力、应变、渗透规律进行研究［9］，以期摸索本区煤储层地应力分布规律，逐步控制主要煤层压裂效果，为本区煤层气勘探开发提供科学依据。

1　临汾区块现代地应力场特征

1.1水力压裂分析

临汾区块位于山西省临汾市境内，煤层气资源丰富，但由于煤层埋藏较深，渗透性差，煤层气开发难度相对较大。

对33个压裂实验的资料进行统计，结果表明：该区已压裂的上主力煤层埋藏深度743.8～1 293.9 m，储层压力4.06～11.72 MPa，平均7.49 MPa，储层压力梯度0.49～0.93 MPa/100 m，平均0.72 MPa/100 m；煤层实测破裂压力7.54～31.94 MPa，平均22.45 MPa，破裂压力梯度0.95～2.93 MPa/100 m，平均2.15 MPa/100 m；煤层实测闭合压力7.04～24.17 MPa，平均17.64 MPa，闭合压力梯度0.89～2.09 MPa/100 m，平均1.69 MPa/100 m。

研究区内煤层储层压力、破裂压力和闭合压力呈现随埋藏深度增加而线性增大的规律（见图1）。

图1　储层压力、闭合压力和破裂压力与深度的关系

从图1可以看出：

式中：p0为储层压力，MPa；h为煤层的埋藏深度，m；pf为破裂压力，MPa；pc为闭合压力，MPa。

1.2地应力随深度的变化

在压裂施工停泵后，关井期压降曲线上有一个明显的拐点，这个拐点就是瞬时关井压力p，该值可代表裂缝闭合压力pc，这一闭合压力与水平最小主应力σh相当，即

根据水力压裂应力测量的基本理论和有效应力定律，可得出：

式中：σH为水平最大主应力，MPa；pD为地层孔隙压力，MPa；St为煤岩抗张强度，MPa。

可根据上覆岩层重力计算垂直主应力：式中，σv为垂直主应力，MPa；νh为岩石容重，kN/m3。

利用水力压裂法测定临汾区块743～1 293 m的33个主采煤层应力资料，统计显示：最大水平主应力7.78～37.20 MPa，平均22.79 MPa，最大主应力梯度0.98～2.94 MPa/100 m，平均2.19 MPa/100 m；最小主应力7.04～21.17 MPa，平均17.40 MPa，最小主应力梯度0.89～2.09 MPa/100 m，平均1.68 MPa/100 m；垂直主应力16.31～29.81 MPa，平均23.67 MPa，垂直主应力梯度2.02～2.48 MPa/100 m，平均2.31 MPa/100 m。结果分析表明，临汾区块主力煤层现今地应力呈现水平主应力随深度的增加而线性增大的规律（见图2）。

图2　临汾区块煤层深度与地应力的关系

从图2可以看出：

根据深度可估算垂直应力σv，即

如使用测压系数λ来表示地应力状态的变化，则

对临汾区块地应力状态的统计发现（见图3），λ主要集中在0.7～1.1，平均0.9，并随h增大而增大。h＜1 070 m时，地应力状态以σv>σH>σh为主，σh＜15 MPa，煤层处于伸张状态；埋深1 070～1 200 m时，煤层地应力状态则转化为σH≈σv≈σh，煤层由伸张状态向挤压状态过渡；h＞1 200 m，则地应力状态转化为σH≈σv>σh，σh＞20 MPa，煤层处于挤压状态。

图3　埋藏深度与侧压系数的关系

综上所述，临汾区块在1 070 m处以浅地层中现代地应力较弱，垂直主应力大于水平主应力，主力煤层处于拉张状态，煤岩所处应力主要以垂直主应力为主。

2　煤储层地应力方向

钻具钻进过程中，井眼破坏了原地应力状态，从而导致井壁上产生应力释放缝［10］，而这些应力释放缝的水平方向延伸较浅。根据这个原理，可以依据应力释放形成的诱导缝的方位角来判断地应力的方向，且应力缝的走向沿着当前最大水平主应力方向。

多极子阵列声波测井可以在煤岩地层中提取纵波、横波和斯通利波波速，从而获得地层各向异性的特征［11-12］。吉A井进行了多极子阵列声波测井，从该井及附近9口井的煤层及顶底板取心资料可以看出，该井附近不存在断层，因此，吉A井1 100～1 120 m快横波方位大致为40°左右（煤层段为1 106.6～1 116.8 m），由此可知，该井最大水平主应力方位为40°，说明该井主要受NEE构造应力的影响。

MCI（Micro Scan Imaging）成像测井具有极高的垂向和周向分辨率，以贴井壁方式测量地层电阻率微细变化，确定裂缝产状及发育方向，划分裂缝段，精确解释煤层及顶底板裂缝发育情况，分析煤层内部结构特征［13-14］。钻井过程中钻井液密度过大，高密度钻井液与地应力不平衡，会形成高密度钻井液压裂缝。这类裂缝在成像测井图中易识别，压裂缝径向延伸不远，张开度和纵向延伸较大，往往以180°之差对称的出现在井壁上。吉B井进行了MCI成像测井，982.5～984.0 m发育高密度钻井液压裂缝（见图4）；而自然裂缝因常遭溶蚀和褶皱的作用，故裂缝面往往不太规则，且缝宽有较大的变化，以正弦曲线的形式存在（见图5）。

图4　吉B井MCI成像测井效果（982.5～984.0 m）

图5　吉B井MCI成像测井效果

该区有21口井进行了多极子阵列声波和MCI成像测井。将最大水平主应力方向分为NNE（0～45°），NEE（45～90°），NWW（90～135°）和NNW（135～180°）4组统计，结果表明，优势方向为NEE向（见图6）。

图6　临汾区块最大主应力方位分布

3　地应力对煤层渗透性的影响

3.1对煤层原始渗透率的影响

随着煤层埋深的增加，重力应力增加，煤层裂隙趋于闭合，造成煤层渗透率降低，而构造应力实质是通过对天然裂缝开启程度的控制而对储层原始渗透率施加影响的。Evener通过对澳大利亚煤层渗透率与有效应力的相关研究发现，煤层渗透率与地应力增加呈指数关系降低［15］。高产井主要分布在最小主应力相对较小的区域。

3.2对煤层压裂裂缝的影响

煤储层压裂作业产生的人工裂缝，能够有效提高井筒与煤储层天然裂隙系统之间连通性，从而在排水降压过程中，提高压力降的传播速度，促进气体的解吸速率。水力压裂产生人工裂缝的形态主要受地层应力状态和煤岩的力学性质影响。

不同的地应力状态和煤岩力学性质条件下，煤储层可产生多种形态的压裂缝（见图7）。一般来说，压裂缝垂直于最小主应力方向延伸。比如：当水平应力为最小主应力时，压裂缝多为垂直裂缝；当垂直应力为最小主应力时，压裂缝多为水平裂缝［4］。根据研究区的应力分布情况，1 070 m以浅，煤层地应力状态以σv>σH>σh为主，压裂缝多为垂直裂缝；1070～1200m及以深，σH≈σv≈σh，压裂后垂直裂缝和水平裂缝同时存在。

图7　不同情况下形成的压裂缝形态（虚线表示裂缝主要延伸方向）

4　结论

1）临汾区块上主力煤层储层压力、破裂压力和闭合压力与煤层埋深呈线性关系，随埋深增大而升高。

2）该区煤层主应力与埋深呈线性关系，随埋深的增大而升高。

3）煤层1 070 m以浅，煤层处于伸张状态，压裂缝主要为垂直裂缝；1 070～1 200 m，煤层由伸张状态向挤压状态过渡，压裂后垂直裂缝与水平裂缝共存；1 200～1 500 m，煤层处于挤压状态，压裂后垂直裂缝与水平裂缝共存。

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（编辑赵旭亚）

Characteristics of in-situ stress field for upper main coal seam of Linfen Block

Wang Dan1，2，Zhao Fenghua1，Geng Hao1，2，Wang Haitao2，Sun Junyi2，Cheng Chen1
（1.College of Geoscience and Surveying Engineering，China University of Mining&Technology，Beijing 100008，China；2.Linfen Company，Coalbed Methane Company Limited，PetroChina，Linfen 041000，China）

The in-situ stress data of upper main coal seam for 33 coalbed methane exploration wells in Linfen Block were analyzed. It is considered that the reservoir pressure，fracturing pressure and closure pressure of this coal seam have a linear positive correlation with the depth of coal seam.When the coal seam is 1，070 m，in-situ stress state mainly shows as σv＞σH＞σh，the minimum horizontal principal stress is below 15 MPa and coal seam is in a tension state；when the coal seam is 1，070-1，200 m，insitu stress transforms into σH≈σv≈σh，the minimum horizontal principal stress is 15-20 MPa，coal seam transforms from tension zone into compression zone；when the coal seam is 1，200-1，500 m，in-situ stress state is σH≈σv＞σh，the minimum horizontal principal stress is over 20 MPa，in-situ stress state becomes compression zone.As the minimum in-situ stress of coal seam continually increases，the permeability drops rapidly，fractures reduce and tend to closed gradually.The direction of maximum horizontal principal stress is mainly NEE.

hydraulic fracturing；in-situ stress；permeability；Linfen Block

国家科技重大专项“煤层气排采工艺与数值模拟技术”课题“煤层气藏产气潜能分析与产能评价方法研究”（2011ZX05038-001）

TE122

A

10.6056/dkyqt201503004

2014-12-01；改回日期：2015-03-10。

王丹，男，1982年生，在读博士研究生，主要从事煤层气开发研究工作。E-mail：wdwd@petrochina.com.cn。

引用格式：王丹，赵峰华，耿昊，等.临汾区块上主力煤层地应力场特征［J］.断块油气田，2015，22（3）：287-290. Wang Dan，Zhao Fenghua，Geng Hao，et al.Characteristics of in-situ stress field for upper main coal seam of Linfen Block［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2015，22（3）：287-290.