H储气库注采诱发应力场及断层滑动趋势变化
王成虎1, 高桂云1,2, 贾晋3, CHANG Chandong2, 武志德4
1.应急管理部国家自然灾害防治研究院
2.Chungnam National University
3.中煤科工集团西安研究院有限公司
4.中国石油勘探开发研究院
通信作者:高桂云,女,1984年生,副研究员,博士;主要从事岩石力学、断层破裂实验及深部应力分析等研究工作。地址:(100085)北京市海淀区安宁庄路1号。ORCID:0000-0003-2769-8907。E-mail: gygaopku@163.com

作者简介:王成虎,1978年生,研究员,博士;主要从事地应力与地质力学、断层力学等方面的研究工作。地址:(100085)北京市海淀区安宁庄路1号。ORCID:0000-0002-6201-1253。E-mail: huchengwang@163.com

摘要

H储气库运行初期出现了数次弱震或微震,研究该区注采诱发地层应力场变化及断层易滑动性对小震级地震的影响具有重要的意义。为此,通过钻孔崩落数据和震源机制解反演了工区应力方向,并且基于钻孔崩落及钻孔诱发张裂缝数据,利用应力多边形理论来约束应力量值范围;然后,根据多孔介质弹性理论来估算气田开采和储气库周期注采情况下地层应力的变化,进而讨论断层滑动趋势与小震级地震的关系;在此基础上,得出了H储气库最大允许孔隙压力值。研究结果表明:① H储气库工区最大水平主应力方向为N21°E~N23°E,与区域现代构造应力场结果较一致;②H储气库注采前储层段水平最大、最小和垂直主应力量值分别为151.3±11.6 MPa,72.7±3.0 MPa和80.2±1.2 MPa,应力结构类型为走滑型;③在H气田开采初期储层段应力结构类型为逆冲型,而随着天然气的采出逐步转换为走滑型,之后储气库的周期注采使得应力结构类型在走滑型与逆冲型之间转换;④随着天然气开采,断层滑动趋势数值降低,而储气库注气有可能会增加断层滑动的风险,H断层滑动趋势数值随着储气库周期注采而发生周期性变化;⑤诱发微震发生的临界断层滑动趋势数值为0.45±0.03,避免微震发生的最大允许地层压力为27.7 MPa。

关键词: 地下储气库; 注采运行; 微震; 应力状态; 断层滑动趋势; 断层稳定性; 钻孔崩落
Variation of stress field and fault slip tendency induced by injection and production in the H underground gas storage
WANG Chenghu1, GAO Guiyun1,2, JIA Jin3, CHANG Chandong2, WU Zhide4
1. National Institute of Natural Hazards, Ministry of Emergency Management of China, Beijing 100085, China
2. Chungnam National University, Daejeon 34134, South Korea
3. Xi'an Research Institute Co., Ltd., China Coal Technology and Engineering Group Corp., Xi'an, Shaanxi 710077, China
4. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China
Abstract

Several weak earthquakes or micro-earthquakes happened during the early operation of H underground gas storage (H-UGS), so it is of significance to study the effects of in-situ stress field variation and fault slippability induced by injection and withdrawal on low-magnitude earthquakes in this area. In this paper, the stress direction in the working area was inverted on the basis of borehole breakout data and focal mechanism solution. And based on the data of borehole breakout and drilling-induced tensile fractures (DITFs), the magnitude range of stress was constrained using the stress polygon theory. Then, according to the elasticity theory of porous medium, the variation of in-situ stress in the stages of gasfield production and UGS cyclic injection and withdrawal was estimated. Afterwards, the relationship between fault slip tendency and low-magnitude earthquake was discussed. And based on this, the maximum allowable pore pressure of H-UGS was worked out. And the following research results were obtained. First, the direction of maximum horizontal principal stress in the working area of H-UGS is N21°E-N23°E, which is better consistent with the regional modern tectonic stress field. Second, maximum and minimum horizontal principal stresses and vertical principal stress in the reservoir before the injection and withdrawal in H-UGS are 151.3±11.6 MPa, 72.7±3.0 MPa and 80.2±1.2 MPa, respectively. And the stress regime is of strike-slip type. Third, the stress regime in the reservoir is of thrust type during the early production of H gasfield and then transforms into the strike-slip type with the production of natural gas. Afterwards, the cyclic injection and withdrawal in the UGS leads to the switch of stress regime between strike-slip type and thrust type. Fourth, as the production of natural gas continues, the fault slip tendency declines. However, gas injection in the UGS may increase the risk of fault slip. The fault slip tendency changes cyclically with the cyclic injection and withdrawal in H-UGS. Fifth, the critical fault slip tendency inducing micro-earthquake is 0.45±0.03, and the maximum allowable formation pressure to avoid the occurrence of micro-earthquake is 27.7 MPa.

Keyword: Underground gas storage (UGS); Injection and withdrawal; Micro-earthquake; Stress state; Fault slip tendency; Fault stability; Borehole breakout
0 引言

地下储气库是天然气调峰的重要手段之一。截至目前, 我国已建成地下储气库27座, 其中H储气库是目前我国规模最大的枯竭气藏型地下储气库, 邻近于西气东输二线, 是西气东输管网中首个大型配套系统, 库容总量为107×108 m3, 相当于中国石油新疆油田公司天然气产量的3倍, 工作气量达45.1×108 m3, 可同时具备季节调峰和应急储备双重功能, 对保障西气东输稳定供气、北疆天然气平稳供应发挥了重要的作用。

地下储气库的季节性周期注采会使地层压力周期变化、盖层岩体变形, 有可能引起小震级地震[1, 2, 3, 4, 5, 6]。H储气库位于地震比较活跃的北天山构造带附近, 该储气库注采是否有可能诱发小震级地震的问题一直受到人们的关注。H储气库于2013年6月9日开始注气, 自2013年7月28日以来储气库附近10 km内小震群活动多发。根据新疆地震局台网中心的定位结果, 截至2020年8月5日, 共定位出面波震级(MS)1.0以上地震约46次, 其中MS介于2.0~2.9的地震(微震)12次, MS 3.0以上的地震(有感地震)2次, 最大MS为3.1, 并且这些地震多为浅源地震[7]。相关研究已经取得了不少的成果, 在此不再赘述[8, 9, 10, 11]。利用剪应力与有效正应力的比值可以定量描述断层潜在滑动趋势, 为断层应力状态评估和活动断层潜在滑动危险性分析提供了一种有效的途径[12]。若能够估算储气库注采过程中应力场的变化, 就可以利用滑动趋势指标来分析区域断层活化和诱发小震级地震的问题。为此, 笔者通过钻孔崩落数据和震源机制解反演了H储气库工区应力方向, 并且基于钻孔崩落及钻孔诱发张裂缝数据, 利用应力多边形理论来约束储层应力量值范围; 然后, 根据多孔介质弹性理论来估算气田开采和储气库周期注采情况下地层应力的变化, 进而讨论断层滑动趋势与地震的关系; 在此基础上, 提出H储气库最大允许孔隙压力值。

1 区域构造及H储气库运营概况
1.1 区域构造概况

H储气库位于准噶尔盆地南缘北天山山前坳陷, 经历了多期构造运动, 特别是在喜马拉雅运动期, 随着西伯利亚板块与印度板块对准噶尔地块的对冲挤压, 北天山活动强烈, 从而使山前区强烈褶皱, 并伴生一系列大型逆掩断裂, 造成深浅层构造差异大, 形成了准噶尔盆地南缘的三排构造带[13]。H储气库位于该盆地南缘山前褶皱带第三排构造带东端的玛纳斯—呼图壁背斜。GPS数据显示该区域在准噶尔盆地和北天山构造耦合作用下南北向呈现2.5~6.2 mm/a的收缩变形[14]

陶明信[15]在研究构造变形的基础上, 利用共轭剪节理和褶皱资料建立了北天山山前乌鲁木齐—乌苏地区的构造应力场, 认为该区早期构造运动发生于晚侏罗纪末至早白垩纪初, 所形成构造应力场的最大和最小主应力轨迹线分别为近EW和近SN向; 晚期构造运动发生于早更新世末至中更新世初, 其构造应力场最大和最小主应力轨迹线分别为NWW向和NE至NNE向。范芳琴[16]基于水系展布数据, 采用考虑水系展布与构造应力场关系的Kohlbeck-Scheidgger方法计算出准噶尔南缘区域主压应力方位为N10°E, 与震源机制和地表构造形迹分析结果一致。张红艳等[17, 18]利用北天山中段地区主要活动断裂关键构造部位测得的断层滑动数据, 采用断层滑动资料反演构造应力张量的方法, 确定了该区现代构造应力场的基本特征, 应力方向表现为近南北向的挤压, 应力结构类型以逆冲型为主, 兼有走滑型。谢富仁等[19]根据震源机制解资料、断层滑动反演资料以及水压致裂和钻孔崩落等实测资料, 结合构造分析, 将新疆及其邻区地应力场进行了应力分区, 认为研究区内最大主应力方向以NS向为主, 应力结构类型为逆断型和走滑型。

在准噶尔盆地南缘存在较多构造圈闭油气田, H气田是其中最大的一个断鼻状圈闭[20], 位于该盆地南缘山前褶皱带第三排构造带东端, 西邻吐谷鲁背斜, 北靠阜康凹陷, 南接齐古断褶带, 东至阜康断裂带[21], H储气库的主要储集层位于古近系紫泥泉子组, 顶部埋深平均值约为3 490 m, 南北宽7.8 km, 东西长12.8 km, 面积约为100 km2(图1)[22]; 紫泥泉子组储层的岩性主要为细砂岩和粉砂岩, 储层厚度约为200 m, 中部埋深平均值约为3 585 m, 主要发育有3条近东西向南倾的逆断层(走向约为330°、倾角约为42°)。紫泥泉子组上覆的古近系安集海河组地层岩性为湖相—半深湖相泥岩[20]

图1 H储气库含气构造示意图

1.2 H储气库运营概况

H储气库是在枯竭H气田基础上改建而成, 该气田自1998年开发到2012年枯竭, 于2009年处于稳产后期开始筹建储气库, 2013年6月正式投入使用[23]。H气田为统一压力系统, 储层中部原始地层压力为33.96 MPa, 属于正常压力系统。到2012年枯竭时, H气田储层中部平均地层压力约14 MPa[24]。改建为储气库后的设计压力范围介于18~34 MPa[24]。在实际注采过程中, 随着注气/采气, 地层压力增加/减小, 第1个注采周期的注气、采气期末地层压力分别为20.7±3.1 MPa和18.4±0.4 MPa, 直到第3个注气期末地层压力达到32.5±1.2 MPa, 接近设计运行压力的上限值(图2, 图中ML表示里氏震级)。

图2 H储气库运营前后地层压力变化及小震级地震事件统计图

注采气不仅会引起孔隙压力的变化, 而且还有可能产生明显的地表变形。陈威等[25]对储气库运行期间的地表变形进行研究, 结果表明地表变形与循环注采作业存在相关性。李杰等[26]利用2013—2015年在H储气库共开展的包括注采阶段在内的7期二等水准测量的高差数据, 对由储气库气井压力变化引发的地表垂直变形进行了分析, 认为储气库在注采期间由于受到气井压力变化的影响, 地表会产生沉降, 并给出储气库地表位移变化介于0.625~1.125 mm/MPa。Qiao等[27]通过GPS和InSAR地壳形变测量结果, 进一步证实了H储气库近场区域储层地应力场变化的存在, 2016年地表沉降和抬升的最大值分别为– 13.7 mm和15.5 mm, 月孔隙压力变化值最大为0.093 MPa, 由于该孔隙压力变化超过了临界值, 从而诱发了小震级地震事件。

在H储气库建成前, 该区域存在小震级地震(ML多介于1~3, 弱震或微震), 并且地震的累计次数随时间呈近线性增长(图2), 2000—2012年约发生地震100次。H储气库自2013年6月9日开始注气后的两个月内, 出现了地震群且有2次ML大于3.0级地震(有感地震), 最大震级3.1级, 地震累计次数急剧增加; 注气结束后, 该区域地震累计次数的增长速度又恢复到注气前; 然而, 在第2次注气阶段, 又出现了地震群事件, 并在注气结束后地震数目减少。这说明了这些小地震群事件有可能与储气库注气有关。在后续第3、第4个注气阶段都出现了小震事件, 但地震累计次数增长不明显。

如图1所示, 其中新疆地震台网中心(XJSN)记录的研究区小震级地震数目较少, 并且震源深度在10 km左右。然而, Tang等[8]对区域地震事件重新定位发现在H储气库10 km范围内仅2013年6月9日到2015年10月, 地震达273次, 其中97%的地震事件发生在第1次和第2次注气阶段, 并且震源深度小于2 km。其中一个小震群沿着H断层(图1), 另一个震群位于H储气库东南2 km左右位置。Zhou等[9]利用38个流动台站的专用流动地震台网数据对H储气库周边地震事件进行了精定位, 发现两个地震群事件均发生在储气库北部, 震源深度约为4 km, 与储层深度接近。虽然由不同数据来源确定的小震级地震位置及震源深度不同, 但都位于H储气库附近且发生在注气阶段。笔者将对H储气库注采阶段应力场的变化和断层滑动趋势进行分析, 进而研究储气库注采与诱发小震级地震之间的关系。

2 H储气库运行前应力方向及量值估算
2.1 应力方向

为了研究H储气库周边应力状态, 选取该储气库周边50 km(43.67°~44.57°N、86.37°~87.63°E)作为研究区, 利用P波初动和CAP方法求解得到研究区内1965年1月1日—2013年6月9日之间的11次MS≥ 3.0地震的震源机制解[28], 然后以Zoback[29]提出的断层错动方式为划分依据, 将11次地震划分为逆冲型(6次)、走滑型(3次)、正断型(2次)。

基于震源机制解结果, 利用Vavryč uk开发的STRESSINVERSE程序[30]对该区域进行应力场反演, 如图3所示, 最大主应力(σ1)方位约为N21°E, 最大主应力轴倾角为29°, 中间主应力(σ2)轴倾角约为10°, 接近水平状态, 而最小主应力(σ3)轴倾角最大, 接近垂直状态, 说明研究区的地震类型为逆冲型。

图3 研究区应力场反演结果球面投影图

通过式(1)计算研究区应力比(R), R介于0.71~0.93, 平均值为0.84, 表明最大主应力轴方位确定, 中间主应力为张应力, 最小主应力轴存在不确定性, 且中间主应力和最小主应力两者量值接近。研究区主要受到一种较稳定的NNE向应力场控制。

$R=\frac{\sigma_{1}-\sigma_{2}}{\sigma_{1}-\sigma_{3}}$(1)

式中σ1σ2σ3分别表示最大、中间、最小主应力, MPa。

为了进一步确定H储气库工区近场区域的地应力状态, 利用钻孔成像技术, 通过钻孔崩落现象对应力状态进行了分析。由于地壳岩体中应力状态是不均匀的, 当钻孔成形后, 在钻孔孔壁形成应力集中, 在最小主应力方向上的孔壁处压应力最大。当压应力超过孔壁岩石抗压强度后, 孔壁将发生破坏, 当孔壁周边的二次应力状态再次平衡后, 对钻孔孔壁的破坏将停止, 从而形成新的钻孔形态, 这种现象被称为钻孔崩落(Borehole Breakout, 缩写为BO)[29]。一般钻孔崩落的长轴方向为最小水平主应力方向, 地应力量值可以通过钻孔崩落破坏区角度范围结合孔壁围岩强度参数进行估算。H储气库工区内Hu001钻孔的钻孔成像资料[31]显示, 储层段钻孔崩落的平均位置约为113°±6°和293°±7°(图4), 因而, 最大主应力方向为N23°±6°E, 优势方位为NNE向。这与震源机制解结果以及区域应力场结果较一致。

图4 钻孔崩落(BO)位置及宽度随储层埋深变化图

2.2 应力量值估算

利用钻孔崩落宽度和岩石强度参数可以获得地应力量值范围, 此次笔者将结合钻孔崩落和诱发张裂缝来限定应力量值范围。假设一个垂直钻孔位于各向同性、均质、线弹性岩体中, 岩体受到无限远处最小水平主应力(Sh)和最大水平主应力(SH)共同作用, 根据双向应力作用条件下的Kirsch解, 在钻孔孔壁附近切向应力计算式[32]为:

$\sigma_{\phi}=S_{\text{H}}+ S_{\text{h}}+2(S_{\text{H}}- S_{\text{h}})\cos 2\phi -p_{\text{p}}-p_{\text{m}}$ (2)

式中$\sigma_{\phi}$表示钻孔孔壁附近切向应力, MPa; SHSh分别表示最大、最小水平主应力, MPa; $\phi$表示孔壁某位置处与最小水平主应力方向的夹角, (°); pp表示孔隙压力, MPa; pm表示钻孔压力, MPa。

当切向应力($\sigma_{\phi}$)大于岩体有效抗压强度时发生钻孔崩落, 此时2$\phi$=WBO, 其中WBO表示钻孔崩落宽度, (°)。岩石抗压强度取决于岩石应力状态和所选用的强度准则, 目前已有Hoek-Brown准则、摩尔库仑准则、Mogi线性函数、修正Lade-Duncan准则、修正Wiebols-Cook准则等多种强度准则[33], 不同强度准则所采用的参数不同, 并且与应力状态关系也不同[29]。此次, 笔者选用修正Wiebols-Cook准则, 该准则采用两个岩石材料参数, 即岩石单轴抗压强度(UCS)和内摩擦系数(μi), 同时考虑了中间主应力(σ2)对岩石强度的影响, 因而对于通常应力状态条件下岩石强度的描述更加可靠[29]

储层段岩石三轴压缩实验得到抗压强度平均值为42.4 MPa[31], 通过厚壁筒强度实验得到的强度为70~75 MPa, 换算为UCS则介于28.6~32.3 MPa[34]。因而, 取UCS介于28.6~42.4 MPa。由于内摩擦系数对修正Wiebols-Cook准则影响较小, 此次取由测井数据估算的平均值[24]。垂直主应力(Sv)由上覆岩体压力确定, 可以根据研究区钻孔的密度测井数据获得。孔隙压力由测井曲线和重复式地层测试(RFT)数据校准得到[24]。钻孔压力则依据钻孔钻井液比重确定, 在储层段约为41.4~43.6 MPa, 大于孔隙压力, 从而保证井内压力平衡[24]

利用水压致裂法和压漏试验等多种钻孔技术, 可以较容易估算出最小水平主应力(Sh)的量值。从本文参考文献[24]中收集到H储气库储层段的Sh值(图5), 但这些数据也是根据地层压漏等钻孔技术估算出来的, 结合钻孔破坏数据进一步限定Sh的量值范围。另外, 在Hu001钻孔成像资料中并没有出现钻孔诱发张裂缝, 说明Sh大于钻孔压力, 这将进一步限定应力量值范围, 与UCSSh共同构成应力多边形(图6)。这样就可以通过WBOSh范围及UCS等参数对最大水平主应力(SH)的量值进行约束。以埋深3 539 m为例, 钻孔崩落与钻孔诱发张裂缝以及Sh限定的应力多边形(图6), 其中UCS线表示由图6确定的WBO对应的应力条件, DITF为钻孔诱发张裂缝对应的分界线(图6中蓝色虚线), 该线左侧区域为出现张裂缝, 右侧区域为不出现张裂缝。由此, 确定SHSh分别介于130.2~147.8 MPa、66.1~74.0 MPa。

图5 应力量值随储层埋深变化估算结果图

图6 埋深3 539 m处应力量值范围限定示意图

采用相同的方法, 利用图4的钻孔崩落数据, 可以对不同埋深储层及盖层段的应力量值进行估算, 从而得到应力剖面。如图5所示, SHSh量值随埋深增加略有增加, 储层段SHShSv量值范围分别为151.3±11.6 MPa, 72.7±3.0 MPa和80.2±1.2 MPa, Sh小于Sv。因而, 在H气田枯竭时应力结构类型为走滑型。

3 H储气库注采诱发应力场变化

以上应力状态分析是在储气库运行前, 而储气库运行后的周期注采会使储层孔隙压力变化, 从而使地层应力状态改变。此次笔者采用多孔介质弹性理论来估算储气库周期注采下的地层应力变化。由于储层水平方向尺寸远远大于垂向厚度(10倍以上), 可以假设储层满足无水平应变的单轴应变条件, 基于这一简单假设, 由孔隙压力变化导致的最小水平主应力变化(∆ Sh)计算式为[35]

$\Delta S_{\text{h}}=\alpha\frac{1-2v}{1-v}\Delta p_{\text{p}}$ (3)

其中 $\alpha=1-\frac{K_{\text{b}}}{ K_{\text{g}}}$

式中α表示Biot系数, H储气库α介于0.53~1.00[24, 31]; ν 表示泊松比; Kb表示岩石体积模量, GPa; Kg表示颗粒体积模量, GPa。

在单轴应力状态下水平应力仅依赖于垂直应力的变化, 因而认为最大水平主应力与孔隙压力的耦合关系和最小水平主应力与孔隙压力的耦合关系相同[35]。虽然关系式比较简单, 但却清楚表明了孔隙压力的变化会直接影响水平应力的变化。故可据其分析H气田开采及H储气库运行期间应力的变化。

地层压力一般通过井底下压力计实测和井口压力计算两种方法来获取[36]。H气田开采阶段和H储气库运行后注采阶段的实测地层压力变化如图2所示。在气田开采阶段地层压力连续下降约20 MPa, 而储气库运行后地层压力则随注采发生变化。为获得连续的地层压力变化, 基于本文参考文献[8-9, 37]中给出的井口压力, 采用本文参考文献[36]给出的方法, 估算了地层压力连续变化。虽然不同监测井及不同文献中压力随时间变化曲线有所差异[8, 9, 37], 但在各注采周期末的地层压力与实测地层压力趋势基本一致, 因而可以近似估算地层压力连续变化[36]。H气田从1998年开采到2012年枯竭时, 地层压力由原始的34 MPa降至14 MPa左右, 而后储气库运行期间地层压力介于18~34 MPa。H气田开采和H储气库运行期间的孔隙压力(即地层压力)及应力变化如图7所示。在H气田开采初期, 储层段最小水平主应力(Sh)大于垂直主应力(Sv), 应力结构类型为逆冲型, 这与震源机制解结果一致; 随着H气田持续开采, 孔隙压力下降, 进而引发水平主应力下降, 而Sv不变, 震源机制解反演结果表明ShSv的大小较接近, 当Sh低于Sv后, 应力结构类型逐步由逆冲型转换为走滑型, 转换发生的时间在2003年前后。

图7 H气田开采及H储气库注采下储层应力、H断层面有效应力及滑动趋势变化曲线图

储气库运行以后, 地层压力随注采周期发生变化, SHSh也随之发生周期性变化。在H储气库注气前, 应力结构类型为走滑型, 随着注气的进行, 孔隙压力增大, 水平主应力增大, 应力结构类型逐步转换为逆冲型; 随着采气的进行, 孔隙压力降低, 应力结构类型又转换为走滑型; 之后随着注气和采气的周期循环, 应力结构类型在逆冲型与走滑型间切换。

4 H断层滑动趋势与地震的关系

得到SHShSv三个主应力量值和方向后, 可以通过断层滑动趋势来分析H储气库主要断层的活动性。断层滑动趋势(Ts)是分析断层活化的一个重要指标, Ts定义式[12]为:

$T_{\text{s}}=\frac{\tau}{\sigma_{\text{n}}}$(4)

式中τ 表示断层面剪应力, MPa; σn表示断层面有效正应力, MPa。

式(4)中τ σn可以通过应力变换求得。临界Ts值即为断层静态摩擦系数(μ), Ts值越高说明断层或断层段发生滑动的概率越高。

基于前面估算的应力场变化结果, 利用式(4)计算了H断层(走向为300°、倾角为42°)从1998年H气田开始开采到H储气库周期注采期间断层面有效应力及断层滑动趋势(Ts)变化。如图7所示, 在气田开采过程中, 随着孔隙压力(pp)降低, 断层面有效正应力(σn)增大, 断层面剪应力(τ )降低, Ts也降低, 说明随着气田开采, 断层发生滑动的概率降低。当H气田枯竭时, Ts值降至0.36。H储气库注气后, pp增大, σn降低, τ 增大, Ts增大; 随着采气进行, pp降低, σn增大, τ 降低, Ts降低; 随着H储气库周期注气和采气, σnτ 以及Ts呈周期变化, 其中Ts介于0.37~0.50。经过3个周期的注采运行后, pp达到了设计最大值34 MPa左右[24], 相应Ts值维持在0.50左右。

Ts定量描述了断层易滑动性或断层活化的敏感性, 这与地震的发生密切相关。下面对H储气库注采期间Ts的变化与地震震级、累计次数的关系进行分析。H储气库在2013年6月9日第1次注气后的2个月内就发生了一系列微震事件, 其中有2次3.0级以上地震[7, 8, 9], 基于新疆测震台网记录地震目录和Tang等[8]的地震精定位结果, 前4个注采周期发生的微震事件如所示; 随着第1次注气的进行, 第1个微震群发生在2013年8月, 此时Ts值在0.45左右; 同样, 在第2次注气过程中, 在2014年4月Ts值在0.45左右时, 出现了第2个微震群; 第3、4个微震群分别出现在注气阶段的Ts值为0.46和0.45时。因而, 可以近似认为导致微震群发生的临界Ts值为0.45。稳定断层的Ts值需要小于其静态摩擦系数(μ)的下限, 当Ts值超过该下限值时断层将产生滑移, 因而估算H断层的μ在0.45左右。

5 分析与讨论

由于储层段不同深度的应力量值都存在一定的不确定性, 在前面分析注采诱发地层应力场变化时采用了储层段的平均应力作为参考应力, 即SH=151.3 MPa, Sh=72.7 MPa、Sv=80.2 MPa。考虑地层应力与孔隙压力(pp)误差的影响, 得到H储气库前4个注采周期的断层滑动趋势(Ts)(图8), Ts的标准差介于0.030~0.035, 并且Ts与注采情况下pp的变化规律一致。如图8所示, 与微震事件发生时刻对比, 考虑Ts的标准差, 认为产生地震群的临界Ts值介于0.42~0.48, 平均值为0.45, 即H断层的静态摩擦系数(μ)介于0.42~0.48。

图8 考虑偏差情况下断层滑动趋势及微震事件ML值、累计次数变化曲线图

基于H断层的μ为0.45, 若Ts低于该值则不发生地震, 进而估算H储气库最大允许孔隙压力(pp), 即临界pp。综合ppTs变化趋势(图7、8), 分析得到临界pp值为27.7 MPa, 大于该压力值则可能出现微震群。当pp低于该临界pp值时, 储层应力结构类型为走滑型, 可能发生的地震类型为走滑型, 高于该值时则为逆冲型。

另外, 需要注意的是在第3、4个注采周期的注气阶段微震事件数目及幅值明显低于前两个注采周期。Tang等[8]认为注入速率和井口压力同时突变引发应力突变, 进而诱发了H储气库附近断层面上的地震活动。该观点可以较好地解释第2、3注气阶段出现的地震活动, 但无法解释第1、4注气阶段出现的地震活动。依据Ts解释了H储气库前4个注采周期的地震活动, 对于地震次数在第1、2注采周期后减少的情况, 推断是由于断层附近储层基质的渗透性等发生变化, 断层面应力状态发生变化, 应力状态和能量出现了二次平衡, 从而减少了地震的发生。在H气田开采早期, ppTs都大于对应的临界值, 然而并不存在明显的诱发地震事件, 可能原因就是几个世纪以来的应力和能量平衡所致。随着H气田的开采, 累计地震次数成线性变化(图8); 而在H储气库开始注气后, 这种应力和地震能量平衡状态被打破, 能量在主要断层面附近积聚, 并通过断层滑动及地震活动释放部分能量。在经过两个连续的注采周期后, 可能形成了新的应力平衡状态, 地震次数明显减少。今后有必要对后续注采阶段的地震监测数据进一步分析以验证假设的合理性。

6 结论

1)利用震源机制解应力反演和钻孔崩落数据分别确定了新疆H储气库工区地应力方向, 其最大水平主应力方向为N21°E~N23°E, 与区域现代构造应力场结果较一致。

2)基于应力多边形理论, 利用钻孔崩落数据和岩石强度, 限定了工区地应力量值范围。H储气库注采前储层段水平最大、最小和垂直主应力量值分别为151.3±11.6 MPa, 72.7±3.0 MPa和80.2±1.2 MPa, 储层段应力结构类型为走滑型。

3)在H气田开采初期, 储层段应力结构类型为逆冲型; 随着天然气的开采, H气田地层压力下降, 水平应力降低, 应力结构类型逐步转换为走滑型; 随着H储气库注气, 水平应力开始增加, 应力结构类型又转换为逆冲型; 随着周期注采储层段水平主应力出现周期变化, 应力结构类型在走滑型与逆冲型间转换。

4)通过对从H气田开采到H储气库周期注采阶段的断层滑动趋势进行分析, 发现天然气采出会导致储层段断层滑动趋势数值降低, 而储气库注气会增加断层滑动的可能性, 断层滑动趋势随着天然气的注采发生周期变化。

5)H储气库工区的地震诱发事件与该区域主要断层的活动性密切相关, 当H断层的滑动趋势值达到0.45±0.03时, 有可能诱发小震级地震活动。H储气库避免发生微震活动的孔隙压力临界值为27.7 MPa。

编 辑 孔 玲

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