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2. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江 大庆 163712;
3. 中海石油（中国）有限公司海南分公司, 海南 海口 570100;
4. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院, 四川 成都 610041
2. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing 163712, Heilongjiang, China;
3. Hainan Branch of China National Offshore Oil Corporation Ltd., Haikou 570100, Hainan, China;
4. Exploration and Development Research Institute Sinopec Southwest Oil & Gas Company, Chengdu 610041, Sichuan, China
[Objective] The present−day in−situ stress orientations within deep shale reservoirs of the Wufeng–Longmaxi Formation in the southern Sichuan Basin are intricate and have not been comprehensively evaluated. Moreover, the mechanisms through which local structures influence these stress orientations remain poorly understood. [Methods] The Yongchuan shale gas field was selected as the study area to systematically investigate the characteristics and controlling factors of in−situ stress orientations. This evaluation employed a multi−faceted approach that included paleomagnetic analysis, seismic wave velocity anisotropy measurements, specialized well logging techniques, microseismic monitoring, and numerical simulations. [Results] The accuracy of interpreting dipole shear wave logs significantly increased when the bidirectional stress difference coefficient exceeds 0.2 and the shear wave anisotropy index is above 18%. In the strata with steep dips (>60°), it is essential to consider the influence of bidirectional stress differentials and high−angle fracture development on the interpretation of in−situ stress orientations. The in−situ stress orientations in the northern and southern synclinal regions of Yongchuan area predominantly follow east−west trend. However, these orientations exhibit significant deviations in anticlinal and fault−influenced zones, with maximum angular discrepancies of approximately 70°±5°. Based on the observed reverse trends in stress orientations above and below a specific stratigraphic level, we hypothesize that the neutral surface is located within the 1–2 layers of the Longmaxi Formation in the Yongchuan area. Furthermore, the fold−induced stress, ranging from 10 MPa to 30 MPa, significantly impacts the principal stress field and cannot be overlooked. As the distance from the fault decreases, Poisson’s ratio (ν) increases, leading to a deflection in the in−situ stress orientations and exhibiting greater sensitivity to changes in ν. [Conclusions] The orientation of maximum principal stress promotes the preservation of shale gas in syncline areas, while high−angle natural fractures in anticline areas are more likely to develop into effective fractures. We recommend deploying horizontal wells with an SN−NEE orientation in syncline areas, and a NE orientation with a layered well layout in anticline and fault zones.
页岩具有低孔、低渗的特点，水平钻井及分段压裂是页岩气规模效益开发的重要方式。地应力影响井筒稳定性、储层压裂效果并作为井网部署及井眼轨迹优化的重要依据（Schmitt et al., 2012; Zhang et al., 2018; Ju et al., 2018; Zeng et al., 2019; 赵景辉等, 2021）。水平井轨迹与最小水平主应力夹角越小，越易改造且有利于形成复杂缝网（张培先等, 2023）。目前，地应力方向判定方式主要通过现场测试（如井筒图像分析、微地震和水力裂缝监测）以及室内测试（如波速各向异性、差应变分析、声发射Kaiser效应试验）（Han et al., 2020; 曹峰等, 2022），前者成本高、操作复杂，极大地限制了其应用。若有裂缝的岩样在进行声发射Kaiser效应试验时，岩样很可能在Kaiser点数据测试之前已经提前破碎（Han et al., 2020）。此外，针对地应力方向测量存在测试盲点区、基础地震质量差等问题，数值模拟已成为定量分析地应力的重要方法（付玉华等, 2009; 刘中春等, 2016; Tian et al., 2021）。因此，地应力方向的确定正朝着系统、多方法相互确认的方向发展。
通常应力场在区域尺度上分布相对均匀（Zoback, 1992），但已有的研究表明不同的矿物成分、岩石力学性质、孔隙流体压力、构造模式和岩体中普遍发育各种尺度的不连续面（如矿脉、裂缝和断层）改变了局部应力场（Cuss et al., 2003; Faulkner et al., 2006; Healy, 2008; Brooke−Barnett et al., 2015; Rajabi et al., 2017; 徐珂等, 2019; 翁剑桥等, 2020; Zhang and Ma, 2021）。其中与断层相关的应力旋转是目前的研究热点，断层作为复杂的地质构造，对局部应力场的影响和相互作用十分复杂，普遍认为取决于地质力学性质差异、断层结构、原位孔隙压力（Faulkner et al., 2010; Stephansson and Zang, 2012; 徐珂等, 2019）。褶皱不同部位的应力状态存在明显差异，数值模拟表明不同部位应力大小相差数十兆帕，且不同部位的方向和应力状态有所差异（Reber et al., 2010; Liu et al., 2016）。
目前永川地区地应力方向分布尚缺乏足够认识，且该地区应力场非对称分布、套变频发，严重制约了页岩气的开发（郭彤楼等, 2022）。褶皱及断层附近应力方向偏转强烈，不同区域的现今地应力场分布情况差异较大，地应力方向的预测精度受到较大影响。了解构造尺度下的地应力方向偏转也有助于更好地进行工程开发。本文以永川地区为例，通过岩心测试、现场实测、数值模拟手段建立适用于复杂构造区非均质页岩储层现今地应力场分布预测方法，以期为深层页岩气的高效勘探开发提供理论依据。
2 地质背景永川地区位于四川盆地南部，构造上位于华蓥山断裂东侧的帚状断褶带（图1a），区内构造复杂，发育不同规模的断层。晚白垩世受来自雪峰陆内造山系统北西向扩展的持续变形构造活动影响，研究区NE向断层及褶皱在此背景下形成。新生代印度—欧亚板块碰撞的远程效应引区块近EW向的区域挤压应力场形成了NNE、SN向断层（图1）。中部一条带状背斜呈北东向贯穿整个研究区，背斜核部出露三叠系，两翼出露侏罗系，进一步将研究区分为北部向斜区、中部背斜区及南部向斜区，整体具有两凹夹一隆的构造特征。永川地区纵向变征具有“三滑脱层、坡坪式断层”的剖面结构特征，以中—下寒武统膏盐岩、龙马溪组泥页岩和嘉陵江组膏盐岩三套滑脱层将研究区纵向划分为三套变形层（郭卫星等, 2021）。
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图 1 川南区域地质及永川断裂分布图 Fig. 1 Geological map of southern Sichuan Basin and the fault distribution of Yongchuan area |
研究目的层为下志留统五峰组—龙马溪组富有机质页岩（埋深普遍大于3500 m），属于深层超压气藏，页岩气产能规模达20×108 m3/a（郭彤楼等, 2022）。目的层厚度稳定，分布于80~100 m，为深水陆棚相沉积。根据岩性、电性、笔石带分布规律将五峰组—龙马溪组一段自下而上划分为9个小层，其岩性主要为黑色碳质笔石页岩，偶夹砂质泥岩或粉砂岩薄层。其中1~4小层是主力开发层系，厚度为26.5~39.4 m，储层品质条件好，优质页岩TOC介于2.4%~3.2%。
3 实验方法通过古地磁实验可以恢复岩心在地下所处原始方位。首先在岩心柱面上绘制一条与岩心轴面平行的标志线作为古地磁和波速各向异性的共同参考线。将绘制标志线的岩心置于钻床上，调好水平夹固，沿轴向钻取直径25 mm、高25 mm的试样，并让端面上的平行标志线过轴心绘于圆柱面上（图2a）。测量20℃时的剩磁强度及方向，然后采用热退磁方式进行退磁处理，热退磁通常是先将样品由室温加热到某一个设定温度，再将样品在零磁空间中冷却至室温，测量出此时的剩余磁化强度，然后提高温度，重复测量。本实验取热退磁分段间隔为40℃，分别测得60~300℃温度下的剩磁强度及方向（图2b）。最后采用标准Fisher统计方法计算地磁坐标系中黏性剩磁的平均方向，进而恢复岩心在地下所处的原始方位（图3a）。
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图 2 古地磁岩样制备及不同退磁阶段磁偏角偏转分析图 Fig. 2 Preparation of paleomagnetic rock samples and analysis of magnetic declination deflection in different demagnetization stages |
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图 3 古地磁实验岩心定位图和波速偏差随圆周角变化曲线图（YY4井，3876.5 m） Fig. 3 Palaeomagnetic experiment core positioning diagram and wave velocity deviation with the change of circumferential angle curve (Well YY4, 3876.5 m) |
通过岩心波速的各向异性分析地应力方向。将样品加工成Φ 25 mm×50 mm的圆柱形试样，对全直径岩心作标志线，该标志线平行于井深方向且箭头指向顶面，且与古地磁标志线保持一致。通过超声波仪测得标志线处沿直径方向纵波传播所用时间，以顺时针10°为间隔测量沿直径方向的纵波传播时间并计算波速偏差。作波速偏差变化曲线，最小波速对应的角度即为最大水平主应力相对于标志线的夹角（图3b）。标志线的最大主应力方向结合古地磁定向结果即可得到水平最大主应力方向，计算公式为：
| $ \alpha =\beta +\theta $ | (1) |
式（1）中：α为水平最大主应力方向；β为古地磁岩心定向方位；θ为最大主应力与标志线夹角。
4 地应力方向测试及单井解释结果 4.1 岩心地应力方向实验测试结果联合波速各向异性及古地磁定向测试，结果表明YY2井的最大主应力方向介于95.9°~105.3°，YY6井的最大主应力方向介于64.3°~85.7°（表1），后者纵向上的最大主应力方向偏差远大于前者。
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表 1 最大水平主应力方向测试结果 Table 1 Results of maximum horizontal principal stress orientation |
井壁成像测井的电阻率差异能够解释应力导致的岩石破裂，利用其特征可进一步确定最大水平应力方向（Kingdon et al., 2016; Ju et al., 2018）。钻井过程中由于井壁应力集中与泥浆压力耦合作用，特定情况下可形成钻井诱导缝或井眼崩落。前者在成像测井上表现为近似垂直或呈羽状暗色条带或单一羽状暗色条带（图4a~c），其走向指示最大水平主应力方向（Zoback et al., 2003; Barton et al., 2009; Schmitt et al., 2012）；后者在成像测井上呈近似对称分布，为暗色条带或斑块，纵向上呈断续状且边界模糊（图4d~e），其椭圆长轴方向与最小水平应力方向大致平行（Zoback et al., 2003; Ju et al., 2018）。如YY2井4074~4076 m和4030~4033 m处成像测井特征为为羽状暗色条带且呈雁列式排布，YY6井3859~3862 m处为单一羽状暗色条带。根据判定的诱导缝走向，三口井相应层段的最大水平主应力方向分别为100°、95°、55°。位于YY6井3742~3743 m和YY9井2885~2888 m处的成像测井图（图4f）显示井壁崩落明显，井壁崩落方位分别为140°、150°，则解释的最大水平应力方向分别为50°、60°。若井段中裂缝较为发育，在成像测井上易观测到假崩落现象，在识别过程中需注意规避。
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图 4 川南永川地区五峰组—龙马溪组成像测井中的诱导缝和井壁崩落实例 a—YY2井，诱导缝；b—YY2井，诱导缝；c—YY6井，诱导缝；d—YY6井，井壁崩落；e—YY9井，井壁崩落；f—YY6井，假崩落 Fig. 4 Examples of drilling−induced fractures and wellbore breakouts in image logging in the Wufeng–Longmaxi Formation of the Yongchuan area, southern Sichuan Basin a–Well YY2, drilling−induced fractures; b–Well YY2, drilling−induced fractures; c–YY6 well, drilling−induced fractures; d–YY6 well, wellbore breakouts; e–Well YY9, wellbore breakouts; f–Well YY6, false wellbore breakouts |
对于各向异性地层，当横波入射该地层会分裂成速度较大的快横波和速度较小的慢横波，其中快横波偏振方向指示最大水平应力方向。常用快慢波时差各项异性衡量地层的各向异性，各向异性越强，提取的数据可信度越高。各项异性系数计算公式为：
| $ \mathrm{I}\mathrm{D}\mathrm{T}=\frac{{\Delta t}_{{\mathrm{ss}}}-{\Delta t}_{{\mathrm{sf}}}}{{(\Delta t}_{{\mathrm{ss}}}+{\Delta t}_{{\mathrm{sf}}})/2}\times 100{\text{%}} $ | (2) |
式（2）中：
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图 5 两向差应力系数（a）、偶极横波各向异性系数（b）与最大主应力方位组数关系 Fig. 5 Relationship between the two−directional stress difference coefficient (a), dipole shear wave anisotropy coefficient (b) and the number of groups of the maximum principal stress orientation |
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图 6 YY7井（a）和YY2井（b）偶极横波各向异性方向解释最大主应力方向结果 Fig. 6 Explaining orientations of maximum principal stress by the anisotropic direction of dipole shear wave of Well YY7 (a) and Well YY2 (b) |
水力压裂产生的裂缝代表了地下较大区域的地应力方向，微地震监测通过监测、分析水力压裂过程中岩石破裂产生的地震波确定震源点的位置进而确定水力裂缝的形态（周文, 2007）。最大主应力方向通过对微地震数据点排列的方位角平均得到。YY4−2和YY10−3微地震监测显示两口井现今水平最大主应力方向分别为105°和92°（图7）。需要注意是，若天然裂缝发育且天然裂缝被激活时会导致微地震响应具有多解性（图7b）。
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图 7 川南永川地区水平井分支龙一段3开发小层的微地震监测事件 a—YY4−2水平井龙一段3开发小层监测结果；b—YY10−3水平井龙一段3开发小层监测结果 Fig. 7 Microseismic monitoring events in the development layer 3 of the first member of Wufeng–Longmaxi Formation, a horizontal well branch in the Yongchuan area, southern Sichuan Basin a–Monitoring results of YY4−2 horizontal well in the development layer 3 of the first member of Wufeng–Longmaxi Formation; b–Monitoring results of YY10−3 horizontal well in the development layer 3 of the first member of Wufeng–Longmaxi Formation |
综合利用岩心测试和单井地应力方向解释相互验证判定出研究区8口井的现今地应力方向。尽管YY2井偶极横波反映的地应力方向杂乱，但4074~4076 m诱导缝指示最大主应力方向为95°，同时根据该井段上段4069.12 m处古地磁和波速各向异性岩心测试资料所反映的最大水平主应力方向为103.1°，则判断该井最大水平主应力方向为100°±5°。因此，基于“岩心测试−井壁成像−近井筒波速各向异性提取”相互补充、相互验证的方式认为位于南部向斜区的及北部向斜区的龙一段1~9小层的现今地应力方向差异较小且纵向分布稳定，五口井现今地应力方向介于98°~105°。位于抬升断块区的YY6井及位于背斜区的YY7井、YY9井龙一段1~9小层中各小层的现今地应力方向存在较大的差异，将此三口井分为1~3层、4~5小层及6~9小层分别判定其现今地应力方向，其中YY6井地应力方向介于分别为30°、40°、60°；YY7井地应力方向分别为30°、35°、40°；YY9井地应力方向分别为30°、45°、55°（图1b）。
上述地应力方向判别方法适用性存在差异。根据不同方法原理及识别标准，归纳出了其在不同地层中的适用性（表2）。在两向差应力系数较低的层段，各向异性较差、井眼变形程度较小，因此部分现今地应力方向解释方法不适用。在高角度裂缝发育层段，井壁因高角度缝而崩落，因此通过井壁崩落解释现今地应力方向不可用。在平缓地层一般无高角度裂缝发育，只需考虑两向差应力对现今地应力方向解释准确性的影响，而在高陡地层（>60°），需同时考虑两向差应力和高角度裂缝发育情况对现今地应力方向解释准确性的影响。
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表 2 页岩储层现今地应力方向判断方法适用性 Table 2 Applicability of present−day in−situ stress orientation judgment method in the shale reservoir |
在以上单井地应力分析基础上，采用FLAC3D对永川地区地应力场进行模拟以进一步明确其分布规律（图8）。首先通过地震资料等数据建立三维地质模型。然后采用“岩心−测井−地震”构建三维非均质岩石力学场，将永川地区划分为4个区分别进行岩石力学参数赋值，具体赋值见表3。在完成三维地质模型和岩石力学参数赋值后，采用快速应力边界法来加载。只在模型的外部表面施加边界应力条件，施加的应力可作用在外部单元节点上，在初始应力场生成时，不给模型设置速度边界条件。根据永川地区现今地应力场的分布情况在模型外表面施加应力，该应力转化为模型外表面任一单元节点所受的节点力。模型具体加载数据见表4。
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图 8 地应力方向数值模拟流程 Fig. 8 Numerical simulation process of the present−day in−situ stress orientations |
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表 3 川南永川地区目的层岩石力学参数赋值 Table 3 Assignment of rock mechanics parameters of the target layer in the Yongchuan area, southern Sichuan Basin |
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表 4 川南永川地区边界加载应力 Table 4 Boundary loading stress of Yongchuan area, southern Sichuan Basin |
以龙一段3小层为例，研究区关键井最大水平主应力方向模拟与单井解释结果对比如表5所示。最大水平主应力方向误差平均为5.56%，通常应力场数值模拟误差控制在10%以内时已基本满足精度要求（付玉华等, 2009）。因此，模拟结果可用以评价永川复杂构造区内龙一段现今地应力方向分布特征。模拟结果（图9）显示北部向斜区地应力方位较稳定，以近EW向（95°~100°）为主，靠近南部和东部断裂时，地应力方位沿着断层走向偏转。在夹持断块区和抬升断块区，受多条不同走向断层影响，水平最大主应力方向分布杂乱，最大主应力主体方向为NEE—EW向（30°~95°），靠近断层时沿着断层走向偏转，而在断层端点处地应力方位朝着端点偏转。永川背斜区顶部地应力方位向着褶皱轴向偏转，最大主应力主体方向为NNE—NE（35°~55°），向两翼过渡地应力方位向着垂直于褶皱走向偏转，并逐渐过渡到区域应力方向。南部向斜区地应力方位相对较稳定，总体以近EW向（92°~105°）为主，在断层分布区附近存在局部地应力方向偏转（图9）。
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表 5 川南永川地区最大水平主应力方向的单井解释值与预测值对比 Table 5 Comparison of single well interpretation value and predicted value in the orientation of maximum horizontal stress in the Yongchuan area, southern Sichuan Basin |
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图 9 川南永川地区龙一段3小层最大主应力方向模拟结果 Fig. 9 Simulation results of maximum horizontal principal stress orientation of 3 layer in the first member of Longmaxi Formation of the Yongchuan area, southern Sichuan Basin |
研究区最大主应力方向模拟结果表明在褶皱核部的方向平行于褶皱轴向，在两翼则垂直于其轴向。位于褶皱核部的YY9井纵向上的地应力方向和最大主应力梯度存在明显的分界。褶皱中和面是发生褶皱的岩层中既无伸长也无缩短的无应变面，弯曲的岩层在中和面以上派生拉张应力，中和面以下为挤压应力。YY9井1~2小层之上地应力方向和最大主应力梯度保持在30°~50°和2.6 MPa/100 m，在1~2小层之下地应力方向明显开始增大，最大至104°和2.8 MPa/100 m（图10a、b）。因此推测研究区龙马溪组的中性面应位于龙一段的1~2小层。曲率与派生应力关系在完全弹性条件下为（周文, 2007）：
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图 10 YY9井最大主应力方向随深度变化图（a）、最大主应力梯度随深度变化图（b）与不同杨氏模量下的变形曲率与派生应力关系（c） Fig. 10 Well YY9, the maximum horizontal stress orientation changes with depth (a), maximum horizontal stress gradient changes with depth (b) and the relationship between deformation curvature and derived stress under different Young's modulus (c) |
| $ {\sigma }_{n}=\left(E\frac{h}{2}\frac{{d}^{2}{\textit{z}}}{d{x}^{2}}\right)/\left(1+\frac{{d}^{2}{\textit{z}}}{d{x}^{2}}\right) $ | (3) |
式（3）中：σn为派生张应力；E为杨氏模量，GPa；h为地层厚度，m；
| $ {\sigma }_{3}^{*}={\sigma }_{n}\mathrm{cos}\theta +{\sigma }_{3} $ | (4) |
在变形层厚度为100 m的情况下，随着地层曲率和杨氏模量的增加，派生应力增大，但同时随着曲率的增大，派生应力的增加速率变缓（图10c）。永川地区背斜以NE向为主，且横跨工区主体，其派生应力介于10~30 MPa（图10c），对主应力的影响不可忽略。位于中和面之上的张性带派生的拉张应力为负值，势必会抵消部分应力，而中和面之上的压扭带派生的挤压应力为正值叠加后则会增加部分应力，进而使得位于中和面上下的最大主应力方向呈相反偏转。过新店子背斜西南部位的3条剖面最大主应力方向模拟结果显示，在背斜顶部最大主应力方向平行于背斜轴向，在背斜两翼则垂直于背斜轴向；随着变形曲率增大，即构造变形增强，纵向上所派生的张性和拉张带的纵向厚度增大，其纵向上的最大主应力方向偏转范围也越大（图11）。
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图 11 不同曲率的褶皱与最大主应力方向剖面图 Fig. 11 Orientation of the maximum principal stress under different curvature folds |
单井最大水平主应力方向分析和平面模拟结果显示在断层尖端部位地应力方向偏转明显，表现为朝着断层端点偏转，且越靠近断层端点，地应力方向的偏转角度越大（图1b，图9）。前人采用椭圆孔口平面应变模型分析认为断层与最大水平应力方向夹角越大，断层端部环向应力越大，应力方向偏转程度越大；当断层与最大水平应力方向夹角一定时，断层端部环向应力突变使最大主应力方向趋向于断层走向偏转（刘中春等, 2016; 徐珂等, 2019）。另一方面，由于距离断裂带位置的差异，导致不同部位的岩石力学性质弱化也是诱导应力方向偏转的重要原因（Faulkner et al., 2006; Healy, 2008; Xu et al., 2019; Tian et al., 2021）。临近断裂带附近钻井总体具有较高的杨氏模量（E）和泊松比（ν）（图12a、b）。永川地区断裂处于走滑状态，利用走滑断裂带的弹性多层模型分析永川地区断裂带及其附近岩石力学差异与应力方向偏转的关系（图13）。在该模型中，具有不同岩石力学差异的岩体与断层损伤带之间的力学平衡条件限制了σXX、τXY和εYY在断层边界上为恒定常数；若要使σ1向断层面产生偏转，则需要使σYY相对于σXX增加（Casey et al., 1980; Faulkner et al., 2006; Healy, 2008）。因此，多层模型中最大主应力方向的变化源于σYY的变化（Healy, 2008）。断层走向与最大主应力方向之间的夹角关系为（Jaeger et al., 2007）：
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图 12 （a）不同钻井的E、（b）不同钻井的ν、（c）σYY随ν的变化图、（d）θ随ν的变化图、（e）σYY随E的变化图、（f）θ随E的变化图 Fig. 12 (a) E of different wells; (b) ν of different wells; (c) variation of σYY with ν; (d) variation of θ with ν; (e) variation of σYY with E; (f) variation of θ with E |
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图 13 走滑断裂带的多层弹性模型（a，修改自Healy, 2008）与局部坐标系的应力分量状态（b） Fig. 13 Multi−layered elastic model of strike−slip fault zone (a, modified from Healy, 2008) and stress component state in the local coordinate system (b) |
| $ \theta =\mathrm{a}\mathrm{r}\mathrm{c}\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{n}[2{\tau }_{xy}/({\sigma }_{{\mathrm{YY}}}-{\sigma }_{{\mathrm{XX}}})+\sqrt{(4{\tau }_{xy}^{2}+{({\sigma }_{{\mathrm{YY}}}-{\sigma }_{{\mathrm{XX}}})}^{2})}] $ | (5) |
σYY应力分量可表示为
| $ {\sigma }_{{\mathrm{YY}}}={c}_{11}{\varepsilon }_{{\mathrm{YY}}}+{c}_{12}({\sigma }_{{\mathrm{XX}}}-{c}_{21}{\varepsilon }_{{\mathrm{YY}}})/{c}_{22} $ | (6) |
其中
| $ {c}_{11}={c}_{22}=E(1-v)/\left[\right(1+v\left)\right(1-2v\left)\right] $ | (7) |
| $ {c}_{12}={c}_{21}=Ev/\left[\left(1+v\right)\left(1-2v\right)\right] $ | (8) |
E和ν对θ的影响通过保持其中一个弹性参数不变而改变另一个来研究。研究区断层主要以NE向为主，其次为少量的NNE和近SN向。以YY2井岩石力学参数作为围岩代表，σ1和σ3来自该井的压裂施工曲线反演，计算出的σ1和σ3分别为113 MPa和99 MPa，并施加在断裂带30°、45°、60°、75°处。随着与断裂带距离的增加，岩石杨氏模量和泊松比呈增大趋势，引起最大主应力方向的偏转。其中相同条件下，由于ν使得σYY应力分量增幅更大，因此地应力方向偏转幅度对ν的敏感性高于E（图12c~f）；而在E和ν分别大于30 GPa和0.35的情况下，θ的变化趋势变缓（图12e~f）。此外，断层与最大主应力方向夹角越大，最大主应力方向夹角偏转越大，因而在相同规模的断层下，NE向和NNE向断层对最大主应力方向影响最明显。
7 现今地应力方向偏转对页岩气富集高产的影响成像测井结果表明永川地区高导裂缝走向以NNE（20°±10°）以及NEE（60°±10°）向为主，其中北部向斜区裂缝优势组系明显，南部向斜区裂缝组系较为杂乱，倾角主频介于5°~25°，总体为水平—低角度剪切缝，裂缝多被充填，有效性差（何建华等, 2024）。长宁、焦石坝、丁山地区富集高产井高导裂缝均与最大主应力呈大角度相交，表现为高压力系数和高含气量（吴建发等, 2021），表明现今地应力方向对高导裂缝的封闭降低了页岩气逸散风险。永川向斜区的优势高导裂缝与最大主应力方向呈大角度相交（80°±10°），裂缝的封闭性最好有利于页岩气的保存，而位于背斜区由于地应力方向偏转使得最大主应力方向与高导裂缝和断层平行，降低了裂缝的封闭性不利于页岩气的保存（表6）。但另一方面，随着注水压力的增大，当裂缝两侧的岩体发生相对滑动时即认为天然裂缝可对油气运移起积极作用（鞠玮等, 2020）。现今水平最大主应力方向与高导裂缝走向的夹角较小以及裂缝倾角越大，裂缝开启压力越小（鞠玮等, 2020）。因此，背斜区的高角度裂缝更易成为有效裂缝。
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表 6 永川地区钻井的地压系数、含气量和产量统计 Table 6 Statistics of pressure coefficient, gas content and production of wells in Yongchuan area |
页岩储层水平井最佳布井方式通常沿最小水平主应力方向。为保持井壁稳定性和使水平井穿过有效裂缝，建议向斜区水平井部署方位为近SN—NEE向；背斜区断裂以NE向为主，而最大主应力方向偏转至NE向，若沿最小水平主应力方向（NW向）布井，水平井段钻遇小断层的几率将增大并增加钻井风险，因此建议布井方向为NE向。以YY7井为例，采用测井计算的地应力结果显示井纵向存在明显的应力隔层（图14a），值得注意的是，YY7井应力在1~2小层之上并没有明显的减少趋势，其纵向岩性存在明显差异，背斜区同样也处于断裂影响区内。储层和隔层的应力差是影响水力裂缝扩展的重要因素（Warpinski et al., 1982），随着隔层应力的增大，裂缝的扩展被限制于低应力层内，水力能量用于压裂裂缝的横向扩展（何建华等, 2022; 杨帆等, 2024）；此外，由于褶皱派生应力影响，位于背斜区纵向地应力方向也存在较大的差异。因此，针对永川地区不同层段的页岩气的开发方式应采用分层布井立体式开发（图14b）。
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图 14 YY7井地应力剖面和分层布井示意图 Fig. 14 Stress profile and layered well layout diagram of Well YY7 |
（1）当两向应力差越大时，偶极横波解释的地应力方向的置信度越高，且当地应力差异系数大于0.2，横波各项异性系数大于18%时，最大主应力方位组数变化稳定；联合古地磁定向、波速各项异性实验以及微地震监测资料，认为在高角度裂缝发育层段，井壁崩落解释现今地应力方向不可用，而在高陡地层，需同时考虑两向差应力和高角度裂缝发育情况对现今地应力方向解释准确性的影响。
（2）地应力方向的评价应在多源资料相互补充，相互验证的基础上进行优选；永川地区地应力方向评价结果显示位于北部和南部向斜区的地应力方向纵向分布稳定，最大主应力方向偏差<13°；位于背斜区、夹持断开区的地应力方向纵向分布杂乱，方向偏差最大为70°±5°。
（3）永川地区最大主应力方向受褶皱和断层偏转明显。永川地区中和面应位于龙一段1~2小层，褶皱中和面上下地应力方向呈相反的变化趋势，派生应力介于10~30 MPa，对主应力影响不可忽略；随着距断层距离减少，ν呈增大趋势，并使得最大主应力方向偏转，NE和NNE向断层对地应力的扰动最为明显。
（4）永川地区向斜区的最大主应力方向有利于页岩气的保存，而背斜区的高倾角裂缝更易在压裂时成为有效裂缝；为保持井壁稳定性、水平井穿过有效裂缝和避免钻遇小断层，建议向斜区水平井部署方位为近SN—NEE向；背斜区和夹持断块区以NE向为主；由于应力隔层和褶皱派生应力的存在，应采用分层布井。
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