徐珂，楊海軍，張輝，王海應(yīng)，袁芳，王朝輝，李超

（中國石油 塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000）

中國深層—超深層油氣勘探開發(fā)先后在塔里木盆地、四川盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、松遼盆地等取得重大發(fā)現(xiàn)[1]，成為中國油氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域。塔里木盆地庫車坳陷是典型的深層—超深層天然氣富集區(qū)，由于強烈的成巖壓實作用和膠結(jié)作用，超深儲集層極為致密[2-7]，需通過壓裂改造溝通天然裂縫，才能提高致密儲集層的滲透性，成為有效的油氣滲流通道。另外，庫車坳陷構(gòu)造極其復(fù)雜，地表起伏大，淺部地層傾角高，地下發(fā)育巨厚膏鹽巖[8]，對鉆井提速和完井改造帶來了極大困難。

實踐經(jīng)驗表明，研究儲集層巖石力學(xué)性質(zhì)、地應(yīng)力狀態(tài)以及天然裂縫特征，對超深層油氣勘探和開發(fā)有重要意義[9-11]，特別是現(xiàn)今地應(yīng)力及其控制下的裂縫狀態(tài)，對超深儲集層品質(zhì)和氣井產(chǎn)能起關(guān)鍵作用。前人對克拉蘇構(gòu)造帶博孜區(qū)塊沉積、構(gòu)造、儲集層等方面已開展了不同程度的研究，但對地應(yīng)力的研究不夠深入，對地應(yīng)力分布特征及其影響因素認(rèn)識不足，制約了該區(qū)油氣勘探開發(fā)進(jìn)程。因此，有必要開展現(xiàn)今地應(yīng)力研究，查明其在三維空間的分布特征，明確控制其分布規(guī)律的影響因素，為井位部署提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

庫車坳陷位于塔里木盆地北部，夾持于南天山造山帶與塔北隆起之間。博孜1 氣藏位于庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶西部的博孜區(qū)塊。燕山運動晚期以來，克拉蘇構(gòu)造帶經(jīng)歷劇烈構(gòu)造擠壓，在新近系庫車組沉積中—晚期擠壓最為強烈，定型于喜馬拉雅運動晚期，形成了現(xiàn)今逆沖疊瓦狀的構(gòu)造格局[12-14]。

博孜1 氣藏受2 條北傾逆斷層夾持，是一個近北東東—南西西走向的長軸斷背斜氣藏，構(gòu)造走向與2條邊界斷裂走向基本一致。內(nèi)部發(fā)育一系列由2 條傾向相反的斷層所夾持的背沖構(gòu)造，也叫突發(fā)構(gòu)造?？碧綄嵺`表明，該構(gòu)造是庫車坳陷優(yōu)質(zhì)的油氣藏構(gòu)造類型[15]，博孜1氣藏也是當(dāng)前開發(fā)的重點區(qū)塊之一。

博孜1 氣藏鉆遇地層從上至下依次為第四系西域組，新近系庫車組、康村組和吉迪克組，古近系蘇維依組和庫姆格列木群，白堊系巴什基奇克組和巴西改組。庫姆格列木群為一套厚度分布差異巨大的膏鹽巖層，具有塑性特征，其控制了鹽下沖斷構(gòu)造的發(fā)育及儲集層的演化[16]。儲集層為白堊系巴什基奇克組二段和三段，其中巴二段為辮狀三角洲前緣沉積，平均孔隙度為3.7%；巴三段為扇三角洲前緣沉積，孔隙度為4.0%～7.0%，滲透率為1.47 mD。儲集層以細(xì)砂巖為主，其次為中砂巖、粗砂巖、粉砂巖和含礫砂巖，屬于特低孔低滲儲集層。博孜1氣藏天然氣CH4含量高，平均為88.6%，其他烴和N2含量低，CO2含量很少，不含H2S。

2 地應(yīng)力測井解釋

采用微電阻率掃描成像（FMI）測井和六臂井徑測井結(jié)合的方法，判別不同部位現(xiàn)今地應(yīng)力方向。在鉆井過程中，隨著井筒巖心的取出，井壁在圍壓的作用下會產(chǎn)生應(yīng)力集中，引起鉆井誘導(dǎo)縫的發(fā)育，當(dāng)應(yīng)力集中超過井孔周圍巖石的破裂強度，則發(fā)生井壁崩落[17-18]。誘導(dǎo)縫走向指示最大水平主應(yīng)力方向，而井壁崩落方位一般垂直于最大水平主應(yīng)力方向[19]（圖1a）。如A104 井在6 773—6 776 m 井段的誘導(dǎo)縫走向為87°，據(jù)此判定該井最大水平主應(yīng)力方向為87°。

圖1 井壁行跡判別最大水平主應(yīng)力方向Fig.1.Identifying the orientation of the maximum horizontal principal stress by wellbore track

油田實踐表明，組合彈簧模型考慮了彈性模量對地應(yīng)力的影響，適用于擠壓作用強烈的庫車坳陷，其計算模型如下[20]：

主應(yīng)力方向的應(yīng)變量ξH和ξh難以直接確定，利用水力壓裂施工數(shù)據(jù)確定特定位置上的最大水平主應(yīng)力，以此作為約束和刻度依據(jù)，間接確定ξH和ξh。在水力壓裂過程中，停泵壓力為裂縫閉合壓力，等于最小水平主應(yīng)力，則水平主應(yīng)力為[21]：

如果沒有水力壓裂數(shù)據(jù)，也可以通過井壁破裂信息反演現(xiàn)今應(yīng)力場狀態(tài)。從FMI 測井上可以判斷井壁崩落寬度，而崩落寬度與巖石單軸抗壓強度以及地應(yīng)力狀態(tài)有定量的數(shù)學(xué)計算關(guān)系[22]。因此，可以根據(jù)崩落寬度和（1）式計算的井壁崩落位置單軸抗壓強度，反演最大水平主應(yīng)力和最小水平主應(yīng)力的梯度，本文也利用該方法確定地應(yīng)力場狀態(tài)。圖2為A104井的井壁崩落圖像和應(yīng)力四邊形，應(yīng)力機制落于走滑型的范圍內(nèi)，即垂向主應(yīng)力小于最大水平主應(yīng)力，大于最小水平主應(yīng)力。在6 765 m 處，最小水平主應(yīng)力約140 MPa，最大水平主應(yīng)力為175～180 MPa。一般來說，對于超過6 500 m的超深層應(yīng)為正斷層型地應(yīng)力狀態(tài)，即垂向主應(yīng)力大于最大水平主應(yīng)力，可見博孜1 氣藏所處的克拉蘇構(gòu)造帶正持續(xù)遭受強烈的水平擠壓作用，水平應(yīng)力差較大，總體超過30 MPa。

圖2 基于應(yīng)力四邊形反演的A104井現(xiàn)今地應(yīng)力Fig.2.Current in-situ stress in Well A104 based on stress quadrilateral inversion

對博孜1 氣藏開展地應(yīng)力測井解釋，明確其巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力變化規(guī)律，圖3 為A104 井目的層白堊系巴什基奇克組的單井地應(yīng)力測井解釋剖面。

圖3 A104井地應(yīng)力測井解釋剖面Fig.3.In-situ stress section from logging interpretation in Well A104

表1 為博孜1 氣藏6 口井的巖石力學(xué)參數(shù)及現(xiàn)今地應(yīng)力統(tǒng)計，其中，現(xiàn)今地應(yīng)力參數(shù)作為三維應(yīng)力場數(shù)值模擬的約束條件。需要說明的是，A1-1 井和A104-1 井為2 口開發(fā)井，部署于A1 井和A104 井投產(chǎn)后若干年，A1-1 井距離A1 井500 m，A104-1 井距離A104 井700 m，一定程度上可以反映氣藏投產(chǎn)若干年后的地應(yīng)力特征。

表1 博孜1氣藏單井地質(zhì)力學(xué)參數(shù)Table 1.Single-well geomechanical parameters of Bozi-1 gas reservoir

3 現(xiàn)今地應(yīng)力場數(shù)值模擬

有限個離散點的地應(yīng)力參數(shù)只能反映井點局部地應(yīng)力場情況，難以反映氣藏整體的地應(yīng)力分布特征。采用有限元數(shù)值模擬法，對博孜1 氣藏開展三維現(xiàn)今地應(yīng)力場的分析。有限元數(shù)值模擬法的基本思路為：首先將地質(zhì)體進(jìn)行離散化處理，成為若干有限個單元，單元之間由節(jié)點相連，將相應(yīng)的巖石力學(xué)參數(shù)賦予到對應(yīng)的單元中[23]。研究區(qū)內(nèi)場函數(shù)的基本變量包括位移、應(yīng)力和應(yīng)變，根據(jù)邊界受力條件和節(jié)點平衡條件，求出以節(jié)點位移為未知量、以總體剛度矩陣為系數(shù)的方程組解，求取各個節(jié)點上的位移，進(jìn)而計算每個單元內(nèi)的應(yīng)力和應(yīng)變。

3.1 模型建立及邊界條件

博孜1 氣藏地表較為平坦，多為植被和戈壁，但地層巖性復(fù)雜，地表層、庫車組和康村組的礫石層，以及庫姆格列木群的塑性膏鹽巖層等對目的層地應(yīng)力的分布有一定程度的影響。因此，在建立模型時，不是僅僅將目的層之外的巖體視為一個巖石力學(xué)性質(zhì)均一的立方體，而是充分考慮了不同圍巖的巖石力學(xué)性質(zhì)，將模型共分為5 層，各層圍巖的巖石力學(xué)參數(shù)根據(jù)庫車坳陷野外樣品的力學(xué)測試得到，并根據(jù)目的層密度測井計算的垂向應(yīng)力進(jìn)行校正（表2）。

表2 博孜1氣藏圍巖模型的巖石力學(xué)參數(shù)Table 2.Rock mechanical parameters of the surrounding rock model in Bozi-1 gas reservoir

權(quán)衡模擬精度與運算效率，設(shè)定目的層模型網(wǎng)格步長為150，網(wǎng)格總數(shù)為635 892個。以A1井、A101井、A102 井及A104 井為約束，對應(yīng)力邊界載荷加載方式進(jìn)行優(yōu)化，最終確定模型南北方向施加210 MPa 的擠壓力，東西方向施加163 MPa 的擠壓力，垂向重力通過軟件自動加載，該條件下模擬結(jié)果與單井地應(yīng)力狀態(tài)吻合。為提高預(yù)測精度，通過井震結(jié)合獲得了博孜1 氣藏的三維巖石力學(xué)參數(shù)，并將其賦予到有限元模型的每個網(wǎng)格中。其中，彈性模量大多為10～40 GPa，泊松比基本在0.26左右，密度主要為2.3～2.6 g/cm3。

3.2 結(jié)果及誤差分析

通過有限元模擬及計算，得到了博孜1 氣藏現(xiàn)今地應(yīng)力分布特征。對比模擬結(jié)果與實測結(jié)果（表3），所有誤差均在10%以內(nèi)，表明現(xiàn)今地應(yīng)力模擬結(jié)果可信度較高。

表3 博孜1氣藏現(xiàn)今地應(yīng)力數(shù)值模擬結(jié)果分析Table 3.Analysis of the numerical simulation results of current in-situ stress in Bozi-1 gas reservoir

博孜1 氣藏三維應(yīng)力場模擬結(jié)果見圖4，地應(yīng)力的非均質(zhì)性較強，最大水平主應(yīng)力分布趨勢總體為北低南高，背斜高點呈低值，與實測數(shù)據(jù)的分布趨勢一致。最大水平主應(yīng)力主要分布于175～190 MPa，隨埋深增大，最大水平主應(yīng)力也增大（圖4a）。最小水平主應(yīng)力的分布趨勢與最大水平主應(yīng)力類似，總體呈北低南高，背斜高點為低值，應(yīng)力隨埋深增大而增大，主要分布于135～150 MPa（圖4b）。水平應(yīng)力差較大，大于30 MPa，分布較為離散，背斜高點的水平應(yīng)力差較小（圖4c）。博孜1 氣藏的最大水平主應(yīng)力方向分布差異大，但規(guī)律性較強，自西向東逐漸從北東向偏轉(zhuǎn)至東西向，東部又偏轉(zhuǎn)為北東向，在A102 井和A104 井所處的高部位，現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈近東西向（圖4d）。需要注意的是，A1-1 井與A104-1 井的最大水平主應(yīng)力方向均與鄰井最大水平主應(yīng)力方向呈近90.0°夾角。

圖4 博孜1氣藏現(xiàn)今地應(yīng)力場模擬結(jié)果Fig.4.Simulation results of the current in-situ stress field in Bozi-1 gas reservoir

4 地應(yīng)力場分布機理

地應(yīng)力是地殼內(nèi)部應(yīng)力的總和，包括構(gòu)造應(yīng)力、重力和流體引起的應(yīng)力等。地應(yīng)力賦存于組成地質(zhì)體的巖石中，影響其分布的因素非常多[24]。對于油氣藏來說，影響因素主要包括所處的構(gòu)造背景（地質(zhì)邊界條件）、儲集層巖性、斷裂、流體、溫度以及勘探開發(fā)過程的人為擾動等，不同類型的油氣藏，主控因素不一。

4.1 地質(zhì)邊界條件

博孜1 氣藏所處的庫車坳陷地質(zhì)背景非常復(fù)雜，不同地質(zhì)邊界條件造成應(yīng)力狀態(tài)分布的差異較大。地質(zhì)邊界條件引起的地應(yīng)力非均質(zhì)分布，第一種應(yīng)力狀態(tài)為水平擠壓自上而下逐漸增大，而且在同一水平面上，兩端擠壓力不等，左端大于右端（圖5a），該邊界條件下的最大水平主應(yīng)力方向變化非常明顯，裂縫分布區(qū)較發(fā)育。第二種應(yīng)力狀態(tài)為水平擠壓在左端自上向下先增大再減小，右端保持均勻，并且自左至右呈指數(shù)遞減，該狀態(tài)下2 個主應(yīng)力方向變化尤為顯著，且穩(wěn)定區(qū)大于裂縫發(fā)育區(qū)，后者局限于左端的狹窄地段（圖5b）。第三種應(yīng)力狀態(tài)為在巖塊底面上作用著正弦曲線狀的垂向應(yīng)力，兩端為自上到下逐漸增加的水平擠壓，這種應(yīng)力狀態(tài)下地應(yīng)力和裂縫的分布比較復(fù)雜，穩(wěn)定區(qū)和裂縫區(qū)交替分布（圖5c）。在6 500 m 以深的超深層，裂縫是重要的滲流通道和儲集空間，裂縫形成后應(yīng)力釋放，現(xiàn)今應(yīng)力場往往表現(xiàn)為低應(yīng)力，所以裂縫發(fā)育的低應(yīng)力區(qū)帶是油氣成藏有利區(qū)。

圖5 地質(zhì)邊界條件引起的地應(yīng)力非均質(zhì)分布（引自文獻(xiàn)［25］）Fig.5.Heterogeneous in-situ stress distribution caused by geological boundary conditions(from Reference[25])

可見，不均勻地質(zhì)邊界條件加劇了地應(yīng)力和斷裂分布的復(fù)雜性，而不均勻受壓是自然界常見情況，真實地質(zhì)邊界條件下控制的地應(yīng)力場分布的非均質(zhì)性只會更強更復(fù)雜。這就解釋了博孜1氣藏具有強非均質(zhì)性的原因，在該區(qū)塊部署井位也不能簡單地采用傳統(tǒng)“沿長軸、占高點”的方式，因為在構(gòu)造高部位也可能鉆遇具有高應(yīng)力的不利位置。

4.2 巖石力學(xué)性質(zhì)

巖性也是影響地應(yīng)力分布的重要內(nèi)在因素之一，巖石力學(xué)參數(shù)對地應(yīng)力數(shù)值和方向均有不同程度的影響。博孜1 氣藏諸多單井資料表明，地應(yīng)力與巖性、裂縫發(fā)育、含氣性等參數(shù)相關(guān)性顯著。發(fā)育裂縫的含氣層，其地應(yīng)力最低，其次為不發(fā)育的含氣層，泥巖段或泥質(zhì)含量高的層段具有較高的地應(yīng)力，而厚層且不含氣的干層，往往具有很高的地應(yīng)力。即發(fā)育裂縫的含氣砂巖地應(yīng)力最小，其次為無或少裂縫的含氣砂巖，再次為泥巖，干層砂巖地應(yīng)力最大。而常規(guī)巖石力學(xué)實驗結(jié)果往往是砂巖應(yīng)力高，泥巖應(yīng)力低。之所以存在這樣的現(xiàn)象，首先是因為深部儲集層的流體（油、氣、水等）能夠弱化巖石力學(xué)性質(zhì)[26]，從而降低了砂巖儲集層的地應(yīng)力；其次，儲集層巖石發(fā)育的天然裂縫在形成過程中釋放了部分能量，同樣降低了巖石中富集的應(yīng)力；再次，當(dāng)砂泥巖同時受力時，深部泥巖具有一定的塑性，不易破裂，能量聚集，因此具有較高的應(yīng)力，砂巖則通過產(chǎn)生裂縫釋放部分能量，內(nèi)部聚集的應(yīng)力較低，而未產(chǎn)生裂縫的砂巖則依舊聚集了很高的應(yīng)力。因此，在井位部署和儲集層改造的射孔層段選擇時，不僅要考慮物性好的砂巖段，還要充分考慮地應(yīng)力因素，盡可能多優(yōu)選低應(yīng)力區(qū)和低應(yīng)力層段。

4.3 現(xiàn)今地應(yīng)力方向分布規(guī)律

4.3.1 靜態(tài)因素

圖5c 為現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向在平面的分布，表現(xiàn)為自西向東逐漸從北東向近東西向偏轉(zhuǎn)的趨勢。然而，現(xiàn)今地應(yīng)力方向在縱向上也有規(guī)律性變化。圖6a為A104井目的層現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向自上到下的變化，從東西向偏轉(zhuǎn)至南北向，這是由于背斜構(gòu)造的局部應(yīng)力場疊加于區(qū)域應(yīng)力場所致。圖6b 是一個走向為東西向的背斜構(gòu)造示意圖，在背斜頂部存在局部張應(yīng)力帶，其最大水平主應(yīng)力方向與背斜走向平行，即東西方向。而在中和面之下，存在局部擠壓應(yīng)力帶，其最大水平主應(yīng)力方向與背斜走向垂直，即南北方向。局部張應(yīng)力自上到下逐漸減弱，局部壓應(yīng)力自上到下逐漸增強。當(dāng)局部應(yīng)力與區(qū)域應(yīng)力疊加，就造成了背斜構(gòu)造現(xiàn)今地應(yīng)力方向發(fā)生規(guī)律偏轉(zhuǎn)，即從上至下由東西向偏轉(zhuǎn)至南北向。這就解釋了A102 井和A104 井所處的高部位的現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向呈近東西向偏轉(zhuǎn)的原因。

圖6 現(xiàn)今地應(yīng)力方向縱向偏轉(zhuǎn)機理Fig.6.Mechanism of longitudinal deflection of the current in-situ stress orientation

4.3.2 動態(tài)因素

A1-1 井與A104-1 井的最大水平主應(yīng)力方向均與鄰井最大水平主應(yīng)力方向呈近90.0°夾角，用上述背斜構(gòu)造局部應(yīng)力的觀點無法解釋。由于這2口開發(fā)井部署于A1 井和A104 井投產(chǎn)后若干年，因此認(rèn)為引起此現(xiàn)象的原因是由于儲集層非均質(zhì)性強，井間存在非滲透條帶，以及壓裂改造及氣藏持續(xù)開發(fā)引起孔隙壓力的改變導(dǎo)致井眼周圍局部地應(yīng)力狀態(tài)發(fā)生變化。

在氣藏開發(fā)過程中，隨天然能量遞減，孔隙壓力下降。若孔隙壓力的降低Δpp，水平應(yīng)力會發(fā)生變化，降低AΔpp。如果存在一條非滲透的條帶，其兩側(cè)法線方向應(yīng)力也降低AΔpp（圖7），則水平應(yīng)力變化與孔隙壓力變化的比值A(chǔ)=α(1-2μ)/(1-μ)，α為比奧系數(shù)。則有：

圖7 儲集層衰減對非滲透帶兩側(cè)地應(yīng)力的影響Fig.7.Influence of pore pressure depletion on the in-situ stress near the fault

（5）式為孔隙壓力變化引起的非滲透條帶附近新應(yīng)力狀態(tài)，故最大水平主應(yīng)力的偏轉(zhuǎn)角度為：

若用q表示孔隙壓力的變化量與水平差應(yīng)力的比值，有：

那么，最大水平主應(yīng)力的偏轉(zhuǎn)角度可以表示為：

因此，應(yīng)力偏轉(zhuǎn)是由τxy引起的，當(dāng)q和θ較大時，孔隙壓力能導(dǎo)致明顯的應(yīng)力偏轉(zhuǎn)。按照表1 讀取的博孜1 氣藏相關(guān)參數(shù)進(jìn)行計算，A1-1 井與A1 井相比，其最大水平主應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)86.8°；A104-1 井與A104 井相比，其最大水平主應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)83.2°；二者皆接近90.0°，與實際情況相符。

需要說明的是，非滲透帶可能是較為致密的巖體或者裂縫帶甚至斷層，對于裂縫帶或者斷層而言，地應(yīng)力狀態(tài)的變化會改變其滲透性。因此隨著開發(fā)的進(jìn)行，非滲透裂縫和斷裂帶可能活動為滲透帶，地應(yīng)力方向也會進(jìn)一步改變。對于博孜1 氣藏而言，目前沒有證據(jù)顯示A1 井與A1-1 井、A104 井與A104-1 井之間發(fā)育斷層，但博孜1 氣藏整體裂縫比較發(fā)育，因此極有可能是井間非滲透裂縫帶引起造成的井間地應(yīng)力方向差異。

另一方面，儲集層壓裂改造引起壓裂縫周圍地應(yīng)力狀態(tài)的改變，表現(xiàn)為應(yīng)力的增大與應(yīng)力方向的偏轉(zhuǎn)。在壓裂后的生產(chǎn)過程中，孔隙壓力不斷衰竭，且在裂縫走向方向衰減的程度高于垂直裂縫走向的方向，即孔隙壓力在最大水平主應(yīng)力方向衰減程度高，而在最小水平主應(yīng)力方向的衰減程度低[27]。這很可能導(dǎo)致原最大水平主應(yīng)力小于原最小水平主應(yīng)力，從而導(dǎo)致2個水平主應(yīng)力方向在一定區(qū)域內(nèi)發(fā)生反轉(zhuǎn)。

因此，井間存在非滲透性條帶和壓裂改造及氣藏開發(fā)過程可能是造成應(yīng)力方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)的原因。

5 高效開發(fā)建議

鑒于現(xiàn)今地應(yīng)力對庫車坳陷超深儲集層品質(zhì)和氣井產(chǎn)能具有重要控制作用[28]。在博孜1區(qū)塊部署井位除了考慮常規(guī)物性因素，還要充分考慮現(xiàn)今地應(yīng)力的分布。一般而言，低應(yīng)力區(qū)是具有優(yōu)勢的有利區(qū)。然而博孜1 氣藏現(xiàn)今地應(yīng)力的非均質(zhì)性強，加之埋深大，地震資料品質(zhì)較低，預(yù)測結(jié)果具有一定誤差，而且鉆井井眼也很難精確“中靶”，有可能鉆遇到臨近優(yōu)勢區(qū)的不利部位，即高應(yīng)力帶。因此，建議采用斜井的方式，增加穿過有利區(qū)的概率，大斜度井比直井更容易多穿優(yōu)勢帶，從而減小失利的可能。另一方面，博孜1 氣藏為走滑型應(yīng)力機制，這種情況下，沿著最大水平主應(yīng)力方是最穩(wěn)定的優(yōu)勢方位[29]，而沿垂直主應(yīng)力方向最不穩(wěn)定，因此，直井不是安全穩(wěn)定的井型。

另外，開發(fā)井的部署還要充分考慮鄰井的開發(fā)狀態(tài)，明確其擾動范圍和程度，并查明井周非滲透帶分布及變化，避免由于開發(fā)狀態(tài)導(dǎo)致氣藏地應(yīng)力特征認(rèn)識不足而誤判井位部署方案，通過以上原則努力實現(xiàn)天然氣的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

6 結(jié)論

（1）博孜1 氣藏現(xiàn)今應(yīng)力場仍普遍為走滑型，現(xiàn)今地應(yīng)力值高，水平應(yīng)力差大?，F(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向分布具規(guī)律性，平面上由西向東，從北東向逐漸偏轉(zhuǎn)為近東西向，向東又偏轉(zhuǎn)為北東向，背斜局部位置縱向上自上到下從近東西向偏轉(zhuǎn)為近南北向。

（2）地質(zhì)邊界條件和巖石力學(xué)性質(zhì)是造成地應(yīng)力場分布非均質(zhì)性強的重要原因。裂縫的發(fā)育和流體差異加劇了這種非均質(zhì)性。儲集層中非滲透帶和氣藏開發(fā)狀態(tài)對井眼周圍具地應(yīng)力狀態(tài)有明顯擾動，甚至能造成現(xiàn)今地應(yīng)力方向發(fā)生90.0°偏轉(zhuǎn)。

（3）博孜1 氣藏這類超深儲集層的井位部署不能單一考慮常規(guī)物性因素，還需進(jìn)一步考慮現(xiàn)今地應(yīng)力的影響，開發(fā)井的部署還需充分考慮鄰井開發(fā)狀態(tài)。

（4）大斜度井具有優(yōu)勢區(qū)穿越廣及井眼軌跡安全穩(wěn)定的雙重優(yōu)勢，是克服儲集層強非均質(zhì)性的有效手段。

符號注釋

A——水平應(yīng)力變化與孔隙壓力變化的比值；

E——彈性模量，GPa；

pc——停泵壓力，MPa；

pp——孔隙壓力，MPa；

pr——裂縫重新開啟壓力，MPa；

q——孔隙壓力的變化量與水平差應(yīng)力的比值；

SH——最大水平主應(yīng)力，MPa；

Sh——最小水平主應(yīng)力，MPa；

SV——垂向主應(yīng)力，MPa；

α——比奧系數(shù)，無量綱；

γ——最大水平主應(yīng)力的轉(zhuǎn)角度，（°）；

Δtp——縱波時差，μs/ft；

Δts——橫波時差，μs/ft；

θ——斷層與最大水平主應(yīng)力方向的夾角，（°）；

μ——泊松比，無量綱；

ξH——最大主應(yīng)力方向的應(yīng)變量，無量綱；

ξh——最小主應(yīng)力方向的應(yīng)變量，無量綱；

ρb——巖石密度，kg/m3；

σx——x方向的分量，MPa；

σy——y方向的分量，MPa；

τxy——剪應(yīng)力，MPa。