王志民 張 輝 徐 珂 王海應 劉新宇 來姝君

（ 中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

塔里木盆地庫車前陸盆地白堊系巴什基奇克組儲層埋深普遍大于6000m，最深探井超過8200m，儲層高溫高壓，最高溫度超過190℃，最高壓力達到143MPa。儲層基質孔隙度為4%～8%，基質滲透率為0.01～0.1mD，屬于低孔特低滲儲層[1-2]。天然裂縫是改變超深儲層滲透性和流體流動能力的重要因素，通過對庫車克深氣田22 口試采井產(chǎn)能分析表明，裂縫對氣井產(chǎn)能貢獻率大于95%[3-4]。但是天然裂縫的強非均質性發(fā)育也導致氣藏更加復雜[5-7]，單井有效增產(chǎn)是復雜氣藏效益開發(fā)的關鍵。

水力壓裂是非常規(guī)油氣藏和低滲透油氣藏增產(chǎn)的常用技術。通過從井筒向地層注入高壓流體，形成大尺度人工裂縫，同時利用支撐劑保持裂縫開度，從而提高滲流能力改造儲層，實現(xiàn)油氣井高產(chǎn)的目的。在非常規(guī)頁巖氣開發(fā)中，水力壓裂技術有效實現(xiàn)了低滲儲層的高效動用，是實現(xiàn)頁巖氣革命的重要技術支撐[8-16]。但傳統(tǒng)的壓裂型儲層改造方法，對于具有高溫高壓條件的超深油氣藏而言，存在工程安全風險高、成本高等缺陷，并且對井筒和油氣藏存在破壞風險 [17]。

目前的研究和生產(chǎn)實踐證明，影響超深層氣井高產(chǎn)的關鍵因素是天然裂縫的鉆遇和導流能力的激活。王俊鵬等對克深氣田的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，縫網(wǎng)發(fā)育的氣井完井測試產(chǎn)量達到100×104m3/d，而裂縫不發(fā)育氣井的自然產(chǎn)量約為（1～4）×104m3/d[4]；張輝等提出天然裂縫與現(xiàn)今最小水平主應力之間的關系是氣藏滲透率和氣井產(chǎn)能的重要主控因素之一[18]。因此，本文以庫車坳陷為例，在地質研究基礎上，強化儲層的力學行為評價，即開展地質力學研究。本文所指的地質力學是建立于油氣勘探開發(fā)領域的一系列地質力學基礎理論、技術原理和應用實踐的集合，貫穿于勘探開發(fā)全生命周期，旨在解決提產(chǎn)提速的工程地質問題以支持油氣田提質增效。地質力學是以“五壓力”預測技術、三維巖石力學場構建技術、四維非均質應力場建模技術、復雜縫網(wǎng)交互模擬技術等為核心的系列關鍵技術，以巖石力學、構造力學、滲流力學為基本理論體系，以地球物理方法為基本研究手段，是廣泛運用物理模擬與數(shù)值模擬技術的集合。作為銜接地質和工程的紐帶，地質力學將地質研究成果全面、完整、準確地翻譯為實用、簡明、標準的工程數(shù)據(jù)，以解決地質研究成果與工程地質參數(shù)不匹配的矛盾。

據(jù)此，本文提出一種地質工程一體化增產(chǎn)關鍵技術體系，形成從井位優(yōu)選—井型、井軌跡優(yōu)化—改造方案設計的多維度超深儲層增產(chǎn)工作流程，降低超深儲層壓裂施工壓力，減少施工過程中的井控風險，在庫車前陸盆地應用150 余口井，實現(xiàn)了氣井無阻流量3～5 倍的增產(chǎn)效果。

1 基于裂縫性甜點預測的井位優(yōu)選技術

庫車前陸盆地資源量豐富，但其地質條件極其復雜，受強烈擠壓變形和塑性鹽層影響，鹽上淺層、巨厚鹽層和鹽下深層構造的差異給油氣井鉆探和油氣勘探開發(fā)帶來極大挑戰(zhàn)，特別是目的層裂縫極其發(fā)育，儲層非均質性極強。

天然裂縫是影響該類儲層滲透性決定因素，井筒鉆遇更多天然裂縫是實現(xiàn)單井增產(chǎn)的重要手段。同時在庫車前陸盆地的勘探開發(fā)經(jīng)驗表明，鉆遇有效天然裂縫是更為關鍵的因素[19]。有效天然裂縫是指裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應力方位夾角較?。ú淮笥?5°）的裂縫，該類天然裂縫在現(xiàn)今地應力場環(huán)境下具有更好的滲透性，同時在改造過程中具有更低的激活壓力，更容易發(fā)生剪切破裂，增加裂縫密度和提高導流能力。因此在井位部署階段，在常規(guī)構造預測的基礎上，預測有效裂縫分布規(guī)律，選擇裂縫活動性好的區(qū)域部署井位，實現(xiàn)在井位部署中即考慮后期儲層改造難易程度，這對于超深裂縫性儲層增產(chǎn)具有重要作用。

基于裂縫性甜點預測的井位優(yōu)選，主要從現(xiàn)今地應力場分布特征、天然裂縫活動性分布特征兩方面進行綜合分析，判斷儲層改造難易程度，其中裂縫活動性是指裂縫的剪切滑移率（也稱裂縫剪正比），一般用裂縫面剪應力與正應力之比表示，裂縫活動性好，則溝通滲流的有效性越高。研究發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)今地應力較低的區(qū)域，儲層物性較好，天然裂縫發(fā)育，改造施工壓力較低，氣井產(chǎn)能往往較高，因此低應力區(qū)是井位部署優(yōu)選的重要區(qū)域。根據(jù)三維地應力場建模技術，可以實現(xiàn)對超深復雜構造現(xiàn)今地應力分布規(guī)律的刻畫，圖1a 為庫車前陸盆地克拉蘇構造帶A 氣藏現(xiàn)今最小水平主應力的分布圖，部署的大斜度井A1002井靶點即選擇在構造的低應力區(qū)域。

天然裂縫活動性預測方法是在三維地應力場模型和天然裂縫預測模型的基礎上，通過計算裂縫面所受剪切應力與正應力，并根據(jù)摩爾—庫侖破壞準則，評價天然裂縫剪正比。天然裂縫剪正比越高，裂縫潛在力學活動性更好，滲透性更好。圖1b 為A 氣藏的天然裂縫活動性預測模型，A1002 井井位優(yōu)選在裂縫活動性好的區(qū)域。

圖1 A 氣藏最小水平主應力分布圖和裂縫活動性預測圖Fig.1 Distribution of minimum horizontal principal stress and prediction of fracture activity of gas reservoir A

2 基于地質力學特征的井型、井軌跡優(yōu)化技術

盡可能穿過更多數(shù)量、更高質量（裂縫活動性好）的天然裂縫是超深裂縫性儲層井軌跡設計需要考慮的一項重要內(nèi)容。若研究區(qū)發(fā)育低角度—水平裂縫，直井能夠最大可能穿過更多裂縫；若研究區(qū)發(fā)育高角度—直立裂縫，直井往往會錯過多數(shù)裂縫，而大斜度井或水平井能夠最大可能穿過更多裂縫（圖2a）。

庫車前陸沖斷帶深層白堊系砂巖儲層受喜馬拉雅運動多期推覆強擠壓影響，發(fā)育大量構造裂縫。大量巖心、成像測井統(tǒng)計結果表明，該區(qū)超深儲層天然裂縫傾角集中于50°～80°，傾角低于30°的裂縫少見，以高角度縫和斜交剪切縫為主[20]。同時裂縫分布受到巖性、地層厚度、構造形態(tài)和斷層的共同影響，天然裂縫主要分布于背斜翼部及斷層附近等應力集中區(qū)，背斜核部相對不發(fā)育，裂縫具有強非均質性。因此在三維構造建模和三維地應力場建模的基礎上，建立基于構造恢復和古應力場的天然裂縫預測模型，明確研究區(qū)天然裂縫發(fā)育特征，包括裂縫密度、裂縫產(chǎn)狀及優(yōu)質裂縫發(fā)育部位，選擇科學合理的井軌跡，對于鉆遇更多的天然裂縫具有重要作用。如圖2b 所示，不同井斜、不同方位的井軌跡鉆遇天然裂縫的數(shù)量可能存在較大差異。

圖2 不同井型、不同井軌跡鉆遇天然裂縫示意圖Fig.2 Schematic diagram of natural fractures encountered by different well types and well trajectories

對于大斜度井和水平井而言，不同的井軌跡對后期改造能夠形成的裂縫網(wǎng)絡具有重要影響。根據(jù)真三軸大巖樣水力壓裂實驗結果，影響超深裂縫性儲層改造縫網(wǎng)形成的關鍵因素為高地應力和天然裂縫網(wǎng)絡。高應力（現(xiàn)今最小水平主應力超過150MPa）導致壓裂施工難度大，高應力差（水平應力差超過30MPa）導致壓裂容易形成平面雙翼縫，形成縫網(wǎng)難度大。一方面，地層發(fā)育天然裂縫影響壓裂人工裂縫延伸；另一方面，壓裂過程中天然裂縫與人工裂縫的交互作用也是影響壓裂能否形成復雜縫網(wǎng)的關鍵。不同的井軌跡由于與現(xiàn)今地應力和天然裂縫交互的不同，形成的水力壓裂縫網(wǎng)可能存在巨大的差異。

圖3 顯示了庫車前陸沖斷帶某大斜度井不同井軌跡對壓裂后最終形成縫網(wǎng)的影響，該井區(qū)域現(xiàn)今最大水平主應力方位為北東—南西向。模擬結果可以明顯揭示3 個結論：（1）超深儲層壓裂人工裂縫受到現(xiàn)今地應力的強烈影響，人工裂縫走向主體為最大水平主應力方位。（2）不同方位的井軌跡鉆遇天然裂縫的數(shù)量不同，天然裂縫對人工裂縫的延伸產(chǎn)生明顯影響，人工裂縫在部分井段被天然裂縫網(wǎng)絡捕獲，尤其是在大斜度井井軌跡的末端，由于地應力的增大，人工裂縫突破天然裂縫變得非常困難，人工裂縫延伸距離有限。在靠近垂直井筒的井段，由于地應力較小，人工裂縫表現(xiàn)為穿越天然裂縫或沿著天然裂縫延伸的特征，人工裂縫的延伸距離明顯變長。（3）不同方位井軌跡由于與區(qū)域現(xiàn)今最大水平主應力方位夾角的不同，最終形成的縫網(wǎng)體積也明顯不同。最為突出的是井軌跡方位為235°時，由于該軌跡與區(qū)域現(xiàn)今最大水平主應力方位完全平行，導致壓裂過程中人工裂縫沿著井筒方向延伸，無法形成復雜縫網(wǎng)。另外，方位為180°的井軌跡與現(xiàn)今最大水平主應力方位夾角較小，形成的縫網(wǎng)體積也較小。其中方位為135°和150°的井軌跡與最大水平主應力方位夾角大，改造過程中天然裂縫與人工裂縫相互作用，能夠形成相對較大的縫網(wǎng)體積。

圖3 某井不同井軌跡壓裂縫網(wǎng)模擬圖Fig.3 Simulation diagram of hydraulic fracture networks of a well with different well trajectories

超深裂縫性儲層由于天然裂縫高傾角和發(fā)育的強非均質性，大斜度井和水平井相對直井能夠鉆遇更多的天然裂縫，根據(jù)庫車前陸盆地博孜—大北區(qū)塊的實鉆情況，大斜度井鉆遇天然裂縫數(shù)量能夠比同構造直井鉆遇裂縫數(shù)量增加78%。同時針對大斜度井和水平井鉆探，應根據(jù)現(xiàn)今地應力特征和天然裂縫發(fā)育特征優(yōu)化井軌跡設計，優(yōu)選與現(xiàn)今最大水平主應力方位夾角較大的井軌跡方位和能夠鉆遇更多天然裂縫的井軌跡，更有利于后期完井壓裂形成大的改造體積，有助于通過鉆遇更多裂縫或形成更大縫網(wǎng)體積提高單井產(chǎn)能。

3 基于地質力學的改造方案設計技術

壓裂改造一方面可以激活超深儲層天然裂縫，促使天然裂縫發(fā)生剪切滑移，達到擴大天然裂縫開度、增加裂縫面粗糙度、降低裂縫內(nèi)膠結等作用，從而增加井周儲層滲透率；另一方面也可以降低鉆井過程中鉆井液對裂縫性儲層的傷害，恢復儲層自然產(chǎn)能[21-23]。但超深裂縫性儲層改造前的儲層品質評價和壓裂方案的定量優(yōu)化尚無成熟方法，缺乏指導依據(jù)，造成改造方式和施工參數(shù)優(yōu)化困難，改造后氣井產(chǎn)能難以預測[24]。

3.1 建立可壓裂性預測新模型

根據(jù)巖石力學實驗、地應力場建模及天然裂縫剪切變形能力對壓裂后產(chǎn)能的影響分析，建立了綜合考慮地應力、天然裂縫、巖石脆性和韌性的可壓裂性預測新模型，相對頁巖氣中只考慮巖石脆性和韌性的可壓裂性預測方法，新的可壓裂性預測方法對高應力背景裂縫性儲層井間和層間壓裂難易程度反映更敏感，能夠有效識別儲層差異[25-26]。圖4 顯示了庫車前陸盆地某氣田兩口氣井巖石脆性、韌性、地應力和天然裂縫剪正比的差異，以及根據(jù)兩種不同方法計算的可壓裂性指數(shù)對比結果。對比可知，常規(guī)可壓裂性預測方法對儲層應力、裂縫特征存在明顯差異的兩口井沒有很好的敏感度，兩口井的常規(guī)可壓裂性指數(shù)差異不大。但新可壓裂性預測方法由于考慮了地應力和天然裂縫這兩個對超深儲層壓裂影響大的因素，計算結果具有明顯的差異性。其中208 井由于現(xiàn)今應力值較低，天然裂縫的剪切變形能力更強，評價出的新可壓裂性指數(shù)值明顯低于2-2-8 井。兩口井改造后的產(chǎn)能同樣差異巨大，其中208 井改造后無阻流量超過400×104m3/d，而2-2-8 井改造后無阻流量不到10×104m3/d。

圖4 某氣田兩口氣井不同模型計算可壓裂性指數(shù)對比圖Fig.4 Comparison of fracabililty calculated by different models of two gas wells in a gas field

可壓裂性新模型適合超深層強應力背景下裂縫性砂巖的可壓裂性評價，以此優(yōu)化壓裂工程方案，為儲層改造方式選擇、壓裂分級優(yōu)化、射孔位置確定、注入壓力選擇、泵注程序優(yōu)化等提供依據(jù)。

3.2 近井筒儲層完井品質評價技術

超深儲層的物性、天然裂縫發(fā)育、地應力等具有強非均質性特征，通過測井等方式取得的井筒資料往往只能代表井筒儲層特征，可能與井周儲層的完井品質存在較大差異，因此開展近井筒尤其是壓裂尺度的儲層完井品質評價對于壓裂方案的優(yōu)化和壓裂改造效果的提高具有重要意義。研究基于高精度三維地應力建模和裂縫活動性預測技術，通過評價井周地應力特征和天然裂縫的活動性，建立井周儲層完井品質評價技術。

圖5 顯示某氣井井筒地質力學評價結果。一維地應力建模和可壓裂性評價顯示：該井井筒地應力較高，最小水平主應力超過160MPa，儲層新可壓裂性指數(shù)較低，天然裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應力方位夾角較大，裂縫面受到較大的正應力作用，天然裂縫激活開啟的井底凈壓力梯度高達2.35MPa/100m。圖6 顯示該井井周天然裂縫有效活動性評價結果，雖然該井井筒鉆遇的天然裂縫活動性較差，與井筒資料評價一致，但該井井周存在一組紅色的裂縫活動性好的天然裂縫，顯示井周儲層完井品質較好。

圖5 某氣井井筒地質力學評價成果圖Fig.5 Evaluation results of wellbore geomechanics of a gas well

通過新可壓裂性預測井筒技術評價、近井筒儲層完井品質評價及氣藏儲層品質的綜合認識，制定該井加砂壓裂造長縫、溝通井周有效天然裂縫網(wǎng)絡的壓裂改造方案。該井自然測試產(chǎn)能天然氣不足10×104m3/d，改造后無阻流量超過200×104m3/d，取得顯著的提產(chǎn)效果。

圖6 某氣井井周地質力學評價成果圖Fig.6 Geomechanics evaluation results around the wellbore of a gas well

基于地質力學建立的井筒—井周—氣藏的綜合儲層完井品質評價技術，實現(xiàn)了超深裂縫性儲層不同環(huán)節(jié)、不同尺度上的綜合提產(chǎn)方案優(yōu)化，為壓裂改造方案設計提供了科學的參考依據(jù)，提高了壓裂方案設計的針對性，取得了顯著的提產(chǎn)效果。

4 結論

研究針對超深裂縫性砂巖氣藏增產(chǎn)難題，基于儲層非均質性和各向異性強的特征，通過地質工程一體化工作方式，提出了從井位部署—井型、井軌跡優(yōu)化—改造方案設計的一體化綜合增產(chǎn)理念，技術的實施有效降低了超深儲層壓裂改造的難度，實現(xiàn)氣井無阻流量3～5 倍的增產(chǎn)。同時也為類似的埋藏超深、裂縫發(fā)育的油氣藏的高效開發(fā)奠定了一定的基礎。

（1）超深儲層由于超過6000m 的埋深，地層高溫高壓高應力等條件，增產(chǎn)機理與中—淺層儲層增產(chǎn)不同。尤其是天然裂縫的非均質性發(fā)育導致更加復雜，必須開展地質工程一體化綜合增產(chǎn)研究。

（2）通過建立從井位部署—井型、井軌跡優(yōu)化—改造方案設計的一體化增產(chǎn)技術體系，能夠把控超深儲層增產(chǎn)的關鍵因素，實現(xiàn)更精準更有效增產(chǎn)，助力超深油氣藏高效益勘探開發(fā)。

（3）地質工程一體化通過優(yōu)選低應力井位，優(yōu)化井型、井軌跡，穿越更多活動性裂縫，可以降低壓裂施工壓力，能夠更有效避免常規(guī)壓裂改造面臨的風險。