徐 珂 楊海軍 張 輝 王志民 王海應 尹國慶 劉新宇 袁 芳李 超 趙 崴

（ 1中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院；2中國石油塔里木油田公司 ）

0 引言

位于塔里木盆地北部的庫車坳陷蘊育豐富的油氣資源，特別是克拉蘇構造帶，是典型的深層—超深層天然氣資源富集區(qū)，探明天然氣地質儲量超13000×108m3，已發(fā)現(xiàn)克深2、克深8、克深9、博孜3及博孜9等高產氣藏[1-6]，這些氣藏埋深普遍超過6000m，有些甚至超過8000m。

超深層巖石普遍非常致密且堅硬，氣井的自然產能較低，井間產能差異很大，甚至同一區(qū)塊相鄰井的產能相差數(shù)倍[7-8]，專家學者在近年的實踐中發(fā)現(xiàn)斷裂活動性對氣井產能有重要影響[9-12]；另外還從高產氣藏的成功經驗中總結出，超深層強擠壓導致裂縫規(guī)模發(fā)育是氣井高產穩(wěn)產的重要保證[13]。但是斷裂、裂縫具有極強的各向異性和非均質性，研究難度大，目前還難以準確量化評價其對氣井產能的影響機理[14]。

超深層鉆井情況復雜，施工難度大、風險高，因工程因素導致鉆井報廢的情況時有發(fā)生，工程污染也會造成低產失利[15]。另外，超深層氣井大多需要通過壓裂改造才能獲得產能，在地下深部極強地應力環(huán)境下壓開地層并形成有效縫網的難度很大，加之超深層資料來源少、可借鑒資源少、油氣井距離大，超深井增產面臨很大的挑戰(zhàn)。

上述情況表明，超深層油氣勘探開發(fā)在儲層預測、井位部署、鉆完井工程各個環(huán)節(jié)均存在難題，即使優(yōu)選了有利的井位，如果沒有安全穩(wěn)定的井壁和有效的壓裂改造，也難以獲得高產甚至報廢。

目前，針對如何準確預測有利儲層，并解決鉆完井過程中的工程地質問題，實現(xiàn)高效開發(fā)，還缺乏系統(tǒng)完善的一體化工作方法和技術，多數(shù)做法仍然是先開展地質研究和井位部署工作，隨后配套鉆完井等工程設計，并未采用一體化的理念和工作方式，這大大制約了超深層油氣勘探開發(fā)進程。

鑒于此，本文基于地質工程一體化理念，提出了以地質力學研究為核心的“井位—井型—井眼軌跡”一體化的增產技術，即在地質認識的基礎上，進一步開展地質力學研究，強化對巖石力學性質和力學行為的分析，從地應力場和裂縫活動性角度揭示其對儲層品質、井壁穩(wěn)定性和壓裂縫網的影響，通過量化優(yōu)選最佳井眼軌跡，兼顧提高有利儲層鉆遇率、減少鉆井復雜事故、提高壓裂改造效果，進而實現(xiàn)超深層致密砂巖氣藏的增產。本文以塔里木盆地克拉蘇構造帶克深10氣藏為例開展研究，該氣藏探明天然氣地質儲量超500×108m3，是塔里木油田當前的重點開發(fā)區(qū)塊。

1 地質工程背景

克深10氣藏位于克拉蘇構造帶東部的克深—克拉段（圖1a）?？死K構造帶擠壓變形強烈，鹽下地層為一系列逆沖疊瓦構造，克深10氣藏處于從北到南的第三排構造（圖1b），整體夾持于克深6斷裂和克拉蘇斷裂之間，背斜走向與邊界斷裂走向基本一致（圖1c），大部分區(qū)域逆掩于上盤的克拉8號構造和克拉1號構造?？松?0氣藏的目的層為白堊系巴什基奇克組，埋深超過6000m。

圖1 克深10氣藏構造位置圖（a）、地震剖面（b）和目的層構造等值線圖（c）Fig.1 Structural location (a)， seismic profile (b) and structural contour map of the target layer (c) of Keshen 10 gas reservoir

克深10氣藏所處的地質條件非常復雜。地表發(fā)育喀桑托開背斜，北高南低、北陡南緩，海拔為1700m左右，局部高差大于100m。淺部地層發(fā)育一條斷層，斷層上盤地層從上到下為古近系蘇維依組、庫姆格列木群；斷層下盤地層為新近系康村組、吉迪克組，古近系蘇維依組、庫姆格列木群和白堊系巴什基奇克組。庫姆格列木群（E1-2km）為一套厚度分布變化巨大的膏巖、鹽巖、泥巖組合，具有塑性流動特征。在擠壓變形過程中塑性層上下地層發(fā)生分層收縮變形，塑性層之上地層發(fā)生褶皺沖斷并大幅抬升，地層傾角高，甚至超過60°。

克深10氣藏白堊系儲層平均孔隙度約為7%，平均滲透率約為0.18mD。儲層構造裂縫比較發(fā)育，以高角度半充填—未充填裂縫為主，其次為斜交縫及網狀縫，儲層內天然裂縫的產狀和發(fā)育分布均較復雜[16-18]。

截至2021年，克深10氣藏有6口完鉆井，其中克拉4井由于早年地質認識不清、工程施工情況復雜而報廢；克深4井和克深1001井在鹽上地層鉆遇斷裂帶，由于復雜的工程問題而報廢；克深10井和克深1003井為工業(yè)氣流井，日產天然氣量分別為21×104m3和19×104m3；克深1002井為克拉蘇構造帶第一口成功鉆探的大斜度井，獲得了74×104m3的日產氣量。

在復雜的地質背景下，克深10氣藏鉆探工程困難多、挑戰(zhàn)大：（1）地表山地起伏給井場布置、鉆井施工帶來困難；（2）鹽上地層高陡，特別是古近系蘇維依組厚層狀褐色泥巖的高傾角層理面難以保持較好的井壁穩(wěn)定，淺部發(fā)育的斷裂也容易引發(fā)井漏、溢流等復雜情況和卡鉆風險[19]；（3）庫姆格列木群鹽巖段中的泥巖表現(xiàn)出欠壓實特征，普遍為高壓—超高壓，局部存在高壓鹽水層、漏層，為事故多發(fā)地段，鉆進過程中需注意溢流、井漏、縮徑卡鉆等工程風險；（4）庫姆格列木群膏鹽巖段發(fā)育薄層泥質粉砂巖、粉砂質泥巖，局部發(fā)育一套至多套白云巖，可能發(fā)育裂縫，具有溢流、井漏等風險；（5）庫姆格列木群下泥巖段裂縫較發(fā)育，具有井漏、卡鉆等風險；（6）目的層白堊系巴什基奇克組裂縫普遍發(fā)育，且地層壓力高（壓力系數(shù)約為1.7）[17，20]，井壁穩(wěn)定性差，鉆井液密度高則漏失、低則溢流。

從克深10氣藏3口工業(yè)氣流井的物性參數(shù)和地質力學參數(shù)對比可見（表1），克深10井鉆遇的有效砂層厚度最大，平均孔隙度較高，但氣井產量卻一般；克深1002井，雖然有效砂層厚度和平均孔隙度不占優(yōu)勢，但其日產氣量非常高；克深1003井雖然平均孔隙度也較高，但日產氣量卻遠不及克深1002井。所以在超深層儲層，砂巖厚度、平均孔隙度等物性參數(shù)并不是決定氣井高產的主要因素。反觀地應力值、裂縫活動性及裂縫開啟壓力等力學特性，則與氣井產能具更好的關聯(lián)。這與前期克深2氣藏的研究認識一致[11]。

表1 克深10氣藏工業(yè)油氣流井物性參數(shù)和地質力學參數(shù)對比表Table 1 Comparison of physical property and geomechanic parameters of three wells with commercial gas flows of Keshen 10 gas reservoir

需要說明的是，克深1002井由于井況原因未開展成像測井，但鉆井日志表明，在目的層巴什基奇克組的鉆進過程中，發(fā)生鉆井液漏失，且與鄰井漏失特征相似，為裂縫性漏失，因此推斷克深1002井鉆遇一定程度的裂縫。克深1002井漏失鉆井液密度為1.73g/cm3，故認為裂縫開啟壓力梯度近似為1.72 MPa/100m。根據(jù)三維地質力學模擬結果，該井裂縫活動性指數(shù)為0.27。

2 地質工程一體化關鍵技術

2.1 基本原理

實踐表明，現(xiàn)今地應力及其控制下的裂縫活動性是超深層致密砂巖氣藏氣井產能的主控因素之一。地應力低、裂縫發(fā)育且裂縫活動性好的位置和層段往往是甜點發(fā)育的有利部位。然而，現(xiàn)今地應力和天然裂縫的分布具有極強的非均質性，特別是復雜地質背景下的庫車坳陷，經歷了多期構造運動后的“殘余應力”與現(xiàn)今所受的擠壓應力疊加，并受到白堊系砂泥互層復雜巖性的影響，以及背斜構造、斷層、裂縫產生的局部應力擾動，共同導致現(xiàn)今地應力分布極為復雜，并受到眾多因素的控制[10]。

裂縫分布同樣具有很強的非均質性。裂縫是地質歷史時期多期構造運動的產物，并不斷受到后期構造運動的改造。裂縫參數(shù)不但與裂縫形成時期的“古應力”有關，而且裂縫活動性和滲透性很大程度受現(xiàn)今地應力的影響[21-23]。如圖2，假設存在兩組高角度裂縫，裂縫A走向與最大水平主應力（SHmax）方向近于垂直，裂縫B走向與最小水平主應力（Shmin）方向近于垂直。地應力張量在裂縫面分解為一個垂直于裂縫面的有效正應力σne和一個平行于裂縫面的剪應力τ，二者比值τ/σne影響裂縫面的滑動，也是反映裂縫滲透性的重要指數(shù)?？梢?，A組裂縫面所受的τ/σne較低，裂縫趨于穩(wěn)定，滲透性差；而B組裂縫面所受的τ/σne較高，裂縫趨于滑動，滲透性好。另外，走滑應力機制條件下（最大水平主應力SHmax＞垂向主應力SV＞最小水平主應力Shmin），井眼沿著最大水平主應力方向穩(wěn)定性較好，且井斜角越大鉆井相對越安全[24]，但在裂縫發(fā)育的情況下，巖體強度減弱，各向異性增加，井眼穩(wěn)定性整體降低，易發(fā)生垮塌和漏失風險，引發(fā)次生井控災害，破壞井筒質量，傷害儲層。當井眼垂直于裂縫面時，作用于裂縫面的剪應力為零，井壁穩(wěn)定性最好。

圖2 地應力作用下不同走向裂縫的受力情況Fig.2 Stress condition of fractures with different strikes affected by the in-situ stress

以上表明，不同地應力狀態(tài)控制下的裂縫滲透性有所差異，大斜度井相比直井在鉆井安全和裂縫鉆遇角度上具有更大優(yōu)勢，不同方位井眼軌跡上的井壁穩(wěn)定性和甜點鉆遇情況不同。如圖3，直井與一組高角度裂縫擦肩而過；斜井A的井眼垂直于裂縫面，最大程度地穿過了更多的裂縫；而斜井B的井眼方向與裂縫走向平行，裂縫的鉆遇率非常有限。

圖3 不同井型、不同方位的井眼軌跡示意圖Fig.3 Schematic diagram of well trajectories with various well types and deviations

有效的改造方式是超深層致密氣藏獲得高產的重要保證之一，通過水力壓裂形成復雜縫網，以最大限度溝通井周裂縫。除了施工工藝外，現(xiàn)今地應力研究能為壓裂改造提供支撐[25-26]。受井周地應力和天然裂縫的影響，壓裂縫延伸方式有所不同，一方面可根據(jù)地應力方向與井周裂縫走向的夾角預測壓裂縫的延伸情況；另一方面可根據(jù)地應力狀態(tài)合理確定改造方式并優(yōu)選改造層段。

綜上所述，一條有利的井眼軌跡具有多重優(yōu)勢：（1）能夠克服超深層致密氣藏非均質性強的特點，通過大斜度井多穿低應力區(qū)并鉆遇更多高角度裂縫；（2）大斜度井的井壁穩(wěn)定性更好；（3）可以調整井斜方位使之與裂縫具有最佳匹配關系，以形成復雜壓裂縫網，降低施工改造難度；（4）大斜度井可以避開非目的層的斷裂和地表不利于部署井位的區(qū)域。

2.2 關鍵技術流程

為了實現(xiàn)超深層致密氣藏的高效開發(fā)，有必要開展地質工程一體化的研究工作[27-29]，一方面，在地質研究的過程中，同時考慮工程施工的難度，盡量從地質源頭降低施工風險；另一方面，通過工程手段，克服地質預測精度有限的難題，實現(xiàn)優(yōu)化施工參數(shù)目的進而提產。

第一步，優(yōu)選有利區(qū)。首先結合巖石力學實驗、測井解釋、地震反演，明確研究區(qū)三維巖石力學參數(shù)，并構建復雜疊置構造全層系三維地質模型，通過上述方法，考慮復雜構造和復雜巖性因素，開展現(xiàn)今地應力場精細預測[11]。其次，基于能量守恒原理，即認為產生裂縫面的能量與巖體破裂釋放的應變能有關，在地質研究和巖石力學性質研究的基礎上，以巖石破裂準則為紐帶，搭建裂縫形成時期的應變能、古應力和裂縫參數(shù)（裂縫密度、裂縫開度、裂縫產狀等）之間的定量計算模型，并充分考慮現(xiàn)今地應力對裂縫的改造作用[23]，通過分析現(xiàn)今地應力作用下裂縫面的剪應力與有效正應力之比（τ/σne），明確裂縫活動性。據(jù)此，優(yōu)選現(xiàn)今地應力值低、裂縫發(fā)育且活動性好的部位，并根據(jù)地應力張量和裂縫產狀之間的關系，初選能夠多穿地應力低值區(qū)和裂縫活動性好的井斜方位區(qū)間。

第二步，井壁穩(wěn)定性分析。結合三維地質力學建模，計算井筒的坍塌壓力、孔隙壓力、閉合壓力、漏失壓力、破裂壓力，即“五壓力”。需要注意的是，裂縫性氣藏的安全鉆井液密度窗口極窄，多數(shù)垮塌的發(fā)生是由于激活了井周裂縫從而發(fā)生掉塊，并非是坍塌壓力過高，因此應該降低鉆井液密度，而非傳統(tǒng)觀念認為的發(fā)生垮塌即應提高鉆井液密度，那樣將造成更為嚴重的垮塌、漏失、卡鉆的事故。因此認為裂縫性氣藏最優(yōu)鉆井液密度略高于地層壓力系數(shù)0.1即可。據(jù)此，優(yōu)選井壁穩(wěn)定性較好（即鉆井液密度窗口較寬）的井位方位區(qū)間。

第三步，改造層段優(yōu)選和壓裂縫網模擬。根據(jù)巖石物理性質、巖石力學性質、地應力狀態(tài)及裂縫發(fā)育情況，計算儲層巖石脆性、可壓裂性等工程相關參數(shù)，優(yōu)選有利的射孔改造層段，初步確定改造方案，并在考慮施工參數(shù)的基礎上，對不同井斜方位的井眼軌跡進行壓裂縫網模擬，優(yōu)選形成最大復雜縫網、具有最優(yōu)溝通能力的方位。

第四步，綜合上述因素，并充分考慮非目的層和地表的鉆探風險，優(yōu)選最佳的井眼軌跡和改造層段，確定合理的改造方案。

3 應用效果

3.1 有利區(qū)優(yōu)選和優(yōu)勢井斜方位初選

克深10氣藏白堊系巴什基奇克組現(xiàn)今最小水平主應力值大體呈環(huán)狀分布，與背斜構造的等高線分布趨勢近似，受地質邊界條件和復雜巖性影響，非均質性很強，主要分布于110～160MPa（圖4a）。深藍色所示的地應力低值區(qū)基本位于克拉1斷層、克拉8斷層投影線以北，即位于上盤構造的疊置區(qū)內。裂縫活動性預測圖（圖4b）表明，裂縫發(fā)育且活動性好的位置（紅色密集帶）基本位于背斜軸部以北，也處于上盤構造的疊置區(qū)內，多套壓力系統(tǒng)并存，局部層段無鉆井液密度窗口，直井鉆探難度大、風險高；氣藏普遍發(fā)育高角度裂縫，直井難以保證裂縫的鉆遇率；地表山地也增大了建立井場的難度。因此，克深10氣藏不適合通過直井方式鉆探開發(fā)，而應通過定向井從南向北鉆探，能夠在避開非目的層斷層的前提下，鉆遇有利的低應力區(qū)和高角度裂縫?；诖耍松?0氣藏的定向井井口位于克深10構造南部相對平緩的地表，向北部造斜。

新井K10-2靶點位置初定在克深10井和克深1001井之間的低應力區(qū)，井口位置定在斷層投影線以南（圖4a）。考慮到盡可能垂直穿過活動性好的裂縫，井眼軌跡應與裂縫走向垂直，克深10井和克深1001井之間裂縫走向大體為30°～150°，所以考慮裂縫鉆遇率的有利井眼軌跡方向為-60°～60°。

圖4 克深10氣藏白堊系巴什基奇克組現(xiàn)今最小水平主應力平面分布圖（a）和裂縫活動性預測結果圖（b）Fig.4 Plane maps of the minimum horizontal principal stress (a) and fracture activity prediction of the Cretaceous Bashjiqike Formation (b) of Keshen 10 gas reservoir

3.2 兼顧井壁穩(wěn)定性和裂縫鉆遇率的井斜方位優(yōu)選

在確定井口位置后，設計了不同井型、不同鉆進方向的井眼軌跡。首先開展不同井型的井壁穩(wěn)定性對比分析，如圖5為水平井和斜井的井壁穩(wěn)定性情況，可以看出，在現(xiàn)今地應力場和選取的井位條件下，水平井的鉆井液密度窗口（平均接近0.4g/cm3）高于斜井的鉆井液密度窗口（平均約為0.35g/cm3），表明水平井的井壁穩(wěn)定性好于斜井，但斜井鉆遇的裂縫密度遠高于水平井。

圖5 不同井型井壁穩(wěn)定性分析圖Fig.5 Wellbore stability analysis of different types of wells

進而對不同鉆進方向的井壁穩(wěn)定性開展分析，包括-60°、-30°、0°、15°、30°和60°這6個方向（圖6）。模擬結果顯示（表2），在現(xiàn)今地應力場和選取的井位條件下，不同鉆進方向上的最小水平主應力差異不明顯，鉆井液密度窗口在鉆進方向為15°和30°時較大，表明這兩個方向的井壁穩(wěn)定性較好，且15°方向穩(wěn)定性優(yōu)于30°，而裂縫鉆遇情況在不同方向的差異很明顯，30°方向鉆遇的裂縫密度最高，其次為15°方向。因此考慮井壁穩(wěn)定性和裂縫鉆遇率的有利井眼軌跡方向為15°。

表2 不同鉆進方向的井壁穩(wěn)定性和裂縫鉆遇情況統(tǒng)計表Table 2 Wellbore stability and fracture drilling rate of well trajectories with different deviations

圖6 不同鉆進方向的井眼軌跡示意圖Fig.6 Schematic diagram of well trajectories with different deviations

3.3 壓裂縫網模擬

對不同鉆進方向的井眼開展壓裂模擬，參考該氣藏第一口成功實施的大斜度井——克深1002井的泵注程序。排量為6.5m3/min，單級液量580m3+頂替液47.7m3，單級砂量為61.6t，改造段統(tǒng)一設定為750m，每級50m，共15級，并考慮裂縫滲透率的各向異性和非均質性。

不同鉆進方向壓裂縫網形態(tài)如圖7所示，壓裂縫主體方向與克深10氣藏區(qū)域最大水平主應力方向（大約為158°）基本一致（圖7），所以當井眼軌跡與最大水平主應力方向夾角較小時，壓裂縫基本順井筒展布，縫網覆蓋面積相對較小，比如-30°的鉆進方向；而井眼軌跡與最大水平主應力方向夾角比較大時，縫網覆蓋面積更大，如60°的鉆進方向。

從圖7中還可以看出，該區(qū)域的天然裂縫基本呈現(xiàn)近東西走向，與最大水平主應力夾角比較大，壓裂縫不容易被天然裂縫捕捉，只有局部區(qū)域由于天然裂縫方向略有偏轉才會形成復雜縫網。不同鉆進方向形成的壓裂縫參數(shù)如表3所示。因此考慮壓裂縫網延伸的有利井眼軌跡方向為15°～30°。

表3 不同鉆進方向的壓裂縫參數(shù)和預測產量表Table 3 Fracture parameters and production prediction of well trajectories with different deviations

圖7 不同鉆進方向的壓裂縫網展布形態(tài)Fig.7 Distribution pattern of hydraulic fracture networks of well trajectories with different deviations

綜上所述，根據(jù)地應力、裂縫鉆遇率、井壁穩(wěn)定性和壓裂縫網延伸情況，認為K10-2井的井眼軌跡朝15°～30°方向鉆進最為有利，權衡諸多因素，最終確定井斜方位為15°更安全穩(wěn)定。

3.4 實施效果

K10-2井完鉆深度為6880m，鉆井周期為8個月，而相鄰直井克深10井6400m深度的鉆井周期近13個月，K10-2井的鉆井復雜情況相比克深10井降低20%。

K10-2井鉆揭目的層295m，有效儲層厚度為200m，平均孔隙度為8.5%，物性基本與鄰井一致。K10-2井目的層現(xiàn)今最小水平主應力約為128MPa，相比鄰井略低；鉆遇裂縫75條，裂縫面剪應力與有效正應力比值平均為0.29，明顯好于鄰井；裂縫開啟壓力梯度為1.70MPa/100m（應力絕對值為104.5MPa），明顯低于鄰井，表明裂縫開啟性好。K10-2井日產天然氣52×104m3，相比直井克深10井和克深1003井高出很多。

K10-2井是繼克深1002井之后，在克深10超深層氣藏上成功實施的又一口大斜度井，這進一步證實了地質工程一體化是超深層油氣增產的必要手段，能夠克服超深層復雜地質背景在井位研究、鉆井工程和儲層改造方面帶來的地質和工程難題。超深層油氣井的增產不僅在于儲層品質，還需匹配相應的鉆井、完井手段，早年克拉4井、克深4井及克深1001井的失利，一方面是由于地質認識不清、工程手段局限，但更重要的原因在于地質研究和工程施工之間的專業(yè)壁壘，缺乏將地質信息解譯為工程參數(shù)的研究環(huán)節(jié)。因此，地質工程一體化工作方式搭建了地質研究和工程施工的橋梁，對提高超深層油氣勘探開發(fā)效益有直接的現(xiàn)實意義。

4 結論與認識

（1）克拉蘇構造帶超深層裂縫性氣藏的氣井產能更多受控于地應力、裂縫活動性及裂縫開啟壓力等力學特性，而與儲層厚度、孔隙度等物性參數(shù)的關聯(lián)較低，現(xiàn)今地應力低、裂縫活動性好的部位更有利于氣井高產。

（2）克拉蘇構造帶超深層氣藏的非均質性強，井眼軌跡在不同鉆進方向的低應力區(qū)和高角度裂縫鉆遇、井壁穩(wěn)定性、壓裂縫網延伸有所差異，大斜度井相比直井具有多重優(yōu)勢，產量更高，是克服強非均質性的有效手段。

（3）基于三維建模，開展地質力學研究，明確氣藏的現(xiàn)今地應力、裂縫及其活動性分布特征，模擬定向井在不同條件下的低應力區(qū)和高角度裂縫鉆遇、井壁穩(wěn)定性及壓裂縫網延伸情況是地質工程一體化工作中的關鍵技術，能夠指導最佳井眼軌跡設計，并提出改造方式和優(yōu)選改造層段。

（4）地質工程一體化的工作方式兼顧了地質認識研究和工程施工條件，科學地指導了井眼軌跡優(yōu)化設計，助力超深層復雜構造成功鉆探氣井并獲得高產。