克拉苏构造带博孜1气藏现今地应力场和高效开发

徐珂，杨海军，张辉，王海应，袁芳，王朝辉，李超

（中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000）

中国深层—超深层油气勘探开发先后在塔里木盆地、四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等取得重大发现[1]，成为中国油气增储上产的重要领域。塔里木盆地库车坳陷是典型的深层—超深层天然气富集区，由于强烈的成岩压实作用和胶结作用，超深储集层极为致密[2-7]，需通过压裂改造沟通天然裂缝，才能提高致密储集层的渗透性，成为有效的油气渗流通道。另外，库车坳陷构造极其复杂，地表起伏大，浅部地层倾角高，地下发育巨厚膏盐岩[8]，对钻井提速和完井改造带来了极大困难。

实践经验表明，研究储集层岩石力学性质、地应力状态以及天然裂缝特征，对超深层油气勘探和开发有重要意义[9-11]，特别是现今地应力及其控制下的裂缝状态，对超深储集层品质和气井产能起关键作用。前人对克拉苏构造带博孜区块沉积、构造、储集层等方面已开展了不同程度的研究，但对地应力的研究不够深入，对地应力分布特征及其影响因素认识不足，制约了该区油气勘探开发进程。因此，有必要开展现今地应力研究，查明其在三维空间的分布特征，明确控制其分布规律的影响因素，为井位部署提供参考。

1 区域地质概况

库车坳陷位于塔里木盆地北部，夹持于南天山造山带与塔北隆起之间。博孜1 气藏位于库车坳陷克拉苏构造带西部的博孜区块。燕山运动晚期以来，克拉苏构造带经历剧烈构造挤压，在新近系库车组沉积中—晚期挤压最为强烈，定型于喜马拉雅运动晚期，形成了现今逆冲叠瓦状的构造格局[12-14]。

博孜1 气藏受2 条北倾逆断层夹持，是一个近北东东—南西西走向的长轴断背斜气藏，构造走向与2条边界断裂走向基本一致。内部发育一系列由2 条倾向相反的断层所夹持的背冲构造，也叫突发构造。勘探实践表明，该构造是库车坳陷优质的油气藏构造类型[15]，博孜1气藏也是当前开发的重点区块之一。

博孜1 气藏钻遇地层从上至下依次为第四系西域组，新近系库车组、康村组和吉迪克组，古近系苏维依组和库姆格列木群，白垩系巴什基奇克组和巴西改组。库姆格列木群为一套厚度分布差异巨大的膏盐岩层，具有塑性特征，其控制了盐下冲断构造的发育及储集层的演化[16]。储集层为白垩系巴什基奇克组二段和三段，其中巴二段为辫状三角洲前缘沉积，平均孔隙度为3.7%；巴三段为扇三角洲前缘沉积，孔隙度为4.0%～7.0%，渗透率为1.47 mD。储集层以细砂岩为主，其次为中砂岩、粗砂岩、粉砂岩和含砾砂岩，属于特低孔低渗储集层。博孜1气藏天然气CH4含量高，平均为88.6%，其他烃和N2含量低，CO2含量很少，不含H2S。

2 地应力测井解释

采用微电阻率扫描成像（FMI）测井和六臂井径测井结合的方法，判别不同部位现今地应力方向。在钻井过程中，随着井筒岩心的取出，井壁在围压的作用下会产生应力集中，引起钻井诱导缝的发育，当应力集中超过井孔周围岩石的破裂强度，则发生井壁崩落[17-18]。诱导缝走向指示最大水平主应力方向，而井壁崩落方位一般垂直于最大水平主应力方向[19]（图1a）。如A104 井在6 773—6 776 m 井段的诱导缝走向为87°，据此判定该井最大水平主应力方向为87°。

图1 井壁行迹判别最大水平主应力方向Fig.1.Identifying the orientation of the maximum horizontal principal stress by wellbore track

油田实践表明，组合弹簧模型考虑了弹性模量对地应力的影响，适用于挤压作用强烈的库车坳陷，其计算模型如下[20]：

主应力方向的应变量ξH和ξh难以直接确定，利用水力压裂施工数据确定特定位置上的最大水平主应力，以此作为约束和刻度依据，间接确定ξH和ξh。在水力压裂过程中，停泵压力为裂缝闭合压力，等于最小水平主应力，则水平主应力为[21]：

如果没有水力压裂数据，也可以通过井壁破裂信息反演现今应力场状态。从FMI 测井上可以判断井壁崩落宽度，而崩落宽度与岩石单轴抗压强度以及地应力状态有定量的数学计算关系[22]。因此，可以根据崩落宽度和（1）式计算的井壁崩落位置单轴抗压强度，反演最大水平主应力和最小水平主应力的梯度，本文也利用该方法确定地应力场状态。图2为A104井的井壁崩落图像和应力四边形，应力机制落于走滑型的范围内，即垂向主应力小于最大水平主应力，大于最小水平主应力。在6 765 m 处，最小水平主应力约140 MPa，最大水平主应力为175～180 MPa。一般来说，对于超过6 500 m的超深层应为正断层型地应力状态，即垂向主应力大于最大水平主应力，可见博孜1 气藏所处的克拉苏构造带正持续遭受强烈的水平挤压作用，水平应力差较大，总体超过30 MPa。

图2 基于应力四边形反演的A104井现今地应力Fig.2.Current in-situ stress in Well A104 based on stress quadrilateral inversion

对博孜1 气藏开展地应力测井解释，明确其岩石力学参数和地应力变化规律，图3 为A104 井目的层白垩系巴什基奇克组的单井地应力测井解释剖面。

图3 A104井地应力测井解释剖面Fig.3.In-situ stress section from logging interpretation in Well A104

表1 为博孜1 气藏6 口井的岩石力学参数及现今地应力统计，其中，现今地应力参数作为三维应力场数值模拟的约束条件。需要说明的是，A1-1 井和A104-1 井为2 口开发井，部署于A1 井和A104 井投产后若干年，A1-1 井距离A1 井500 m，A104-1 井距离A104 井700 m，一定程度上可以反映气藏投产若干年后的地应力特征。

表1 博孜1气藏单井地质力学参数Table 1.Single-well geomechanical parameters of Bozi-1 gas reservoir

3 现今地应力场数值模拟

有限个离散点的地应力参数只能反映井点局部地应力场情况，难以反映气藏整体的地应力分布特征。采用有限元数值模拟法，对博孜1 气藏开展三维现今地应力场的分析。有限元数值模拟法的基本思路为：首先将地质体进行离散化处理，成为若干有限个单元，单元之间由节点相连，将相应的岩石力学参数赋予到对应的单元中[23]。研究区内场函数的基本变量包括位移、应力和应变，根据边界受力条件和节点平衡条件，求出以节点位移为未知量、以总体刚度矩阵为系数的方程组解，求取各个节点上的位移，进而计算每个单元内的应力和应变。

3.1 模型建立及边界条件

博孜1 气藏地表较为平坦，多为植被和戈壁，但地层岩性复杂，地表层、库车组和康村组的砾石层，以及库姆格列木群的塑性膏盐岩层等对目的层地应力的分布有一定程度的影响。因此，在建立模型时，不是仅仅将目的层之外的岩体视为一个岩石力学性质均一的立方体，而是充分考虑了不同围岩的岩石力学性质，将模型共分为5 层，各层围岩的岩石力学参数根据库车坳陷野外样品的力学测试得到，并根据目的层密度测井计算的垂向应力进行校正（表2）。

表2 博孜1气藏围岩模型的岩石力学参数Table 2.Rock mechanical parameters of the surrounding rock model in Bozi-1 gas reservoir

权衡模拟精度与运算效率，设定目的层模型网格步长为150，网格总数为635 892个。以A1井、A101井、A102 井及A104 井为约束，对应力边界载荷加载方式进行优化，最终确定模型南北方向施加210 MPa 的挤压力，东西方向施加163 MPa 的挤压力，垂向重力通过软件自动加载，该条件下模拟结果与单井地应力状态吻合。为提高预测精度，通过井震结合获得了博孜1 气藏的三维岩石力学参数，并将其赋予到有限元模型的每个网格中。其中，弹性模量大多为10～40 GPa，泊松比基本在0.26左右，密度主要为2.3～2.6 g/cm3。

3.2 结果及误差分析

通过有限元模拟及计算，得到了博孜1 气藏现今地应力分布特征。对比模拟结果与实测结果（表3），所有误差均在10%以内，表明现今地应力模拟结果可信度较高。

表3 博孜1气藏现今地应力数值模拟结果分析Table 3.Analysis of the numerical simulation results of current in-situ stress in Bozi-1 gas reservoir

博孜1 气藏三维应力场模拟结果见图4，地应力的非均质性较强，最大水平主应力分布趋势总体为北低南高，背斜高点呈低值，与实测数据的分布趋势一致。最大水平主应力主要分布于175～190 MPa，随埋深增大，最大水平主应力也增大（图4a）。最小水平主应力的分布趋势与最大水平主应力类似，总体呈北低南高，背斜高点为低值，应力随埋深增大而增大，主要分布于135～150 MPa（图4b）。水平应力差较大，大于30 MPa，分布较为离散，背斜高点的水平应力差较小（图4c）。博孜1 气藏的最大水平主应力方向分布差异大，但规律性较强，自西向东逐渐从北东向偏转至东西向，东部又偏转为北东向，在A102 井和A104 井所处的高部位，现今最大水平主应力方向呈近东西向（图4d）。需要注意的是，A1-1 井与A104-1 井的最大水平主应力方向均与邻井最大水平主应力方向呈近90.0°夹角。

图4 博孜1气藏现今地应力场模拟结果Fig.4.Simulation results of the current in-situ stress field in Bozi-1 gas reservoir

4 地应力场分布机理

地应力是地壳内部应力的总和，包括构造应力、重力和流体引起的应力等。地应力赋存于组成地质体的岩石中，影响其分布的因素非常多[24]。对于油气藏来说，影响因素主要包括所处的构造背景（地质边界条件）、储集层岩性、断裂、流体、温度以及勘探开发过程的人为扰动等，不同类型的油气藏，主控因素不一。

4.1 地质边界条件

博孜1 气藏所处的库车坳陷地质背景非常复杂，不同地质边界条件造成应力状态分布的差异较大。地质边界条件引起的地应力非均质分布，第一种应力状态为水平挤压自上而下逐渐增大，而且在同一水平面上，两端挤压力不等，左端大于右端（图5a），该边界条件下的最大水平主应力方向变化非常明显，裂缝分布区较发育。第二种应力状态为水平挤压在左端自上向下先增大再减小，右端保持均匀，并且自左至右呈指数递减，该状态下2 个主应力方向变化尤为显著，且稳定区大于裂缝发育区，后者局限于左端的狭窄地段（图5b）。第三种应力状态为在岩块底面上作用着正弦曲线状的垂向应力，两端为自上到下逐渐增加的水平挤压，这种应力状态下地应力和裂缝的分布比较复杂，稳定区和裂缝区交替分布（图5c）。在6 500 m 以深的超深层，裂缝是重要的渗流通道和储集空间，裂缝形成后应力释放，现今应力场往往表现为低应力，所以裂缝发育的低应力区带是油气成藏有利区。

图5 地质边界条件引起的地应力非均质分布（引自文献［25］）Fig.5.Heterogeneous in-situ stress distribution caused by geological boundary conditions(from Reference[25])

可见，不均匀地质边界条件加剧了地应力和断裂分布的复杂性，而不均匀受压是自然界常见情况，真实地质边界条件下控制的地应力场分布的非均质性只会更强更复杂。这就解释了博孜1气藏具有强非均质性的原因，在该区块部署井位也不能简单地采用传统“沿长轴、占高点”的方式，因为在构造高部位也可能钻遇具有高应力的不利位置。

4.2 岩石力学性质

岩性也是影响地应力分布的重要内在因素之一，岩石力学参数对地应力数值和方向均有不同程度的影响。博孜1 气藏诸多单井资料表明，地应力与岩性、裂缝发育、含气性等参数相关性显著。发育裂缝的含气层，其地应力最低，其次为不发育的含气层，泥岩段或泥质含量高的层段具有较高的地应力，而厚层且不含气的干层，往往具有很高的地应力。即发育裂缝的含气砂岩地应力最小，其次为无或少裂缝的含气砂岩，再次为泥岩，干层砂岩地应力最大。而常规岩石力学实验结果往往是砂岩应力高，泥岩应力低。之所以存在这样的现象，首先是因为深部储集层的流体（油、气、水等）能够弱化岩石力学性质[26]，从而降低了砂岩储集层的地应力；其次，储集层岩石发育的天然裂缝在形成过程中释放了部分能量，同样降低了岩石中富集的应力；再次，当砂泥岩同时受力时，深部泥岩具有一定的塑性，不易破裂，能量聚集，因此具有较高的应力，砂岩则通过产生裂缝释放部分能量，内部聚集的应力较低，而未产生裂缝的砂岩则依旧聚集了很高的应力。因此，在井位部署和储集层改造的射孔层段选择时，不仅要考虑物性好的砂岩段，还要充分考虑地应力因素，尽可能多优选低应力区和低应力层段。

4.3 现今地应力方向分布规律

4.3.1 静态因素

图5c 为现今最大水平主应力方向在平面的分布，表现为自西向东逐渐从北东向近东西向偏转的趋势。然而，现今地应力方向在纵向上也有规律性变化。图6a为A104井目的层现今最大主应力方向自上到下的变化，从东西向偏转至南北向，这是由于背斜构造的局部应力场叠加于区域应力场所致。图6b 是一个走向为东西向的背斜构造示意图，在背斜顶部存在局部张应力带，其最大水平主应力方向与背斜走向平行，即东西方向。而在中和面之下，存在局部挤压应力带，其最大水平主应力方向与背斜走向垂直，即南北方向。局部张应力自上到下逐渐减弱，局部压应力自上到下逐渐增强。当局部应力与区域应力叠加，就造成了背斜构造现今地应力方向发生规律偏转，即从上至下由东西向偏转至南北向。这就解释了A102 井和A104 井所处的高部位的现今最大水平主应力方向呈近东西向偏转的原因。

图6 现今地应力方向纵向偏转机理Fig.6.Mechanism of longitudinal deflection of the current in-situ stress orientation

4.3.2 动态因素

A1-1 井与A104-1 井的最大水平主应力方向均与邻井最大水平主应力方向呈近90.0°夹角，用上述背斜构造局部应力的观点无法解释。由于这2口开发井部署于A1 井和A104 井投产后若干年，因此认为引起此现象的原因是由于储集层非均质性强，井间存在非渗透条带，以及压裂改造及气藏持续开发引起孔隙压力的改变导致井眼周围局部地应力状态发生变化。

在气藏开发过程中，随天然能量递减，孔隙压力下降。若孔隙压力的降低Δpp，水平应力会发生变化，降低AΔpp。如果存在一条非渗透的条带，其两侧法线方向应力也降低AΔpp（图7），则水平应力变化与孔隙压力变化的比值A=α(1-2μ)/(1-μ)，α为比奥系数。则有：

图7 储集层衰减对非渗透带两侧地应力的影响Fig.7.Influence of pore pressure depletion on the in-situ stress near the fault

（5）式为孔隙压力变化引起的非渗透条带附近新应力状态，故最大水平主应力的偏转角度为：

若用q表示孔隙压力的变化量与水平差应力的比值，有：

那么，最大水平主应力的偏转角度可以表示为：

因此，应力偏转是由τxy引起的，当q和θ较大时，孔隙压力能导致明显的应力偏转。按照表1 读取的博孜1 气藏相关参数进行计算，A1-1 井与A1 井相比，其最大水平主应力方向偏转86.8°；A104-1 井与A104 井相比，其最大水平主应力方向偏转83.2°；二者皆接近90.0°，与实际情况相符。

需要说明的是，非渗透带可能是较为致密的岩体或者裂缝带甚至断层，对于裂缝带或者断层而言，地应力状态的变化会改变其渗透性。因此随着开发的进行，非渗透裂缝和断裂带可能活动为渗透带，地应力方向也会进一步改变。对于博孜1 气藏而言，目前没有证据显示A1 井与A1-1 井、A104 井与A104-1 井之间发育断层，但博孜1 气藏整体裂缝比较发育，因此极有可能是井间非渗透裂缝带引起造成的井间地应力方向差异。

另一方面，储集层压裂改造引起压裂缝周围地应力状态的改变，表现为应力的增大与应力方向的偏转。在压裂后的生产过程中，孔隙压力不断衰竭，且在裂缝走向方向衰减的程度高于垂直裂缝走向的方向，即孔隙压力在最大水平主应力方向衰减程度高，而在最小水平主应力方向的衰减程度低[27]。这很可能导致原最大水平主应力小于原最小水平主应力，从而导致2个水平主应力方向在一定区域内发生反转。

因此，井间存在非渗透性条带和压裂改造及气藏开发过程可能是造成应力方向发生偏转的原因。

5 高效开发建议

鉴于现今地应力对库车坳陷超深储集层品质和气井产能具有重要控制作用[28]。在博孜1区块部署井位除了考虑常规物性因素，还要充分考虑现今地应力的分布。一般而言，低应力区是具有优势的有利区。然而博孜1 气藏现今地应力的非均质性强，加之埋深大，地震资料品质较低，预测结果具有一定误差，而且钻井井眼也很难精确“中靶”，有可能钻遇到临近优势区的不利部位，即高应力带。因此，建议采用斜井的方式，增加穿过有利区的概率，大斜度井比直井更容易多穿优势带，从而减小失利的可能。另一方面，博孜1 气藏为走滑型应力机制，这种情况下，沿着最大水平主应力方是最稳定的优势方位[29]，而沿垂直主应力方向最不稳定，因此，直井不是安全稳定的井型。

另外，开发井的部署还要充分考虑邻井的开发状态，明确其扰动范围和程度，并查明井周非渗透带分布及变化，避免由于开发状态导致气藏地应力特征认识不足而误判井位部署方案，通过以上原则努力实现天然气的高产稳产。

6 结论

（1）博孜1 气藏现今应力场仍普遍为走滑型，现今地应力值高，水平应力差大。现今最大水平主应力方向分布具规律性，平面上由西向东，从北东向逐渐偏转为近东西向，向东又偏转为北东向，背斜局部位置纵向上自上到下从近东西向偏转为近南北向。

（2）地质边界条件和岩石力学性质是造成地应力场分布非均质性强的重要原因。裂缝的发育和流体差异加剧了这种非均质性。储集层中非渗透带和气藏开发状态对井眼周围具地应力状态有明显扰动，甚至能造成现今地应力方向发生90.0°偏转。

（3）博孜1 气藏这类超深储集层的井位部署不能单一考虑常规物性因素，还需进一步考虑现今地应力的影响，开发井的部署还需充分考虑邻井开发状态。

（4）大斜度井具有优势区穿越广及井眼轨迹安全稳定的双重优势，是克服储集层强非均质性的有效手段。

符号注释

A——水平应力变化与孔隙压力变化的比值；

E——弹性模量，GPa；

pc——停泵压力，MPa；

pp——孔隙压力，MPa；

pr——裂缝重新开启压力，MPa；

q——孔隙压力的变化量与水平差应力的比值；

SH——最大水平主应力，MPa；

Sh——最小水平主应力，MPa；

SV——垂向主应力，MPa；

α——比奥系数，无量纲；

γ——最大水平主应力的转角度，（°）；

Δtp——纵波时差，μs/ft；

Δts——横波时差，μs/ft；

θ——断层与最大水平主应力方向的夹角，（°）；

μ——泊松比，无量纲；

ξH——最大主应力方向的应变量，无量纲；

ξh——最小主应力方向的应变量，无量纲；

ρb——岩石密度，kg/m3；

σx——x方向的分量，MPa；

σy——y方向的分量，MPa；

τxy——剪应力，MPa。