江同文 張 輝 徐 珂 尹國慶 王海應 王志民 劉新宇

（1 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；2 中國石油塔里木油田公司 ）

0 引言

目前，中國中—淺層油氣發(fā)現(xiàn)難度日益加大，加快深層—超深層油氣勘探開發(fā)，對老油氣區(qū)擴大儲量、穩(wěn)定產(chǎn)量、尋找新區(qū)拓展領(lǐng)域，以及保障國家能源安全具有重要意義[1-3]。

中國深層油氣資源豐富、潛力大：據(jù)統(tǒng)計，中國深層—超深層油氣資源量達671×108t（油當量），占油氣資源總量的34%。截至2018 年年底，中國累計發(fā)現(xiàn)深層油田21 個，探明地質(zhì)儲量40.66×108t，產(chǎn)油5.66×108t，占總產(chǎn)量的8%；累計發(fā)現(xiàn)深層氣田14 個，探明地質(zhì)儲量46500×108m3，產(chǎn)氣4351×108m3，占總產(chǎn)量的21%[4]。

近年來，塔里木盆地在深層—超深層油氣勘探領(lǐng)域陸續(xù)取得了一系列重要發(fā)現(xiàn)[5-8]，但隨著深度越來越大，地質(zhì)條件愈加復雜，在深層—超深層油氣勘探開發(fā)和鉆完井工程施工方面仍然面臨著巨大的挑戰(zhàn)。特別是超深層鉆井過程中頻發(fā)的鉆井復雜事故和面臨的井控安全風險，說明深部巖體性質(zhì)可能完全異于淺部，深部處于高地應力、高滲透壓環(huán)境，聚集高強度能量[9]。

對于深層—超深層的氣藏，天然裂縫的規(guī)模發(fā)育、極強的水平擠壓是其高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的保障[10]。然而，超深層裂縫型氣藏的勘探開發(fā)難度一方面在于裂縫型“甜點”的預測，另一方面是超深層鉆完井工程的巨大挑戰(zhàn)。影響井眼軌跡的因素包括地應力、孔隙壓力、巖石強度及天然裂縫等[10-11]。Al-Ajmi 和Zimmerman[10]在考慮井壁穩(wěn)定性、地應力狀態(tài)的基礎(chǔ)上，建立了最優(yōu)井眼軌跡設(shè)計模型。陳平等[11]采用安全鉆進方位的數(shù)值模擬方法，分析不同方位水平井的安全性。高佳佳等[12]利用線性規(guī)劃最優(yōu)解理論及井壁剪切破壞條件，建立了井眼軌跡優(yōu)化預測模型及相應的數(shù)值求取方法，分析了不同應力類型區(qū)域最優(yōu)鉆井軌跡設(shè)計方案。近年來，隨著油氣田地質(zhì)力學在塔里木油田逐漸發(fā)展，已成功論證了大斜度井的優(yōu)勢并取得了成功實踐[13-14]，進一步證實了大斜度井具有裂縫鉆遇率高和井壁穩(wěn)定性好的雙重優(yōu)勢。隨著超深層天然氣勘探開發(fā)進程的深入和以油氣田地質(zhì)力學為橋梁的地質(zhì)工程一體化理念的發(fā)展[15-18]，諸多出現(xiàn)復雜問題的失利井和愈發(fā)嚴峻的井控安全風險使現(xiàn)有工作方式的局限和不足逐漸顯現(xiàn)：在高角度裂縫發(fā)育帶部署直井很可能錯過裂縫帶；未考慮鉆完井工程因素部署的井位可能引發(fā)鉆井復雜事故從而造成失利；未充分權(quán)衡井壁穩(wěn)定性和裂縫型“甜點”的井眼軌跡可能難以充分實現(xiàn)地質(zhì)目的等。

由于裂縫發(fā)育和地應力集中導致地層各向異性強，不同方位井眼軌跡上的鉆井風險和甜點鉆遇率不同，優(yōu)選最佳的井眼軌跡是能否安全鉆進和高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵前提和核心難題。本文通過建立塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶博孜A 氣藏高精度三維地質(zhì)力學模型，分析氣藏現(xiàn)今地應力和天然裂縫發(fā)育特征，并充分考慮地應力作用下的天然裂縫響應及與垮塌、漏失等相關(guān)的安全鉆井密度窗口，從而實現(xiàn)兼顧裂縫型“甜點”鉆遇率和保證鉆井安全的最優(yōu)井眼軌跡定量預測。該方法深化了地質(zhì)工程一體化理念并付諸實踐，為超深層裂縫型砂巖氣藏的安全高效勘探開發(fā)提供了新做法，具有很高的推廣應用價值。

1 研究區(qū)概況和地質(zhì)力學特征

1.1 基本概況

克拉蘇構(gòu)造帶所處的庫車坳陷是一個自海西晚期開始發(fā)育，經(jīng)歷了多次構(gòu)造運動疊加，在古生代被動大陸邊緣基礎(chǔ)上發(fā)育起來的中—新生代疊合前陸盆地，具有豐富的油氣資源，天然氣探明地質(zhì)儲量超過12000×108m3[18-19]，可劃分為北部單斜帶、克拉蘇構(gòu)造帶、秋里塔格構(gòu)造帶、南部斜坡帶、烏什凹陷、拜城凹陷、陽霞凹陷等構(gòu)造單元（圖1a）。其中克拉蘇構(gòu)造帶具有完善的“生、儲、蓋、運、圈、保”系統(tǒng)，油氣資源豐富，勘探潛力巨大，是塔里木油田增儲上產(chǎn)的重點領(lǐng)域，已發(fā)現(xiàn)克拉2、克深2、克深8 及博孜9 等規(guī)模性氣藏。

克拉蘇構(gòu)造帶自西向東可以分為4 段：阿瓦特段、博孜段、大北段、克拉—克深段，博孜A 氣藏位于博孜段的第3 排構(gòu)造（圖1b、c）?？死K構(gòu)造帶地層自上到下普遍為第四系西域組（Q1x），新近系庫車組（N2k）、康村組（N1-2k）、吉迪克組（N1j），古近系蘇維依組（E2-3s）、庫姆格列木群（E1-2km），白堊系巴什基奇克組（K1bs）、巴西改組（K1bx）、舒善河組（K1s）、亞格列木組（K1y）。受南天山隆升影響，克拉蘇構(gòu)造帶構(gòu)造變形非常強烈，特別是西部阿瓦特、博孜區(qū)帶，在溫宿古隆起的影響下，平面變形空間受限，縱向疊置尤為顯著，突發(fā)構(gòu)造頻發(fā)[20]，相比東部克深區(qū)帶，西部構(gòu)造較為“破碎”。

博孜A 氣藏是目前克拉蘇構(gòu)造帶勘探開發(fā)的重點區(qū)塊之一，埋深普遍在6000m 以深，屬于超深層裂縫型砂巖氣藏，目的層為白堊系巴什基奇克組第三段和巴西改組（圖1e），分別屬扇三角洲前緣、辮狀河三角洲前緣沉積。白堊系巴什基奇克組以長石巖屑砂巖為主，粒度以中粒、細粒為主；巴西改組以長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主。儲層平均孔隙度約為7%，平均滲透率約為0.3mD。博孜A 氣藏的測試樣品分析表明，甲烷含量高，平均為85.21%（體積分數(shù)），非烴氣體含量低，氮氣和二氧化碳含量低，平均約為3%（體積分數(shù)），不含H2S，具典型凝析氣特征，總體上具有密度低、黏度低的特點。

圖1 庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶博孜A 氣藏地質(zhì)概況Fig.1 Geological settings of Bozi A gas reservoir in Kelasu structural belt,Kuqa Depression

1.2 現(xiàn)今地應力與天然裂縫特征

地質(zhì)力學研究持續(xù)貫穿庫車坳陷超深層裂縫型氣藏的勘探開發(fā)歷程，對于博孜A 氣藏，基于常規(guī)測井資料解釋、微電阻率成像測井和六臂井徑測井，開展單井地質(zhì)力學評價，結(jié)果表明：博孜A 氣藏最大水平主應力（SHmax）方向為140°～150°（圖1d），即NW—SE 向，最大水平主應力值普遍為140～160 MPa，其梯度為2.65～2.75MPa/100m；最小水平主應力值（Shmin）為125～135MPa，其梯度為2.20～2.25MPa/100m；垂向主應力值（SV）為145～150MPa，其梯度約為2.45MPa/100m，為走滑型地應力機制（SHmax>SV>Shmin），水平擠壓強且水平應力差（SHmax-Shmin）較大，在構(gòu)造高部位，地應力值較低。

此外，受多期構(gòu)造運動影響，博孜A 氣藏的天然裂縫比較發(fā)育，多為構(gòu)造成因裂縫，裂縫走向總體呈近南北向，傾角多大于70°，半充填—未充填裂縫占優(yōu)。天然裂縫走向與最大水平主應力方向多數(shù)呈小角度夾角（小于30°）（圖2）。

圖2 博孜A 氣藏井筒天然裂縫特征Fig.2 Characteristics of natural fractures in wellbore of Bozi A gas reservoir

2 井眼軌跡量化優(yōu)選的原理和關(guān)鍵技術(shù)

2.1 基本原理

庫車坳陷超深層裂縫型儲層現(xiàn)今地應力和天然裂縫的分布具有極大的非均質(zhì)性，特別是以博孜A 氣藏為代表的克拉蘇構(gòu)造帶西部，在構(gòu)造形態(tài)、互層巖性、復雜地質(zhì)邊界條件等因素的多重影響下，其復雜性和特殊性大大增強。相比克拉蘇構(gòu)造帶東部克拉—克深段氣藏，西部氣藏在三方面具顯著差異：一是構(gòu)造形態(tài)，克拉—克深段氣藏具有寬闊且較為完整的背斜形態(tài)，而西部博孜段氣藏的構(gòu)造更為“破碎”且疊置程度非常高；二是巖性，克拉—克深段氣藏的目的層為白堊系巴什基奇克組，屬于厚層砂巖，而博孜段氣藏目的層是白堊系巴什基奇克組和巴西改組，而巴西改組砂泥互層現(xiàn)象顯著；三是區(qū)域擠壓背景，克拉—克深段南北向變形空間寬闊，且北部受力相對均勻，而構(gòu)造疊置非常強烈，造成不同構(gòu)造位置的擠壓程度和擠壓方式的復雜化，另外發(fā)育的變換構(gòu)造派生的走滑應力場也加劇了地應力場的復雜性。

圖3 表明了在多重地質(zhì)因素控制下的地應力場和天然裂縫非均質(zhì)分布。一般來說，發(fā)育完整且均質(zhì)的背斜構(gòu)造對地應力場和天然裂縫分布的控制較為規(guī)律，服從褶皺的中和面原理，即具有規(guī)律的縱向分層特征，但“軟硬”互層巖體層間滑脫引起的“多中和面”在一定程度上弱化了褶皺形態(tài)對地應力場和天然裂縫分布的控制，致使縱向分層規(guī)律不再明顯（圖3a）；另外，高度疊置和復雜構(gòu)造形態(tài)復雜化了斷塊之間相互擠壓的程度和方式，斷塊內(nèi)部因為受到平面和縱向上不均勻的擠壓，地應力場和天然裂縫的分布更為復雜（圖3b），在底部和兩側(cè)梯度擠壓的作用下，在背斜構(gòu)造局部位置，其內(nèi)部裂縫分布非均質(zhì)性極強，發(fā)育裂縫空白帶、高角度裂縫帶及低角度裂縫帶。圖3b 中斜線代表裂縫傾角，上部可能發(fā)育兩組高角度裂縫，向下裂縫傾角逐漸降低，底部兩側(cè)可能發(fā)育一組高角度裂縫、一組低角度裂縫。這表明，即使部署在背斜高部位的井，也可能落在裂縫空白帶，并且直井有很大幾率與高角度裂縫“擦肩而過”。

圖3 多重地質(zhì)因素下的地應力場和天然裂縫非均質(zhì)分布Fig.3 In-situ stress field and heterogeneous distribution of fractures affected by multiple geological factors

因此，克拉蘇構(gòu)造帶東部克拉—克深段氣藏的布井原則：“沿長軸、占高點、低應力、避低洼、避斷層”，且在目的層鉆井盡量“打開低應力和部分中應力段”，避免“打開高應力段”。但上述布井方式不適用于西部的博孜段氣藏，要充分考慮地應力的強弱分布規(guī)律和天然裂縫分布具極強的非均質(zhì)性，避免由于忽略地質(zhì)力學特征而制定不合理的井位部署方案。

另外，在復雜地應力場和裂縫分布條件下，不同深度、不同方位井眼軌跡上的鉆井風險和“甜點”鉆遇率不同。

假設(shè)地層中存在一組特定產(chǎn)狀裂縫切割井眼形成的低強度弱面，而在其他方位上地層強度相同，則可利用Donath、Jaeger 和Cook 提出的軟弱面對地層強度的影響關(guān)系[21-24]，判斷弱面先于巖石本體發(fā)生的破壞，其破壞準則的數(shù)學表達式為

式中σ1w、σ3w——裂縫弱面所處空間位置上的最大主應力、最小主應力，MPa；

Sw——弱面黏聚力，MPa；

μw——弱面的內(nèi)摩擦系數(shù)；

λw——弱面法向與最大主應力方向之間的夾角，（°）。

由于μw=tanφw(φw為弱面內(nèi)摩擦角)，因此當λw=φw或λw=π/2 時，弱面不會產(chǎn)生滑動破壞，而是基質(zhì)巖塊產(chǎn)生破壞，這時基質(zhì)巖塊破壞準則的數(shù)學表達式為

式中σ1o、σ3o——基質(zhì)巖塊所在位置上的最大主應力、最小主應力，MPa；

So——基質(zhì)巖塊黏聚力，MPa；

μo——基質(zhì)巖塊內(nèi)摩擦系數(shù)。

裂縫弱面產(chǎn)生滑動破壞的條件是

由此可見，在相同的力學條件下裂縫面的產(chǎn)狀是其發(fā)生破壞的關(guān)鍵因素。

根據(jù)有效應力定律，井壁最大主應力、最小主應力及夾角都是維持井壁穩(wěn)定的最小鉆井液液柱壓力（鉆井液密度）的函數(shù)。因此在地應力、天然裂縫影響下，不同方位井眼軌跡上井壁穩(wěn)定性不同，優(yōu)選最佳井眼軌跡是安全鉆井的保障。計算表明，走滑應力機制條件下（SHmax>SV>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；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。這表明，大斜度井在鉆井安全角度具有極大優(yōu)勢。

如圖4a、b，假設(shè)存在地應力作用下的兩組天然裂縫，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SHmax方向呈小夾角。前文已述，穿越裂縫A 時的穩(wěn)定性更好，而穿越裂縫B時則容易因其發(fā)生剪切滑移而造成垮塌等復雜事故，但在保證安全前提下，有效性更好。另外，從裂縫鉆遇率看，直井往往容易與高角度裂縫“擦肩而過”，井眼軌跡垂直于裂縫面的大斜度井具有最大的裂縫鉆遇率（圖4c）。

圖4 兼顧穩(wěn)定性和裂縫鉆遇率的井眼軌跡示意圖Fig.4 Well trajectory design considering borehole stability and penetration rate of fractures

氣藏內(nèi)部裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)受裂縫產(chǎn)生期次、發(fā)育位置、幾何產(chǎn)狀和受力特征等影響，表現(xiàn)為多樣化和復雜化，并非每種類型裂縫都具有同樣的滲流與導流能力[25-26]。在相同尺度級別的裂縫之間，天然裂縫產(chǎn)狀與現(xiàn)今地應力張量之間的匹配關(guān)系是影響滲透性能的關(guān)鍵因素之一[27]。因此，天然裂縫的“優(yōu)中選優(yōu)”是井位和井眼軌跡優(yōu)選中的關(guān)鍵一步。

綜上所述，并結(jié)合生產(chǎn)實踐，在低應力區(qū)鉆遇更多活動性好的天然裂縫是優(yōu)勢井眼軌跡的重要目的。因此以博孜A 氣藏為代表的超深層裂縫型氣藏的井眼軌跡優(yōu)選應遵循以下原則：（1）多穿過現(xiàn)今地應力值低的區(qū)域；（2）多鉆遇天然裂縫發(fā)育密集區(qū)；（3）多鉆遇活動性好的天然裂縫；（4）井筒垂直于天然裂縫面；（5）考慮非目的層避險。

因此，超深層裂縫型氣藏井眼軌跡優(yōu)選的關(guān)鍵在于復雜疊置構(gòu)造三維地質(zhì)力學模型的建立，難點在于天然裂縫三維空間的分布預測。地質(zhì)模型的精度很大程度決定了預測結(jié)果的準確度，天然裂縫產(chǎn)狀和受力狀態(tài)是井眼軌跡量化優(yōu)選的重要參考。

2.2 關(guān)鍵技術(shù)

2.2.1 復雜疊置構(gòu)造三維地質(zhì)力學建模技術(shù)

三維地質(zhì)力學模型包括三維地質(zhì)模型、三維非均質(zhì)巖石力學場、三維地應力場和三維裂縫空間分布及其活動性分布?；诘卣?、巖性、斷層、地質(zhì)等資料，采用三維可視化建模軟件，構(gòu)建研究區(qū)全層系三維構(gòu)造格架模型（圖5a），其中，斷層模型是建模的重點，正確且精細恢復疊置形態(tài)是提高模擬結(jié)構(gòu)的重要保證。為了體現(xiàn)各向異性和非均質(zhì)性，構(gòu)建了全層系三維非均質(zhì)巖石力學場（圖5b），并將其賦予有限元模型的每一個網(wǎng)格中，用于高精度三維地應力場的預測（圖5c）。

圖5 博孜A 區(qū)塊全層系高精度三維地質(zhì)模型建立及地應力場預測Fig.5 3D high-precision geological model and in-situ stress field prediction of whole strata in Bozi A block

2.2.2 基于“構(gòu)造恢復古應力”天然裂縫預測技術(shù)

博孜A 氣藏的天然裂縫多是構(gòu)造應力作用下巖體破壞的結(jié)果。基于能量守恒原理，認為產(chǎn)生裂縫面的能量與巖體破裂釋放的應變能有關(guān)。在地質(zhì)研究和巖石力學性質(zhì)研究的基礎(chǔ)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(chǎn)狀等）之間的定量計算模型（圖6），文獻[28-29]對計算方法做了詳細闡述，其中古應力的恢復是難點。本文首先反演古應力場，并充分考慮現(xiàn)今地應力對裂縫的改造作用，同時考慮了區(qū)域和局部受力方式、巖性、局部構(gòu)造、斷層等增加裂縫復雜性的多種因素，適用于所有構(gòu)造成因裂縫，對褶皺相關(guān)和斷層相關(guān)裂縫均具有較高適用性。

圖6 基于“構(gòu)造恢復古應力”的天然裂縫預測工作流程Fig.6 Workflow of natural fracture prediction based on“tectonic restoration of paleo-stress”

2.2.3 裂縫活動性預測技術(shù)

在裂縫面剪應力和正應力共同作用下，處于臨界滑動狀態(tài)的裂縫具有更好的滲流能力，因此可以將裂縫面剪切變形活動能力高低作為判斷優(yōu)質(zhì)裂縫的標志之一?，F(xiàn)今三向主應力作用在先存的天然裂縫面上時，可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，這兩個應力是控制天然裂縫地質(zhì)力學響應的主要因素，剪應力與正應力之比τ/σne影響裂縫面的滑動，不僅是反映裂縫弱面滑動的參數(shù)，也是反映裂縫滲透性能和流體的重要指數(shù)。

對于正應力與剪應力，可以通過裂縫弱面與主應力場之間的關(guān)系定義[21]：

式中σ2w——中間最小主應力，MPa；

nij——方向余弦；

pp——孔隙壓力，MPa;

γ——裂縫面法向和最小主應力σ3w方向的夾角，（°）；

λ——σ1w—σ2w平面內(nèi)裂縫走向投影與σ1w的夾角，（°）。

根據(jù)上述方法，可以在天然裂縫三維分布定量預測基礎(chǔ)上，利用地應力張量與裂縫產(chǎn)狀之間的關(guān)系，明確活動性好的裂縫（具有高剪應力與正應力之比τ/σne）發(fā)育位置和產(chǎn)狀信息。

3 最佳井眼軌跡量化優(yōu)選實踐

首先建立博孜A 氣藏從地表到基底的全層系三維地質(zhì)模型，由于博孜A 氣藏構(gòu)造地表起伏，且?guī)r性復雜，上覆塑性鹽層及上盤構(gòu)造均影響目的層的地應力分布，因此在建立模型時充分考慮地表起伏形態(tài)，并賦予巖體不同的巖石力學性質(zhì)，包括地表巖體、淺層巖體、泥巖層、鹽層、白堊系及以下基底，而不是僅僅將目的層之上巖體視為一個巖石力學性質(zhì)均一的立方體塊體。該模型從第四系到白堊系，縱向跨度為7200m，縱向分辨率為2～5m，含6 條斷裂，模型反映出博孜A 區(qū)塊在縱向上的巖性精細變化，從第四系到新近系吉迪克組以礫巖為主，進入古近系庫姆格列木群（E1-2km），上部為泥巖段，中下部為復合鹽層，白堊系為砂巖，并在此基礎(chǔ)上開展了全層系三維非均質(zhì)地應力場分布預測，支持全井段井壁穩(wěn)定性分析。

圖7 為博孜A 區(qū)塊三維地質(zhì)力學建模結(jié)果，包括現(xiàn)今地應力場、天然裂縫及活動性分布。圖7a 表明，地應力總體呈環(huán)狀分布，背斜頂部地應力值較低，特別是靠北部位，地應力值更低，是井位部署的優(yōu)勢區(qū)帶。而天然裂縫的優(yōu)勢區(qū)則與地應力優(yōu)勢區(qū)有一定差異，其發(fā)育密集帶偏離高部位，背斜最高部位的裂縫反而較少發(fā)育，這很可能是復雜邊界條件引起的擠壓不均造成的裂縫非均質(zhì)分布（圖7b、c）。圖7b表明天然裂縫活動性的分布具有極強非均質(zhì)性，圖7c 表明天然裂縫普遍為高傾角—近直立裂縫，是構(gòu)造應力作用下的剪切裂縫。圖7d 為博孜A 井周發(fā)育的兩組裂縫，左圖以近南北走向裂縫為主（即東西傾向），右圖以近東西走向裂縫為主（即近南北傾向），可見活動性差異極大，近南北走向裂縫基本為開啟狀態(tài)（白色圓點），活動性遠好于近東西走向裂縫（黑色圓點）。

圖7 博孜A 區(qū)塊三維地質(zhì)力學模型Fig.7 3D geomechanical model in Bozi A block

前文已述，地層處于走滑應力機制時，鉆井井眼在沿著最大水平主應力方向上的區(qū)域內(nèi)穩(wěn)定性較好，且井斜角越大鉆井相對越安全。但由于博孜A構(gòu)造天然裂縫發(fā)育，巖體強度一定程度減弱，并且強度各向異性增加，井眼穩(wěn)定性整體降低，更加易于垮塌和漏失?？逅吐┦⒁l(fā)次生井控災害，破壞井筒質(zhì)量，傷害儲層，不發(fā)生垮塌和漏失是關(guān)鍵，故安全窗口的確定尤為重要。綜合三維地質(zhì)力學建模和井壁失穩(wěn)分析，確定了博孜A 氣藏某設(shè)計井的安全鉆井液密度窗口。需要說明的是，通過地質(zhì)力學研究發(fā)現(xiàn)，對于安全鉆井液密度窗口極窄的裂縫型儲層，發(fā)生垮塌多數(shù)是由于激活了井周裂縫從而發(fā)生掉塊，應該降低鉆井液密度，而傳統(tǒng)觀念則認為發(fā)生垮塌應提高鉆井液密度，但卻造成更為嚴重的垮塌、漏失、卡鉆事故。因此，本文采用基于地質(zhì)力學建模的地質(zhì)工程一體化做法，在設(shè)計井眼軌跡的同時設(shè)計合理鉆井液密度，認為裂縫型儲層最優(yōu)鉆井液密度略高于地層壓力0.1g/cm3即可。

圖8 為考慮裂縫鉆遇情況的井壁穩(wěn)定性分析，圖8a 為博孜A 氣藏天然裂縫局部圖，可見裂縫空白區(qū)和裂縫密集區(qū)，沿不同方向井壁穩(wěn)定性差異很大。圖8b 左圖為鉆遇近南北向裂縫的井壁穩(wěn)定性，在現(xiàn)今最大水平主應力方向為150°的情況下，井眼軌跡走向沿180°～270°方向且井斜角大于30°的井壁穩(wěn)定性最好；圖8b 右圖為鉆遇近東西向裂縫的井壁穩(wěn)定性，其中井眼軌跡走向沿-30°～30°方向且井斜角大于30°的井壁穩(wěn)定性最好。

圖8 基于井壁穩(wěn)定性的最優(yōu)井眼軌跡Fig.8 Optimized well trajectory based on wellbore stability

因此，根據(jù)最優(yōu)井眼軌跡設(shè)計原理，即綜合考慮低應力區(qū)、裂縫鉆遇率、裂縫活動性和井壁穩(wěn)定性確定最優(yōu)井眼軌跡。博孜A 氣藏現(xiàn)今最大水平主應力方向約為150°，天然裂縫走向以近南北向為主，以近東西向為輔，其中150°～210°走向（近南北向）裂縫具有較好的活動性?？紤]井壁穩(wěn)定性，選擇井眼軌跡走向沿120°～180°方向且井斜角大于60°為優(yōu)，為了盡可能安全、穩(wěn)定、更多地穿越裂縫，選擇與活動性好的裂縫面垂直方向，即90°～180°。由于低應力區(qū)更靠近北部，為了避開上盤斷層，故選擇從南向北鉆進的方式。綜上所述，井眼軌跡走向的最優(yōu)方位為120°～150°，且井斜角為70°～80°，更精確的數(shù)值根據(jù)井周裂縫具體計算。據(jù)此模擬部署的A3-1X井的井眼軌跡安全鉆井液密度窗口（圖8c），以指導安全穩(wěn)定鉆井。

實踐表明，博孜A 氣藏據(jù)此部署的A-1X、A-2X、A-3X 等大斜度井獲得高產(chǎn)油氣流，未采用壓裂改造的背景下，獲得了超過500×104m3無阻流量的自然產(chǎn)能，最大限度釋放滲流能力，天然裂縫鉆遇率也遠高于A-3、A-01 等直井，并且實現(xiàn)了10個月內(nèi)的鉆井周期。實踐更進一步證明了基于地質(zhì)力學建模的井眼軌跡量化優(yōu)化對鉆井提速、增產(chǎn)具有直接現(xiàn)實意義。

4 討論和展望

目前，大斜度井和水平井的實施在致密油、頁巖氣等非常規(guī)領(lǐng)域較為普及，但在庫車坳陷超深層裂縫型氣藏中還處于起步、探索階段。巨大埋深帶來的高溫、高壓、高應力等極端條件給地質(zhì)研究和工程實施帶來了極大挑戰(zhàn)。近年來，中國石油塔里木油田公司通過發(fā)展地質(zhì)力學關(guān)鍵技術(shù)，逐漸形成了基于地質(zhì)工程一體化的提產(chǎn)理念，建立了針對超深層裂縫型氣藏的井眼軌跡優(yōu)選技術(shù)，在井位部署時，就同時考慮鉆井過程中的安全提速以及最大程度的改造提產(chǎn)問題。博孜A 氣藏是繼克深10 氣藏后[13]，通過大斜度井顯著提產(chǎn)的成功實例。

博孜A 氣藏在實際開發(fā)中，鉆前開展了三維地質(zhì)力學建模，在明確地應力狀態(tài)和分布特征的基礎(chǔ)上，確定了滲透性裂縫帶的發(fā)育位置和產(chǎn)狀，同時明確了在裂縫帶上不同方位不同井斜條件下的井壁穩(wěn)定性和漏失壓力。采用赤平投影方式，將滲透性裂縫和井壁穩(wěn)定信息疊合，定量化選擇既能保證優(yōu)質(zhì)裂縫體鉆遇，又能最大限度減少鉆井復雜的最佳井眼軌跡。實鉆結(jié)果表明，優(yōu)化后的井眼軌跡井壁穩(wěn)定性較好，能夠以較低的鉆井液密度完鉆，減少了漏失風險，獲得了高產(chǎn)油氣流，為超深層油氣井安全高效增加產(chǎn)能提供了一種有效的地質(zhì)工程一體化手段。諸多實踐表明，目前已能實現(xiàn)85%以上的地應力及天然裂縫的預測吻合率，基本能夠滿足生產(chǎn)需求。

通過以油氣田地質(zhì)力學為橋梁的地質(zhì)工程一體化研究，逐步完善了超深層裂縫型儲層最佳井眼軌跡量化優(yōu)選的一體化做法，證實了大斜度井的優(yōu)勢、可行性和良好應用效果，在超深層復雜油氣區(qū)均有適用性，具有廣闊前景和推廣價值。對于中淺層常規(guī)油氣開發(fā)而言，一般大斜度井或水平井鉆前地質(zhì)設(shè)計中主要考慮井眼軌跡對單井產(chǎn)能的影響，從垂向位置、儲層鉆遇率、井眼形態(tài)和水平段長度等方面優(yōu)化井眼軌跡[30-32]；而在工程設(shè)計中主要從適合現(xiàn)場施工條件、提高井眼光滑度、減小摩阻力和扭矩、加強隨鉆控制等方面優(yōu)化井眼軌跡[33-34]，兩者是互相獨立運作。而對于深層—超深層復雜條件下最優(yōu)井眼軌跡的確定是一個較為復雜的科學問題，需要地質(zhì)研究和工程設(shè)計緊密結(jié)合[35-36]，尤其對于塔里木盆地庫車前陸沖斷帶，具有超深、構(gòu)造擠壓強烈、斷裂裂縫普遍發(fā)育等多重因素疊加的地質(zhì)條件，通過地質(zhì)工程一體化理念優(yōu)化井位和井眼軌跡布置，是油氣井安全提產(chǎn)的必由之路[15]。

克拉蘇構(gòu)造帶經(jīng)歷多期強烈構(gòu)造活動，加之巨厚膏鹽巖層的滑脫作用，導致現(xiàn)今構(gòu)造格局極為復雜。總體而言，上部為高陡構(gòu)造層，中部為夾砂泥巖互層的膏鹽巖體，下部為疊瓦狀強研磨砂巖氣藏[37]。優(yōu)化一個能順利穿越多套復雜地層的井眼軌跡，首先需要建立能反演地下立體空間格局的三維模型，但由于來自構(gòu)造、地層和地質(zhì)力學等3 個方面的復雜因素，三維地質(zhì)建模難度較大。另外，現(xiàn)今地應力場和天然裂縫分布特征的準確描述是井眼軌跡兼顧工程安全和優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇的關(guān)鍵，但由于儲層埋藏超深，地下地表結(jié)構(gòu)“雙復雜”，導致地震資料品質(zhì)較低，因此地應力場和裂縫預測精度受限。天然裂縫是超深層改善滲透率和提高單井產(chǎn)量的最重要地質(zhì)因素，但裂縫型低孔儲層易受鉆完井液傷害，因此儲層保護和有效激發(fā)天然裂縫以提高油氣井自然產(chǎn)能難度較大。

開展地質(zhì)、地質(zhì)力學和石油工程一體化研究，將“追根溯源”地明確影響工程安全的地質(zhì)因素和機理，有利于從井位部署時最“源頭”階段同時考慮儲層鉆遇和工程風險，優(yōu)化井點和井眼軌跡，確保油氣井軌道最大限度“趨利避害”。研究中地質(zhì)力學作為連接地質(zhì)與工程的“橋梁”，既保證二者無縫銜接，又將抽象的地質(zhì)信息轉(zhuǎn)化為便于鉆完井工程使用的量化參數(shù)，實現(xiàn)了工程設(shè)計與實施從定性經(jīng)驗主導向定量科學優(yōu)化的轉(zhuǎn)變[38]。通過鉆前井位和井眼軌跡優(yōu)化研究，不僅為鉆孔穿越更多優(yōu)質(zhì)裂縫奠定基礎(chǔ)，也為較少垮塌、漏失事故和利于鉆后儲層改造提供了最佳的井筒環(huán)境，可以最大限度利用“孔隙—裂縫—斷裂”多重介質(zhì)滲流優(yōu)勢，構(gòu)建超深層裂縫型油氣井有效增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的良性循環(huán)。該方法在其他裂縫型儲層和超深層碳酸鹽巖儲層同樣具有適用性。

5 結(jié)論

（1）埋深超過6000m 的超深層仍然普遍存在大尺度范圍的走滑型地應力機制。博孜A 氣藏最大水平主應力范圍為140～160MPa，垂向主應力為145～150MPa，最小水平主應力范圍為125～135 MPa。地應力各向異性較強，水平應力差范圍普遍高于30MPa。氣藏內(nèi)部發(fā)育大量高角度構(gòu)造型天然裂縫，天然裂縫走向以近南北向為主，在構(gòu)造高部位和構(gòu)造長軸線位置上地應力較小，同時裂縫走向與最大水平主應力方向小角度相交，裂縫面所受剪應力與正應力比值較高。上述構(gòu)造位置裂縫滲透性能更為優(yōu)越，儲層品質(zhì)好，井眼垂直穿越該類裂縫帶，將大大增加油氣藏與井筒之間的滲流能力。

（2）從儲層基質(zhì)巖體角度，在走滑型地應力場控制下，沿著最大水平主應力方向的井眼軌跡相對更加穩(wěn)定，在方位一定時，隨井斜角增加，井壁坍塌壓力減小，破裂壓力增大，安全鉆井液密度窗口擴展，井眼安全性提高。天然裂縫發(fā)育，降低了巖體強度，增加了其強度各向異性，井壁失穩(wěn)風險提高，不同方位和井斜條件下的穩(wěn)定性差異增加。走滑型地應力機制時，走向與最大水平主應力方向一致的天然裂縫活動性好，易于發(fā)生漏失，但井眼軌跡垂直于該類裂縫面時，井壁穩(wěn)定性相對較好，因此選擇此類方位井眼軌跡，能夠最大限度降低鉆井液密度，避免漏失和裂縫面的二次破壞，產(chǎn)生次生鉆井復雜。

（3）考慮低應力區(qū)、裂縫鉆遇率、裂縫活動性和井壁穩(wěn)定性建立了最佳井眼軌跡優(yōu)選技術(shù)。博孜氣藏開發(fā)中的實鉆結(jié)果表明，優(yōu)化后的井眼軌跡井壁具有較好的穩(wěn)定性，通過較低的鉆井液密度，降低了漏失風險，同時井筒垂直穿越優(yōu)質(zhì)裂縫面，最大限度釋放滲流能力，為超深層油氣井安全高效增加產(chǎn)能提供了一種有效的地質(zhì)工程一體化手段。