引言

储层地质力学在油气勘探开发中的诸多领域扮演着重要角色^[1-4]。在石油工程领域，业界已经熟知地质力学属性是影响钻井井壁稳定性^[5-7]、完井防砂控砂^[8-10]和储层改造等方面^{[4, 11-12]}的关键参数。近年来，随着裂缝性储层在油气勘探领域的地位逐渐提高，对储层地质力学的认识逐渐深入，学者们意识到地应力场(特别是现今地应力场)是影响裂缝性储层渗透性和流体流动特性的一个关键属性^[13-15]。在油气田开发中，现今地应力影响下的断裂活动性和裂缝启闭性与油气井产能和油气田效益开发具有一定程度的关联^[16-18]，因此，地质力学相关技术可以拓展应用到井位部署和井轨迹优化^{[3, 19-21]}、裂缝性储层产能变化机理研究^{[1, 12, 22]}以及气藏水侵的研究和治理中^[20]，是复杂油气藏全生命周期研究和管理中的一项重要技术。

对于库车拗陷克拉苏构造带白垩系深层裂缝性砂岩气藏，已有学者针对地质构造、储层性质和油气成藏等方面开展了深入研究，阐述了该区块的地质构造、储层特征及其石油地质意义^[23-26]。但随着塔里木盆地油气勘探开发的不断深入，在超深裂缝性油气藏开发中又遇到了诸多新问题，如构造与产能的关联性不清晰、高陡构造复杂储层开发机理难以确定、井位部署方案亟待优化等。

针对上述难题，本文开展一套综合“地质—地质力学—气藏工程”的一体化研究，建立不同构造背景下的气藏地质力学模型，分析不同构造条件下储层地质力学属性对气井产能的影响，并以克深2、克深8气藏为例阐述储层地质力学建模在优化井位部署方案中的应用，针对不同类型的气藏提出相应的布井原则。

1 克深气田基本概况

克深气田位于塔里木盆地库车拗陷克拉苏构造带中部，主力含气层系为白垩系巴什基奇克组，已发现以克深2、克深8等为典型代表的多个低孔裂缝型砂岩气藏。克深2气藏位于克深2构造，它代表了库车地区强推覆作用下的叠瓦状构造，而克深8气藏所在的克深8构造代表了库车地区发育的另一重要构造类型——突发构造^[27-30](图 1，图 2)。叠瓦状构造气藏具有裂缝普遍发育、非均质性强及基质物性较差等特点，突发构造气藏具有裂缝发育程度高、连通性好、侧向封堵能力强和构造完整性好等特点。两种构造类型裂缝均较发育，连通性好，但不同之处在于叠瓦状构造气藏非均质性强、产能差异大，而突发构造显示出一定的均质性，且具有高产稳产的特点^[29-31]。

克深气田成藏地质条件优越，探明地质储量超过10 000$\times$10$^8$ m$^3$，巴什基奇克组储层为一套典型的致密砂岩储层，岩性以红褐色细砂岩、粉砂岩、中砂岩和薄层泥岩为主。埋藏深度为5 500$\sim$ 8 500 m，厚度为260$\sim$310 m。储层段岩石以岩屑长石砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩，石英含量一般为45%$\sim$60%，在储层段的纵向和横向范围内岩石矿物成分变化小，相对稳定。基质孔隙度为1.5%$\sim$ 5.5%，基质渗透率为0.01$\sim$0.10 mD^[31-32]。

储层内天然裂缝较发育，以半充填高角度缝为主，其次为斜交缝以及网状缝，储层内天然裂缝的产状和发育分布都较复杂^[26]，单井内天然裂缝密度峰值区为5条/m，均值约为1条/m，裂缝倾角以高角度为主，其中，大于50°的裂缝占75%。裂缝倾向分布复杂，大部分倾向范围为SE150°— EW270°，其次为NW330°—EW90°，裂缝渗透率约为0.10$\sim$25.00 mD^[33]。

目前已发现气藏天然气甲烷含量高，平均为97.8%，重烃含量低，N$_2$和CO$_2$含量低，不含H$_2$S，气藏中地层水多以层状边水的形式存在，地层水矿化度为(15$\sim$20)$\times$10$^4$ mg/L，氯离子含量为(8$\sim$17)$\times$10$^4$ mg/L，水型为CaCl$_2$型^[34]。地层压力为11$\sim$136 MPa，压力系数为1.7$\sim$1.8，地层温度为160$\sim$193 ℃，地温梯度在2.20 ℃/hm左右^[35]。

2 克深气田储层地质力学特征

储层地质力学的研究范围涉及储层岩石力学性质、地应力场、断层、裂缝参数以及各属性间的交互关系。其中，储层岩石力学性质是储层地质力学研究的基础。

利用克深2、克深6、克深8及克深9构造若干口已钻井中130余块柱塞样品完成了岩石力学实验，并将测试结果校正到同一深度，消除埋深造成岩石力学参数分布的差异^[36]。统计结果见表 1，可以看出，克深气田白垩系储层静态岩石弹性模量为29.40$\sim$32.50 GPa，静态泊松比平均为0.27，单轴抗压强度为89.60$\sim$106.80 MPa，内摩擦角平均为39.15°，黏聚力平均为40.40 MPa，总体而言，克深气田岩石力学性质参数属于偏强，其中，克深8、克深6构造储层岩石的抗压强度、弹性模量及脆性高于克深2、克深9构造储层岩石特征(表 1，图 3)。

在诸多储层地质力学参数中，现今地应力是关键参数，但目前还难以实现精确测量或计算其方向和大小。油田实践表明，目前最有效且实用的现今地应力确定方法是结合水力压裂曲线与井壁破裂信息共同确定。对于最小水平主应力$S_{\rm{hmin}}$的计算，利用水力压裂施工数据确定特定位置上的$S_{\rm{hmin}}$实测点数据，以此作为约束和刻度依据，结合考虑上覆载荷、热应变、构造应变等多因素的孔隙弹性应力模型^[37]，建立气井一维最小水平主应力剖面。Zoback^[2]详细论述了利用井壁破裂(剪切垮塌和诱导缝)信息确定最大水平主应力($S_{\rm{Hmax}}$)大小和方向的方法。井眼垮塌和井壁诱导缝是钻井过程中随钻头发生的瞬间破裂，是地应力在井周重新分配并作用于地层岩石而产生的，真实地记录了地应力场的信息。在本次研究中也主要利用这种井壁破裂行迹反演的方法确定地应力场的状态和各向异性特征。同时在一维地应力建模和构造格架搭建基础上利用有限元模拟技术建立不同构造单元上的三维地应力场模型^[38]。

图 4为一个基于断层摩擦滑动理论的应力四边形^[2]，其反映区域地应力状态，分析结果显示，克深气田不同构造位置气藏现今地应力值均落于图中“SS”位置，其表示走滑型应力场机制(即$S_{\rm{Hmax}}>S_{\rm v}>S_{\rm{hmin}}$，$S_{\rm v}$—垂向应力，MPa)。虽然克深气田总体地应力状态一致，但由北向南(图 1)由于构造特征的差异，各气藏地应力集中程度有所减弱，图 4中各菱形小四边形代表各气藏应力状态所处位置，由于克深北部构造演化程度高，断层规模大，褶皱高陡，而南部构造相对宽缓，断层规模较小，因此地应力也呈逐渐减弱的趋势。图 4所示，由北至南菱形四边形向下移动，表明差应力在逐渐缩小。另外突发构造(如克深8、克深13构造等)应力集中程度明显小于叠瓦冲断构造(如克深2、克深6构造等)。

库车拗陷在喜马拉雅造山期遭受强烈的构造变形，从新生代(36 Ma)至现今的演变中，其南北向总缩短量达13.95 km^[39]，在此过程中储层岩石内部驻留了强的地应力场，加之多期构造叠加，水平地应力各向异性明显，应力场分布复杂。克深气田单井三轴应力关系总体为$S_{\rm{Hmax}}>S_{\rm v}>S_{\rm{hmin}}$，其中，垂向应力梯度普遍在2.50$\sim$2.60 MPa/hm，最大水平主应力梯度为2.50$\sim$2.80 MPa/hm，最小水平主应力梯度为2.05$\sim$2.30 MPa/hm。

以单井为约束，开展克深气田三维地应力空间预测。图 5为克深气田5个气藏现今地应力值空间分布特征示意图。

从克深6、克深2到克深8构造，最小水平主应力梯度总体逐渐增大，呈规律性变化，而克深13构造的应力梯度略低，这主要由各个构造带的背斜曲率的差异导致。每个构造带的内部应力分布规律类似，即在冲断叠瓦构造中高部位、构造轴部位、断裂发育带和逆冲前缘区应力较弱，而在构造两翼、鞍部和构造北部应力值较高(图 5a)。水平差应力分布见图 5b，克深6、克深2和克深13构造的水平差应力值较高，克深8、克深9构造水平差应力值较低，且在构造带内部构造中高部位和构造轴部位水平差应力值较低。图中椭圆片(不区分颜色)的长轴方向代表现今最大水平主应力方位，可见，克深气田的应力方位以近南北向占优，但分布较为离散，在断块间及断块内应力方位变化较大。

3 气藏间产能差异与地质力学特征

克深气田主要发育叠瓦状构造气藏和突发构造气藏(图 2a)。开发实践表明，这两类气藏总体产能差异较大，以克深2(叠瓦状构造)和克深8(突发型构造)为例，两个气藏岩石学特征相似，均为岩屑长石砂岩，其中，石英、长石含量相对稳定。气藏物性参数(气层厚度、孔隙度、渗透率等)差异也不大(表 2)，但两个气藏中气井的初始产能和开发动态显著不同(图 6)，克深2气藏平均单井初始产能为174$\times$10$^4$ m$^3$/d，开发5 a总产量约为60$\times$10$^9$ m$^3$，产能年递减率为20%，而克深8气藏平均单井产能为420$\times$10$^4$ m$^3$/d，开发5 a总产量约为150$\times$10$^9$ m$^3$，产能年递减率为8%。

在物性相似、构造形态相同的条件下，认为克深8气藏开发效果远好于克深2气藏的原因在于气藏地质力学属性的差异。表 1所示，克深8气藏岩石弹性模量略高(31.4 MPa)，泊松比略低(0.27)，克深8气田岩石脆性高于克深2气藏^[40]，更具备天然裂缝发育的有利条件。

克深8气藏最小水平主应力低于克深2气藏(图 4、图 7)，表明克深8气藏所受的构造挤压作用和应力集中程度较弱；图 7中两个气藏典型井最大水平主应力方位与天然裂缝走向之间的夹角对比可见，克深2构造力-缝夹角分布较复杂，一些气井天然裂缝走向与最大水平主应力方位呈低角度相交(小于30°)，而另一些气井裂缝走向与应力方位呈高角度或近似垂直特征。而克深8气藏地应力方位分布更有规律性，表现为气藏东部应力方位整体以北东为主，构造两翼和鞍部应力方位转换为北西向。天然裂缝走向基本与最大水平主应力方位一致，两者夹角小于30°。

应力与裂缝之间的复杂几何关系在一定程度影响了气藏内部渗流场的分布。克深8气藏由于应力较弱，最大水平主应力与裂缝走向夹角小，具有更高$\tau/\sigma_{\rm{ne}}$值(剪应力与正应力的比值)，裂缝渗透性能更好^[3]。鉴于以克深8构造为代表的突发构造内部应力场分布较为均匀，力-缝匹配关系更好，且具有更高的天然裂缝渗透性，有利于气井高产和产能的稳定保持。

4 气藏内产能差异与地质力学特征

地质力学属性的非均质性也能够引起同一构造内部不同位置气井产能的差异。以克深2构造中两口气井克深2-2-8井和克深208井为例，两口井具有相似的岩性和物性特征，孔隙度均为6%$\sim$7%，气层厚度约为150 m，但两口井完钻后的初始产能相差超过40倍，克深2-2-8井压后无阻流量为466$\times$10$^4$ m$^3$/d，克深208井压后无阻流量为10$\times$10$^4$ m$^3$/d(表 3)。两口井在地质力学属性对比较明显。克深2-2-8井天然裂缝数量为55条，克深208井天然裂缝数量为137条，且克深2-2-8井具有高弹性模量、低泊松比、低最小水平主应力、高水平差应力及高$\tau/\sigma_{\rm{ne}}$等特征，而克深208中的各项地质力学参数正好与克深2-2-8井相反。由于克深208井附近地应力高，裂缝走向与地应力方位近似垂直，因此，天然裂缝潜在剪切变形能力非常低，导致其原始渗透性能较低，加之其地质力学响应也不活跃，即使采取压裂改造，也难以改善其储层渗透性，因此，该井储层品质不佳，且产能低。反观克深2-2-8井，位于最小水平主应力值的低值带，裂缝与应力夹角小，天然裂缝整体剪切变形能力强，原始渗透性好，地质力学响应活跃，使井筒周围储层品质和连通性较好，气井产能高。

5 地质力学分层特征对产能的影响

克深气田白垩系气层厚约200$\sim$300 m，纵向上储层品质存在较大差异^[25]。分析若干口井的地质力学特征发现，储层地质力学属性有明显的分层特征，而且这种分层呈现明显的穿岩性层特征。

克深2构造克深205井—克深2-2-20井—克深2-1-8井—克深2井连井剖面如图 8所示，可以看出，最小水平主应力、水平差应力和弹性模量均呈现低、中、高3个层(仅克深205井K$_1bs^3$下部和K$_1bx$又呈低应力段)，其中，低应力段对应的孔隙度最高，中应力段次之，最下部的高应力段物性最差，应力分层穿越岩性层段。低应力段包含巴什基奇克组一段和二段的上部，中应力段为巴二段的下部，高应力段包含巴二段下部部分地层和巴三段。

分析认为，地质力学分层现象的出现，是由于地质分层的岩体共同组成形成了一套复合岩体，复合岩体在受力过程中不再是单纯有规律的各向均质变形和破坏，多层平面均质纵向分层的岩体组合可以看做为横向均质破坏和纵向复杂变形破坏两种基本类型，此时弹性模量、泊松比、密度、抗剪强度和抗张强度属于复合力学强度范畴。

一般来说，在岩性界面处由于变形差异会产生附加应力，局部派生拉张环境，造成应力状态(大小和方向)的改变。在裂缝形成期，这种应力状态的改变影响了裂缝的发育，此时应力场的分布对裂缝分布起主导作用。裂缝起裂于薄弱点(面)，延伸遵循最小的耗能方向，停止于能量的散尽。裂缝的延伸几乎不会在渐变的地质分层处戛然而止，现存的裂缝与逐渐演变的应力场相互作用，最终调整成为相对稳定的现今应力状态。岩石力学性质、地应力及裂缝发育的分层共同组成了地质力学层。地质力学层具有时效性，而地质分层具有稳定性^[41-42]。

开发实践中，克深205井上部低应力段(6 890$\sim$ 6 976 m)和下部高应力段(7 135$\sim$7 176 m)的产能测试结果分别为40.00$\times$10$^4$ m$^3$/d和0.12$\times$10$^4$ m$^3$/d。说明储层地质力学层序的差异直接影响了纵向上的储层品质。克深气藏中的地质力学层序特征和规律，不仅反映了储层地质力学自身赋存的性质，也是储层品质及其变化的一种反映。对于地质力学层序的认知和其划分的不断完善，将有利于气藏的认识和评价，同时，对于完钻井深优化、完井方案优化、压裂改造优势段选取等有重要的积极作用，也有利于气藏开发方案的优化。

6 地质力学研究对开发井网的优化

根据地质、地质力学和气藏工程一体化研究，明确了地质力学属性是控制气藏品质和气井产能的主控因素之一，从而完善了复杂气藏开发机理认识，进一步优化了克深气田中叠瓦状断背斜气藏和突发构造气藏的开发方案井网部署。由于地应力分布与构造变形和断裂发育关联性较强，在构造高部位、构造平缓区域和断裂发育位置地应力场更低，因此，克深2气藏东西高点部位地应力更低，鞍部地应力高，气藏南部由于处于逆冲前缘区，断裂和天然裂缝发育，因此，应力释放，较北部具有更低的构造应力。结合应力与天然裂缝之间的关系，可知这种叠瓦状断背斜气藏在构造高部位和逆冲前缘区域相对应力低、天然裂缝更发育且应力与裂缝小角度相交，储层品质好且渗流能力强，是井位部署的首选位置，布井原则总结为“占高点、低应力、避低洼、避断层”，在目的层钻井揭开原则为“打开低应力带和部分中应力带，揭开厚度约150 m”。这种布井原则一定程度上规避了叠瓦状构造气藏储层和裂缝发育强非均匀性的问题，实现了天然气产量的稳产。

突发构造气藏内部地应力场分布相对简单，沿长轴的高部位区域内地应力低值，天然裂缝走向与最大水平主应力方位基本一致，储层非均质性较弱，天然裂缝带渗透性能较高。因此，布井原则为“沿长轴、占高点、低应力、避边水”，在目的层钻井揭开原则为“打开储层低应力带即可，揭开厚度约为120 m”。这种布井原则高效利用了突发构造气藏均质性强、渗流能力高的潜能，并尽可能避免过早水侵，实现气田的高产稳产。

7 结论

（1）克深气田白垩系砂岩储层现今应力场普遍属于走滑型，应力方位以NE和NW两个方向为主。但不同构造类型的气藏内部应力场分布特征差异较大，以克深8为代表的突发构造气藏内部应力场分布相对简单，天然裂缝走向与最大水平主应力方位近似一致。而克深2等叠瓦状构造气藏内部应力场分布更复杂，其随构造几何形态和裂缝发育程度而快速变化，应力场与天然裂缝关系也更为复杂，二者共同作用导致储层非均质性增加。

（2）克深气田白垩系砂岩的储层地质力学属性在纵向上有明显的分层特征。从上至下，最小水平主应力、水平差应力和弹性模量均呈现低、中、高的3个层，其中，低应力段对应储层品质最好，中应力段次之，最下部的高应力段最差，这种地质力学层序与岩性分层不一致，呈现明显穿岩性层现象，造成了同一构造和岩性背景下储层纵向上渗流性能的差异。

（3）地应力场分布及其与天然裂缝产状之间的关系是影响气田产能的关键因素。根据不同构造类型气藏内部的地质力学属性分布特征和纵向上的地质力学层序，总结形成了针对突发构造和叠瓦状断背斜气藏的布井原则，通过在克深气田开发中的实践，有效地规避了不利地质因素，充分挖掘了高陡构造复杂气藏的潜能，一定程度上促进了库车拗陷深层复杂气藏高产稳产及效益开发。