地质工程一体化能够最大限度地解决由复杂地质条件引起的工程难题，其特点在于通过不断的自我学习和经验积累，在油气田勘探开发中，系统性地、持续不断地优化技术组合和解决方案，最终目的是提高单井产能、改进作业效率、降低油气单位成本[1]。地质工程一体化技术体系在国内快速发展，是中国石油资源劣质化和油气勘探开发对象逐渐复杂化后技术发展的一个趋势，是复杂油气田高效勘探开发的必由之路[2]。地质工程一体化的主要理念是通过油气藏表征、地质建模、地质力学、油气藏工程评价等综合研究，预测与钻井和完井品质相关的地质参数，通过工程应用，提高作业效率和开发效益，在获得产能重大突破的基础上降本增效[3]。其中，准确掌握地质力学规律及其在不同尺度应用对保障工程效率和开发效益至关重要[1]，在深层复杂地质条件下油气井建井中，地质力学属性是影响钻井井壁稳定性[4-6]、完井防砂控砂[7-8]和储层改造[9-11]等方面的关键参数。因此，地质力学建模在地质工程一体化中起桥梁作用，确保地质认识和工程技术无缝衔接和切实解决工程难题。
随着地质工程一体化概念[2]的提出以及在国内外页岩气和致密油气勘探开发中的不断探索实践，以地质力学为基础的地质工程一体化助推了中国南方海相页岩气、长宁国家级页岩气示范区、苏里格致密气藏等的高效勘探开发。塔里木油田近年来通过不断的探索实践，多学科结合，率先在深层碳酸盐岩勘探开发中应用取得突破，并将成果扩大至山前超深高温高压致密气藏完井提产领域，取得了实质性进展。但没有针对库车山前克拉苏构造带复杂应力场环境下，解决井位部署和钻完井生产难题的研究认识和成功经验。本文针对克拉苏高产井位部署、井轨迹优化、钻井安全提速、完井高效增产和科学开发中面临的生产难题，搭建地质工程一体化协同平台，建立一体化实施流程，攻关形成关键技术系列，充分发挥多学科协同工作的优势，支撑新发现气藏的高效开发，助力大油气田建设。
1 研究背景克拉苏构造带位于塔里木盆地北部的库车坳陷，是南天山山前第一排冲断带，自西向东分为阿瓦特段、博孜段、大北段和克深段(图 1)，属于典型的深层天然气资源富集区域[12]。但由于该区域经历多期构造运动，尤其在喜马拉雅运动期，南天山强烈造山作用导致地下构造十分复杂[13]。由南向北构造应力作用逐渐增强，整体表现为南部区带为褶皱、断裂发育的早期，在挤压应力作用下沿深部滑脱层形成一系列褶皱和褶皱相关断层，褶皱相对宽缓，断层断距小; 北部区带构造演化程度更高，断层进一步发育，断距较大并控制之后构造的发育，褶皱更加高陡，形成突发构造[15-16]。目前勘探开发的天然气储层普遍埋深较大，气藏物性较差，基质渗透率极低，断裂破碎带和天然裂缝是储层渗透率和导流能力的主要贡献者[12-17]。
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图 1 研究区构造区域位置图 Fig. 1 Structural location map of the study area |
克拉苏构造发育盐上、盐层和盐下3个构造层，盐上地层为第四系至古近系苏维依组，发育大套砾石层，目前钻遇厚度最大为5833m，同时钻遇吉迪克、苏维依等高含泥质地层，盐层主要发育在古近系库姆格列木群，岩性为泥岩、盐层、膏岩、白云岩等，最大厚度近6200m，盐下地层为白垩系砂岩，天然裂缝发育。纵向上岩性变化复杂、存在多套压力体系、地层强度变化大、地质力学属性复杂。
克拉苏构造带主要目的层为白垩系裂缝性砂岩地层，经过近20年的勘探开发，目前，克拉苏气田已实现规模发现、效益开发，勘探开发由简单叠瓦构造转向复杂叠置区与构造转换带，克深11井、克深10井、克深24井、博孜3井和大北11井等所在的13个气藏先后获得发现并投入开发，实现克拉苏构造带深层勘探的整体突破和规模开发。成为塔里木油田三千万吨现代化大油气田建设的主力区块。
随着勘探开发对象的日益复杂，井深超8000m，地层温度接近180℃，孔隙压力接近150MPa。复杂的地质条件给工程实施带来了一系列挑战，勘探开发中始终存在井位部署质量不高、钻井安全风险高、提速难度大、建井成本高、井筒质量差、完井改造增产没有达到理想效果、气藏出水、出砂机理不明确、开发效果有待进一步提高等制约高效勘探开发的难题。
2 地质工程一体化关键技术为了应对工程问题的迫切需求，从油田层面成立了地质工程一体化小组，并逐步搭建地质工程一体化协作平台，攻关一体化实现过程中的关键难题，建立了多专业融合的地质工程一体化技术流程，为解决工程问题提供科学依据。
地质工程一体化关键技术主要包括科学化的工作机制流程、井位和井轨迹优化技术、钻前压力预测技术、井壁稳定性预测技术和完井改造优化技术等。
2.1 地质工程一体化技术流程在地质工程一体化实施中，将地质研究、工程设计和现场组织实施纳入一体化协作体系(图 2)。实施过程分为以下6个步骤：
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图 2 地质工程一体化实施流程 Fig. 2 Work flow of geology-engineering integration |
第一步，决策部署和任务下达，在地质研究充分论证基础上，由油田公司领导组织实施，确保整体把握，大局方向不出现偏差。
第二步，讨论区块方案，该过程由地质研究部门实施，主要目的是从对整个区块的认识出发，从储层预测、应力场分布、裂缝发育分布、钻井井壁稳定性等多个方面考虑，优化井位、井轨迹，从地质源头减少工程潜在风险、创建最优井筒环境。
第三步，以实现地质目的为首要目标，从现场需求出发，确定影响钻井的主控地质因素。在地质力学建模和对邻井邻区钻井复杂充分认识的条件下，以孔隙压力、坍塌压力和漏失压力预测为基础，分盐上地层、复合盐层和盐下裂缝性砂岩地层等3个构造层，开展井壁失稳机理分析，并提出钻井液密度窗口设计、钻井液性能优化、井身结构设计等相应对策，优化钻井工程设计，形成了具有独自特色的克拉苏构造带高效开发关键技术。
第四步，随钻跟踪，包括随钻地质跟踪、工程跟踪和地震跟踪，及时分析钻井复杂，充分利用随钻录井、测井、工程复杂等数据，调整地质力学模型，修正井壁稳定性钻井液密度窗口，将地质力学模型与钻井生产动态紧密地结合，为钻井液参数、钻井井身结构等调整提供依据，确保钻井质量，为后期开发提供井筒条件保障。
第五步，完井改造，完井后地质人员及时开展评价，以单井地质力学模型和近井筒三维储层预测为基础，形成包含地质、测井、地质力学的完井改造综合评价成果。根据综合评价结果，确定改造方式、改造层段、分段分级、射孔段和施工压力。设计人员做好完井试油改造设计，并由勘探事业部等单位组织现场实施，为油气发现提供保障。
第六步，试采与开发，该过程主要根据孔隙压力变化开展四维动态地应力建模研究，明确随孔隙压力下降过程中地应力动态变化、储层岩石物理性质变化及天然裂缝力学活动性变化，综合分析动态变化过程中所引发的地层强度的变化及裂缝导流能力的变化，研究开发过程中生产井出砂及水侵力学机理，动态调整生产压差及配产，根据断裂活动性变化程度对生产井的配产做进一步的调整，从而达到抵制出砂及水侵的效果，延长气井开采寿命。
在地质工程一体化的众多环节中，随着勘探开发程度的不断深入和认识程度的不断深化，数据积累越来越多，实际操作中，需要对模型进行刻度和修正。用实际钻井液密度修正孔隙压力预测结果，利用实钻井下复杂数据刻度井壁稳定性预测结果，用完井改造数据校正地应力评价结果，用开发动态数据校正四维应力场建模结果等，通过多轮次的校正，不断完善相关模型，建立完整、完善的全生命周期地质工程一体化技术，为新气藏勘探开发做好技术支撑。
2.2 井位和井轨迹优化技术从克拉苏构造带已钻井发现，同一构造带或不同构造带之间单井产能、钻井井壁稳定性以及完井改造增产效果均存在较大差异，同时，储层裂缝发育且非均质性强，裂缝发育程度及其潜在力学活动性是影响单井产能的主要因素。研究发现，储层段应力场分布控制着天然裂缝的分布，低应力区天然裂缝发育，后期易于压裂，产能高，且钻井井壁稳定性好。基于上述认识，提出考虑浅层复杂构造、避开井壁稳定高风险区、考虑活动性较好的裂缝发育方位、优选低应力区等4个因素的井位和井轨迹优化技术。
以克深10断块克深1002井部署为例，该断块钻遇浅层推覆体，已钻4口井，仅1口井顺利完钻(克深10井)，其他3口井均因卡钻、套管挤毁等原因工程报废。基于此，克深1002井拟采用大斜度井井型进行钻探，避开上盘推覆体、浅层地表复杂、克拉1和克拉8断层，防止钻进中出现大量漏失、掉块、卡钻等复杂而无法钻揭目的层，以实现地质钻进目的。同时，考虑井壁稳定性、渗透性裂缝[19]钻遇、易于后期改造等因素优化该井轨迹。
采取构造层位控制基础上的有限元模拟方法建立克深10区块的三维地应力场模型(图 3a)，并开展裂缝及其力学活动性预测分布(图 3b)。从建模结果看，图 3a中应力最低处(蓝色区域)和图 3b中裂缝力学活动性较好的区域应为井点部署的最佳靶点位置，但该点处地表复杂、无法建立井场，且该井点若采取直井钻探将钻遇克拉1和克拉8等4条断层。一方面，从以往钻井经验和井壁稳定性评价，多套压力系统并存、漏失压力和地层坍塌压力纵向变化大，局部层段无钻井液密度窗口，直井是这种走滑应力状态下最不稳定的井型，无法实现钻井; 另一方面，从克深10井实钻分析，该区属于裂缝性储层，裂缝普遍为高角度，直井无法保障准确垂直穿越裂缝，不利于增产，基于此，决定该井采用大斜度井井型钻探。
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图 3 克深10断块三维地质力学模型 Fig. 3 3D geo-mechanical model of Keshen-10 fault block |
根据应力场和裂缝力学活动性分布确定靶点后，结合邻井实钻结果，评价渗透性好的天然裂缝发育方位(图 4a中的白点方位)，并确定有利于井壁稳定的钻井方位(图 4b中蓝色区域)，在满足地表条件和井身结构的基础上，最终确定了该井的井口位置和靶点方位为北东方向10°、井斜70°。该井实际入靶方位为15°，井斜为76°，闭合距为1221m，目的层仅用时33天，平均日进尺11.5m，未发生钻井液漏失等钻井复杂事件，完井投产采用分两段加砂压裂的改造方式，9mm油嘴，油管压力75.7MPa，折日产气74×104m3，为同区块其他井的3倍。克深1002井实现了克拉苏复杂构造带首口大斜度井钻探的成功并获得高产，为区块大斜度井的推广奠定了良好的基础，为高效开发探索出了一种新的井型。
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图 4 克深10渗透性裂缝和井壁稳定性方位模拟 Fig. 4 Azimuth simulation of conductive fractures and wellbore stability |
准确的地层压力预测是井控安全保障和钻井液密度设计的重要依据。但由于地质条件复杂，多套压力系统并存，巨厚膏盐岩层发育，地震资料品质有限，对地层压力的准确预测难度大。
建立井震联合反演的地层压力预测技术[20]，通过井震联合反演获取区域高精度速度数据体，进而采取人机交互的压力预测方法，建立非线性压实趋势，获取初步的地层压力剖面，再利用钻井实测压力数据对初步剖面进行刻度校正，最终得到与地质背景和工程状况相符合的地层压力三维数据体，从三维体中提取出新部署井点处的数据，即可获得地层压力剖面，明确纵向分布特征，进而设计井身结构和钻井液密度。井震联合反演压力预测方法能够克服单一资料引起的局限性，预测精度由传统方法的不足70%提高至92%。
图 5为大北12井的钻前地层压力预测剖面与实际使用钻井液密度对比，预测地层孔隙压力系数自新近系康村组3185m开始升高，至古近系库姆格列木群膏盐岩段顶部升至最高为2.02，随后有所降低，至目的层白垩系巴什基奇克组降低为1.60。大北12井实钻中，钻井液密度至康村组中部地层开始提高至1.30g/cm3，钻至膏盐岩段顶部，随着预测孔隙压力系数的升高，钻井液密度提高至2.30g/cm3，钻至白垩系时，钻井液密度根据孔隙压力预测数据降低至1.70g/cm3，全井未发生溢流、漏失等严重的钻井复杂，顺利完钻。
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图 5 大北12井地层压力预测剖面 Fig. 5 Formation pressure prediction profile of Well Dabei-12 |
井震联合反演的人机交互压力预测方法在克拉苏构造带新部署井中应用，并不断采用已完钻井对预测模型进行校正，预测与实钻吻合率不断提升，从最初的70%上升至92%，大幅降低了溢流、漏失、卡钻遇阻风险，显著提高了钻井安全性，降低非生产时间，为井控安全和钻井作业效率的提高奠定了基础。
2.4 井壁稳定性预测技术 2.4.1 盐上地层井壁失稳机理及对策克拉苏构造带盐上地层主要为砾石层和高含泥质地质，钻进复杂的主要表现为岩石疏松掉块卡钻、憋钻、遇阻划眼、钻头泥包等。通过获取野外露头和井下岩心，开展了岩石力学实验和数值模拟，明确了盐上地层的井壁失稳机理，提出钻井防御对策。
砾岩的井壁失稳机理[21-22]与胶结程度、胶结物成分、砾石粒径大小、区域地应力环境等因素有关。通过获取大北区块和博孜区块的野外露头以及井下岩心开展岩石力学试验，得出：砾石层的破坏主要是周围胶结物破坏，砾石本体并不发生破坏，并通过有限元模拟法模拟了不同钻井液密度下砾岩破坏形式，钻井液密度较低时，沿着最小水平主应力方向产生剪切破裂，而钻井液密度较高时，则沿着最大水平主应力方向产生张性破裂[22]，因此优选合适的钻井液密度是防止砾岩地层井壁失稳的关键。
对于盐上地层高含泥质地层，通过获取野外露头分析，地层中黏土矿物占比为33.48%~43.44%，其中伊利石含量为38.62%~65.05%、蒙脱石含量为7.0%~10.3%、绿泥石含量为28%~57.4%。前人研究证实，蒙脱石和伊/蒙混层含量越高，泥岩地层的吸水膨胀作用越强，水化应力越高，强水化作用导致井壁失稳[23]，出现卡钻、钻头泥包现象，提高钻井液性能是防止泥岩段井壁失稳的有效措施。
通过建立盐上地层的地应力、岩石强度、模量剖面，从而得出盐上的坍塌压力和漏失压力，进而与实际钻进发生的复杂做比对得出，当钻井液密度低于地层坍塌压力当量钻井液密度或者超过地层坍塌压力当量钻井液密度0.2g/cm3时，钻进中卡复杂较多，而当钻井液密度略高于地层坍塌压力当量钻井液密度0.1~0.2g/cm3时钻井复杂少、进尺快，同时当钻遇高含泥质地层时，钻井液中氯离子含量提高至6×104mg/L以上，钾离子含量也要相应提高。
以克深19井实钻为例(图 6)，该井0~1100m和2870~3960m井段实际使用钻井液密度与预测的地层坍塌压力当量钻井液密度基本相对或略高于地层坍塌压力当量钻井液密度，这两段地层实钻过程中井壁稳定性好，仅发生了少量的遇阻现象，钻井进尺快。当进入1100m地层后，井壁掉块多，钻井复杂频发，现场人员及时与地质人员交流，认为该段地层实际使用钻井液密度低于预测坍塌压力当量钻井液密度，无法平衡应力释放导致的井壁失稳，建议提高钻井液密度至预测的坍塌压力当量钻井液密度，钻进至2870m井段后，提高钻井液密度至略高于坍塌压力当量钻井液密度，有效抑制了井壁失稳，钻井复杂显著减少。而在4150~6000m，由于考虑可能存在异常高压水层，使用了较高密度的钻井液，井壁周围发生张性破裂，钻进复杂非常严重，挂卡遇阻频繁，钻井进尺较慢。
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图 6 克深19井盐上地层预测与实钻对比分析 Fig. 6 Comparison between formation pressure prediction and actual drilling result of post-salt interval in Well Keshen-19 |
克深19井等多口井的实钻表明，由于克拉苏盐上砾石层胶结程度、胶结物成分、粒径大小、泥质含量等存在较大差异，初期预测的井壁稳定性参数可能存在误差，通过实钻数据反馈，对初期预测的模型进行修正，预测钻头以下地层井壁稳定性数据，及时指导钻井参数的调整，是保障安全快速钻进的有效手段。
2.4.2 复合盐层井壁失稳机理及对策克拉苏构造带复合盐层自上而下分为泥岩段、盐岩段、中泥岩段、膏盐岩段和下泥岩段，地层岩性复杂，钻井中不同的岩性段表现出来的钻进复杂差异大，盐岩段主要表现为蠕变缩径、卡钻、划眼现象多，盐间夹杂的粉砂岩地层漏失频繁，且伴有高压盐水溢流等，钻井井控安全风险大，堵漏、处理复杂占据大量的非钻进时间，使钻井周期延长、成本提高。
前人研究认为，盐岩蠕变强度的主要影响因素为深度和温度，建立了不同温度和深度条件下的钻井液选择图版[24]。克拉苏构造带由于盐岩埋藏更深、温度更高，地应力作用更强，其蠕变程度更强。在地应力评价的基础上，通过实际钻井中所有的钻井液密度、钻头尺寸的刻度等数据，建立了盐岩蠕变卡钻时间模拟方程，模拟不同钻井液密度下的卡钻时间[25]，从而优选钻井液密度。从模拟结果看，克拉苏构造带复合盐层三轴应力趋于各向同性，蠕变速率随着深度而增加，卡钻时间则逐渐减小。以克深17井为例，如图 7所示，盐岩段三轴应力梯度当量钻井液密度为2.35g/cm3左右，模拟钻井液密度分别为2.3g/cm3和2.4g/cm3时，卡钻遇阻时间为46.3h和60.4h，结合三轴应力的结果，抗蠕变密度初步确定为2.35g/cm3，但考虑到复合盐层中薄弱层的漏失问题，则以区域最小水平主应力为依据确定钻井液密度，综合考虑抗盐岩蠕变和防薄弱层漏失之间的平衡，从而确定最终的钻井液密度值，该段地层中的盐间粉砂质地层的漏失压力当量密度为2.20g/cm3，而当钻井液密度为2.20g/cm3时，卡钻遇阻时间仅为40.9h，因此确定钻井液密度为2.20g/cm3，在钻进中及时进行划眼操作，防止卡死钻具。
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图 7 克深17井复合盐层段蠕变速率和卡钻遇阻时间模拟 Fig. 7 Simulation of creep rate and sticking time in composite salt interval in Well Keshen-17 |
克拉苏构造带自早期的克深2断块钻井时，目的层白垩系砂岩地层发生大量的漏失和卡钻，导致克深204井两次侧钻，通过对该井的钻井井史仔细分析发现，当地层发生漏失后，紧接着发生卡钻遇阻，二者一一对应，后来钻遇的其他井均具有类似的现象，而从井径测井曲线中却看不出有明显的扩径，即卡钻掉块并非来自井壁，但却发现了漏失卡钻的位置均发育60°~80°的高角度裂缝。Zoback等研究认为[19]，当井眼与地层弱面(层理、断层、裂缝等)的夹角为60°时，井眼周围地层的强度下降值最大，另外，裂缝面发生漏失后，裂缝面的支撑压力降低，导致裂缝面产生剪切破坏[26]，从而引起掉块卡钻。
综上所述，对于裂缝性地层来说，防止发生裂缝性漏失是减少钻井复杂的关键，同时需要考虑裂缝影响下基质的坍塌压力，而裂缝的漏失压力即为裂缝临界开启压力。从克深24井看，考虑裂缝存在时地层坍塌压力当量密度为1.87g/cm3，而裂缝的临界开启压力当量密度为1.94g/cm3，从而确定了该区块目的层裂缝性砂岩的钻井液密度窗口为1.87~1.94g/cm3(图 8)。
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图 8 考虑天然裂缝的坍塌压力和漏失压力模拟 Fig. 8 Simulation of collapse pressure and leakage pressure considering the nature fractures |
另外，克拉苏构造带不同断块之间由于地应力、孔隙压力、裂缝产状不同，坍塌压力和漏失压力存在较大差别，需要依据实际井情况确定安全钻井液密度窗口，同时，开发区块在不同时期钻的井还必须考虑地层孔隙压力的下降情况，分析钻井液密度窗口的动态变化，确保安全快速钻井。
2.5 完井改造优化技术当前，克拉苏构造带不同断块或同一断块内的井在完井提产时所用的方法主要有常规测试、重晶石解堵、酸化、水力压裂、加砂压裂等，改造分段分级、施工规模、施工压力也各不相同，增产效果差异较大。对于裂缝性砂岩地层，激活天然裂缝并产生一定数量的人工裂缝，形成裂缝网系统，从而提高单井产量[19]。在完井地质力学建模基础上，实现定量优化施工参数设计，使得复杂地质条件下的完井改造设计依据更充分，施工指导依据更具科学性。
通过综合地质、地应力、裂缝、孔隙度等参数计算地层可压裂性指数，对储层分为4类，结合钻井漏失情况，提出了克拉苏构造裂缝性砂岩储层完井提产方式的分类，见表 1。
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表 1 基于可压裂性指数的完井提产方式分类 Table 1 Classification of well completion and stimulation methods based on fracability index |
根据上述分类，完井后，开展两个方面的工作：一是开展井筒地质力学评价，明确应力场、弹性参数、强度参数、岩石脆性、可压裂性、裂缝力学参数的纵向分布情况; 二是开展近井筒三维地应力建模和裂缝及其活动性预测，实现多维度的储层评价。
图 9为博孜301井的完井地质力学综合评价剖面，该井为走滑型应力机制，应力纵向上的分层现象十分明显(图 9第7道黄色充填)，呈现上下低、中间高的特点，上下两段低应力段天然裂缝发育且活动性好，地层可压裂性整体较高，而中间高应力段，天然裂缝不发育、可压裂性差。模拟在注入压力系数为2.30时，上下两段天然裂缝均具有较好的开启性。
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图 9 博孜301井完井地质力学综合评价剖面 Fig. 9 Comprehensive geo-mechanical evaluation profile of Well Bozi-301 after completion |
另外，根据博孜3区块三维应力场分布，图 10a所示，图中不同颜色为最小水平主应力分布，该井处于相对低应力区，有利储层发育和压裂改造; 图 10b为博孜301井近井筒天然裂缝及其力学活动性预测成果，图中片状代表裂缝的走向，不同颜色表示裂缝的活动性，暖色表示活动性好，冷色为活动性差, 黑色裂缝表示模拟主体走向的人工压裂缝。可知，井点西部和北西方向天然裂缝发育且活动性好，东部—南部天然裂缝发育，但活动性稍差。模拟人工裂缝延伸200m，能够覆盖井筒周围至少200m范围，激活天然裂缝后形成的缝网系统，有利于改造增产，增强了该井进行压裂改造的信心。
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图 10 博孜3区块应力场分布(a)及博孜3井近井筒裂缝预测(b) Fig. 10 (a) Distribution of stress field in Bozi-3 block and (b) fracture prediction near wellbore in Well Bozi-3 |
根据上述结果，对5920~5958m地层进行改造，由于该段地层中间夹着局部高应力区、裂缝开启压力较高，可压裂性指数平均值为0.35，属于三类储层，推进较大规模进行加砂压裂，并根据可压裂性剖面划分射孔层段(图 9第11道)，根据天然裂缝开启压力(图 9第9道)确定施工时井底注入压力当量密度为2.30g/cm3，据此，模拟了压裂液量和加砂量以及施工排量。该井通过加砂压裂施工后，7mm油嘴，油管压力85MPa，折日产气492624m3，折日产油114.72m3，证实克拉苏构造带白垩系巴西改组的油气勘探开发潜力，助力发现超深新层系。
博孜301井的成功应用证实地质工程一体化在完井改造参数优化中的必要性和可行性，该套方法在博孜9井应用取得成功，实现了又一个万亿立方米级大气区的发现。
3 地质工程一体化实施效果以地质研究为基础，以地质力学为桥梁的全生命周期的地质工程一体化技术在克拉苏构造带东部气田逐步建立并不断完善，大量的实践证实其必要性和可行性。截至2019年9月，已支撑井位井轨迹优化部署200余井，支撑钻井设计300余井次，完井改造100余井，助力博孜3、大北12等断块勘探发现，为库车山前首口大斜度井克深1002井的高效投产奠定了基础。一体化关键技术，在迪北、大北11和博孜3等区块，得到全面推广应用，开发井成功率100%，取得良好效果。
3.1 钻井安全提速实施效果钻井井控安全提速方面，近两年溢流、漏失发生率持续降低，未发生井喷事件。自2018年以来，单井钻井期间钻井液漏失量平均由2016年的1282m3降低至2019年的356m3，降幅达72%，目的层平均由213m3降低至85m3，降幅达60%, 如图 11所示，钻井完井周期由490天降至271天，平均缩短44%，最快仅为154天，单井成本平均降低34%。
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图 11 克拉苏单井平均钻井液漏失量对比 Fig. 11 Comparison of average mud loss during drilling in single well in Kelasu structural belt |
通过地质工程一体化实施，优化完井改造方案、射孔段、分段分级、施工压力等。2019年应用22井次，克深区块增产2.6倍，大北区块增产4.8倍，博孜区块增产3.8倍，其中压裂后单井日产气量超过40×104m3的井有9口，博孜9井和克深1002井日产气量超过70×104m3，是同区块其他井的近4倍(图 12)。改造后单井平均无阻流量由原来的68×104m3/d提高到279×104m3/d，助力克拉苏西部万亿立方米级大气区的发现。
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图 12 克拉苏构造带单井压裂改造前后单井产量对比 Fig. 12 Comparison of single well production before and after fracturing stimulation in Kelasu structural belt |
进入天然气开发阶段，面临的主要问题是出砂和出水。克拉苏构造带克深2和大北201等区块的地层出砂导致地面管线刺漏，井口压力波动剧烈，严重影响单井产能。通过综合分析地质因素、生产因素、完井因素和储层改造因素，明确了裂缝性砂岩地层出砂的主要机理为在过大的井底压差作用下，同时产生剪切破裂和拉伸破裂，出砂的严重程度与油藏深度、压力、流速、地层胶结情况、压缩率和自然渗透率、流体种类和相态(油、气、水的情况)、地层性质等有直接的关系[27]。
综合考虑地应力、岩石强度、裂缝受力特征、井壁稳定性等因素，建立了克拉苏构造带裂缝性砂岩储层的临界生产压差计算模型[27]，并预测了出砂风险指数。预测克深区带地层出砂临界生产压差为15~22MPa，大北段出砂压差为10~20MPa，应力作用越强、天然裂缝活动性越好的层段，临界生产压差越低，局部地层生产压差接近零，即只要生产，初期均会发生出砂问题。根据该预测结果，当前克拉苏构造带开发井的生产压差普遍从以往的20MPa以上降低至3~5MPa，出砂问题得到有效控制。
对于气藏出水问题，在克拉苏构造带强应力背景下，当气田投入开发后，随着目的层地层压力的下降，储层及断裂力学特征将发生改变，气藏断裂系统、应力不均匀变化导致气藏水侵速度不同，呈现气水界面不平衡。
通过分析克拉2气藏孔隙压力下降引起的应力场、断裂力学活动性变化，建立四维地质力学模型，明确了该气藏自2005年开采以来，孔隙压力下降至目前的46MPa后，地应力状态及大小变化规律，以及应力场动态变化引起的井壁裂缝和断层活动性的动态变化。整体来说，天然裂缝和断层的活动性随压力下降活动性变差，但局部断裂由于受力状态变化的不均匀性导致其活动性变好，水侵速度快，根据断裂力学活动性变化对克拉2气藏的水侵风险进行了划分[28]。
对出水风险较高的克拉2-10井进行深入分析，发现该井井旁裂缝和断裂的开启压力当量钻井液密度为1.60g/cm3，提示该井降低生产压差，降低采气速度，避免激活断裂，从而防止气藏快速水侵。
地质工程一体化助力克拉苏构造不断发现深层巴西改组新层系，并不断催生博孜9等万亿立方米级大气区，目前有13个气藏投入试采或开发，约70%的井测试天然气产量达30×104m3/d以上，其中约60%的井天然气产量达50×104m3/d，不断夯实西气东输主力气源地资源基础，也是塔里木油田3000万吨级现代化大油气建设的主战场之一。
4 结论(1) 地质工程一体化协同工作平台和组织方式是实现地质工程一体化的有力保障。通过建立以地质力学为桥梁的地质工程一体化技术流程，并将地质研究、工程设计和现场实施人员纳入协同工作平台中，充分发挥多学科优势，及时互通信息，突破信息孤岛，将抽象的地质认识“翻译”为可以在钻完井工程设计方案中直接应用的数据信息，为工程方案优化提供了重要的定量化依据，使得地质工程一体化落地生根。
(2) 从井位部署、轨迹优化、钻井设计、完井改造和气藏开发全生命周期链条上的地质力学关键技术是实现地质工程一体化的重要手段。创新建立的考虑4种因素的井轨迹优化、不同类型的井壁稳定性预测、基于可压裂性的改造方式分类、四维地质力学建模等核心技术牢牢支撑地质工程一体化的实施。
(3) 克拉苏构造带超深复杂的地质条件，决定了以地质力学为桥梁的地质工程一体化是解决勘探开发中工程难题的重要途径。通过地质研究、地质力学和钻完井工程一体化综合研究，能够准确得出造成钻完井复杂的地质机理，并快速得到与此相关的定量化工程参数预测，确保工程方案优化成功，消除由复杂地质因素导致的工程难题，实现本质提速、提质、提产。
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