基于地质力学方法的深层致密气藏高效勘探技术：以库车坳陷迪北气藏为例

Efficient Exploration Technology of Deep Tight Gas Reservoir Based on Geomechanics Method: a Case Study of Dibei Gas Reservoir in Kuqa Depression

摘要

为了明确库车坳陷迪北致密气藏有利储层分布及配套工程技术，提高勘探效率，在气藏分析基础上，基于地质力学方法，综合运用地质资料、钻井资料、测井资料，开展现今地应力场预测、裂缝有效性评价等研究，兼顾甜点钻遇和压裂改造效率，从地质工程一体化角度，量化优选定向井井眼轨迹.结果表明：（1）现今地应力和天然裂缝很大程度决定了深层致密气藏品质和压裂改造效率，影响气井产能；（2）迪北气藏非均质性强，岩石物理特征、现今地应力、裂缝有效性在井间差异明显，迪北气藏裂缝甜点分布离散，储层改造难度受地质因素的制约程度大；（3）天然裂缝是深层致密气藏优质甜点区发育的重要控制因素，并能降低压裂施工难度、提高压裂改造效率；（4）定向井应多穿低应力带、多穿天然裂缝，并充分考虑天然裂缝走向和地应力方向的匹配，以提高单井产量.直井钻探模式在迪北致密气藏的高效勘探上存在局限，定向井不但能兼顾甜点钻遇和压裂改造效率，在钻井安全稳定方面也具有优势，是深层致密气藏少井高效勘探的有效途径.

关键词

深层致密气藏 / 油气勘探 / 地质力学 / 定向井 / 地质工程一体化 / 库车坳陷 / 石油地质

Key words

deeply buried tight gas reservoir / oil and gas exploration / geomechanics / directional well / integration of geology and engineering / Kuqa depression / petroleum geology

0 引言

库车坳陷是塔里木盆地重要的油气富集区，勘探潜力大，石油资源量为7.64×10⁸ t，天然气资源量为6.99×10¹² m³（蔡振忠等，2022），已发现克拉2、迪那2、克深2、中秋1、博孜9等气田（王招明，2014；江同文等，2018；杨海军等， 2019；李剑等，2020；田军等，2020）. 北部构造带是库车坳陷最具潜力的含油气区之一，油气当量约5.65×10⁸ t（王珂等，2022），是增储上产的重要领域，有望成为克拉苏大气田的战略接替区. 北部构造带勘探发现比较早，1958年发现依奇克里克油田，之后陆续发现依南2气藏、吐孜气藏、吐东2气藏. 然而目前发现的这些油气区探明油气当量仅0.3×10⁸ t，资源落实量仅约5.3%（王珂等，2022）.

近年来，塔里木油田加大对北部构造带勘探力度，对其沉积环境、构造特征、石油地质条件及储层特征开展了大量系统研究（Shi et al.， 2018； Wang et al.， 2018； Pang et al.， 2019；唐雁刚等，2021；王珂等，2022；张荣虎等，2022），北部构造带油气主要源于上三叠统的湖相泥岩和中下侏罗统的煤系地层，厚度大、有机质丰度高（郭继刚等，2012），发育多套优质生储盖组合（唐雁刚等，2021；魏国齐等，2021；王珂等，2021），多期次断裂和裂缝是油气运移和渗流的重要通道（鞠玮等，2013； Ju et al.， 2018），具有优越的石油地质条件. 然而，勘探实践表明，北部构造带储层平面物性差异性大、非均质性极强、优质储层展布规律不清，气井产能主控因素仍然不明确，制约了其勘探进程.

随着地质工程一体化理念在塔里木油田的发展和推广，逐渐形成了以地质力学研究为核心的一体化增产技术，成功指导钻探了库车山前第一口超深大斜度井——克深1002井，实现了产量和钻井效率的双提升（徐珂等，2020；蔡振忠等，2022），并助推了台盆区超深层碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发（尹国庆等，2015）.

为了提高库车坳陷北部构造带深层致密气藏勘探效率，本文以迪北气藏为例，基于地质资料、钻井资料、测井资料，开展现今地应力场预测、裂缝有效性评价等地质力学研究，从地质工程一体化角度，量化优选定向井井眼轨迹，兼顾甜点钻遇和压裂改造效率，实现超深层致密砂岩气藏的增产.

1 地质背景

库车坳陷划分为7个二级构造单元，其中北部构造带位于库车坳陷最北缘，紧临南天山造山带，其东西长420 km，南北宽5~20 km，勘探面积为8 200 km²，自西向东分为巴什、迪北和吐孜3个构造段（鞠玮等，2013；唐雁刚等，2021；王珂等，2022），迪北气藏位于中部迪北段（图1a）.

由于紧邻南天山造山带，北部构造带经历了多期构造运动，构造变形复杂. 迪北区块总体表现为南倾的单斜，近E-W向展布，内部发育大量近E-W向的不同尺度断层，按照断层发育特征，及其与油气的关系，迪北气藏断层一般分为3个级别（图1b和1c）：I级断层控制构造边界，对油气藏起到破坏作用；II级控制区带展布，能沟通油气源；III级断层控制油气富集（唐雁刚等，2021）.

迪北区块钻遇地层包括：第四系西域组（Q₁ x），新近系库车组（N₂ k），康村组（N_1-2 k），吉迪克组（N₁ j），古近系苏维依组（E_2-3 s），库姆格列木群（E_1-2 km），白垩系舒善河组（K₁ sh）、亚格列木组（K₁ y），侏罗系齐古组（J₃ q），恰克马克组（J₂ q），克孜勒努尔组（J₂ kz），阳霞组（J₁ y），阿合组（J₁ a），三叠系塔里奇克组（T₃ t），黄山街组（T₃ h），克拉玛依组（T₂ kl），俄霍布拉克组（T₁ eh）（图2）. 主要含油气层位为下侏罗统阿合组（J₁ a）、阳霞组（J₁ y）和中侏罗统克孜勒努尔组（J₂ kz），局部地区还包括新近系吉迪克组（N₁ j）. 烃源岩为上三叠统的湖相泥岩和中下侏罗统的煤系地层，厚度大、有机质丰度高. 烃源岩和中下侏罗统储层之间呈“三明治”式叠置，形成了两套优质生储盖组合：第一套是以三叠系黄山街组和塔里奇克组为生油层，侏罗系阿合组砂砾岩为储层，阳霞组煤系地层为盖层；第二套是以阳霞组、克孜勒努尔组煤系地层为生油层，阳霞组、克孜勒努尔组砂岩为储层，侏罗系恰克马克组和齐古组泥岩为盖层（王珂等，2022）.

迪北气藏阿合组以辫状河三角洲平原亚相沉积为主，砂体纵横向交错叠置，厚度为 260~300 m（唐雁刚等，2021）. 岩性主要以含砾粗砂岩、粗砂岩为主，夹薄层泥岩. 阿合组整体呈多旋回叠置特征，单个旋回延伸距离小，岩性、粒度变化快，空间上频繁迁移，导致储层非均质性强.

阿合组储集空间主要为粒内溶孔和微孔隙，占比分别为37.36%、34.23%，其次是粒间溶蚀扩大孔，占比为20.09%，微裂缝较发育，可沟通孔隙. 阿合组有效储层孔隙度分布在4.0%~13.9%，平均值为6.6%，中值为6.4%；渗透率分布在0.170~9.898 mD，平均值为1.577 mD，中值为0.934 mD，属于致密砂岩储层（王根海等，2001；唐雁刚等，2021）.

2 高效勘探技术难点

北部构造带的勘探开始于20世纪50年代，1958年发现依奇克里克油田；1998年发现依南2气藏；2000~2001年发现吐孜气藏；2017年发现吐东2气藏. 但是目前发现的油气区探明油气当量仅0.3×10⁸ t，资源落实量仅约5.3%. 从迪北气藏目前完钻的十余口井来看，仅YN2、DX1、DB104井获高产，对比高产井和失利井的地质条件和压裂施工过程，主要存在以下4项影响勘探进程的技术难点.

2.1　储层非均质性强，甜点预测难度大

迪北气藏阿合组致密砂岩形成过程中受多期河道控制，纵横向交错叠置，形成多旋回沉积特征，其中单一旋回内部储层非均质性强，岩性、物性变化快，不同品质的储层频繁交错出现，横向上叠置关系更为复杂，加之不同尺度裂缝不均匀发育，使储层渗流能力的差异更明显，导致气藏内相邻两口井的产能会具有显著不同，比如DX1井和DB104井日产天然气数十万立方米，但是部署于二者中间的DB105X井，日产气量仅几万立方米；而DB103井，则基本没有产能. DT2井对气测显示好、具有裂缝发育的5段成功进行了的大规模加砂压裂改造，但仍然没有获得工业油气流，表明井间储层品质存在差异. 这类深层致密气藏的甜点分布受沉积相带、断层-裂缝等因素控制，储层非均质性强，甜点预测难度大.

2.2　储层岩石致密，破裂压力和施工压力高

迪北气藏所处的北部构造带靠近南天山，遭受的挤压应力强，减孔作用强，张荣虎等（2021）通过实验得到侏罗系阿合组的构造减孔量为 8.8%/100 MPa，导致侏罗系阿合组在4 000~5 000 m埋深下现今有效孔隙度中值仅为6.4%，比库车坳陷克拉苏构造带8 000 m以深的储层孔隙度8%（徐珂等，2022a）更低，岩石表现更为致密. 岩石力学实验表明，迪北气藏侏罗系阿合组埋深约4 000~5 000 m，岩石的杨氏弹性模量约30 GPa，抗压强度超过100 MPa，其数值等同甚至超过克拉苏构造带7 000~8 000 m储层岩石的力学参数，秋里塔格构造带6 000 m埋深的储层，其抗压强度仅约70~80 MPa. 施工数据表明，迪北气藏侏罗系阿合组的破裂压力梯度约超过2.4 MPa/100 m，施工压力约95~100 MPa.

2.3　储层地应力高、层间应力差异大，制约压裂缝延伸

迪北气藏侏罗系阿合组现今最小水平主应力梯度约为2.2~2.3 MPa/100 m，最大水平主应力梯度约2.6~2.8 MPa/100 m，水平应力差约30~40 MPa，局部接近50 MPa，表现为走滑型地应力状态（最大水平主应力>垂向主应力>最小水平主应力）. 同处于库车坳陷的克拉苏构造带和秋里塔格构造带的储层地应力较低，其现今最小水平主应力梯度约为2.1~2.2 MPa/100 m，最大水平主应力梯度约2.5~2.7 MPa/100 m. 受复杂岩性、裂缝、流体等因素影响，迪北气藏的现今地应力分布具有明显的分段性，层间应力差异大，超过10MPa，对裂缝纵向延伸的遮挡作用明显.

2.4　压裂改造效果差异大

制约迪北气藏勘探进程的不仅是储层预测问题，还有压裂改造施工问题，具体表现为压裂改造效果差异大，即：有些井经过压裂改造后提产效果明显，比如DX1井；然而有些井经过压裂改造后，提产效果不明显，比如DB102井，在4 923~5 220 m中途测试，3 mm工作制度下日产油8.16 m³、日产天然气1 491 m³，而对4 938~5 099 m层段压裂改造后，在5 mm工作制度下日产油5.64 m³、日产天然气1.6×10⁴ m³. 有些井在压裂改造后产量甚至不升反降，比如DB101井，在4 782.5~4 837.0 m中途测试，日产天然气6.7×10⁴ m³，然而在压裂改造后，日产天然气量仅为5 851 m³. 其原因在于：一方面可能是深层致密储层的压裂改造效率有限，如图3，部分地层层理非常发育，强烈制约压裂缝的延伸；另一方面则是钻井过程和压裂改造过程中造成了储层污染.

3 高效勘探思路与关键技术

3.1　高效勘探思路与基本原理

迪北致密气藏在勘探上主要面临的问题之一是有利区优选和井位部署. 为此，本次研究提出的高效勘探思路是：首先，通过单井产液剖面分析，明确控制气井产能的地质因素. 由DX1井产液剖面可见（图4），天然气的产出仅在局部个别位置，其中4 819~4 821 m的产气量占整口井的75.8%. 对比产气段和其余层段，发现主力产气段具有地应力值低、裂缝发育的特征，且井壁没有明显的垮塌. 这与笔者前期对克拉苏构造带白垩系超深储层研究得到的认识相似（徐珂等，2022a）. 之所以井壁垮塌与气井产能有所关联，是因为井壁垮塌是钻井过程中井壁发生的应力集中超过了井孔周围岩石的破裂强度导致，处于应力集中程度高的岩石，内部的微裂缝尚未形成宏观裂缝，聚集了较高的应变能，岩石渗透性差，不利于油气等流体产出（徐珂等，2022a）.

现今地应力及其控制下的裂缝力学有效性明显影响迪北气藏产能，地应力低、裂缝发育且裂缝力学有效性好的位置和层段往往是勘探有利部位. 然而，现今地应力和天然裂缝的发育分布具有极大的非均质性和各向异性，受构造样式、断层、裂缝、岩性、流体等多因素控制. 不同方向的地应力状态和裂缝发育均有所不同，导致裂缝渗透性也会存在差异. 图5为多重地质因素控制下的地应力场和天然裂缝非均质分布. 一般来说，形态完整、岩性均质的背斜构造对地应力场和天然裂缝分布的控制较为规律，服从背斜的中和面原理，即具有规律的纵向分层特征；但是气藏迪北气藏目的层侏罗系阿合组为断陷湖盆沉积背景，具有多旋回特征，砂体构型复杂，频繁叠置，互层岩体层间滑脱引起的“多中和面”在一定程度上弱化了背斜形态对地应力场和天然裂缝分布控制，纵向上分层规律不再明显；另外复杂构造样式加剧了断块之间相互挤压程度和挤压方式的复杂程度，断块内部因为受到平面和纵向上不均匀的挤压，地应力场和天然裂缝的分布更为复杂，如图5b所示，在底部和两侧梯度挤压的作用下，在背斜构造局部位置，其内部裂缝分布非均质极强，发育裂缝空白带、高角度裂缝带及低角度裂缝带，图5b中斜线代表裂缝倾角，可见上部可能发育两组高角度裂缝，向下裂缝倾角逐渐降低，底部两侧可能发育一组高角度裂缝、一组低角度裂缝. 这表明，即使部署在背斜高部位的井，也可能落在裂缝空白带，并且直井有很大几率与高角度裂缝“擦肩而过”（江同文等，2021）.

研究认为，定向井是克服非均质性和各向异性难题的重要举措，可以根据地应力和裂缝分布，调整定向井的井眼轨迹，向低应力带和渗透性好的裂缝带钻进. 如图5b，定向井通过优化有利的井眼轨迹钻遇高角度裂缝带的几率相比直井更大. 另外，在迪北气藏走滑应力机制条件下，斜井或者水平井的井壁稳定性优于直井，加之迪北气藏裂缝发育，岩体强度减弱，各向异性增强，井眼稳定性整体降低，在定向井井眼垂直于裂缝面时，作用于裂缝面的剪应力为零，能保持较高的井壁稳定性.

在压裂改造环节，只有形成复杂网状缝才有利于储层和井筒的沟通，但压裂缝延伸方式在很大程度上受井周地应力和天然裂缝的影响（Potluri et al.， 2005； Wang et al.， 2017；田军等， 2019； 徐珂等， 2020； Liu et al.， 2022a）. 压裂缝和天然裂缝交互过程可分为3个阶段：（1）当水力裂缝接近天然裂缝，由于流体迟滞效应，水力裂缝尖端会早于压裂液前端到达交界面（图6a），相交点处的流体压力为0，而裂缝尖端会产生局部应力场，可能导致发生2种情况：天然裂缝发生剪切滑移或停止（图6b）、水力裂缝穿过天然裂缝（图6c）. （2）当压裂液前端到达天然裂缝时，相交点的流体压力逐渐上升，在天然裂缝剪切滑移的情况下，流体可能会驱动天然裂缝张开，水力裂缝转向并沿天然裂缝延伸（图6d）；而在水力裂缝穿过天然裂缝的情况下，可能发生2种情况：天然裂缝保持闭合状态（图6e）、流体张开天然裂缝并流入，多条裂缝同时延伸（图6f）. （3）随着泵送的继续，裂缝延伸行为将继续演变. 例如，在图6d的情况下，水力裂缝可能会离开天然裂缝的路径，在相交点（图6g）、沿天然裂缝的某薄弱点（图6h）或末端（图6i）沿着最大水平应力方向重新开始延伸；在图6e中，当相交点处的流体压力进一步上升，天然裂缝可能会张开并进一步延伸（图6f）.

压裂缝和天然裂缝的相互作用过程取决于地应力、岩石力学参数、天然裂缝特征、压裂施工参数等. 一般而言，当水平应力差较大时，在低逼近角和高逼近角情况下天然裂缝发生张开破裂，中间角度可发生剪切滑移破裂；水平应力差较低时，天然裂缝只发生张开破裂；水平应力差越大，所需施工净压力越大. 当逼近角较小时，压裂缝都不能穿过天然裂缝；若能穿过，随逼近角增大，需要的水平应力差先减小后增大；岩石抗拉强度越大，水力裂缝可穿过的逼近角范围越小，较大的内聚力则有利于水力裂缝穿过.

由于现今地应力和天然裂缝的分布具有极强非均质性和各向异性，压裂缝在不同位置、不同方向的延伸情况有所差异，而定向井同样可以解决压裂改造难题，通过模拟不同方向井眼轨迹的压裂缝延伸情况确定利于压裂改造的井斜方位区间，在此基础上进一步优选改造层段，从而实现致密气藏的增产.

综上，深层致密气藏高效勘探的核心是兼顾“甜点钻遇、井壁稳定、有效改造”，而不是只局限于有利储层预测，建议采用地质工程一体化工作方法，即从井位部署源头就考虑到井壁稳定性和利于压裂改造的诸多因素，替代传统井位部署和工程施工割裂的工作模式. 由此，提出“定向井井眼轨迹量化优选方法”，优化井位、井型、井眼轨迹，不仅可以保障甜点钻遇，也可保证钻井安全，从源头降低储层改造施工难度，以克服深层致密气藏的非均质性和各向异性，助力油气高效勘探.

3.2　关键技术

3.2.1　基于三维地质力学的裂缝甜点预测

地质力学建模需要突出气藏的非均质性. 首先需要准确建立构造格架，鉴于逆冲构造的复杂性，采用基于体元的构造框架建模技术，克服了传统建模方法中由于小层厚度剧烈变化造成层面间不合理交错的问题. 该方法得到的网格属性在整个构造框架内连续分布，在断层处不连续，能尽量减少倾角和厚度变化的影响. 其次考虑岩性岩相引起的非均质性，通过井点约束的相属性建模方法获得非均质岩石力学参数在三维空间的分布. 通过上述方法将复杂构造和复杂岩性因素考虑进现今地应力场的预测（徐珂等，2022b； Liu et al.， 2022b）.

天然裂缝分布主要通过基于构造恢复反演的应力场和应变场进行预测. 迪北气藏的天然裂缝多为构造裂缝，是构造运动作用下岩石破坏的结果. 基于能量守恒原理，即认为产生裂缝面的能量与岩体破裂释放的应变能有关. 以岩石破裂准则为纽带，搭建裂缝形成时期的应变能、应力场和裂缝参数之间的定量计算模型，实现裂缝密度、裂缝开度、裂缝产状等要素的分布预测.

3.2.2　裂缝力学有效性预测

超深储层裂缝有效性不仅取决于裂缝密度、开度、充填程度，还包括力学有效性（邓虎成等，2013；陆云龙等，2018；李思亦等，2020；Xu et al.， 2022）. 处于临界滑动状态的裂缝具有更强的渗流能力. 作用在裂缝面上应力可以分解为正应力与剪应力，正应力垂直于裂缝面，剪应力平行于裂缝面. 剪应力与有效正应力的比值影响裂缝面的滑动，能反映裂缝渗透性能（江同文等，2021）.

根据Barton（1995）和Zoback（1995）提出的临界应力裂缝原理，只有达到临界应力的裂缝才具有较高的渗透性. 是否达到临界应力一方面取决于裂缝所处的地应力状态，另一方面是由裂缝面的摩擦强度决定的. Byerlee（1978）基于大量岩石力学实验，认为岩石摩擦系数介于0.6~1.0. Zoback总结为裂缝面的摩擦系数小于0.6的裂缝，不具有渗透性（Xu et al.， 2022）. 图7为临界应力裂缝假说示意图，表明，地壳中虽然存在一系列裂缝，但其中只有一部分裂缝处于临界应力的优势状态（标为红色），在三维莫尔圆中，这些裂缝均处于莫尔圆的上部（标为红色的“+”），即莫尔-库仑破坏线上方，摩擦系数大于0.6. 通过水力压裂增大井周局部地层孔隙压力可以增大裂缝剪切滑移能力，增大裂缝开启率，提高裂缝渗透性（图8）.

本次研究以裂缝面剪应力和有效正应力的比值定量表征裂缝有效性. 在天然裂缝三维分布定量预测基础上，利用地应力与裂缝产状之间的关系，明确井筒裂缝有效性好（具有高剪应力与正应力之比τ/σ_ne）发育位置和产状信息，通过模拟预测裂缝在压力改造注入流体条件下的开启性，优化并确定压裂改造层段优选和制定改造方案.

3.2.3　井眼轨迹量化优选

首先，优选有利区保证甜点钻遇. 前文已述，现今地应力及其控制下的裂缝力学有效性对迪北气藏产能的控制非常明显，而且现今地应力和天然裂缝的分布具有极大的非均质性和各向异性. 直井钻遇有利部位的几率有限，故选取定向井方式，向低应力方位钻进，并尽可能多穿低应力部位和渗透性好的裂缝. 由于迪北气藏的天然裂缝倾角较高，为了钻遇更多裂缝，井眼轨迹应当具有较大井斜角，且井斜方位应尽量垂直于渗透性好的裂缝优势方位，以保证最大的渗透性裂缝钻遇率（江同文等，2021）.

第二，优选稳定方位保证井壁安全. 钻井过程中，由于井筒井斜、方位的变化，井周应力重新分配，导致井眼轨迹的稳定性发生变化，出现危险和安全的钻进方位（胥志雄等，2021）. 在三维建模基础上，计算井筒的坍塌压力、孔隙压力、闭合压力、漏失压力和破裂压力，优选井壁稳定性较好（即钻井液密度窗口较宽）的井位方位区间. 减少垮塌、漏失、卡钻等事故，避免储层因为工程问题而污染.

第三，优选利于缝网延伸的方位提高改造效率. 深层致密气藏的压裂改造存在一定难度，岩石破裂压力和施工压力较高，天然裂缝的存在能够降低改造难度，但也存在裂缝和岩石层理制约压裂缝网扩展的情况. 本文根据岩石物理性质、岩石力学性质、地应力状态及裂缝发育状态，并在考虑施工参数的基础上，对不同井斜方位的井眼轨迹进行压裂缝网模拟，优选形成最大复杂缝网、具有最优沟通能力的方位.

最后，综合甜点钻遇、井壁稳定、缝网延伸情况，优选最佳井眼轨迹.

4 实践应用

基于上述思路，在迪北气藏部署了一口定向井——DB5井，是迪北致密气藏基于地质工程一体化的高效勘探成功实践案例.

首先，基于地质信息和地球物理资料，采用有限元数值模拟方法构建三维非均质地质力学模型（徐珂等，2020，2022b），明确了迪北气藏三维应力场和裂缝分布特征（图9）. 基于构造特征、储层特征、石油地质条件，选定了有利勘探区域，又根据地表状况，为了避开高大山体，将井点位置确定在了有利区的南部，拟采用定向井的方式朝北西向拟勘探部位钻进.

其次，根据地应力和井壁稳定性进一步优选了井型，如图10，分别模拟了不同井斜角的井轨迹安全钻井液密度窗口，可见在当前地应力场和选取的井位条件下，井斜角较小时（70°），井筒安全钻井液密度窗口较宽，约0.42 g/cm³，而若采用更大井斜角（近于90°），井筒安全钻井液密度窗口较窄，约0.28 g/cm³. 据此确定采用70°左右井斜角的大斜度井型.

第三，根据地应力、裂缝、井壁稳定性优选井斜方位. 根据钻井井壁崩落方位判别现今最大水平主应力方向（Zoback and Peska， 2005），基于成像测井识别天然裂缝的走向、倾向及倾角等信息（陆云龙等，2018； Xu et al.， 2022）. 如图11a，蓝色箭头表示最大水平主应力方向，图11中红色指向为裂缝走向，蓝色圆点指示裂缝倾向. 分析结果表明，迪北气藏裂缝走向多平行于断层走向，即多为ENE-WSW到近E-W向（图11）. 前文已叙述，当定向井井眼轨迹垂直于裂缝面有利于提高裂缝钻遇率，因此迪北气藏的优势井斜方位为NW-SE向到近N-S向（300°~360°）.

第四，从有利于压裂改造的角度优选井斜方位. 对不同钻井方向的井眼开展压裂裂缝分布模拟，每次模拟采用相同的泵注程序，并考虑裂缝渗透率的各向异性和非均质性. 图12为不同钻井方向压裂形成的人工缝网形态，井周区域最大水平主应力方向约为45°~60°，压裂裂缝主体方向与最大水平主应力方向一致，当井眼轨迹与最大水平主应力方向夹角较小时，人工裂缝基本顺井筒展布，缝网覆盖面积相对较小，如60°的钻井方向，当井眼轨迹与最大水平主应力方向夹角比较大时，缝网覆盖面积更大，如330°的钻井方向. 由上分析可确定井斜方位为330°.

DB5井综合评价显示，现今地应力具有明显的分段现象，阿一段和阿二段上部应力较低，约120 MPa，阿合组二段下部应力较高，约130~140 MPa. 天然裂缝主要发育在5 880~5 990 m（图13），走向基本为东西向，裂缝走向与现今最大水平主应力方向夹角普遍小于45°，剪应力与有效正应力的比值较高，表明裂缝力学活动性较好. 天然裂缝开启性定量模拟结果表明（图14），当井底注入压力达到1.95 MPa/100 m（112 MPa）时，裂缝开启率为35%；达到2.13 MPa/100 m（122 MPa）时，裂缝全部开启.

在储层岩石物理性质分析基础上，结合地应力、裂缝等地质力学参数，划分了4个优质层段作为压裂改造层段，并提出了相应改造建议（表1）.

以5 883.5~5 933.5 m为例，介绍压裂改造效果. 如图15，为该层段的压裂施工曲线，最大排量为10.94 m³/min，砂浓度最高为282 kg/ m³，挤入液量超2 000 m³，油压基本不超过110 MPa. 在施工前期注液阶段，随排量逐渐增大，油压逐渐增高，表现为具有较好渗透性岩石的特点，说明天然裂缝被激活（图15①）；随后当排量平稳，油压为基本持平，表明注入的液体与液体在地层的滤失达到基本平衡状态，即井周地层渗透性得到提高（图15②）；之后开展暂堵转向作业，注入压裂液190 m³，加入1~10 mm暂堵球340 kg，可见此时随排量增大，油压突增，随后下降，这是致密岩石形成裂缝的表现（图15③），排量平稳后，油压持平，井筒与地层之间渗流又达到平衡（图15④）. 本井压裂改造前无产能，压后产气量超10×10⁴ m³，油5.7 m³，表明压裂改造取得了良好效果.

5 讨论

相比中浅层常规油气的勘探，深层致密油气勘探在储层预测、钻井安全、压裂改造效率方面存在不同程度的难题和挑战，直接影响油气产能. 此外，深层致密气藏勘探还具有井控风险高、作业难度大、钻井周期长、经济成本高等特点，有必要转变勘探思路，在地质特征、储层类型、储量基础等认识基础上，分析影响油气产能的地质因素和工程因素. 围绕如何提升油气井产能这一问题，以地质-油藏为基础，并以储层地质力学为地质认识和工程技术之间的桥梁，开展具有针对性、预测性、指导性、实效性及时效性的动态研究和及时应用.

针对迪北致密气藏高效勘探技术难题，地质力学研究和地质工程一体化的工作方式提供了有效解决方案. 首先，从地质力学角度研究发现，储层极强的非均质性强很大程度是天然裂缝力学有效性差异造成的，因此甜点预测应充分考虑现今地应力因素及其控制下的储层裂缝有效性，而不仅是储层岩石物理特征；其次，迪北气藏储层致密，岩石强度大、破裂难，需要充分利用好天然裂缝，寻找具有较强潜在剪切趋势的天然裂缝，将其划入裂缝改造层段，以降低施工压力，提高压裂改造效率；第三，针对压裂缝延伸存在限制的问题，地质力学研究发现，这是因为有些层段的层间应力差大，压裂缝尖端无法突破而被限制，另外层理面与天然裂缝类似，其走向与现今地应力的匹配关系决定了其力学活动性，因此压裂改造层段优选需要考虑地质力学特征，即选择层间应力差较小且层理面剪切滑移能力强的层段，以增大压裂缝的延伸效果.

综上，迪北气藏气井产能差异大、提产难度大，与储层甜点优选、钻完井工程方案都有不同程度关系. 为了系统的解决这一系列难题、提高勘探效率，不仅需要精细的定量化研究，还需要地质研究与工程手段协同开展，有必要在井位研究阶段，就基于地质力学量化储层参数、钻井参数和压裂改造参数，并考虑相应的工程问题（蔡振忠等，2022），通过优选井点和优化井眼轨迹，促使油气井钻孔在实现地质目标的同时，亦能兼顾安全风险降低，能够最大限度“趋利避害”，突破传统地质研究与工程实施之间技术上“条块化”分割、管理上“接力式”并行的弊端；协调地质勘探和工程施工的矛盾，真正将“地质研究服务工程”与“工程实现地质目的”有机统一（李勇等，2022）. 目前，地质工程一体化理念已广泛普及在塔里木油田的油气勘探，特别是在超深层油气和致密油气，对井位研究、钻井工程、储层改造提供了新思路（杨海军等，2018；尹国庆等，2019）.

6 结论

（1）现今地应力和天然裂缝很大程度决定深层致密气藏品质和压裂改造效率，从而影响气井产能；因此深层致密气藏的高校勘探不仅在于甜点预测，还需要匹配相应的钻完井工程手段，从减少钻井复杂、避免储层污染、提高改造效率方面促进高效勘探.

（2）迪北气藏非均质性强，岩石物理特征、地质力学特征、气井产能在井间差异大，甜点分布离散，储层改造难度受地质因素制约大；直井钻探模式在迪北致密气藏的高效勘探上存在局限，而定向井则具有兼顾“甜点钻遇、钻井安全稳定和压裂改造”的优势，是深层致密气藏少井高效勘探的有效途径.

（3）地质工程一体化理念和工作方式融合了多学科、多技术，克服了传统油气勘探中地质研究和工程施工的矛盾，将“地质研究服务工程”与“工程实现地质目的”有机统一，给超深层油气和致密油气高效勘探提供新思路.

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基金资助

国家重大科技专项“库车坳陷深层-超深层天然气田开发示范工程”(2016ZX05051)

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“库车坳陷深层-超深层天然气田开发关键技术研究与应用”(2018E-1803)