DOI: 10.11817/j.issn.1672-7207.2015.03.024

塔里木盆地克深气田现今地应力场特征

王珂¹，戴俊生¹，刘海磊²，李青³，赵力彬³

(1. 中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛，266580；

2. 中国石油新疆油田重油开发公司，新疆 克拉玛依，834000；

3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒，841000)

摘要：利用钻井诱导缝走向及井壁坍塌方位对克深气田现今地应力方位进行判断，并通过测井资料计算关键井现今地应力的数值。在此基础上，通过确定岩石力学参数并建立有限元模型，对克深气田现今地应力场进行数值模拟，并分析气田开发过程中地应力的变化及其对气井产能的影响。研究结果表明：克深气田现今水平最大主应力在西部为北北西向，向东部渐变为北北东向。水平最大主应力在气田中部表现为低值，向东西两侧呈条带状增加，水平最小主应力自北向南减小，垂向主应力与构造形态有较好的相关性，在背斜高点处为低值区。在气田开发过程中，地层压力的下降使总地应力随之呈线性下降，而地层有效地应力线性增加，导致储层裂缝开度降低，使孔渗性变差，从而影响气井产能，因此，在克深气田的开发过程中，应采取一定的储层保护措施，以保证气井的高产与稳产。

关键词：塔里木盆地；克深气田；现今地应力场；数值模拟

中图分类号：P551               文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2015)03-0941-11

Characteristic of current in-situ stress field in Keshen gas field, Tarim Basin

WANG Ke¹, DAI Junsheng¹, LIU Hailei², LI Qing³, ZHAO Libin³

(1. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;

2. Heavy Oil Development Company, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, China;

3. Exploration and Development Institute, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla 841000, China)

Abstract: By referring to the strike of drilling inducing fracture and direction of hole-wall collapsing, the direction of current in-situ stress of Keshen gas field was judged, and the value of current stress was calculated by logging data. Based on the above, the horizontal distribution of current in-situ stress field was analyzed by numerical simulation with confirming rock mechanical parameters and building finite element model. Meanwhile, changes of total in-situ stress and efficient in-situ stress in exploitation process and its effect on well productivity were analyzed. The result shows that the current horizontal maximum principal stress is NNE on east while it is NNW on west and shows low value in the middle while increases to both east and west direction. Horizontal minimum principal stress decreases from north to south, and vertical principal stress has well relativity, which means it shows low value on top of anticline. In exploitation process, total in-situ stress drops linearly and efficient in-situ stress increases linearly with the decrease of formation pressure,which might lead to the reducing of reservoir fracture aperture, porosity, and permeability and thus has a bad effect on well productivity. Therefore, reservoir protecting measures should be taken in exploitation process to ensure the high and stable productivity of gas wells.

Key words: Tarim Basin; Keshen gas field; current in-situ stress field; numerical simulation

地壳中的褶皱、断裂等构造变形是岩石圈中地应力作用的结果，而石油和天然气的运聚过程也是流体在地应力作用下在岩石孔隙中的渗流和聚集过程，可以说地应力在油气藏的形成中起到了至关重要的作用。从盆地规模上讲，地应力的时空变化控制着含油气盆地的类型和演化过程，也控制着盆地构造的产生、发育及组合规律^[1]；从油气藏规模上讲，地应力往往影响和控制着油气田开发中油气水的运聚，特别是现今地应力场，对于油气田的开发来说具有重要的现实意义^[2-3]。研究现今地应力场，可以为油田开发中注采井网的布置、调整和开发方案设计等提供科学的背景资料^[4-8]，尤其是可以对开发过程中地层物性的变化进行宏观把握，进而制定相应的储层保护措施。经过近百年的发展，对油气藏地应力的研究主要向系统化和多方法相互印证方面发展完善，并形成了构造行迹分析法、实验室岩心试验法、测井资料计算法、矿场应力测量法及地应力模拟法(包括物理模拟和数值模拟)5类系统研究地应力的技术^[5]。在目前大多数油气田的开发中，通常都是多种方法综合应用，特别是测井资料计算及地应力数值模拟技术，相比其他方法更经济、快捷，所得结果空间连续性较好，也更与实际符合，目前应用最广泛。本文作者在确定关键井现今地应力特征的基础上，利用数值拟合法确定塔里木盆地克深气田的区域现今地应力并进行数值模拟，研究现今地应力的平面分布规律，并分析开发过程中地应力的变化特征及其对气井产能的影响，以期对该气田的开发起到一定的指导作用。

1  地质概况

图1所示为塔里木盆地克深气田构造位置。克深气田位于塔里木盆地北缘，库车坳陷克拉苏—奇克里克构造带的中部，大北—克深区带的东段(图1)，是继克拉2气田后的又一重点开发领域，也是塔里木盆地“十二五”期间的重点勘探目标区块之一。克深气田是在中生代燕山运动和新生代喜马拉雅运动构造背景下发育的背斜型气田，钻遇地层自上而下依次为第四系(Q)、新近系库车组(N₂k)、康村组(N_1-2k)、吉迪克组(N₁j)、古近系苏维依组(E_2-3s)、库姆格列木群(E_1-2km)和下白垩统巴什基奇克组(K₁bs)。其中下白垩统巴什基奇克组是主要勘探目的层系，埋深普遍超过6 500 m，岩性主要为细砂岩、泥质细砂岩和泥岩，属辫状河三角洲及扇三角洲前缘沉积，自上而下可分为巴一段(K₁bs¹)、巴二段(K₁bs²)和巴三段(K₁bs³) 3个岩性段，平均厚度约270 m。上覆地层为古近系库姆格列木群的膏盐层，主要为白云岩和膏泥岩，与目的层系为角度不整合接触。

图1  塔里木盆地克深气田构造位置

Fig. 1  Tectonic location of Keshen gas field, Tarim Basin

2  关键井现今地应力特征

2.1  现今地应力方位

长期的研究与实践表明，钻井诱导缝的走向平行于最大水平主应力方位，因此，可由钻井诱导缝走向确定最大水平主应力的方位^[9]。图2所示为克深气田的构造简图，对于气田东部的A2-1，A2-4和A2-2这3口有较高品质成像测井资料的水基泥浆井，利用钻井诱导缝走向可以判断现今最大主应力方位为北北东向，表1所示为克深气田钻井诱导缝特征。

对于气田西部以及中部的井点，由于采用了油基泥浆钻井而导致成像测井资料品质变差，不宜再使用钻井诱导缝走向判断应力方位，而应利用井壁坍塌方位确定主应力方向。钻井导致井壁产生应力集中，当其超过井孔周围岩石的破裂强度时，岩石发生破裂从而产生井壁坍塌。应用弹性力学理论可知，水平最小主应力方位表现出最大的应力集中，最易发生井壁坍塌，也就是说，井壁坍塌方位代表着水平最小主应力的方位^[9-10]。

图3所示为A1-1井井壁坍塌方位及最大主应力方位示意图。以A1-1井为例，由图3可见：自左至右分别为巴一段、巴二段和巴三段的井壁坍塌方位及由此判断出的最大主应力方位。由于包括A1-1井在内的多数井均尚未钻穿巴3段，导致该段的井壁坍塌方位资料可能与实际情况存在差别，因此，利用巴一段和巴二段的井壁坍塌方位，判断该井的最大主应力方位为北北西向。同理可判断出A1-2井和A1-3井的现今最大主应力为北北西向，A3-1井为近南北向，至A2-5井渐变为北北东向。综上所述，克深气田的现今最大主应力方位由西部的北北西向渐变为东部的北北东向，地应力方向的这种分带性是地应力场数值模拟分析中需要重点考虑的问题。

图2  克深气田构造简图

Fig. 2  Simplified structural map of Keshen gas field

表1  克深气田钻井诱导缝特征

Table 1  Character of drilling induced fracture in Keshen gas field

图3  A1-1井井壁坍塌方位及最大主应力方位示意

Fig. 3  Direction of hole-wall collapsing and maximum principal stress of Well A1-1

2.2  现今地应力

地应力测试是获得地应力最直接的手段^[11]，理论上比其他方法具有更高的精度，但又存在测量数据有限、测试成本高、分层地应力测试困难等明显不足，因此，在实际中应用十分困难^[12]。在进行水力压裂作业的油气区，现今地应力的大小可以根据水力压裂曲线读取^{[5, 12]}。但克深气田目前地层压力较高(地层压力系数1.7~1.8)，尚未进行水力压裂作业，无法利用此方法获取地应力。获取现今地应力的另一方法是利用测井资料对现今地应力进行计算^[13]。20世纪80年代，黄荣樽等^[13-14]提出了地应力计算的黄氏模型，其准确度高达95%左右，但由于计算模型中的地质构造应力系数难以确定，因而在实际中不易应用。谢刚^[16]于2005年提出了利用测井资料计算地应力剖面的新模型(式(1))，其中的各项参数较容易确定，是目前比较常用的地应力计算方法。

        (1)

式中：，和分别为水平最小主应力、垂向主应力和水平最大主应力，MPa；和分别为x方向和y方向上的构造应力分量，MPa；μ为地层泊松比，为量纲1参数；α为Biot(比奥特)系数，为量纲1参数，测井资料计算表明对于克深气田，=0.38；P_p为地层压力，MPa；Z为地层深度，m；ρ(Z)为上覆岩层密度，是与地层深度Z有关的函数，g/cm³；g为重力加速度，m/s²。

结合钻井诱导缝、井壁坍塌及其他相关资料，求解出式(1)中的各项中间参数，进而可求出三向主应力，式中各项参数的确定方法可参阅文献[16]。气田内2口关键井的地应力测井计算结果如图4所示。其中：A2-1井水平最大主应力约156 MPa，垂向主应力约155 MPa，水平最小主应力约110 MPa，A2-2井水平最大主应力约164 MPa，垂向主应力约153 MPa，水平最小主应力约120 MPa。同时从图4也可以看出：在目的层范围内，3个主应力垂向上均没有明显的变化，可以认为是常量。

图4  部分井现今地应力计算结果

Fig. 4  Calculated results of current in-situ stress in part wells

3  现今地应力场数值模拟

在确定关键井现今地应力场后，可以通过有限元数值模拟的方式，对现今地应力场进行预测，从而研究地应力的平面分布特征^[17-18]。

3.1  建立有限元模型

首先根据目的层顶面构造图，利用ANSYS有限元分析软件建立克深气田目的层三维地质模型。采用有限元方法进行数值模拟，还需要确定各个地质实体(包括地层和断层)的岩石力学参数，主要包括弹性模量E、泊松比μ、内聚力C₀和内摩擦角φ。

目前测算岩石力学参数的方法主要包括单轴压缩试验、三轴压缩试验及测井资料计算。岩石单轴和三轴压缩试验得到的岩石力学参数通常称为静态参数，测井资料计算所得到的岩石力学参数称为动态参数。根据地下岩层的应力形成、赋存和起作用的机理，特别是在应力幅值、加载速度和所引起的岩石变形等方面，更接近岩石静态测试的条件，因此，在地应力计算和实际工程中通常采用静态岩石力学参数^[12]。综合克深气田单轴压缩试验、三轴压缩试验以及测井资料的计算结果，得出对于克深气田，E =40 GPa，μ =0.26，C₀ =85.8 MPa，φ =28°。断层处的各项参数难以直接测量计算，一般认为其各项参数以一定的比例小于相邻地层的对应参数^[19]。力学参数赋值完成后，选取合适的边长对模型进行网格划分，完成有限元模型的建立。

为了防止施加应力载荷后模型产生刚性漂移，需要对模型施加一定的约束，以得到收敛解。根据克深气田的受力状态，确定水平最大主应力为来自北部的挤压应力，因此，在模型南部施加南北方向的位移约束，北部施加应力载荷；垂向上模型仅受到重力作用，因此，在模型底部施加垂向位移约束，顶部施加重力；东西两侧为自由边界，分别施加东西方向的应力载荷。

3.2  现今地应力场数值模拟

有限元模型建立后，可以通过在模型四周均匀施加边界载荷进行有限元数值模拟。边界载荷条件主要依靠已确定的关键井地应力方位及大小，利用线性叠加原理，经多次反演后确定。由于应力分布的复杂性，使模拟时的边界条件难以一次性地准确设定，因此，地应力场的数值模拟实际上是一个正演与反演多次反复计算、修正的过程^[20]。反演的标准是关键井地应力的数值模拟结果与实际测算结果误差最小，且要兼顾应力方位和应力大小2方面。

经过多次反演计算，最终确定克深气田现今地应力场数值模拟的加载方式如图5所示。为方便施加应力载荷，减小边界效应，在模型外围添加一长方体外框。其中水平最大主应力为158 MPa的南北向挤压应力，水平最小主应力为122 MPa的东西向挤压应力，垂向上通过设定重力加速度由软件自动完成重力载荷的施加。前已述及，克深气田现今地应力方位具有东西分带性，通过对气田构造背景的分析，作者认为这种差异可能是由于边界断层的不均匀挤压作用，使断层两盘产生侧向水平位移派生出的剪切应力产生的。因此，为了兼顾应力方位的差异，通过定义表面效应单元，在模型西部边界和东部边界分别施加1个右旋和左旋剪切应力，大小均为260 MPa(图5)。

最终的模拟结果与构造图叠加后如图6所示。水平最大主应力在气田中部表现为低值，向东西两侧呈条带状增加，水平最小主应力自北向南减小，垂向主应力与构造形态有较好的相关性，在背斜高点处为低值区。由图6(a)可以看出：由于施加了剪切载荷，使最大主应力方位产生了偏转，在西部表现为北北西向，向东部过渡为北北东向，与实际资料相吻合。表2所示为工区内若干井点的地应力测井解释结果与数值模拟结果的对比。由表2可以看出二者之间的偏差率较小，表明数值模拟结果可以较好地反映现今地应力的平面分布特征。

图5  现今地应力场数值模拟加载方式

Fig. 5  Loading mode of current stress field numerical simulation

图6  现今地应力场平面分布

Fig. 6  Planar distribution of current in-situ stress field

表2  井点现今地应力测井解释与数值模拟结果对比

Table 2  Comparison of current stress by logging interpretation and numerical simulation in well points

4  开发过程中地应力变化特征

随着气田开发的不断进行，地层中的天然气、地层水等流体不断排出，在不进行注水开发的前提下，地层压力将持续下降，导致总地应力随之下降，但作用在岩石骨架上的有效地应力增加^{[5, 21]}。地应力的这种变化对于气田开发中开发措施的调整有着重要的参考意义，特别是对于裂缝性储层，裂缝孔渗参数对于地应力的变化十分敏感^[22]。因此，有必要对开发过程中地应力的变化特征进行分析。

由式(1)可知：垂向地应力主要受控于上覆岩层密度及岩层深度，这2个参数在开发过程中通常认为是常量，因此，垂向主应力基本无变化。水平主应力主要受控于3个参数，即水平构造应力分量、垂向应力的水平应力分量以及地层压力的水平应力分量，其中前2项可以认为是常量，而地层压力水平应力分量中的泊松比μ和Biot系数也均为常数，仅有地层压力P_p是变量，因此，开发过程中的水平主应力是关于地层压力的线性函数。工区内7口主要气井在开发过程中主应力的变化曲线如图7所示。其中水平最大和最小主应力均呈线性下降，曲线斜率= 0.246，而垂向主应力基本保持不变。

图7  开发过程中地应力变化曲线

Fig. 7  Changing curves of in-situ stress in development process

按照主应力的变化特征，在有限元模型上不断改变应力载荷，可得到地层压力下降时主应力变化的平面分布。图8所示为地层压力分别下降0(即现今状态)，10，20和30 MPa时最大主应力的平面变化特征，可见最大主应力随地层压力的下降而逐渐减小，在气田中部表现得较明显，东部和西部边界变化幅度较小。最小主应力的平面变化特征与最大主应力的平面变化特征相似。对于有效地应力，则要在总地应力中减去有效孔隙压力，如式(2)所示。由式(2)可见：地层压力下降时，3个有效主应力均有所增加，但幅度有所不同。水平最大和最小有效主应力增加较慢，曲线斜率= 0.134，垂向有效主应力增加较快，曲线斜率k = α = 0.38(图9)。

    (2)

式中：，和分别为水平最小有效主应力、垂向有效主应力、水平最大有效主应力，MPa。

根据有效地应力的变化特征，不断改变施加在有限元模型上的有效地应力载荷，可得到地层压力下降时有效地应力的平面变化特征。有效地应力的平面变化分布(见图10)。由图10可见：水平最大有效主应力在气田中部变化明显，随地层压力的下降而逐渐增大，在其他部位增加幅度较小；垂向有效主应力在全区都表现出较为明显的增大。水平最小有效主应力的变化特征与水平最大有效主应力类似。

有效地应力增加会使储层岩石中的孔隙和裂缝闭合，孔隙度和渗透率下降，影响气井产能。特别是对于裂缝性储层，裂缝的渗透性往往由于有效地应力的增加而迅速变差，导致气井初期高产、后期产量呈指数式急剧下降。在现有技术条件下，裂缝一旦闭合便很难使其再次张开^[23]。因此在裂缝性储层的开发中，应注意采取适当的储层保护措施，一种思路是采用人工注入流体的方法，使地层压力保持在较高的水平，可采用注水压裂等方法；另一种思路是在裂缝内注入固体支撑剂颗粒，使岩石中的裂缝尽可能地保持张开状态，防止由于天然气及地层水的采出，地层压力下降，裂缝迅速闭合而使有效开度降低，渗流能力变差，从而保证气井的高产与稳产。此外，在开发过程中应注重对裂缝的实时监测，有针对性地采取相应的措施。

图8  地层压力下降时最大主应力变化平面分布

Fig. 8  Planar distribution of the maximum principal stress when formation pressure drops

图9  开发过程中有效地应力变化曲线

Fig. 9  Changing curves of effective in-situ stress in development process

图10  地层压力下降时有效地应力变化平面分布

Fig. 10  Planar distribution of effective in-situ stress when formation pressure drops

5  结论

1) 边界断层在东西两侧产生不均匀的挤压作用，使断层两盘产生侧向水平位移，派生出剪切应力，从而使克深气田现今最大主应力方向由西部的北北西向向东部渐变为北北东向；关键井的现今地应力计算结果显示，现今地应力的数值在目的层范围内变化不大，可以认为是常量。

2) 水平最大主应力在气田中部表现为明显的低值特征，向东西两侧呈条带状增加，水平最小主应力自北向南减小，垂向主应力与构造形态有较好的相关性，在背斜高点处为低值区，表明水平主应力受剪切应力的影响较大，而垂向主应力则主要受构造形态所控制。

3) 在气田开发过程中，总地应力随地层压力的下降呈线性下降，而地层有效地应力呈线性增加，这种变化特征会导致储层裂缝开度迅速降低，储层孔渗性变差，进而影响气井产能。因此，在克深气田这类裂缝性油气田的开发中，应对储层采取注水压裂、注支撑剂、裂缝实时监测等保护措施，防止裂缝渗流能力过快下降，从而保证气井的高产与稳产。

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(编辑  陈爱华)

收稿日期：2014-05-22；修回日期：2014-07-22

基金项目(Foundation item)：国家科技重大专项(2011ZX05042-001，2011ZX05003-04)；中央高校基本科研业务费专项(12CX06004A) (Projects(2011ZX05042-001, 2011ZX05003-04) supported by National Key Science and Technology Project; Project(12CX06004A) supported by Fundamental Research Funds for the Central Universities)

通信作者：戴俊生，教授，博士生导师，从事油气区构造解析及储层裂缝描述研究；E-mail: djsh3@163.com