塔里木盆地克拉2气田地应力对气田出水的影响

陈　胜，张　辉，王海应，王益民，刘新宇，袁　芳

塔里木盆地克拉2气田地应力对气田出水的影响

陈胜，张辉，王海应，王益民，刘新宇，袁芳

（中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

为探索造成塔里木盆地克拉2气田在开发过程中见水井数增加，不同构造部位气水界面上升不一致的机理，引进了地应力分析方法。通过建立三维动态地应力场模型，提取断层和裂缝面上的剪应力及有效正应力，计算剪应力与有效正应力比值的变化量，评价断层和裂缝在应力场演化过程中的力学活动性能，寻找与开发井出水的对应关系，研究气井出水机理。研究发现，地应力动态变化过程中断层和裂缝力学活动性能增强是导致气田出水主要原因，另外，不同构造部位断层和裂缝力学活动性能变化不同，造成气田不同构造部位气水界面上升不一致。

塔里木盆地；克拉2气田；出水；气水界面；动态地应力；断层；力学活动性能

克拉2气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带东段，为一个近东西向的长轴构造气藏，东西长约18 km、南北宽3 km，主力产层为下白垩统巴什基奇克组，储集层平均孔隙度为11.55%，最大为28.40%，多数为8.00%～14.00%；平均渗透率为45.20 mD，最大为461.47 mD，多数为10.00～100.00 mD［1］.克拉2气田投产3年后出现第一口见水井，随地层压力下降，见水井数逐步增加，截至2015年，气田地层压力由75 MPa降低至46 MPa，19口生产井中已有5口井见水。根据测井及开发资料，克拉2气田不同构造部位的气水界面上升不一致，西南翼气水界面整体上升约250 m，北翼上升120 m，南翼上升50 m.前人在克拉2气田建模、开发机理等方面做了比较多的研究，而在地质力学方面的研究仍处于空白。在油气田开发中，地层压力下降将导致储集层内部及其周围地应力变化、裂缝和断层变形［2-5］。地应力的变化会诱发储集层中的断层活动，断层活化在储集层中产生的剪切作用将导致油气田产能波动和大规模套管损坏［6］。另外，断层和裂缝活化也可能改变井筒、储集层与水体之间的连通关系，从而导致开发井快速见水。本文通过对克拉2气田地应力动态的研究，分析应力场变化后的断层和裂缝力学特征，确定克拉2气田应力场变化与气田出水之间的关系，厘定气井出水的地质力学机理，旨在为气田开发方案调整提供依据。

1　地应力动态变化

利用孔隙弹性理论来计算应力随孔隙压力下降的变化。假设在无限边界的各向同性孔隙弹性储集层中，如果水平压缩应力的唯一来源是瞬时施加的重力载荷，且没有侧向应变，那么垂向应力和相应的水平应力［7］可表示为对（1）式地层压力求导数，化简后得到

由于推导（2）式采用有限厚度的无限水平储集层，因此垂向应力σv无变化，文献［8］指出，一旦横向范围与储集层厚度之比大于10.那么（2）式几乎完全正确。因此，在横向范围较大（相对于厚度）的储集层中，水平应力随地层压力下降而减小，而垂向应力基本保持不变。

文献［9］定义储集层的应力路径A为水平应力变化与孔隙压力变化的比值，认为在横向无限延伸储集层中，根据Coulomb破坏条件，应力路径A≥0.67时，地层压力下降会导致断层和裂缝力学活动性能增强，最终将诱发断层和裂缝活动。

2　动态地应力计算

储集层垂向应力相当于上覆岩层的重力，因此理论上可以通过从地表至目标深度的岩石密度积分求取，由于在横向范围较大（相对于厚度）的储集层中，地层压力下降不会导致垂向应力发生变化，因此地层压力下降前后垂向应力相等。

储集层最小水平主应力和最大水平主应力可以通过孔隙弹性应力模型［10］确定，利用水力压裂施工数据确定的最小水平主应力［11］及井壁剪切垮塌宽度确定的最大水平主应力［12］刻度和校正孔隙弹性应力模型，结合（2）式，可确定不同开发时期的最小水平主应力和最大水平主应力。图1为克拉2气田开发初期与开发100月后的最小水平主应力对比图，在平面上，构造高部位、西南翼水平应力较低，构造的东北翼次之，而在构造的鞍部及北部较高；纵向上，巴什基奇克组第一段和第二段应力低，第三段应力高。水平应力随地层压力的降低而减小，地层压力从开发初期75 MPa下降到46 MPa后，最小水平主应力由开发初期平均81 MPa下降到60 MPa；应力状态也随地层压力下降发生改变，由垂向应力居中（σh＜σv＜σH）的走滑型应力场，变成垂向应力最大（σh＜σH＜σv）的正常型应力场。

根据储集层开发不同时期单井最小水平主应力和地层压力数据，拟合得到克拉2气田的应力路径为0.72（图2），应力路径大于断层和裂缝发生活动的临界应力路径0.67.因此，认为克拉2气田地层压力下降会导致断层和裂缝力学活动性能增强，最终将诱发断层和裂缝活动。

图1　克拉2气田开发初期（a）与开发100月后（b）最小水平主应力

图2　根据最小水平主应力和地层压力拟合克拉2气田应力路径

3　克拉2气田出水机理

在现今应力场中活动的断层会严重影响储集层中流体的流动，力学活动性能增强的断层和裂缝具有更好的渗透性［13］，其渗透率比周围基质岩石渗透率高4个数量级［14］。断层的活动性能不取决于作用在断层面上的有效正应力，而是取决于剪应力与有效正应力之比，因此，可以利用张量变换法，确定地下应力环境中裂缝和断层面的有效正应力和剪应力［15］。张量变换法阐述了应力与断层和裂缝几何产状关系，从断层、裂缝结构面受力角度分析，确定断层和裂缝所受的有效正应力和剪应力。

文献［15］认为，从地表到地壳深处20 km范围内，任意质点处的应力均可用1个垂向应力和2个正交水平应力表示。σ1，σ2和σ3分别代表最大水平主应力、垂向应力和最小水平主应力中的最大值、中间值和最小值。

通过下列变换得到地理坐标系中的应力：

利用地理坐标系将应力投影在任意方向裂缝、断层面上，通过张量变换得到裂缝、断层面坐标系中的应力：

则作用于裂缝、断层面上的有效正应力σn和剪应力τ为：

通过对比气田开发前与开发后断层、裂缝剪应力与有效正应力比值的改变量Δτ/σn，判断断层、裂缝力学活动性能的变化。Δτ/σn为正值，表示断层和裂缝力学活动性能增强；Δτ/σn为负值，表示断层和裂缝力学活动性能减弱，力学活动性能增强的断层和裂缝具有更好的渗透性。

利用上述张量变换法，确定克拉2气田开发前与开发100 mon后断层、裂缝剪应力和有效正应力，计算气田开发前与开发后断层、裂缝剪应力与有效正应力比值的改变量。发现克拉2气田不同构造部位断层、裂缝剪应力与有效正应力比值的改变量不同，即不同构造部位断层和裂缝力学活动性能变化不同，气田西南翼断层和裂缝力学活动性能增强最多，北翼次之，南翼最少。力学活动性能增强的断层和裂缝具有更好的渗透性，底水沿这些断层和裂缝上窜，造成克拉2气田不同构造部位气水界面上升不一致，断层和裂缝力学活动性能增强较多部位，气水界面上升较高，反之则较低。对比克拉2气田出水井与未出水井裂缝和井旁断层力学活动性能变化，出水井裂缝和井旁断层力学活动性能大部分增强，底水沿力学活动性能增强的断层和裂缝流入井筒，而未出水井裂缝和井旁断层力学活动性能减弱，底水则不会沿断层和裂缝上窜进入井筒。因此，认为断层和裂缝力学活动性能增强，改善了断层和裂缝渗透性能，造成断层和裂缝沟通底水，这是导致克拉2气田气水界面上升不一致、气井出水的主要原因之一。

根据对克拉2气田断层和裂缝力学活动性能评价，将气田划分为已沟通水层的出水区、可能出水的风险区和暂时不会出水的安全区（图3）。已出水区气井裂缝和井旁断层力学活动性能大部分都增强；出水风险区气井裂缝和井旁断层力学活动性能正在逐步增强；而暂时不会出水的安全区气井裂缝和井旁断层的力学活动性能减弱。W214井、W203井、WJ203井、W213井、W204井和W212井裂缝和井旁断层力学活动性能大部分都增强，目前已出水，位于出水区。W28井、W205井、W26井、W211井和W210井中有少部分裂缝力学活动性能增强，但井旁断层力学活动性能大部分增强，位于出水风险区，对于此区域气井出水风险较高，需要控制生产压差并加强动态监测。W21井、W22井、W23井、W24井和W25井，虽然少部分天然裂缝的力学活动性能增强，但井旁断层力学活动性能大部分均减弱，这类气井目前出水风险较低，处于暂时不会出水的安全区。

图3　克拉2气田出水区域划分

4　结论

（1）克拉2气田应力场的动态演化会改变储集层内部断层和裂缝的受力状态，进而改变断层和裂缝渗透性能，影响储集层中流体流动，底水沿力学活动性能增强的断层和裂缝上窜，这是导致气田气水界面上升不一致、气井出水的主要原因之一。

（2）根据对克拉2气田断层和裂缝力学活动性能评价，将气田划分为已沟通水层的出水区、可能出水的出水风险区和暂时不会出水的安全区，实现对气田出水区域划分，对处于出水风险区气井提前出水预警。这项研究成果对气田出水机理认识及气田科学合理开发具有一定的指导作用。

符号注释

pp——地层压力，MPa；

Δpp——地层压力变化量，MPa；

R1，R2，R3——应力变换矩阵；

S——正坐标系应力矩阵；

Sf，Sr——裂缝或断层面坐标系应力矩阵；

Sg——地理坐标系应力矩阵；

σ——水平主应力，MPa；

σh——最小水平主应力，MPa；

σH——最大水平主应力，MPa；

σv——垂向应力，MPa；

Δσ——水平主应力变化量，MPa；

σ1，σ2，σ3——分别为地应力的最大值、中间值和最小值，MPa；

α，β，γ——分别为地应力σ1的方位、倾向和倾角，（°）；

μ——Biot系数，无量纲；

ν——泊松比，无量纲；

φ，φ——分别为裂缝或断层的走向和倾角，（°）；

θ——旋转后应力张量中滑动矢量的倾斜度，（°）；

σn，τ——分别为裂缝或断层的有效正应力和剪应力，MPa.

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（编辑顾新元）

Influence of In-Situ Stress on Water Production in Kela-2 Gas Field，Tarim Basin

CHEN Sheng，ZHANG Hui，WANG Haiying，WANG Yimin，LIU Xinyu，YUAN Fang
（Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China）

An in-situ stress analysis method is introduced to understand the reason for increase of water-breakthrough wells and the mechanism of mismatch of gas-water contact rising at different structural positions.After the establishment of a 3D dynamic in-situ stress field model，shear stress and effective normal stress on the surfaces of faults and fractures are extracted，variation of shear stress to effective normal stress ratio is calculated，mechanical activity performances of faults and fractures during stress field evolution are evaluated，by which the corresponding relation with water-breakthrough in gas production wells could be found and the mechanism of water-breakthrough in them could be clearly understood..The study shows that the enhancement of fault and fracture activities during the dynamic change process of in-situ stress is the main reason for water production in the gas field.Additionally，the differences of mechanical activity performances of faults and fractures at different structural positions result in the mismatch of gas-water contact rising at different structural positions.

Tarim basin；Kela-2 gas field；water production；gas-water contact；dynamic in-situ stress；fault；mechanical activity performance

TE37

A

1001-3873（2016）05-0571-04DOI：10.7657/XJPG20160513

2015-10-14

2016-06-15

陈胜（1985-），男，湖北孝感人，工程师，硕士，储层地质力学，（Tel）0996-2172142（E-mail）chensh-tlm@petrochina.com.cn