鲜成钢, 张介辉, 陈欣, 梁兴, 文恒, 王高成. 地质力学在地质工程一体化中的应用[J]. 中国石油勘探, 2017, 22(1): 75-88. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2017.01.010. Xian Chenggang, Zhang Jiehui, Chen Xin, Liang Xing, Wen Heng, Wang Gaocheng. Application of geomechanics in geology-engineering integration[J]. China Petroleum Exploration, 2017, 22(1): 75-88. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2017.01.010. 第一作者简介：鲜成钢 (1971-), 男, 四川南充人, 博士, 1999年毕业于中国石油大学 (北京) 油气田开发工程专业, 现任斯伦贝谢中国研究院院长、斯伦贝谢中国一体化软件解决方案部门 (SIS) 总工程师, 主要从事与油气藏工程、储层改造、数值模拟等技术相关的研发工作及地质工程一体化研究工作。地址:北京市朝阳区酒仙桥路14号兆维华灯大厦, 邮政编码:100015。E-mail: [email protected] 摘要 : 四川盆地南部边缘某页岩气田在2014年初投入开发。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，为此建立全区和平台尺度三维地质力学模型。地质力学模型基于高分辨率构造、地质、属性和多尺度天然裂缝模型。通过岩心、测井和地震数据，对力学参数进行了精细表征，发展了一套建立页岩气田三维孔隙压力模型的方法。利用先进的有限元模拟器和大规模并行计算技术，建立全区和平台具有不同平面分辨率的三维应力场模型。为了准确表征页岩的垂向非均质性，模型在目的层具有0.5m的分辨率。充分利用各种数据，对地质力学模型进行质量控制和校正，及时利用新数据对模型进行不断更新。建立的地质力学模型的精度能够反映应力的方向、大小、非均质性和各向异性。结果显示，就地应力在不同平台、井间和沿水平井段都呈现较大变化，这种复杂变化是岩石结构如构造形态和多尺度裂缝系统以及岩石成分在不同尺度变化的必然反映。地质力学模型满足了从全区到单井的不同应用对尺度和精度的不同要求。全区模型用于优化平台位置、井位及部署，评价地质封存性、资源状况，以及评估断裂及裂缝带的力学稳定性等；高分辨率平台模型用于井壁稳定性分析、实时钻井管理、压裂设计优化以及压裂后综合评估等。地质力学模型被充分地结合到地质工程一体化实践进程之中，通过迭代更新和及时应用，充分发挥了提高工程效率和开发效益的作用。这是国内首次在页岩气田开发中建立大规模地质力学模型，所取得的知识和经验具有一定的借鉴价值。 关键词 : 地质工程一体化 地质力学 龙马溪组 页岩气 昭通示范区 Application of geomechanics in geology-engineering integration Xian Chenggang ¹ , Zhang Jiehui ² , Chen Xin ¹ , Liang Xing ² , Wen Heng ¹ , Wang Gaocheng ² Abstract : A shale gas field at southern margin of the Sichuan Basin commenced production in 2014. For assuring its engineering efficiency and development benefit, it is critical to accurately understand the geomechanics law and its application in various scales. Accordingly, 3D geomechanics models were built in the scales of the whole study area and the platform. These models are high-resolution models based on structure, geology, attributes and multi-scale natural fractures. Core, well logging and seismic data were used to finely describe the mechanical parameters, and a set of methods for establishing 3D pore pressure model for shale gas field was established. Advanced finite element simulator and large-scale parallel computing technology were applied to establish 3D stress field models with different planar resolutions for the whole study area and the platform. In order to accurately characterize the vertical heterogeneity of shale, the models are designed with a resolution of 0.5 m thick in target layers. Various data were utilized for quality control and calibration of these models, and new data were timely used to continually update these models. The accuracies of these models can reflect the direction, size, heterogeneity and anisotropy of the stress. The results show that in-situ stresses vary greatly at platforms, between wells and along the horizontal well sections. Such complex variations are the consequent reflections of rock textures (e.g. structural form, and multi-scale fracture system) and rock composition in various scales. These geomechanics models can meet various requirements for scale and accuracy in different applications in either the whole study area or any single well. The whole-area model can be used to optimize platform location and well location deployment, to evaluate the geologic storage capacity and resources, and to assess the mechanical stability of faults and fractured belts. The high-resolution platform model can be applied in analyzing borehole stability, managing drilling in real-time manner, optimizing fracturing design, and making post-frac comprehensive evaluation. These geomechanics models have been successfully integrated in the practices of geology-engineering integration. By iterative updating and in-time application, they facilitate the engineering efficiency and development benefits. The establishment of large-scale geomechanics models for development of shale gas fields, recording the first time in China, provides references for future operations. Key words : geology-engineering integration geomechanics Longmaxi Formation shale gas Zhaotong National Shale Gas Demonstration Zone

目前，四川盆地及其周缘地区是龙马溪组页岩气勘探开发重点地区。由于地表和地下条件的特殊性，北美常用的大规模、高密度、连续或规则布井的方式在国内很难复制 ^{[ 1 ]} 。为了加快南方海相页岩气开发、缩短学习曲线，必须开展地质工程一体化 ^{[ 1 ]} 。地质工程一体化的目的是在项目实施过程中，在气田、平台和单井尺度，系统性地、持续不断地优化技术组合和解决方案，快速地积累知识和经验，提高单井产能、改进作业效率、降低桶油成本。

黄金坝页岩气田是昭通国家页岩气示范区第一个实现商业化开采的页岩气田，在该气田的开发中，成功实施了地质工程一体化。在项目的实践过程中，充分认识到地质力学在各种工程应用中的重要作用。该气田在2014年初投入开发，早期所钻探井、评价井以及毗邻区块的部分井都遇到各种钻完井工程问题，比如：严重漏失、遇阻遇卡、落鱼、压裂施工压力高、压裂砂堵等。准确掌握地质力学规律及其在不同尺度的工程应用，对保障作业效率和开发效益至关重要，为此建立全区和平台尺度三维地质力学模型。

1 地质背景

奥陶系—志留系五峰组—龙马溪组（以下简称龙马溪组）海相页岩是目前页岩气开发重点。尽管龙马溪组页岩厚度可达数百米，但最有利生产的优质储层段是其底部的龙一Ⅰ段。昭通示范区黄金坝页岩气田位于四川盆地南部边缘多山地区。该气田底部优质页岩段龙一Ⅰ段厚度约30~40m，孔隙度约2.0%~5.0%，总有机碳 (TOC) 约2.1%~6.7%，含气量约2.0~4.5m ³ /t，黏土含量约21.5%~31% ^{[ 2 ]} 。龙一Ⅰ段又可进一步细分为5个小层，(龙一Ⅰ ₁ —龙一Ⅰ ₅ ），其中龙一Ⅰ ₁ 和龙一Ⅰ ₂ 小层属于奥陶系五峰组。龙一Ⅰ ₂ 小层的自然伽马数值通常较高，是可用于构造对比的标志层 ^{[ 2 ]} 。因为龙一Ⅰ ₂ 小层的厚度通常小于1m，因此一般将其与龙一Ⅰ ₁ 小层合并，统称为龙一Ⅰ _1-2 小层。

在距今8.5—7亿年前的古生代—中生代早期，四川盆地是位于扬子地台西部的微型大陆 ^{[ 3 ]} 。该时期，扬子地台主要处于开阔海环境。古生代晚期，扬子地台受到几次造陆运动的影响，大量地区隆起并暴露于风化环境。晚三叠世印支期，在造山运动的作用下，西部边缘的前陆盆地开始形成。中—新生代至今，喜马拉雅运动形成了复杂的褶皱和逆冲山系 ^{[ 3 ]} 。

黄金坝页岩气田从北东—南西方向构造上大体处于从向斜到背斜的过渡区，区域出露地层主要为中生界，只有其南部有部分上古生界出露（ 图 1 ） ^{[ 4 ]} 。这种构造格局表明气田龙马溪组海相页岩存在较好的地质封存条件。对于龙马溪组页岩这种强改造、高热演化、过成熟的较古老地层，良好的地质封存条件对气藏高产富集至关重要 ^{[ 1 , 5 ]} 。

对气田及其毗邻地区的构造和形迹分析显示，四川盆地南部可能受到了4种较强烈构造运动的影响，形成了极其复杂的构造和多尺度裂缝系统（下文将继续讨论）。区域表现为4期褶皱叠加，包括形成于广西期的东西向构造、印支—燕山期的北东东—北东构造向运动、早喜马拉雅期的北西西—北西向构造和中—晚喜马拉雅期的近南北向构造。相应地，近南北向应力主要影响四川盆地南部，北西向应力主要影响四川盆地的东部和南部，北东向应力主要影响四川盆地的西部和南部，而东西向应力可能影响了整个四川盆地。

四川盆地南部可能处于各种构造运动影响范围的中心，形成了复杂的地表和地下构造条件。由于复杂的构造运动史，更多的注意力放在可以有更多线索追踪的近期次构造运动。经研究发现，早喜马拉雅期的北西西—北西向挤压应力具有显著影响，其次可能是中—晚喜马拉雅期的近南北向挤压应力的影响，可以观测到四川盆地南部在应力方向从北西西向北西转换的过程中具有强烈的走滑特征。 图 2 为区域应力场地图 ^{[ 6 ]} ，指示现今应力场在四川盆地南部处在强烈走滑—挤压状态。

2 地质力学建模方法

龙马溪组海相山地页岩气藏地质力学建模主要包括几个方面的挑战。第一，强改造、高热演化和过成熟的龙马溪组海相页岩有非常复杂的孔隙压力超压机理 ^{[ 7 - 8 ]} 。多种影响孔隙压力的因素很难被直接量化，而且目前的技术手段几乎不能够对页岩孔隙压力进行直接测量。第二，四川盆地尤其是川南地区复杂的构造运动史及地质演化历史包括多期次的沉降和隆升史，形成了现今极其复杂的构造格局，主要体现在：多尺度天然裂缝系统（下文将进一步定义）、地面地震资料很难分辨的微构造/微褶皱。第三，龙马溪组页岩存在多期次多旋回多韵律的沉积特征，垂向上层理发育，岩石骨架微观结构非均质性强。这些从宏观到微观多因素的综合作用，使就地应力（方向、大小、各向异性）在气田、平台和井筒等不同尺度呈现出复杂变化。地层测试器双封隔器测量就地应力的方法，是业界认为目前最理想的可以在不同深度准确测量地应力的方法。但是，由于井筒和储层条件以及目前仪器测量指标等限制，标准的地层测试器双封隔器还没有在龙马溪组海相页岩气储层成功测量就地应力的案例。与常规气藏积累的丰富数据和资料相比，页岩气各种资料和数据相对匮乏，尤其是可用于直接标定地质力学模型的实验室或矿场测量数据非常稀少，这进一步增加了地质力学建模的复杂性和难度。

为了建立合理的地质力学模型，同时在钻井、完井过程中不断提高模型的精度和可靠性，本研究发展了一套方法。第一，通过将岩心和测井数据与地震数据充分结合，对力学参数进行详细表征；第二，根据不同应用的精度和分辨率的具体要求，在气田、平台和单井建立多尺度地质力学模型；第三，采用“适时建模”、以近似于“迭代逼近”的方式，及时利用各种可以利用的新数据，不断校验和更新模型；第四，持续不断地对模型进行系统性的质量控制。地质力学模型是建立在高分辨率构造、属性及多尺度天然裂缝模型的基础上 ^{[ 1 ]} 。本文将主要展示与地质力学建模相关的一些关键部分，尤其是质量控制方法和实践。 图 3 是本文对多尺度天然裂缝系统的定义。在本文中，天然裂缝系统被划分为三大类（大尺度、中尺度和小尺度）、4种类型[包括大型断层、小断层、低于地震分辨率的裂缝（带）或节理（带）、微裂缝]，这种划分是基于地质特征、尺度、地震及测井资料的响应情况。

本研究所采用的地质力学建模方法的思路概括起来为：多尺度、单井控制、迭代更新、不断逼近。 图 4 用图形的方式展示了这一思路。在不同的尺度，模型的分辨率和精度要求不同，主要的应用也可不一样。比如，气田尺度模型可以用来分析地质封存条件、估算资源量、宏观上优化平台选址和井位部署等；而在单井尺度，地质导向、适时钻井优化和管理、压裂分级和分簇优化、压裂后评估等应用，可能需要更高的分辨率和精度。 图 4 重点突出了多尺度天然裂缝系统的表征和建模，它是地质建模和地质力学建模中一个至关重要的部分 ^{[ 9 - 10 ]} 。同时，在不同尺度的地质力学模型中，根据实际需要对基于多尺度裂缝模型建立的离散裂缝网络（Discrete Fracture Network, DFN）进行相应的粗化或加密。在本研究中，为了有效支持当年的产建工作，首先针对50km ² 的建产区建立了三维地质力学模型，并针对3个重点建产平台建立了分辨率更高的3个平台三维地质力学模型，而有测井评价资料的单井均建立了具有测井分辨率的单井地质力学模型，随后建立了全气田150km ² 的三维地质力学模型。在近一年半的气田建产和相应的地质工程一体化研究过程中，各种三维地质力学模型被先后更新了8次，平均一个半月到两个月就更新一次，有力地支持了开发建产过程和后期对开发方案的适度优化调整。适时建模（Live Model）并不是新的方法，其核心思想是如何将建模过程紧密地与钻井和完井进度结合，及时把各种中间成果实际运用到各种应用中去。在充分了解模型的不确定性或局限性的基础上，即使是早期的模型，都具有一定的应用价值，不必等待一个“完美”的最终模型，事实上，完美的模型是不存在的。

2.1 孔隙压力预测

孔隙压力是一个重要的储层和地质力学参数，但是页岩的孔隙压力预测非常困难，为此发展了一套三维孔隙压力预测方法。声波测井数据用来估算页岩的孔隙压力，首先需要用来自直井、斜井和水平井的声波测井资料建立三维声波速度场 ^{[ 11 ]} 。建模过程中，先后有4口导眼井有各向异性声波测井资料。更多的水平井声波测井资料是单极子声波测量，不能获得准确的声波各向异性信息。为了充分利用水平井单极子声波所测量的纵波信息，必须考虑页岩层状沉积特征（ 图 5 ）对声波响应的影响。通过修正横向各向同性 (Transversely Isotropic, TI) 模型，形成横向各向同性垂向各向异性（Transversely Isotropic Vertical Symmetry, TIV）模型，来表征声波在层状页岩的相应特征。沿层面的纵波速度一般较垂直于层面的纵波速度快，因此，在用来自于水平井的纵波速度建立声波速度场时，必须对水平井中测量的纵波速度基于TIV模型进行垂直化校正 ^{[ 11 ]} 。基于TIV模型，同时利用多井声波各向异性测量资料，估算每个小层的各向异性Thomsen参数，用于纵波速度的垂直化校正，如下式：

{V_{\rm{p}}}\left( 0 \right) = \frac{{{V_{\rm{p}}}\left( \phi \right)}}{{1 + \delta {{\sin }^2}\phi {{\cos }^2}\phi + \varepsilon {{\sin }^4}\phi }}

式中 V _p (0)——井筒与层状页岩夹角为0°时的纵波速度；

V _p ( ϕ )——井筒与层状页岩夹角为 ϕ 时的纵波速度；

ε, δ ——各向异性参数。

声波测井资料指示龙马溪组页岩具有超压特征。 图 6 显示了4口导眼井的纵波时差响应剖面，它们都经过了TIV垂直化校正。尽管真实垂深各不相同，但显示了相同的趋势，指示从龙马溪组顶部开始出现超压。研究表明，龙马溪组页岩超压机理非常复杂。生烃/排烃、地层隆起和剥蚀引起的卸载、构造运动挤压、热演化以及成岩作用等，均可能对其超压起到不同程度的作用 ^{[ 7 ]} 。

\begin{array}{l} \sigma {'_{\rm{V}}} = \sigma {'_0}{\left[{\left( {V-{V_{\min }}} \right)/\left( {{V_0}-{V_{\min }}} \right)} \right]^\beta }\\ \;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;\;{P_{\rm{p}}} = {\sigma _{\rm{V}}} -\sigma {'_{\rm{V}}} \end{array}

式中 V ——纵波速度；

σ' _V ——有效垂向应力；

σ _V ——总垂向应力；

P _p ——孔隙压力；

V ₀ ——声波速度发生反转对应深度的纵波速度；

σ ' ₀ ——声波速度发生反转对应深度的有效垂向应力；

V _min ——纵波速度参考值，通常取水的纵波速度；

β ——拟合参数。

虽然Bowers理论可以一定程度上反映超压趋势，但不能充分地考虑龙马溪组页岩复杂的超压机理，因此必须采用多种方法对预测的孔隙压力进行质量控制。通过仔细分析各种数据如钻井液密度、气测录井、钻井事件（如井漏、气窜等）、测试小型压裂、压裂及时停泵压力、返排数据 ^{[ 14 ]} 和关井压力记录，形成多种质量控制方法。本文将只展示一种基于气测全烃结合钻井作业的分析方法。在研究中，实钻数据用来分析钻井液压力与孔隙压力变化之间的对应关系。加上气测全烃观测，可以用来解释孔隙压力与钻井液压力之间的相互关系 ^{[ 15 ]} 。 表 1 是通过气测全烃与钻井液密度相关性分析对孔隙压力进行定性或半定量解释的建议准则 ^{[ 15 ]} 。 表 1 中，PP指孔隙压力，Swab是抽吸时的井筒压力，ESD是等效静钻井液密度，ECD是等效循环钻井液密度。本研究中，只有钻井液密度（相当于忽略温度效应的ESD）有记录，因此，孔隙压力和钻井液密度的相关性分析仅利用了气测全烃资料。

正常背景气，零星的连接气 Swab < PP < ESD < ECD 正常背景气，持续的连接气 Swab < ESD < PP < ECD 增高的背景气，零星或持续的连接气 Swab < ESD < ECD < PP 大幅度增高的背景气，区分连接气很困难 Swab < ESD < ECD < < PP ECD增加，全烃下降 PP > ECD

一个用全烃和实时钻井响应分析孔隙压力的典型案例如 图 8 所示。当水平井A井钻进到××40m的高压层段时，全烃显著增加。从实钻数据可以知道，此时钻井液密度立即从2.1g/cm ³ 增加到2.16g/cm ³ ，以防止气窜或井涌。在这段时间里，钻井速度保持稳定，没有扰动背景气。这种气测响应指示在此高压层的孔隙压力接近或略低于考虑钻井液循环效应的钻井液当量循环密度或钻井液密度最高值。

2.2 三维应力场建模

建立了三维孔隙压力模型之后，进一步应用先进的有限元模拟器计算三维应力分布。三维模型必须充分体现构造、地质、力学和储层参数、多尺度天然裂缝系统的特征及其局部变化。全气田（150km ² ）大模型采用80m×80m平面网格；平台模型一般覆盖15~20km ² 面积，采用20m × 20m平面网格（即水平分辨率），与该地区三维地震面源分辨率一致，该水平分辨率能够基本满足没有进行水平井测井评价的生产井压裂设计时分级、分簇设计的需要。所有的三维模型在目的层优质页岩段具有0.5m的垂向分辨率，能够表征在测井尺度的垂向非均质性及页岩的层状特征。运用大规模并行计算技术完成这种大型三维地质力学模型的计算。

由于应力在不同尺度表现出的强烈非均质性和各向异性，建立的三维应力场模型需要用各种可以利用的数据，进行不断的质量控制或者校正。通常的质量控制或校正方法包括：岩心实验及岩屑分析、成像测井及其他测井（如井径、各向异性声波）、钻井事件及拟合、测试小型压裂、压裂施工压力和及时停泵压力、微地震监测、区域构造及应力背景、三维模型与具有测井综合评价的一维模型对比。以确定应力方向为例，本研究利用各向异性声波在直井中测量的快横波方位、常规测井的双臂或四臂测量的井眼变形、电成像测井测量的井壁崩落和钻井诱导缝、微地震事件指示的水力裂缝方位，来综合分析局部应力方向，并与区域应力背景进行对比，从而更好地确定就地应力方向及其在不同构造部位的变化。对基于测井评价计算的力学参数或岩石机械参数需要进行岩心标定。由于页岩的TIV特性，建议对岩心进行各向异性力学参数测量。在实际研究中，用于地质力学参数测量的岩心数量通常较少，而具有各向异性参数测量的岩心就更少。由于用于标定的岩心样本点数量的局限性，给地质力学参数计算和建模带来了不确定性，并将这种不确定性进一步传递到地应力计算。因此，应力场模型需要用更进一步的质量控制和校正的方法。 图 9 展示了用压裂平均施工压力控制和校验计算的最小水平主应力的实例。如 图 9 所示，水平井B井从水平井“脚趾”到“脚跟”的18个压裂级，在平均施工排量基本保持不变、液体一致、泵注程序基本一致的情况下，平均施工压力呈逐渐降低的趋势。从计算的三维应力场模型提取沿井筒分布的最小水平主应力，发现计算的最小水平主应力从水平井“脚趾”到“脚跟”呈现逐渐降低的趋势 ( 图 10 )，与平均施工压力显示的趋势一致。这既能解释平均施工压力逐步降低的原因，也能反映三维应力场模型所反映的应力变化趋势具有一定的可靠性。同时，各压裂级的及时停泵压力可以用来限定计算的最小水平主应力上限，原则上计算的最小水平主应力不应该超过及时停泵压力。

及时运用各种可以利用的数据，通过多轮次的校正和更新，建立的三维应力场与目前认识的四川盆地强挤压背景、有主要影响的构造运动期次相吻合。它们能够揭示就地应力的方向、大小、各向异性和非均质性。不同平台之间、沿水平井井筒就地应力的急剧变化，能够被三维地质力学模型较好地量化。这些变化，与岩石结构如构造形态、天然裂缝系统及岩石成分，在不同尺度的变化相吻合。

3 应用实例

在页岩气田开发建产过程中，地质力学模型被充分地应用到从全气田到单井的各种地质及工程中，下文将展示其在地质评价、钻井工程和完井工程中的部分应用实例。

3.1 地质力学在地质评价中的应用

地质封存性是龙马溪组这种“强改造、高热演化、过成熟”的较古老页岩地层评价中的一个非常关键的要素。由于存在可能直达地表附近的大断层，黄金坝页岩气田的地质封存性是否保持良好，是建产初期必须尽快得到解答的关键问题。研究表明，孔隙压力可以作为评价页岩气储层地质封存条件的一个关键指标 ^{[ 1 , 5 , 7 ]} 。根据建立的三维孔隙压力模型（ 图 11 ），黄金坝页岩气田全区都处于异常高压区，表明气田内部的大断层在压扭条件下保持了良好的封闭性，气田的地质封存条件得到了良好的保持。 表 2 显示5口导眼评价井用龙一Ⅰ ₄ 小层顶深折算的孔隙压力梯度，对应井的孔隙压力梯度值是该井在三维孔隙压力模型中所在网格龙一Ⅰ亚段各小层孔隙压力平均值。这些值也与这5口井的一维孔隙压力模型进行了对比，所有井均显示异常高压 ( > 1.5MPa/100 m) 的特点。基于此，可以推断黄金坝页岩气田具有良好的封存性。

3.2 地质力学在钻井工程中的应用

在黄金坝页岩气田地质工程一体化实践中，地质力学在未钻井钻前钻井工程准备、钻前地质设计、正钻井实时跟踪和钻井管理优化、正钻井地质导向跟踪支持、已钻井复杂状况分析和优化建议，以及套管/井筒完整性分析等钻井工程应用领域发挥了重要作用，本文将展示部分实例。

在该气田建产开发的初期，部分井在造斜段和水平段钻进过程中，遇到了较多的如遇卡、遇阻等井下复杂事件。由于工区第一口探井钻遇超高压区，当时根据钻井液密度估计的孔隙压力梯度在2.0 MPa/100m以上。为了降低钻井风险，提高井壁稳定性，依据传统砂泥岩地层的经验，将钻井液密度提高到了约2.2g/cm ³ 。该措施不仅没有降低井下复杂事件，反而进一步加剧，而且由于钻井液密度超过部分井下工具的设计指标，大大增加了井下仪器故障。在地质力学建模过程中，研究了多尺度天然裂缝系统发育的TIV层状页岩在造斜段和水平段与传统砂泥岩不同的井壁失稳机理。利用三维地质力学模型（包括三维孔隙压力模型和三维应力场模型），分析拟合了已钻井井壁稳定情况和井下复杂事件，预测了在钻井和未钻井井壁稳定性和安全钻井液密度窗口，提出了通过降低钻井液密度、实施近平衡钻井和积极井控措施，来提高井壁稳定性、降低井下复杂事件和钻井风险、提高钻井作业效率的方案。 图 12 是黄金坝页岩气田钻井液密度演变过程，按钻井进程排序。如 图 12 所示，从2014年11月开始，钻井液密度从超过2.1 g/cm ³ 逐步降低到约2.0g/cm ³ 以下，在保证井壁稳定的前提下，大幅度降低了遇卡遇阻、钻井液漏失、仪器故障等问题，显著提高了钻井安全性和钻井作业效率。

地质工程一体化的一个重要理念，就是要把一体化研究成果，及时和充分地应用到各种工程之中 ^{[ 1 ]} 。在理解不确定性和局限性的基础上，即使是早期的或初步的研究成果，都具有较强的应用价值。 图 13 展示了用早期研究成果在水平井C井指导钻井工程应用的范例。2014年8月，建立了气田建产区 (50 km ² ) 经过有限井资料校验的第一版地质模型和地质力学模型。与此同时，C井开始造斜段和水平段钻进，先后在造斜段和水平段发生了两次严重漏失。 图 13 中，黄色三角形指示发生严重漏失时的钻进深度，红色箭头是根据地质模型和地质力学模型分析后，认为发生严重漏失的可能部位。在造斜段发生第一次严重漏失之后（ 图 13 中水平红色箭头部位），利用已有模型分析认为，钻井液漏失可能是由于其密度过大，激活了井旁附近的一个小断层或裂缝带 ( 图 13 )，建议在水平段适当降低钻井液密度。根据已有地质模型，按优质页岩段调整了水平段轨迹，并用于水平井导向。依据新的轨迹，运用已有地质力学模型，分析了水平段安全钻井液密度窗口。考虑到造斜段井壁垮塌的风险，安全钻井液密度窗口较窄，水平段实际使用的钻井液密度无法较大地降低，分析了水平段井壁稳定性并预测了水平段钻井液可能漏失部位。在钻进到 图 13 中靠近“脚趾”端第二个黄色三角形所指示钻进深度，再次发生严重漏失。根据已有模型预测的实际漏失深度，可能在×600m附近（图中垂直红色箭头部位）。对造斜段的分析和水平段的预测，表明了该早期模型具有一定的指导性和应用价值。从该模型看，该井设计完钻B靶点非常靠近从地面地震能够清晰识别的断层，而分析认为前面发生的严重漏失与断层或裂缝带密切相关，因此建议该井提前完钻，避免钻遇该断层再次出现严重的钻井风险。

3.3 地质力学在完井工程中的应用

在黄金坝页岩气田地质工程一体化实践中，地质力学在压裂设计 (分级、分簇及泵注程序等)、压裂实时监测及调整、返排设计及优化、压裂施工分析、压裂后评估及压裂优化等完井工程中，均得到了良好的应用 ^{[ 1 , 10 ]} ，本文将进一步展示在压裂施工分析和压裂后评估中的两个应用实例。

水平井D井根据测井评价结果进行了压裂分级和射孔分簇优化设计。在此基础上，压裂作业部门设计了压裂泵注程序和作业方案。在实际的压裂作业过程中，第1级压裂加砂非常顺利，达到了设计加砂量。但从第2级开始，泵注初期加砂顺利，在泵注程序中期开始出现加砂困难现象。从加砂量看，从第2级到第7级有逐渐增加的趋势 ( 图 14 )。尽管与第1级的主要施工参数如液体方案、施工排量和泵注程序都是一致的，但第2级到第7级均没有达到设计加砂量。分析沿井筒的各种完井品质属性和各级的施工参数，不能充分解释这一现象。依据高分辨率平台三维地质力学模型，可以观察到远离井筒的部分存在一个从较低应力向较高应力转换的区带，本文将其称为应力边界 ( 图 14 中箭头所示)。该应力边界离井筒的相对距离，与各级的加砂量有很强的相关性，表明该应力边界似乎阻止了水力裂缝的进一步空间扩展，限制了加砂效果，并限制了改造体积。从三维模型中，第2级似乎受此应力边界的影响应该较第3级小，但是第2级的加砂量是最小的、加砂难度在各级中是最大的。通过水力裂缝建模与地质力学模型耦合模拟，指示第1级和第2级之间可能存在较强的应力阴影，因而较严重地影响了第2级的加砂作业。D井的压裂后分析表明，首先，压裂分级设计需要根据设计改造的规模和方案，仔细考虑级间可能存在的应力阴影，优化级间距；其次，各级的泵注程序需要考虑应力的空间分布，采取逐级的个性化优化设计；最后，在实际的压裂作业施工中，以三维地质力学模型为依据，结合微地震监测，采取必要的实时调整措施。以该井为例，如果在施工前对远离井筒的三维应力场进行了仔细分析，那么在泵注程序设计或者施工中，就可以考虑通过提高排量和滑溜水黏度来提高净压力的方法，突破远离井筒的应力边界的限制效应，从而提高加砂量和改造体积。因此，从专注于井筒附近的一维空间向综合考虑远离井筒的三维空间，开展压裂优化设计，有可能进一步提高压裂效果。

三维地质力学模型的建立，可以使压裂后评估从一维拓展到三维，从着眼于近井筒参数拓展到同时分析远场参数变化带来的影响，并可进一步评估压裂后井间水力裂缝空间展布、应力变化以及是否存在井间水力裂缝干扰和井间应力干扰。 图 15 展示一个对某平台3口水平井进行压裂后评估的实例。基于建立的高分辨率平台三维地质力学模型，使用3口井实际泵注程序和参数，采用非常规水力裂缝模拟技术（Unconventional Fracturing Modeling, UFM） ^{[ 16 ]} 产生3口井的水力裂缝缝网模型。

图 15a 显示根据实际施工参数、泵注程序和微地震响应模拟并拟合的水力裂缝网络，可以观测到部分井段可能存在井间水力裂缝干扰。其背景为应力各向异性系数，冷色调代表各向异性较强，暖色调代表各向异性较弱，可见各向异性较弱的部位可以形成更复杂的水力裂缝网络。

图 15b 显示水力裂缝网络叠合在蚂蚁体追踪结果之上，蚂蚁体追踪结果显示的深色条带指示可能的天然裂缝带。从图中可以看到，近井地带或与井筒相交的天然裂缝带，在特定的施工条件下，由于近井地带复杂性的影响，对水力裂缝向地层深处扩展可能存在一定的限制作用，如水平井E井，其水平段中部与天然裂缝带相交，造成中段若干压裂级加砂困难 ^{[ 1 , 10 ]} 。而远离井筒在远场地层的天然裂缝带，由于应力相对较低，对水力裂缝的空间扩展存在一定的“牵引作用”，如图中橙色虚线所示。因此，远场地层的天然裂缝带发育状况及其形态，与前例所示的“应力边界”效应，共同对水力裂缝的空间发育展布起到了较强的控制作用。

图 15c 将G井的水力裂缝网络与微地震事件进行对比。该井脚跟段处于裂缝发育区，较强和密集的微地震事件响应在空间位置和趋势上与蚂蚁体追踪指示的裂缝带有很强的一致性。需要指出，在用微地震事件约束进行水力裂缝网络压裂后拟合模拟时，需要过滤掉与天然裂缝带或微小断层应力状态变化甚至活化所激发的强微地震事件，只保留与水力裂缝相关的微地震事件。

从这个实例可以看到，从近井筒到远场，应力对比、各向异性程度的变化，以及天然裂缝带发育程度和几何展布，对水力裂缝的延伸和空间展布形态具有很强的影响或控制作用。实践和研究表明，近井筒和远场的天然裂缝带和（或）微小断层，对水力压裂的作业效率和压裂效果有着非常显著的影响。因此，压裂设计和施工中综合考虑近井筒和远场三维空间的储层品质和完井品质，将有可能获得更好的施工效率和改造效果。

南方海相页岩气的地质工程特点，决定了地质力学是地质工程一体化中承上启下的关键技术环节。孔隙压力预测对确定地质封存条件、指示高产富集区具有重要意义。在黄金坝页岩气田，成功地建立了全气田、建产区和建产平台的多尺度大型三维地质力学模型。建立的三维应力场与目前认识的四川盆地强挤压背景、有主要影响的构造运动期次相吻合。它们能够揭示就地应力的方向、大小、各向异性和非均质性。不同平台之间、沿水平井井筒就地应力的急剧变化，能够被三维地质力学模型较好地量化。这些变化与岩石结构，如构造形态、天然裂缝系统以及岩石成分，在不同尺度的变化相吻合。由于地质力学关键参数通常相对匮乏，部分参数甚至无法直接测量，成功地运用了“多尺度、单井控制、迭代更新、不断逼近”的建模思想，及时利用开发建产过程中各种可以利用的数据，不断提高地质力学模型的精度和可靠性，在地质工程一体化实施过程中，满足了支持不同工程应用的要求。这也是国内页岩气开发过程中，首次建立多尺度大型三维地质力学模型。

在页岩气田地质工程一体化实践过程中，地质力学模型被充分地应用到从全气田到单井的各种地质及工程应用中。全气田模型用来优化平台选址、井位及井眼轨迹局部优化调整、评估地质封存性、计算资源量以及评价天然裂缝带的稳定性。高分辨率平台模型应用于近井筒井壁稳定性分析、实时钻井管理和优化、压裂优化设计、实时压裂监测、压裂后综合评估。实践和研究表明，从专注于井筒附近的一维空间到综合考虑远离井筒的三维空间，若压裂设计和施工能够综合考虑近井筒和远场三维空间的储层品质和完井品质，将有可能获得更好的施工效率和改造效果。

实践证明地质工程一体化研究，能够依据开发进程与钻完井工程应用充分结合，及时支持各种工程应用。即使是早期初步的模型和成果，在各种工程应用中也具有一定的价值。在地质工程一体化实施过程中，根据实际需要开展前瞻性和系统性的数据采集，对地质力学建模和整个地质工程一体化研究及应用，都有“事半功倍”的价值。在今后的地质工程一体化实践中，可以考虑将从井筒到地面的生产系统也逐步包括进来，形成在气藏生命周期的更高层次的地质工程一体化。

四川盆地边缘龙马溪组海相山地页岩气地质力学的极端复杂性，主要与其长期而复杂的构造运动史及地质演化史密切相关。龙马溪组页岩广泛发育的多尺度天然裂缝系统，可能是储层表征、地质力学建模、水力裂缝建模及水力裂缝与天然裂缝相互作用、钻井和压裂设计及施工中最不确定的因素。对多尺度天然裂缝系统的几何参数、地质力学参数的定量测量和表征，是今后地质建模和地质力学建模的一个攻关重点和难点。

今后的地质工程一体化实践中，可以从两个方面进一步升华地质力学的应用。一是在平台尺度，加强地质力学、压裂动态和气藏动态三者耦合的井间相互作用研究，综合考虑短期和中长期力学动态和气藏动态，优化井距、井轨迹、钻完井工程规划、重复压裂及生产制度等方面。二是在单井尺度，加强地质力学与材料力学、压裂动态和气藏动态在压裂施工过程中、压裂后生产过程中三者耦合研究，对短期、中长期套管变形和破坏进行评估及预测，优化套管方案、完井及压裂工艺以及井工作制度。

吴奇, 梁兴, 鲜成钢, 等. 地质-工程一体化高效开发中国南方海相页岩气[J]. 中国石油勘探, 2015, 20(4): 1–23.
Wu Qi, Liang Xing, Xian Chenggang, et al. Geoscience-toproduction integration ensures effective and efficient South China marine shale gas development[J]. China Petroleum Exploration, 2015, 20(4): 1–23. Liang Xing, Wang Lizhi, Zhang Jiehui, et al. An integrated approach to ensure horizontal wells 100% in the right positions of the sweet section to achieve optimal stimulation: a shale gas field study in the Sichuan Basin, China[C]. SPE-177474-MS, SPE Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, 9-12 November 2015. 伍坤宇, 张廷山, 杨洋, 等. 昭通示范区黄金坝气田五峰-龙马溪组页岩气储层地质特征[J]. 中国地质, 2016, 43(1): 275–287.
Wu Kunyu, Zhang Tingshan, Yang Yang, et al. Geological characteristics of Wufeng-Longmaxi shale-gas reservoir in the Huangjinba gas field, Zhaotong national shale gas demonstration area[J]. Geology in China, 2016, 43(1): 275–287. DOI:10.12029/gc20160120 郭旭升, 胡东风, 魏志红, 等. 涪陵页岩气田的发现与勘探认识[J]. 中国石油勘探, 2016, 21(3): 24–37.
Guo Xusheng, Hu Dongfeng, Wei Zhihong, et al. Discovery and exploration of Fuling shale gas field[J]. China Petroleum Exploration, 2016, 21(3): 24–37. 陈志鹏, 梁兴, 张介辉, 等. 昭通国家级示范区龙马溪组页岩气储层超压成因浅析[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(3): 442–448.
Cheng Zhipeng, Liang Xing, Zhang Jiehui, et al. Genesis analysis of shale reservoir overpressure of Longmaxi Formation in Zhaotong demonstration area, Dianqianbei Depression[J]. Natural Gas Geoscience, 2016, 27(3): 442–448. DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0442 郑民, 李建忠, 吴晓智, 等. 海相页岩烃源岩系中有机质的高温裂解生气潜力[J]. 中国石油勘探, 2014, 19(3): 1–11.
Zheng Min, Li Jianzhong, Wu Xiaozhi, et al. Hightemperature pyrolysis gas-sourcing potential of organic matter in marine shale source rock system[J]. China Petroleum Exploration, 2014, 19(3): 1–11. Xing Liang, Chenggang Xian, Jiehui Zhang, et al. Development of multi-scale and high-resolution integrated earth models in Silurian Longmaxi shale gas field for effective full field development in geographically challenging mountain area, Sichuan Basin, South China[C]. SPE-182364-MS, SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Perth, Australia, 2016. Bowers G L. Pore pressure estimation from velocity data: accounting forover pressure mechanisms besides under compaction[J]. SPE Drill & Completion, 1995, 10(2): 89–95. Alberty M W, Fink K. The use of connection and total gases quantitatively in the assessment of shale pore pressure[J]. SPE Drill & Completion, 2014, 29(2): 208–214.