目前，中国中—浅层油气发现难度日益加大，加快深层—超深层油气勘探开发，对老油气区扩大储量、稳定产量、寻找新区拓展领域，以及保障国家能源安全具有重要意义^[1-3]。

中国深层油气资源丰富、潜力大：据统计，中国深层—超深层油气资源量达671×10⁸t（油当量），占油气资源总量的34%。截至2018年年底，中国累计发现深层油田21个，探明地质储量40.66×10⁸t，产油5.66×10⁸t，占总产量的8%；累计发现深层气田14个，探明地质储量46500×10⁸m³，产气4351×10⁸m³，占总产量的21%^[4]。

近年来，塔里木盆地在深层—超深层油气勘探领域陆续取得了一系列重要发现^[5-8]，但随着深度越来越大，地质条件愈加复杂，在深层—超深层油气勘探开发和钻完井工程施工方面仍然面临着巨大的挑战。特别是超深层钻井过程中频发的钻井复杂事故和面临的井控安全风险，说明深部岩体性质可能完全异于浅部，深部处于高地应力、高渗透压环境，聚集高强度能量^[9]。

对于深层—超深层的气藏，天然裂缝的规模发育、极强的水平挤压是其高产稳产的保障^[10]。然而，超深层裂缝型气藏的勘探开发难度一方面在于裂缝型“甜点”的预测，另一方面是超深层钻完井工程的巨大挑战。影响井眼轨迹的因素包括地应力、孔隙压力、岩石强度及天然裂缝等^[10-11]。Al-Ajmi和Zimmerman^[10]在考虑井壁稳定性、地应力状态的基础上，建立了最优井眼轨迹设计模型。陈平等^[11]采用安全钻进方位的数值模拟方法，分析不同方位水平井的安全性。高佳佳等^[12]利用线性规划最优解理论及井壁剪切破坏条件，建立了井眼轨迹优化预测模型及相应的数值求取方法，分析了不同应力类型区域最优钻井轨迹设计方案。近年来，随着油气田地质力学在塔里木油田逐渐发展，已成功论证了大斜度井的优势并取得了成功实践^[13-14]，进一步证实了大斜度井具有裂缝钻遇率高和井壁稳定性好的双重优势。随着超深层天然气勘探开发进程的深入和以油气田地质力学为桥梁的地质工程一体化理念的发展^[15-18]，诸多出现复杂问题的失利井和愈发严峻的井控安全风险使现有工作方式的局限和不足逐渐显现：在高角度裂缝发育带部署直井很可能错过裂缝带；未考虑钻完井工程因素部署的井位可能引发钻井复杂事故从而造成失利；未充分权衡井壁稳定性和裂缝型“甜点”的井眼轨迹可能难以充分实现地质目的等。

由于裂缝发育和地应力集中导致地层各向异性强，不同方位井眼轨迹上的钻井风险和甜点钻遇率不同，优选最佳的井眼轨迹是能否安全钻进和高产稳产的关键前提和核心难题。本文通过建立塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带博孜A气藏高精度三维地质力学模型，分析气藏现今地应力和天然裂缝发育特征，并充分考虑地应力作用下的天然裂缝响应及与垮塌、漏失等相关的安全钻井密度窗口，从而实现兼顾裂缝型“甜点”钻遇率和保证钻井安全的最优井眼轨迹定量预测。该方法深化了地质工程一体化理念并付诸实践，为超深层裂缝型砂岩气藏的安全高效勘探开发提供了新做法，具有很高的推广应用价值。

克拉苏构造带所处的库车坳陷是一个自海西晚期开始发育，经历了多次构造运动叠加，在古生代被动大陆边缘基础上发育起来的中—新生代叠合前陆盆地，具有丰富的油气资源，天然气探明地质储量超过12000×10⁸m^{3 [18-19]}，可划分为北部单斜带、克拉苏构造带、秋里塔格构造带、南部斜坡带、乌什凹陷、拜城凹陷、阳霞凹陷等构造单元（图 1a）。其中克拉苏构造带具有完善的“生、储、盖、运、圈、保”系统，油气资源丰富，勘探潜力巨大，是塔里木油田增储上产的重点领域，已发现克拉2、克深2、克深8及博孜9等规模性气藏。

图 1

图 1 库车坳陷克拉苏构造带博孜A气藏地质概况 Fig. 1 Geological settings of Bozi A gas reservoir in Kelasu structural belt, Kuqa Depression

克拉苏构造带自西向东可以分为4段：阿瓦特段、博孜段、大北段、克拉—克深段，博孜A气藏位于博孜段的第3排构造（图 1b、c）。克拉苏构造带地层自上到下普遍为第四系西域组（Q₁x），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），白垩系巴什基奇克组（K₁bs）、巴西改组（K₁bx）、舒善河组（K₁s）、亚格列木组（K₁y）。受南天山隆升影响，克拉苏构造带构造变形非常强烈，特别是西部阿瓦特、博孜区带，在温宿古隆起的影响下，平面变形空间受限，纵向叠置尤为显著，突发构造频发^[20]，相比东部克深区带，西部构造较为“破碎”。

博孜A气藏是目前克拉苏构造带勘探开发的重点区块之一，埋深普遍在6000m以深，属于超深层裂缝型砂岩气藏，目的层为白垩系巴什基奇克组第三段和巴西改组（图 1e），分别属扇三角洲前缘、辫状河三角洲前缘沉积。白垩系巴什基奇克组以长石岩屑砂岩为主，粒度以中粒、细粒为主；巴西改组以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主。储层平均孔隙度约为7%，平均渗透率约为0.3mD。博孜A气藏的测试样品分析表明，甲烷含量高，平均为85.21%（体积分数），非烃气体含量低，氮气和二氧化碳含量低，平均约为3%（体积分数），不含H₂S，具典型凝析气特征，总体上具有密度低、黏度低的特点。

地质力学研究持续贯穿库车坳陷超深层裂缝型气藏的勘探开发历程，对于博孜A气藏，基于常规测井资料解释、微电阻率成像测井和六臂井径测井，开展单井地质力学评价，结果表明：博孜A气藏最大水平主应力（S_Hmax）方向为140°~150°（图 1d），即NW—SE向，最大水平主应力值普遍为140~160 MPa，其梯度为2.65~2.75MPa/100m；最小水平主应力值（S_hmin）为125~135MPa，其梯度为2.20~2.25MPa/100m；垂向主应力值（S_V）为145~150MPa，其梯度约为2.45MPa/100m，为走滑型地应力机制（S_Hmax>S_V>S_hmin），水平挤压强且水平应力差（S_Hmax-S_hmin）较大，在构造高部位，地应力值较低。

此外，受多期构造运动影响，博孜A气藏的天然裂缝比较发育，多为构造成因裂缝，裂缝走向总体呈近南北向，倾角多大于70°，半充填—未充填裂缝占优。天然裂缝走向与最大水平主应力方向多数呈小角度夹角（小于30°）（图 2）。

图 2

图 2 博孜A气藏井筒天然裂缝特征 Fig. 2 Characteristics of natural fractures in wellbore of Bozi A gas reservoir

库车坳陷超深层裂缝型储层现今地应力和天然裂缝的分布具有极大的非均质性，特别是以博孜A气藏为代表的克拉苏构造带西部，在构造形态、互层岩性、复杂地质边界条件等因素的多重影响下，其复杂性和特殊性大大增强。相比克拉苏构造带东部克拉—克深段气藏，西部气藏在三方面具显著差异：一是构造形态，克拉—克深段气藏具有宽阔且较为完整的背斜形态，而西部博孜段气藏的构造更为“破碎”且叠置程度非常高；二是岩性，克拉—克深段气藏的目的层为白垩系巴什基奇克组，属于厚层砂岩，而博孜段气藏目的层是白垩系巴什基奇克组和巴西改组，而巴西改组砂泥互层现象显著；三是区域挤压背景，克拉—克深段南北向变形空间宽阔，且北部受力相对均匀，而构造叠置非常强烈，造成不同构造位置的挤压程度和挤压方式的复杂化，另外发育的变换构造派生的走滑应力场也加剧了地应力场的复杂性。

图 3表明了在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，发育完整且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，服从褶皱的中和面原理，即具有规律的纵向分层特征，但“软硬”互层岩体层间滑脱引起的“多中和面”在一定程度上弱化了褶皱形态对地应力场和天然裂缝分布的控制，致使纵向分层规律不再明显（图 3a）；另外，高度叠置和复杂构造形态复杂化了断块之间相互挤压的程度和方式，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（图 3b），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性极强，发育裂缝空白带、高角度裂缝带及低角度裂缝带。图 3b中斜线代表裂缝倾角，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”。

图 3

图 3 多重地质因素下的地应力场和天然裂缝非均质分布 Fig. 3 In-situ stress field and heterogeneous distribution of fractures affected by multiple geological factors

因此，克拉苏构造带东部克拉—克深段气藏的布井原则：“沿长轴、占高点、低应力、避低洼、避断层”，且在目的层钻井尽量“打开低应力和部分中应力段”，避免“打开高应力段”。但上述布井方式不适用于西部的博孜段气藏，要充分考虑地应力的强弱分布规律和天然裂缝分布具极强的非均质性，避免由于忽略地质力学特征而制定不合理的井位部署方案。

另外，在复杂地应力场和裂缝分布条件下，不同深度、不同方位井眼轨迹上的钻井风险和“甜点”钻遇率不同。

假设地层中存在一组特定产状裂缝切割井眼形成的低强度弱面，而在其他方位上地层强度相同，则可利用Donath、Jaeger和Cook提出的软弱面对地层强度的影响关系^[21-24]，判断弱面先于岩石本体发生的破坏，其破坏准则的数学表达式为

式中σ_1w、σ_3w——裂缝弱面所处空间位置上的最大主应力、最小主应力，MPa；

S_w——弱面黏聚力，MPa；

μ_w——弱面的内摩擦系数；

λ_w——弱面法向与最大主应力方向之间的夹角，（°）。

由于μ_w=tanφ_w(φ_w为弱面内摩擦角)，因此当λ_w=φ_w或λ_w=π/2时，弱面不会产生滑动破坏，而是基质岩块产生破坏，这时基质岩块破坏准则的数学表达式为

式中σ_1o、σ_3o——基质岩块所在位置上的最大主应力、最小主应力，MPa；

S_o——基质岩块黏聚力，MPa；

μ_o——基质岩块内摩擦系数。

裂缝弱面产生滑动破坏的条件是

由此可见，在相同的力学条件下裂缝面的产状是其发生破坏的关键因素。

根据有效应力定律，井壁最大主应力、最小主应力及夹角都是维持井壁稳定的最小钻井液液柱压力（钻井液密度）的函数。因此在地应力、天然裂缝影响下，不同方位井眼轨迹上井壁稳定性不同，优选最佳井眼轨迹是安全钻井的保障。计算表明，走滑应力机制条件下（S_Hmax>S_V>S_hmin），井眼沿着最大水平主应力方向稳定性较好，且井斜角越大钻井相对越安全；当井眼垂直于裂缝面时，作用于裂缝面的剪应力为零，井壁稳定性最好。这表明，大斜度井在钻井安全角度具有极大优势。

如图 4a、b，假设存在地应力作用下的两组天然裂缝，裂缝A走向与最大水平主应力（S_Hmax）方向近于垂直，裂缝B走向与S_Hmax方向呈小夹角。前文已述，穿越裂缝A时的稳定性更好，而穿越裂缝B时则容易因其发生剪切滑移而造成垮塌等复杂事故，但在保证安全前提下，有效性更好。另外，从裂缝钻遇率看，直井往往容易与高角度裂缝“擦肩而过”，井眼轨迹垂直于裂缝面的大斜度井具有最大的裂缝钻遇率（图 4c）。

图 4

图 4 兼顾稳定性和裂缝钻遇率的井眼轨迹示意图 Fig. 4 Well trajectory design considering borehole stability and penetration rate of fractures （a）地层中发育的两组高角度天然裂缝，裂缝A与最大水平主应力近于垂直，裂缝B与之近于平行；（b）沿着最大水平主应力方向部署的井眼穿过两组裂缝，与裂缝A垂直，与裂缝B呈小夹角；（c）直井可能与高角度裂缝“擦肩而过”，而大斜度井能尽可能多地穿过更多裂缝，不同方位井眼的裂缝钻遇率不同，垂直于裂缝面的井眼穿越的裂缝最多

气藏内部裂缝网络系统受裂缝产生期次、发育位置、几何产状和受力特征等影响，表现为多样化和复杂化，并非每种类型裂缝都具有同样的渗流与导流能力^[25-26]。在相同尺度级别的裂缝之间，天然裂缝产状与现今地应力张量之间的匹配关系是影响渗透性能的关键因素之一^[27]。因此，天然裂缝的“优中选优”是井位和井眼轨迹优选中的关键一步。

综上所述，并结合生产实践，在低应力区钻遇更多活动性好的天然裂缝是优势井眼轨迹的重要目的。因此以博孜A气藏为代表的超深层裂缝型气藏的井眼轨迹优选应遵循以下原则：（1）多穿过现今地应力值低的区域；（2）多钻遇天然裂缝发育密集区；（3）多钻遇活动性好的天然裂缝；（4）井筒垂直于天然裂缝面；（5）考虑非目的层避险。

因此，超深层裂缝型气藏井眼轨迹优选的关键在于复杂叠置构造三维地质力学模型的建立，难点在于天然裂缝三维空间的分布预测。地质模型的精度很大程度决定了预测结果的准确度，天然裂缝产状和受力状态是井眼轨迹量化优选的重要参考。

三维地质力学模型包括三维地质模型、三维非均质岩石力学场、三维地应力场和三维裂缝空间分布及其活动性分布。基于地震、岩性、断层、地质等资料，采用三维可视化建模软件，构建研究区全层系三维构造格架模型（图 5a），其中，断层模型是建模的重点，正确且精细恢复叠置形态是提高模拟结构的重要保证。为了体现各向异性和非均质性，构建了全层系三维非均质岩石力学场（图 5b），并将其赋予有限元模型的每一个网格中，用于高精度三维地应力场的预测（图 5c）。

图 5

图 5 博孜A区块全层系高精度三维地质模型建立及地应力场预测 Fig. 5 3D high-precision geological model and in-situ stress field prediction of whole strata in Bozi A block

博孜A气藏的天然裂缝多是构造应力作用下岩体破坏的结果。基于能量守恒原理，认为产生裂缝面的能量与岩体破裂释放的应变能有关。在地质研究和岩石力学性质研究的基础上，以岩石破裂准则为纽带，搭建裂缝形成时期的应变能、古应力和裂缝参数（裂缝密度、裂缝开度、裂缝产状等）之间的定量计算模型（图 6），文献[28-29]对计算方法做了详细阐述，其中古应力的恢复是难点。本文首先反演古应力场，并充分考虑现今地应力对裂缝的改造作用，同时考虑了区域和局部受力方式、岩性、局部构造、断层等增加裂缝复杂性的多种因素，适用于所有构造成因裂缝，对褶皱相关和断层相关裂缝均具有较高适用性。

图 6

图 6 基于“构造恢复古应力”的天然裂缝预测工作流程 Fig. 6 Workflow of natural fracture prediction based on"tectonic restoration of paleo-stress"

在裂缝面剪应力和正应力共同作用下，处于临界滑动状态的裂缝具有更好的渗流能力，因此可以将裂缝面剪切变形活动能力高低作为判断优质裂缝的标志之一。现今三向主应力作用在先存的天然裂缝面上时，可分解为一个垂直于裂缝面的有效正应力σ_ne和一个平行于裂缝面的剪应力τ，这两个应力是控制天然裂缝地质力学响应的主要因素，剪应力与正应力之比τ/σ_ne影响裂缝面的滑动，不仅是反映裂缝弱面滑动的参数，也是反映裂缝渗透性能和流体的重要指数。

对于正应力与剪应力，可以通过裂缝弱面与主应力场之间的关系定义^[21]：

其中：

式中σ_2w——中间最小主应力，MPa；

n_ij——方向余弦；

p_p——孔隙压力，MPa;

γ——裂缝面法向和最小主应力σ_3w方向的夹角，（°）；

λ——σ_1w—σ_2w平面内裂缝走向投影与σ_1w的夹角，（°）。

根据上述方法，可以在天然裂缝三维分布定量预测基础上，利用地应力张量与裂缝产状之间的关系，明确活动性好的裂缝（具有高剪应力与正应力之比τ/σ_ne）发育位置和产状信息。

首先建立博孜A气藏从地表到基底的全层系三维地质模型，由于博孜A气藏构造地表起伏，且岩性复杂，上覆塑性盐层及上盘构造均影响目的层的地应力分布，因此在建立模型时充分考虑地表起伏形态，并赋予岩体不同的岩石力学性质，包括地表岩体、浅层岩体、泥岩层、盐层、白垩系及以下基底，而不是仅仅将目的层之上岩体视为一个岩石力学性质均一的立方体块体。该模型从第四系到白垩系，纵向跨度为7200m，纵向分辨率为2~5m，含6条断裂，模型反映出博孜A区块在纵向上的岩性精细变化，从第四系到新近系吉迪克组以砾岩为主，进入古近系库姆格列木群（E_1-2km），上部为泥岩段，中下部为复合盐层，白垩系为砂岩，并在此基础上开展了全层系三维非均质地应力场分布预测，支持全井段井壁稳定性分析。

图 7为博孜A区块三维地质力学建模结果，包括现今地应力场、天然裂缝及活动性分布。图 7a表明，地应力总体呈环状分布，背斜顶部地应力值较低，特别是靠北部位，地应力值更低，是井位部署的优势区带。而天然裂缝的优势区则与地应力优势区有一定差异，其发育密集带偏离高部位，背斜最高部位的裂缝反而较少发育，这很可能是复杂边界条件引起的挤压不均造成的裂缝非均质分布（图 7b、c）。图 7b表明天然裂缝活动性的分布具有极强非均质性，图 7c表明天然裂缝普遍为高倾角—近直立裂缝，是构造应力作用下的剪切裂缝。图 7d为博孜A井周发育的两组裂缝，左图以近南北走向裂缝为主（即东西倾向），右图以近东西走向裂缝为主（即近南北倾向），可见活动性差异极大，近南北走向裂缝基本为开启状态（白色圆点），活动性远好于近东西走向裂缝（黑色圆点）。

图 7

图 7 博孜A区块三维地质力学模型 Fig. 7 3D geomechanical model in Bozi A block

前文已述，地层处于走滑应力机制时，钻井井眼在沿着最大水平主应力方向上的区域内稳定性较好，且井斜角越大钻井相对越安全。但由于博孜A构造天然裂缝发育，岩体强度一定程度减弱，并且强度各向异性增加，井眼稳定性整体降低，更加易于垮塌和漏失。垮塌和漏失将引发次生井控灾害，破坏井筒质量，伤害储层，不发生垮塌和漏失是关键，故安全窗口的确定尤为重要。综合三维地质力学建模和井壁失稳分析，确定了博孜A气藏某设计井的安全钻井液密度窗口。需要说明的是，通过地质力学研究发现，对于安全钻井液密度窗口极窄的裂缝型储层，发生垮塌多数是由于激活了井周裂缝从而发生掉块，应该降低钻井液密度，而传统观念则认为发生垮塌应提高钻井液密度，但却造成更为严重的垮塌、漏失、卡钻事故。因此，本文采用基于地质力学建模的地质工程一体化做法，在设计井眼轨迹的同时设计合理钻井液密度，认为裂缝型储层最优钻井液密度略高于地层压力0.1g/cm³即可。

图 8为考虑裂缝钻遇情况的井壁稳定性分析，图 8a为博孜A气藏天然裂缝局部图，可见裂缝空白区和裂缝密集区，沿不同方向井壁稳定性差异很大。图 8b左图为钻遇近南北向裂缝的井壁稳定性，在现今最大水平主应力方向为150°的情况下，井眼轨迹走向沿180°~270°方向且井斜角大于30°的井壁稳定性最好；图 8b右图为钻遇近东西向裂缝的井壁稳定性，其中井眼轨迹走向沿-30°~30°方向且井斜角大于30°的井壁稳定性最好。

图 8

图 8 基于井壁稳定性的最优井眼轨迹 Fig. 8 Optimized well trajectory based on wellbore stability

因此，根据最优井眼轨迹设计原理，即综合考虑低应力区、裂缝钻遇率、裂缝活动性和井壁稳定性确定最优井眼轨迹。博孜A气藏现今最大水平主应力方向约为150°，天然裂缝走向以近南北向为主，以近东西向为辅，其中150°~210°走向（近南北向）裂缝具有较好的活动性。考虑井壁稳定性，选择井眼轨迹走向沿120°~180°方向且井斜角大于60°为优，为了尽可能安全、稳定、更多地穿越裂缝，选择与活动性好的裂缝面垂直方向，即90°~180°。由于低应力区更靠近北部，为了避开上盘断层，故选择从南向北钻进的方式。综上所述，井眼轨迹走向的最优方位为120°~150°，且井斜角为70°~80°，更精确的数值根据井周裂缝具体计算。据此模拟部署的A3-1X井的井眼轨迹安全钻井液密度窗口（图 8c），以指导安全稳定钻井。

实践表明，博孜A气藏据此部署的A-1X、A-2X、A-3X等大斜度井获得高产油气流，未采用压裂改造的背景下，获得了超过500×10⁴m³无阻流量的自然产能，最大限度释放渗流能力，天然裂缝钻遇率也远高于A-3、A-01等直井，并且实现了10个月内的钻井周期。实践更进一步证明了基于地质力学建模的井眼轨迹量化优化对钻井提速、增产具有直接现实意义。

目前，大斜度井和水平井的实施在致密油、页岩气等非常规领域较为普及，但在库车坳陷超深层裂缝型气藏中还处于起步、探索阶段。巨大埋深带来的高温、高压、高应力等极端条件给地质研究和工程实施带来了极大挑战。近年来，中国石油塔里木油田公司通过发展地质力学关键技术，逐渐形成了基于地质工程一体化的提产理念，建立了针对超深层裂缝型气藏的井眼轨迹优选技术，在井位部署时，就同时考虑钻井过程中的安全提速以及最大程度的改造提产问题。博孜A气藏是继克深10气藏后^[13]，通过大斜度井显著提产的成功实例。

博孜A气藏在实际开发中，钻前开展了三维地质力学建模，在明确地应力状态和分布特征的基础上，确定了渗透性裂缝带的发育位置和产状，同时明确了在裂缝带上不同方位不同井斜条件下的井壁稳定性和漏失压力。采用赤平投影方式，将渗透性裂缝和井壁稳定信息叠合，定量化选择既能保证优质裂缝体钻遇，又能最大限度减少钻井复杂的最佳井眼轨迹。实钻结果表明，优化后的井眼轨迹井壁稳定性较好，能够以较低的钻井液密度完钻，减少了漏失风险，获得了高产油气流，为超深层油气井安全高效增加产能提供了一种有效的地质工程一体化手段。诸多实践表明，目前已能实现85%以上的地应力及天然裂缝的预测吻合率，基本能够满足生产需求。

通过以油气田地质力学为桥梁的地质工程一体化研究，逐步完善了超深层裂缝型储层最佳井眼轨迹量化优选的一体化做法，证实了大斜度井的优势、可行性和良好应用效果，在超深层复杂油气区均有适用性，具有广阔前景和推广价值。对于中浅层常规油气开发而言，一般大斜度井或水平井钻前地质设计中主要考虑井眼轨迹对单井产能的影响，从垂向位置、储层钻遇率、井眼形态和水平段长度等方面优化井眼轨迹^[30-32]；而在工程设计中主要从适合现场施工条件、提高井眼光滑度、减小摩阻力和扭矩、加强随钻控制等方面优化井眼轨迹^[33-34]，两者是互相独立运作。而对于深层—超深层复杂条件下最优井眼轨迹的确定是一个较为复杂的科学问题，需要地质研究和工程设计紧密结合^[35-36]，尤其对于塔里木盆地库车前陆冲断带，具有超深、构造挤压强烈、断裂裂缝普遍发育等多重因素叠加的地质条件，通过地质工程一体化理念优化井位和井眼轨迹布置，是油气井安全提产的必由之路^[15]。

克拉苏构造带经历多期强烈构造活动，加之巨厚膏盐岩层的滑脱作用，导致现今构造格局极为复杂。总体而言，上部为高陡构造层，中部为夹砂泥岩互层的膏盐岩体，下部为叠瓦状强研磨砂岩气藏^[37]。优化一个能顺利穿越多套复杂地层的井眼轨迹，首先需要建立能反演地下立体空间格局的三维模型，但由于来自构造、地层和地质力学等3个方面的复杂因素，三维地质建模难度较大。另外，现今地应力场和天然裂缝分布特征的准确描述是井眼轨迹兼顾工程安全和优质储层钻遇的关键，但由于储层埋藏超深，地下地表结构“双复杂”，导致地震资料品质较低，因此地应力场和裂缝预测精度受限。天然裂缝是超深层改善渗透率和提高单井产量的最重要地质因素，但裂缝型低孔储层易受钻完井液伤害，因此储层保护和有效激发天然裂缝以提高油气井自然产能难度较大。

开展地质、地质力学和石油工程一体化研究，将“追根溯源”地明确影响工程安全的地质因素和机理，有利于从井位部署时最“源头”阶段同时考虑储层钻遇和工程风险，优化井点和井眼轨迹，确保油气井轨道最大限度“趋利避害”。研究中地质力学作为连接地质与工程的“桥梁”，既保证二者无缝衔接，又将抽象的地质信息转化为便于钻完井工程使用的量化参数，实现了工程设计与实施从定性经验主导向定量科学优化的转变^[38]。通过钻前井位和井眼轨迹优化研究，不仅为钻孔穿越更多优质裂缝奠定基础，也为较少垮塌、漏失事故和利于钻后储层改造提供了最佳的井筒环境，可以最大限度利用“孔隙—裂缝—断裂”多重介质渗流优势，构建超深层裂缝型油气井有效增产和稳产的良性循环。该方法在其他裂缝型储层和超深层碳酸盐岩储层同样具有适用性。

（1）埋深超过6000m的超深层仍然普遍存在大尺度范围的走滑型地应力机制。博孜A气藏最大水平主应力范围为140~160MPa，垂向主应力为145~150MPa，最小水平主应力范围为125~135 MPa。地应力各向异性较强，水平应力差范围普遍高于30MPa。气藏内部发育大量高角度构造型天然裂缝，天然裂缝走向以近南北向为主，在构造高部位和构造长轴线位置上地应力较小，同时裂缝走向与最大水平主应力方向小角度相交，裂缝面所受剪应力与正应力比值较高。上述构造位置裂缝渗透性能更为优越，储层品质好，井眼垂直穿越该类裂缝带，将大大增加油气藏与井筒之间的渗流能力。

（2）从储层基质岩体角度，在走滑型地应力场控制下，沿着最大水平主应力方向的井眼轨迹相对更加稳定，在方位一定时，随井斜角增加，井壁坍塌压力减小，破裂压力增大，安全钻井液密度窗口扩展，井眼安全性提高。天然裂缝发育，降低了岩体强度，增加了其强度各向异性，井壁失稳风险提高，不同方位和井斜条件下的稳定性差异增加。走滑型地应力机制时，走向与最大水平主应力方向一致的天然裂缝活动性好，易于发生漏失，但井眼轨迹垂直于该类裂缝面时，井壁稳定性相对较好，因此选择此类方位井眼轨迹，能够最大限度降低钻井液密度，避免漏失和裂缝面的二次破坏，产生次生钻井复杂。

（3）考虑低应力区、裂缝钻遇率、裂缝活动性和井壁稳定性建立了最佳井眼轨迹优选技术。博孜气藏开发中的实钻结果表明，优化后的井眼轨迹井壁具有较好的稳定性，通过较低的钻井液密度，降低了漏失风险，同时井筒垂直穿越优质裂缝面，最大限度释放渗流能力，为超深层油气井安全高效增加产能提供了一种有效的地质工程一体化手段。