天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 5: 798 - 813

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.11.010

天然气开发

塔里木盆地库车坳陷克探1气藏亚格列木组“缝—力—砂”多因素复合控产模式

  • 朱松柏 , 1, 2, 3 ,
  • 唐永亮 1, 2, 3 ,
  • 张现军 1, 2, 3 ,
  • 颜雪 1, 2, 3 ,
  • 王敏 1, 2, 3 ,
  • 楚会炎 1, 2, 3 ,
  • 王壮生 4 ,
  • 周家庆 4 ,
  • 林小兵 , 4, 5
展开
  • 1. 中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000
  • 2. 中国石油天然气集团有限公司深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心，新疆 库尔勒 841000
  • 3. 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发工程研究中心，新疆 库尔勒 841000
  • 4. 成都理工大学沉积地质研究院，四川 成都 610059
  • 5. 成都理工大学自然资源部深时地理环境重建与应用重点实验室，四川 成都 610059
林小兵（1980-），男，河南镇平人，博士，副教授，主要从事储层地质学研究. E-mail：.

朱松柏（1990-），男，四川阆中人，高级工程师，主要从事气藏管理及提高采收率工作.E-mail：.

收稿日期: 2024-09-25

  修回日期: 2024-11-21

  网络出版日期: 2024-12-25

收起

A production control model for fracture， geostress and sand bodies： A case study of the Ketan 1 Gas Reservoir in the Cretaceous Yageliemu Formation， Tarim Basin

  • Songbai ZHU , 1, 2, 3 ,
  • Yongliang TANG 1, 2, 3 ,
  • Xianjun ZHANG 1, 2, 3 ,
  • Xue YAN 1, 2, 3 ,
  • Min WANG 1, 2, 3 ,
  • Huiyan CHU 1, 2, 3 ,
  • Zhuangsheng WANG 4 ,
  • Jiaqing ZHOU 4 ,
  • Xiaobing LIN , 4, 5
Expand
  • 1. PetroChina Tarim Oilfield Branch Company，Korla 841000，China
  • 2. R&D Center for Ultra‐Deep Complex Reservoir Exploration and Development，CNPC，Korla 841000，China
  • 3. Xinjiang Engineering Research Center for Ultra‐Deep Complex Reservoir Exploration and Development，Korla 841000，China
  • 4. Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 5. Key Laboratory of Deep⁃time Geography and Environment Reconstruction and Applications of Ministry of Natural Resources & Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Received date: 2024-09-25

  Revised date: 2024-11-21

  Online published: 2024-12-25

Supported by

The Key Technology Research and Application Projects of China National Petroleum Corporation(2023ZZ14YJ04)

the Science and Technology Project of China National Petroleum Corporation(2023YQX10305)

the National Natural Science Foundation of China(42172135)

Fold

摘要

克探1气藏是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带白垩系亚格列木组潜力区接替的重大突破，是“克拉之下找克拉”勘探思路的重大成果。但克探1气藏巨大的井间产能差异是气藏勘探开发面临的难点。因此，基于克探1气藏完钻投产井的远探测声波测井资料、岩心取心观察、成像测井识别、储层特征分析和前人研究成果，开展了克探1气藏主要控产因素分析，建立不同井区的差异控产模式。结果表明：①亚格列木组从底到顶可分为底砂岩段、中泥岩段和顶砂岩段，其中，底砂岩段是主要的产气层段；②底砂岩段的砂岩储层厚度、裂缝发育情况和地应力是主要的控产因素，且每口井都存在不同的控产因素组合模式，是导致井间产能差异的根本因素；③已投产的4口井的控产模式为：克探1井为栅栏状网缝低应力厚砂体模式；KL2⁃J203JS井为鱼骨状缝网低应力厚砂体模式；KL2⁃J204井为破碎状缝网高应力薄砂体模式；克探101井为网状缝高应力薄砂体模式。单井多元复合控产模式的建立，对克探1气藏后续布井、钻井工艺选择和提产稳产等开发阶段均具有较大的指导意义。

关键词： 亚格列木组; 塔里木盆地; 控产因素; 控产模式

本文引用格式

朱松柏 , 唐永亮 , 张现军 , 颜雪 , 王敏 , 楚会炎 , 王壮生 , 周家庆 , 林小兵 . 塔里木盆地库车坳陷克探1气藏亚格列木组“缝—力—砂”多因素复合控产模式[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(5) : 798 -813 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.11.010

Abstract

Ketan 1 Gas Reservoir is a significant breakthrough in the succession of the Cretaceous Yagelimu Formation within the Kelasu structural belt of the Kuqa Depression， Tarim Basin， and represents a major achievement in the initiative of “searching for Kela beneath Kela.” However， the substantial inter-well productivity differences between wells in the Ketan 1 block present a challenge in gas reservoir exploration and development. Therefore， based on remote detection acoustic logging data， core observation， imaging logging analysis， reservoir characteristic assessments， and previous research results from the completed production wells in the Ketan 1 well area， this article analyzes the main production control factors in the Ketan 1 well area and establishes differential production control models for various well areas. The results indicate that： （1） The Yagelimu Formation can be divided into a bottom sandstone section， a middle mudstone section， and a top sandstone section from bottom to top， with the bottom sandstone section being the primary gas-producing layer. （2） The thickness of the sandstone reservoir， the development of fractures， and the in-situ stress in the bottom sandstone section are the main controlling factors for production. The unique combination of these factors in each well fundamentally leads to variations in production capacity between wells. （3） A production control model has been established for the four currently operational wells. The Well Ketan 1 is characterized as a low-stress thick sand body model with fence-like mesh seams； the Well KL2-J203JS is a low-stress thick sand body model with a fishbone-like fracture network； the Well KL2-J204 exhibits a high-stress thin sand body model with a fractured fracture network； and the Well Ketan 101 is a high-stress thin sand body model with network fractures. The establishment of a single-well multi-element composite production control model holds significant guidance for the subsequent well layout， drilling process selection， and production stabilization of the Ketan 1 Gas Reservoir.

Key words： Yageliemu Formation; Tarim Basin; Production control factors; Production control mode

0 引言

塔里木盆地库车坳陷的克拉—克深、博孜—大北2个万亿立方米级别大气区是我国西气东输的主要源头［1］。库车坳陷白垩系巴什基奇克组因其储层厚度大、含气量丰富成为克拉—克深气区的主要产出层段，发育多个大、中型油气藏。随着勘探开发的深入，精细化开发和潜力区挖潜成为克拉—克深气区的主要目标。针对潜力区挖潜方向，王清华等［1］在近几年提出“克拉之下找克拉”的思路，指导塔里木油田在克拉苏构造带克拉2号构造巴什基奇克组之下的亚格列木组实现了产能突破［1-4］。
2022年克探1井在白垩系亚格列木组获得工业气流，气测显示41.5 m/10层，6 mm油嘴，油压为67.5 MPa，折日产气54×104 m3。克探1井亚格列木组的突破开启了克探1气藏开发的序幕，初步实现了潜力区的更替任务。但是随着勘探开发的深入，随后完钻的克探101井、KL2-J203JS井和KL2-J204井却表现出明显的井间产能差异。KL2-J203JS井折日产气36.86×104 m3，KL2-J204井折日产气2.31×104 m3，克探101井仅见微量天然气［1］。井间的产能差异成为亚格列木组勘探开发的主要制约因素。因此，针对这一问题，本文从亚格列木组最新生产动态资料出发，结合沉积地质学，通过钻井取心、岩石薄片、测井资料、井间远探测声波、成像测井资料及地应力评价等综合分析产能控制因素。研究控产因素和产能动态相关关系，建立克探1气藏多元复合控产模式，为克探1气藏进一步勘探开发提供理论依据并提出开发意见。

1 地质背景

库车坳陷位于塔里木盆地北部，经历晚二叠世至三叠世的前陆盆地阶段，侏罗纪的断陷、坳陷盆地阶段，白垩纪到第四纪的复活前陆盆地阶段，形成4个构造带、3个凹陷带和1个隆起带，共8个次级构造单元［图1（a）］［5-8］。位于克拉苏构造带的克拉地区受一系列东西走向的逆冲断层控制，发育多个断背斜圈闭，目前已发现多个大中型油气藏［9-10］。
图1 塔里木盆地地质背景

（a）塔里木盆地库车坳陷构造图；（b）库车坳陷中生界综合地层柱状图；

（c）库车坳陷亚格列木组沉积相平面图；（d）克探1气藏白垩系亚格列木组顶面构造图

Fig.1 Geological background of Tarim Basin

本文研究区以克拉2号构造为主［图1（d）］。克拉2号构造钻遇地层自上而下依次为第四系（Q），新近系库车组（N2 k）、康村组（N1-2 k）、吉迪克组（N1 j），古近系苏维依组（E2-3 s）和库姆格列木群（E1-2 km），白垩系巴什基奇克组（K1 bs）、巴西改组（K1 bx）、舒善河组（K1 s）和亚格列木组（K1 y），部分井钻穿白垩系，揭露部分侏罗系齐古组（J2 q）［5-13］。亚格列木组厚度在70~190 m之间，其中KL2-J204井受断层影响，造成地层重复叠置，厚度增大370 m［图1（b）］。
白垩系亚格列木组沉积时期，物源供给充足。从山前往盆地发育冲/洪积扇沉积相—辫状河三角洲沉积相—湖泊沉积相体系［图1（c）］。克探1区块则位于辫状河三角洲沉积范围，底部发育厚层的含砾砂岩层段，砂层厚度稳定，测井相以平原河流相为主，认为底部发育三角洲平原河流相。中部沉积泥岩，厚度变化大，发育滨浅湖泥岩沉积微相。顶部则以薄层砂岩夹泥岩为主，岩石粒度细，发育辫状河三角洲前缘亚相［11-16］。

2 亚格列木组储层特征

2.1　沉积相特征

库车坳陷亚格列木组在北部山前带以冲/洪积扇、扇三角洲沉积为主，中部以辫状河三角洲沉积为主（图2）［17-19］。克探1区块白垩系亚格列木组受控于物源供给和湖平面的升降，发育三段不同的岩性段。底部以浅灰色含砾砂岩为主［图2（a），图2（d）］，砾石碎屑成分以方解石砾、灰岩砾和泥砾为主［图2（b），图2（c），图2（g）］。自然伽马（GR）曲线以低值箱型为主，电阻率曲线呈现高值特征。岩心上可以观察到斜层理、定向排列的砾石［图2（a）—图2（c）］，是受到长期水流冲刷的结果。底砂岩段发育辫状河三角洲平原亚相，以平原河流微相为主，由多期次河道反复冲刷沉积形成厚层砂体。
图2 亚格列木组岩心照片

（a）克探1井，2-37/83块，褐灰色粗砂岩，斜层理； （b）克探1井，2-33/83块，含砾砂岩； （c）克探1，2-22/83块，褐灰色砂砾岩；（d） KL2-J203JS井，1-11/40块，细砂岩，低角度充填网状缝；（e）KL2-J203JS井，1-8/40块，细砂岩/泥岩岩性转换面，冲刷面；（f）KL2-J204井，6-43/70块，细砂岩；（g） KL2-J204井，6-46/70块，含砾细砂岩。注：2-37/83代表筒次—块数编号/总块数

Fig.2 Photo of the cores of the Yageliemu Formation

中部以紫红色泥岩夹薄层砂岩为主［图2（e）］，取心较少。测井曲线以高自然伽马（GR）值、低电阻率值为特征，偶尔可见低自然伽马（GR）值、高电阻率值的薄层砂岩。认为中泥岩段发育滨浅湖泥岩微相，夹薄层滨浅湖滩坝微相。顶部以一套浅灰白色、灰褐色砂岩夹薄层泥岩为主，主要发育细砂岩—粉砂岩［图2（f）］。砂岩自然伽马（GR）曲线以底部低值，向上逐渐变高值的钟形，和底部高、上部低的漏斗形为主，测井相以辫状河三角洲水下分流河道微相和河口坝微相为主。薄层泥岩则发育在分流间湾微相［15-20］。
亚格列木组沉积相纵向上从三角洲平原亚相到滨浅湖亚相，最终演化为辫状河三角洲前缘亚相（图3），体现了湖平面上升，然后下降的变化特征。平面上底砂岩段沉积厚度分布从北向南逐渐减薄，指示北部物源方向（图4）。亚格列木组在北部山前带野外剖面发育扇三角洲沉积相，沉积特征明显的“城墙砾岩”，向前推进过程中逐渐转变成为入湖扇三角洲，在克探1区块沉积三角洲平原亚相［21-24］。
图3 克探1区块亚格列木组沉积相对比剖面

Fig.3 Sedimentary facies comparison profile of Yageliemu Formation in Ketan 1 block

图4 克探1区块亚格列木组底砂岩段砂岩厚度等值线

Fig.4 Contour map of sandstone thickness in the bottom sandstone section of Yageliemu Formation in Ketan 1 block

2.2　储层特征

2.2.1　岩石学特征

克探1气藏岩石类型以长石岩屑砂岩为主［图5（a）］。克探101井到KL2-J204井底砂岩段石英含量逐渐降低，在40%~50%之间；KL2-J203JS井长石含量最高，达到20%以上，克探101井和克探1井长石含量在10%左右；克探1井岩屑含量最高，达到45%，比石英含量略高［图5（b）］。克探1井底砂岩段填隙物含量最高，为8.64%，克探101井底砂岩段填隙物含量最低，仅为4.45%［图5（c）］。分选中等，磨圆次棱—次圆，孔隙胶结，点—线接触。KL2-J204井颗粒磨圆较好，多为次圆。
图5 亚格列木组岩石学特征与储集空间类型

（a）克探1气藏砂岩类型三角图；（b）克探1气藏储层颗粒成分含量柱状图；（c）克探1气藏填隙物成分含量柱状图；（d）克探1井，5 179 m，10×，（－），底部砂岩段，部分残余粒间孔，偶见粒内溶孔；（e）KL2-J204井，5 590.62 m，10×，（－），底部砂岩段，微裂缝贯穿，少量粒间孔；（f）KL2-J204井，5 590.14 m，10×，（－），中粗粒长石岩屑砂岩，微裂缝连通粒间孔隙；（g）KL2-J204井，5 591.68 m，10×，（－），底部砂岩段，原生粒间孔，少量粒内溶孔；（h）克探1井，5 164.08 m，10×，（－），中砂岩，泥质杂基含量高，见碳酸盐胶结物；（i） KL2-J204井，5 592.12m，10×，（－），粗中粒岩屑砂岩，原生粒间孔；（j）克探1井，5 160.36 m，10×，（－），粗砂岩，泥质杂基高，含量高，见碳酸盐胶结物；（k）克探1井，5 160.36 m，10×，（+），粗砂岩，泥质杂基高，含量高，见碳酸盐胶结物

Fig.5 Petrographic characteristics and reservoir space types of the Yageliemu Formation

2.2.2　储集空间类型

克探1气藏3口井多发育粒间孔。克探101井底砂岩段孔隙发育较少，全部为粒间孔，原生粒间孔面孔率仅为0.3%；克探1井与KL2-J204井底砂岩段孔隙较发育，其中克探1井底砂岩段总面孔率为1.66%。克探1井底砂岩段孔隙类型有微裂缝、原生粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔等［25］［图5（d）—图5（k）］。

2.2.3　储层物性特征

克探1井底砂岩段岩心孔隙度在0.86%~3.62%之间，平均值为2.16%，KL2-J204井底砂岩段氦孔隙度在2.27%~7.49%之间，平均值为4.25%；克探1井底砂岩段平均渗透率在（0.01~393）×10-3 μm2之间，平均值为20.15×10-3 μm2；KL2-J204井底砂岩段渗透率在（0.01~289）×10-3 μm2之间，平均值为24.06×10-3 μm2；总体而言KL2-J204井底砂岩段孔渗条件优于克探1井底砂岩段孔渗条件（图6）。
图6 亚格列木组底砂岩段孔隙度分布频次直方图与频率累积曲线

（a）克探1井孔隙度频次柱状图；（b）KL2-J203JS井孔隙度频次柱状图；（c）克探101井孔隙度频次柱状图；（d）KL2-J204井孔隙度频次柱状图

Fig.6 Frequency histogram and frequency accumulation curve of porosity distribution in the bottom sandstone section of the Yageliemu Formation

2.2.4　孔喉特征

排驱压力为0.019~1.124 MPa，平均0.501 MPa。平均孔喉半径为0.049~9.189 μm，主要分布范围为0.05~1.5 μm。中值孔喉半径为0.005~15.856 μm，主要分布范围为0.01~0.1 μm（图7）。
图7 亚格列木组平均孔喉半径直方图

Fig.7 Histogram of average pore throat radius of Yageliemu Formation

克探1井底砂岩段和KL2-J204井底砂岩段孔喉分布主要为3类，分别为单峰偏细态型、双峰偏细态型和多峰偏粗态型。克探1井细态型和粗态型都有发育，样品占比分别为57.1%和42.9%；KL2-J204井主要发育单峰偏细态型，发育少量粗态型，占比分别为80%和20%。总体而言，克探1井底砂岩段孔喉发育状况优于KL2-J204井底砂岩段（图8）。
图8 亚格列木组克探1井和KL2-J204井压汞曲线

（a）克探1井底砂岩段压汞曲线；（b）KL2-J204井底砂岩段压汞曲线；（c）克探1井和KL2-J204井底砂岩段压汞曲线对比

Fig.8 Mercury injection curves of Wells Ketan 1 and KL2-J204 in the Yageliemu Formation

3 亚格列木组储层控产因素与控产模式建立

3.1　井间产能差异

克探1气藏白垩系亚格列木组目前完钻4口井，2口井试采投入生产。已完钻井产能差异较大（表1），克探1井、KL2-J203JS井测试获高产，KL2-J204井测试产能低，克探101井测试为含气水层，井间产能呈现较大的差异性。
表1 克探1气藏亚格列木组产能统计

Table 1 Production capacity statistics of Yageliemu Formation in Ketan 1 block

井号 层位 层段/m 油压/MPa 折日产气/（104 m3/d） 折日产水/（m3/d） 结论
克探1 K1 y 5 096.0~5 220.0 67.604 54 / 气层
KL2-J203JS K1 y 5 373.5~5 458.5 68.302 36.8 34.77 气层
KL2-J204 K1 y 5 251.5~5 537.5 6.981 2.3 50.49 气层
克探101 K1 y 5 762.0~5 853.5 2.564 气微量 58.8 含气水层
同一口井中纵向产能差异也十分明显。克探1井产气剖面结果显示，射孔段5 151.0~5 220.0 m合层解释为本井主要产气层段，其绝对产气量为399 745 m3/d，相对产气量为98.47%（表2），是主要产气层段。主要产气层段集中在亚格列木组底部的砂岩段，顶部砂岩段只贡献微量的产能。因此，本文产能控制因素分析主要是以底砂岩段为主。
表2 克探1井产气剖面测井解释

Table 2 Logging interpretation of production profile of Well Ketan 1

层位 射孔顶深/m 射孔底深/m 解释顶深/m 解释底深/m 厚度/m 产气量/（m3/d） 相对产气量/%
亚格列木组 5 096.0 5 100.0 5 096.0 5 100.0 4.0 6 231 1.53
5 105.0 5 109.0 5 105.0 5 109.0 4.0
5 151.0 5 161.0 5 151.0 5 154.0 3.0 399 745 98.47
5 151.0 5 161.0 5 154.0 5 161.0 7.0
5 168.0 5 173.0 5 168.0 5 173.0 5.0
5 181.0 5 185.0 5 181.0 5 185.0 4.0
5 188.0 5 195.0 5 188.0 5 195.0 7.0
5 200.0 5 210.0 5 200.0 5 210.0 10.0
5 214.0 5 220.0 5 214.0 5 220.0 6.0
合计 50.0 405 976 100.00

3.2　控产因素分析

3.2.1　沉积相与砂体类型

克探1区块亚格列木组底砂岩段以三角洲平原河流沉积相为主，发育厚层致密砂岩，是亚格列木组主力产层段。中泥岩段沉积微相以滨浅湖泥岩微相为主，发育泥岩为主，属于非储层段。顶砂岩段以辫状河三角洲前缘亚相为主，水下分流河道微相砂体和河口坝砂体发育，夹薄层的泥岩夹层，砂体厚度薄，产能供给较低［26］（表2）。

3.2.2　储层砂体厚度与物性因素

底砂岩段作为主要的产气层段，也是主要的储气层段。因此，底砂岩段砂体的厚度直接就决定了储集空间的大小［27-29］。通过对底砂岩段砂体厚度的统计，克探1井底砂岩段砂体厚度为85.75 m，KL2-J203JS井为77 m，KL2-J204井上、下盘地层分别为38 m和23 m，克探101井则为46.5 m。首先，通过相关性分析发现，底砂岩段砂体厚度与产气量具有良好的线性正相关关系，相关系数R=0.878。砂体储层是亚格列木组的主要储气基础，因此，厚度规模越大，产能供给能力越强［图9（a）］。
图9 克探1气藏亚格列木组控产因素与产能相关性

（a）底砂岩段厚度；（b）远端探测裂缝；（c）漏失；（d）裂缝总条数；（e）裂缝线密度；（f）底砂岩段裂缝条数；（g）有效缝；

（h）有效裂缝线密度；（i）最小地应力；（j）主应力与裂缝夹角；（k）底砂岩段平均测井孔隙度；（l）底砂岩段平均测井渗透率

Fig.9 Correlation between production control factors and capacity of Yageliemu Formation in Ketan 1 Block

其次，亚格列木组底砂岩段沉积相以三角洲平原河流沉积相为主，多期河道之间相互叠置，表明河道砂体长期受河流冲刷。除克探101井以外，其余井平均孔隙度和渗透率相差较小。储层物性特征和产能相关关系的分析中，在不同单井底砂岩段测井孔隙度和渗透率变化不大的情况下，物性与井间产能差异的相关关系较弱，相关系数R分别为0.665和0.564。因此，相似的沉积背景和砂体类型下，储层物性并不是克探1气藏中影响产能差异的主要控制因素。

3.2.3　大尺度裂缝

对于致密砂岩储层而言，大裂缝可以作为天然的油气运移—汇集通道。克探1区块储层整体埋藏深度超过5 000 m，地震资料品质相对较差［4］。通过地震和钻井岩性综合解释，仅在KL2-J204井解释出断层。因此，井间远探测声波成为寻找井间大裂缝新的方法。KL2-J203JS井亚格列木组远探测声波拾取一条反射体，5 405~5 408 m，距井6~10 m，方位北西—南东80°，倾角75°。克探1井在5 145.5~5 167.5 m拾取一条反射体，方位角270°，倾角90°，距井轴0~40 m（图10）。KL2-J204井和克探101井未拾取到反射体。远探测声波解释大裂缝与产能之间呈现出良好的线性正相关关系［30］，相关系数R达到0.973［图9（b）］。井间的大裂缝可以沟通其余微裂缝和沉积砂体，同时直接向井筒输气。
图10 克探1井井周远探测声波解释图

注：亚格列木组5 145.5~5 167.5 m见一条井旁反射体，方位角90°，距井轴距离（从顶部到底部）0~40 m

Fig.10 Interpretation of acoustic waves for remote detection around Well Ketan 1

3.2.4　成像测井/岩心裂缝

对于低孔低渗的致密砂岩储层，裂缝可以改善储层物性并提供油气汇聚—运移通道［31］。根据岩心观察结果，克探1气藏主要的裂缝以构造缝和层理缝为主，构造缝为高角度缝或中角度缝，层理缝则以平行缝为主。克探1井区最小主应力方向为近东西向，与裂缝主要走向垂直。受取心段长度限制，克探1区块裂缝发育情况主要通过成像测井解释和岩心观察统计来进行统计与研究。克探1区块亚格列木组裂缝发育较不均匀［32-33］。克探101井发育裂缝37条、KL2-J203JS井发育裂缝266条、克探1井发育裂缝44条、KL2-J204井发育裂缝400条；克探101井裂缝线密度0.38 条/m、KL2-J203JS井裂缝线密度1.47 条/m、克探1井裂缝线密度0.34 条/m、KL2-J204井裂缝线密度1.07条/m（图11）。同时，根据成像测井对裂缝性质的评价和从岩心观察到的裂缝充填情况，将裂缝划分为有效缝和无效缝。充填严重，开度较小的裂缝认为不具备运移通道的作用，被归为无效缝；而未被充填，开度较大的裂缝认为是主要的运移通道，称作有效缝。
图11 克探1气藏底砂岩段裂缝玫瑰花图与最小主应力方向

（a）克探101井测井裂缝玫瑰花图；（b）KL2-J203JS井测井裂缝玫瑰花图；（c）克探1井测井裂缝玫瑰花图；（d）KL2-J204井测井裂缝玫瑰花图

Fig.11 Rose diagram and the direction of the minimum principal stressof cracks in the sandstone section at the bottom of Ketan 1 Block

结合底砂岩段砂体厚度数据，对亚格列木组底砂岩段裂缝数量、裂缝线密度、有效裂缝数量和有效缝线密度进行统计，并开展与产能之间相关性分析。结果表明，底砂岩段裂缝数量、有效缝数量和有效缝线密度与产能之间具有良好的正相关关系［34］，相关系数R值分别为0.830 7、0.748 3、0.683 4［图9（e）—图9（g）］。而底砂岩段裂缝线密度相关关系相对较弱，相关系数R值仅为0.5984［图9（h］。
克探1井5 156.5~5 165 m取心段（8.5 m）共识别58条有效缝（6.8条/m）和50条充填缝（5.8条/m）。有效缝以中高角度为主，充填缝以中低角度为主，主要为方解石充填［图12（a）—图12（c）］。KLJ204井5 587.86~5 595.96 m取心段（7.7 m）共识别有效缝（层理）68条（8.8条/m）、无效缝41条。高角度裂缝多被方解石充填，低角度裂缝（近层理）张开，缝网发育［图12（d），图12（e），图12（f）］。KL2-J203JS井5 159.65~5 614 m取心段（4.35 m）共识别有效缝19条（4.3条/m），充填缝36条。张开缝主要为中高角度，充填缝以高角度平行缝和中低角度缝网为主［图12（g），图12（h）］。
图12 岩心裂缝特征

（a）克探1井，2-33/83，中—低角度充填缝；（b）克探1井，2-18/83，中—高角度有效缝；（c）KL2-J204井，6-16、29/70，水平缝；（d）KL2-J204井，6-10/70，中高角度充填缝；（e）KL2-J204井，6-59/70，中高角度充填缝；（f）KL2-J204井，6-20/70，中高角度充填缝；（g）KL2-J203JS井，1-2/40，中高角度有效缝；（h）KL2-J203JS井，1-11/40，中—低角度充填缝

Fig.12 Characteristics of core cracks

3.2.5　地应力

地应力是影响储层裂缝和储层致密性的主要因素［35］。KL2-J203JS井和克探1井目的层段最小主应力相对较低，KL2-J204井、克探101井应力较高，底砂岩段最小主应力小于整个亚格列木组最小主应力（图13）。克探101井亚格列木组最小主应力方位为东西向76°，最小主应力达120 MPa，其中底砂岩段最小主应力为117 MPa。KL2-J203JS井为东西向82°，最小主应力达107.9 MPa，底砂岩段最小主应力为102 MPa。KL2-J204井为东西向90°，最小主应力为101 MPa，而底砂岩段最小主应力为98.8 MPa。克探1井为东西向90°，最小主应力为115 MPa，而底砂岩段最小主应力为107.1 MPa。裂缝走向复杂多样，主要以北西—南东向为主；克探101井和KL2-J204井最大主应力方位与裂缝走向近乎垂直，不利于后期储层改造（图11）。
图13 克探1井亚格列木组地应力特征

Fig.13 Ground stress characteristics of Yageliemu Formation in Well Ketan 1

3.2.6　其他控产因素

克探1气藏位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克拉2号构造，受到南北向的挤压构造应力塑造，形成一系列东西向分布的背斜构造带，库车坳陷各大油气田均为此构造背景。因此，克探1气藏储层海拔落差较大，气藏顶部海拔和气水界面海拔差可达750 m，同时，高构造部位井产能相较于低构造部位更好。

3.3　缝—力—砂多元复合控产

通过各单因素和产能之间的相关性分析，主要的控产因素包括裂缝、砂体厚度和地应力［36］。其中，以井间远探测声波拾取的井周裂缝和钻井液漏失量所反映的井间大裂缝是最主要的控产因素，和产能之间的相关性最好。井间远探测声波拾取井周0~40 m范围内的裂缝，可以预测其走向、倾角和深度范围，井间远探测声波拾取的裂缝与产能之间的相关系数R=0.973［图9（b）］；钻井液漏失量通常也被认为是井周裂缝主要依据，与产能之间的相关系数R=0.905 9［图9（c）］。
表3 克探1气藏主要控产因素

Table 3 Main production control factors of Ketan 1 Block

井号 大裂缝/断层 砂体 微裂缝 物性 应力

产能

/（104 m3/d）

远探测

漏失量

/m3

底砂岩厚度

/m

裂缝条数

/条

有效缝条数

/条

有效缝密度

/（条/m）

孔隙度

/%

地应力

/MPa

地应力夹角

/（°）
克探1 有 24.4 85.75 45 6 0.069 9 5.33 98.8 80 36.8
KL2-J203JS 有 100.25 77 182 129 1.675 3 5.32 102 90 52.7
KL2-J204下盘 无 0 38 41 7 0.184 2 4.46 115 50 2.33
KL2-J204上盘 无 0 23 25 4 0.173 9 4.58 107.1 50 0.36
克探101 无 0 46.5 21 19 0.408 6 2.1 117 80 0
克探1区块储层主要以砂岩和含砾砂岩为主，因此，底砂岩段储层规模也是主要的影响因素。根据底砂岩段砂体厚度、孔隙度和渗透率等因素与产能的相关性分析发现，相关系数R分别为0.878、0.664 9和0.564［图9（a），图9（k），图9（l）］。其中，砂体厚度规模相关程度较高，是主要的控产因素。而物性特征（孔隙度与渗透率）相关系数相对较低，且克探1气藏各井物性特征差异较小。因此，笔者认为砂体厚度规模是主要的供气基础，但孔隙度和渗透率在相差较小的情况下，并不是产能差异最主要的因素。进一步统计底砂岩段测井微裂缝数量，通过裂缝发育条数、线密度、有效裂缝条数和有效裂缝线密度等因素来进行产能相关性分析。得到的相关系数R分别为：R（底砂岩段裂缝条数）=0.830 7［图9（f）］；R（裂缝线密度）=0.598 4［图9（e）］；R（有效缝数量）=0.748 3［图9（g）］；R（有效缝线密度）=0.683 4［图9（h）］；均具有良好的相关性。其中与裂缝条数和有效裂缝条数相关程度较高。因此，认为砂体和裂缝的组合是主要的控制因素组合［37］。
同时，裂缝中有效裂缝和地应力息息相关［38］。因此，笔者也通过岩石力学测井计算结果，进行了产能和最小主应力之间的相关性分析，发现两者之间存在线性负相关关系，其中R=0.833 5［图9（i）］）。同时，最小主应力与主要的裂缝走向的夹角和产能之间存在良好的相关关系，R=0.740 7［图9（j）］。这表明，克探1气藏主要的产能控制因素是沉积格局控制下砂体规模因素，井周大裂缝因素，微裂缝因素，地应力因素以及应力与裂缝发育夹角匹配关系因素。

3.4　亚格列木组缝—力—砂多元复合控产模式

根据上述各单因素的分析与统计，建立克探1气藏亚格列木组气藏缝—力—砂多元复合控产模式。目前已完钻的4口井产能差异大，控产因素多，控产因素差异大，因此，提出“一井一模式”的指导思想，开展控产模式的建立（图14）。
图14 克探1气藏亚格列木组控产模式

Fig.14 Production control mode of Yageliemu Formation in Ketan 1 Block

3.4.1　栅栏状缝网+低应力区+厚砂体模式

该类模式主要以克探1井区为主。克探1井是目前的主力产气井，试油产量稳定。底砂岩段砂体厚度达到85.75 m。通过井间远探测声波在井周拾取到一条大裂缝，倾角近垂直。且在钻井过程中出现24.4 m3的钻井液漏失现象。微裂缝共发育45条，但通过成像测井解释识别后，仅识别出6条有效裂缝。通过对岩心观察发现，主要的有效缝以低角度裂缝为主，而高角度裂缝则多被充填。测井平均孔隙度为5.33%。保持着98.8 MPa的地应力，且地应力与裂缝主要发育方向呈80°夹角。克探1井具有较厚的底砂岩段，且井周发育明显的大断层，与周缘低角度有效缝组合形成栅栏状的缝网组合。同时，较低的地应力保证了断缝组合体的有效性，天然气通过孔—缝网络汇聚到过井的大裂缝中，形成了稳产的工业气流［39］（图14）。

3.4.2　鱼骨状缝网+低应力区+厚砂体模式

该类模式主要以KL2-J203JS井区为主。KL2-J203JS井目前气水同产，但是产气量稳定，具有较高的产能。该井底砂岩段厚度为77 m。井间远探测声波同样也拾取到一条大裂缝，倾角为75°。在钻井过程中有100.25 m3钻井液漏失，也证明了其井周存在大裂缝。且微裂缝较发育，成像测井识别出182条微裂缝，其中129条为有效缝。岩心观察发现，张开缝主要为中高角度，充填缝以高角度平行缝和中低角度缝网为主。孔隙度与克探1井相似，平均孔隙度为5.32%。地应力保持在102 MPa，与裂缝主要方向夹角为90°。KL2-J203井砂体厚度与克探1井相似，但是其大裂缝角度较低，贯穿的砂体以及沟通的裂缝相对较少，且有效缝以中高角度为主，具有更好沟通能力的高角度裂缝则多被充填，因此试油产能相对较克探1井差，但后续正式投产后与克探1井产能相近。裂缝的数量弥补了有效缝对储层孔隙的沟通能力，保证了产能的持续供给（图14）。

3.4.3　破碎状缝网+高应力区+薄砂体模式

该类模式主要以KL2-J204井区为主。KL2-J204井试油产能仅为0.36×104 m3/d。且遭受断层影响，出现地层重复现象，因此，在分析产能控制因素时，对其上盘和下盘进行了分别论证。其中，上下盘的底砂岩段厚度分别为23 m和38 m，厚度较小。井间远探测声波并未拾取到井周大裂缝，且在钻井过程中没有发生钻井液漏失现象。但成像测井识别出的裂缝数量较大，整个亚格列木组共发育400条裂缝，上下盘底砂岩段的有效裂缝则分别为25条和41条，有效裂缝占比较低。通过岩心观察发现，KL2-J204井高角度裂缝多被方解石充填，低角度裂缝（近层理）张开，缝网发育。上下盘底砂岩段孔隙度均较低，分别为4.58%和4.46%。且具有较高的地应力，分别为10.71 MPa和115 MPa。地应力与裂缝发育方向夹角仅为50°。KL2-J204井虽然具有可观的裂缝数量，但是产能较差，后续并未继续投产（图14）。
KL2-J204井受断层的影响，地层重复现象明显，认为是逆断层导致的推覆。而亚格列木组储层受控于断层破碎带的影响，微裂缝发育程度高，倾角变化大，大多数以中低角度网状裂缝为主，而高角度裂缝则被充填。KL2-J204井裂缝数量较大，但是受到了逆断层的挤压应力和后期埋藏作用的影响，有效性较低。因此，虽然数量繁多的裂缝形成了复杂的缝网系统，有效缝可以沟通周缘砂岩储层，但是其中大量发育的无效裂缝则将缝网系统进行了封堵和切割，形成了孤立的、不连通的、影响范围较小的气区［40-42］。因此，在试油过程中，KL2-J204井并未有较好的表现，微量的产气仅代表了井轴贯穿的气区产能，而无法沟通更多的气区，导致低下的产能和较差的持续产气能力（图14）。

3.4.4　网状缝组合+高应力区+薄砂体模式

该类模式主要以克探101井区为主。克探101井位于气藏西北缘，构造位置较低，试油效果差，并未投产。亚格列木组底砂岩段砂体厚度为46.5 m。井间远探测声波受工艺影响，并未开展。钻井过程中并未发生钻井液的漏失。底砂岩段成像测井共识别出21条微裂缝，其中有效缝为19条。其地应力相对较高，达到了120 MPa，主要与其较深的深度有关，地应力与裂缝主要发育方向夹角为80°。底砂岩段孔隙度仅为2.1%，属于特低孔储层。通过成像测井识别结果，克探101井裂缝以中低角度为主，且具有明显的分段发育的特征。因此，克探101井控产模式以相对孤立的网状缝组合为主，缺乏有效的沟通能力，且底砂岩段厚度较薄，产气量相对较差。地应力较高，初期成藏时期和后期油气充注运移时期很可能出现不成藏或者后期向低地应力区驱替的情况［43-45］（图14）。
克探1气藏亚格列木组主要产气层段以底砂岩段的三角洲平原河道砂体为主，主要控制因素以裂缝发育特征、地应力特征和砂体厚度因素为主。体现出砂体储气、裂缝聚气、应力驱气的特征。在控产因素方面，具有明显的“单井多因素，一井一模式”的非均质性特征。根据各井因素的不同，建立的缝、力、砂多元复合控产模式，为同气藏单井产能差异解释提供了较好的理论模型。同时也可以为克探1气藏各井后续的勘探开发提供指导。例如KL2-J204井钻进大斜度井，打开更多被无效裂缝分割的气区；以及目前正在KT102井正在实施的横向钻进工艺，以揭露产气层段的长度来换取产量，也是基于多元复合控产模型的指导。

4 结论

（1）塔里木盆地库车坳陷克探1气藏亚格列木组沉积相纵向上从三角洲平原亚相到滨浅湖亚相，最终演化为辫状河三角洲前缘亚相。其中，底砂岩段是主要的产气层段，产能贡献超过95%。
（2）克探1气藏亚格列木组底砂岩段主要控产因素为裂缝、砂体厚度和地应力。
（3）建立了亚格列木组断—缝—力—砂多元复合控产模式：克探1井区为栅栏状网缝低应力厚砂体模式；KL2-J203JS井区为鱼骨状缝网低应力厚砂体模式；KL2-J204井区为破碎状缝网高应力薄砂体模式；克探101井区为网状缝高应力薄砂体模式。

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