0.   引言

顺北油气田位于顺托果勒低隆起，随着碳酸盐岩油藏勘探和开发技术的进步，在顺北超深层已经取得了重大油气突破（赵锐等，2019；漆立新，2020）。中—下奥陶统一间房组—鹰山组油气资源潜力巨大，国内诸多学者对顺北油气田断溶储集体的成因、分布和成藏进行了大量研究（焦方正，2018；张煜等，2023）。在中—下奥陶统鹰山组沉积期，大规模海侵导致海平面相对上升，顺北地区发育酸盐岩局限台地、开阔台地相沉积（王文博等，2021；赵永强，2022）；在中奥陶统一间房组沉积期，受构造抬升影响，海平面相对下降，顺北地区发育台内礁滩相沉积（宋倩等，2016）。受台地相、台内礁滩相沉积环境影响，中—下奥陶统一间房组—鹰山组岩性组合以低能环境的泥—粉晶灰岩、细—粉晶白云岩、白云质灰岩为主，夹高能环境的砂屑灰岩、砾屑灰岩、生物碎屑（生屑）灰岩和鲕粒灰岩。受多期构造改造、岩溶作用以及热液侵蚀影响，一间房组—鹰山组碳酸盐岩形成了高产能断溶型储集体（鲁新便等，2015），而断溶型储集体储层非均质性强、剩余油模式多样（柳洲等，2014；朱秀香等，2023）。基于断裂几何学、运动学和动力学构造解析，确定顺北油田深部走滑断裂具有不同构造样式和“纵向分层、平面分段”的特征，提出走滑断裂控制油气在断裂不同部位的差异富集（邓尚等，2018；刘宝增，2020；陈平等，2023）。另外，通过方解石脉和流体包裹体分析，厘定了顺北油气田油气充注期次（王斌等，2020；韩强等，2021；宋刚等，2022；刘建章等，2023；漆立新和丁勇，2023；王玉伟等，2023），断裂既作为油气运移充注通道，又可成为油气的储集载体（金峰等，2023；王昱翔等，2023）。

地应力和岩石力学参数是控制储层裂缝发育的主要外因和内因，岩石中裂缝有利于改善储层孔隙度和渗透率（张贵生，2005；曾联波等，2007；丁文龙等，2015；贾焰然等，2021；赵进雍等，2022；高晨阳等，2023；宋战平等，2023）。孙东生等（2018）曾对比分析了不同地应力测量方法的差异性，并计算和分析了顺南地区深层地应力大小、方向和应力环境。胡广强等（2017）指出顺北油田奥陶系桑塔木组辉绿岩弱理面效应可导致井壁失稳坍塌，估算出辉绿岩层段的地应力和井壁坍塌压力。顺北油田一间房—鹰山组断溶储集体受走滑断裂影响易形成地层破碎带，水平应力差极大（侯龙飞等，2020；张亚云等，2022；王伟吉等，2022）。目前顺北地区有关岩石力学和地应力的研究主要集中在钻井井壁的稳定性，而对顺北地区一间房组—鹰山组储层的岩石力学和地应力研究相对滞后，从而制约了对碳酸盐岩储层的评价和认识。岩石的宏观力学特征和岩石力学参数的差异性主要受岩石微观颗粒结构的制约（Přikryl，2001；Potyondy and Cundall，2004；Lindqvist et al.，2007；马秋峰等，2019；刘圣鑫等，2019），岩石颗粒微观结构涉及颗粒大小（Wong et al.，1996；Israeli and Emmanuel，2018；Zhao et al.，2018；韩振华等，2019；郭禹希等，2022；赵宁等，2022）、颗粒形状（Kock and Huhn，2007；孔亮和彭仁，2011；刘广等，2013；李树博等，2019）、颗粒接触关系（Billaux et al.，2004；蒋明镜等，2013；叶功勤等，2019）、颗粒矿物成分、胶结物以及孔隙结构（Kumar et al.，2012；Eliyahu et al.，2015；刘圣鑫等，2018）。因此，文中通过岩芯CT扫描实验、三轴岩石力学实验和声发射实验，结合阵列声波测井、地破实验以及钻井液漏失资料，确定顺北4号带下古生界中—下奥陶统一间房组—鹰山组碳酸盐岩不同类型储层的岩石力学和地应力特征，探讨微观颗粒结构对碳酸盐岩储层的地应力和岩石力学参数的控制作用，为顺北地区超深层碳酸盐岩储层评价提供基础地质依据。

1.   实验和方法

1.1   岩石力学实验

（1）静态三轴岩石力学实验

岩芯来自SHB41X井、SHB42X井、SHB43X井、SHB44X井（图1），采样深度在7410～7630 m。钻取柱塞样，岩芯两端磨平，制成岩芯柱塞2.5 cm×5.0 cm。依据三轴岩石力学实验方法（GB/T 50266—2013），将柱塞两端胶装密封后置于三轴试验机的高压釜，围压分别设置为0 MPa、25 MPa、50 MPa和75 MPa，不同围压到达稳定后加载轴向载荷，直至一间房组—鹰山组碳酸盐岩柱塞破坏。建立一间房组—鹰山组碳酸盐岩样品不同围压下应力−应变曲线，计算获取静态岩石力学参数（表1）。

表  1  动、静态岩石力学参数

Table  1.  The dynamic and static rock mechanics parameters from geomechanical experiments

井号	井深/m	Es/GPa	vs	Ed/GPa	vd	σh/MPa	σH/MPa
SHB41X	7543.30	52	0.222	72.24	0.342
	7543.18	58	0.287	75.04	0.312	147	200
SHB43X	7570.05	62	0.267	79.53	0.32	143	213
	7570.25	64	0.239	79.73	0.346
SHB43X	7572.24	63	0.291	79.51	0.317
SHB44X	7632.79	57	0.270	79.67	0.304	149	212
SHB44X	7634.66	45	0.298	71.44	0.302
注：Es—静态杨氏模量，GPa；vs—静态泊松比，无量纲；Ed—动态杨氏模量，GPa；vd—动态泊松比，无量纲；σh—最小水平主应力，MPa；σH—最大水平主应力，MPa

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图  1  塔里木盆地顺北油气田构造位置和奥陶系储层岩性特征（漆立新，2020）

Figure  1.  Location of the Shunbei oil and gas field in the Tarim Basin (modified from Qi, 2020) and the lithological characteristics of the Ordovician reservoir

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（2）声发射实验

取岩芯柱塞样（2.5 cm×5.0 cm），将两端胶装的碳酸盐岩柱塞三轴压力加载，声波发射测试系统检测信号，记录声发射的撞击、幅值、峰值和信号强度等参数，基于识别Kaiser效应信号，获取一间房组—鹰山组碳酸盐岩样品的最大、最小水平主应力（表1）。

（3）CT扫描实验

取岩芯柱塞样（2.5 cm×5.0 cm）置于Zeiss X Radia 510 Versa高分辨率三维X射线显微镜。CT扫描使用加速电压为60 kV、功率为5 W的X射线，源距、目距和曝光时间分别设置为8.0 mm、69.4 mm和3 s。显微照片的像素大小达到0.7 μm，Dragonfly软件对CT扫描数据集进行解释。

1.2   岩石力学参数和地应力计算方法

（1）动态岩石力学参数

一间房组—鹰山组地层纵、横波速度均可由全井段阵列声波测井获得，结合横、纵波速度和密度测井曲线，确定一间房组—鹰山组动态岩石力学参数：

式中，E_d—动态杨氏模量，GPa； v_d—动态泊松比；V_p—横波速度，m/s； V_s—纵波速度，m/s；ρ—岩石密度，g/cm³。

（2）垂向应力

垂向应力是上覆在目的层位的地层岩石和岩层孔隙中滞留流体的总重力，一间房组—鹰山组地层垂向应力可由密度测井数据根据井深积分求得：

式中，σ_v—垂向应力，MPa；z—地层深度，m；ρ_z—z深度的岩石密度，g/cm³；g为重力加速度，取值为9.807m/s²。

（3）地层压力

顺北4号带一间房组—鹰山组为台地相沉积，地层岩性组合中泥岩欠发育，不能采用泥岩正常压实理论，因此地层压力计算采用Bowers法（Bowers，1995）计算地层压力模型：

其中，p_p—地层压力，MPa；σ_v—垂向应力，MPa；V_s—纵波速度，m/s；A、B—地区经验参数，无量纲。

（4）水平地应力

相比于葛氏模型、黄氏模型和单轴应变模型，弹簧组合模型考虑垂向应力、非均匀分布的构造应力和岩层强度对水平应力影响（黄荣樽等，1993；Walls and Dvorkin，1994；葛洪魁等，1998；印兴耀等，2018）。Wu（2001）指出Biot系数（α）会随着孔隙度增大而增加，建立了Biot系数和孔隙度模型。在确定的地层压力、垂向应力和岩石力学参数前提下，采用弹簧组合模型计算顺北4号带一间房组—鹰山组的水平地应力：

式中，σ_h、σ_H—最小水平主应力、最大水平主应力，MPa；α—Biot系数，无量纲；E—杨氏模量，MPa；v—泊松比，无量纲；ε_H、ε_h—岩层在最大和最小水平应力方向的应变，无量纲；其他变量同上。

2.   实验结果

2.1   动、静态岩石力学参数

基于岩芯三轴岩石力学实验的应力−应变曲线，估算了顺北4号带一间房组—鹰山组碳酸盐岩储层段的静态杨氏模量和静态泊松比（表1）。一间房组—鹰山组灰岩的静态杨氏模量为45～64 GPa，平均为57 GPa；静态泊松比为0.222～0.298，平均为0.268。基于阵列声波的横波速度、纵波速度和密度测井，依据公式（3）和（4），确定一间房组—鹰山组碳酸盐岩全井段的动态杨氏模量和泊松比。一间房组—鹰山组灰岩的动态杨氏模量为71.44～79.73 GPa，平均为76.73 GPa；动态泊松比为0.302～0.346，平均为0.32。顺北4号带一间房组—鹰山组地层遭受多期表生岩溶和热液岩溶作用（鲁新便等，2015；伍齐乔等，2019；宋刚等，2022），碳酸盐岩储层含有微裂隙和溶蚀缝/洞（柳洲等，2014；卜旭强等，2023），碳酸盐岩储层内部缝、洞系统导致动态和静态岩石力学参数的差异。国内外诸多学者提出动、静态岩石力学参数校正模型，动、静态岩石力学参数常呈现线性或二项式关系（Ezati et al.，2020；郭思强，2020；舒红林等，2021）。顺北4号带灰岩动、静态岩石力学参数拟合呈良好的线性关系（图2）。基于动、静态杨氏模量和泊松比线性关系（E_s=1.6765E_d−71.36；v_s=−1.4122v_d+0.7201），将基于测井数据计算的动态杨氏模量和泊松比转为静态杨氏模量和泊松比，计算一间房组—鹰山组全井段静态杨氏模量和泊松比。

图  2  动、静态岩石力学参数关系图

Figure  2.  The correlations between dynamic and static rock mechanics parameters

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2.2   地应力

基于声发射实验的Kaiser效应，顺北4号带一间房组—鹰山组灰岩的最大水平主应力为200～213 MPa，最小水平主应力为143～149 MPa（表1）。结合现场静水压力测试（表2），通过最小二乘法拟合估算Bowers法A和B 2个待定系数分别为4.45和1.53。结合声发射实验计算地应力和钻井现场地破实验数据（表2），通过最小二乘法拟合估算ε_H和ε_h 2个待定系数分别为0.00118和-0.000177。基于弹簧组合模型，依据公式（7）和（8），确定一间房组—鹰山组碳酸盐岩最大水平主应力和最小水平主应力，建立顺北4号带SB41X井、SB42X井、SB43X井和SB44X井的地应力剖面。顺北4号带一间房组—鹰山组杨氏模量为50～89 GPa，抗压强度为99～136 MPa，泊松比为0.25～0.32。顺北4号带一间房组—鹰山组最大水平主应力为170～230 MPa，最小水平主应力为125～160 MPa。

表  2  顺北4号带地破实验参数和地层压力

Table  2.  The LOT parameters and formation pressure for the Shunbei No. 4 block

井名	地破层位	地破深度/m	地破当量密度/（g/cm3）	地破压力	深度/m	地层压力/MPa
SHB41X	库车组	1500	1.97	29.0	7500	90.67
	卡拉沙依组	4349	1.55	66.1	7984	92.51
SHB42X	吉迪克组	2009	1.96	38.6
	却尔却克组	6140	1.74	104.7
SHB43X	库车组	1505	1.84	27.1	2500	64.21
	卡拉沙依组	4441	1.55	67.5	7944	91.97
SHB44X	库车组	1509	2.18	32.2	7431	88.44
	卡拉沙依组	4430	1.72	74.7	7882	90.55

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2.3   不同类型储层的岩石力学参数和地应力特征

基于碳酸盐岩储层类型划分和测井解释，顺北4号带一间房组—鹰山组碳酸盐岩可划分为4类：I类洞穴型储层、II类裂缝−孔洞型储层、III类溶蚀孔洞型储层和非储层（傅海成等，2006；马乃拜等，2019；马永生等，2019；吕海涛等，2021；宁超众等，2021；陈雨霖和唐军，2022；史江涛等，2022）。针对一间房组—鹰山组碳酸盐岩不同类型的储层，开展了其岩石力学和地应力参数分析对比（图3，图4）。I类洞穴型储层杨氏模量集中在45～65 GPa，频数峰值为55 GPa；II类裂缝−孔洞型储层杨氏模量集中在55～70 GPa，频数峰值为60 GPa；III类孔洞型储层杨氏模量集中在65～85 GPa，频数峰值为80 GPa；非储层杨氏模量集中在70～90 GPa，峰值为85 GPa。顺北地区一间房组—鹰山组从I类、II类、III类储层到非储层，岩石杨氏模量和抗压强度逐渐增大，泊松比差异不明显。I类洞穴型储层最大水平主应力集中在170～210 MPa，频数峰值为180 MPa；II类裂缝−孔洞型储层最大水平主应力集中在180～210 MPa，频数峰值为190 MPa；III类孔洞型储层最大水平主应力集中在190～220 MPa，频数峰值为200 MPa；非储层最大水平主应力集中在200～230 MPa，频数峰值为210 MPa。不同储层地应力参数对比如图4所示，频数主峰明显右移，表明顺北地区一间房组—鹰山组从I类、II类、III类储层到非储层，最大水平主应力和水平应力差逐渐增大。

图  3  不同类型储层的岩石力学参数对比图

Figure  3.  The comparison charts of rock mechanics parameters for different types of reservoirs

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图  4  不同类型储层的地应力参数对比图

Figure  4.  The comparison charts of in-situ stress parameters for different types of reservoirs

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3.   讨论

基于阵列声波测井估算一间房组—鹰山组全井段砂屑−生屑灰岩和泥晶灰岩的地应力和岩石力学参数（图5），非储层段泥晶灰岩层段的抗压强度、杨氏模量、最大水平主应力和最小水平主应力远大于储层段的砂屑−生屑灰岩。一间房组—鹰山组非储层段泥晶灰岩含少量介形虫、腕足生物碎屑，方解石晶粒小，主要由泥晶—微晶方解石构成，泥晶灰岩受深部热液影响，石英局部交代方解石（焦方正，2018；马乃拜等，2019；马永生等，2019；伍齐乔等，2019），石英呈自形、半自形（图6a、6b）。一间房组—鹰山组储层段砂屑−生屑灰岩富含生物碎屑（尚凯等，2017；宋倩等，2018），方解石晶粒较大，粒屑结构清晰，部分储层段的方解石颗粒呈次圆状或椭圆状（图6c、6d）。

图  5  SHB41X井地应力和岩石力学参数剖面

Figure  5.  The profile of in-situ stress and rock mechanics parameters for well SHB41X

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图  6  SHB45X井一间房组灰岩类型

a—含硅质泥晶灰岩，SHB45X井7722 m；b—泥晶灰岩，SHB45X井7724 m；c—生屑灰岩，SHB45X井7725 m；d—鲕粒灰岩，SHB45X井7727 m

Figure  6.  Limestone types of the Yijianfang Formation in well SHB45

(a) Siliceous micritic limestone, at 7722 m in well SHB45X; (b) Micritic limestone, at 7724 m in well SHB45X; (c) Bioclastic limestone, at 7725 m in well SHB45X; (d) Oolitic limestone, at 7727 m in well SHB45X

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泥晶灰岩方解石晶粒粒径小，晶粒与晶粒接触面积增加，晶粒黏结程度增大；砂屑−生屑灰岩方解石粒径较大，颗粒之间通过泥晶—微晶方解石胶结，颗粒黏结程度降低。Johansson（2011）指出岩石颗粒大小影响岩石力学性质，随着岩石颗粒粒径的减小，岩石抗压强度和杨氏模量逐渐增加（Wong et al.，1996；康瀚，2013；陈绍杰等，2017；Zhao et al.，2018；韩振华等，2019；赵宁等，2022）。泥晶灰岩方解石晶粒不规则，晶粒棱角分明，颗粒之间咬合作用大；砂屑−生屑灰岩岩石颗粒呈次圆状或圆状，颗粒三维空间球度较大，颗粒之间咬合作用减弱。岩石颗粒形状对其宏观力学存在影响（Kock and Huhn，2007；刘广等，2013；李树博等，2019），随着岩石/矿物颗粒球度逐渐减小，岩石的抗压强度和杨氏模量逐渐增大（Shinohara et al.，2000；Dodds，2003）。

岩石宏观力学特征和地力学参数除了受岩石微观结构如颗粒大小、颗粒形状和颗粒接触关系的影响外，还会受到岩石颗粒的矿物成分和孔隙结构制约（Kumar et al.，2012；Eliyahu et al.，2015；刘圣鑫等，2018）。一间房组—鹰山组台地相灰岩经历了多期岩溶和热液岩溶改造，特别是加里东早期和海西晚期的热液作用（焦方正，2018；马永生等，2019；伍齐乔等，2019），泥晶白云石、方解石重结晶并交代为中—巨晶白云石、方解石和石英（图6a、6b）。岩石中不同矿物组分的微观岩石力学性质存在差异（Kumar et al.，2012；Eliyahu et al.，2015；刘圣鑫等，2018），一间房组—鹰山组泥晶灰岩交代产生的石英导致非储层段泥晶灰岩的抗压强度和杨氏模量增加。对比分析III类储层和非储层段的岩石CT成像发现，非储层段灰岩致密，不发育微裂缝和孔隙（图7a、7b），III类储层发育多条微裂缝（图7c、7d）。一间房组—鹰山组碳酸盐岩优质储层内部存在大量的孔隙、裂缝或者洞穴，外力作用可导致岩石孔隙结构变形，储层段灰岩沿着潜在的微裂缝面或者颗粒接触面摩擦滑动甚至破裂（葛洪魁等，2001；赵宁等，2022）。含微裂隙储层段砂屑灰岩在受到外力作用时，颗粒层面滑动和破裂使得轴向应变增量变大，导致岩石的抗压强度和杨氏模量减小（李智武等，2005；刘荣和等，2008；夏在连等，2008；杨海博和武云云，2011；杨琦等，2017）。

图  7  不同类型储层裂缝CT成像

a—非储层段灰岩CT切片，SHB43X井7570.25 m；b—非储层段灰岩柱塞CT成像，SHB43X井7570.25 m，；c—III类储层灰岩CT切片SHB41X井，7543.3 m；d—III类储层灰岩柱塞CT成像，SHB41X井7543.3 m

Figure  7.  CT images of fractures in different reservoirs

(a) CT slice of limestone in the non-reservoir section, at 7570.25 m in well SHB43X; (b) CT image of limestone plug in the non-reservoir section, at 7570.25 m in well SHB43X; (c) CT slice of limestone in Type III reservoir, at 7543.3 m in well SHB41X; (d) CT image of limestone plug in Type III reservoir, at 7543.3 m in well SHB41X

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以SHB43X井地破实验和室内声发射实验获取的地应力参数为例，库车组（1505 m井段）和卡拉沙依组（4441 m井段）的地破压力为27.1 MPa和67.5 MPa（表2），鹰山组（7570.05 m井段）室内测得的最小水平主应力和最大水平主应力分别为143 MPa和213 MPa。基于阵列声波测井估算库车组（1505 m井段）和卡拉沙依组（4441 m井段）的最小水平主应力为25.6 MPa和65.7 MPa；鹰山组（7570.05 m井段）的最小水平主应力和最大水平主应力分别为139 MPa和209.7 MPa。对比3种方法得到的地应力可知，基于阵列声波测井估算地应力误差在1.8%～5.6%，具有合理精度。综上所述，相比于一间房组—鹰山组非储层灰岩，储层段灰岩的杨氏模量减小，形成层内相对“软弱层段”，而非储层灰岩成为相对“能干层段”，导致储层段灰岩水平最大地应力和应力差减小。

4.   结论

（1）顺北4号带一间房组—鹰山组碳酸盐岩的杨氏模量为50～89 GPa，抗压强度为99～136 MPa，泊松比为0.25～0.32；其最大水平主应力为200～225 MPa，最小水平主应力为125～160 MPa。

（2）顺北4号带一间房组—鹰山组碳酸盐岩可划分为4类：I类洞穴型储层、II类裂缝−孔洞型储层、III类溶蚀孔洞型储层和非储层，其中I类洞穴型储层杨氏模量集中在45～65 GPa，最大水平主应力集中在170～210 MPa；II类裂缝−孔洞型储层杨氏模量集中在55～70 GPa，最大水平主应力集中在180～210 MPa；III类孔洞型储层杨氏模量集中在65～85 GPa，最大水平主应力集中在190～220 MPa；非储层段杨氏模量集中在70～90 GPa，最大水平主应力集中在200～230 MPa；一间房组—鹰山组碳酸盐岩不同类型储层的岩石力学参数和地应力存在明显差异，从 I类、II类、III类储层到非储层段碳酸盐岩的杨氏模量、抗压强度和最大水平主应力明显增大。

（3）一间房组—鹰山组非储层段的泥晶灰岩和不同类型的储层砂屑−生屑灰岩的颗粒微观结构差异分析表明，砂屑−生屑灰岩中方解石晶粒大、呈椭圆状或次圆状，后期热液交代和构造微裂缝存在，因此I类、II类砂屑−生屑灰岩储层具有较低的抗压强度和杨氏模量以及最大水平主应力。