海拉尔盆地凝灰质储层地应力确定及应用

根据黏滞剩磁法、井筒崩落及热弹性应变恢复方法来确定储层地应方向,确定出海拉尔盆地凝灰质储层水平最大主应力方向在NE91°～106°,水平最小主应力方向在NE1°～16°.综合运用差应变法与小型压裂测量确定地应力大小,着重分析了水力压裂时裂缝和地应力的关系,确定了凝灰质储层水力压裂缝为垂直裂缝;继而探讨了地应力在油田注水...     

水力压裂裂缝转向数值模拟研究

水力压裂产生的裂缝方向取决于地应力状态,垂直裂缝井压裂前储层中的应力分布,尤其是水平主应力方向控制着裂缝的起裂方位和延伸方向。分析了影响储层地应力场、裂缝方位及几何尺寸的因素,在此基础上,建立了压裂裂缝转向的应力场和渗流场数学模型并进行模型求解。对压裂裂缝转向机理进行了定量研究。     

川东北碳酸盐岩层系现今应力场与裂缝特征

川东北的普光、元坝、通南巴地区三大重点勘探海相碳酸盐岩层系经历了多期构造运动叠加改造,不同程度发育裂缝,研究现今应力场和裂缝特征对滚动勘探和开发有积极意义。利用密度测井曲线和压裂资料分别计算垂向和水平地应力大小,并利用成像测井和地层倾角测井确定现今最大水平主应力方向和裂缝走向。研究表明,不同地区地应力类型也有所差异：通南巴和元坝区块主要以Ⅲ型地应力为主;普光地区5 500 m以上为Ⅲ型地应力,以下为Ⅰ型地应力。现今最大水平主应力方向与裂缝走向大都一致,对天然裂缝具有次生改造作用,有利于天然裂缝保持开启状态和高效的导流能力。     

大庆长垣X71区块扶余油层现今地应力研究及应用

为了研究X71区块扶余油层现今地应力与人工裂缝的关系,指导注采井网部署,利用波速各向异性法和无源微地震法确定现今地应力方向,并通过声发射法和水力压裂法测量井点现今地应力。建立有限元模型,对X71区块扶余油层现今地应力场进行数值模拟。研究结果表明:扶余油层最大水平主应力为NEE—SWW方向,最小水平主应力为NNW—SSE方向,断层位置为应力低值区,构造低部位为应力高值区;人工裂缝沿最大水平主应力方向延伸,因此按最大水平主应力方向进行注采井网布置比较合理。     

碳酸盐岩储层地应力及裂缝测试技术——以塔河油田奥陶系碳酸盐储层为例

储层改造中地应力场的分布决定着水力压裂裂缝的方向和高度,最大水平主应力方向是压裂裂缝的延伸方向。因此,地应力大小及方向的测量就显得尤为重要。介绍了声波各向异性、差应变及偶极声波测量地应力的原理及方法,并分别对塔河油田碳酸盐岩储层岩心测量结果进行了比较,结果证明3种测量方法结果比较一致,最后用嵌入式地面裂缝监测技术的测试结果（73口井）进行了验证,说明塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层地应力分布遵循一定的规律,不同的区块、不同的井位,地应力分布虽稍有不同,但最大地应力方向主要分布在北偏东0～90°的范围内。     

断层附近非均匀应力场页岩压裂缝网扩展模拟

压裂过程中水力裂缝的延伸行为对页岩气增产改造效果至关重要。然而部分页岩地层断层较发育,附近地应力场呈现非均匀分布,最大水平主应力方向随空间位置发生变化,若水平井井筒仍沿垂直于原始最大水平主应力方向部署,水力裂缝可能出现非平面偏转延伸行为,进而影响缝网体积。文中为揭示页岩地层断层发育对水力裂缝延伸及缝网体积的影响,建立了断层附近非均匀应力场计算模型,并在此基础上构建了断层影响下的页岩气水平井分簇裂缝偏转延伸模型和缝网体积计算模型,模拟并分析了非均匀应力场下的水力裂缝延伸及压裂缝网扩展规律。结果表明：平移断层附近水力裂缝趋向平行于断层方向延伸,而正断层附近水力裂缝趋向垂直于断层方向延伸。页岩气水平井井筒垂直于最大水平主应力方向部署后,可以减小射孔孔眼摩阻,减少施工压力损失,提高缝内净压力,增大缝网体积。该研究可为页岩地层内断层附近的水平井井眼轨迹部署提供重要的理论依据。     

地应力测量技术在营11断块开发中的应用

地层地应力的大小和方向是油田勘探开发中经常用到的参数。低渗透油藏的开发需要压裂和油层改造，地层最大水平主应力的方向就是水力压裂后裂缝发育的方向。营11断块沙三属于高压低渗透油藏，要在该区块取得高产，必须实施水力压裂及其它增注措施。利用地应力资料设计整体开发方案，取得了明显的成效。     

纯41断块沙四段现今地应力场有限元模拟

梁家楼油田纯41断块位于东营凹陷的西南部，主要油气产层是沙四段。现今地应力对油田开发有重要影响。用岩心声速法和井斜统计法确定关键井的水平主应力方向，用声发射法测量关键井的水平最大主应力，用水力压裂法计算关键井的水平最小主应力。以关键井的地应力测量、计算结果为约束条件，采用弹性平面有限元法模拟该断块沙四段现今地应力场，结果是：水平最大主应力值为52—74MPa，断块内部为近东西向，断层带主要为北西向；水平最小主应力值为41—52MPa，断块内部为近南北向，断层带主要为北东向。图5表3参10     

新站油田地应力研究与应用

大庆长垣西部新站油田属于特低渗透裂缝型油藏.油田注水开发主要矛盾是油井见水早、含水上升快、产量递减快,并且见水井没有明显的方向性,注采系统调整难度大,油田稳产难度大.为此,通过井壁崩落、微地震、波速各向异性等方法,对新站油田地应力进行研究,搞清了新站油田现今最大水平主应力方向主要为NE71.4°～100°,近东西向,从而明确了新站油田裂缝发育方位.应用地应力研究结果,新站油田宜采用矩形五点法或菱形反九点法注采井网注水开发,近东西向和南北向的油井要慎重压裂.     

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明：①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。     

射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展影响的实验研究

为了深入研究射孔相位、地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,采用大尺寸真三轴模拟实验系统进行水力压裂实验,通过扫描裂缝断面描述了水力裂缝扩展和分布状态,分析了射孔相位及地应力对薄互层起裂压力及裂缝扩展的影响,并进行初步的机理分析,为压裂设计和施工提供支持。实验结果表明:①岩心在射孔末端沿射孔方向开裂,随后裂缝转向,沿垂直于最小水平主应力方向扩展;相同地应力下,射孔相位60°时岩心起裂压力最小,初次开裂及压裂过程用时最短,且裂缝扩展或产生新缝数量多、形式复杂。②当垂向主应力与最大水平主应力差较大且水平主应力差较小时,岩心起裂压力较小,裂缝扩展过程平稳,受岩石断裂韧性影响微弱;当垂向主应力与最大水平主应力差较小时,水平主应力差越大,则起裂压力越大,裂缝扩展次数越少,压裂过程用时越短。③当水平主应力差较大时,裂缝沿垂向扩展明显,断裂面平直且垂直于最小水平主应力方向;当水平主应力差较小时,裂缝扩展方向难控制,易产生偏转或横向裂缝。④水力裂缝与结构面相遇时产生支裂缝,以及出现分叉、转向、穿层等现象是形成复杂裂缝网络的必要条件。层理影响裂缝穿层,微裂隙与微空隙对起裂压力和裂缝扩展均有影响。      

页岩气储层水力压裂扩展有限元模拟方法及应用

页岩气储层低孔低渗,需用水力压裂等方法进行储层改造方可获得经济产能。储层改造中裂缝的形态和分布对体积改造效果至关重要。为了研究压裂裂缝的模拟方法,系统调研和对比了储层水力压裂模拟常用方法,开展了扩展有限元模拟,研究表明:①水力压裂物理模拟实验能够直观观测裂缝的形态及展布特征,但因试样尺寸等问题难以代表实际储层压裂情形;②常用的数值模拟方法有边界元法、非常规裂缝模型、离散化缝网模型和扩展有限元法等,这些方法各有优缺点,需做有针对性的改进才能更好地模拟真实页岩储层压裂情况;③应用扩展有限元法模拟水力压裂和分段顺序压裂过程中裂缝的延伸情况,得到射孔方向与最大水平主应力之间夹角和诱导应力对压裂裂缝的影响,夹角越大,裂缝偏转角度越小,偏转距离越大,初始破裂压力越高,裂缝稳定延伸的压力也越大,而诱导应力的存在会抑制压裂裂缝的延伸。对实际压裂工程中射孔方向的选择和分段压裂射孔间距的设计具有指导意义。     

胶结型天然裂缝对水力压裂裂缝延伸规律的影响

为确定致密砂岩储集层中天然裂缝在水力压裂裂缝网络形成中的作用,采用渗流-应力-损伤耦合方法建立数值模型,并运用Monte-Carlo模拟方法,在数值模型中生成裂隙网络模型,研究天然裂缝方向、天然裂缝强度、水平主应力差、压裂液注入速率以及压裂液黏度对水力压裂裂缝延伸规律的影响。结果表明,天然裂缝与最大水平主应力夹角为30°~60°时,形成的水力压裂裂缝最为复杂。天然裂缝强度增大不利于分支裂缝和转向裂缝的产生,低水平主应力差条件下,天然裂缝展布方向主导水力压裂裂缝的延伸;在高水平主应力差条件下,应力主导裂缝网络的延伸;当水平主应力差为3.0~4.5 MPa时,水力压裂裂缝复杂程度最高,延伸范围最大。增大压裂液注入速率,会促进复杂水力压裂裂缝网络的形成;适当提高压裂液黏度,可以促进裂缝的扩展,但是当黏度过高时,裂缝仅在射孔周围有限范围内形成复杂裂缝网络。     

大庆喇萨杏油田水力压裂人工裂缝形态研究

水力压裂裂缝形态对于判断压裂增产效果及研究压裂与套管损坏的关系是极为重要的。回顾了大庆油田压裂裂缝形态研究的历史,认真分析了每一次压裂裂缝形态结论的依据与条件。对大庆长垣地应力的系统分析和研究表明,大庆喇萨杏油田的地应力状态是处于两种类型地应力的过渡带上,即垂向应力居中与最小这两者并存,且垂向应力居中比例略高。依据水力压裂的基本原理,也不难得出水力裂缝形成的垂直缝比例略大的结论。     

低渗透油藏水力压裂井应力场转向定量评价

基于多孔介质流-固耦合理论和有效应力定律,建立了孔隙压力与地应力相互作用的低渗透油藏水力压裂井应力场转向评价模型,采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型进行求解,定量分析了低渗透油藏开发过程中水力裂缝附近区域地应力场的变化特征。计算结果表明:水力裂缝导致近裂缝区域地应力场分布特征大幅度改变,沿裂缝与垂直裂缝方向应力场大小变化各向异性,应力场转向范围随初始水力裂缝长度增加而动态变化。     

多裂缝应力阴影效应模型及水平井分段压裂优化设计

针对页岩气藏水平井分段压裂中应力阴影的表征方法及影响因素不明确的问题,基于水平井分段压裂理论,借鉴水力压裂裂缝诱导应力产生机理,从单一垂直裂缝入手,利用应力叠加原理得出了多条裂缝应力阴影效应的数学模型。应用该模型分析了应力阴影的影响因素,结果表明:①泊松比与水平主应力方向的应力阴影呈线性关系,当泊松比为0.2~0.4时,最小水平主应力方向的诱导应力为0.36~0.72 MPa;②裂缝数量越多间距越小,应力阴影效应作用越强;③裂缝数量增加的同时也增大了施工难度,5条裂缝比3条裂缝的净压力增加了41.46%;④当裂缝间距小于100 m时,裂缝容易转向形成缝网;⑤裂缝间距是缝高的1.5倍时,应力阴影效应非常小,超过2倍后可以忽略不计。上述结论对合理利用应力阴影效应进行水平井分段压裂优化设计具有指导意义。     

大庆油田致密砂岩储层压裂裂缝扩展形态实验研究

大庆油田在致密油砂岩储层体积压裂上取得了较好效果,但裂缝形成机理认识不清,制约技术的进一步提高。为了明确大庆松北地区致密砂岩储层裂缝形态特征,采用水力压裂模拟装置,在真三轴条件下对天然致密砂岩岩心进行了水力压裂物理模拟实验,分析了注入压力曲线特征和岩心裂缝形态变化规律。结果表明,裂缝形态主要受水平主应力差控制,层理特征对裂缝形态影响明显;脆性指数及杨氏模量对裂缝形态影响不明显。当水平主应力差小于3 MPa时,储层层理特征越明显,压裂后水力裂缝越容易沟通层理弱面并发生转向,裂缝形态越趋于复杂。