沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响

采用水力压裂测试地应力方法,对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试,并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型,分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明:沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2.39~4.49 MPa/hm,平均为3.49 MPa/hm;最小水平主应力梯度为1.48~2.45 MPa/hm,平均为1.99 MPa/hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态,煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律,煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600 m以内,现今最小水平主应力小于12 MPa,煤储层渗透性相对较好,试井渗透率大于0.25 mD;埋深600~950 m,现今最小水平主应力为12~20 MPa,煤储层渗透性变差,试井渗透率平均为0.05~0.25 mD;埋深大于950 m,煤储层最小水平主应力大于20 MPa,试井渗透率平均小于0.05 mD。     

海拉尔盆地压裂液技术现状及发展趋势

海拉尔盆地低渗透储层通过压裂措施开发投产,压裂液性能对施工成功率和增产效果至关重要。针对海拉尔盆地不同区块岩石类型多、矿物成份复杂、储层伤害差异大、压裂液敏感性强的特点,研究形成了适应海拉尔盆地复杂岩性储层的配套压裂液技术。阐述海拉尔盆地压裂液技术应用现状,结合现阶段压裂改造储层难点及压裂工艺技术的新进展,认为压裂液主体技术多样化,大规模工厂化快速连续混配,压裂返排液回收再利用,满足低伤害、低成本、高效环保等技术指标是海拉尔盆地压裂液技术未来的发展趋势。     

海拉尔油田不同区块地应力分布规律

海拉尔油田兴安岭群含凝灰质沉积岩及布达特群浅变质岩均属于低孔特低渗储集层,储集层物性差,自然产能低,压裂后油井增加的产能与压裂的效果密切相关。认识储集层的地应力特征,有助于压裂设计时确定裂缝的产状、缝长和缝宽等参数,提高压裂效果。综合分析了已有的地应力计算模型,采用考虑构造应力和热应力影响的地应力计算模式,利用海拉尔油田实际测井资料,分贝28、贝16 及苏131 三个区块进行地应力综合解释,计算出沿深度连续的地应力剖面数据、岩石力学参数等,给出了海拉尔油田不同区块适用的地应力计算数学模型,得出了分区块的纵向和平面地应力分布规律。兴安岭群沉积岩储集层地应力水平较低,在不同深度上表现出较好的线性分布特征;布达特群浅变质岩储集层地应力差值较大,线性规律性不明显。应用波速各向异性、粘滞剩磁法、井筒崩落法和热应变恢复法,确定了海拉尔油田水平最大主应力方向为99~107°,水平最小主应力为9~17°.     

准噶尔盆地储集层各向异性特征及破裂压力预测研究

水力压裂设计需要对地层岩石力学性质有充分的认识。对准噶尔盆地中1区块的地层岩石开展了差应变和古地磁实验、抗拉强度测试实验及三轴力学实验,获取了岩石力学参数和地层主应力大小及方向,对储集层各向异性特征、地应力分布及破裂压力进行了研究。结果表明,该区块地层主应力较大且具有横观各向同性特征,断层类型属于走滑断层体系。在考虑地层各向异性的基础之上预测的破裂压力与现场实际情况吻合程度较高,因此,对区块内的储集层改造有一定的指导意义。     

海拉尔盆地三维地应力场数值模拟

为了向压裂井提供井点周围及局部构造的地应力,在分析海拉尔希3区块地质特征和实际资料的基础上,通过建立合理的地质模型、力学模型和数学模型,采用有限元约束优化反演法,完成了海拉尔希3区块三维地应力场的数值模拟.计算出该区块南一段油层顶都最大水平主应力集中分布在44～51MPa,最小水平主应力集中分布在37～42 MPa,并...     

基于应力反演的页岩可压性评价方法

地应力求取及可压性评价是进行页岩压裂设计的基础,由于页岩构造和组分的特殊性,目前尚未建立统一的页岩可压性评价方法.为此,以川东南某页岩气区块为研究对象,基于该页岩气区块十余口压裂井196段施工数据,在建立井口压力与井底压力实时转换模型的基础上,反演了该区块储层的破裂压力和水平主应力,反演结果与岩心测试结果相对误差低于1...     

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...     

钻井—压裂—生产全过程储层应力演化与加密井压裂优化

水平井水力压裂是致密油藏的有效开发模式,而新钻井则可以提高油藏的开采程度。钻井、压裂和生产过程均诱发储层应力发生变化,进而影响加密井的压裂设计。国内外尚未有相关研究使用同一种方法实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,从而指导加密井的压裂施工优化。采用基于有限元的非连续离散裂缝数值方法,在钻井和压裂过程中通过动态网格技术描述井筒和裂缝的延伸,非连续离散裂缝模型可采用常规有限元网格进行计算,可以与离散裂缝模型完美契合,从而实现钻井—压裂—生产一体化数值模拟。以致密油区块加密井施工为例,对加密井区域待施工井进行钻井—压裂—生产一体化模拟,并以井区开采经济最大化为导向,为加密井压裂优化提供指导方法。模拟结果显示:老井的长期生产过程使得加密井区域地层压力和地应力均减小,最大水平主应力方向发生偏转;考虑老井生产的影响,加密井钻进过程中的钻井液密度不能再使用原始地层压力剖面设计;在钻井液柱压力不大于现阶段最小水平主应力的情况下,井筒钻开后,加密井周围最大水平主应力方向进一步发生偏转,使得裂缝初始扩展方向沿井筒偏转;在加密井压裂前对老井进行注水增压可以改善加密井压裂效果。所建立的数值方法可以实现钻井—压裂—生产全过程储层应力演化模拟,以及压裂—生产一体化数值模拟,进而优化加密井压裂设计。     

缝网压裂技术在鄂尔多斯盆地S区块特低渗透砂岩油藏水平井开发中的应用

鄂尔多斯盆地S区块延长组长8油层属于特低孔、特低渗致密砂岩储层,该类储层常规井单井产量低、产量递减快、注水开发效益差、整体开发效果不理想。为此,在该区块开展水平井缝网压裂技术应用试验。根据S区块相关数据,目的层水平主应力差异系数满足缝网压裂的地应力条件,可产生缝网;根据缝网压裂施工要求,在研究区完成了4口水平井缝网压裂试验,压后初期平均单井日产液40.9 m~3,日产油23.3 t。,获得了较好的开发效益。     

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。     

长宁区块下志留统龙马溪组页岩储层测井评价方法应用

长宁区块页岩气藏源储一体,区块构造下志留统龙马溪组底部优质页岩储层发育,基于实钻井测井资料总结了长宁区块龙马溪组页岩储层特征:①电性特征整体表现为“四高三低一扩一发育”的特征;②储层参数横向对比表明在长宁背斜中奥顶构造井游离气含量、总气含量最高,电阻率最高,长宁中奥顶构造南翼井石英长石含量最高,电阻率最低。以实例阐述储层评价方法的应用:①用电阻率成像测井资料和阵列声波测井资料推断该区块龙马溪组地层地应力分布,最大主应力方向整体表现为区块西部井至东部井最大主应力在北西西-南东东向,区块北部井最大主应力在南西西-北东东向;②用核磁共振成果资料分析龙马溪组页岩储层孔径孔隙度大小分布,表明基质孔隙较发育,储层富含游离气特征明显;③用岩石力学参数结合电阻率成像资料进行页岩储层各向异性分析、可压裂性评价,在压裂设计上选择最小水平主应力较低的层段射孔,以利压裂缝开启和缝高控制;④应用储层测井资料响应特征和解释处理成果,综合评价页岩储层品质,依据甜点小层的划分标准划分优质甜点小层,以作为后期水平井开发的箱体。     

基于XMAC资料的火山岩压裂储层应力分析技术

储层地应力大小和方位对指导压裂方案设计和施工工艺有着现实的意义.通过分析牛东构造的密度测井、声电成像及地层倾角和压裂曲线等资料,结合XMAC资料和岩心刻度测井研究了牛东火山岩储层的岩石力学特征、地应力大小和方位,建立了三维应力模型,绘制了单井应力剖面图、区域地应力分布图和区域地应力等值线图,用XMAC资料计算的地应力方位与由地层倾角得到的结果相一致,求取的压裂层段平均最小水平主应力值与压裂施工瞬时停泵时折算的压裂层段中点压力值基本吻合.     

新场须二段储层地应力平面分布研究

介绍了地应力场模拟原理及方法,以新场须二段储层构造图、实测地质资料为建模依据选取薄板模型为地应力计算模型；计算模型考虑了断层的影响,各类介质力学参数均根据实验测试结果选取；根据应力、应变变化较剧烈地质构造复杂的区块设计为较小的单元,应力、应变较平缓的区块采用较大的单元划分原则,建立了新场构造有限元模型；以实钻井资料为实测点,通过反复调整边界、作用力,使模拟值在实测点附近拟合,误差小于10％,模拟结果基本上反应地区地应力实际分布规律.地应力模拟结果表明:地应力相对低值区位于构造高部位、断层附近的X851、X5以及L150井区,储层水力压裂试验井应优先选择这些范围内的井.     

基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口分析

准噶尔盆地南缘区域断层多、背斜构造明显,地应力分布复杂,主应力方向随位置变化较大,不利于水平井轨道优化及钻井液密度窗口设计。为此,在三维地应力场计算模型建立过程中考虑了背斜构造对局部应力的影响,数值求解得到的地应力分量值比采用解析法得到的地应力值更准确;相应地,在此基础上计算得到的钻井液密度窗口值比利用解析法得到的钻井液密度窗口值更准确。首先对区块内的高探1井进行单井实测及单井地应力分析,然后对目标区块三维地应力场进行精细化有限元建模计算,从而得到区块的三维地应力场数值解;根据三维地应力场中主应力的方向角分布情况,优化水平井轨道,并计算出相应的安全钻井液密度窗口,为高泉区块安全优快钻井提供理论依据和准确的参考数据。研究表明基于三维地应力的水平井轨道优化及钻井液密度窗口计算模型是准确的、实用的。     

地应力预测方法在川南地区大寨页岩气田的应用

针对川南大寨地区页岩气储层三维地应力预测的需求,建立基于横向各向同性介质的Suárez-Rivera地应力计算模型,进行三维空间地应力预测。计算结果表明：Suárez- Rivera横向各向同性介质地应力模型计算结果与单井地应力评价结果高度吻合,模型预测的最小水平主应力与压裂施工地层瞬时闭合压力一致,证实了该方法在川南大寨地区页岩地应力预测中的可靠性。该方法的成功应用,为川南地区页岩气地应力评价提供了理论支持,预测结果对后续页岩气的井位部署和压裂参数设计具有一定的指导意义。     

页岩油立体开发诱发的储层地应力动态响应特征

页岩油已成为我国现阶段油气开发的重点,而基于水平井和水力压裂的立体开发模式可以有效提高页岩油的开采效率。立体开发过程造成储层压降,进而诱发储层地应力状态发生复杂变化,干扰邻近深度层的工程作业。为了研究立体开发对储层地应力演化的影响,根据孔隙弹性力学理论,综合储层渗流、岩石骨架线弹性变形和现场资料建立了页岩油储层三维地应力演化数学模型,表征了储层纵向和横向的孔压、地应力的时空演化特征,并分析了三维立体空间下SRV(储层改造区域)对这些响应特征的影响。研究表明,SRV对储层地应力响应具有增强作用;立体开发对储层地应力响应的影响随着纵向上靠近SRV中心而增大;不同深度层均会出现地应力大小和主应力方向的变化;出现层间应力干扰现象,造成地层破裂压力扰动,破裂难度随立体空间中位置的不同而发生改变。研究结果可为我国现阶段页岩油立体开发提供理论基础。     

风城油田超稠油油藏非均质储集层地应力场特征

风城油田浅层超稠油油藏非均质储集层具有埋藏浅、非均质性强、隔夹层发育等特点,阻碍SAGD蒸汽腔的发育,需要利用水力压裂建立渗流通道。为指导储集层压裂,分析了非均质储集层沉积特征、地应力场分布,以及隔夹层对地应力场的影响,结合岩石力学室内实验、测井资料解释和地应力测试结果,建立埋藏深度为282~332 m储集层三维应力场模型。模拟结果与小型压裂测试比较显示,建立的三维应力场模型贴合实际地层侧向压力系数和最大水平主应力与垂向主应力的比值,能较好地反映储集层岩性交界面和应力特征。超稠油储集层以垂向主应力为主,利于引导垂向裂缝;岩性交界面地应力突变,储集层砂岩最小水平主应力小于泥岩隔夹层最小水平主应力。泥岩隔夹层具有较高的破裂压力、杨氏模量和最小水平主应力,裂缝扩展能力弱于油砂段。压裂设计应选择隔夹层内或下方射孔,控制缝高,避免砂堵,以达到较好改善渗流能力的目的。     

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。     

大庆外围油田地应力特征及人工裂缝形态分析

通过分析大量的试验资料,简要论述了地应力研究的方法和手段,搞清了大庆外围油田部分区块的地应力分布规律。研究结果表明,井点地应力大小以最大垂向主应力为主,水力压裂裂缝为垂直缝;最大水平主应力方向以近东西向为主,水力压裂裂缝的延伸方向也以近东西向为主;但受断层影响的平面地应力大小和方向差异较大,导致水力压裂裂缝的延伸方向有所改变,大量的现场微地震人工裂缝方位监测结果也说明了这一点。     

煤层气储层地应力特征及其对压裂效果的影响

煤储层压裂效果除了与施工措施方面因素有关外,与储层地应力特征也密切相关。文章以国内一商业南部煤层气开发区块为解剖区,探讨了煤储层地应力特征及其对直井压裂效果的影响。研究结果表明,研究区山西组3号煤层的应力状态满足:水平最小主应力(σh)垂向主应力(σv)水平最大主应力(σH)。煤层地应力差异系数(Ki)主要分布在0.26~0.36,随埋深增加,Ki值有略增的趋势。煤层水平方向主应力差(σ_H-σ_h)主要分布在3.2~5 MPa,σ_H-σ_h值每增加1 MPa,相应煤储层压裂改造体积约减少12.5%。煤层σ_H-σ_h值5 MPa时,单井产能较高,而σ_H-σ_h值5 MPa时,单井产能较低。σ_H-σ_h值5 MPa的单井往往其累积产水量也较高,表明较高的σ_H-σ_h值更易于使压裂缝穿透顶底板,增加上下水力缝高,从而引起产水量的增加及天然气的逸散损失。对于具有较高σ_H-σ_h值的煤层气开发区,在重复压裂过程中,宜采用小规模解堵重复压裂,即采用小液量、小排量及低加砂强度的压裂方式。