基于地应力的套管强度优化设计方法

针对东辛复杂断块油藏泥岩夹层和断层附近套管损坏严重的问题,研究了套管在泥岩夹层和断层附近套损机理。研究表明,造成泥岩夹层和断层处套管损坏的主要原因是该层段的异常地应力。因此,在这2个层段,考虑异常地应力作用和承受非均匀地应力作用对套管强度的影响,提出了基于地应力的套管强度优化设计方法。     

中原油田高压注水诱发的油水井套管损坏原因分析

中原油田高压注水开发35年,套管损坏严重,严重的影响了油田的开发效果。据研究,油田水井套管损坏主要有错断、变形及破漏等三类,平面上主要分布在断层发育区、高地层水矿化度区、泥岩层和盐膏层发育区,剖面上主要分布在盐膏层段和主力生产井段。提出断层活动、地应力非均质演化、盐岩蠕变、油田开发历程和开采方式及油气流场、化学场演化是中原油田套损的主要控制因素,建立油田油藏油井多参数动态模式,优选与油藏模式匹配的开采方式及增产措施,改造套管动力学环境和化学环境将能防治套损地质灾害的发生。     

注水井泄压对井壁围岩应力场的影响

注水井泄压过程中的套管损坏现象在中国许多油田十分普遍,根据油藏流体渗流与地应力场耦合作用理论,建立了套管承载计算的力学模型,利用有限元方法,通过数值模拟的手段研究了泄压过程中井壁围岩应力场的变化规律以及油层孔隙压力的变化规律。根据计算结果提出,控制注水井泄压流量是有效防治泄压过程中套损的一种有效手段,并给出了具体的计算方法,从而,为油田现场预防和减少套管损坏提供了理论依据。     

基于有限元方法的储层地应力修正研究

地应力是油气储层评价的基础参数,传统常用的单井地应力求解往往只依托于测井数据及岩石力学实验,未考虑整体力学模型中地层岩石非均质性对地应力的影响。研究以准噶尔盆地中部4区块董11井为例,采用整体力学模型分析的方法对目的储层地应力进行修正。根据地层岩石的物理性质及岩石力学参数对井场周围地区进行划分及整体三维建模,并用ANSYS有限元软件对其整体模型进行力学分析,从而对地应力计算结果进行修正,得出研究区目的层地应力分布情况。研究结果表明,修正后的地应力值与修正前的地应力值在地层薄弱（坚硬）层段水平最小主应力值相差16%~17%左右,水平最大主应力值相差22%~23%左右。修正后的地应力可以很好地体现地层在沉积过程中造成的岩石物理性质非均质性对地应力非均质性的影响,反映了储层地应力的真实变化特征。      

塔河油田奥陶系储层构造应力场研究

油气储层构造应力场的分布特征,对油气运移、注采井网布置、储层改造等具有重要意义。为此,文章从塔河油田AD13井区的地质构造演化入手,基于油田测井资料,结合弹性力学及有限元理论,建立研究区地应力弹性力学计算模型,利用有限元软件对研究区储层地应力进行模拟研究,并将模拟结果与现场地应力实测值进行对比分析。结果表明,研究区最大水平主应力为102~130 MPa,最小水平主应力为87~110 MPa,均为压应力;研究区东部及南部最大水平主应力方向为北东向,西北部最大水平主应力方向为北东东向,西南部最大水平主应力方向为南东向,地应力大小及方向均与实际结果相符。研究结果可为研究区油气勘探开发工程提供科学依据。      

开滦矿区地应力场特征及其研究意义

地应力是影响矿井突水的重要因素之一,是存在于地壳中的重要能量场条件。采用现场应力解除法对开滦矿区多个矿井进行了地应力测试,分析了研究区现今地应力分布规律,在此基础上,建立了煤层底板突水危险性与岩石力学性质及地应力之间的相关关系和模型,对范各庄矿12煤层底板和东欢坨矿12-2煤层底板突水危险性进行了评价。研究结果表明,本区地壳浅部现代地应力作用较强,整体处于近东西向挤压应力场中,在挤压应力作用下,煤岩层应力状态主要表现为水平主应力大于垂直主应力,原岩应力主要由构造应力和自重应力场构成。煤层底板突水危险性受岩石力学条件和地应力所控制,当岩石破裂压力大于水压（Pf〉Pw）,则不产生突水;若岩石破裂压力小于水压时,则有可能突水。当承压水的水压（Pw）小于最小水平主应力（σhmin）时,不会产生突水。只有当承压水的水压（Pw）大于最小水平主应力（σhmin）时,存在突水危险性。范各庄矿12煤层底板和东欢坨矿12-2煤层底板破裂压力（Pf）和最小主应力（σhmin）均大于其底板岩体承受的水压（Pw）,本区在无构造破坏卸压条件下是不会发生底板突水的。     

嫩江组二段底部标志层岩石矿物学特征与成片套损因素新认识

大庆油田嫩江组二段底部与嫩江组一段顶部成片套损严重，从前一直认为泥岩吸水膨胀、蠕变是导致成片套损的主要因素。成片套损位置研究发现，嫩江组二段底部与嫩江组一段顶部成片套损实际集中于嫩江组二段底部标志层内，而嫩江组二段底部标志层岩石矿物学特征综合研究结果表明，其不含遇水膨胀的蒙脱石，且粘土矿物含量也低于其上下相邻岩石，表明其遇水膨胀与蠕变较弱，岩石遇水膨胀与蠕变不会构成成片套损的主要原因。嫩江组二段底部标志层岩石岩心观察描述、镜下鉴定、矿物成分综合测试和岩石强度性质研究发现，嫩江组二段底部标志层泥岩为富含长英质的质地坚硬岩石，含粘土矿物较少，不含蒙脱石，岩石吸水能力差、膨胀与蠕变能力弱；标志层中存在多个化石富集带，化石沿岩石层理分布形成沿层理方向的区域性力学薄弱面；沿化石层层理的抗张强度与抗剪强度远低于其他层位和垂直于层理方向的强度性质。因此，一旦注入水进入嫩江组二段底部标志层，富含化石的岩石沿岩石层理优先发生破坏，并迅速扩展，形成成片套损现象。     

元坝气田地应力测井计算研究

运用测井资料研究地应力,对元坝气田钻井、储层改造和开发有重要意义。利用测井资料对气田地层的岩石力学参数(抗压强度、抗张强度、泊松比、弹性模量、内聚力、内摩擦角等)进行了计算;用压裂资料反演求取构造应变系数;借鉴前人的研究成果,确定地层孔隙压力和孔弹性系数;应用组合弹簧理论地应力计算模型,建立元坝气田地应力计算方法。通过岩心声发射法地应力实验验证了该方法的准确性,并从地层埋深、岩性变化方面分析了该区地应力剖面特征,指导了后期套管选择、钻井施工方案等设计。     

太原西山区块煤储层地应力分布特征及评价

地应力是影响煤层气开发的关键参数,为了分析太原西山区块煤储层地应力条件,为煤层气勘探开发提供理论依据,采用水力压裂法测量地应力,统计了太原西山区块35口井煤储层地应力资料,获取二叠系山西组2号煤储层地应力与煤层埋深之间的相关关系,阐明了现今地应力分布特征。结果表明,研究区山西组2号煤层破裂压力梯度、闭合压力梯度和煤储层压力梯度的平均值分别为4.77 MPa/hm、2.82 MPa/hm和0.6 MPa/hm;2号煤层最小水平主应力梯度、最大水平主应力梯度和垂直主应力梯度的平均值分别为2.82 MPa/hm、3.24 MPa/hm和2.7 MPa/hm。主应力均随煤层埋深增加呈线性规律增高。根据最小水平主应力的大小,将研究区划分为低应力区、中应力区、高应力区3个区。      

川西折多山某深埋隧道地应力测量及其应用研究

川西地区地质构造环境复杂,该区深埋隧道建设过程中经常面临岩爆风险,而地应力条件对深埋隧道的规划建设和岩爆风险预判具有重要意义。本研究利用水压致裂法在川西折多山某深埋隧道开展了原地应力测量及其工程效应分析。某钻孔196~650 m深度范围内的地应力测试结果显示,隧址区以水平构造应力为主导,测试深度范围内水平主应力随深度线性增加,且应力增加梯度高于中国大陆背景值。地应力结构整体以逆断型(S_H>S_h>S_v)为主,其中389.50~560.50 m深度范围属应力释放区,地应力结构以走滑型(S_H>S_v>S_h)为主。侧压系数及最大、最小水平主应力比值随深度分布基本符合中国大陆各参数变化特征。最大水平主应力方向为NWW向,与区域应力场分布及周边活动断裂反映的力学机制一致,主要受印度板块向欧亚板块持续俯冲和高原物质东南向扩散作用控制。测点现今地应力强度较高,临近断裂失稳状态,随着应力的不断积累,区内优势破裂方向或已有断裂的特殊构造部位可能发生失稳滑动。最后,基于地应力测量结果对深埋隧道围岩稳定性进行了预判分析,受隧址区高地应力影响,围岩发生中-强岩爆的可能性较大,需优化设计并重点防护。     

农安油页岩物理力学性能及其水力压裂设计中的相关参数计算

对采取的吉林省农安油页岩矿石进行了物理力学性能实验研究,获得了油页岩在平行于层理和垂直于层理两个方向上的抗压强度、抗拉强度、弹性模量和泊松比等力学数据。计算得到了毕奥特系数、平均压力和最小主应力等参数。确定了水力压裂中的裂隙开启、延伸压力及宽度等参数。     

深层碳酸盐岩储层溶洞围岩应力分布研究

以冀中凹陷任北奥陶系碳酸盐岩储层为例,基于油田测井资料及岩石力学实验确定了研究区岩石力学参数,对目标储层典型的长椭圆形孤立落水溶洞围岩应力进行了数值模拟,并根据第三强度理论研究了围岩破坏情况。研究结果表明,（1）溶洞在上覆岩层压力和侧向压力的共同作用下,长椭圆形溶洞围岩的应力集中效应带为9倍的半径范围;（2）长椭圆形溶洞围岩应力以压应力为主,主要集中分布在洞顶和洞底;（3）溶洞填充性对其围岩主应力差及破坏范围影响很大。当填充压力小于0.1 MPa时,溶洞围岩主应力差及破坏区域范围随填充压力的增大而增大;而当填充压力大于0.1 MPa时,溶洞围岩主应力差及破坏区域范围随填充压力的增大均呈减小的趋势。      

Prediction and analysis of the stimulated reservoir volume for shale gas reservoirs based on rock failure mechanism

The ultra-low-permeability shale gas reservoir has a lot of well-developed natural fractures. It has been proven that hydraulic fracture growth pattern is usually a complex network fracture rather than conventional single planar fractures by micro-seismic monitoring, which can be explained as the shear and tensile failure of natural fractures or creation of new cracks due to the increase in reservoir pore pressure caused by fluid injection during the process of hydraulic fracturing. In order to simulate the network fracture growth, a mathematical model was established based on full tensor permeability, continuum method and fluid mass conservation equation. Firstly, the governing equation of fluid diffusivity based on permeability tensor was solved to obtain the reservoir pressure distribution. Then Mohr–Coulomb shear failure criterion and tensile failure criterion were used to decide whether the rock failed or not in any block on the basis of the calculated reservoir pressure. The grid-block permeability was modified according to the change of fracture aperture once any type of rock failure criterion was met within a grid block. Finally, the stimulated reservoir volume (SRV) zone was represented by an enhancement permeability zone. After calibrating the numerical solution of the model with the field micro-seismic information, a sensitivity study was performed to analyze the effects of some factors including initial reservoir pressure, injection fluid volume, natural fracture azimuth angle and horizontal stress difference on the SRV (shape, size, bandwidth and length). The results show that the SRV size increases with the increasing initial pore reservoir and injection fluid volume, but decreases with the increase in the horizontal principal stress difference and natural fracture azimuth angle. The SRV shape is always similar for different initial pore reservoir and injection fluid volume. The SRV is observed to become shorter in length and wider in bandwidth with the decrease in natural fracture azimuth angle and horizontal principal stress difference.     

考虑卸荷作用的底板突水破坏机制研究

在依据摩尔图解及断裂力学理论对底板卸荷突水破坏分析的基础上,运用损伤断裂力学并结合统一强度理论,建立了考虑渗透水压作用下分支裂纹端部形成的塑性区范围计算方程与岩体发生贯穿破坏时的损伤阀值。将裂纹扩展过程与岩体损伤耦合起来,确定了裂纹的损伤断裂能量计算公式并分析了其影响因素。结果表明：侧压系数 0.5时,最大主应力完全卸荷状态下裂纹端部应力强度因子比双轴应力状态下大,岩体易发生破坏。考虑了裂纹端部塑性区的影响,裂纹损伤断裂能量相比于不考虑其影响时偏大,增大了煤层底板突水的危险性。裂纹损伤断裂能量 与裂纹半长 、裂纹面连通面积与总面积之比 、裂纹面渗透水压 及最小主应力 呈正相关,与裂纹面摩擦系数 及岩体的弹性模量 呈负相关。分析结果为底板突水破坏机制研究提供了一定的参考依据。     

岩体结构面蠕变损伤机理研究

通过对伯格斯模型和西原模型的分析比较,选取西原模型研究岩体结构面的蠕变损伤特性。在0s情况下,由西原模型推出剪切模量的表达式,以剪切模量为变量定义损伤变量,得到结构面的损伤变量表达式。并以泥岩剪切试验为例,计算了相同正压力作用下的结构面剪切模量和损伤量。结果表明:当0s时,剪切模量、损伤量均随时间趋于稳定,且结构面蠕变的前两个阶段损伤量较小,而当0s时,一段时间后,其损伤量开始突变;剪应力越大,其初始剪切模量越大,随时间降低越快,达到稳定蠕变阶段时降低量也相应越大;剪应力越大,结构面损伤量随时间增长越快,在达到稳定蠕变阶段时,损伤量也越大。     

沁水盆地南部煤储层水力压裂裂缝发育特征的数值模拟研究

以沁水盆地南部为研究区,以山西组3号煤储层为目标层位,根据该区的地应力场特征以及晋城市寺河矿煤样的三轴压缩实验结果,利用大型有限元软件ANSYS建立了该区3号煤储层的地质模型,模拟水力压裂过程中地应力场和储层弹性模量对裂缝起裂压力和裂缝扩展形态的影响。结果表明:裂缝的起裂压力与最大水平主应力无关,随最小水平主应力的增大而线性增大,变化范围为10～25 MPa;裂缝的最大缝长和最大缝宽不随最大水平主应力的变化而变化,随最小水平主应力和煤岩弹性模量的增大而减小,其中最大缝长介于36～83 m范围内的概率最高。模拟结果和现场数据基本吻合,说明该模型具有一定的合理性,研究成果对于沁水盆地南部地区煤层气井水力压裂设计具有重要的参考价值。     

泥页岩储层岩石力学特性及脆性评价

泥页岩储层的岩石力学特性对油气开发影响极大,进行泥页岩力学特性和脆性评价方面的研究,可以为泥页岩油钻井和压裂设计工作提供技术支撑。实验研究表明,泥页岩抗压强度与围压、杨氏模量成正相关;体积应变量随杨氏模量减小而增大,随泊松比增加而增加;泥页岩破坏在低围压下以劈裂式破坏为主,高围压时多出现剪切式破坏。泥页岩的脆性与其弹性参数和矿物组成关系密切,通过数值模拟和实验测量,综合弹性参数和矿物组分两种方法提出了一种新的脆性评价方法-弹性参数与矿物成分组合法(EP&MC Method),并实现了单井脆性评价,效果较好。脆性评价既是储层岩石力学特性分析的重要内容,也是压裂选层的重要依据。     

单轴压力作用下岩石破坏机理分析与应用

单轴压力作用下,从微观出发,岩石破坏是由体内微裂纹中的拉应力所致,如果出现类似于剪切破坏的情况,可近似地认为是试件端部与实验台之间的摩擦力所致.本文采用宏观方法,应用弹性力学和应力叠加原理相组合,从变形协调角度出发,得出试件内部不存在拉应力;用数值模拟物体的单轴压力状态仍然没有拉应力.由此提出,最大伸长理论也同样能解释在单轴压力作用下岩石的破坏.并且推导出在围压达到临界围压时岩石的破坏转变为剪切破坏.     

基于连续-非连续方法的裂隙破坏与相互作用研究

岩体内裂隙等非连续结构面对岩体的强度及变形等力学特性有着显著的影响,研究岩体裂隙起裂、扩展、相互作用和贯通机制,对工程岩体力学行为的表征和工程性能的评价十分重要。本文基于连续介质力学模型的离散元方法,通过考虑裂隙分布、模型加载条件及其与裂隙产状的关系,建立了一系列裂隙力学计算模型,研究了不同模型裂隙扩展演化特征和岩体破裂机制,分析了岩体裂隙扩展规律及其对岩体破坏路径和强度的影响,研究结果表明:（1）裂隙岩体模型加载条件下的破坏起裂点、最终贯通破坏特征及损伤分布受控于裂隙的产状及其与最大主压应力取向角度大小及围压大小。（2）裂隙弱面走向与最大主压应力取向斜交时,裂隙弱面在加载条件下其端部裂隙扩展、贯通破坏表现比较明显,反之,当裂隙弱面走向与最大主压应力取向一致时,裂隙弱面被动影响裂隙模型内新生裂隙的萌生、扩展和贯通模式,自身未出现新的扩展破坏。（3）裂隙数目的增多和围压的增大会显著增加模型内部剪切裂缝的数量和模型破坏后的破碎程度,模型内部的损伤区域主要围绕破裂面呈滑移线型交叉分布,非破裂面区域损伤呈条带状X型分布。（4）裂隙弱面走向与最大主压应力取向斜交时,裂隙对岩体模型强度的弱化程度高于裂隙弱面走向与最大主压应力取向一致的情况,而裂隙模型破坏后的残余强度则正好相反。     

准噶尔盆地四棵树凹陷侏罗系—白垩系储层岩石力学参数研究

随着准南前陆中生界油气勘探持续突破,构造解析与储层评价越来越重要,与二者密切相关的岩石力学参数研究却鲜有涉及。针对准南前陆四棵树凹陷侏罗系—白垩系岩芯、测井、地震资料现状,结合三轴岩石力学实验和三维岩石力学反演方法,明确研究区岩石力学参数特征。结果表明:研究区储层动、静态杨氏模量和泊松比均呈正相关线性关系,岩石力学参数受岩性变化控制,白垩系清水河组下部与侏罗系头屯河组、西山窑组、八道湾组杨氏模量较高、泊松比较低,白垩系清水河组上部、侏罗系三工河组杨氏模量较低、泊松比较高;随着杨氏模量增加、泊松比降低,岩石抗压强度增加。基于高泉地区岩石力学参数反演结果表明,杨氏模量越大、泊松比越小,裂缝发育指数越高,越容易形成裂缝。白垩系清水河组上部、侏罗系三工河组裂缝发育指数小于0.4,裂缝不发育、油气显示差;白垩系清水河组下部、侏罗系西山窑组与头屯河组裂缝发育指数大于0.4,裂缝发育、油气显示好,因此此研究成果对研究区深层油气勘探具有重要指导意义。