水力劈裂对岩体中自然裂纹的影响研究

建立了求解自然裂纹和水力裂纹扩展的扩展有限元法,对裂纹附近区域的节点采用广义形函数,并采用线增函数消除混合单元,以提高裂纹附近的精度。引入水力劈裂的非耦合模型,即假设裂纹中的水压力为均布力;用砂浆法（线段-线段接触法）结合增广型拉格朗日乘子法处理受压裂纹段的接触条件。并通过算例分析了以下内容：计算了受压裂纹和裂纹面分布均布水压力的水力裂纹的应力强度因子,并与解析解进行了比较,结果表明,提出的方法具有很高的精度;模拟了水力裂纹对自然裂纹面的影响,并分析了自然裂纹面上的接触力和接触状态。     

裂隙岩体水力劈裂研究综述

作为裂隙岩体渗流-应力耦合研究的一个子课题,岩体水力劈裂问题的研究尚处于初始阶段,许多基本的理论问题尚待深入研究。当今许多大型工程的建设已经在向地下发展,建设在地下的各种建筑结构离不开水压的作用。工程建设的需要正在推动岩体水力劈裂理论的研究。水力劈裂作为一种技术最初在石油工业用来增加油井产量,后来逐渐用于初始地应力测量等其他工程项目。随着水电工程建设、地下核废料储存、地热开发、井工矿产采掘等岩体工程越来越多的处于高水头、大埋深等恶劣水文地质条件下,水力劈裂作用正在受到越来越多工程岩体稳定性研究者的关注。通过对水力劈裂研究的现状作较为详细地综述,列举了当今研究的理论、方法和成果,以及目前水力劈裂研究的热点问题,并作了简单评述。最后,指出了目前需要重点研究的几个关键问题。     

水劈裂过程中岩体渗透性规律及机理分析

岩体的结构及其透水性直接关系到建筑物围岩的稳定及安全。通过水力劈裂试验,可以真实地反映高水压作用下岩体的结构和渗透性的变化规律。以某水电站工程坝址区岩体所作的水力劈裂试验资料为基础,分析了在水力劈裂过程中,岩体的结构和渗透性发生的变化及其规律以及在该过程中岩体裂隙形成的机理。     

洞周岩体内裂纹水力劈裂临界水压分析计算

水力劈裂是深埋隧洞施工涌水重要因素之一,对其破坏机制研究是岩土工程界的热点课题。根据裂纹面的应力状态,从断裂力学角度将岩体的裂纹扩展分为拉剪复合扩展和压剪复合扩展。应用地下岩体复合失稳扩展判据分别推导出两种破坏模式的临界水压计算公式,并对其随裂纹在隧洞洞周围的位置、方位变化规律进行分析。分析结果表明,在发生拉剪复合扩展情况下,裂纹方向与最大地应力方向平行时,最易失稳扩展;在压剪复合扩展情况下,裂纹与最大地应力夹角约介于30°～75°之间时,最易失稳扩展。     

基于扩展有限元法的岩体水力劈裂耦合模型

1. 浙江水利水电学院 水利与环境工程学院,浙江 杭州 310018;2. 上海交通大学 船舶海洋与建筑工程学院,上海 200240; 3. 浙江省钱塘江管理局勘测设计院,浙江 杭州 310016     

岩石裂纹水力劈裂分析与临界水压计算

水力劈裂是深埋隧洞施工涌水或高压隧洞洞周岩体开裂渗漏的重要因素之一,对其破坏机理研究是岩土工程界的热点课题。根据裂纹面的应力状态,从断裂力学角度将岩体的裂纹扩展分为拉剪复合断裂及压剪复合断裂。应用工程近似裂纹失稳准则,分别推导出两种破坏模式的临界水压计算公式,并对其随裂纹方向及地应力侧压系数变化规律进行分析。结果表明,当侧压力系数等于1.0时,临界水压并不随裂纹的方向而变化;在拉剪复合断裂模式下,裂纹与主应力方向平行时最易发生水力劈裂;在压剪复合断裂模式下,当压剪断裂参数与裂纹面间摩擦系数之差大于零时,其规律性与拉剪复合断裂模式基本一致;但当其差值小于零时,裂纹与最大主应力夹角呈45°及135°时最易发生水力劈裂。     

危岩水力劈裂分析的扩展有限元法

危岩是三峡库区典型的地质灾害类型之一,而主控结构面受荷断裂扩展是危岩发育成灾的关键核心。将危岩主控结构面类比为宏观裂纹,利用扩展有限元法在模拟裂纹扩展方面的优势,基于考虑裂纹面水压力作用的虚功原理推导出了采用扩展有限元法分析水力劈裂问题的控制方程,给出了危岩主控结构面水力劈裂问题的扩展有限元实现方法,对重庆万州太白岩危岩主控结构面的水力劈裂进行了数值模拟分析。计算结果表明：暴雨是威胁危岩稳定性的最敏感因素,随着裂隙水压力上升,裂端拉应力会急剧升高,危岩的稳定性降低;I型裂纹扩展是危岩主要的结构面扩展形式,结构面一旦发生开裂,将处于非稳定扩展状态。     

高水压力作用下裂隙岩体渗透性的变化研究

渗透系数是表征裂隙岩体透水性能的一个重要参数,当水压力较小时,岩体的渗透系数变化不明显,但在高水压力条件下,岩体的渗透系数会发生明显变化,这给我们在进行渗流分析时带来了一定的困难,因为多数情况下是将渗透系数当作定值来计算的。在高压水条件下,基于非达西流方程,推导了裂隙岩体的渗透系数与水压力之间的表达式,并给出了常规压水或低水压力、高压压水时水力劈裂前后渗透系数的计算公式。现场压水试验结果表明,当岩体发生水力劈裂后,渗透系数增加明显,此时可以通过压水量和水压力的变化量来计算裂隙岩体的渗透系数。通过几个抽水蓄能电站的高压压水试验结果验证了裂隙岩体水力劈裂前后渗透系数的变化规律,并与实际裂隙岩体的渗透系数进行了比较,其误差在10%左右,表明本文给出的渗透系数表达式的合理性和准确性,为水利水电工程的渗流分析及渗漏量的计算提供了渗透系数选择的依据。     

三向应力下土体水力劈裂的破坏机理及适用性探讨

土体中的水力劈裂破坏机理存在两种观点：张拉破坏机理和剪切破坏机理。前人已经对其进行了大量地研究,并分别基于两种破坏机理提出了起劈压力的理论计算式,但是对其适用性没有进一步探讨。分别分析三向应力状态下土体水力劈裂的张拉破坏和剪切破坏判定准则,并基于Mohr-Coulomb屈服准则分析两种破坏机理的适用条件。分析结果表明,土体的水力劈裂是张拉破坏还是剪切破坏与小主应力σ3和不排水抗剪强度cu的大小密切相关,当小主应力σ3较大且不排水抗剪强度cu较小时,土体的劈裂多受剪切破坏机理控制;反之,土体的劈裂为张拉破坏。最后通过已有文献中的试验结果验证了所提出的两种破坏机理适用条件的合理性。     

非对称荷载作用下土体劈裂注浆压力分析

为研究在非对称荷载作用下土体劈裂注浆压力,基于扩孔理论和统一强度准则并考虑非对称荷载的作用,建立基于扩孔理论的劈裂注浆启劈压力分析模型,推导出浆泡周围塑性区土体的应力场、位移场、塑性区半径以及启劈注浆压力的理论解答,并以工程算例进行论证。结果表明,考虑对称荷载作用下的启劈注浆启劈压力较考虑非对称荷载作用下的值要大,对称荷载作用下的分析方法低估了塑性区半径;无论是柱形劈裂还是球形劈裂,当 1时,启劈压力会随着 的增大而增大,塑性半径会随着 的增大而明显减小;当 1时,启劈压力会随着 的增大而减小,而塑性半径的变化是有限的。预先了解土体的初始应力条件对正确的确定劈裂注浆启劈压力至关重要,可为劈裂注浆的设计和施工会提供更加完善的理论依据。     

单孔岩样水压致裂的数值分析

水压致裂是改变岩体结构的一种天然行为和人为手段。采用F－RFPA2D软件,对水压致裂过程、裂缝扩展形态及注水孔形状和大小、应力条件和岩样强度等影响因素进行了研究。将开始出现声发射的水压称为微裂压力,将声发射急剧增多、裂缝非稳定扩展直至岩样破坏的水压称为破裂压力。岩样尺寸一定时,微裂压力和破裂压力随内孔面积增加而降低,方形孔岩样的微裂压力和破裂压力均小于同面积的圆形孔。微裂压力和破裂压力随围压或岩样强度增加而增加,且其差值随岩样强度增加而增加,理论破裂压力与模拟值趋势基本一致。方形孔的宏观裂纹起裂位置多在角点附近,而圆形孔比较随机。无围压时,宏观裂纹的延伸方向随机;有围压时,宏观裂纹扩展方向大致与主应力方向一致,且沿较大主应力方向的宏观裂纹扩展至岩样破坏,较小主应力方向宏观裂纹不完全发育。研究结果对水压致裂试验和工程实践有一定参考意义。     

水力压裂脉冲频率对煤岩预制孔密封效果影响

脉冲水力压裂技术是改造低渗储层的一种重要手段,通过水楔效应和脉冲疲劳损伤双重作用沟通裂隙网络,提高低渗储层导流能力。在脉冲水力压裂室内试验中,试样中预制孔的密封问题是决定水力压裂试验成败的关键,而起裂压力又是评价脉冲封孔段密封效果的重要指标。通过煤岩脉冲水力压裂室内试验,建立了封孔段薄弱结合面与煤岩基体力学性质的关联,研究不同频率对煤岩起裂压力的影响,最终拟合相关数据得到：基于煤岩脉冲作用下起裂压力的预制孔封孔压力经验公式。研究结果为脉冲水力压裂室内试验的试样预制孔密封提供依据。     

Investigation of hydraulic fracturing operation and fracture propagation simulation in reservoir rock

For many decades most oil wells in Iran have produced using their natural flow potential and haven’t needed to be fractured. As time goes by, the reservoir pressure depletes and the need for hydraulic fracturing as a stimulation practice arises. Nonetheless there is no record of successful hydraulic fracturing in Iran.

The Bangestan reservoir with a suitable amount of oil in place and good rock reservoirs, has been selected for the present research work. In this work, the in situ stress profile was calculated by using the available petrophysical data. This is achieved by using poroelastic theory for the stresses, and the Mohr–Coulomb criterion to predict failure. The model leads to easily computed expressions for calculating the pressure required to maintain hydraulic fracturing. Then the appropriate depth for treatment was determined. The results indicate that Ilam and Sarvak formations could be good candidates for hydraulic fracturing. Then, for two layers, a hydraulic fracture was designed and the production was predicted and the Net Present Value (NPV) resulting from the fracture of both layers was investigated.     

Semianalytical modeling on 3D stress redistribution during hydraulic fracturing stimulation and its effects on natural fracture reactivation

The hydraulic fracturing technique has been widely applied in many fields, such as the enhanced geothermal systems (EGS), the improvement of injection rates for geologic sequestration of CO₂, and for the stimulations of oil and gas reservoirs. The key points for the success of hydraulic fracturing operations in unconventional resources are to accurately estimate the redistribution of pore pressure and stresses around the induced fracture and predict the reactivations of preexisting natural fractures. The pore pressure and stress regime around hydraulic fracture are affected by poroelastic and thermoelastic phenomena as well as by fracture opening compression. In this work, a comprehensive semi-analytical model is used to estimate the stress and pore pressure distribution around an injection-induced fracture from a single well in an infinite reservoir. The model allows the leak-off distribution in the formation to be three-dimensional with the pressure transient moving ellipsoidically outward into the reservoir from the fracture surface. The pore pressure and the stress changes in three dimensions at any point around the fracture caused by poroelasticity, thermoelasticity, and fracture compression are investigated. With Mohr-Coulomb failure criterion, we calculate the natural fracture reactivations in the reservoir. Then, two case studies of constant water injection into a hydraulic fracture are presented. This work is of interest in the interpretation of microseismicity in hydraulic fracturing and in the estimation of the fracture spacing for hydraulic fracturing operations. In addition, the results from this study can be very helpful for the selection of stimulated wells and further design of the refracturing operations.     

压裂液黏度对循环水力压裂影响的试验研究

中国石油大学（北京）石油天然气工程学院,北京 102249