层理性泥页岩大斜度井井壁稳定性研究

层理性泥页岩的井壁失稳是制约深部油气钻井成功的关键问题之一。由于强度的各向异性,钻进大斜度井时更容易发生严重的井壁失稳问题。根据多孔介质弹性力学理论,建立了大斜度井井周应力状态,采用双重坐标转换,得到了井周集中应力在层理面上的分布。层理弱面和岩石基体均采用莫尔-库仑破坏准则,建立了层理性泥页岩大斜度井井壁稳定分析方法,综合考虑了层理面产状、井斜方位和地应力等因素的影响。研究结果表明,对特定产状的层理面而言,井斜角和方位角对井壁稳定性有重要影响。当井斜角超过一定角度后,坍塌压力急剧升高,井壁失稳风险增大,维持井壁稳定需要的钻井液密度较高,向水平最大主应力方向钻进大斜度井时坍塌压力最高,井壁失稳风险最大,应尽量避免井眼方位与水平最大主应力方向一致。     

巴什基奇克组地层岩石力学及地应力特征

为深入认识克深地区巴什基奇克组地层岩石力学及地应力特征,以室内力学试验结果及压裂分析结果为依据,采用点-线-面、体逐步递进的技术思路开展研究区岩石力学参数三维空间展布及三维地应力反演分析.研究结果表明:地层弹性模量及抗压强度在分析区域西南角以及南部边缘相对较高,其余大部分区域相对较低.地层泊松比主要分布在区域西南角以及南部边缘泊松比相对较低,其余部分相对较高,弹性模量与抗压强度的分布规律相近,与泊松比分布规律相反.巴什基奇克组地层地应力状态以潜在走滑型为主,垂向主应力分布范围则为130.0～196.0 MPa,水平最大主应力分布范围为160.0～210.0 MPa,水平最小主应力平面分布范围则为110.0～175.0 MPa,断裂带附近主应力的大小变化较大,形成快速的应力变化带.断层下盘应力集中程度大,应力水平高,断层上盘呈现低应力水平,形成显著的低应力区.埋深对最大主应力影响显著,构造高点地应力水平相对较低.巴什基奇克组地层顶面地应力方位以近NS向为主,水平最大主应力方位范围为345°～25°.     

高尚堡油田深层油藏南区现今地应力场预测及应用

通过结合"岩心测试-测井计算-地震属性",构建高尚堡油田深层油藏南区(简称高深南区)三维非均质岩石力学场,并采用地质模型与有限元模型的无缝焊接技术,对高深南区现今地应力的三维空间分布进行研究,提出压裂优势区和压裂优势井段优选的建议。结果表明:高深南区最大水平主应力方向总体为NE-NEE向,地应力数值变化范围大,呈西低东高的分布趋势,并满足垂向主应力最大水平主应力最小水平主应力(SVSHmaxShmin),且Shmin为挤压应力,属于Ia类地应力状态;断层是影响高深南区应力场分布的最主要因素,造成地应力数值和方向在断层附近表现出显著异常,岩石力学参数是引起断块内地应力场差异的重要原因,主要影响地应力的数值,埋深与地应力数值呈较高的线性关系;高深南区部分井的油层段具备较低水平应力差的条件,是形成复杂缝网条件的压裂优势区;地质模型与有限元模型的无缝焊接技术发挥了Petrel软件与Ansys软件的优势,还原了目标区块形态,精细刻画了断层,体现了储层的非均质性,提高了预测精度,为类似复杂断块区地应力精细预测提供了参考,为低渗油藏高效开发提供了理论依据。     

大宁—吉县地区5号煤层现今地应力预测及其对煤层气开发的影响

现今地应力场对煤储层渗透率具有极其重要的控制作用。我国鄂东大宁-吉县地区煤层气资源丰富,然而该区现今地应力研究程度较低,不利于该地区煤层气的高效开发。为查明大宁-吉县地区主采煤层现今地应力场特征,本次研究利用三维有限元数值模拟方法对下二叠统山西组5# 煤层现今地应力分布进行预测。结果表明,5# 煤层现今地应力表现为正断型应力机制。鄂东大宁-吉县5# 煤层最大水平主应力在15.4～21.6 MPa之间,最小水平主应力在9.8～14.4 MPa之间,构造变形的复杂性会对地应力分布产生影响。现今地应力控制压裂裂缝扩展,研究区现今地应力状态下的压裂裂缝沿着NNW-SSE方向垂直扩展。研究区5# 煤层应力差大部分小于6 MPa,具备形成复杂裂缝网络的地应力基础。煤层渗透率随有效地应力的增大呈指数减小,有效地应力越大,煤储层的渗透性越差。研究区东南部远离断层,又是应力降低区域,煤层气易在此地发生聚集,形成煤层气储藏的丰富区。研究成果可为研究区煤层气效益开发提供地质基础与科学指导。     

鄂尔多斯盆地现今地应力测量及其在油气开发中的应用

油气田开发中实施水力压裂措施、部署和优化注采井网必须考虑现今地应力方向、大小及其分布规律.通过岩石声发射法、钻孔井臂崩落法、古地磁定向岩石差应变法以及岩石压缩等实验方法,测定了鄂尔多斯盆地伊陕斜坡区现今主应力大小和方向,并以吴旗探区为例,讨论了现今地应力在油气开发中的初步应用.认为伊陕斜坡区不同深度砂岩的现今最大水平主应力(δ1)值介于20.3～60.01MPa之间,与深度线性相关性好,相关系数=0.952;现今最大水平主应力方向为NE-NEE-近EW向,由盆地西南(西)向东北(东)方向逐步偏转变大.在现今应力状态下,吴旗探区中生界延长组长6储层NNE-NEE向裂缝系统在水力压裂过程中将首先启动张开并连通,最先形成有效主渗流通道,随着外界流体压力逐步增大,NW及NWW向裂缝系统可成为次级渗流通道;同时认为长61储层人工裂缝扩展方位约为NE-SW向,压裂缝为沿最大水平主应力方向延伸的垂直裂缝,且井孔相对稳定.     

应力状态对井壁失稳安全性的影响分析

目前研究井壁失稳问题时,考虑的因素为井周应力状态与强度的相对关系。当最大主应力与最小主应力之差差值跃过莫尔圆包络线,即认为井壁发生剪切破坏,产生平行于井眼轴线的纵向裂缝,一般取切向应力与径向应力分别为最大最小主应力。但是在某些特殊构造区域,井壁轴向应力成为最大主应力,如果仍按照传统的切向应力与径向应力进行计算,得出的坍塌压力与实际相比偏小,会低估井壁失稳的风险。本文研究了计算坍塌压力时考虑轴向应力的判断条件,给出了解析判别式,提高了坍塌压力计算精度。当地层强度低于该临界值时,应选取轴向应力为最大主应力。本文可以为直井钻井设计提供参考依据。     

高邮凹陷南断阶东部阜宁期构造应力场及其对断层的控制作用

在断层级别划分的基础上分析断层的走向变化、组合规律及活动特征,建立地质模型,并确定SE152°~NW 332°为区域应力的加载方向,结合岩石力学试验确定岩石力学参数及加载应力值,采用有限单元法对工区阜宁沉积期构造应力场进行数值模拟,详细分析构造应力对断层的控制作用。结果表明:南断阶东部阜宁沉积期最小主应力均表现为张应力,沿真①断层在许庄地区和竹墩地区的向北凸出位置出现两个最小主应力高值区,断层发育密集;剪应力呈条带状右旋、左旋区域相间展布,右旋最大剪应力和最小主应力控制产生北北东向正断层,左旋最大剪应力和最小主应力控制产生近东西向正断层。     

牛35块沙河街组三段Es_3~中现今地应力研究

牛庄油田牛35块位于牛庄洼陷西北坡,现今地应力对油田的开发有着重要的影响.综合采用了声速法、井壁崩落法、井斜统计法、声发射法和水力压裂法对关键井点的水平主应力方向和大小进行计算,在此基础上运用有限单元法对牛35断块沙河街组三段Es3中现今地应力进行了数值模拟.研究结果表明:牛35块最大水平主应力方向近东西,在断块内部最大水平主应力65MPa左右,最小水平主应力60MPa左右,分布较稳定.     

塔中地区鹰山组碳酸盐岩储层水平井轨迹优化研究

针对塔中地区鹰山组碳酸盐岩的储层特征和目前水平井钻探过程中遇到的问题,综合考虑地应力控制下的井壁稳定性和后期压裂增产等因素,对水平井井眼轨迹进行优化。通过有限元数值模拟计算,分析不同井眼轨迹下的水平井稳定性和压裂缝形成难易程度,得到最优的井眼轨迹方向。对塔中某井的分析结果表明:所分析水平井的井周地应力状态为潜在走滑型,基于地应力状态和岩石力学特征,从井壁稳定性的角度考虑,当井筒延伸方向与水平向最大主应力夹角为20°~40°时井壁较为稳定,有利于安全、高效钻井;从压裂缝形成的难易程度考虑,当井筒延伸方向靠近水平向最大主应力方位时,井周张应力最大,压裂过程中较容易形成张裂缝。综合井壁稳定和后期压裂增产,分析得到塔中地区最为有利的水平井井眼轨迹方向为与水平向最大主应力夹角20°左右,并通过现场验证得到该方向既能保证安全钻井又能通过后期的压裂获得较高的产能。     

温度对气层气体钻井井壁稳定的影响

气体钻井过程中气体经过钻头喷嘴后产生焦耳-汤姆逊冷却效应,导致井底温度远小于地层温度。当气层被钻开后井壁围岩温度、孔隙压力和应力分布发生改变,容易引起井下复杂事故。为此,分析了井底低温对致密砂岩气藏气体钻井井壁稳定的影响。研究表明,井眼钻开后井底低温产生拉热应力,使近井壁有效应力减小,有利于防止岩石剪切失稳,但增加了岩石产生拉伸破坏的可能。气层气体产出使近井壁地层孔隙度和渗透率减小,不考虑井底低温时减小程度偏大。气体钻井近井壁可能存在塑性区,低温使塑性区向地层延伸更容易导致井壁失稳。塑性区的形成不仅取决于水平地应力,而且与垂向地应力有关。通常致密砂岩气藏埋藏较深,垂向应力影响大,其弹塑性分析需考虑三维主应力的影响。     

鄂尔多斯盆地西缘冲断带深井井壁稳定性研究

鄂尔多斯盆地西缘冲断带深层页岩气井钻井工程中垮塌、漏失、卡钻等复杂情况频发。为保障安全高效钻井,降低勘探开发成本,早日实现该区深层海相页岩气资源的经济高效开发,基于地应力、岩石力学等室内物理实验,结合现场工程参数及塌漏信息,考虑力学弱面影响,建立了西缘冲断带深井全井段地层力学参数、全井段四压力剖面模型,评价了不同岩性地层力学参数分布规律,揭示了西缘冲断带深井井壁坍塌、漏失等失稳机理。研究结果表明,羊虎沟组以上砂泥岩地层强度较低,约为20~100 MPa,拉什仲组至桌子山组灰岩强度较高,超过100 MPa。较大的水平主应力差,发育的裂缝带、煤层是诱发井壁失稳的主要原因。建立的西缘冲断带深井岩石力学性能及四压力剖面预测,可为该地区井身结构优化设计,关键工程参数选取提供科学依据。     

川南深层各向异性页岩井壁失稳力学机理

川南页岩埋藏深、岩性复杂、质地硬脆、层理发育、地应力复杂,水平井钻井井壁失稳事故时常发生,严重阻碍了深层页岩气高效开发进程。为此,以川南深层龙马溪页岩为对象,实验测定了页岩各向异性弹性和强度参数,通过成像测井分析了层理产状,通过室内实验和测井资料确定了地应力大小和方位,建立了各向异性页岩井壁坍塌压力模型,分析了不同地层条件的坍塌压力,并以川南深层页岩气井为例进行了验证。结果表明,页岩基质黏聚力和内摩擦角为13.00 MPa、39.50°,层理黏聚力和内摩擦角为11.10 MPa、28.50°,层理倾角5°～15°、倾向NE110°～NE120°;水平最大主应力114.69～117.23 MPa、水平最小主应力93.79～94.57 MPa、垂向地应力108.42～112.81 MPa;综合考虑弹性和强度各向异性计算的坍塌压力最高,强度各向异性的影响明显大于弹性各向异性;沿水平最大主应力钻进的水平井稳定性最好,其次为直井和小角度定向井,沿水平最小主应力方向钻进水平井时稳定性最差; L20X井实钻情况与预测结果基本一致,证实了模型的准确性。     

基于有限元的南缘高泉试验水平井稳定性评价

南缘高泉背斜清水河组储层具有三高一深（即高温、高压、高产和超深）特征,国内尚无成熟完井案例可循。为优选合适的完井方式,针对目标区试验水平井分别建立了预孔筛管完井、套管射孔完井的井筒和地层的稳定性模型,对其全生命周期井壁稳定性开展了数值模拟研究。结果表明,当井筒沿着最小水平主应力方向时,孔眼应力集中在平行于最小水平主应力方向最大,在垂直于最小水平主应力方向最小,井筒的破坏会从外壁孔眼处开始;筛管和套管只会产生部分塑性变形,变形量小于5%,发生挤毁可能性不大,但生产后期筛管完井地层必定会发生坍塌,固井后的射孔地层相对比较稳定,从井壁稳定性出发对目标区此类三高一深特征水平井可优先推荐采用射孔进行完井。     

页岩气水平井井壁裂缝起裂力学行为研究

为了弄清层状页岩各向异性对井壁裂缝起裂力学行为的影响,以四川盆地下志留系龙马溪页岩为研究对象,开展了不同角度下页岩单轴压缩和巴西劈裂实验,明确了页岩弹性和抗张强度各向异性特征,建立了考虑页岩各向异性的水平井井壁裂缝起裂力学模型,并分析了不同因素影响下井壁裂缝起裂规律。结果表明：弹性模量各向异性、地应力比值、抗张强度各向异性和孔隙压力对裂缝起裂压力影响显著,而泊松比各向异性影响较小;弹性模量各向异性、地应力比值对裂缝起裂位置和起裂倾角影响显著,而泊松比各向异性、抗张强度各向异性和孔隙压力的影响较小;井壁裂缝起裂力学行为与井眼方位密切相关,当井眼方位靠近最大或最小水平主应力方向时,井壁裂缝起裂力学行为差异随井眼方位的变化较小;当井眼方位同时远离最大和最小水平主应力方向时,井壁裂缝起裂力学行为差异随井眼方位的变化较大。研究结果可为页岩气水平井钻井井漏预防和水力压裂设计提供理论依据和参考。     

缝洞型碳酸盐岩近井筒裂缝转向模拟研究

缝洞型碳酸盐岩油气储层在非主应力方向上存在许多储集体,水力压裂开采技术产生的压裂缝传统的扩展模式为对称双翼扩展线性裂缝,此方式很难沟通大量存在于非最大主应力方向上的储集体。定向射孔并控制水力裂缝扩展路径是解决此问题的关键。本文通过定向射孔压裂起裂模型判断水力裂缝起裂,最大周向应力准则作为判断裂缝转向扩展的依据,结合顺北某油气田实测参数,利用Abaqus扩展有限元法对射孔方位角、水平地应力差、射孔深度、压裂液排量等影响水力裂缝近井筒转向扩展的因素进行数值模拟。结果表明：射孔方位角、水平地应力差是水力裂缝转向扩展的主要控制因素;射孔深度的影响受水平地应力差的控制;压裂液排量的大小对于水力裂缝转向扩展几乎没有影响。     

川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发

川南泸州区块是中国重要的页岩气产区,其内五峰-龙马溪组页岩气资源丰富,勘探-开发潜力巨大。现今地应力在页岩气运移与富集规律分析、钻完井工程、储层压裂改造以及井网部署等方面均具有重要应用。分析泸州区块五峰-龙马溪组深层页岩气储层现今地应力状态,并探讨在其影响下的天然裂缝活动性与压裂裂缝扩展。结果表明:五峰-龙马溪组页岩气储层现今地应力方向呈现WNW-ESE的优势方位;现今地应力值大小为:水平最大主应力最大、垂向主应力居中、水平最小主应力最小,指示走滑型地应力机制。五峰组和龙一₁¹小层水平主应力差分别介于11.90～15.76 MPa和11.80～16.75 MPa范围内,具备形成复杂压裂缝网的地应力条件。在现今地应力条件下,川南泸州区块五峰-龙马溪组页岩气储层天然裂缝不活动,随着开发流体的注入,天然裂缝逐渐活化,其压力增量的临界值为15～23 MPa;压裂后主要形成垂向延伸的裂缝系统。研究成果可为川南泸州区块深层页岩气效益开发提供现今地应力分析的基础与科学依据。     

高地应力深切河谷形变应力场及线路问题初探

为研究高地应力作用下河谷深切卸荷、岩体强风化的地质环境对拟建川藏铁路的影响,利用ABAQUS对高地应力背景场由河流深切卸荷下的河谷形变—应力场特征进行数值模拟研究;考虑到岩体的宏观力学性能受到卸荷回弹变形的影响而急剧减小,利用场变量实现力学参数随卸荷动态变化,对比分析河谷形变—应力场特征;针对印度板块挤压欧亚大陆板块使河谷两岸地应力值存在差异的情况,模拟主、被动盘的差异卸荷。结果表明:自重应力与40 MPa构造应力同时作用下的卸荷回弹值可达仅计自重应力场的3～6倍,出现由陡、缓倾面构成的"X"状共轭结构面,工程开挖下边坡岩体容易沿陡倾面崩塌,沿缓倾面滑移。将卸荷前后岩体偏应力比值k作为评价岩体受到卸荷影响程度的标准,高地应力作用下谷坡水平深度方向的k值介于1.5～2.5,地应力的量值对岩体卸荷程度有很大影响;较之不考虑岩体力学性质劣化情况,岩体塑性区范围将扩展,裂隙向谷坡上部延伸,坡体稳定性进一步下降;高地应力作用的河谷主动岸,坡面塑性区明显存在"X"状潜在滑移面,而被动岸仅有单向缓倾滑移面,主动岸对开挖扰动的抵抗力更低。据此提出相应的灾害预防措施的建议,为拟建进藏道路的区域工程地质选线提供参考。     

超深层走滑断裂带应力场模拟及其开发意义: 以顺北5号断裂带南段为例

为了分析顺北5号断裂带南段应力场平面分布及其开发意义,选取一间房组为研究对象,在岩石力学实验基础上,通过ANSYS软件进行应力场数值模拟,结合地应力驱油理论,对应力场进行了平面分布预测。结果表明：顺北地区一间房组地应力受断裂带控制,最大水平主应力方向为北东-南西向为主,断裂带周围地应力方向变化快,断裂带内最大主应力方向趋向于与断层走向向平行。地应力分布与流体势分布具有一致性,断裂带对应低流体势分布区,为油气有利聚集带。结合一间房组储层发育类型,井轨优化方位根据储层的差异而变化,天然裂缝性储层、基质低渗透性薄储层油气藏水平井的钻井方位应平行于最小主应力方位,基质低渗透性厚储层水平井的钻井方位应与最大主应力方向平行。