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.     

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。     

陕甘宁盆地G地区岩石声发射实验与构造应力

利用声发射Ｋａｉｓｅｒ效应对陕甘宁盆地Ｇ地区埋藏深度１４００～１７００ｍ的延长组储层进行了地应力和模拟地层条件下的岩石力学性质测试,从而获得了该地区延长组储层天然三维应力及水平主应力方向。在此基础上,根据地层条件下岩石泊松比计算了该区的现今构造应力,最大构造应力（ＮＥ方向）的平均值在６．１ＭＰａ左右,在中国西北地区属正常范围。     

川东北地区岩石声发射实验及历史构造应力研究

在详细讨论声发射法地应力测定的理论前提的基础上,对川东北地区上三叠统-侏罗系致密砂岩进行了地应力测定和模拟地层条件下岩石力学性质的测试,根据地层条件下岩石的泊松比计算了该区历史构造应力,并进行了构造裂缝发育性的探讨.测试及计算结果表明:最大构造应力方向为NE向,值变化在21.4～34.5 MPa之间;地层条件下,沙一段和须六段平行层理样品的平均抗压强度高达546.6 MPa和410.5 MPa.自晚三叠世以来,对川东北地区影响强烈的构造运动可能主要有两期,分别是沙溪庙组沉积前和沉积后.构造应力值与地层条件下岩石的抗压强度相比似乎显得太小,因此储层裂缝的发育程度总体上较低.     

砂砾岩地层三维地应力场研究

以西部某地区砂砾岩储层为研究对象,基于丰富的压裂改造资料、地球物理测井资料,分析深部地层实测地应力的大小与方向,建立了适用于砂砾岩储层的地应力评价模型并计算地应力单井剖面.在此基础上,利用地震构造模型构建合理的三维空间数值模型,以单井地应力为基本约束,利用有限元法对工区现今三维地应力场进行反演.研究结果表明:工区地应力整体处于压应力作用下,表现为西北向东南方向逐渐增大的趋势.受断裂发育及次级构造影响,断裂带内3个主应力显著降低,断裂边缘和端部存在应力激增带.地应力方位整体近E-W,受断裂和局部构造发育的影响,局部地应力方向发生偏转.     

四川LZ页岩储层现今地应力方向及主控因素——以龙一段为例

现今地应力场方向是影响页岩储层压裂改造效果的主要因素之一,进行现今应力场方向展布特征及其主要影响因素分析对页岩气开发应用具有重要的意义。利用古地磁结合波速各向异性法、微地震监测法、测井资料三种方法来判别地应力方向,对LZ地区地应力方向平面展布特征及主控因素分析。结果表明,宽缓向斜处三种解释方法都适用,准确度和可信度排序为岩心实验测试、偶极横波测井、电成像测井。断裂影响区域偶极横波测井不再适用,岩心实验测试结果可信度大于电成像测井。裂缝发育强构造变形区域对三种方法解释结果均有影响,需多种方法结合分析;LZ地区龙马溪组现今最大主应力方向变化范围在90°～125°之间。得胜、宝藏、云锦向斜的最大主应力方向在115°左右,福集向斜最大水平主应力方向偏转最大,在80°～100°之间,可能与西侧华蓥山断裂逆冲兼具走滑有一定关系。断裂规模越大其扰动范围和强度越大。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级断裂最大扰动范围分别为1100 m、850 m、500 m、300 m。紧闭背斜褶皱变形区,受褶皱顶部派生的拉张应力影响,地应力方向沿着褶皱轴向偏转,靠近褶皱顶部,受拉张应力影响大,偏转角度最大。该研究成果可为后期水平井井位轨迹优化及压裂改造工程提供理论支撑。     

大庆油田台肇地区低渗透储层裂缝及其开发对策研究

介绍了大庆油田外围典型的低渗透储层——台肇地区葡萄花油层中东西向、南北向、北西向和北东向4组高角度构造裂缝，其发育程度依次由强变弱。受现今地应力影响，近东西向裂缝连通性好，地下张开度和渗透率大，是该区主渗流方向；其次是北西向、北东向裂缝，近南北向裂缝渗透性较差，裂缝发育程度受岩性、层厚、断层、构造应力等因素影响。根据地质条件和油藏数值模拟，认为该区适应于用矩形井网和菱形井网开发，效果比反九点和五点井网好。低渗储层由于裂缝发育，降低了地层破裂压力，注入压力容易超过地层破裂压力，使注入水沿裂缝快速流动，引起水     

岩芯直径变形分析法及其在松科2井深部地应力调查中的应用

介绍岩芯直径变形分析法(diametrical core deformation analysis,DCDA)的基本原理、基于激光测距仪的岩芯直径测试仪器和测试流程,并将该方法应用于松科2井6 645～6 846 m深部地应力测试。研究结果表明:应力释放后的岩芯直径曲线均为正弦波型,呈π周期变化,且椭圆长轴和短轴近于正交,测试结果符合DCDA法理论结果,可反映原位地应力信息。岩芯截面椭圆长轴方向即水平最大主应力方向,结合岩芯黏滞剩磁定向结果,确定松科2井6 645～6 845 m深度水平最大主应力方向为NE72°～83°;利用试验获取的岩芯弹性模量和泊松比,确定松科2井6 645 m水平主应力差约35 MPa,6 845～6 846 m水平主应力差约55 MPa,与非弹性应变恢复法确定的结果吻合较好。DCDA地应力测试方法在松科2井6 645～6 846 m的成功应用,为深部地应力信息的获取提供了新途径,特别是在超深或高温钻孔和地层较破碎的复杂地质条件下,应力解除法、水压致裂法等难以实施时,DCDA方法仍可获得较可靠的地应力数据。DCDA方法不受钻孔的深度和温度环境限制,只需要近均质且各向同性的圆柱岩芯,不需对岩芯进行切磨加工,有利于深部宝贵岩芯的重复利用。     

陕北斜坡东部上古生界现今应力场特征

在计算垂向主应力的基础上,采用Newberry水平主应力模型及Haimson地层破裂压力孔隙弹性模型,计算了陕北斜坡东部上古生界现今主应力大小,采用构造模拟方法研究水平主应力方向,进而完成陕北斜坡东部上古生界现今应力场特征研究。结果表明:研究区最小水平主应力主要在30~36MPa之间,最大水平主应力主要在40~55 MPa;水平主压应力方向NE37°-85°,北部主要为NE37°-75°,南部主要为NE75°-85°。根据研究区现今应力场研究结果,该区井网部署过程中应适当增加NE及NEE方向井距以扩大井网控制范围,在储层压裂改造过程中施工压裂应大于40 MPa,以达到破裂造缝的目的。     

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长722段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试, 研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明: 1) 新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°, 裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主, 裂缝走向为NE75°~85°, 倾角为70°~85°; 2) 动态监测数据分析显示, 研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用, 油水易沿裂缝形成窜流, 导致生产井见水较快; 3) 三维地质建模结果显示, 研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高, 可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。     

水-动力耦合作用下红砂岩动态强度及破坏机理

为探究水化学损伤下红砂岩的动态强度和破坏机理,通过自然、干燥和饱水红砂岩试样的静态单轴压缩和动态单轴冲击试验,结合岩石碎块的电镜扫描(SEM)图像,分析了不同含水状态和应变率荷载等级下岩石的强度特性,并基于损伤断裂理论分析了含水岩石微裂纹起裂和扩展机理.试验结果表明:红砂岩试样动态抗压强度随含水率的增加而降低,随应变率的增加而增大,饱水试样具有显著的应变率效应;冲击荷载下,饱水试样应力-应变曲线具有显著的体积压缩现象,峰值应变最大,塑性变形明显,而干燥试样弹性变形最大,峰前塑性变形最小;受孔隙水影响,饱水试样颗粒结构疏松多孔,胶结物质被溶蚀而使胶结作用弱化.根据最大周向正应力理论,对含水岩石的微裂纹起裂条件和扩展方向进行了讨论,并对裂尖的动态应力强度因子进行了修正.     

各向异性应力边界条件下不同方向裂缝的变形特征

裂缝随地应力的变形规律对油气藏的高效开发具有重要的指导意义,目前中外对裂缝应力敏感变形特征的研究多集中在各向同性应力且方向与宏观压力梯度方向平行条件下的裂缝变形特征.但对各向异性应力不同方向裂缝的应力敏感特征研究较少.为此,建立各向异性应力条件下不同方向裂缝的变形计算模型,并研究流体压力、弹性参数、几何参数等对裂缝变形的影响及整个渗流介质渗透率张量的变化规律,最后通过物理模拟实验验证该模型的准确性.研究结果表明:裂缝性渗流介质加载各向异性应力时,与最大主应力方向夹角越小的裂缝渗透率越大;两组裂缝不对称分布时,随流体压力增大,裂缝系统渗透率主值变大,主值方向逐渐偏向应力敏感性强的那组裂缝,当两组裂缝正交分布时,只有主值大小会发生变化,最大主值方向始终平行于弹性模量较小的那组裂缝.     

基于“地质-工程”耦合平台的顺北断溶体储层地应力分布规律分析

顺北油田是一种碳酸盐岩断控裂缝-洞穴型储层,该类型油田通常采用水力压裂改造的方式进行开采,以提高储集体的连通性能。在水力压裂过程中,三维地应力场是影响裂缝扩展轨迹的重要因素之一。因此,研究三维地应力场的精细空间分布是水力压裂工艺需要解决的首要问题。针对裂缝-洞穴型碳酸盐岩储集体的水力压裂改造过程地应力场空间分布模拟不精细的问题,本文开发了“地质-工程”耦合平台。该平台可将地质模型转换为适用于AiFrac数值仿真软件的模型,实现了对储层三维地应力场的精细刻画。基于角点网格建立的三维地质模型,采用数值仿真软件进行三维地应力场的模拟,既可以保留储层的复杂地质构造特征,又可以利用数值仿真软件强大的计算能力,实现了地质模型和数值仿真一体化。为了验证本研究方法的有效性,本文基于前期已有的地应力测量数据,对顺北油田三维地应力场进行了分析计算。研究结果表明,断裂带对地应力场的大小和方向有显著的影响,主要表现在断裂带的规模、倾角、走向以及形态等因素在不同程度上均对地应力状态产生影响。本文提出的三维地应力场精细模拟方法可有效研究断溶体储层区域及内部、不同断裂带交汇区三维地应力场分布规律,从而为现场施工工艺参数的选择提供了重要依据。     

斜井水力压裂三维裂缝动态扩展数值模拟

 斜井的近井筒效应较为复杂,若存在射孔相位误差,极易在地层和水泥环交界面处产生微环隙,引起较高的近井压降,甚至在微环隙内产生砂堵,造成压裂施工失败。对于斜井水力压裂裂缝三维几何形态的预测,一直是水力压裂领域的难题。本文采用黏弹性损伤cohesive孔压单元,考虑套管、水泥环、地层、射孔孔眼和微环隙对水力压裂的影响,建立了斜井的水力压裂三维裂缝形态的有限元模型。同时,考虑水力压裂过程中储层岩石渗透率和孔隙度的动态演变,对渤海湾地区20°井斜角的C5井开展了水力压裂裂缝动态扩展的数值模拟研究,计算得到的井底压力曲线与现场施工曲线一致。研究了斜井水力裂缝和微环隙的起裂和扩展机理。微环隙在水力压裂的初始阶段沿井眼周向和轴向同时起裂并扩展,随着水力裂缝的扩展而逐渐闭合,对于具有较复杂近井筒效应的硬地层大斜度井而言,微环隙的起裂和多条裂缝的产生,极易导致压裂失败。斜井水力裂缝近似两翼对称,易向地应力较小的盖层扩展,缝高较难控制。数值模拟结果为现场水力压裂的设计提供理论指导。     

砾岩三维缝网扩展及影响因素分析——以玛湖凹陷南斜坡上乌尔禾组为例

水力压裂技术已成为玛湖致密油田开发的有效手段.然而传统的压裂模拟方法无法得到真实的三维裂缝扩展规律,并且储层的物理特征对裂缝扩展的影响还有待进一步研究.对玛湖目的层上乌尔禾组进行压裂模拟并对裂缝延伸影响因素进行分析.结果表明,乌尔禾组弹性模量值域在18～58.5 GPa,平均为32.4 GPa.泊松比值域在0.21～0.38,平均为0.31.脆性指数在21.0～89.0,平均为44.3,压裂改造可形成多分支裂缝.水平井设计方向为南北向,水平应力差在4.2～9.8 MPa,储层容易压裂改造形成复杂缝网.缝网模拟与微地震监测裂缝吻合度高达92.03％,模拟效果理想.物性特征越好其裂缝延伸拓展范围越广.弹性模量与脆性指数越大,更利于裂缝延伸,裂缝主要向高深区域及强脆性指数区域延伸,泊松比与裂缝广度呈负相关关系.最大水平地应力和最小水平地应力间接影响裂缝拓展延伸,水平应力差越小,裂缝空间展布越大.针对人工缝网的模拟有利于优化玛湖1井区水平井压裂参数及开发参数.     

渤南油田义176区块三维应力场智能预测

为提高应力场数值模拟的运算效率，基于ANSYS中的APDL语言编译自适应边界程序，将边界条件的人为调整过程自动化，并借助Petrel与ANSYS的联合建模技术以及三维非均质岩石力学场的构建技术，开展了渤南油田176区块三维应力场的智能预测。结果表明，自适应边界程序大幅且有效地缩短了人工反复尝试边界条件的时间，提高了应力场模拟的效率，且保证了预测精度。义176区块现今最大水平主应力方向总体呈近EW-SEE向，边界断层对应力方向影响较为显著，引起了约5 °~10 °的偏转。现今地应力数值变化较大，离散性高，平面上呈带状展布，具有北高南低的分布趋势，在目的层范围内属于I_a类地应力，岩石的非均质性是造成应力数值差异的主要原因。在义176区块中部存在一片条带状展布的“应力甜点”，可以作为井位部署和压裂作业的优势区域。     

塔里木顺托果勒地区地应力方位室内求取

确定地层地应力地理方位对油气资源的高效开发具有重要的意义,通过本文提出的利用波速各向异性结合古地磁岩心定向来确定地应力地理方位的新方法研究了塔里木盆地顺托果勒地区的地应力方位分布情况。现场应用表明：顺托果勒地区最小水平地应力方位布局较为清晰,大致以NE走向分布;新方法测试结果具有较高的精度和可靠性,可为该区块的勘探、开发提供重要基础数据支撑;且具有岩心利用率高、可操作性强、成本低等优点,具有很好的推广应用价值。     

基于数值模拟的水淹储层原始电阻率反演方法

针对注水油藏开发中储层原始电阻率准确恢复的问题,以克拉玛依油田砾岩油藏为研究对象,基于储层纵向侵入的地层模式,利用岩石物理体积模型建立砾岩油藏原始电阻率恢复的理论模型,分析影响水淹储层电阻率变化的2个因素。在细分砾岩岩性的基础上,利用岩心分析数据、生产动态以及测井曲线等资料建立了黏土变化量、束缚水电阻率和含水体积增加等3个变量的反演模型,并且依据多元线性回归模型计算储层的原始含油饱和度,最终定义原始含油饱和度和目前含油饱和度的差值与原始含油饱和度的比值为储层的采出指数。研究结果表明:影响储层电阻率的因素主要为注入水对泥质的冲刷导致黏土体积减少,以及注入水对孔隙中原油的驱替导致含水体积升高,并且由于矿化度的差异注入水与原始地层水进行离子交换和平衡。采出指数利用相对值的原理消除了砾岩岩性和非均质对水淹层定量评价的影响,相对于含油饱和度和产水率2个传统的水淹敏感参数,采出指数的解释精度达到了82%,为油田二次开发方案的制定和井网的调整提供技术支撑。