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为了研究天然地应力作用下裂隙产状等因素对深部岩体裂隙渗流特性的影响,基于单裂隙面渗透性服从负指数变化规律,建立了三维应力作用下不同产状裂隙的渗透系数计算公式,利用Lagrange乘子法分析裂隙面产状变化对其渗透性的影响,并分析了岩体裂隙有、无充填物对其渗透性的影响及敏感性;然后,以我国大陆地区地应力统计规律为例,分析了地表以下5 000 m范围内在天然地应力作用下裂隙渗透性随深度、产状的变化规律。结果表明：裂隙产状的变化对其渗流特性有明显影响,对于浅层岩体,在大主应力大致呈水平方向分布时,随着裂隙面倾角的增加,裂隙渗透系数逐渐降低;但随着深度的增加,在裂隙深度超过约200 m和裂隙面走向与大或中主应力方向大致一致时,裂隙渗透性反而会随着裂隙面倾角的增加逐渐增加,在裂隙面走向与小主应力方向垂直时增加最为明显;对于深部岩体,裂隙的渗透性很小,裂隙面产状的变化对其渗透性影响很弱;对于有充填物裂隙,岩块与充填物的弹模比和充填物泊松比的变化对裂隙渗透性的影响很小。研究结果可为深入研究我国深部岩体渗透特性变化规律提供借鉴意义。 相似文献
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天然岩体中存在着大量的孔隙和裂隙,这些缺陷不仅改变了岩体的力学性质,也严重影响了岩体的渗流特性。在对现有裂隙岩体渗流特性研究成果进行分析的基础上,讨论了岩体单个裂隙的力学性质和渗流对单个裂隙岩体产生的力学作用,研究了岩体单裂隙渗透系数与岩体三维应力的关系,考虑了裂隙粗糙度对渗流的影响以及不同方向应力对渗透性影响的差异,分析了单个裂隙岩体在三向应力作用下的渗流特征,得出了裂隙所受三维应力与渗透系数关系式,认为垂直于裂隙面的应力对岩体渗透性起主导作用,岩体渗透系数随垂直裂隙面应力的增加而迅速减小。通过与渗流规律试验结果对比分析,证明了所得单个裂隙岩体渗透系数表达式的正确性。 相似文献
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《岩土力学》2017,(Z2):311-316
灌浆是水工建筑物基础处理中最常用的技术手段,通过灌浆封堵裂隙使基础岩体的防渗性、结构强度等达到设计要求。裂隙是透水透浆的最基本结构面,在灌浆处理中浆液对裂隙的充填程度是灌浆效果最直观的表现,由于灌浆工程的隐蔽性,裂隙的充填特征难以直接获取到,目前大多采用间接的压水试验法进行效果评价。利用钻孔摄像技术对灌浆钻孔进行成像探测,获取钻孔360°壁面图像,识别灌浆后的裂隙充填特征,考虑不同充填特征对灌浆效果的影响,建立以充填裂隙和未充填裂隙为要素的灌浆效果评价指标——钻孔内裂隙充填指数(borehole fracture filling integrity,BFFI),探讨BFFI与常规压水试验透水率结果的相关关系,利用三次多项式拟合两种评价指标的函数关系,建立基于钻孔内裂隙充填指数的灌浆效果评价标准,并将该方法应用到雅砻江桐子林水电站厂房坝区帷幕灌浆补充试验中,结果表明,(1)压水试验法和BFFI法的灌浆效果评价结果吻合度较高,进一步说明了BFFI法评价灌浆效果的可行性;(2)利用钻孔摄像技术开展灌浆效果评价,既直观地展示浆液在裂隙中的充填特征,又能反映灌浆效果,为灌浆效果评价提供了新的思路和方法。 相似文献
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工程开挖扰动、卸荷和水力破岩产生的工程裂缝与先存裂隙的相互作用在岩石工程中十分普遍,建立适用于工程裂缝遇先存裂隙的扩展准则是解释工程裂缝扩展机制和研究岩体弱面剪切滑移的关键。采用两种不同强度的混凝土充填材料模拟强、弱胶结的先存裂隙,在只考虑准静态张拉应力作用下,依据半圆三点弯法测定了充填胶结型岩石的Ⅰ型静态断裂韧度;通过分析工程裂缝扩展轨迹,获得了临界启裂角与应力逼近角的关系;进一步探讨了工程裂缝与先存裂隙的相互作用扩展模式与判别准则。结果表明：张拉应力作用下工程裂缝与先存裂隙的相互作用受应力逼近角、启裂逼近距离和充填物胶结强度的共同影响;充填胶结砂岩的静态断裂韧度随应力逼近角增大先增大后减小;启裂逼近距离较大时,断裂韧度随应力逼近角变化不大,而启裂逼近距离较小时,断裂韧度随应力逼近角增大呈现先增大后减小的规律;应力逼近角影响充填胶结岩石的断裂韧度,但影响程度不如启裂逼近距离和充填物胶结强度,且存在一个极限影响距离。即使在张拉应力作用下,岩石材料的裂隙前端同样存在剪切局部化,因此,工程裂缝是否穿过先存裂隙取决于应力逼近角、启裂逼近距离和充填物胶结强度共同作用下裂隙面的抗剪强度和先存裂隙... 相似文献
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煤层底板变形破坏除受地质因素控制外,还受开采因素影响。通过试验和理论分析,系统研究了煤炭开采对回采工作面底板应力、应变和破坏及渗透性的影响。研究结果表明,不同岩性岩石的渗透性在全应力-应变过程中为应变的函数,在微裂隙闭合和弹性变形阶段,岩石的原生孔隙和裂隙容易被压密,岩石的渗透率随应力的增加由大变小明显,当应力增大至极限强度时岩石试件破坏形成贯穿裂隙,岩石的渗透率迅速增大至最大,不同岩性岩石存在一定差异性;随着回采工作面推进,煤层底板岩层在横向上划分为原岩应力区、超前压力压缩区、采动矿压直接破坏区和底板岩体应力恢复区4个区。煤层底板岩体的渗透性随着煤炭开采底板岩体变形破坏而呈规律性变化。 相似文献
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充填物的力学响应对裂隙渗流的影响 总被引：2，自引：0，他引：2
针对膨胀性充填物对裂隙岩体渗流影响方面研究较少的现状,基于大冶铁矿充填介质的水理性质和蚀变岩体力学参数测试成果,在充填物膨胀压力与蚀变岩体力学参数对比分析的基础上探讨了充填物的力学响应对裂隙渗流的影响。研究表明,充填物的膨胀效应对蚀变岩体力学变形起着重要的控制作用,充填物膨胀产生的拉张效应和剪切效应都导致裂隙渗透性的显著增加,并且充填物的塑化效应和液化效应也明显提高了裂隙的渗透性。 相似文献
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通过自主研发的煤岩剪切-渗流耦合试验装置,开展了无充填结构面和充填石膏、岩屑、黄泥结构面的剪切试验。利用三维光学扫描技术,研究了结构面的三维形貌特征和裂隙开度演化。结果表明：充填结构面的峰值剪应力和法向位移由充填石膏、岩屑到黄泥依次递减,受充填物强度影响较大;无充填结构面由于直接接触,剪切后表面发生明显磨损,结构面粗糙度系数（JRC）整体减小且变化最为显著,充填石膏和岩屑结构面的JRC变化次之,充填黄泥结构面几乎没有变化;充填物破坏和结构面磨损主要受裂隙开度演化和局部应力集中的影响。随着剪切位移的增大,在裂隙开度较小的区域,应力分布较大,充填物易沿此处破碎,无充填结构面沿此处严重磨损。 相似文献
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为探究边壁双曲率对其水动力特性的影响，应用RNG k-ε紊流模型和部分面积体积障碍模拟技术（FAVOR），针对圆管非满流建立三维数值模型，通过物理模型试验结果验证该数值模型的可行性。针对底坡和充满度不同组合条件进行数值试验，分析断面流速、壁面切应力和雷诺切应力分布规律等。研究结果表明：圆管非满流断面上不同垂线的流速分布具有较好的相似性，据此提出了垂线流速分布的抛物线公式；针对不同充满度条件提出了壁面切应力沿湿周分布的统一表达式；雷诺切应力沿垂线服从线性分布规律，充满度越大且距中垂线越远，沿垂线的变化梯度越小；当充满度大于0.5时，由于受二次流影响断面中垂线上雷诺切应力出现负值。 相似文献
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为探究边壁双曲率对其水动力特性的影响，应用RNG k-ε紊流模型和部分面积体积障碍模拟技术（FAVOR），针对圆管非满流建立三维数值模型，通过物理模型试验结果验证该数值模型的可行性。针对底坡和充满度不同组合条件进行数值试验，分析断面流速、壁面切应力和雷诺切应力分布规律等。研究结果表明:圆管非满流断面上不同垂线的流速分布具有较好的相似性，据此提出了垂线流速分布的抛物线公式；针对不同充满度条件提出了壁面切应力沿湿周分布的统一表达式；雷诺切应力沿垂线服从线性分布规律，充满度越大且距中垂线越远，沿垂线的变化梯度越小；当充满度大于0.5时，由于受二次流影响断面中垂线上雷诺切应力出现负值。 相似文献
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基于完全流-固耦合的弹塑性理论给出了水力压裂数值计算的弥散裂缝模型,其中材料的弹性部分采用线弹性本构关系,塑性部分采用摩尔-库仑破坏准则及强化准则。依据当前的有效应力状态修正渗透系数来模拟压裂液在裂缝中的流动。渗透系数的修改使用双曲正切函数,并采用平均有效应力作为水力裂缝的起裂判据。在ABAQUS软件中通过用户自定义程序添加了该模型。根据岩石的切面照片建立了含有硬包裹体分布的非均质岩石的有限元计算模型,模拟了中心点注水条件下的水力压裂传播过程,讨论了在常应力状态下非均质岩石中开裂区域、典型位置的应力路径变化和裂缝传播范围随时间变化的特点。进行了多种条件下含有硬包裹体分布的岩石材料的数值试验,得出了基岩材料的弹性模量、凝聚力和渗透系数以及注水速率对峰值注水压力、平均注水压力和裂缝开度的影响规律。 相似文献
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为了探究有效应力对高煤级煤储层渗透率的控制作用及其应力敏感性的各向异性,对5块高煤级煤样进行了覆压孔渗实验,揭示了有效应力对煤储层渗透率的控制机理。以3.5 MPa模拟原始地层压力发现,煤岩在平行主裂隙和层理面方向具有最高的初始渗透率,垂直层理面方向初始渗透率最低;有效应力从3.5 MPa增加到15.5 MPa的过程中,渗透率呈现出良好的幂函数降低趋势;渗透率伤害/损失的各向异性表明平行主裂隙方向渗透率伤害率和损失率最大,且不同方向应力敏感性受裂隙的宽度及其展布方向的控制;裂隙压缩系数随应力的增加呈现降低趋势,但由于高煤级煤岩压缩难度大,裂隙压缩系数的各向异性不明显。有效应力对渗透率控制的实质为通过减小煤储层孔裂隙体积降低渗透率,从而对各个方向上的渗透率均造成较大的不可逆伤害。 相似文献
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Yongquan Hu Zhiqiang Li Jinzhou Zhao Zhengwu Tao Pan Gao 《Environmental Earth Sciences》2017,76(15):546
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. 相似文献
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Normal-stress dependence of fracture hydraulic properties including two-phase flow properties 总被引：2，自引：1，他引：1
A systematic approach has been developed for determining relationships between normal stress and fracture hydraulic properties, including two-phase flow properties. The development of a relationship between stress and fracture permeability (or fracture aperture and fracture closure) is based on a two-part Hooke’s model (TPHM) that captures heterogeneous elastic-deformation processes at a macroscopic scale by conceptualizing the rock mass (or a fracture) into two parts with different mechanical properties. The developed relationship was verified using a number of datasets in the literature for fracture closure versus stress, and satisfactory agreements were obtained. TPHM was previously shown to be able to accurately represent testing data for porous media as well. Based on the consideration that fracture–aperture distributions under different normal stresses can be represented by truncated-Gaussian distributions, closed-form constitutive relationships were developed between capillary pressure, relative permeability and saturation, for deformable horizontal fractures. The usefulness of these relationships was demonstrated by their consistency with a laboratory dataset. 相似文献
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Fracture networks play a more significant role in conducting fluid flow and solute transport in fractured rock masses, comparing with that of the rock matrix. Accurate estimation of the permeability of fracture networks would help researchers and engineers better assess the performance of projects associated with fluid flow in fractured rock masses. This study provides a review of previous works that have focused on the estimation of equivalent permeability of two-dimensional (2-D) discrete fracture networks (DFNs) considering the influences of geometric properties of fractured rock masses. Mathematical expressions for the effects of nine important parameters that significantly impact on the equivalent permeability of DFNs are summarized, including (1) fracture-length distribution, (2) aperture distribution, (3) fracture surface roughness, (4) fracture dead-end, (5) number of intersections, (6) hydraulic gradient, (7) boundary stress, (8) anisotropy, and (9) scale. Recent developments of 3-D fracture networks are briefly reviewed to underline the importance of utilizing 3-D models in future research. 相似文献
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以往对于火山岩压敏性评价多限于定性分析且影响因素分析较片面,基于6块火山岩岩样的压力敏感性实验结果,结合岩石应力变形理论,建立了一种相对完善的定量化综合评价方法。分析了影响火山岩岩石压敏性的因素,其主控因素为裂缝发育情况和岩石孔隙结构。同时对影响岩石压敏性的影响因素进行了定量综合评价,其评价结果与实验结果的高度吻合(直线拟合R2为0.94),验证了该评价方法的可靠性。火山岩压敏性的各影响因素的影响因子由大到小依次为裂缝类型、裂缝充填情况、岩石渗透率、岩石孔渗比、裂缝条数、裂缝宽度、岩石孔隙度、黏土矿物含量和井深。此外,还建立了压敏条件下火山岩气井的产能方程,给出一种预测不同地层压力下火山岩气井产能的方法,分析了压敏性对火山岩气井产能的影响,其结果表明：岩石压敏性越强,地层压力下降越多,压敏性带来的附加产能损失越大。 相似文献
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深部煤储层处于高地应力环境中,其渗透率变化特征与浅部存在较大差异,为研究有效应力对深部煤储层渗透率的差异性影响,以及应力敏感性各向异性特征,以沁水盆地横岭区块15号煤层为研究对象,采样深度1 200~1 700 m,采用覆压孔渗实验,开展平行层理和垂直层理样品在不同有效应力下的渗透率变化规律研究,探究其应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响。结果表明:渗透率随有效应力的增加呈幂指函数降低,平行层理面渗透率总体高于垂直层理面,且在2个方向上渗透率变化规律呈正相关性。选取储层孔裂隙压缩系数、渗透率损害率和渗透率曲率3个参数作为煤储层应力敏感性评价指标,其中,孔裂隙压缩系数随有效应力增加,以5 MPa为界限先后呈现正相关性和负相关性,渗透率损害率和渗透率曲率分别与有效应力呈指数上升和下降的规律。基于应力敏感性参数,推导出煤层气井产能模型,模型显示,不考虑应力敏感性的气井产量高于考虑应力敏感性,揭示了应力敏感性对煤层气产量的影响程度,即在5 MPa生产压差下,气井的产量降低幅度随应力敏感性系数的增大整体呈增高趋势。针对应力敏感性的阶段划分,研究区目标煤层在煤层气排采过程中应采用小–中–大的排采方案来控制生产流量。 相似文献
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破裂井筒侧摩阻力分析 总被引：1，自引：1，他引：0
根据有效应力原理,对破裂井筒详细调查,建立由多个含、隔水层组成的厚表土底部固结沉降井壁侧摩阻力的概化模型。指出这类井壁不仅有负阻力,同时还有正阻力及零阻力井段,它们的分布决定了井壁挤压破裂及拉伸的部位。从有效应力的变化阐明了井壁破坏与降水季节的关系 相似文献