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致密油藏物性差,非均质性强,现今地应力分布特征影响着致密油藏钻井施工、井网部署、压裂改造和注水管理等方面。文章根据微地震监测法分析了鄂尔多斯盆地合水地区长6储层单井现今地应力的方向,利用水力压裂资料分析了研究区单井现今地应力大小。在单井现今应力分析的基础上,结合合水地区长6储层构造、沉积、岩相特点建立了三维非均质地质模型,通过室内三轴岩石力学试验与施工数据,得到不同岩相的岩石物理参数,由此建立三维力学模型。利用Ansys进行有限元数值模拟,得到了研究区长6储层三维现今地应力分布模型,模拟结果表明水平最大主应力范围为34~42 MPa;水平最小主应力范围为25~36 MPa;水平差应力范围为3~10 MPa,并将结果与实际测量的井点应力大小进行对比,误差小于10%,模拟结果可信。分析模拟结果可知研究区现今地应力的分布主要受到了岩石物理力学性质差异的影响,而构造格架的影响较小。在结果分析的基础上,建议研究区布井时,不仅考虑地应力的影响,还应将天然裂缝作为影响因素考虑,同时,为尽可能地降低开发成本,在差应力相等的区域,油气工业井一般部署在应力值低的地方。 相似文献
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页岩油气储层纵向多重非均质性及其对开发的影响 总被引：1，自引：0，他引：1
页岩油气作为烃源岩层系内自生自储的油气资源,其可开发性受页岩储层特征的控制明显。由于不同类型富有机质页岩形成环境的差异性,页岩油气储层在纵向上具有多重非均质性,包括岩性的纵向非均质性、储层物性的纵向非均质性、岩石力学参数的纵向非均质性、地应力的纵向非均质性以及含气性特征的纵向非均质性等,这造成了页岩油气储层的纵向非均质性明显强于横向非均质性,有机质丰度、孔隙度、渗透率、储层的可压裂性、地应力、含气性及吸游比等参数在纵向上的变化均较大,且直接影响了后期页岩油气开发方案的设计与实施。优质开发目的层段的选择首先要考虑单段页岩油气储层的连续厚度在30~50 m左右、有机碳含量均值达到2.0%以上、有效孔隙度大于2.0%、岩石泊松比小于0.25、脆性较大、最小主应力相对上下邻层较小、含气性较高的层段。页岩油气开发井型的选择,水平井段的部署,压裂分段的长短、射孔簇的设计等均要充分考虑这种非均质性的影响。 相似文献
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浊积砂低渗透储层为一种重要的储层类型,因其构造形态复杂、非均质性强等特点,极易导致其内部构造应力场异常分布;准确计算该类型储层的应力场分布、识别构造应力场异常区,对低渗透油藏的开发具有重要的指导意义。本次研究中,首先,在PETREL系统中依次建立浊积砂储层构造模型、浊积砂储层沉积微相模型和浊积砂储层层速度模型,并根据纵横波速度转换关系、纵横波速度与动态岩石力学参数转换关系、动静态岩石力学参数转换关系,由浊积砂储层层速度模型计算得到三维岩石力学参数模型;其次,将PETREL系统中的浊积砂储层构造模型转换为ANSYS系统中的浊积砂储层几何模型,解决浊积砂储层构造形态复杂的问题;然后,进行网格划分,并按照“距离扫描法”将三维岩石力学参数加载到浊积砂储层ANSYS有限元分析模型中,从而解决“非均质性强”的问题;最后,根据浊积砂储层区域构造背景及单井实测的地应力状态,设置初始边界条件和负载,进行计算。井点实测应力值和应力方向的检验表明,模拟结果准确可靠,能够体现出受浊积砂储层构造形态和储层非均质性影响而引起的局部构造应力场的异常。 相似文献
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基于声波测井资料的地应力分布研究——以饶阳凹陷任北奥陶系潜山为例 总被引：3，自引：0，他引：3
以饶阳凹陷任北奥陶系潜山为例,基于声波测井资料确定了岩石力学参数,视区域边界荷载为未知数,目标井地应力为约束,求解得出区域所受边界力;据此建立地质模型、计算模型、力学模型,对研究区的地应力进行了数值模拟,得出该区域地应力的分布规律及特点。研究结果表明,通过数值模拟求得的地应力值与实际测量地应力值吻合较好;研究区水平最大主应力值主要集中在-61～-118 MPa,水平最大主应力方向中北部为北西方向,南部为近南北方向;最小水平主应力值主要集中在-31～-91 MPa,北部最小应力值方向为北东方向,南部为近东西方向。断裂带附近是应力变化的梯度带,断裂带内主应力值较连续地层小,断层对水平主应力的分布具有显著影响。 相似文献
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准确揭示原位地应力状态，对地下工程开挖支护设计和长期稳定性分析等具有十分重要的意义。利用水压致裂技术开展了纱岭金矿主竖井地应力测试工作，获得了20个测段地应力状态；室内进行了主竖井测试孔岩芯的岩石力学试验，包括巴西劈裂试验、单轴压缩试验及声发射监测试验，获得了岩石空间非均质度和强度分布特征，并分析了岩石非均质度与水压致裂测试结果的关系。结果表明：主应力大小随测量深度近似呈线性增大，测试孔的最大水平主应力值为20.78～45.20 MPa，最小水平主应力值为14.94～35.33 MPa，平均最大水平主应力方向为NW65°；测试孔岩芯各层位非均质度不同，变辉长岩非均质度系数为0.1～0.3，且岩石不同强度条件下声发射信号数量变化不显著，岩石离散度较小，花岗岩非均质度系数最高，可达1.0，以加载后期强相破裂产生的声发射信号为主；岩石非均质度影响水压致裂裂纹的扩展方向，扩展方向和最大水平主应力方向的夹角φ影响着最大、最小水平主应力的测量结果，且对最小水平主应力的影响尤为显著。分析水压致裂测量结果与岩石性质之间的关系，对精确探测非均质地层的地应力场分布规律具有一定的指导作用。 相似文献
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XMAC测井仪能够在井下进行连续测量, 不仅能测得储层各沉积单元的最大和最小水平主应力以及最大水平主应力方位, 而且可以取得密度、破裂压力、泊松比、杨氏模量、剪切模量等岩性及力学参数, 从而有助于研究储层纵横向岩石力学特征, 进而为确立地应力与套管损坏之间以及岩石力学参数与套管损坏之间的相关性提供技术支持。研究结果显示, 与非套损区对比, 标准层成片套损区的主应力及破裂压力很高, 泊松比很大, 剪切模量很小, 这种力学特征可用来确立标准层成片套损区的形成或存在; 与正常井区相比, 油层部位套损集中区的主应力及破裂压力偏高, 泊松比比较大, 剪切模量比较小, 主应力方位发生偏转, 可利用这种力学特征判断油层部位套损集中区的形成或存在; 破裂压力变高、泊松比变大、剪切模量变小、差异应力较大是导致标准层部位发生套损的内在原因, 而区域之间的平面应力差异是导致标准层部位发生套损的外在推动力; 泊松比大、剪切模量小、破裂压力高等岩石本身力学特征是油层部位发生套损的内因, 而地应力场和地层压力场的改变是油层部位发生套损的外因, 油层部位套管损坏是内因、外因共同作用的结果。 相似文献
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利用岩心分析资料和测井解释成果,对切16井区E1+2油藏各主要含油小层储层非均质性参数(渗透率变异系数、突进系数、级差和非均质系数)进行了计算,结合昆北地区实际情况,建立了渗透率非均质性参数的评价标准,在此基础上对切16井区各小层层内和层间非均质性进行了评价;同时提出了一种新的研究储层平面非均质性的方法——参数差值平面分布法,对切16井区储层平面非均质性进行了研究;最后,从沉积相和成岩作用方面分析了储层非均质性的主控因素。研究表明,昆北油田切16井区储层非均质性整体上较强,其中,层内非均质性中等,层间和平面非均质性较强,沉积微相和胶结作用是制约本区储层非均质性的主要因素。本次研究可以为昆北油田下一步开发方案的编制提供科学合理的依据。 相似文献
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深部泥页岩储层地应力状态的准确确定是页岩气等非常规能源高效开发的关键。综合基于原位地应力测试获得水平最小主应力,建立基于流变模型的地应力剖面,应用成像测井技术确定水平最大主应力方向等,是准确确定泥页岩储层地应力的有效方法。将该研究思路应用于陕西汉中SZ1井,利用水压致裂原地应力测试方法获得储层水平最小主应力值范围为32~41 MPa;利用偶极声波测井数据获得岩石力学参数,结合地壳应变率和储层埋藏史,建立了SZ1井地应力剖面,结果表明牛蹄塘组1950~2025 m深度范围内水平主应力差介于10~15 MPa,水平最小主应力值范围为28~41 MPa,水平最大主应力值范围为47~49 MPa,预测得到的水平最小主应力值与实测结果具有较好的一致性。原地应力实测及流变模型预测结果揭示SZ1井地应力为正断型(Sv＞SH＞Sh)或正断型与走滑型相结合的应力状态(Sv≈SH＞Sh)。水平主应力差随伽玛值的升高而变小,表明地应力剖面与地层岩性具有较好的对应关系。基于成像测井揭示的钻孔诱导张裂隙分布特征,SZ1井水平最大主应力方向约为N74°W,与区域构造应力场方向基本一致。相关结论为准确认识SZ1井目标层地应力状态,以及后期水平井布设及压裂控制等提供了重要依据。 相似文献
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徐家围子断陷深层火石岭组致密火山岩储层地应力分布规律研究 总被引：4，自引：4，他引：0
徐家围子断陷位于松辽盆地北部,其深层中生代火石岭组为致密火山岩气藏,天然裂缝发育,地应力分布非均质性强。结合诱导裂缝法与井径崩落法进行单井现今地应力方向分析,利用声波测井法计算现今地应力大小的纵向分布。依据火石岭组构造顶底面图、火山岩相组及断层分布特征建立非均质三维地质模型;在动、静态岩石物理参数拟合校正的基础上,结合实验测试及已有研究成果,确定不同岩相组和断层岩石物理参数,建立三维力学模型;利用Ansys有限元数值模拟软件建立火石岭组三维数学模型并进行相关运算获得三维现今地应力分布模型。计算结果表明在火石岭组地层中,水平最大主应力方向主要为东西向,应力值范围在86~110 MPa;水平最小主应力方向主要为南北向,应力值范围在67~84 MPa。分析模拟结果可知火山岩相、断层和构造起伏三者对火石岭组现今地应力分布影响较大。其中水平主应力的方向主要受断层和近火山口相分布的影响,而水平主应力的大小则是受三者综合作用。在构造低部位,近火山口相组发育处,断层上盘及断层端部皆为主应力的集中区域。依据现今地应力研究成果可为徐家围子断陷下一步开发井网部署、压裂改造方案和水平井的设计以及注水管理提供重要指导。 相似文献
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河西务构造带J11断块储层非均质性 总被引：1，自引：0，他引：1
针对渤海湾盆地廊固凹陷河西务构造带J11断块沙四上亚段Ⅰ～Ⅲ砂组储层的非均质性进行了分析,从微观和宏观两个方面入手,分析了其主控因素。结果表明:研究区储层非均质性表现为层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性和岩石微观非均质性。层内非均质性主要受渗透率韵律类型、夹层分布特征差异影响;层间非均质性主要受隔层分布特征、分层系数、砂岩密度特征影响;平面非均质性主要受砂体连续性影响;微观非均质性主要受岩石结构及孔隙结构影响。沉积环境和成岩作用是储层非均质性的主控因素。通过对上述影响因素的分析,对研究区主力小层进行了储层评价,预测有利储层分布在研究区的东南部和西南部地区,为下一步勘探开发提供了一定的依据。 相似文献
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“二元法”在构造裂缝定量预测中的应用——以松辽盆地青一段泥页岩为例 总被引：3，自引：3，他引：0
松辽盆地青山口组一段是一套重要的烃源岩层,也是盆地主要的裂缝性油藏和页岩油藏发育层。裂缝不仅是油气运移的主要通道,也是重要的储集空间,裂缝分布规律的评价对盆地今后页岩油和裂缝性油藏的勘探开发具有重要的指导意义。利用ANSYS与Suffer联合建模并采用Petrel软件对研究区岩石力学参数进行三维随机模拟的方法,对松辽盆地古近纪末期的应力场进行了三维数值模拟。结果表明,研究区最大主应力的变化范围为24~147 MPa,最小主应力变化范围为3.8~114.4 MPa;扶余隆起带附近为最大主应力低值区,大庆长垣附近为最大主应力高值区;最小水平主应力的应力低值区和高值区的分布与最大水平主应力大致相同。在此基础上,采用二元法对裂缝密度作了定量的预测,预测值与实测值吻合度较高。预测结果显示,齐家—古龙凹陷、大庆长垣以及梨树—德惠等地裂缝相对较为发育,是下一步勘探的重点。 相似文献
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始新统孔店组二段上亚段泥页岩是济阳坳陷潍北凹陷良好的页岩气储层,为了了解孔店组二段上亚段页岩气储层压裂可行性,在岩芯观察、有机地化分析、测井、扫描电镜分析、X衍射、岩石力学测试分析的基础上,对孔店组二段上亚段岩性特征、有机地化特征、地应力特征、裂隙发育特征、矿物含量特征、岩石力学特征、脆性指数等进行了研究。结果表明:潍北凹陷孔店组二段上亚段泥页岩发育厚度为40～160m,泥地比大于70%;有机碳含量一般为1%～3%,镜质体反射率为0. 78%～1. 04%,干酪根类型以Ⅱ1型为主,现场解析含气量平均值为1. 2m3/t;现今最大水平主应力方向为近东西向;泥岩中裂缝发育,微裂缝沿矿物间隙延伸,连通性较好;脆性矿物含量为43. 4%～65. 2%,以脆性矿物计算的岩石脆性指数为42. 5%～64. 7%,脆性很强,黏土矿物含量为34. 8%～56. 6%,不含水敏性较强的蒙脱石;岩石力学计算获取的岩石脆性指数在6%左右,显示脆性较差;综合分析认为潍北凹陷孔店组二段上亚段页岩气储层具有较好的可压性,利于人工压裂改造,但也存在一定风险。 相似文献
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鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组为低孔特低渗储集层,研究该区相对优质储集层展布特征以及形成条件,并进行有利目标区域的优选和预测,对于油气挖潜具有很大的意义。通过砂岩物性、砂岩薄片及扫描电镜等资料的研究,探讨了储集层的岩石学类型、孔隙类型与物性特征、胶结物种类及成岩作用特点及其对有利储集层的控制作用。研究表明,姬塬地区长8油层组主要发育岩屑长石砂岩,铁方解石等胶结物普遍发育,储集层物性整体较差,非均质性强,主要孔隙类型为残余粒间孔和溶蚀孔隙;沉积、成岩及构造共同控制了有利储集层的分布。在此基础上,预测了姬塬地区有利储集层的分布。 相似文献
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现今地应力对富有机质页岩断层封闭性的研究——以川东南丁山地区龙马溪组为例 总被引：2，自引：2，他引：0
断层的封闭性研究对油气藏的保存、评价工作及探索油气的分布规律具有重要的参考价值与指导意义。以川东南丁山地区龙马溪组页岩为例,利用FMI成像测井、震源机制解、现场水力压裂、三轴力学实验、有限元2D-σ方法等技术与方法分别对其现今地应力的方向、大小及岩石力学性质进行了分析,最后对井位附近断层封闭性进行了初步的评价。结果表明:丁山地区龙马溪组页岩现今地应力方向总体处于北东东-南西西（55°±5°）至南东东-北西西（110±5°）范围。DY2井龙马溪组页岩层现今最大主应力约145.0 MPa,断层面叠合正应力约188.4~218.3 MPa,岩石处于塑性变形阶段,破裂模式较为单一,脆性指数约41.6%~49.0%,破裂系数约0.197~0.355,断层封闭性总体较好,含气性与试气效果较好。DY1井龙马溪组页岩层现今最大主应力约52.0 MPa,断层面叠合正应力约75.8~83.1 MPa,岩石处于弹性变形阶段,破裂模式较为复杂,脆性指数约48.5%~55.0%,破裂系数约0.355~0.671,断层封闭性总体较差,含气性与试气效果较差。DY3井和DY4井龙马溪组附近断层封闭性一般。 相似文献
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裂缝是影响储层高产、稳产的重要因素,而储层处在复杂的地质环境中,裂缝的形成和发育受众多因素的影响,研究各因素间的耦合作用对储层裂缝发育的影响,对指导油气勘探开发具有重要意义。为此,针对任丘油田任11井区雾迷山组碳酸盐岩储层进行了渗流-应力耦合作用对储层裂缝发育的影响研究。研究结果表明:未考虑渗流-应力耦合作用时,研究区最大水平主应力范围为82~100 MPa,从西南到东北逐渐增大;最小水平主应力范围为72~88 MPa,从研究区中心向西南、东北两侧逐渐递增;考虑耦合作用后,研究区最大水平主应力范围为84~102 MPa,最小水平主应力范围为76~91 MPa,最大及最小水平主应力增加。渗流-应力耦合作用后,研究区裂缝发育指数分布在0.027~1.156之间,山头顶部和近东西向断层的内部区域裂缝发育指数在0.7左右,为裂缝较发育区域;而研究区西南和东北边缘区域裂缝发育指数在0.2以下,为裂缝欠发育区域。随着耦合作用时间的增长,储层裂缝发育指数逐渐增大,在注入井和产油井附近区域的裂缝发育指数增大幅度尤为明显;储层裂缝线密度也呈增大趋势,仅产油井周围的裂缝线密度呈现为先减小后增大的趋势;未考虑耦合作用时的储层裂缝参数小于考虑耦合作用后的裂缝参数,说明仅考虑应力场进行储层裂缝预测所得结果偏小。 相似文献
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本文提出了不通过地应力测量,确定工程岩体地应力值的断裂判据法和地震波断裂力学反演法。断裂判据法仅需确定野外最新构造体系断裂参数和岩体物理力学参数,便可确定不同新构造活动区的现代地应力值或下限值。地震波断裂力学反演法仅需要收集地震资料,测定岩体物理力学参数,便可确定区域平均剪应力τ_0;结合现代地应力场类型和最大主应力方向,可确定主应为值。 相似文献