CN110671088B - 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 - Google Patents
一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110671088B CN110671088B CN201911087293.0A CN201911087293A CN110671088B CN 110671088 B CN110671088 B CN 110671088B CN 201911087293 A CN201911087293 A CN 201911087293A CN 110671088 B CN110671088 B CN 110671088B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- crack
- stress
- fracture
- solid
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 title claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 30
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims 38
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims 37
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract description 28
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 11
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 24
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000556 factor analysis Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法,其主要方法思路是在固相封堵效应的条件下,基于弹性力学理论,考虑裂缝产生的诱导应力,结合原地应力和井筒内压,运用叠加原理,推导出井筒周围应力场的数学模型,建立起新裂缝起裂压力的预测模型;并分析固相封堵在主裂缝时,新裂缝起裂压力及固相封堵强度的变化规律。通过新裂缝起裂压力的预测模型得到新裂缝的起裂压力,这样便能够有利于指导水力压裂的现场施工,使得地层得到复杂的裂缝网络,改善地层的渗透性,从而能够有效地进行页岩气开采;固相封堵强度的分析,有利于对现场暂堵剂的使用提出强度要求。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域,特别是一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法。
背景技术
页岩气是指存在于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气,它具有资源分布广、可采储量丰富、开采寿命长和生产周期长的优势,同时页岩气是当今世界公认的新型的清洁能源,是当今世界油气勘探开发的热点。通过勘探显示,我国的页岩气资源地质储量丰富,可采储量相当可观,有较好的开发应用前景。基于页岩气的优势特点,它在未来一段时间内必将成为我国重点发展的非常规能源之一,而且会在一定程度上改善我国的能源结构。基于此,现如今我国正在积极进行页岩气的勘探开发。
但是,众所周知,页岩是由黏土、泥质,通过紧压固结、脱水、重结晶后形成的岩石,具有明显的薄层理构造。它的形成特点和本身具有的结构特点,都导致了它必将是一种致密低孔低渗的岩石,同时使得页岩气层具有致密、低孔、特低渗的特点。这样便导致只有少数天然裂缝特别发育的页岩气井在钻井完成后可直接投入生产,90%以上的井需要经过酸化、压裂等储层改造措施后才能投入生产,从而获得比较好的开采效果。因此,虽然我国页岩气资源的地质储量丰富,但是由于页岩地层致密、低孔、特低渗的特点,导致页岩气的开发难度大,开采较为困难,采收率较低,我国想要通过页岩气的勘探开发来改善我国的能源结构,就不得不提高页岩气的采收率,对页岩气进行合理有效的开发。
针对页岩气的开发,目前主要采用储层压裂技术。通过水力压裂,使页岩地层产生裂缝,在地层中形成有效的渗流通道,使得页岩气能够被有效的开采。为了能够极大的提高页岩气的采收率,便需要在地层中形成最好的渗流通道,以便页岩气的渗流。我们采用的方式便是在地层形成更复杂的裂缝网络,以此来改善地层的渗流通道,这样便能有效开采页岩气,使得页岩气能够得到合理利用。压裂技术应用于页岩储层的增产改造,用来改善天然裂缝,同时增加水力人工裂缝,并最大限度地开启和连通天然裂缝,形成大量的裂缝网格,以期增大页岩气开采的经济效益。同时,为了有效促进页岩地层形成更复杂的裂缝网络,目前现场还采用在已有的裂缝通道中加入暂堵剂的方式,以期能够达到压开更多裂缝的目的。因此,压裂施工中,固相封堵主裂缝后,如果预先预测或估算出新裂缝起裂压力,这样便能够有利于指导水力压裂的现场施工。但是目前还没有一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法。
本发明提供的考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法,包括如下步骤:
S1、建立固相封堵在主裂缝产生的诱导应力场计算公式;步骤如下:
S11、当固相封堵在主裂缝时,井眼周围的诱导应力模型假设为无限大地层中存在一条对称双翼主裂缝,在主裂缝的双翼上存在对称的固相封堵,具体物理模型是:无限大平板中央存在一条直线裂缝,直线裂缝内存在两个关于中点对称的固相封堵,将整个直线裂缝命名为裂缝A,两个固相封堵将直线裂缝分为三段,三段裂缝从左至右边依次命名为裂缝B、裂缝D、裂缝C;固相封堵会导致固相封堵处两侧的净压力产生变化,因此,得出裂缝B和C内净压力相同,但裂缝D净压力与裂缝B和C不同,设裂缝D内的净压力为P1,设裂缝B和C内的净压力为P2,则有,
p1=Pw-σh (1)
p2=Pp-σh (2)
式中:Pw是井底流压,MPa;
Pp是地层孔隙压力,MPa;
σh是最小水平主应力,MPa。
S12、分别得出裂缝B、裂缝C、裂缝D的诱导应力场;具体如下:
S121、以直线裂缝的中点为原点,直线裂缝所在的直线为横坐标,建立直角坐标系;假设求解点M的坐标是(x,y);r1是M点到原点的距离,r2、r3分别是M点到直线裂缝左、右尖端的距离,r4是M点到裂缝B的中点的距离,r5、r6是M点到左右固相封堵的距离,r7是M点到裂缝C的中点的距离;θ1是r1与横坐标之间的夹角,θ2是r2与横坐标之间的夹角;θ3是r3与横坐标之间的夹角,β1是r4与横坐标之间的夹角,β2是r5与横坐标之间的夹角,β3是r6与横坐标之间的夹角,β4是r7与横坐标之间的夹角。
S122、计算各裂缝的诱导应力场:
(1)裂缝A在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G1是裂缝A的三维修正系数
(2)裂缝B在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G2是裂缝B的三维修正系数
(3)裂缝C在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G3是裂缝C的三维修正系数
(4)裂缝B在净压力p2下的诱导应力场为:
(5)裂缝C在净压力p2下的诱导应力场为:
公式(3)-(15)中:c是裂缝A的半长,m;a是裂缝B和裂缝C的长度,m,裂缝B和裂缝C的长度相等;c1是裂缝B和裂缝C的半长,m;
S13、通过叠加原理,将裂缝B、裂缝C、裂缝D的诱导应力场进行加和,得到固相封堵在主裂缝的总的诱导应力场为:
式中:σx、σy、σz分别是裂缝在x、y、z方向上的诱导应力分量,MPa;
τxy是剪切应力,MPa;
如果θ1,θ2,θ3,β1,β2,β3和β4为负值,那么应分别用θ1+180°,θ2+180°,θ3+180°,β1+180°,β2+180°,β3+180°和β4+180°来代替。
S2、计算裂缝中存在固相封堵的复合地应力场,当地层中存在裂缝时,地层的应力场由原地应力(最大水平主应力σH、最小水平主应力σh、垂向主应力σv)和裂缝产生的诱导应力场复合而成;裂缝中存在固相封堵的复合地应力场为:
式中:σH’、σh’、σv’分别是复合地应力分量,MPa;
σv是垂向主应力,MPa。
S3、计算井筒周围应力场;步骤如下:
S31、计算井筒内压引起的应力分量;井筒内压引起的应力分量为:
式中:r0-井筒半径,m;
r-离井轴中心的距离,m;
k-修正系数,取值范围为0.9<k<1,无因次。
S32、计算复合地应力引起的应力分量;复合地应力引起的应力分量为:
式中:σr、σθ、σz分别是径向应力、周向应力、垂向应力,MPa;
τrθ、τθz是剪切应力,MPa;
ν是岩石的泊松比,无因次;
θ是井周角。
S33、将井筒内压引起的应力分量和复合地应力引起的应力分量进行叠加,得到井筒周围应力场,如下:
式中,θ是井周角。
S4、计算新裂缝起裂压力:
根据岩石拉伸破裂的准则,即当岩石受到的拉伸应力达到并大于岩石的抗拉强度σt时,岩石将会产生破裂,形成初始裂缝,即
σmax≥σt (21)
为了采用拉伸破裂准则,需要将井筒周围的应力转换为主应力,所采用的计算公式如下:
通过上述公式的比较,三个主应力σ1、σ2、σ3中最大拉应力为σ2,即最大拉应力为:
通过上述的式子,便可计算得出井底流压Pw,即是新裂缝起裂压力。
与现有技术相比,本发明的有益之处在于:
本发明通过考虑固相的封堵效应,建立起新裂缝起裂压力的预测模型,得到新裂缝的起裂压力,这样便能够有利于指导水力压裂的现场施工,使得地层得到更复杂的裂缝网络,改善地层的渗透性,从而能够有效地进行页岩气开采;进行固相封堵强度的分析,有利于对现场暂堵剂的使用提出强度要求。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现,部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1、固相封堵在主裂缝的诱导应力场物理模型。
图2、固相封堵在主裂缝的诱导应力场物理模型的坐标图。
图3、起裂压力与封堵后端长度a的关系图。
图4、固相封堵强度与封堵后端长度a的关系图。
图5、起裂压力与原地应力σH的关系图。
图6、固相封堵强度与原地应力σH的关系图。
图7、起裂压力与原地应力σh的关系图。
图8、固相封堵强度与原地应力σh的关系图。
图9、起裂压力与岩石的抗拉强度σt的关系图。
图10、固相封堵强度与岩石的抗拉强度σt的关系图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明,应当理解,此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明,并不用于限定本发明。
本发明的方法思路主要是:在固相封堵效应的条件下,基于弹性力学理论,考虑裂缝产生的诱导应力,结合原地应力和井筒内压,运用叠加原理,推导出井筒周围应力场的数学模型,建立起新裂缝起裂压力的预测模型,得到新裂缝的起裂压力。
具体方法步骤如下:
步骤1、计算固相封堵在主裂缝产生的诱导应力场
经典的位移不连续法(DDM)采用的是二维平面模型,假设的是垂直于模型平面方向的裂缝长度为无穷大,即无限缝高,但实际的水力裂缝缝高是有限的,故需要引入三维修正系数,以考虑有限缝高对应力场和位移场的影响。三维修正系数G为:
式中:d是裂缝单元中心到求解点的距离,m;
h是裂缝高度,m。
当固相封堵在主裂缝时,井眼周围的诱导应力模型可假设为无限大地层中存在一条对称双翼主裂缝,在主裂缝两端存在对称的固相封堵,俯视可以简化为如图1所示物理模型:无限大平板中央存在一条直线裂缝,直线裂缝两端存在对称的固相封堵,缝长为2c,固相封堵距离直线裂缝尖端(封堵后端长度)均为a。整个直线裂缝命名为裂缝A,两个固相封堵将直线裂缝分为三段,三段裂缝从左至右边依次命名为裂缝B、裂缝D、裂缝C;固相封堵会导致固相封堵处两侧的净压力产生变化,因此,得出裂缝B和C内净压力相同,但裂缝D净压力与裂缝B和C不同,设裂缝D内的净压力为P1,设裂缝B和C内的净压力为P2,则有:
p1=Pw-σh (1)
p2=Pp-σh (2)
式中:Pw是井底流压,MPa;
Pp是地层孔隙压力,MPa;
σh是最小水平主应力,MPa。
如图2所示,以直线裂缝的中点为原点,直线裂缝所在的直线为横坐标,建立直角坐标系;假设求解点M的坐标是(x,y);r1是M点到原点的距离,r2、r3分别是M点到直线裂缝左、右尖端的距离,r4是M点到裂缝B的中点的距离,r5、r6是M点到左右固相封堵的距离,r7是M点到裂缝C的中点的距离;θ1是r1与横坐标之间的夹角,θ2是r2与横坐标之间的夹角;θ3是r3与横坐标之间的夹角,β1是r4与横坐标之间的夹角,β2是r5与横坐标之间的夹角,β3是r6与横坐标之间的夹角,β4是r7与横坐标之间的夹角。
通过图1和图2的物理模型,基于弹性力学理论和叠加原理,建立起固相封堵在主裂缝的诱导应力场。
裂缝A在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:
裂缝B在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:
裂缝C在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:
裂缝B在净压力p2下的诱导应力场为:
裂缝C在净压力p2下的诱导应力场为:
通过叠加原理,固相封堵在主裂缝的总的诱导应力场为:
式中:σx、σy、σz分别是裂缝在x、y、z方向上的诱导应力分量,MPa;
τxy是剪切应力,MPa。
如果θ1,θ2,θ3,β1,β2,β3和β4为负值,那么应分别用θ1+180°,θ2+180°,θ3+180°,β1+180°,β2+180°,β3+180°和β4+180°来代替。
步骤2、计算复合地应力场
当地层中存在裂缝时,地层的应力场由原地应力(最大水平主应力σH、最小水平主应力σh、垂向主应力σv)和裂缝产生的诱导应力场复合而成。
通过叠加原理,裂缝中存在固相封堵的复合地应力场为:
式中:σH’、σh’、σv’分别是复合地应力分量,MPa;
σv是垂向主应力,MPa。
步骤3、计算井筒周围应力场
(1)由井筒内压引起的应力分量为:
式中:r0是井筒半径,m;
r是离井轴中心的距离,m;
k是修正系数,取值范围为0.9<c<1,无因次。
(2)由复合地应力引起的应力分量为:
式中:σr、σθ、σz分别是径向应力、周向应力、垂向应力,MPa;
τrθ、τθz是剪切应力,MPa;
ν是岩石的泊松比,无因次。
应用叠加原理,考虑井筒内压和复合地应力的影响,井筒周围应力场为:
步骤4、计算新裂缝起裂压力
根据岩石拉伸破裂的准则,即当岩石受到的拉伸应力达到并大于岩石的抗拉强度σt时,岩石将会产生破裂,形成初始裂缝,即
σmax≥σt (21)
为了采用拉伸破裂准则,需要将井筒周围的应力转换为主应力,所采用的计算公式如下:
通过上述公式的比较,三个主应力σ1、σ2、σ3中最大拉应力为σ2,即最大拉应力为:
通过上述的式子,便可计算得出Pw,即为新裂缝起裂压力。
固相封堵在主裂缝的影响因素分析:
根据上述建立的固相封堵在主裂缝的新裂缝起裂压力预测模型,起裂压力主要受封堵后端长度a(固相封堵的位置)、原地应力σH、原地应力σh、岩石的抗拉强度σt等因素的影响,下面以这几个因素对新裂缝起裂压力和固相封堵强度(即p1)进行影响因素分析。
(1)封堵后端长度a
由图3和图4可以看出:当固相封堵临近主裂缝尖端时,由于裂缝产生的诱导应力是裂缝尖端集中应力产生的,这个阶段新裂缝起裂压力主要对裂缝尖端应力集中较为敏感,使得新裂缝起裂压力小范围的上升;当固相封堵逐渐远离裂缝尖端,随着固相封堵位置距离井筒越来越近,新裂缝起裂压力呈现出先下降趋势较快,后下降趋势趋于平缓;当固相封堵临近井筒时,由于井筒内压引起的应力,这个阶段新裂缝起裂压力主要对井筒内压引起的应力较为敏感,使得新裂缝起裂压力有着剧烈的上升趋势。固相封堵强度和起裂压力随封堵后端长度a的变化趋势相同,两者之间仅相差定值原地应力σh。
(2)原地应力σH
由图5和6可以看出:原地应力σH对新裂缝起裂压力造成的影响不大。固相封堵强度随原地应力σH的变化不大,起裂压力和固相封堵强度两者之间仅相差定值原地应力σh。
(3)原地应力σh
由图7和8可以看出,随着原地应力σh的增大,新裂缝起裂压力变得越来越高,两者基本趋于线性变化。随着原地应力σh的增大,固相封堵强度会降低,原因是起裂压力的上升幅度小于原地应力σh的增大幅度。
(4)岩石的抗拉强度σt
由图9和10可以看出,随着岩石的抗拉强度σt的增大,新裂缝起裂压力变得越来越高,两者基本趋于线性变化。固相封堵强度和起裂压力随岩石的抗拉强度σt的变化趋势相同,两者之间仅相差定值原地应力σh。
通过上述对固相封堵在主裂缝进行相应的影响因素分析可以得出以下结论:
(1)随着封堵后端长度a的逐渐增大,新裂缝起裂压力有着三个明显的变化趋势,当固相封堵临近主裂缝尖端时,由于主裂缝尖端应力集中,使得新裂缝起裂压力小范围的上升;当固相封堵逐渐远离主裂缝尖端而不断靠近井筒,新裂缝起裂压力呈现出先下降趋势较快,后下降趋势趋于平缓;当固相封堵临近井筒时,由于井筒内压的影响,使得新裂缝起裂压力有着剧烈的上升趋势。固相封堵强度和起裂压力随封堵后端长度a的变化趋势相同,两者之间仅相差定值原地应力σh。
(2)原地应力σH对新裂缝起裂压力造成的影响不大。固相封堵强度随原地应力σH的变化不大,起裂压力和固相封堵强度两者之间仅相差定值原地应力σh。
(3)随着原地应力σh的增大,新裂缝起裂压力会不断升高。随着原地应力σh的增大,固相封堵强度会降低,原因是起裂压力的上升幅度小于原地应力σh的增大幅度。
(4)随着岩石的抗拉强度σt的增大,新裂缝起裂压力会越来越高。固相封堵强度和起裂压力随岩石的抗拉强度σt的变化趋势相同,两者之间仅相差定值原地应力σh。
以上所述,仅是本发明的较佳实施例而已,并非对本发明作任何形式上的限制,虽然本发明已以较佳实施例揭露如上,然而并非用以限定本发明,任何熟悉本专业的技术人员,在不脱离本发明技术方案范围内,当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例,但凡是未脱离本发明技术方案的内容,依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰,均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (8)
1.一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法,其特征在于,包括如下步骤:
S1、建立固相封堵在主裂缝产生的诱导应力场计算公式;步骤如下:
S11、当固相封堵在主裂缝时,井眼周围的诱导应力模型假设为无限大地层中存在一条对称双翼主裂缝,在主裂缝的双翼上存在对称的固相封堵,具体物理模型是:无限大平板中央存在一条直线裂缝,直线裂缝内存在两个关于中点对称的固相封堵,将整个直线裂缝命名为裂缝A,两个固相封堵将直线裂缝分为三段,三段裂缝从左至右边依次命名为裂缝B、裂缝D、裂缝C;
S12、分别得出裂缝B、裂缝C、裂缝D的诱导应力场;具体步骤如下:
S121、以直线裂缝的中点为原点,直线裂缝所在的直线为横坐标,建立直角坐标系;假设求解点M的坐标是(x,y);r1是M点到原点的距离,r2、r3分别是M点到直线裂缝左、右尖端的距离,r4是M点到裂缝B的中点的距离,r5、r6是M点到左右固相封堵的距离,r7是M点到裂缝C的中点的距离;θ1是r1与横坐标之间的夹角,θ2是r2与横坐标之间的夹角;θ3是r3与横坐标之间的夹角,β1是r4与横坐标之间的夹角,β2是r5与横坐标之间的夹角,β3是r6与横坐标之间的夹角,β4是r7与横坐标之间的夹角;
S122、计算各裂缝的诱导应力场:
裂缝A在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G1是裂缝A的三维修正系数
裂缝B在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G2是裂缝B的三维修正系数
裂缝C在净压力p1下的诱导应力场为:
其中:G3是裂缝C的三维修正系数
裂缝B在净压力p2下的诱导应力场为:
裂缝C在净压力p2下的诱导应力场为:
公式(3)-(15)中:
c是裂缝A的半长,m;
a是裂缝B和裂缝C的长度,m;
c1是裂缝B和裂缝C的半长,m;
S13、通过叠加原理,将裂缝B、裂缝C、裂缝D的诱导应力场进行加和,得到固相封堵在主裂缝的总的诱导应力场计算公式;
S2、计算裂缝中存在固相封堵的复合地应力场,复合地应力场由最大水平主应力σH、最小水平主应力σh、垂向主应力σv和裂缝产生的诱导应力场复合而成;
S3、计算井筒周围应力场;步骤如下:
S31、计算井筒内压引起的应力分量;
S32、计算复合地应力引起的应力分量;
S33、将井筒内压引起的应力分量和复合地应力引起的应力分量进行叠加,得到井筒周围应力场;
S4、计算新裂缝起裂压力:
当岩石受到的拉伸应力达到并大于岩石的抗拉强度σt时,岩石将会产生破裂,形成初始裂缝;因此,将井筒周围的应力转换为主应力,其中的最大拉应力即等于岩石的抗拉强度σt,根据最大拉应力等于岩石的抗拉强度σt的公式,计算得出井底流压Pw,即是新裂缝起裂压力。
2.如权利要求1所述的考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法,其特征在于,所述步骤S11中,固相封堵导致固相封堵处两侧的净压力不同,设裂缝D内的净压力为P1:裂缝B和C内的净压力为P2,则有,
p1=Pw-σh (1)
p2=Pp-σh (2)
式中:Pw是井底流压,MPa;
Pp是地层孔隙压力,MPa;
σh是最小水平主应力,MPa。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201911087293.0A CN110671088B (zh) | 2019-11-08 | 2019-11-08 | 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201911087293.0A CN110671088B (zh) | 2019-11-08 | 2019-11-08 | 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110671088A CN110671088A (zh) | 2020-01-10 |
CN110671088B true CN110671088B (zh) | 2021-07-02 |
Family
ID=69086628
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201911087293.0A Active CN110671088B (zh) | 2019-11-08 | 2019-11-08 | 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN110671088B (zh) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112065351B (zh) * | 2020-08-25 | 2021-09-17 | 中国石油大学(北京) | 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备 |
CN117648886B (zh) * | 2024-01-25 | 2024-04-16 | 新疆石油管理局有限公司 | 高压脉冲射流储层改造压力预测方法、装置 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20130032350A1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method Of Fracturing Multiple Zones Within A Well |
CN106650100A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-05-10 | 西南石油大学 | 一种实验页岩藏储层水平井交替体积压裂方法 |
CN106869892A (zh) * | 2017-03-15 | 2017-06-20 | 西南石油大学 | 一种重复压裂井缝内暂堵起裂的判断方法 |
CN107506840A (zh) * | 2016-06-14 | 2017-12-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井射孔簇间距的优化方法 |
CN107587867A (zh) * | 2017-09-25 | 2018-01-16 | 西南石油大学 | 一种提升页岩缝网复杂度的重复压裂工艺设计方法 |
CN107609258A (zh) * | 2017-09-07 | 2018-01-19 | 西南石油大学 | 一种页岩重复压裂转向裂缝起裂压力的计算方法 |
CN107939368A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-04-20 | 西南石油大学 | 一种提高水平井同一压裂段内水力裂缝复杂程度的实时控制方法 |
CN108412477A (zh) * | 2018-03-30 | 2018-08-17 | 西安石油大学 | 一种体积压裂中间歇式部分封堵缝中造缝的方法 |
CN108825198A (zh) * | 2018-06-23 | 2018-11-16 | 东北石油大学 | 页岩地层压裂裂缝起裂压力计算方法 |
-
2019
- 2019-11-08 CN CN201911087293.0A patent/CN110671088B/zh active Active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20130032350A1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method Of Fracturing Multiple Zones Within A Well |
CN107506840A (zh) * | 2016-06-14 | 2017-12-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井射孔簇间距的优化方法 |
CN106650100A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-05-10 | 西南石油大学 | 一种实验页岩藏储层水平井交替体积压裂方法 |
CN106869892A (zh) * | 2017-03-15 | 2017-06-20 | 西南石油大学 | 一种重复压裂井缝内暂堵起裂的判断方法 |
CN107609258A (zh) * | 2017-09-07 | 2018-01-19 | 西南石油大学 | 一种页岩重复压裂转向裂缝起裂压力的计算方法 |
CN107587867A (zh) * | 2017-09-25 | 2018-01-16 | 西南石油大学 | 一种提升页岩缝网复杂度的重复压裂工艺设计方法 |
CN107939368A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-04-20 | 西南石油大学 | 一种提高水平井同一压裂段内水力裂缝复杂程度的实时控制方法 |
CN108412477A (zh) * | 2018-03-30 | 2018-08-17 | 西安石油大学 | 一种体积压裂中间歇式部分封堵缝中造缝的方法 |
CN108825198A (zh) * | 2018-06-23 | 2018-11-16 | 东北石油大学 | 页岩地层压裂裂缝起裂压力计算方法 |
Non-Patent Citations (7)
Title |
---|
Analytical analysis of fracture conductivity for sparse distribution of proppant packs;Guo Jianchun等;《JOURNAL OF GEOPHYSICS AND ENGINEERING 》;20170601(第14期);第599-610页 * |
Predicting the fracture initiation pressure for perforated water injection wells in fossil energy development;Lu Yu等;《INTERNATIONAL JOURNAL OF HYDROGEN ENERGY 》;20190621;第44卷(第31期);第16257-16270页 * |
华北油田W区块堵老缝压新缝封堵剂实验研究;谭龙;《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ι辑》;20171130(第11(2017)期);第B019-232页 * |
大位移井水力压裂裂缝起裂机理研究及应用;邓燕;《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ι辑》;20030430(第(04)2003期);第B019-67页 * |
川东北须二段裂缝性致密气藏破裂压力预测研究;石杨梦;《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ι辑》;20171130(第(11)2017期);第B019-112页 * |
浅层砂岩垂直井分段压裂起裂压力研究;裴玉彬等;《辽宁化工》;20120920;第41卷(第09期);第929-932页 * |
裂缝性地层中水平井压裂裂缝起裂新模型;陈曦宇等;《科学技术与工程》;20131118;第13卷(第32期);第9502-9507页 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN110671088A (zh) | 2020-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108868748B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂裂缝开启压力的计算方法 | |
CN111322050B (zh) | 一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法 | |
CN108468538B (zh) | 一种页岩水压裂缝扩展预测方法 | |
CN106869892B (zh) | 一种重复压裂井缝内暂堵起裂的判断方法 | |
CN110005389B (zh) | 一种基于热流固耦合作用的超深层砂岩缝网改造评价方法 | |
CN104806233B (zh) | 一种预测弱面地层坍塌压力当量密度窗口的方法 | |
CN105735960A (zh) | 一种低渗透油气藏水平井分段多簇压裂簇间距优化方法 | |
CN108518218B (zh) | 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法 | |
CN105574251B (zh) | 基于地质力学的裂缝型地层定向井造斜方位的设计方法 | |
CN109209350A (zh) | 一种煤层斜井套管射孔完井破裂压力的预测方法 | |
CN110671088B (zh) | 一种考虑固相封堵主裂缝的新裂缝起裂压力预测方法 | |
CN105422076B (zh) | 一种致密砂岩油藏的水平井布井方法及装置 | |
CN111878051B (zh) | 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法 | |
Zheng et al. | Practice of high-intensity volume fracturing in the Shaximiao Formation tight sandstone gas reservoirs of the Qiulin Block, central Sichuan Basin | |
CN110516407B (zh) | 一种裂缝性储层水平井段内多簇压裂裂缝复杂度计算方法 | |
Miao et al. | Development status and prospect of staged fracturing technology in horizontal wells | |
CN113987965B (zh) | 一种暂堵转向裂缝的预测方法及装置 | |
Sun et al. | A new numerical well test method of multi-scale discrete fractured tight sandstone gas reservoirs and its application in the Kelasu Gas Field of the Tarim Basin | |
Dong et al. | The thermal recovery methods and technical limits of Bohai offshore heavy oil reservoirs: A case study | |
CN108121844A (zh) | 水力波及半径的获得方法 | |
CN110850470A (zh) | 一种利用地震资料计算地应力差异系数的方法 | |
CN113431542B (zh) | 水平井压裂裂缝干扰强度的计算方法 | |
Cui et al. | Experimental study on fracture propagation morphology of deviated well in tight reservoir | |
CN115705454A (zh) | 一种基于相场法的裂缝扩展模拟压裂设计优化方法 | |
CN116877041A (zh) | 一种油气藏储层水平缝水平井钻完井压裂改造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Liu Yuxuan Inventor after: He Jie Inventor after: Deng Yan Inventor after: Guo Jianchun Inventor before: Liu Yuxuan Inventor before: He Jie Inventor before: Deng Yan Inventor before: Guo Jianchun Inventor before: Wang Jiandong |
|
CB03 | Change of inventor or designer information |