金衍老师-深层岩石力学

文章编号：1000 − 7393(2022)04 − 0500 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.04.015基于成像测井的孔缝智能分割与识别樊永东1,2 庞惠文2,3 金衍1,2 王汉青41. 中国石油大学(北京) 人工智能学院；2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室；3. 中国石油大学(北京) 理学院；4. 中国石化石油勘探开发研究院引用格式：樊永东，庞惠文，金衍，王汉青. 基于成像测井的孔缝智能分割与识别［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（4）：500-505.摘要：在碳酸盐岩储层的钻探开发过程中，确定地层中的溶孔和裂缝所处区域及种类，对判断储层漏失通道和储存空间具有重要意义。

借助图像识别技术，识别成像测井图像中裂缝与溶孔是当前研究的难点，该方法要求样本数据量较大，在小样本情况下识别效果较差，因此提出了通过图像分割提高样本质量，实现小样本情况下高准确度的孔缝识别。

研究主要包括图像分割与图像识别两部分，图像分割以阈值分割为主，应用K 均值聚类与遗传算法对阈值分割进行了逐步优化；图像识别主要是应用深度神经网络，基于图像分割后的高质量图像识别成像测井图像中的孔缝结构。

研究结果表明，图像分割前后整体识别准确度由63.3%提高到90.0%。

在模型的实际应用中，该模型成功识别了样本中包含的高导缝与溶蚀孔，通过图像分割提高图像质量，可以实现小样本高准确度的孔缝结构识别。

关键词：裂缝识别；成像测井；遗传算法；K 均值聚类算法；神经网络中图分类号：P631.84；TP18 文献标识码： AIntelligent segmentation and recognition of pores and fractures based on imaging loggingFAN Yongdong 1,2, PANG Huiwen 2,3, JIN Yan 1,2, WANG Hanqing 41. School of Artificial Intelligence , China University of Petroleum (Beijing ), Beijing 102249, China ;2. State Key Laboratory of Oil & Gas Resources and Exploration , China University of Petroleum (Beijing ), Beijing 102249, China ;3. College of Science , China University of Petroleum (Beijing ),Beijing 102249, China ; 4. Research Institute of Petroleum Exploration and Development , SINOPEC , Beijing 102206, ChinaCitation: FAN Yongdong, PANG Huiwen, JIN Yan, WANG Hanqing. Intelligent segmentation and recognition of pores and fractures based on imaging logging ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(4): 500-505.Abstract: When drilling and developing carbonate rock reservoirs, determining the location and type of the dissolved pores and fractures in the formation is of great significance for judging the leakage channels and storage space in the reservoir. With the help of image recognition technology, recognizing the fractures and dissolved pores in imaging logging images is a difficult point in current research. Recognizing the images requires a large amount of sample data, and the recognition effect is poor in the case of small samples. Therefore, it is proposed to improve sample quality through image segmentation, so as to realize high-accuracy pore and fracture recognition in the case of small samples. The research mainly includes image segmentation and image recognition. Image基金项目: 国家自然科学基金面上项目“致密储层多尺度通道流体流动力学机制研究”(编号：51874321)；国家自然科学基金青年科学基金项目“强非均质性泥质超稠油储层快速启动扩容机理研究”(编号：52104013)。

三维空间中水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则程万;金衍;陈勉;徐彤;张亚坤;刁策【摘要】基于对三维空间下水力裂缝尖端应力场以及作用在天然裂缝面上的应力场的分析，建立了水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则。

利用大尺寸真三轴水力压裂实验模拟系统，实验研究了不同产状天然裂缝、地应力对水力裂缝扩展行为的影响。

实验研究表明：水力裂缝穿透预制裂缝的现象主要发生在高逼近角、高走向角、高水平应力差异系数、高水平应力差的区域；水平应力差存在一个临界值，大于该值，水力裂缝才可能穿透预制裂缝。

实验结果与本准则预测结果吻合良好。

应用本准则，预测四川盆地龙马溪组页岩气试验井水力裂缝不能穿透天然裂缝面，与微地震压裂监测解释结果一致。

图8表1参15%Based on the analysis of the stress fields near the hydraulic fracture tip and on the natural fracture surface, a criterion for identifying hydraulic fractures crossing natural fractures was proposed. A series of hydraulic fracturing tests were conducted to investigate the influences of natural fractures occurrence and horizontal stress contrast on hydraulic fracture propagation using large scale tri-axial fracturing system. The experiment results showed that the crossing happens in the region with high approaching angle and strike angle, large horizontal stresses and horizontal stress difference coefficient. Horizontal stress contrast has a critical value, only when it is above the critical value, may the hydraulic fracture cross the natural fracture. These experimental results agree with the predictions of this criterion well. It is predicted bythis criterion that the hydraulic fracture of a test well in the Longmaxi shaleformation, Sichuan Basin, can’t cross the natural fracture, which agrees with the micro-seismic monitoring results.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】5页(P336-340)【关键词】页岩;水力压裂;天然裂缝;水力裂缝;产状【作者】程万;金衍;陈勉;徐彤;张亚坤;刁策【作者单位】中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学北京石油工程学院; 油气资源与探测国家重点实验室【正文语种】中文【中图分类】TE357.1开发非常规油气藏常需要采用大规模的水力压裂改造储集层[1-4]。

页岩气储层压裂数值模拟技术研究进展金衍;程万;陈勉【摘要】页岩气储层水力压裂数值模拟既要考虑页岩储层岩石的特性,又要兼顾水平井分段压裂施工工艺,是一个非常棘手的力学难题.本文简述了页岩气储层岩石具有的地质力学特征和页岩气储层开发常用的水平井分段压裂技术;详述了扩展有限元、边界元、离散元在水力压裂裂缝模拟上的应用现状,指出了它们在处理裂缝问题的局限性和优越性,总结出边界元三维位移不连续法是模拟多裂缝扩展的有效方法.【期刊名称】《力学与实践》【年(卷),期】2016(038)001【总页数】9页(P1-9)【关键词】水力压裂;数值模拟;页岩气;分段压裂【作者】金衍;程万;陈勉【作者单位】中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE371页岩气是一种产自极低孔渗、富含有机质页岩储集系统中的非常规天然气［1］.开发此类非常规油气资源需要大规模的储层改造.以滑溜水压裂液为主的水平井分段压裂技术已在国内外页岩气藏开发中得到广泛应用，并取得了较为乐观的经济效益.区别于相对较为均质的砂岩地层，页岩地层的岩石力学特征的复杂性使得水力裂缝扩展路径变得更为复杂.水平井多级水力裂缝间的应力干扰又使得传统的水力裂缝数学模型无法准确地模拟出水力裂缝的几何形态.鉴于此，本文综述了近几年来页岩气藏水力压裂裂缝扩展数值模拟技术的研究进展.微地震技术及井下成像技术和井下页岩岩芯已经证实页岩气地层中常发育复杂的裂缝［25］.层理发育是页岩气储层的一个明显的特征，其胶结强度往往低于层内岩石的胶结强度，它与天然裂缝面一起构成了岩石中的弱胶结面［67］（“弱面”）.大量的室内水力压裂实验已经证明，弱面是影响水力裂缝扩展路径的关键因素［45，7］.页岩弹性各向异性特征［810］，使得页岩水力裂缝宽度也因此而变得比各向同性条件下复杂.受沉积方向和压实作用的影响，页岩被认为是横观各向同性的.不同岩层的岩性往往是不同的，其弹性力学参数因此迥异，多套地层在整体上常表现出弹性非均质性.地层间弹性参数的差异性通常会影响到水力裂缝宽度，断裂韧性的差异性则会出现限制缝高［11］、遮挡裂缝的可能性.页岩气储层改造是以提高改造的储层体积为主要目的的改造方式，旨在页岩气储集层中产生人工裂缝网络.为了增加水力裂缝在页岩气储层中的有效接触面积，在水平井中常需采用多级压裂技术，也称为分段压裂，如图1所示.每一个压裂段又含有多个射孔簇，在理想条件下，每个射孔簇能形成一条裂缝［1215］.多级压裂［16］主要应用在具有长水平段的水平井中，按压裂的先后顺序分为次序压裂（图1）、交错压裂（图2）和同步压裂（图3）.水平井次序压裂是指从水平井的趾端到跟段依次进行分段分簇压裂，如图 1所示.水平井交错分段压裂是指压裂顺序不严格按照从井底到井口的顺序进行压裂.这种压裂方式有增加储层沟通体积的可能性，但由于当前的井下工具不能够实施交错压裂，使得这种压裂方式尚未有现场应用.同步压裂是指对相邻两口及两口以上的水平井采用2套甚至多套车组同时压裂施工，以期利用压裂影响地应力场，形成更为复杂的裂缝网络.当页岩气井井筒密集时，通过对多口井进行同步压裂，能够获得比次序压裂更好的效果. 目前，以最大化采收率或者最快的采油速度为目的的页岩气井完井设计常需考虑以下几个因素：水力裂缝的优势扩展方向和井筒方位［17］；每个射孔簇的破裂压力，力争每簇能产出一个主裂缝，从而最大化裂缝复杂程度；同井或邻井裂缝间的应力干扰强度［1819］；同步压裂技术能否适合该地层，能否增加产气量［2021］.页岩气储层水力压裂数值模拟是围绕图1～图3所示的工艺技术开展的数值研究，目的是为了在储层压裂施工前能够设计和优化裂缝网络，从而为高效开发提供理论依据.水力压裂力学本质上可以概括为4个基本力学过程的耦合：储层岩石在流体压力的作用下发生断裂，形成裂缝通道；压裂液在裂缝通道中流动，并传递流体压力到地层深处；流体垂直于壁面的渗流；支撑剂在裂缝内部的运移.针对这4个力学过程，下文将着重论述模拟水力裂缝常用的3类数值方法：扩展有限元、离散元、边界元.3.1 扩展有限元（extended finite element method，XFEM）扩展有限元是以传统有限元的理论为框架，其核心思想是用扩充带有不连续性质的形函数来代表计算区域内的间断，不连续场的描述完全独立于网格边界，处理断裂问题有较好的优越性.利用扩展有限元，可以方便地模拟裂纹的任意路径［2223］，可以克服边界元模拟裂缝增长之后重新划分网格的局限性［2428］.盛茂等［29］基于扩展有限元模拟水力压裂，采用最大能量释放率准则确定裂缝是否继续扩展以及扩展方向.曾青冬等［30］考虑裂缝内流体流动和周围岩石应力变形，建立了页岩水力裂缝扩展的数学模型，分别采用有限元和扩展有限元求解裂缝流场和岩石应力场，并通过Picard迭代方法耦合求解.Mohammadnejad等［31］将扩展有限元应用于多孔介质中的水力压裂模拟.Arash［3234］采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在裂缝性油藏中的扩展行为，如图4所示.他忽略了压裂液沿着裂缝壁面的滤失，着重考虑了闭合天然裂缝的内聚力、岩石基质的断裂韧性、天然裂缝的几何形状对水力裂缝扩展路径的影响.系统地研究了水力裂缝与天然裂缝交叉前、交叉中、交叉后的天然裂缝的变形规律，以及裂缝形态与缝内压力的关系曲线，并将其与经典的KGD模型［35］进行对比.他指出，在某些条件下，闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移；某些条件下，闭合的天然裂缝不受水力裂缝的影响.Keshavarzi等［36］也采用扩展有限元方法模拟了水力裂缝在非常规油气藏中的扩展，得出了与 Arash［3234］相似的结果.他指出：水力裂缝沟通天然裂缝之前和之后都会发生偏移；原地应力场和天然裂缝的方向是影响交叉行为的主控因素.水力裂缝净液压力增加，可以减小水力裂缝的偏转.原水平应力差越小，水力裂缝越容易在沟通天然裂缝之前就发生偏转.在高逼近角时，水力裂缝可能同时张开天然裂缝和穿透天然裂缝，这主要依赖于水平应力差的大小.Fu等［37］在Arash［3234］和 Keshavarzi等［36］的研究基础上，将单条水力裂缝与单条天然裂缝的干扰行为扩展到单条水力裂缝与离散的天然裂缝网络的干扰行为.Fu等［37］考虑了天然裂缝与水力裂缝的应力干扰和离散裂缝网络中的流体动力学，在天然裂缝网络地层中模拟水力裂缝的扩展. 3.2 离散元（discrete element method，DEM）有关水力压裂模拟的研究可以大体分两大类：宏观和细观.宏观类的裂缝模型已经广泛地应用于石油工程水力压裂，裂缝因为缝内流体压力的驱动而发生增长，其相应的数学模型虽然复杂但计算速度快.与之相反，细观类的裂缝模型则是依据描述岩体颗粒与流体的相互作用，以数目巨大的离散单元来描述整个岩体，流体在颗粒或岩块间的流动来表达水力压裂的过程.基于离散元的水力压裂模拟可以在一定程度上反映出岩石在被压裂的过程中发生的情况：是剪切断裂还是张性断裂，适用于细观尺度上的机理研究.但是，对于油田尺度的水力压裂设计，基于离散元的水力压裂模型需要大量的单元，对计算机要求高，耗时很长，所得结果也并非直观上的水力裂缝.3.2.1 颗粒流程序（particle flow code，PFC）PFC［38］以点接触胶结的颗粒（二维为圆盘，三维为球）为基本单元，能模拟岩石中非连续面的一种数值模拟方法.PFC模拟水力压裂是在其颗粒间考虑流体压力而产生的键断裂，从而形成微裂缝，进而形成宏观尺度的水力裂缝［39］.PFC建模时可以先建立离散裂缝网络，再设置流体注入点，这使得水力裂缝不仅包括岩石颗粒间新生的裂缝，也包括了已存裂缝的剪切滑动扩展［40］.然而，PFC的基本假设就存在 3大缺陷：（1）颗粒间的力学参数如何与岩石的宏观参数对应；（2）PFC数值岩心代表了多大尺寸的实际岩石；（3）球形和圆盘形颗粒难以真实反映具有棱角的岩石矿物颗粒.因此，PFC模拟油田尺度的水力裂缝前景渺茫.3.2.2 晶格法为了解决PFC3D速度慢的问题，3D LATTICE软件提供了流--固--热耦合的模块.Cundall［41］用LATTICE模拟了水力裂缝与预置裂缝的干扰行为，预置裂缝捕获水力裂缝的原因是，水力裂缝遇到预置裂缝后，一侧受到拉伸应力，另外一侧受到挤压应力，而流体则始终是沿着阻力最小的方向流动，这与水力压裂室内试验［45，7］吻合良好.Pettitt等［42］用LATTICE软件模拟水平井多级压裂，并在最大水平应力60°角的方向上设置了一簇离散裂缝网络.水力裂缝起始扩展方向依然是垂直于最小主地应力，遇到节理网络后发生偏转.受到水力裂缝应力的影响，有些水力裂缝是双翼缝，有些则是单翼裂缝.3.2.3 非连续变形分析（discontinuous deformation analysis，DDA）非连续变形分析是离散元方法的隐式表达，与有限元处理应力位移问题较为相似.Ben等［4346］将裂缝性岩体简化为管网模型，采用DDA研究岩体的变形，并与裂缝中的流体流动相耦合，从而实现了裂缝性的岩体中的流体流动模拟.Ben为了模拟裂缝性地层中的水力压裂，他以DDA建立水力压裂模型时做了三点假设：（1）裂缝性或节理性岩体中的每个岩块是连续不可渗透的线弹性体，新生裂缝不能穿透这些连续的块体.（2）块体之间的初始状态是弹簧胶结的，可以发生张性和剪性破坏.（3）岩块的边界中的初始间隙为流体的流动路径，流态为单向不可压缩的拉梅流动.Morgan等［47］在Ben模型的基础上考虑了流体的可压缩性，也实现了水力压裂的模拟，并得到了实验验证.岩石的断裂有穿晶断裂和沿晶断裂［48］两种情况.DDA模拟裂缝性地层虽具有优越性，但其假设水力裂缝为不可穿越的块体，使得DDA模拟水力裂缝与实际的岩石裂缝有一定的差距.3.3 边界元（boundary element method，BEM）边界元法是在定义域的边界上划分单元，用满足控制方程的函数去逼近边界条件.其中，位移不连续法［4950］是边界元体系中的一种高效处理裂缝问题的数值方法，其原理是将裂缝划分成若干个位移不连续的单元，建立一个能够满足边界应力或位移的代数方程组，该方程组的解为单元的切向和法向位移，法向位移的物理意义即为裂缝宽度.早期的多裂缝的模拟是在经典的 KGD［35］、PKN［51］、拟三维裂缝模型［5254］基础上，考虑了流体在多裂缝以及井筒中的流动，但是没有考虑多裂缝间的应力干扰和裂缝内的压力耗散.Olson［55］基于二维位移不连续解，模拟多裂缝同时扩展，如图5所示.他假定裂缝扩展速度与裂尖应力强度因子成比例增长，裂缝内部液压为常压，考虑了等长天然裂缝的随机分布.但忽略了压裂液在裂缝内部的流动，使得这一模型不适合真实情况下的水力压裂.Olson等［56］指出：相对静液压力系数Rn和逼近角是影响裂缝形态的主要因素.与直井相比水平井中更倾向于形成网状裂缝，水平井中水力裂缝与天然裂缝之间的夹角越大，越易于形成网状裂缝形态.水力裂缝诱导应力可能使得闭合的天然裂缝在水力裂缝到达之前可能张开或滑移.张保卫［57］也采用边界元位移不连续法，模拟水力裂缝在页岩地层中扩展，得到了与Olson等［5556］相似的模拟结果.他指出，水力裂缝诱导应力场在裂缝尖端附近可以改变主应力的方向，使得水力裂缝并不总是沿着垂直于远场最小水平主应力的方向扩展，而当裂缝沿着天然裂缝扩展一段距离之后，天然裂缝的干扰应力场减小，水力裂缝又逐渐受到远场水平主应力的约束，沿着垂直于最小水平主应力方向扩展.在此基础上，Sesetty等［58］也采用边界元位移不连续法，但他假定压裂液为牛顿流体，研究了水力裂缝路径、裂缝开度、缝内压力随压裂液注入时间的变化关系.Wu等［5960］将拟三维裂缝宽度方程和二维位移不连续法相结合，建立了一个能够在天然裂缝性地层中模拟多裂缝的拟三维多裂缝力学模型.Wu等［5960］假定压裂液为幂律流体，采用有限差分法求解压裂液的流动，与拟三维多裂缝力学模型相结合，采用 Newton迭代法和Picard迭代法，实现了流体流动和裂缝变形的耦合，以及多裂缝间的应力干扰，采用最大拉应力准则判别裂缝扩展的方向，实现了拟三维多裂缝同步扩展的数值模拟.实际上，自然界任何裂缝都可以认为是三维的，二维裂缝也只是三维裂缝的特例.近年来，三维断裂力学［6162］和边界元三维位移不连续法［6365］的发展才使得真三维水力裂缝的模拟得以快速实现.Yamamoto等［6667］采用有限元研究裂缝内部流体的流动，三维位移不连续法研究岩体的变形，经过耦合求解之后，模拟了全三维水力裂缝扩展.但其局限性在于不能考虑地层之间水平应力的差异. Rungamornrat等［68］在研究三维水力裂缝非平面扩展时，实现了三维裂缝在空间的扭曲，如图6所示. Adachi等［69］采用三维位移不连续法与幂律流体流动耦合，在含有多层岩石介质中实现了全三维水力裂缝扩展模拟.与Yamamoto等［6667］相比，Adachi等［69］建立的模型可以考虑不同地层间的应力差异性，但是他们所建立的模型的共同特点是只有一个主裂缝，并且忽略了水力裂缝被地层界面所遮挡的可能性.单条三维水力裂缝的非平面扩展的成功模拟促进了学者对多条三维水力裂缝扩展的数值模拟，目的是为了更加接近水平井分段压裂的实际裂缝情况. Xu［70］将三维位移不连续法用于模拟水平井多裂缝的扩展［7072］，如图7所示.同一压裂段中不同射孔簇压裂液流量的分配实际上是多裂缝应力干扰的结果，但是压裂液在井筒内的压力可近似认为是相等的，并且各个射孔处流量的总和等于泵入到地层中的总流量，这2个条件使得流量分配是一个既复杂而又可以求解的力学问题.3.4 边界元的优势（1）边界元与扩展有限元的简要比较边界元和扩展有限元均是从弹性力学出发，假定岩石的断裂属于弹脆性断裂，裂尖在断裂判别准则下自由扩展，适合于模拟宏观类水力裂缝的扩展.扩展有限元需对定义域（与水力裂缝相关的地层）的整体进行划分网格，网格数目巨大，计算耗时长；边界元是只需对定义域的边界（裂缝、层理等）进行划分网格，网格数目少，计算快，并且精度高.在模拟水平井多裂缝同步或者相继扩展时，边界元只需在裂缝扩展的每一个时间步，将新生的裂缝单元加入到原有的单元中并参与计算，即可实现多裂缝间的应力干扰.在采用边界元法模拟天然裂缝网络时，只需将天然裂缝面划分为单元，天然裂缝的力学属性由法向刚度、剪切刚度、摩擦系数等表征［50］.（2）边界元与离散元的简要比较众所周知，以PFC3D为代表的离散元软件需要众多的颗粒才能模拟岩土的断裂行为，在研究小尺寸试样的细观力学行为上具有一定的优势.由于计算机速度的限制，PFC3D当前并不能模拟油田尺度的水力裂缝扩展.PFC3D中颗粒的细观参数与岩石的宏观参数的标定依然是一个未解之谜.边界元则只需对介质的边界进行划分单元，单元数目少，也可以直接将常规岩样测试获得的弹性参数纳入到计算之中，适用性高.（1）弹性各向异性对水力裂缝宽度和扩展方向的影响.不论是横观各向同性，还是正交各向异性，其弹性本构方程较均质各向同性更为复杂.目前，边界元三维位移不连续法已经可以解决各向异性介质中三维裂缝弹性变形问题［7375］，但应用于解决水力压裂力学问题尚需时日.（2）非均质体界面对水力裂缝的影响.层理是不同岩性地层的界面，页岩层理尤为发育.不同地层的弹性参数的差异导致裂缝问题更为复杂［7677］，例如层理面在水力裂缝逼近时容易产生小范围滑移或者张开；软地层（弹性模量低的地层）变形容易，水力裂缝宽度大；硬地层（弹性模量大的地层）变形小，断裂韧性通常比较大，水力裂缝难以穿越，起到了遮挡作用.无论是二维边界元还是三维边界元，非均质介质的界面上的连续性条件是解决非均质弹性力学问题［50，7881］的关键条件.水力裂缝与层理的干扰行为与边界元三维位移不连续法的结合还有待进一步研究，主要难点体现在层理面的张开或滑移破坏了连续性条件［50］.（3）在天然裂缝网络中模拟分段水力压裂裂缝的扩展.边界元三维位移不连续法虽然在模拟分段压裂裂缝扩展方面优势明显［7072］，离散的天然裂缝网络与单条水力裂缝的干扰也已不再是难点，但多裂缝中的流体动力学与边界元三维位移不连续法的耦合依然是一个尚待解决的科学难题.页岩气储层中岩石力学特性，对水力压裂多裂缝数值模拟提出了更高的要求，页岩在水压作用下的断裂特征是改进水力裂缝模拟的标杆.与扩展有限元、离散元相比，边界元在解决页岩气储层水力裂缝问题上已经表现出更大的优越性和可行性.在模拟页岩气储层单条裂缝在裂缝性储层中扩展时，扩展有限元、边界元、离散元均可较好地解决流固耦合问题.在模拟页岩气储层多级压裂裂缝扩展时，必须考虑裂缝间的应力干扰问题.边界元三维位移不连续法则表现出更大的优越性，是一个行之有效的数值方法.另外，在页岩气储层水力压裂多裂缝数值模型中，页岩各向异性、非均质性以及离散裂缝网络是值得探索的研究方向.【相关文献】1王永辉，卢拥军，李永平.非常规储层压裂改造技术进展及应用.石油学报，2012，33（S1）:149-1582 Fisher MK，Wright CA，Davidson BM，et al.Integrating fracture mapping technologiesto optimize stimulations in Barnett shale.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，San Antonio，Texas，USA，20023 Zhou J，Chen M，Jin Y，et al.Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs.International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences，2008，45（7）:1143-11524 Cheng W，Jin Y，Chen M.Experimental study of stepdisplacement hydraulic fracturingon naturally fractured shale outcrops.Journal of Geophysics and Engineering，2015，12:714-7235 Cheng W，Jin Y，Chen M.Reactivation mechanism of natural fractures by hydraulic fracturing in naturally fractured shale reservoirs.Journal of Natural GasScience&Engineering，2015，23:431-4396 Jacobi DJ，Gladkikh M，LeCompte B，et al.Integrated petrophysical evaluation of shale gas reservoirs.CIPC/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference，Calgary，Alberta，Canada，20087 Cheng W，Jin Y，Chen M，et al.A criterion for a hydraulic fracture crossing a natural fracture in a 3D space and its field application.Petroleum Exploration&Development，2014，41（3）:371-3768衡帅，杨春和，张保平等.页岩各向异性特征的试验研究.岩土力学，2015，36（3）:609-6169王倩，王鹏，项德贵等.页岩力学参数各向异性研究.天然气工业，2012，32（12）:1-410 Waters GA，Lewis RE，Bentley D.The effect of mechanical properties anisotropy in the generation of hydraulic fractures in organic shales.SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colorado，USA，201111陈治喜，陈勉，黄荣樽等.层状介质中水力裂缝的垂向扩展.石油大学学报（自然科学版），1997，21（4）:24-3012 Wu R，Kresse O，Weng X，et al.Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks.SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference，The Woodlands，Texas，USA，201213 Nicolas PR，Mukul MS.Strategies to minimize frac spacing and stimulate natural fractures in horizontal completions. 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企业技术开发２００７年４月ＦＬＡＣ基本原理及在岩土工程分析中的应用（湖南省商业技术学院，湖南株洲４１２０００）摘要：文章通过对ＦＬＡＣ基本原理及其特点的分析，从而证明它在岩土工程问题分析研究中的重要作用。

关键词：ＦＬＡＣ；拉格朗日差分法；岩土工程中图分类号：ＴＵ４３文献标识码：Ａ文章编号：１００６－８９３７（２００７）０４－００６２－０２Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｒｏｕｇｈａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｂａｓｉｃｐｒｉｎｃｉｐｌｅａｎｄｃｈａｒａｃｔｅｒｏｆＦＬＡＣ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｐｒｏｖｅｄｉｔｓｉｍｐｏｒｔａｎｔｆｕｎｃｔｉｏｎｉｎａｎａｌｙｚｉｎｇａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｉｎｇｒｏｃｋｓｏｉｌｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＦＬＡＣ；Ｌａｇｒａｎｇｅｍｅｔｈｏｄｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ；ｒｏｃｋｓｏｉｌｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｈｅｂａｓｉｃｐｒｉｎｃｉｐｌｅｏｆＦＬＡＣａｎｄｉｔｓａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎａｎａｌｙｚｉｎｇｒｏｃｋｓｏｉｌｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬＩＹｕ－ｌａｎ（ＨｕｎａｎＢｕｓｉｎｅｓｓＰｏｌｙｔｅｃｈｎｉｃ，Ｚｈｕｚｈｏｕ，Ｈｕｎａｎ４１２０００，Ｃｈｉｎａ）收稿日期：２００７－０１－０４作者简介：李玉兰（１９６８—），女，湖南株洲人，大学本科，讲师，研究方向：计算机应用。

李玉兰企业技术开发ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＩＣＡＬＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴＯＦＥＮＴＥＲＰＲＩＳＥ２００７年４月Ａｐｒ．２００７第２６卷第４期Ｖｏｌ．２６Ｎｏ．４１ＦＬＡＣ基本原理及简介ＦＬＡＣ最早由美国ＩｔａｓｃａｓＣｏｎｓｕｌｔｉｎｇＧｒｏｕｐ．Ｉｎｃ．开发应用于岩土工程力学计算（Ｃｕｎｄａｌｌ，１９７６；Ｍｏｒｔｉ和Ｃｕｎｄａｌｌ，１９８２），现已从ＦＬＡＣ２Ｄ拓展到ＦＬＡＣ３Ｄ。

该方法求解使用了离散模型方法、动态松弛方法和有限差分方法３种技术（Ｃｕｎｄａｌｌ和Ｂｏａｒｄ，１９８８；Ｃｕｎｄａｌｌ，１９９０），从而将连续介质的动态演化过程转化为离散节点的运动方程和离散单元的本构方程求解。

英雄岭干柴沟区块页岩油可压性评价探索摘要：页岩油可压性是评价储层能否作为工程“甜点”关键参数之一。

可压性用于表征储层体积压裂改造的难易程度，主要分析地质因素对形成复杂裂缝的影响程度，可压性的好坏直接关系到储层体积改造形成缝网的效果。

储层可压性越好，体积改造效果越好；储层可压性越差，体积改造效果越差。

通过初步的探索与研究，英雄岭干柴沟区块页岩油可压性可用“脆性、地应力差异”两个因素进行表征。

关键词：页岩可压性脆性地应力柴达木盆地英雄岭干柴沟区块页岩油为浅湖-半深湖沉积环境，主要发育灰云坪微相，整体上是为以晶间孔为主的混积性页岩油藏，储层岩性以含泥灰云岩为主，碳酸盐矿物含量平均49%，粘土矿物含量平均21%，粘土矿物以伊利石为主，储集空间以晶间孔为主，岩心分析孔隙度0.02-15.38%，平均3.31%，渗透率0.01-0.49mD，平均0.05mD。

1、脆性指数评价三轴压缩试验典型的全应力-应变曲线。

从o点至e点的整个试样断裂过程可分为六个阶段：微裂纹闭合阶段、弹性变形阶段、裂纹稳定扩展阶段、裂纹不稳定扩展阶段、断裂阶段、应力残余阶段。

峰前阶段输入的能量中以弹性能的形式存储的比例越高，脆性越高。

峰后阶段释放的弹性能在驱动岩石破裂的过程中所占的比例越高，脆性越高。

残余阶段弹性能释放的越彻底，脆性越高。

通过实验或测井数据计算得到杨氏模量，采用线性回归方法进行储层动静态杨氏模量、动静态泊松比的回归，根据干柴沟区块动静态参数对应特征，标定杨氏模量。

模型计算的动态杨氏模量普遍低于室内实验测得的静态杨氏模量，回归曲线斜率为正。

模型计算的动态泊松比普遍低于室内实验测得的静态泊松比，回归曲线斜率为正。

基于三轴实验得出的干柴沟动静态岩石力学参数转换模型如下公式所示。

使用杨氏模量-泊松比法确定岩石脆性指数公式。

利用脆性指数和杨氏模量相关性要好于和泊松比的关系度，应用准则层判断矩阵及权重计算，得出杨氏模量和泊松比的权重分别是0.72、0.28，初步探索得出岩石力学法脆性计算公式如下：式中：FI1为通过弹模-泊松比法确定的岩石脆性指数。

水压致裂法测量地应力院系：地科院姓名：陆凯学号：201622000064提交日期：2016年11月27日摘要：水压致裂法在地质工程中广泛于测量地应力。

传统的水压致裂法理论是建立在弹性力学平面应变理论的基础之上的,用于测量地质条件简单的情况下的二维地应力,但是传统水压致裂法的由于存在许多不足,因此再次出现了提出了三维地应力测量理论,采用最小主应力破坏准则进行水压致裂法三维地应力测量,对地质条件比较复杂的地区可以用该方法进行测量,但是还需要进一步的改进。

传统的水压致裂法理论和三维地应力测量理论各有优缺点。

关键词：地应力测量传统水压致裂法三维地应力测量理论最小主应力水压致裂法是测量]3-1[地壳深层岩体地应力状态的一种有效方法,对地应力测量的测试原理基于三个基本假设:(1)地壳岩石是线性均匀、各向同性的弹性体;(2)岩石为多孔介质时,流体在孔隙内的流动符合达西定律;(3)主应力方向中有一个应力方向与钻孔的轴向平行。

向封闭的钻孔内注入高压水,当压力达到最大值P f后,钻孔井壁会发生破裂导致井内压力下降,为维持裂隙保持张开状态,孔内压力最终会达到恒定值,不再注入后,孔内压力迅速下降,裂隙发生愈合,之后压力降低速度变慢,其临界值为瞬时关闭压力P s,完全卸压后再重新注液,得到裂隙的重张压力P r以及瞬时关闭压力P s,最后通过由仪器记录裂缝的方向。

一、传统的水压致裂法传统的水压致裂法]8-4[应力测量理论和方法是建立在弹性力学平面应变理论的基础之上的,它的前提是原地应力场中的两个主应力方向构成一个平面,而第三个主应力是与这两个主应力垂直的。

利用一个铅直井孔进行水压致裂应力测量得到两个水平主应力的大小和方向,而垂向主应力的值是由岩石的密度按静岩压力计算得出。

传统水压致裂法采用最大单轴张应力的破裂准则,没有考虑轴向应力δz和径向应力δs对孔壁四周围岩的约束效应。

切向应力δ0随液压P w不断增大,由压应力转变为张应力状态,再由张应力逐渐增大达到围岩抗拉强度T,井壁四周围岩沿剪切方向产生破裂。

砂岩储层可压裂性评价方法研究彭成勇;刘书杰;李扬;邓金根;蔚宝华;刘伟;周长所;纪成【摘要】通过研究砂岩储层压裂裂缝起裂、扩展规律以及期望的裂缝形态,提出了砂岩储层可压裂性具体含义.分析KGD模型中各因素对压裂裂缝的影响规律,借助成熟的有限元方法对上述规律进行验证及补充,建立了砂岩储层可压裂性与储层岩石弹性模量和最小水平地应力之间的关系,绘制了可压裂性指标的变化规律,即弹性模量越高,最小水平地应力越小,砂岩储层的可压裂性越高.根据地震资料可以绘制砂岩储层的三维可压裂性分布图,可以为压裂选井选层提供参考.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)020【总页数】5页(P205-209)【关键词】砂岩储层;可压裂性评价;可压裂性指标【作者】彭成勇;刘书杰;李扬;邓金根;蔚宝华;刘伟;周长所;纪成【作者单位】中海油研究总院,北京100027;中海油研究总院,北京100027;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中海油研究总院,北京100027;中海油研究总院,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE348随着世界经济的快速发展，能源供需关系日益紧张，促进了低渗砂岩油气藏的勘探与开发。

目前，中国发现了大量的低渗透气藏，如长庆气区、川西地区以及东海深部地层。

对于此类储层，为实现经济开发必须进行压裂作业。

储层的可压裂性是进行压裂作业之前首要考虑的因素。

现有的可压裂性评价方法大多是针对页岩的，对于砂岩储层的可压裂性评价指标较少。

页岩可压裂性是指页岩在水力压裂中具有能够被有效压裂的性质，即形成网状裂缝的能力。

唐颖，等[1]从页岩脆性、天然裂缝、石英含量、成岩作用等方面对页岩的可压裂性进行了评价；袁俊亮，等[2]从脆性指数、断裂韧性与岩石力学参数3个方面对页岩气储层的可压裂性进行了研究；R. Rickman等[3]提出用弹性模量和泊松比归一化后的平均值作为页岩的可压裂性指标，为利用测井数据评价储层的可压裂性奠定了基础。