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1、 近年来,岩石力学在石油开发领域的应用解决油气藏开发中复杂技术问题的同时,也促进了与油气开发相关的岩石力学的飞速发展。目前岩石力学不仅在降低钻采事故、进行油藏工程研究、制定合理可行的开发方案、提高油气采收率、防止储层破坏和延长油气经济开采年限等领域得到了广泛应用,而且已形成了固定的发展和研究方向。本章研究内容有以下几个方面：n水平井最优产能方位的选择水平井最优产能方位的选择n地应力场状态下注采井网模型选择地应力场状态下注采井网模型选择n低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则岩石力学在开发中的研究领域岩石力学在开发中的研究领域16.1 6.1 地应力方向与水平井最优产能方位的选
2、择地应力方向与水平井最优产能方位的选择地应力方向与水平井最优产能方位的选择地应力方向与水平井最优产能方位的选择16.26.2 地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择6.4 6.4 岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用326.36.3 地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则46.1 6.1 地应力
3、方向与水平井最优产能方位的选择地应力方向与水平井最优产能方位的选择地应力方向与水平井最优产能方位的选择地应力方向与水平井最优产能方位的选择（1）天然裂缝性油藏水平井的量优产能方位应平行子最小水平主应力方向。（2）基质低渗透性薄储层的水平井最优产能方位应平行于最小水平主应力方向。（3）基质低渗透性厚储层油藏的水平井最优产能方位应平行最大水平主应力方向。（4）基质高渗透性厚储属油藏的水平井量优产能方位应平行于最小水平主应力方向 不同地应力场中井壁稳定规律分析1.垂向应力为最大主应力（vHh）v，H，h分别为垂直应力，水平最大主应力，水平最小主应力。井眼轨迹轴线与最大主应力夹角，可理解为方位角。可理
4、解为方位角。Hh大斜度井，水平井轨迹应垂直于最大主应力，坍塌压力最小，井眼稳定。垂向应力为最大主应力时，大斜度井（井斜角大于45），水平井最优钻井方向为垂直于最大水平主应力方向，沿此方向钻进，地层最不易坍塌。=90 以下为砂岩、石灰岩、自云岩、页岩、角闪岩以下为砂岩、石灰岩、自云岩、页岩、角闪岩5种岩石模拟井眼的破坏实验得种岩石模拟井眼的破坏实验得出的结论：出的结论：不同地应力场中井壁稳定规律分析2.垂向应力为中间主应力（Hvh）v，H，h分别为垂直应力，水平最大主应力，水平最小主应力。井眼轨迹轴线与最大主应力夹角，可理解为方位角。可理解为方位角。Hh大斜度井，水平井轨迹应与最大主应力成304
5、5，坍塌压力最小，井眼稳定。垂向应力为中间应力时，大于60时，坍塌压力随井斜角的变化较小。故垂向应力为中间主应力时，大斜度井的最优钻井方向为与最大水平主应力方向=3045=3045不同地应力场中井壁稳定规律分析3.垂向应力为最小主应力（Hh v）v，H，h分别为垂直应力，水平最大主应力，水平最小主应力。井眼轨迹轴线与最大主应力夹角，可理解为方位角。可理解为方位角。Hh大斜度井，水平井轨迹应与最大主应力平行，坍塌压力最小，井眼稳定。大于60时坍塌压力随井斜角的增大而略微增大。故垂向应力为最小主应力时，大斜度井，水平井轨迹最优钻井方向为平行于最大水平主应力方向。=0=0某油田岩样进行岩石力学试验结
6、论该地区的原地应力状态为Hvh，水平最大地应力接近垂向地应力。由图1可以看出，随着井斜角的增加，坍塌压力减小，说明地层的稳定性变好，适合打斜井和水平井。由图2当井斜方位与最大水平主应力方位的夹角接近60时，坍塌压力最小，沿此方位钻进地层最不易坍塌。垂向应力为中间应力时可通过计算得出井眼轨迹方向应与最大水平主应力成3060角，具体角度数值通过油田岩心室内试验得出。6.26.2地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择6.2.16.2.1五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发
7、效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果u五点法井网开发油田，注水井排与最大渗透率方向，即最大主应力方向夹角为度情况下，见水时间为14.55年，波及系数为0.629；当最大渗透率方向与注水井夹角为22.5度时，最早见水时间为12.18年，波及系数为0.526；当最大渗透率方向与注水井排夹角为45度时，见水时间为11.56年波及系数为0.5左右。因此，当注水井排与最大渗透率方向，即最大主应力方向夹角为度情况下，开发效果最好，见水时间晚，波及系数高。u七点法面积井网，当注水井排与最大渗透率方向夹角为度时，见水时间为11.35年，波及系数为0.564；当注
8、水井排与最大水平主应力方向夹角为22.5度时，见水时间为10.37年，波及系数为0.516；当注水井排与最大水平主应力方向夹角为45度时，见水时间为10.55年，波及系数为0.525，因此，采用七点法面积井网开发时，当注水井排与最大水平主应力方向夹角为0度时效果最佳，夹角为22.5度时，效果最差。u反九点法面积井网，注水井排与最大渗透率方向在夹角为45度时开发效果最佳，在夹角为0度时最差。效果对比井网注水井排与最大水平主应力方向的夹角波及系数见水时间最差五点法45o0.3969.17七点发22.5o0.3858.74反九点法0o0.347.88最佳五点法0o0.62914.5七点发0o0.56
9、411.35反九点法45o0.50811.776.26.2地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择6.2.16.2.1五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果五点法、七点法和反九点法面积井网开发效果6.2.26.2.2不同井距各种井网的比较不同井距各种井网的比较不同井距各种井网的比较不同井距各种井网的比较6.26.2地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采井网模型的选择地应力场状态下注采
10、井网模型的选择 油井见水时间与井距有关。在其它地层条件及流体参数不变条件下，最大水平主应力方向的渗透率与最小水平主应力方向的渗透率之比值为3时，计算井距不同时各种井网的见水时间，如表所示。井距/m井网五点法七点发注水井排与最大水平主应力方向的夹角均质0o22.5o45o见水时间/年100五点法4.173.623.052.89七点发3.722.832.602.64反九点法3.372.342.462.94150五点法9.738.196.856.50七点发8.376.395.855.94反九点法7.585.265.546.62200五点法16.6714.5612.1911.56七点发14.8511.
11、3510.3710.55反九点法13.479.349.8511.37250五点法26.0522.7519.0418.06七点发23.2417.7416.2016.49反九点法21.0514.5915.3818.39300五点法37.5052.7627.4226.00七点发33.4025.5423.0223.75反九点法30.3121.0222.1526.486 6.3.3 地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则(1)(1)地应力场状态下，低渗透油田地应力场状态下，低
12、渗透油田地应力场状态下，低渗透油田地应力场状态下，低渗透油田的特征的特征的特征的特征油藏是非均质的；由于地应力场的作用，多数油层存在与最大水平主应力方向呈雁行排列的天然裂缝；地层渗透率各向差异很大；低渗远油藏需要进行压裂改造，水力裂缝受地层三维应力制约；向井筒内的泄油内径向流变为伸向油藏的水力裂缝的直线流道等等；与渗透率低并且各向差异很大的关系；水力裂缝方向与油水井排空间方位的关系；水力裂缝长度与井距的关系；与水力裂缝形态的关系；与天然裂缝的关系；与射孔的关系；油井和水井如何排布的关系等等。6.3 6.3 地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应
13、力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则u沿最大水平主应方向的矩型井网原则u最大水平主应方向上的油水井不相间(混)排列原则u井网与最大水平主应力方向的有利原则u优化井距原则u射孔方案与最小水平主应力剖面结合原则u平行于最大水平主应力方向的定向射孔和深穿透原则u天然裂缝原则(2)(2)低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则6 6.3.3 地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油田开发方案的设计原则地应力场状态下低渗透油
14、田开发方案的设计原则(2)(2)低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则低渗透油田开发方案的设计原则天然裂缝与射孔孔眼相交图6.4 6.4 岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用6.4.1 6.4.1 套管损害的影响因素套管损害的影响因素套管损害的影响因素套管损害的影响因素(1)地质因素的影响u泥岩浸水膨胀和蠕变可引起套损u现代地壳运动、地震和滑坡u油层出砂u地面下沉及油层压实u盐岩蠕变u断层活动和地层倾角u井筒周围地应力分布不均易发生套管损坏(2)工程因素的影响u高压
15、注水u酸化压裂u固井质量u射孔产生裂缝u井眼不规则的影响u套管质量不合格(3)其他因素影响u化学腐蚀的影响u地温因素的影响6.4 6.4 岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用6.4.2 6.4.2 防止套管错断的极限孔隙压力研究防止套管错断的极限孔隙压力研究防止套管错断的极限孔隙压力研究防止套管错断的极限孔隙压力研究(1)错断的内在条件(2)高压注水是地层滑动的外部条件(3)岩层失稳的判别及极限孔隙压力确定根据莫尔库仑准则，岩体极限平衡条件为：当泥页岩层孔隙水压为P0时，则1和3的有效应力为：代入平衡条件，可得
16、：6.4 6.4 岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用6.4.36.4.3蠕变引起的套管外挤力计算蠕变引起的套管外挤力计算蠕变引起的套管外挤力计算蠕变引起的套管外挤力计算n泥岩水化膨胀和地应力作用蠕变同时产生，泥岩的吸水膨胀将加速蠕变进程，并同时加快套管外载的增长速度。n套管所受外压达到的最终稳定值的时间随泥岩含水量的增大而缩短。n在水平方向上，套管所受泥岩地层蠕动的外压值要达到水平地应力大小。n泥岩地层的蠕变应力是套管损坏的原因之一。6.4 6.4 岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用岩石力学在套损机理研究中的应用6.4.46.4.4减缓和防治套损措施减缓和防治套损措施减缓和防治套损措施减缓和防治套损措施(1)提高套管强度和质量确保承载能力n采用高强度套管n保证下井套管质量(2)搞好防窜封窜以控制泥岩和页岩浸水n提高固井质量n治理窜槽井n平衡压裂保护薄隔层(3)合理注采调整不均衡层间压差n控制注水压力n成片套损区块综合治理(4)作业过程中合理控制套管内压力变化(5)修井过程保护水泥环