CN108227032B - 一种地应力的确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施例公开了一种地应力的确定方法及装置。所述方法包括：基于目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及目的储层的孔隙压力模型；其中，流体流动与固体变形的耦合模型用于表征目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；孔隙压力模型用于表征目的储层的孔隙压力变化特征；基于指定初始条件和指定边界条件，以及目的储层的孔隙压力模型和流体流动与固体变形的耦合模型，确定目的储层的地应力。本申请实施例提供的技术方案，可以提高所确定的地应力的准确度。

Description

一种地应力的确定方法及装置

技术领域

本申请涉及地质力学研究技术领域，特别涉及一种地应力的确定方法及装置。

背景技术

对于注水开发油田，随着油藏开发过程中液体的采出或注入，储层岩石孔隙和裂缝中的孔隙压力发生变化，岩体收缩或膨胀，储层地应力大小和方向都会发生变化。国外学者在不同油田观察到：若储层中闭合的断层与水平最大主应力呈一定夹角，长期开发储层中液体采出，导致孔隙压力严重衰减时，水平最大主应力会发生旋转，使得最大水平应力方向平行于局部断层的走向。在国内，对于长期注水开发的油田，原来只在一个方向(水平最大主应力方向)见水，后来多方向出现水淹的情况，这表明，注水使得储层两个水平主应力之间的差值变小，不同组的天然裂缝张开，从而在不同方向出现水窜现象。

地应力的改变会引起诸多问题，比如油水井出砂停产、井壁坍塌使得油水井报废、裂缝闭合与地层应力伤害导致产能下降、压裂裂缝方位的改变导致油水井提前见水等。油藏孔隙压力的变化是致使油藏应力改变的一个重要原因，孔隙压力的改变会引起了油藏应力的重新分布，从而导致原地应力特别是主应力场的改变。

目前地应力研究(尤其是三维地应力研究)技术及其在钻井、压裂设计与优化领域的应用越来越受到广大石油科技工作者的重视。在进行地质工程一体化建模过程中，研究人员发现三维地应力建模技术在复杂构造区域以及井况、开发条件比较复杂的情况下，并不能得到比较准确的地应力模拟结果。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种地应力的确定方法及装置，以提高所确定的地应力的准确度。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种地应力的确定方法及装置是这样实现的：

一种地应力的确定方法，提供有目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数；所述方法包括：

基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；

基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

优选方案中，所述基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力，包括：

基于所述指定初始条件和所述指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量；

基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

优选方案中，采用下述公式确定所述目的储层的孔隙压力改变量：

其中，Δp表示所述目的储层的孔隙压力改变量，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，E₁表示一阶指数积分函数，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

优选方案中，采用下述公式确定所述目的储层的地应力值：

σ_xx＝σ_xx0+Δσ_xx

σ_yy＝σ_yy0+Δσ_yy

σ_xy＝Δσ_xy

σ_zz＝σ_zz0+Δσ_zz

Δσ_xx＝(-ξ)×(0.5Δp+gcos2θ)

Δσ_yy＝(-ξ)×(0.5Δp-gcos2θ)

Δσ_zz＝(-ξ)×Δp

Δσ_xy＝(-ξ)×gsin2θ

其中，σ_xx、σ_yy和σ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力值，z轴方向与钻遇所述目的储层的注采井的井轴方向一致；σ_xx0、σ_yy0和σ_zz0分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的初始主应力值；Δσ_xx、Δσ_yy和Δσ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力改变量；σ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力值，Δσ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力改变量；ν表示所述目的储层的泊松比，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征。

优选方案中，采用下述公式确定所述目的储层的地应力的方向：

其中，β表示所述目的储层的地应力的方向与x轴正方向的夹角。

优选方案中，采用下述公式建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，e表示所述目的储层的体积应变，所述体积应变与地应力相关联；k表示所述目的储层的渗透率，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_f和c_s分别表示所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征；G表示所述目的储层的剪切模量，ν表示所述目的储层的泊松比，t表示时间。

优选方案中，在以钻遇所述目的储层的注采井的井轴为中心轴的柱坐标系下，采用下述公式建立所述目的储层的孔隙压力模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

优选方案中，采用下述公式表征所述指定初始条件：

p(r,t＝0)＝p₀

p(r→∞,t)＝p₀

其中，p(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的孔隙压力p，p(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的孔隙压力p，p₀表示所述目的储层的初始孔隙压力，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，t表示时间，r表示径向距离。

优选方案中，采用下述公式表征所述指定边界条件：

u_r(r,t＝0)＝0

u_r(r→0,t)＝0

u_r(r→∞,t)＝0

其中，u_r表示所述目的储层的径向位移，u_r(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→0,t)表示径向距离趋近于0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的径向位移，t表示时间，r表示径向距离。

一种地应力的确定装置，所述装置提供目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数；所述装置包括：模型建立模块和地应力确定模块；

所述模型建立模块，用于基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；

所述地应力确定模块，用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；其中，所述地应力确定模块用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量，并基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

本申请实施例提供了一种地应力的确定方法及装置，可以基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；可以基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。通过建立目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关系，可以确定目的储层随着时间变化而变化的地应力，如此，针对复杂构造区域以及井况、开发条件比较复杂的情况，采用本申请实施例的方法仍可以较为准确地确定储层的地应力。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请一种地应力的确定方法实施例的流程图；

图2是本申请实施例中油藏的初始水平最大主应力的分布示意图；

图3是本申请实施例中油藏中布设一口生产井后的水平最大主应力的分布示意图；

图4是本申请实施例中油藏中布设一口注入井后的水平最大主应力的分布示意图；

图5是本申请实施例中油藏中布设两口生产井后的水平最大主应力的分布示意图；

图6是本申请实施例中油藏中布设一口生产井和一口注入井后的水平最大主应力的分布示意图；

图7是本申请实施例中油藏中四口生产井的分布示意图；

图8是本申请实施例中油藏中布设四口生产井后的水平最大主应力的分布示意图；

图9是本申请实施例中庄147生产井周围的初始水平最大主应力和当前水平最大主应力的分布对比示意图；

图10是本申请实施例中油藏的孔隙压力的数值模拟分布示意图；

图11是本申请实施例中油藏的水平最大主应力的数值模拟分布示意图；

图12是本申请地应力的确定装置实施例的组成结构图。

具体实施方式

本申请实施例提供一种地应力的确定方法及装置。

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

本申请实施例提供了一种地应力的确定方法。所述地应力的确定方法提供有目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数。

在本实施方式中，所述目的储层可以是地应力值和地应力的方向尚未确定的储层。所述目的储层可以是构造比较复杂的油藏。其中，油藏的渗透率可以各向同性或各向异性。

在本实施方式中，可以通过实验测试的方法，获取所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数。其中，有效孔隙度是指岩石中互相连通的孔隙的体积与岩石总体积之比，可以分为基质孔隙度和裂缝孔隙度。

图1是本申请一种地应力的确定方法实施例的流程图。所述地应力的确定方法，包括以下步骤。

步骤S101：基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征。

在本实施方式中，由于地层中的流体的温度基本保持不变，以及流体在地层多孔介质中的流动过程通常遵循质量守恒、达西定律和状态方程三个基本原理，可以基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，采用下述公式建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，e表示所述目的储层的体积应变，所述体积应变与地应力相关联；k表示所述目的储层的渗透率，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_f和c_s分别表示所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征；G表示所述目的储层的剪切模量，ν表示所述目的储层的泊松比，t表示时间。

在本实施方式中，在油藏开发过程中，通常可以认为油藏处于二维平面的应变状态，油层厚度基本保持不变。如此，在以钻遇所述目的储层的注采井的井轴为中心轴的柱坐标系下，油藏垂向位移为0，即沿z轴方向的位移为0，同时，油藏的位移关于注采井的轴线(z轴)对称，表明油藏唯一有效的位移分量为径向位移u_r，该径向位移仅与径向距离r和时间t相关联。这样，可以基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，在以钻遇所述目的储层的注采井的井轴为中心轴的柱坐标系下，采用下述公式建立所述目的储层的孔隙压力模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

在本实施方式中，可以采用下述公式表征所述指定初始条件：

p(r,t＝0)＝p₀

p(r→∞,t)＝p₀

其中，p(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的孔隙压力p，p(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的孔隙压力p，p₀表示所述目的储层的初始孔隙压力，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，t表示时间，r表示径向距离。

在本实施方式中，可以采用下述公式表征所述指定边界条件：

u_r(r,t＝0)＝0

u_r(r→0,t)＝0

u_r(r→∞,t)＝0

其中，u_r表示所述目的储层的径向位移，u_r(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→0,t)表示径向距离趋近于0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的径向位移，t表示时间，r表示径向距离。

步骤S102：基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

在本实施方式中，基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力，具体可以包括，可以基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量。可以基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

在本实施方式中，可以在所述指定初始条件和所述指定边界条件下，求解所述目的储层的孔隙压力模型的解析解，具体地，可以采用下述公式确定在所述目的储层采出或者注入开发一段时间后所述目的储层的孔隙压力改变量：

其中，Δp表示所述目的储层的孔隙压力改变量，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，E₁表示一阶指数积分函数，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

在本实施方式中，可以将所述目的储层的孔隙压力改变量的表达式代入所述流体流动与固体变形的耦合模型，进行求解，具体地，可以采用下述公式确定在所述目的储层采出或者注入开发一段时间后所述目的储层的地应力值：

σ_xx＝σ_xx0+Δσ_xx

σ_yy＝σ_yy0+Δσ_yy

σ_xy＝Δσ_xy

σ_zz＝σ_zz0+Δσ_zz

Δσ_xx＝(-ξ)×(0.5Δp+gcos2θ)

Δσ_yy＝(-ξ)×(0.5Δp-gcos2θ)

Δσ_zz＝(-ξ)×Δp

Δσ_xy＝(-ξ)×gsin2θ

其中，σ_xx、σ_yy和σ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力值，即所述目的储层的当前主应力值，z轴方向与钻遇所述目的储层的注采井的井轴方向一致；σ_xx0、σ_yy0和σ_zz0分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的初始主应力值；Δσ_xx、Δσ_yy和Δσ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力改变量；σ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力值，Δσ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力改变量；ν表示所述目的储层的泊松比，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征。

在本实施方式中，基于弹性力学原理，利用上述获得的所述目的储层在各个方向的主应力值，可以采用下述公式确定在所述目的储层采出或者注入开发一段时间后所述目的储层的地应力的方向：

其中，β表示所述目的储层的地应力的方向与x轴正方向的夹角，即所述目的储层的当前地应力的方向与x轴正方向的夹角；σ_xx和σ_yy分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴和y轴方向的主应力值，z轴方向与钻遇所述目的储层的注采井的井轴方向一致；σ_xx0和σ_yy0分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴和y轴方向的初始主应力值；σ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力值，ν表示所述目的储层的泊松比，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征。这样，如果诱发的主应力改变量的方向与初始主应力的方向不一致，则当前主应力的方向与初始主应力方向不一样，即发生应力转向。也就是说，采用本申请实施例的方法，可以诠释孔隙压力的改变如何诱发地应力的转向，即地应力场的大小和方向如何随着时间的推移发生变化的。

为了便于理解本申请实施例中注采开发所引起的孔隙压力变化导致的地应力转向问题，包括应力转向是怎样发生的、什么时候发生、改变前后对油水井生产的影响，下面采用简单的模型对比的方式进行说明。

例如，可以设定油藏的初始水平最大主应力大小和方向为各向同性。参见图2、图3、图4、图5和图6，图2为油藏的初始水平最大主应力的分布情况。其中，油藏的初始水平最大主应力大小和方向为各向同性。初始水平最大主应力方向为北东75°，图2、图3、图4、图5和图6中的黑色线段的中点切线方向表示水平最大主应力方向，线段长度表示水平最大主应力的数值。

图3为油藏的渗透率为各向同性时，在图2中的正中央一口生产井(采用实心圆表示)以恒定流量生产一段时间以后，油藏的水平最大主应力大小和方向的分布情况。如图3所示，正中央一口生产井生产一段时间以后，水平最大主应力分布模式的是圆形模式。针对初始水平最大主应力各向同性的油藏，应力转向的发生是同时的，因此，应力方向的这种圆形模式的分布在任意时间都是有效的。

图4为油藏的渗透率为各向异性时，在图2中的正中央一口注入井(采用实心圆表示)以恒定流量注入一段时间以后，油藏的水平最大主应力大小和方向的分布情况。如图4所示，正中央一口注入井注入一段时间以后，水平最大主应力分布显示模式的是发散模式。

图5为油藏的渗透率为各向同性时，在图2中的两口生产井(采用实心圆表示)分别以恒定流量生产一段时间以后，油藏的水平最大主应力大小和方向的分布情况。如图5所示，生产引起两口井之间的区域产生应力干扰现象。这种应力干扰使得水平最大主应力的方向在两口井的中垂线附近的区域与图1中初始水平最大主应力方向成90°。水平最大主应力的方向在中南部和中北部区域保持不变，而在应力干扰以外的区域，即应力干扰波及以外的区域，水平最大主应力分布显示模式的依然是圆形模式。

图6为油藏的渗透率为各向异性时，在图2中的一口注入井和一口生产井分别以恒定流量生产和注入一段时间以后，油藏的水平最大主应力大小和方向的分布情况。图6中实心圆带箭头表示注入井，实心圆表示生产井。如图6所示，围绕注入井和生产井的水平最大主应力的方向不同。中心区域的水平最大主应力方向偏向注入井，表明如果裂缝沿着水平最大主应力方向传播，则该区域的任何裂缝均易于向注入井延伸。

在一个具体实施场景中，参见图7，在图2的油藏中选定四口生产井的井号分别为庄38井、庄147井、庄148井和庄192井，对应的井的流量分别为11.82吨/天(t/d)、13.09t/d、10.80t/d和10.37t/d。其中，油藏的渗透率为各向异性。图7的初始水平最大主应力的大小和方向的分布与图2相同。初始水平最大主应力为31兆帕(MPa)，该油藏的渗透率的主方向与水平最大主应力的方向一致，渗透率的各向异性比为4，该油藏的初始孔隙压力为16.2MPa。

图8为油藏的渗透率为各向异性时，在图2中的布设图7的四口生产井分别以对应的流量生产一段时间以后，油藏的水平最大主应力大小和方向的分布情况。图8中的黑色线段的中点切线方向表示水平最大主应力方向，线段长度表示水平最大主应力的数值。如图8所示，四口井的生产引起井与井之间的区域产生应力干扰现象。而且流量越大、距离越近的生产井之间的区域，应力干扰现象越明显，特别是水平最大主应力的方向均向着与生产井相切的趋势发展。而在应力干扰以外的区域，即应力干扰尚未波及的区域，水平最大主应力的方向基本保持不变。图9为图7中庄147生产井周围的初始水平最大主应力和当前水平最大主应力的分布对比示意图。其中，图9中(a)和(b)分别为图7中庄147生产井周围的初始水平最大主应力和当前水平最大主应力的分布示意图。图9中(b)为图8中的局部放大显示的庄147生产井周围的当前水平最大主应力的分布示意图。

为了验证本申请实施例确定应力的方法的准确性，可以基于图7中的四口生产井的生产参数、该油藏的渗透率的主方向和各向异性比，以及该油藏的初始孔隙压力和初始水平最大主应力，对该油藏的孔隙压力变化和水平最大主应力的变化，进行数值模拟。该油藏的初始孔隙压力为16.2MPa，初始水平最大主应力为31MPa。图10和图11分别为本申请实施例中油藏的孔隙压力和水平最大主应力的数值模拟分布示意图。图10中的灰度值表示孔隙压力，单位为Pa，图11中的灰度值表示水平最大主应力，单位为Pa。其中，图10和图11中的灰度色标中e+06或e+07分别表示10⁶或10⁷，例如，2.767e+07表示2.767×10⁷。/图10和图11分别是基于图7中的四口生产井的生产参数、该油藏的渗透率的主方向和各向异性比，以及该油藏的初始孔隙压力和初始水平最大主应力，对该油藏的孔隙压力变化和水平最大主应力的变化，进行数值模拟后的当前孔隙压力和当前水平最大主应力分布示意图。如图10和图11所示，在四口生产井生产一段时间以后，在四口生产井的周围，孔隙压力可以降低至1.51MPa，而在未波及区域的孔隙压力依然为初始孔隙压力。庄148生产井与庄147生产井、庄192生产井的距离较近，受这两口生产井的影响，庄148生产井的孔隙压力降低最多。从图10和图11中云图的形状可以看出，孔隙压力的变化也与初始水平最大主应力的各向异性有关，以使得孔隙压力降低的分布图出现明显的椭圆形，其长轴与水平最大主应力的方向一致。不仅如此，由于生产井周围的孔隙压力减少，导致生产井周围的有效主应力增大，其中水平最大主应力增大至最大值37.5MPa，在油藏边界未波及区域，水平最大主应力变化较小，模拟结果与图8中采用本申请方法计算得到的结果相吻合。

本申请实施例展示了在油田井网布局条件下，多口井、不同流量的情况下，注采过程中孔隙压力变化导致的地应力场变化的计算和模拟过程中的关键问题，包括多口井相互干扰、应力转向影响的时间和范围、初始水平最大主应力与初始水平最小主应力不同，以及渗透率各向异性等因素对应力转向的影响等问题。

所述地应力的确定方法实施例，可以基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；可以基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。通过建立目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关系，可以确定目的储层随着时间变化而变化的地应力，如此，针对复杂构造区域以及井况、开发条件比较复杂的情况，采用本申请实施例的方法仍可以较为准确地确定储层的地应力，本申请实施例的方法可以适用于长期注水开发的油田，可以确定注入和采出所导致的三维应力场的变化，从而可以为后期油田井网调整、钻井井壁稳定性、优化压裂改造设计以及定向井水平井优化设计等提供基础，具有良好的经济效益和应用前景。

图12是本申请地应力的确定装置实施例的组成结构图。所述地应力的确定装置提供目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数。如图12所示，所述地应力的确定装置可以包括：模型建立模块100和地应力确定模块200。

所述模型建立模块100，可以用于基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征。

所述地应力确定模块200，可以用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

在本实施方式中，所述地应力确定模块可以用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量，并基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力。

所述地应力的确定装置实施例与所述地应力的确定方法实施例相对应，可以实现地应力的确定方法实施例的技术方案，并取得方法实施例的技术效果。

在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(Programmable Logic Device,PLD)(例如现场可编程门阵列(Field Programmable GateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logic compiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware Description Language，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced Boolean Expression Language)、AHDL(Altera Hardware DescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(Cornell University Programming Language)、HDCal、JHDL(Java Hardware Description Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardware Description Language)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegrated Circuit Hardware Description Language)与Verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

上述实施例阐明的装置、模块，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。

为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。该计算机软件产品可以包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。该计算机软件产品可以存储在内存中，内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括短暂电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。

Claims (8)

1.一种地应力的确定方法，其特征在于，提供有目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数；所述方法包括：

基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；

基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；包括：基于所述指定初始条件和所述指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量；基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；其中，采用下述公式确定所述目的储层的孔隙压力改变量：

其中，Δp表示所述目的储层的孔隙压力改变量，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，E₁表示一阶指数积分函数，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的储层的地应力值：

σ_xx＝σ_xx0+Δσ_xx

σ_yy＝σ_yy0+Δσ_yy

σ_xy＝Δσ_xy

σ_zz＝σ_zz0+Δσ_zz

Δσ_xx＝(-ξ)×(0.5Δp+gcos2θ)

Δσ_yy＝(-ξ)×(0.5Δp-gcos2θ)

Δσ_zz＝(-ξ)×Δp

Δσ_xy＝(-ξ)×gsin2θ

其中，σ_xx、σ_yy和σ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力值，z轴方向与钻遇所述目的储层的注采井的井轴方向一致；σ_xx0、σ_yy0和σ_zz0分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的初始主应力值；Δσ_xx、Δσ_yy和Δσ_zz分别表示所述目的储层在三维直角坐标系下沿x轴、y轴和z轴方向的主应力改变量；σ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力值，Δσ_xy表示所述目的储层在xy水平面上的剪应力改变量；ν表示所述目的储层的泊松比，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述目的储层的地应力的方向：

其中，β表示所述目的储层的地应力的方向与x轴正方向的夹角。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，采用下述公式建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，e表示所述目的储层的体积应变，所述体积应变与地应力相关联；k表示所述目的储层的渗透率，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_f和c_s分别表示所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，α表示所述目的储层的Biot系数，用于反映孔隙弹性特征；G表示所述目的储层的剪切模量，ν表示所述目的储层的泊松比，t表示时间。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在以钻遇所述目的储层的注采井的井轴为中心轴的柱坐标系下，采用下述公式建立所述目的储层的孔隙压力模型：

其中，p表示所述目的储层的孔隙压力，μ表示所述目的储层中流体的粘度，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，采用下述公式表征所述指定初始条件：

p(r,t＝0)＝p₀

p(r→∞,t)＝p₀

其中，p(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的孔隙压力p，p(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的孔隙压力p，p₀表示所述目的储层的初始孔隙压力，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，t表示时间，r表示径向距离。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，采用下述公式表征所述指定边界条件：

u_r(r,t＝0)＝0

u_r(r→0,t)＝0

u_r(r→∞,t)＝0

其中，u_r表示所述目的储层的径向位移，u_r(r,t＝0)表示时间t＝0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→0,t)表示径向距离趋近于0时所述目的储层的径向位移，u_r(r→∞,t)表示径向距离趋近于无穷大时所述目的储层的径向位移，t表示时间，r表示径向距离。

8.一种地应力的确定装置，其特征在于，所述装置提供目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数；所述装置包括：模型建立模块和地应力确定模块；

所述模型建立模块，用于基于所述目的储层的有效孔隙度和渗透率，以及所述目的储层中流体的压缩系数和岩石骨架的压缩系数，建立所述目的储层中流体流动与固体变形的耦合模型，以及所述目的储层的孔隙压力模型；其中，所述流体流动与固体变形的耦合模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化与主应力变化的关联关系；所述孔隙压力模型用于表征所述目的储层的孔隙压力变化特征；

所述地应力确定模块，用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；其中，所述地应力确定模块用于基于指定初始条件和指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量，并基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；包括：

基于所述指定初始条件和所述指定边界条件，以及所述目的储层的孔隙压力模型，确定所述目的储层的孔隙压力改变量；基于所述目的储层的孔隙压力改变量，和所述流体流动与固体变形的耦合模型，确定所述目的储层的地应力；其中，采用下述公式确定所述目的储层的孔隙压力改变量：

其中，Δp表示所述目的储层的孔隙压力改变量，q表示钻遇所述目的储层的注采井的井流量，φ表示所述目的储层的有效孔隙度，E₁表示一阶指数积分函数，k_Hmax和k_Hmin分别表示所述目的储层的水平最大渗透率和水平最小渗透率，h表示所述目的储层的地层厚度，μ表示所述目的储层中流体的粘度，c_t表示所述目的储层的总压缩系数，所述总压缩系数与所述目的储层中流体的压缩系数、岩石骨架的压缩系数相关联；k_r表示所述目的储层的径向渗透率，θ表示k_r与k_Hmax轴的夹角，t表示时间，r表示径向距离。

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