CN113982571B - 一种致密储层压裂受效区评价方法 - Google Patents
一种致密储层压裂受效区评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113982571B CN113982571B CN202110992968.7A CN202110992968A CN113982571B CN 113982571 B CN113982571 B CN 113982571B CN 202110992968 A CN202110992968 A CN 202110992968A CN 113982571 B CN113982571 B CN 113982571B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- natural
- stress
- sigma
- fracturing
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 230000004044 response Effects 0.000 title claims description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 7
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims 1
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 abstract description 4
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 61
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 59
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 4
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 235000021185 dessert Nutrition 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
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
- 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
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
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)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明提供一种致密储层压裂受效区评价方法，有针对性的指导现场压裂分段及可压性评价，该方法以体积压裂改造规模为评价目标，从影响压后产量的关键因素—天然裂缝激活程度出发，综合考虑人工裂缝与天然裂缝的影响。利用数值模拟手段建立一套致密储层压裂受效区定量评价方法。该方法全面考虑地质及工程影响，同时方便现场使用。
Description
技术领域
本发明涉及地质学领域，具体的说，涉及一种致密储层压裂受效区评价方法。
背景技术
致密油储层由于孔隙度、渗透率低需进行体积压裂改造后才能进行正常生产，因此对储层改造效果进行评价是进行体积压裂前的必备工作。现场常用储层可压性指标来优选压裂层段、优化压裂方案。压裂改造效果与形成复杂裂缝网络的能力密切相关，其不仅与岩石本身性质相关，而且与地应力、天然裂缝性质及水力压裂施工参数等密切相关。体积压裂为提高裂缝与储层接触面积形成裂缝网络，需要沟通层理、天然裂缝等天然弱面形成分支裂缝以及微裂缝。
目前常用的可压性评价方法主要有以下两类：
1、基于岩石力学性质评价的间接可压性评价法，通过室内试验或测井解释获取岩石力学参数如：岩石弹性模量、泊松比、脆度、抗拉强度、断裂韧性等，结合室内压裂模拟、现场压裂及生产数据对岩石进行可压性评价。例如评价页岩压裂形成缝网能力的实验方法，该方法采用岩样中间钻孔填充无声破碎剂的方法，通过统计破碎岩样裂隙结构面迹长分布的分维值、面密度和裂缝条数对裂缝形态进行定量表征，同时获得压后岩芯内部的裂缝条数、体密度和碎块的大小、数量。该方法具有直观可靠的特点。但是，该方法需要100mm直径岩样进行破坏试验，岩石样品获取难度较大；其次，该方法不能完全实现水力裂缝扩展时的破坏模式；最后，该方法需要的作用时间大于 12小时，此外不能进行水平井全井段储层可压性评价，无法满足现场生产需求。
2、系数评价法，通过岩石脆性系数、应力敏感系数、地应力系数进行权重分配计算岩石可压性指数。例如，通过对储层岩心进行波速测试得到岩心层理各向异性；岩心单轴循环加载计算应力敏感系数；岩心单轴压缩实验得到杨氏模量和泊松比，计算得到岩心模量脆性；分析岩心矿物成分得到矿物模量；声发射实验得到岩心缝网复杂度和微裂隙发育情况。根据经验量化可压性各影响因素，线性叠加得到岩心可压性系数。此方法考虑了岩石可压性的各影响因素，对模量脆性和矿物脆性综合考虑，避免了极端情况下个别因素对可压性判断造成影响。此方法用于预测储层工程甜点，验证地质甜点准确性，是地质工程一体化的重要组成部分。但是，在实际应用中依然具有如下缺陷：第一，此方法综合考虑各因素时采用线性叠加方式，没有考虑各因素本身对彼此的影响，例如层理发育情况对各向异性、缝网复杂度均有影响，容易产生重复判断。第二，此方法对岩心样品数量要求较高，实验需要时间较长。第三，此方法矿物模量计算、单轴压缩实验均需要破坏岩心样品，循环加载计算应力敏感会对岩心造成破坏，不同岩心得到的数据进行叠加，由于储层非均质性会产生误差。第四，没有考虑工程因素对缝网形成能力的影响。
现有基于可压性指标评价压裂改造效果的方法主要针对致密储层本身力学性质进行评价，存在主观性强、不能定量评价、考虑影响因素少等问题。因此需要发展一种新的评价方法，能够准确、快速、高效进行缝网形成能力评价。
发明内容
为解决现有的评价方法存在的问题，本发明提出一种基于断裂及损伤力学的压裂受效区评价方法，用于现场压裂参数设计及压裂效果评价，本发明的方法可以用于不同区块致密储层的开发。
本发明旨在提供一种致密储层体积改造受效区定量评价方法，有针对性的指导现场压裂分段及可压性评价，该方法以体积压裂改造规模为评价目标，从影响压后产量的关键因素—天然裂缝激活程度出发，综合考虑人工裂缝与天然裂缝的影响。利用数值模拟手段建立一套致密储层压裂受效区定量评价方法。该方法全面考虑地质及工程影响，同时方便现场使用。
本发明提供一种致密储层压裂受效区评价方法，包括如下步骤：
a)通过现场测井数据、室内岩芯实验及已建立的计算模型获得地层弹性及强度参数；
b)获取天然裂缝走向、密度及强度参数；
c)利用有限元计算软件ABAQUS中的扩展有限元方法(XFEM)建立水力裂缝动态扩展模型，设置一组不同的施工参数分别进行裂缝扩展计算；
d)基于步骤c中的模型和步骤a和b中的参数，使用FORTRAN软件编制USDFLD 子程序进行压裂受效区面积计算；
e)将步骤d)计算获取的压裂受效区大小进行比较，受效区面积越大可压性越好。
所述步骤a)中的地层弹性及强度参数包括弹性模量、剪切模量、泊松比、单轴抗拉强度、抗剪强度、断裂韧性、地应力、内聚力和内摩擦角。
所述步骤b)中天然裂缝走向、密度及强度参数的获取方法为三维地震资料、蚂蚁体数据、成像测井、现场岩芯观测中的至少一种。
所述步骤b)中，首先利用三维地震裂缝预测结果，获取大尺度裂缝参数；其次利用岩芯描述、地层倾角测井、单井蚂蚁体及成像测井获取较小规模的裂缝参数，建立单井及区域天然裂缝密度及方位分布特征。
所述天然裂缝的强度主要由缝面摩擦系数确定，摩擦系数的确定有两种方式：①制作室内岩芯样品进行摩擦实验，确定摩擦系数；②根据Anderson断层理论及临界应力断层假设，缝面摩擦系数如公式所示，其中σ1为最大地应力、σ2为最小地应力,μ为缝面摩擦系数。
所述步骤c)中数值模型的建立方法为：首先建立正方形地层模型，在模型外边界沿垂直于其表面的方向施加法向位移约束，同时在外边界上施加恒定孔隙压力，整个模型区域被储层流体饱，其次沿最大地应力方向射孔，形成横向水力裂缝，最后从射孔孔眼处以恒定速率注入流体。
所述步骤d)中，通过比较受效区域大小进行可压性评价的标准为：当满足高压流体进入天然裂缝面和裂缝尖端应力场破坏天然裂缝中一种时，为压裂受效区。
所述步骤a)中，通过以下式：
ES＝c1*Ed+c2 (5)
μS＝c3*μd+c4 (6)
KIIC＝0.0466Pc+0.1674St-0.1581(9)
式中：Vp为纵波波速、Vs为横波波速、P为体积密度、Ed为动态弹性模量、μd动态泊松比、St抗拉强度、KIC为I型断裂韧性、KIIC为II型断裂韧性、系数K1、K2、C1、 C2、C3、C4利用室内岩芯实验获取的数据与测井数据获取的数据进行回归获得，地应力分布由测井参数反演获取，通过上式计算出与可压性系数相关的参数。
上述任一种致密油储层可压性评价方法在石油工程水力压裂中的应用也应在本发明的保护范围之内。
所述应用的具体方法，包括通过不断调整工程参数，计算压裂受效区面积，获得最优化工程参数的步骤(最优化的标准就是满足受效区面积最大)。
本发明的有益效果在于：(1)以压裂受效区为目标，对缝网形成能力进行直接评价，评价结果更符合现场实际。(2)该方法考虑因素全面，减少了系数法权重确定不准确带来的误差，解决了实验法时间周期长，现场不易开展的问题；(3)计算基本参数可以通过测井数据获取，利用现场计算机或将数据传回基地即可进行计算评估，操作性强，适合现场推广。
附图说明
图1为本发明数值模型示意图。
图2压裂受效区(黄色区域)的示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
本发明提供了一种致密储层压裂受效区评价方法，该方法包括下列步骤：
a)通过现场测井数据、室内岩芯实验及岩石物理模型计算弹性模量、剪切模量、泊松比、抗拉强度、抗剪强度、断裂韧性、地应力、内聚力、内摩擦角；
在步骤a)中，通过以下式：
ES＝c1*Ed+c2 (5)
μS＝c3*μd+c4 (6)
KIIC＝0.0466Pc+0.1674St-0.1581(9)
式中：VC1为岩石中泥质含量、PC为地层围压、TS为抗剪强度、ES为静态弹性模量、μS为静态弹性模量、Vp为纵波波速、Vs为横波波速、ρ为体积密度、Ed为动态弹性模量、μd动态泊松比、St抗拉强度、KIC为I型断裂韧性(材料抵抗拉张断裂的能力)、 KIIC为II型断裂韧性(材料抵抗剪切断裂的能力)、系数K1、K2、C1、C2、C3、C4利用室内岩芯实验获取的数据与测井数据获取的数据进行回归获得，地应力分布由测井参数反演获取，通过上式计算出与可压性系数相关的参数。
b)基于三维地震资料、蚂蚁体数据及岩芯观测和成像测井解释获取区域或单井的天然裂缝密度、方位等统计信息，具体步骤如下：
首先利用三维地震裂缝预测结果，获取大尺度裂缝参数。其次利用岩芯描述、地层倾角测井、单井蚂蚁体及成像测井获取较小规模的裂缝参数，建立单井及区域天然裂缝密度及方位分布特征，天然裂缝的强度主要由缝面摩擦系数确定，摩擦系数的确定有两种方式：①制作室内岩芯样品进行摩擦实验，确定摩擦系数；②根据Anderson 断层理论及临界应力断层假设，缝面摩擦系数见式(10)所示。
式中：σ1为最大地应力、σ2为最小地应力,μ为缝面摩擦系数。
c)利用有限元计算软件ABAQUS中的扩展有限元法(XFEM)建立水力裂缝动态扩展模型,设置一组不同的施工参数分别进行裂缝扩展计算，具体步骤如下：
(以一条水力裂缝扩展为例)首先建立100mX100m正方形地层模型，在模型外边界沿垂直于其表面的方向施加法向位移约束，同时在外边界上施加恒定孔隙压力，整个模型区域被储层流体饱，其次沿最大地应力方向射孔，形成横向水力裂缝，最后从射孔孔眼处以恒定速率注入流体。
d)将天然裂缝破坏区作为压裂受效区，使用FORTRAN编写自定义场(USDFLD) 子程序对储层压裂受效区域大小进行计算，并利用过程变量(SDV)进行输出，见图2 所示。
压裂受效区条件：满足下面的两种条件中的一条就行。
①高压流体进入天然裂缝面
在二维条件下，假设天然裂缝为一条直线，其法向与最大主应力方向夹角为θ，则天然裂缝面所受法向和切向应力分别如式(11)及(12)所示。
当外界流体进入天然裂缝面后若流体压力满足式(13)或(14)天然裂缝发生破坏。
τθ≥μ(σθ-Pi)
(13)
式中：σθ为天然裂缝面正应力、τθ为天然裂缝面剪应力、Pi为天然裂缝面流体压力。
②裂缝尖端应力场破坏天然裂缝
现场岩心的观察表明天然裂缝可能处于胶结状态，如果水力裂缝穿过天然裂缝时其处于闭合状态，压裂液不能进入天然裂缝内，但是水力裂缝尖端的应力场，能够破坏尖端前方天然裂缝。水力裂缝尖端应力场表达式如下所示，当缝面应力条件满足式 (20)或式(21)天然裂缝拉伸或剪切破坏。
σθ≥σθf (20)
τθ≥c+σθtanα (21)
式中：β，r为水力裂缝尖端为原点的极坐标系；x、y为尖端为原点的直角坐标系；KI、KII分别为裂缝尖端I型、II型应力强度因子；σxx、σyy、τxy代表水力裂缝尖端应力场在角坐标系中的应力分量；σθf为天然裂缝抗拉强度；α为天然裂缝内摩擦角； c为天然裂缝内聚力。
e)将计算获取的压裂受效区大小进行比较，受效区面积越大可压性越好。
在具体使用时，通过计算压裂受效区面积进行缝网形成能力评价，以压裂受效区面积最大化为目标进行压裂参数、分段及分簇参数优化设计；不断调整工程参数，计算压裂受效区面积，获得最优化工程参数。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。。
Claims (8)
1.一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
a)通过现场测井数据、室内岩芯实验及已建立的计算模型获得地层弹性及强度参数；
b)获取天然裂缝走向、密度及强度参数；
c)利用有限元计算软件建立水力裂缝动态扩展模型，设置一组不同的施工参数进行裂缝扩展计算；
d)基于上述步骤的结果进行压裂受效区面积计算；
e)将步骤d)计算获取的压裂受效区大小进行比较，受效区面积越大可压性越好；
所述步骤d)中，通过比较受效区域大小进行可压性评价的标准为：满足高压流体进入天然裂缝面和裂缝尖端应力场破坏天然裂缝中的一种时，为压裂受效区；
其中，高压流体进入天然裂缝面为：
在二维条件下，假设天然裂缝为一条直线，其法向与最大主应力方向夹角为θ，则天然裂缝面所受法向和切向应力分别如式(11)及(12)所示；
当外界流体进入天然裂缝面后若流体压力满足式(13)或(14)天然裂缝发生破坏；
τθ≥μ(σθ-Pi) (13)
式中：σθ为天然裂缝面正应力、τθ为天然裂缝面剪应力、Pi为天然裂缝面流体压力，σ1为最大地应力、σ2为最小地应力,μ为缝面摩擦系数；
裂缝尖端应力场破坏天然裂缝为：水力裂缝尖端应力场表达式如下所示，当缝面应力条件满足式(20)或式(21)天然裂缝拉伸或剪切破坏，
σθ≥σθf (20)
τθ≥c+σθtanα (21)
式中：β，r为水力裂缝尖端为原点的极坐标系；x、y为尖端为原点的直角坐标系；KI、KII分别为裂缝尖端I型、II型应力强度因子；σxx、σyy、τxy代表水力裂缝尖端应力场在角坐标系中的应力分量；σθf为天然裂缝抗拉强度；α为天然裂缝内摩擦角；c为天然裂缝内聚力。
2.根据权利要求1所述的一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，所述步骤a)中的地层弹性及强度参数包括弹性模量、剪切模量、泊松比、单轴抗拉强度、抗剪强度、断裂韧性、地应力、内聚力和内摩擦角。
3.根据权利要求1所述的一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，所述步骤b)中天然裂缝走向、密度及强度参数的获取方法为三维地震资料、蚂蚁体数据、成像测井、现场岩芯观测中的至少一种。
4.根据权利要求3所述的一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，所述步骤b)中，首先利用三维地震裂缝预测结果，获取大尺度裂缝参数；其次利用岩芯描述、地层倾角测井、单井蚂蚁体及成像测井获取较小规模的裂缝参数，建立单井及区域天然裂缝密度及方位分布特征。
5.根据权利要求4所述的一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，天然裂缝的强度由缝面摩擦系数确定，摩擦系数由以下两种中的任一种方式确定：①制作室内岩芯样品进行摩擦实验，确定摩擦系数；②根据Anderson断层理论及临界应力断层假设，缝面摩擦系数如公式所示，其中σ1为最大地应力、σ2为最
小地应力,μ为缝面摩擦系数。
6.根据权利要求1所述的一种致密储层压裂受效区评价方法，其特征在于，所述步骤c)中数值模型的建立方法为：首先建立正方形地层模型，在模型外边界沿垂直于其表面的方向施加法向位移约束，同时在外边界上施加恒定孔隙压力，整个模型区域被储层流体饱，其次沿最大地应力方向射孔，形成横向水力裂缝，最后从射孔孔眼处以恒定速率注入流体。
7.权利要求1-6中任一所述的一种致密储层压裂受效区评价方法在石油工程水力压裂中的应用。
8.根据权利要求7的应用，其特征在于，包括通过不断调整工程参数，计算压裂受效区面积，获得最优化工程参数的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110992968.7A CN113982571B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 一种致密储层压裂受效区评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110992968.7A CN113982571B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 一种致密储层压裂受效区评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113982571A CN113982571A (zh) | 2022-01-28 |
| CN113982571B true CN113982571B (zh) | 2023-09-22 |
Family
ID=79735247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110992968.7A Active CN113982571B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 一种致密储层压裂受效区评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113982571B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117328861B (zh) * | 2023-11-07 | 2024-06-11 | 西南石油大学 | 一种模拟水力裂缝穿越岩层的计算方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130220604A1 (en) * | 2010-10-20 | 2013-08-29 | Abdel Wadood M. El-Rabaa | Methods For Establishing A Subsurface Fracture Network |
| CN105134156A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-09 | 西南石油大学 | 一种用于致密砂岩储层三维可压裂性模型的建模方法 |
| CN106285598A (zh) * | 2015-06-03 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩缝网压裂射孔簇间距优化方法和系统 |
| CN106844909A (zh) * | 2017-01-05 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | 一种致密储层压裂改造体积区的计算方法 |
| CN108681635A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-10-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密储层体积压裂可压性评价方法 |
| CN110005389A (zh) * | 2019-03-07 | 2019-07-12 | 西南石油大学 | 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 |
| CN110864966A (zh) * | 2019-10-12 | 2020-03-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于裂缝型岩石的可压性评价方法 |
-
2021
- 2021-08-27 CN CN202110992968.7A patent/CN113982571B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130220604A1 (en) * | 2010-10-20 | 2013-08-29 | Abdel Wadood M. El-Rabaa | Methods For Establishing A Subsurface Fracture Network |
| CN106285598A (zh) * | 2015-06-03 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩缝网压裂射孔簇间距优化方法和系统 |
| CN105134156A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-09 | 西南石油大学 | 一种用于致密砂岩储层三维可压裂性模型的建模方法 |
| CN106844909A (zh) * | 2017-01-05 | 2017-06-13 | 西南石油大学 | 一种致密储层压裂改造体积区的计算方法 |
| CN108681635A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-10-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密储层体积压裂可压性评价方法 |
| CN110005389A (zh) * | 2019-03-07 | 2019-07-12 | 西南石油大学 | 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 |
| CN110864966A (zh) * | 2019-10-12 | 2020-03-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于裂缝型岩石的可压性评价方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 陈勉等.页岩油气高效开发的关键基础理论与挑战.石油钻探技术.2015,第43卷(第05期),第7-14页. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113982571A (zh) | 2022-01-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Tan et al. | Experimental investigation into hydraulic fracture geometry and proppant migration characteristics for southeastern Sichuan deep shale reservoirs | |
| CN113534291B (zh) | 岩石力学层约束下的低渗透储层不同尺度裂缝定量预测方法 | |
| Rummel | Fracture mechanics approach to hydraul| c fracturing stress measurements | |
| Yao et al. | An energy based analytical method to predict the influence of natural fractures on hydraulic fracture propagation | |
| Hou et al. | Investigation of hydraulic fracture networks in shale gas reservoirs with random fractures | |
| Bai et al. | Numerical modelling of coupled flow and deformation in fractured rock specimens | |
| CN105134156A (zh) | 一种用于致密砂岩储层三维可压裂性模型的建模方法 | |
| US12050297B2 (en) | Method and system for determining energy-based brittleness | |
| CN113982571B (zh) | 一种致密储层压裂受效区评价方法 | |
| Li et al. | Geometry and filling features of hydraulic fractures in coalbed methane reservoirs based on subsurface observations | |
| Kivi et al. | An experimental investigation on deformation and failure behavior of carbonaceous Garau shale in Lurestan Basin, west Iran: Application in shale gas development | |
| Sakhaee-Pour et al. | Integrating acoustic emission into percolation theory to predict permeability enhancement | |
| Liu et al. | Experimental investigation on the initiation of hydraulic fractures from a simulated wellbore in laminated shale | |
| Yang et al. | True triaxial hydraulic fracturing test and numerical simulation of limestone | |
| Guo et al. | Study on fracture morphological characteristics of refracturing for longmaxi shale formation | |
| Wu et al. | Investigation for influences of seepage on mechanical properties of rocks using acoustic emission technique | |
| Wang et al. | The evaluation criteria for rock brittleness based on double-body analysis under uniaxial compression | |
| Tang et al. | Discrete element simulation for investigating fragmentation mechanism of hard rock under ultrasonic vibration loading | |
| Tan et al. | Simulation of rock-breaking process by drilling machine and dynamic classification of surrounding rocks | |
| US11920472B2 (en) | Reasonable millisecond time control method for excavation blasting of tunnel | |
| Gao et al. | Investigation of the anisotropic mechanical response of layered shales | |
| da Cunha | Scale effects in rock masses—A general report on the papers submitted to the Lisbon Workshop | |
| Zhai et al. | Three-dimensional numerical simulation and analysis of geomechanical controls of hydraulic fracturing in heterogeneous formations | |
| Xu et al. | Quantitative damage and fracture mode of sandstone under uniaxial load based on acoustic emission | |
| Chen et al. | Numerical modeling of fracture process using a new fracture constitutive model with applications to 2D and 3D engineering cases |
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 |