CN115324559A - 压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法，所述预测方法包括以下步骤：建立区块精细地应力场；建立储层压裂的有限元模型，并计算套管柱在压裂前的应力分布；计算储层压裂后的应力分布；进行地质‑固井‑套管相结合的套管变形分析；根据分析结果，预测压裂诱发套管变形的位置；定义套变风险因素，通过风险因素的数量判断发生套变的风险级别。所述预防方法包括以下步骤：识别伽马局部异常变化的缺陷点；识别固井均质性局部异常变化的缺陷点；保证射孔簇与上述两类缺陷点的间隔距离大于临界安全距离；精细化压裂施工，保证泵压曲线平稳和缓。本发明能够预测套管变形风险点的位置，降低套管变形发生的风险。

Description

压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法
技术领域
本发明涉及页岩气开发技术领域，具体来讲，涉及一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法。
背景技术
诸如我国四川盆地及其类似结构的高应力地区的页岩气地质构造复杂，储层最大水平主应力接近甚至高于上覆岩石压力，受多种因素影响及多因素叠加，发生套管变形的概率相对较大，压裂过程是最直观的体现。
现有技术中，国内外虽然开展了相关套管变形的研究，但大多采用单一因素，或者强调地质因素，或者强调设计因素，形成的结论较为单一和局限，预防套管变形的有效率不高。
例如，于2020年12月25日公开的名称为天然裂缝页岩地层水力压裂水平井井筒风险判断方法、公开号为CN 112127879 A的专利申请文献记载了一种天然裂缝页岩地层水力压裂水平井井筒套变风险判断方法，该方法通过获取目标工区的地应力、岩石力学等参数，分别建立了裂缝未完全撑开-套管系统受力计算模型、裂缝完全撑开-套管系统受力计算模型来计算井筒所受剪应力，最后根据井筒参数和井筒所受剪应力进行比较，从而判断井筒是否存在套变风险。但该方法仅通过数值模拟结果来判断井筒是否存在套变风险，无法保障预测套管变形风险的准确率。
于2021年1月29日公开的名称为储层压裂改造诱发井下套管变形的实时监测与评价方法、公开号为CN 112282730 A的专利申请文献记载了一种储层压裂改造诱发井下套管变形的实时监测与评价方法，该方法采用水平井泵送坐桥塞射孔与套管磁性定位测量联作方式，实时测量套管节箍和套管磁性异常，通过分析套管磁性异常特征，对井下套管变形程度及发展态势进行实时监测与评价。该方法利用泵送坐桥塞射孔与套管磁性定位测量实现对套管变形的实时监测，但实施成本较高，且装置易在套管变形过程中发生损坏，影响评价结果。
我国根据之前的研究结论采取并尝试了一些降低套管变形的技术措施，取得了一定成效，但套管变形的概率仍然较高，制约了页岩气的快速开发，同时也增大了页岩气开发成本。
因此，有必要形成一种能够在压裂施工以前就识别预测套管变形的风险点区域、并能够针对确定风险点提出切实可行的技术手段的预防技术方案。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本发明的目的之一在于提供一种预测和预防页岩气储层压裂改造时套管变形的方法。
为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，所述预测方法包括以下步骤：基于目标区块的测井数据，获取单井地质分析结果和最大水平主应力方向角，建立区块精细地应力场；基于区块精细地应力场，建立地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型，对水平井全水平段的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，得到套管柱在压裂之前的初始应力分布；对通过储层压裂后的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，计算压裂引起的地应力场变化，找出对套管施加剪切载荷的位置分布；进行水平井的地质-固井-套管相结合的一体化套管变形分析，所述分析包括井轨迹水平段伽马曲线分布分析、井轨迹水平段固井质量及声幅曲线分布分析、井轨迹水平段压裂施工压力曲线分析、水平井微地震监测结果分析、以及模拟计算井轨迹水平段的井筒外剪切力变化分析；根据套管变形分析结果，预测压裂诱发套管变形的位置，所述套管变形的位置包括伽马曲线局部异常凸起的位置、固井均质性异常的位置、施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点、以及压裂导致的地层破碎区的外边缘；通过套管存在的风险因素的数量判断压裂诱发套管变形的风险级别，其中，风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰、自然伽马局部异常变化、固井均质性局部异常变化、以及自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠；对于相同尺寸的套管，当套管厚度小于11mm时，风险因素数量为0时，风险级别为无，风险因素数量为1时，风险程度为第一级(或称为中等)，风险因素数量为2时，风险程度为第二级(或称为大)，风险数量为3或4时，风险程度为第三级(或称为很大)；当套管厚度大于11mm时，风险因素数量为0时，风险程度为无，风险因素数量为1时，风险程度为第一级(或称为中等)，风险因素数量为2或3时，风险程度为第二级(或称为大)，风险数量为4时，风险程度为第三级(或称为很大)。相当于，在通过套管存在的风险因素的数量判断压裂诱发套管变形的风险级别时，在预定的套管尺寸和厚度情况下，风险因素数量越多，压裂诱发套管变形的风险越高。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述建立区块精细地应力场可包括以下步骤：按照“井-震结合”的技术方法，在地震波数据的基础上，结合单井层位信息，建立目标区块的三维地质模型；根据目标区块内单井的测井数据计算岩石力学参数，针对其他测井数据和岩石力学参数进行单井地质力学分析，获取单井地质分析结果；综合分析世界应力地图的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息，获取目标区块内的最大水平主应力方向角；引入三维地质模型，建立目标区块的地应力场有限元模型，并基于单井地质分析结果和已有井在压裂施工期间的微地震实测结果，验证目标区块地应力场的模拟结果，将验证合格的地应力场数值解构建为区块精细地应力场。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述在地震波数据的基础上，结合单井层位信息，建立目标区块的三维地质模型，可包括：根据三维地震波数据建立地质模型的网格几何尺寸，划分地层并定义各地层的网格单元大小，其中，储层所在地层的网格单元小于其他地层的网格单元。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述储层所在地层的网格单元厚度与所述其他地层的网格单元厚度之比可为1：18～1：30。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述其他测井数据可包括地层的伽马射线、压缩声波时长和密度，所述岩石力学参数可包括杨氏模量、泊松比、内聚力和内摩擦角。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述综合分析世界应力地图的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息，获取目标区块内的最大水平主应力方向角，可包括：利用世界应力地图判断目标区块所属区域的最大水平主应力方向角，明确目标区块内最大水平主应力方向角所属的区间范围；根据单井测量的信息，判断目标区块内不同构造部位的最大水平主应力方向角所属的区间范围，明确目标区块内最大水平主应力方向角的随地势的变化规律；分析微地震监测信息，并结合微地震监测信息的分析结果验证和修正利用世界应力地图和单井测量信息总结的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值，和/或补充修正利用世界应力地图和单井测量信息所遗漏区域的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述建立目标区块的地应力场有限元模型，可包括：将地质模型网格采用的单元设置为三维8节点线性单元，地应力场有限元模型的载荷设为重力载荷，地应力场有限元模型的四边和底部的边界条件设置为法向位移约束，顶部的边界条件设置为自由边界，并将初始地应力参数和初始孔隙压力参数设置为初始条件，所述初始地应力参数包括单井地质力学分析获得的三轴地应力主分量和最大水平主应力方向角。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述单井地质分析结果可包括利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果，所述基于单井地质分析结果和已有井在压裂施工期间的微地震实测结果，验证目标区块地应力场的模拟结果，将验证合格的地应力场数值解构建为区块精细地应力场，可包括：针对目标区块的每个单井，都分别利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果作为初始地应力参数，进行目标区块地应力场的数值模拟，得到对应的地应力场数值解；对比上述两种地应力场数值解与已有井压裂施工的地应力场实际测量值的误差，并将与地应力场实际测量值误差较小的数值解作为区块精细地应力场。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述伽马曲线局部异常凸起的判定依据可为局部伽马值大于200GAPI。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述固井均质性异常的判定依据可为局部声幅值高于水泥胶结差的界面、且固井质量局部评价结果为差。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点的判定依据可为压力曲线激增或骤降的幅度大于10MPa/min、且压力曲线不为直线。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述压裂导致的地层破碎区的位置可通过压裂前的地质资料和/或储层压裂的数值模拟确定。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述自然伽马局部异常变化的缺陷点和/或固井均质性局部异常变化的缺陷点位于压裂导致的地层破碎区时，压裂诱发套管变形风险级别的等级可增加。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述套管存在的风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰，且风险因素数量为多个时，可通过优化压裂施工参数能够降低压裂诱发套管变形风险级别的等级。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中，所述风险程度为无时，发生套管变形的几率可预测为0；所述风险程度为第一级时，发生套管变形的几率可预测为小于等于20％；所述风险程度为第二级时，发生套管变形的几率可预测为介于20％～50％；所述风险程度为第三级时，发生套管变形的几率可预测为大于50％。
本发明另一方面提供了一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法，所述预防方法在上述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的基础上，进一步可包括以下步骤：检查地层测井数据，识别自然伽马局部异常变化的缺陷点；检查固井测井数据，识别固井均质性局部异常变化的缺陷点；压裂施工设计中，保证井轨迹水平段的射孔簇与上述两类缺陷点的间隔距离大于临界安全距离，所述临界安全距离的取值由压裂引起的剪切局部化带的分布范围确定；精细化压裂施工，确保不出现施工压力曲线尖峰异常凸起的现象，保证泵压曲线平稳和缓。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中，所述压裂引起的剪切局部化带的分布范围的划定依据可为：在地层注入空隙压力和地应力场的共同作用下，套管的剪切应变大于1.0×10-4的区域。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中，所述压裂引起的剪切局部化带的分布范围可为射孔簇两侧20m～30m以内的区域。
在本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中，所述安全区间为自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点的两侧大于或等于30m的区域，所述临界安全距离定义为30m。
与现有技术相比，本发明的有益效果和优点可包括以下内容中的至少一项：
(1)本发明通过将单井的测井数据和岩石力学参数分别输入地应力场模型进行模拟计算，并将模拟结果与真正实施压裂时的微地震数据进行反复对比验证，从而获得能够较为真实的再现目标区块的地应力场分布和裂缝走向的精细地应力场；
(2)本发明将区块精细地应力场作为后续压裂及套管变形模拟的输入数据，消除了现有技术中由于测井数据误差大或实测参数不足造成的模型输入参数的不确定性，保证了输入地应力场的精度，提高了利用地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型预测套管变形位置的准确性；
(3)本发明的预测方法将套管变形的各种因素有机地联系起来，进行综合的一体化分析，能够对高地应力区压裂诱发套管变形位置进行预测，预测结果与85％以上的压裂套管变形案例相符合，准确率高；
(4)本发明的预测方法能够在压裂施工前和压裂施工中及时发现套管变形风险征兆，预测压裂段套管变形的风险程度；
(5)本发明能够在压裂施工以前就识别确定套管变形风险点的位置、并且针对确定风险点提出切实可行的技术手段的预防技术方案；
(6)本发明的预防方法能够明显降低压裂引起的套管变形发生的风险，从而降低储层改造施工成本；
(7)本发明的预防方法能够避免发生压裂过程中被迫丢弃部分层段的情况，提高储层改造的施工效率和施工效果，增加页岩气改造方面的经济效益。
附图说明
图1示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的多因素综合预测方法的计算流程图。
图2示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的建立区块精细地应力场的计算流程图。
图3示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块的三维地质模型的结构示意图。
图4A示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202直井的测井数据图；图4B示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202直井的岩石力学参数图。
图5示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202直井的单井地质分析结果图。
图6示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威远地区13口单井上的最大水平主应力方向角分布图。
图7A示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202井区的微震信息图；图7B示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威204井区的微震信息图；图7C示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202H10-3水平井的压裂微震信息图；图7D示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威204H1-5的微地震监测信息。
图8示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块的地应力场有限元模型网格图。
图9示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块五峰组-龙马溪组地层中的最大水平主压应力方向分布图。
图10A示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块五峰组-龙马溪地层中的最小水平主应力方向分布图；图10B示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块五峰组-龙马溪地层中的中间主应力方向分布图；图10C示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202区块五峰组-龙马溪地层中的中间主应力的三维矢量方向分布图。
图11示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威202直井储层单元地应力场三维数值解分布云图。
图12示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的套损曲线及伽马测井曲线图。
图13示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的固井质量声幅及评价图。
图14示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的太阳构造地区的施工压力曲线图。
图15示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的井蚂蚁体图。
图16示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的套管变形风险程度等级图。
图17示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的一个示例性实施例中的威远地区的施工压力曲线图。
图18示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中的预防套管变形的设计工作流程图。
图19A示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中的剪切局部化带与伽马突变点和固井质量突变点重叠的位置示意图；图19B示出了本发明的一个示例性实施例中的剪切局部化带与伽马突变点和固井质量突变点远离的位置示意图。
图20示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中的威204直井的伽马曲线图。
图21示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中的威204直井的固井声幅曲线图。
图22示出了本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法的一个示例性实施例中的威204直井的三轴剪应变烈度分布的数值模拟计算结果图。
具体实施方式
在下文中，将结合示例性实施例和附图来详细说明本发明的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法。需要说明的是，“上”、“下”、“内”、“外”仅仅为了便于描述和构成相对的方位或位置关系，而并非指示或暗示所指的部件必须具有该特定方位或位置。
为了实现上述目的，本发明的一方面提供了一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测。在本实施例中，如图1所示，一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法可包括以下步骤：
步骤S1、基于目标区块的测井数据，获取单井地质分析结果和最大水平主应力方向角，建立区块精细地应力场。
这里，如图2所示，所述分析目标区块的测井数据，建立区块精细地应力场可包括以下步骤：
步骤S11、按照“井-震结合”(即测井与地震结合)的技术方法，在地震波数据的基础上，结合单井层位信息，建立目标区块的三维地质模型。
具体地，结合目标区块的构造起伏特征，在三维地震波数据的基础上，可构建目标区块整体的几何形状和网格大小，然后结合目标区块已有井的单井层位信息，可划定目标区块的层位信息，确定储层所在地层和储层之外的其他地层的几何形状和网格大小，获得目标区块的三维地质模型。
这里，建立目标区块的三维地质模型的具体实施方式，可包括：根据三维地震波数据，建立地质模型的网格几何尺寸，划分地层并定义各地层的网格单元大小，其中，储层所在地层的网格单元小于其他地层的网格单元。所述储层所在地层的网格单元厚度与所述其他地层的网格单元厚度之比可为1：18～1：30。例如，其他地层的网格单元厚度可为储层所在地层的网格单元厚度的20倍。
以威远地区页岩气三维区块威202区块的实地应用为例进行说明。
威远地区页岩气三维区块内地面地腹构造格局一致，构造简单，西北高东南低，轴线近东西向。三维区块中北部主要存在威Ⅰ号高点，南部为威远构造的南翼，断层稀少且断层落差较小。从侏罗系中统沙溪庙组叶肢介页岩构造可知：三维区块内构造简单，断层不发育，中北部为威远构造的威Ⅰ号高点，威Ⅰ号高点上存在三个次一级高点，轴向近东西向；三维区南部为威远构造南翼。地腹构造格局与地表大体一致，但局部构造细节有一定的变化，褶皱相对增强，断层相对发育。由于断层落差较小，其对初始地应力场分布的影响不大。另外，由于断层落差较小，通过地震波数据识别断层的难度较大，有些落差很小的断层难以识别出来。
由现场数据可知，威202区块的长为19km，宽为13.5km。根据三维地震波数据，建立的威202区块的三维地质模型，并结合单井所在地区的地层层序，将地质模型划分为7个层位，从上至下分别为：地面至嘉陵江组底界、嘉陵江组底界至飞仙关组底界、飞仙关组底界至上二叠纪底界、上二叠纪底界至下二叠纪底界、下二叠纪底界至五峰组底界(包括了龙马溪组地层)、五峰组底界至寒武系底界、寒武系底界至海拔-5500米。其中，储层位于五峰组-龙马溪组地层。
考虑到有限元计算量的优化，与其他地层的网格相比，在五峰组-龙马溪组地层(也就是储层所在地层)划分了较密的网格。即五峰组-龙门溪组地层的网格为20层，最小单元厚度1米，而其它地层采用较大的单元尺寸。威202区块的地质模型总共采用的单元数为121068。由于地层剥蚀现象的影响，五峰组-龙马溪组之间没有进行区分，两者一起视作一个地层。
图3示出了威202区块的三维地质模型示意图(深度单位，米)，图中给出了储层的几何形状和网格，呈西北高-东南低的构造。图中从上到下不同深度颜色的网格分别代表的是地面至嘉陵江组底界、嘉陵江组底界至飞仙关组底界、飞仙关组底界至上二叠纪底界、上二叠纪底界至下二叠纪底界、下二叠纪底界至五峰组底界(包括了龙马溪组地层)、五峰组底界至寒武系底界、寒武系底界至海拔-5500米。
步骤S12、根据目标区块内单井的测井数据计算岩石力学参数，针对其他测井数据和岩石力学参数进行单井地质力学分析，获取单井地质分析结果。
所述其他测井数据可包括地层的伽马射线、压缩声波时长和密度。所述岩石力学参数包括杨氏模量、泊松比、内聚力(粘聚力)和内摩擦角。采用经验公式和相关计算原理，根据声波测井数据可计算获得杨氏模量等岩石力学参数。例如，采用下面相关公式(式(1)至式(4))可计算杨氏模量等岩石力学参数。
E＝103ρb·[3(Vs/Vp)2-4]/Vs2[(Vs/Vp)2-1] 式(1)
v＝0.5[(Vs/Vp)2-2]/[(Vs/Vp)2-1] 式(2)
C＝4.69433×107Vp 4ρb[(1+v)/(1-v)](1-2v)(1+0.78Vsh) 式(3)
Figure BDA0003040594120000101
式中，E为杨氏模量，MPa；ρb为岩石密度，g/cm3；Vs为纵波，us/m；Vp为横波，us/m；v为泊松比，无量纲；C为粘聚力，MPa；Vsh为泥质含量，％；
Figure BDA0003040594120000111
为内摩擦角，度。
所述单井地质分析结果可包括利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果。所述利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果可包括利用其他测井数据间接分析获得的最大水平主应力、利用其他测井数据间接分析获得的最小水平主应力、利用其他测井数据间接分析获得的垂向主应力、以及利用其他测井数据间接分析获得的地层孔隙压力。所述利用岩石力学参数直接计算获得的地应力分析结果包括利用岩石力学参数直接计算获得的最大水平主应力、利用岩石力学参数直接计算获得的最小水平主应力、利用岩石力学参数直接计算获得的垂向主应力、以及利用岩石力学参数直接计算获得的地层孔隙压力。
仍以威远地区页岩气三维区块威202区块的实地应用为例进行说明。
图4A、图4B和图5为采用步骤S12的方法对威202区块进行单井地质力学分析后获得的单井地质分析结果。其中，图4A和图4B分别为威202区块的某一直井的测井数据和根据声波测井数据计算得到的岩石力学参数。这个井的下部井轨迹最大倾角8.6度。图4A的左一栏为地层的伽马射线(单位：API)，左二栏为压缩声波时长DC(单位：微秒/英尺)，左三栏为井径(单位：英时)，右一栏为密度(单位：g/cc)，右二栏为声波时长(单位：毫秒/英尺)。图4B的左一栏为威202下部井段的弹性模量的取值曲线(单位：Mpsi)，左二栏为泊松比的取值曲线，右一栏为地层材料的粘结强度(单位：MPa)，右二栏为内摩擦角(单位：度)，其中粘结强度和内摩擦角是用于根据莫尔-库伦条件计算坍塌压力的主要参数。
图5为威202直井的单井地质分析结果，其中，图5的左一栏为威202直井分析的地应力主分量结果的工程梯度形式的显示，图5的右一栏为单井的地应力分析结果的全量显示。图中的曲线a对应的图标为线段ShG Elastic(w202)，曲线b对应的图标为线段SHG-ShG-OBG(w202)，曲线c对应的图标为线段SFG Mohr-Coulomb(w202)，曲线d对应的图标为线段PPdt e3(w202)，曲线e对应的图标为线段OBG rhob(w202)，点A对应的图标为方块ShGmin(w202)，点B对应的图标为方块SHmax(w202)，点D对应的图标为方块PP(w202)，点E对应的图标为方块OBG-m(w202)。
图5中各曲线的图标所代表的含义如下：曲线OBG rhob(即曲线e)代表计算得到的(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的)垂向应力(即上覆岩层压力)，方块OBG-m(即点E)代表测量分析得到的(也就是利用其他测井数据间接分析获得的)垂向应力；曲线ShGElastic(即曲线a)代表计算得到的(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的)最小水平主应力，方块ShGmin(即点A)代表水力压裂方法测得的(也就是利用其他测井数据间接分析获得的)最小水平主应力；曲线SHG-ShG-OBG(即曲线b)代表计算得到的(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的)最大水平主应力，方块SHmax(即点B)代表测量分析得到的(也就是利用其他测井数据间接分析获得的)最大水平主应力；曲线PP dt e3(即曲线d)代表计算得到的(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的)地层孔隙压力，方块PP(即点D)代表测量分析得到的(也就是利用其他测井数据间接分析获得的)地层孔隙压力。曲线SFG Mohr-Coulomb(即曲线c)代表由摩尔库伦塑性屈服条件计算得到的(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的)坍塌压力，即泥浆密度窗口下限。
图中可以看出，方块OBG-m(也就是利用其他测井数据间接分析获得的垂向应力)的数值明显小于曲线OBG(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的垂向应力)的数值，相对误差大约为10％。曲线SHG在垂深大约2560米左右的深度上(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的最大水平主应力)的数值与方块SHG-max(也就是利用其他测井数据间接分析获得的最大水平主应力)的数值相重合，说明这个SHG曲线结果是合理的。曲线ShG在垂深大约2560米左右的深度上(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的最小水平主应力)的值与方块ShGmin(也就是利用其他测井数据间接分析获得的最小水平主应力)的数值相重合，说明这个ShG曲线结果是合理的。曲线PP在垂深大约2560米左右的深度上(也就是利用岩石力学参数直接计算获得的地层孔隙压力)的数值与方块PP的(也就是利用其他测井数据间接分析获得的地层孔隙压力)数值相重合，说明这个PP曲线结果是合理的。
根据图5的单井地质力学分析结果，可以认为：威202直井附近地层中垂向应力幅值在三个主应力分量中处于中间，因此属于“走滑断层应力格式”。
步骤S13、综合分析世界应力地图(World Stress Map，WSM)的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息，获取目标区块内的最大水平主应力方向角。
这里，所述综合分析世界应力地图的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息的具体实施方式，是指：先利用世界应力地图判断目标区块所属区域的最大水平主应力方向角，明确目标区块内最大水平主应力方向角所属的区间范围；然后根据单井测量的信息，判断目标区块内不同构造部位的最大水平主应力方向角所属的区间范围，明确目标区块内最大水平主应力方向角随地势的变化规律；最后再分析微地震监测信息，并结合微地震监测信息的分析结果验证和修正上述两种信息总结的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值，或补充上述两种信息遗漏的某些区域的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值。
在本实施例中，所述分析微地震监测信息可包括：将目标区块内水平井的微地震事件点中出现呈单一色彩条状分布的位置判定为同一个压裂段产生的缝网条带，并将缝网条带的方向角判断为该位置的最大水平主应力的方向角；将目标区块内水平井的微地震事件点中出现由多种色彩组成、且事件点分布超出储层范围的彩色条带的位置判定为天然裂缝的位置；将目标区块内水平井的微地震事件点中出现微地震响应点成片状或团状分布的情况判断为该位置的最大水平主应力方向性不明显，最小水平主应力方向和垂向主应力方向接近。
仍以威远地区页岩气三维区块威202区块的实地应用为例进行说明。
在世界应力地图WSM中的信息显示：四川盆地的区域地应力格式特点为以逆冲断层及走滑断层应力模式为主。区域内最大水平主应力方向以东-西向为主，其它方向如东北-西南及西北-东南也有存在。
图6为威远地区内13口井的单井井位上储层五峰组-龙马溪组的最大主应力方向分布。这些信息综合了微地震监测、交叉偶极阵列声波测井分析等应力方位分析结果。图6中的左边第一条虚线A是指海拔-1400m的位置，第二条虚线B是指海拔-2400m的位置，第三条虚线C是指海拔-3100m的位置。如图6所示，单井测量的信息显示：在区块内不同构造部位，最大水平主应力呈现出一定规律的变化趋势。整个威远页岩气区块可以分为：位于左上边界至虚线A之间的顶部平缓带、位于虚线A和虚线B之间的中部陡斜带、位于虚线B和虚线C之间的右下部缓斜带、以及虚线C与右下边界的近洼平缓带。其中顶部平缓带的最大水平主应力方向角为130°，中部陡斜带的最大水平主应力方向角为95°～105°(变化范围10°)，右下部缓斜带的最大水平主应力方向角为85°～95°(变化范围10°)，近洼平缓带的最大水平主应力方向角为65°～95°(变化范围30°)。从以上信息可以看出：威远区块内储层五峰组-龙马溪组中的最大水平地应力变化比较复杂，不仅随着水平位置在变化(从130°到65°～90°)、在储层内随深度也有30°的变化。
图7A、图7B、图7C和图7D为威远区块部分已有水平井的微震监测信息。其中，图7A为威202井区的微震信息，图7B为威204井区的微震信息图，图7C为威202H10-3水平井的压裂微震信息，图7D为威204H1-5的微地震监测信息。
由于微震事件点的位置取决于最大主应力方向和天然裂缝分布两个因素，在图7A、图7B、图7C和图7D中的不同色彩代表不同时间/压裂段产生的微震事件。每一个色彩呈单一色彩条状分布的时候，就意味着这是同一个压裂段产生的缝网条带，而这个缝网条带的方向角就是这个位置的最大水平主应力的方向角。图7A、图7B、图7C和图7D中的实线段就是按照这个原则画上去的，它代表此处最大水平主应力的方向。当代表微震事件的彩色条带是由多种色彩组成、且事件点分布超出储层范围，这个时候，这个彩色条带代表的就是天然裂缝的位置，在图7A、图7B、图7C和图7D中用虚线段表示。
也就是说，在图7A、图7B、图7C和图7D中，实线段表示同一个压裂段产生的缝网条带处的最大水平主应力的方向，虚线段表示天然裂缝的位置。在标注图7A中的虚线段所指代的天然裂缝位置时，参考了图7C和图7D中的微震事件分布。从图7D中可以看出，微震事件点超出了目的层箱体，属于天然裂缝相关事件。天然裂缝的方向角取决于地质构造运动的方向，经常与现在的地层主应力方向角不一致，而且一般没有明确的解析关系。
另外，在图7A、图7B、图7C和图7D中，微地震响应点成团状分布，表明最大水平主应力方向性不明显，两个主应力(最小水平主应力和竖向主应力)方向接近。如图所示，目标区块内水平井压裂微地震监测信息显示：区块内中部的最大主应力方向主要沿东西走向；区块内两侧位置上的最大主应力方向分别向各自的两侧上方偏离；在威202区块左侧，方向角最大可到110°。
图7A中的虚线圆圈中的微震事件点呈片状分布，表明此处的两个水平主应力大小接近，没有明显占优的主应力方向。这与图6中的单井最大水平主应力方向角信息相符合，在图6的主应力方向角变化范围较大的位置，微震事件呈片状/团状分布，没有明显的水平主方向。
步骤S14、引入三维地质模型，建立目标区块的地应力场有限元模型，并基于单井地质分析结果和已有井在压裂施工期间的微地震实测结果，验证目标区块地应力场的模拟结果，将验证合格的地应力场数值解构建为区块精细地应力场。
具体地，先将步骤S12中单井地质分析结果获得的三轴地应力主分量、以及步骤S13中分析获得的最大水平主应力方向角作为模型设置参数输入至步骤S11中获得的目标区块的三维地质模型，可建立目标区块的地应力场有限元模型；然后进行目标区块的地应力场数值模拟，将地应力场数值模拟结果与已有井在压裂施工期间的微地震实测结果和单井地质分析结果进行对比验证，并调整模型设置参数，将验证合格后的地应力场有限元模型作为能够真实模拟目标区块地应力场的数值模型，其获得目标区块的三维精细地应力场数值解可作为后续压裂及套管变形模拟的输入数据。
例如，所述建立目标区块的地应力场有限元模型的具体实施方式，可包括：地质模型网格采用的单元为三维8节点线性单元。其中，储层所在的地层设为C3D8RP-孔隙压力耦合单元，其他地层设为C3D8R位移单元。其中，C3D8RP和C3D8R是指软件Abaqus中的单元类型，C表示为实体单元，3D表示为三维，8是这个单元所具有的节点数目，R是指这个单元是缩减积分单元，P是指三线孔隙压力。模型载荷设为重力载荷。模型四边和底部的边界条件设为法向位移约束，顶部的边界条件设为自由边界。初始条件输入初始地应力参数和初始孔隙压力参数，其中，初始地应力参数包括三轴地应力主分量(即最大水平主应力、最小水平主应力和垂向主应力)和最大水平主应力方向角。
针对目标区块的每个单井，都可分别输入利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果作为初始地应力参数，进行目标区块地应力场的数值模拟，得到对应的地应力场数值解。然后对比上述两种地应力场数值解与已有井压裂施工的地应力场实际测量值的误差，并将与地应力场实际测量值误差较小的数值解构建为区块精细地应力场，并作为后续压裂及套管变形模拟的输入数据。
例如，可以对比分析两种模拟所得的储层的最大水平主应力方向分布是否符合已有井在压裂施工期间的微地震实测结果、储层所属的应力格式是否符合单井地质力学分析结果、以及储层的地应力场分布规律是否符合已有井在压裂施工期间的微地震实测结果等，将两种模拟中误差更小的地应力分析结果判断为更适合设置为重现实际压裂施工过程的区块地应力场的模拟参数，其得到的地应力场数值解也更适合作为后续压裂及套管变形模拟的输入数据。考虑到模型数值结果主要目的是为了后续的“压裂引起的套管变形预测”，模型参数准备时主要强调了数值解最小主应力结果与实测值接近，即使用了“优先保证数值解的最小主应力结果与实测值最接近、兼顾最大水平主应力方向角数值解与实测值中间值趋势一致”的原则，来保证模型的合理性。
需要说明的是，单井地质力学分析的目的是分析裂缝的延伸走向，由于裂缝始终沿着垂直最小水平主应力的方向延伸，确定地应力的方位即可预测裂缝延伸的方位。不同的井段所处的地质局部构造细节有一定的变化，故适合模拟该直井的地应力分析结果也有所不同。通过将利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果作为初始地应力参数，分别进行目标区块地应力场的数值模拟，能够判断出两组地应力数据的模拟准确性，从而挑选出最适合模拟该直井的地应力场模拟初始输入参数。如此针对寻找目标区块的所有直井，反复寻找最适合设置为重现实际压裂施工过程(即误差最小)的区块地应力场的模拟参数的地应力分析结果，能够提高地应力场模型的整体模拟精度，从而建立精细地应力场，保证后续压裂及套管变形模拟时，模拟的裂缝延伸走向接近真实的裂缝状态。
仍以威远地区页岩气三维区块威202区块的实地应用为例进行说明。
将步骤S12中的单井地质分析结果的和步骤S13中的最大水平主应力方向角作为初始条件输入至本步骤的地应力场模型。
表1为综合上述单井地质分析结果和经验之后的模型弹性力学参数取值列表。其中的弹性模量是随深度变化的。计算模型中采用了abaqus用户子程序来实现其TVD深度(TVD是指垂直深度)依赖特征。
表1综合单井分析结果和经验之后的模型弹性力学参数取值列表
Figure BDA0003040594120000161
Figure BDA0003040594120000171
根据单井的测井数据来计算地层材料参数(也就是岩石力学参数)如杨氏模量和初始地应力相关参数，能够减少由于实测参数不足造成的模型输入参数的不确定性，保证精细地应力场模型初始输入参数的准确性。
另外，步骤S12中的根据摩尔库伦塑性屈服条件计算得到的坍塌压力(例如图5中的曲线c)可与本步骤的地应力场模型的模拟结果进行对比修正，并不一定要输入地应力场模型。
如图8所示为威202区块的地应力场有限元模型网格，来自于步骤S11所建立的地质模型网格。采用的单元为三维8节点线性单元，在储层为C3D8RP位移-孔隙压力耦合单元，在储层以外为C3D8R位移单元。长边方向取为x-轴方向。模型的载荷为重力载荷。边界条件为四边的法向位移约束和底部的法向位移约束；顶部为地面，自由边界。
使用图8中的三维有限元网格模型，设置初始条件，建立目标区块的地应力场有限元模型。初始条件包括初始地应力场和初始孔隙压力场，其中孔隙压力场仅在目的层五峰组-龙马溪组地层中存在，威202区块的孔隙压力系数为1.4g/cc。初始地应力场的设置按照图5给出的单井地应力分量进行各个地层的地应力分量参数设置。
经过数值计算得到的威202区块五峰组-龙马溪组地层中最大水平主压应力方向分布如图9所示。从图9看出，数值结果中的最大水平主应力在威202区块左上部的平缓带的主应力方向约为130°；在区块右下部的最大水平主应力方向逐渐过渡到接近东西方向的90°。这个结果符合图6给出的方向角测量分析结果。
图10A和图10B分别给出了威202区块五峰组-龙马溪组地层中最小水平主压应力和中间主应力的方向，图10C为中间主应力的三维矢量方向分布图。从图10A、图10B和图10C可以看出，在威202区块的右下/东南位置，中间主应力呈接近竖直的方向。这表明这些位置的竖向应力是中间主应力分量，应力格式属于“走滑断层应力格式”。这个结果符合图5的单井地质力学结果。
图11为威202直井储层单元地应力场三维数值解分布云图(TVD＝2550m)。单元的边长为275米。图中的符号约定遵从固体力学的符号约定，即拉伸应力为正、压应力为负。从图中看出，应力的幅值大小从西北往东南逐渐增大。同时，表2给出了威202直井地应力数值解和测量值的比较。从表2可以看出，数值结果中的两个水平主应力的幅值与实测值很接近，竖向应力与实测值误差相对较大，为6.37％。
表2威202直井地应力数值解和测量值的比较
Figure BDA0003040594120000181
分析上述模拟结果，发现主应力大小和方向的数值解与实测值有一定的误差。原因之一是由于计算采用的简化模型在局部构造细节方面与实际情况可能有偏离。此外，实测值给出的主方向角度是一个范围，而主应力值是一个平均意义上的数值。这说明实测值本身也是一个平均值，有一个误差范围。
考虑到模型数值结果主要目的是为了后面的“压裂引起的套管变形预测”，模型参数准备时主要强调了数值解最小主应力结果与实测值接近，即使用了“优先保证数值解的最小主应力结果与实测值最接近、兼顾最大水平主应力方向角数值解与实测值中间值趋势一致”的原则，来保证模型的合理性。
因此，综合分析考虑后，认为上述地应力场数值结果能够构建为威202区块的精细地应力场，从而被用作后续压裂及套管变形模拟的输入数据。
步骤S2、基于区块精细地应力场，建立地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型，对水平井全水平段的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，得到套管柱在压裂之前的初始应力分布。
具体地：在步骤S1中的区块的地应力场有限元模型的基础上建立井、水泥环、套管的几何模型，并设置压裂施工的模型数据，获得地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型，并将区块精细地应力场的数值模拟结果作为压裂及套管变形模拟的输入数据。
例如，建立地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型可包括以下内容：先建立井的几何模型，然后设置模型数据，模型数据包括储层厚度分布、水平段测井数据、地应力场分布、设计的压裂施工参数、射孔参数、地层压力系数、地应力参数、岩石力学参数，最后考虑多种材料(包括地层材料、水泥环材料和套管材料)、多种几何形状(包括地层几何形状、水泥环几何形状和套管几何形状)、结构变形和物理渗流两种物理场、流体压力载荷、地应力载荷、重力载荷、弹性力学模型、以及塑性力学模型，建立井的三维有限元模型。对于预测套管变形的地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的数学模型，它的基础理论模型为金属的塑性加载屈服准则，包括式(5)的特雷斯卡(Tresca)屈服准则和式(6)的米泽斯(vonMises)屈服准则。二者都是基于剪切强度的屈服准则。换句话说，金属材料的塑性变形是剪切塑性变形。
τmax＝K 式(5)
(σ1-σ2)2+(σ2-σ3)2+(σ3-σ1)2＝2σs 2＝6K2 式(6)
其中，σ1，σ2，σ3为三个主应力，MPa，σs为屈服应力，MPa，K为材料的剪切屈服强度，MPa。
套管的拉伸塑性，宏观看上去是拉伸塑性变形，但微观机理是金属晶体的剪切塑性滑移。基于此，考虑套管所处的环境，认为：压裂施工中，沿水平段轴线，套管周围剪切载荷最大的地方如果存在缺陷点(例如，伽马异常的缺陷点、固井质量差的缺陷点)，则这些缺陷点发生套管变形的风险很大。这些地方是应该避免落入剪切载荷最大区域。
最终建立的“地质-压裂工程-水泥环-套管一体化”的模型包括了：
1)多种材料、多种几何形状；
2)结构变形和渗流两种物理场；
3)流体压力载荷、地应力载荷、重力载荷；
4)弹性力学本构模型、塑性力学本构模型。
这个复杂模型的力学行为可以用下述式子来概括性表示：
K(u)·u＝F
这里的变量定义为：
K是系统刚度矩阵，代表了模型的材料属性包括弹性本构和塑性本构、以及几何特征；u是运动矢量，包括了模型中各点的位移和孔隙压力；F是载荷矢量，代表了模型中涉及的各种载荷。
步骤S3、对通过储层压裂后的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，计算压裂引起的地应力场变化，找出对套管施加剪切载荷的位置分布。
具体地，可按照设计的压裂施工参数对所述地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型中的套管柱的目标层段设置模型参数，并进行储层压裂的数值模拟，计算对该目标层段压裂施工后引起的地应力场变化，并找到对套管施加剪切载荷的位置分布。
步骤S4、进行水平井的地质-固井-套管相结合的一体化套管变形分析，所述分析包括井轨迹水平段伽马曲线分布分析、井轨迹水平段固井质量及声幅曲线分布分析、井轨迹水平段压裂施工压力曲线分析、水平井微震监测结果分析、以及模拟计算井轨迹水平段的井筒外剪切力变化分析。
步骤S5、根据套管变形分析结果，预测压裂诱发套管变形的位置，所述套管变形的位置包括伽马曲线局部异常凸起的位置、固井均质性异常的位置、施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点、以及压裂导致的地层破碎区的外边缘。
本发明在大量研究的基础上，确认了压裂诱发套管变形的三大影响因素，分别为地质因素、固井因素和施工工程因素。
其中，地质因素是指地层刚度不对称、局部变化明显，位于该区域的套管受到的外剪切力比其他位置大，故发生套管变形的几率大。在压裂施工之前，可通过分析伽马测井曲线来识别井轨迹水平段出现地层刚度不对称、局部变化明显的位置。例如，当井轨迹水平段伽马测井曲线出现局部异常凸起时，可认为该特征标识的信息为地层刚度不对称、局部变化异常。所述伽马曲线局部异常凸起的判定依据可为局部伽马值大于200GAPI。
另外，在压裂产生的地层破碎区的外边缘，也存在地层刚度不对称、局部刚度明显变化的情况，位于该位置的套管发生变形的几率较大。但是这个位置只有在施工之后(压裂施工过程中或者压裂施工完成之后)获得相应的测井数据才能被发现。因此，为了提前预测压裂产生的地层破碎区的外边缘，识别压裂施工后容易导致井轨迹水平段的地层出现刚度不对称、局部刚度明显变化的位置，本发明可在压裂施工设计阶段通过储层压裂的数值模拟来分析此处相应的套管变形。在储层压裂的数值模拟结果中可获得压裂引起的剪切局部化带，所述剪切局部化带可以视为压裂导致的地层破碎区。这里，剪切局部化带是指地层注入孔隙压力和地应力场的共同作用下剪切应变集中的区域，位于该区域的套管受到的地层载荷明显高于其他位置的地层载荷，故位于该区域的套管发生变形的几率也高于其他位置。为了验证模拟获得的剪切局部化带的准确性和精度值，可结合水平井微震监测结果分析确定压裂产生的地层破碎区的外边缘的位置。
又例如，可在压裂前通过地质方面的蚂蚁体资料、井漏资料等判断可能存在的天然裂缝区域，通过裂缝区域先预判可能出现的地层破碎区。
固井因素是指固井均质性异常，也就是固井质量局部变化大、有局部质量不佳点，位于该区域的固井水泥为未胶结或部分胶结、抗剪切能力差，故发生套管变形的几率大。在压裂施工之前，可通过分析固井质量及声幅曲线来识别井轨迹水平段出现固井质量不佳的位置。例如，当井轨迹水平段固井质量及声幅曲线出现固井声幅局部明显变化，可认为该特征标识的信息为固井均质性异常。所述固井均质性异常的判定依据可为局部声幅值高于水泥胶结差的界面、且固井质量局部评价结果为差。
施工工程因素是指压裂施工的压力过大，超过许可范围，位于该区域的套管承受的局部外剪切力明显高于其他位置，故发生套管变形的几率大。在压裂施工过程中，可通过分析压裂施工压力曲线来识别井轨迹水平段出现施工压力过大的位置。例如，当施工压力曲线存在明显的局部尖峰，可能是由于砂堵引起的压力激增，可认为该特征标识的信息为压裂施工的压力超过许可范围。这里，施工压力曲线的尖峰值是指压力出现激增或骤降从而使压力曲线出现明显的起伏。所述施工压力曲线的尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点的判定依据为压力激增或骤降幅度大于10MPa/min，且压力变化曲线不为直线。
也就是说，在压裂施工之前，可通过以下方式预测压裂诱发套管变形的位置：
(1)分析目标井的井轨迹水平段伽马测井曲线，找出伽马测井曲线出现局部伽马值大于200GAPI所对应的井轨迹水平段套管柱的位置，并将其预测为压裂诱发套管变形的位置。
(2)分析目标井的井轨迹水平段固井质量及声幅曲线，找出固井质量及声幅曲线中出现局部声幅值高于水泥胶结差的界面、且固井质量局部评价结果为差所对应的井轨迹水平段套管柱的位置，并将其预测为压裂诱发套管变形的位置。
(3)利用压裂施工设计阶段的参数对目标井进行储层压裂的数值模拟，计算压裂引起的地应力场变化，预测压裂引起的剪切局部化带，并将剪切局部化带所对应的井轨迹水平段套管柱的位置预测为压裂诱发套管变形的位置。
而在压裂施工过程中和压裂施工之后，则可通过分析目标井的井轨迹水平段压裂施工压力曲线，找出由施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点(MaximumShear Loading Points,MSLP)，并将这个MSLP点预测为压裂诱发套管变形的位置。
针对目标井，可通过上述四种方式在压裂前和压裂过程中分析预测套管可能出现变形的位置，并将预测获得的套管变形的位置标定在套管上，以获得压裂诱发套管变形位置的预测图。
例如，以威远地区页岩气三维区块的204H12-5井段的实地应用为例进行说明。
图12为井204H12-5发生套损(即套管变形)的曲线及伽马测井曲线分析图。其中，图12的曲线a为最大内径，曲线b为平均内径，曲线c为最小内径。图13为井204H12-5的固井质量声幅及评价图。其中，图13的曲线A为管套接箍值，曲线B为井径值，曲线C为自然伽马值。
在压裂施工之前，分析目标井204H12-5的伽马测井曲线(如图12所示)发现：井下深度为3100m和3200m处的伽马值突然由70API迅速增加到190API，说明这两点属于伽马曲线异常凸起的位置，可能是套管变形的位置。同时再分析目标井204H12-5的固井质量及声幅曲线(如图13所示)发现：井下深度3200m之后的深度位置，声幅值出现局部明显变化，即声幅值出现较大的波动起伏，这显示该位置的外界面固井质量均质性差，可能是套管变形的位置。因此综合测井资料、天然裂缝分布资料和压裂施工参数等数据分析认为：井下深度3200m的位置的地层刚度不对称、且固井质量差，容易出现套管变形，预测为压裂诱发套管变形的位置。
在对目标井204H12-5进行实际生产应用时发现，预测位置的套管柱发生了变形。如图12所示，在井下深度3200m左右的区域，套管的最小内径(即曲线c)、平均内径(即曲线b)和最大内径(即曲线a)出现急剧减小，即井下3200m处为发生套管变形的位置。另外，图13中也可以看出，在井下深度3100m之后的深度位置，井径曲线(即曲线B)由平缓变为上下波动，这说明井下3100m后出现了套管变形。
由此说明了，测井数据中出现伽马曲线局部异常凸起的位置和固井均质性异常的位置可以预测为压裂诱发套管变形的位置。
又例如，以太阳构造地区的阳105H3-2井段的实地应用为例进行说明。
图14为井阳105H3-2的第7段(井下2935-2855m)压裂施工曲线图。图14中的曲线a为阳105H3-2的井压力，曲线b为施工排量，曲线c为砂浓度。
在对目标井阳105H3-2的第7段(井下2935-2855m)进行压裂施工的过程中，分析压裂施工曲线(如图14所示)可以发现：整个施工期间，在虚线以上的位置，施工压力出现多个异常峰值，这显示在施工过程中第7段的施工压力过大，超过许用范围，可能是套管变形的位置。同时，利用第7段的压裂施工参数进水储层压裂的模拟计算，分析模拟结果发现第7段位于剪切局部化带范围，可能是套管变形的位置。因此综合测井资料、天然裂缝分布资料和压裂施工参数等数据分析认为：井下深度2935-2855m的位置是压裂导致的地层破碎区、且施工压力过大，超过许可范围，容易出现套管变形，预测为压裂诱发套管变形的位置。
在对目标井204H12-5进行实际生产应用时发现，目标井在第8段泵送桥塞时在井深2761m遇阻，说明第7段的套管发生了变形。
由此说明了，施工压力曲线中出现异常尖峰值的位置和储层压裂的数值模拟中出现剪切局部化带的位置可以预测为压裂诱发套管变形的位置。
再例如，以威远地区页岩气三维区块的202H14-3井段的实地应用为例进行说明。
在压裂施工之前，可先分析井202H14-3的井蚂蚁体图判断可能存在的天然裂缝区域，通过裂缝区域先预判可能出现的地层破碎区。图15为井202H14-3的井蚂蚁体图。如图15所示，可以看出，在第21-23段处，即井下3068-3340m的位置(虚线圆框的位置)存在过井筒天然裂缝带，位于该位置的套管处于地层破碎区。同时，利用井202H14-3的压裂施工参数进水储层压裂的模拟计算，分析模拟结果发现第21-23段位于剪切局部化带范围，验证了井下3068-3340m的位置(也就是图15的虚线圆框的位置)是天然裂缝带破碎带位置，容易出现套管变形。
在对目标井202H14-3进行实际生产应用时发现，该井施工完第10段(即井下4017-4084m)后在3290.81m泵送桥塞遇阻，说明井下3068-3340m位置的套管发生了变形。
由此说明了，储层压裂的数值模拟中出现剪切局部化带的位置可以预测为压裂诱发套管变形的位置。
步骤S6、定义影响套管变形的风险因素，通过套管存在的风险因素的数量判断压裂诱发套管变形的风险级别。
其中，风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰、自然伽马局部异常变化、固井均质性局部异常变化、以及自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠。如图16所示，对于相同尺寸的套管(例如管径为127mm～146.3mm)，当套管厚度小于11mm时，风险因素数量为0时，风险级别为无，发生套管变形的几率为0；风险因素数量为1时，风险级别为第一级(或称为中等)，发生套管变形的几率小于等于20％；风险因素数量为2时，风险级别为第二级(或称为大)，发生套管变形的几率介于20％～50％；风险数量为3或4时，风险级别为第三级(或称为很大)，发生套管变形的几率超过50％。对于相同尺寸的套管(例如管径为127mm～146.3mm)，当套管厚度大于11mm时，风险因素数量为0时，风险级别为无，发生套管变形的几率为0；风险因素数量为1时，风险级别为第一级(或称为中等)，发生套管变形的几率小于等于20％；风险因素数量为2或3时，风险级别为第二级(或称为大)，发生套管变形的几率介于20％～50％；风险数量为4时，风险级别为第三级(或称为很大)，发生套管变形的几率超过50％。相当于，在通过套管存在的风险因素的数量判断压裂诱发套管变形的风险级别时，在预定的套管尺寸和厚度情况下，风险因素数量越多，压裂诱发套管变形的风险越高。
这里，需要说明的是，当所述套管存在的风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰，且风险因素数量为多个时，可通过优化压裂施工参数能够降低压裂诱发套管变形的风险程度的等级。例如，当目标井的套管厚度小于11mm时，若目标井的套管存在的风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰、自然伽马局部异常变化和固井均质性局部异常变化时，风险因素数量为3个，风险等级为很大(也就是第三级)；当在压裂施工中，通过优化压裂施工参数使套管避免出现压裂施工压力曲线砂堵尖峰后，目标井的套管存在的风险因素包括自然伽马局部异常变化和固井均质性局部异常变化，风险因素数量为2个，风险等级为大(也就是第二级)。也就是说，通过优化压裂施工参数能够降低压裂诱发套管变形的风险程度的等级。
当所述自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点位于压裂产生的地层破碎区时，压裂诱发套管变形的风险程度的等级可增加。压裂产生的地层破碎区的位置可通过压裂前的地质资料和/或储层压裂的数值模拟确定。例如，当目标井的套管厚度小于11mm时，若目标井的套管存在的风险因素包括自然伽马局部异常变化，风险因素数量为1个，风险等级为中等(也就是第二级)；但通过数值模拟发现自然伽马缺陷点正好位于压裂导致的地层破碎区(也就是剪切局部化带)时，套管发生变形的几率变大，应当认为风险因素数量为2个，风险等级为大(也就是第三级)。
当自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点位于压裂导致的地层破碎区时，实际上就是存在危险因素，而通过降低施工压力和规模能控制局部剪切带范围和降低局部剪切力，从而有利于降低套管变形的风险。
在本实施例中，所述优化压裂施工参数可包括控制携砂液浓度、提高工作液粘度、阶梯提排量、以及增加低砂浓度100目粉砂用量。
仍以威远地区的204H12-5井段为例，进行套管变形(简称“套变”)的风险程度分析。
下面给出了三个影响因素下井204H12-5发生套损(即套管变形)的曲线分析图。其中，图12为套损曲线及伽马测井曲线图，图12的曲线a为最大内径，曲线b为平均内径，曲线c为最小内径。图13为固井质量声幅及评价图，图13的曲线A为管套接箍值，曲线B为井径值，曲线C为自然伽马值。图17为施工压力曲线图，图17中不同符号的曲线代表不同施工井段。
在压裂施工之前，分析井204H12-5的测井数据，判断目标井(井204H12-5)是否存在自然伽马局部异常变化、固井均质性局部异常变化、以及自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠这三个风险因素。
分析目标井204H12-5的伽马测井曲线(如图12所示)发现：井下深度为3100m和3200m处的伽马值突然由70API迅速增加到190API，说明这两点属于伽马曲线异常凸起的位置。也就是说，目标井存在自然伽马局部异常变化这一风险因素。
再分析目标井204H12-5的固井质量及声幅曲线(如图13所示)发现：井下深度3200m之后的深度位置，声幅值出现局部明显变化，即声幅值出现较大的波动起伏，这显示该位置的外界面固井质量均质性差。也就是说，目标井存在固井均质性局部异常变化这一风险因素。
同时再对比图12和图13发现，目标井204H12-5出现固井质量差的位置和出现伽马曲线异常凸起的位置都位于井下深度3200m之后的深度位置。也就是说，目标井存在自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠这一风险因素。
最后在压裂施工过程中，分析目标井204H12-5的施工压力曲线图(如图17所示)发现：施工压力曲线完美，没有出现急剧增长的压力尖峰值。也就是说，目标井不存在压裂施工压力曲线砂堵尖峰这一风险因素。
此外，分析了套管的管柱力学行为，得到了套管柱在安装初期的应力分布，确认了套管初始载荷下是安全的，其应力不是后期压裂期间套管变形的主要影响因素。也就是说，压裂产生的地层破碎区的位置不会增加套管变形的风险程度。
因此，综合上述信息可以认为目标井204H12-5包括自然伽马局部异常变化、固井均质性局部异常变化、以及自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠这三个风险因素，而目标井204H12-5的套管厚度小于11mm，故预测目标井204H12-5的套变风险程度等级为很大，发生套管变形的几率预测为大于50％。
在对目标井204H12-5进行实际生产应用时发现，预测位置的套管柱发生了变形。如图12所示，在井下深度3200m左右的区域，套管的最小内径(即曲线c)、平均内径(即曲线b)和最大内径(即曲线a)出现急剧减小，即井下3200m处为发生套管变形的位置。另外，图13中也可以看出，在井下深度3100m之后的深度位置，井径曲线(即曲线B)由平缓变为上下波动，这说明井下3100m后出现了套管变形。
由此验证了步骤S6中的预测压裂诱发套管变形风险程度的方法可以在压裂施工前和压裂施工过程中提前预测为压裂诱发套管变形的风险程度和几率。
本发明的另一方面提供了一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法。
在本实施例中，如图18所示，一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法可基于上述任意一个示例性实施例中的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法所获得结果的基础上，在现有常规压裂设计的基础上，额外采取以下步骤：
步骤1、检查地层测井数据，识别自然伽马局部异常变化的缺陷点。
例如，自然伽马局部异常变化的判定依据可为局部伽马值大于200GAPI。
步骤2、检查固井测井数据，识别固井均质性局部异常变化的缺陷点。
例如，固井均质性局部异常变化的判定依据可为局部声幅值高于水泥胶结差的界面、且固井质量局部评价结果为差。
步骤3、压裂施工设计中，保证井轨迹水平段的射孔簇与上述两类缺陷点(也就是自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点)的间隔距离大于临界安全距离(CSD)，所述临界安全距离(CSD)的取值由压裂引起的剪切局部化带的分布范围确定。
这里，剪切局部化带是指地层注入空隙压力和地应力场的共同作用下剪切应变集中的区域，位于该区域的套管受到的地层载荷明显高于其他位置的地层载荷。所述剪切局部化带的分布范围可通过储层压裂的数值模拟(例如，可采用本实施例的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法中的步骤S1至步骤S5来进行储层压裂的数值模拟)确定。例如，在储层压裂的数值模拟分析结果中，压裂引起的剪切局部化带的分布范围的划定依据可以为：在地层注入空隙压力和地应力场的共同作用下，套管的剪切应变大于1.0×10-4(无量纲)的区域。
所述安全区间可以根据剪切局部化带内发生套管变形的几率来进行划分和定义，而临界安全距离(CSD)可根据现场施工安全标准和目标井的实际情况等在安全区间内选取确定。如果在压裂引起的井轴附近的剪切局部化带的分布范围内存在伽马突变点(也就是自然伽马局部异常变化的缺陷点)和固井质量突变点(也就是固井均质性局部异常变化的缺陷点)，那么在压裂过程中，剪切应变集中在套管存在危险因素的区域，容易造成套管变形。因此，在压裂设计时保证射孔簇与伽马突变点和固井质量突变点保持一定距离，以使剪切局部化带不与两类突变点重叠，就可以降低套管变形的风险。也就是说，在伽马突变点和固井质量突变点两侧大于剪切局部化带的区域可以定义为安全区间，射孔簇被配置在安全区间内，可以保证套管不发生变形。
例如，在图19A中，水平井的BC段存在伽马突变点，DE段存在固井质量突变点，当射孔簇位于BC段和DE段时，压裂引起的剪切局部化带(图中虚线圆圈)正好与伽马突变点和固井质量突变点重叠，套管变形的风险明显增大；而在图19B中，当射孔簇位于AB段、CD段和EF段时，压裂引起的剪切局部化带(图中虚线圆圈)与伽马突变点和固井质量突变点远离，套管变形的风险减小。也就是说，图19A和19B中水平井的AB段、CD段和EF段可以划定为安全区间。
例如，经过储层压裂的三维有限元模拟分析后，压裂引起的剪切局部化带的分布范围可预测为射孔簇两侧20～30m以内的区域。故安全区间为自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点的两侧大于或等于30m的区域，临界安全距离(CSD)可定义为30m、35m、50m等。在压裂施工设计时，保证射孔簇与自然伽马局部异常变化或固井均质性局部异常变化的缺陷点相间隔的距离大于30m(例如射孔簇与自然伽马局部异常变化或固井均质性局部异常变化的缺陷点相间隔35m、35m或者50m)，可以降低套管发生变形的几率。
步骤4、精细化压裂施工，采取控制携砂液浓度、提高工作液粘度、阶梯提排量、增加低砂浓度100目粉砂用量等措施，确保不出现施工压力曲线尖峰异常凸起的现象，保证泵压曲线平稳和缓。
例如，施工压力曲线尖峰异常凸起的判定依据可为压力尖峰值增长为压力曲线激增或骤降的幅度大于10MPa/min、且压力曲线不为直线。
以威远地区页岩气三维区块的威204直井的实地应用为例进行说明。
对于目标井威204直井，可在压裂施工前分析地层测井数据以识别自然伽马局部异常变化的缺陷点，以及分析固井测井数据以识别固井均质性局部异常变化的缺陷点。通过在压裂施工前找出目标井是否存在这两类缺陷点。
图20为威204直井的伽马曲线图，图20中的线段X(也就是伽马值等于200GAPI的直线段)表示用来判断伽马曲线是否异常凸起的临界界面。也就是说，伽马曲线中伽马值高于200GAPI的井段位置为伽马突变点，该伽马突变点为套管变形风险点。从图中可以看出，井下深度3500m处的伽马值突然由200GAPI迅速增加到360GAPI，井下深度5000m处的伽马值突然由200GAPI迅速增加到330GAPI，说明这两点属于伽马曲线异常凸起的位置，容易发生套管变形。
图21为威204直井的固井声幅曲线图，图21中的线段Y(也就是声幅值等于60％的直线段)表示用来判断水泥胶结差(也就是固井质量)是否差的临界界面。也就是说，局部声幅值高于水泥胶结差的界面的井段位置为固井质量突变点，该固井质量突变点为套管变形风险点。从图中可以看出，井下深度0～2800m和3400～5200m处的声辐值均大于60％，说明这两段区间位置对应的套管的固井质量差，属于固井质量突变点，容易发生套管变形。
结合图20和图21的分析结果，可以将威204直井的井下0～2800m和400～5200m处的套管柱分别用符合A1和A2标定为固井均质性局部异常变化的缺陷点；将威204直井的井下3500m处的套管柱用符合B1标定为固井均质性局部异常变化的缺陷点，且该处属于自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠的位置；将威204直井的井下5000m处的套管柱用符合B2也标定为固井均质性局部异常变化的缺陷点，且该处也属于自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠的位置。
图22为威204直井的三轴剪应变烈度分布的数值模拟计算结果图，图左边的颜色图标表示不同程度的三轴剪应变。在图22中，可将套管的三轴剪切应变大于1.0×10-4的区域划定为压裂引起的剪切局部化带。也就是说，压裂引起的剪切局部化带的分布范围为射孔簇两侧20～30m以内的区域。故安全区间为自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点的两侧大于或等于30m的区域，临界安全距离(CSD)可定义为30m。
因此，根据剪切局部化带分布范围为射孔簇外侧20-30m以内这一特点，在压裂施工设计中，优化压裂施工设计以保证射孔簇距离伽马突变点(也就是根据图20分析标定的缺陷点B1和B2)和固井质量突变点(也就是根据图21分析标定的缺陷点A1和A2)30m以上，从而预防套管发生变形。
另外，在压裂施工过程中，精细化压裂施工，确保不出现施工压力尖峰凸起现象，保持泵压曲线的平稳和缓，并在标定的缺陷点位置适当减小施工压力，可以进一步保证伽马突变点(也就是根据图20分析标定的缺陷点B1和B2)和固井质量突变点(也就是根据图21分析标定的缺陷点A1和A2)处的套管所受的局部剪切力过大，从而预防套管发生变形。
综上所述，本发明的有益效果和优点可包括以下内容中的至少一项：
(1)本发明通过将单井的测井数据和岩石力学参数分别输入地应力场模型进行模拟计算，并将模拟结果与真正实施压裂时的微地震数据进行反复对比验证，从而获得能够较为真实的再现目标区块的地应力场分布和裂缝走向的精细地应力场。
(2)本发明将区块精细地应力场作为后续压裂及套管变形模拟的输入数据，消除了现有技术中由于测井数据误差大或实测参数不足造成的模型输入参数的不确定性，保证了输入地应力场的精度，提高了利用地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型预测套管变形位置的准确性。
(3)本发明的预测方法将套管变形的各种因素有机地联系起来，进行综合的一体化分析，能够对高地应力区压裂诱发套管变形位置进行预测，预测结果与85％以上的压裂套管变形案例相符合，准确率高。
(4)本发明的预测方法能够在压裂施工前和压裂施工中及时发现套管变形风险征兆，预测压裂段套管变形的风险程度。
(5)本发明能够在压裂施工以前就识别确定套管变形风险点的位置、并且针对确定风险点提出切实可行的技术手段的预防技术方案。
(6)本发明的预防方法能够明显降低压裂引起的套管变形发生的风险，从而降低储层改造施工成本。
(7)本发明的预防方法能够避免发生压裂过程中被迫丢弃部分层段的情况，提高储层改造的施工效率和施工效果，增加页岩气改造方面的经济效益。
尽管上面已经结合示例性实施例及附图描述了本发明，但是本领域普通技术人员应该清楚，在不脱离权利要求的精神和范围的情况下，可以对上述实施例进行各种修改。

Claims (19)

1.一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述预测方法包括以下步骤：
基于目标区块的测井数据，获取单井地质分析结果和最大水平主应力方向角，建立区块精细地应力场；
基于区块精细地应力场，建立地质-压裂工程-水泥环-套管一体化的有限元模型，对水平井全水平段的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，得到套管柱在压裂之前的初始应力分布；
对通过储层压裂后的套管柱进行三维有限元变形及应力分析，计算压裂引起的地应力场变化，找出对套管施加剪切载荷的位置分布；
进行水平井的地质-固井-套管相结合的一体化套管变形分析，所述分析包括井轨迹水平段伽马曲线分布分析、井轨迹水平段固井质量及声幅曲线分布分析、井轨迹水平段压裂施工压力曲线分析、水平井微地震监测结果分析、以及模拟计算井轨迹水平段的井筒外剪切力变化分析；
根据套管变形分析结果，预测压裂诱发套管变形的位置，所述套管变形的位置包括伽马曲线局部异常凸起的位置、固井均质性异常的位置、施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点、以及压裂导致的地层破碎区的外边缘；
通过套管存在的风险因素的数量判断压裂诱发套管变形的风险级别，其中，风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰、自然伽马局部异常变化、固井均质性局部异常变化、以及自然伽马局部异常变化的缺陷点与固井均质性局部异常变化的缺陷点重叠；对于相同尺寸的套管，当套管厚度小于11mm时，风险因素数量为0时，风险级别为无，风险因素数量为1时，风险级别为第一级，风险因素数量为2时，风险级别为第二级，风险数量为3或4时，风险级别为第三级，且第三级高于第二级高于第一级；当套管厚度大于11mm时，风险因素数量为0时，风险级别为无，风险因素数量为1时，风险级别为第一级，风险因素数量为2或3时，风险级别为第二级，风险数量为4时，风险级别为第三级，且第三级高于第二级高于第一级。
2.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述建立区块精细地应力场包括以下步骤：
按照“井-震结合”的技术方法，在地震波数据的基础上，结合单井层位信息，建立目标区块的三维地质模型；
根据目标区块内单井的测井数据计算岩石力学参数，针对其他测井数据和岩石力学参数进行单井地质力学分析，获取单井地质分析结果；
综合分析世界应力地图的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息，获取目标区块内的最大水平主应力方向角；
引入三维地质模型，建立目标区块的地应力场有限元模型，并基于单井地质分析结果和已有井在压裂施工期间的微地震实测结果，验证目标区块地应力场的模拟结果，将验证合格的地应力场数值解构建为区块精细地应力场。
3.根据权利要求2所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述在地震波数据的基础上，结合单井层位信息，建立目标区块的三维地质模型，包括：根据三维地震波数据建立地质模型的网格几何尺寸，划分地层并定义各地层的网格单元大小，其中，储层所在地层的网格单元小于其他地层的网格单元。
4.根据权利要求3所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述储层所在地层的网格单元厚度与所述其他地层的网格单元厚度之比为1：18～1：30。
5.根据权利要求2所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述其他测井数据包括地层的伽马射线、压缩声波时长和密度，所述岩石力学参数包括杨氏模量、泊松比、内聚力和内摩擦角。
6.根据权利要求2所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述综合分析世界应力地图的信息、已有井的单井测量信息、以及目标区块内水平井压裂微地震监测信息，获取目标区块内的最大水平主应力方向角，包括：
利用世界应力地图判断目标区块所属区域的最大水平主应力方向角，明确目标区块内最大水平主应力方向角所属的区间范围；
根据单井测量的信息，判断目标区块内不同构造部位的最大水平主应力方向角所属的区间范围，明确目标区块内最大水平主应力方向角的随地势的变化规律；
分析微地震监测信息，并结合微地震监测信息的分析结果验证和修正利用世界应力地图和单井测量信息总结的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值，和/或补充修正利用世界应力地图和单井测量信息所遗漏区域的目标区块内的最大水平主应力方向角的取值。
7.根据权利要求2所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述建立目标区块的地应力场有限元模型，包括：将地质模型网格采用的单元设置为三维8节点线性单元，地应力场有限元模型的载荷设为重力载荷，地应力场有限元模型的四边和底部的边界条件设置为法向位移约束，顶部的边界条件设置为自由边界，并将初始地应力参数和初始孔隙压力参数设置为初始条件，所述初始地应力参数包括单井地质力学分析获得的三轴地应力主分量和最大水平主应力方向角。
8.根据权利要求2所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述单井地质分析结果包括利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果，所述基于单井地质分析结果和已有井在压裂施工期间的微地震实测结果，验证目标区块地应力场的模拟结果，将验证合格的地应力场数值解构建为区块精细地应力场，包括：
针对目标区块的每个单井，都分别利用其他测井数据间接分析获得的地应力结果和利用岩石力学参数直接计算获得的地应力结果作为初始地应力参数，进行目标区块地应力场的数值模拟，得到对应的地应力场数值解；
对比上述两种地应力场数值解与已有井压裂施工的地应力场实际测量值的误差，并将与地应力场实际测量值误差较小的数值解作为区块精细地应力场。
9.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述伽马曲线局部异常凸起的判定依据为局部伽马值大于200GAPI。
10.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述固井均质性异常的判定依据为局部声幅值高于水泥胶结差的界面、且固井质量局部评价结果为差。
11.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述施工压力尖峰值所在的压裂段所导致的最大剪切载荷点的判定依据为压力曲线激增或骤降的幅度大于10MPa/min、且压力曲线不为直线。
12.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述压裂导致的地层破碎区的位置通过压裂前的地质资料和/或储层压裂的数值模拟确定。
13.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述自然伽马局部异常变化的缺陷点和/或固井均质性局部异常变化的缺陷点位于压裂导致的地层破碎区时，压裂诱发套管变形风险级别的等级增加。
14.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述套管存在的风险因素包括压裂施工压力曲线砂堵尖峰，且风险因素数量为多个时，通过优化压裂施工参数能够降低压裂诱发套管变形风险级别的等级。
15.根据权利要求1所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法，其特征在于，所述风险程度为无时，发生套管变形的几率预测为0；所述风险程度为第一级时，发生套管变形的几率预测为小于等于20％；所述风险程度为第二级时，发生套管变形的几率预测为介于20％～50％；所述风险程度为第三级时，发生套管变形的几率预测为大于50％。
16.一种压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法，其特征在于，所述预防方法在如权利要求1至15中任意一项所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测方法的基础上，进一步包括以下步骤：
检查地层测井数据，识别自然伽马局部异常变化的缺陷点；
检查固井测井数据，识别固井均质性局部异常变化的缺陷点；
压裂施工设计中，保证井轨迹水平段的射孔簇与上述两类缺陷点的间隔距离大于临界安全距离，所述临界安全距离的取值由压裂引起的剪切局部化带的分布范围确定；
精细化压裂施工，确保不出现施工压力曲线尖峰异常凸起的现象，保证泵压曲线平稳和缓。
17.根据权利要求16所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法，其特征在于，所述压裂引起的剪切局部化带的分布范围的划定依据为：在地层注入空隙压力和地应力场的共同作用下，套管的剪切应变大于1.0×10-4的区域。
18.根据权利要求17所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法，其特征在于，所述压裂引起的剪切局部化带的分布范围为射孔簇两侧20m～30m以内的区域。
19.根据权利要求18所述的压裂诱发油气套管变形的多因素综合预防方法，其特征在于，所述安全区间为自然伽马局部异常变化的缺陷点和固井均质性局部异常变化的缺陷点的两侧大于或等于30m的区域，所述临界安全距离定义为30m。
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