地质力学学报  2019, Vol. 25 Issue (4): 483-491
引用本文
宋子怡, 王昊, 李静, 孙鲁宁, 张加太, 刘晨. 渗流-应力耦合作用对储层裂缝发育的影响研究[J]. 地质力学学报, 2019, 25(4): 483-491.
SONG Ziyi, WANG Hao, LI Jing, SUN Luning, ZHANG Jiatai, LIU Chen. RESEARCH ON THE INFLUENCE OF THE COUPLING EFFECT OF SEEPAGE AND STRESS ON RESERVOIR FRACTURES[J]. Journal of Geomechanics, 2019, 25(4): 483-491.
渗流-应力耦合作用对储层裂缝发育的影响研究
宋子怡1 , 王昊2 , 李静2 , 孙鲁宁2 , 张加太2 , 刘晨2     
1. 中海油研究总院有限责任公司, 北京 100028;
2. 中国石油大学(华东)地质力学与工程研究所, 山东 青岛 266580
摘要:裂缝是影响储层高产、稳产的重要因素,而储层处在复杂的地质环境中,裂缝的形成和发育受众多因素的影响,研究各因素间的耦合作用对储层裂缝发育的影响,对指导油气勘探开发具有重要意义。为此,针对任丘油田任11井区雾迷山组碳酸盐岩储层进行了渗流-应力耦合作用对储层裂缝发育的影响研究。研究结果表明:未考虑渗流-应力耦合作用时,研究区最大水平主应力范围为82~100 MPa,从西南到东北逐渐增大;最小水平主应力范围为72~88 MPa,从研究区中心向西南、东北两侧逐渐递增;考虑耦合作用后,研究区最大水平主应力范围为84~102 MPa,最小水平主应力范围为76~91 MPa,最大及最小水平主应力增加。渗流-应力耦合作用后,研究区裂缝发育指数分布在0.027~1.156之间,山头顶部和近东西向断层的内部区域裂缝发育指数在0.7左右,为裂缝较发育区域;而研究区西南和东北边缘区域裂缝发育指数在0.2以下,为裂缝欠发育区域。随着耦合作用时间的增长,储层裂缝发育指数逐渐增大,在注入井和产油井附近区域的裂缝发育指数增大幅度尤为明显;储层裂缝线密度也呈增大趋势,仅产油井周围的裂缝线密度呈现为先减小后增大的趋势;未考虑耦合作用时的储层裂缝参数小于考虑耦合作用后的裂缝参数,说明仅考虑应力场进行储层裂缝预测所得结果偏小。
关键词储层裂缝    渗流    应力    耦合作用    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2019.25.04.046     文章编号:1006-6616(2019)04-0483-09
RESEARCH ON THE INFLUENCE OF THE COUPLING EFFECT OF SEEPAGE AND STRESS ON RESERVOIR FRACTURES
SONG Ziyi1 , WANG Hao2 , LI Jing2 , SUN Luning2 , ZHANG Jiatai2 , LIU Chen2     
1. CNOOC Research Institute Co. Ltd., Beijing 100028, China;
2. Institute of Geological Mechanics and Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, Shandong, China
Abstract: Fracture is an important factor affecting the high and stable yield of reservoir, which lies in a complex geological environment. The formation and development of fractures are influenced by numerous factors; therefore, it is of great significance to study the effect of coupling among factors on reservoir fracture development for guiding petroleum exploration and development. In this study, the effect of seepage-stress coupling on fracture development of Wumishan Formation carbonate reservoir in Well Ren 11 area of Renqiu Oilfield is studied, and the results show that:Without considering the seepage-stress coupling effect, the maximum horizontal principal stress in the study area ranges from 82 MPa to 100 MPa, which gradually increases from southwest to northeast; the minimum horizontal principal stress ranges from 72 MPa to 88 MPa, which gradually increases from the center of the study area to the southwest and northeast. After considering the coupling effect, the maximum horizontal principal stress ranges from 84 MPa to 102 MPa, and the minimum from 76 MPa to 91 MPa. The horizontal principal stress increases after seepage-stress coupling is considered. After the coupling effect, fracture development index of the study area is mainly distributed between 0.027 and 1.156. The fracture development index of the top of the hilltop and the inner area of near the W-E fault is about 0.7, which is a relatively developed area, while the fracture development index of southwest and northeast marginal areas is less than 0.2, which is considered to be an underdeveloped area. With the increase of coupling time, the reservoir fracture development index increases gradually and it increases obviously in the area near the injection well and the oil production well. The fracture linear density of the whole reservoir also shows an increasing trend, only the fracture linear density around the oil production well shows a tendency to decrease first and then increase; The fracture parameters in the reservoir without consideration of coupling effect are smaller than that with consideration, which indicates that the results obtained from fracture prediction only based on stress field are on the small side.
Key words: coupling effect    reservoir fractures    seepage    stress    
0 引言

储层裂缝是影响储层获得高产和稳产的重要因素,储层裂缝评价是油气勘探、开采的重要工作,也是油气地质学研究的重点和难点。早在20世纪60年代,Murray[1]从构造本身的结构特征探讨了构造主曲率与裂缝发育的关系。季宗镇等[2]研究了储层地应力与储层构造裂缝参数间的定量关系;宋璠等[3]基于摩擦效应研究了砂岩储层应力场与裂缝参数的关系;雷刚林等[4]利用有限元软件研究了库车坳陷克深三维区现今应力场与储层裂缝的分布规律;祖克威等[5]运用构造曲率法、有限元数值模拟法以及纵波宽方位各向异性分析法研究了普光地区碳酸盐岩储层区块层次的裂缝发育规律;赵向原等[6]利用岩心观察、测井资料研究了川西彭州地区碳酸盐岩储层天然裂缝的成因类型及发育特征;周巨标等[7]建立了砂岩储层的有限元模型,利用地应力场与裂缝参数之间的关系预测了裂缝发育情况;王珂等[8]推导了沙泥岩互地层岩石力学参数的计算方法,进行了地应力场及储层裂缝的数值模拟;张冲等[9]运用非线性弹塑性力学模型对碳酸盐岩储层平缓构造带进行了地应力模拟及裂缝预测。

显然,上述这些研究都是基于不同原理或者研究手段对储层应力和储层裂缝的关系研究,但是,储层处在一个复杂的地质环境中,地下流体特征、地应力大小等都会影响储层特性[10]。在真实的油气开采过程中,流体流动会引起地层压力发生变化,同时地层应力会随着油气被采出而发生变化;再者,有时为了提高采油效率还会对储层进行注水,流体被注入地层,这也会引起储层流体压力、地应力发生变化。而这些变化之间是相互作用、相互关联的,它们共同形成了一个耦合作用效应。因此在进行油气储层裂缝研究时,考虑流体流动、储层应力以及其他因素间的相互作用对储层裂缝发育的影响更具有实际意义。

随着任丘油田任11井雾迷山组碳酸盐岩储层开采的进行,渗流场变化对地应力的影响不容忽视。文章以渗流力学、弹性力学和有限元理论为基础,建立了适合于储层的渗流-应力双向耦合控制方程,并将控制方程写入COMSOL软件相应模块,对储层模型进行求解,研究了渗流-应力耦合作用下碳酸盐岩储层裂缝发育分布规律。

1 储层应力-渗流耦合方程建立

建立储层应力场和渗流场相互影响模型的假设如下[11]

① 储层断层区域和非断层区域均看作是力学和渗流特性不同的连续介质;

② 不考虑流体的气化,所有岩体被单相的原油饱和;

③ 岩体的变形主要以孔隙变形为主。

1.1 渗流控制方程

考虑时间变化的达西渗流方程如下:

$ \frac{\partial }{\partial t}(\phi {{\rho }_{\text{w}}})+\mathit{\pmb{\triangledown}} \cdot \left( -{{\rho }_{\text{w}}}\frac{\kappa }{\upsilon }({\mathit{\pmb{\triangledown}}} P+{{\rho }_{\text{w}}}\mathit{g}\mathit{\pmb{\triangledown}} H) \right)=Q~ $ (1)

公式中,ϕ为岩体的孔隙度;ρw为流体的密度,kg/m3,若考虑流体的压缩性则ρw=ρw0[1+βp(PP0)],ρw0为流体的初始密度,kg/m3βp为流体的压缩系数,Pa-1κ为岩体的渗透率,m2υ为流体动力粘度,(Pa·s);P为水压力,Pa;P0为初始水压力,Pa;H为水头,m;Q为流体的源(汇)项,kg/(m3·s);t为时间,s;g为重力加速度,m/s2为哈密顿算子,$\mathit{\pmb{\triangledown}} =\frac{\partial }{\partial x}\vec{i}+\frac{\partial }{\partial y}\vec{j}+\frac{\partial }{\partial z}\vec{k}$

1.2 应力控制方程

根据结构力学理论可知,任意时间的应力平衡方程可以表示为:

$ {{\rho }_{\text{s}}}\frac{{{\partial }^{2}}\mathit{\pmb{u}}}{\partial {{t}^{2}}}=\mathit{\pmb{\triangledown}} \cdot \mathit{\pmb{\sigma}}+{{\mathit{\pmb{F}}}_{\text{V}}} $ (2)

式中,ρs为岩体密度,kg/m3u为位移场u=[u, v, w]Tuvw分别为xyz三个方向的位移,mσ为应力分量,Pa;FV为体积力FV=[Fx, Fy, Fz]TFxFyFz分别为xyz三个方向上的体积力分量,N/m3

1.3 方程耦合项设置

将两个场联系起来需要设置两场之间的相互作用项[12],文章考虑的两场之间的互相影响如图 1所示,应力场对渗流场的影响主要有${{\rho }_{\text{w}}}\frac{\partial \varepsilon }{\partial t}$κ(σ),其中,${{\rho }_{\text{w}}}\frac{\partial \varepsilon }{\partial t}$代表了应力场引起的岩体骨架变形对流体的影响,$\varepsilon =\frac{\partial u}{\partial t}+\frac{\partial v}{\partial t}+\frac{\partial w}{\partial t}$,为岩体的体积应变;κ(σ)代表了应力场引起岩体渗透率的变化对流体流动的影响。渗流场对应力场的变化主要体现在αP项,描述了孔隙压力变化对地应力的影响。

图 1 应力场与渗流场相互影响示意图 Fig. 1 Interaction schematic diagram of stress and seepage field
1.4 应力-渗流全耦合控制方程

将上述耦合项分别带入渗流方程和应力方程,联立形成应力-渗流全耦合控制方程:

$ \left\{ \begin{align} & \frac{\partial }{\partial t}(\phi {{\rho }_{\text{w}}})+\mathit{\pmb{\triangledown}} \cdot (-{{\rho }_{\text{w}}}\frac{\kappa }{\upsilon }(\mathit{\pmb{\triangledown}} P+{{\rho }_{\text{w}}}g\mathit{\pmb{\triangledown}} H))+ \\ & \text{ }{{\rho }_{\text{w}}}\frac{\partial \varepsilon }{\partial t}=Q \\ & \text{ }{{\rho }_{\text{s}}}\frac{{{\partial }^{2}}\mathit{\pmb{u}}}{\partial {{t}^{2}}}=\mathit{\pmb{\triangledown}} \cdot \mathit{\pmb{\sigma}} +{\mathit{\pmb{F}}_{\text{V}}}+\alpha \mathit{\pmb{\triangledown}} P \\ \end{align} \right. $ (3)

其中,应力场引起的渗透率变化采用下式[13]

$ \kappa \left( \sigma \right)={{\kappa }_{0}}\left[ \begin{align} & \text{exp}(\lambda \sigma {{\prime }_{1}})\ \ \ \ \ \ \ 0\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ 0 \\ & \ \ \ \ 0\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \text{exp}(\lambda \sigma {{\prime }_{2}})\ \ \ \ \ \ \ \ \ 0 \\ & \ \ \ \ 0\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ 0\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \text{exp}(\lambda \sigma {{\prime }_{3}}) \\ \end{align} \right] $ (4)

公式中,κ0为初始渗透率,m2λ为影响系数,由实验确定,MPa-1σ1σ2σ3为三个有效主应力,MPa。

2 储层裂缝量化参数确定 2.1 岩石裂缝密度

季宗镇等[14]基于应变能、表面能理论、能量守恒原理推导了岩石裂缝密度与其所受应力的关系如公式(5)所示。

$ \left\{ \begin{align} & {{w}_{\text{f}}}=\frac{1}{2E}[{{\sigma }^{2}}_{1}+{{\sigma }^{2}}_{2}+{{\sigma }^{2}}_{3}-2\mu ({{\sigma }_{1}}+{{\sigma }_{2}}+{{\sigma }_{3}})-0.7225{{\sigma }^{2}}_{\text{p}}+2\mu ({{\sigma }_{2}}+{{\sigma }_{3}})0.85{{\sigma }_{\text{p}}}]\text{ } \\ & {{D}_{\text{v}}}=\frac{{{w}_{\text{f}}}}{J}, \text{ }J={{J}_{0}}+\Delta J={{J}_{0}}+{{\sigma }_{3}}b, \text{ }\ \ \ \ E={{E}_{0}}{{\sigma }_{\text{p}}}~ \\ & {{D}_{\text{l}}}=\frac{2{{D}_{v}}{{L}_{1}}{{L}_{3}}\text{sin}\theta \text{cos}\theta -{{L}_{1}}\text{sin}\theta- {{L}_{3}}\text{cos}\theta }{{{L}^{2}}_{1}\text{si}{{n}^{2}}\theta +{{L}^{2}}_{3}\text{co}{{s}^{2}}\theta } \\ & \text{ }{{D}_{\text{l}}}b=\left| {{\varepsilon }_{3}} \right|-\left| {{\varepsilon }_{0}} \right|, \text{ }{{\varepsilon }_{0}} =({{\sigma }_{3}}-\mu (0.85{{\sigma }_{\text{p}}}+{{\sigma }_{3}}))/E \\ \end{align} \right. $ (5)

式中,wf为裂缝应变能密度,J/m3E为岩石的弹性模量,Pa;σ1σ2σ3分别为岩石单元体的第一、第二、第三主应力(压为正、拉为负),Pa;L1L3分别是与最大主应力和最小主应力方向相同的单元体边长,m;μ为岩石的泊松比;σp为岩石破裂应力,Pa;C0为岩石内聚力,Pa;J为裂缝表面能,J/m2J0围压为零时的裂缝表面能,J/m2b为裂缝宽度,m;E0为比例系数,与岩性有关;θ为岩石破裂角,(°);φ为岩石内摩擦角,(°);ε3为最小张应变,无量纲;ε0最大弹性应变,无量纲;Dv为裂缝体密度,m-1Dl为裂缝线密度,m-1

2.2 岩石张破裂率

根据格里菲斯准则,定义张裂缝破裂率如下:

$ {{I}_{\text{t}}}=\frac{{{\sigma }_{\text{t}}}}{[{{\sigma }_{\text{t}}}]}=\frac{{{({{\sigma }_{1}}{{\sigma }_{3}})}^{2}}}{8({{\sigma }_{1}}+{{\sigma }_{3}})[{{\sigma }_{t}}]} $ (6)

对于三维地应力而言,可用下式表示:

$ {{I}_{\text{t}}}=\frac{{{\sigma }_{\text{t}}}}{[{{\sigma }_{\text{t}}}]}=\frac{{{({{\sigma }_{1}}-{{\sigma }_{2}})}^{2}}+{{({{\sigma }_{2}}-{{\sigma }_{3}})}^{2}}+{{({{\sigma }_{3}}-{{\sigma }_{1}})}^{2}}}{24({{\sigma }_{1}}+{{\sigma }_{2}}+{{\sigma }_{3}})[{{\sigma }_{\text{t}}}]} $ (7)

公式中,σt为计算所得的岩石张应力,MPa;[σt]为岩石的抗张强度,MPa;σ1σ2σ3分别为计算所得的最大主应力、中间主应力、最小主应力,MPa(压为正、拉为负);It为储层岩石的张破裂率,若It≥1,则认为岩石已达到破裂状态;若It < 1,则认为岩石未破裂,It越大则认为破裂程度越大。

2.3 岩石剪切破裂率

根据弹性力学理论,剪切面上的剪应力计算如下:

$ \tau =\frac{{{\sigma }_{1}}-{{\sigma }_{2}}}{2}\text{sin}2\alpha $ (8)

结合摩尔-库伦强度理论,定义剪切裂缝破裂率为:

$ {{I}_{\text{n}}}=\frac{\tau }{\left[ \tau \right]}=\frac{{{\sigma }_{1}}-{{\sigma }_{3}}}{2\left[ \tau \right]}\text{sin}2\alpha $ (9)

破裂方位角α由下式确定:

$ \alpha =45{}^\circ \pm \frac{\varphi }{2} $ (10)

公式中,τ为计算所得的岩石剪应力,MPa;[τ]为岩石的抗剪强度,MPa;σ1σ3分别为计算所得的最大主应力、最小主应力,MPa;α为岩石的破裂角,(°);In为储层岩石的剪切裂率,若In≥1,则认为岩石已达到破裂状态;若In < 1,则认为岩石未破裂,In越大则认为破裂程度越大。

2.4 岩石裂缝发育指数

储层岩石经受了复杂的地质构造运动,处于复杂的应力状态,不仅发育张裂缝,而且还发育剪切裂缝,为了更加真实地预测储层裂缝就需要综合考虑这两种裂缝的发育情况,为此,李静等[15]定义了裂缝发育指数,来评价储层裂缝。该指数计算方法为:

$ I=a{{I}_{\text{n}}}+b{{I}_{\text{t}}}$ (11)

公式中,ab分别为研究区储层岩石剪切裂缝和张裂缝所占的比例。根据相关学者已经统计计算的结果,研究区内剪切裂缝和张裂缝所占的比例分别为0.7和0.3[15],即a=0.7,b=0.3。

3 渗流-应力耦合作用下储层裂缝参数数值模拟分析 3.1 研究区概况

以冀中坳陷任丘油田任11井区雾迷山组碳酸盐岩储层为例,分析渗流-应力全耦合效应对碳酸盐岩储层裂缝的影响规律。该区域经历了三次构造发展阶段,分别是前地槽及地槽发展阶段、地台发育阶段及低洼发展阶段[16-17]。在地台阶段处于相对稳定的环境中,沉积了较大厚度的碳酸盐岩,尤其是在震旦亚时期,发育了厚度较大的藻白云岩,进入低洼发展阶段,又经过了多期的强烈地质构造运动,产生了多期构造裂缝,研究区顶面构造图如图 2所示。

图 2 任11区雾迷山组储层顶面构造图 Fig. 2 The top structure of Ren 11 Wumishan formation reservoir

研究发现,任丘油田有6~8组构造缝,2组正交缝、2组配套的共轭X节理缝[18]。而任11井区的构造缝均是X节理缝,其方向为北北东和东西向,与该地区发育的北东,北西及东西断层方向一致。统计该储层平均孔隙度为6.34%,平均渗透率为1.2434×10-3 μm2

3.2 模型建立

选取X方向为东西向,Y方向为南北向,建立地质模型,其中X为7 km,Y为6 km,区域内共简化考虑12条断层,外围取为10 km×10 km的正方形区域,数值模拟有限元模型如图 3所示。

图 3 两场共同作用数值模拟有限元模型 Fig. 3 The finite element model of numerical simulation under two fields combined action

文中利用COMSOL有限元软件自定义方程的优势,将渗流-应力耦合的控制方程(3)写入组件中的方程模块,作为求解时的控制方程对模型进行求解。为消除边界效应和远场流体流动的影响,将模型范围增加至10 km×10 km,并设置模型外部边界为不透水边界。模型中结构力学场的约束条件为:在模型Z=0、X=0、Y=0面上施加辊支撑,分别约束模型ZXY三个方向的位移。施加的荷载为:在边界X=10 km和Y=10 km的边界上分别施加荷载P1=100 MPa,P2=100 MPa;在模型顶面上施加垂向应力σV;整个模型施加体积力,包括重力和αP。渗流场边界条件为:任23井为注水井,注水压力70 MPa;任11井为产油井,压力为15 MPa,压力施加在井壁面上,模拟注采对孔隙压力的影响;整个模型的初始水压力为地层压力32.558 MPa;源(汇)项为${{\rho }_{\text{w}}}\frac{\partial \varepsilon }{\partial t}$。计算时模型采用的力学参数和渗流参数如表 1所示。

表 1 模型参数取值 Table 1 Parameter values of the model
3.3 模拟结果分析

(1) 应力场结果分析

研究区的最大水平主应力和最小水平主应力分布云图如图 4所示。未考虑渗流-应力耦合作用时,研究区最大水平主应力范围为82~100 MPa,从西南到东北逐渐增大;最小水平主应力范围为72~88 MPa,从研究区中心向西南、东北两侧逐渐递增。渗流-应力耦合作用3年后,研究区最大水平主应力范围为84~102 MPa,最小水平主应力范围为76~91 MPa。对比耦合作用前后,渗流引起的储层孔隙压力的变化对研究区最小水平主应力的影响要大于对最大水平主应力的影响。就局部而言,耦合作用后,注入井周围储层应力减小,而产油井周围储层应力增大,随着耦合作用时间的增长,渗流场对应力场的影响由井点逐渐扩散至整个研究区。

图 4 耦合前后的应力分布云图 Fig. 4 The distribution of stress before and after coupling

(2) 储层裂缝参数分析

研究区储层的剪切破裂率、张破裂率和裂缝发育指数的分布云图如图 5所示。

图 5 储层剪切破裂率、张破裂率与裂缝发育指数分布云图 Fig. 5 The distribution of shear fracture ratio, tensile fracture ratio and fracture development index

渗流-应力耦合作用3年后,研究区剪切破裂率在0.038~1.601之间,张破裂率在0~0.119之间(图 5a5b),说明研究区裂缝以剪切裂缝为主。引入李静[15]定义的储层裂缝发育指数计算得到研究区的裂缝发育指数分布云图,如图 5c所示,研究区裂缝发育指数主要分布在0.027~1.156之间。研究区西南和东北边缘区域裂缝发育指数在0.2以下,为裂缝欠发育区域;任11井区山头的翼缘裂缝发育指数在0.4左右,为裂缝轻微发育区域;结合图 2可以看出,山头顶部和近东西向断层的内部区域裂缝发育指数在0.7左右,为裂缝较发育区域。对比耦合前后的结果,考虑耦合作用后裂缝分布云图发生了较为明显的变化,尤其是断层两端和注入产油井附近区域;随着时间的增长裂缝发育指数逐渐增大,在注入井和产油井附近区域的增大幅度尤为明显。

(3) 裂缝线密度

研究区储层的裂缝线密度分布如图 6所示,储层的裂缝线密度分布在102~111条/米之间。整体来看,随着耦合作用时间的增长,储层裂缝线密度逐渐增大。裂缝线密度较大部位主要是任11井山头区域,山头两侧翼裂缝线密度较小,主要是因为任11井山头断裂构造发育,不仅发育有构造缝,还因溶蚀作用发育有溶蚀孔缝。就局部而言,注水井周围区域裂缝线密度也逐渐增大,但产油井周围区域裂缝线密度呈现为先减小后增大的趋势,这主要是因为耦合作用初期,产油井将周围地层的流体抽出,使得周围地层地应力场产生了变化,导致裂缝密度减小,而随着时间的增长,注水压力扩散范围逐渐扩大,最后扩散至产油井周围,产油井周围区域的应力场再次发生变化,从而使裂缝密度增大。

图 6 耦合前后裂缝密度分布云图 Fig. 6 The distribution of fracture density before and after coupling

将模拟结果与余家仁[19]对任28井不同深度裂缝线密度的统计结果作对比,如表 2所示。研究区深度范围为3170~3330 m,耦合作用3年后,任28井裂缝密度为107条/米,而余家仁专家在任28井3212~3274 m、3274~3312 m井段统计的缝密度分别为92条/米、135条/米,平均值为113.5条/米。研究区模拟值与相应井段平均值接近,说明该研究方法有效可靠。

表 2 任28井雾迷山组裂缝密度与深度关系表 Table 2 The relationship between the crack density and depth of the Well Ren28
4 结论

以冀中坳陷任丘油田任11井区雾迷山组碳酸盐岩储层为例,通过分析渗流-应力耦合作用对储层裂缝发育的影响,得出以下结论。

(1) 未考虑渗流-应力耦合作用时,研究区最大水平主应力范围为82~100 MPa,从西南到东北逐渐增大;最小水平主应力范围为72~88 MPa,从研究区中心向西南、东北两侧逐渐递增。考虑渗流-应力耦合作用后,水平主应力增加,研究区最大水平主应力范围为84~102 MPa,最小水平主应力范围为76~91 Mpa,研究区最小水平主应力的变化大于最大水平主应力的变化。

(2) 耦合作用3年后,研究区剪切破裂率在0.038~1.601之间,张破裂率在0~0.119之间,研究区裂缝以剪切裂缝为主,裂缝发育指数分布在0.027~1.156之间。山头顶部和近东西向断层的内部区域裂缝发育指数在0.7左右,为裂缝较发育区域;研究区西南和东北边缘区域裂缝发育指数在0.2以下,为裂缝欠发育区域。

(3) 考虑渗流-应力耦合作用后,裂缝发育指数和裂缝线密度分布云图发生了明显变化。随着耦合作用时间的增长,裂缝发育指数逐渐增大,在注入井和产油井附近区域的增大幅度尤为明显;储层裂缝线密度也呈增大趋势,而产油井周围的裂缝线密度呈现为先减小后增大的趋势。

(4) 对比渗流-应力耦合作用前后的裂缝参数,未考虑耦合作用时的储层裂缝参数小于考虑耦合作用后的裂缝参数,说明仅考虑应力场进行储层裂缝预测的结果偏小,确定生产参数时不能忽略渗流场的影响。

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