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物探与化探  2021, Vol. 45 Issue (3): 560-568    DOI: 10.11720/wtyht.2021.1102
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地应力地震预测及其在南川页岩气开发中的应用
刘昊娟()
中国石化华东油气分公司 勘探开发研究院,江苏 南京 210011
The application of in-situ stress prediction based on seismic data to shale gas development:A case study of Nanchuan(south Sichuan) area
LIU Hao-Juan()
Research Institute of Explaratian and Development,SINOPEC East China Oil & Gas Company,Nanjing 210011,China
全文: PDF(5718 KB)   HTML
输出: BibTeX | EndNote (RIS)      
摘要 

页岩气藏具有低孔隙度、低渗透率的特点,大规模开采页岩气需通过水平井压裂技术实现页岩储层的改造。 有数据表明:页岩气水平井方位与最大水平主应力近垂直,且水平地应力差异比较小时,有利于压裂形成网状裂缝,提高储层改造效果。 针对南川工区建立地应力预测模型,在精细的三维地震解释、三维地震叠前反演的基础上,利用井点数据模拟选取应力计算的区域适应性参数,开展地应力场的三维模拟,预测最大水平主应力方向、最小水平主应力方向以及水平应力差异系数;通过区域应力机制分析以及钻井实测诱导缝解释结果和应用情况对比分析,验证了地应力地震预测结果的可靠性,证实了地应力研究在页岩气开发中的重要作用。

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刘昊娟
关键词 三维地震页岩气地应力水平应力差异比压裂    
Abstract

Shale gas reservoirs have the characteristics of low porosity and low permeability.The large-scale exploitation of shale gas requires the reconstruction of shale reservoirs through horizontal well fracturing technology.Available data indicate that,when the horizontal shale gas well azimuth is approximately perpendicular to the maximum horizontal principal stress,and the coefficient of difference in horizontal in-situ stress is small,it is favorable for fracturing to form network fractures and improve the effect of reservoir reconstruction.An in-situ stress prediction model was established for the Nanchuan area.On the basis of detailed 3D seismic interpretation and 3D seismic prestack inversion,the regional adaptive parameters were selected by using well data simulation,and the 3D simulation of the in-situ stress field was performed to predict the direction of the maximum horizontal principal stress,the direction of the minimum horizontal principal stress and the coefficient of in-situ stress difference.Through an analysis of the regional stress mechanism and the interpretation of the induced joint and the analysis of the application,the reliability of the in-situ seismic prediction results was verified,and the important role of in-situ stress analysis in shale gas development was proved.

Key words3D seismic survey    shale gas    in-situ stress    DHSR    fracturing
收稿日期: 2020-03-04      修回日期: 2021-03-03      出版日期: 2021-06-20
ZTFLH:  P631.4  
基金资助:国家科技重大专项“彭水地区常压页岩气勘探开发示范工程”(2016ZX05061)
作者简介: 刘昊娟(1986-),女,副研究员,2011年于西北大学获得矿产普查与勘探专业硕士学位,现主要从事页岩气勘探开发研究工作。Email: 763971297@qq.com
引用本文:   
刘昊娟. 地应力地震预测及其在南川页岩气开发中的应用[J]. 物探与化探, 2021, 45(3): 560-568.
LIU Hao-Juan. The application of in-situ stress prediction based on seismic data to shale gas development:A case study of Nanchuan(south Sichuan) area. Geophysical and Geochemical Exploration, 2021, 45(3): 560-568.
链接本文:  
https://www.wutanyuhuatan.com/CN/10.11720/wtyht.2021.1102      或      https://www.wutanyuhuatan.com/CN/Y2021/V45/I3/560
Fig.1  地应力预测流程
Fig.2  Eaton法地层压力预测
a—W3井正常压实趋势线;b—W3井实测压力点与预测压力曲线
Fig.3  南川区五峰组地震反射层构造
Fig.4  南川区断层与水平最大主应力方向
井名 成像测井监测最
大主应力方位/(°)
三维预测最大
主应力方位/(°)
差异值/(°) 误差百
分比/%
W1 60 65 5 8.3
W3 105 108 3 2.9
W4 115 120 5 4.3
W5 110 116 6 5.5
W6 135 135 0 0
Table 1  南川工区五峰组成像测井与三维预测水平最大应力方向结果对比
Fig.5  南川地区五峰组水平最大主应力预测平面
井名 深度/m 单井计算水平最大
主应力/MPa
三维预测水平最大
主应力/MPa
差异值/MPa 差异百分比/%
W1 2966~2996 68 63.893 -4.107 6.039
W2 3441.2~3471.2 77 74.093 -2.907 3.775
W3 3722~3752 74 74.227 0.227 0.306
W4 3374.1~3404.1 75.2 72.427 -2.773 3.688
W5 2668.5~2698.5 56.76 57.360 0.600 1.057
W6 2771.5~2801.5 62.3 63.893 1.593 2.558
Table 2  南川工区五峰组最大主应力预测和单井FMI结果
井名 深度/m 单井计算水平最小
主应力/MPa
三维预测水平最小
主应力/MPa
误差值/MPa 误差百分比/%
W1 2966~2996 62 57.929 -4.07143 6.57
W2 3441.2~3471.2 64 62.929 -1.07143 1.67
W3 3722~3752 67 72.786 5.78571 8.64
W4 3374.1~3404.1 68.1 65.000 -3.10000 4.55
W5 2668.5~2698.5 50.91 50.486 -0.42429 0.83
W6 2771.5~2801.5 53.3 55.714 2.41429 4.53
Table 3  南川工区五峰组最小主应力预测和单井FMI结果
Fig.6  南川区五峰组水平应力差异比平面
Fig.7  水平井方位对产能的影响
Fig.8  水平井方位与破裂压力关系
Fig.9  水平主应力对加砂的影响
Fig.10  水平主应力对水平井产能的影响
Fig.11  各井水平应力差异比与产能关系
Fig.12  压裂段水平应力差异比与产气量关系
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