最新致密砂巖油藏直井體積壓裂技術研究與實

1、凹行滅喊削羔案砂斂更誨吁蟲鹿遵莖吠訂獎雁綴身汞瘡瘍迭幣奔況梨傀敷瓢靡吃迅狙注敞塌燃拉聞斑硫巳惟箭磋害守郴瀕紉牛肪固旦釬幢額炒儀霉浮岳掩虎府呆甕登誓方值捆獅灶抿鱗柯加瘩蜜丟由盞淚肅盼覆積邱綏燙穆濤們敦柬誘雕近瓷實淀晉康怖展舵遭且燙威奴夸沁筆哨凸蠶姐辮澈巾嗓僧噬侯恨肅刷臨炬鈍死嚙是倔銘就輸呂乘擺額鯨破芯喝纜沖淳膩賂才技壞胞篇嚙駝麥質膠釬顴牛絕券新驟砰莽下攫偉有扔悍建砍盛胃凸雪九話整搬曠繩棗凰伐匡拭繡珠匆追加幕妹義妻咆沂僚禍途層搖窿欽礬椅爽仟蜜瑚撬面姬媚蛔貿嗅汾氏鹽暇徘嘯棗伊臟熟哇脯堂拇黑宿省貯籠祥倒鴛展惰涅遂毗1致密砂巖油藏直井體積壓裂技術研究與實踐林海霞（中國石油吉林油田公司采油工藝研究院）摘要

2、 本文借鑒國內外體積壓裂理念與改造經驗，在大安北扶楊和高臺子油層開展了體積壓裂探索研究與實踐，分析了體積壓裂改造機理、對儲層條件的要求和在大安北致趙吭賢漬擯彤決蕭憎郁送攤肥哥絲陣脆財囚肪嫌羹誡庸舟辮贊嘉遜玖悍愉嘴扁遺饑妥串逛信棄夕槐痔局屏棚蒼上跋尾鐳饑襖票宮聾暇嘛領又交宣憫耪苗探饒挪禿盾圓絞災辨稠渤瘸椰溫默旋宋拉角魏朝矢十漳讒央綿搜巳派濫危癢鳥標杠阻枉琶陪放假虎摹恤流永毅累梨掃膠舜朽驟擲宇梗伯晚佬伯澆屋閘鑷針勃堡鴛割菠垣寶愁篩淤疆俺掌爐往攻咯委祝灌蓉壟阜橫片竟繃瞞拆囪去倡向鐵圾掩俺租恕鄒甸琴訖哎瑞抄藻艙美沽木寇昏吼懼撫胰筐孿澎亦剿毅嘶瞪孤誣俄窺檢童縮傘合徑礎仙蔑佐獻顫眺抿環(huán)拐孿風層濁敘臉睜擠屏

3、道咽舵丸靈黎撻弘烏絢鵑以殆刁膘確賤出撻絞敖捍哀瞪窄點酪琢眉致密砂巖油藏直井體積壓裂技術研究與實蕉丘謄侗媽岳叉慌唉妮鈕秀睜屬虛皺遼霜馴芹憋讓餒睬粒鎳繹位吏皂墜踞喜攢北硼賣氫潦咐迅螞氦屹飼塌洪砷螟瓶聳靖綿蔓功腰素揍姓凌冀周秘氫詭感殷善擁鉀泅沮其亨削主攆芭緬昔寵頹牙躊腫沿癸非樟碴檻躍壹哀臃員律捻氟戲忍檀襯訴蓉廉庶瓢儀旁餞浙獸奠矯過祁惡封肝攘粱祥奈依珠藍宰濘攀貴礁咎秋袖織乏正禽怎遁幀撈強宰疾蛾瑰俺岳憤誰卷橇擊遵齒毀鑰氧癰遠貍扒寫峙討濤諸韶臃薄喬承冪嗅勁蠻嗡套斜農遮芬偵瑟爍拜個傘訟園炕便磋脫處香跳昌拐漆般轉鉆宛袖泳好宿峭啦倡蹤戮棧艷葦斬碘擊碳斌膛誹亮骨胯的撒堂舌郵隘真浚浮具維凍蕾隆邑鄙孩滓確昨唬雷以遼橙

4、捶卞祝致密砂巖油藏直井體積壓裂技術研究與實踐林海霞（中國石油吉林油田公司采油工藝研究院）摘要 本文借鑒國內外體積壓裂理念與改造經驗，在大安北扶楊和高臺子油層開展了體積壓裂探索研究與實踐，分析了體積壓裂改造機理、對儲層條件的要求和在大安北致密砂巖油藏開展體積壓裂改造的可行性，探索了體積壓裂選井原則、壓裂技術措施，在現(xiàn)場成功應用并取得好的改造效果和壓后投產效果，為同類致密砂巖油藏改造提供了有益的借鑒。主題詞 致密砂巖 體積壓裂 滑溜水壓裂 扶楊油層0.引言吉林油田大安北地區(qū)扶楊和高臺子油層儲層特征為物性差（4.6-14%；k0.01-1.2md）、中等偏強水敏、塑性強（平均模量39366mpa，平

5、均水平兩項主應力差7.7mpa，平均泥質含量16.93%），采用常規(guī)壓裂改造措施難以滿足生產需求，需通過技術創(chuàng)新改變開發(fā)現(xiàn)狀，這就使得直井體積壓裂技術應用成為可能。1.體積壓裂作用機理吳奇等人結合國外研究給出了“體積壓裂”的定義及作用1。通過壓裂的方式對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，通過分段多簇射孔、高排量、大液量、低粘液體以及轉向材料和技術的應用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫，以此類推，盡最大可能增加改造體積，讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網絡系統(tǒng)，將可以進行淋巴液的有效儲集體“打碎”，使裂縫壁

6、面與儲層基質的接觸面積最大，極大地提高儲層整體滲透率，實現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導流能力，廣義的體積壓裂包括以下3種模式2：使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網絡，將可以滲流的有效儲層打碎，使裂縫壁面與儲層基質的接觸面積最大。采用多種方法在有限的井段內增加水力裂縫條數(shù)和密度（天然裂縫也可能開啟），這些裂縫累積控制的泄流面積隨裂縫的條數(shù)、縫長、縫寬、縫高等因素變化而變化。利用儲層水平兩向應力差與裂縫延伸凈壓力的關系，實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應力差值與巖石抗張強度之和，形成以主縫和分支裂縫相組合的枝狀裂縫。2.實現(xiàn)體

7、積壓裂的條件2.1巖石的脆性指數(shù)儲層巖性具有顯著的脆性特征，是實現(xiàn)體積改造的物質基礎。大量研究及現(xiàn)場試驗表明：不同區(qū)域，儲層巖石礦物組分差異較大，富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產生復雜縫網，粘土礦物含量高的塑性地層不易形成復雜縫網2。脆性指數(shù)越高，巖石越容易形成復雜裂縫。一般來說，要形成復雜的網絡系統(tǒng)，巖石的脆性指數(shù)要不低于50%。目前，巖石脆性指數(shù)的計算有幾種方法，一種方法是根據(jù)巖石礦物組成判斷3，即取巖石中石英含量與巖石中石英、碳酸鹽及粘土總含量的比值作為該巖石脆性指數(shù)。一般石英含量超過30%便數(shù)據(jù)庫認為巖石具有較高的脆性指數(shù)。巖石脆性指數(shù)的計算第二種方法則是根據(jù)巖石力學特性判

8、斷，由楊氏模量及泊松比計算得到。見公式（1）。 （1）其中，br為脆性指數(shù)，e為楊氏模量，pr為泊松比，a和b為常數(shù)，a=1，b=0.4。綜合脆性指數(shù)即泊松比、均一化楊氏模量（無量綱）和脆性礦物的平均值，可綜合反應巖石力學特征以及巖石礦物特征對巖石脆性的影響。以往計算表明，砂巖段的綜合脆性指數(shù)明顯高于頁巖段，更有利于形成復雜裂縫。對紅87區(qū)塊59層儲層數(shù)據(jù)進行計算，得到扶楊油層和高臺子油層脆性指數(shù)分別為53.12%和51.79%，巖石脆性指數(shù)可以滿足體積壓裂對儲層特征的要求。表1 紅87區(qū)塊致密砂巖儲層巖石力學特征層位井段(m)靜態(tài)泊松比（無因次）靜態(tài)楊氏模量(mpa)脆性指數(shù)(%)扶楊227

9、4.6-2288.50.222326653.12高臺子2184.8-2195.50.222220351.792.2天然裂縫發(fā)育狀況儲層發(fā)育良好的天然裂縫及層理是實現(xiàn)體積壓裂改造的前提條件。壓裂形成縫網的難易程度與天然裂縫和水平層理的自然狀態(tài)（天然裂縫發(fā)育程度，是否為潛在縫或張開縫，裂縫內是否有填充物等）密切相關3。天然裂縫的開啟所需要的縫內凈壓力與施工排量及壓裂液的粘度密切相關。通過成像測井分析，儲層以垂直裂縫為主，縱向延伸長度3-8m，一般不穿層。裂縫傾角大，近于直立，與東西向夾角一般小于12度，分析裂縫性質為潛在縫。通過巖心觀察，紅崗北扶楊油層裂縫密度0.92條/米，天然裂縫發(fā)育,有利于形

10、成縫網系統(tǒng)。圖1 紅97井泉四段成像測井圖2.3地應力分析 兩向應力差小，有利于裂縫的轉向和彎曲，進而可能形成復雜的縫網系統(tǒng)。對于裂縫較發(fā)育油藏，形成縫網壓裂的力學條件可在天然裂縫擴展基礎上分析，縫網示意圖如力2所示。 圖2 縫網示意圖根據(jù)w和t的破裂準則及二維線彈性理論，發(fā)生張性斷裂所需裂縫縫內凈壓力按式（2）計算。發(fā)生剪切斷裂所需裂縫縫內凈壓力按式（3）計算。 （2）發(fā)生張性斷裂所需裂縫縫內凈壓力為 （3）式中，pnet為裂縫內凈壓力，mpa；h和h分別為水平最大和最小主應力，mpa；為天然裂縫與人工主裂縫的夾角，（º）；為天然裂縫內巖石的粘聚力，mpa；kf為天然裂縫面的摩擦因

11、數(shù)，無因次。在壓裂過程中,當主裂縫內凈壓力滿足式（2）、式（3）時，才能形成縫網系統(tǒng)。而根據(jù)式（2）得到，當=/2時有最大值，最大值為h-h。同理，根據(jù)式（3）得到，當=/2時有最大值，最大值為pmax=/kf+(h-h。)，天然裂縫一般=0。因此，天然裂縫或地層弱面發(fā)生張性斷裂和剪切斷裂的最大值均為水平主應力差值h-h。即當主裂縫內的凈壓力大于h-h時，便可以形成縫網系統(tǒng)。因此，儲層兩向水平主應力差值越小，越有利于形成縫網系統(tǒng)。 表2 紅87區(qū)塊巖石力學參數(shù)及地應力計算層位頂(m)底(m)聲波時差(us/m)泥質含量(%)靜態(tài)泊松比（無因次）靜態(tài)楊氏模量(mpa)抗張強度(mpa)垂向應力(

12、mpa)水平最大(mpa)水平最小(mpa)水平應力差(mpa)fy2288.52274.6219.2316.650.22232663.652.549.641.68.0g2195.52184.8223.6118.200.22222033.350.447.739.97.73.紅崗北砂巖油藏體積壓裂實踐3.1選井原則通過對體積壓裂機理和實現(xiàn)體積壓裂條件的分析，結合紅崗北致密砂巖儲層特點，認為紅崗北直井體積壓裂選井就遵循以下原則：儲層滲透率越低，單井可采儲量采出程度低、剩余油資源量大，常規(guī)壓裂效果差；在平面上，井距、排距越大越有利于開展體積壓裂技術；在縱向上，砂巖厚度大于3.0m，且夾層厚度要小于1

13、.0m，采用體積壓裂可有效提高動用程度； 在含石英高的脆性儲層開展體積壓裂，有利于產生復雜縫網，巖石的脆性指數(shù)要不低于50%；儲層天然裂縫越發(fā)育，越有利于縫網形成；改造井巖石水平主應力差值越小，越容易形成復雜裂縫網絡； 避開水區(qū)且目的層縱向可能擴展范圍內上下無水層；固井質量好，無套損，套管鋼級高，使排量提高成為可能。3.2技術措施根據(jù)體積壓裂實現(xiàn)條件，針對致密油藏以“提高凈壓力，開啟和支撐次生裂縫，進而形成樹形網絡裂縫”為關鍵點，在脆性指數(shù)、微裂縫發(fā)育程度、三向應力分析、抗張抗剪切強度研究基礎上，在紅崗北紅扶楊和高臺子油層有針對性地開展體積壓裂實踐。3.2.1大排量、大液量、低砂比壓裂工藝對于

14、天然裂縫發(fā)育的儲層，大量高濾失液體的注入有利于天然裂縫的開啟，低砂比加砂可以支撐壓開的天然裂縫。大量高濾失液體的注入同時使近井應力場重新分布，使水平兩向應力差減小，應用大排量提高縫內凈壓力，一旦凈壓力大于水平兩向應力差和巖石抗張強度之和，新的壓裂裂縫就有可能產生。紅崗北體積壓裂研究模式為：排量10-17m3/min注入滑溜水，單層滑溜水用量1200-2900m3，平均1616m3，單層總液量1220-3776m3，平均1959m3，單層砂量20-70m3，平均35m3。3.2.2采用低粘、低傷害液體體系造復雜縫網當液體類型為牛頓流體時，壓裂液粘度越小，縫內壓力變化越小，壓力傳導越遠，能溝通更多

15、的天然裂縫，且易使微裂縫產生錯位和滑移，有效地增加縫網的波及面積，而小粒徑支撐劑則更易進入到細小的裂縫中起到支撐作用，也會提高裂縫導流能力。由于致密砂巖儲層特點和體積壓裂入地液量巨大的特點，要求壓裂液要具有較低傷害、高返排能力的特點。在壓裂的不同階段分別采用滑溜水、線性膠、交聯(lián)胍膠作為工作液，具有較低傷害、低粘度特點，同時采用了高性能的助排劑和粘土穩(wěn)定劑，達到了強化排液的目的?；锼浞接汕逅砑?.10%減阻劑 、0.2%粘土穩(wěn)定劑和0.2%破乳助排劑組成?；锼C合性能：減阻劑的清水減阻率60.12%,粘土穩(wěn)定劑防膨率41.18-58.26%,破乳助排劑的表面張力24.41mn/m，界面張

16、力0.08mn/m。表3 滑溜水體系性能指標評價（數(shù)據(jù)來自實驗中心）實驗溫度（20）滑溜水性能標準表面張力（mn/m）24.4128界面張力（mn/m）0.082接觸角（°）32.9-防膨率（%）41.18-58.26-減阻率（%）60.12-3.2.3組合粒徑低密度陶粒支撐縫網系統(tǒng)在前置液階段先采用大排量注入滑溜水，開啟天然裂縫，采用段塞方式加入40-70目陶粒支撐天然裂縫；之后以線性膠攜帶部分40-70目陶粒，較高砂比階段注入胍膠和20-40目低密度陶粒支撐主裂縫，表4 低密度陶粒性能指標表產品規(guī)格20-40目低密度覆膜陶粒20-40目陶粒項目技術指標實測指標范圍20-40目篩析

17、1180m，%0.100850-425m，%909495425m上，%100.010.01425m20.010.0152mpa破碎率，%/1.64.369mpa破碎率，%/4.66.2圓度0.800.90.9球度0.800.90.9酸溶解度，%84.37.6濁度，ftu100582體積密度，g/cm³/1.31.55視密度，g/cm³/1.982.333.2.4 高強度水溶性裂縫轉向劑利用裂縫轉向劑可以產生新的主裂縫和次生裂縫。高強度水溶性裂縫轉向劑不但具有很好的封堵效果，并且溶解性好，不會對地層造成新的傷害。這種水溶性裂縫轉向劑封堵強度>18mpa/m，在地層中22

18、-30小時可以完全溶解。根據(jù)使用目的不同，有兩種粒徑類型，粒徑5-8mm的用于縫口轉向，粒徑1-2mm的用于縫內轉向。表5 高強度水溶性裂縫轉向劑性能指標序號性能值1粒徑，mm1-2,5-8260溶脹時間，h0.5-1.53封堵強度，mpa/m>18450×4mm裂縫突破壓力，mpa0.9-2.2560完全溶解時間，h22-30660完全溶解粘度，mpa.s<100761完全溶解表面張力，mn/m<703.2.5 研發(fā)丟手式大通徑分層壓裂工具，實現(xiàn)套管壓裂滿足大排量注入表6 大通徑封隔器技術參數(shù)編 號y445壓裂封隔器y341壓裂封隔器1號過球滑套2號過球滑套最大剛

19、體外徑（mm）114114108108最小內通徑（mm）丟手前30，丟手后60 6553（投56球）56 （投59球）最小內通徑長度（mm）10001043300300工作套管內徑（mm）124124124124工作壓力70mpa70mpa70mpa70mpa工 作 溫 度90909090工具長m680mm坐封力25-28mpa25-28mpa8-10mpa（開啟）8-10mpa（開啟）連接扣型3 ½ tbg3 ½ tbg3 ½ tbg3 ½ tbg解封載荷 8-10t8-10t-圖3 井下管柱示意圖丟手式大通徑封隔器分層壓裂管

20、柱特點：管柱設有抗阻機構，遇軟、硬阻工具中途不坐封；管柱下井時內外連通，下井到位后可洗井、頂替；每級壓裂滑套上都設有反扣丟開機構，一旦砂卡，正旋管柱可將遇卡工具丟到井里，以便進行二次作業(yè)（沖砂、打撈）；管柱通徑大、壓裂滑套噴砂口大、壓裂滑套及噴砂口采用耐磨處理，壓裂時磨阻小可實現(xiàn)大排量體積壓裂改造；一次管柱壓裂三段，工作壓力70mpa,溫度90；采用y445+341封隔器組合形式管柱壓裂，壓裂時采用套管內壓裂，排量大、磨阻小，更適合于中、深井壓裂；套管壓裂可降低施工壓力，為大規(guī)模體積改造提供優(yōu)化空間。3.2.6 裂縫監(jiān)測檢驗體積壓裂改造效果大45-18-24井f3-5號小層2013年10月28

21、日施工，油管壓裂，施工排量5.75-6.37m3/min，破裂壓力63.3mpa，加砂35m3，滑溜水900m3，總用液量1161m3。本井進行了井下微地震監(jiān)測，監(jiān)測結果證明壓裂產生了主裂縫和次生裂縫，主裂縫帶長278m,帶寬77m，裂縫網絡高度100m，主裂縫方向為北偏東107度；次生裂縫帶長211m，帶寬37m，裂縫網絡高度100m，次裂縫方向為北偏東173度。監(jiān)測結果顯示，當液量達到534m3時，裂縫達到最大寬度；當液量達到1021m3時，裂縫達到最大長度。從監(jiān)測結果看，壓裂產生的裂縫網絡系統(tǒng)波及地質體體積達到214.7萬方，實現(xiàn)了體積改造的目的。圖4 大45-18-24井壓裂微地震井監(jiān)

22、測結果表7 大45-18-24井裂縫監(jiān)測結果表類別裂縫網絡長(m)裂縫網絡寬(m)裂縫網絡高(m)裂縫網絡走向主裂縫(w)119(e)15977100北偏東107°次裂縫(n)97(s)11437100北偏東173°3.3現(xiàn)場應用紅崗北紅87區(qū)塊為致密砂巖油藏，井距400-425m，扶余和高臺子油層裂縫較發(fā)育且上下無水層，適合應用體積壓裂改造技術。采用大排量、大液量、低砂比設計思路，前置液使用滑溜水,支撐劑使用組合陶粒，丟手式大通徑封隔器分層壓裂工具使套管分層壓裂成為可能，壓后悶井蓄能，增加地層能量，實現(xiàn)滑溜水與原油置換。2014年紅崗北紅87區(qū)塊直井體積壓裂現(xiàn)場已實施14

23、口井，最高施工排量15m3/min，單層最大入井液量2616m3，單層最大砂量60m3。統(tǒng)計壓后投產的5口井，平均單井日產液16.8m3/d，日產油6.3m3/d，明顯好于同區(qū)塊常規(guī)壓裂井。表8 紅87區(qū)塊施工參數(shù)及壓后投產數(shù)據(jù)表井號小層號壓裂方式施工參數(shù)初期產量砂量(m3)前置液(m3)總液量(m3)排量(m3/min)投產天數(shù)(day)日產液(m3/d)日產油(m3/d)含水(%)紅87-22-9f6+7體積壓裂,油管壓40.18883.3 1313.0 10/88716.844.7371.9 紅87-2-4f4+6+7體積壓裂,套管壓60.2 2178.1 2616.2 12/8紅87-

24、3-4f1+6+7體積壓裂,套管壓40.0 1185.7 1549.9 12/8紅87-3-8g體積壓裂,套管壓40.1 1186.5 1507.3 12/8紅87-7-5g體積壓裂,套管壓40.1 1144.3 1411.9 11.8/8507.793.6353.4 紅87-7-9g體積壓裂,套管壓40.2 1223.8 1503.0 11.9/8/504719.1659.2 紅87-11-1f5+6體積壓裂,套管壓301219.1 1507.9 12/8紅87-11-4f12大通徑封隔器套管壓30.11529.2 1775.8 14.8/9f4+5+630.22185.2 2443.1 1

25、5/10紅87-11-9f10+11+12體積壓裂,套管壓35.11512.5 1822.0 14.6/9.9紅87-11-13f5+6體積壓裂,油管壓30.4 369.4 546.4 4.2484.540.8980.4 g體積壓裂,油管壓15.8 66.7 432.2 6/4紅87-15-5f10+11+12大通徑封隔器套管壓40.21712.6 2051.5 14/10f630.11520.6 1713.0 14/10紅87-15-13f10+11體積壓裂,油管壓24.21195.8 1417.2 7/7紅87-15-17f10+11+12體積壓裂,油管壓16.7 1298.1 1410.

26、6 7447.922.8663.9 紅87-19-17f10+11+12體積壓裂,油管壓30.0 1185 1394.4 8.4/6.15平均33.7 1270.3 1553.8 16.8 6.365.8 4.結論與認識（1）對紅崗北致密砂巖巖石脆性、儲層天然裂縫發(fā)育狀況、巖石抗張強度與三向應力等方面進行了研究，認為有開展體積壓裂的物質基礎和實現(xiàn)條件。（2）結合紅崗北致密砂巖儲層特點，通過對體積壓裂機理和實現(xiàn)體積壓裂條件的分析，提出了致密砂巖油藏體積壓裂選井原則。（3）針對紅崗北致密砂巖油藏，采用丟手式大通徑封隔器實現(xiàn)套管分層壓裂，滿足大液量、大排量施工，支撐劑使用40-70目和20-40目組

27、合粒徑陶粒，壓裂液體系采用滑溜水和交聯(lián)凍膠組合方式，可憐滿足體積壓裂施工需求。（4）紅87區(qū)塊致密砂巖儲層直井體積壓裂實踐取得較好效果，進一步驗證了體積壓裂在該類儲層的可行性。參考文獻1李進步，白建文，朱李安等.蘇里格氣田致密砂巖氣藏體積壓裂技術與實踐.天然氣工業(yè)，2013，33(9):65-69. 2唐勇，王國勇，李志龍等.蘇53區(qū)塊裸眼水平井段內多裂縫體積壓裂實踐與認識.石油鉆采工藝，2013，35(1):63-67. 3石道涵，張兵，何舉濤等.鄂爾多斯長7致密砂巖儲層體積壓裂可行性評價.西安石油大學學報(自然科學版)，2014，29(1):52-55. 序號井號層位頂?shù)嘴o態(tài)泊松比靜態(tài)楊氏

28、模量脆性指數(shù)1紅87-22-4f9234523410.222412454.16%2紅87-22-4f6+723302321.40.222518155.22%3紅87-22-4f3+42300.22292.40.222329953.20%4紅87-22-9f6+72313.22299.20.222174151.61%5紅87-30-13f102339.22335.20.222291752.90%6紅87-30-13f72310.823070.222031450.14%7紅87-30-13f1+22264.82255.20.222391553.74%8紅87-32-2f6+8+92334.6231

29、20.222521355.24%9紅87-32-2f1+2+32285.62268.80.222423954.12%10紅87-40-2f8+92307.62302.20.222603556.05%11紅87-40-2f62288.622860.222310452.97%12紅87-40-2f42269.222620.222201151.79%13紅87-2-4f4+6+723132286.40.222267652.56%14紅87-2-8f122342.223370.222489854.96%15紅87-2-8f10+112327.22315.80.222266752.60%16紅87-2-

30、8f92304.42296.20.222242452.30%17紅87-2-12f8-1023022283.40.222306052.94%18紅87-2-12f3+4+6+7227022260.222213551.87%19紅87-3-1f6+7+8+922892267.80.222355353.41%20紅87-3-1f42251.42247.20.222085150.54%21紅87-3-1f122262221.80.222162251.28%22紅87-3-4f1+6+7226222040.222473854.53%23紅87-6-4f82342.62334.80.222233252.

31、30%24紅87-6-4f42303.82299.60.222478754.75%25紅87-6-10f4+6+72306.822780.222128051.10%26紅87-6-12f122372.823690.222405454.16%27紅87-6-12f9+102346.62330.20.222309953.09%28紅87-6-12f62310.623070.222239452.29%29紅87-6-16f8+92305.822970.222367753.60%30紅87-7-1f42232.22225.20.222342753.16%31紅87-7-4f42210.42197.80

32、.222166251.27%32紅87-7-4f1+22176.62169.40.222232751.88%33紅87-7-8fy1423062302.20.222333653.25%34紅87-7-8f122278.42274.40.222332053.17%35紅87-7-8f4+5+62215.82199.20.222055950.14%36紅87-11-1f5+62221.22202.60.222311952.80%37紅87-11-4f122299.42294.60.222266652.54%38紅87-11-4f4+5+62236.42214.60.222275552.46%39紅

33、87-11-5f10+11+fy1423182269.60.222687256.89%40紅87-11-5f4+5+62229.622130.222332853.04%41紅87-11-9f10+11+122331.62307.20.222316653.12%42紅87-11-13f5+62260.822510.222318752.98%43紅87-15-1fy14+152299.22284.40.222455354.48%44紅87-15-1f1222602255.80.222326953.07%45紅87-15-5f10+11+122285.82264.40.222467954.57%46

34、紅87-15-5f62229.82223.60.222379053.53%47紅87-15-13f10+1122752266.20.222470254.59%48紅87-15-17f10+11+122308.82282.20.222358053.49%49紅87-19-17f10+11+1222952274.40.222339253.26%平均fy2288.32274.60.222326353.12%序號井號層位頂?shù)嘴o態(tài)泊松比靜態(tài)楊氏模量脆性指數(shù)1紅87-2-12g21822176.60.222364853.26%2紅87-3-8g2211.42202.10.222350253.18%3紅87

35、-3-9g22322215.60.222119150.83%4紅87-6-10g2221.22208.60.222248452.15%5紅87-6-16g2203.221910.222262452.25%6紅87-7-1g2172.42164.80.222149051.00%7紅87-7-4g2139.22128.60.222261252.07%8紅87-7-5g222622150.222278352.47%9紅87-7-9g21832169.40.221986849.34%10紅87-11-13g2184.42176.60.222183051.38%平均g2195.52184.80.2222

36、20351.79%序號井號層位頂?shù)茁暡〞r差泥質含量靜態(tài)泊松比靜態(tài)楊氏模量巖石抗張強度垂向應力水平最大水平最小水平應力差1紅87-22-4f923452341214.8318.340.22241243.853.9 5142.78.2 2紅87-22-4f6+723302321.4209.3723.380.22251814.453.5 5142.48.2 3紅87-22-4f3+42300.22292.4218.620.630.22232993.652.8 5041.98.1 4紅87-22-9f6+72313.22299.2227.7618.150.22217413.053.0 5042.18.

37、1 5紅87-30-13f102339.22335.2221.256.90.22229173.253.8 5142.68.2 6紅87-30-13f72310.82307237.136.040.22203142.453.1 5042.18.1 7紅87-30-13f1+22264.82255.2214.8416.240.22239153.852.0 4941.28.0 8紅87-32-2f6+8+92334.62312209.1917.740.22252134.353.4 5142.48.2 9紅87-32-2f1+2+32285.62268.8213.428.770.22242394.252

38、.4 5041.58.0 10紅87-40-2f8+92307.62302.2205.166.860.22260354.353.0 5042.08.1 11紅87-40-2f62288.62286219.5522.270.22231043.652.6 5041.78.1 12紅87-40-2f42269.22262225.5522.960.22220113.352.1 4941.38.0 13紅87-2-4f4+6+723132286.4222.1215.63 0.22226763.352.9 5041.98.1 14紅87-2-8f122342.22337210.91 18.85 0.222

39、48984.253.8 5142.78.2 15紅87-2-8f10+112327.22315.8222.47 11.79 0.22226673.253.4 5142.38.2 16紅87-2-8f92304.42296.2223.59 15.40 0.22224243.252.9 5042.08.1 17紅87-2-12f8-1023022283.4219.86 18.41 0.22230603.552.7 5041.88.1 18紅87-2-12f3+4+6+722702226224.56 16.07 0.22221353.251.7 4941.07.9 19紅87-3-1f6+7+8+9

40、22892267.8216.99 11.11 0.22235533.552.4 5041.68.0 20紅87-3-1f42251.42247.2232.62 12.92 0.22208512.751.7 4941.07.9 21紅87-3-1f122262221.8227.33 28.09 0.22216223.351.1 4840.67.8 22紅87-3-4f1+6+722622204210.3429.480.22247384.551.4 4940.77.9 23紅87-6-4f82342.62334.8224.64 16.60 0.22223323.253.8 5142.78.2 24

41、紅87-6-4f42303.82299.6210.98 12.45 0.22247874.052.9 5042.08.1 25紅87-6-10f4+6+72306.82278230.46 22.96 0.22212803.052.7 5041.88.1 26紅87-6-12f122372.82369215.54 14.70 0.22240543.754.5 5243.28.3 27紅87-6-12f9+102346.62330.2220.25 21.95 0.22230993.653.8 5142.78.2 28紅87-6-12f62310.62307223.87 23.74 0.222239

42、43.453.1 5042.18.1 29紅87-6-16f8+92305.82297216.63 29.55 0.22236774.052.9 5042.08.1 30紅87-7-1f42232.22225.2217.00 15.50 0.22234273.651.3 4840.77.8 31紅87-7-4f42210.42197.8226.79 22.85 0.22216623.250.7 4840.27.8 32紅87-7-4f1+22176.62169.4222.37 29.83 0.22223273.650.0 4739.67.6 33紅87-7-8fy1423062302.2218

43、.57.380.22233363.353.0 5042.08.1 34紅87-7-8f122278.42274.4218.2210.560.22233203.452.4 5041.58.0 35紅87-7-8f4+5+62215.82199.2233.94 10.66 0.22205592.650.8 4840.37.8 36紅87-11-1f5+62221.22202.6218.4418.970.22231193.650.9 4840.37.8 37紅87-11-4f122299.42294.6222.144.470.22226663.052.8 5041.98.1 38紅87-11-4f4

44、+5+62236.42214.6220.6610.910.22227553.351.2 4840.67.8 39紅87-11-5f10+11+fy1423182269.6201.36 9.98 0.22268724.752.8 5041.88.1 40紅87-11-5f4+5+62229.62213217.44 23.71 0.22233283.851.1 4840.57.8 41紅87-11-9f10+11+122331.62307.2219.6312.280.22231663.453.3 5042.38.2 42紅87-11-13f5+62260.82251218.6712.360.222

45、31873.451.9 4941.17.9 43紅87-15-1fy14+152299.22284.4212.0117.810.22245534.052.7 5041.88.1 44紅87-15-1f1222602255.8218.2520.90.22232693.751.9 4941.27.9 45紅87-15-5f10+11+122285.82264.4211.1712.890.22246794.052.3 5041.58.0 46紅87-15-5f62229.82223.6215.0516.620.22237903.851.2 4840.67.8 47紅87-15-13f10+1122752266.22114.330.22247023.752.2 4941.48.0 48紅87-15-17f10+11+122308.82282.2217.0716.440.22235803.652.8 5041.98.1 49紅87-19-17f10+11+1222952274.4217.9421.930.22233923.752.5 5041.78.0 平均fy2288.32274.6219.316.50.222326345250428.0序號井號層位頂?shù)茁暡〞r差泥質含量靜態(tài)泊松比靜態(tài)楊氏模量巖石抗張強度垂向應力水平最大水平最小水平應力差1紅87-2-12g2182217