压裂诱发油气套管变形的多因素综合预测和预防方法与流程

技术特征：
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
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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。

技术总结
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。险。险。


技术研发人员：陈明忠 沈新普 朱炬辉 张倩 管彬 沈国晓 张平 石孝志 刘子平 毛虎
受保护的技术使用者：中国石油集团川庆钻探工程有限公司
技术研发日：2021.04.26
技术公布日：2022/11/10