致密砂巖油藏直井體積壓裂技術(shù)研究與實

1、致密砂巖油藏直井體積壓裂技術(shù)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(nèi)外體積壓裂理念與改造經(jīng)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(shù)措施，在現(xiàn)場成功應(yīng)用并取得好的改造效果和壓后投產(chǎn)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，平均水平

2、兩項主應(yīng)力差7.7mpa，平均泥質(zhì)含量16.93%），采用常規(guī)壓裂改造措施難以滿足生產(chǎn)需求，需通過技術(shù)創(chuàng)新改變開發(fā)現(xiàn)狀，這就使得直井體積壓裂技術(shù)應(yīng)用成為可能。1.體積壓裂作用機理吳奇等人結(jié)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(zhuǎn)向材料和技術(shù)的應(yīng)用，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側(cè)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(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，將可以進行淋巴液的有效儲集體“打碎”，使裂縫壁面與儲

3、層基質(zhì)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(dǎo)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(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡(luò)，將可以滲流的有效儲層打碎，使裂縫壁面與儲層基質(zhì)的接觸面積最大。采用多種方法在有限的井段內(nèi)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(yīng)力差與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于兩個水平主應(yīng)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)體積壓裂

4、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(zhì)基礎(chǔ)。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(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，粘土礦物含量高的塑性地層不易形成復(fù)雜縫網(wǎng)2。脆性指數(shù)越高，巖石越容易形成復(fù)雜裂縫。一般來說，要形成復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)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(rèn)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(xué)特性判斷，由

5、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(yīng)巖石力學(xué)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(fù)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(xué)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2274.6

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(wǎng)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(nèi)是否有填充物等）密切相關(guān)3。天然裂縫的開啟所需要的縫內(nèi)凈壓力與施工排量及壓裂液的粘度密切相關(guān)。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(zhì)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,有利于形成縫網(wǎng)

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

8、過程中,當(dāng)主裂縫內(nèi)凈壓力滿足式（2）、式（3）時，才能形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。而根據(jù)式（2）得到，當(dāng)=/2時有最大值，最大值為h-h。同理，根據(jù)式（3）得到，當(dāng)=/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(yīng)力差值h-h。即當(dāng)主裂縫內(nèi)的凈壓力大于h-h時，便可以形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。因此，儲層兩向水平主應(yīng)力差值越小，越有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。 表2 紅87區(qū)塊巖石力學(xué)參數(shù)及地應(yīng)力計算層位頂(m)底(m)聲波時差(us/m)泥質(zhì)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(yīng)力(mpa)水平最大(

9、mpa)水平最小(mpa)水平應(yīng)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(jié)合紅崗北致密砂巖儲層特點，認(rèn)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(shù)；在縱向上，砂巖厚度大于3.0m，且夾層厚度要小于1.0m，采用體積壓

10、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(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，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(wǎng)形成；改造井巖石水平主應(yīng)力差值越小，越容易形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)； 避開水區(qū)且目的層縱向可能擴展范圍內(nèi)上下無水層；固井質(zhì)量好，無套損，套管鋼級高，使排量提高成為可能。3.2技術(shù)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(wǎng)絡(luò)裂縫”為關(guān)鍵點，在脆性指數(shù)、微裂縫發(fā)育程度、三向應(yīng)力分析、抗張抗剪切強度研究基礎(chǔ)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天然裂縫發(fā)育的儲層

11、，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(yīng)力場重新分布，使水平兩向應(yīng)力差減小，應(yīng)用大排量提高縫內(nèi)凈壓力，一旦凈壓力大于水平兩向應(yīng)力差和巖石抗張強度之和，新的壓裂裂縫就有可能產(chǎn)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(fù)雜縫網(wǎng)當(dāng)液體類型為牛頓流體時，壓裂液粘度越小，縫內(nèi)壓力變化越小，壓力傳導(dǎo)越遠，能溝通更多的天然裂縫，且易使

12、微裂縫產(chǎn)生錯位和滑移，有效地增加縫網(wǎng)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(dǎo)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，界面張力0.08mn/m

13、。表3 滑溜水體系性能指標(biāo)評價（數(shù)據(jù)來自實驗中心）實驗溫度（20）滑溜水性能標(biāo)準(zhǔn)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(wǎng)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(biāo)表產(chǎn)品規(guī)格20-40目低密度覆膜陶粒20-40目陶粒項目技術(shù)指標(biāo)實測指標(biāo)范圍20-40目篩析1180m，%0.100850

14、-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/cm/1.31.55視密度，g/cm/1.982.333.2.4 高強度水溶性裂縫轉(zhuǎn)向劑利用裂縫轉(zhuǎn)向劑可以產(chǎn)生新的主裂縫和次生裂縫。高強度水溶性裂縫轉(zhuǎn)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(zhuǎn)向劑封堵強度18mpa/m，在地層中22-30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

15、5-8mm的用于縫口轉(zhuǎn)向，粒徑1-2mm的用于縫內(nèi)轉(zhuǎn)向。表5 高強度水溶性裂縫轉(zhuǎn)向劑性能指標(biāo)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/m184504mm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.s100761完全溶解表面張力，mn/m703.2.5 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(shù)參數(shù)編 號y445壓裂封隔器y341壓裂封隔器1號過球滑套2號過球滑套最大剛體外徑（mm）114114108108最小內(nèi)通徑（mm）丟手前30，丟手后60 6553（投56球

16、）56 （投59球）最小內(nèi)通徑長度（mm）10001043300300工作套管內(nèi)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 tbg3 tbg3 tbg3 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柱特點：管柱設(shè)有抗阻機構(gòu)，遇軟、硬阻工具中途不坐封；管柱下井時內(nèi)外連通，下井到位后可洗井、頂替；每級壓裂滑套上都設(shè)有反扣丟開機構(gòu)，一旦砂卡，正旋管柱可將遇

17、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(nèi)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

18、震監(jiān)測，監(jiān)測結(jié)果證明壓裂產(chǎn)生了主裂縫和次生裂縫，主裂縫帶長278m,帶寬77m，裂縫網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)高度100m，次裂縫方向為北偏東173度。監(jiān)測結(jié)果顯示，當(dāng)液量達到534m3時，裂縫達到最大寬度；當(dāng)液量達到1021m3時，裂縫達到最大長度。從監(jiān)測結(jié)果看，壓裂產(chǎn)生的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)波及地質(zhì)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)測結(jié)果表7 大45-18-24井裂縫監(jiān)測結(jié)果表類別裂縫網(wǎng)絡(luò)長(m)裂縫網(wǎng)絡(luò)寬(m)裂縫網(wǎng)絡(luò)高(m)裂縫網(wǎng)絡(luò)走向主裂縫(w)119(e)15977100北偏

19、東107次裂縫(n)97(s)11437100北偏東1733.3現(xiàn)場應(yīng)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(yīng)用體積壓裂改造技術(shù)。采用大排量、大液量、低砂比設(shè)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(chǎn)的5口井，平均單井日產(chǎn)液16.8m3/d，日產(chǎn)油6.3m3/d，明顯好于同區(qū)塊

20、常規(guī)壓裂井。表8 紅87區(qū)塊施工參數(shù)及壓后投產(chǎn)數(shù)據(jù)表井號小層號壓裂方式施工參數(shù)初期產(chǎn)量砂量(m3)前置液(m3)總液量(m3)排量(m3/min)投產(chǎn)天數(shù)(day)日產(chǎn)液(m3/d)日產(chǎn)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87-3-4f1+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

21、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 15/10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 54

22、6.4 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 1410.6 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

23、 16.8 6.365.8 4.結(jié)論與認(rèn)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(yīng)力等方面進行了研究，認(rèn)為有開展體積壓裂的物質(zhì)基礎(chǔ)和實現(xiàn)條件。（2）結(jié)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

24、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(shù)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(nèi)多裂縫體積壓裂實踐與認(rèn)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(xué)學(xué)報(自然科學(xué)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

25、+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+92334.623120.222521355.24%9紅87-32-2f1+2+32285.62268.80.222423954.12%10紅87-40-2f8+92307.62302.20.222

26、603556.05%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87-2-8f92304.42296.20.222242452.30%17紅87-2-12f8-1023022283.40.222306052.94%18紅87-2-12f3+4+6+72

27、27022260.222213551.87%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87-6-4f82342.62334.80.222233252.30%24紅87-6-4f42303.82299.60.222478754.75%25紅87-6-10f4+6+72306.822780.222128051.10%26紅87-6

28、-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87-7-4f42210.42197.80.222166251.27%32紅87-7-4f1+22176.62169.40.222232751.88%33紅87-7-8fy1423062302.20.222333653.

29、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87-11-5f10+11+fy1423182269.60.222687256.89%40紅87-11-5f4+5+62229.622130.222332853.04%41紅87

30、-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紅87-15-5f62229.82223.60.222379053.53%47紅87-15-13f10+1122752266.20.222470254.59%48紅87-15-1

31、7f10+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87-3-9g22322215.60.222119150.83%4紅87-6-10g2221.22208.60.222248452.15%5紅87-6-16g2203.221910.

32、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g2195.52184.80.222220351.79%序號井號層位頂?shù)茁暡〞r差泥質(zhì)含量靜態(tài)泊松比靜態(tài)楊氏模量巖石抗張強度垂向應(yīng)力水平最大水平最小水平應(yīng)力差1紅87-22-4f923452341214.8318.34

33、0.22241243.853.9 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 5042.18.1 5紅87-30-13f102339.22335.2221.256.90.22229173.253.8 5142.68.2 6紅87-30-13f72310.82307237.

34、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+32285.62268.8213.428.770.22242394.252.4 5041.58.0 10紅87-40-2f8+92307.62302.2205.166.860.22260354.353.0 5042.08.1 11紅87-40-2f62

35、288.62286219.5522.270.22231043.652.6 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 0.22248984.253.8 5142.78.2 15紅87-2-8f10+112327.22315.8222.47 11.79 0.22226673.253.4 5142.38.2

36、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+922892267.8216.99 11.11 0.22235533.552.4 5041.68.0 20紅87-3-1f42251.42247.2232.62 12.92 0.2

37、2208512.751.7 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紅87-6-4f42303.82299.6210.98 12.45 0.22247874.052.9 5042.08.1 25紅87-6-10f4+6+72306.8227823

38、0.46 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 0.22223943.453.1 5042.18.1 29紅87-6-16f8+92305.82297216.63 29.55 0.22236774.052.9 5042.08.1 30紅87-

39、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87-7-8fy1423062302.2218.57.380.22233363.353.0 5042.08.1 34紅87-7-8f122278.42274.4218.2210.560.22233203.452.4 5041

40、.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+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 0.22233283.85