A STUDY ON THE INFLUENCE RULE OF THE FRACTURE CHARACTERISTICS ON ROCK SEEPAGE CHARACTERISTICS
-
摘要: 裂隙是油气储层主要的储集空间及流体渗流通道，影响油气的运移规律，是油气勘探开发的重要指标。以冀中坳陷任丘油田任10井为例，运用数值模拟方法研究了裂隙开展宽度和裂隙面粗糙度对岩石渗流特性的影响规律。研究结果表明，（1）裂隙开展宽度较小时，孔隙内流体压力仅在入口处小范围内呈扇形分布，裂隙中压力分布曲线呈正切函数型，流体流速在裂隙和孔隙中都较小；随着裂缝开展宽度的增加，孔隙内流体压力逐渐增大，裂隙中压力分布曲线逐渐向直线型转变，流体流速在入口处先减小后稳定，在裂隙中先增加后稳定；（2）裂隙面粗糙度对裂隙岩石渗流特性的影响与裂隙开展宽度有关，在裂隙开展宽度较大时，裂隙面粗糙度对流体压力的分布影响较大；随着裂隙面粗糙度增大，孔隙内流速逐渐增大，而裂隙中流速逐渐减小；（3）随着裂隙开展宽度的增大，影响裂隙流体流动的主控因素逐渐由裂隙开展宽度转变为裂隙面粗糙度。Abstract: Fracture is the main reservoir space and fluid seepage channel in oil and gas reservoirs, which affects hydrocarbon migration directly as an important indicator of oil and gas exploration and development. In this study, the Ren 10 well in Renqiu Oilfield of the Jizhong depression was taken as an example, the influence rule of fracture width and fracture surface roughness on rock seepage characteristics was studied in this work by numerical simulation. The results show as follows: 1) When fracture width is small, fluid pressure in pore distributes as a fan and only in a small range of the entrance; pressure distribution curve in fracture is tangent function type, and fluid and flow velocity are both relatively small in fracture and pore. With the increase of fracture width, fluid pressure in pore increases gradually; pressure distribution curve in fracture gradually changes to linear type. Moreover, the fluid and flow velocity decrease first and then tend to be stable at the entrance while increase first and then tend to be stable in fracture. 2) The influence of fracture surface roughness on rock seepage characteristics varies with fracture width. When fracture width gets bigger, the influence of fracture surface roughness gets greater on the distribution of fluid pressure. With the increase of fracture surface roughness, flow velocity in pore gradually increases while that in fracture decreases. 3) With the increase of fracture width, the main controlling factor affecting fluid flow in fracture changes from fracture width to fracture surface roughness.
-
准格尔盆地南缘柴窝堡凹陷受博格达造山运动及后期构造改造，油气勘探开发一直未取得较大突破[1, 2]。柴窝堡凹陷地处乌鲁木齐市东南，其大地构造位置位于博格达山和依连哈比尔尕山之间，主要由达坂城、三葛庄和永丰三个次凹组成，总面积约3683.7 km2，属于典型的山间盆地[3]。对柴窝堡凹陷泥页岩的研究主要聚焦在烃源特征、成藏条件及模式、主力生烃层段的厘定[4-7]、地质特征[8-10]、生烃特征[11]及成藏演化[6, 8, 12]等方面[4]。近些年，有学者指出柴窝堡凹陷东部达坂城和永丰两个次一级凹陷中二叠纪地层有利于页岩气的生成和储集[13]，并利用实验测得下侏罗统泥页岩段气测显示活跃，泥页岩平均吸附含气量为1.42 m3/t[14]。柴窝堡凹陷巨厚的湖相地层富含丰富的有机质泥岩，但其泥页岩是否具有储集能力，缺乏岩石强度的定量研究[1, 5]。柴窝堡凹陷中巨厚的泥页岩的物质组成和页岩气资源潜力特征如何，我们不得而知。因此，本文在总结前人资料的基础上，对野外典型露头剖面进行样品采集，且对采自石炭系(C2s)、二叠系(P1j、P2h)和侏罗系(J1b)的泥页岩样品生气潜力和矿物特征进行研究，为柴窝堡凹陷进一步的页岩气勘探和开发工作提供科学依据。
1. 样品采集与实验条件
1.1 样品采集
本次研究分析的5个泥页岩样品主要采自博格达山南麓达坂城次凹内野外露头，采样点地理位置(见图 1)。样品分别采集于石炭系、二叠系及侏罗系等地层中的野外露头样品，其中，CWB-1和CWB-2分别代表了二叠系涧草沟组(P1j)和红雁池组(P2h)样品，CWB-3为侏罗系八道湾组(J1b)样品，CWB-4和CWB-5为石炭系石钱滩组(C2s)样品，其岩样岩性以钙质泥岩和炭质泥岩为主。关于实验样品的制作，首先选取大块源岩样品，并剥去外层，经无水乙醇冲洗后，用精制二氯甲烷淋洗，干燥后再粉碎至小于100目。
图 1 柴窝堡凹陷构造单元划分及样品采集点Figure 1. Structural unit division and sample collection sites in Chaiwobu Depression1.2 实验条件
泥页岩总有机碳TOC采用力克(LECO)公司碳硫分析仪(型号CS-344) 测试获得。岩石热解生烃潜力参数采用VINCI公司Rock-eval岩石热解仪进行测试。样品族组成及生物标志化合物等参数通过以下方法和实验步骤进行提取和测试。索氏抽提法抽提72小时提取可溶有机质氯仿沥青“A”，抽提物经正己烷沉淀沥青质后，经柱色层(硅胶:氧化铝=3:1) 分离族组成，用石油醚洗脱饱和烃馏分，用二氯甲烷洗脱芳烃馏分，用甲醇洗脱极性馏分；分离后的饱和烃馏分进行GC-MS分析，分析条件为：载气为高纯氦99.9999%，载气流量为1.2 ml/min，色谱进样口温度为280 ℃，色谱柱为HP-5弹性石英毛细管柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)，升温程序为80 ℃起始以每分钟4 ℃升至290 ℃，保持30 min；质谱离子源为EI源，离子源温度为230 ℃，四极杆温度为150 ℃，离子源电离能是70 eV，全扫描模式，分析谱库为美国NIST02 L。泥页岩矿物组成通过日本理学X射线衍射仪分析获得，实验条件：功率3 kW，最大电压60 kV，最大电流80 mA，测角范围：-3°~160°，稳定度为±0.03%，测角精度为±0.02°。所有实验均在中国科学院油气资源研究重点实验室进行。
2. 结果与讨论
2.1 残余烃与生烃潜力特征
从TOC含量及岩石热解参数表中可以看出(见表 1)，除下侏罗统样品的残余有机碳含量较高，为3.27%外，石炭系和二叠系残余有机碳含量均较低，全部＜1%。这可能与样品的热演化程度有直接的关系，现今测得的TOC代表了烃源岩残余有机碳的丰度，当成熟度较高时，干酪根有机质生烃末期，残留在源岩内的有机质丰度会较低，生烃潜力指数S1及S2的特征也与样品成熟度相关，氢指数很好的印证这一点，有机质生烃过程中氢的消耗会使烃源岩氢指数随成熟度逐渐下降，石炭系烃源岩氢指数几乎为0，而侏罗系氢指数高达188，表明研究区下侏罗统烃源岩还处于早期演化阶段，后期生烃潜力较大，而石炭系及二叠系烃源岩处于高过成熟阶段，有机质生烃的高峰期已过，后期生烃潜力较低。
表 1 样品的基础地球化学参数Table 1. Basic geochemical parameters of the shale samples样品 层位 岩性 TOC/% TMAX/℃ S1/(mg/g) S2/(mg/g) PI/(S1/(S1+S2)) IH/(mg/g) IO/(mg/g) CWB-3 J1b 褐色泥页岩 3.27 436 0.03 6.15 0.01 188 110 CWB-2 P2h 碳色泥岩 0.31 449 0.01 0.02 0.65 6 135 CWB-1 P1j 炭质泥岩 0.30 448 0.08 0.03 0.28 10 157 CWB-5 C2sh 灰质泥岩 0.93 538 0.01 0.00 0.81 0 67 CWB-4 C2sh 灰质泥岩 0.29 446 0.01 0.00 0.66 0 121 2.2 有机地球化学特征
2.2.1 族组成特征
泥页岩样品的族组成显示(见表 2)：柴窝堡凹陷三个层系泥页岩样品中非烃和沥青质含量较高，且在不同层系泥页岩样品中的占比均在70%以上。随地层的古老程度，饱和烃和芳烃相对含量并没有快速增加，非烃和沥青质的含量一直较高，主要呈现出非烃＞沥青质＞饱和烃＞芳烃的特征。具体差别在于，侏罗系(J1b)烃源岩饱和烃含量在12.07%，非烃含量则达到81.13%，其饱芳比和非沥比也均为最高，分别达到8.32和15.16，这主要是由于侏罗系烃源岩成熟度较低，其可溶有机质未大量转化成烃[15]；而二叠系及石炭系泥岩样品饱芳比和非沥比较低，分别为1.04~4.5和0.60~2.67，可能与其成熟度较高有一定关系。氯仿沥青“A”族组成的差异与岩石热解Rock-eval参数的特征有较好的一致性，显示热演化程度对烃源岩残余有机碳及其组成成分的控制作用。
表 2 样品氯仿沥青“A”族组成特征Table 2. Composition characteristics of chloroform bitumen "A" group samples样品 层位 饱和烃/% 芳烃/% 非烃/% 沥青质/% 非+沥/% 饱芳比 非沥比 CWB-03 J1b 12.07 1.45 81.13 5.35 86.48 8.32 15.16 CWB-02 P2h 24.73 5.49 43.41 26.37 69.78 4.50 1.65 CWB-01 P1j 14.06 13.53 27.07 45.34 72.41 1.04 0.60 CWB-05 C2sh 3.23 2.15 68.82 25.81 94.62 1.50 2.67 CWB-04 C2sh 16.88 8.44 42.86 31.82 79.86 2.00 1.35 2.2.2 正构烷烃和类异戊二烯烷烃特征
样品的饱和烃馏分进行GC-MS分析，计算其正构烷烃和类异戊二烯烷烃生物标志化合物参数(见表 3)。正构烷烃的碳数分布、峰型、主峰碳位置、∑C22-/∑C23+值及OEP值的变化等分别可以表征烃源岩有机质的母质类型和演化程度等信息[16-19]。正构烷烃主要来自陆源生物或水生生物的蜡质及生物体中类脂物的降解产物；而姥鲛烷和植烷等类异戊二烯烷烃的前驱物是叶绿素的α侧链植醇[20-23]。泥页岩样品的饱和烃碳数范围变化不大，主要为C12~C33，峰型特征均为双峰，主峰碳前峰为C17，后峰在C23~C27之间，显示柴窝堡凹陷中泥页岩样品有机质的输入以低等水生生物和高等植物混合母源输入为主[16~17]。从正构烷烃分布来看，侏罗系样品∑C22-/∑C23+为0.67，其它样品除CWB-01的二叠系样品异常小，为0.18外，基本大于1，与峰型特征所揭示的有机质母质来源原因相吻合。石炭和二叠系泥页岩样品奇偶优势参数OEP值基本在1左右，显示其有机质演化均达成熟以上，奇偶优势达到均一，而侏罗系样品的OEP值显著不同，达到4.04，显示强烈奇碳优势，进一步证明其有机质演化成熟度较低的特征。
表 3 正构烷烃和类异戊二烯烷烃生物标志化合物参数Table 3. Biomarker parameters of n-alkanes and isoprenoid样品 层位 碳数 峰型 主峰 Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18 ∑C22-/∑C23+ OEP25-29 CWB-03 J1b 12~33 双峰 17/25 1.44 0.30 0.26 0.67 4.04 CWB-02 P2h 13-31 双峰 17/23 1.17 0.70 0.68 1.19 1.13 CWB-01 P1j 14-32 双峰 17/27 1.00 0.73 0.72 0.18 1.04 CWB-05 C2sh 14-31 双峰 17/25 1.03 0.87 0.86 1.02 0.90 CWB-04 C2sh 14-30 双峰 17/25 1.03 0.60 0.71 1.38 1.13 侏罗系样品的姥鲛烷/植烷(Pr/Ph)值较其它地层高，显示了弱氧化的浅水沉积环境，而其它地层主要显示了弱还原的氧化还原条件。可溶有机质中类异戊二烯烷烃的特征还可用来表征原始有机质的类型，有机质类型是评价烃源岩的一个重要指标[24]，用Pr/nC17与Ph/nC18直角图(见图 2)是划分有机质类型非常有效的图版。从图 2中可以看出，侏罗系样品Pr/nC17和Ph/nC18值均比其它样品低很多，但综合来看，其母源输入与其它层系烃源岩母源无本质区别，均是Ⅱ型混合母源特征，为陆源湖相—湖沼相古水体沉积环境。
结合研究样品的饱和烃总离子流图(见图 3)和以上正构烷烃和类异戊二烯烷烃特征分析结果显示：柴窝堡凹陷不同层系烃源岩，具有相似的母源输入，即以典型的Ⅱ型混合母源输入为主；样品无明显生物降解和细菌改造作用；和其它层系烃源岩相比，侏罗系样品成熟度更低，氧化还原条件为弱氧化条件。
图 3 泥页岩样品饱和烃总离子流图Figure 3. Total ion current of saturated hydrocarbon of shale samples2.2.3 甾萜烷生标参数
根据样品的饱和烃馏分m/z191和m/z217质量谱图，对泥页岩样品的三萜烷、藿烷和甾烷系列生物标志化合物参数进行了计算(见表 4)。
表 4 烃源岩萜烷和甾类化合物参数Table 4. Parameters of terpane compounds and sterane compounds in source rock样品
编号萜烷 甾烷 ∑三环萜烷/
∑藿烷Ts/Tm G/C30H C3122S/
(S+R)C3222S/
(S+R)C29H/
C30HC29ββ/
(αα+ββ)C2920S/
(S+R)相对含量/% C27 C28 C29 CWB-03 0 0.13 0.01 0.08 0.60 0.37 0.34 0.15 32.59 24.44 42.96 CWB-02 2.59 0.89 0.09 0.60 0.67 0.68 0.40 0.47 45.74 24.47 29.79 CWB-01 1.26 0.85 0.16 0.56 0.63 0.76 0.49 0.50 26.44 32.18 41.38 CWB-05 3.02 0.86 0.11 0.58 0.67 0.78 0.40 0.43 44.44 22.22 33.33 CWB-04 3.08 0.89 0.11 0.59 0.60 0.79 0.40 0.45 39.71 26.47 33.82 (1) 萜烷
结果显示，侏罗系泥页岩样品中三环二萜烷的含量极低甚至不能检出，其∑三环萜烷/∑藿烷为0；同时伽玛蜡烷指数也很低，G/C30H值为0.01；该样品中还检测出了其它样品所没有的β胡萝卜烷，显示其水体分层的古沉积特征[19]；同时，其Ts/Tm和C3122S/(S+R)值分别为0.13和0.08，进一步显示样品有机质还处在未成熟阶段。而石炭系和二叠系泥页岩样品三环萜和五环三萜烷的比值相似度较高(见表 4)，样品∑三环萜烷/∑藿烷值在1.26~3.08，三环萜含量比藿烷含量高；伽玛蜡烷指数较低，G/C30H值分布在0.09~0.16，显示了淡水—微咸水水体条件；Ts/Tm和C3122S/(S+R)值分别在0.85~0.89和0.56~0.60之间，表明其有机质的演化程度相对较高。利用萜烷分布特征绘制了图 4，可以看出∑三环萜烷/∑藿烷指标、Ts/Tm指标、G/C30H参数指标、C29H/C30H指标以及C3122S/S+R指标具有较好的正相关关系，表明在淡水—微咸水水体条件下，萜烷类生物标志物参数具有较好的一致性，可以用来指示泥页岩物源环境，综合认为，柴窝铺凹陷石炭至侏罗系泥页岩原始沉积环境发生了由微咸水湖相向淡水湖沼相环境过渡的阶段。
(2) 甾烷
甾族系列化合物是沉积有机质中一类十分重要的生物标志化合物，其中C27~C29甾烷分布特征、不同碳数甾烷相对丰度差异及C29甾烷异构化参数等应用较为广泛[25, 26]。沉积物和原油中的甾族类化合物来源于植物、动物和其它生物体中的复杂甾醇混合物，地质体中复杂的甾族化合物是地质时间里，由活体产物中的甾醇类(固醇)经过物理、化学及生物演化而来的。一般认为，C27甾烷来源于水生生物，C29甾烷来源于高等植物，而C28甾烷来源藻类、苔藓及地衣等，所以常用甾烷的相对含量来判断烃源岩原始有机质的母源特征。根据甾烷C27、C28、C29的相对丰度(见表 4)绘制甾烷分布三角图(见图 5)进行母源判识，结果显示，柴窝堡凹陷烃源岩饱和烃的甾烷分布特征主要为：C27＞C29＞C28或C29＞C27＞C28，烃源岩有机质以陆源高等植物和低等水生生物混源特征为主[25]，这与样品的正构烷烃和类异戊二烯烷烃所表现的物源特征相同。
图 5 泥页岩样品甾烷分布三角图Figure 5. Triangular chart of the distribution of sterane of shale samples规则甾烷在成岩演化过程中存在由不稳定的生物构型向热力学构型转化的趋势，如20R构型向20S构型的转化，14α(H)、17α(H)构型向14β(H)、17β(H)构型转化等。因此，甾烷C29ββ/(αα+ββ)和C29 20S/(R+S)异构化参数常用来评价源岩和原油的成熟度。研究样品中侏罗系烃源岩的C29ββ/(αα+ββ)和C29 20S/(R+S)分别为0.34和0.15(见表 3)，而其它地层样品的这两个值均＞0.4，进一步表明侏罗系泥页岩样品比二叠系和石炭系泥页岩样品的成熟度要低。
2.3 泥页岩矿物组成特征
根据X衍射全岩矿物含量鉴定结果绘制研究区所采集的5个样品的矿物相对含量分布图(见图 6)。从图中可以看出由老地层到新地层，矿物组成中石英、长石和方解石等脆性矿物的含量经历了由石炭系到二叠系逐渐增大，再由二叠系到侏罗系逐渐减小的过程，且石英、长石和方解石矿物含量总和在48%~73%之间。其中二叠系涧草沟组的石英、长石和方解石含量最大，为73%，粘土的含量次之，这与北美中生界Haynesville和Eagle Ford页岩中所含脆性矿物构成特征相似[27]。粘土矿物表面吸附是页岩气吸附的主要空间之一，一定的粘土矿物含量有助于页岩气吸附气的赋存[27, 28]，本文中页岩样品的粘土矿物含量在26%-49%之间，认为可以为页岩气提供较大的吸附表面积和赋存空间。根据这一矿物组成特征说明，二叠系涧草沟组泥页岩的脆度较高，易形成天然裂缝和被压裂，是页岩油气潜在的有利储集层[29]。
图 6 研究区石炭系—侏罗系泥页岩全岩矿物组成分布图Figure 6. Composition and distribution of the minerals in shales in Carboniferous-Jurassic of the study area3. 结论与认识
本文利用Rock-eval、气相色谱—质谱联用仪(GC-MS)和XRD等分析技术，对采自柴窝堡凹陷的页岩进行了详细的有机地球化学特征和矿物学特征分析，对柴窝堡凹陷不同层系烃源岩古沉积环境、有机质热演化特征以及泥页岩的脆度取得了一下认识：
(1) 研究区不同层系泥页岩样品的饱和烃碳数范围变化不大，主要为C12~C33，峰型特征均为双峰，主峰碳前峰为C17，后峰为在C23~C27之间。这与样品的类异戊二烯Pr/C17与Ph/C18参数及规则甾烷参数所指示的母质来源基本一致，显示柴窝堡凹陷中泥页岩样品有机质的输入均以低等水生生物和高等植物混合母源输入为主。
(2) 生物标志化合物∑三环萜烷/∑藿烷指标、Ts/Tm指标、G/C30H参数指标、C29H/C30H指标以及C3122S/S+R指标具有较好的正相关关系。表明在淡水—微咸水水体条件下，萜烷类生物标志物参数具有较好的一致性。认为从石炭到二叠系时期，柴窝堡凹陷经历了一段长期相似的淡水—微咸水沉积环境，侏罗系泥页岩样品沉积水体环境具有更丰富的水体分层特征。
(3) 石炭系—侏罗系泥页岩全岩矿物组成显示，脆性矿物含量经历了由石炭系—二叠系逐渐增大，再由二叠系—侏罗系逐渐减小的过程，且石英、长石和方解石脆性矿物之和在48%~73%之间，其中二叠系涧草沟组的石英、长石和方解石等脆性矿物含量最大，为73%，且粘土矿物相对含量次之。
-
图 3 不同裂隙开展宽度下孔隙及裂隙中流体压力和流速分布图
Figure 3. Distribution maps of fluid pressure and flow velocity in pores and fractures at different fracture widths
图 5 不同裂隙面粗糙度下孔隙及裂隙中流速分布图
Figure 5. Distribution maps of flow velocity in pores and fractures at different fracture roughness
图 6 裂隙中流速随裂隙特征的变化曲线
a-流体入口处流速随裂隙开展宽度变化曲线; b-裂隙中部流速随裂隙面粗糙度的变化曲线
Figure 6. Curves of flow velocity varing with fracture characteristics in fractures
表 1 碳酸盐岩模型材料参数值
Table 1. The material parameters of model
流体 基体 裂隙 密度(kg/m3) 动力粘度/(kg/(m·s)) 孔隙率/% 渗透率/m2 孔隙率/% 渗透率/m2 2450 1×10-3 0.25 1×10-11 0.80 1×10-7 
下载: 导出CSV
-
[1] 周宏伟, 谢和平.岩石节理张开度的分形描述[J].水文地质工程地质, 1999, 26(1): 1~4. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SWDG901.000.htmZHOU Hongwei, XIE Heping. Fractal description of the average opening of a rock joint[J]. Hydrogeology and Engineering Geology, 1999, 26(1): 1~4. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SWDG901.000.htm [2] 宋良. 裂隙含沙渗流模型与应用研究[D]. 徐州: 中国矿业大学, 2013.SONG Liang. Research on the model of flow in rock fractures with injected sand and its application[D]. Xuzhou: China University of Mining and Technology, 2013. [3] 刘才华, 陈从新, 付少兰.二维应力作用下岩石单裂隙渗流规律的实验研究[J].岩石力学与工程学报, 2002, 21(8): 1194~1198. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX200208019.htmLIU Caihua, CHEN Congxin, FU Shaolan. Testing study on seepage characteristic of a single rock fracture under two-dimensional stresses[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2002, 21(8): 1194~1198. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX200208019.htm [4] 于洪丹, 陈飞飞, 陈卫忠, 等.含裂隙岩石渗流力学特性研究[J].岩石力学与工程学报, 2012, 31(S1): 2788~2795. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX2012S1024.htmYU Hongdan, CHEN Feifei, CHEN Weizhong, et al. Research on permeability of fractured rock[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2012, 31(S1): 2788~2795. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX2012S1024.htm [5] 许孝臣, 盛金昌.渗流-应力-化学耦合作用下单裂隙渗透特性[J].辽宁工程技术大学学报(自然科学版), 2009, 28( http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-FXKY2009S1082.htmS): 270~272. XU Xiaochen, SHENG Jinchang. Permeability of single fracture under coupled hydrological-mechanical-chemical action[J]. Journal of Liaoning Technical University (Natural Science), 2009, 28(S): 270~272. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-FXKY2009S1082.htm [6] 曾亿山, 卢德唐, 曾清红, 等.单裂隙流-固耦合渗流的试验研究[J].实验力学, 2005, 20(1): 10~16. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYLX200501001.htmZENG Yishan, LU Detang, ZENG Qinghong, et al. Experimental study on coupling of flow-stress within a single fracture[J]. Journal of Experimental Mechanics, 2005, 20(1): 10~16. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-SYLX200501001.htm [7] 刘泉声, 刘学伟.多场耦合作用下岩体裂隙扩展演化关键问题研究[J].岩土力学, 2014, 35(2): 305~320. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YTLX201402001.htmLIU Quansheng, LIU Xuewei. Research on critical problem for fracture network propagation and evolution with multifield coupling of fractured rock mass[J]. Rock and Soil Mechanics, 2014, 35(2): 305~320. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YTLX201402001.htm [8] 王玉芳, 杜建军, 牛新年.碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究[J].地质力学学报, 2015, 21(4): 546~554. http://kns.cnki.net/KCMS/detail/detail.aspx?dbcode=CJFQ&dbname=CJFDLAST2016&filename=DZLX201504010&v=MDU4NzZVYnJCSVRmSGRyRzRIOVRNcTQ5RVpJUjhlWDFMdXhZUzdEaDFUM3FUcldNMUZyQ1VSTDJmYnVSbkZ5N24=WANG Yufang, DU Jianjun, NIU Xinnian. Study on acid fracture conductivity with length variation in carbonate reservoir[J]. Journal of Geomechanics, 2015, 21(4): 546~554. http://kns.cnki.net/KCMS/detail/detail.aspx?dbcode=CJFQ&dbname=CJFDLAST2016&filename=DZLX201504010&v=MDU4NzZVYnJCSVRmSGRyRzRIOVRNcTQ5RVpJUjhlWDFMdXhZUzdEaDFUM3FUcldNMUZyQ1VSTDJmYnVSbkZ5N24= [9] 王永辉, 李永平, 程兴生, 等.高温深层碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术[J].石油学报, 2012, 33( doi: 10.7623/syxb2012S2017S2): 166~173. WANG Yonghui, LI Yongping, CHENG Xingsheng, et al. A new acid fracturing technique for carbonate reservoirs with high-temperature and deep layer[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(S2): 166~173. doi: 10.7623/syxb2012S2017 [10] 王卫星, 杨记明.一种基于图像处理的岩石裂隙粗糙度几何信息算法[J].重庆邮电大学学报(自然科学版), 2010, 22(4): 454~457. doi: 10.3979/j.issn.1673-825X.2010.04.013WANG Weixing, YANG Jiming. A geometric information on roughness of rock fractures based on image processing[J]. Journal of Chongqing University of Posts and Telecommunications (Natural Science Edition), 2010, 22(4): 454~457. doi: 10.3979/j.issn.1673-825X.2010.04.013 [11] 郑少河, 赵阳升, 段康廉.三维应力作用下天然裂隙渗流规律的实验研究[J].岩石力学与工程学报, 1999, 18(2): 133~136. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX902.003.htmZHENG Shaohe, ZHAO Yangsheng, DUAN Kanglian. An experimental study on the permeability law of natural fracture under 3-D stresses[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 1999, 18(2): 133~136. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX902.003.htm [12] 叶源新, 刘光廷.三维应力作用下砂砾岩孔隙型渗流[J].清华大学学报(自然科学版), 2007, 47(3): 335~339. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-QHXB200703008.htmYE Yuanxin, LIU Guangting. Porous seepage in calcirudite rock with 3-D stresses[J]. Journal of Tsinghua University (Science & Technology), 2007, 47(3): 335~339. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-QHXB200703008.htm [13] 董平川.变形介质流固耦合渗流的数值模型及其应用[J].地质力学学报, 2005, 11(3): 273~277. http://kns.cnki.net/KCMS/detail/detail.aspx?dbcode=CJFQ&dbname=CJFD2005&filename=DZLX200503009&v=MTcyODRkckc0SHRUTXJJOUZiWVI4ZVgxTHV4WVM3RGgxVDNxVHJXTTFGckNVUkwyZmJ1Um5GeTduVWI3QUlUZkg=DONG Pingchuan. Numerical model of fully coupled fluid-solid seepage in a deformable porous medium and its applications[J]. Journal of Geomechanics, 2005, 11(3): 273~277. http://kns.cnki.net/KCMS/detail/detail.aspx?dbcode=CJFQ&dbname=CJFD2005&filename=DZLX200503009&v=MTcyODRkckc0SHRUTXJJOUZiWVI4ZVgxTHV4WVM3RGgxVDNxVHJXTTFGckNVUkwyZmJ1Um5GeTduVWI3QUlUZkg= [14] 熊祥斌, 张楚汉, 王恩志.岩石单裂隙稳态渗流研究进展[J].岩石力学与工程学报, 2009, 28(9): 1839~1847. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX200909016.htmXIONG Xiangbin, ZHANG Chuhan, WANG Enzhi. A review of steady state seepage in a single fracture of rock[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2009, 28(9): 1839~1847. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-YSLX200909016.htm [15] 颜其彬, 陈明江, 汪娟, 等.碳酸盐岩储层渗透率与孔隙度、喉道半径的关系[J].天然气工业, 2015, 35(6): 30~36. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TRQG201506005.htmYAN Qibin, CHEN Mingjiang, WANG Juan, et al. Correlation among permeability, porosity and pore throat radius of carbonate reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(6): 30~36. http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-TRQG201506005.htm [16] Baghbanan A, Jing L R. Stress effects on permeability in a fractured rock mass with correlated fracture length and aperture[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2008, 45(8): 1320~1334. doi: 10.1016/j.ijrmms.2008.01.015 -
下载:
下载:
计量
- 文章访问数: 394
- HTML全文浏览量: 129
- PDF下载量: 27
- 被引次数: 0
