Study on the Distribution Law of Near-Wellbore in-situ Stress and Casing Load under Fracturing Conditions
-
摘要:
为了研究水力压裂工况下套管损坏机理及套管载荷影响因素,开展了储层岩石力学参数测试,建立了套管–水泥环–地层–裂缝的多场耦合有限元分析模型,分析了水力压裂扩展时近井筒地应力及套管载荷的分布规律及影响因素。研究结果表明,储层中天然裂缝的存在引起水力裂缝的非均匀扩展,套管承受非均匀载荷;当储层地应力差增加、弹性模量降低时,近井筒地应力及套管载荷增加;天然裂缝数量及天然裂缝分布形态对近井筒地应力及套管载荷的影响较为复杂。研究结果为页岩储层优化固井设计及压裂设计、减少套管损坏问题提供了理论依据。
Abstract:In order to study the casing damage mechanism and the influencing factors of casing load under hydraulic fracturing conditions, rock mechanics tests were carried out, and a multi-field coupled finite element analysis model of casing, cement sheathe, formation, and fracture was established. Distribution law and influencing factors of near-wellbore in-situ stress and casing load under hydraulic fracturing propagation were analyzed. The results showed that the natural fractures in the reservoir caused the non-uniform propagation of hydraulic fractures, and the casing was subjected to a non-uniform load. The in-situ stress difference increased and the elastic modulus decreased while the near-wellbore in-situ stress and casing load increased. The influence of the natural fracture number and the distribution pattern of natural fractures on the near-wellbore in-situ stress and casing load were complicated. The research results provide a theoretical basis for optimizing the cementing design and fracturing design of shale reservoirs and reducing casing damage.
-
Keywords:
- hydraulic fracturing /
- shale reservoir /
- casing load /
- in-situ stress /
- natural fractures
-
在我国石油开采领域,化学驱是三次采油的主攻方向之一,其中合成方式相对简单、成本较低的聚合物驱是特高含水油田大幅度提高采收率的重要手段[1–5]。当前,最常用的聚合物主要是干粉类线性高分子部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),这种聚合物具有合成方式简单、成本相对不高、运输便利和易于保存等优点。然而,该类聚合物在大幅提高原油采收率的同时,仍然存在一些问题[6–11]:一方面,配注流程冗长,占地面积较大,地面投资也颇高;另一方面,溶解后的聚合物分子完全暴露于水中,注入过程中容易受到射孔孔眼高速剪切的影响而出现断链的情况,导致其进入储层后有效黏度降低,极大地影响了聚合物的驱油效果。陈文娟等人[12]通过对高分子聚合物进行改性,提高了聚合物溶液剪切后黏度的保留率,但仍存在黏度损失。那么,如何最大程度地提高聚合物溶液的黏度保留率、简化配注工艺,是实现聚合物驱大幅度提高采收率的关键所在。
在医学、纺织、涂料等工业领域有广泛应用的微胶囊技术,具有可保护芯材、可控释放、便于储存的优点[13],这些特点可以为油田生产提供新思路和新方法。目前,在石油地质、油藏工程中,微胶囊技术主要应用于油管抗腐蚀、压裂液等方面 [14–16],微胶囊聚合物也多集中于研究材料、制备技术等[17–19],而在油田提高采收率方面尚未深入探究。因此,区别于常规聚合物干粉,笔者团队利用反相乳液聚合与界面原位聚合技术,将聚合物包覆在微胶囊外壳内,研制出乳液状态的靶向增黏驱油剂(TVP),混配后直接泵送至储层,免去了地面熟化流程,提高了配注效率;并且,TVP经过射孔孔眼时,由于受到外壳的保护,内部聚合物的黏度不会损失;进入油藏深部后根据环境变化智能响应,释放聚合物,对于提升化学驱油的精准性、大幅度提高采收率、增强油田开采的可持续性,都具有较大的研究价值和较好的应用前景。
笔者针对靶向增黏驱油剂的合成、破壳释黏的影响因素、破壳释黏前的微观形态、抗机械剪切性能、破壳前后的阻力系数及驱油效果等开展了深入研究,并分析了现场试验情况,以期为靶向增黏驱油剂的现场应用提供参考。
1. 靶向增黏驱油剂的制备
1.1 制备材料
聚合物合成单体:丙烯酰胺(AM),2−丙烯酰胺−2−甲基丙磺酸(AMPS),工业级;乳化剂:Span80、Tween80,工业级;白油,工业级。
引发剂:过硫酸铵、亚硫酸氢钠,工业级;聚醚型聚氨酯(PU)预聚体,工业级。
扩链剂:1,4−丁二醇,化学纯。
其他:氢氧化钠,化学纯;模拟地层水,总矿化度8 689 mg/L,其中Na+、Ca2+、Mg2+、Cl−的质量浓度分别为3 190,157,37和5 304 mg/L。
1.2 制备过程
靶向增黏驱油剂的内核为增黏聚丙烯酰胺聚合物,外壳为聚氨酯类。
首先,通过反相乳液聚合法制备聚合物内核。在去离子水中溶解丙烯酰胺(AM)和2−丙烯酰胺−2−甲基丙磺酸(AMPS),将pH值调节至7.5左右,得到单体水溶液,水溶液中单体的质量分数为50%,AM与AMPS的质量比为3∶1,将白油和乳化剂(Span80和Tween80)加入单体水溶液中,单体水溶液、白油和乳化剂的质量比为55∶35∶10,氮气吹扫后加入与单体质量比为1:1000的引发剂,在温度50 ℃下反应8 h,得到聚合物内核乳液。
之后,采用界面原位聚合法制备微胶囊外壳。把含二异氰酸根的聚氨酯(PU)预聚体加入聚合物内核乳液中(预聚体与单体的质量比为1∶4),混合搅拌后在聚合物内核表面形成预聚体膜,再加入少量扩链剂,在温度60 ℃下反应4 h,通过醇与异氰酸根的扩链反应,预聚体膜固化为微胶囊外壳,从而制备出靶向增黏聚合物(TVP)乳液样品。
利用注射器吸取TVP乳液样品,滴至50 ℃的模拟地层水中,边滴边以500±20 r/min转速搅拌,滴加完继续搅拌30 min,配制成质量浓度为5 000 mg/L的TVP溶液。
2. 靶向增黏驱油剂性能研究
靶向增黏驱油剂与常规聚合物在分子结构、产品状态等方面存在差异,要对驱油剂的微观形貌、释放影响因素、抗剪切性、渗流及驱油效果等进行研究。
2.1 破壳前后的微观形貌
将破壳前的TVP乳液样品进行离心,去除油相后置于50 ℃烘箱中干燥5 h,获得样品粉末,附着于硅片上。将破壳后的TVP溶液滴加在硅片上,在50 ℃烘箱中放置5 h。利用扫描电子显微镜(SEM)和原子力显微镜(AFM)观察TVP破壳过程中不同时间节点的微观形貌,结果如图1、图2所示。
由图1、图2可以看出:破壳前,TVP为球形纳米微胶囊颗粒,粒径主要分布在600~800 nm,整体包覆程度完整;缓释过程中,聚氨酯外壳水解和聚合物内核吸水膨胀,外壳变形至逐渐破裂,使聚合物内核暴露于水中;破壳后,聚合物内核溶解形成网络结构,从而增大了水相黏度,并且未观测到壳层,说明聚氨酯外壳可完全降解,而不会影响水相的均匀性。
2.2 释放时间影响因素分析
2.2.1 温度的影响
将TVP溶液分装于安瓿瓶中,抽真空至13.3 Pa,晃动除氧2 h后封口,在温度55,65和75 ℃烘箱中老化。老化不同时间后取出,利用流变仪在温度65 ℃下(模拟矿场地层温度)、以7.34 s−1的剪切速率下测试其黏度,结果如图3所示。
由图3可知:温度55 ℃下老化72 h后,TVP溶液的黏度仍低于1 mPa·s,认为TVP尚未增黏;温度65 ℃下老化8 h后,TVP溶液黏度为5 mPa·s,认为驱油剂外壳开始破裂,从而释放聚合物增黏,且随着老化时间延长,微胶囊破裂程度增大,溶液黏度逐渐增大,老化72 h后黏度稳定于30 mPa·s;温度75 ℃下老化5 h时,TVP开始增黏,老化15 h后黏度稳定于30 mPa·s,缓释时间明显缩短。综上分析,TVP的缓释时间受温度的影响较明显,微胶囊外壳在较低温度下不会破裂,在较高温度下才可触发缓释功能,并且温度越高,缓释时间越短,这是因为高温能加快聚氨酯外壳的水解,促进壳层破裂。温度65和75 ℃下,微胶囊外壳均可在2 h内保持未破裂状态,能够保证聚合物在注入过程中顺利通过射孔孔眼,且不会因射孔孔眼剪切而发生降解。
2.2.2 pH值的影响
利用碱液将TVP溶液的pH值分别调至8,9和10,装于安瓿瓶中,抽真空除氧,放在55 ℃烘箱中老化不同时间,利用流变仪在温度65 ℃、剪切速率7.34 s−1条件下测试其黏度,结果如图4所示。
由图4可看出:pH值为8时,在温度65℃下,老化12 h后,TVP溶液的黏度开始升高,老化3 d后,升至35 mPa·s;pH值为9时,在温度65℃下,老化12 h后,溶液黏度大于20 mPa·s,老化2 d后,黏度稳定于35 mPa·s;pH值为10时,在温度65℃下,老化2 h后,溶液的黏度就达到了30 mPa·s,老化6 h后,稳定于35 mPa·s。
测试中性TVP溶液在温度55 ℃下老化不同时间后的黏度,发现其黏度未升高,说明微胶囊外壳未破裂,聚合物内核乳液未释放出。
综上分析,随着碱性增大,驱油剂起效时间、达到峰值时间明显缩短。这是因为,碱性条件会促进聚氨酯的水解。因此,可以通过调节pH值控制靶向增黏驱油剂的释放时间。
2.3 抗剪切性能评价
配制质量浓度5 000 mg/L的TVP溶液。一部分直接除氧后放入烘箱老化;另一部分倒入吴茵搅拌容器中,在剪切速度18 000 r/min下剪切10 s,用来模拟射孔孔眼剪切(该剪切时间后的黏度损失和经过井筒炮眼剪切后的黏度损失接近),之后除氧并放入烘箱老化。剪切和未剪切样品老化相同时间后取出,利用流变仪在温度65 ℃、剪切速率7.34 s−1条件下测其黏度,结果如图5所示。配制质量浓度1 500 mg/L的常规聚合物溶液,在同样条件下测量剪切前后的黏度,并与靶向增黏驱油剂对比。
由图5可知,未经剪切TVP溶液在温度65 ℃下老化120 h后黏度为30 mPa·s,剪切后在相同温度及老化时间下黏度仍可保持在29 mPa·s左右,黏度损失率仅为3.3%,表明微胶囊外壳经射孔孔眼剪切后仍可保持完整的包覆形态,可保护聚合物内核不被剪切破坏。而常规聚合物溶液剪切前后的黏度分别为32和14 mPa·s,黏度损失率达56.2%,说明TVP溶液具有很好的抗剪切性能。
2.4 破壳前后渗流能力评价
为明确TVP注入过程中是否可建立压力梯度,利用岩心物理模拟多点测压装置开展了TVP运移特性试验。岩心长度30.00 cm,直径3.81 cm,孔隙体积86.85 cm3,孔隙度24.98%,岩心气测渗透率490 mD。试验温度为室温和65 ℃(模拟地层温度),注入方式为水驱+聚合物驱+后续水驱,注入TVP溶液的质量浓度5 000 mg/L,驱替注入速度为0.2 mL/min,围压3 MPa,在3个测压点(p1,p2和p3)监测压力变化。室温条件下,不同测压点压力随注入未破壳TVP溶液体积的变化曲线如图6所示。温度65 ℃下,不同测压点压力随注入TVP溶液体积动态破壳时的变化曲线如图7所示。
由图6可知,TVP溶液在室温条件下不会触发缓释作用,驱替相的黏度低于1 mPa·s,因此注入后驱替压力变化不大。注入约3.3 倍孔隙体积溶液时,驱替压力42 kPa,阻力系数和残余阻力系数仅为3.50和2.75,表明注入性良好。同时,沿程测压点压力均有增长,表明TVP可顺利运移。分析其原因,TVP在未破壳时的粒径为600~800 nm,不足以在孔喉中形成堆积封堵,因此渗流阻力较弱。
由图7可知:注入2.0倍孔隙体积TVP溶液前,测压点压力无明显变化,这是由于TVP尚未破壳;当注入2.0 倍孔隙体积TVP溶液后,测压点压力开始不断升高,这是因为TVP在较高温度下注入时可触发破壳增黏,驱替相流度逐渐下降;注入约6 .0倍孔隙体积TVP溶液时,驱替压力达到
1 200 kPa,阻力系数为36.88,表明聚合物可在岩心中滞留形成渗流阻力,缩小高、低渗孔道的水驱推进速度差,从而扩大波及范围;后续水驱中压力缓慢下降并趋于稳定,残余阻力系数为31.00,表明TVP可在岩心中持续滞留,从而进一步对后续水驱起到调剖和扩大波及范围的作用;p2和p3监测点的压力在后续水驱阶段基本保持不变,分析认为,是岩心前端未破壳的TVP运移至岩心后端后发生破壳增黏,保持压力不变[20],表明TVP具有较好的运移性能。综上所述,TVP在未破壳增黏时具有较好的注入性能和运移性能,注入岩心后可在高温下触发缓释作用,破壳增黏,起到扩大波及范围的作用。
2.5 破壳后驱油效果评价
为明确TVP在岩心中的驱油性能,在模拟地层温度(65 ℃)下开展了常规聚合物与TVP填砂模型驱油试验。注常规聚合物驱油试验:岩心尺寸2.5 cm×30.0 cm,渗透率1.450 D,孔隙体积56 mL,含油饱和度92.8%,注入方式为水驱+0.5 倍孔隙体积Ⅱ型聚合物+后续水,聚合物质量浓度为2 000 mg/L,驱替曲线如图8所示。注TVP驱试验:岩心尺寸2.5 cm×30.0 cm,渗透率1.628 D,孔隙体积56.7 mL,含油饱和度84.7%,注入方式为水驱+0.5 倍孔隙体积TVP溶液+后续水驱,TVP溶液的质量浓度2 000 mg/L,注入速度0.23 mL/min,驱替曲线如图9所示。
由图8可知,水驱阶段含水率升至91.2%后,转注0.5 倍孔隙体积常规聚合物,含水率最低降至16.4%,压力最高升至0.69 MPa,最终采收率为73.0%,采收率提高18.2百分点。由图9可知,水驱阶段含水率升至接近90%后转注0.5 倍孔隙体积破壳TVP ,含水率开始降低,压力大幅升高,直至到后续水驱阶段,含水率最低降至26.1%,压力最高升至0.55 MPa,最终采收率可达81.9%,采收率提高26.7百分点。相比之下,TVP具有更好的降水增油效果。在后续水驱阶段,同样含水率升高,但与注常规聚合物相比,注TVP后含水率升高速度明显放缓,即含水率降低漏斗更宽。这表明TVP可通过缓释增黏而具有更好的深部驱油能力和提高采收率能力。
3. 现场试验
新型靶向增黏驱油剂进行了现场先导试验,先导试验区选在胜利油田孤岛中一区Ng1+2。该试验区位于馆陶组顶部,属于网状河沉积,砂体发育零散,非均质性强,泥质含量高。该区域原始地层压力11.7 MPa,有效厚度4.3 m,有效孔隙度34.0%,原始含油饱和度58.5%,油层温度66 ℃,地下原油黏度50~80 mPa·s,地面原油黏度722 mPa·s,单元含油面积10.3 km2,地质储量731×104 t。
试验井包括3口注聚井和12口采出井,设计分2段注入0.2倍孔隙体积段塞,第一段注入质量浓度5 000 mg/L的TVP溶液,注180 d;第二段注入质量浓度4 500 mg/L的TVP溶液,注540 d。配注方式为产出水直接分散稀释,现场设备为储液泵和增压外输泵(占地面积6 m²左右),配注流程大幅简化,占地面积大幅减小。
3口注入井注TVP溶液前平均油压4.7 MPa,第一段注入阶段,注入井油压上升趋势明显;转入第二段后压力稳定,平均油压11.1 MPa,升幅6.4 MPa。区块整体开发形势平稳,2口多向受效油井GD1−1井和GD1−2井见效明显:GD1−1井动液面由640 m升至324 m,含水率降低7.6百分点,日增产油量1.2 t;GD1−2井动液面由714 m升至464 m,含水率降低12.5百分点,日增产油量3.2 t。取距离注入井35 m观察井的下层聚合物样品,出现拉丝现象,表明靶向驱油剂运移到观察井时已破壳释黏,地层温度(66 ℃)下其黏度为4.6 mPa·s,质量浓度为1 295 mg/L。
4. 结 论
1)合成的靶向增黏驱油剂为微胶囊壳层保护的纳米颗粒,粒径主要分布于600~800 nm,缓释过程中通过壳层水解和内核溶胀而逐渐破壳增黏。
2)温度和pH值均会加快聚氨酯外壳的水解速度,促进外壳破裂。相较于温度,pH值对靶向增黏驱油剂缓释性能的影响更大。
3)在渗透率490 mD、质量浓度
5000 mg/L条件下,低温下注入未破壳靶向增黏驱油剂,纳米级尺寸不会在孔喉中形成堆积,对岩心的渗流阻力和封堵作用较弱,整体注入性良好。在地层温度下注入靶向增黏驱油剂,驱替压力显著升高。通过滞留形成的渗流阻力,缩小了高、低渗孔道的水驱推进速度差,有效扩大了波及范围。4)靶向增黏驱油剂与常规聚合物相比,室内采收率可提高26.7百分点,含水率最低降至26.1%,具有良好的油藏深部驱油性能。
5)综合现场生产资料,注入靶向增黏驱油剂,3口注水井油压平均升高6.4 MPa,2口油井动液面升高,含水率降低,日增油4.4 t,注靶向增黏驱油剂见效,说明注入该驱油剂可实现油藏深部驱油。
6)靶向增黏驱油剂具备在线注入、抗射孔孔眼剪切等优点,可应用于陆上及海上油田,能大幅提高原油采收率。
-
表 1 岩石力学参数测试结果
Table 1 Test results of rock mechanics
岩心编号 深度/m 围压/MPa 弹性模量/GPa 泊松比 应力差/MPa H1 2557.82 19.3 17.71 0.191 3.38 H2 2554.26 19.1 17.95 0.174 4.01 H3 2549.21 18.9 19.25 0.182 2.16 H4 2528.35 19.0 19.65 0.162 2.02 平均 18.64 0.177 2.89 -
[1] 蒲春生,郑恒,杨兆平,等. 水平井分段体积压裂复杂裂缝形成机制研究现状与发展趋势[J]. 石油学报,2020,41(12):1734–1743. PU Chunsheng, ZHENG Heng, YANG Zhaoping, et al. Research status and development trend of the formation mechanism of complex fractures by staged volume fracturing in horizontal wells[J]. Acta Petrolei Sinica, 2020, 41(12): 1734–1743.
[2] LIU Kui, GAO Deli, WANG Yanbin, et al. Effect of local loads on shale gas well integrity during hydraulic fracturing process[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2017, 37: 291–302. doi: 10.1016/j.jngse.2016.11.053
[3] 张宏峰. 页岩油水平井压裂后变形套管液压整形技术[J/OL]. 石油钻探技术: 1-11[2023-07-30]. http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.1763.TE.20230531.1452.004.html. ZHANG Hongfeng. Hydraulic shaping technology of deformed casing after fracturing in horizontal well of shale oil[J/OL]. Petroleum Drilling Techniques:1-11[2023-07-30]. http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.1763.TE.20230531.1452.004.html.
[4] 刘学伟,田福春,李东平,等. 沧东凹陷孔二段页岩压裂套变原因分析及预防对策[J]. 石油钻采工艺,2022,44(1):77–82. LIU Xuewei, TIAN Fuchun, LI Dongping, et al. Cause analysis and preventive countermeasures for casing deformation when fracturing shale in Kong 2 member in Cangdong Sag[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(1): 77–82.
[5] 席岩,李军,柳贡慧,等. 页岩气水平井多级压裂过程中套管变形研究综述[J]. 特种油气藏,2019,26(1):1–6. XI Yan, LI Jun, LIU Gonghui, et al. Overview of casing deformation in multistage fracturing of shale gas horizontal wells[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2019, 26(1): 1–6.
[6] 刘尧文,明月,张旭东,等. 涪陵页岩气井“套中固套”机械封隔重复压裂技术[J]. 石油钻探技术,2022,50(3):86–91. LIU Yaowen, MING Yue, ZHANG Xudong, et al. “Casing in casing” mechanical isolation refracturing technology in Fuling Shale Gas Wells[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2022, 50(3): 86–91.
[7] 毛良杰,林颢屿,余星颖,等. 页岩气储层断层滑移对水平井套管变形的影响[J]. 断块油气田,2021,28(6):755–760. MAO Liangjie, LIN Haoyu, YU Xingying, et al. Influence of fault slip on casing deformation of horizontal well in shale gas reservoir[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2021, 28(6): 755–760.
[8] 林志伟,钟守明,宋琳,等. 体积压裂改造非对称性对套管损坏影响机理[J]. 特种油气藏,2021,28(6):158–164. LIN Zhiwei, ZHONG Shouming, SONG Lin, et al. Study on the mechanism of the asymmetry effect of SRV fracturing on casing damage[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(6): 158–164.
[9] 李皋,李泽,蒋祖军,等. 页岩-液体作用对套管变形的影响研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版),2021,43(1):103–110. LI Gao, LI Ze, JIANG Zujun, et al. A study on the effect of shale-liquid reaction on casing deformation[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2021, 43(1): 103–110.
[10] 于浩,练章华,徐晓玲,等. 页岩气直井体积压裂过程套管失效的数值模拟[J]. 石油机械,2015,43(3):73–77. YU Hao, LIAN Zhanghua, XU Xiaoling, et al. Numerical simulation for casing failure during volumetric fracturing of shale gas vertical wells[J]. China Petroleum Machinery, 2015, 43(3): 73–77.
[11] LIAN Zhanghua, YU Hao, LIN Tiejun, et al. A study on casing deformation failure during multi-stage hydraulic fracturing for the stimulated reservoir volume of horizontal shale wells[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015, 23: 538–546. doi: 10.1016/j.jngse.2015.02.028
[12] 范明涛,柳贡慧,李军,等. 页岩气井温压耦合下固井质量对套管应力的影响[J]. 石油机械,2016,44(8):1–5. FAN Mingtao, LIU Gonghui, LI Jun, et al. Effect of cementing quality on casing stress of shale gas well under heat-mechanical coupling[J]. China Petroleum Machinery, 2016, 44(8): 1–5.
[13] 范明涛,李军,柳贡慧,等. 页岩气水平井体积压裂过程中套损机理研究[J]. 石油机械,2018,46(4):82–87. FAN Mingtao, LI Jun, LIU Gonghui, et al. Study on casing damage mechanism in volume fracturing of shale gas horizontal well[J]. China Petroleum Machinery, 2018, 46(4): 82–87.
[14] 张鑫,李军,何龙,等. 基于套管保护的页岩气井压裂簇间距优选[J]. 石油机械,2021,49(12):105–112. ZHANG Xin, LI Jun, HE Long, et al. Optimization of fracturing cluster spacing in shale gas wells based on casing protection[J]. China Petroleum Machinery, 2021, 49(12): 105–112.
[15] 陈朝伟,王鹏飞,项德贵. 基于震源机制关系的长宁–威远区块套管变形分析[J]. 石油钻探技术,2017,45(4):110–114. CHEN Zhaowei, WANG Pengfei, XIANG Degui. Analysis of casing deformation in the Changning-Weiyuan Block based on focal mechanism[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 110–114.
[16] 王素玲,杨磊. 页岩层剪切套损的数值模拟及影响因素分析[J]. 石油机械,2018,46(1):100–105. WANG Suling, YANG Lei. Numerical simulation and influencing factors analysis on casing shear damage in shale layer[J]. China Petroleum Machinery, 2018, 46(1): 100–105.
[17] 李梅. 浅部地层泥岩蠕变套损机理研究[D]. 大庆: 东北石油大学, 2021. LI Mei. Study on mechanism of shallow mudstone creep casing damage[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2021.
[18] 陈勉, 金衍, 张广清. 石油工程岩石力学基础[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011. CHEN Mian, JIN Yan, ZHANG Guangqing. Introduction to rock mechanics in petroleum engineering[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011.
[19] 李玮,赵欢,李思琪,等. 页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析[J]. 石油钻探技术,2017,45(6):70–76. LI Wei, ZHAO Huan, LI Siqi, et al. 2D characterization of geometric features and connectivity of fracture networks in shale formations[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(6): 70–76.
[20] 李玮,孙文峰,唐鹏,等. 基于拓扑结构的岩石裂缝网络表征方法[J]. 天然气工业,2017,37(6):22–27. LI Wei, SUN Wenfeng, TANG Peng, et al. A method for rock fracture network characterization based on topological structure[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(6): 22–27.