榆树林油田裂缝特征研究

本利用岩心，测井等资料综合研究了榆树林油田扶、杨油层天然裂缝系统的基本特征，成因类型、方向性及分布规律。在描述现代地应力场的基础上，结合压裂资料对油田人工裂缝系统的基本特征进行了描述。并分析了裂缝系统在油田注水开发中的作用。     

三肇地区扶、杨油层裂缝和地应力分布特征及对注水开发的影响

应用岩心裂缝古地磁定向、Ｘ射线反支、差应变、井壁崩落等方法对大庆外围油田扶、杨油层天然裂缝及古今地应力分布特征进行了研究,指出裂缝、地应力发育特征对油田注不开发的影响。     

陆梁油田头屯河组油藏地应力分析及应用

随着对地应力认识的深入，它在油田勘探开发中的作用日渐明显。应用岩心测试、水力压裂等资料分析了陆梁油田头屯河组油藏的地应力及裂缝特征。水平最大主应力方向为NW，水平最小主应力梯度为0．0121MPa／m，天然的裂缝走向为近似东西向，比较真实地反映了油藏地应力分布状况。在分析地应力、裂缝特征的基础上，简述了裂缝与地应力的关系，并对压裂时地层中裂缝的延伸情况进行分析，同时分析了该油藏地应力、裂缝对油田开发的影响。     

头台油田扶、杨油层裂缝系统分布规律及其成因机制

依据头台油田岩心,测井等资料,综合描述了储层天然裂缝和人工裂缝的系统基本特征,并对其分布规律,方向性及成因类型进行了探讨和分析,指出了储层内部天然垂直裂缝是晚白垩世以来,松辽盆地受远场近东西向挤压作用的产物,属区域性裂缝。该成果对头台及周边油田加深储层裂缝认识,指导裂缝性油田注水开发有一定意义。     

重复压裂前地应力场预测技术与应用

以往对复压前地应力场的研究仅限于机理探讨，缺乏一个完整系统的地应力场计算模型来定量描述垂直裂缝井重复压裂前各种因素产生的诱导应力场的分布状况，因而不能对重复压裂新裂缝产生的条件和最佳重复压裂时机、转向半径等进行定量描述。地应力场计算机模拟技术研究通过有限元数值模型，建立首次压裂后井筒附近由裂缝生成和油井生产引起的渗流场变化数学模型，进而预测地应力场的变化情况^[1]。首次实现了对重复压裂地应力变化的定量分析研究，为重复压裂是否发生转向提供了较为可靠的依据。目前该项技术已在大庆、吉林及二连油田推广应用。     

克拉玛依油田530井区下乌尔禾组地应力研究

利用岩心分析测定、测井解释、压裂过程分析和微地震波法等多种监测手段,研究了地应力及裂缝特征。结合地应力场的数值模拟工作,描述了地应力与裂缝的分布以及二者之间的关系。结合油井动态和分析还发现,地应力的大小与油气富集程度,尤其是单井初期产量,有较好的线性关系。克拉玛依油田八区530井区下乌尔禾组,水平主应力及主裂缝方向为东西向,中都低应力区为初期产量较高的部位。     

宝浪油田地应力和裂缝特征研究与应用

采用井孔崩落、差应变分析等测试技术及三维有限元数值模拟方法研究了宝浪油田的地应力大小、方向及分布特征;水平最小主应力为50～55MPa,宝中、宝北区块水平最大主应力方向分别为北东65°～84°和46°～59.6°。基于岩心的系统观测统计和裂缝测井响应研究宝浪油田的天然裂缝特征,裂缝系统发育不均匀;以倾角为0°～20°之间的低角度潜在裂缝为主,中低角度剪切裂缝普遍存在,也有大于60°的高角度剪切裂缝;岩石裂缝走向较为复杂,断层附近裂缝较发育。分析了宝浪油田地应力场特征和天然裂缝特征对开发井网布局、斜度井方向、优化射孔、压裂、注采方案设计等的影响,提出了系统而具体的建议,对合理开发宝浪油田具有现实意义。     

朝阳沟油田构造裂缝及其有效性研究

在岩心和露头裂缝发育特征观察和统计工作基础上，结合油田开发动态，应用岩心古地磁定向等室内实验方法，利用水力压裂等现场资料对朝阳沟油田扶杨油层古今地应力场及裂缝发育特征进行了系统的研究。结果认为，扶杨油层发育以东西向为主的多向性构造裂缝，油田开发初期近东西向显裂缝导流能力最强，为最有效裂缝组系。随油田压力场变化，裂缝有效性也随之改变，出现多方向见水及水淹现象。低渗透油田开发注水压力界限是控制不同方向裂缝组系的张开度。     

腰英台油田储层裂缝特征及其对开发的影响

裂缝是腰英台油田储层的主要渗流通道之一,其复杂分布严重影响该油田的开发生产。通过区域地应力研究、岩心构造解析和成像测井观察,结合露头资料与油水井的生产动态,分析了区内裂缝的发育特征、成因机制及控制因素。通过预测腰英台油田裂缝发育程度及展布方向,分析了裂缝对注水的影响。指出随着开发的不同阶段应调整注采井网,防止油井的强烈水淹。     

大庆长垣西部低渗透储层裂缝、地应力分布特征

本文采用岩心描述、样品测试、地球物理方法解释等多种手段、技术系统研究了大庆长垣西部萨葡高油层天然裂缝及现代地应力场的基本特征，进而分析了研究区套管损坏的主要影响因素。提出控制适当压裂规模、保持合理注水压力，才能有效预防套管损坏，实现大庆外围低渗透油田经济、有效和可持续开发。     

新立油田扶杨油层裂缝特征及对开发影响

低渗透油藏普遍发育的裂缝控制其开发效果。通过对新立油田扶杨油层相似露头区裂缝调查和岩心裂缝描述可知该区构造裂缝发育具有成组性、方向性、普遍性、期次性,裂缝充填普遍,开度变化较大,裂缝主要是油气渗流通道。裂缝成因分析表明构造应力场控制裂缝分布规律,构造部位、岩石力学性质、储层厚度等控制着裂缝发育程度,现今构造应力场控制着裂缝特征,进而控制着储层性质、开发井网设计、储层压裂改造等,最后指出基质中孔隙发育而裂缝不发育区及裂缝间的弱驱替区是剩余油富集区。     

海拉尔油田不同区块地应力分布规律

海拉尔油田兴安岭群含凝灰质沉积岩及布达特群浅变质岩均属于低孔特低渗储集层,储集层物性差,自然产能低,压裂后油井增加的产能与压裂的效果密切相关。认识储集层的地应力特征,有助于压裂设计时确定裂缝的产状、缝长和缝宽等参数,提高压裂效果。综合分析了已有的地应力计算模型,采用考虑构造应力和热应力影响的地应力计算模式,利用海拉尔油田实际测井资料,分贝28、贝16 及苏131 三个区块进行地应力综合解释,计算出沿深度连续的地应力剖面数据、岩石力学参数等,给出了海拉尔油田不同区块适用的地应力计算数学模型,得出了分区块的纵向和平面地应力分布规律。兴安岭群沉积岩储集层地应力水平较低,在不同深度上表现出较好的线性分布特征;布达特群浅变质岩储集层地应力差值较大,线性规律性不明显。应用波速各向异性、粘滞剩磁法、井筒崩落法和热应变恢复法,确定了海拉尔油田水平最大主应力方向为99~107°,水平最小主应力为9~17°.     

大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

大庆长垣外围低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响,水驱开发效果差。为改善水驱效果,需首先明确注水动态裂缝开启规律,进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,建立了注水动态裂缝开启压力计算方法,揭示了其开启机理和延伸规律,并针对裂缝开启不同情况,形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时,裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启;随着注水压力继续增加,裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法,结合大庆外围A油藏条件,其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa,当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时,油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝,剩余油主要沿裂缝呈条带状分布;当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时,油藏开启多方向裂缝,剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式,提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念,给出了注水压力界限与井网加密调整模式,现场应用效果显著。     

闵4断块古近系阜宁组二段火山岩储集层裂缝研究

受构造应力场及岩石物性的影响与控制,火山岩储集层中裂缝最为发育。结合岩心裂缝描述,采用构造应力场数值模拟方法,预测了闵桥油田闵4断块阜二段火山岩储集层的裂缝参数。阜宁晚期强烈的构造运动导致了大量断裂的产生,裂缝在断层附近最为发育,走向以近北东东向为主。现今应力对裂缝具有改造作用,现今裂缝的开度、密度、孔隙度和渗透率等参数小于相应古裂缝参数,断块内部裂缝参数小于断层附近裂缝参数。     

青西油田构造应力场数值模拟及裂缝分布预测

青西油田主要为裂缝性储集，裂缝是油气的主要储集空间和控制油富集的因素，为了更好地预测裂缝的分布区域和发育程度，用有限元方法对主要储集层下沟组一段和下沟组三段喜马拉雅运动期进行了构告应力场数值模拟。根据构造演化、岩心和测井资料确定青西油田储集层有效裂缝的主要类型为低角度斜交缝、层间缝和少量高角度缝。应用构造应力场数值模拟结果，根据库伦-摩尔破裂准则，进行了构造裂缝预测。预测结果表明，研究区裂缝普遍发育，发育程度较高地地区主要位于油田的东部和南部，而高产井均位于裂缝发育程度较高的地区。因此，裂缝发育程度高的地区是较好的油气勘探开发区。     

库车坳陷大北气田砂岩气层裂缝分布规律及其对产能的影响

在库车坳陷山前多期推覆叠瓦构造背景下,大北气田普遍发育裂缝。利用野外露头、岩心、成像测井和试井等资料,对大北气田巴什基奇克组砂岩气层裂缝特征、分布规律及其对产能的影响进行研究。研究区裂缝类型包括构造裂缝和非构造裂缝,其中构造裂缝占95%,以高角度单一裂缝和网状裂缝为主,低角度构造裂缝较少;近南北向裂缝最为发育,其次为近东西向,裂缝主体走向与现今主应力方向基本一致,总体具有密度大、张开度小、充填程度高等特征。垂向上,巴二段比巴三段裂缝更发育,储层渗透性能更好;平面上,裂缝主要分布于背斜翼部及断层附近等应力集中区,核部相对不发育。裂缝对单井产能的影响主要表现为对渗透率的改善,裂缝对渗透率的提升可达2~4个数量级,其中裂缝面缝率和裂缝密度与产能的相关性较好,裂缝张开度为产能的必要非充分条件。     

大邑构造须家河组气藏裂缝发育特征及主控因素

大邑构造须家河组气藏为裂缝性气藏,裂缝发育程度是天然气富集高产的关键因素。通过对14口钻井岩心、测井资料分析统计,结合构造、沉积相分析及古构造应力场模拟认为,大邑构造须家河组气藏发育构造缝、层理缝及异常高压泄压缝3种成因类型裂缝。构造缝和层理缝有效性相对较好,但其总体具数量少、延伸短、宽度窄、充填程度相对较高、非均质性较强的发育特征。地层所受应力小、变形弱是构造缝发育程度相对较差的根本原因。喜马拉雅期派生羽状断裂控制了构造缝的形成和展布;发育于三角洲平原、前缘分流河道的平行层理、斜层理是层理缝形成的主要层理构造。裂缝成因类型、充填特征、后期溶蚀作用及现今地应力场共同控制了裂缝的有效性。      

肯基亚克油田碳酸盐岩油藏地质模型

肯基亚克油田位于滨里海盆地的东缘,该油田石炭系油藏是一个以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏,储层划分为三类:裂缝-孔隙-孔洞型储层、孔隙-孔洞型储层、微裂缝型储层。由于碳酸盐岩储层裂缝、溶洞发育的特殊性,长期以来如何建立裂缝、溶洞储层地质模型一直都是较为关注的难题。此次首先通过描述储层的沉积分布特征,确定了地质模型的框架;通过对岩心与测井数据的分析,确定了不同孔隙度范围内微裂缝与溶洞分布规律,并利用密度孔隙度和基岩孔隙度做裂缝和溶洞的定性描述;在对井间储层预测与地质建模时,运用了地质统计学原理,对不同类型的储层选取了不同变程,这样确保了不同类储层预测的精度,并采用条件模拟方法,建立了孔隙度模型。总结出了一套利用密度孔隙度、钻速、岩心分析孔隙度和渗透率资料,并运用地质统计学技术建立碳酸盐岩油藏储层分布模型的技术路线。