陇东地区长7段致密储集层裂缝特征及定量预测

鄂尔多斯盆地陇东地区上三叠统延长组长7段储集层致密,裂缝发育程度是影响其油气分布和单井产能的主要因素。通过露头剖面、岩心、铸体薄片及成像测井等资料,对长7段储集层裂缝的分布特征进行定量表征,明确裂缝发育的主控因素,并结合岩石力学测试和数值模拟,对裂缝分布进行定量预测。研究区长7段储集层主要发育高角度构造裂缝,矿物充填性较差,有效裂缝发育,宏观裂缝平均线密度为0.31条/m。微观裂缝平均面密度为0.25~0.50 μm/μm²,平均孔隙度为0.32%,增加了致密储集层的储集空间,并沟通了粒间和粒内孔隙,增强了孔隙连通性。研究区主要发育4组裂缝,分别为北东—南西向、北西—南东向、近东西向和近南北向,其中北东—南西向裂缝最为发育。裂缝主要发育在能干性强的岩石力学层内,并终止于岩性界面或层理面,裂缝高度主要分布在5~20 cm,最大可达110 cm。岩石中脆性矿物含量越高、颗粒越细、岩石越致密、岩层厚度越小,裂缝发育程度越高。通过有限元数值模拟,对陇东地区长7段裂缝的分布规律进行定量预测,预测结果与实际测量结果一致。     

三维三分量地震资料在川西深层致密砂岩气藏预测中的应用

川西上三叠统须家河组气藏为致密裂缝性气藏,储层为低孔低渗致密砂岩,裂缝尤其是高角度裂缝预测是获得高产的关键因素.由于储层与围岩波阻抗叠置,而且裂缝预测复杂,常规地震勘探技术难以适应气藏勘探开发的需要.为此,利用三维三分量地震勘探技术进行储层预测、裂缝检测和含气性预测.以储层岩石物理参数敏感性分析为基础,利用多波联合反演、多波属性分析和多属性交会方法,更好地预测相对优质储层的分布,分析储层含气性;利用纵波及转换波振幅特征,识别规模网状裂缝形成的高效储渗区;利用相干、曲率、循环重褶积、PS波方位各向异性、横波分裂等技术可靠预测裂缝,特别是高角度裂缝的分布及发育程度.形成了一套有效的适用于川西深层致密裂缝性气藏的地震综合识别模式.     

基于动态弹性力学模型的煤系致密砂岩储层裂缝预测方法

为了提高强非均质性煤系致密砂岩储层裂缝识别效果，根据测井资料，利用动态弹性力学模型对该类储层进行裂缝预测。首先利用寻优算法及阵列声波测井资料获取岩石各模量参数，然后利用微分等效介质（DEM）理论模型计算岩石孔隙纵横比（α），进而对裂缝进行定量表征。单井裂缝预测结果与岩心裂缝实际发育情况的符合率较高，约为90%，表明利用DEM模型预测煤系致密砂岩储层裂缝的可靠性较高。在此基础上，根据测井资料，利用DEM模型对沁水盆地南部地区山西组Ⅱ砂组的裂缝平面分布进行了预测，裂缝预测结果与断裂性质、构造部位及岩心裂缝观察结果均较为吻合。研究表明，动态弹性力学模型适用于煤系致密砂岩储层的裂缝定量表征。      

CONTROLS ON FRACTURE FLOW POTENTIAL IN A TIGHT CARBONATE RESERVOIR: SAYINDERE FORMATION (CAMPANIAN), WEST ADIYAMAN BASIN,SE TURKEY

Identifying controls on the permeability of fluid‐conductive fractures is critical in tight reservoirs, but this is challenging in tectonically complex regions such as foothills belts where there may have been multiple stages of deformation and fracturing. Fracture permeability depends on fracture aperture and connectivity, both of which are affected by tectonism and cementation. Among the many factors that control the cementation history, oil charging may play an important role. Important challenges in studies of fractured reservoirs in tectonically complex regions include determining the timing (and intensity) of fracturing events relative to that of the oil charge, verifying the presence of matrix storage, and establishing the fracture cementation history. This paper reports on a comparative fracture study of four small‐scale oilfields in the west Ad?yaman Basin, located within the foothills belt of the Tauride suture zone in SE Turkey. Here the tight reservoir carbonates of the Say?ndere Formation (Campanian) were subjected to repeated phases of structural deformation. Major deformation phases took place in Campanian and Maastrichtian times, before oil charging into the reservoir began in the Eocene; and in the Late Eocene – Oligocene and Late Miocene, after the oil charge. Fractures that were generated before oil emplacement appear to have been cemented or partially cemented by calcite as indicated by cross‐cutting cemented fractures on borehole images. Partially‐cemented fractures in cores are oil‐stained with cement‐lined walls, suggesting cementation began before oil emplacement but was not completed. Image logs and cores also show the presence of clean, open fractures with no cement present on the walls. These open fractures cut across the cemented or partially‐cemented fractures, and are in general related to Late Miocene compressional folding. Open fracture density is correlated to Late Miocene fold curvature and asymmetry in the four oilfields studied. Of these fields, the ?ambayat structure is the tightest and most asymmetric anticline and hence has the maximum open fracture density; this field also has the highest oil potential. Although the available data is not sufficient to evaluate the effects of oil charging on fracture cementation definitively, the observations are consistent with a model that oil charge into the fractured Say?ndere Formation carbonates inhibited or slowed calcite cementation. Hence fracturing of a carbonate reservoir after oil emplacement may significantly enhance the fracture permeability, and may even render a tight reservoir prospective.     

裂缝对致密碎屑岩储层弹性影响的数值分析

有效预测裂缝发育区是寻找致密气甜点区的关键,但目前海陆过渡相致密碎屑岩储层裂缝预测的效果较差。利用DEM理论模型获得岩石孔隙纵横比α及干岩石体积模量,探讨裂缝对致密碎屑岩地层岩石弹性的影响及不同尺度裂缝间的关联性。利用模型确定的α可以较好地识别出裂纹发育段,随着孔隙纵横比由1.0转变为0.01,地层岩石体积模量和剪切模量也逐渐降低,表明裂纹相比孔隙而言更容易引起岩石弹性发生改变。地层岩石由干岩石到饱和地层流体过程中,裂缝不发育地层的体积模量增加幅度为3.1%;对于裂缝发育地层段,孔隙度小于4.7%时其体积模量的增加幅度平均为7.0%,孔隙度大于4.7%时其体积模量增加幅度平均为23.0%,拐点处所对应岩石孔隙度可作为岩石内部裂纹发育程度的评价指标。对于裂缝不发育段地层,干岩石体积模量与剪切模量的比值和孔隙度具有较好的正相关性;对于裂缝发育段地层,干岩石体积模量与剪切模量的比值和孔隙度具有较好的负相关性。研究结果表明,利用岩石弹性性质可以定量表征碎屑岩地层裂缝的发育特征。      

干热岩热储体积改造技术研究与试验

干热岩的岩性、力学特性和开发利用方式与常规油气资源相比差异较大，其储层改造不能直接采用页岩油气与致密砂岩油气压裂技术，需要研究适用于干热岩的改造技术。为此，利用井下花岗岩岩心和大尺寸露头岩样，采用高温测试和真三轴物理模拟系统，测试分析了高温岩石力学特性，模拟研究了裂缝起裂与扩展形态特征，分析了高温下花岗岩的脆塑性、岩石破坏特性以及天然裂缝对裂缝破裂压力、扩展路径和形态的影响特征，提出了“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”体积改造技术，并进行了现场试验，验证了室内研究结果。研究表明，花岗岩在高温下塑性强、脆性差、水平应力差大，岩石以张性和剪切混合破坏为主，天然裂缝和温差效应可显著降低破裂压力、提高裂缝复杂性与改造体积。研究结果对于干热岩热储高效开发具有较好的指导作用。      

裂缝性致密砂岩储层气体传质实验

致密砂岩储层天然气投产一般需要采取水力压裂等增产措施。由于天然气在产出过程中需要通过致密基块—天然裂缝—水力裂缝等多尺度介质,故而在渗流中存在多尺度效应,需要经过一系列串联耦合过程,其中任何一个环节都可能影响天然气的高效产出。为此,通过自行设计"串、并联"气体传质实验方法及装置,探讨了裂缝宽度、裂缝—基块的配置关系等对致密砂岩气体传质效率的影响。"并联"气体传质实验表明,裂缝宽度是影响气体传质效率的关键参数,相同数量级裂缝宽度的天然裂缝传质效率高于人工裂缝。裂缝—基块岩样"串联"气体传质实验表明,裂缝—基块多尺度配置关系中,裂缝—基块—裂缝的配置关系最优,气体传质效率最高。结论认为,合理开发致密砂岩气藏需贯彻"储层保护与改造并举"的方针,实现致密基块—天然裂缝—水力裂缝的合理配置,才能有效开发致密砂岩气藏。     

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岩石组分和裂缝是影响致密砂岩气藏损害程度的重要因素，研究岩石组分和裂缝对致密砂岩气藏应力敏感性影响能够为钻井、完井作业及开发致密砂岩气藏中的储层保护提供基础参数。文章以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏盒1段、山1段及太原组三个层位为研究对象，选取基块及裂缝岩样进行应力敏感性实验，采用应力敏感性系数S_s对实验结果进行评价。不同层位基块岩样对比显示岩屑含量越高其应力敏感性越强，同一层位基块岩样与裂缝岩样的应力敏感性系数对比表明裂缝的存在大大增加了致密砂岩储层应力敏感性。     

绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

现场已用绒囊转向剂实施造缝转向，其转向力学机理尚未研究。室内利用7枚?25 mm致密砂岩天然岩心人工造缝模拟压裂后初始裂缝，选择其中3枚注入绒囊转向剂实施封堵，利用三轴试验机测量7枚岩心径向应力-应变曲线，计算绒囊转向剂封堵后岩心水平应力差值5.33MPa，相对未封堵岩心水平应力差值8.57 MPa下降37.81%。绒囊转向剂封堵后岩心脆性系数0.45降至0.16，下降64.44%。实验表明，利用绒囊转向剂封堵裂缝可提高岩石整体强度，降低岩石水平应力差，为重复压裂后新缝转向提供力学环境。室内以300 mm×300 mm×300 mm大尺寸岩心模拟地层，在真三轴压裂模拟系统中利用胍胶压裂形成初始裂缝后，注入绒囊转向剂实施暂堵，再注入胍胶模拟二次压裂。测试二次压裂破裂压力相对初次压裂升高约10 MPa，剖开岩心定性观察暂堵后二次压裂岩心中新缝与初始裂缝方向差异明显，未封堵岩心中新缝与初始裂缝方向重合。研究认为，绒囊转向剂通过提高含裂缝岩石破裂压力，降低地层水平应力差值，增大新缝起裂角度，促使裂缝转向。     

松辽盆地北部深层致密火山岩气藏天然裂缝分布特征及控制因素

天然裂缝系统控制了松辽盆地北部徐家围子断陷深层致密火山岩储层天然气的运移、聚集和成藏。明确致密火山岩储层天然裂缝主控因素是准确预测裂缝分布规律的基础。通过野外露头区裂缝描述、岩心和微观薄片裂缝分析，结合成像测井裂缝解释，对松辽盆地北部深层致密火山岩气藏中天然裂缝的发育特征进行了精细表征，并深入分析了裂缝分布特征及控制因素。研究结果表明，研究区致密火山岩中发育有原生和次生两大裂缝类型，其中次生构造裂缝最为发育，其线密度主要分布在1.0~5.0条/m，平均为2.45条/m。裂缝发育强度主要受岩石类型、岩石力学性质、岩石脆性和构造部位等因素控制。天然裂缝方位复杂多变，是受古构造应力、断层和岩石非均质性（面理）共同作用的结果。