川西侏罗系致密砂岩气藏裂缝特征

川西侏罗系致密砂岩储层中，存在局部构造、卸载、层理及溶蚀等数种裂缝类型，而由地史过程中的隆升卸载作用形成的古卸载裂缝是主导裂缝，也是油气富集、成藏及产出过程中的主要渗滤通道。     

低渗透致密砂岩气藏裂缝类型及特征

应用岩心裂缝描述、岩石力学实验、三维有限元数值模拟、裂缝网络模拟等方法,对东濮凹陷户部寨气田沙四段低渗透致密裂缝储层的裂缝组系及产状、裂缝性质、裂缝发育程度及其分布规律进行的研究表明,户部寨气田储层裂缝主要有4组,其走向方位分别为33°、83°、109°和133°,主要集中在83°.这些裂缝基本上为垂直缝,裂缝原始状态下以相对孤立的构造裂缝系统为主.裂缝组系之间以及同组系裂缝之间连通性差,且裂缝的发育程度在不同部位有较大的变化,人工压裂后裂缝网络系统在气田开发过程中仍难以沟通.生产动态主要表现为储层具有双重介质特征,气井产能差异大,气井泄气半径差异大,气藏连通性差.沿断块构造高部位采用了线状不均匀布井方式,在裂缝发育带钻井,取得了较好的开发效果.     

川西坳陷须家河组致密砂岩储层裂缝特征

研究成果表明，川西坳陷上三叠统须家河组由于深埋、经历地史时期长、岩石成岩作用强烈，因而储层物性总体较差，尤其是须二段，孔隙度小于5％，渗透率一般小于0.1×10^-3μm²，属于致密-超致密砂岩范畴。现今储层的基质孔、渗已不能满足天然气的规模运聚，天然气的富集、产出和高产强烈依赖于裂缝对储层储集条件的改善，因此，裂缝研究对油气勘探有着极为重要的意义。文章通过对野外露头、钻井岩心裂缝和岩石薄片微裂缝的观察描述、统计和分析，并采集裂缝充填矿物（方解石、石英）样品进行稳定同位素检测、包体测温检测和ESR测年实验分析，基本明确了裂缝的成因类型、裂缝特征、裂缝形成期次及其与天然气产能的关系。     

应用ICT技术研究致密砂岩气藏储集层裂缝特征

塔里木盆地某气田下白垩统巴什基奇克组储集层属于典型的低渗裂缝性砂岩储集层,由于经历构造运动期次多、埋藏深度大、夹层发育,储集层裂缝演化发育规律复杂。目前常用的裂缝描述方法（包括医用CT）存在精度低、定量评价效果差等不足。利用ICT层析扫描成像技术（工业CT）对该气田低渗裂缝性砂岩岩心内部裂缝进行了精细扫描成像,在此基础上对裂缝形态特征、产状、充填特征、空间组合和裂缝成因分类进行了系统研究。研究结果指出,研究区裂缝以高角度构造缝为主,可划分为张性缝、剪切缝和多期混合缝,裂缝形态有直线型、折线型、复杂网状、穗状和帚状等类型,首次发现裂缝发育复杂的“多层充填结构”,ICT扫描裂缝孔隙度主要为0.01%~0.04%     

致密砂岩裂缝气藏的地震预测

川西株罗系上溪庙组砂岩气藏极具潜力,但砂岩致密,物性差,储层非均质性很强,常常出现干井或低产井。地震预测是提高高产稳产井命中率的重要手段。我们用百灵油气预测软件系统ＬａｒｋＲＰ２．１等对一块三维地震资料进行反演,提取了纵横波视品质因素Ｑｐ和Ｑｓ＾＊,ＡＶＯ分析中的截斜积ＰＧ及视泊松比差σ＾＊,纵波阻抗、速度及密度Ｉｐ、υｐ、ρ,孔隙率及孔隙压力ψ和ρｐ,以及波形、相关、频谱分析各特征值;进行了关主     

川西坳陷侏罗系致密砂岩气藏储层精细评价

四川盆地西部（川西）坳陷侏罗系低渗透致密砂岩气藏勘探开发前景广阔,但也呈现出沉积微相变化快、砂体展布复杂、储层类型多样等强非均质性特征,探索储层精细评价新方法、明确优质储层特征具有重要的意义。为此,在深入剖析该区沉积相及砂体特征复杂性的基础上,采用砂体精细划分、沉积微相精细描述、砂体构型精细刻画、成岩相精确描述与储层微观参数定量分类评价综合研究方法,建立了储层定性-半定量与微观定量的精细分类评价标准,在此基础上,分区、分层、分河道评价落实不同类型储层的分布范围和展布特征。研究结果表明：①该区侏罗系致密砂岩储层主要发育三角洲平原分流河道、三角洲内前缘主河道及次河道等3 类储集砂体类型,前二者是最为有利的储层类型;②侏罗系致密砂岩储层可划分为Ⅰ～Ⅲ类共3类储层,分别以孔隙度12%、10%和7%,渗透率l mD、0.3 mD和0.1 mD作为标准,对应的孔喉半径分别为0.45 μm、0.25 μm和0.1 μm,其中Ⅰ＋Ⅱ类储层为相对优质储层,该分类标准与侏罗系河道砂体含气性具有良好的一致性;③以绿泥石胶结长石溶蚀相为主的建设性、以绿泥石胶结相为主的保存性成岩相的分布控制了高产区分布。结论认为：①该区天然气富集区为新场鼻状构造、中江东部斜坡带;②新场气田J3p23、J3p25、J3p36、J2s21、J2s22、J2s23、J2s24,中江气田J2s11、J2s21、J2s31、J2s33等砂层组为Ⅰ＋Ⅱ类优质储层发育层段,为天然气高效开发的潜力区。     

川西上三叠统—侏罗系致密砂岩储集体特征

川西地区在晚三叠世到侏罗世时期由于被动沉降而使沉积物－经埋藏就随较重的载荷，经压实和成岩作用，加上受到侧向构造挤压作用，使该地区储层的成生遭到一定程度的破坏。形成了一种特殊的油气储集系统－储集体。储集体是在复杂的地质环境中形成的特殊产物，是川西坳陷致密砂岩的一种重要储集形式。     

元坝致密砂岩须二储层裂缝特征及识别研究

元坝地区须二气藏属于典型的致密砂岩储层,孔隙结构复杂、储层物性差、非均质性强,通过对岩心资料统计研究表明,元坝地区须二段储层裂缝以低角度缝与水平缝为主;根据裂缝的成像测井与常规测井资料对储层进行了识别,判别模型法与R/S分形法相结合对裂缝识别效果较好,可以为进一步的勘探开发提供依据。     

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

川西DY地区致密砂岩储层裂缝特征及其成藏意义

在川西DY地区须家河组致密砂岩气藏的形成过程中,裂缝起到重要作用.通过岩心描述及测井解释,识别出须家河组三段主要发育高角度构造缝.研究区南部裂缝走向为北西向,北部裂缝走向为东西向,裂缝总体充填程度不高.裂缝的产状、发育程度及空间分布与油气的运聚关系密切;裂缝不仅改善了储层的储集性能,更重要的是提高了储层的渗滤能力.通过对裂缝特征和区域构造应力场研究认为,该区主要发育2期裂缝,分别形成于印支晚期和喜山Ⅲ期.第1期,裂缝是“古油气藏”油气运聚成藏的通道之一;第2期,由于古隆起受喜山运动破坏成为断层遮挡圈闭,储层已致密化,裂缝成为油气藏重新调整、富集的主要通道.     

川西新场致密砂岩气藏层理缝成因探讨

根据岩心描述和激光共焦扫描电镜研究,得出川西地区新场上沙溪庙组气藏致密砂岩的低角度至水平微裂缝十分发育而垂直缝和构造缝极不发育的认识。根据裂缝特征,结合对该气藏的成藏过程和构造形变分析,认为低角度至水平微裂缝是层理缝,形成的原因是：①在砂岩致密化和构造隆升之前,天然气已相对富集成藏,在储集层和烃源层内形成了有效的封闭体系;②砂岩致密化和构造隆升达到一定程度后,当封闭体内压力梯度升高的值大于致密砂岩薄弱面(层理面)破裂成缝的值时,自然流体压裂作用很可能沿致密砂岩中的层理面发生,形成“层理裂缝系统”。这些层理缝改善了致密砂岩储集层的渗透性,层理缝发育区是气井高产能区。图5表1参11     

准噶尔盆地南缘侏罗系深层致密砂岩储层裂缝及其有效性

准噶尔盆地南缘侏罗系致密砂岩储层埋深普遍大于4 500 m,储层物性差,裂缝是重要的储集空间和主要的渗流通道,影响深层致密砂岩的油气富集分布和产能。通过野外露头观测、岩心、薄片和实验资料,对侏罗系储层裂缝发育特征、控制因素及有效性进行了研究。准噶尔盆地南缘侏罗系储层以发育高角度构造裂缝为主,其次是成岩裂缝和异常高压裂缝。准噶尔盆地南缘构造裂缝的方位主要有NNE-SSW向、NNW-SSE向、NEE-SWW向和NW-SE向,但中段NNW-SSE向裂缝不发育,且由东向西,构造裂缝的发育程度逐渐降低。构造裂缝的形成和分布受应力场、构造、岩性、层厚及储层非均质性等因素的影响,而裂缝的渗流能力则与流体活动、异常高压和现今地应力分布等因素相关。研究区裂缝的有效性较好,有效裂缝比例占85%以上。高压渗流实验结果显示围压增加,裂缝渗透率呈负指数递减。当有效围压小于15 MPa（埋深>1 000 m）时,裂缝渗透率随围压的变化快;超过该围压（深度）,裂缝渗透率递减缓慢;至最大实验轴压115 MPa（埋深>8 000 m）,围压为65 MPa时,裂缝的渗透率仍有22.5×10^-3 μm²。表明即使在深层,天然裂缝仍然是有效的储集空间和渗流通道,是改善深层致密储层储渗性能和油气富集高产的重要因素。     

致密砂岩气藏压裂水平井裂缝参数的优化

为了解决压裂水平井的多参数综合优化问题,基于不稳定渗流原理,应用复位势理论、叠加原理和数值求解方法,建立了考虑裂缝干扰的压裂气藏水平井产量预测模型,研究了影响压裂水平井产量的单因素变化规律;结合正交试验设计方法和灰色关联理论,确定了影响压裂水平井产能的敏感因素排序,并实现了考虑多参数综合作用的压裂水平井参数优化设计。计算结果表明：算例中影响产量的重要性排序依次为地层渗透率、储层厚度、孔隙度、水平段长度、裂缝条数、裂缝长度和导流能力;优选区块水平井组合参数为水平段长度1 000 m、裂缝条数10条、裂缝长度60 m、导流能力10 μm²·cm,按照优化参数施工后,无阻流量显著增加。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层微观裂缝特征及控制因素——以红河油田长8储层为例

以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8致密砂岩储层为例,根据铸体薄片、扫描电镜分析,结合岩心和测井资料,采用地质学统计的方法,对微观裂缝的发育特征及控制因素进行系统分析,在此基础上,分析典型区块Q1井区的微观裂缝分布特征。结果表明:从地质成因上,该区致密砂岩储层的微观裂缝可以分为构造、成岩、构造-成岩和异常高压成因4种类型,其中以构造成因的微裂缝和构造-成岩成因的微裂缝为主,该区微观裂缝大部分为有效裂缝,少量无效裂缝被方解石、石英及炭质等充填。该区微观裂缝的发育程度受沉积作用、成岩作用、构造作用及异常高压作用控制。云母、岩屑等塑性成分含量越高,杂基含量越多,岩石颗粒越细,微裂缝发育程度越差;压实作用越强,越有利于构造-成岩成因的粒内缝、粒缘缝发育;随着胶结强度增强,粒内缝和粒缘缝发育程度降低,利于发育构造成因的微裂缝。典型区块Q1井区,在细砂岩强压实方解石强胶结相中,微观裂缝发育程度最强;其次为细砂岩强压实相和中-细砂岩方解石中胶结相;在细砂岩高岭石胶结相和绿泥石胶结中溶解相中,微观裂缝发育程度较弱;在泥岩中微观裂缝发育程度最弱。     

四川盆地九龙山构造致密砾岩储层裂缝特征及其贡献

致密块状砾岩作为油气储层比较少见,其裂缝的成因类型、分布特征及控制因素尚不清楚。为此,以四川盆地九龙山构造下侏罗统珍珠冲组致密砾岩储层为例,根据野外露头、岩心、成像测井和岩心测试分析资料,在研究砾岩储层裂缝成因类型和分布特征分析的基础上,就裂缝对该类储层及产能的贡献大小进行了评价。珍珠冲组致密砾岩储层主要有构造裂缝、成岩裂缝和原岩裂缝3种成因类型,并以构造剪切裂缝为主,可分为东西向、近南北向、北西西向和北东东向4组裂缝;裂缝非常发育,岩心裂缝面密度平均为31.4 m/m²,溶蚀以后的裂缝在地层围压条件下的平均开度为221.28 μm;裂缝及其溶蚀孔洞的平均总孔隙度为2.26%,占该区岩心总孔隙度的67.4%,裂缝的渗透率主要分布在20.0～160.0 mD,比储层孔隙的渗透率高2～5个数量级,说明裂缝及其溶蚀孔洞是珍珠冲组致密砾岩储层的重要储集空间和主要渗流通道,控制了该区天然气藏的分布和单井产能。     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

深层高温裂缝性致密砂岩气藏流体敏感性实验研究

随着常规天然气资源的减少,深层致密砂岩气藏将成为天然气勘探开发的热点。然而致密砂岩气藏具有低孔低渗、黏土矿物丰富多样、裂缝发育等工程地质特征,在作业过程中储层易受损害,气井的产能远远低于预期值。为此,选取川西大邑构造T3x3致密砂岩岩样,采用逐渐增大压力梯度的速敏实验新方法,开展了室温20℃与高温120℃条件下裂缝岩样的速敏与碱敏实验。实验结果表明,室温储层速敏程度为中偏弱～中偏强,高温为强;室温储层碱敏程度为无～弱,高温为中偏弱～强,储层高温流体敏感性明显地强于室温流体敏感性。分析指出,矿物热膨胀、岩石表面性质改变、矿物溶解度及溶解速率增大、外来流体与储层矿物的反应速率增加导致微粒分散运移加剧等是高温流体敏感性增强的主要原因。