深层火山岩气藏储层裂缝发育程度评价

深层火山岩储层以裂缝-孔隙型为主，裂缝起着连通孔隙、改善储层渗流能力的作用。为此，以裂缝的测井响应机理为基础，采用FMI成像测井与常规测井有效结合的方法，分低阻储层和高阻致密层建立了深层火山岩裂缝发育程度的评价标准，对徐深气田多口井进行了单井解释和评价，并应用多属性相干分析和特征参数反演的方法预测了裂缝的平面分布。多种资料综合分析结果表明：针对火山岩储层特点建立的裂缝发育程度评价参数和评价标准是合理的，裂缝发育带受断裂和构造作用控制，在平面上呈条带状分布。研究结果形成了一套深层火山岩储层裂缝发育程度的评价技术，有助于提高储层产能预测精度、增强新井配产的可靠性、提高高产开发井部署的成功率。     

基于岩石力学参数评价火山岩裂缝发育程度

裂缝性油气藏研究中,裂缝识别一直是测井解释的一个难点,常规测井方法识别裂缝的精度不能满足油气勘探开发的需求。而岩石力学参数揭示了地质历史时期裂缝成因类型、空间分布和形成的力学机理,从一定程度上反映了裂缝的发育程度。在对准噶尔盆地40块岩样进行岩石力学参数室内试验的基础上,利用弹性模量、体积模量、剪切模量等岩石力学参数来构建能够较好反映裂缝发育程度的岩石完整性系数、裂缝发育程度指标、岩石稳定系数3个计算模型,并将模型程序化,利用此3个评价指标来对火山岩的裂缝发育程度进行逐点自动处理识别。识别结果与岩心描述、成像测井对比表明,该方法能够较准确地对火山岩的裂缝进行识别且精度较高、实用性强,能满足火山岩地层裂缝测井识别精度的要求。     

影响火山岩裂缝发育因素分析

火山岩储层具有物性差、非均质性强的特征。因此裂缝发育特征成为制约气井产能的关键因素,如何评价火山岩裂缝发育特征就成为火山岩气藏开发研究的难点。以松辽盆地南部火山岩气藏为例,利用岩心、测井及叠前三维地震等资料,采用井震结合的方法,识别出松南长岭火山岩气藏5个裂缝密度高值区带及裂缝的2个主要延伸方向,结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合,对后期气藏水平井整体开发部署设计起到重要指导作用。这种井震结合的方法较好地解决了火山岩储层裂缝预测识别的难题,对其他地区裂缝性火山岩气藏的开发也具有重要的借鉴意义。      

测井多参数综合识别火山岩裂缝

目前火山岩的裂缝主要是通过岩心观察、测井曲线分析等研究方法来识别，但由于成本及准确率等原因使其作为裂缝的应用方法不够理想，并且定量识别仍然是一个难题。利用常规测井资料和成像测井资料采用多参数综合识别方法对渤海湾盆地某凹陷火山岩储层裂缝进行研究，通过参数优选、多组判别分析，建立了火山岩储层裂缝的定量识别模型，取得了较好的效果。图9表2参6     

中拐凸起火山岩裂缝型储层相态发育模式

石炭系火山岩油气藏是准噶尔盆地中拐凸起最为重要的油气藏类型,裂缝对储层物性具有控制作用。为了加强对中拐凸起石炭系裂缝发育规律的认识,以FMI测井资料为主,结合常规测井、录井以及岩石薄片等地质资料,建立了4种FMI测井裂缝相。通过分析不同裂缝相的配置关系,垂向划分为上部表生裂缝带和下部深埋裂缝带,对不同埋深条件下的裂缝相发育模式及对储集层的改造作用进行研究。研究结果表明,直劈溶蚀缝相是储层物性改造的主控因素,表生裂缝带则更易形成优质储集层。该研究为研究区下一步寻找裂缝优势储层带提供了依据。     

牛东地区火山岩储层裂缝测井评价

在研究三塘湖盆地牛东地区火山岩储层储集空间的基础上，结合试采资料，建立了一套储层裂缝有效性定性、定量评价方法，并综合评价了地应力、天然裂缝以及人工裂缝之间的相互关系，为该区后期高效开发提供了依据。     

逆冲断层发育区火山岩裂缝分布模式

准噶尔盆地车排子地区石炭系内发育有多条逆冲断层和多样的火山岩,且火山岩储层中构造裂缝发育。为了研究逆冲断层发育区火山岩裂缝分布模式,以车排子地区石炭系火山岩为例,分析了裂缝在纵向上和平面上的分布特征,并引入裂缝分布范围的“质心”概念,定量研究了裂缝分布范围在三维空间中的变化特征,提出了逆冲断层发育区火山岩裂缝分布模式。研究认为：裂缝空间分布范围变化特征有4种类型：质心正向偏移+密度值变大型（Ⅰ型）、质心负向偏移+密度值变大型（Ⅱ型）、质心正向偏移+密度值减小型（Ⅲ型）、质心负向偏移+密度值减小型（Ⅳ型）。逆冲断层发育区火山岩裂缝具有条带状楔形质心偏移模式,该模式特点为：平面上,裂缝分布形态呈现条带状;纵向上,裂缝分布形态呈现楔形,同时受到火山岩岩性的影响,局部裂缝的分布范围变大;裂缝分布范围的“质心”会在断层和火山岩岩性的控制作用下发生偏移。裂缝分布范围的“质心”概念的引入,可为裂缝分布规律的研究提供一种新的思路和方法。     

火山岩储层微裂缝研究

Y气田Z组火山岩储层孔隙结构复杂,基质孔隙间连通程度差,属于典型的低孔低渗储层;微裂缝种类多,在连通储层气孔和溶蚀孔洞、增强储层渗透性方面起着非常重要的作用,但识别和评价相当困难。本文以成因机制为依据,将工区火山岩微裂缝分为八种类型,通过镜下观察和岩心描述,在系统研究微裂缝形态、种类、发育方向、发育程度及与岩性、储层产能变化关系的基础上,提出用全直径岩心、压汞曲线和测井资料综合分析的方法识别微裂缝;在深入研究裂缝充填情况及火山岩储层形成过程的基础上,将微裂缝发育时间分为三个时期,结合裂缝张开度、密度、延伸长度和渗滤性能,对微裂缝的有效性进行了综合评价;将评价结果应用到双重介质模型中,对火山岩储层进行了测井综合评价,评价结果符合率达83%以上,为后期储层综合评价和地质建模提供了有力的技术保证。研究结果认为:开展储层裂缝研究,特别是针对微裂缝发育形式、综合识别和有效性评价的研究,对火山岩气藏的勘探和开发具有重要的现实意义。     

查干凹陷火山岩裂缝发育特征及其影响因素

裂缝发育与否是火山岩油气成藏的重要条件之一,裂缝发育特征及影响因素研究方法多为宏观方法,分析结果误差较大。应用岩心精细描述及显微、超微等技术结合统计学方法,对额济纳旗盆地查干凹陷的火山岩裂缝进行研究,结果表明该区火山岩裂缝主要以低角度和水平产状的中小缝为主,裂缝填充率高,非均质性强;微裂缝主要有构造成因的矿物斑晶裂缝和火山岩基质裂缝,非构造成因的火山玻璃裂缝和杏仁体裂缝4种类型。火山岩裂缝发育频率具有随岩石酸性程度增大而提高,随岩层厚度增大而减小的特征,构造作用是裂缝形成的重要因素,区域构造对裂缝的波及范围约5000m,其中二级断层、断裂带对高频裂缝分布区的影响距离至少为700m。     

兴城地区火山岩裂缝测井响应特征

兴城地区火山岩裂缝是深层天然气重要储集空间,主要类型为低角度缝、高角度缝、网状缝、应力释放缝、重泥浆压裂缝和机械破碎裂缝,火山岩裂缝的测井识别是个难点。本文通过对目前区内已经钻探井的火山岩裂缝进行归类,对其测井资料的响应特点进行分析,从而对火山岩裂缝的测井响应特征进行定性分析和描述,对6种典型的裂缝进行了归纳总结。     

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提出了一种预测油气田开发指标和评价调整效果的新型增长曲线：ＮＰ＝ＮＲｍａｘｔｂｔｂ＋ａ；推导了这种增长曲线的Ｑｔ—ｔ、ｔｍ、Ｑｔｍａｘ以及ＲＰＲ的计算公式；用图形研究了这种增长曲线的Ｑｔ—ｔ关系的变化特点。根据研究发现了一个重要的关系，即油气田生产时间（ｔ）与相应的产量（Ｑｔ）的乘积达到最大值（ｔＱｔ）ｍａｘ时的累积产量Ｎｐ（ｔＱｔ）ｍａｘ与最大可采储量ＮＲｍａｘ的比值恒等于０５，即Ｎｐ（ｔＱｔ）ｍａｘＮＲｍａｘ≡０５，称为Ｎｐ＝ＮＲｍａｘｔｂｔｂ＋ａ型增长曲线预测油气田开发指标的０５准数。提出了根据实际资料计算ＮＲｍａｘ、ｂ、ａ等参数的方法以及应用这种增长曲线评价油气田重大调整措施效果的方法，推导了相应的计算公式。港东油田的计算实例表明了这种增长曲线实际应用的重大价值。     

火山岩的地震波场特征及其岩相的识别方法

随着松辽盆地深层火山岩气藏勘探的逐步深入,发现很多火山岩相均为深层天然气储层。为了准确认识火山机构各岩相的地震响应特征,对火山机构进行了随机介质建模,采用二维波动方程模拟的方法正演了火山岩相的地震波场特征。模拟结果表明:火山爆发相表现为高频杂乱的地震相特征,火山溢流相表现为低频弱连续的地震相特征;趋势相位能够较好地反映火山岩相波场的频率特征,利用趋势相位圈定火山岩相的实际应用效果较好。     

灰色综合评判法在裂缝预测中的应用

本文结合川中－川南过渡带下二叠统裂缝预测工作，将灰色系统理论引入裂缝预测。灰色综合评判法对数据的类型、分布和数量没有严格要求，通过关联分析计算各因素的权重，计算简便，能有效、客观地利用各种信息。     

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本文根据技术经济学原理，分析讨论了压裂酸化增产措施的技术，经济特征，给出了一个较为科学地增产气量的测算公式。并在此基础上，提出了经济极限增产倍数的概念，将其作为联系技术指标和经济指标的桥梁，进而得到一套评价压裂酸化经济效果的公式，可在压裂前对经济效果进行预测，也可在压裂后，对经济效果进行评价，从而使决策科学化。     

苏里格气田储层产能模糊综合评价方法

测井解释结果通常是制定单井压裂方案的静态参考资料,但是储层静态评价的准确与否影响相关方案的决策和评估.考虑多个测井参数对气井产能指示的综合影响,首先建立了表征储层产能大小的评价指标体系,然后根据大量现场数据建立了指标评价范围,采用模糊层次分析法综合各单因素评价结果对产能进行评价,实例表明基于测井参数的储层产能模糊综合评价方法在苏里格气田见到好的应用效果.     

一种油基钻井液流型调节剂的性能评价方法

使用高级智能流变仪从微观角度评价了流型调节剂对油基钻井液性能的影响,并用高倍显微镜观察了油基钻井液的微观形貌。实验结果表明,常用的几种流型调节剂中,PF-MOVIS明显增加乳液的结构强度。随着PF-MOVIS的浓度增大,油基钻井液乳液的表观黏度升高,低剪切速率下黏度升高明显,屈服值上升。体系的弹性模量大于粘性模量,表明体系中形成较强的三维网络结构,与显微镜下观察乳液结构的增强相一致。     

USE OF X‐RAY COMPUTED TOMOGRAPHY TO QUANTIFY THE PETROPHYSICAL PROPERTIES OF VOLCANIC ROCKS: A CASE STUDY FROM TENERIFE,CANARY ISLANDS

Basaltic lava flows and ignimbrite units around Puerto de Santiago, SW Tenerife, were investigated as potential analogues for hydrocarbon‐bearing volcanic reservoir rocks. Conventional helium porosity and air permeability measurements together with the results of a micro‐focus X‐ray computed tomography study were integrated with field observations on flow morphology and the continuity of defined internal lava flow zones. Individual lava flows typically comprise distinct tops, cores and bases, with lava piles showing repeated cycles of these three internal zones. Reservoir quality is best in the flow tops (mean ? = 23.14%, k = 5.622mD) where vesicular porosity dominates. Flow cores are relatively tight with primary porosity mainly controlled by cooling joints, fractures and intercrystalline microporosity (mean ? = 2.40%, k = 0.001mD). Flow bases show variable reservoir potential due to the presence of breccia and/or vesiculation (mean ? = 11.77%, k = 0.001mD). By contrast, ignimbrites show the highest porosities but have low permeabilities (mean ? = 35.64%, k = 0.0056mD). In all cases, the primary porosity and permeability may have been modified to create additional secondary porosity and permeability as a result of fracturing and mineral dissolution during burial or weathering, although porosity may also be occluded through the precipitation of secondary minerals or the alteration of primary minerals. The new porosity data presented demonstrates that pyroclastics and basaltic lava flow tops have the best reservoir properties, with the flow tops having sufficient porosity and permeability to transmit fluids and gas. In contrast, flow cores are relatively tight (impermeable), and would act as seals to potential hydrocarbon accumulations when fractures and cooling joints are absent. The reservoir potential can be high where vesicles and fractures are present (i.e. in lava flow tops), although there is uncertainty whether flow tops could be connected to each other vertically to form a potentially exploitable hydrocarbon reservoir. Although in some areas such volcanic rocks can be primary targets for hydrocarbon exploration (e.g. onshore China), in many others they are considered to be a secondary target, adding incremental resources to hydrocarbons produced from more conventional sandstone and carbonate reservoirs.     

应用地球物理方法预测地层破裂压力初探

地层破裂压力预测对压裂工艺实施具有实用价值。本文就伊顿公式计算地层破裂压力梯度Gf=Gp+[σ/（1-σ）]（G0-Gp）中,上覆岩层压力、地层孔隙压力和泊松比的确定,尤其是运用声波时差地球物理方法和岩石中分散泥质含量经验公式求取泊松比σ作了探讨,并用夏16井实例所计算的地层破裂压力与实测值相比,绝对差值仅0.2MPa。证明了这一结果是可信的,其方法是可行的。通过夏18、夏36井破裂压力梯度计算,证实了断裂或构造位置对其控制作用,指明了克—乌断裂控制了各油藏的破裂压力梯度的变化。