北大港潜山奥陶系碳酸盐岩储集层发育的主控因素及其分布规律

北大港潜山奥陶系储集层主要为碳酸盐岩岩溶储集层.探索岩溶储集层形成的控制因素与储集层分布规律.对潜山油气勘探具有重要意义。通过对岩溶储集层的形成机理及其发育模式研究.认为储集层的发育主要受控干构造作用、岩性与沉积环境以及表生期岩溶作用等因素。储集层分布在平面上取决于岩溶古地貌和断裂走向.岩溶斜坡和岩溶洼地处储集层较为发育.裂缝和断层发育的部位特别是大断层两侧最有利于岩溶储集层发育;纵向上受岩性和风化壳发育程度控制.白云岩和膏岩层段易溶蚀.有利于储集层发育.距风化壳顶面距离越近.储集层发育程度越高.该区有利储集层主要发育在风化壳以下50~250m范围内。     

柴西北地区储集层构造裂缝定量描述与预测

储集层裂缝研究主要涉及3个方面的关键内容,即地下裂缝识别、裂缝空间分布预测和裂缝参数定量表征。通过研究区地表露头调查、岩心观测等技术手段,对南翼山构造深层储集层裂缝进行了系统的定量描述,结合有限元法模拟构造应力场结果,预测构造裂缝空间分布规律,最终实现优选裂缝优势发育带并予以评价。     

储集层裂缝预测分析的多参数判据法

利用优化反分析方法获得目标区地应力场分布,并考虑储集层岩石多轴应力状态,提出了储集层裂缝预测分析的多参数判据法.该方法采用基于多个岩石材料参数建立的破坏曲面作为边界条件,通过研究应力状态函数与破坏曲面间的相互关系预测分析储集层裂缝发育情况,并根据关键井处的实测裂缝参数计算得出储集层平面内各点处的裂缝密度.利用该方法对江苏油田某区块油藏进行计算分析,研究了储集层关键井点处裂缝密度与数值模拟得出的发育指数间的关系,结果表明储集层裂缝体密度与发育指数的常用对数间具有较好的线性关系.据此对该区块油藏裂缝发育程度及密度进行预测分析,计算结果表明该油藏目标层段储集层裂缝体密度主要分布在0.23～1.20 m~2/m~3且受断层和构造部位影响显著.图9表5参10     

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。     

库车低孔裂缝性砂岩储集层裂缝发育特征分析

针对库车低孔裂缝性砂岩储集层地区在油气勘探过程中出现的裂缝发育特征、分布规律难以解释的问题.通过新井裂缝参数描述和建立裂缝宏观分布模型.野外大岩样与剖面(岩心)裂缝参数对比等途径,建立了单井测试段裂缝展布模型;进而系统地分析了裂缝发育特征.认为裂缝分布主要受构造位置与断层的影响,即构造高部位如断背斜核部或邻近断层部位裂缝发育.从而为各井测试层段的选取提供了地质依据。研究结果为后期产能定性半定量分析及产能预测提供了重要的数据支掸.并对裴似低孔裂缝性砂岩储集层的裂缝分析具有借鉴意义。     

变质岩潜山储集层有效性评价

长期以来,结晶岩基底潜山的储集层有效性评价都是一个有待攻克的地质难题。以渤海湾盆地JZ25-1S变质岩潜山为例,综合利用岩心、薄片、测井、生产测试及实验分析等资料,首先对裂缝特征参数进行了定量描述和表征,同时也从动态和静态两个方面对潜山储集层构成介质（裂缝和基质）的有效性进行了分析与评价。研究表明：区内储集层裂缝发育程度较好,且有效程度高。最有效的裂缝是晚期形成的开启倾斜裂缝,其次是半/充填的垂直裂缝,较差的是早期形成的水平充填裂缝。通过岩石物理特征、生产测井解释及岩心离心实验分析,确立了研究区有效储集层的物性下限;利用静态渗吸实验定量评价了基质动用的开发潜力,明确了毛管力是基质岩块排驱过程的主要驱动力,但影响排驱过程的主要因素是微细裂缝的分布状况和发育程度。     

四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布

通过对四川盆地上三叠统须家河组沉积体系的综合分析和对储集层主控因素的解剖,研究低孔低渗背景下相对优质储集层的形成条件,并对有效储集层进行区域评价预测.须家河组除须一段局部发育海陆交互相沉积外.其余各段均属陆相沉积,发育冲积扇、河流、扇三角洲、河流三角洲和湖泊等沉积体系,相带展布和古地理演化均与区域构造运动密切相关.原始沉积相带(辫状河主河道砂坝微相)和后期溶蚀作用共同控制了有利储集层分布,石英Ⅱ、Ⅲ期加大和胶结物发育是砂岩致密化主要原因之一;有利储集层主要发育在三角洲平原高能河道中,中一粗粒砂岩最为有利.结合储集层有效厚度和储集性分析资料,对四川盆地须家河组二段、四段、六段有利储集层进行综合评价和预测,结果显示川中一川南过渡带是最有利的储集层分布区.图7表1参16     

西藏伦坡拉盆地下第三系储集层类型与特征

西藏伦坡拉盆地下第三系储集层分为孔隙性储集层和裂缝性储集层两大类。孔隙性储集层为盆地内最主要的储集层类型,以扇三角洲平原相和水下分流河道相储集物性最好,次为滩坝相;裂缝性储集层平面分布受控于断裂系统和局部构造,纵向上主要发育在牛堡组三段和牛堡组二段上亚段。该区储集层物性受控于沉积环境和成岩作用,自丁青湖一段到牛堡组一段,成岩作用相对愈强,储集物性相对愈差,较好的储集层主要分布在盆地南、北构造带,但由于受后期强烈改造,其有效性变差,中央凹陷带物性总体较差,但局部相对较好,尤其是扇三角洲发育区。该区裂缝性油气藏的勘探应以牛二段中亚段为主要目的层。图１参４（邹冬平摘）     

宁合地区长7致密储集层天然裂缝发育特征

根据露头、岩心和成像测井等资料研究认为,鄂尔多斯盆地宁县—合水地区延长组长7致密储集层发育构造裂缝和成岩裂缝,高角度构造裂缝为主要裂缝类型.高角度剪切裂缝有东西向、南北向、北西—南东向和北东—南西向4组,其中以北东—南西向和东西向为主.裂缝发育程度受控于岩性、层厚、沉积微相和岩层非均质性等因素,其中,非均质性是主要因素.长7致密储集层天然裂缝发育,受现今地应力影响,北东—南西向裂缝会优先启动,成为主要的渗流通道,同时岩石脆性指数高,有利于体积压裂,形成复杂的裂缝网络系统.     

鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段成藏控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段紧邻长7段优质烃源岩,但油藏分布不均匀、油水分布复杂。通过大量岩心观察和裂缝统计,结合储集层物性、压汞数据、测井资料以及地球化学参数等综合分析,通过东西部含油区和中部出水区砂体发育规模、储集层物性、源储间泥质纹层和裂缝发育对比分析,明确研究区东、中和西部不同区块成藏差异,总结双物源沉积背景下的油气运移特征。研究结果表明:姬塬—吴起地区东、西部区块原油姥植比和甾烷存在差异,油气主要以垂向运移为主。优质的烃源岩和有利的生储盖组合为研究区油藏大面积发育奠定了基础。垂向上,砂体发育规模与储集层物性差异控制了延长组6段不同亚段的油气富集程度;平面上,油气富集程度主要受砂体连通性、源储间泥质纹层、储集层物性以及裂缝等因素的控制。东、西部富含油区单砂体厚度大、泥质含量低、储集层物性好、非均质性弱、泥质纹层少且裂缝发育,有利于油气垂向运聚与成藏。中部物源沉积交汇区单砂体薄而多,岩性、物性变化快,储集层非均质性强,砂体连续性差,源储间泥质纹层发育,裂缝不发育,阻碍了油气垂向运移,导致油气富集程度低。对于陆相多物源复杂致密储集层而言,不应只考虑优质烃源岩和储集层,更应重点考虑源储接触关系以及裂缝对油气运移富集的影响。该认识对研究区以及类似地区油气富集带及甜点预测具有重要的借鉴作用。     

致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例

研究致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用对天然裂缝定量预测具有重要意义。在总结了国内外脆性测试的20余种方法的基础上,重点论述了非常规油气中脆性评价方法的发展和应用情况,并以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例,在天然裂缝发育特征的基础上,对储层脆性特征进行评价,并探讨储层脆性对裂缝的控制作用。研究表明,陇东地区长7储层发育多组高角度构造裂缝,这些裂缝广泛分布在不同的岩性中。储层中不同岩性脆性特征差异性较大,其中砂岩脆性最大,含泥质砂岩次之,泥岩脆性最小,表现出随着泥质含量增加,脆性指数逐渐减小的特征。在特定的古构造应力背景下,储层脆性控制了天然裂缝的发育特征及发育程度。当岩层脆性指数大于某一值时更易发育高角度裂缝,而低于这一值时更易发育中-低角度裂缝。脆性也控制了储层自身的破裂能力。随着岩层脆性指数增大,在构造应力作用下岩层越易发生破裂导致裂缝发育程度较高;而脆性指数越低,岩层越易发生形变而非破裂,裂缝发育程度较弱或基本不发育。     

鄂尔多斯盆地长7段致密储层主要黏土矿物特征及其地质意义

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密储层表现为强压实、强胶结的致密化特征,其中伊利石、绿泥石等黏土矿物的大量存在是导致储层致密的重要原因。通过铸体薄片、扫描电镜、XRD等测试资料结合沉积、成岩环境分析,研究了长7段致密砂岩储层主要黏土矿物的微观赋存状态,并刻画了宏观分布特征,在此基础上探讨了其形成机理及对储层的影响。结果表明,长7段致密储层黏土矿物中伊利石含量最高,占黏土矿物总量的近60%,其次为绿泥石,占总量的30%以上,高岭石含量较低;受物源区母岩特征、砂岩成因类型、沉积环境、成岩流体性质等因素影响,各种黏土矿物平面分布具有差异性,陇东地区伊利石含量特别高,陕北地区绿泥石和高岭石含量相对较高;黏土矿物对陕北地区长7段致密砂岩最显著的影响表现为绿泥石膜对原生孔隙的保护及高岭石对孔隙的充填;而对陇东地区长7段致密砂岩最显著的影响则表现为伊利石对原生孔隙的普遍充填分割。沉积环境和原生孔隙条件的差异及自生黏土矿物形成过程中物质、流体复杂作用造成现今不同地区长7段致密储层孔隙发育特征的差异,并对开发特征产生影响。     

沿河湾探区低渗透储层构造裂缝特征及分布规律定量预测

鄂尔多斯盆地沿河湾探区主力油层上三叠统延长组长6¹油层组属于特低渗透储层,其裂缝发育和分布状况成为制约油气勘探和有效开发的瓶颈。根据露头地层、钻井岩心及岩石薄片等实物资料,利用古地磁岩心定向方法,对沿河湾探区上三叠统延长组长6¹储层构造裂缝的基本特征、裂缝力学性质和裂缝有效性进行了定性-定量化观测统计。结果表明,沿河湾探区长6¹储层主要发育有区域性NEE向和近SN向高角度的共轭构造裂缝系统;储层段岩心构造裂缝密度为0.12~3.56条/m,以偏张性裂缝为主,充填较为严重,多为无效裂缝。依据长6¹岩心构造裂缝观测值,以有限元数值模拟方法为基础,岩石破裂法和能量法相结合,建立了长6¹储层构造裂缝分布定量预测数学模型。利用该模型预测了目的层裂缝相对发育区、次发育区和不发育区,并预测了张剪裂缝走向,为建立沿河湾探区长6¹储层裂缝分布网络模型和今后油气勘探、开发提供了地质依据。     

川西彭州地区雷四段储集层构造裂缝特征及定量预测

川西彭州地区雷四段储集层构造裂缝发育,但其分布特征不清楚,严重影响雷四段天然气的高效开发。利用露头、岩心和岩石薄片观测,描述了储集层构造裂缝的发育特征,采用有限元方法模拟了喜马拉雅运动期的构造应力场,基于岩石破裂准则和弹性应变能预测了雷四段储集层构造裂缝的发育情况。结果表明,储集层构造裂缝以剪切裂缝为主,裂缝走向主要为北东—南西向、北西—南东向、近南北向和近东西向,裂缝延伸长度主要为10~70 m,构造裂缝密度主要为5~10条/m,喜马拉雅运动期生成的裂缝大都未被充填。喜马拉雅运动期雷四段最小水平主应力、最大水平主应力以及差应力分别为72.30~106.50 MPa、126.00~183.47 MPa和48.51~92.46 MPa。研究区断裂带预测构造裂缝密度远超过15条/m,雷四段预测构造裂缝密度主要为5~11条/m,背斜高部位的构造裂缝密度较两翼低,说明研究区裂缝的分布同时受构造位置和断层的控制。构造裂缝密度预测结果与实测结果的相对误差为4.2%~10.7%,预测结果可靠,为彭州地区雷四段碳酸盐岩气藏的勘探开发提供了地质依据。     

陇东地区三叠系长7段页岩油储层孔隙结构特征及成因机制

通过高压压汞、低温氮气吸附和核磁共振等实验,表征了鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系长7段页岩油储层的孔隙结构特征,并探讨了成岩作用对孔隙结构的影响。研究结果表明：①陇东地区三叠系长7段页岩油储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙度平均为7.55%,渗透率平均为0.149 mD,属于典型的特低孔、超低渗储层,储集空间类型以溶蚀孔、残余粒间孔、黏土晶间孔为主,并发育少量微裂缝; ②储层整体排驱压力较高,为0.67～27.54 MPa,平均为5.54 MPa,最大进汞饱和度较低,为33.22%～84.35%,平均为64.71%,且平均喉道半径小,为0.008～0.163 μm,平均为0.277 μm,表现出强非均质性特征;③研究区典型样品的等温线形态均呈反“S”型,属于典型的Ⅳ型等温线,易出现H₃型“滞回环”现象,孔径小于200 nm的孔隙以平行板状为主;④研究区长7段页岩油储层的孔径大多小于30 μm,且随着样品物性的变好,储层内较大尺寸孔隙（大于200 nm）的占比逐渐增多;⑤研究区长7段页岩油储层经历了较强压实、较弱胶结与较弱溶蚀等3种成岩作用,其中胶结作用和压实作用具有负面影响,溶蚀作用对储层品质和孔隙结构的改善具有建设性作用。     

鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地合水地区是长庆油田页岩油勘探开发的重点区块。根据铸体薄片、物性分析、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试分析结果,对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段页岩油储层特征及其主控因素进行了研究。研究结果表明：(1)合水地区长7段页岩油储层主要为一套灰黑—黑色细—粉砂岩,以岩屑长石砂岩为主,填隙物的体积分数平均为16.71%。岩石物性较差,平均孔隙度为8.15%,平均渗透率为0.102 mD,为超低孔—特低孔、超低渗型储层。(2)研究区孔隙类型以长石溶孔和残余粒间孔为主,以亚微米孔（直径为0.1～1.0μm）含量最多,占总孔隙数量的75.56%,纳米孔隙（直径小于0.1μm）数量次之,占总孔隙数量的17.94%。孔喉类型较复杂,溶蚀成因的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道为储层主要的喉道类型。(3)沉积作用、成岩作用及构造作用共同控制了研究区长7段页岩油储层的质量和分布。沉积作用为储层提供了物质基础,储层主要形成于深水重力流沉积环境,可分为砂质碎屑流砂体和浊流砂体等2种类型。中等—强压实强度的压实作用和胶结作用降低了储层物性,溶蚀作用对于改善储层物性具有一定的积极作用,构造作用形成...     

碳酸盐岩储层裂缝特征及主控因素

伊拉克A油田Asmari组为连陆局限-半局限台地沉积,发育白云岩、灰岩、砂岩和泥岩多种岩性,由于受扎格罗斯造山运动影响,断层及裂缝发育,导致储层结构复杂、非均质性强。基于岩心、薄片、成像测井和地震等资料对A油田Asmari组碳酸盐岩储层裂缝开展综合研究发现,A油田发育构造缝和成岩缝两种类型裂缝,主要以构造缝占主导。其中,以白云岩为主的A段裂缝发育程度高,裂缝密度大,但裂缝尺度小;以灰岩为主的B段裂缝发育程度低,裂缝密度小,发育中-大尺度裂缝。综合应力场模拟和地震叠前方位角各向异性研究A油田裂缝平面分布发现,裂缝主要分布在应力相对集中的断层附近和背斜轴部。结合构造及储层特征研究裂缝发育控制因素表明,扎格罗斯造山运动是研究区裂缝形成的主控因素,其控制了裂缝平面分布,距离断层越近,裂缝密度越大;而储层的岩性、物性及厚度主要控制了裂缝纵向发育规律。     

姬塬油田堡子湾南长4+5 储层裂缝特征及其影响因素分析

鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系储层中存在大量天然裂缝。该文通过岩心、显微薄片、测井解释多 尺度裂缝描述方法,以及应用古地磁、地应力、均一化温度测试等裂缝检测技术对姬塬油田堡子湾南长 4+5 储层天然裂缝特征和形成期次进行了分析,并对影响裂缝分布的因素进行了研究。结果表明：该区 长4+5 储层天然裂缝发育密度大,裂缝有效程度高,并以高角度裂缝为主;裂缝方向受区域构造运动影 响,主要为北东-南西向;岩性、岩层厚度、沉积微相等是影响裂缝发育的主要因素。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩及生排烃研究

通过烃源岩地球化学数据分析、测井有机碳计算、生烃潜力法及生排烃史模拟,研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段有效烃源岩的分布、生排烃史及排烃强度。长7段有机碳含量大于1.0%的暗色泥岩（含油页岩）厚度主要为20~90 m,平均有机碳含量主要介于2%~9%,其有效烃源岩分布以w（TOC）=1.0%和R_o=0.7%为界限,具有大面积广覆式分布的特征;长7段有效烃源岩在侏罗纪末期开始成熟生烃,主要在早白垩世早期（140~130 Ma,R_o≈0.7%）开始排烃,至早白垩世末期（100 Ma）达到生排烃高峰（R_o≈1.0%）,最大产油率接近400 mg/g,排油率达308 mg/g,晚白垩世以来的区域性构造抬升使得生烃停止;长7段有效烃源岩排烃强度主要分布于（10~250）×104 t/km2,具有强排烃特征,以长6—长8段致密油为主的延长组油藏主要分布于排烃强度大于20×104 t/km2的地区,油气具有近源短距离富集的特点。      

Fracture prediction in the tight-oil reservoirs of the Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin, northern China

It is important to predict the fracture distribution in the tight reservoirs of the Ordos Basin because fracturing is very crucial for the reconstruction of the low-permeability reservoirs. Three-dimensional finite element models are used to predict the fracture orientation and distribution of the Triassic Yanchang Formation in the Longdong area,southern Ordos Basin. The numerical modeling is based on the distribution of sand bodies in the Chang 7_1 and 7_2 members, and the different forces that have been exerted along each boundary of the basin in the Late Mesozoic and the Cenozoic. The calculated results demonstrate that the fracture orientations in the Late Mesozoic and the Cenozoic are NW–EW and NNE–ENE, respectively. In this paper, the two-factor method is applied to analyze the distribution of fracture density. The distribution maps of predicted fracture density in the Chang 7_1 and 7_2 members are obtained, indicating that the tectonic movement in the Late Mesozoic has a greater influence on the fracture development than that in the Cenozoic. The average fracture densities in the Chang 7_1 and 7_2 members are similar,but there are differences in their distributions. Compared with other geological elements, the lithology and the layer thickness are the primary factors that control the stressdistribution in the study area, which further determine the fracture distribution in the stable Ordos Basin. The predicted fracture density and the two-factor method can be utilized to guide future exploration in the tight-sand reservoirs.