超深层裂缝—孔隙型致密砂岩储层特征与属性建模——以库车坳陷克深8气藏为例

库车坳陷克深8气藏巴什基奇克组为超深层裂缝—孔隙型双重介质致密砂岩储层,系统开展储层特征分析及属性建模研究,可为克深8气藏高产稳产开发井的部署及开发措施的制定提供地质依据。薄片观察、扫描电镜、激光共聚焦和电子探针综合分析表明,巴什基奇克组储层以岩屑长石砂岩为主,孔隙类型主要为粒间孔,其次为粒内溶孔;在构造建模和岩相建模的基础上,采用序贯高斯模拟方法建立了基质孔隙度模型,并利用孔渗关系曲线方程建立了基质渗透率模型,划分出3个基质孔渗发育区。克深8气藏的构造裂缝主要形成于喜马拉雅运动中晚期近南北向的构造挤压作用,以直立剪切缝和高角度张性缝为主,在成像测井图像上表现为平行式组合和斜交式组合,部分高角度张性缝被硬石膏和白云石等矿物充填;基于构造应力场有限元数值模拟对构造裂缝参数进行了数值模拟计算,并以此为基础,采用序贯高斯模拟方法建立了构造裂缝属性模型,识别出4个孔隙度高值区和5个渗透率高值区。最后将储层基质属性模型与构造裂缝属性模型进行加和运算建立了双重介质属性模型,平面上划分出KS807井区、KS8-5井区和KS8-8—KS806井区3个高产稳产区,纵向上第3砂层组为高产稳产层段,在开发中应优先考虑。     

超深层致密砂岩储层构造裂缝分布特征及其成因——以塔里木盆地库车前陆冲断带克深气田为例

综合采用岩心、薄片及成像测井等资料,对塔里木盆地克深气田巴什基奇克组超深层致密砂岩储层构造裂缝的基本特征与形成序列进行了分析,在此基础上讨论了裂缝产状、力学性质、密度、开度、充填性和充填物的差异性分布及其成因,最后探讨了不同气藏应采取的储层改造措施和有利勘探目标。结果表明:克深气田主要发育3期构造裂缝,各个气藏之间构造裂缝具有明显差异性,主要受构造变形时间和成岩孔隙水介质环境控制。北部克深5和克深6气藏为早期缓慢挤压变形,主要形成与背斜长轴近似平行的直立或高角度张性裂缝;中部克深2气藏变形时间稍晚,近NS走向剪切裂缝和近EW走向张性裂缝共存,并且前者略占优势;南部克深8和克深9气藏变形时间最晚,主要形成近NS走向的直立剪切裂缝。自北向南,主差应力与岩石抗压强度的比值先增大后减小,裂缝密度随之先增大后减小,同时裂缝优势走向与现今水平最大主应力之间由大角度相交逐渐变为近似平行,并且裂缝形成时间越来越晚,充填率逐渐降低,因此裂缝有效开度逐渐增大。巴什基奇克组沉积期的水体总体呈咸化状态,北部克深5、克深6和克深2区块为淡水-半咸水介质成岩环境,裂缝充填物主要为方解石,储层改造措施应以酸化为主;...     

库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律

为了搞清塔里木盆地库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律,以便为该气藏后续井位部署、完井酸化压裂以及建立裂缝和基质统一的三维非均质地质模型提供依据和参数,通过对该气藏单井岩心裂缝的观察描述、镜下薄片和成像测井资料的分析统计,运用系列经验公式计算求取了单井裂缝密度、开度、裂缝孔隙度、裂缝渗透率等表征大北1气藏白垩系储层裂缝发育情况的参数;并在此基础上,从气藏地层厚度与裂缝发育程度的关系,岩相、沉积微相与裂缝发育程度关系,以及构造角度与裂缝发育程度的关系等方面分析了影响裂缝发育的控制因素。最后得出结论：大北1气藏白垩系储层裂缝在粒度较细的薄砂层、构造角度大的部位中比较发育。     

超深层致密砂岩构造裂缝特征及其对储层的改造作用——以塔里木盆地库车坳陷克深气田白垩系为例

库车坳陷克深气田是塔里木盆地天然气上产增储的最重要战场之一,也是国家“一带一路”能源大通道的主要气源区,但产气储层埋深超过6 000m,网状缝—垂向缝发育、密度为3~12条/m,基质孔隙度平均为3.8%,基质渗透率平均为0.128×10^-3μm²。为揭示超深层裂缝对储层性质及天然气高产稳产的影响。综合岩心、薄片及成像测井资料,对库车坳陷克深气田巴什基奇克组致密砂岩储层构造裂缝特征进行了表征,并分析了构造裂缝对储层的改造作用。克深气田的构造裂缝包括近EW向、高角度为主的张性裂缝和近NS向、直立为主的剪切裂缝2组,前者充填率相对较高,后者多数未被充填;微观构造裂缝多为穿粒缝,缝宽10~100μm;构造裂缝在FMI成像测井图像上以平行式组合为主。构造裂缝对克深气田储层的改造作用主要体现在3个方面：构造裂缝直接提高了储层渗透率;沿构造裂缝发生溶蚀作用有效改善孔喉结构;早期充填裂缝仍可作为有效渗流通道。背斜高部位是构造裂缝渗透率的高值区,控制了天然气的富集高产。网状及垂向开启缝与储层基质孔喉高效沟通,形成视均质—中等非均质体,可使天然气产量高产且长期稳产。     

腰英台地区青山口组裂缝期次及对渗流的影响

裂缝对腰英台地区青山口组的储层发育和产能具有重要影响。利用露头、岩心、测井等资料,结合室内实验测试,对该区裂缝发育特征、期次等进行了系统分析。该区主要发育构造缝和成岩缝,以大于７５°的高角度缝和直立剪切缝为主,裂缝具有宽度小（闭合）、间距大、密度小的特征。储层裂缝形成期次分为３ 期,第１ 期为成岩缝,多充填泥质或炭;第２ 期裂缝为构造缝,形成于嫩江组沉积末期构造运动,常见方解石充填;第３ 期裂缝也为构造裂缝,形成于明水组沉积末期的构造反转运动,充填程度低。受现今应力场的影响,近ＥＷ 裂缝的张开度大、渗透率高,是布置开发井网时优先考虑的方向。油田开发过程中,不同组系裂缝渗透性的动态变化各不相同,要及时进行相应的井网调整。     

超深层致密砂岩储层裂缝定量评价及预测研究——以塔里木盆地克深气田为例

塔里木盆地库车坳陷克深气田区白垩系巴什基奇克组是库车山前的主力产气层段,具有埋深大、基质物性差、构造裂缝整体发育的特征。利用钻井取心、FMI成像、钻完井漏失量、试采压力恢复资料,结合CT扫描定量分析、高压压汞、扫描电镜、裂缝充填物测年等实验分析方法,开展了低地震资料品质下的超深层致密砂岩储层裂缝的定量评价与预测。认为克深气田区总体发育3期构造裂缝,以高角度半充填剪切缝为主,有效开启度为50~300μm,主要走向以近SN向为主,见EW走向裂缝|主要受古应力的大小及方向控制,同时受地层原始岩性组构影响|第三期构造裂缝与储层演化配置关系最好,对储层渗透率的提升起到关键作用。裂缝的高渗流区主要分布在背斜高部位、断裂的转折端及次级断裂附近。构造裂缝有效沟通了单砂体,可整体提高储层渗透率1~3个数量级,构造裂缝派生的微裂缝可有效沟通其周围的基质孔喉,沿裂缝网络更易发育次生溶蚀孔隙。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明:大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度为12%～14%,形成常规油藏;第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度为8%～10%,常规气藏与致密深盆气藏共存;第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造,天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测奠定一定的理论基础。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明：大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度在12%～14%之间,形成常规油藏,第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度在8%～10%之间,常规气藏与致密深盆气藏共存,第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测提供一定的理论基础。     

运用弹性位移理论预测盐下超深储层裂缝有效性——以克深2,8号构造为例

塔里木盆地库车坳陷克深2,8号构造盐下深层的白垩系巴什基奇克组主要为裂缝性低孔砂岩储层,岩心实验及单井测试资料表明,裂缝是影响单井产量的主要因素。研究发现,克深2号气藏部分井存在裂缝少但产量高、裂缝多但产量不高的现象,说明裂缝的多少并不是决定产量的关键性因素。为此,文中尝试采用基于岩石力学的弹性位移理论,从裂缝有效性的角度对克深2,8号构造进行二维数值模拟。通过模拟,可计算最大哥伦布剪切应力分布状态。最大哥伦布剪切应力越高,岩石越易破裂,裂缝有效性就越高。模拟结果表明:克深2号构造裂缝有利发育区位于构造的西部、中部地区,构造东部裂缝的有效性较低;克深8号构造的裂缝有效性,模拟结果整体上高于克深2号构造,且呈带状分布。这一结果与岩心、钻井漏失及测试资料吻合程度高。     

超深层气藏裂缝发育模式及水侵规律——以塔里木盆地克深2、9、8气藏为例

裂缝发育程度是塔里木盆地超深层气藏高产及水侵主控因素,但针对不同气藏间裂缝发育模式划分及不同模式下水侵规律研究较少。为此,以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象,基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料,结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证,系统研究了不同气藏裂缝发育模式及水侵规律。结果表明：(1)克深2、9、8气藏分别发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝模式,裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高;(2)克深2、9、8气藏主要发育EW向高角度构造裂缝,裂缝规模、有效性、物性、无阻流量、泥浆漏失量等裂缝定量表征静动态参数均值及其井间差异程度依次增高;(3)气水分布主要受裂缝发育模式控制,克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高,分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式;(4)裂缝发育模式决定水侵速度和采收率,方向型克深2气藏非均匀水侵速度快,物理模拟水驱气效率低,气藏最终采收率低,缝网型克深8气藏水侵规律反之,过渡型克深9气藏表现居中。研究成果可为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导...     

裂缝发育对超深层致密砂岩储层的改造作用——以塔里木盆地库车坳陷克深气田为例

塔里木盆地库车坳陷是“西气东输”的主力气源地之一,克深气田区白垩系巴什基奇克组是库车山前的主力产气层段,埋深超过6 000 m,储层基质渗透率低,普遍小于0.1×10^-3 μm²。裂缝发育可以显著改善储层渗透率,分析、量化裂缝发育特征,预测裂缝渗透率空间分布规律是该区天然气开发的关键问题。利用钻井取心、FMI成像、碳氧同位素年代学分析与露头区全息激光扫描裂缝建模,结合CT扫描定量分析、扫描电镜、阴极发光、激光共聚焦显微镜、高压压汞以及电子探针显微镜等实验分析方法,从静态定性到动态定量分析了裂缝发育对该区储层储集性的改造作用。克深气田构造裂缝以半充填剪切缝为主,有效开启度为0.2～1.5 mm。主要发育3期构造裂缝,不同期次裂缝受控于构造应力,以不同的排列方式分布在不同构造位置。裂缝孔隙度整体小于0.1%,但可提升储层渗透率1～3个数量级,纵向上不整合面下方150 m以内发育裂缝改造的高渗流储层。早期和中期裂缝成为致密储层成岩胶结的通道,不利于连通孔喉的保存;晚期裂缝发育伴随油气充注期,对储层基质孔喉有溶蚀扩大的改造作用;微裂缝对储层孔喉沟通具有一定的选择性及局限性,仅沟通其开度10~100倍范围内的孔喉。总之,晚期形成的裂缝网络为储层的高渗流区,是气田高产的关键。     

塔里木盆地克深2气田储层构造裂缝多方法综合评价

构造裂缝是改善克深2气田低渗透砂岩储层物性的重要因素,对构造裂缝的分布特征进行分析有利于提高钻井成功率,综合采用岩心描述、数值模拟、主曲率法、二元法以及天然气产能数据,对克深2气田巴什基奇克组的构造裂缝进行了多方法综合评价。结果表明:克深2气田的构造裂缝以直立和高角度的剪切裂缝为主,断层附近多发育密集网状缝,且具有较高的充填程度;深度越大,构造裂缝的分布越趋于分散;背斜高部位的构造裂缝线密度较低,但开度和孔隙度等物性参数较高,构造裂缝的整体发育程度较强,且充填程度较低,通常具有较高的产能,背斜翼部和构造低部位则与之相反;鞍部构造裂缝也较发育,但受较高的充填程度或其他未知因素的影响,天然气产能较低。研究还得出,构造裂缝密度并未考虑裂缝的开度,因此在油气田开发中单纯根据构造裂缝密度值来判断构造裂缝发育有利区并不合适,在粗略评价构造裂缝发育程度时,可采用构造裂缝的孔隙度或渗透率,精细评价时还要考虑裂缝产状、延伸距离、连通性和有效性等因素进行综合分析。构造裂缝发育程度的系统化和定量化综合评价仍然是一个有待攻关的前沿课题。     

四川盆地川西坳陷新场须家河组二段致密砂岩储层裂缝发育特征及主控因素

四川盆地川西坳陷新场须家河组二段（须二段）砂岩储层具有埋藏深、致密的特点,天然裂缝的发育对储层至关重要。通过地表露头调查、岩心观察、常规测井和成像测井解释等手段分析新场须二段气藏天然裂缝的发育特征,认为须二段储层裂缝可划分为网状缝、立缝、高角度缝、斜缝、低角度缝和平缝,以低角度缝和斜缝为主;裂缝主要发育在新场构造带中东部地区的须二段中、上亚段,走向主要为NE-SW向、NW-SE向和EW向,以EW向晚期构造裂缝最发育,并与区内现今最大主应力方向一致。基于裂缝参数与产能参数交会分析,明确不同类型裂缝对产能的贡献度,认为新场须二段气藏有效裂缝为倾角大于30°的构造裂缝（立缝、高角度缝和斜缝）。区内有效裂缝的发育受控于断裂、构造变形、岩石粒度、岩石成分和岩层厚度等多方面因素,但距离晚期SN向逆断层的距离是须二段天然构造裂缝发育的关键控制因素,其次是构造变形及构造组合样式。距离晚期SN向逆断层上盘200 m范围内的褶皱发育区可作为新场地区今后裂缝预测、评价及天然气开发的重点区域。     

川东北元坝地区长兴组礁滩相储层裂缝特征及主控因素

四川盆地东北部元坝地区是我国天然气勘探开发的重要区域。该区长兴组礁滩相储层天然裂缝普遍发育、控制因素复杂,是影响储层物性和气藏开采效果的关键因素。综合利用岩心、薄片、成像测井等资料,对该区长兴组储层天然裂缝的成因类型和发育特征进行了系统研究,在此基础上阐明了裂缝发育的主要控制因素。研究结果表明：①元坝地区长兴组礁滩相储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝,根据力学性质构造裂缝可进一步划分为剪切裂缝和张性裂缝;成岩裂缝主要包括溶蚀裂缝、构造—溶蚀裂缝及压溶裂缝3类;②构造剪切裂缝为主要天然裂缝类型,裂缝走向以NW—SE向为主,主要为高角度裂缝和斜交裂缝,绝大多数裂缝高度小于30cm,裂缝总体有效性较好;③天然裂缝的发育主要受构造与应力、岩性、层厚和沉积微相等因素综合控制,受构造与应力影响,裂缝走向具有明显优势方位;白云岩类较灰岩类裂缝更为发育;高角度裂缝和斜交裂缝规模和发育程度受层厚控制明显;不同沉积微相中构造裂缝发育程度存在较大差异。     

塔北隆起西部地区白垩系碎屑岩油气成藏规律及成藏模式

以岩心观察、物性分析、地球化学分析和三维地震资料为基础,通过单井、连井沉积相分析、地震精细解释及优势砂体识别等方法,从油气来源、油气充注特征、输导体系及储盖组合等4个方面对塔北隆起西部地区白垩系碎屑岩油气成藏规律及模式进行了研究。研究结果表明：(1)研究区白垩系油气具有“陆源”特征,石油主要来自库车坳陷三叠系湖相烃源岩,天然气主要来自库车坳陷侏罗系煤系烃源岩,区内深部三叠系海相烃源岩贡献极小。(2)研究区白垩系油气充注持续时间长,成藏时期晚,早期生油,晚期生气,油成藏于中新世（4.0～22.0 Ma）,气成藏于晚中新世—中上新世（3.5～11.0 Ma）,受2.6～3.5 Ma构造隆升影响,气藏成熟度较低。(3)研究区油气输导体系较发育,天山南地区以断裂和不整合面作为主要运移通道;顺北地区以不整合面和巴西改组薄层砂体为运移通道。(4)研究区储层主要发育在舒善河组和巴西改组,含砂率一般高于60%,与其上部发育的连续泥岩构成良好的储盖组合;优质储层的分布受沉积相控制,天山南地区优质储层主要分布在扇三角洲前缘砂坝及滩坝,顺北地区优质储层主要分布在辫状河三角洲前缘朵体,目前探井未钻遇朵体最高部...     

川西北地区三叠系须家河组深层储层特征及主控因素

川西北地区三叠系须家河组深层碎屑岩是重要的天然气勘探领域,储层质量对气藏发育规模至关重要。应用岩心、露头、地震和测井等资料,对川西北地区三叠系须家河组储层特征及其主控因素进行了分析,并对有利储层发育区进行了评价。研究结果表明：①川西北地区三叠系须家河组深层有效储层属低孔低渗储层,主要发育于三角洲水下分流河道、河口砂坝等微相,岩性以粗砂岩和含砾细砂岩为主,储集空间主要为原生孔、粒内和粒间溶蚀孔及裂缝。②研究区有效储层的发育主要受沉积微相、成岩作用和构造破裂作用等因素控制。水下分流河道砂体最为有利;溶蚀作用形成溶蚀孔隙,并对原生孔隙进行改造,有效提高了砂体物性;构造破裂作用产生的构造裂缝对有效储层的形成具有重要影响。③研究区须家河组三角洲前缘水下分流河道发育大面积砂体,较多的原生孔隙在早期快速埋藏过程中得以保存;在后期埋藏成岩过程中,烃类生成过程中产生的有机酸使得岩石产生了大量溶蚀孔隙;喜山期构造运动形成的大量裂缝优化了储层物性。④川西北地区三叠系须家河组相对优质储层主要分布于老关庙—文兴场—柘坝场、中台山、黎雅庙及剑门关等4个区域。     

四川盆地川西坳陷新场须家河组二段气藏甜点模式及形成机理

致密砂岩气藏甜点评价是储量有效动用的关键.基于四川盆地川西坳陷新场须家河组二段气藏精细解剖,阐明了气藏甜点地质特征,建立了气藏甜点模式和识别标准,明确了甜点空间分布特征,探讨了致密气藏甜点形成机理.结果表明:① 有效储层划分为两种类型,分别为平缝发育的中-粗粒砂岩和块状层理的中粒砂岩,且有效裂缝为倾角大于30°的构造缝...