镇泾区块长8层油藏人工裂缝特征分析

统计了镇泾区块长8层油藏水平井水力压裂裂缝监测结果,分析了人工裂缝形态、延伸方向、缝长、缝高等特征,研究结果表明:该区人工裂缝主要为两翼基本对称的等长垂直缝。同时,分析了影响人工裂缝延伸形态的因素,包括断层、天然裂缝及相邻层段压裂的影响等,为该地区水力压裂方案设计提供依据。     

储层裂缝描述与预测研究进展

在多年裂缝研究实践的基础上,结合国内外裂缝研究的相关成果,简要分析了储层裂缝研究存在的问题、目前的研究现状和发展趋势,分析总结了储层裂缝研究的基本思路,提出了储层裂缝研究的时间序列、并扼要介绍了储层裂缝描述和预测的主要技术方法。     

埋藏过程中泥页岩非构造裂缝的形成演化模式

通过归纳总结前人研究成果,同时考虑到泥页岩普遍具有层理发育、非均质性、力学性质各向异性、欠压实作用和烃类生成等本身固有的特殊性质,划分了泥页岩非构造裂缝的主要类型,分析了泥页岩非构造裂缝分布的深度区间。依据覆压条件下的孔隙度、渗透率测试数据,获得了泥页岩裂缝覆压闭合的临界围压和对应的深度范围。综合分析认为：泥页岩非构造裂缝主要有干裂裂缝、水下收缩裂缝、成岩层理裂缝、超压裂缝（欠压实超压裂缝和生烃超压裂缝）和现代表生裂缝5种类型。泥页岩覆压渗透率测试数据揭示,当上覆岩层的垂直有效压力达到15 MPa时,常压泥页岩的天然缝裂缝（水平方向）将发生闭合。裂缝覆压闭合门限深度为870～1 138 m,平均为1 000 m。超压泥页岩底界深度与泥页岩裂缝（水平方向）覆压闭合深度一致,超压带底界之下的泥页岩裂缝通常不再保持开启状态。埋藏过程中泥页岩非构造裂缝形成演化具有时序性/阶段性,即从沉积开始到最大埋藏深度的不同阶段,泥质沉积物或泥页岩形成不同类型的非构造裂缝,由浅至深依次形成表层干裂裂缝—浅层水下收缩裂缝—中深层欠压实超压裂缝—深层生烃超压裂缝—超深层闭合裂缝。     

利用测井技术识别和探测裂缝

在测井新技术中用于裂缝识别与研究的主要是地层微电阻率扫描成像、声波成像和方位侧向成像等成像测井系列.常规测井技术与成像测井技术结合,不但可以识别裂缝,计算裂缝的几何参数,还能给出裂缝的有效性、发育程度等参数,进一步分析裂缝网络的横向展布情况.给出的实例说明了测井技术在探测裂缝方面的实用性.     

准噶尔盆地夏40井区风城组储集空间特征

准噶尔盆地夏40井区储层致密。根据大量岩心、镜下薄片观察认为,风城组储集空间类型以裂缝型为主、孔隙不发育为特征。发育的裂缝类型有泄水缝、构造缝、层间缝和颗粒内微裂缝等类型,其中泄水缝和构造缝较为发育,颗粒内微裂缝次之。裂缝发育与构造、岩性有着密切的关系,夏40井区风城组勘探的关键是寻找裂缝发育带。由于基质孔隙不发育,酸化措施不能从根本上改善储层性质,建议对地层采取压裂改造。     

考虑尖端塑性的垂直裂缝延伸计算

基于断裂力学、弹塑性力学,对水力压裂裂缝延伸过程中的尖端塑性区进行了研究,给出了裂缝尖端塑性区的定量表达式,推导了缝尖塑性区影响下的缝高扩展方程,建立了考虑缝尖塑性屈服的裂缝三维延伸数学模型,模拟分析了缝尖塑性屈服对水力裂缝扩展的影响.研究表明,在缝尖塑性屈服影响下,缝长延伸略有增加,缝高延伸得到比较明显的遏制;缝尖塑性屈服导致裂缝扩展所需作业压力增加,作业压力增加的同时会导致缝宽方向扩展的增加,越靠近裂缝端部,缝尖塑性屈服对作业压力及缝宽扩展的影响越明显.     

储层裂缝发育等级划分研究

为避免由非裂缝因素引起单个裂缝参数响应所导致的裂缝储层误判,综合考虑裂缝参数对裂缝发育等级划分进行研究.对裂缝分维、裂缝概率、裂缝孔隙度和次生孔隙度等4个参数进行了深入研究.给出这4个参数的计算公式,通过对比分析得出裂缝发育的分级标准,将4个参数相结合对裂缝发育程度进行等级划分.依据裂缝发育的划分标准对邛西A井致密砂岩储层裂缝参数进行评价,评价结果与成像测井识别的裂缝符合率为72％,取得了较好的效果.     

裂缝三维地质建模的难点与对策

裂缝三维地质建模通常包括裂缝强度建模、离散裂缝网络建模和裂缝属性建模3个主要步骤,在这3个步骤中面临着如何将裂缝信息和成果归一化以及如何三维量化描述裂缝开度和渗透率属性参数等诸多难点.对上述问题进行了初步探讨,并总结出具体的解决方法.首先,利用成像测井或常规测井裂缝解释的数据作为基本数据点,以动态分析及地震检测等资料为约束条件,选用合适的地质统计学方法建立裂缝强度模型;其次,综合利用岩心、测井及动态监测等研究成果,建立离散裂缝网络模型;最后,运用岩心裂缝分析和经验公式相结合的方式获得初步的裂缝属性模型,并根据试井分析等方法获得的裂缝渗透率等参数进行调整,得到最终的裂缝属性模型.运用上述方法结合国际主流的裂缝研究与建模软件,可定量描述裂缝的三维分布,为油藏数值模拟及油藏研究提供更好的支持.     

元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝综合预测

为了探明川东北元坝地区中部珍珠冲段砂砾岩储层裂缝的发育特征和分布情况,采用野外露头调查、岩心观侧以及成像侧井等手段对珍珠冲段储层裂缝进行了研究。结果表明,珍珠冲段储层裂缝以高角度缝为主,裂缝发育的优势方位为近EW向和NWW向,优势方位的裂缝走向与现今最大水平主应力方向大致一致,且高角度缝和直立缝的充填程度较低,说明工区裂缝的有效性较好。综合运用AVAZ裂缝检侧技术、构造曲率法和古构造应力场数值模拟法,结合现场生产资料对珍珠冲段储层的裂缝分布进行预侧,可知裂缝发育的有利区主要为断鼻构造、多组断裂带的交会部位及断裂转折端。     

缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展机理

应用损伤力学的方法,建立了缝洞型碳酸盐岩储层水力裂缝扩展的物理模型和数学模型,探讨了在渗流场、应力场和温度场共同作用下水力裂缝受到天然裂缝和缝洞体干扰后其走向的影响因素,研究了不同条件下裂缝的形态,分析了缝内压力的变化趋势。模拟结果表明,水力裂缝遇到天然裂缝和缝洞体后,一部分水力载荷损失在非水力裂缝路径上,但迂曲一段距离后仍会沿着平行于最大水平主应力方向延伸。水力裂缝迂曲转向的临界条件随天然裂缝与最大水平主应力方向夹角以及天然裂缝和缝洞体规模的不同而发生改变。由于迂曲转向引起的摩阻增加,使得缝内压力下降明显。     

浅析低效油田乌5井区压裂改造技术

新疆克拉玛依低效油田乌5井区属低孔、低渗、低饱和度的油藏,产量低,开采困难。针对乌5井区油藏地质特征,指出了该井区压裂改造的技术难点;给出了乌5井区的压裂改造方案,先进行优化压裂设计,选择高性能的压裂液,进行施工过程的控制和压后排液管理。现场压裂施工使油井增产明显。     

油气井压裂时地层岩石新的破裂压力计算模型的建立

考虑地层岩石存在天然微裂隙这一客观事实，建立了地应力与压裂液共同作用时，地层裂隙的应力强度因子表达式；根据断裂判据，推得了地层破裂压力计算模型；并对某油田几口井进行了实算与电算对比，验证了模型的可靠性。     

基于离散裂缝模型的裂缝井渗流压力场分析

人工压裂技术是低渗透油藏开采的重要技术手段,为深入了解垂直裂缝井生产过程中地层压力分布规律,基于离散裂缝模型,对人工裂缝进行降维处理,实现对裂缝的合理简化,在保证计算精度的同时有效提高计算效率.以此为基础建立裂缝井渗流压力计算模型,利用有限元方法进行离散求解,得到不同时间地层中压力的剖面图.通过对定压边界下单裂缝井和多裂缝井的计算可以看出,对于定产量生产的油井,在相同的生产时间内,裂缝内压力下降幅度明显高于地层,压力也比周围区域偏低.对于同一地层中的不同裂缝,裂缝导流能力越强,流体在裂缝内流动时消耗压力越少,井底压力等值线越稀疏.井底附近等压线为一组近似椭圆,其长轴长度与裂缝长度有关.     

裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究

采用大尺寸真三轴实验系统,探讨了天然裂缝与水力裂缝干扰后水力裂缝走向的宏观和微观影响因素,分析了压力曲线,提出了天然裂缝破坏准则,分析了不同地应力状态下裂缝的形态。试验结果表明,在常规应力状态下,水平主应力差和逼近角是水平裂缝走向的宏观影响因素;天然裂缝界面摩擦系数和缝内净压力无因次量是微观影响因素。给出了确定天然裂缝破坏边界线的回归公式,揭示了裂缝性油气藏水力裂缝与天然裂缝的干扰机理。局部构造应力状态对水力裂缝扩展的影响大于对天然裂缝的影响。     

库车坳陷迪那气田古近系裂缝发育的多样性与差异性

以岩心观察和薄片鉴定为基础,辅以扫描电镜、粘土矿物X-衍射、流体包裹体、油层物性分析等手段,结合区域地质研究成果,系统研究塔里木盆地库车坳陷迪那气田古近系低渗-特低渗砂岩储层裂缝的多样性和差异性。结果表明：宏、微观裂缝主要为构造裂缝,其余依次为溶蚀裂缝、成岩裂缝和超压裂缝。构造裂缝分为剪切裂缝、扩张裂缝和震裂缝3种主要类型（以剪切裂缝为主）和3个发育期次;其中对储集烃类最为有效的裂缝形成于晚喜马拉雅期（上新世末期,即2.6~1.81 Ma）的构造挤压作用;溶蚀裂缝、成岩裂缝与超压裂缝与油气注入引起的溶蚀作用、粘土矿物脱水收缩、强烈构造挤压、快速深埋及流体增压造成的地层超压有关,主要形成时间为库车末期至西域期（2 Ma至现今）。裂缝发育的差异性主要受岩石类型、沉积相带、单层厚度和与主控断层距离的控制。位于气田中部的水下分流河道以粉细砂岩为主,裂缝最发育,单井产能高。裂缝线密度与单层厚度呈“座椅”式负相关,随着与主控断层距离增大而减小;泥岩裂缝线密度小于0.4条/m,且与单层厚度无关。     

陆相砂砾岩油藏裂缝发育特征分析——以克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏是低孔、低渗的块状砂砾岩油藏,裂缝发育,既有构造缝,也有非构造缝.据岩心观察、成像测井和薄片鉴定,将裂缝分为4种类型微裂缝、斜交裂缝、高角度裂缝和网状裂缝.油藏西部以低角度缝为主,裂缝倾角为0～40°,方位为170～180°;油藏东部多为高角度缝或直劈缝,裂缝倾角为10～60°和80～90°,方位为60～120°和170～190°.认为岩性和局部构造位置是控制该油藏裂缝发育的主要因素,不同岩性交互的层段裂缝发育程度高.构造缝主要为剪切裂缝,裂缝延伸方向与区域最大主应力方向相关,非构造缝为砾缘溶蚀缝等.图6参11     

裂缝性地层水力裂缝复杂形态延伸分析

多种研究表明,在裂缝性地层中,水力裂缝由于受天然裂缝作用的影响可能延伸为多分支、非平面的复杂裂缝体系.从矿场试验、室内实验、数字实验和图貌监测4个方面分别论证裂缝性油气藏压裂过程中天然裂缝的存在对水力裂缝延伸的影响,并分析裂缝性地层水力裂缝沿天然裂缝的非平面延伸规律.矿场相交试验结果表明,在地质非连续体地层中,压裂后的水力裂缝多以分支缝的方式延伸;室内相交实验发现,在一定的逼近角和水平主应力差条件下,天然裂缝会改变水力裂缝的延伸形态和扩展模式;数值模拟方法和微地震监测证实,裂缝性储层水力压裂后所形成的裂缝体系是复杂的缝网系统.裂缝性地层中水力裂缝呈复杂的非平面延伸,与均质地层压裂产生的对称双翼平面裂缝有很大差异.     

南堡凹陷断裂系统类型及其控藏作用

为了分析南堡凹陷不同类型断裂对油气分布的控制作用,首先利用生长指数剖面法、主干断裂活动速率法和剖面伸展率法分析断裂的主要活动时期和各时期应力性质,然后在此基础上划分断裂系统,研究每套断裂系统对油气运聚的控制作用,分析下一步勘探有利区。研究认为:南堡凹陷断裂主要活动时期分别为古近系沙河街组三段、东营组沉积末期和新近系明化镇组沉积时期,其性质分别为伸展变形、走滑伸展和张扭变形;依据南堡凹陷断裂"3期3性质"的演化特征,可将断裂划分为6套断裂系统;第1成藏关键时期发育5套断裂系统,V型和VI型断裂系统起输导作用,第2成藏关键时期发育6套断裂系统,Ⅲ、V型和VI型断裂系统起输导作用;下一步勘探的重点应为高柳断裂以南中深部源岩层内Ⅰ、Ⅱ和Ⅳ型断裂系统控制的构造高部位。     

基于天然裂缝网络的二维裂缝度预测技术及应用研究

简要介绍了基于天然裂缝网络的二维裂缝度预测技术的方法原理,讨论了裂缝频度、裂缝密度和裂缝度的物理意义。裂缝度与裂缝长度的分布有关,它反映了裂缝总面积所占测量总面积百分率的大小,是裂缝性油气田的优势裂缝发育带预测及储量估算的重要参数。采用二维裂缝度预测技术以及地震一地质相结合进行裂缝预测的研究思路及方法,以野外露头与钻井岩心裂缝调查所获取的深部信息为基础,通过室内数值模拟和推导,并结合实际三维地震资料,对川西HXC气田须家河组二段储层裂缝网络系统进行了预测。研究成果得到了钻井验证,指出了裂缝发育的区域。