适应油藏裂缝系统 优化注水开发井网——以安塞油田坪北区特低渗透砂岩油藏为例

安塞油田坪北区为低渗透裂缝油藏,通过野外露头观察,应用岩心裂缝描述、古地磁测定、岩石力学实验、微地震波监测、三维水力裂缝模拟和地应力分析,研究了油藏储层天然裂缝产状、裂缝性质、裂缝发育程度和分布规律共有4组,其走向方位分别为43.5°、320°、90.4°和2.5°,主要集中在43.5°和320°。人工裂缝主要发育方向为北东75°,生产动态特性表明油层存在双重孔隙介质,井与井间地层压力恢复程度差异大,利用裂缝系统特征,加密调整注水开发井网取得较好效果。     

利用AVAZ技术预测变质岩裂缝的方法及效果分析——以大民屯变质岩潜山裂缝为例

大民屯凹陷变质岩潜山变质岩岩性复杂,岩性空间变化较大,储层表现为裂缝—孔隙双重介质的特点,预测其裂缝发育的走向和密度是油气勘探的重要环节。针对研究区高陡裂缝的特点,利用P波在各向异性介质中传播时具有振幅随方位角变化的特性(AVAZ),对裂缝发育方向和密度等进行了定量—半定量预测。基于叠前道集,采用了三种不同分方位角道集的方案,并结合成像测井成果,对三种预测结果进行了对比分析和优选,认为第一种分方位角方案,即方位角分为0°~110°、110°~130°、130°~180°的方案更适合本区裂缝预测。研究结果显示:大民屯潜山带裂缝主要发育于静安堡构造带和平安堡构造带;在西部潜山带,裂缝发育方位主要为NWW—NNW向;在中部潜山带,主要发育NW向。     

涪陵页岩气田裂缝复杂度的有效方式研究

涪陵页岩气田地质构造复杂多样,针对一些区域大尺度天然裂缝、构造缝发育的问题,开展暂堵转向压裂工艺研究。受天然裂缝程度、地应力、地质构造等影响,压裂施工受大尺度天然裂缝的诱导,缝内净压力较主体区偏低,人工裂缝复杂度有一定幅度降低。产气剖面资料进一步验证暂堵压裂工艺是一种提高涪陵页岩储层人工裂缝复杂度的有效方式。     

塔里木盆地哈拉哈塘油田潜山区岩溶储层发育特征

塔里木盆地哈拉哈塘油田北部潜山区岩溶作用是控制储层发育及油气富集的主要因素,通过对单井及连井储层特征和储层空间类型分析,研究哈拉哈塘油田潜山区岩溶储层发育特征。研究区奥陶系碳酸盐岩储层在垂向上可划分为4个带,即表层岩溶带、垂直渗流岩溶带、水平潜流岩溶带和深部缓流岩溶带,表层岩溶带和深部缓流带储层以孔洞型储层为主;垂直渗流带主要发育裂缝孔洞型储层和裂缝型储层;水平潜流带以洞穴型储层为主;其中水平潜流带的物性最好,为勘探开发的主要目标。在4类储层中,裂缝孔洞型储层厚度最大,而洞穴型储层对储存油气贡献最大。通过对研究区奥陶系碳酸盐岩岩溶储层发育特征的研究,为其勘探开发及快速建产提供参考。     

断层相关裂缝的发育模式及分布预测——以东濮凹陷沙三段为例

低孔低渗砂岩是东濮凹陷沙三段的主要储层,储层中与断层相关的裂缝十分发育,是形成优质储层甜点区的重要因素。为阐明断层相关裂缝的发育模式和分布规律,利用大量岩芯、地震、成像测井及实验分析等资料,对东濮凹陷沙三段储层中的断层相关裂缝基本特征、主控因素、发育模式及油气地质意义进行了研究,并利用断地比定量预测了裂缝的分布规律。结果表明:东濮凹陷沙三段断层相关裂缝主要走向为NNE向、NE向,形成于沙三晚期和东营晚期,与主控断层在力学性质和形成时间上具有一致性;断层相关裂缝的发育程度随着距断层距离的增大呈指数递减,且断层上盘裂缝线密度要高于下盘;裂缝的发育程度和裂缝带宽度与主控断层的规模成正相关关系;断层相关裂缝可显著提高储层的物性和含油性;断地比大于10的区域为裂缝发育区;采用断地比参数法预测出5个致密储层裂缝甜点区。     

叠前纵波裂缝预测在平桥页岩气储层中的应用

页岩储层裂缝发育特征是页岩气井位部署和开发的重要依据,影响单井产能。从基于HTI各向异性介质模型的椭圆拟合方法出发,在经过物性统计的基础上,正演出不同平面方位角度道集,以此为标尺,计算和标定叠前纵波裂缝预测的裂缝发育方位和强度。进一步统计分析平桥地区页岩气储层段的单井点裂缝特征,认为高导缝发育总体沿着大断裂走向,倾角接近垂直,且方向单一,非常符合HTI介质的假设。纵波裂缝预测结果与微电阻率测井解释等资料结果基本吻合,证明该方法能够较好地适用于页岩气裂缝储层预测。     

裂缝性低渗透储层压裂技术研究

运用小型压降可以判断天然裂缝存在与否,以及天然裂缝的张开压力大小.裂缝性储层并不需要高导流能力的人工裂缝,沟通更多的储层区域和天然裂缝是保证油井压后高产稳产的关键.通过支撑剂优选、压裂液优化、施工工艺优化这三个方面的研究,来有效控制压裂液向天然裂缝的滤失,保证施工的成功率.     

彩南油田九井区人工裂缝系统研究

彩南油田九井区储层属于中孔特低渗储层，为了形成产能进行了整体压裂。整体压裂造成地下人工裂缝发育，储层含水急剧上升，油水关系复杂，产量递减快等现象。为了弄清人工裂缝系统的分布状况及发育程度，在对全区人工裂缝系统分析的基础上，根据压裂资料进行了人工裂缝系统评价，提高了人工压裂裂缝系统的认识，对油田注采调整措施起指导作用。     

双侧向幅度差异评价裂缝参数在油田中应用

西部油田奥陶系为一套基质孔隙度和渗透率低,且裂缝发育的裂缝性碳酸盐岩储层。碳酸盐岩裂缝性储层空间类型多、变化大,裂缝评价难度大。钻探取心和成像测井资料观察是了解储层天然裂缝是否发育最可靠、最直接的方法,但成本昂贵。在利用常规测井方法识别裂缝时,双侧向测井具有较强的聚焦能力,对于探测高阻层裂缝特别有效。本文在前人对双侧向测井响应的数值模拟及反演方法研究基础上,建立了一套裂缝性储层参数解释模型来估算西部油田奥陶系裂缝参数,并将其结果与岩心、成像测井及试油资料对比检验,得到了充分的验证,说明该套估算裂缝参数的方法在该油田奥陶系的可行性和有效性。     

清水压裂多场耦合下裂缝扩展规律数值模拟分析

利用室内实验测试研究层段页岩储层的物性参数、岩石力学参数和天然裂缝分布特征参数,建立了清水压裂过程中缺陷性岩体应力场—损伤场—渗流场耦合本构模型和破坏准则。通过Comsol软件进行有限元数值模拟,分析地层分别在拉伸和压剪应力下裂缝的扩展规律,天然裂缝系统开启时,页岩储层水力压裂可以形成人工裂缝网络。当水力裂缝扩展至天然裂缝时,裂缝的宽度有明显的增加,且水力裂缝方向发生改变,沿天然裂缝两翼的其中一翼扩展,另外的一翼并没有扩展。天然裂缝间存在着明显的互相干扰。多裂缝产生的过程是从多个小裂缝向少数大裂缝发展的过程,最终的裂缝条数取决于裂缝之间的连接性;地应力、天然裂缝、射孔井段、射孔方式、地层倾角、施工排量与液体黏度等,是影响多裂缝形成的主要因素。     

砂岩储层裂缝在水力压裂作用下扩展准则及其应用

为研究不同储层裂缝方向以及井网布置下的油田合理注水压力,基于多孔介质力学以及断裂力学理论建立了含共线裂缝岩体储层裂缝的扩展模型,以及注水压力的计算模型。文章结合头台油田扶余储层参数探讨了储层裂缝方位,注采井方位以及裂缝距注水井距离对注水压力的影响规律。研究结果表明：在给定的注采井方位下,当裂缝与最大主应力方向平行时,注水压力最小,随着裂缝与最大主应力夹角的增大,注水压力也逐渐增大,当裂缝与最小主应力方向平行时压力最大;注水压力随注采井方位以及裂缝距注水井距离增大而增大。为避免油井出现暴性水淹以及提高油田采收率,针对扶余储层给出了一个合理的注水压力范围值。本文研究结果与实际工程测井数据较吻合,因此对同类油田开发具有指导意义。     

Development of Karst Formation in Area 4 of Tahe Oil field

The main oil-bearing formation of Area 4 of Tahe oilfield is in Yingshan Group of Ordovician consisted of thick pure limestone. The types of the pore space contain the pore, fissure, cave as well as fracture formed by solution collapse. The primary porosity and tectonic fracture are of poor growth. Therefore, the formation growth is mainly controlled by hydraulic units of the palaeo-karst. There are three palaeo-hydraulic zones: vadose zone (including infiltration sub-zone and percolation sub-zone), phreatic zone and tranquil zone. They are identified by retrieving the palaeo-geographical karst environment. The pore space of the infiltration zone is mainly solution fissures, small solution cavities and solution pores. The growth and lateral connection of the formation are favorable. The reservoir/formation ratio is 0.54. The pore space of the phreatic zone developed large size cavities and fractures related to cave collapse. The height of the cavity can reach 71m. The fractures by collapse have a influencing range of more than 100m, and its reservoir/formation ratio is 0. S1. But the lateral connection is unfavorable. The percolation subzone and the tranquil zone are of relatively poor growth with the reservoir/formation ratio less than 0.3.     

碳酸盐岩储层裂缝识别技术研究

对于碳酸盐岩储层来说,裂缝发育与否对产能有着重要的控制作用。裂缝不仅是重要的储集空间,而且是良好的渗流通道,还控制着溶孔（洞）的发育,这类储层有强烈的非均质性、复杂的岩性及储集空间。研究发现,目前碳酸盐岩储层天然气的聚集及产出主要依赖于裂缝系统。因此,能否准确识别碳酸盐岩储层中的裂缝显得尤为重要,而利用低成本的常规测井资料识别裂缝是提高碳酸盐岩天然气开发能力的重要途径。以某气田为例,结合成像测井资料,提取了识别裂缝的相应敏感参数,并总结出了常规测井资料识别裂缝的方法技术,选取典型井结合试气数据对裂缝型储层进行了综合分析,效果较好,说明利用常规测井资料来识别裂缝是经济可行的。     

Development characteristics and quantitative prediction of reservoir fractures in the Chaoyanggou oil field

The Chaoyanggou oil field is a fractured low-permeability reservoir, where the distribution of oil and gas is controlled by the distribution and development of fractures. Based on outcrop, drilling core, thin section and log data, the development characteristics of fractures in this area are described. On this basis, the degree of fracture development was predicted by quantitative analysis of fracture strength and numerical simulation. The result shows that four groups of structural fractures, i.e., in near NS, and EW directions and in due NW and NE directions, were developed in the reservoir, with the nearly NS and EW fractures dominant, which are the along bedding decollement fractures formed by compressive folding action, while low angle shear fractures are related to thrusts. These fractures are mainly formed in the reversed tectonic stage at the end of the Mingshui formation during the Cretaceous period. The degree of fracture development is controlled by such factors as lithology, stratum thickness, faults, folds and depth. The fractures are developed with a clear zonation and are best developed in the northern zone, moderately developed towards the south and poorly developed in the middle zone. These prediction results are in good agreement with interpretation results from logs.     

储层裂缝预测研究现状与展望

储层裂缝研究是裂隙性油田勘探开发的一个难点.通过对目前国内外储层裂缝预测研究方法的概括小结,对其今后的研究方向进行了展望,并指出对储层裂缝孔隙度、渗透性及裂缝有效性方面的预测研究是今后储层裂缝预测的重点.     

西峰油田白马南区裂缝发育储层合理开发技术研究

白马南区为西峰油田重点区块之一,该区具有裂缝系统发育,储层渗透率低等特点。根据岩心观察、薄片鉴定、X-CT扫描等分析结合生产验证表明,该区裂缝与天然隐裂缝均比较发育,微裂缝对改善储层物性有一定的作用,天然隐裂缝易注入水使沿单方向突进,形成暴性水淹,开发效果变差。通过采用菱形反九点井网,裂缝线状注水方式结合超前注水技术与压裂改造等措施的实施,提高了单井的产能,取得了较好的开发效果。     

页岩暂堵转向压裂水力裂缝扩展物模试验研究

暂堵转向压裂是提高页岩储层重复压裂缝网改造效果的重要手段，然而该压裂工艺对页岩水力裂缝扩展规律的影响机理尚不明确。因此，基于室内真三轴压裂物模试验，研究页岩暂堵转向压裂裂缝起裂与扩展规律，分析地应力及注入速率等因素对水力裂缝延伸行为的影响，并通过油藏改造面积(SRA)定量表征暂堵转向压裂缝网改造效果。结果表明，暂堵剂可有效封堵初始裂缝，憋压促使水力裂缝发生缝内转向或激活原生天然裂缝系统，提高页岩缝网复杂程度；根据最终水力裂缝形态展，可划分为4种基本类型，包括台阶状缝、激活天然弱面的横切缝、简单多裂缝以及复杂多裂缝网络；不同地应力差异条件下暂堵机理及裂缝延伸规律不同，当水平应力差小于12 MPa时，暂堵剂通过封堵近井筒初始张开的原生层理或天然裂缝，诱导产生与天然裂缝斜交的二次裂缝，当应力差高于15 MPa时，近井筒天然弱面难以激活，暂堵剂通过封堵垂直井筒的初始横切裂缝，诱发形成平行多横切裂缝；增大注液排量可以提高多裂缝形成几率及裂缝沟通面积。