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。     

大港探区千米桥奥陶系潜山裂缝分布预测

依据大港千米桥地区大量静、动态资料,在储层特征、产层分布规律研究的基础上,总结出裂缝是影响储层品质及产能的主要因素,储集类型主要为微裂缝—孔隙型。研究区裂缝主要发育构造(溶蚀)缝、压溶缝及节理缝等。将裂缝分为大尺度裂缝和小尺度裂缝并建立裂缝模型,显示裂缝密度高值区的发育主要集中在不整合下的表层岩溶带内且以奥陶系潜山面下20～80m范围内最为集中,裂缝密度高值区具有成层分布、局部富集、各井之间裂缝发育差异明显的特点。     

塔河油田S80单元缝洞体分布规律及发育模式

S80单元是横跨塔河油田六区、七区的重要油气开发区块,采用石油地质学、沉积学与构造地质学交叉思路与方法,研究了S80单元缝洞体分布规律及发育模式。以岩溶缝洞体的形成原因及构造形态为依据,将研究区缝洞划分为落水洞、干流洞、支流洞和末梢洞4种类型。4种类型缝洞在表层岩溶带最为发育,落水洞沿构造低部位、斜坡带呈串珠状分布;渗流岩溶带发育一小部分末梢洞,连通程度受限;径流岩溶带以干流洞为主,干流洞主要沿平行或近平行于地层方向发育,在纵向上叠置分布。表层岩溶发育段分布范围广,且多表现为顺层发育;深部缝洞体条带特征明显,具暗河特征,与断裂的关系密切。S80单元内缝洞体发育与构造裂缝发育关系密切,其表层岩溶带内缝洞体发育受构造作用产生的高角度裂缝、网状缝及压溶缝控制。在S80单元经历的4次重要构造变形过程中,加里东中期,海西早、晚期的褶皱和断裂作用对该区裂缝的产生和走向及后期溶蚀作用发育方向具有控制作用。据此,将S80单元内缝洞体发育模式划分为沉积成岩期、构造挤压期、抬升溶蚀期、溶蚀扩大及回流充填期4个阶段。     

长庆靖边气田陕155井区下奥陶统马家沟组马五1储层特征研究

陕155井区产气层位，为古生代早奥陶纪马家沟期沉积的以白云岩、膏岩为主的马五段，且尤其以马五1^3为主力产气层。马五1储层空间类型为孔隙型，且以次生溶蚀孔洞发育为主。其马五1储层，纵向上表现为上、下段孔隙发育较差、中部马五1^3发育较好。马五1储层发育的控制因素主要为构造特征、沉积成岩作用及储层残余岩溶强度等。通过储层综合评价研究得出，马五1储层可分为好、中、差储层等3种类型，其平面上表现为好、中等储层在全区大面积分布，呈连片状，差储层的井点仅零星分布。     

鄂尔多斯盆地榆林－神木地区上古生界裂缝和断层分布及其对天然气富集区的影响

鄂尔多斯盆地东部榆林-神木地区上古生界发育了断层和3种类型的裂缝.裂缝类型有区域构造缝、水平缝（包括层理缝与缝合线）和成岩缝,其中,区域构造缝主要呈北东向分布,在上古生界各层位均发育,缝合线在山2段中下部和太原组灰岩中都可见到,层理缝仅见于山西组山2段中下部,成岩缝仅见于石千峰组千5段.断层为逆断层,断穿了上古生界下部气藏的区域盖层和烃源岩.裂缝和断层分布对研究区重点勘探层位山2段、盒8段和千5段的天然气富集起到了重要作用：伴生的层理缝和缝合线的分布控制了山2段天然气富集区;区域构造缝的分布促进了盒8段天然气的富集;而千5段天然气的富集则依赖于本区断穿上石盒子组的断层和区域构造缝的分布.图6表2参29     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系古风化壳储集层的分形及灰色系统评价

应用表征孔缝储集性的定量参数———分维数,将奥陶系古风化壳马五1—马五4储集层裂缝分为7种组构类型,孔洞分为8种组构类型,计算了各组构类型的分维数。计算结果表明,裂缝组构类型中的网状缝、孔洞组构类型中的溶蚀孔洞的分维数最高,对油气储集最有利。从分维数平面分布特征来看,盆地中部地区裂缝、孔洞分维数均比东部高,在中部和东部之间存在一个南北向的分维数低值区,为区域岩性致密带。把分维数作为储集层评价的主要参数,结合渗透率、白云石和方解石饱和指数等资料,应用灰色系统判别决策方法,对鄂尔多斯盆地中东部古风化壳气藏的主要产层———马五31储集层进行了分区预测评价,认为陕9—陕117井区、陕100—陕109井区为有利储集层发育区,陕188—陕50井区、大保当地区为较有利储集层发育区。图2表4参4(马振芳摘)     

鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田马家沟组不同性质断裂对表生岩溶的控制作用

鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田马家沟组岩溶储层遭受基底复活断裂及多期走滑断裂的影响,由于断裂断距小、类型多、成因复杂,目前对断裂发育特征及其与表生期岩溶关系的认识较为有限。综合利用岩心、薄片、露头、钻测井、地球化学和高精度地震资料,分析了大牛地气田马家沟组断裂的宏微观特征、期次及分布规律,并结合岩溶发育特征,讨论了马家沟组不同性质、不同规模断裂对表生期岩溶的控制作用,得出以下主要认识：(1)研究区马家沟组发育与表生期匹配的基底复活断裂和小规模层间走滑断裂,平面上西侧断裂级别较东侧大,以改造基底正断层形成的“S”型逆冲断裂为主,东侧呈雁列式排布的北西—南东向层间走滑断裂发育程度高;(2)基底复活断裂和层间走滑断裂沟通了深部马五6亚段至马一段的岩溶作用,断裂的沟通导致古岩溶在垂向分带的基础上叠加了分区差异性,基底复活断裂发育的区域岩溶作用强,影响层位深;(3)马五6亚段以上层位为典型风化壳岩溶,以下层位岩溶作用明显受“断裂+易溶岩相”控制,断裂沟通含膏云岩、白云岩等易溶岩相,使得岩溶范围在空间上相互叠置。研究结果为理解鄂尔多斯盆地东北部马家沟组风化壳之下更深层位岩溶发育规律提供了新视角,也为...     

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。     

阿姆河右岸东部地区岩溶裂缝的测井识别与评价

土库曼斯坦阿姆河右岸东部地区碳酸盐岩气藏储层孔隙度较低,但裂缝发育,裂缝对储层储集性和天然气产量都具有控制作用,岩溶裂缝是其中最重要的一类裂缝,故准确识别和评价该类裂缝就显得十分必要。为此,在岩心标定的基础上,运用成像测井和常规测井资料识别裂缝类型、提取裂缝产状,根据识别结果研究岩溶裂缝的分布特征及其对储层的控制作用。结果表明:(1)岩溶裂缝以高角度缝为主、具有单组系特征和相互之间的成因联系;(2)岩溶裂缝主要分布于卡洛夫—牛津阶上部XVhp层以及下部XVa2—XVI层;(3)岩溶裂缝是该区主要的有效裂缝,经溶蚀扩大的岩溶裂缝有效地连通了溶蚀孔洞,形成的储层孔隙度高、渗透性好,成为该区重要的储层类型和主要的高产气层;(4)岩溶裂缝与该区主要的高产井、高产层有关,同时对卡洛夫—牛津阶下部高产储层的分布也具有重要的控制作用。结论认为:(1)成像测井和常规测井资料能较好地识别和评价岩溶裂缝与未充填裂缝、半充填缝和全充填缝;(2)岩溶裂缝识别与评价深化了对该区裂缝性储层的认识,提高了储层评价的准确性和有效性,为优选水平井和大斜度井的目标层位和井斜方位提供了依据,同时也表明岩溶裂缝发育的储层是下一步重要的钻探目标。     

二连盆地赛汉塔拉凹陷白垩系火山岩储集层特征及分布预测

利用岩心、薄片等多种分析手段,从火山岩岩性、岩相、孔隙类型、储集层非均质性等方面研究二连盆地赛汉塔拉凹陷白垩系火山岩储集层特征,分析火山岩储集空间类型、储集层物性等特征。通过建立地质—地震对应关系,运用分频属性反演及地震属性分析法对研究区有利储集层分布进行预测。研究结果表明赛汉塔拉凹陷火山岩主要发育于下白垩统阿尔善组三段,火山岩岩性主要为安山岩,储集空间为气孔、杏仁体内孔、溶蚀孔、收缩缝和构造缝等,孔缝组合类型有孔隙型、裂缝—孔隙型、孔洞—裂缝型和裂缝型;岩相主要发育喷溢相,爆发相和喷发沉积相分布较局限,喷溢相上部亚相储集层物性和含油性最好;有利储集层紧邻扎布断裂分布,纵向上分布在下白垩统阿尔善组三段上部,其中扎布断裂西段上升盘赛60井区的阿三段上部层段火山岩储集层相对较好,勘探潜力大,火山岩油气成藏属于源外大断层输导成藏模式。     

微裂缝发育储层压裂技术研究与应用

中原油田断块多，一些区块地层微裂缝发育，使压裂设计、现场实施更为复杂。对微裂缝发育地层采用常规压裂技术，常常会出现早期脱砂，达不到预期的增产目的。通过优选低伤害压裂液体系，筛选高效降滤失剂及采取合理的降滤措施，有效地控制了压裂液滤失。应用三维软件模拟计算来确定合理的设计参数，通过压裂诊断识别及时调整施工参数，提高了微裂缝发育区块的整体成功率和有效率。现场实践20井次，施工成功率100%，有效率100%，经济社会效益显著。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩裂缝发育特征及其控储意义

利用岩心、测井、扫描电镜和相关样品物性分析等手段,探讨了四川盆地周缘五峰组-龙马溪组页岩裂缝类型、发育特征、分布规律及其对页岩气富集与保存的影响。结果表明:(1)页岩裂缝发育受沉积、成岩、构造与压力演化等因素共同影响。低角度滑脱缝与层理缝充填程度低,对储层孔隙度和渗透率均有贡献;高角度裂缝和水平层间缝通常被充填,裂缝有效性较低。低角度裂缝对高角度裂缝穿层性的调节对页岩气的富集与保存具有重要意义。(2)页岩微裂缝以非构造成因为主,上部低有机质高粘土层段层理缝与大尺度层间微裂缝发育程度低,小尺度粘土粒间孔缝发育,宜采用"密切割"和"高砂比"等储层改造工艺技术以提高缝网控制储量。底部硅质页岩层理缝、层间微裂缝和刚性矿物粒缘缝发育程度高,裂缝力学性质薄弱,它们与密集发育的低角度及小尺度高角度裂缝共生形成了有利的天然缝网系统。(3)中-浅埋深下层理缝和层间微裂缝渗透率显著高于基质,利于储层改造与页岩气的渗流。深层条件下裂缝与基质渗透率均较低且大致相当,储层渗流能力与压裂改造效果是影响深层页岩气高效开发的重要因素。     

运用神经网络法研究微裂缝的分布规律——以苏北盆地高邮凹陷CA油田为例

苏北盆地高邮凹陷CA油田微裂缝比较发育,但由于微裂缝发育规模、开度和延伸长度均较小而不易识别,研究方法和手段受到很大限制,研究起来难度较大.利用测井的声波曲线、微梯度曲线、微电位曲线、6m电阻曲线和冲洗带电阻率曲线,采用神经网络的方法,建立该区裂缝分布的三维模型,从而实现对裂缝参数的预测.通过动态资料分析,证实了运用神经网络法获得的裂缝预测结果是较为可靠的.      

苏丹Muglad盆地区域盖层对油藏特征的控制作用

苏丹Muglad盆地是在中非剪切带右行走滑背景上发育起来的中-新生代陆内裂谷盆地。盆地的主力产层为下白垩统的Bentiu组,上覆的区域盖层是Darfur群,尤其是Aradeiba组的大套泥岩。盆地70%以上的探明石油可采储量分布在Bentiu-Darfur成藏组合中。通过地震反演预测了区域盖层的宏观分布,通过对20口探井测井资料的处理确定了盖层的封闭性。对部分井壁取芯样品的扫描电镜观察发现,存在宽度达10~30μm的微裂缝,且这些微裂缝被伊利石或绿泥石等自生矿物充填。原油地球化学分析表明,Bentiu组油藏近中非剪切带原油密度大,生物降解严重;远离中非剪切带处的原油密度正常,生物降解程度降低直至消失。这说明后期的构造活动对油气藏的保存有明显的控制作用。     

哈南阿尔善油藏微裂缝特征及其对开发的影响

哈南油田阿尔善储层发育构造微裂缝.经显微镜薄片观察,微裂缝的开度区间为10～30μm,延伸长度为 l～3 mm,面积密度为每平方毫米0025 mm.微裂缝是大裂缝的前奏,大裂缝发育区也是微裂缝发育区,微裂缝发育受控于断裂构造,与断裂及大裂缝同向,以NE向为主.经模型观察,双重孔隙介质模型的水驱油方式为裂缝-部分基质孔隙驱油.微裂缝对开发具有双重作用,一方面微裂缝可以改善基质渗流能力,另一方面微裂缝与大裂缝、断层形成断裂网络,对汪水产生不利影响.针对这一特点,在微裂缝发育区域,应采用周期性注水以期提高驱油效果.     

四重介质油藏渗流模型与试井曲线

在发育缝洞型四重介质的碳酸盐岩油藏中,其大裂缝和微裂缝的渗流机理不同,以往建立的常规多重介质试井模型不能适应四重介质油藏试井解释需求。 因此,基于基质、微裂缝、溶蚀孔洞和大裂缝组成的四重介质,建立物理和数学模型,并利用 Laplace 变换、 Stehfest 数值反演等方法进行求解,得到实空间解,进而绘制试井曲线。 分析表明：四重介质油藏压力导数曲线的过渡段将出现 3 个“凹子”,其深浅以及出现时间的早晚受弹性储容比和窜流系数的共同影响;弹性储容比影响“凹子”的宽度和深度,窜流系数影响“凹子”出现的时间,同时对“凹子”的深度和宽度也有一定的影响;决定四重介质油藏试井曲线特征的参数较多,曲线对参数的变化比较灵敏;含有微裂缝和大裂缝的缝洞型碳酸盐岩油藏,更适合用四重介质试井模型进行解释。     

富有机质页岩微裂缝地震响应特征——以长宁示范区宁201井为例

为明确四川盆地长宁示范区龙马溪组-五峰组所发育的构造微裂缝密度和走向对富有机质页岩地震响应特征的影响,基于长宁示范区宁201井富有机质页岩钻井岩心资料建立地质模型,利用各向异性HTI介质计算地层反射系数,开展地震AVAZ正演模拟,结合研究区地震勘探资料对比验证,分析该井富有机质页岩微裂缝地震响应特征。研究表明：①富有机质页岩微裂缝的地震识别受到地震资料的入射角、方位角以及主频控制。地震资料入射角控制不同微裂缝密度对振幅造成的差异性,方位角控制微裂缝走向的识别能力,主频保证振幅不会受到地震波调谐效应的影响;②随着地震波传播方向与裂缝面法向的夹角增大,振幅值逐渐降低,在夹角为90°时达到最低。平行于微裂缝走向的方位角振幅不受微裂缝密度变化的影响,垂直于裂缝面方位角振幅随着微裂缝密度增大而增大。从富有机质页岩微裂缝识别的角度来看,研究结果可以为长宁示范区后期富有机质页岩微裂缝地震解释工作提供依据。     

页岩气富集与高产的地质因素和过程

在查阅大量页岩气研究文献的基础上,考虑到页岩气藏的独特性,结合与其它页岩气藏的横向对比,重点剖析并初步总结了影响美国Fort Worth盆地密西西比系Barnett页岩气富集与高产的地质因素,提出了相应的地质过程概念模型,以期对即将到来的中国页岩气的评价、勘探与开发有些许启示。分析认为,在诸多影响因素中,热成熟度、造成页岩易压裂性因素的存在以及二者的有效匹配,是页岩气能否富集与高产的最重要的因素,其地质过程可归纳为3个阶段,即低熟微裂缝开启生物气逸散阶段、高熟微裂缝胶结裂解气富集阶段、压裂微裂缝开启页岩气高产阶段。      

金坛盐穴储气库微渗层分布规律及物理特性研究

金坛储气库茅兴矿区在建库过程中钻遇一微渗层,该微渗层具有一定的漏失特性且广泛、连续分布在工区内,给井位部署及后期建库带来了较大挑战。为加深对该微渗层的认识、降低其对建库的不利影响,对该微渗层的分布特征、岩心特征、成分、渗透性等物理性质进行了研究。三维地震勘探和钻井施工表明,该微渗层位于造腔盐层段内,距离盐顶平均距离约20 m,平均厚度约为0.8 m且在该工区内均有分布。取样结果表明:该微渗层主要成分为泥岩,且大量分布微裂缝,以纵向微裂缝为主,裂缝密度10~20条/m,裂缝长度10~200 mm;纵向微裂缝被盐硝等物质充填,充填物处于未压实或欠压实以及裂隙未完全被结晶充填状态,是影响该微渗层密闭性的主要因素;试验测得微渗层孔隙度为7.52%~14.18%,平均值为11.74%,渗透率为0.11×10?3~21.2×10?3 μm2,平均值为8.155×10?3 μm2,是造成漏失的主要原因。研究结果可为该区域后期布井和完井结构优化提供基础参数和技术参考。     

下扬子黄桥地区龙潭组流体包裹体特征与油气成藏期次

下扬子黄桥地区上二叠统龙潭组储层中共发育2期流体包裹体:Ⅰ期主要发育在石英颗粒成岩次生加大早中期,主要沿颗粒加大边内侧微裂隙呈带状或线状分布;Ⅱ期主要发育在石英颗粒成岩次生加大期后,主要沿切穿多个石英颗粒及其加大边的微裂隙呈线状/带状分布。包裹体均一温度分布区间75~120℃,主要集中在75~85℃,结合热—埋藏史、生排烃史分析,龙潭组烃源岩在白垩纪末期进入主生烃期,流体充注主要为侏罗纪(188~160Ma)和晚白垩世至古近纪(60~43Ma),认为该区龙潭组油藏形成于白垩纪末期。