大民屯凹陷静北潜山油藏裂缝及其渗流特征

静北潜山区主要发育北西向和北东向两组裂缝，裂缝的平均分数维值为1．44，它们构成较好的渗流网络系统，使油藏分布呈块状特征。受近东西向现应力场的影响，北西向裂缝的渗透率大于北东向裂缝，但在开发中该组裂缝开度的闭合速率也快于北东向裂缝。该油藏中大断裂主要是起分割作用，目前处于工作状态的主要是中、小断裂系统、宏观裂缝系统及溶蚀后开度较大的部分微裂缝。根据油藏的渗流特征，以断块为单元进行油采井网调整，可取得较好的开发效果。     

低渗透油藏改善注水开发策略研究

王广、西区、东区、黄场油田低渗透油藏,发育北东和北西两个方向的自然裂缝和人工裂缝,影响了注入水的推进规律,使得在裂缝不同部位的油水井呈现出不同的注水开发特征,产生了不同的开发效果。通过早期注水,掌握合理的注采比及不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,收到较好的开发效果。     

广东省主要活动断裂的分形特征及其与区域历史地震活动的关系

以分形理论为基础,采用网格覆盖法,对广东省主要活动断裂进行分形研究。研究结果表明,广东省内主要活动断裂在分形标度区间12.5~100 km具有较好的统计自相似性,断裂分布的分形维数有效地描述了断裂的空间展布特征,全部断裂分形维数为1.582 3,北东向断裂为1.434 2,北西向断裂为1.115 7和近东西向断裂1.039 4,并且北东向断裂与北西向断裂的分布呈现一定的互补性。结合断裂分形维数等值线与历史地震活动,初步探讨了断裂分形维数与地震活动的耦合关系。     

辽河坳陷边台变质岩潜山油藏裂缝分布特征

边台变质岩潜山油藏为裂缝性块状高凝油油藏，其裂缝主要为新生代形成的与伸展作用有关的构造裂缝，且以中高角度张性裂缝为主，主要发育有北北东－北东向、北西向和近东西向三组，其发育程度依次由强变弱．该区宏观裂缝的平均孔隙度为０．７２％，平均渗透率为８０．５×１０－３～３６０．８×１０－３μｍ２；微观裂缝的平均孔隙度为２．８２％，平均渗透率为１．４４×１０－３～１１．７７×１０－３μｍ２．反映了边台变质岩潜山的主要储集空间是微观裂缝系统，而对渗流起主要作用的是宏观裂缝系统．     

大庆油田台肇地区低渗透储层裂缝及其开发对策研究

介绍了大庆油田外围典型的低渗透储层——台肇地区葡萄花油层中东西向、南北向、北西向和北东向4组高角度构造裂缝，其发育程度依次由强变弱。受现今地应力影响，近东西向裂缝连通性好，地下张开度和渗透率大，是该区主渗流方向；其次是北西向、北东向裂缝，近南北向裂缝渗透性较差，裂缝发育程度受岩性、层厚、断层、构造应力等因素影响。根据地质条件和油藏数值模拟，认为该区适应于用矩形井网和菱形井网开发，效果比反九点和五点井网好。低渗储层由于裂缝发育，降低了地层破裂压力，注入压力容易超过地层破裂压力，使注入水沿裂缝快速流动，引起水     

裂缝稠油油藏流体流动裂缝开度界限初步探索

裂缝稠油油藏中,裂缝储量易开发,基质储量难开发。然而,划分裂缝和基质的开度界限及基质中微裂缝可流动开度下限均难以确定。针对A裂缝稠油油藏,基于渗流理论和微观机理实验,初步探索得到原油"可动"开度绝对下限3μm左右、原油"可动"开度技术下限10μm左右、原油"易动"开度绝对下限5μm左右、原油"易动"开度技术下限15μm左右、水驱油"最佳"开度界限40~50μm等5个A裂缝稠油油藏开度界限。可动开度下限可指导计算有效储量,易动开度下限可指导划分裂缝基质储量,水驱最佳开度界限可指导井位部署。研究思路与方法,对同类油藏开发研究具备一定借鉴意义。     

塔中北斜坡碳酸盐岩裂缝分布特征叠前叠后综合预测方法

针对塔中北斜坡碳酸盐岩内多期应力作用下形成的裂缝,研究了采用叠前P波方位AVO反演和叠后相干属性相结合的裂缝分布特征预测方法。结果显示,塔中北斜坡碳酸盐岩内发育单组裂缝和多组裂缝,叠后相干属性预测的裂缝多与断裂控制的裂缝分布一致,这些裂缝多发育在断裂破碎带中,由于断裂附近为两个方向的应力释放区,北东向和北西向裂缝都易发育,易形成多组裂缝;叠前P波方位AVO反演预测的裂缝多分布在隆起、背斜顶部,由于隆起、背斜等构造带主要受北东向挤压应力作用,易形成单个方向的裂缝(单组裂缝)。结果表明,叠后预测能够表述裂缝与断裂之间的关系,而叠前预测则能够补充表述断裂之间的裂缝分布,两者结合的预测方法能够更准确地揭示裂缝分布特征,且与塔中北斜坡的地质规律相符合。     

福建永定仙湖洞发育与地质构造关系分析

福建永定仙湖洞为多层状喀斯特洞穴系统，发育于向斜核部的下三叠统溪口组（Ｔ１ｘ）鲕状石灰岩中，主要受到北东向和北西向两组断裂的控制，由于北东向压扭性断裂破碎影响的带宽，更有利于喀斯特洞穴的发育形成，因而洞穴总体呈北东向延伸。     

裂缝在吉林两井低渗透砂岩油田开发中的作用

在研究吉林两井低渗透砂岩油田裂缝分布特征与发育规律的基础上 ,探讨了裂缝对该区油气富集规律、可动流体饱和度分布、渗流作用、开发井网部署、注水效果和压裂缝展布等方面的影响 .结果表明 :该区主要发育 4组高角度构造裂缝 ,由于各组裂缝密度及现应力场影响下的开度不同 ,引起裂缝渗透率各向异性 .随着裂缝密度增大 ,油气的富集程度和可动流体饱和度增高 .在注水开发中 ,由于裂缝的高渗透性、渗透率非均质性和压力敏感性特征 ,影响油田开发方案的部署 .天然裂缝控制了整个渗流系统 ,人工压裂缝主要起改善东西向渗流通道的作用 .各组天然裂缝及其渗透性的综合评价 ,是该低渗透砂岩油田合理开发的主要地质依据     

川西坳陷松华镇-白马庙地区须二段储层裂缝特征及控制因素

川西坳陷松华镇-白马庙地区须二段气藏为非常规裂缝性气藏,储层以致密碎屑岩为主,有效储层以裂缝为基础.测井裂缝识别和岩心观察表明,须二段具有北西、北东和东西向3组裂缝,其中北西向裂缝是在北西向区域挤压应力作用下形成的区域裂缝,另外两组是与局部构造变形有关的构造裂缝.裂缝的形成大致分为印支期、燕山期和喜玛拉雅期,其中喜玛拉雅期是形成构造裂缝和区域裂缝的主要时期.构造裂缝的发育受岩石本身的力学性质以及局部构造制约,区域裂缝则与区域应力场强度有关.在现今应力场作用下,北西向裂缝开启性较好,是开发布井应首先考虑的一组裂缝.     

延安地区长6油层裂缝特征及对注水开发影响

通过露头、岩芯、显微薄片多尺度裂缝描述及应用古地磁、地层倾角测井等裂缝检测方法,并结合注水开发动态分析,对鄂尔多斯盆地延安地区长₆油层储层裂缝特征及其注水开发影响进行系统研究。研究表明：长₆储层显裂缝主要以EW为主,次为SN向,局部发育NE及NW向裂缝;微裂缝由构造缝及成岩缝组成,近平行于大裂缝方向发育;在最大主应力方向为NE80°的现今应力场背景下,外力诱导致使东西向裂缝优先开启和连通,油井受效明显,含水上升快且易产生水淹,近南北向裂缝处于挤压闭合状况,裂缝孤立、连通性差,油井见效缓慢。采取适应性较好的菱形反9点注采井网形式以及不压裂投注、注水井组不同方向生产井采取不同的压裂参数等技术方法是改善裂缝向特低渗储层注水开发效果的关键。     

川西坳陷松华镇-白马庙地区须二段储层裂缝特征及控制因素

川西坳陷松华镇-白马庙地区须二段气藏为非常规裂缝性气藏，储层以致密碎屑岩为主，有效储层以裂缝为基础。测井裂缝识别和岩心观察表明，须二段具有北西、北东和东西向3组裂缝，其中北西向裂缝是在北西向区域挤压应力作用下形成的区域裂缝，另外两组是与局部构造变形有关的构造裂缝。裂缝的形成大致分为印支期、燕山期和喜玛拉雅期，其中喜玛拉雅期是形成构造裂缝和区域裂缝的主要时期。构造裂缝的发育受岩石本身的力学性质以及局部构造制约，区域裂缝则与区域应力场强度有关。在现今应力场作用下，北西向裂缝开启性较好，是开发布井应首先考虑的一组裂缝。     

沾化凹陷泥质岩储层中裂缝类型及其成因研究

对沾化凹陷沙三段泥质岩储层发育段及其围岩的岩石组分、结构、构造特征进行了研究,系统地描述了泥质岩储层的裂缝产状及其分布。研究结果表明,沾化凹陷泥质岩储集层为裂缝型储集层,它具有严重的非均质性,按其成因差异,泥质岩裂缝可进一步细分为构造缝、成岩缝、成烃缝3大类6小类。其中构造缝和成烃缝是泥质岩储集层的主要储油空间和渗流通道,断层消失端、断层交汇区以及断层外凸区是泥质岩储层的发育区。泥质岩储集层形成于呈拉伸状态的深湖半深湖相纹层状泥灰岩之中。较高的有机碳含量、适中的混层比和埋藏深度以及优越的地层组合是泥质岩裂缝形成和发育的内因,特定的构造环境是诱发泥质岩产生裂缝的重要外部因素。     

吐哈盆地北部凹陷低渗透砂岩储层裂缝发育特征及成因

吐哈盆地北部凹陷低渗透砂岩储层发育有4组高角度裂缝和一组近水平裂缝.高角度裂缝主要为构造成因的剪切裂缝,低角度裂缝包括成岩裂缝、顺层滑脱裂缝和近水平剪切裂缝3类.裂缝的发育程度受岩性、岩层厚度、构造部位等因素的控制.裂缝是低渗透储层的主要渗流通道,是控制其油气产能高低的主要因素.通过地质和数值模拟研究,该区NE和NW向高角度裂缝为在燕山早期近SN向水平挤压作用下形成的共轭剪切裂缝,近EW向高角度裂缝和近水平剪切裂缝为燕山晚期近SN向逆冲推覆作用下形成的共轭剪切裂缝,近SN向裂缝主要与晚期的近SN向不均匀挤压作用有关.     

焉耆盆地宝浪油田宝北区块构造特征再认识

宝浪油田宝北区块属高陡背斜构造发育区,区内断裂及裂缝及其发育,构造复杂.综合利用构造、地震、岩心等资料,对该区构造特征进行再认识.研究表明:宝北区块背斜构造是在垂直于背斜轴部的强烈挤压力作用下,印由反冲断层产生的走滑作用而形成的.由于受力不均,宝北背斜大致可以分为三段:南东段、相对较粗的北西段、较细的中段.通过最新钻井资料所编制的构造图,对该区三级断层进行重新认识.根据定向取心、成像测井、常规岩心及薄片资料,对裂缝特征进行了分析,井利用古构造应力场数值模拟预测裂缝.最终确定裂缝的发育分布带.裂缝综合预测与实际应用结果具有较高的一致性,可为下一步勘探部署提供依据.     

松辽盆地南部低渗透砂岩储层裂缝特征及其对油田开发的影响

松辽盆地南部的低渗透砂岩储层中普遍存在受断层和沉积微相控制的４组高角度构造裂缝,其中以近东西向裂缝渗透性最好,北西向和北东向两组裂缝对储层中流体的渗流也起着相当重要作用,这３组裂缝是油田开发井网布置时应考虑的主要因素。在泥岩夹层中,除了高角度构造裂缝外,还发育有低角度顺层滑脱裂缝,因此,该区泥岩的吸水能力普遍较强,对注水效果有重要影响,因而在注水时应严格控制注入压力。     

普光气田须家河组致密砂岩构造裂缝特征及成因探讨

构造裂缝对四川东北部普光气田须家河组致密砂岩储层储集性能产生了较大影响。因此,研究该地区构造裂缝特征,以及成因可为有效评价与预测有利储层提供强有力的依据。对普陆1井取心岩样进行了岩性分析,以及裂缝的数量、产状及其大小的统计,且在偏光显微镜下观察及统计裂缝的大小、类型及充填情况,结合普陆1井EMI成像测井结果,识别出了须家河组NW-SE向和NE-SW向两期构造裂缝;根据裂缝交切关系确定NW-SE向裂缝早于NE-SW向裂缝的形成。在上述结论的基础上,讨论了川东北地区须家河组地层两期裂缝发育的成因。普光气田须家河组NE-SW走向裂缝与燕山晚期(K2-E1)构造运动有关,而NW-SE走向裂缝与喜马拉雅期早期(E2)构造运动有关。     

鄯善油田裂缝体系及对注水开发效果的影响

目的 为较好地开发鄯善油田,研究了裂缝对油田开发的影响。方法在研究鄯善油田宏观裂缝和微观裂缝特征的基础上,采用岩心古地磁定向和倾角测井解释。结果确定了该区裂缝方位主要为NE和NW向,是燕山构造运动时期形成的;分析了天然裂缝的有效性,探讨了天然裂缝对人工压裂的影响,认为NW向天然裂缝与现今最大水平主应力方位夹角很小,压裂裂缝主要沿NW向开裂;最后分析了裂缝对注水的影响。结论在布井时应避免沿天然裂缝和最大水平主应力方向布置注采井,注水压力应低于地层破裂压力。     

虎跳峡地区区域构造稳定性数值模拟分析

通过二维有限元对滇西北虎跳峡地区区域构造稳定性进行了系统研究。研究结果表明在现今区域应力场作用下区内不同方向的断裂活动性差异较大：北西向中旬-永胜断裂活动性最强，北东向丽江-小金河断裂次之，近南北向断裂如楚波-白汉场断裂最弱。     

泾河地区中生界致密油藏天然裂缝发育主控因素及模式

研究鄂尔多斯盆地南部泾河油田长8油藏天然裂缝的发育主控因素及模式。通过野外露头、岩心、常规测井和成像测井资料,开展井剖面天然裂缝的识别。在数据的处理上,利用单一变量法分别对比工区内断层和裂缝的力学性质、统计裂缝发育指数与相邻断层距离的关系、不同岩性中裂缝的发育情况、裂缝发育指数与砂地比的关系、长8地层的构造曲率与裂缝发育指数的关系,结果表明:断层伴生2组共轭剪切裂缝,只有一组较发育,这些裂缝离断层越近,裂缝发育指数越高;随着泥质含量的增加,岩性逐渐向泥岩转化,天然裂缝的发育程度逐渐降低,平面上看,天然裂缝多发育在砂地比值较高的地方;构造曲率越大,天然裂缝发育的程度越高。泾河地区长8段裂缝发育的主控因素为岩性、构造变形和断层。其中断层对裂缝发育的影响表现在裂缝发育指数随断层距离的增加而减小,并且为控制裂缝发育的最主要因素;岩性中的脆性成分越高,裂缝越发育;构造变形程度越高,构造张裂缝也越发育。