中山川油区储层物性及裂缝特征研究

通过大量的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心和薄片的古地磁定向分析,以及油井注水实验结果的分析,对中山川油区长4+5—长6储层的物性及裂缝特征进行了研究.结果表明:油区的主力油层以低成熟度的细粒—中粒长石石英砂岩为主,储层孔隙种类较多,原生的粒间孔及次生的溶蚀孔为储层的主要储集空间;储层水平和网状裂缝非常发育,具有张裂缝特征,构造型的NE向裂缝占主要地位.在区域最大主应力的控制下,人工压裂裂缝的方向主要为NE-NNE向.     

克拉玛依油田九区石炭系油藏裂缝特征

以岩芯观察、录井资料、钻井资料和成像测井资料为基础,研究了克拉玛依九区石炭系火山岩油藏裂缝的特征。结果表明：石炭系火山岩油藏裂缝非常发育,主要为构造运动作用形成的构造缝,大部分裂缝都被各种固体矿物不同程度地充填,影响了裂缝对油气储集和运移的有效性;裂缝主要为网状裂缝和斜交缝,规模以细小裂缝为主,大裂缝较少;裂缝方位主要为北东向,与主构造方向相同。根据上述基本特征和成因,对研究区裂缝进行了综合分类;探讨裂缝与构造运动的关系,认为发育的4期裂缝与构造运动期次相吻合;探讨了裂缝发育的影响因素,认为岩石性质和构造位置是影响裂缝发育的主要因素。     

姬塬油田长4+5砂岩储层微裂缝与水驱油特征

目的对鄂尔多斯盆地姬塬油田长4 5砂岩储层微裂缝与水驱油特征进行综合研究。方法在研究区评价井、探井、生产井动态资料解释的基础上,通过岩心观察、薄片分析、真实砂岩微观模型水驱油实验的方法分析裂缝与水驱油特征。结果姬塬油田长4 5储层岩性主要为岩屑长石砂岩,岩屑平均含量17.1%;几乎在所有的岩石碎屑集合体中均发育有微裂缝,微裂缝的发育受控于3种因素:三角洲古坡度、成岩过程中的差异压实作用和构造运动。结论长4 5储层基质孔隙主要通过岩屑中的微裂缝相互连通,两者之间构成良好的网络连通系统;储层中微裂缝对储集空间的贡献作用不大,微裂缝能够降低注水压力,对于连通基质孔隙、提高储层的渗流能力起到重要的作用。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组烃源岩分析

把原油分为A,B和A-B三类,考察鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4+5段和长6段的原油特征.结果表明:A类原油样品最多,在各层段均有分布;B类和A-B类原油样品相对要少,分布层位局限,主要分布在长61段和长4+5段中;长7段烃源岩是A类原油的主要贡献者,垂向运移距离相对较大;B类原油主要来自长6段和长4+5段烃源岩,长7段烃源岩也有贡献;长7段烃源岩是研究区的主要烃源岩,长6段和长4+5段可以作为次要烃源岩;长6段和长4+5段烃源岩生成的原油聚集的油藏是勘探的重要方向.     

元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝特征及主控因素

为探讨元坝地区中部珍珠冲段砂砾岩储层构造裂缝的发育特征、有效性和主控因素,综合运用岩心、测井、试气以及野外露头裂缝调查等资料,对元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝进行了研究。研究结果表明：元坝地区中部珍珠冲段储层裂缝发育的主要方位为近EW向（85氨10?）、近SN向（360氨5?）、NE向（35氨5?）、NW向（310?0?）以及NWW向（290氨5?）,其中,近EW向和NWW向裂缝为优势方位,其次是近SN向和NE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,且高角度构造缝的充填程度较低,说明工区裂缝的有效性较好;同时,断裂构造是控制裂缝发育程度的外部因素,储层岩性和岩层厚度是控制裂缝发育的内部因素。裂缝综合预测结果表明：构造裂缝发育的有利区主要位于工区中部断裂带和东南部断裂带的多组断裂带的交汇部位、转折端、夹持部位以及断裂带尾端,呈现近南北向的条带状分布。     

安塞油田坪桥地区长6储层裂缝特征研究

目的 综合研究鄂尔多斯盆地安塞油田坪桥地区长6储层裂缝特征.方法 根据坪桥区长6油层组钻井岩心、薄片、光片观察以及压裂样品的应力-应变曲线等资料,结合盆地区域构造应力历史,对研究区目的层储层裂缝特征进行研究.结果 坪桥地区长6油层裂缝总体上不发育,NE向为裂缝的主导方向,其次是EW向与NW向裂缝,SN向裂缝比较少.结论 大多数裂缝在地下油藏原始条件下以潜在缝形式存在,开发过程中,这些裂缝应当给予适当的重视.     

川口油田人工裂缝形态特征及其主控因素研究

川口油田长4+5层埋深较浅,水淹方向多,正确认识水力压裂的裂缝形态对油田开发调整具有重要意义。本文通过对岩石应力、抗张强度、平面非均质性、天然裂缝等多方面影响因素的综合研究,认为川口油田长4+5为形态复杂的垂直缝,并利用多种方法进行了验证。     

有限变形法在火山岩裂缝预测中的应用

利用有限变形法把物体在变形过程中的应变和转动分离开来 ,并建立了位移函数 ,计算了转动特征量平均整旋角 ,用平均整旋角的平面变化来表示构造裂缝的发育程度和延伸方向。应用此方法对苏北盆地内东台坳陷西部金湖凹陷东南部卞闽杨构造带东部的闵桥断背斜中闵桥油田闵 2 0块火成岩裂缝进行了研究。研究表明 ,闵 2 0块在古新统阜宁组第一段和第二段中含有多个顺层的火山岩 ,并已发现火山岩油藏 ,储层空间以裂缝为主。计算结果表明 ,闵 2 0块阜宁组火山岩裂缝发育区主要分布在断块的东部和西部。东部裂缝发育区的裂缝有东西向和南北向两组 ;西部裂缝发育区的裂缝主要分为东西向和北东向两组。构造活动、断层、火山岩岩相、成岩作用等是控制火山岩裂缝发育的主要因素。     

低渗透砂岩油藏天然裂缝开启压力及影响因素

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层为例,利用岩心和测井资料,在分析储层天然裂缝发育特征的基础上,求取不同产状天然裂缝的开启压力并分析其影响因素,为低渗透油藏的注水开发提供地质依据。研究后发现,王窑区长6低渗透储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种类型,其中以高角度构造裂缝为主。构造裂缝主要为剪切裂缝且大多数在单岩层内发育,与层面近垂直,在平面上呈雁列式排列。计算得到王窑区天然裂缝的开启压力主要分布在19.26~27.61 MPa,平均为22.60 MPa。研究后认为,裂缝的开启压力与裂缝产状、埋藏深度、孔隙流体压力、现今地应力方向及其大小等因素有关。该区主要发育NE—NEE向、EW向、SN向和NW向4组高角度天然裂缝,受现今地应力的影响,其中与现今地应力方向近平行的NEE向裂缝的开启压力最小,且随着裂缝倾角变大,裂缝的开启压力逐渐变小。控制注水压力低于裂缝的开启压力,防止NEE向高角度构造裂缝的开启和扩展延伸,可有效地提高低渗透油藏的注水开发效果。     

鄂尔多斯盆地长8、长6天然裂缝差异性研究及其对开发的影响

通过野外露头、岩心观察、成像测井以及压裂施工曲线等资料的对比,认为鄂尔多斯盆地长8、长6特低渗储层天然裂缝发育程度差异较大,裂缝分布规律性明显.西南物源储层天然裂缝没有东北物源和湖盆中心储层天然裂缝发育.结合微地震监测资料,研究了天然裂缝发育程度对压裂缝控制作用,在天然裂缝发育区,由于人工压裂缝可能沿天然裂缝延伸,形成较大的有效渗流面积,因此,油田开发井网部署不仅要研究最大主应力方向,而且还要研究天然裂缝的发育程度,天然裂缝发育区适当放大井排距下仍能建立有效压力驱替系统,提高单井控制储量,降低水淹风险,这对指导特低渗油田注水开发具有重要的意义.     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组裂缝特征及成因

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8、长6及长4+5油层组属于典型的低孔、低渗型砂岩储层,广泛发育的裂缝系统对储层物性改善和油气运聚成藏具有重要控制作用.综合应用野外剖面和钻井岩心,结合测井及镜下鉴定资料对该地区裂缝发育特征及其成因进行综合研究,结果表明:姬塬地区各油层组发育早期东西向和北西-南东向共轭剪切裂缝为主,...     

楚雄盆地北部T3-J地层天然裂缝形成期次确定

楚雄盆地T3-J地层经历了多期复杂的构造运动,裂缝形成期次多、特征复杂.通过野外地面裂缝调查和样品的实验室分析测定,采用4种方法研究和确定了T3-J地层裂缝的形成期次.野外地面裂缝调查见4组裂缝发育;裂缝样品的声发射实验表明地层至少存在4个构造应力破裂期,应力作用历史复杂.燕山期构造应力场方向以NE向为主,喜马拉雅构造应力场变为SE向.晚期构造应力(喜马拉雅期)强度大,为主要的破裂期.ESR测试分析表明该层存在5个破裂期;碳氧同位素测定表明研究区地层天然裂缝存在3期以上成因序列;包裹体测定结果按均一温度大小分布可划分出5个破裂期.综合研究区天然裂缝特征、地质构造演化历史,确定出该区地层中天然裂缝为构造裂缝,且组系清楚.裂缝有5~6个破裂期,与构造活动期对应较好,主要破裂期为燕山期、喜马拉雅期.     

有限变形法在火山岩裂缝预测中的应用

利用有限变形法把物体在变形过程中的应变和转动分离开来，并建立了位移函数，计算了转动特征量－平均整旋角，用平均整旋角的平面变化来表示构造裂缝的发育程度和延伸方向。应用此方法对苏北盆地内东台坳陷西部金湖凹陷东南部卞－闽－杨构造带东部的闵桥断背斜中闵桥油田闵20块火成岩裂缝进行了研究。研究表明，闵20块在古新统阜宁组第一段和第二段中含有多个顺层的火山岩，并已发现火山岩油藏，储层空间以裂缝为主。计算结果表明，闵20块阜宁组火山岩裂缝发育区主要分布在断块的东部和西部。东部裂缝发育区的裂缝有东西向和南北向两组；西部裂缝发育区的裂缝主要分为东西向和北东向两组。构造活动、断层、火山岩岩相、成岩作用等是控制火山岩裂缝发育的主要因素。     

西峰油田合水地区长8储层特征研究

西峰油田自投产以来还未对影响开发效率的储层孔隙结构、裂缝、敏感性等开展专项研究。在前人研究的基础上,进行了野外岩心观察、室内薄片鉴定、古地磁试验、黏土X衍射分析、敏感性分析、水驱油试验、非均质性研究等多项研究。认为长82的储层物性略好于长81的储层物性;研究区的敏感性较弱,对开发影响不大;微观、宏观的裂缝均较发育,对研究区储层有控制作用,宏观裂缝主方向是南西、北东向。     

酒西盆地鸭儿峡油田志留系变质岩油藏的裂缝特征

为明确潜山变质岩的裂缝发育特征,以酒西盆地鸭儿峡油田志留系潜山变质岩油藏为例,综合利用成像测井、岩心观察、大量的薄片统计和核磁共振手段对裂缝方向、充填程度、裂缝参数和核磁共振响应特征进行研究系统研究.结果表明,研究区裂缝方向主要为北西方向和北东,裂缝类型以斜交缝为主,其次为垂直缝,水平缝发育程度差,裂缝充填严重.斜交缝的分布频率平均为1.01条/m,垂直缝为0.19条/m;水平缝为0.26条/m.裂缝宽度平均为0.775 mm,裂缝长度平均为6.56 cm.垂直缝的裂缝宽度最大,斜交缝中开口缝比例最高.具有储集性能的裂缝性变质岩在核磁共振T2谱主要为双峰和三峰态,有利目标区寻找应该以北东向裂缝发育区为重点.     

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。     

腰英台油田青山口组储层裂缝特征研究

腰英台油田位于松辽盆地南部中央拗陷区,其中的1号区块～301号区块的上白垩统青山口组砂岩为裂缝性低渗储集层,裂缝较为发育。通过对岩芯的系统观测、薄片裂缝观察、测井资料解释、碳氧同位素测试等手段对裂缝进行了系统研究,结果表明:腰英台油田青山口组裂缝发育,其中发育程度最高的为青山口组一段II砂组;裂缝长度的主要分布在5～15 cm,宽度主要分布在0.1～1.0 mm,密度平均0.41条/米,大部分裂缝都被全充填,充填物以方解石为主,裂缝倾角主要分布于75?～90?,裂缝方位主要共有4组,分别是NWW(280?)向、NNW(345?)向、NNE(18?)向和NEE(76?)向;微裂缝以宽度小于0.5 mm为主,被方解石或者有机质充填或者半充填,裂缝性质以剪切缝为主,部分发育张性缝;裂缝发育期次主要分为两期,分别为嫩江末期和明水末期。     

基于海上窄方位采集地震资料的裂缝预测技术及应用

南海LH油田珠江组礁灰岩储层是重要勘探开发层位,储层下方的隔挡层b2裂缝发育程度直接影响生产井含水的上升速度。为了探索隔挡层裂缝发育情况,结合研究区成岩及构造特征,针对海上窄方位采集地震资料,运用地球物理裂缝检测技术,预测裂缝发育特征;同时对采用纵波方位各向异性裂缝预测方法、远近偏移距属性差异裂缝预测方法、叠前应力场预测方法分别进行适用性分析。叠前应力场检测裂缝的方向以平行于断裂的北西西向、垂直于断裂的北北东向为主;方位属性差异裂缝预测,对非平行于构造走向(北西西向)、非垂直于构造走向(北北东向)的裂缝敏感,对平行或垂直于构造走向的裂缝检测能力较弱;远近偏移距属性差异裂缝检测对非平行于构造走向(北西西向)的裂缝敏感,尤其对于垂直于构造走向(北北东向)的裂缝敏感。这3种裂缝检测方法既有重合也有互补,综合分析能够更准确地描述裂缝发育分布规律,成功预测隔挡层b2层及目的层裂缝分布特征。裂缝预测结果得到了生产井开发动态验证,主要隔挡层b2层预测的裂缝发育区,也是生产油井含水上升速度快的区域;裂缝相对不发育区,油井含水上升速度慢,产量比较稳定。研究区域生产井验证预测裂缝吻合率达到75%以上。     

青平川油田关庄地区延长组油气富集规律

鄂尔多斯盆地东缘延长组剥蚀区石油成藏条件研究程度较低,石油勘探一直未取得较大突破。为进一步研究延长组剥蚀区石油富集规律,以青平川油田关庄地区为例,通过沉积、储层、盖层的系统研究和对其构造、裂缝发育特征的探索,总结了该区延长组油藏的分布特征和规律,分析了其油气富集成藏的主控因素。结果表明:青平川油田关庄地区延长组主要为岩性油藏和构造-岩性油藏。沉积微相控制下的优质储层发育对油藏分布具有重要的控制作用,而盖层发育对延长组油藏特别是长4+51油藏的保存至关重要,构造、微裂缝对油井高产起到了积极作用。     

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长722段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试, 研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明: 1) 新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°, 裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主, 裂缝走向为NE75°~85°, 倾角为70°~85°; 2) 动态监测数据分析显示, 研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用, 油水易沿裂缝形成窜流, 导致生产井见水较快; 3) 三维地质建模结果显示, 研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高, 可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。