川口油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长。油层岩心显裂缝作了统计、分析,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长６油层作了野外裂缝测量。结果表明：川口油田长６油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近ＥＷ向为主,同时发育近ＳＮ向裂缝。显裂缝频率平均为０．４条／ｍ,无深变化范围不大,以高角度缝为主,只有１１．１％的裂缝被少量钙质充填,在地下多为闭合形式;微裂缝开度主要区间为５～１５μｍ,孔隙缝 被少量钙质充填,在地下多为闭合形式     

川口油田长_6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长 6油层岩心显裂缝作了统计、分析 ,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长 6油层作了野外裂缝测量。结果表明 :川口油田长 6油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近 EW向为主 ,同时发育近 SN向裂缝。显裂缝频率平均为 0 .4条 / m,切深变化范围不大 ,以高角度缝为主 ,只有 11.1%的裂缝被少量钙质充填 ,在地下多为闭合形式 ;微裂缝开度主要区间为 5～ 15μm,孔隙度极低 ,内蕴渗透率相对较低 ,从 0～ 10 0 μm2不等 ,面密度小 ,仅为 0 .0 0 2 6 / mm,延伸长度为 0～ 2 mm,仅 12 %以下被矿物充填 ,与大裂缝夹角主要为 0～ 10°,主要发育在显裂缝周围。同时 ,通过真实砂岩微观模型实验和注水井与生产井之间的注采分析 ,研究了裂缝对注水开发的影响。     

延长油田东北部延长组宏观天然裂缝古地磁定向分析

延长油田东北部三叠系延长组长6油层组为典型的特低渗碎屑岩储层,普遍发育天然裂缝,裂缝发育程度及方向是油田注水开发井网部署的关键考虑因素。引进岩心样品古地磁测定技术确定裂缝方位,为注采井网部署提供依据。研究认为,裂缝形成时期主要为燕山期和喜山期,燕山期裂缝主要为EW、SN向区域裂缝,喜山期裂缝则主要为NE向裂缝;长6油层裂缝以构造裂缝为主,主要发育高角度张性垂直缝,裂缝有开启、半开启、闭合多种形态;裂缝主要以北东方向为主,约占58%;北西方向次之,约占33%;东西与南北方向裂缝各一条,占8%。     

鄂尔多斯盆地宁县-合水地区长6、长7、长8储层裂缝差异性及开发意义

根据露头、岩心及测井等资料,对比研究了宁县—合水地区长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,并讨论其开发意义。宁县—合水地区长6、长7、长8储层均发育构造裂缝和成岩裂缝两种成因类型,但各储层的裂缝产状、裂缝规模(纵向高度及平面长度)及裂缝发育程度存在较大差别。长6储层主要发育近东西向和近南北向两组裂缝,长7储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向和近南北向,长8储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向裂缝和北西西—南东东向;各储层均以发育高角度构造裂缝为主,但长6储层还发育一定数量中低角度泥岩滑脱裂缝,比例相对较大;在裂缝规模和裂缝发育程度上,长7储层裂缝最为发育,规模相对较小,长8储层裂缝发育程度最差,但具有较大的裂缝规模,长6储层裂缝发育程度和规模介于以上两者之间。由于长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,在现今地应力场作用下不同层位、不同产状裂缝开启能力会存在差异,因此在进行注水开发时,要根据各储层裂缝的发育情况,准确计算不同层位裂缝开启压力值,进而确定合理的注水参数,避免注水压力过大造成裂缝大规模开启。此外,通过计算长6、长7、长8储层脆性指数可知,长7储层脆性相对较大,且天然裂缝最为发育,适合采取体积压裂进行储层改造。     

鄂尔多斯盆地Y区块长6致密油层裂缝特征

长6致密油层是鄂尔多斯盆地Y区块的主力产层,裂缝发育。目前单井产能低,水淹和水窜现象严重,部分水井注水困难,严重影响了开发效果。为了解决影响开发效果较为严重的裂缝问题,本文通过野外露头和岩心宏观、微观观察,注水指示曲线和压力降落试井资料分析,应力测定,停泵压力梯度与上覆应力梯度关系研究,结合沉积环境,对天然裂缝、人工裂缝发育特征,人工裂缝影响因素,天然裂缝对人工裂缝性质的影响、人工裂缝形态及分布规律等方面进行研究。结果表明：研究区长6油层宏观裂缝主要是以垂直缝为主的区域性构造裂缝,微裂缝主要是以水平缝为主的成岩缝;人工裂缝主要受控于天然裂缝,天然裂缝主要受控于砂体厚度与泥质体积分数,砂体厚度越薄越易形成天然裂缝,泥质体积分数越高越易形成变形构造。     

低产低渗裂缝油田吞吐采油试验研究

头台油田是构造—岩性油藏。裂缝型、特低渗透是其显著特点，常规注水开发后经常出现严重的油井水淹，造成油田开发低效。本文以头台油田研究为例，认为对于裂缝型特低渗透油田，采用注水吞吐采油技术，通过套管直接向地层注水，利用储层毛管力作用，进行油水置换，实现单井自注自采吞吐采油，可以改善油田开发效果，减缓产量递减。适合注水吞吐采油基本条件是岩石润湿性为弱亲水和岩石饱和非润湿相。影响注水吞吐采油效果的主要因素是储层吸水状况、微缝发育状况、储层非均质性、注入体积和关井压力等。吞吐采油技术可作为改善裂缝型特低渗透油藏开发效果的一种新的模式来研究和推广。     

白豹油田长6油藏裂缝见水类型研究

白豹油田长6油藏储层天然裂缝发育、人工压裂缝大量存在,裂缝系统复杂,导致注水开发矛盾加剧;通过吸水剖面、试井及脉冲中子饱和度测试等方法监测油藏动态变化,认为裂缝的存在对开发的影响主要表现出三方面:造成单井产能损失严重、井组内油井受效不均、降低储层动用程度;基于储层地质及开发特征的认识,将裂缝见水类型及特征归纳为三类:天然裂缝开启见水型、天然裂缝-压裂缝沟通见水型、压裂缝沟通见水型,并提出了分类治理对策,矿场应用中取得了较好的控水增油效果。     

特低渗裂缝性砾岩油藏储层特征及其对开发效果控制作用研究:以克拉玛依油田八区下乌尔禾油藏为例

在岩心储层研究及测井解释的基础上,动静结合确定了八区下乌尔禾组油藏的有效储层划分标准,在此基础上,运用综合评价方法将储层划分为4类,其中I类最好,IV类最差。对比四次加密试验井,储层评价效果好,储层厚度的预测误差率在5%以内,储层类型符合率为80%。统计岩心及成像测井资料显示,下乌尔禾组天然裂缝以构造高角度缝为主,人工裂缝以压裂羽状缝为主,各类裂缝多为闭合缝。结合开发动态资料分析认为:储层发育优势区控制了油井高产区,油层储层条件越好,初期产能越高;裂缝的存在导致注入水优先沿裂缝突进,使油井出现裂缝水窜、见水不见效等开发特征;综合分析发现油水井的驱替通道、储层及裂缝发育情况导致油井不同见效情况。在静动态研究基础上实施的四次加密试验井,90%以上的井可达到预期设计产能。     

白豹油田白155区裂缝分布规律及加密调整研究

以白豹油田白155区块长6油层组为研究对象,充分利用基础地质、测井、生产动态以及各类测试资料,以鄂尔多斯盆地地质构造背景和岩石力学理论为指导,通过分析岩石力学平面非均质性、储层性质以及注水开发对裂缝的影响,区内优势裂缝在北东-南西向活跃;沉积微相带的展布控制微裂缝的发育特征,即"相控"规律;已有的天然裂缝若平行于现今应力场,则可能进一步扩张;与之垂直,随着注水的进行,应力场"均一化"使其重新开启,或新裂缝产生。所以建议在白155区已识别裂缝水淹带进行井网实验性调整,部署加密井10口,对水淹区域的剩余油进行有效挖潜。     

特低渗透裂缝型储层注水开发中后期地应力场变化及开发对策

从特低渗透裂缝型储层油田开发实践中暴露出来的问题入手,从理论上研究了注水开发中后期地下储层水平应力场“均一化”的发展趋势,认为注水开发中后期井区局部视水平最小主应力,随着注水开发周期的延长将会无限接近水平最大主应力。在此基础上描述了特低渗透储层发育天然裂缝和不发育天然裂缝时注入水的流动规律。最后根据水平应力场注水开发中后期“均一化”理论,提出针对特低渗透裂缝储层注水开发中后期的调整对策。此项技术在大庆头台油田茂11区块进行应用,取得了比较好的调整效果,并对同类油田开发具有重要指导作用。     

哥伦比亚Ombu区Kc组裂缝描述和地质建模

裂缝对改善低渗透碎屑岩储层物性有非常重要的作用,裂缝发育规律和控制因素的研究直接影响着开发方案部署和油藏开发效果。在盆地分析和储层研究基础上,利用层序地层和地质统计学方法,分析了Kc组裂缝与区域构造应力、沉积相和岩性的关系。受区域压扭作用影响,区域上发育北东和北西方向两组影响裂缝的地应力,形成了以北东方向为主的高角度裂缝。不同沉积相带和不同岩性储层裂缝发育也有差异,扇中和扇缘亚相裂缝较扇根亚相发育、砂岩较砾岩裂缝发育。在这种地质认识基础上,建立了裂缝三维地质模型。     

薄互层水力裂缝垂向扩展控制因素试验研究

新疆油田某地区油藏的储隔层岩性组合复杂,呈现突出的薄互层产状特征,研究合、分压判断条件有利于提高压裂效率,增强储层动用程度与压后改造效果。水力裂缝在薄互层中的穿层与裂缝扩展行为受薄互层地质特征与压裂施工参数的影响。基于此,开展了薄互层物理模型压裂试验,研究界面胶结、岩层分布、岩层厚度、压裂液黏度与注液排量对薄互层中水力裂缝垂向扩展的影响分析。试验结果表明：薄互层的地层特征界面胶结与岩层分布是水力裂缝垂向扩展的主要控制因素,界面胶结强度对裂缝垂向扩展行为的影响强于岩层分布;由于弱胶结界面的存在,水力裂缝垂向扩展穿层时可发生方向偏转,抑制裂缝垂向扩展;提高压裂液黏度与注液排量有利于薄互层中水力裂缝的穿层垂向扩展。     

华庆地区长63储层裂缝分布模型与裂缝有效性

鄂尔多斯盆地华庆地区上三叠统延长组长6³油层组属于特低渗储层,裂缝发育、分布情况及裂缝的有效性已成为制约油气有效勘探开发的瓶颈之一。以统计法为基础,综合应用岩石破裂法和能量法,以非均质性储层有限元应力场模拟为手段,对华庆地区长6³储层天然裂缝发育程度和分布进行了定量化预测研究,同时结合定向岩心、薄片裂缝定量观测结果,主要依据裂缝方位、间距和密度等特征参数,初步建立了长6³储层天然裂缝分布网络概念模型;该模型描述了储层裂缝发育基本状况,包括天然裂缝密度、裂缝展布形态和不同井区裂缝组合的差异性。同时,根据长6³储层岩心裂缝充填情况与充填概率、裂缝结构面力学性质以及裂缝产状与现今水平主应力走向之间的关系,对储层裂缝系统的有效性进行了初步分析。结果表明,储层中无效裂缝居多,达85.6%,有效裂缝仅为14.4%;但经压裂改造后,NEE-NWW向范围内的天然裂缝系统往往易改造或转变为“有效”“显”裂缝系统,提高了储层渗流能力。     

大民屯凹陷古潜山裂缝特征及控制因素

垂直缝和高角度斜交缝是辽河盆地大民屯凹陷太古宇和元古宇古潜山储层的重要储集空间.裂缝的形成和演化受燕山期的挤压构造应力场以及喜马拉雅早期的右旋张扭应力场和晚期的右行走滑构造应力场控制.对应于构造期次,可将裂缝体系分为早、中、晚3个形成期.早期裂缝体系以压性裂缝为主,中期以张性裂缝为主,晚期以张-剪性裂缝为标志.裂缝的性质和发育程度受构造应力场和岩性控制,超压流体有利于裂缝的开启.     

柴达木盆地西部古近系储层裂缝有效性的影响因素

古近系盐湖相裂缝性泥灰岩储层是柴达木盆地西部地区的重要储层类型,储层中发育剪切裂缝、纵张裂缝、顺层滑动裂缝和成岩裂缝4种类型。裂缝普遍被方解石、石膏或钙芒硝等充填,裂缝的有效性对储层评价十分重要。有效裂缝不仅提供了储层的重要储集空间和主要渗流通道,还决定了油气的富集规律和储层的潜在生产能力。裂缝的有效性主要受裂缝形成时间、溶蚀作用、第四纪以来的构造抬升剥蚀作用、异常流体高压作用、膏盐层分布和断层的活动性等因素控制。晚期形成的裂缝有效性更好;溶蚀作用可明显地增加裂缝的有效性;第四纪以来的构造抬升剥蚀作用和异常流体高压作用可使裂缝重新裂开,使裂缝的有效性变好;离膏盐层越远,裂缝的有效性越好。裂缝的有效性与现今地应力方向关系不密切,主要受断层活动的影响,与主断层平行的裂缝有效性最好。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层裂缝测井识别与有效性分析*

中国页岩油资源潜力巨大,裂缝的发育程度是影响页岩油产量高低的重要因素。以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩储集层为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、常规及成像测井方法总结归纳了研究区裂缝的发育特征,提出“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法,建立了典型裂缝发育类型的测井综合识别图版。结果表明,玛湖地区天然裂缝在风三段密集发育,风一段次之,风二段中部几乎不发育。裂缝主要在长英质页岩、云质页岩和混合质页岩中发育,以高角度构造裂缝与低角度成岩裂缝为主,开启程度高,少数被碳酸盐矿物充填,走向主要为NW-SE向。基于裂缝参数定量计算结果,结合岩性及矿物组分和地应力等因素分析了储集层裂缝有效性。研究认为,脆性矿物组分含量高、走向平行于现今水平最大主应力的高角度未充填裂缝发育段对储集层有效性存在明显的控制作用,与产液资料较为吻合。此裂缝测井综合评价方法效果显著,可为页岩储集层裂缝识别与有效性评价提供方法支撑。     

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩储集层裂缝测井识别与有效性分析*

中国页岩油资源潜力巨大,裂缝的发育程度是影响页岩油产量高低的重要因素。以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩储集层为研究对象,通过岩心观察、薄片鉴定、常规及成像测井方法总结归纳了研究区裂缝的发育特征,提出“常规+成像+岩心”的页岩储集层裂缝测井综合识别方法,建立了典型裂缝发育类型的测井综合识别图版。结果表明,玛湖地区天然裂缝在风三段密集发育,风一段次之,风二段中部几乎不发育。裂缝主要在长英质页岩、云质页岩和混合质页岩中发育,以高角度构造裂缝与低角度成岩裂缝为主,开启程度高,少数被碳酸盐矿物充填,走向主要为NW-SE向。基于裂缝参数定量计算结果,结合岩性及矿物组分和地应力等因素分析了储集层裂缝有效性。研究认为,脆性矿物组分含量高、走向平行于现今水平最大主应力的高角度未充填裂缝发育段对储集层有效性存在明显的控制作用,与产液资料较为吻合。此裂缝测井综合评价方法效果显著,可为页岩储集层裂缝识别与有效性评价提供方法支撑。     

湘西北HY1井下寒武统牛蹄塘组页岩储层可压性评价

为系统深入研究湘西北地区下寒武统牛蹄塘组页岩储层可压裂性,以HY1井为依托,通过密集取心采样、实验测试分析、测井综合解释等多种方法手段,系统分析了牛蹄塘组页岩储层有机地球化学特征、储集物性、裂缝发育特征、脆性矿物组成、岩石力学性质,进而探讨了牛蹄塘组富有机质页岩可压裂性。结果表明:HY1井牛蹄塘组有机碳含量高(0.25%~13.3%),富有机质页岩发育于牛蹄塘组下部,厚约65 m;富有机质页岩段构造缝密度低(0.27~1.21条/m),页理缝发育;矿物脆性指数高(17.7%~86.4%)、静态杨氏模量大(37~62 GPa)、静态泊松比较低(0.14~0.26)、两相水平压力差异系数较大(0.21~0.54)。总体上,牛蹄塘组页岩脆性好,岩石强度大,有利于压裂改造,但大量页理缝的存在增加了裂缝复杂度的同时,对压裂缝产生一定不利影响,且两相水平压力差较大,易形成双翼缝。因此,压裂设计时要综合考虑页理缝可能造成的漏失和对裂缝高度及长度延伸的影响。     

基于离散元法的水力压裂数值模拟

不同条件下水压裂隙的发展特性对有效开采页岩气具有重要的指导作用。针对岩体在微观上为颗粒和孔隙的结构系统,提出离散元水力压裂数值模拟方法,离散元能量转化和能量守恒计算方法,建立了相应的三维离散元模型。采用自主研发的三维离散元模拟软件Mat DEM3D,通过控制模型的竖向应变与颗粒直径,来模拟地层中的应力与压裂速率的变化。模拟结果表明:(1)水力压裂产生裂隙的数量和方向受岩石的各向异性,压力状态和变化速率所影响。(2)裂隙在压缩波传播时发展,当水压力高速增加时,诱发的裂隙数量增多,并且有效能量(断裂热)百分比也随之增加,压裂作用也变得更明显。(3)当竖向应变为零时,50%的裂隙呈垂直状态,当竖向应变为-1×10-4时,裂隙趋于沿着最大压力方向发展,竖向裂隙的百分率增大。数值模拟和能量分析为定量地研究岩石水力压裂过程提供了一个新的方法。