生产动态资料在白豹油田白209区储层裂缝识别中的应用

以白豹油田白209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,利用示踪剂监测、吸水指示曲线、吸水剖面分析以及生产动态识别等不同处理与解释手段,对研究区目的层的油藏裂缝发育程度、裂缝走向和裂缝类型进行分析识别,识别出裂缝33条,高渗带28条。这些裂缝及高渗带多集中在油藏中部及上部区域。方向较为多样,多数为北东南西向,为以后开展裂缝分布规律、加密调整研究及油藏后期开发调整提供依据。     

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。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究

通过对鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏的精细描述,指出微裂缝对提高储层渗流能力、提高超低渗透油藏开发效果具有十分重要的意义。研究表明,鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长4+5油藏微裂缝线密度为7.86条/cm,微裂缝开度为3.70μm,微裂缝间距为1.2723mm,微裂缝孔隙度为0.29%,微裂缝渗透率为332×10-3μm2。微裂缝孔隙度是基质孔隙度的2.74%,微裂缝渗透率是基质渗透率的12.15倍。微裂缝分布的差异性和不均一性是造成研究区超低渗透致密储层中有相对高渗透层的主要原因。微裂缝发育及展布状况是沉积微相带及基底断裂基础上成岩过程中多期古构造应力场与现今构造应力场共同作用的结果。在油气勘探中以寻找有利的沉积相—成岩相—微裂缝带为勘探目标,会加大勘探成功率。     

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。     

松辽盆地古龙凹陷构造应力场弹-塑性增量法数值模拟

泥岩裂缝油气藏是大庆油田古龙凹陷主要的油气藏类型之一 ,构造裂缝储层在该类油气藏中占有重要地位。老第三纪末及现今的应力释放区是该区泥岩裂缝性储层的主要发育区。构造应力释放区的泥岩储层渗透条件得到改善 ,现今应力场控制着地层压力的分布。采用弹塑性增量的有限元法模拟了古龙地区青山口组地层老第三纪末与现今两期构造应力场。根据区域构造研究结果确定主应力方向 ,以确定应力场的分期。采用晶格位错密度法、水压致裂法及声发射法测定岩石的构造应力值 ,并作为构造应力场模拟的约束条件。由岩石力学试验测定岩石物性参数 (弹性模量和泊松比 ) ,根据区域沉积相带分析建立岩相地质模型。结合钻井及区域地质资料 ,对模拟结果进行分析研究 ,识别出古今四个应力释放区。其中他拉哈、新站两应力释放区的勘探程度高 ,绝大多数钻井资料印证了数值模拟结果的正确性 ;而葡西、杏西高西两应力释放区钻井资料较少 ,应作为潜在的裂缝储层勘探靶区。     

陕北侏罗纪煤田三角洲平原沉积环境及其岩石力学特征

三角洲平原沉积环境是陕北侏罗纪煤田煤炭资源的主要形成环境之一,为获得不同环境煤层顶板岩石力学参数特征,进一步探究沉积环境与岩石力学特征之间的关系,首先从区域沉积环境分析入手,然后运用岩心精细描述、沉积构造分析、地球物理测井分析等技术,识别微相、划分顶板沉积微相类型及其组合特征;之后对不同沉积环境中不同位置、不同岩性的岩石进行系统地分层采样和测试分析;最后综合分析煤层顶板各沉积微相的岩石力学特征。结果表明,煤层直接顶板以泥岩、粉砂质泥岩为主,形成于三角洲平原亚相中的沼泽、湖泊沉积微相,局部见粉砂岩、细粒砂岩形成于分流河道和天然堤微相;基本顶主要以中-细粒砂岩为主,形成于分流河道沉积微相;沉积环境不仅控制煤层顶板岩性分布而且控制岩石力学参数及其含水层富水性的分布,其中,湖泊、沼泽相泥岩顶板区是顶板支护的重点部位,多期分流河道砂岩叠置顶板区是未来矿井防治水以及探放水的重点区域。      

致密砂岩储层构造裂缝形成机制及定量预测研究进展

致密砂岩裂缝性储层已逐渐成为非常规油气资源勘探开发的重点,构造裂缝形成机制研究及定量预测也相应成为热点问题.从构造地质学和地质力学角度对目前的裂缝研究方法进行系统分析,并对含微裂隙的岩石损伤力学实验分析、复合地层本构关系及破裂准则的建立以及不同应力场作用下裂缝参数的定量表征方法进行详细对比后认为,裂缝的产生、裂缝的位置和方向以及裂缝参数的量化是实现裂缝准确预测的关键.今后裂缝研究的发展方向主要有3个,即基于构造地质学和岩石损伤力学的宏观野外观察和微观室内试验相结合研究裂缝形成机制,考虑多重影响因素并基于能量转换理论的复合岩石破裂准则建立,基于精细构造地质模型的有限元数值模拟实现各期应力场作用下裂缝参数的三维定量表征.     

岩石力学参数对裂缝发育程度的影响

弹性模量(E)、泊松比(μ)及密度(ρ)是岩石的重要力学参数, 当其他条件一致时, 在一定程度上影响着裂缝的发育。以塔里木盆地某气田为研究区, 在造缝期古应力场分析的基础上, 利用储层裂缝数值模拟技术, 计算得到储层裂缝孔隙度; 再以裂缝孔隙度为指标, 分析岩石力学参数对裂缝发育程度的影响。研究结果表明, 裂缝孔隙度随弹性模量的增加而增大, 同等应力条件下, 弹性模量越大, 裂缝孔隙度越高, 破裂程度越大; 泊松比小于0.2时, 裂缝孔隙度随泊松比增加而逐渐下降; 泊松比超过0.2后, 裂缝孔隙度随泊松比增加而逐渐增大; 岩石密度对裂缝孔隙度的影响不大, 基本上可以忽略。      

四川盆地东部长兴组礁滩相储层测井地质特征

综合运用钻井岩心、野外剖面、镜下薄片和常规测井曲线等资料对四川盆地东部长兴组礁滩相储层测井地质特征进行了分析研究。结果表明:长兴组测井相主要包括箱型、复合型、钟型、漏斗型和尖指型,箱型和复合型代表了台地边缘生物礁相带中的礁核微相,是长兴组最有利储层发育的测井相类型;钟型和漏斗型代表了台地边缘浅滩相带中的生屑滩微相;而尖指型则代表了最不利储层发育的滩间微相。研究区孔洞缝型储层最好,储集空间以原生孔洞为主;针孔型和裂缝型-针孔型其次,储集空间类型以晶间孔为主,在研究区最发育;而裂缝型最差,储集空间以不同成因的裂缝为主。通过测井模型的解释,峰18井长兴组储层自上而下逐渐变好,顶部为裂缝型储层,上部为针孔型储层,下部为孔洞缝型,与岩心观察、薄片鉴定和录井资料分析相符,确定了该模型的可靠性,为研究区未取心井储层类型的识别提供了依据。     

高台子油田扶余油层现今地应力数值模拟及对水力压裂的影响

利用微地震资料和岩石波速各向异性实验数据计算统计了高台子油田扶余油层相关井点的现今地应力方向, 并通过水力压裂资料及岩心古地磁定向、差应变、声发射实验得到井点的现今地应力数值; 结合岩石三轴抗压实验确定扶余油层的岩石力学参数, 在此基础上利用ANSYS软件建立研究区的有限元模型, 以井点现今地应力参数为约束条件, 对扶余油层现今地应力场进行数值模拟, 并分析了水力压裂施工时现今应力场及天然裂缝活动性对人工压裂缝的影响。研究结果表明, 高台子油田扶余油层水平最大主应力集中在34 MPa附近, 呈北东东-南西西向, 水平最小主应力为26~30 MPa, 方向北北西-南南东。断层带内有较高的应力值, 研究区西北部的背斜翼部水平主应力值较大, 而东部、南部较为平缓的背斜核部则是水平主应力的低值区。西部的背斜翼部及断裂带是天然裂缝的活跃区域, 天然裂缝对压裂缝的延伸方向影响较大; 东部的背斜核部平缓地带天然裂缝的活动性较低。      

塔河油田奥陶系油藏TK440井组注水压锥地质模式研究

塔里木盆地塔河油田奥陶系致密灰岩中的缝洞油藏储集空间主要为由天然裂缝和酸压裂缝沟通的一个或多个大型管道状洞穴构成的复杂系统.塔河油田四区TK440,TK449H和TK424C井等3口相互连通的油井见水直至水淹的开发过程表明产油层存在多个不同的边底水侵入通道,并不遵循由低到高逐渐见水的常规特征.在3口油井水淹之后,通过低部位的TK440井探索性注水使高部位TK424C井含水下降,而TK449H则变成不产水,使两口井的油产量明显提高.根据注水过程中的油水关系变化研究,提出TK440井组的储层概念模式和全新的注水压雏模式,即低部位注水可能实现对高部位水淹井从原水侵相反方向上补充刺余油体能量,导致高部位水淹井含水下降起到压制水锥的效果,从而达到提高采收率的作用.     

砂泥岩间互地层等效岩石力学参数计算模型及其应用

以地层岩石的变形分析为基础,从能量的角度出发,利用应变能理论及能量守恒定律推导出了等效岩石力学参数的一般计算公式,并建立了测井资料计算模型;利用该模型计算了库车坳陷克拉A气田目的层系巴什基奇克组的等效岩石力学参数,并以计算结果为基础进行了应力场及储层裂缝的数值模拟;最后讨论了等效岩石力学参数测井资料计算模型的优点及适用条件。模拟结果显示,储层裂缝集中发育在背斜高点及单斜构造部位,与气田目前的开发实践基本一致,表明了所建模型的合理性;等效岩石力学参数适用于区域性的横向应力场及储层裂缝预测,不适于预测局部或垂向上的储层裂缝分布规律。     

迪北气田三维探区下侏罗统阿合组裂缝定量预测

塔里木盆地库车坳陷的下侏罗统阿合组低孔低渗砂岩是迪北气田的主要油气储集层,构造裂缝作为油气运移通道和储集空间,其发育特征和分布规律是制约油气勘探开发的关键。本次研究采用迪北气田最新的三维构造图,考虑区域地质背景、地层起伏、断层分布等诸多因素,将目的层下侏罗统阿合组分为3段,基于实测岩石力学参数,利用三维弹性有限元数值模拟方法,计算获得的库车坳陷新近纪构造应力场的大小、方向与实测应力感数据比较吻合。以此构造应力场为基础,在迪北地区11口井的约束下,用岩石破裂值和应变能密度构建起的“二元法”对阿合组每一层段的裂缝密度分布规律进行预测。结果表明：平面上,迪北斜坡带的依南2-迪西1-迪北104区域、迪北101-依南5以南区域和吐孜1井以西-吐孜3井以北的区域为裂缝相对发育区;垂向上,阿合组中下段要比上段裂缝更为发育。该构造裂缝预测结果对迪北气田致密砂岩储层的勘探开发提供了新的参考依据。     

构造裂缝产状演化规律表征方法及其应用

针对构造裂缝产状演化规律难以准确定量表征的问题,通过确定研究区裂缝力学性质、岩石力学参数,在恢复古构造形态的基础上,对裂缝形成时期古应力场数值模拟后选择适用性的岩石破裂准则,预测裂缝形成时期的产状分布。提出了造缝期应力场预测古裂缝产状,后期构造活动改造裂缝产状的思路,即通过早期岩层、晚期岩层的三维空间变化规律,建立了不同构造活动时期对应的裂缝空间转换理论模型,利用推导的数学算法,定量分析裂缝的演化规律,进而提高了现今裂缝产状的预测精度。最后,以铜城断裂带东翼阜二段储层为例进行了构造裂缝演化规律定量描述工作,结合构造演化,将阜二段储层构造裂缝演化分为阜宁运动晚期裂缝形成发育、戴南运动期裂缝继承发展、三垛运动期裂缝差异分离3个阶段。     

朝阳沟油田双30-2区扶Ⅰ层裂缝发育区预测研究

通过构造裂缝形成的力学机制分析，应用弹性理论、有限单元法和岩石破坏准则等，对朝阳沟油田双30—2区块扶I层应力裂缝发育区进行预测，旨在判断裂缝性油藏区。结果表明，预测结果与现场钻探取样结果符合较好，从而为该区下一步布井和注水提供了依据。     

低渗透砂岩裂缝孔隙度、渗透率与应力场理论模型研究

低渗透砂岩储集层普遍发育裂缝, 裂缝不仅是重要的流体渗流通道, 而且在油井周围的发育程度直接影响着油井的生产能力.目前裂缝定量化预测方面存在的焦点问题是:缺乏一个有效而合理的力学模型, 裂缝渗透性的求取方法仍处于半定量化, 不具通用性.以史深100块沙三中储集层为目标, 从应力场和裂缝主要参数的关系入手, 以裂缝开度为桥梁, 通过实验和理论推导的方法, 建立了构造应力场和裂缝孔隙度、渗透率之间的定量关系模型.在岩石力学参数测试结果和地质模型建立的基础上, 对目的层裂缝发育时期的古构造应力和现今地应力进行数值模拟, 将结果代入关系模型, 计算研究区裂缝孔隙度和渗透率的空间分布, 进而指导低渗透砂岩油藏的裂缝参数定量预测、产能规划及井网部署.      

水平井压裂储层应力场分布模拟方法

在研究分析水力压裂对储层岩石力学特性参数影响的基础上,提出一种压力储层应力场分布模拟计算方法。通过建立水平井储层原地应力场模型和水力压裂产生人工裂缝诱导应力场模型,并且利用实际的水力压裂测井参数对储层原地应力场和压裂产生裂缝诱导应力场分布进行了模拟计算。模拟计算结果表明,压裂产生人工裂缝会对储层应力场分布造成很大影响;压裂后储层应力主要在裂缝周围得到积累,并且距离裂缝越远,应力值积累越少;压裂生成裂缝长度也会影响储层应力场分布,裂缝越长,裂缝诱导应力场减小越慢。     

基于岩石物理相的砂砾岩储层分类评价--以准噶尔盆地玛131井区块百二段为例

勘探实践表明,准噶尔盆地玛北斜坡主力油层段百二段砂砾岩储层非均质性强,孔隙结构差异大,需要综合影响储层的各种地质因素对其进行分类评价。利用岩芯、薄片、钻测井、物性、工业CT等资料,对准噶尔盆地玛北斜坡玛131井区块百二段砂砾岩储层沉积相、成岩相、裂缝相特征进行了研究,在此基础上分析了百二段储层岩石物理相,并基于岩石物理相对储层进行分类评价,预测有利储层发育区。通过沉积微相、成岩相的叠加聚类,对研究区百二段砂砾岩储层岩石物理相进行分类,划分出水下分流河道-不稳定组分溶蚀等岩石物理相;按照沉积相、成岩相对储层孔隙结构的建设与破坏作用归纳出3大类岩石物理相。依据三类岩石物理相将储层划分为3类,并结合压汞、薄片、CT、产能等资料进行表征与评价,其中一类和二类岩石物理相储集性能较好,三类岩石物理相为致密遮挡层。最后以亚段为单位,对百二段岩石物理相进行平面成图,预测有利储层分布区。     

鄂尔多斯盆地华庆地区天然裂缝与岩石力学层演化:基于数值模拟的定量分析

岩石力学层控制天然裂缝发育程度与成因机制,同样地,裂缝发育也会影响岩石力学参数的大小与各向异性.受成岩与构造作用的双重影响,岩石力学层会发生迁移,因此,控制裂缝发育的岩石力学层及适用于预测天然裂缝分布的岩石力学层可能不再存在.本文提出了一种采用储层地质力学方法分析构造因素控制下的岩石力学层迁移规律模拟方法 .通过野外观测建立三维裂缝离散网络模型,采用岩石力学实验测量岩石与裂缝面的力学参数,编制三循环法模拟程序研究不同尺寸、不同方位的裂缝性岩体等效力学参数,提出了裂缝性储层地质力学建模最优网格单元大小确定方法,并建立了裂缝参数与岩体力学参数间的数学模型.最后,通过不同时期古应力场数值模拟,预测裂缝的密度、产状,实现了构造因素控制下岩石力学层迁移规律数值模拟.结合鄂尔多斯盆地西缘裂缝组合样式及后期应力场模拟的精度要求,确定地质力学建模最优网格单元大小为28 m;在地质力学建模中,过小的网格单元尺度不能完整刻画单元内的裂缝发育模式.从燕山期至喜马拉雅期到现今,伴随着天然裂缝的发育,岩体杨氏模量总体呈下降趋势,泊松比增大,并且岩石杨氏模量与泊松比间的空间差异性逐渐减小.     

青西油田下沟组构造裂缝发育特征与分布预测

青西油田下白垩统下沟组低孔低渗泥云岩是该区主要的储集层,其中构造裂缝是油气渗流的重要通道和储集空间。本次研究首先基于岩心及成像测井资料分析和构造裂缝的发育特征,然后在岩石力学参数测试的基础上,考虑断层对构造裂缝形成的影响,采用三维有限元法对青西油田主要裂缝形成期的古构造应力场进行数值模拟,并预测出青西油田下白垩统下沟组构造裂缝的分布规律。预测结果表明:在青西油田的东部和西部存在两个构造裂缝发育区,尤其是在窿10井和柳102井等附近,构造裂缝较为发育,而中部地区构造裂缝相对不发育。本次研究可为该区下沟组构造裂缝评价和油气勘探提供新的地质依据和指导。