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     

利用变参数回归方法反演泥质岩裂缝密度

本文利用变参数回归分析建立了多口井的泥质岩储层裂缝密度模型。该模型的平均相对误差为１３．５％,较常系数回归分析、ＢＰ网络模型进行裂缝预测的精度高（平均相对误差分别为３８．７％、１７．９％）。通过实际资料处理认为该油田在纵向上随时代变老,深度加深,裂缝密度降低。即从Ｎ２２、Ｎ１２到Ｎ１,平均裂缝密度从０．７８条／ｍ、０．５条／ｍ降低到０．３条／ｍ。在平面上,沿构造轴部裂缝最发育,平均裂缝密度Ｎ２２、Ｎ１２、Ｎ１层分别为０．５８条／ｍ、０．６条／ｍ、０．３条／ｍ。     

鄯善油田裂缝特征及构造应力场

通过野外节理裂缝的观测,钻井岩心裂缝的古地磁定向与倾角测井裂缝解释,分析了鄯善油田构造应力场,得出鄯善油田储层构造裂缝发育方位主要为N30°-40°E,N30°-50°W,为一对NE、NW向共轭断裂.高角度缝和垂直缝为主.鄯善构造带是近南北挤压作用下形成的,侏罗纪末期燕山期构造运动为近SN向的主压应力模式,形成油田内一系列近SN向正断层,以及测量的NE、NW向共轭断裂.鄯善油田储层断裂是侏罗纪末期燕山期构造运动形成的.通过倾角测井椭圆井径曲线分析等方法判别的鄯善油田现今最大水平主应力方向约140°.人工压裂的裂缝方位理论上当为140°,它与320°方位的构造缝如果匹配,可能对压裂产生影响.     

水力压裂缝延伸方向分析及其应用

水力压裂是油井增产通常采用的一种措施．对地层压裂时产生的裂缝形态、走向进行了阐述；根据井孔周围应力集中现象，利用地层破裂机理分析了发育有直劈裂缝的地层压裂时人工裂缝产生条件，定量分析了压裂缝延伸与地层应力状态、天然裂缝走向、施工压力、岩石抗张强度的关系．并在沙南油田梧桐沟组油藏开发生产中，应用该方法来判断人工裂缝和天然裂缝以及预测它们的延伸状况得到了非常好的验证．     

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。     

浅谈低渗透储层微裂缝

通过微裂缝的空间展布对油田开发阶段的影响引出对微裂缝研究重要性探讨,归纳出微裂缝的性质对微裂缝的发育特征,密度,延伸长度,充填性和有效性,以及其与大裂缝夹角关系,成因机制等进行分析,提出微裂缝研究的重点是确定裂缝产状。而研究储层裂缝发育与空间分布特征的前提和关键技术是钻井岩心原始方位恢复(重新定向),经过对比分析目前钻井岩心原始方位恢复的四种方法,得出最快捷最有效的是古地磁技术恢复岩心原始方位方法。     

江汉盆地王场地区泥岩储层裂缝演化及其模拟

江汉盆地王场地区泥岩储层中主要发育ＮＥ及ＮＷ向两组网状张裂缝，ＮＥ向裂缝形成于喜山运动Ⅱ幕，而ＮＷ向裂缝于喜山运动Ⅲ幕形成，两组裂缝在喜山运动Ⅳ幕均再次张开活动。３次裂缝作用均伴有油气运移，且油气在成分和相态上均有差异。利用曲率法及有限单元法对两组裂缝模拟显示，它们的高发育区主要位于王场背斜顶部并邻近车挡断层，这表明裂缝的发育是受王场背斜和车挡断层联合控制的。这些高发育区与录井油气显示及测井裂缝显示均有较好的对应关系．     

非线性大变形数值模拟方法在埕岛油田古生界裂缝研究中的应用

利用非线性大变形数值模拟方法,研究了埕岛油田古生界裂缝发育状况。在区域构造背景、基本构造特征和构造演化历史分析的基础上,针对能够代表古生界构造变形特征的Ｔｇ２反射层、首先对整个埕岛油田进行了平均整旋角和平均整旋角梯度值的计算,编制了平均整旋角和平均整旋角梯度值等值线图;在此基础上分析了裂缝的延伸方向和发育程度。为了紧密结合油田勘探、开发的实际,又对埕北古１井区、埕北古５井区、埕北２０井区等３个局部     

江汉盆地王场地泥岩储层裂缝演化及其模拟

江汉盆地王场地区泥岩储层中主要发育ＮＥ及ＮＷ向两组网状张裂缝，ＮＥ向裂缝形成于喜山运动Ⅱ幕，而ＮＷ向裂缝于喜山运动Ⅲ幕形成，两组裂缝在喜山运动Ⅳ幕均再次张开活动，３次裂缝作用均伴有油气运移，且油气在成分和相态上均有差异，利用曲率法及有限单元法对两组裂缝模拟显示，它们的高发育区主要位于王场背斜顶部并邻近车挡断层，这表明裂缝的发育是受王场背斜和车挡断层联合控制的，这些高发育区与录井油气显示及测井裂缝显     

微震监测技术在南泥湾油田长6油藏的应用

针对南泥湾油田三叠系延长组长6组油层段压裂产生何种裂缝形态问题,笔者以微震监测技术为基础,对该油田具有代表性6口油井进行实验,结果显示,油层埋藏深度650.0m～797.0m为垂直裂缝;349.0m～383.0m为水平裂缝。形成垂直裂缝的延伸长度为138.0m～149.3m,最大裂缝方位为108.9°,最小裂缝方位为58.0°;形成水平裂缝的延伸长度为99.1～117.4m,最大裂缝方位99.2°,最小裂缝方位为76.6°。     

柴达木盆地南翼山油田新近系油砂山组低渗微裂缝储集层特征及成因分析

通过岩心观察、薄片鉴定并借助X衍射全岩矿物分析,对柴达木盆地南翼山油田新近系油砂山组储集层特征进行分析。该区岩石中泥质含量高,岩性复杂,可划分为泥岩、碳酸盐岩、砂岩和混积岩4种类型。储集层中发育粒间孔、溶蚀孔、微孔隙和微裂缝等,形成了具有双重孔隙介质的储集空间特征。微裂缝是该区主要渗流通道,而微孔隙是主要储集空间,储集层物性总体较差。该区微裂缝类型包括构造缝、溶蚀缝和成岩缝。储集层岩石纹层发育,砂质纹层和泥灰质纹层交互出现,沉积和成岩作用过程中岩石受力不均衡、碳酸盐矿物的溶解以及泥岩收缩是形成微裂缝的主要原因。该区储集层物性受压实作用明显变差,溶蚀和胶结作用同时存在,对储集层物性影响较大。储集层岩石毛管压力曲线由近似垂直的斜线段和近似水平的曲线段两部分组成,中间存在较为明显的拐折点。斜线段反映了微裂缝特征,近似水平曲线反映了微孔隙特征。利用毛管压力曲线求取的排驱压力和平均孔喉半径无法真实地表述此类微裂缝储集层的孔隙结构特征,提出了有效孔喉半径概念,可以合理表述该区微裂缝储集层孔隙结构特征。     

基于构造定量化研究的煤层气勘探区优选——以大宁—吉县地区为例

大宁-吉县地区位于鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带南段,区内主要发育一系列宽缓褶皱,东部、东南部发育少量断层。野外厚层砂岩节理测量点的观测结果表明,区内盖层砂岩节理发育方向为NE30°、NE60°和NW60°,在北部的午城、窑曲、管头一带节理密度较大。运用分形理论对煤层及盖层砂岩显微裂隙进行分析,区内8煤层显微裂隙比5煤层发育,午城、山中、薛关、水堤所围成的区域以及窑曲-桑娥区块分维值多在0.8以上,为显微裂隙发育区。综合分析认为薛关、午城和桑娥区块是煤层气勘查目标区。     

Quantitative study on hydrocarbon expulsion mechanism based on micro-fracture

The significance of source rocks for oil and gas accumulation has been indisputably acknowledged. Moreover, it has been gradually realized that there is difference between hydrocarbon generation capacity and hydrocarbon expulsion capacity, and this has prompted research on hydrocarbon expulsion efficiency. However, these studies dominantly highlight the results of hydrocarbon expulsion, and investigation into the corresponding process and mechanism is primarily from a macroscopic perspective. Despite its wide acceptance as the most direct hydrocarbon expulsion mode, hydrocarbon expulsion through micro-fractures is still not sufficiently understood. Therefore, this study obtains observations and performs experiments on two types of source rocks (mudstones and shales) of the Chang 7 oil group of the Yanchang Formation in Ordos Basin, China. Microscopy reveals that organic matter is non-uniformly distributed in both types of source rocks. Specifically, mudstones are characterized by a cluster-like organic matter distribution, whereas shales are characterized by a layered organic matter distribution. Thermal evolution simulation experiments demonstrate that the hydrocarbon generation process is accompanied by the emergence of micro-fractures, which are favorable for hydrocarbon expulsion. Moreover, based on the theories of rock physics and fracture mechanics, this study establishes micro-fracture development models for both types of source rocks, associated with the calculation of the fracture pressure that is needed for the initiation of fracture development. Furthermore, the relationship between the fluid pressure, fracture pressure, and micro-fracture expansion length during micro-fracture development is quantitatively explored, which helps identify the micro-fracture expansion length. The results indicate that the development of micro-fractures is commonly impacted by the morphology and distribution pattern of the organic matter as well as the mechanical properties of the source rocks. The micro-fractures in turn further affect the hydrocarbon expulsion capacity of the source rocks. The results of this study are expected to provide theoretical and practical guidance for the exploration and exploitation of tight oil and shale oil.     

北黄海盆地下白垩统致密砂岩储层特征及成因

北黄海盆地是我国近海勘探及研究程度均较低的中新生代叠合断陷盆地,下白垩统砂岩储层是主要的勘探目的层段,储层致密是制约该区油气勘探的“瓶颈”之一.通过岩心观察、薄片分析、扫描电镜观测、压汞分析、物性统计等研究,对北黄海盆地东部坳陷下白垩统的储层特征进行了研究,从沉积、成岩、埋藏史等方面对其致密化成因进行了探讨.结果表明,下白垩统储层以扇三角洲沉积为主,物性总体较差,属于特低孔特低渗的致密砂岩储层,储集空间主要有粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝等次生孔隙,属孔隙—裂缝双孔介质储层,孔隙结构复杂.该储层特征主要受沉积相带、成岩作用及埋藏史等因素控制,储层砂体以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,成分及结构成熟度中等,原始储层物性差,高含量的塑性岩屑不利于原生孔隙的保存,沉积物粒度决定微裂缝的发育程度.成岩作用起主导作用,受早期深埋—中期抬升剥蚀—晚期再次深埋的这一特定埋藏过程影响,早期强烈压实,后期石英自生加大、方解石胶结、自生矿物晶出等胶结作用导致储层整体致密.长石的溶蚀和粘土化促进了次生孔隙的形成,但烃类充注时间晚、酸性流体活动弱,溶蚀作用受到抑制.后期构造作用产生的微裂隙则是改善储层物性的另一重要作用.      

车西洼陷陡坡带沙三下亚段近岸水下扇储层成岩演化及其对储层物性影响

利用岩芯观察、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及岩石物性测试等多种资料,本文对济阳坳陷车西洼陷陡坡带沙三下亚段近岸水下扇储层进行了探讨。结果表明,车西洼陷沙三下段近岸水下扇储层岩石类型宏观上主要表现为泥质杂基支撑砾岩、碎屑支撑砾岩、砾质砂岩等沉积,微观上以岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩为主,灰泥质杂基含量最高可达40%。车西洼陷沙三下段近岸水下扇储层为典型的特低孔、特低渗储层类型,其平均孔隙度和渗透率分别为3.42%、2.02×10-3μm2;但在3 500~4 000 m深度段发育异常高孔带,孔隙度可达10.2%,储集空间多为溶蚀孔和微裂缝。研究区储层经历了复杂的成岩演化过程,目前处于中成岩B期,其成岩演化序列为:压实作用/碳酸盐胶结→长石溶蚀/碳酸盐胶结物溶蚀→石英溶蚀/碳酸盐胶结/灰泥重结晶→石英加大/碳酸盐胶结溶蚀→碳酸盐胶结。不同亚相所经历的成岩演化有所差异,其中中扇辫状水道中远端及中扇前缘经历了多期溶蚀作用,储层物性相对较好,平均孔隙度分别可达4.5%,7.25%,为研究区近岸水下扇砂砾岩储层的“甜点区”。     

湖南省花岗岩成因类型及其与金矿的关系

湖南省花岗岩主要形成于加里东期、印支期和燕山期,分为"I"型和"S"型两个成因类型。其中"I"型花岗岩主要为角闪(或含角闪)石英闪长岩-花岗闪长岩-二长花岗岩,Mf值(铁镁比值)多小于0.78;"S"型花岗岩主要为黑云母(或二云母)二长花岗岩-钾长花岗岩,Mf值多大于0.78."I"型花岗岩与金矿的关系更为密切,于该类岩体内或其周围形成岩浆热液型或混合热液型多金属共生金及钨锑-金矿床。根据"I"型花岗岩与金矿关系的不同特点,将其划分为自源型金成矿"I"型花岗岩带和它源型金成矿"I"型花岗岩带。"S"型花岗岩与金矿的关系仅表现为部分岩体周围发育一定程度的金矿化。     

罗布泊第四纪含盐系成岩作用特征研究

依据大量钻孔岩心与薄片的详细观察描述,对罗布泊罗北凹地第四纪含盐系盐层及储卤盐层的成岩作用变化进行深入研究。发现含盐系盐层内广泛出现各种成岩变化,主要是压榨作用、溶蚀作用、重结晶作用、交代作用、胶结作用及断裂构造作用等。它们对地层储集卤水能力产生巨大影响。这些成岩作用与晶间流体的活动有密切关系。同时引入“成岩作用相”的概念,探讨其在富钾卤水资源评价上的作用和意义。     

鄂尔多斯盆地中、新生代后期改造

鄂尔多斯盆地周缘和内部在中、新生代都受到后期改造作用,周缘存在挤压逆冲推覆和拉张断陷等不同性质的构造改造作用。在盆地内部,后期改造过程中发育在盖层中的断裂具有很强的规律性,受到了基底断裂的控制。盆地中部东西向断裂带对盆地的构造特征具有分区性,南北构造特征有别,北部地区北东、北西、近东西向断裂均有发育,正断裂、逆断裂和由断裂控制的挠曲构造等有规律发育,在不同方向基底断裂交汇部位的盖层内断裂最发育。南部则主要发育北东方向断层。     

乍得南部Bongor盆地下白垩统碎屑岩储层成岩作用及其对物性的影响

综合利用铸体薄片、X射线衍射、阴极发光、扫描电镜、物性分析及镜质体反射率和包裹体温度等资料,结合岩心观察法,对Bongor盆地下白垩统碎屑岩储层基本特征及成岩作用进行了研究。依据胶结物的体积分数及形态、黏土矿物组分的分布、岩石结构镜下特征及孔隙演化、有机质热演化等证据划分了岩石成岩阶段,并分析了成岩作用对物性的影响。结果显示：该区储层岩石类型以长石砂岩为主,胶结物以碳酸盐和黏土矿物为主;溶孔-粒间孔组合型储集性最好,粒间孔-溶孔组合型次之;成岩作用是控制储层物性的主要因素,成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用;压实作用和胶结作用是破坏性成岩作用,二者分别使原始孔隙度损失54.93%和31.30%,岩石颗粒中长石、碳酸盐胶结物等易溶物质发育,溶蚀作用是主要建设性成岩作用;目的层成岩阶段以中成岩A期为主,成岩作用弱-中等。     

沾化凹陷东北部中新生代盆地演化过程研究

依据层长守恒原则对沾化凹陷东北部北东和北西向,各3条连井地震剖面进行了平衡剖面恢复,并分析了各剖面在地质历史时期内伸展率的变化特征,以了解该地区中、新生代盆地发育演化特征。沾化凹陷东北部中、新生代盆地演化可以划分为如下几个主要阶段:早—中三叠世为大型内陆坳陷发育阶段,地层横向沉积稳定;晚三叠世本区整体挤压抬升剥蚀,并开始发育北西向逆冲断层;早—中侏罗世为对前期地势高差起伏填平补齐的均夷化过程,地层沉积具充填-披覆式特征;晚侏罗世—白垩纪原北西向逆冲断层负向反转,转为张性伸展,本区进入断陷盆地发育阶段,局部发育有挤压逆冲构造;古近纪本区仍为断陷盆地发育阶段,除北西向断层继承性活动外,大量北东(东)向正断层开始活动;新近纪本区进入区域性坳陷沉降阶段。