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.     

利用成像测井资料分析汶川地震断裂带科学钻探3号孔(WFSD-3)裂缝特征

WFSD-3孔是汶川地震断裂带科学钻探主要钻孔之一,全井段(终孔深度1 502.30 m)实施了连续取心(累计取心进尺1 548.44 m)和测井作业。采集到的成像测井资料包含丰富的原位地质特征信息,对裂缝、破碎带识别和构造应力场分析具有重要作用。利用该钻孔的电阻率成像测井和超声成像测井资料,结合岩心资料进行了裂缝特征分析。结果表明,WFSD-3孔岩层高角度斜交缝最为发育,其次是低角度斜交缝,垂直缝和水平缝极少;25～200 m和900～1 000 m深度范围内裂缝尤为发育;不同深度的裂缝倾向存在明显差异:410 m之上主要分布于260°～290°,410～730m集中于330°～360°,730～960 m主要分布于210°～240°,960～1 185 m与410 m之上基本一致,1 410～1 450 m与前述各深度段不同,集中于180°～200°;裂缝与破碎带、层理密切相关,宏观分布受构造控制。     

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。     

泌阳凹陷安棚油田核三段储层天然裂缝特征研究

根据岩芯裂缝观察结果,通过与FMI,MAIN成像测井资料进行对比,系统描述天然裂缝在成像测井上的影像特征,对地层裂缝特征参数进行了确定.成果反映出核三段地层中的裂缝主要为垂直裂缝倾角在80°～90°之间.走向在100°～110°左右,宽度一般小于1 mm,裂缝长度主要在30 mm以内.     

陕甘宁盆地川口油田低渗透油藏长6油层裂缝特征

通过对野外野头观测，岩心观察，薄片鉴定、地层倾角测井解释等方法，对川口油田长6油层裂缝进行了研究，川口油田长6油层主层裂缝方向为近EW向，天然显裂缝规模小且不发育，裂缝在原始地层条件下多为闭合状态，只有在人工激发后才会表现出明显的裂缝特征，川口油田储层类型为孔隙型储集层，该区油层埋深500－700m，垂向应力为最小主应力，压裂后理论上应产生水平缝，但受到天然垂直（闭合）缝的影响，在裂缝发育区可能会形成垂直压裂缝，在目前注水条件下，注水实验区储层裂缝的作用还未表现出来。     

鄂尔多斯盆地沿河湾探区低渗储层长61构造裂缝主要形成期应力环境判识

开展储层裂缝预测研究,首先必须认识构造裂缝形成的期次及其古应力状态。通过上三叠统延长组长61储层岩石声发射实验得出的古构造历史有效最大主应力记忆出现率,厘定鄂尔多斯盆地沿河湾探区长61储层构造裂缝形成时最大主应力介于79.12~89.99 MPa之间。通过岩石古应力分期、裂缝充填物包裹体测温和期次测定,结合区域构造应力场演化分析,确定延长组储层构造裂缝主要形成期为燕山期。通过露头区地层和覆盖区定向岩心共轭裂缝或节理应变测量,恢复了沿河湾地区燕山期构造运动三轴应力状态,即最大主应力(δ1)方向为NW-SE向,优势方位129°∠10°,最小主应力(δ3)优势方位36°∠7°,中间主应力(δ2)近于垂直。裂缝主要形成期及其古应力状态研究成果为沿河湾探区长61低渗储层构造裂缝分布和发育规律定量预测研究提供了地质依据。     

肃北县德勒诺尔铁矿区构造应力场分析

本文以德勒诺尔铁矿区发育的节理为研究对象,在约20ｋｍ²的研究区内布置了93个观测点,在野外共观测三百余组节理,采用数学统计方法,对节理进行分期配套,确定区内主要发育3组高倾角平面X剪节理,通过节理之间相互错断、限制关系对节理期次进行配套分析,并对不同期次构造应力场形成的共轭剪节理进行了研究,利用吴氏网绘制各观察点的主应力图解,获得各点应力轴（σ₁,σ²,σ₃）的产状。研究得出本区第1次构造应力场最大主压应力轴（σ₁）的优选产状为181°∠8°,中间应力轴（σ²）为141°∠81°,最小主应力轴（σ₃）为89°∠5°,可能是区内的主体构造格架的动力来源,在区内形成了近ＥＷ向的复式背斜及叠瓦状逆冲断裂。第２期构造应力场最大主压应力轴呈NE—SW向,最大主压应力轴（σ₁）的优选产状为250°∠12°,中间应力轴（σ²）为56°∠78°,最小主应力轴（σ₃）为143°∠11°,为区内形成NW—NWW向展布的逆冲断裂的主要动力来源。第３期构造应力场最大主压应力轴呈NNW—SSE向,最大主压应力轴（σ₁）的优选产状为344°∠3°,中间应力轴（σ²）为79°∠80°,最小主应力轴（σ₃）为252°∠13°,可能为区内ＮＷ、ＮＥ向展布的张性断裂的主要动力来源。研究总结了区内不同期次构造应力场的特征,并对动力来源进行了初步探讨。     

河北尚义侏罗系后城组节理研究

研究区侏罗系后城组地层发育着多组节理,根据其方位及相互关系,自早到晚分为５个节理组,其定向分别为１７４°、７７°、５８°、１４５°和１１９°,反映出节理形成的最大主压应力方向交替变化和偏转。岩石应变强度具有由弱至强,再由强至弱的演化趋势,而节理型式趋向不规则。区内节理多属构造成因,推测形成于侏罗纪末至白垩纪初近南北向的区域挤压过程。热液活动在区内节理形成之后,而后１１９°方位节理组发生右行走滑。     

哀牢山韧性平移剪切带的特征

标志冈瓦纳古陆向华夏古陆俯冲的云南中西部哀牢山古俯冲带,在始新世—渐新世、中新世—上新世时转化为右旋韧性平移剪切带。计算的剪切带的最大应变值(γ)为12.6,角应变(φ)为85.5°,获得的塑性应变的应力场有两期:第一期,主压应力(σ_1)方位为3°/49°,应力张量为-1.575;第二期,主任应力(σ_1)方位为252°/1°,应力张量为-0.876,流动应力值最高达389MPa。     

用螺杆钻救活169孔

1 概况1991年6月由四川省地矿局某队3号钻机在东北寨金矿区施工169孔。该孔设计孔深600m,开孔顶角10°,方位90°。由于软硬岩层互层频繁,采用常规的硬合金、钢粒钻进至孔深284.83m 时钻孔顶角达24°,钻孔实际轴线与设计轴线偏离较大。若不     

高分辨率层序地层学在河流相油田开发中的应用

河流相是我国陆相盆地重要的油气储集层系类型之一,开发阶段应用高分辨率层序地层学进行河流相高精度小层划分,对于指导河道砂体的精细划分对比有重要意义。由于受到河流相地层自旋回沉积、沉积间歇面的作用、河型和砂体叠置样式的变化以及基准面旋回的级次的划分等复杂因素的影响,在开发阶段进行高精度层序对比时,难度更大。运用高分辨率层序地层学原理和方法,综合分析河流相模式的特点,充分利用河流相岩相、相序的组合特征随空容纳空间规律性变化,结合各种关键面的约束控制、油水界面在小层内部空间的分布位置以及河道的切割充填作用,进行精细河流相小层划分对比。旨在摸索一套油田开发中后期河流相高精度层序划分的思路和方法,以指导油田的生产开发。并以渤海Q油田明化镇组为例,在实际应用中取得了较好的效果。     

塔河油田奥陶系油田水特征离子及意义

塔河油田奥陶系油田水的可溶物质主要成分与海水一致,表明其主要为海相成因.油田水中不同的离子组成、浓度及离子参数指示特定的地质意义:塔河7号区块与其他区块处于不同的水文系统;塔河油田奥陶系碳酸盐岩层中存在着大量的粘土矿物和胶结物,造成溶液具有相对高钙和低钠现象;钠氯系数、碳酸盐平衡系数、脱硫系数等在井间分布具有一定的规律性,总体上从南东向北西方向变化,反映了油气从满加尔坳陷向塔北地区运移的趋势.     

松辽盆地南部扶余油层砂岩成岩作用研究——以扶余油田和新立油田为例

对松辽盆地南部扶余油田和新立油田扶余油层砂岩岩石学特征和各成岩作用类型进行了细致分析,研究表明,扶余油田和新立油田的扶余油层主要类型分别为长石砂岩和长石岩屑砂岩,并经历了中等压实作用、自生石英胶结作用、自生粘土矿物胶结作用、碳酸盐胶结作用、交代和溶解作用等,达到晚成岩阶段A2亚期。该油层砂岩中碳酸盐胶结物主要为成岩早期的产物,当碳酸盐胶结物含量大于8%时,直接影响岩石的机械压实作用和油层的孔隙度。扶余油田扶余油层砂岩中长石含量相比新立油田高,可能导致该地区扶余油层砂岩的交代和溶解作用相对发育,从而抑制其内石英颗粒的次生加大,并形成高含量的自生高岭石,及因长石溶解所至的两个自生高岭石峰值特征等。     

Application of the geochemical prospecting to improve oilfield structure models

Background： Complicated structure of surveyed area has minor efficiency of seismic surveys-the main method for petroleum and gas prospecting and interpretation of subsurface structure of the Earth. This paper gives an example that in certain cases geochemical surveys can be used as additional tool to establish suitable geological model of the trap. This paper presents geochemical studies in the southeastern part of European territory of Russia-Nagumanovskoe oilfield. Complicated geological structure causes difficulties to create suitable geological model of the trap itself. There are two models of geological structure for the Nagumanovskoe oilfield： Variant A： Researchers assume the presence of gas condensate accumulation and perspective for exploration traps. Variant B： Researchers assume presence of 2 local structures. Method and results： Geochemical data came from over than 2000 shallow probes （2 meters, 6.6 feet） of soil gas samples collected every 200 meters over more than 7 different long profiles. The adsorbed soil gases were analyzed for hydrocarbones. All samples were decomposed into geochemical populations. According to geochemical data the Nagumanovskoe oilfield was well defined on all geochemical profiles. Examination and comparison of hydrocarbon ratio plots and magnitude graphs for each of the two models indicate that the more anomalous magnitude sites agree with the disposition of structures according to model B. The geochemical oil/gas data exhibit clearly defined compositional sub-populations which match the composition of the underlying reservoirs, difference in standard deviation of hydrocarbon values at background and Cretaceous structure （model B） leads to the deduction that variant B is more suitable geological structure model of the Nagumanovskoe oilfield.     

子长油田安定区长6储层砂岩成岩作用及对孔隙影响

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等分析,对子长油田安定区块长6储层砂体的岩石学特征、成岩作用进行了研究。结果表明：研究区长6储层储集砂体成分主要由长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩组成,砂岩具成分成熟度较低、分选性较好、磨圆度较差的特点,其成岩作用处于晚成岩 A 期。早期的压实作用及胶结作用是使原生孔隙遭受破坏的主要因素,而溶蚀作用是形成次生孔隙的主要因素。     

利用鄂尔多斯盆地镇泾油田沉积微相展布与演化规律分析油田开发调整方向

油田沉积微相的展布与演化规律控制着主要有利储层的分布,因而油田开发调整方向可根据这些规律来综合考虑。镇泾油田位于鄂尔多斯盆地西南部,该油田长6油层组属于浅湖背景下的辫状河三角洲前缘沉积,其主要沉积微相包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、水下分流间及前三角洲泥。该区三角洲分布主要受控于两个大致平行分布的南西-北东向主河道,受基准面升降与沉积物供应的共同作用,三角洲演化呈阶段性变化,大致经历了初始发育期、繁盛发育期、间歇发育期、活化发育期等4个演化阶段,其中繁盛发育期与活化发育期的三角洲水下分流河道与河口坝砂体是主力含油储层。研究区辫状三角洲展布与演化的特点决定了今后油田开发的重点在西南部河道带两侧及东北部三角洲前缘的前端;而垂向上应以优先考虑三角洲繁盛发育期与活化发育期的叠加砂体厚度较大为原则。     

西峰油田长8储层砂岩成岩作用及对孔隙影响

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等分析,对西峰油田长8油层砂体的岩石学特征、成岩作用进行的研究结果表明,该区长8储层储集砂体成分主要由长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩组成,成岩作用处于晚成岩A期。早期的压实作用及多种矿物胶结作用是使原生孔隙遭受破坏的主要成岩类型;溶蚀作用是形成次生孔隙的主要成岩类型。     

塔里木盆地塔河大油田形成的地质条件及前景展望

塔里木盆地北部塔河大油田是我国第一个古生界大油田.它是1990～1997年发现的,2002年已控制含油气面积约1000km2,已获探明油气储量为2 5×108t.它的发现对塔里木盆地乃至全国寻找这一类型油气田具有重要指导意义,笔者论述了塔里木大油田的沉积是属古克拉通盆地坳陷型的海相碳酸盐岩;它处于克拉通古隆起沙雅隆起上,而且断裂和区域性不整合十分发育,有利于油气富集;由于它南邻满加尔生油坳陷,成为油气运移的指向区;经海西期两次构造运动造就了本区奥陶系古岩溶十分发育,形成了孔-洞-缝良好的储集体.并有4期油气运聚和成藏过程等是形成大油气的基本条件.预测该油田可形成8×108～10×108t的特大型油田.     

塔河油田奥陶系中统一间房组沉积特征及储集特征

运用沉积地质及层序地层对塔河油田南部奥陶系中统一间房组发育的一套碳酸盐岩进行分析,结果表明:从岩石组合特征上可分为上下两段,下段为(砂)砾屑灰岩 藻鲕灰岩 鲕粒灰岩,底栖生物丰富;上段为海绵礁灰岩 藻粘结灰岩,生物骨架灰岩及斑状砾屑灰岩.纵向上,构成了一个建滩沉积序列和一个造礁沉积序列,沉积环境为台地浅滩-台内礁.沉积微相为开阔碳酸盐台地,包括海绵礁、浅滩及滩间;储渗空间以溶蚀孔隙、溶蚀孔洞、溶蚀洞穴和裂缝等为主.塔河油田南部一间房组碳酸盐岩经历的海西早期岩溶也叠加了加里东中期第一幕岩溶的影响,(准)同沉积期加里东中期第一幕岩溶,对一间房组酸盐岩储集性改善具重要意义.     

塔河油田奥陶系储层研究

通过钻井岩心和铸体薄片观察，根据下奥陶统灰岩基质的孔渗特征和孔隙结构特征，并与基质作为储层的下限对照裂隙、洞穴和溶蚀孔洞不发育的灰岩基质，发现尽管有微孔隙的发育，但其孔隙度、渗透率、最大孔喉半径、饱和度、中值喉道半径等参数值远低于储层下限值，基本不具备储集和生产油的意义。而下奥陶统灰岩段储集和生产油气的有效储渗空间按成因、形态及大小可划分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞、大型洞穴、风化裂隙、构造裂隙等5类，构成5种性质有别的储层，即洞穴型储层、风化裂隙型储层、构造裂隙型储层、台缘滩相颗粒灰岩溶蚀孔隙型储层和地表残积物裂隙-孔隙（洞）型储层。从而使塔河油田奥陶系储层有了一个比较系统、完善的划分标准。研究和搞清这些有效储层的成因及分布规律，对塔河田区奥陶系的油气勘探开发至关重要。