Influence of natural fractures on gas accumulation in the Upper Triassic tight gas sandstones in the northwestern Sichuan Basin,China

The Upper Triassic Xujiahe Formation in the northwestern Sichuan Basin, China, is a typical tight gas sandstone reservoir that contains natural fractures and has an average porosity of 1.10% and air permeability less than 0.1 md because of compaction and cementation. According to outcrops, cores and image logs, three types of natural fractures, namely, tectonic, diagenetic and overpressure-related fractures, have developed in the tight gas sandstones. The tectonic fractures include small faults, intraformational shear fractures and horizontal shear fractures, whereas the diagenetic fractures mainly include bed-parallel fractures. According to thin sections, the microfractures also include tectonic, diagenetic and overpressure-related microfractures. The diagenetic microfractures consist of transgranular, intragranular and grain-boundary fractures. Among these fractures, intraformational shear fractures, horizontal shear fractures and small faults are predominant and significant for fluid movement. Based on the Monte Carlo method, these intraformational shear fractures and horizontal shear fractures improve the reservoir porosity and permeability, thus serving as an important storage space and primary fluid-flow channels in the tight sandstones. The small faults may provide seepage channels in adjacent layers by cutting through layers. In addition, these intragranular and grain-boundary fractures increase the connectivity of the tight gas sandstones by linking tiny pores. The tectonic microfractures improve the seepage capability of the tight gas sandstones to some extent. Low-dip angle fractures are more abundant in the T₃X³ member than in the T₃X² and T₃X⁴ members. The fracture intensities of the sandstones in the T₃X³ member are greater than those in the T₃X² and T₃X⁴ members. The fracture intensities do not always decrease with increasing bed thickness for the tight sandstones. When the bed thickness of the tight sandstones is less than 1.0 m, the fracture intensities increase with increasing bed thickness in the T₃X³ member. Fluid inclusion evidence and burial history analysis indicate that the tectonic fractures developed over three periods. The first period was at the end of the Triassic to the Early Jurassic. The tectonic fractures developed during oil generation but before the matrix's porosity and permeability reduced, which suggests that these tectonic fractures could provide seepage channels for oil migration and accumulation. The second period was at the end of the Cretaceous after the matrix's porosity and permeability reduced but during peak gas generation, which indicates that gas mainly migrated and accumulated in the tectonic fractures. The third period was at the end of the Eogene to the Early Neogene. The tectonic fractures could provide seepage channels for secondary gas migration and accumulation from the Upper Triassic Xujiahe Formation into the overlying Jurassic Formation.     

CEC比值法在凝灰质砂岩储层测井评价中的应用——以海-塔盆地X凹陷凝灰质砂岩储层为例

凝灰质砂岩储层一直是测井评价中的难点.凝灰质的存在使储层的孔隙结构和物性变化都很大,其含量直接影响储层参数的求取,对储层饱和度的影响不容忽视.本文以海-塔盆地X凹陷的凝灰质砂岩储层为例进行测井评价研究.基于泥质和凝灰质的测井响应差异利用粒子群和细菌觅食的混合优化算法计算储层中两者的含量,然后通过阳离子交换量(CEC)的实验数据验证了凝灰质具有导电性,进而利用CEC与电阻率之间的关系得到凝灰质电阻率的计算方法,并且应用到饱和度的计算,最终得到了一种新的计算凝灰质砂岩储层饱和度的方法——CEC比值法,并取得了良好的应用效果.     

不同围压和流体饱和状态下致密砂岩弹性各向异性特征

为研究致密砂岩声波速度及其各向异性随围压的变化规律以及不同流体饱和状态下的弹性各向异性特征,钻取了不同方向的岩心并在实验室超声波频率下对致密砂岩的声学特性进行了测量,分别给出干燥和饱和水状态下,不同方向样品纵横波速度、刚性系数以及各向异性系数随围压的变化规律,并对实验结果进行了分析讨论.实验结果表明致密砂岩纵横波速度、纵横波速度比以及刚性系数均随围压增加而增加,但其在不同饱和状态下的变化率却截然不同;纵横波速度比、各向异性系数在饱和水状态下变化规律不明显,表明孔隙流体的存在对于岩石物理性质有着非常重要的影响.这方面的实验工作不但对于考察不同流体性质对致密岩石弹性各向异性影响是必要的,而且有助于致密砂岩油水和气层的识别.     

致密砂岩气藏可动流体赋存特征的微观地质因素: 以苏里格气田东部盒8段储层为例

以苏里格气田东部盒8段典型的致密砂岩气藏为例,运用核磁共振、恒速压汞、铸体薄片、物性、X-衍射等实验资料,探讨了影响可动流体赋存差异的微观地质 因素。结果表明,盒8段储层可动流体饱和度低,T₂谱分布均为左高峰右低峰的双峰态;黏土矿物的充填与孔隙类型是孔隙结构复杂的重要因素,孔隙结构是影响可动流体赋存特征的关键;面孔率、喉道 半径、孔喉半径比是影响可动流体饱和度的主要因素,有效孔隙体积、分选系数对可动流体饱和度影响明显,储层物性、黏土矿物、有效喉道体积、孔隙半径对可动流体饱和度影响较弱。     

劈裂砂岩有、无砂粒填充条件下的多因素对渗流量影响对比分析

采用宜昌劈裂砂岩,在有、无砂岩填充条件下,分别从轴压、围压、劈裂面面积、凹凸高差、迹线长度、劈裂面2D投影面积、进出口长度、结构面粗糙度对渗流量的影响规律进行了对比分析。研究结果表明：有、无砂粒填充下轴压与渗流量均呈线性递增关系;无填充时围压与渗流量呈对数递减关系,有充填时围压与渗流量呈线性关系;无充填时渗流量与流面积呈三次函数关系,而充填后过流面积对渗流量几乎无影响;凹凸高差、2D面积与渗流量的关系也有相似规律,分析认为,这主要是砂粒充填后带来的过流通道要远大于上述三因素对过流通道的改变;无充填时,渗流量随迹线长度线性递减,有填充时该规律被淹没;无论有、无填充,渗流量与过流面粗糙度系数在一定范围内均呈现二次函数关系。这些规律能指导渗流测量时各因素的优先次序,可有效减少对次要影响因素的测量工作,同时可对渗流的数值模拟提供参考。     

孔隙衬里绿泥石的成因及对储层性能的影响

孔隙衬里绿泥石发育的砂岩大多属于优质储层,前人将其归功于绿泥石对孔隙的保护作用。按照孔隙衬里绿泥石形成的铁质来源,可划分为同沉积黏土膜转化型、富铁镁物质溶蚀再结晶型和转化与直接结晶混合型3种类型。通过国内外富孔隙衬里绿泥石砂岩实例的对比研究表明,孔隙衬里绿泥石可以通过抑制自生石英生长、提高抗压实能力、指示早期碱性溶蚀发育程度和堵塞孔喉等4种方式影响储层性能,且不同成因的孔隙衬里绿泥石对储层性能影响方式不同,同一成因绿泥石在不同成岩阶段的影响方式也不同。中成岩A期以前,转化型孔隙衬里绿泥石通过占据孔喉和提高抗压能力影响储层,而溶蚀结晶型孔隙衬里绿泥石主要指示火山物质发生碱性溶蚀的程度;只有砂岩成岩阶段达到中成岩B期以后,孔隙衬里绿泥石对石英生长的抑制作用才得到充分体现。     

鄂尔多斯盆地上古生界两大气田不同石英砂岩储层 特征对比研究

通过对鄂尔多斯盆地上古生界榆林气田和苏里格气田石英砂岩储层特征的对比,指出榆林气田山2段石英砂岩储层属于相对低孔高渗型储层,苏里格气田盒8段石英砂岩储层属于相对高孔低渗型储层;通过分析两类石英砂岩的物源、沉积条件和成岩作用等因素,认为沉积期海水改造及后期成岩作用形成了榆林气田山2段储层的低孔高渗,而沉积时的高杂基含量与后期成岩共同作用形成了苏里格气田盒8段储层的高孔低渗。     

致密砂岩水压瞬态致裂液化格子波尔兹曼及有限元数值研究

水压瞬态致裂液化在地应力测量、 地震破坏评估和机理研究、 油气(天然气、 页岩气)及地热资源开发等地学领域都具有重要的理论和应用价值。 自20世纪60年代至今在理论和实际应用方面取得了一些奠基性和开创性成果, 但鉴于问题复杂性, 瞬态致裂液化机理至今尚不清楚。 本研究应用格子波尔兹曼及有限元多孔介质流固耦合物理模型, 对地震波载荷作用下致密砂岩水压瞬态致裂液化过程进行数值模拟研究。 首先, 以鄂尔多斯盆地某油田延长组致密砂岩为例, 利用X射线CT断层成像技术, 应用基于量子力学第一性原理格子波尔兹曼方法, 建立致密砂岩数字岩芯模型。 进而, 推导格子波尔兹曼及有限元多孔介质流固耦合数值模型公式, 建立致密砂岩水压致裂液化物理模型。 最后, 应用地震波载荷边界和初始条件, 模拟瞬态致裂液化流固耦合过程, 讨论了地震波载荷幅值、 频率及作用时间对致密砂岩孔隙结构(孔隙度大小及连通性)、 致密砂岩破裂最大主应力之间关系, 得到了地震波作用下致密砂岩致裂液化准则。     

干湿循环条件下煤矿砂岩分离式霍普金森压杆试验研究

由于降雨、季节引起地下水位升降等原因,地壳中岩体常处于干湿循环状态。为研究干湿循环对岩石动态力学性能的影响,以安徽恒源煤矿北风井-259 m处砂岩为研究对象,采用?50 mm变截面分离式霍普金森压杆试验装置,对长径比为0.5的煤矿砂岩试件经干湿循环作用后实施单轴冲击压缩试验,获得了砂岩动态单轴压缩应力-应变曲线。研究发现,由于自由水的Stefan效应,干湿循环1次对砂岩具有增强作用,单轴动态抗压强度最高;其后,随着干湿循环次数的增加,砂岩受水侵蚀物理弱化作用,砂岩动态单轴抗压强度呈乘幂关系降低,砂岩试件的冲击破碎块度逐渐变小。试验结果表明,干湿循环12次时砂岩动态抗压强度比干湿循环1次降低约24%,表现出较强的劣化效应。     

基于三水导电模型的裂缝性致密砂岩测井解释方法与应用

裂缝性致密砂岩的解释模型是测井定量评价的基础。依据黄桥地区龙潭组地层裂缝性致密砂岩地质特点和孔隙空间的组成,利用三水模型分析了裂缝性致密砂岩的导电机理,提出了该地区的测井解释理论和方法,实现了组分孔隙度和饱和度的定量计算。应用表明,计算的三水导电组分孔隙度与核磁共振测井结果一致,测井解释结果与测试结果一致,认为该方法适用于该地区裂缝性致密砂岩的测井评价。