松南营城组火山岩储层天然裂缝特征及形成机理

研究火山岩储层天然裂缝发育特征及形成机理,对进一步开展裂缝空间分布预测及指导火山岩气藏开发具有重要意义。本文以松辽盆地南部营城组火山岩储层为例,综合利用岩心、薄片、测井、地震及分析测试等资料,对储层天然裂缝的发育特征及主控因素进行研究,并在裂缝分期配套的基础上,对裂缝形成机理进行分析。研究表明,松南营城组储层发育原生裂缝和次生裂缝两大类型,原生裂缝主要包括冷凝收缩缝和炸裂缝,次生裂缝为火山岩及其原生裂缝系统受后期构造运动、溶蚀、风化等作用改造而形成的各类裂缝。构造裂缝的走向有多组,且以高角度缝和直立缝为主,其发育特征和发育程度主要受断层和火山岩相控制。构造裂缝的形成具体包括5期,其中主要为3期,分别为晚侏罗世—早白垩世中期、晚白垩世明水期及古近纪和新近纪以来。结论认为,构造裂缝普遍规模大、发育程度高、有效性好,构成了营城组储层中最主要的渗流通道,对气藏渗流和开发特征影响最大。     

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.     

新疆中拐地区石炭系火山岩构造裂缝发育特征、期次及渗流特征

中拐地区石炭系火山岩储层性能受到不同期次构造裂缝控制,裂缝对油气的富集及产能具有重要影响,研究构造裂缝发育特征、形成期次及渗流特征将为有效评价与开发有利储层提供依据。该区主要发育高角度缝和斜交缝,裂缝发育方位包括近EW向(270°±10°)、NW向(300°±15°)、NE向(45°±15°)和SN(0°±10°)。利用裂缝充填物成分及切割关系、裂缝充填物包裹体测温和岩石声发射试验等研究结果,结合构造演化历史,认为该区构造裂缝至少可以划分为4期:第1期构造裂缝形成于海西构造运动中期,充填物为细粒方解石及绿泥石,包裹体均一温度为75~82℃;古构造应力值为49.6 MPa;第2期构造裂缝形成于海西构造运动晚期,充填物为石膏,包裹体均一温度为92~97℃,古构造应力值为39.9 MPa;第3期构造裂缝形成于印支构造运动期,充填物主要为较粗粒方解石,包裹体均一温度为106~112℃,古构造应力值为34.1 MPa;第4期构造裂缝形成于燕山构造运动期,该期裂缝几乎未充填,古构造应力值为26.5 MPa。受现今应力场的影响,近EW向裂缝的张开度大、渗透率高,是布置开发井网时优先考虑的方向,随着油田开发,不同组系裂缝渗透性的动态变化各不相同,要及时进行相应的井网调整。     

川东北元坝中部须家河组构造裂缝形成期次分析

四川盆地元坝中部须家河组储层裂缝主要以构造裂缝为主,构造作用所形成的裂缝是致密砂岩储层主要的渗滤通道和储集空间。研究区构造缝主要以低角度剪切缝和高角度剪切缝为主,裂缝长度变化范围较大,宽度较窄,具有间距大、密度小的特征,裂缝充填主要以全充填和半充填为主,充填物以方解石为主,充填程度不高,总体上有效性较好。在不考虑第一期成岩缝的前提下,确定了研究构造裂缝形成期次共3期:第一期为形成于燕山运动晚期的北东(30°±5°)、北西(315°±5°)向"X"型共轭剪切缝;第二期裂缝为形成于喜马拉雅运动早—中期的南北(0°±5°)、北东东(75°±10°)向"X"型共轭剪切缝;第三期裂缝为形成喜马拉雅运动晚期北西西(290°±10°)向剪切缝。     

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。     

深层砂泥岩储层继承性裂缝发育特征

西部挤压盆地内低渗性含油气砂泥岩储层构造运动期次多、埋藏深度大、泥质夹层多、高角度网状缝继承性发育,裂缝不仅是油气的有效运移通道,也是储层压裂开发效果的主要影响因素。选择西部天山山前某区块深层砂泥岩裂缝性气藏为研究区,以裂缝形成机制的探讨和研究为突破点,在岩心观察、CT层析成像扫描、成像测井解释的基础上,精细统计裂缝产状、开度、充填度,结合流体包裹体及古应力场划分裂缝发育期次,最后总结继承性裂缝的发育模式。研究结果表明,砂泥岩储层裂缝继承性缝的有利发育条件为多期次构造运动、低应力差、低逼近角度、适当泥质含量或低摩擦因数,岩性是内因,构造应力是外因。     

鄂西荆门地区志留系龙马溪组古构造应力场研究及裂缝预测

鄂西地区志留系龙马溪组页岩储层发育,由于页岩低孔低渗的特性,构造裂缝成为了页岩气运移和聚集的主控因素。本文以鄂西荆门地区志留系龙马溪组页岩为例,基于地震资料、岩石力学实验、野外实测资料,利用有限元数值模拟技术、岩石破裂准则,解析古构造应力场分布规律,预测构造裂缝分布特征。结果表明,荆门地区发育的构造裂缝主要以中燕山晚期形成的NNW向和NE向共轭剪切缝为主,其次为中燕山早期形成的NNE向和NEE向共轭剪切缝。构造裂缝的分布受断层、岩石物理参数和构造应力的影响较大,Ⅲ级裂缝发育区和断层区域综合破裂系数均大于1.1,构造裂缝最为发育,页岩气保存效果最差;Ⅱ级裂缝发育区综合破裂系数在1.0～1.1之间,为页岩气保存效果较好区域;Ⅰ级裂缝发育区综合裂缝破裂系数在0.85～1.0之间,处于“破而不裂”的状态,为页岩气最优保存区。     

构造裂缝发育期次划分方法研究与应用——以海拉尔盆地布达特群为例

以海拉尔盆地苏德尔特构造带布达特群古潜山油藏裂缝性储层为例,对构造裂缝发育期次的划分方法进行了探讨;在大量岩心观察的基础上,结合区域构造演化史,综合采用裂缝充填物的同位素分析、包裹体测温和岩石声发射技术等,分析了裂缝的形成期次。研究认为布达特群主要存在三期构造破裂:第Ⅰ期裂缝的形成与南屯末—大磨拐河组沉积时期的构造运动有关,缝内以方解石充填为主,形成温度介于72～76℃之间,并见有烃类包裹体,但其成熟度较低。第Ⅱ期裂缝是在伊敏时期区域伸展作用下形成的,又细分为两个亚期,第一亚期裂缝以方解石充填为主,方解石形成温度介于117～132℃之间,是深埋高温环境下的产物;第二亚期裂缝以微—细晶石英充填为主,其形成温度介于120～154℃之间。相对来讲,第Ⅱ期烃类成熟度明显增强。第Ⅲ期裂缝是在伊敏末期强烈的抬升作用下形成的,裂缝内充填了微—细晶方解石和石英。其形成温度介于89～110℃之间,烃类成熟度减弱。裂缝发育期次划分对于恢复裂缝发育演化历史具有重要意义。     

海拉尔盆地苏德尔特构造带基底裂缝特征及控制因素

裂缝是海拉尔盆地苏德尔特构造带基底的主要储集空间,其发育规律控制着苏德尔特构造带的油气分布。根据岩芯、测井等资料并结合盆地及其周缘露头观察,对海拉尔盆地火山岩基底储层裂缝特征和控制因素进行研究。结果表明海拉尔盆地苏德尔特构造带基底储层裂缝包括非构造缝(风化缝、溶蚀缝)和构造缝,其中以构造缝为主。裂缝长度变化较大,主要缝宽在0.1~3.0 mm,既有低角度缝也有高角度缝,有效裂缝倾角多为25°~80°。裂缝走向以北东向、近东—西向为主,其次为北西—南东向。裂缝的发育程度主要受基底岩性、剥蚀淋滤作用和构造作用控制,构造作用对全区裂缝的形成和改造具有重要意义。基底裂缝储层分段发育,各段储层裂缝主控因素不同,风化作用主要影响浅层裂缝发育;淋滤作用影响中层裂缝发育;构造作用控制深层裂缝发育。深层致密带储层是苏德尔特构造带深层油气藏勘探的重点目标区,主要发育在盆地基底深大断裂附近或是基底内幕构造应力转化带。研究对于海拉尔盆地基底内幕的油气勘探具有指导借鉴意义。     

川东北巴中—通南巴地区须家河组致密砂岩储层裂缝发育特征及控制因素

以岩芯及野外观察、分析测试、测井等资料为基础,分析了川东北巴中—通南巴地区致密砂岩储层裂缝的类型及成因,结合裂缝充填矿物包裹体分析,厘定裂缝形成期次。在此基础上,探讨了岩性组合、岩层厚度、断层、褶皱变形强度对裂缝发育的控制作用。研究表明:研究区须家河组裂缝具有多成因、多期次、差异分布的特点。主要发育构造裂缝,且主要分布于致密砂岩储层中,可划分为3期:燕山中期(中侏罗世)的NNW和NWW向共轭构造缝,被细粒方解石充填;燕山晚期(白垩纪)的NE向断层、褶皱伴生高角度缝,被粗粒方解石或石英充填;喜马拉雅期(古近纪)的NW和近SN向断层伴生缝,被粗粒方解石半充填或未充填。成岩裂缝和超压裂缝的成因与黏土矿物失水收缩及烃源岩大量生烃引起的流体增压有关,主要形成时间为晚侏罗世—早白垩世。裂缝发育的差异性主要受控于岩性组合、地层厚度、断层及褶皱变形强度,单层厚度小、距断层距离近、褶皱变形强度大的中、细砂岩储层,裂缝最为发育。     

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.     

新疆柯坪-巴楚地区碳酸盐岩构造裂缝发育的控制因素及油气勘探意义

构造裂缝发育程度是碳酸盐岩地区构造裂缝定量研究的重要方面,对碳酸盐岩裂缝油气藏的储层预测具有重要意义。论文基于野外地质实际考察,研究岩性、地层厚度、构造性质等因素对构造裂缝的影响,建立比较系统的构造裂缝发育分布规律,建立构造裂缝发育的地质模型。白云岩的裂缝密度明显大于灰岩类的裂缝密度。地层越厚裂缝密度越小,但裂缝规模较大。走滑断裂控制的构造裂缝的裂缝密度与距断裂的距离呈指数关系且存在"断裂控制的裂缝带","断裂控制裂缝带"与断裂的性质、规模和断距等因素密切相关。提出不同性质断裂"断裂控制裂缝带"宽度与断层破碎带宽度的比值K,这个比值的发现对断裂控制的裂缝油气勘探开发具有重要的应用价值。     

库车坳陷克深气田致密砂岩储层构造裂缝形成序列与分布规律

综合采用岩心、薄片和成像测井等资料,对库车坳陷克深气田白垩系巴什基奇克组构造裂缝的形成序列、分布规律和影响因素进行了研究。结果表明:剪切裂缝和张性裂缝在克深气田均有发育,以直立缝和高角度缝为主,主要形成于近南北向的挤压作用、背斜弯曲拱张作用和异常流体高压作用,微观裂缝切穿胶结物和部分颗粒,早期充填构造裂缝可在后期构造应力和异常流体高压作用下重新裂开成为有效裂缝。克深气田发育3期构造裂缝,其中第3期构造裂缝的形成时间与天然气大量充注期吻合,是工业规模性气藏形成的关键因素。单个断背斜高部位的构造应力低于背斜翼部,因此背斜高部位的构造裂缝线密度相对较低,但背斜弯曲变形使裂缝开度较大,有效性好,单井的无阻流量较高;翼部和断层附近构造裂缝线密度较大,但开度较小,有效性差;构造应力、岩石强度和变形时间的不同造成了构造裂缝特征在各气藏之间具有差异性。储层中部第3砂层组的构造裂缝发育程度中等,充填程度相对较低,并且平面上分布连续,可形成连片分布的储层“甜点”区,应成为克深气田开发中的重点层位。对克深气田构造裂缝起主要贡献作用的为水下分流河道和河口坝微相的粉‒细砂岩。     

渤海海域石臼坨—辽西凸起覆盖型潜山储集层发育特征与分布模式*

渤海海域发育勘探潜力巨大的覆盖型潜山,这类潜山储集层的发育特征及分布模式是当前潜山油气勘探研究的重点和难点。利用地震、测井、铸体薄片、井壁岩心、常规物性、扫描电镜和X衍射等资料,开展了石臼坨—辽西凸起覆盖型潜山储集层的发育特征、主控因素和分布模式研究。研究结果表明: (1)覆盖型潜山以长英质含量较高的混合花岗岩为主,发育多种类型的溶蚀孔隙和裂缝,其中构造裂缝是最主要的储集空间。储集层平均孔隙度为2.2%,平均渗透率为0.445×10^-3 μm²。覆盖型潜山自上而下可划分为风化黏土带、风化砂砾岩带、风化裂缝带、裂缝发育带、相对致密带和基岩带。 (2)富长英质的岩石为裂缝型储集层的形成提供了物质基础,较高的长英质含量利于构造成缝和风化、淋滤、溶蚀改造。 (3)印支期—燕山期的强烈隆升是形成优质风化壳储集层的必要条件,而多期次构造作用叠加是潜山规模裂缝型储集层形成的关键,储集层距印支—燕山主控断裂的远近和所处构造部位进一步影响了裂缝的发育。 (4)风化淋滤对于覆盖型潜山储集层的改造具有重要作用,是控制储集层垂向分带性的主要因素。 (5)建立了覆盖型潜山储集层的分布模式,叠合破碎带的风化裂缝带和裂缝发育带是优质储集层的有利发育部位,二层结构潜山风化壳更为发育,多期构造活动叠加区域潜山内幕裂缝带厚度更大,裂缝发育带和破碎带发育更为密集。     

Simulation of three-dimensional tectonic stress fields and quantitative prediction of tectonic fracture within the Damintun Depression,Liaohe Basin,northeast China

Tectonic fractures are important factors that influence oil and natural gas migration and accumulation within “buried hill” reservoirs. To obtain a quantitative forecast of the development and distribution of reservoir fractures in the Damintun Depression, we analyzed the characteristics of regional structural evolution and paleotectonic stress field setting. A reasonable geological model of the research area was built based on an interpretation of the geological structure, a test for rock mechanics, and experiment on acoustic emission. Thereafter, a three-dimensional paleotectonic stress field during the Yanshan movement was simulated by the finite element method. Rock failure criterion and comprehensive evaluation coefficient of fractures were used to determine the quantitative development of fractures and predict zones that are prone to fracture development. Under an intense Yanshan movement, high stress strength is distributed in the south and northeast parts of the study area, where stress is extremely high. The fracture development zones are mainly controlled by the tectonic stress field and typically located in the same areas as those of high maximum principal and shear stresses. The predicted areas with developed fractures are consistent with the wells with high fracture linear density and in locations with high-producing oil and gas wells.     

Types and Characteristics of the Lower Silurian Shale Gas Reservoirs in and Around the Sichuan Basin

This study analyzed the characteristics and types of the Lower Silurian shale gas reservoirs in and around Sichuan Basin through field observations, slices, Ar-ion-beam milling, scanning electron microscopy, and x-ray diffraction analysis of 25 black shale outcrops and samples. Two main types of shale gas reservoirs were determined, i.e., fractures and pores. Fractures were classified into five categories, i.e., giant, large, medium, small, and micro, according to the features of the shale gas reservoirs, effect of fracture on gas accumulation, and fracture nature. Pore types include organic matter pores, mineral pores (mineral surface, intraparticle, interparticle, and corrosional pore), and nanofractures. The various fracture types, fracture scales, pore types, and pore sizes exert different controls over the gas storage and production capacity. Pores serve as a reservoir for gas storage and, the gas storage capacity can be determined using pores; fractures serve as pathways for gas migration, and gas production capacity can be determined using them.     

川东南盆缘常压区页岩裂缝脉体特征及古压力演化

为了查明川东南盆缘常压页岩气区五峰组页岩裂缝脉体记录的古温度及古压力特征,揭示常压页岩气区储层压力降低的主要影响因素和页岩气散失机理.以松坎地区五峰组黑色碳质页岩裂缝脉体内的流体包裹体为主要研究对象,通过显微镜光学观察、阴极发光测试、包裹体测温和激光拉曼分析,结合埋藏-生烃-热史模拟,对裂缝脉体中的气-液两相盐水包裹体和高密度甲烷包裹体进行了系统研究.研究表明:松坎地区五峰组裂缝中主要存在着两期脉体充填,M1裂缝脉体形成时间距今约103~86 Ma,脉体较宽、阴极发光颜色为橘红色,其内甲烷包裹体捕获压力为82.6~91.5 MPa,反映燕山中期盆缘地区页岩气藏处在超压状态;M2裂缝脉体生长于M1裂缝脉体两侧,形成时间距今约90~72 Ma,脉体较窄、阴极发光颜色为暗红色,其内甲烷包裹体捕获压力为43.6~47.3 MPa.综合分析认为,川东南盆缘松坎地区五峰组在燕山期经历了由超压至常压的转变.燕山期以来的抬升剥蚀与褶皱变形导致地层内大量页岩气沿着滑脱层发生侧向运移和散失,地层压力快速下降.燕山晚期时,盆内稳定构造区页岩气藏仍处于超压状态,而盆缘地区已降至常压.      

塔里木盆地巴楚凸起H气田奥陶系裂缝 主控因素及演化序列研究

塔里木盆地巴楚凸起H气田奥陶系储层是低孔低渗裂缝型碳酸盐岩储层,裂缝系统作为储层渗流通道,其空间分布和主要控制因素复杂,具有多期次叠加和演化的特征。文章采用岩心描述、镜下观察、成像解释等手段分析H气田奥陶系碳酸盐岩裂缝发育特征,明确裂缝主要控制因素,建立了裂缝演化序列。结果表明:巴楚凸起H气田奥陶系以剪切缝为主,张性缝次之,张剪缝最少,裂缝发育的主要控制因素为断层、褶皱及岩性等,与断层相关的裂缝主要发育在距断层460 m的范围内;地层变形程度越强,裂缝越发育;裂缝发育程度还受岩性的控制,灰岩的粒径或晶粒越大,构造裂缝越发育。根据已有碳氧同位素测试研究成果,并结合岩心观察发现:H气田奥陶系构造裂缝至少经历了三期演化活动,分别为加里东运动中期少量低角度北东东向和北北西向剪切缝发育期,海西运动晚期中-高角度北西西向张性缝和北东东向、北西向张剪缝以及南北向、北东向中-高角度剪切缝发育期,喜马拉雅运动早期大量高角度北东东向、北北东向剪切缝发育期,主要造缝期为喜马拉雅运动早期。      

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界储层裂缝特征及分布评价

根据塔巴庙地区上古生界地层完钻井的岩心、薄片裂缝观测、测井裂缝解释成果的分析,结合盆地区域构造应力历史、裂缝充填物的稳定同位素特征,对研究区裂缝的成因类型进行确定,分析认为研究上古生界地层中的裂缝为典型的区域性裂缝,具有如下特征:1)岩心上表现为张性的高角度或垂直裂缝,成组出现;2)无论砂岩、泥岩均发育该类裂缝,砂岩比其他岩类相对发育;3)裂缝形成期次与最大燕山期构造活动期一致;4)裂缝产状稳定,走向与燕山期构造主应力方向基本相同;5)裂缝分布不受局部变形所制约。在总结了控制裂缝发育的地质因素后,利用有限元法古构造应力场模拟技术,结合地层特征,对研究区主要层位的区域性裂缝的分布特征进行评价。     

三塘湖盆地中二叠统原油的来源及其分布特征

在对三塘湖盆地中二叠统原油物性、生物标志物特征分析的基础上,开展了油岩生物标志物参数的对比和成藏主控因素的分析。研究认为,中二叠统芦草沟组原油属于自生自储、源内成藏。条湖组原油主要来自芦草沟组烃源岩,属于近源成藏;部分原油(马49井等)来自下二叠统-上石炭统,属于源外成藏。中二叠统的源岩油藏分布主控因素主要体现在源和裂缝两个方面,有效源岩(主要体现在源岩成熟度上)控制了油藏的分布;裂缝(构造裂缝为主)则是控制油藏产能的关键。因此,三塘湖盆地的原油勘探应围绕源和裂缝这两个方面进行,上述认识对油田中二叠统原油的勘探具有积极的指导意义。