压实盆地自然水力破裂及其动力学

压实盆地中的自然水力破裂是欠压实带孔隙流体排驱的关键因素之一。欠压实带可描述成被“壳”包围的一个异常孔隙流体压力带。当盆地在连续沉积(加载)和不断剥蚀(卸载)作用过程中,其“壳”的自然水力破裂动力作用是完全不同的。在加载条件下,欠压实带的顶、底壳发生剪切破裂,底壳早于顶壳。在卸载条件下,只有当剥蚀所引起的负荷压力降大于“壳”发生垂直张破裂所需要的最小负荷压力降时,壳才会破裂,且主要为顶壳破裂。对于经历了多期沉积-剥蚀作用过程的地区或盆地,其欠压实带中孔隙流体的排驱可以被描述成首先向下,然后向上,再向下再向上这样一个排驱方向不断变化的间歇性过程。     

异常高压碳酸盐岩储集层裂缝特征及形成机制——以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例

以哈萨克斯坦肯基亚克油田为例讨论了异常高压碳酸盐岩油藏储集层裂缝特征及形成机制。异常高压条件下形成的碳酸盐岩储集层除发育构造裂缝和岩溶裂缝外,还发育水力破裂缝。盐下石炭系水力破裂缝形成于中、新生代,宏观上表现为将岩体切割成角砾状及充填方解石脉,微观上表现为沿孔隙周围呈放射状分布。该区裂缝系统的形成与演化经历了3个主要阶段,即构造变形与抬升阶段、构造拉张与沉降阶段、水力破裂阶段。在水力破裂阶段,在盐丘活动、构造运动等多种因素作用下,盐下地层中形成异常高压带,压力系数高达1.84,在异常高压条件下,二叠系泥岩不渗透层下的石炭系碳酸盐岩低渗透层发生破裂,形成水力破裂缝,同时使早期闭合的裂缝开启、扩张和延伸。水力破裂缝以张性裂缝为主,其张开时间晚,充填程度低,是研究区主要的有效裂缝。图8参13     

塔里木盆地轮古东奥陶系碳酸盐岩储层特征与主控因素

塔里木盆地轮古东地区奥陶系碳酸盐岩礁滩复合体油气藏是塔里木油田分公司近期重点勘探区带之一。油气藏的储集岩主要有亮晶颗粒灰岩、粉晶颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩、泥晶灰岩,其中亮晶颗粒灰岩的储集性能较好;储层的基质孔隙不发育,主要的孔隙空间为溶蚀孔洞和裂缝;储层分为洞穴型、孔洞型、裂缝型和裂缝-孔洞型,其发育程度主要受沉积相、溶蚀作用和破裂作用控制。形成了轮古东地区奥陶系碳酸盐岩礁滩复合体储层叠置连片、广泛发育的分布特征。     

南海北部海域高温超压天然气勘探新进展与关键技术——以莺歌海盆地乐东斜坡带为例

莺歌海盆地是我国南海北部海域重要的高温超压含油气盆地,近年来在该地区已取得诸多高温超压勘探成果和气田发现,但是乐东斜坡带高温超压天然气的储集体预测和运移通道与盖层评价仍存在较大困难。"十三五"以来,综合地震、测井、录井、测试等资料,系统地开展了莺歌海盆地成盆构造与深水砂岩沉积过程的研究,建立了盆央海底扇和轴向水道等深水砂岩沉积模式和分布预测方法;通过运移通道和盖层评价等成藏条件的研究,建立了"早期走滑破裂+晚期超压活化"天然气富集新模式和基于水力破裂压力系数计算的不同成藏体系盖层定量评价方法;同时创新形成了两项勘探关键技术,即非欠压实地层孔隙压力预测技术和中深层非亮点储层综合预测技术,解决了高温超压条件下的非欠压实地层孔隙压力预测和非亮点储层预测难题,促进了乐东斜坡带大中型气田的发现。     

埋藏过程中泥页岩非构造裂缝的形成演化模式

通过归纳总结前人研究成果,同时考虑到泥页岩普遍具有层理发育、非均质性、力学性质各向异性、欠压实作用和烃类生成等本身固有的特殊性质,划分了泥页岩非构造裂缝的主要类型,分析了泥页岩非构造裂缝分布的深度区间。依据覆压条件下的孔隙度、渗透率测试数据,获得了泥页岩裂缝覆压闭合的临界围压和对应的深度范围。综合分析认为:泥页岩非构造裂缝主要有干裂裂缝、水下收缩裂缝、成岩层理裂缝、超压裂缝(欠压实超压裂缝和生烃超压裂缝)和现代表生裂缝5种类型。泥页岩覆压渗透率测试数据揭示,当上覆岩层的垂直有效压力达到15 MPa时,常压泥页岩的天然缝裂缝(水平方向)将发生闭合。裂缝覆压闭合门限深度为870~1 138 m,平均为1 000 m。超压泥页岩底界深度与泥页岩裂缝(水平方向)覆压闭合深度一致,超压带底界之下的泥页岩裂缝通常不再保持开启状态。埋藏过程中泥页岩非构造裂缝形成演化具有时序性/阶段性,即从沉积开始到最大埋藏深度的不同阶段,泥质沉积物或泥页岩形成不同类型的非构造裂缝,由浅至深依次形成表层干裂裂缝—浅层水下收缩裂缝—中深层欠压实超压裂缝—深层生烃超压裂缝—超深层闭合裂缝。     

泥岩超压释放深度和次数及其主要影响因素

在泥岩超压形成机制和条件研究的基础上,通过泥岩超压形成与演化规律的研究,建立了一套泥岩超压释放深度和次数的研究方法,利用此方法通过理论计算对泥岩超压释放深度和次数的主要影响因素进行了研究,得到泥岩超压是其压实过程中的阶段产物,只有当压实成岩达到一定程度后方可形成,当超过泥岩破裂极限后便发生破裂超压释放,超压降低以致消失.泥岩超压释放主要受压实速率和欠压实程度的影响,随着压实速率和欠压实程度增大,泥岩超压释放深度逐渐减小,压实速率对泥岩释放深度的影响较欠压实程度对泥岩超压释放深度的影响大,尤其是当压实速率小于0.000 5时,这种影响程度更大.泥岩超压释放次数也主要受压实速率和欠压实程度的影响,随压实速率和欠压实程度增大,泥岩超压释放次数增多,在压实速率小于或等于0.001和欠压实程度(声波时差)小于500 μm/s时,泥岩超压释放次数增大幅度相对较小,在压实速率大于或等于0.001和欠压实程度(声波时差)大于500 μm/s时,泥岩超压释放次数增大幅度相对较大.     

异常高压,流体压裂与油气运移（上）

本文根据济阳坳陷、美国湾岸、苏联阿塞拜疆及其它油气区的实际资料,提出了一种油气运移机理。该机理要点如下:(1)由于快速沉积,生烃泥质沉积在埋藏浅处即发生排水受阻并保留了大量的水;(2)由于半渗透膜作用,在生烃泥岩体周围与砂岩接触处形成致密“壳”;(3)有机质的全部演化过程都是在这种被“壳”包围的高温欠压实泥岩中进行的;(4)当“壳”以上的载荷不平衡时,“壳”下的欠压实泥岩和(或)塑性盐体即发生上拱并使“壳”的水平压应力降低。欠压实泥岩中的孔隙流体压力随深度加深而升高。二者结合使“壳”的上拱部位发生天然流体压裂。这样,含烃流体从异常高压带向静水压力带运移,这种过程是反复而间歇地进行的。笔者据此机理认为,在地质历史上凡与古异常高压生烃泥岩体接通过的圈闭储集空间,都有可能形成油气藏。     

深部超压储层发育机制及控制因素 ——以准噶尔盆地永进油田为例

随着油气勘探向深层-超深层领域推进,针对深层有利储层发育规律的研究至关重要。准噶尔盆地永进油田西山窑组埋深大,储层致密,超压强度大,但含油层段物性明显较好,超压流体与物性演化过程存在复杂的相关性。为此,以准噶尔盆地永进油田西山窑组的成岩、物性、压力及油气充注过程等成藏关键要素的演化过程及其时空匹配关系为核心,开展有利储层形成机制研究。结果表明,研究区目的层高孔带的形成与低岩屑含量、早期超压充注、成岩抑制、水力破裂及次生溶蚀5类作用有关。其相互作用机制为:相对于高岩屑含量砂岩,低岩屑含量砂岩压实程度弱,原生孔保存较好,早期超压含烃流体优先充注原生高孔带,超压进一步延缓原生高孔带压实,受烃类流体充注及绿泥石薄膜等成岩抑制作用,高孔含油段的孔隙度基本保持不变;强超压同时形成水力裂缝,进一步改善了储层渗透性;依赖于原生孔和水力裂缝提供的流体活动场所和空间,原生孔保存较好或裂缝较发育层段次生溶蚀增孔也较显著,总保孔量约为7%。     

东营凹陷古近系沙三段异常高压及成藏响应

通过对东营凹陷古近系异常高压分布和砂岩透镜体成藏响应特征分析后认为:岩性油气藏发育的沙三段主要处于下部异常高压体系中;平面上,该高压体系的分布基本上与生油洼陷一致――北部陡坡带压力系数较高,南部缓坡带压力系数相对较低,这与欠压实发育带分布规律具有很好的一致性,也就证实了欠压实和泥岩成熟生烃作用是导致东营凹陷沙三段普遍超压的重要因素;包围在异常高压泥岩中的透镜体处于低势区,在泥岩和砂岩流体压力差异作用下,泥岩破裂,发生幕式排烃作用;砂体在烃类充注之后,也形成与烃源岩平面分布规律相似的较高的流体压力。     

基于细观损伤多相耦合的砂砾岩水力压裂裂缝扩展数值模拟

低渗透砂砾岩油藏水力压裂裂缝扩展机理及其数值模拟研究,对该类储层压裂改造成功实施具有重要意义。将砂砾岩储层中砾石表征为基质- 交界面- 砾石的三模态结构,假定砾石分布与几何尺寸及储层物性满足随机分布,结合Moter-Carolo 方法,完成砂砾岩储层数学表征;考虑储层渗流场、应力场、水化膨胀湿度场的三相耦合特征,结合损伤力学、断裂力学等原理,利用细观损伤有限元的方法,建立了砂砾岩储层水力压裂裂缝扩展数学模型,并进行数值模拟研究。模拟分析了不同主应力差、基质- 砾石交界面强度、砾石强度情况下,水力裂缝遇砾石扩展情况,并最终实现砂砾岩储层水力裂缝动态扩展数值模拟。研究表明,水力裂缝遇砾发生绕砾、穿砾、止裂现象,并以绕砾扩展为主,且裂缝发生明显转向,存在羽状次生裂缝;裂缝转向程度和裂缝延伸长度与主应力差、砾石强度以及交界面强度有关,主要表现有:水平主应力差越小,水力裂缝遇砾转向越明显;基质- 砾石交界面强度增加,水力裂缝明显变短,并难以转向;随着砾石强度的增大,裂缝的转向程度增大。     

致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响

为了研究致密砂岩多段分簇压裂中孔隙压力场对多裂缝扩展的影响,采用300 mm×300 mm×600 mm天然砂岩进行真三轴水力压裂实验,实验过程中采用2套压裂液注入系统分别独立控制2条水力裂缝,实验后将试件连续切片分析实验结果,同时采用三维流固耦合数值模拟方法研究孔隙压力场对水力裂缝扩展的影响。结果表明:在致密砂岩压裂中,由于孔隙压力场的存在,无论是簇内裂缝还是簇间裂缝扩展,当缝间距与裂缝半长的比值较小时,裂缝之间表现为相互吸引;当缝间距与裂缝半长的比值较大时,裂缝之间的相互影响较弱,多裂缝之间未出现相互排斥现象;除缝内净压力、缝间距、应力差外,裂缝周围孔隙压力场也是影响多裂缝扩展的重要因素;孔隙压力的增大减小了有效应力,岩石更容易发生剪切破坏,从而加速了裂缝的非平面、非对称双翼扩展;现场致密砂岩多段分簇压裂应增大簇间和簇内射孔间距,可避免压裂液滤失导致裂缝长度的减小,增大储层的改造体积。     

疏松砂岩油藏压裂裂缝延伸规律数值模拟

压裂充填防砂可实现增产与防砂双重目的，是疏松砂岩油藏的一种重要完井方式。疏松砂岩具有高孔、高渗特点，且强度低、塑性强，裂缝起裂与延伸机理较为复杂。为研究疏松砂岩储层压裂裂缝延伸机理，揭示压裂工艺参数对裂缝形态的影响，建立了考虑储层岩石弹塑性变形、裂缝起裂与延伸、压裂液流动与滤失以及储层孔隙流体渗流复杂耦合作用的流固耦合有限元数值模型，针对渤海油田绥中36-1区块典型疏松砂岩储层，开展了压裂裂缝延伸规律数值模拟计算，并重点分析了压裂液效率、排量对于裂缝延伸规律的影响。结果表明:低效率压裂液在疏松砂岩中仅形成极短而窄的裂缝，裂缝两侧伴随着一定范围的剪胀高渗带，难以容纳支撑剂，无法实现充填防砂目的；效率高压裂液可在疏松砂岩中形成压裂充填防砂工艺所需的短宽裂缝，裂缝壁面两侧存在轻微压实现象，对渗透率的影响较小；提高压裂液排量，裂缝长度减小，裂缝宽度增加。研究结果可为疏松砂岩压裂充填设计提供一定理论参考。     

天然页岩压裂裂缝扩展机理试验

采用大尺寸真三轴试验系统对页岩露头开展了水力压裂裂缝扩展模拟试验,并利用高能CT扫描观测压后岩心内部裂缝形态,研究了多种因素对页岩水平井压裂裂缝扩展规律的影响。试验条件下的研究结果表明:排量对裂缝复杂度的影响存在一定的范围;当水平地应力差小于9 MPa时,水力裂缝易沿天然裂缝转向,形成网状缝。随着应力差的增加,主裂缝(横切缝)的产生有利于沟通更多的天然裂缝,形成相对更复杂的裂缝;相同水平应力差条件下,水平应力差系数大于0.25时,有明显形成单一主裂缝的趋势;排量和压裂液黏度对水力裂缝几何形状的影响可用参数qμ表达,该值较低或较高都不利于缝网的产生;页岩层理的发育和胶结强度严重影响压裂缝网的复杂度。     

致密砂岩储层岩石定向实验技术研究

致密砂岩储层在钻探过程中获取的地下岩石一般都是非定向岩样,而通过这些非定向岩心研究储层水平主地应力方向是石油勘探开发重要的基础工作之一.致密储层地应力状态、地层岩石的力学性质决定着水力裂缝的起裂形态、延伸方向、高度和宽度,而水力裂缝的几何形态是影响压裂措施增产效果的主要因素之一.文章开展岩心定向综合实验测量方法研究,利用黏滞剩磁法、波速各向异性法,形成了一套致密砂岩非定向岩心室内实验综合测量及解释技术,通过水力压裂微地震地面监测,证实了室内岩心定向技术的可靠性.     

不同脆性致密砂岩裂缝扩展规律实验

岩石的脆性与致密油气储集层压裂改造效果密切相关,但致密岩石的脆性对裂缝扩展规律的影响仍不明确。基于真三轴压裂模拟实验系统,对鄂尔多斯盆地东部3种不同脆性致密砂岩开展了压裂模拟实验,分析了脆性、压裂液类型和层理对裂缝扩展规律的影响。研究表明,山1段致密砂岩脆性最强,长7段致密砂岩次之,盒8段致密砂岩脆性最弱;在层理不发育的条件下,相比于中等脆性的盒8段致密砂岩,强脆性的山1段致密砂岩采用滑溜水压裂形成的单条裂缝扩展更充分,液态CO₂压裂形成的分支裂缝数量更多;在层理发育的条件下,长7段致密砂岩采用滑溜水压裂和液态CO₂压裂形成的裂缝的形态均较复杂;相比于滑溜水压裂,液态CO₂压裂形成的裂缝宽度更小;液态CO₂压裂更适用于脆性较强、层理发育的长7段致密砂岩储集层压裂改造。     

裂缝转向对低渗地层水平井压裂的影响

水力裂缝转向作为压裂过程中的一种重要现象,可造成近井筒裂缝的弯曲,对于裂缝中支撑剂的传输和流体的流动规律具有很大影响,可最终影响水力压裂的成败和人工裂缝的导流能力。统计了长庆油田水平井压裂施工的部分资料,分析了长庆油田水平井压裂的特点。结合二维裂缝的平面应变模型,建立了裂缝转向的曲率半径与地层物性参数和压裂施工参数的关系,并针对性地分析了不同参数对于裂缝曲率半径的影响。结果表明,水平应力差对裂缝的转向距离有决定性的影响,压裂施工排量对水力裂缝高度的增长贡献显著,控制排量、延长注液时间能有效增加裂缝长度。结论对于压裂参数优化设计和水力压裂施工具有参考意义。     

层间应力差对水力裂缝扩展影响的大尺度实验模拟与分析

储隔层水平地应力差是水力裂缝高度延伸的主控因素,采用大尺寸全三维水力压裂实验系统模拟储隔层地应力条件,对长庆长6砂岩进行水力压裂裂缝垂向扩展模拟实验,并实现对大尺度岩样内部裂缝扩展的全三维实时声波监测。通过声波监测结果与实际裂缝形态对比,讨论了层间应力差、施工参数(排量、黏度)、施工压力对裂缝垂向延伸的影响。结果表明:缝高受层间应力差控制明显;同时施工参数也会影响裂缝的垂向延伸,高黏流体压裂有利于缝高延伸;对于均质致密砂岩岩样,实时声波监测技术能够对裂缝扩展动态进行有效监测。本研究为缝高延伸机理研究提供了实验手段,也为现场微地震监测提供参考。     

流动单元分析法在低渗透油藏压裂中的应用

水力压裂是开发低渗透油藏的有效增产措施。桩74块低渗透,平面上相带和物性变化大,为了提高压裂效果和裂缝数值模拟的精确度,优选出合理的裂缝参数,压裂时需要充分考虑其非均质性。本文针对桩74块的特点,应用流动单元分析法,将储层分为四类流动单元,结合数值模拟方法,优选裂缝参数,现场取得了较好的开发效果,对于改善低渗透油田的开发效果,有着十分重要的意义。     

胶结型天然裂缝对水力压裂裂缝延伸规律的影响

为确定致密砂岩储集层中天然裂缝在水力压裂裂缝网络形成中的作用,采用渗流-应力-损伤耦合方法建立数值模型,并运用Monte-Carlo模拟方法,在数值模型中生成裂隙网络模型,研究天然裂缝方向、天然裂缝强度、水平主应力差、压裂液注入速率以及压裂液黏度对水力压裂裂缝延伸规律的影响。结果表明,天然裂缝与最大水平主应力夹角为30°~60°时,形成的水力压裂裂缝最为复杂。天然裂缝强度增大不利于分支裂缝和转向裂缝的产生,低水平主应力差条件下,天然裂缝展布方向主导水力压裂裂缝的延伸;在高水平主应力差条件下,应力主导裂缝网络的延伸;当水平主应力差为3.0~4.5 MPa时,水力压裂裂缝复杂程度最高,延伸范围最大。增大压裂液注入速率,会促进复杂水力压裂裂缝网络的形成;适当提高压裂液黏度,可以促进裂缝的扩展,但是当黏度过高时,裂缝仅在射孔周围有限范围内形成复杂裂缝网络。