巴中地区千佛崖组致密砂岩储层裂缝与含气性的关系
构造裂缝对致密砂岩气成藏过程的控制作用_王鹏威
摘 要 ：塔 里 木 盆 地 库 车 坳 陷 致 密 储 层 中 构 造 裂 缝 普 遍 发 育 ，裂 缝 的 形 成 与 分 布 对 致 密 砂 岩 气 成 藏 过 程 具 有 重 要 的 控 制 作 用 。 结 合 前 人 的 研 究 成 果 ，利 用 岩 心 、测 井 等 资 料 分 析 库 车 坳 陷 依 南 地 区 构 造 裂缝形成时间、发育位置及发育强度，认为构造裂缝形成 时间 晚 于 依 南 ２ 致 密 砂 岩 气 藏 形 成 时 间， 裂 缝 既 发 育 在 气 藏 内 部 ，也 发 育 在 气 藏 的 边 界 ，裂 缝 发 育 程 度 具 有 不 均 一 性 。 综 合 分 析 裂 缝 时 空 分 布 规 律 以 及 发 育 强 度 ，认 为 致 密 储 层 中 发 育 的 裂 缝 对 致 密 砂 岩 气 藏 的 控 制 作 用 主 要 表 现 在 ：① 裂 缝 形成以后，天然气运聚动力发生改变，天然气在裂缝内以浮力 为 主 要 的 运 聚 动 力，在 基 础 孔 隙 中 则 以分子膨胀力为主要的运聚动力；②当裂缝晚期发育，且发育 在 气 藏 内 部 时，裂 缝 改 善 了 致 密 储 层 的物性条件，形成了有利于天然气运聚成藏的优势 通道及储 集 空 间；③ 当 裂 缝 晚 期 发 育，且 发 育 在 原 型 致 密 砂 岩 气 藏 边 界 时 ，原 型 致 密 砂 岩 气 藏 遭 到 破 坏 ，气 藏 发 生 萎 缩 。 关 键 词 ：致 密 砂 岩 气 ；构 造 裂 缝 ；控 藏 作 用 ；库 车 坳 陷 ；依 南 ２ 气 藏 ； 中 图 分 类 号 ：ＴＥ１２２．３ 文 献 标 志 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１６７２－１９２６（２０１４）０２－０１８５－０７ 引 用 格 式 ：Ｗａｎｇ Ｐｅｎｇｗｅｉ，Ｃｈｅｎ Ｘｉａｏ，Ｐａｎｇ Ｘｉｏｎｇｑｉ，ｅｔ ａｌ．Ｔｈｅ ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ ｏｆ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ｆｒａｃｔｕｒｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１４，２５（２）：１８５－ １９１．［王 鹏 威 ，陈 筱 ，庞 雄 奇 ，等 ．构 造 裂 缝 对 致 密 砂 岩 气 成 藏 过 程 的 控 制 作 用 ［Ｊ］．天 然 气 地 球 科 学 ， ２０１４，２５（２）：１８５－１９１．］
裂缝对致密储层渗流能力影响实验研究
３．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｍｅｅｔｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅ ｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｇｕｉｄａｎｃｅｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ｐｈｙｓｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｗａｓｕｓｅｄｔｏｓｔｕｄｙｔｈｅａｃｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅｏｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｅｅｐａｇｅｃａｐａｃｉｔｙａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｂｙｃｏｍｂｉｎｉｎｇｗｉｔｈｔｉｇｈｔｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｇｅｏｌｏｇｙａｎｄ ｆｒａｃｔｕｒｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎ．Ｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｆｒａｃｔｕｒｅ－ｐｏｒｅｄｕａｌ－ｍｅｄｉｕｍ ｃｏｒｅ ｓａｍｐｌｅｉｓｈｉｇｈｅｒｔｈａｎｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ．Ｔｈｅａｃｔｕａｌｆｒａｃｔｕｒｅｗａｌｌｒｏｕｇｈｎｅｓｓｉｎｃｒｅａｓｅｓｔｈｅｇａｓｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔ ａｎｃｅ，ｗｈｉｃｈｒｅｓｕｌｔｓｉｎａｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｓｍａｌｌｅｒｍｅａｓｕｒｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｖａｌｕｅ．Ｔｈｅｃｏｒｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｗｉｔｈｃｏｍｐｌｅｔｅｆｒａｃｔｕｒｅ ｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｉｓｇｒｅａｔｌｙｄｅｐｅｎｄｅｎｔｏｎｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｗｉｄｔｈａｎｄｑｕａｎｔｉｔｙ．Ｔｈｅｃｏｒｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｗｉｔｈｉｎｃｏｍｐｌｅｔｅｐｅｎｅｔｒａ ｔｉｏｎｉｓｒａｒｅｌｙｄｅｐｅｎｄｅｎｔｏｎｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｌｅｖｅｌａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ．Ｔｈｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙｏｆｃｏｒｅｓａｍ ｐｌｅｉｓｒａｒｅｌｙｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄｂｙｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ．Ｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｆｒａｃｔｕｒｅ－ｃｏｒｅｄｕａｌ－ｍｅｄｉｕｍｃｏｒｅｓａｍｐｌｅｉｓ ｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｌｙａｆｆｅｃｔｅｄｂｙｉｔｓｍａｔｒｉｘｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ．Ｔｈｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙｏｆｃｏｒｅｉｎｃｒｅａｓｅｓｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆ ｆｒａｃｔｕｒｅｗｉｄｔｈ，ｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｌｅｖｅｌａｎｄｑｕａｎｔｉｔｙ．Ｔｈｅｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｒａｔｅａｎｄｔｉｍｅｉｎｃｒｅａｓｅｗｈｉｌｅｔｈｅｗａｔｅｒｉｎｔｒｕｓｉｏｎ ｌｅｖｅｌｄｅｃｒｅａｓｅｓｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆｔｈｅｄｉｓｔａｎｃｅｂｅｔｗｅｅｎｆｒａｃｔｕｒｅａｎｄｂｏｔｔｏｍ－ａｑｕｉｆｅｒ．Ｒｅｓｅａｒｃｈｓｕｇｇｅｓｔｓｔｈａｔｆｒａｃ ｔｕｒｅｃａｎｉｍｐｒｏｖｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｅｅｐａｇｅｃａｐａｃｉｔｙａｎｄｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｆｒａｃｔｕｒｅｅｆｆｅｃｔｉｓｆａｖｏｒａｂｌｅｔｏｅｎｈａｎｃｅｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｔｉｇｈｔｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｆｒａｃｔｕｒｅｄｃｏｒｅ；ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ；ｇａｓｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｃａｐａｃｉｔｙ；ｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒ；ｐｈｙｓｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ；ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ａｎａｌｙｓｉｓ
致密砂岩储层特征及气藏成藏过程
１ 核磁共振 Ｔ ２ 谱转化为毛细管压力曲线
Ｃ 线性关系进 ［］ 和毛细管压力 （ 之间的转换关系 。 利用ｐ Ｙ ａ ｋ ｏ ｖ ５ 首次提出横向弛豫时间 （ Ｔ２） ｐ ｃ） ｃ＝ Ｔ２
行转换获得毛细管压力曲线 ， 横向刻度转换系数 Ｃ 由岩心试验获得 。 通过大量的岩心资料对比分析发现 ， 岩心的渗透率 、 孔隙度与横向转换系数均存在较好的对应性 ， 提出了将孔隙度与渗透率结合的孔渗综合指
Ｌ 地区岩性致密 ， 物性较差 ， 孔喉结构差异较大 。 储层中的流体对测井信号总体贡献较小 ， 造成常 １］ ， 使常规测井无法准确评价储层 。 而核磁共振测井横 规测井资料对储集特征及其流体性质反应不灵敏 ［ 向弛豫时间 Ｔ２ 分布反映了储层孔隙直径大小及其分布 ， 与储层的孔喉结构直接相关 ， 这为致密砂岩气 层储层评价提供了一种有效手段 。 目前 ， 大多数利用核磁测井资料进行储层评价的方法是利用核磁测井 资料计算的孔隙度和渗透率 ， 结合 Ｔ２ 谱分布对储层进行评价 。 笔者构建岩心分析的 Ｔ２ 谱分布转化为毛
吴俊晨 ， 李 玮
［ 摘要 ］ 致密砂岩气层是目前油气勘探中 寻 找 的 重 要 资 源 之 一 ， 对 其 进 行 分 类 评 价 是 保 证 评 价 精 度 的 关 键 。 通过对常规岩心压汞试验以及岩心核磁共振试验数据的分 析 ，建 立 了 横 向 弛 豫 时 间 Ｔ２ 谱 转 化 为 毛 细 管压力曲线的方法模型 ， 提取了与孔喉直径大小和分布有明显 关 系 的 排 驱 压 力 、 饱 和 度 中 值 毛 细 管 压 力 、 平 均孔喉半径作为核磁共振测井分类的变量 ， 运用 Ｋ－ 均 值聚类和贝叶斯判别方法建立了 Ｌ 地区核磁共振 测井资料的储层分类方法和标准 。 该方 法 可 以 实 现 按 孔 隙 结 构 对 储 层 进 行 连 续 分 类 ， 而 且 可 以 推 广 到 没 有取心的层段 ， 实际应用效果显著 。 ［ 关键词 ］ 核磁共振测井 ； Ｔ２ 谱 ；毛细管压力曲线 ； Ｋ－ 均值聚类 ；贝叶斯判别 ； 储层分类 ［ 中图分类号 ］Ｐ ６ ３ １ ． ８ ４ ［ ）０ 文献标识码 ］Ａ ［ 文章编号 ］１ ０ ０ ０ ９ ７ ５ ２（ ２ ０ １ ２ １ ０ ０ ７ ５ ０ ５ － － －
致密气藏地层评价中的矿物学裂缝及构造分析
致密气藏地层评价中的矿物学、裂缝及构造分析摘要致密气藏通常被定义为渗透率低于0.1毫达西，需要水力压裂以实现商业性生产。
复杂的成岩历史过程中压实和矿物成长减小了孔隙和孔喉尺寸，从而造成低渗透率。
致密含气砂岩也通常深埋地下，承受巨大的压力。
一次这种储层的地层评价过程包含5个部分：岩性（矿物学）、纹理、沉积环境、现在压力和构造历史（裂缝类型和方位）。
有必要成功结合这些地质、岩石物理、地质力学等学科评价这类储层。
由于它们的矿物及纹理的非均质性和低孔隙度，与那些常规储层相比致密气藏的流体和储层特性评价更为困难。
早期储层评价的目标—完井前进行---在致密气层也不同；优先考虑确定那些需要水力裂缝压裂的地区而不是静态储层评价（孔隙度、饱和度）。
操作人员通常这样描述致密气藏评价的策略：（1）确定烃的位置（2）确定流动性以及（3）进行储层表征（孔隙度，饱和度）（参考文献1）。
其他人这样描述他们所担心的“在没有气体显示的情况下水力裂缝的策略又是什么？”很明显，致密气层烃的体积以及储层生产力的评价需要针对性的测量和评价方法来定位并且量化油气，并在水力裂缝压力之前和之后确定储层生产力。
在这里我们提出几种致密气层砂岩的评价的概念和方法，我们并非描述地质力学的方法或者地层测试和取样，我们也不详谈由于低孔隙度和可能的坏井眼条件带来的评价的不确定性。
矿物学致密砂岩储层的矿物学组成可能会很复杂。
尽管矿物学复杂性是纹理复杂性的一个特征，致密砂岩的矿物学可能很简单，但是仍然体现出复杂的纹理和相对应的低渗透率。
南非的低渗透率储层证实了这一点（图1）。
尽管不同的矿物组成和孔隙度，这2种砂岩显示出相似的低渗透率，同时两个都需要水力裂缝压裂已达到商业性开采。
·哈姆拉石英岩地层（阿尔及利亚，奥陶系时期）含有98%的石英颗粒和石英附晶生长，颗粒密度达到2.65。
在大概3500m处平均孔隙度低于5%，渗透率0.1~2毫达西。
·阿卡库斯地层（突尼斯，志留纪时期）的岩性复杂，包括石英、颗粒连接线中的绿泥石、菱铁矿胶结，颗粒密度2.82。
致密砂岩气藏微观孔隙特征探讨
致密砂岩气藏微观孔隙特征探讨作者：李山川来源：《科学与财富》2018年第31期摘要：随着常规油气藏可开采量的逐渐减少，致密砂岩气藏作为非常规油气资源的一种，逐渐成为我国油气勘探的重要领域。
致密砂岩气藏大多具有储量丰度低、单井产量低、储层孔渗差的特点，并且具有典型的多层系含气特征，气藏开发投资和开采成本均较高，开发难度较大，而储层微观孔隙特征对油气的聚集成藏和油气分布具有重要影响。
因此，本文以鄂尔多斯盆地为例，通过薄片鉴定和镜下分析，厘清致密砂岩储层微观孔隙类型，探讨其对油气聚集和运移的影响。
关键词：致密砂岩；储层特征；孔隙类型；鄂尔多斯致密砂岩气藏是指孔渗较差、非均质性较强的气藏，其孔隙度一般低于13%，渗透率一般低于0.1×10-3μm2。
虽然致密气藏低孔低渗，但在现有压裂、酸化等开采工艺的不断提升下，已有很大的开采价值。
致密砂岩油气藏的开发最早始于1927年美国的圣胡安盆地，大型开发始于1976年在加拿大阿尔伯达盆地的埃尔姆沃斯。
我国自1971年发现川西中坝气田之后，也逐步系统地开始了对致密砂岩含气领域的研究，现在苏里格气田已成为我国最重要的致密气产区。
1地质概况鄂尔多斯盆地地处陕西省和内蒙古自治区境内，在构造上位于伊陕斜坡带西北部，靠近天环坳陷，整体为一条宽缓的西倾单斜，坡角不足1°，面积约1100km2。
盆地内发育一系列北东-南西走向的鼻隆构造，局部存在小幅顶面凸起和顶面洼地。
鄂尔多斯盆地上古生界发育石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组、石盒子组和石千峰组，目的层山1段和盒8段是研究区主力产气层，发育有较好储层物性的砂岩层，储集岩类型主要为砂岩，砂体具有纵向厚度大，横向分布呈近南北向条带状分布的特点。
区内储层非均质性强，有效砂体叠置模式复杂，连通性差，气田地质特征复杂，开发难度大。
沉积环境为沼泽背景下的辫状河三角洲和曲流河三角洲沉积，可分为水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、分流间湾等沉积微相。
致密砂岩储层分类
致密砂岩储层分类
致密砂岩储层主要可分为以下三种：
1. 原生低渗透储层：主要由沉积作用形成，特点是颗粒杂基支撑、分选差，泥质含量高，岩石孔隙度较低，以次生孔隙为主。
在孔隙度和渗透率上表现出较弱的低渗透性，主要分布在沉积体系的起始端或末端。
2. 成岩型低渗透储层：是由沉积成岩转化而来，表现出显著的低渗透性，一般在地下
岩石埋藏深度较大的地区出现。
其主要形成过程包括压实作用、胶结作用、黏土矿物
结晶与定向排列、微裂缝发育等。
3. 裂缝性低渗透储层：主要是由原生孔隙被压裂产生裂缝而成，一般裂缝性低渗透储
层的渗透性较差，裂缝的发育程度和分布形式受岩性、压实作用和构造运动的影响。
四川盆地巴中地区侏罗系千佛崖组沉积特征研究
四川盆地巴中地区侏罗系千佛崖组沉积特征研究本文以沉积学、层序地层学等理论为指导,根据前人已有的研究成果、野外露头、测录井及地震等资料,在岩心观察、露头勘测、沉积构造和古生物分析的基础上,恢复重塑巴中地区千佛崖组各段沉积时期的古地貌特征,确定沉积早期物源来自龙门山,中后期逐渐受大巴—米仓山的影响控制。
综合露头、钻测井、地震资料对其进行系统的地层划分对比,将千佛崖组划分出1个三级层序,3个体系域,9个准层序组并建立高精度层序地层格架。
在格架建立的基础上,认为千一段沉积相为三角洲前缘亚相,千二段为滨浅湖亚相,千三段为三角洲前缘亚相沉积。
结合沉积相和测井相分析,在纵向上对沉积序列进行旋回划分和沉积演化史分析。
以单井相为基础,开展工区内连井剖面对比,预测千一段的有利砂体为水下分流河道,多分布于工区的东北及西北部;千二段的有利砂体为滩坝及部分水下分流河道,主要分布于工区的东北部;千三段的有利砂体为水下分流河道及河口坝,主要分布于工区的西部及北部。
最后,总结优质砂体分布规律,进而为预测新的砂体、优质砂体提供依据。
裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律
裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律张路锋;周福建;辜富洋;冯炜;王晋【期刊名称】《钻井液与完井液》【年(卷),期】2018(035)005【摘要】塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值.钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低.以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价.实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害.该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义.【总页数】6页(P121-126)【作者】张路锋;周福建;辜富洋;冯炜;王晋【作者单位】中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE258【相关文献】1.裂缝性储层水平井裂缝起裂和延伸规律研究 [J], 张矿生;樊凤玲;王波;吴亚红2.裂缝性稠油油藏幂律流体蒸汽吞吐水平井压力动态分析 [J], 吴明录;徐思南;丁明才;姚军3.深层高温裂缝性致密砂岩气藏流体敏感性实验研究 [J], 张昌铎;康毅力;游利军;杨玉贵;兰林4.超深层裂缝性致密砂岩气藏试井特征及认识——以塔里木盆地克深气田为例 [J], 常宝华;唐永亮;朱松柏;李松林;曹雯5.高温高压裂缝性致密砂岩气藏水锁伤害及解除 [J], 姚茂堂;袁学芳;黄龙藏;彭芬;任登峰;谢向威因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征
致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征王朋岩;刘凤轩;马锋;杨勉;林益康;卢冲【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2014(000)002【摘要】致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制，人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集，但这一界限值一直缺少公认的标准。
通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据，经过统计分析，研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律，总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。
数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80％的数据点小于0.1×10-3μm2。
经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。
据此可以用常规渗透率0.1×10-3μm2作为致密砂岩储层物性上限，具有合理性和可操作性。
通过统计全球致密砂岩气藏数据，认识到致密砂岩储层形成环境多样，深度跨度大，地质年代差异大。
构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因，但在各个盆地具体表现各有不同。
通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。
【总页数】6页(P238-243)【作者】王朋岩;刘凤轩;马锋;杨勉;林益康;卢冲【作者单位】东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318;东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318;中国石油石油勘探开发研究院，北京100083;东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318;中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司采油一厂，青海茫崖816499【正文语种】中文【中图分类】TE121.1【相关文献】1.致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析 [J], 黎菁;罗彬;张旭阳;侯文锋;岳晓军2.苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定 [J], 黎菁;赵峰;刘鹏3.塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究 [J], 张宝收;鲁雪松;孙雄伟;芦慧;卢玉红;田华4.致密砂岩气藏孔隙结构对物性及可动流体赋存特征的影响——以苏里格气田东部和东南部盒8段储层为例 [J], 明红霞;孙卫;张龙龙;王倩5.东濮凹陷杜寨地区沙三中-下段致密砂岩气藏有效储层物性下限 [J], 吕雪莹;蒋有录;刘景东;张园园因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
裂缝性致密砂岩气藏出砂原因及对产气量的影响——以塔里木盆地克深气田为例
裂缝性致密砂岩气藏出砂原因及对产气量的影响——以塔里木盆地克深气田为例孙贺东1 常宝华1 张静楠2 张建业3 王小培3 陈宝新3 刘磊31.中国石油勘探开发研究院2.中国石油管道科技研究中心·中国石油天然气集团公司油气储运重点实验室3.中国石油塔里木油田公司摘 要 为了解决塔里木盆地克深气田面临的气井出砂问题，从储层改造方式、裂缝壁面上岩石颗粒脱落条件、产气量及井筒完整性等4个方面分析了该气田气井出砂的原因，并基于井筒内砂粒受力分析，建立气井临界携砂产气量计算公式，进而研究气藏出砂对产气量的影响。
在此基础上，针对气井出砂的不同阶段提出了相应的治砂对策。
研究结果表明：①引起裂缝性致密砂岩气藏出砂的原因包括储层裂缝发育、储层改造规模大、产气量高及井筒完整性差等方面，其中储层裂缝发育和产气量高是主要的出砂原因；②对于无游离砂的情况，当气井产气量大于21.2×104 m3/d时，近井区域裂缝壁面的砂粒逐渐脱落；③对于存在游离砂的情况，当气井产气量大于9.4×104 m3/d时，近井区域裂缝壁面砂粒逐渐脱落；④井口及井底积砂是影响气井产气量的关键因素，在出砂早期阶段井口积砂是导致产气量降低的主要因素，在出砂中后期阶段井底积砂是导致产气量降低的主要因素；⑤克深气田出砂临界产气量较低，临界携砂产气量相对较高，及时排砂以避免井筒大规模积砂是治理该类气藏出砂的关键。
结论认为，该研究成果可以为裂缝性致密砂岩气藏治理出砂问题提供借鉴。
关键词 裂缝性 致密砂岩气藏 出砂原因 产气量 节点分析 对策 塔里木盆地 克深气田DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2018.11.006Causes of sand production and its influence on the output of fractured tightsandstone gas reservoirs: A case study on the Keshen Gas Field, Tarim BasinSun Hedong1, Chang Baohua1, Zhang Jingnan2, Zhang Jianye3, Wang Xiaopei3, Chen Baoxin3 & Liu Lei3 (1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Heibei 065007, China; 2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Storage and Transportation, PetroChina Pipeline R&D Center, Langfang, Hebei 065000, China; 3. PetroChina Tarim Oilfield Company, Kurle, Xinjiang 841000, China)NATUR. GAS IND. VOLUME 38, ISSUE 11, pp.52-58, 11/25/2018. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The gas wells in the Keshen Gas Field, Tarim Basin, suffer from severe sand production. In view of this, the causes of sand pro-duction were analyzed in this paper from four aspects, i.e., reservoir stimulation, falling condition of rock particle on the wall of fracture, gas production and wellbore integrity. Then, based on the force analysis of the sand in the borehole, the formula for calculating the critical sand carrying production rate was established, and the influence of sand production on gas production was investigated. Finally, the countermea-sures corresponding to different sand production stages of gas well were put forward. And the following research results were obtained. First, the causes of sand production in fractured tight sandstone gas reservoirs are developed reservoir fracture, high gas production rate, large-scale reservoir stimulation and poor wellbore integrity, among which the former two are the main causes. Second, if there is no free sand, the sand on the fracture wall near the well falls gradually when the gas production rate of the gas well is higher than 21.2×104 m3/d. Third, if there is free sand, the sand on the fracture wall near the well falls gradually when the gas production rate of the gas well is higher than 9.4×104 m3/d. Fourth, sand accumulation at wellhead and bottom hole is an important factor affecting the gas production rate of gas wells. In the early stages of sand production, sand accumulation at the wellhead is the main cause of gas production decline. In the middle and late stage of sand production, sand accumulation at the bottom hole is the main factor of gas production decline. Fifth, in the Keshen Gas Field, the critical production rate of sand production is lower and the critical sand carrying production rate is higher, so the key to treat the sand production of fractured tight sandstone gas reservoirs is to discharge sand in time so as to avoid large-scale sand accumulation in the borehole. In conclusion, these research results can be used as a reference for the treatment of sand production in fractured tight sandstone gas reservoirs.Keywords: Fractured; Tight sandstone gas reservoir; Sand production; Production rate; Node analysis; Countermeasure; Tarim Basin; Keshen Gas Field基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“库车坳陷深层—超深层天然气田开发关键技术研究与应用”（编号：2018E-1803）。
川东北元坝中部地区须家河组致密储层裂缝特征及成因探讨
川东北元坝中部地区须家河组致密储层裂缝特征及成因探讨李虎;范存辉;秦启荣;张玮;吴全鹤【摘要】川东北元坝中部地区须家河组致密气藏近年来取得油气勘探的重大突破,裂缝对天然气的运移、富集成藏及产能具有重要影响.综合运用野外露头、岩心、成像测井、包裹体分析以及声发射实验资料,对该区裂缝特征及成因进行研究.研究区主要发育构造成因的低角度剪切缝和高角度剪切缝,具有裂缝延伸中等、宽度小、多闭合、密度较小、充填程度较低的特征,高角度缝和直立缝有效性最好;构造裂缝主要形成期次有三期.第一期为燕山运动晚期,受近SN向构造应力场挤压,形成了NW—SE和NE—SW两组平面"X"型共轭剪切裂缝和近SN向低角度剖面剪切缝,古地应力的最大有效主应力为18.8 MPa;第二期为喜马拉雅早—中期构造运动,在NE的挤压力作用下形成近SN向、近EW向平面"X"型共轭剪切缝,古地应力的最大有效主应力为27.9 MPa;第三期为喜马拉雅运动晚期,构造应力方向仍为NE,主要形成NW向剖面"X"型剪切缝,古地应力的最大有效主应力为38.6 MPa.%The tight gas reservoir in the central Yuanba area of Sichuan basin is one of the major breakthrough in oil and gas survey in recent years. The fractures have important influence on the migration, enrichment and production capacity of the natural gas. Based on the outcrop,core,imaginglog,inclusion analysis and acoustic emission experiment data,we studiedthe fracture charac-teristics and its genesis of structural fractures in this area.The low-angle shear and high-angle shear fractures lead to the tectonic origin.The fractures have the characteristic of middle scale,minor width(sealed),high thickness,lower density and less filled de-gree.The high-angle and vertical fractures have better validity.It shows that there arethree fracture generations in central Yuanba area: the first stage fractures are formed in late-Yanshanian tectonic movement, NW—SE and NE—SE of plane "X" conjugate shear fractures and low section shear fractures are formed under the compression of SN tectonic stress.The maximum effective prin-cipal stress of the paleostructural stress is 18.8 MPa. The fractures in the second stage are formed in middle Himalaya tectonic movement,SN and EW of plane"X"conjugate shear fractures are formed under the compression of NE tectonic stress.The maxi-mum effective principal stress of the paleostructural stress is 27.9 MPa.The third stage are formed in late Himalaya tectonic move-ment.The structural stress direction is still NE,which mainly forms NW angle section shear fractures and the maximum effective principal stress of the paleostructural stress is 38.6 MPa.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2018(008)002【总页数】6页(P1-6)【关键词】致密储层;裂缝特征;形成期次;成因模式;须家河组;元坝中部【作者】李虎;范存辉;秦启荣;张玮;吴全鹤【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE121裂缝（构造裂缝）是致密砂岩储层油气运移、聚集成藏的关键因素，其发育程度与油气井的高产、稳产关系密切。
巴中地区千佛崖组致密砂岩储层裂缝与含气性的关系
巴中地区千佛崖组致密砂岩储层裂缝与含气性的关系SHEN Zhenzhen;PAN Renfang;JIN Jineng;YUAN Qi;WANG Danling【摘要】巴中地区千佛崖组储层较薄且致密,不均匀裂缝发育,储层非均质性强.综合利用岩心、测井、地震等资料预测了储层裂缝发育特征及其分布特征,采用AVO 技术建立了烃类指示因子DHI并进行目的层含气性分布预测,分别从剖面和平面上对比分析了研究区裂缝分布特征与含气性分布关系.结果表明,巴中地区千佛崖组储层裂缝类型复杂多样、产状多变,发育位置主要为千一段和千二段逆断层上盘构造曲率大的区域;含气性主要分布于千二段中、上亚段,千一段次之;分析裂缝与含气性关系发现,研究区致密砂岩储层中裂缝比较发育的层段含气性明显偏高,裂缝分布与气层分布对应关系好.因此,该地区裂缝分布规律研究对储层预测以及寻找高产气藏具有重要指导意义.【期刊名称】《石油物探》【年(卷),期】2019(058)001【总页数】10页(P139-148)【关键词】致密砂岩;裂缝;含气性;千佛崖组;巴中地区【作者】SHEN Zhenzhen;PAN Renfang;JIN Jineng;YUAN Qi;WANG Danling 【作者单位】;;;;【正文语种】中文【中图分类】P631随着油气勘探开发的深入,致密砂岩油气勘探开发逐渐为人们所重视[1-2],开发经验表明,裂缝发育程度及分布情况对致密砂岩储层高产稳产与否有重大意义[3-4]。
国内外学者针对致密砂岩储层中的裂缝进行了大量的研究,MICHAEL等[5]认为裂缝在致密砂岩气藏中可以起到压力调整作用;赵靖舟等[6]认为致密砂岩储层中的裂缝可为油气运移提供渗流通道;芦慧等[7]认为在致密砂岩储层中裂缝能将孤立的孔隙连通起来形成油气赋存场所,同时裂缝自身也可作为储集空间;王鹏威等[8]认为裂缝的发育程度以及时空关系不同均会对致密砂岩气藏造成不同影响。
川东北元坝地区千佛崖组裂缝宏观分析
川东北元坝地区千佛崖组裂缝宏观分析摘要：砂体内部裂缝发育程度是致密砂岩成为储层的关键，裂缝发育特征有很多研究方法，可以分为宏观预测和精细描述两类，精细描述难度大，宏观预测相对简单。
本文在前人对四川盆地东北部地区研究成果的基础上，从岩相古地理和构造演化两个方面对元坝地区千佛崖组进行宏观裂缝预测。
关键词：川东北千佛崖构造演化裂缝预测引言随着川东北工业油气的发现，千佛崖组已经作为重点勘探层位。
目前，钻井资料显示，千佛崖组致密储层中普遍发育天然裂缝。
裂缝作为主要的油气渗流通道，控制了油气的渗流规律和成藏，高产井段均是裂缝密集发育区[1-2]。
本文根据前人对四川盆地构造演化的研究和岩心岩性的观察，对元坝地区千佛崖组致密砂岩分段进行裂缝宏观发育情况分析，为精细的裂缝描述提供一定依据，从而指导油气勘探和开发。
1区域地质四川盆地是在扬子克拉通台地基础上形成和发展起来的叠合性盆地，经历了自震旦纪基底形成到侏罗纪的盆地基本成型的一系列漫长构造演化[3]。
之后，在西侧龙门山~锦屏山断裂带、北缘米仓山~大巴山前陆构造带、东南逆冲~褶皱构造带、西南大凉山逆冲~褶断带的挤压下，形成了现今的格局[4]。
研究区位于四川盆地的东北部的元坝地区，东接川东高陡构造带，西为龙门山前陆盆地。
在燕山运动之前，盆地经历的构造运动以垂向的升降为主，发育了多期不整合。
燕山运动和喜山运动时期，盆地主要受到水平的挤压，产生了系列褶皱构造带。
工区侏罗系主要为一套陆相碎屑沉积，地层沉积后整体埋藏深，但是构造变形微弱，地层产状较为平缓。
主要研究中侏罗系千佛崖组的岩向相古地理和构造演化，进而对千佛崖组的砂体裂缝的发育、分布作出宏观的预测。
2岩相古地理早、中侏罗世，四川盆地处于构造运动的平稳期，盆内主要发育河流三角洲、湖盆相沉积。
元坝地区的千佛崖组就是在早侏罗世晚期~中侏罗世早期沉积的一套三角洲相，自下而上分为千一段、千二段和千三段。
因构造上的稳定性，千佛崖组与上覆沙溪庙组地层和下伏自流井组地层均为整合接触。
塔巴庙气田上古生界致密储层裂缝系统基本特征及其在天然气成藏中的作用
中国地质科学院地质力学研究所， 北京， ’ " " 构造 带上， 构造平 缓， 一般认 为不具备 裂缝发 育条件， 然 而大量 岩心观
察、 薄片分析、 物性测试、 测井及试井资料证实， 研究 区上古生 界发育 以垂直 或高角 度裂缝 为主的 区域性分 布构造 裂缝系 统， 与区域构造变形具有同序性； 其次为与地层局部挠曲变形有关的低角度构 造裂缝系统。 我们结合研 究区裂缝 系统的形态、 产 状、 密度及裂缝分布范围等表观特征和前人区域应力场演化研究成果后认为， 与区域 水平挤压 应力为主的 多期隆升 构造有关 的区域性裂缝系统在塔巴庙地区天然 气成藏过程中起双重作用， 在自生自储 组合中区域 性裂缝以 输导作用为 主， 在 下生上储 组合中储集作用为主。天然气成藏模式的建立 ， 无疑对塔巴庙主力目的层盒# < ,的勘探开发提供一定指导作用。 关键词 致密砂岩 天然裂缝 成藏作 用 塔巴庙气田 鄂尔多斯盆地
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致密砂砾岩储层裂缝预测方法及应用
ｌ ０卷第 ２ ｊ ９ Ｊ
Ｃｏ ｍｐ ｌ ｅ ｘ Ｉ ｌ ｙ ｄ ｒ ｏ ｃ ａ ｒ ｂ ｏ ｎ Ｒ ｅ ｓ ｅ ｌ ’ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ２ ０ ｌ ７年 ６』 】
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． １ ６ １ ８ １ ／ ｊ ． ｃ ｎ ｋ ｉ ． ｆ ｚ ｙ ｑ ｃ ． ２ ０ ｌ ７ ． ０ ２ ． ０ ０ ４
ｏ ｆ Ｄ ａ ｒ ｅ ａ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｂ ａ ｅ ｋ ｌ ａ ｎ ｄ ｏ ｆ Ｊ ｕ ｎ ｇ ｇ ａ ｒ Ｂａ ｓ ｉ ｎ ｂ ｅ ｌ ｏ ｎ ｇ ｓ ｔ ｏ ｔ ｉ ｇ ｈ ｔ ｓ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ｏ ｎ ｅ １ ． ｅ ｓ ｅ ｌ ’ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ． Ａｉ ｍｉ ｎ ｇ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍｓ ｏ ｆ ｓ ｔ ｒ ｏ ｎ ｇ ｈ ｅ ｔ ｅ ｒ ｏ ｇ ｅ —
性预 测的裂缝分布结 果进行 交会， 分别确定 出这些属性的 有效 范围， 再将 有效 范围 内的属性值进行 融合得到 叠后 大尺度 裂缝
分 布特 征 ； 采 用 叠前 分 方位 Ｃ Ｒ ｔ ’ 道 集 计 算 频 率 衰减 属 性 进 行 小 尺度 裂 缝 预 测 ， 并 将 预 测 结 果 与 成像 测 井 裂缝 孔 隙 度 进 行 交会 得到小尺度裂缝分布 ； 最后 融合 两种 预 测 结 果 ， 得 到 储 层 裂缝 综 合预 测 结 果 ．
关键词 ： 致 密 砂砾 岩储 层 裂 缝 预 测 井 震 结 合 中图分类号 ： ｒ Ｅ １ ２ ｌ 文献标识码 ： Ａ 地 震 属 性
Ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｐ ｒ ｅ ｄ ｉ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ａ ｎ ｄ ａ ｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｔ ｉ ｇ ｈ ｔ ｓ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ｏ ｎ ｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ
巴中地区须四段致密砂岩钙质夹层识别及成因
巴中地区须四段致密砂岩钙质夹层识别及成因蒲勇;王威;黎承银【摘要】综合利用岩心观察、X衍射、普通薄片、铸体薄片、常规测井和成像测井等资料,对川东北巴中地区须四段砂岩钙质夹层特征和成因进行分析.研究表明:巴中地区须四段砂岩钙质夹层在测井曲线上表现为低自然伽马、低声波时差、高密度、低中子和高电阻率值的特征.在成像测井上表现为呈亮带状分布的影像特征.钙质夹层主要分布在三角洲前缘水下分流河道砂体的下部或裂缝发育部位.钙质夹层主要形成于深埋中—晚成岩时期,钙质夹层对储层性质和油气分布有负面影响,其分布受沉积微相和断层的控制,射孔应避开钙质夹层段.【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2016(010)003【总页数】5页(P16-20)【关键词】致密储层;钙质夹层;成岩作用;巴中地区【作者】蒲勇;王威;黎承银【作者单位】中国石油化工股份有限公司勘探分公司,四川成都 610041;中国石油化工股份有限公司勘探分公司,四川成都 610041;中国石油化工股份有限公司勘探分公司,四川成都 610041【正文语种】中文致密砂岩储集性能受多种因素控制，不仅受原始沉积条件的影响，对于埋藏深度较大的地层，后期埋藏过程中成岩作用的影响显得尤为重要［1-4］。
钙质夹层是指在砂体内部形成的碳酸盐岩胶结砂岩段，岩性致密，渗透性极差。
川东北巴中地区须家河组四段砂岩钙质夹层发育，研究钙质夹层的特征、分布规律及其成因机制对于该区勘探部署具有重要意义。
巴中地区位于四川盆地东北部，构造位置位于四川盆地川北坳陷通江凹陷及通南巴背斜带的南部，南部与川中低缓构造带相连。
须四段以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主，砂岩岩石类型主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩。
1.1 岩性钙质夹层是指砂岩内部被碳酸盐胶结形成的砂岩段，其岩性主要为灰白色钙质胶结细砂岩、中砂岩、粗砂岩等。
根据岩心观察，钙质胶结并不是在砂岩中均匀分布，而是在某些部位集中发育，钙质夹层段与其他砂岩段颜色差异不大（图1），但通过滴酸实验可以将钙质夹层段与普通砂岩段砂岩进行区分，钙质夹层滴酸有气泡产生。
中坝气田须二气藏致密砂岩储层特征及开发潜力再认识
油气藏评价与开发第9卷第6期2019年12月RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT收稿日期：2019-05-13。
第一作者简介：张本健（1980—），男，博士，高级工程师，主要从事综合地质研究。
通讯地址：四川省成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。
E-mail:zbjian@中坝气田须二气藏致密砂岩储层特征及开发潜力再认识张本健1，2，王兴志1，张楚越2，王旭丽2，桑琴1（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油621709）摘要：中坝气田致密砂岩气藏受构造、裂缝因素控制，属于裂缝—孔隙型气藏。
在分析储层基本特征的基础上，重点探讨了裂缝的控制因素，旨在弄清裂缝分布对储层的影响，预测剩余气分布区域。
储层岩性致密时，以浅灰—灰色细—中粒岩屑长石石英砂岩为主。
岩心分析孔隙度、渗透率平均分别约为6.29%、0.19×10-3μm 2，属于低孔—低—特低渗储层，裂缝和次生溶孔是储层发育的关键。
基于此，采用构造曲率法以及岩石力学实验两种方法对裂缝展开了研究，结果表明：面上裂缝主要沿构造轴线发育，并靠近东南翼弧突及北鞍部的枢纽带，岩性与裂缝关系密切。
结合气藏数值模拟结果，对气藏开发潜力进行了分析，为下一步开发调整方案提供了一定的依据。
关键词：致密砂岩；裂缝—孔隙型；裂缝分布；构造曲率法；岩石力学；开发潜力中图分类号：TE122文献标识码：ARecognition of tight sandstone reservoir characteristics and development potential of the2nd member of Xujiahe gas reservoir in Zhongba Gas FieldZHANG Benjian 1,2,WANG Xingzhi 1,ZHANG Chuyue 2,WANG Xuli 2,SANG Qin 1（1.College of Geosciences and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Northwest Sichuan Gas Mine of Southwest Oilfield,Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina,Jiangyou,Sichuan 621709,China ）Abstract:The tight-sandstone gas reservoir in Zhongba gas field is a fracture-pore type reservoir controlled by structures and fractures.On the basis of analyzing the basic characteristics of reservoirs,the factors controlling the fractures are discussed to figure out the effect of fractures distribution on the formations and predict the distribution of residual gas.The reservoir is mainly composed of light gray-gray fine-medium lithic feldspar quartz sandstone with its average porosity and permeability being 6.29%and 0.19×10-3μm 2,respectively.It belongs to low porosity and permeability formations.And based on this,the fracture was studied by means of tectonic curvature method and rock mechanics experiment.The results showed that the fractures on the surface were mainly developed along the structural axis and close to the southeast arc and the northern conjunction of the saddle.Thedevelopments of fractures were tightly related with bined with the numerical simulation results of gas reservoir,the potentials of the gas reservoir are analyzed to support the scheme adjustment in the next stage of development.Key words:tight sandstone,fracture-pore,fracture distribution,structural curvature method,rock mechanics,development potential 四川、鄂尔多斯多年的勘探开发证明致密砂岩蕴藏着丰富的油气资源，这些气田与常规油气田存在较大的差异[1-2]。
致密砂岩气藏含气控制因素研究与评价应用
致密砂岩气藏含气控制因素研究与评价应用姚军朋;孙小艳;吴迎彰;缪定云;张虔;邢军【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2015(039)004【摘要】探究致密砂岩气藏含气控制因素对实现致密气优质高效勘探开发有重要作用.研究认为致密砂岩含气储层主要受构造、岩性、物性和裂缝4种因素控制.构造高部是形成含气储层的首要条件,高含气储层对粗砂岩具有选择性,物性主要提供物质场所,裂缝发育是致密砂岩气层获得高产工业气流的关键因素.在搞清致密砂岩含气储层控制因素基础上建立了致密砂岩流体识别方法和储层分类标准,开展了气层识别与分类评价,实践应用取得了良好效果.【总页数】5页(P482-485,490)【作者】姚军朋;孙小艳;吴迎彰;缪定云;张虔;邢军【作者单位】中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077;中国石油集团测井有限公司,陕西西安710077【正文语种】中文【中图分类】P631.84【相关文献】1.苏里格大气田盒8段、山1段气藏含气控制因素研究 [J], 陈占军;任战利;曹展鹏;祁凯;李云;李浩;姬安召;余岚2.录井评价技术在吐哈山前带致密砂岩气藏的应用 [J], 孙宏亮;何维国;赖必智;赵绪辰;张长久3.基于"现代学徒制"的学业成绩评价体系实践与思考——以电气控制与PLC实训课程为例 [J], 鄢传远4.致密砂岩气藏渗透率定量评价新方法及应用——以东海陆架盆地西湖凹陷X气藏为例 [J], 夏瑜;陈浩;姚锋盛;单理军;刘创新5.现代学徒制背景下"电气控制与PLC应用技术"课程改革探索与实践 [J], 鄢传远因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
致密砂岩储层裂缝研究进展_丁文龙
更强的非均质性及各向异性
［23 ］
。 这些特殊性导致
致密砂岩储层中裂缝的发育特征极为复杂 ， 在裂缝 、 、 类型 几何形态 形成演化及分布规律等方面均与常 规储层间具有一定差别， 对裂缝识别、 定量评价及分 联合 布预测等方面研究提出了更高的要求。 因此， 测井、 地震及地球化学等方面方法定量表征致 地质、 密砂岩储层不同级别裂缝发育层段、 裂缝发育层段 特征参数、 裂缝形成机理、 裂缝发育主控因素、 裂缝 发育程度与含气性间关系、 裂缝控气模式、 水力缝与 天然裂缝及应力间耦合关系是裂缝评价的基本方法 前人对此已经进行了大量相关 及重要研 究 内 容， 研究
［26 ， 28 ］ ［26 ， 27 ］
储层渗透率相比基质渗透率提高 2 个数量级， 储集 ［14 ］ 层平面渗透率各向异性相差 100 倍 ； 对于裂缝性 致密砂岩储层而言， 裂缝甚至可以成为油气分子的 ［15 ， 16 ］ ， 主要赋存场所 因此， 在裂缝发育区打井往往 可获得高产
［6 ］
。 但是， 受强应力场、 先存构造挤压
及破坏性成岩作用的影响， 天然裂缝在地下可能呈 ［17 ］ 闭合态或被完全充填 ， 此时油气主要赋存在储层 裂缝一方面会使岩石破裂强度大幅降 基质孔隙中， 低； 另一方面使水力缝沿着天然裂缝延伸方向进行 扩展， 形成复杂裂缝网络 ， 从而达到高产。 但当 开启性天然裂缝的垂向延伸距离过大时， 有可能会 对致密气藏的保存不利； 压裂中 造成天然气的散失， 水力缝的高度与天然裂缝分布状态、 施工措施及地 应力有关， 也应控制在一定合理范围内， 否则也会导 。 致天然气的散失 储层裂缝评价是油气地质学研究的热点和难 ［19 ， 20 ］ ， 点 国外最早对该方面的系统研究起始于 20 世纪 70 年代， 目前已有 40 多年的发展历史。 天然 裂缝特征综合评价是帮助人们深入认识裂缝对流体
裂缝密度对致密砂岩气藏水侵规律的影响研究
裂缝密度对致密砂岩气藏水侵规律的影响研究周玉良;孟英峰;胥志雄;王延民;梁红军;李皋;周红英;文翠平【摘要】致密砂岩在水基过平衡钻井过程中,工作液会沿着裂缝侵入储层,为了深入了解裂缝密度对水侵规律的影响,研究了在裂缝渗透率相同情况下,裂缝密度对水侵量和水侵范围的影响.研究表明,在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵一定时间后,“细而密”裂缝组水侵量更大,但“粗而稀”裂缝组水侵距离更远;侵入一定水侵量时,“细而密”裂缝组更快达到预定水侵量,但“粗而稀”裂缝组水侵距离仍更大.说明在裂缝渗透率恒定的情况下,无论相同水侵时间或水侵量时,“粗而稀”裂缝组水侵距离均更远,更容易造成储层深部损害.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(017)001【总页数】5页(P13-17)【关键词】致密砂岩气藏;水侵规律;裂缝密度;水侵范围【作者】周玉良;孟英峰;胥志雄;王延民;梁红军;李皋;周红英;文翠平【作者单位】塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都610500;中油南充燃气有限责任公司,四川南充637000;川中油气矿南充采油气作业区,四川南充637000【正文语种】中文【中图分类】TE319+.1致密砂岩气藏在常规水基钻井过程中容易受到液相侵入损害，储层存在裂缝、微裂缝的情况下，将加剧液相损害的程度和深度。
目前，针对致密砂岩气藏的水侵规律研究多以致密砂岩的毛管力自吸研究为主，包括室内自吸实验和自吸数学模型，主要以均质的孔隙性基块为研究对象［1-9］，未见有专门针对正压差条件下裂缝密度对致密砂岩气藏水侵规律影响的研究。
为此，本文推导了相应的数学模型，建立了水侵量及水侵范围计算方法，在裂缝渗透率相同的情况下，对比模拟了裂缝密度大、开度小即“细而密”裂缝组(如图1(a))与裂缝密度小、开度大即“粗而稀”裂缝组(如图1(b))2种情况下的水侵规律，分别计算了相同情况下2种裂缝组的水侵量与时间的关系以及水侵距离与时间的关系，对其水侵量和水侵距离进行了对比研究。
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