基于图像识别技术的裂缝发育程度定量评价新方法——以安岳气田须二气藏为例

储层天然裂缝的预测及评价对裂缝性气藏开发至关重要。岩心观察、地球物理方法和裂缝建模是目前对裂缝定性和定量描述的主要方法。以安岳气田须二气藏为例,以裂缝建模三维数据体为基础,引入图像自动识别技术,定义无量纲裂缝发育指数,对单井储量控制体内的裂缝发育程度进行定量评价,形成了一套新的裂缝发育程度评价方法。研究结果表明:1)图像识别技术利用计算机读取每个像素的RGB基础色强度数值,通过RGB数值的大小来判断图像所代表的实际物理参数分布规律,能实现对裂缝发育程度的快速定量评价;2)安岳气田须二气藏平均单井储量控制体积内无量纲裂缝发育指数为0.38,整体裂缝发育;3)裂缝发育指数可作为气井早期生产预测的重要指标,裂缝发育指数大的气井初期产量和无阻流量较大,井位部署可优先考虑裂缝发育指数大于0.40的区域。该研究对国内外类似储层裂缝的定量评价及安岳气田须二气藏后续开发有指导意义。

用常规测井资料识别裂缝发育程度的方法

裂缝发育程度在裂缝性地层的研究中非常重要。提出了利用常规测井资料识别裂缝发育程度的新参数和方法。根据裂缝的存在能增加地层的导电性和裂缝性地层电阻率曲线特征 ,提取反映浅、中、深探测范围内裂缝发育程度的 3个参数 ,即 SR/ RXO、SR2 / (RXO· RI)和 SR3/ (Rt· RI· RXO) ;在模型样本上确定出非裂缝层的电阻率和以上 3参数识别裂缝发育程度的标准 ,然后用于识别非模型样本的裂缝发育程度。在新疆某油田裂缝性砂砾岩地层的应用表明 ,效果良好。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组裂缝发育程度定量评价

为对鄂尔多斯盆地三叠系延长组裂缝发育程度进行统一评价,通过对陕北斜坡马岭、华庆、安边、吴起和沿河湾5个区块延长组砂岩岩心裂缝的观察与统计,系统制定了一套储集层天然裂缝发育程度定量评价方法。该方法涵盖裂缝类型、裂缝强度、裂缝级别和裂缝组合4个方面的定性与定量指标,分别适用于裂缝的定性分类、单井评价、区块评价和区带评价。建立了区块裂缝发育级别的定量评价图版,对5个区块的裂缝总体发育级别进行了评价:马岭区块长71段3个级别(弱发育、较发育和很发育)的高角度裂缝同等发育、低角度裂缝总体较发育—很发育;马岭区块长72高角度裂缝总体弱发育—较发育、低角度裂缝总体较发育—很发育;安边区块长71、长72高角度裂缝总体很发育、低角度裂缝均不发育;华庆区块长63高角度裂缝总体不发育、低角度裂缝局部较发育—很发育;吴起区块长6、沿河湾区块长6高角度裂缝、低角度裂缝总体均不发育。

利用测井资料评价煤层顶底板的裂缝发育程度

针对常规测井难以有效评价煤层顶底板裂缝发育程度的问题,对鄂东气田东缘韩城矿区50块煤层顶底板砂泥岩样品进行岩石力学特性实验研究。在静态力学参数刻度测井资料计算的动态岩石力学参数的基础上,对煤层顶底板的完整性系数、破裂系数、稳定性系数进行了计算,进而对研究区煤层顶底板裂缝发育程度进行评价。结果表明:所述方法能够有效地预测煤层顶底板的裂缝发育程度;研究区煤层顶底板裂缝较为发育。煤层含气量分析化验和排采结果显示,在裂缝发育的井区含气性和排采出气量较低,表明煤层顶底板的封闭性较差。

单井裂缝发育程度灰色聚类评价

灰色聚类方法是一种新型的多参数非线性分类法，能大大降低仅由单一参数评价所带来的片面性，并能克服线性方法的多解性，可以用来对裂缝发育程度之类的复杂地质参数进行更准确的评价。通过提取包括测井参数、录井显示特征以及沉积微相等多达１５种控制或反映裂缝发育程度的参数，研究各种参数随裂缝发育程度的变化规律，建立各个评价参数对于裂缝发育程度评价级别的白化函数。以已测试层作为建模样本层，对已测试层进行模型试算以确定模型是否可以用来进行预测，用所建立的白化函数与未测试层的评价原始参数进行运算，对未知层的裂缝发育程度作出预测，预测结果发现有一定数量的未测试层裂缝发育程度评价级别较高，对其开发潜力应予以重视。研究表明该方法参数提取适当、运算法则科学、建模精度较高、预测结果可信。

长庆气田奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝发育程度与气藏关系研究

通过钻井岩心描述、裂缝测井资料综合解释以及野外地质露头观察表明长庆气田区奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝的成因类型有3种①构造成因裂缝;②风化成因裂缝;③成岩成因微裂缝。与构造应力有关的裂缝发育在马五1—马五4亚段中;风化成因裂缝主要发育在马五11—马五12砂层组;成岩成因微裂缝主要发育在马五11—马五14砂层组。马五段碳酸盐岩裂缝发育与气藏聚集、单井产能关系密切。这不仅得益于因裂缝的贯通作用,使得碳酸盐岩中孤立无效的溶蚀孔隙变为有效孔隙,同时也因裂缝的存在大大地改善了储层的渗透能力。尤其是在密集的裂缝发育区与大量溶蚀孔洞有利地叠合时,通常形成高产气藏。

页岩储层非构造裂缝研究进展与思考

随着我国对非常规油气勘探理论的完善和技术的提高,页岩油气勘探开发不断获得突破,其战略地位也在不断上升。页岩储层的品质通常是制约其资源潜力的主要因素,其中裂缝是页岩油气富集、高产、稳产的关键。因此裂缝作为富有机质页岩储层重要的储集空间和渗流通道,其相关研究一直都是该领域内的重点。我国页岩储层内天然裂缝大量发育,而非构造裂缝同样比较发育,对页岩油气的富集和保存评价亦具有重要意义。目前对页岩储层构造裂缝的研究比较深入,而对页岩非构造裂缝的研究则相对薄弱。为此本文在充分调研近年来国内外页岩非构造裂缝研究成果的基础上,重点梳理了非构造裂缝的分类、识别与表征、主控因素、期次及演化序列等方面的研究进展。页岩储层非构造裂缝以成因和形态复杂、分布不规则、尺度较小为特征,依据成因机制差异可将其分为成岩缝、异常高压缝、层理缝和表生缝4个大类,它们的识别与表征目前主要还停留在定性描述的阶段;尽管不同类型的非构造缝主控因素存在差异,但均在不同程度上受控于沉积作用、成岩作用、矿物组分及含量、岩石力学性质,呈现出一定的共性。综合分析并指出了页岩储层非构造裂缝研究的关键问题及发展趋势:一是基于页岩储层岩心、薄片、成像测井、常规测井的典型特征,结合先进图像技术,建立不同类型不同尺度非构造裂缝综合有效识别与定量化表征新方法。二是针对页岩储层非构造裂缝的形成发育具有“多成因类型、多控制因素、多期次演化”的特点,并且页岩非构造裂缝的形成与演化与“古温压、古流体、古成岩”过程联系紧密。据此提出了利用页岩储层非构造裂缝中普遍存在的方解石等充填物的流体地球化学、同位素地球化学(C,O,Sr)及微区原位同位素年代学(U-Pb,Sm-Nd)等先进实验分析技术,综合确定页岩储层非构造裂缝形成时间和活动期次及演化序列是未来研究的关键手段。三是由页岩储层非构造裂缝发育程度与单因素主控因素之间的定性-半定量分析,向多个主控因素耦合控制下的非构造裂缝发育程度的定量研究方向发展,即采用数学方法确定不同主控因素对于裂缝发育程度影响的权重,并构建适合我国页岩非构造裂缝发育程度的综合指数与多个主控因素之间的定量关系模型。

裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性影响研究

致密砂岩气藏开采过程中,裂缝贯穿程度直接影响储层渗透率和流体渗流规律,从而影响产量的高低。为了研究裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性的影响规律,使用安鹏深层储层岩心,以陶粒为支撑剂,进行了应力敏感实验。结果表明:随着围压上升,裂缝未贯穿岩心渗透率变化幅度最小,孔隙型岩心次之,裂缝贯穿岩心渗透率变化最大;孔隙型岩心临界压力较小,而裂缝贯穿岩心较大;孔隙型岩心和裂缝贯穿岩心应力敏感损害率较高,且裂缝贯穿岩心加砂后不可逆应力敏感损害率明显高于孔隙型岩心的损害率;而未贯穿岩心无论是否加砂,其应力敏感损害率均较小。因此在生产过程中,根据储层裂缝贯穿程度,确定合理的应力波动范围,以避免应力敏感损害储层渗透率。同时,应考虑应力对填砂裂缝渗透率的损害。

基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

针对裂缝性油藏非均质性强,裂缝发育程度对周期注水开发效果影响较大的问题,利用数值模拟软件,建立实验室条件下数值模型,反演三维物理模拟水驱油实验。在此基础上对比不同裂缝发育程度下周期注水增油效果,实现不同裂缝发育程度下周期注水注采参数定量优化(包括注水时机、注采比和间注时间)。研究表明:与常规注水相比,裂缝分布越不均匀,储层非均质性越强,周期注水增油降水效果越明显;注水时机对采收率的影响表现为单调性,注水间歇和注采比对采收率的影响表现为非单调性,合理的间注时间为65～105 d,注水阶段合理的注采比为1. 64～1. 96。裂缝分布越不均匀,间注时间相应延长,注采比相应减小。研究成果指导了锦州A油田优化注水工作,老井区实现累计增油6. 9×10~4m^3,含水率降低7. 2个百分点,新井区预计采收率可以提高1. 3个百分点。研究成果对裂缝性油藏开展周期注水矿场实践具有重要的指导意义。

提高深层页岩裂缝扩展复杂程度的工艺参数优化

埋深大于3500 m的深层页岩储层具有高水平主应力差、发育层理裂缝、低脆性指数等特点,在压裂改造时难以形成复杂裂缝。为了充分认识其水力裂缝扩展规律,采用三维离散格子方法对四川盆地下志留统龙马溪组深层层理性页岩12 MPa水平主应力差下的真三轴压裂物理模拟实验结果开展了离散元数值模拟分析,其结果与发育单一层理的页岩露头室内压裂物理模拟的裂缝扩展规律相吻合;进而对发育多层理的深层页岩储层开展排量、压裂液黏度、层理强度和压裂液交替注入等影响下的裂缝扩展规律数值模拟。研究结果表明:①高排量注入和提高压裂液黏度能够增强深层页岩储层裂缝深穿透改造能力,当排量达到90 mL/min或压裂液黏度达到60 mPa·s时,水力裂缝可连续穿过4条层理并贯穿整个试样;②在高水平主应力差下,低黏度压裂液倾向于激活水平层理,而高黏度压裂液则倾向于直接穿过层理形成垂直主缝。结论认为:①采用前置高黏度/后置低黏度压裂液交替注入压裂工艺可以最大限度地提高深层页岩储层压裂裂缝复杂程度;②当井筒附近存在薄弱层理时,应及时调整压裂工艺和压裂参数,比如尽可能地增加施工排量、采用瓜胶压裂液等,以使水力裂缝突破近井薄弱层理抑制进而实现深穿透改造。

不同贯穿程度裂缝气藏水驱采收率实验研究

本文首次提出并建立了不同贯穿程度裂缝岩心的物理模型,研究了裂缝不同贯通程度及不同驱替压力对气藏采收率的影响。

R/S分形预测裂缝发育程度

裂缝发育与否对于低渗低丰度气藏有着至关重要的影响，根据分析本区块不同岩性的成像测井对应层位的裂缝参数以及自然伽马分维数，建立二者之间的联系，形成了一套通过自然伽马分维数来识别不同岩性裂缝发育程度的图版，本区块裂缝孔隙度的范围在0-0.15%之间，以0.05%，0.1%为裂缝发育程度的界限，分为发育，较发育，不发育3类，进而预测裂缝发育的程度。

减水剂对混凝土收缩和裂缝的负影响

由于减水剂显著增大混凝土的早期收缩 ,根据我国现行外加剂收缩率比试验方法测得的结果 ,弱化了减水剂对收缩的影响程度。当混凝土配合比不变时 ,掺入减水剂增大流动性 ,同时也显著增大早期收缩和总收缩 ,特别是 2 4h内增幅更大。当用水量减少保持坍落度相同时 ,掺减水剂将进一步增大早期收缩和总收缩。当水泥用量增加时 ,掺减水剂混凝土收缩显著增大 ,而对不掺减水剂的混凝土影响很小。试验用的 3种不同减水剂均增大收缩 ,但品种之间的差异较小。减缩剂能有效降低混凝土的早期收缩和总收缩。减缩剂对掺矿粉和粉煤灰混凝土同样具有显著的减缩效果。混凝土强度等级提高 ,掺减水剂混凝土的早期收缩显著增大 ,减缩效果相应增加。减水剂的掺入使混凝土的开裂时间提前 ,裂缝数量显著增加。而减缩剂能使开裂时间大大延迟 ,裂缝数量显著减少。因此 ,对掺减水剂混凝土应特别加强早期施工养护 ,并尽可能采用纤维、减缩剂和补偿收缩剂等材料措施 。

基于微地震构建连续裂缝网络的页岩油压裂定量评价技术

页岩油藏开发通常需要对储层进行水力压裂改造,微地震监测可以对水力裂缝进行成像并构建连续水力裂缝网络。水力裂缝网络的几何属性是评价压裂效果的关键技术指标,可用于优化压裂设计。传统的水力裂缝网络建模方法主要是离散裂缝网络建模,在这类模型中,每一条水力裂缝均是孤立的裂缝或只和其附近的其他水力裂缝相交,无法与更大范围的水力裂缝连通,因此无法用于评价水力裂缝复杂程度。探讨一种连续裂缝网络建模方法,该方法根据微震事件的时空分布特征,依据最短路径连接准则,生成连续裂缝网络,其分支指数可用于定量分析压裂裂缝复杂程度。将该方法应用于F油田一口页岩油开发水平井压裂微震监测数据。实例结果表明,绝大多数压裂段改造出复杂的体积裂缝,未形成复杂裂缝网络的压裂段是潜在的重复压裂目标。

清水压裂自支撑裂缝面闭合残留宽度数值模拟

清水压裂技术在低渗透油气藏中获得了成功应用。清水压裂技术不需加沙,使压裂形成的裂缝只能依靠其表面的凹凸不平形成自支撑,从而达到导流的目的。因此,裂缝表面的凹凸不平程度将影响清水压裂的效果。以粗糙度表征岩石表面凹凸不平的程度,结合岩石裂缝表面的分形特性,利用二元分形差值函数,构造了不同粗糙度的岩石裂缝表面,利用有限元软件,模拟了不同粗糙度条件下岩石裂缝面闭合残留宽度值。模拟结果表明,裂缝闭合残留宽度与岩石裂缝面的粗糙度有关,粗糙度越大,残留宽度越大。研究结果为确定是否采用清水自支撑压裂技术和实施清水压裂后产能预测提供必要的参考数据。

基于岩心-电成像测井的裂缝定量表征方法——以库车坳陷ks2区块白垩系巴什基奇克组砂岩为例

通过对大量岩心、成像测井等资料的对比分析,建立了砂岩构造裂缝的定量表征方法,对库车坳陷ks2区块白垩系巴什基奇克组裂缝＂点＂、＂线＂、＂面＂分布特征进行了研究。首先利用岩心校正相应深度的电成像测井裂缝参数,获得经验校正值,再对未取心段的电成像测井解释裂缝参数进行校正,最终得到目的层每米裂缝参数数据。研究发现,ks2区块巴什基奇克组裂缝主要为高角度构造缝,倾角主要为45°～75°,走向为近南北向和近东西向,单井裂缝线密度0.11～1.30条/m,面缝率0.027%～0.130%,平均宽度0.13～0.55 mm,长度0.39～1.20 m。依据裂缝线密度、面缝率数值,定量评价裂缝发育程度为Ⅰ类发育、Ⅱ类较发育、Ⅲ类欠发育3个级别。裂缝主要发育在巴一段、巴二段的砂岩中,形成具有较好连续性的4～6个裂缝段。裂缝参数、厚度、发育级别随至断裂、背斜轴部的距离增大呈指数减小,Ⅰ—Ⅱ类裂缝多分布在至断裂800 m、背斜轴部1 800 m范围内。据此,定量预测该区块裂缝平面分布发现,裂缝发育整体东部好于中西部、南部好于北部,ks201井、ks207—ks2-12井一带、ks203井周及断裂附近的裂缝线密度可达1条/m以上。

位错模型在低渗透储层裂缝预测中的应用

分析了位错模型在低渗透储层裂缝预测分析中的可行性,基于位错模型,给出了裂纹附近应力场计算方法,并利用位错塞积机制和断裂力学模型,建立了储层裂缝预测模型。通过定义储层裂缝发育指数及采用等级划分的方法,对储层裂缝发育情况进行评价分析。以江苏油田W油区阜一段储层为试验研究对象,利用多目标约束的最优化方法,分析了该断块油藏构造应力场分布规律以及储层裂缝发育程度和分布规律,确定了裂缝相对发育区域。模拟结果与研究区块关键井点处的实测值吻合较好,计算精度能够满足实际工程的需求。

页岩水力裂缝网络形态及激活机制研究

针对页岩体积压裂后量化复杂裂缝网络构成及裂缝激活程度的问题,基于有限元、全局嵌入黏聚区域模型以及真实页岩露头,建立了预制结构弱面的复杂水力缝网模型。在考虑全耦合应力-流体影响下,研究了弱面逼近角、水平应力差、压裂液黏度以及排量对裂缝网络组成、几何形态以及SRV的影响,提出能够量化分析裂缝网络构成以及裂缝激活程度的裂缝相对激活程度概念。研究结果表明,页岩压后裂缝几何形态受力学性质最弱的弱面控制,分别呈轴对称与中心对称网络状分布;裂缝网络由主导游离气传输的弱面型裂缝与主导吸附气传输的基质型微裂缝共同构成;弱面逼近角、水平应力差以及压裂液黏度对SRV长轴的影响并非呈现单调性变化,逼近角的增加、水平应力差、压裂液黏度以及适当排量的降低会导致SRV短轴增加;水平应力差对裂缝相对激活程度的影响也并非呈现单调性变化,弱面逼近角、压裂液黏度以及排量的增加会引起基质型微裂缝相对激活程度、激活裂缝总长度的增加以及弱面型裂缝相对激活程度的降低。

应用分形技术预测井间裂缝

以辽河盆地西部凹陷齐家古潜山裂缝性油气田为例 ,在对岩心裂缝观测及相似露头区裂缝调查的基础上 ,用取心标定测井 ,应用多重分形方法计算了各井裂缝发育程度的概率 ,划分了裂缝发育段。根据裂缝孔隙度、中子伽马、岩性密度、双侧向电阻率测井及钻井泥浆漏失、放空及开发动态资料 ,应用井间分形克里格方法进行了井间裂缝的预测。经钻探证实 。

川东石炭系碳酸盐岩储层裂缝发育模式的测井识别方法

测井方法是目前识别和探测致密储层裂缝最常用、最有效的方法。在川东石炭系气藏的老井区,均未测FM I电阻率成像、地层倾角和声波变密度等现代测井资料,只能利用声波、双侧向等常规测井曲线来识别裂缝储集层、判断裂缝的发育模式。本文通过对川东某石炭系气藏中部分取心井岩心裂缝观察描述和测井资料的综合研究,总结出三种不同的裂缝发育模式和对应的测井响应特征,并应用多元统计技术建立了裂缝发育模式识别模型,通过在其它取芯井段上的模型检验和对比,获得了较高的回判率,在对研究区所有未取心井石炭系井段上进行了裂缝发育模式识别和分析,揭示了基于常规测井的复杂碳酸盐岩储层裂缝发育模式判别的一种有效方法,为研究区储层裂缝平面展布预测和裂缝性储层评价提供了重要的参考。