DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-025-90458-6
PMID: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/39966471
تاريخ النشر: 2025-02-18
المؤلف: Hu Li وآخرون
الموضوع الرئيسي: التحفيز الهيدروليكي وتحليل الخزانات
نظرة عامة
تدرس الدراسة دور الشقوق الطبيعية في تطوير خزانات الهيدروكربونات داخل تشكيل جيا موهي من العصر البرمي في منطقة شياوجواي في حوض جونغار. وتبرز أن هذه الشقوق، وخاصة تلك التي تشكلت نتيجة لعدة أحداث تكتونية، تعزز مساحة المسام في الخزان وتساعد في هجرة الهيدروكربونات. من خلال مجموعة من التفسير الهيكلي، وملاحظات اللب، وتقييمات سجلات الآبار، تحدد البحث أنواع الخزانات الرئيسية على أنها نوع الشقوق ونوع المسامية الناتجة عن الشقوق، مع كون التكتلات الحبيبية والحصى هي السائدة. تكشف التحليلات أن الشقوق التكتونية، وخاصة الشقوق القصية التي تشكلت تحت ضغوط انضغاطية بزاوية انحدار تتجاوز 75°، تؤثر بشكل كبير على جودة الخزان، خاصة في التكتلات الدقيقة والرمال بالقرب من مناطق الفوالق.
تشير النتائج إلى أن تطوير الشقوق يتحكم فيه أساسًا نوع الصخور، وسمك الطبقات، والضغوط التكتونية الإقليمية بدلاً من الفوالق الموجودة مسبقًا. تشير بيانات سجلات الآبار إلى أن الشقوق أكثر تطورًا في الأقسام الوسطى إلى العليا من تشكيل جيا موهي، على الرغم من أن سمكها متغير ويظهر تباينًا كبيرًا. توضح المحاكاة العددية لحقل الضغط التكتوني القديم توزيع الشقوق، مع تحديد مناطق تطوير من الدرجة الأولى التي تتوافق مع أداء اختبارات النفط الأفضل في الآبار التي تتقاطع مع هذه الأنظمة الشقوق. بشكل عام، تؤكد الدراسة على أهمية تحديد مناطق تطوير الشقوق بدقة لتعزيز نجاح الاستكشاف وتحسين استراتيجيات التكسير الهيدروليكي في تطوير الخزانات.
طرق
يستعرض قسم “المواد والطرق” تصميم التجربة والإجراءات المستخدمة في الدراسة. يوضح المواد المحددة المستخدمة، بما في ذلك أي مواد كيميائية، ومعدات، وعينات بيولوجية، بالإضافة إلى مصادرها وطرق تحضيرها. يصف القسم أيضًا المنهجيات المطبقة لجمع البيانات وتحليلها، مما يضمن إمكانية تكرار النتائج.
تُبرز البروتوكولات التجريبية الرئيسية، بما في ذلك أي تقنيات إحصائية تم استخدامها لتفسير البيانات. يؤكد القسم على أهمية التحكم في المتغيرات والحفاظ على ظروف ثابتة طوال التجارب للتحقق من النتائج. بشكل عام، يعمل هذا القسم كدليل شامل لتكرار الدراسة وفهم العمليات الأساسية التي أدت إلى النتائج المبلغ عنها.
نتائج
تكشف نتائج التحليل المقارن بين توقعات الشقوق ونتائج اختبارات النفط الفعلية عن ارتباط كبير بين تطوير الشقوق وأداء إنتاج النفط في منطقة الدراسة. تم تحليل أحد عشر بئرًا، مع الإشارة إلى أن الآبار التي تتمتع بتطوير شقوق واسع، المصنفة كمنطقة من الدرجة الأولى، أظهرت معدلات إنتاج نفط وغاز متفوقة. على سبيل المثال، حقق البئر G5 معدل إنتاج نفط قدره 99.82 طن/يوم ومعدل إنتاج غاز قدره \(1.296 \times 10^4 \, \text{م}^3/\text{يوم}\) عند أعماق تتراوح بين 3288-3302 متر، بينما سجل البئر G105 107.64 طن/يوم من النفط و\(1.18 \times 10^4 \, \text{م}^3/\text{يوم}\) من الغاز عند أعماق تتراوح بين 3716-3730 متر.
في المقابل، أظهر البئر G11، الواقع بالقرب من فالق ولكنه مصنف كمنطقة تطوير شقوق من الدرجة الثانية، نتائج إنتاج ضعيفة، مما يشير إلى طبقات جافة. يبرز هذا التباين أهمية شبكات الشقوق في تشكيل جيا موهي البرمي لهجرة وتراكم الهيدروكربونات. بشكل عام، تؤكد التحليلات أن المناطق ذات تطوير الشقوق الأكبر من المرجح أن تحقق نتائج اختبار نفط إيجابية، مما يعزز القيمة التنبؤية لنمذجة الشقوق في تقييم إمكانات خزانات النفط.
نقاش
في منطقة شياوجواي، الواقعة على المنحدر الشمالي الغربي من انحدار تشانغجي، تتأثر الهياكل الجيولوجية بشكل أساسي بأنظمة الفوالق الكبيرة، بما في ذلك فالق هونغتشي (HC) وفالق شرق البئر هونغ-3 (H3). يُظهر فالق HC، وهو فالق دفع إقليمي تشكل خلال الفترة الهيرسينية، زوايا انحدار شديدة وإزاحات رأسية وأفقية كبيرة، بينما يظهر فالق شرق البئر H3 اتجاهًا وخصائص انحدار مختلفة. يعكس تشكيل جيا موهي، الذي يتميز بمونوكلاين مائل نحو الجنوب الشرقي، بيئة ترسيب معقدة تأثرت بالأنشطة التكتونية من أواخر العصر الديفوني إلى العصر الجوراسي، مما أدى إلى تشكيل حوض رسوبي قاري محدد جيدًا. تشمل facies الرسوبية للتشكيل الأنهار الجليدية ودلتا الأنهار، مع أحجام حبيبات متغيرة تنتقل من الخشنة عند قمة الدلتا إلى الرواسب الأكثر دقة في السهول الدلتاوية والمناطق الأمامية.
تكشف ملاحظات اللب أن تشكيل جيا موهي يعمل كخزان مزدوج الوسائط، حيث تلعب الشقوق دورًا حاسمًا في تراكم الهيدروكربونات وإنتاجيتها. حدد التحليل المفصل لأكثر من 300 متر من عينات اللب من 17 بئرًا أنواعًا مختلفة من الشقوق، والتي تهيمن عليها الشقوق القصية التكتونية، والتي تمثل أكثر من 80% من الشقوق المرصودة. تتميز هذه الشقوق بزوايا انحدار شديدة وملء ضئيل، مما يدل على أهميتها في ترابط الخزان. استخدمت الدراسة أيضًا تقنيات تسجيل الآبار التقليدية لتحديد فترات الشقوق، باستخدام معلمات مثل المقاومة، والكثافة، ووقت السفر الصوتي لتوصيف تطوير الشقوق عبر آبار مختلفة. تعزز تكامل بيانات اللب واستجابات تسجيل الآبار فهم توزيع الشقوق وجودة الخزان، وهو أمر ضروري لتحسين استراتيجيات الاستكشاف والإنتاج في منطقة شياوجواي.
DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-025-90458-6
PMID: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/39966471
Publication Date: 2025-02-18
Author(s): Hu Li et al.
Primary Topic: Hydraulic Fracturing and Reservoir Analysis
Overview
The study investigates the role of natural fractures in the development of hydrocarbon reservoirs within the Permian Jiamuhe Formation in the Xiaoguai area of the Junggar Basin. It highlights that these fractures, particularly those shaped by multiple tectonic events, enhance reservoir pore space and facilitate hydrocarbon migration. Through a combination of structural interpretation, core observations, and well-log evaluations, the research identifies the primary reservoir types as fracture-type and fracture-porosity-type, with granule and pebble conglomerates being predominant. The analysis reveals that tectonic fractures, mainly shear fractures formed under compressional stresses with dip angles exceeding 75°, significantly influence reservoir quality, particularly in fine conglomerates and sandstones near fault zones.
The findings indicate that fracture development is primarily controlled by lithology, layer thickness, and regional tectonic stresses rather than pre-existing faults. Well-log data suggest that fractures are more developed in the middle to upper sections of the Jiamuhe Formation, although their thickness is variable and exhibits significant heterogeneity. Numerical simulations of the paleotectonic stress field further elucidate the distribution of fractures, identifying Grade I development zones that correlate with better oil-test performances in wells intersecting these fracture systems. Overall, the study underscores the importance of accurately identifying fracture development zones to enhance exploration success and optimize hydraulic fracturing strategies in reservoir development.
Methods
The “Materials and Methods” section outlines the experimental design and procedures employed in the study. It details the specific materials used, including any reagents, equipment, and biological samples, as well as their sources and preparation methods. The section also describes the methodologies applied for data collection and analysis, ensuring reproducibility of the results.
Key experimental protocols are highlighted, including any statistical techniques utilized to interpret the data. The section emphasizes the importance of controlling variables and maintaining consistent conditions throughout the experiments to validate the findings. Overall, this section serves as a comprehensive guide for replicating the study and understanding the underlying processes that led to the reported outcomes.
Results
The results of the comparative analysis between fracture predictions and actual oil testing outcomes reveal a significant correlation between fracture development and oil production performance in the study area. Eleven wells were analyzed, with findings indicating that wells with extensive fracture development, classified as Grade I zones, demonstrated superior oil and gas production rates. For example, well G5 achieved an oil production rate of 99.82 t/d and gas production of \(1.296 \times 10^4 \, \text{m}^3/\text{d}\) at depths of 3288-3302 m, while well G105 recorded 107.64 t/d of oil and \(1.18 \times 10^4 \, \text{m}^3/\text{d}\) of gas at depths of 3716-3730 m.
In contrast, well G11, located near a fault but classified as a Grade II fracture development zone, exhibited poor production results, indicating dry layers. This discrepancy highlights the importance of fracture networks in the Permian Jiamuhe Formation for the migration and accumulation of hydrocarbons. Overall, the analysis underscores that regions with greater fracture development are more likely to yield favorable oil testing outcomes, reinforcing the predictive value of fracture modeling in assessing oil reservoir potential.
Discussion
In the Xiaoguai area, located on the northwestern slope of the Changji Depression, geological structures are primarily influenced by significant fault systems, including the Hongche (HC) fault and the east of well Hong-3 (H3) fault. The HC fault, a regional thrust fault formed during the Hercynian period, exhibits steep dip angles and substantial vertical and lateral displacements, while the east of well H3 fault displays a different orientation and dip characteristics. The Jiamuhe Formation, characterized by a southeast-dipping monocline, reflects a complex depositional environment influenced by tectonic activities from the late Devonian to the Jurassic periods, resulting in a well-defined continental sedimentary basin. The formation’s sedimentary facies include alluvial fans and fan deltas, with varying grain sizes that transition from coarse at the fan apex to finer deposits in the delta plain and front areas.
Core observations reveal that the Jiamuhe Formation functions as a dual medium reservoir, where fractures play a crucial role in hydrocarbon accumulation and productivity. Detailed analysis of over 300 meters of core samples from 17 wells identified various fracture types, predominantly tectonic shear fractures, which account for over 80% of the observed fractures. These fractures are characterized by steep dip angles and minimal filling, indicating their significance in reservoir connectivity. The study also employed conventional well-logging techniques to identify fracture intervals, utilizing parameters such as resistivity, density, and sonic travel time to characterize fracture development across different wells. The integration of core data and well-logging responses enhances the understanding of fracture distribution and reservoir quality, which is essential for optimizing exploration and production strategies in the Xiaoguai area.