構(gòu)造應力-流體壓力耦合作用下的裂縫發(fā)育特征——以渤海灣盆地東濮凹陷柳屯洼陷裂縫性泥頁巖“油藏”為例

駱楊，趙彥超，陳紅漢，蘇惠（. 中國地質(zhì)大學（武漢）構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室；. 中國石化中原油田公司）

構(gòu)造應力-流體壓力耦合作用下的裂縫發(fā)育特征——以渤海灣盆地東濮凹陷柳屯洼陷裂縫性泥頁巖“油藏”為例

駱楊1，趙彥超1，陳紅漢1，蘇惠2
（1. 中國地質(zhì)大學（武漢）構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室；2. 中國石化中原油田公司）

中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金資助項目（CUGL140808）

摘要：利用巖心觀察、流體包裹體分析和盆地模擬等方法，考慮構(gòu)造應力與流體壓力耦合關(guān)系，對渤海灣盆地東濮凹陷柳屯洼陷沙三上亞段鹽間強超壓裂縫性泥頁巖“油藏”中的裂縫發(fā)育特征進行了研究。結(jié)果表明：①該油藏的裂縫以構(gòu)造裂縫和水力破裂縫為主，強超壓區(qū)域內(nèi)裂縫產(chǎn)狀散亂，甚至發(fā)育水力破裂水平縫；②超壓通過改變巖石的孔隙彈性響應和滲透力作用來改變地層的差異應力和主應力方向，從而影響裂縫的類型和產(chǎn)狀；③構(gòu)造裂縫和水力破裂縫可細分為7種應力狀態(tài)類型、3期發(fā)育，其中縱張和橫張裂縫主要在第1期發(fā)育，水力破裂縫主要在第2期內(nèi)構(gòu)造抬升前發(fā)育，構(gòu)造剪裂縫主要在第2和第3期發(fā)育，構(gòu)造應力和超壓均強烈發(fā)育時裂縫類型和產(chǎn)狀呈多樣化。圖10表1參38

關(guān)鍵詞：流體壓力-構(gòu)造應力耦合；裂縫性泥頁巖“油藏”；超壓；裂縫類型；裂縫產(chǎn)狀；柳屯洼陷

0　引言

裂縫性泥頁巖“油藏”是頁巖油中非常有潛力的一類[1]，且大多發(fā)育超壓[1-6]。通常認為，超壓以降低有效應力的方式促進地層構(gòu)造裂縫的發(fā)育，或者直接作用產(chǎn)生水力破裂縫，但不會改變差異應力狀態(tài)而影響裂縫發(fā)育的類型[5,7-11]。但越來越多的事實表明，流體壓

力可以在一定程度上改變構(gòu)造應力的大小和分布[12-17]，其影響之一是，超壓在降低地層有效應力時也減小差異應力，從而在促進裂縫發(fā)育的同時，使裂縫發(fā)育類型由剪裂縫向張裂縫轉(zhuǎn)變。流體壓力與構(gòu)造應力的這種耦合關(guān)系（以下簡稱應-壓耦合）目前在國外已逐漸

被關(guān)注[15,18-19]，并應用于斷層穩(wěn)定性分析[20]、地應力預測[21-22]、蓋層完整性分析[12]、裂縫類型分析[23-26]等方面。因此，在超壓泥頁巖“油藏”的裂縫研究中，也需要考慮應-壓耦合作用的影響。本文采用應-壓耦合分析方法，以渤海灣盆地東濮凹陷柳屯洼陷東部沙三上亞段鹽間泥巖段強超壓（壓力系數(shù)2.2）稠油油藏[2,27]為例，綜合運用巖心觀察和流體包裹體分析等技術(shù)，分析了該超壓泥頁巖“油藏”的裂縫特征，為其成藏過程研究和開發(fā)評價提供依據(jù)，同時也嘗試為該類型泥頁巖“油藏”的儲集層研究提供借鑒。

1　應-壓耦合與裂縫發(fā)育關(guān)系

根據(jù)Terzaghi有效應力定義[28]，流體超壓降低有效應力，在剪應力（τ）和正應力（σn）的坐標空間中，莫爾圓向左平移且大小不變（見圖1a），其前提條件是，邊界可通過形變保持總應力不變[29]。然而，在實際地層中，當孔隙流體壓力升高引起巖石體積變大時，垂向上可通過頂部開放邊界的變形保持總應力不變，側(cè)向上卻因不能自由膨脹而引起總應力變大[29]。對此，Hillis[30]和Goulty[17]等提出了孔隙流體壓力和總應力耦合的觀點，認為孔隙流體壓力可通過巖石的孔隙彈性響應改變地層最小水平應力而不影響垂向應力大小。Rozhko[31]則提出，孔隙流體壓力在分布不均勻時，還可以通過超靜水壓力梯度產(chǎn)生的滲透力影響構(gòu)造應力?？傮w上，孔隙流體壓力可通過巖石的孔隙彈性響應和流體的滲透力影響地層的構(gòu)造應力特征，即應-壓耦合。其簡單耦合關(guān)系可通過Engelder和Fischer提出的公式[18]說明：

由（1）式可見，最小水平應力在一定程度上隨孔隙流體壓力的升高而增大，當垂向應力為最大主應力且不變時，最小水平有效應力σh′比垂向有效應力σv′減小的速率小，從而導致差異應力變小[28]（見圖1b）。需要注意的是，公式（1）僅反映了孔隙彈性響應對應-壓耦合的貢獻，但也足以表明超壓對構(gòu)造應力的影響。

圖1　超壓對差異應力及巖石破裂的影響示意圖

在上述應-壓耦合作用下，孔隙流體壓力可以影響地層破裂發(fā)生的條件及破裂類型[32]，這與傳統(tǒng)觀點不同。以最大主應力為垂向應力的情況為例，根據(jù)格里菲斯-庫侖破裂準則[9]，莫爾圓與破裂包絡線相切則巖石破裂，若差異應力（莫爾圓直徑）小于4T（T為抗張強度）則發(fā)生張破裂，否則發(fā)生剪破裂。傳統(tǒng)觀點認為，超壓使莫爾圓向破裂包絡線移動（見圖1a），促進裂縫發(fā)育，但差異應力不變，裂縫發(fā)育類型不變（見圖1c）。而在應-壓耦合作用下，超壓引起最小水平應力變大，莫爾圓左移的同時也逐漸變?。ㄒ妶D1b），與傳統(tǒng)的有效應力變化條件相比，增加了其與破裂包絡線相切的難度，且差異應力小于4T時破裂類型可由剪破裂變?yōu)閺埰屏眩ㄒ妶D1c）。此外，滲透力對主應力大小及方向的復雜作用[31]，也會影響裂縫發(fā)育的產(chǎn)狀。

2　研究區(qū)概況

2.1 地質(zhì)條件

柳屯洼陷處于東濮凹陷西斜坡北部，北面和西面為邢莊斷層所限，東面為文西斷層上升盤，新生界自下而上分別為沙河街組（Es）、東營組（Ed）、館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）和平原組（Qh），其中，沙河街組沙三段是本區(qū)主要的烴源巖和儲集層系，在沙三上亞段中下部發(fā)育大范圍的鹽湖相沉積（見圖2）。鉆錄井資料及超壓預測結(jié)果顯示，膏鹽層分布區(qū)多發(fā)育強超壓：東部膏鹽層分布區(qū)具有突變-強超壓的壓力結(jié)構(gòu)，而西部和南部無膏鹽層分布區(qū)則為漸變-常壓/弱超壓的壓力結(jié)構(gòu)（見圖2）。裂縫性泥頁巖“油藏”發(fā)現(xiàn)于東部膏鹽層發(fā)育的強超壓區(qū)域，鉆探結(jié)果顯示，位于強超壓區(qū)內(nèi)的濮深18（PS18）井和濮深18-1 （PS18-1）井獲工業(yè)油流，而位于弱超壓區(qū)域的濮深18-8（PS18-8）井不產(chǎn)油。目前，該油藏處于滾動勘探開發(fā)階段，油藏范圍還有待確定。

根據(jù)對PS18-1井和PS18-8井巖心和薄片資料的分析，該油藏儲集層主要為泥質(zhì)巖類（78%）、碳酸鹽巖類（9%）和蒸發(fā)巖類（13%）（見圖3），縱向上構(gòu)成頻繁的泥質(zhì)巖—碳酸鹽巖—硫酸鹽巖—氯化鹽巖“韻律段”。這種鹽-泥互層沉積結(jié)構(gòu)促進了鹽間泥巖段超壓的發(fā)育。對泥頁巖的X衍射分析表明，其脆性礦物（石英、方解石和白云石）平均含量為42.6%，與美國Appalachia盆地泥盆系泥頁巖的脆性指數(shù)臨界值相當[33]。脆性大則有利于產(chǎn)生天然裂縫、發(fā)育裂縫性泥頁巖“油藏”。地球化學分析也表明，該區(qū)泥質(zhì)巖具有較好的有機質(zhì)豐度、類型，且已進入大量生烴早期，“油藏”原油為自生自儲的原生稠油。

圖2　柳屯洼陷沙三上亞段地層壓力、沉積和構(gòu)造特征

圖3　PS18-1井和PS18-8井目的層段巖性分類

2.2 構(gòu)造演化及裂縫發(fā)育期次

東濮凹陷經(jīng)歷了4個構(gòu)造運動期和6個構(gòu)造演化階段[34]，其中，柳屯洼陷經(jīng)歷了2個構(gòu)造運動期和3個構(gòu)造演化階段：①喜馬拉雅期，早期北西西—南東東向拉張，晚期構(gòu)造反轉(zhuǎn)及近東西向擠壓；②新構(gòu)造期，區(qū)域構(gòu)造應力場變?yōu)橛倚瑩?jù)壓裂和偶極聲波各向異性資料，洼陷東部現(xiàn)今最大水平主應力方向為北東148°。這有利于該地區(qū)天然裂縫的多期發(fā)育，其中前2個構(gòu)造演化階段構(gòu)造應力作用強烈，是裂縫的主要形成時期。

在構(gòu)造活動影響下，“油藏”超壓演化呈“一個半”旋回（見圖4）。以流體包裹體恢復的古地層壓力和錄井獲取的現(xiàn)今地層壓力為約束開展超壓演化的盆地模擬，結(jié)果表明：早期地層快速沉降和膏鹽封蓋形成大范圍的欠壓實超壓，并伴隨部分生烴增壓，東營組沉積末期地層抬升導致大范圍的超壓降低，隨后地層沉積重新增壓且生烴增壓作用增強，并在第四紀時因地層快速沉降而迅速增壓。受構(gòu)造活動和超壓演化的影響，該“油藏”存在3期流體活動（見圖4），結(jié)合取自多條裂縫的流體包裹體均一溫度分析結(jié)果可知：第1期，沙一段沉積晚期—東營組沉積早期（距今29～34 Ma），超壓形成并快速發(fā)育；第2期，東營組沉積早期（距今27～29 Ma），超壓達到構(gòu)造抬升前頂峰（地層壓力系數(shù)1.7）；第3期，明化鎮(zhèn)組沉積以后（距今0～2 Ma），超壓達到最大強度（地層壓力系數(shù)超過2.0）。由于該泥頁巖“油藏”具有低滲及原生稠油特征，熱流體（特別是烴類）的大規(guī)?；顒觽?cè)面反映了裂縫發(fā)育強烈。因此，該“油藏”裂縫發(fā)育至少存在3期，這也與構(gòu)造應力場演化的3個階段相對應。

圖4　柳屯洼陷Es3上泥頁巖“油藏”流體活動期次及超壓演化

圖5　柳屯洼陷沙三上亞段鹽間泥巖裂縫特征

3“油藏”裂縫特征

3.1 裂縫類型及產(chǎn)狀

根據(jù)PS18-1井和PS18-8井巖心觀察，該泥頁巖“油藏”的裂縫主要有構(gòu)造縫、水力破裂縫和沉積縫等成因類型。

3.1.1 構(gòu)造縫

主要包括張裂縫和剪裂縫。張裂縫包括橫張裂縫（近北東向）和縱張裂縫（近北西向），為張性垂直縫，發(fā)育于鹽層上隆形成的鼻狀隆起之上，一般具有以下特征：①剖面上呈上大下小“V”形（見圖5a）；②剖面和平面上呈波折延伸，裂縫開度1～2 mm（見圖5b）；③受石膏水平紋層限制，垂向上延伸不遠，多數(shù)小于10 cm。統(tǒng)計表明，張裂縫中40%被石膏、方解石、巖鹽甚至瀝青充填（見圖5a），余者為開啟縫，且多見油氣浸染（見圖5b）。剪裂縫可見兩種類型：①在平面上呈X型，剖面上垂直分布（由于巖心尺度小，很少能看到共軛剪裂縫，多為單一剪裂縫或平行分布的垂直剪裂縫）（見圖5c）；②在剖面上呈X型，平面上呈直線分布（見圖5d、5e）。剪裂縫張開度較小，一般1～4 mm，大多開啟，可見油氣浸染痕跡。另外，可見少量拉伸走滑應力場形成的張剪裂縫（見圖5f）。

3.1.2 水力破裂縫

特征為：①延伸距離短（小于20 cm），多呈紡錘形，裂縫張開度中間大，兩頭小，被石膏充填（見圖5g、5h）；②有水平和垂向兩種裂縫，前者多沿層理發(fā)育，而后者則走向較為散亂（見圖5h）。

3.1.3 沉積縫

沉積縫為水平紋層間發(fā)育的微裂縫。在熒光顯微鏡下，含鈣含云泥巖可見有發(fā)黃色熒光深色泥巖與發(fā)淡藍色熒光泥晶白云石構(gòu)成的互層狀水平紋層，其中黃色熒光指示烴類，說明紋層間存在微裂縫（見圖5i）。

統(tǒng)計各類裂縫的數(shù)量及產(chǎn)狀，該“油藏”的裂縫具有以下特征：①構(gòu)造縫和水力破裂縫為主，沉積縫發(fā)育較少，而構(gòu)造縫中的張裂縫比剪裂縫更發(fā)育（見圖6）；②裂縫走向多樣，橫張裂縫走向多為近北東向（平均北東30°），縱張裂縫走向多為近北西向（平均北西295°～300°），剪裂縫走向主要有近北西向（北西330°左右）和近北東向（北東55°左右）兩組（見圖7），水力破裂縫走向則大多不固定；③構(gòu)造縫傾角多樣（見圖7），主要為垂直縫（約占78%，傾角大于75°，平均88°），其次為斜交縫（約占22%，傾角15°～75°，平均72°）。

圖6　巖心觀察各類構(gòu)造裂縫分布特征

3.2 裂縫特征與區(qū)域構(gòu)造背景的矛盾

將巖心觀察的裂縫產(chǎn)狀與區(qū)域構(gòu)造背景下產(chǎn)生的裂縫特征對比可見，巖心（特別是PS18-1井）觀察的構(gòu)造裂縫產(chǎn)狀比較散亂，與該地區(qū)3個構(gòu)造演化階段可以產(chǎn)生的構(gòu)造裂縫產(chǎn)狀有較大出入，而成像測井識別的構(gòu)造裂縫產(chǎn)狀的散亂分布特征則佐證了巖心觀察的結(jié)果（見圖7）。

圖7　“油藏”構(gòu)造裂縫產(chǎn)狀與區(qū)域構(gòu)造裂縫走向?qū)Ρ?/p>

另外，對比PS18-1井和PS18-8井的巖心裂縫特征可見，其裂縫類型和產(chǎn)狀有明顯差別。水平和垂向延伸的兩類水力破裂縫，在兩口井中的分布特征有差異：水力破裂水平縫在PS18-1井中相對較多，且部分開啟；水力破裂垂直縫的走向在PS18-8井中多呈北北東—北東向，而在PS18-1井中比較散亂。同時，PS18-8井中構(gòu)造裂縫的產(chǎn)狀分布范圍相對集中，而PS18-1井構(gòu)造裂縫的走向和傾角分布范圍都較大（見圖7）。由于兩口井的構(gòu)造和沉積背景一致，這極可能是超壓因素所致。而根據(jù)超壓影響裂縫發(fā)育的傳統(tǒng)觀點，兩口井的裂縫類型和產(chǎn)狀難以產(chǎn)生顯著差別。這需要超壓能夠改變地層的差異應力，使位于超壓區(qū)域不同部位的兩口井的局部差異應力狀態(tài)產(chǎn)生差異。這與應-壓耦合的觀點相符。

4　裂縫發(fā)育的應-壓耦合因素

根據(jù)應-壓耦合理論，該“油藏”中分布不均勻的超壓對構(gòu)造應力的影響可從以下兩方面進行分析。

4.1 孔隙彈性響應改變差異應力

根據(jù)公式（1）和圖1b所示，均勻分布的超壓可以使莫爾圓在向左移動的同時變小，使地層潛在的破裂形式在一定條件下由剪破裂轉(zhuǎn)變?yōu)閺埰屏选５珜嶋H上，超壓通常并非均勻分布，對此，Mourgues等在不考慮構(gòu)造活動的條件下，基于孔隙彈性理論和模擬實驗分析了局部和盆地規(guī)模超壓共同作用下的應-壓耦合關(guān)系[12]，并預測了局部和盆地規(guī)模超壓共同作用下的裂縫發(fā)育類型。以此為基礎，可在構(gòu)造運動和超壓發(fā)育相互獨立的假設下，通過疊加構(gòu)造運動產(chǎn)生的應力場，得到水平擠壓和水平拉伸構(gòu)造背景下的應-壓耦合裂縫發(fā)育模式（見圖8）。假定最大主應力始終為垂向應力且靜水壓力條件下地層所處應力狀態(tài)（圖8黑色實線莫爾圓）為最小水平有效應力σhh′和垂向有效應力σvh′，則構(gòu)造活動、超壓和巖石破裂樣式之間的關(guān)系為：構(gòu)造擠壓（圖8a黑色虛線莫爾圓），最小水平有效應力σh′與垂向有效應力σv′的差值較小，有利于張破裂發(fā)生（圖8a藍色莫爾圓），但盆地規(guī)模超壓程度較低則有利于剪破裂發(fā)育（圖8a綠色莫爾圓）；相比之下，構(gòu)造拉張（圖8b黑色虛線莫爾圓）時，有利于剪破裂發(fā)生（圖8b綠色莫爾圓），但盆地規(guī)模超壓較高則有利于張破裂發(fā)育（圖8b藍色莫爾圓）。

圖8　構(gòu)造作用影響下的盆地應-壓耦合巖石破裂發(fā)育模式

根據(jù)上述裂縫發(fā)育模式，柳屯洼陷沙三上亞段鹽間泥頁巖“油藏”早期構(gòu)造拉張階段，地層開始發(fā)育大范圍的欠壓實增壓，有利于發(fā)育剪裂縫；構(gòu)造擠壓階段，初期時超壓達到頂峰且伴隨生烴增壓，有利于發(fā)育張裂縫，隨后地層抬升導致盆地大范圍超壓降低，則有利于發(fā)育剪裂縫；在晚期構(gòu)造拉張階段，初期地層普遍超壓較低、生烴作用較弱，有利于發(fā)育剪裂縫，后期快速沉降導致大范圍高強度超壓且伴隨生烴增壓的增強，有利于發(fā)育張裂縫。

4.2 滲透力影響主應力方向

局部超壓可因周圍孔隙壓力梯度的存在而產(chǎn)生滲透力，特別是超高壓引起的滲透力，可以顯著影響地層的最小主應力，而非垂向的滲透力還會改變地層主應力的方向[35-36]。地層主應力方向的變化則影響裂縫發(fā)育的產(chǎn)狀。Rozhko通過數(shù)值模擬實驗也發(fā)現(xiàn)[31]，超壓產(chǎn)生的滲透力會沿流體壓力梯度方向疊加于原有應力場，改變局部應力狀態(tài)，從而產(chǎn)生走向與原有應力場不相符的裂縫。柳屯洼陷東部的泥頁巖“油藏”上下受鹽巖限制，其流體壓力在水平方向變化。因此，可采用均質(zhì)的平面孔隙彈性介質(zhì)和呈圓形的超壓體模型進行理論數(shù)值模擬，模擬結(jié)果顯示，超壓體邊緣的滲透力造成局部主應力方向呈規(guī)律性變化（見圖9）：水平最大主應力向平行于流體壓力梯度的方向偏轉(zhuǎn)，水平最小主應力則向垂直于流體壓力梯度的方向偏轉(zhuǎn)。以PS18-1井和PS18-8井為例，沉積早期欠壓實超壓為主時，壓力分布相對均勻，滲透力影響不明顯；東營組沉積末期構(gòu)造抬升泄壓后重新增壓過程中，生烴增壓的貢獻相對變大，加強了壓力分布的非均質(zhì)性和滲透力的作用；根據(jù)目的層段現(xiàn)今壓力系數(shù)分布，兩井位置的流體壓力梯度為近北西—南東向，故兩井處現(xiàn)今最大水平主應力將向近北西—南東方向偏轉(zhuǎn)。

圖9　超壓分布對主應力方向影響示意圖

此外，超壓發(fā)育、有效應力減小也會導致泥頁巖的泊松比增加[37]、內(nèi)摩擦角變小[38]，在一定程度上使裂縫與最大主應力之間的夾角變大，如最大主應力為垂向應力時則表現(xiàn)為裂縫傾角變小。因此，與超壓影響裂縫發(fā)育的傳統(tǒng)觀點相比，隨著構(gòu)造應力場和超壓的演化，在兩者耦合作用下：裂縫產(chǎn)狀（走向和/或傾角）范圍將會有一定程度的擴大，即表現(xiàn)為裂縫產(chǎn)狀的散亂分布；裂縫類型（剪裂縫/張裂縫）也可能發(fā)生變化，如水力破裂水平縫的發(fā)育。

5　裂縫分類及演化

5.1 裂縫應力狀態(tài)分類

巖心觀察可見，部分剪性斜交縫比張性垂直縫發(fā)育更晚（見圖5e），但這類巖心資料較少，不能對各類裂縫進行全面分析。包裹體分析資料也僅能確定該“油藏”至少發(fā)育3期裂縫。因此，本文采用應力場對比方法，以發(fā)育所需應力狀態(tài)細分構(gòu)造縫和水力破裂縫，并與各時期的地應力狀態(tài)對比，從而確定各類裂縫發(fā)育的大致時期和先后順序。需注意的是，由于存在應-壓耦合的影響，因此在細分裂縫類型和對比地應力場時，需考慮前文所述應-壓耦合對裂縫產(chǎn)狀和類型的影響。

在依據(jù)發(fā)育時的應力狀態(tài)細分裂縫類型時，其原則及方法為：①依據(jù)格里菲斯張破裂準則和庫侖-納維爾剪破裂準則[9]；②以最大主應力為主、中間主應力為輔；③以構(gòu)造應力場3個演化階段中可產(chǎn)生的區(qū)域裂縫產(chǎn)狀為基礎分類；④考慮應-壓耦合作用及超壓對巖石力學性質(zhì)的影響，適當修正各基礎分類的裂縫類型及產(chǎn)狀范圍，盡量劃分巖心觀察和成像測井資料中產(chǎn)狀較散亂的部分裂縫。這一裂縫分類原則和方法便于區(qū)分各類裂縫的發(fā)育時期，同時也可盡量劃分“油藏”的各種裂縫。據(jù)此，該“油藏”的構(gòu)造縫和水力破裂縫可主要細分為7種類型（見表1），各類型的產(chǎn)狀均有一定范圍（見圖10），并以其中主要的應力方位表示，其中第Ⅶ類受超壓的影響最明顯，其他各類則仍以構(gòu)造作用為主，超壓僅在一定程度上影響裂縫產(chǎn)狀。

表1　柳屯洼陷沙三上亞段鹽間裂縫的應力狀態(tài)分類

圖10　柳屯洼陷沙三上亞段裂縫性泥頁巖“油藏”應力演化及裂縫發(fā)育類型

5.2 裂縫演化

對比地應力場確定7類裂縫發(fā)育時期時，應首先劃分裂縫發(fā)育期并確定各期內(nèi)可能發(fā)育的裂縫類型和產(chǎn)狀，再與7類裂縫對比，同時注意各期內(nèi)構(gòu)造應力和流體壓力耦合作用的差異。在構(gòu)造應力場和地層超壓共同作用下，該“油藏”形成了3期熱流體的大規(guī)?；顒?，對應3個裂縫強烈發(fā)育時段。因此，該“油藏”的裂縫發(fā)育，可以構(gòu)造演化階段為主劃分為3期：第1期以喜馬拉雅早期為主，強烈發(fā)育于距今29～34 Ma；第2期以喜馬拉雅晚期為主，強烈發(fā)育于距今27～29 Ma；第3期以新構(gòu)造期為主，強烈發(fā)育于距今0～2 Ma。3期內(nèi)可能的裂縫發(fā)育類型和產(chǎn)狀已在前面提及，但受應-壓耦合作用影響的程度不同：第2期內(nèi)構(gòu)造作用強烈，且超壓較為發(fā)育，應-壓耦合作用較強，裂縫類型和產(chǎn)狀都比較多樣；相比之下，第1期和第3期早期超壓程度較弱，裂縫產(chǎn)狀則相對集中；在裂縫強烈發(fā)育的各時段內(nèi)，若超壓發(fā)育程度較高，則裂縫發(fā)育的類型和產(chǎn)狀也會比較多樣。

依據(jù)上述分析，結(jié)合巖心觀察得到的裂縫發(fā)育先后順序，確定7類裂縫發(fā)育的大致時期和順序見圖10，以裂縫產(chǎn)狀范圍的擴大和類型的增多表示應-壓耦合的影響。需要說明的是，由于柳屯洼陷缺乏地應力測量資料，本文僅定性分析了地應力狀態(tài)和裂縫發(fā)育規(guī)律。

圖10可解釋該“油藏”中大多數(shù)裂縫的發(fā)育時期，一定程度上解決了裂縫產(chǎn)狀散亂和類型多樣造成的分類及確定發(fā)育時期存在的困難。對比裂縫的應力狀態(tài)分類與成因分類（見表1）可知，縱張、橫張裂縫主要在第1期發(fā)育，而構(gòu)造剪裂縫主要在第2和第3期發(fā)育，水力破裂縫主要在第2期初期構(gòu)造抬升前發(fā)育。

6　結(jié)論

流體壓力與構(gòu)造應力存在耦合，超壓通過改變巖石的孔隙彈性響應和流體的滲透力來改變地層局部的差異應力大小和主應力方向，影響裂縫發(fā)育的類型和產(chǎn)狀。柳屯洼陷沙三上亞段鹽間泥頁巖“油藏”的儲集層裂縫以構(gòu)造縫和水力破裂縫為主，在應-壓耦合作用下，強超壓區(qū)域內(nèi)裂縫產(chǎn)狀散亂，甚至發(fā)育水力破裂水平縫。該“油藏”的構(gòu)造縫和水力破裂縫可細分為7種應力狀態(tài)類型、3期發(fā)育：第1期以喜馬拉雅早期為主，強烈發(fā)育于距今29～34 Ma；第2期以喜馬拉雅晚期為主，強烈發(fā)育于距今27～29 Ma；第3期以新構(gòu)造期為主，強烈發(fā)育于距今0～2 Ma。縱張和橫張裂縫主要在第1期發(fā)育，水力破裂縫主要在第2期內(nèi)構(gòu)造抬升前發(fā)育，構(gòu)造剪裂縫主要在第2和第3期發(fā)育，構(gòu)造應力和超壓均強烈發(fā)育的時段內(nèi)裂縫類型和產(chǎn)狀呈多樣化，可產(chǎn)生水力破裂水平縫或走向雜亂的水力破裂垂直縫。符號注釋：

τ——剪應力，MPa；σn——正應力，MPa；σh——最小水平應力，MPa；σh′——最小水平有效應力，MPa；σv——垂向應力，MPa；σv′——垂向有效應力，MPa；pp——孔隙流體壓力，MPa；v——泊松比，無量綱；α——Biot-Willis系數(shù)，無因次；p0——當前孔隙流體壓力，MPa；pt——差異應力等于4T時的孔隙流體壓力，MPa；T——抗張強度，MPa；σhh′，σvh′——假定最大主應力始終為垂向應力，靜水壓力條件下地層最小水平有效應力和垂向有效應力，MPa；C——內(nèi)聚力，MPa；μ——內(nèi)摩擦系數(shù)，無因次；σ1，σ2，σ3——最大、中間、最小主應力，MPa。

參考文獻：

[1]Jarvie D M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2: Shale-oil resource systems[C]//Breyer J A. Shale reservoirs: Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. Tulsa, USA: AAPG, 2011: 89-119.

[2]駱楊, 趙彥超, 呂新華. 東濮凹陷柳屯洼陷沙河街組三段上亞段鹽間泥頁巖儲層特征[J]. 石油學報, 2013, 34(2): 293-300.

Luo Yang, Zhao Yanchao, Lü Xinhua. Characterization of the upper Es3inter-salt shale reservoir in Liutun Sag, Dongpu Depression[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(2): 293-300.

[3]冷濟高, 劉曉峰, 龐雄奇, 等. 鹽間泥巖裂縫超壓油氣藏成藏作用: 以東濮凹陷文留構(gòu)造為例[J]. 石油勘探與開發(fā), 2006, 33(6): 692-696.

Leng Jigao, Liu Xiaofeng, Pang Xiongqi, et al. Overpressured fractured mudstone reservoir in salt-mud interbed: A case from Wenliu structure in Dongpu Sag[J]. Petroleum Exploration and Development, 2006, 33(6): 692-696.

[4]Lopatin N V, Zubairaev S L, Kos I M, et al. Unconventional oil accumulations in the Upper Jurassic Bazhenov Black Shale Formation, West Siberian Basin: A self-sourced reservoir system[J]. Journal of Petroleum Geology, 2003, 26(2): 225-244.

[5]蘇曉捷. 遼河斷陷盆地泥巖裂縫油氣藏研究[J]. 特種油氣藏, 2003, 10(5): 29-31.

Su Xiaojie. Study on fractured shale reservoirs in Liaohe Basin[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2003, 10(5): 29-31.

[6]張光亞, 陳全茂, 劉來民. 南陽凹陷泥巖裂縫油氣藏特征及其形成機制探討[J]. 石油勘探與開發(fā), 1993, 20(1): 18-26.

Zhang Guangya, Chen Quanmao, Liu Laimin. A discussion on the characteristics of fractured reservoir of mudstone in Nanyang Depression and the mechanism of its formation[J]. Petroleum Exploration and Development, 1993, 20(1): 18-26.

[7]向立宏. 濟陽坳陷泥巖裂縫主控因素定量分析[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2008, 15(5): 31-33.

Xiang Lihong. Quantitatively analyze the main controlling factors of mudstone fracture in Jiyang Depression[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2008, 15(5): 31-33.

[8]寧方興. 東營凹陷現(xiàn)河莊地區(qū)泥巖裂縫油氣藏形成機制[J]. 新疆石油天然氣, 2008, 4(1): 20-25.

Ning Fangxing. Mechanism of mudstone fracture reservoir forming in Xianhezhuang oil field in Dongying Depression[J]. Xinjiang Oil & Gas, 2008, 4(1): 20-25.

[9]Cosgrove J W. Hydraulic fracturing during the formation and deformation of a basin: A factor in the dewatering of low-permeability sediments[J]. AAPG Bulletin, 2001, 85(4): 737-748.

[10]Sibson R H. Brittle-failure controls on maximum sustainable overpressure in different tectonic regimes[J]. AAPG Bulletin, 2003,87(6): 901-908.

[11]丁文龍, 許長春, 久凱, 等. 泥頁巖裂縫研究進展[J]. 地球科學進展, 2011, 26(2): 135-144.

Ding Wenlong, Xu Changchun, Jiu Kai, et al. The research progress of shale fractures[J]. Advances in Earth Science, 2011, 26(2): 135-144.

[12]Mourgues R, Gressier J B, Bodet L, et al. “Basin scale” versus “l(fā)ocalized” pore pressure/stress coupling: Implications for trap integrity evaluation[J]. Marine and Petroleum Geology, 2011, 28(5): 1111-1121.

[13]Binh N T T, Tokunaga T, Son H P, et al. Present-day stress and pore pressure fields in the Cuu Long and Nam Con Son Basins, offshore Vietnam[J]. Marine and Petroleum Geology, 2007, 24(10): 607-615.

[14]Hillis R R. Coupled changes in pore pressure and stress in oil fields and sedimentary basins[J]. Petroleum Geoscience, 2001, 7(4): 419-425.

[15]Yassir N A, Bell J S. Relationships between pore pressure, stresses, and present-day geodynamics in the Scotian Shelf, offshore Eastern Canada[J]. AAPG Bulletin, 1994, 78(12): 1863-1880.

[16]Segura J M, Fisher Q J, Crook A J L, et al. Reservoir stress path characterization and its implications for fluid-flow production simulations[J]. Petroleum Geoscience, 2011, 17(4): 335-344.

[17]Goulty N R. Reservoir stress path during depletion of Norwegian chalk oilfields[J]. Petroleum Geoscience, 2003, 9(3): 233-241.

[18]Engelder T, Fischer M P. Influence of poroelastic behavior on the magnitude of minimum horizontal stress, Sh, in overpressured parts of sedimentary basins[J]. Geology, 1994, 22(10): 949-952.

[19]Addis M A, Last N C, Yassir N A. Estimation of horizontal stresses at depth in faulted regions and their relationship to pore pressure variations[J]. SPE Formation Evaluation, 1996, 11(1): 11-18.

[20]Healy D, Sibson R H, Shipton Z, et al. Stress, faulting, fracturing and seismicity: The legacy of Ernest Masson Anderson[J]. Geological Society, London, Special Publications, 2012, 367(1): 1-6.

[21]Dahlo T, Evans K F, Halvorsen A, et al. Adverse effects of pore-pressure drainage on stress measurements performed in deep tunnels: An example from the Lower Kihansi hydroelectric power project, Tanzania[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2003, 40(1): 65-93.

[22]Evans K, Dahl? T, Roti J A. Mechanisms of pore pressure-stress coupling which can adversely affect stress measurements conducted in deep tunnels[J]. Pure and Applied Geophysics, 2003, 160(5): 1087-1102.

[23]Mourgues R, Bureau D, Bodet L, et al. Formation of conical fractures in sedimentary basins: Experiments involving pore fluids and implications for sandstone intrusion mechanisms[J]. Earth and Planetary Science Letters, 2012(313/314): 67-78.

[24]Rozhko A Y, Podladchikov Y Y, Renard F. Failure patterns caused by localized rise in pore-fluid overpressure and effective strength of rocks[J]. Geophysics Research Letter, 2007, 34(22): L22304.

[25]Hillis R R. Pore pressure/stress coupling and its implications for rock failure[M]. London: Geological Society, 2003.

[26]Lash G G, Engelder T. An analysis of horizontal microcracking during catagenesis: Example from the Catskill delta complex[J]. AAPG Bulletin, 2005, 89(11): 1433-1449.

[27]汪功懷, 鄧明霞, 宋萍, 等. 東濮凹陷沙三上鹽間泥巖裂縫油氣藏地震識別及描述[J]. 斷塊油氣田, 2011, 18(4): 461-464.

Wang Gonghuai, Deng Mingxia, Song Ping, et al. Seismic identification and description technique for upper Es3fractured mudstone reservoir with salt interbed in Dongpu Depression[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2011, 18(4): 461-464.

[28]Terzaghi M R P, Hillis R R, Morley C K, et al. Pore pressure/stress coupling in Brunei Darussalam: Implications for shale injection[C]//Van Rensbergen P, Hillis R R, Maltman A J, et al. Subsurface sediment mobilization. Bath, UK: Geological Society of London, 2003: 369-379.

[29]Yassir N, Addis M A. Relationships between pore pressure and stress in different tectonic settings[C]//Huffman A R, Bowers G L. Pressure regimes in sedimentary basins and their prediction: AAPG Memoir 76. Tulsa, USA: AAPG, 2002: 79-88.

[30]Hillis R. Pore pressure/stress coupling and its implications for seismicity[J]. Exploration Geophysics, 2000, 31(2): 448-454.

[31]Rozhko A. Role of seepage forces on hydraulic fracturing and failure patterns[D]. Oslo: University of Oslo, 2007.

[32]Lorenz J C, Teufel L W, Warpinski N R. Regional fractures I: A mechanism for the formation of regional fractures at depth in flat-lying reservoirs[J]. AAPG Bulletin, 1991, 75(11): 1714-1737.

[33]Wang G, Carr T R. Methodology of organic-rich shale lithofacies identification and prediction: A case study from Marcellus Shale in the Appalachian Basin[J]. Computers & Geosciences, 2012, 49: 151-163.

[34]蘇惠. 東濮凹陷北部中生界砂巖裂縫型油氣藏分布規(guī)律研究[D].北京: 中國地質(zhì)大學(北京), 2009.

Su Hui. Distribution of Mesozoic fractural sandstone reservoirs in North Dongpu Depression[D]. Beijing: China University of Geosciences, 2009.

[35]Mourgues R, Cobbold P R. Some tectonic consequences of fluid overpressures and seepage forces as demonstrated by sandbox modelling[J]. Tectonophysics, 2003, 376(1/2): 75-97.

[36]Bonini M. Mud volcanoes: Indicators of stress orientation and tectonic controls[J]. Earth Science Reviews, 2012, 115(3): 121-152. [37]Carcione J M, Cavallini F. Poisson’s ratio at high pore pressure[J]. Geophysical Prospecting, 2002, 50(1): 97-106.

[38]張年學, 盛祝平, 李曉, 等. 巖石泊松比與內(nèi)摩擦角的關(guān)系研究[J]. 巖石力學與工程學報, 2011, 30(增1): 2599-2609.

Zhang Nianxue, Sheng Zhuping, Li Xiao, et al. Study of relationship between Poisson’s ratio and angle of internal friction for rocks[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2011, 30(Supp. 1): 2599-2609.

（編輯 黃昌武）

Fracture characteristics under the coupling effect of tectonic stress and fluid pressure: A case study of the fractured shale oil reservoir in Liutun subsag, Dongpu Sag, Bohai Bay Basin, Eastern China

Luo Yang1, Zhao Yanchao1, Chen Honghan1, Su Hui2
(1. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resource of Ministry of Education, China University of Geosciences,
Wuhan 430074, China; 2. Zhongyuan Oilfield Company, Sinopec, Zhengzhou 450000, China)

Abstract:Based on the integrated study on core description, fluid inclusions and basin modeling, and considering the coupling effect of tectonic stress and fluid pressure, the characteristics of fractures were analyzed in the inter-salt fractured shale oil reservoirs of strong overpressure in upper Sha 3 member(Es3)in Liutun subsag, Dongpu Sag, Bohai Bay Basin. The results show that:(1)Most of fractures in this reservoir are structural or hydraulic, with scattered occurrence, even horizontal hydraulic fractures in strong overpressure area;(2)Overpressure changes the differential stress and principal stress direction by changing the poroelastic response of rock and the seepage force of pore fluid, and thus influencing the type and occurrence of fractures;(3)Structural and hydraulic fractures can be divided into seven types according to their stress states. The development of those fractures includes 3 stages. The transverse tension and longitudinal tension fractures are mainly developed in the first stage, tectonic shear fractures mainly in the second and third stages, and hydraulic fractures mainly in the early phase of the second stage before tectonic uplift. When tectonic stress and overpressure are both strong, the type and occurrence of fractures are diverse.

Key words:fluid pressure-tectonic stress coupling; fractured shale oil reservoir; fluid overpressure; fracture type; fracture occurrence; Liutun subsag

收稿日期：2014-01-10 修回日期：2015-01-20

作者簡介：第一駱楊（1985-），男，河北邢臺人，博士，中國地質(zhì)大學（武漢）資源學院石油系講師，主要從事精細油藏描述和盆地模擬方面研究。地址：湖北省武漢市洪山區(qū)魯磨路388號，中國地質(zhì)大學（武漢）資源學院石油系，郵政編碼：430074。E-mail：luoyang0802@163.com

DOI:10.11698/PED.2015.02.06

文章編號：1000-0747(2015)02-0177-09

文獻標識碼：A

中圖分類號：TE122.1

基金項目：國家自然科學基金項目（41402117）；國家科技重大專項（2011ZX05006-004）；