砂泥岩互层裂缝发育的地层厚度效应

商　琳，戴俊生，冯建伟，杨学君，王　珂，宋宝顺

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山063000；2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

砂泥岩互层裂缝发育的地层厚度效应

商琳1，2，戴俊生2，冯建伟2，杨学君3，王珂2，宋宝顺1

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山063000；2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

为了研究砂泥岩互层型地层的厚度效应对裂缝发育的影响，塔里木盆地库车坳陷克深气田辫状河三角洲前缘砂泥岩互层型储集层为例，分析了裂缝发育机制，应用数值模拟方法计算了不同厚度砂泥岩互层型地层裂缝的密度、开度和孔隙度，提出了6种砂泥岩组合的裂缝发育模式。数值模拟结果显示，砂岩、泥岩单层厚度越薄，越容易产生裂缝，砂泥岩互层型地层裂缝发育还受到岩层厚度的影响。在相同应力条件下，中、厚层（1.5~10.0 m）砂岩可以产生开度大和延伸长的裂缝，裂缝能够延伸至或刺穿泥岩层；薄层（小于1.5 m）砂岩裂缝规模小，对泥岩影响较弱。泥岩厚度相同时，与其组合的砂岩厚度越大，泥岩越容易产生裂缝。当泥岩厚度小于1.0 m时，泥岩受力后自身就容易破裂而产生裂缝。在构造变形相似的区域，辫状河三角洲前缘水下分流河道裂缝孔隙度高，连通性好，可以形成良好的储集层；其次为河口坝；远砂坝和席状砂以及水下分流河道间砂体裂缝孔隙度较低，且裂缝连通性差，难以成为有利储集层。泥岩厚度大于1.0 m且与泥岩组合的砂岩厚度小于5.5 m时，可以成为隔夹层，对油气起到封隔作用。

砂泥岩互层；裂缝；厚度效应；构造应力；裂缝发育模式

低渗透砂岩储集层是中国陆相沉积盆地中一种重要的油气储集层类型，裂缝是低渗透砂岩储集层油气的有效储集空间和主要渗流通道。砂岩中裂缝普遍较泥岩裂缝发育，泥岩可以作为隔层，但有些井段泥岩夹层中发育大量高角度构造裂缝，使泥岩层渗透性增大，对油气不能起到封隔作用，反而可以成为泥岩裂缝性储集层。前人对砂泥岩互层型地层裂缝发育特征做了很多研究工作，文献［1］总结了砂泥岩裂缝继承性发育模式，认为适当的泥质含量是砂泥岩储集层裂缝发育的有利条件；文献［2］通过对砂泥岩互层裂缝参数的数值模拟，认为砂岩厚度对裂缝在泥岩中的延伸影响很小，可以忽略；文献［3］评价了泥岩对于天然气封闭的有效性，认为泥岩厚度大于4.0 m时裂缝无法穿透，泥岩隔层具有良好的封闭性。

大量岩心观察及测井解释表明，不同厚度组合的砂泥岩互层型地层裂缝发育程度往往差别较大，而对于泥岩隔层有效性的评价，也不能简单地以泥岩厚度为标准，还应考虑砂岩对泥岩的影响[4-5]。笔者认为，砂泥岩互层岩性组合相对单一，互层型岩层的应力分布与各组成岩体的厚度密切相关，某一岩层厚度的变化或相互间厚度比的改变，对互层型岩层应力状态产生影响，进而影响裂缝的发育程度，也就是互层型岩层的厚度效应。本文以克深气田辫状河三角洲前缘砂泥岩互层型储集层为例，分析厚度效应对砂泥岩互层型地层裂缝发育的影响，旨在为油气勘探开发提供参考。

1　研究区概况

克深气田位于塔里木盆地库车坳陷北部克拉苏构造带，含气层系主要为下白垩统巴什基奇克组，埋深5 000~7 000 m，为辫状河三角洲前缘沉积，主要为细—粉砂岩夹泥岩及砂泥岩互层，比较致密，原生孔隙不发育，基质孔隙度、渗透率普遍较低，基本不具储集性能，构造裂缝是油气的主要储集和渗流空间[6-7]。

1.1裂缝发育特征

岩心观察结果表明，研究区裂缝走向优势方位为北西向和北东向，且北西向略占优势，反映目的层造缝期的古构造应力为北北西—北西向，与构造解析以及成像测井解释结果基本吻合；裂缝开度主要为0~ 0.8 mm，约占50%左右，0.8~1.0 mm次之，大于1.0 mm的裂缝相对较少；裂缝以剪切裂缝为主，次为张剪性缝，张性裂缝发育较少。岩心观察发现，在砂泥岩互层型的地层中裂缝有的终止于泥岩，有的则可以刺穿泥岩，裂缝延伸方向发生改变（图1）。

图1　砂泥岩互层型地层裂缝延伸特征

表1　砂泥岩组合类型

1.2砂泥岩组合类型

根据砂岩与泥岩的组合关系及厚度比值，可以划分砂泥岩互层的类型，并判断各种类型的沉积环境[8]，通过统计砂岩与泥岩厚度，结合前人的研究成果[6-7]，将研究区巴什基奇克组砂泥岩互层划分为3种类型（表1）。

2　砂泥岩互层裂缝发育机制

经构造解析认为，巴什基奇克组裂缝主要形成于上新统库车组沉积期，受近北北西—北西向的强烈挤压作用[9-10]，在裂缝形成期，岩层埋深约4 000 m，垂向应力由岩层自生重力产生，为压应力，巴什基奇克组砂泥岩互层在造缝期处在三轴挤压应力作用下，最大主应力σ1为近南北向，中间主应力σ2为近东西向，最小主应力σ3为垂向（图2）。在三轴挤压条件下，岩层随时间推移而发生变形，并在岩层内部积聚应变能[11]。砂岩属于脆性岩石，当岩石持续变形达到极限时，应变能以岩石破裂的形式释放出去[12-13]，形变得以恢复，砂岩内部积聚的应变能全部转化为新增裂缝的表面能［（1）式］。泥岩与砂岩相比塑性较强，在受力变形后，塑性变形部分无法恢复，导致应变能一部分可以通过破裂的形式释放，而另一部分作为塑性能耗散［（2）式］。由此认为，在相同的地质条件下，泥岩相对砂岩更难产生裂缝。

当砂泥岩互层时，假设砂岩与泥岩是紧密黏合的，受力变形后砂泥岩界面处不会发生滑动（图2），砂岩、泥岩的弹性模量分别用Es和Em表示，泊松比用μs和μm表示。一般情况下，Es>Em，μm>μs，在三轴挤压应力作用下，砂岩的变形量比泥岩小，在岩性界面处，会因横向应变约束条件派生出张应力和压应力[14-15]，泥岩的侧压应力σ1m将会增加，而砂岩的侧压应力σ1s将会明显减小，从而使砂泥岩互层界面处的应力状态发生改变，根据应力与应变关系可以得出在砂泥岩互层界面处的各应力分量。

图2　砂泥岩互层三维单元体

图3　相同砂岩厚度不同泥岩厚度组合下的实验模型

由此认为，砂泥岩互层时，砂岩中应力和应变减小，泥岩中应力和应变会相应增大。在相同应力条件下，泥岩的存在使砂岩积聚的应变能减小，砂岩产生裂缝难度增大；砂岩的存在使泥岩应变能增大，泥岩产生裂缝难度相对降低。在砂泥岩互层型的储集层中，若砂岩与泥岩面积相当，那么应变能增减量与厚度密切相关。

3　砂泥岩互层型地层裂缝发育数值模拟

3.1实验设计

根据砂泥岩互层厚度统计数据，设计了6个实验，砂泥岩厚度比例为1∶6~20∶1，建立等截面积、相同砂岩厚度组合、不同泥岩厚度的地质模型（图3）。根据克深气田钻井岩心的力学参数测试结果，为砂岩、泥岩选取不同的力学参数（表2）。

表2　模型力学参数

3.2裂缝参数计算模型

根据文献［16-17］建立的地应力与岩石裂缝参数的定量关系［（6）式］，导入古应力计算结果，计算出裂缝的线密度、古开度、古孔隙度。

现今应力场不产生新的裂缝，但是由于应力挤压作用，已有的裂缝会出现一定程度的闭合，开度减小，渗流性能降低，但裂缝的密度及产状基本不变[17]。文献［18］在HDR（Hot Dry Reservoir）热干岩型地热储集层模拟中同时考虑了正应力和剪应力对裂缝开度的影响，提出现今应力场改造作用下的裂缝现今开度、孔隙度计算模型。

3.3约束条件及载荷施加

模型的深度方向为z轴，铅直向下，x轴指向东，y轴指向北。约束情况为：在模型底部施加z方向约束；模型的南边界，施加y方向约束；模型西边界施加x方向约束。这样的约束满足有限元分析的要求，即模型没有总体的平移和转动，能够对模型进行运算求解，得到收敛解答[19-20]。

边界力包括水平构造应力、重力和上覆岩层压力，模拟中为了使上下各层受力条件相同，不考虑岩层自身重力。构造解析认为裂缝形成期岩层埋深约4 000 m，垂向应力由上覆岩层产生，为压应力。在三维空间上，上覆岩层密度按2.637 g/cm3计算，4 000 m深度下产生约100 MPa的压应力，减去孔隙流体所承受的压应力（40 MPa），得到岩层顶面所受垂向应力约为60 MPa.现今埋深约5 000 m，目的层顶面现今所受垂向应力约为80 MPa.

由于现今应力场不产生新的裂缝，因此认为古今应力状态下裂缝的密度基本保持不变，这样就可以利用裂缝密度来约束古应力模拟。为模拟造缝期的应力场分布，经过不断试验加载，确定克深气田最大古有效主应力约为300 MPa，最小水平主应力为100 MPa，该数值并非某一特定时期的古应力，而是与某一段地质历史时期内应力—时间持续作用效应相当的“等效应力”[21]。模型边界北部施加300 MPa的压应力，东部施加100 MPa的压应力，顶部施加50 MPa的压应力，应用ANSYS有限元分析软件计算砂泥岩互层的造缝期应力分布情况。

现今应力可利用测井资料计算得出，在确定井点应力的基础上，在有限元模型上多次施加载荷，直到各个井点处的应力模拟结果与实际值最接近，从而确定区域上的现今应力。通过数值拟合，确定克深气田现今水平最大主应力为158 MPa，最小主应力为122 MPa.利用井壁坍塌方位判断最大主应力为近北西方向，因此模型北部施加158 MPa的压应力，东部施加122 MPa的压应力，顶部施加80 MPa压应力，应用ANSYS有限元分析软件计算砂泥岩互层的现今地应力分布情况。

将应力数值模拟结果导入（7）式，计算出裂缝现今开度和孔隙度，为了便于比较，将各岩层计算结果取平均后绘制成直方图（图4）。

图4　裂缝参数模拟结果

4　模拟结果分析

由砂岩裂缝平均线密度模拟结果来看（图4a），砂岩厚度与裂缝线密度呈负相关关系。厚层砂岩裂缝线密度为2.10~2.40条/m，中层砂岩裂缝线密度为2.40~2.55条/m，与不同厚度的泥岩组合，裂缝线密度变化较小，基本不受泥岩厚度变化影响；薄层砂岩线密度为2.75~3.75条/m，与中、厚层泥岩组合时，薄层砂岩裂缝线密度明显减小，说明泥岩厚度增大会阻碍砂岩中裂缝发育。泥岩中裂缝平均线密度随着自身厚度减小而增大；实验1、实验2、实验3和实验4中，厚层泥岩（大于1.0 m）与厚层、中层砂岩组合的泥岩裂缝线密度大于与薄层砂岩组合的泥岩，由此认为砂岩厚度增大，有助于泥岩裂缝发育；而实验5和实验6中，泥岩裂缝平均线密度都集中在3.80条/m左右，基本不随砂岩厚度改变而发生变化，这说明当泥岩厚度小于1.0 m时，泥岩受力后自身就比较容易破裂而产生裂缝。

砂岩中裂缝开度明显大于泥岩（图4b），砂岩裂缝开度与厚度呈正相关关系。在砂泥岩互层界面处存在过渡带，过渡带内砂岩裂缝开度明显减小，过渡带范围随泥岩厚度减小而缩小（图5），这也说明泥岩厚度增大会阻碍砂岩中裂缝发育。泥岩中裂缝开度随着自身厚度减小而增大；实验1、实验2、实验3和实验4中，泥岩裂缝开度随与其组合的砂岩厚度增大而增大，这说明砂岩厚度增大促进泥岩裂缝发育；实验5和实验6中，泥岩裂缝开度变化较小，集中在0.57~0.64 mm，泥岩裂缝开度基本不受砂岩厚度变化的影响，这也说明厚度小于1 m时，泥岩受力后自身就比较容易破裂而产生裂缝，这与裂缝线密度反映结果一致。裂缝孔隙度模拟结果与裂缝开度模拟结果趋势相似（图4c），在此不再另加论述。

图5　裂缝现今开度模拟结果

5　砂泥岩互层型地层裂缝发育模式

根据数值模拟结果并结合岩心裂缝观察结果，提出了砂泥岩互层型地层裂缝发育的6种模式（图6）。图6a为厚层砂岩与中层泥岩组合，厚层砂岩层积聚了大量的弹性应变能后才破裂，产生的裂缝具有开度大、延伸长、间距大的特征，导致厚层砂岩裂缝密度小，规模较大的裂缝可以延伸到泥岩甚至刺穿泥岩，但泥岩自身厚度较大，不利于裂缝发育。图6b为厚层砂岩与薄层泥岩组合，泥岩厚度薄，砂岩中多数裂缝可以刺穿泥岩，加上砂岩派生的压应力，泥岩自身也容易破裂而发育规模较小的裂缝。图6c为中层砂岩与中层泥岩组合，与厚层砂岩相比，中层砂岩发育的裂缝开度减小，密度增大，砂岩裂缝很难刺穿泥岩，只有少数裂缝可以延伸到泥岩，且砂岩对泥岩裂缝发育促进作用减弱，泥岩自身发育裂缝数量较少，只在靠近界面处零星发育。图6d为中层砂岩与薄层泥岩组合，泥岩厚度较薄，砂岩裂缝可以延伸到泥岩或刺穿泥岩，泥岩自身同样也会发育规模较小的裂缝。图6e为薄层砂岩与中层泥岩组合，薄层砂岩在较小的变形条件下就可以产生裂缝，裂缝开度小、延伸较短、密度大，砂岩裂缝难以刺穿泥岩，只有少数可以延伸到泥岩，薄层砂岩对中层泥岩的影响较小，泥岩厚度大，自身很难发育裂缝。图6f为薄层砂岩与薄层泥岩组合，由于厚度较小，泥岩对砂岩产生裂缝的阻碍作用减弱，砂岩裂缝密度略有增大，少数裂缝可以延伸至泥岩甚至刺穿泥岩，泥岩自身也发育规模较小的裂缝。

图6　砂泥岩互层型地层裂缝发育模式

综上分析认为，厚层砂岩夹薄层泥岩组合中，裂缝开度和孔隙度最大，裂缝延伸长，连通性最好，其次为中层砂岩夹薄层泥岩组合和厚层砂岩夹中层泥岩组合，薄层砂岩中裂缝线密度较大，但裂缝开度和孔隙度较低，裂缝延伸短，连通性较差。克深气田在构造变形相似的区域，辫状河三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体裂缝发育程度最高，裂缝孔隙度高且连通性好，可以形成良好储集层；远砂坝、席状砂以及水下分流间湾裂缝孔隙度较低，物性差，难以形成有利储集层。

6　结论

（1）砂泥岩互层型的地层岩性界面处，在三轴压缩应力状态下泥岩应变量大于砂岩，泥岩的侧压应力将会增加，而砂岩的侧压应力将会明显减小，导致岩性界面处的砂岩积聚的弹性应变能减小，砂岩产生裂缝难度增大，泥岩积聚的应变能增大，泥岩产生裂缝难度降低。

（2）砂岩、泥岩单层厚度越薄，越容易产生裂缝，砂泥岩互层时，裂缝发育还受到不同层厚组合关系的影响。在相同应力条件下，中、厚层（1.5~10 m）砂岩可以产生开度大，延伸长的裂缝，能够延伸至泥岩或刺穿泥岩层；薄层（小于1.5 m）砂岩裂缝规模小，对泥岩影响较弱。泥岩厚度相同时，与其组合的砂岩厚度越大，泥岩越容易破裂产生裂缝；当泥岩厚度小于1 m时，泥岩受力后自身就比较容易破裂而产生裂缝。

（3）在构造变形相似的区域，辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积的厚层砂岩与薄层泥岩组合、中层砂岩与薄层泥岩组合、厚层砂岩与中层泥岩组合裂缝孔隙度高，连通性最好，可以形成良好储集层，其次为河口坝沉积的中层砂岩与中层泥岩组合。远砂坝、席状砂以及水下分流河道间的薄层砂岩与泥岩组合裂缝开度、孔隙度较低，连通性差。泥岩厚度大于1 m且与泥岩组合的砂岩厚度小于5.5 m时，可以成为隔夹层，对油气起到封隔作用。

符号注释

Asf——砂岩裂缝表面积，m2；

Amf——泥岩裂缝表面积，m2；

b0——造缝期裂缝开度，m；

bm——现今裂缝开度，即受现今地应力改造后的开度，m；

bres——裂缝表面承受最大正应力时的裂缝开度（因其很小，在模拟计算中取值为零），m；

Dlf——裂缝线密度，条/m；

Dvf——裂缝体积密度，m2/m3；

E——杨氏模量，GPa；

J——裂缝表面能，J；

Jsf——砂岩产生单位面积裂缝所需的能量，J/m2；

Jmf——泥岩产生单位面积裂缝所需的能量，J/m2；

hs——砂岩厚度，m；

hm——泥岩厚度，m；

L1——沿σ1方向的表征单元体长度，m；

L3——沿σ3方向的表征单元体长度，m；

Ss——砂岩面积，m2；

Sm——泥岩面积，m2；

Ws——砂岩积聚的应变能，J；

Wm——泥岩积聚的应变能，J；

Wp——泥岩塑性应变能，J；

θ——破裂角，（°）；ϕf——裂缝造缝期孔隙度，%；

ϕfm——裂缝现今孔隙度，即受现今地应力改造后的裂缝孔隙度，f；

σ1，σ2，σ3——分别为最大、中间和最小主应力，MPa；

σ1m——泥岩在岩性界面处的最大主应力，MPa；

σ2m——泥岩在岩性界面处的中间主应力，MPa；

σ3m——泥岩在岩性界面处的最小主应力，MPa；

σ1s——砂岩在岩性界面处的最大主应力，MPa；

σ2s——砂岩在岩性界面处的中间主应力，MPa；

σ3s——砂岩在岩性界面处的最小主应力，MPa；

σd——产生前兆微裂缝时的应力值，MPa；

σnref——使裂缝开度降低90%的有效正应力，MPa；

σ'1m——泥岩对砂岩产生与最大主应力反向的张应力，MPa；

σ'2m——泥岩对砂岩产生与中间主应力反向的应力，MPa；

σ'1s——砂岩对泥岩产生与最大主应力同向的压应力，MPa；

σ'2s——砂岩对泥岩产生与中间主应力同向的压应力，MPa；

ε3——最小弹性张应变，无量纲；

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Effect of Strata Thickness on Fracture Development in Sand⁃Mud Interbed

SHANG Lin1,2,DAI Junsheng2,FENG Jianwei2,YANG Xuejun3,WANG Ke2,SONG Baoshun1
(1.Research Institute of Exploration and Development,JidongOilfied Company,PetroChina,Tangshan,Hebei 06300,China;2.School of Geosciences,ChinaUniversity of Petroleum,Qingdao,Shandong 266555,China;3.Research Institute of Exploration and Development, PetroChina,Tarim Oilfied Company,Korla,Xinjiang 841000,China)

In order to study the effect of strata thickness on the fracture development in sand⁃mud interbed,this paper took the sand⁃mud interbed reservoir of braided river delta front in Keshen gas field in Tianshan mountain piedmont as an example,analysed the generation mechanism of structural fractures,calculated the density,aperture and porosity of fractures by using numerical simulation method,and then proposed six models for fracture development in the sand⁃mud interbed.The simulated results show that the thinner the single thick⁃ness of sandstone or mudstone,the easier the fracture generation,also,the fracture development of the interbed is influenced by the strata thickness.In the condition of same stress,the fractures with large aperture and long extension may occur in medium⁃thick（1.5~10 m）sand⁃stone,and be able to extend to or penetrate the mudstone.The fractures in thin(less than 1.5 m)sandstone with small aperture have weak effect on the mudstone.For mudstone of same thickness,the thicker the sandstone in it,the easier the fracture generation,and when the mudstone is less than 1 m in thickness,the loaded mudstone is easy to rupture and generate fractures by itself.In the area with similar re⁃gional tectonic deformation,the underwater distributary channels in braided river delta front are of high fracture porosity and good connec⁃tivity and could form good reservoirs,followed by mouth bar,distal sand bar,sand sheet and underwater interdistributary sands,they have low fracture porosity and low connectivity,being difficult to become favorable reservoirs.When the mudstone reaches 1 m and its sandstone is less than 5.5 m in thickness,it could become the barrier,enough actingas an effective sealingto oil and gas.

sand⁃mud interbed;fracture;thickness effect;structural stress;fracture development pattern

TE112.221

A

1001-3873（2015）01-0035-07DOI：10.7657/XJPG20150107

2014-07-30

2014-11-17

国家科技重大专项（2011ZX05003-04）；中央高校基本科研业务费专项资金（12CX06004A）

商琳（1987-），男，山东东平人，博士，石油地质，（Tel）18633172827（E-mail）shanglinsonny@163.com.