构造应力-流体压力耦合作用下的裂缝发育特征——以渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷裂缝性泥页岩“油藏”为例

骆杨，赵彦超，陈红汉，苏惠（. 中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室；. 中国石化中原油田公司）

构造应力-流体压力耦合作用下的裂缝发育特征——以渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷裂缝性泥页岩“油藏”为例

骆杨1，赵彦超1，陈红汉1，苏惠2
（1. 中国地质大学（武汉）构造与油气资源教育部重点实验室；2. 中国石化中原油田公司）

中央高校基本科研业务费专项资金资助项目（CUGL140808）

摘要：利用岩心观察、流体包裹体分析和盆地模拟等方法，考虑构造应力与流体压力耦合关系，对渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段盐间强超压裂缝性泥页岩“油藏”中的裂缝发育特征进行了研究。结果表明：①该油藏的裂缝以构造裂缝和水力破裂缝为主，强超压区域内裂缝产状散乱，甚至发育水力破裂水平缝；②超压通过改变岩石的孔隙弹性响应和渗透力作用来改变地层的差异应力和主应力方向，从而影响裂缝的类型和产状；③构造裂缝和水力破裂缝可细分为7种应力状态类型、3期发育，其中纵张和横张裂缝主要在第1期发育，水力破裂缝主要在第2期内构造抬升前发育，构造剪裂缝主要在第2和第3期发育，构造应力和超压均强烈发育时裂缝类型和产状呈多样化。图10表1参38

关键词：流体压力-构造应力耦合；裂缝性泥页岩“油藏”；超压；裂缝类型；裂缝产状；柳屯洼陷

0　引言

裂缝性泥页岩“油藏”是页岩油中非常有潜力的一类[1]，且大多发育超压[1-6]。通常认为，超压以降低有效应力的方式促进地层构造裂缝的发育，或者直接作用产生水力破裂缝，但不会改变差异应力状态而影响裂缝发育的类型[5,7-11]。但越来越多的事实表明，流体压

力可以在一定程度上改变构造应力的大小和分布[12-17]，其影响之一是，超压在降低地层有效应力时也减小差异应力，从而在促进裂缝发育的同时，使裂缝发育类型由剪裂缝向张裂缝转变。流体压力与构造应力的这种耦合关系（以下简称应-压耦合）目前在国外已逐渐

被关注[15,18-19]，并应用于断层稳定性分析[20]、地应力预测[21-22]、盖层完整性分析[12]、裂缝类型分析[23-26]等方面。因此，在超压泥页岩“油藏”的裂缝研究中，也需要考虑应-压耦合作用的影响。本文采用应-压耦合分析方法，以渤海湾盆地东濮凹陷柳屯洼陷东部沙三上亚段盐间泥岩段强超压（压力系数2.2）稠油油藏[2,27]为例，综合运用岩心观察和流体包裹体分析等技术，分析了该超压泥页岩“油藏”的裂缝特征，为其成藏过程研究和开发评价提供依据，同时也尝试为该类型泥页岩“油藏”的储集层研究提供借鉴。

1　应-压耦合与裂缝发育关系

根据Terzaghi有效应力定义[28]，流体超压降低有效应力，在剪应力（τ）和正应力（σn）的坐标空间中，莫尔圆向左平移且大小不变（见图1a），其前提条件是，边界可通过形变保持总应力不变[29]。然而，在实际地层中，当孔隙流体压力升高引起岩石体积变大时，垂向上可通过顶部开放边界的变形保持总应力不变，侧向上却因不能自由膨胀而引起总应力变大[29]。对此，Hillis[30]和Goulty[17]等提出了孔隙流体压力和总应力耦合的观点，认为孔隙流体压力可通过岩石的孔隙弹性响应改变地层最小水平应力而不影响垂向应力大小。Rozhko[31]则提出，孔隙流体压力在分布不均匀时，还可以通过超静水压力梯度产生的渗透力影响构造应力。总体上，孔隙流体压力可通过岩石的孔隙弹性响应和流体的渗透力影响地层的构造应力特征，即应-压耦合。其简单耦合关系可通过Engelder和Fischer提出的公式[18]说明：

由（1）式可见，最小水平应力在一定程度上随孔隙流体压力的升高而增大，当垂向应力为最大主应力且不变时，最小水平有效应力σh′比垂向有效应力σv′减小的速率小，从而导致差异应力变小[28]（见图1b）。需要注意的是，公式（1）仅反映了孔隙弹性响应对应-压耦合的贡献，但也足以表明超压对构造应力的影响。

图1　超压对差异应力及岩石破裂的影响示意图

在上述应-压耦合作用下，孔隙流体压力可以影响地层破裂发生的条件及破裂类型[32]，这与传统观点不同。以最大主应力为垂向应力的情况为例，根据格里菲斯-库仑破裂准则[9]，莫尔圆与破裂包络线相切则岩石破裂，若差异应力（莫尔圆直径）小于4T（T为抗张强度）则发生张破裂，否则发生剪破裂。传统观点认为，超压使莫尔圆向破裂包络线移动（见图1a），促进裂缝发育，但差异应力不变，裂缝发育类型不变（见图1c）。而在应-压耦合作用下，超压引起最小水平应力变大，莫尔圆左移的同时也逐渐变小（见图1b），与传统的有效应力变化条件相比，增加了其与破裂包络线相切的难度，且差异应力小于4T时破裂类型可由剪破裂变为张破裂（见图1c）。此外，渗透力对主应力大小及方向的复杂作用[31]，也会影响裂缝发育的产状。

2　研究区概况

2.1 地质条件

柳屯洼陷处于东濮凹陷西斜坡北部，北面和西面为邢庄断层所限，东面为文西断层上升盘，新生界自下而上分别为沙河街组（Es）、东营组（Ed）、馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）和平原组（Qh），其中，沙河街组沙三段是本区主要的烃源岩和储集层系，在沙三上亚段中下部发育大范围的盐湖相沉积（见图2）。钻录井资料及超压预测结果显示，膏盐层分布区多发育强超压：东部膏盐层分布区具有突变-强超压的压力结构，而西部和南部无膏盐层分布区则为渐变-常压/弱超压的压力结构（见图2）。裂缝性泥页岩“油藏”发现于东部膏盐层发育的强超压区域，钻探结果显示，位于强超压区内的濮深18（PS18）井和濮深18-1 （PS18-1）井获工业油流，而位于弱超压区域的濮深18-8（PS18-8）井不产油。目前，该油藏处于滚动勘探开发阶段，油藏范围还有待确定。

根据对PS18-1井和PS18-8井岩心和薄片资料的分析，该油藏储集层主要为泥质岩类（78%）、碳酸盐岩类（9%）和蒸发岩类（13%）（见图3），纵向上构成频繁的泥质岩—碳酸盐岩—硫酸盐岩—氯化盐岩“韵律段”。这种盐-泥互层沉积结构促进了盐间泥岩段超压的发育。对泥页岩的X衍射分析表明，其脆性矿物（石英、方解石和白云石）平均含量为42.6%，与美国Appalachia盆地泥盆系泥页岩的脆性指数临界值相当[33]。脆性大则有利于产生天然裂缝、发育裂缝性泥页岩“油藏”。地球化学分析也表明，该区泥质岩具有较好的有机质丰度、类型，且已进入大量生烃早期，“油藏”原油为自生自储的原生稠油。

图2　柳屯洼陷沙三上亚段地层压力、沉积和构造特征

图3　PS18-1井和PS18-8井目的层段岩性分类

2.2 构造演化及裂缝发育期次

东濮凹陷经历了4个构造运动期和6个构造演化阶段[34]，其中，柳屯洼陷经历了2个构造运动期和3个构造演化阶段：①喜马拉雅期，早期北西西—南东东向拉张，晚期构造反转及近东西向挤压；②新构造期，区域构造应力场变为右旋，据压裂和偶极声波各向异性资料，洼陷东部现今最大水平主应力方向为北东148°。这有利于该地区天然裂缝的多期发育，其中前2个构造演化阶段构造应力作用强烈，是裂缝的主要形成时期。

在构造活动影响下，“油藏”超压演化呈“一个半”旋回（见图4）。以流体包裹体恢复的古地层压力和录井获取的现今地层压力为约束开展超压演化的盆地模拟，结果表明：早期地层快速沉降和膏盐封盖形成大范围的欠压实超压，并伴随部分生烃增压，东营组沉积末期地层抬升导致大范围的超压降低，随后地层沉积重新增压且生烃增压作用增强，并在第四纪时因地层快速沉降而迅速增压。受构造活动和超压演化的影响，该“油藏”存在3期流体活动（见图4），结合取自多条裂缝的流体包裹体均一温度分析结果可知：第1期，沙一段沉积晚期—东营组沉积早期（距今29～34 Ma），超压形成并快速发育；第2期，东营组沉积早期（距今27～29 Ma），超压达到构造抬升前顶峰（地层压力系数1.7）；第3期，明化镇组沉积以后（距今0～2 Ma），超压达到最大强度（地层压力系数超过2.0）。由于该泥页岩“油藏”具有低渗及原生稠油特征，热流体（特别是烃类）的大规模活动侧面反映了裂缝发育强烈。因此，该“油藏”裂缝发育至少存在3期，这也与构造应力场演化的3个阶段相对应。

图4　柳屯洼陷Es3上泥页岩“油藏”流体活动期次及超压演化

图5　柳屯洼陷沙三上亚段盐间泥岩裂缝特征

3“油藏”裂缝特征

3.1 裂缝类型及产状

根据PS18-1井和PS18-8井岩心观察，该泥页岩“油藏”的裂缝主要有构造缝、水力破裂缝和沉积缝等成因类型。

3.1.1 构造缝

主要包括张裂缝和剪裂缝。张裂缝包括横张裂缝（近北东向）和纵张裂缝（近北西向），为张性垂直缝，发育于盐层上隆形成的鼻状隆起之上，一般具有以下特征：①剖面上呈上大下小“V”形（见图5a）；②剖面和平面上呈波折延伸，裂缝开度1～2 mm（见图5b）；③受石膏水平纹层限制，垂向上延伸不远，多数小于10 cm。统计表明，张裂缝中40%被石膏、方解石、岩盐甚至沥青充填（见图5a），余者为开启缝，且多见油气浸染（见图5b）。剪裂缝可见两种类型：①在平面上呈X型，剖面上垂直分布（由于岩心尺度小，很少能看到共轭剪裂缝，多为单一剪裂缝或平行分布的垂直剪裂缝）（见图5c）；②在剖面上呈X型，平面上呈直线分布（见图5d、5e）。剪裂缝张开度较小，一般1～4 mm，大多开启，可见油气浸染痕迹。另外，可见少量拉伸走滑应力场形成的张剪裂缝（见图5f）。

3.1.2 水力破裂缝

特征为：①延伸距离短（小于20 cm），多呈纺锤形，裂缝张开度中间大，两头小，被石膏充填（见图5g、5h）；②有水平和垂向两种裂缝，前者多沿层理发育，而后者则走向较为散乱（见图5h）。

3.1.3 沉积缝

沉积缝为水平纹层间发育的微裂缝。在荧光显微镜下，含钙含云泥岩可见有发黄色荧光深色泥岩与发淡蓝色荧光泥晶白云石构成的互层状水平纹层，其中黄色荧光指示烃类，说明纹层间存在微裂缝（见图5i）。

统计各类裂缝的数量及产状，该“油藏”的裂缝具有以下特征：①构造缝和水力破裂缝为主，沉积缝发育较少，而构造缝中的张裂缝比剪裂缝更发育（见图6）；②裂缝走向多样，横张裂缝走向多为近北东向（平均北东30°），纵张裂缝走向多为近北西向（平均北西295°～300°），剪裂缝走向主要有近北西向（北西330°左右）和近北东向（北东55°左右）两组（见图7），水力破裂缝走向则大多不固定；③构造缝倾角多样（见图7），主要为垂直缝（约占78%，倾角大于75°，平均88°），其次为斜交缝（约占22%，倾角15°～75°，平均72°）。

图6　岩心观察各类构造裂缝分布特征

3.2 裂缝特征与区域构造背景的矛盾

将岩心观察的裂缝产状与区域构造背景下产生的裂缝特征对比可见，岩心（特别是PS18-1井）观察的构造裂缝产状比较散乱，与该地区3个构造演化阶段可以产生的构造裂缝产状有较大出入，而成像测井识别的构造裂缝产状的散乱分布特征则佐证了岩心观察的结果（见图7）。

图7　“油藏”构造裂缝产状与区域构造裂缝走向对比

另外，对比PS18-1井和PS18-8井的岩心裂缝特征可见，其裂缝类型和产状有明显差别。水平和垂向延伸的两类水力破裂缝，在两口井中的分布特征有差异：水力破裂水平缝在PS18-1井中相对较多，且部分开启；水力破裂垂直缝的走向在PS18-8井中多呈北北东—北东向，而在PS18-1井中比较散乱。同时，PS18-8井中构造裂缝的产状分布范围相对集中，而PS18-1井构造裂缝的走向和倾角分布范围都较大（见图7）。由于两口井的构造和沉积背景一致，这极可能是超压因素所致。而根据超压影响裂缝发育的传统观点，两口井的裂缝类型和产状难以产生显著差别。这需要超压能够改变地层的差异应力，使位于超压区域不同部位的两口井的局部差异应力状态产生差异。这与应-压耦合的观点相符。

4　裂缝发育的应-压耦合因素

根据应-压耦合理论，该“油藏”中分布不均匀的超压对构造应力的影响可从以下两方面进行分析。

4.1 孔隙弹性响应改变差异应力

根据公式（1）和图1b所示，均匀分布的超压可以使莫尔圆在向左移动的同时变小，使地层潜在的破裂形式在一定条件下由剪破裂转变为张破裂。但实际上，超压通常并非均匀分布，对此，Mourgues等在不考虑构造活动的条件下，基于孔隙弹性理论和模拟实验分析了局部和盆地规模超压共同作用下的应-压耦合关系[12]，并预测了局部和盆地规模超压共同作用下的裂缝发育类型。以此为基础，可在构造运动和超压发育相互独立的假设下，通过叠加构造运动产生的应力场，得到水平挤压和水平拉伸构造背景下的应-压耦合裂缝发育模式（见图8）。假定最大主应力始终为垂向应力且静水压力条件下地层所处应力状态（图8黑色实线莫尔圆）为最小水平有效应力σhh′和垂向有效应力σvh′，则构造活动、超压和岩石破裂样式之间的关系为：构造挤压（图8a黑色虚线莫尔圆），最小水平有效应力σh′与垂向有效应力σv′的差值较小，有利于张破裂发生（图8a蓝色莫尔圆），但盆地规模超压程度较低则有利于剪破裂发育（图8a绿色莫尔圆）；相比之下，构造拉张（图8b黑色虚线莫尔圆）时，有利于剪破裂发生（图8b绿色莫尔圆），但盆地规模超压较高则有利于张破裂发育（图8b蓝色莫尔圆）。

图8　构造作用影响下的盆地应-压耦合岩石破裂发育模式

根据上述裂缝发育模式，柳屯洼陷沙三上亚段盐间泥页岩“油藏”早期构造拉张阶段，地层开始发育大范围的欠压实增压，有利于发育剪裂缝；构造挤压阶段，初期时超压达到顶峰且伴随生烃增压，有利于发育张裂缝，随后地层抬升导致盆地大范围超压降低，则有利于发育剪裂缝；在晚期构造拉张阶段，初期地层普遍超压较低、生烃作用较弱，有利于发育剪裂缝，后期快速沉降导致大范围高强度超压且伴随生烃增压的增强，有利于发育张裂缝。

4.2 渗透力影响主应力方向

局部超压可因周围孔隙压力梯度的存在而产生渗透力，特别是超高压引起的渗透力，可以显著影响地层的最小主应力，而非垂向的渗透力还会改变地层主应力的方向[35-36]。地层主应力方向的变化则影响裂缝发育的产状。Rozhko通过数值模拟实验也发现[31]，超压产生的渗透力会沿流体压力梯度方向叠加于原有应力场，改变局部应力状态，从而产生走向与原有应力场不相符的裂缝。柳屯洼陷东部的泥页岩“油藏”上下受盐岩限制，其流体压力在水平方向变化。因此，可采用均质的平面孔隙弹性介质和呈圆形的超压体模型进行理论数值模拟，模拟结果显示，超压体边缘的渗透力造成局部主应力方向呈规律性变化（见图9）：水平最大主应力向平行于流体压力梯度的方向偏转，水平最小主应力则向垂直于流体压力梯度的方向偏转。以PS18-1井和PS18-8井为例，沉积早期欠压实超压为主时，压力分布相对均匀，渗透力影响不明显；东营组沉积末期构造抬升泄压后重新增压过程中，生烃增压的贡献相对变大，加强了压力分布的非均质性和渗透力的作用；根据目的层段现今压力系数分布，两井位置的流体压力梯度为近北西—南东向，故两井处现今最大水平主应力将向近北西—南东方向偏转。

图9　超压分布对主应力方向影响示意图

此外，超压发育、有效应力减小也会导致泥页岩的泊松比增加[37]、内摩擦角变小[38]，在一定程度上使裂缝与最大主应力之间的夹角变大，如最大主应力为垂向应力时则表现为裂缝倾角变小。因此，与超压影响裂缝发育的传统观点相比，随着构造应力场和超压的演化，在两者耦合作用下：裂缝产状（走向和/或倾角）范围将会有一定程度的扩大，即表现为裂缝产状的散乱分布；裂缝类型（剪裂缝/张裂缝）也可能发生变化，如水力破裂水平缝的发育。

5　裂缝分类及演化

5.1 裂缝应力状态分类

岩心观察可见，部分剪性斜交缝比张性垂直缝发育更晚（见图5e），但这类岩心资料较少，不能对各类裂缝进行全面分析。包裹体分析资料也仅能确定该“油藏”至少发育3期裂缝。因此，本文采用应力场对比方法，以发育所需应力状态细分构造缝和水力破裂缝，并与各时期的地应力状态对比，从而确定各类裂缝发育的大致时期和先后顺序。需注意的是，由于存在应-压耦合的影响，因此在细分裂缝类型和对比地应力场时，需考虑前文所述应-压耦合对裂缝产状和类型的影响。

在依据发育时的应力状态细分裂缝类型时，其原则及方法为：①依据格里菲斯张破裂准则和库仑-纳维尔剪破裂准则[9]；②以最大主应力为主、中间主应力为辅；③以构造应力场3个演化阶段中可产生的区域裂缝产状为基础分类；④考虑应-压耦合作用及超压对岩石力学性质的影响，适当修正各基础分类的裂缝类型及产状范围，尽量划分岩心观察和成像测井资料中产状较散乱的部分裂缝。这一裂缝分类原则和方法便于区分各类裂缝的发育时期，同时也可尽量划分“油藏”的各种裂缝。据此，该“油藏”的构造缝和水力破裂缝可主要细分为7种类型（见表1），各类型的产状均有一定范围（见图10），并以其中主要的应力方位表示，其中第Ⅶ类受超压的影响最明显，其他各类则仍以构造作用为主，超压仅在一定程度上影响裂缝产状。

表1　柳屯洼陷沙三上亚段盐间裂缝的应力状态分类

图10　柳屯洼陷沙三上亚段裂缝性泥页岩“油藏”应力演化及裂缝发育类型

5.2 裂缝演化

对比地应力场确定7类裂缝发育时期时，应首先划分裂缝发育期并确定各期内可能发育的裂缝类型和产状，再与7类裂缝对比，同时注意各期内构造应力和流体压力耦合作用的差异。在构造应力场和地层超压共同作用下，该“油藏”形成了3期热流体的大规模活动，对应3个裂缝强烈发育时段。因此，该“油藏”的裂缝发育，可以构造演化阶段为主划分为3期：第1期以喜马拉雅早期为主，强烈发育于距今29～34 Ma；第2期以喜马拉雅晚期为主，强烈发育于距今27～29 Ma；第3期以新构造期为主，强烈发育于距今0～2 Ma。3期内可能的裂缝发育类型和产状已在前面提及，但受应-压耦合作用影响的程度不同：第2期内构造作用强烈，且超压较为发育，应-压耦合作用较强，裂缝类型和产状都比较多样；相比之下，第1期和第3期早期超压程度较弱，裂缝产状则相对集中；在裂缝强烈发育的各时段内，若超压发育程度较高，则裂缝发育的类型和产状也会比较多样。

依据上述分析，结合岩心观察得到的裂缝发育先后顺序，确定7类裂缝发育的大致时期和顺序见图10，以裂缝产状范围的扩大和类型的增多表示应-压耦合的影响。需要说明的是，由于柳屯洼陷缺乏地应力测量资料，本文仅定性分析了地应力状态和裂缝发育规律。

图10可解释该“油藏”中大多数裂缝的发育时期，一定程度上解决了裂缝产状散乱和类型多样造成的分类及确定发育时期存在的困难。对比裂缝的应力状态分类与成因分类（见表1）可知，纵张、横张裂缝主要在第1期发育，而构造剪裂缝主要在第2和第3期发育，水力破裂缝主要在第2期初期构造抬升前发育。

6　结论

流体压力与构造应力存在耦合，超压通过改变岩石的孔隙弹性响应和流体的渗透力来改变地层局部的差异应力大小和主应力方向，影响裂缝发育的类型和产状。柳屯洼陷沙三上亚段盐间泥页岩“油藏”的储集层裂缝以构造缝和水力破裂缝为主，在应-压耦合作用下，强超压区域内裂缝产状散乱，甚至发育水力破裂水平缝。该“油藏”的构造缝和水力破裂缝可细分为7种应力状态类型、3期发育：第1期以喜马拉雅早期为主，强烈发育于距今29～34 Ma；第2期以喜马拉雅晚期为主，强烈发育于距今27～29 Ma；第3期以新构造期为主，强烈发育于距今0～2 Ma。纵张和横张裂缝主要在第1期发育，水力破裂缝主要在第2期内构造抬升前发育，构造剪裂缝主要在第2和第3期发育，构造应力和超压均强烈发育的时段内裂缝类型和产状呈多样化，可产生水力破裂水平缝或走向杂乱的水力破裂垂直缝。符号注释：

τ——剪应力，MPa；σn——正应力，MPa；σh——最小水平应力，MPa；σh′——最小水平有效应力，MPa；σv——垂向应力，MPa；σv′——垂向有效应力，MPa；pp——孔隙流体压力，MPa；v——泊松比，无量纲；α——Biot-Willis系数，无因次；p0——当前孔隙流体压力，MPa；pt——差异应力等于4T时的孔隙流体压力，MPa；T——抗张强度，MPa；σhh′，σvh′——假定最大主应力始终为垂向应力，静水压力条件下地层最小水平有效应力和垂向有效应力，MPa；C——内聚力，MPa；μ——内摩擦系数，无因次；σ1，σ2，σ3——最大、中间、最小主应力，MPa。

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（编辑 黄昌武）

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

作者简介：第一骆杨（1985-），男，河北邢台人，博士，中国地质大学（武汉）资源学院石油系讲师，主要从事精细油藏描述和盆地模拟方面研究。地址：湖北省武汉市洪山区鲁磨路388号，中国地质大学（武汉）资源学院石油系，邮政编码：430074。E-mail：luoyang0802@163.com

DOI:10.11698/PED.2015.02.06

文章编号：1000-0747(2015)02-0177-09

文献标识码：A

中图分类号：TE122.1

基金项目：国家自然科学基金项目（41402117）；国家科技重大专项（2011ZX05006-004）；