济阳坳陷超压和应力场对页岩油富集的影响

包友书

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

0 引言

页岩油是一种重要的非常规油气资源，已经在北美地区海相页岩中实现了成功勘探和开发。我国东部陆相盆地中也发育着大量的页岩油气［1-4］，由于对陆相页岩油富集的控制因素等方面认识不足，制约了页岩油的有效勘探。在页岩油勘探开发过程中，除了考虑泥页岩的有机质丰度、成熟度、储集性、可压性等条件外，流体压力和地应力条件也是重点考虑的因素。流体压力和地应力不仅为页岩油资源开采提供天然能量，也影响着泥页岩储层发育情况，尤其是裂缝及微裂缝的形成和发展，进而影响页岩油资源的富集程度和资源潜力。济阳坳陷是断-坳复合型坳陷，丰富的油气资源得益于古近系沙河街组优质烃源岩的广泛发育，尤其是沙三段和沙四段泥页岩。本文以济阳坳陷主力烃源岩古近系沙河街组泥页岩为研究对象，探讨了流体压力及地应力条件特征对页岩油富集的影响。

1 超压与页岩滞留烃富集关系

1.1 超压发育特征

济阳坳陷异常高压（压力系数高于1.2）多发现于2 200 m以深地层［5］。随着埋深增加，钻遇超压储层的概率明显增高，超压段的剩余压力数值明显变大。钻遇概率最大深度范围一般为3 000～3 800 m，主要分布在各个凹陷的洼陷带内。超压层的压力系数最高可达2.0，剩余压力最高达40 MPa以上。

2 800 m以深地层中，远离断裂的洼陷中心超压最强，超压强度由洼陷中心向洼陷边缘或距断裂带处逐渐降低［6］。2 800 m以浅地层中，钻遇的超压层主要分布在连通深部的断裂带附近，而中心部位或距断层较远的区域，很少钻遇超压层。这种分布特征差异表明，深部超压为自源超压，而浅部超压的形成与断裂发育具有一定关系，一般认为深部超压流体通过断层传递至此形成。

1.2 超压储层含油气性

为探索储层超压来源，对东营凹陷和沾化凹陷试油储层的地层压力和含油性进行统计。统计结果表明，超压储层的含油概率明显高于其他储层的含油概率，超压储层中水层所占比例远远低于其他储层。东营凹陷3 980个其他储层中，试油结果为水层的840个，比例高达21.59%；而484个超压储层中，含油气储层475个，占98.14%；水层9个，仅占1.03%（有4个储层有少量油产出）。沾化凹陷2 721个其他储层中，试油结果为水层的779个，占28.63%；而119个超压储层中，水层4个，仅占3.36%（有1个确定在油水界面以下）。试油结果表明，几乎所有的超压储层均具有一定程度的含油性。

济阳坳陷钻井过程中，发生过多起由于储层压力高、钻井液密度低而发生的高压钻井事故。钻井液相对密度大于1.2时发生井喷、井涌或水侵的储层92个，其中89个储层与油气有关，仅有3个储层为盐水层，未见油花及气显示。可以推测，济阳坳陷古近系现今储层内的超压可能与高压含油气流体的注入有一定关系，这种高压含油气流体应来自于沙河街组沙三段和沙四段的成熟烃源岩［6］。

1.3 滞留烃、自源超压与次生孔隙发育段对应关系

泥页岩热解参数S1可以近似表征泥页岩内滞留烃量的多少，作为页岩可动油资源潜力的评价指标［7］。统计济阳坳陷泥页岩热解数据建立演化剖面，并与地层测试超压数据剖面及沙河街组沙三下亚段孔隙度演化剖面进行对比（见图1）。

图1 济阳坳陷剩余压力、泥页岩滞留烃和泥页岩孔隙度演化

由图1可以看出，泥页岩滞留烃富集段与自源强超压段及次生孔隙发育带具有较好的对应关系（见图1a，1b），泥页岩在2 800～2 900 m逐渐进入滞留烃量高峰区间，随着深度增加，滞留烃量明显增加，直至达到峰值后再逐渐降低。对应的剩余压力演化剖面和孔隙度演化剖面也具有相似的变化规律（见图1c）。

沙三下亚段泥页岩孔隙度演化剖面表明，泥页岩总体上经历了压实及压实后的次生成孔过程，对应的高剩余压力带的高孔隙度并非欠压实成因，而是次生作用成因。这些次生增孔作用可能包括伴随烃类生成而产生的有机及无机酸性流体的溶蚀增孔作用［8-9］，以及高流体压力及地应力作用导致微裂缝开启等。泥页岩生烃能力越强，滞留烃量越高，次生孔隙越发育，剩余流体压力也越高。

2 地应力特征对页岩油富集的影响

2.1 地应力场特征

水平最大主应力σH和水平最小主应力σh与埋藏深度呈递增关系［10］，根据文献［11-18］资料统计了济阳坳陷地层地应力数据（见图2）。总体上σH为东西向或近东西向［19-20］。2 600 m以浅地层，垂直应力σv一般为最大主应力，即 σv＞σH＞σh；3 200 m 以深地层，σH一般为最大应力，即 σH＞σv＞σh；而在 2 600～3 200 m 地层中，有σv高于σH的数据，也有σH高于σv的数据。这可能与局部特殊应力环境有关，某些应力集中带构造应力高于其他地区。

图2 济阳坳陷深度与地应力关系

济阳坳陷由σv为最大主应力转换为σH为最大主应力的深度不同，一般在塑性沉积层相对较薄，且碳酸盐岩含量较高的部位，应力环境转换深度较浅，在2 800～2 900 m进入了σH为最大主应力的环境，如东营凹陷的南坡区域；而在洼陷区，应力环境转换的深度较深。济阳坳陷古近系泥页岩的σH为最大主应力的深度与自源超压发育深度段、泥页岩滞留烃富集段及泥页岩次生孔隙发育带有较好的对应关系。

2.2 水平应力主导成因裂缝特征

当 σv＞σH＞σh时，泥页岩塑性较强，裂缝一般伴随断层分布，平行于断层或与断层倾向相反。σH为最大主应力时，成岩作用相对增强，更易形成广泛发育的各种裂缝。通过一些开启裂缝或被方解石充填的裂缝产状，可以识别出此类应力环境下的裂缝，根据裂缝产状及形成条件，分为4类典型缝。

1）竖直缝。此类裂缝主要发育于岩石力学性质均匀，且脆性矿物（主要为碳酸盐矿物）含量较高的层段。裂缝呈竖直状或近竖直状（见图3a，4a—4c），或总体竖直但局部有微小锯齿状，有重结晶方解石充填缝，又有未充填缝隙，部分裂缝两侧可见到明显的横向错动（见图 4c）。

图3 济阳坳陷裂缝产生机制示意

图4 济阳坳陷水平应力为最大主应力时形成的裂缝

2）竖直+水平分支缝。此类裂缝主要发育于碳酸盐矿物含量较高、脆性较强且纵向力学性质差异较为明显的泥页岩中。一般呈1条主干缝，横向派生出一系列近乎水平的分支缝，水平分支缝多沿着原始层面开启的缝隙（见图 3b，4d，4e），也有部分斜穿过薄弱层面。主干缝延伸距离一般较短，或收敛于上、下部的塑性岩层，或被开启的水平层间缝阻隔。

3）雁列缝。此类裂缝多发育于深灰—黑色、微细纹层发育且有机质丰度较高的泥页岩中。裂缝多被重结晶方解石所充填，呈透镜体状，长轴为水平或接近水平方向，透镜体群一般呈雁列式分布（见图3c，4f，4g）。部分早期发育的透镜体雁列缝与后期发育的雁列缝混杂，观察不到明显的雁列。透镜体大小不一，小的仅几毫米，大的可横向穿透整个岩心。方解石一般来源于富含碳酸盐岩的泥页岩本身或附近岩石，经溶解迁移至裂缝并经重结晶形成。由于页岩的横向和纵向存在较强的力学性质差异，横向强度远远大于纵向强度。因此，在应力作用下穿层破裂（形成竖直缝）发生之前，先发生了顺层破裂（形成近水平缝）。另外，由于流体超压的存在，会抵消部分应力，纹层状泥页岩本身存在着潜在的可作为裂隙雏形的层面不连续缝隙。在早期水平缝内，流体作用于垂向接触面远远大于横向接触面，流体压力对垂向应力的削减程度要远高于横向上的应力削减，更容易导致横向裂缝的形成和扩展。

4）逆冲及派生缝。此类裂缝主要发育于局部水平应力为最大主应力，且与垂向应力差值较大的应力环境，而流体压力较高时，也可抵消部分垂向应力，造成水平最大主应力与垂直应力差值增大。裂缝呈现出明显的微小逆断层形式，周围发育一系列微小裂缝（见图3d，4h，4i），微小断层缝及派生裂缝有方解石充填缝，也有开启缝隙。微小逆断层缝伸展范围较小，一般为几十厘米以下，收敛于上、下塑性岩层或被横向裂缝所阻隔。

除了上述4类典型缝，还有大量其他复合形式及非典型水平应力裂缝，说明在水平应力为最大主应力的环境下，更容易形成多样性裂缝。

另外，在横向应力及流体压力共同作用下，在某些局部应力集中带、偏脆性泥页岩段，容易形成较大规模连续或断续的裂缝及微裂缝带，成为邻近泥页岩内流体压力调整、释放含油流体的重要场所。附近高压含烃流体短距离聚集形成泥岩裂缝型油藏，这类裂缝油藏也是高勘探程度探区精细勘探的目标。

3 结论

1）济阳坳陷古近系地层超压主要来源于成熟泥页岩的生烃增压，泥页岩自源超压段与滞留烃高峰段及次生孔隙发育带相对应。

2）济阳坳陷地应力场最大主应力由垂向应力转换为水平应力的起始深度为2 800 m，在泥页岩滞留烃富集、自源超压发育及次生孔隙发育段，水平应力一般为最大主应力。

3）济阳坳陷古近系泥页岩具有4类水平应力为最大主应力的成因裂缝：脆性层竖直缝、非均质性层竖直主干+水平分支缝、雁列式方解石透镜体充填缝和挤压逆冲及派生缝。

4）济阳坳陷页岩油富集段应力场与流体超压耦合有利于形成裂缝及微裂缝储集层，甚至在局部应力集中带形成泥页岩裂缝型油藏。