盐间超压裂缝形成机制及其页岩油气地质意义——以渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组三段为例

刘卫彬，周新桂，徐兴友，张世奇

（1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京100029；2.中国石油大学（华东），山东青岛266580）

0 引言

随着油气勘探开发程度的提高，页岩油气在世界能源结构中的地位越来越重要[1-4]；中国北部广泛发育中新生界陆相湖盆沉积，具有丰富的页岩油气资源潜力[5-6]。松辽盆地和渤海湾盆地正紧锣密鼓地开展页岩油气勘探，其中渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组三段（简称沙三段）页岩有机质丰度较高，类型较好，热演化程度适中，页岩厚度较大，含油率较高，初步评价油气资源总量可达10.67×108t，页岩油气资源潜力巨大[7]。然而，由于储集层具有颗粒细小、矿物组成复杂、孔隙小、喉道窄、物性差、可流动性差等特点，使得东濮凹陷页岩油气的有效开发利用成为当前的瓶颈问题。

前人研究发现，东濮凹陷沙三段广泛发育盐膏岩[8]，盐间页岩多为超压地层，页岩中微裂缝十分发育[9-10]，页岩微裂缝不仅可作为有效的油气储集空间，也可作为油气的渗流通道，对页岩油气的赋存、运移具有举足轻重的作用[11-13]。早在1976年，文6井盐间页岩裂缝中就钻获油斑、油浸等高级别的油气显示；2000年，在文古2井沙三段3 110.49～3 115.35 m井段盐间页岩中钻遇超压裂缝页岩油，累计产油 60 m3；2009年，位于中央隆起带的濮深18井在盐间页岩段见到良好油气显示，邻近的濮深18-1井在井深3 252 m发生井喷，钻井取心及成像测井均证实其为盐间超压裂缝页岩油气[9-10]。通过对东濮凹陷进行老井复查，发现沙三段钻遇盐间超压裂缝页岩油气显示的井共有74口。可见，东濮凹陷沙三段盐间超压裂缝页岩具有重要的勘探价值，是一个新的找油领域。

近年来，国内外学者在裂缝的类型、成因及定量预测等方面取得了许多研究成果[14-19]，但多集中在构造裂缝和非构造裂缝方面[20-21]，对盐间超压裂缝的研究相对较少，盐间超压裂缝页岩油气的勘探开发缺乏理论支撑。本文以东濮凹陷沙三段盐间页岩储集层为例，通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析、测井资料分析、流体包裹体分析、地层压力反演等方法，对东濮凹陷沙三段盐间页岩超压成因、超压裂缝发育特征、形成机制及其意义进行研究，为研究区盐间超压裂缝页岩油气藏的评价及有效开发提供理论依据。

1 区域地质概况

东濮凹陷位于中国东部渤海湾盆地南段，于古近纪发育一个典型的富油气盐湖盆地，勘探面积约5 300 km2，东、西两侧分别为鲁西隆起和内黄隆起，北部与临清坳陷相邻（见图1）。东濮凹陷受断裂构造的控制，呈现“两洼一隆一斜坡”的构造格局，构造带北部主要发育西部洼陷（柳屯—胡状集地区）及东部洼陷（濮城—前梨园地区）两大生烃洼陷。古近系沙河街组是研究区主要勘探目标层系，总厚度约5 000 m，自上而下分为一段（Es1）、二段（Es2）、三段（Es3）、四段（Es4）[22]。其中，沙三段（Es3）在研究区分布最广、厚度最大，属于半深湖—深湖相沉积，岩性主要为灰、深灰色页岩与灰色粉砂岩、细砂岩、盐膏岩不等厚互层，既是主要生烃层系，又是主要的储集层，勘探潜力巨大。

东濮凹陷沙三段最突出的特征是沉积了 3套巨厚且分布广泛的盐膏层，自下而上分别是 Es34盐、Es33盐、Es32盐，除 Es33盐分布范围较小以外，其他盐层分布范围广、厚度较大且相互叠合，形成多层屏蔽的区域性盖层[23]。Es34盐主要分布于文留—前梨园地区，面积约450 km2，沉积中心在濮深7井附近，厚约600 m（见图1）。Es32盐分布范围向西迁移，主要分布在柳屯—户部寨、胡状集、文留及前梨园洼陷西侧，面积约400 km2，沉积中心在柳屯洼陷南部，厚度约为500 m（见图1）。东濮凹陷沙三段盐膏层的广泛发育为页岩超压和盐间超压裂缝的形成提供了良好地质条件。

2 超压分布特征及成因

2.1 超压分布特征

根据中国东部超压盆地压力划分方案[24]，结合东濮凹陷沙三段压力分布特征，对研究区压力系统作如下划分：压力系数0.8～1.0为常压、压力系数1.0～1.2为弱超压（也是压力过渡带）、压力系数1.2～1.5为超压、压力系数大于1.5为强超压。

东濮凹陷沙三段地层压力数据统计结果显示超压现象十分明显，平均压力系数大于1.2（见图2）。纵向上，地层压力随深度的增加逐渐变大，呈阶梯状递增，且具有明显的分带性，压力系统转换界面深度分别为3 000 m、4 100 m，主要分布在沙三中亚段和沙三下亚段。不同地区的超压分布具有差异性（见表 1），文留地区地层压力最大，平均压力系数为 1.39，压力系统转换界面深度分别为3 100 m和4 200 m；其次为濮卫地区，平均压力系数为 1.23，压力系统转换界面深度分别为3 000 m和4 100 m；胡庆地区压力系数最小，平均为1.18，压力系统转换界面深度为2 900 m。平面上，地层压力分布呈现明显的分区性，由西向东逐渐增大，压力系统转换界面深度由西向东逐渐增加。主要有3个超压中心，第1个超压中心位于文留地区，压力系数普遍大于 1.3，最高可达 1.9，是研究区压力系数最高的区域；第2个超压中心位于户部寨地区，压力系数为1.2～1.7；第3个超压中心在胡状集和庆祖集地区，压力系数为1.1～1.5（见图3、图4）。

2.2 超压成因

2.2.1 盐膏层封堵及欠压实作用

通过对比发现，研究区超压纵向和平面分布与盐膏岩的空间分布具有明显的对应关系（见图2、图3）。沙三段地层超压主要分布在盐膏岩层之下，超压带顶界面与Es32盐相对应，其下地层压力系数突增至1.5；强超压带顶界面与 Es34盐相对应，其下地层压力系数最高可达2.0。分析认为，盐膏岩层对超压的形成和保存均具有重要作用：①盐膏岩层岩性致密，孔喉不发育，封盖作用较好，排替压力较大，使页岩中流体难以向上排出，形成欠压实，导致超压的产生；②埋藏达到一定深度时，盐膏岩层中的矿物转化发生脱水作用，1 m2的石膏脱水变成硬石膏可释放出0.486 m3的水[25]，这些脱出水进入相邻地层导致压力增大，进一步增强页岩欠压实作用形成超压[26]；③膏盐层在较高温度和压力条件下具有塑性强、易流动的特点，不会轻易产生裂缝，新产生的裂缝会被充填而无法穿透盐膏岩层，使得超压得以保存。

表1 东濮凹陷沙三段地层压力系统结构特征（数据来源于实测压力）

图3 东濮凹陷北部地区沙三段盐膏岩厚度分布图

2.2.2 生烃增压作用

图4 东濮凹陷沙三段压力系数与盐间超压裂缝分布规律及匹配关系图

东濮凹陷沙三段盐间页岩沉积厚度大，最厚可达500 m，总有机碳含量为 0.14%～6.19%，干酪根类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，含有部分Ⅰ型，以生油为主，绝大部分有机质热演化进入了凝析气—湿气甚至干气阶段，是东濮凹陷成烃的主要层系。对比压力系数与有机质演化特征发现（见图2），研究区的超压带发育深度与有机质热演化达到成熟阶段的深度基本一致，为3 000～4 100 m；强超压带发育深度与高成熟阶段深度一致，表明研究区超压分布与烃源岩生烃热演化在时空上具有一致性。分析认为，烃源岩中有机质达到生油门限之后会产生大量油气，干酪根向油气转化是一个密度由大变小的过程，在高地温场条件下，生成流体的体积会发生膨胀[27]（原油的膨胀系数为 0.955×10-3，岩石骨架的膨胀系数仅为0.009×10-3），由于上、下盐膏岩层封堵条件良好，烃类不能及时向外运移，大量聚集引起地层压力增大而产生超压。

2.2.3 黏土矿物转化脱水作用

通过对东濮凹陷沙三段页岩黏土矿物测试分析可知，其主要成分为伊利石，其次为伊蒙混层（见图2），超压发育深度和黏土矿物脱水转化深度呈现对应关系，超压段内伊利石含量显著增大，伊蒙混层含量逐渐降低，说明黏土矿物的转化脱水作用对超压的形成具有一定贡献。分析认为，由于含盐地层富含钾离子，盐膏岩层具有较好的导热性，随着地层埋深的增加，地层温度不断升高，当地层温度达到蒙脱石的脱水门限时，蒙脱石向伊利石转化并释放大量晶格层间水和吸附水，理论上可使孔隙水含量增加6.6%[28]，在盐膏岩层形成的封闭体系内，黏土矿物转化脱出的水无法排出，从而造成孔隙压力的升高形成超压。

2.2.4 断层封闭作用

良好的构造配置关系和较强的断层封闭性是异常高压产生和保存的重要条件。以文东构造带为例，该构造带是一个较为完整的滚动背斜构造带，徐楼断层与文东断层相交错断，形成反屋脊式组合关系，使两侧盐膏岩与砂岩、页岩对接配置，形成岩性对置封闭。此外，根据断层活动速率研究认为，文东断裂带活动时期是沙河街组—东营组沉积初期，东营组沉积期之后断层不活动，未切穿东营组[21]，因此可知，文东断裂带活动期在第一次成藏期之前，成藏期不活动，具有封堵性。综上认为，文东断裂带封闭性良好，对储集层中流体的运移起到很好的封堵作用，使得储集层中的流体无法及时排出而形成欠压实，使断层控制的盐间地层形成超压。

综合分析认为，盐膏岩层封堵及欠压实作用、生烃增压作用、黏土矿物转化脱水作用、断层封闭作用是形成东濮凹陷沙三段超压的 4个主要因素，其中盐膏岩层封堵欠压实作用、断层封闭作用是主要静态因素，生烃增压作用是主要动态作用，黏土矿物转化脱水作用是次要动态作用，各因素在时空上的相互配置形成研究区超压发育系统。

3 盐间超压裂缝发育特征及形成机制

3.1 盐间超压裂缝发育特征

东濮凹陷沙三段盐间页岩地层中普遍发育微裂缝，超压发育区取心井盐间页岩样品铸体薄片和扫描电镜观察发现，微裂缝多分布在盐间和盐下地层中，微裂缝附近地层石膏、硬石膏胶结现象显著，压力系数越大，微裂缝的发育程度越高（见图5），因此，定义此类与盐间超压作用有关的页岩微裂缝为盐间超压裂缝。

盐间超压裂缝主要发育在盐间超压页岩地层中，产状不规则，分布不受构造应力场及局部构造的控制。盐间超压裂缝单体规模较小，延伸长度短，宽度不一，常呈纤维状、脉状，密度和开度较大。根据几何形态判断，属于拉张应力下形成的拉张缝，大多数盐间超压裂缝均可见油气充注现象和油气运移痕迹（见图6）。

图5 东濮凹陷文260井（a）和濮141井（b）Es33层盐间超压裂缝发育特征

3.2 超压与盐间超压裂缝的关系

根据东濮凹陷沙三段盐间页岩超压裂缝发育参数定量表征结果（见表2），对盐间超压裂缝的分布进行研究，结果表明，盐间超压裂缝发育程度随深度的增加呈现阶梯式递增，盐间超压裂缝的发育密度在3 000 m深度开始突增，至4 100 m后再次增大，最大面密度为3.12 cm/cm2，这两个深度界限与上文划分的超压和强超压顶界深度相吻合。将东濮凹陷沙三段页岩盐间超压裂缝的面密度、开度与地层压力系数的平面分布相叠合，发现盐间超压裂缝的发育程度与超压的分布对应关系较好，随着压力系数的增大，盐间超压裂缝的发育规模逐渐增大。盐间超压裂缝主要发育在压力系数大于1.2的区域，紧密围绕东濮凹陷3个超压中心分布，以文东地区盐间超压裂缝最为发育，其次为户部寨地区，胡状集地区发育较少（见图4）。

盐间超压裂缝的长度、开度、密度等表征参数与压力系数之间的统计结果显示，盐间超压裂缝的发育程度与地层压力系数具有很好的正相关关系（见图7），反映地层超压对盐间页岩超压裂缝形成具有控制作用。

3.3 盐间超压裂缝形成机理及演化模式

3.3.1 力学机制

岩石所受的总应力（δ）由岩石骨架承担的有效应力（S）和孔隙流体压力（P）构成，其中有效应力是引起岩石形变产生破裂的主因[29]，δ为S与P的差。孔隙流体压力通过与岩石骨架相互作用，改变岩石应力状态，可抵消岩石所承受的压应力，使应力莫尔圆向左移动。当孔隙流体压力增大到一定程度时，莫尔圆与破裂包络线相交，岩石所受的力由挤压应力转变为拉张应力，达到岩石骨架破裂极限，此时岩石就会发生破裂产生超压裂缝，故超压裂缝也多为拉张缝。

3.3.2 盐间超压裂缝形成机制及期次

东濮凹陷沙三段盐间页岩超压产生的主要动态因素为生烃增压作用，盐膏岩层封堵及断层封闭均为静态因素，盐间超压裂缝形成时间应与烃类大规模充注时间相一致。综合油气成藏史和地层压力演化史可推测盐间超压裂缝的形成时间，也可以通过测定盐间超压裂缝中充填的烃类包裹体均一温度来推断盐间超压裂缝的形成时期。

图6 东濮凹陷沙三段盐间超压裂缝发育特征

表2 东濮凹陷沙三段盐间超压裂缝发育特征及表征参数

蒋有录等[30]对东濮凹陷沙三段烃源岩开展了热演化史及生排烃史模拟实验，结果表明研究区存在 2次大规模生排烃期：①东营组沉积中后期至抬升初期（距今约23～31 Ma）；②明化镇组沉积末期至今（距今约0～7 Ma）（见图8）。其中第①期排烃量约占总排烃量的 80%，为主生排烃期。东濮凹陷沙三段地层压力恢复结果表明，东营组沉积之前（距今27 Ma以前）为超压原始积累阶段，由于烃类的充注以及构造的反转挤压使地层压力不断累积增大，距今25～30 Ma进入超压阶段（压力系数大于 1.2），至东营组沉积后期地层压力达到最大。而后由于构造作用增强，地层岩石大规模破裂，流体排出，超压释放。至馆陶组沉积期重新开始累积，距今5 Ma地层重新进入超压阶段。通过对盐间超压裂缝中烃类流体包裹体测温发现，盐间超压裂缝中存在 2期烃类包裹体，其中第Ⅰ期烃类包裹体均一温度为90～140 ℃，形成时间大约为距今25～30 Ma；第Ⅱ期烃类包裹体均一温度为120～150 ℃，形成时间大约为距今0～5 Ma（见表3）。综合分析生排烃期、古压力恢复、超压缝中烃类包裹体测温结果发现，三者所得结果互相吻合，可推断盐间超压裂缝的形成有2期，分别为距今25～30 Ma和距今0～5 Ma。

图7 东濮凹陷沙三段地层压力系数与盐间超压裂缝密度（a）、开度（b）、长度（c）定量关系图

图8 东濮凹陷沙三段盐间页岩超压裂缝形成机制及期次

沙三段页岩中的超压裂缝形成与油气大规模充注基本同期发生，时空配置关系良好，使得超压裂缝不仅可以作为油气生成时的有效储集空间，也能作为页岩中油气初次运移的通道，对沙三段盐间页岩油的聚集和微距离运移起到至关重要的作用。

3.3.3 演化模式

富有机质页岩中干酪根的生排烃作用、盐膏岩层封堵作用是形成盐间超压裂缝的主要原因[31]，盐间超压裂缝的形成可分为 4个演化阶段：①地层温度随着埋藏深度的增加而升高，当地层温度升至90～140 ℃达到生烃门限时，干酪根开始大量生烃，同时盐膏岩、黏土矿物开始大量转化脱水，生成的大量烃类和水在良好封闭条件下难以排出，造成地层流体压力迅速增高而形成异常高压，诱导盐间超压裂缝的生成（见图9a）；②页岩储集层孔喉小、渗透性差，干酪根分解生成的烃类不能及时排出，导致干酪根内部流体压力不断增加，在干酪根和围岩之间形成压差，流体压力在干酪根边缘和尖端聚集，不断增大，直到超过岩石的破裂强度发生破裂，裂缝从纤维状干酪根的尖端起裂，并沿着薄弱路径顺层延伸（见图9b）；③单条裂缝以孤立干酪根为中心沿长轴方向开裂，并优先沿干酪根边部、碎屑颗粒边缘或黏土矿物晶间孔等破裂强度较低的路径向两端水平延伸，同一裂缝在延伸过程中可连接多个干酪根，在末端弯曲变细。平行裂缝之间彼此靠近，孔隙流体压力场重叠，逐渐汇聚成菱形结环，改变裂缝的延伸方向（见图9c）；④大量干酪根形成的生排烃裂缝在最大压力梯度和最小破裂路径的联合约束下彼此汇聚、交叉、连接，最终形成一个复杂的裂缝网络（见图9d）。

表3 超压裂缝中烃类包裹体均一温度和形成时间分析表

图9 东濮凹陷沙三段盐间页岩超压裂缝形成演化模式

4 盐间超压裂缝的页岩油气地质意义

4.1 对储集空间和渗流能力的影响

富有机质页岩既是传统意义上的烃源岩，又是页岩油气的储集层[32]。页岩具有极低的孔隙度和渗透率，根据全岩心物性实测数据，东濮凹陷沙三段页岩的孔隙度一般小于 5%（平均为 2.6%），渗透率一般小于0.1×10-3μm2（平均为 0.037×10-3μm2）。页岩油气在如此差的物性条件下很难发生运移和富集。对于“自生自储自封闭”的盐间超压页岩油气藏，干酪根生排烃产生的盐间超压裂缝形成的高渗透性网络对页岩油气的储集和流动起着至关重要的作用。

采用 Monte Carlo多次逼近法计算沙三段盐间超压裂缝的孔隙度为0.02%～0.97%（平均为0.58%），对页岩孔隙度的贡献率约22.3%；盐间超压裂缝的渗透率为（0.001～0.860）×10-3μm2，平均为 0.019×10-3μm2，对页岩渗透率的贡献率约51.4%。可见，盐间超压裂缝既可以作为储集空间大幅提高页岩储层的孔隙度，又是页岩油气渗流的最主要的通道。

干酪根生烃增压作用是油气运移最主要的动力[33]，因其产生的超压裂缝又是页岩油气初次运移的重要通道[34]。以干酪根为中心，生烃增压作用产生超压裂缝顺层水平延伸，并通过末端相互连接。在流体压力驱动下，新生成的页岩油气沿着页岩中阻力最小的方向移动，逐渐向尺度更大的构造裂缝、成岩裂缝中汇聚，实现页岩油气的短距离运移。初次运移结束后，大量有机质和剩余油气残留在裂缝网络中，构成相互连通的有机质网络，最终演化为有机质孔富集发育带，成为页岩油气的主要储集空间。因此，超压页岩中多种类型、多种尺度裂缝相互连通的裂缝网络既是页岩油气初次运移的主要通道，又是页岩储集层重要的储集空间，控制着页岩油气的聚集和富集。

4.2 对储集层产能的影响

东濮凹陷沙三段盐间页岩油气藏压裂试油资料和生产数据表明，高产页岩油气井段均发育盐间超压裂缝，页岩油气产量与盐间超压裂缝发育程度具有正相关关系（见图10）。对比相同构造位置、同一页岩层系、相似岩性组合特征但盐间超压裂缝发育程度不同的胡83井和庆65井试油结果，盐间页岩超压裂缝较为发育的庆65井初始产油量高达10 t/d，随着试油进行，产能略有下降，但整体产量均在6 t/d以上；盐间页岩超压裂缝发育较差的胡83井平均产油量仅为2 t/d左右（见图11），由此可见，盐间超压裂缝的发育程度控制着页岩油气的富集程度及产出能力。

图10 裂缝密度与产油量关系图

图11 单井产量对比图

4.3 对压裂改造的作用

页岩断裂力学分析和三轴水力压裂模拟实验表明[35-36]，天然裂缝发育是实现页岩水平井大型体积压裂的前提，水力压裂裂缝在沟通天然裂缝时会在阻力较弱的裂缝面中延伸，并在尖端发生分叉、转向和交叉，进而影响其继续延伸和形态[37]。盐间超压裂缝主要沿顺层水平方向延伸且成组密集发育，因此，在页岩水平井大型水力压裂改造时，水力压裂裂缝延伸过程中容易沟通连接水平顺层分布的盐间超压裂缝富集带，形成复杂的栅栏型或网状裂缝[38-39]，显著增加水力压裂造缝带的宽度和长度，整个体积缝网所能连通的页岩范围也将大大增加，大幅度提高了页岩大型体积压裂的生产效果。

5 结论

东濮凹陷沙三段盐间页岩地层中多发育超压，地层压力在纵向上随深度增加呈阶梯状递增，在平面上呈分区性，与盐膏岩层展布密切相关，盐膏岩层封堵及欠压实作用、生烃增压作用、黏土矿物转化脱水作用、断层封闭作用是形成东濮凹陷沙三段超压的4个主要因素，各因素在时空上相互配置形成研究区的超压发育系统。

盐间超压可在页岩中产生超压裂缝，超压裂缝规模较小，但发育密集且为拉张缝，伴随油气充注，有效性较好。富有机质页岩中干酪根的生排烃作用、盐膏岩层封堵作用是形成盐间超压裂缝的主要原因，沙三段页岩中的盐间超压裂缝形成与油气大规模充注基本同期发生，分别为距今25～30 Ma和距今0～5 Ma，时空配置关系良好，有利于盐间超压裂缝充分发挥其油气储集和运移作用。

盐间超压裂缝既是页岩油气的有效储集空间，又是页岩油气渗流的最主要通道。盐间超压裂缝的存在可大幅提高储集层的孔隙度和渗透率。盐间超压裂缝的发育程度与页岩油气单井产能呈正相关关系。盐间超压裂缝、构造裂缝、成岩裂缝等多种成因的不同尺度裂缝逐级汇聚形成相互连通的裂缝网络，共同控制着页岩油气的运移和富集。在页岩油气开发过程中，盐间超压裂缝可影响水力压裂裂缝的延伸和形态，形成复杂的高渗透缝网，大幅增加缝网波及范围，提升水力压裂效果。