劉衛(wèi)彬，周新桂，徐興友，張世奇

（1.中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京100029；2.中國(guó)石油大學(xué)（華東），山東青島266580）

0 引言

隨著油氣勘探開發(fā)程度的提高，頁巖油氣在世界能源結(jié)構(gòu)中的地位越來越重要[1-4]；中國(guó)北部廣泛發(fā)育中新生界陸相湖盆沉積，具有豐富的頁巖油氣資源潛力[5-6]。松遼盆地和渤海灣盆地正緊鑼密鼓地開展頁巖油氣勘探，其中渤海灣盆地東濮凹陷古近系沙河街組三段（簡(jiǎn)稱沙三段）頁巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，類型較好，熱演化程度適中，頁巖厚度較大，含油率較高，初步評(píng)價(jià)油氣資源總量可達(dá)10.67×108t，頁巖油氣資源潛力巨大[7]。然而，由于儲(chǔ)集層具有顆粒細(xì)小、礦物組成復(fù)雜、孔隙小、喉道窄、物性差、可流動(dòng)性差等特點(diǎn)，使得東濮凹陷頁巖油氣的有效開發(fā)利用成為當(dāng)前的瓶頸問題。

前人研究發(fā)現(xiàn)，東濮凹陷沙三段廣泛發(fā)育鹽膏巖[8]，鹽間頁巖多為超壓地層，頁巖中微裂縫十分發(fā)育[9-10]，頁巖微裂縫不僅可作為有效的油氣儲(chǔ)集空間，也可作為油氣的滲流通道，對(duì)頁巖油氣的賦存、運(yùn)移具有舉足輕重的作用[11-13]。早在1976年，文6井鹽間頁巖裂縫中就鉆獲油斑、油浸等高級(jí)別的油氣顯示；2000年，在文古2井沙三段3 110.49～3 115.35 m井段鹽間頁巖中鉆遇超壓裂縫頁巖油，累計(jì)產(chǎn)油 60 m3；2009年，位于中央隆起帶的濮深18井在鹽間頁巖段見到良好油氣顯示，鄰近的濮深18-1井在井深3 252 m發(fā)生井噴，鉆井取心及成像測(cè)井均證實(shí)其為鹽間超壓裂縫頁巖油氣[9-10]。通過對(duì)東濮凹陷進(jìn)行老井復(fù)查，發(fā)現(xiàn)沙三段鉆遇鹽間超壓裂縫頁巖油氣顯示的井共有74口?？梢?，東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫頁巖具有重要的勘探價(jià)值，是一個(gè)新的找油領(lǐng)域。

近年來，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在裂縫的類型、成因及定量預(yù)測(cè)等方面取得了許多研究成果[14-19]，但多集中在構(gòu)造裂縫和非構(gòu)造裂縫方面[20-21]，對(duì)鹽間超壓裂縫的研究相對(duì)較少，鹽間超壓裂縫頁巖油氣的勘探開發(fā)缺乏理論支撐。本文以東濮凹陷沙三段鹽間頁巖儲(chǔ)集層為例，通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡分析、測(cè)井資料分析、流體包裹體分析、地層壓力反演等方法，對(duì)東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓成因、超壓裂縫發(fā)育特征、形成機(jī)制及其意義進(jìn)行研究，為研究區(qū)鹽間超壓裂縫頁巖油氣藏的評(píng)價(jià)及有效開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東濮凹陷位于中國(guó)東部渤海灣盆地南段，于古近紀(jì)發(fā)育一個(gè)典型的富油氣鹽湖盆地，勘探面積約5 300 km2，東、西兩側(cè)分別為魯西隆起和內(nèi)黃隆起，北部與臨清坳陷相鄰（見圖1）。東濮凹陷受斷裂構(gòu)造的控制，呈現(xiàn)“兩洼一隆一斜坡”的構(gòu)造格局，構(gòu)造帶北部主要發(fā)育西部洼陷（柳屯—胡狀集地區(qū)）及東部洼陷（濮城—前梨園地區(qū)）兩大生烴洼陷。古近系沙河街組是研究區(qū)主要勘探目標(biāo)層系，總厚度約5 000 m，自上而下分為一段（Es1）、二段（Es2）、三段（Es3）、四段（Es4）[22]。其中，沙三段（Es3）在研究區(qū)分布最廣、厚度最大，屬于半深湖—深湖相沉積，巖性主要為灰、深灰色頁巖與灰色粉砂巖、細(xì)砂巖、鹽膏巖不等厚互層，既是主要生烴層系，又是主要的儲(chǔ)集層，勘探潛力巨大。

東濮凹陷沙三段最突出的特征是沉積了 3套巨厚且分布廣泛的鹽膏層，自下而上分別是 Es34鹽、Es33鹽、Es32鹽，除 Es33鹽分布范圍較小以外，其他鹽層分布范圍廣、厚度較大且相互疊合，形成多層屏蔽的區(qū)域性蓋層[23]。Es34鹽主要分布于文留—前梨園地區(qū)，面積約450 km2，沉積中心在濮深7井附近，厚約600 m（見圖1）。Es32鹽分布范圍向西遷移，主要分布在柳屯—戶部寨、胡狀集、文留及前梨園洼陷西側(cè)，面積約400 km2，沉積中心在柳屯洼陷南部，厚度約為500 m（見圖1）。東濮凹陷沙三段鹽膏層的廣泛發(fā)育為頁巖超壓和鹽間超壓裂縫的形成提供了良好地質(zhì)條件。

2 超壓分布特征及成因

2.1 超壓分布特征

根據(jù)中國(guó)東部超壓盆地壓力劃分方案[24]，結(jié)合東濮凹陷沙三段壓力分布特征，對(duì)研究區(qū)壓力系統(tǒng)作如下劃分：壓力系數(shù)0.8～1.0為常壓、壓力系數(shù)1.0～1.2為弱超壓（也是壓力過渡帶）、壓力系數(shù)1.2～1.5為超壓、壓力系數(shù)大于1.5為強(qiáng)超壓。

東濮凹陷沙三段地層壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示超壓現(xiàn)象十分明顯，平均壓力系數(shù)大于1.2（見圖2）?？v向上，地層壓力隨深度的增加逐漸變大，呈階梯狀遞增，且具有明顯的分帶性，壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)換界面深度分別為3 000 m、4 100 m，主要分布在沙三中亞段和沙三下亞段。不同地區(qū)的超壓分布具有差異性（見表 1），文留地區(qū)地層壓力最大，平均壓力系數(shù)為 1.39，壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)換界面深度分別為3 100 m和4 200 m；其次為濮衛(wèi)地區(qū)，平均壓力系數(shù)為 1.23，壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)換界面深度分別為3 000 m和4 100 m；胡慶地區(qū)壓力系數(shù)最小，平均為1.18，壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)換界面深度為2 900 m。平面上，地層壓力分布呈現(xiàn)明顯的分區(qū)性，由西向東逐漸增大，壓力系統(tǒng)轉(zhuǎn)換界面深度由西向東逐漸增加。主要有3個(gè)超壓中心，第1個(gè)超壓中心位于文留地區(qū)，壓力系數(shù)普遍大于 1.3，最高可達(dá) 1.9，是研究區(qū)壓力系數(shù)最高的區(qū)域；第2個(gè)超壓中心位于戶部寨地區(qū)，壓力系數(shù)為1.2～1.7；第3個(gè)超壓中心在胡狀集和慶祖集地區(qū)，壓力系數(shù)為1.1～1.5（見圖3、圖4）。

2.2 超壓成因

2.2.1 鹽膏層封堵及欠壓實(shí)作用

通過對(duì)比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)超壓縱向和平面分布與鹽膏巖的空間分布具有明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系（見圖2、圖3）。沙三段地層超壓主要分布在鹽膏巖層之下，超壓帶頂界面與Es32鹽相對(duì)應(yīng)，其下地層壓力系數(shù)突增至1.5；強(qiáng)超壓帶頂界面與 Es34鹽相對(duì)應(yīng)，其下地層壓力系數(shù)最高可達(dá)2.0。分析認(rèn)為，鹽膏巖層對(duì)超壓的形成和保存均具有重要作用：①鹽膏巖層巖性致密，孔喉不發(fā)育，封蓋作用較好，排替壓力較大，使頁巖中流體難以向上排出，形成欠壓實(shí)，導(dǎo)致超壓的產(chǎn)生；②埋藏達(dá)到一定深度時(shí)，鹽膏巖層中的礦物轉(zhuǎn)化發(fā)生脫水作用，1 m2的石膏脫水變成硬石膏可釋放出0.486 m3的水[25]，這些脫出水進(jìn)入相鄰地層導(dǎo)致壓力增大，進(jìn)一步增強(qiáng)頁巖欠壓實(shí)作用形成超壓[26]；③膏鹽層在較高溫度和壓力條件下具有塑性強(qiáng)、易流動(dòng)的特點(diǎn)，不會(huì)輕易產(chǎn)生裂縫，新產(chǎn)生的裂縫會(huì)被充填而無法穿透鹽膏巖層，使得超壓得以保存。

表1 東濮凹陷沙三段地層壓力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)特征（數(shù)據(jù)來源于實(shí)測(cè)壓力）

圖3 東濮凹陷北部地區(qū)沙三段鹽膏巖厚度分布圖

2.2.2 生烴增壓作用

圖4 東濮凹陷沙三段壓力系數(shù)與鹽間超壓裂縫分布規(guī)律及匹配關(guān)系圖

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖沉積厚度大，最厚可達(dá)500 m，總有機(jī)碳含量為 0.14%～6.19%，干酪根類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，含有部分Ⅰ型，以生油為主，絕大部分有機(jī)質(zhì)熱演化進(jìn)入了凝析氣—濕氣甚至干氣階段，是東濮凹陷成烴的主要層系。對(duì)比壓力系數(shù)與有機(jī)質(zhì)演化特征發(fā)現(xiàn)（見圖2），研究區(qū)的超壓帶發(fā)育深度與有機(jī)質(zhì)熱演化達(dá)到成熟階段的深度基本一致，為3 000～4 100 m；強(qiáng)超壓帶發(fā)育深度與高成熟階段深度一致，表明研究區(qū)超壓分布與烴源巖生烴熱演化在時(shí)空上具有一致性。分析認(rèn)為，烴源巖中有機(jī)質(zhì)達(dá)到生油門限之后會(huì)產(chǎn)生大量油氣，干酪根向油氣轉(zhuǎn)化是一個(gè)密度由大變小的過程，在高地溫場(chǎng)條件下，生成流體的體積會(huì)發(fā)生膨脹[27]（原油的膨脹系數(shù)為 0.955×10-3，巖石骨架的膨脹系數(shù)僅為0.009×10-3），由于上、下鹽膏巖層封堵條件良好，烴類不能及時(shí)向外運(yùn)移，大量聚集引起地層壓力增大而產(chǎn)生超壓。

2.2.3 黏土礦物轉(zhuǎn)化脫水作用

通過對(duì)東濮凹陷沙三段頁巖黏土礦物測(cè)試分析可知，其主要成分為伊利石，其次為伊蒙混層（見圖2），超壓發(fā)育深度和黏土礦物脫水轉(zhuǎn)化深度呈現(xiàn)對(duì)應(yīng)關(guān)系，超壓段內(nèi)伊利石含量顯著增大，伊蒙混層含量逐漸降低，說明黏土礦物的轉(zhuǎn)化脫水作用對(duì)超壓的形成具有一定貢獻(xiàn)。分析認(rèn)為，由于含鹽地層富含鉀離子，鹽膏巖層具有較好的導(dǎo)熱性，隨著地層埋深的增加，地層溫度不斷升高，當(dāng)?shù)貙訙囟冗_(dá)到蒙脫石的脫水門限時(shí)，蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化并釋放大量晶格層間水和吸附水，理論上可使孔隙水含量增加6.6%[28]，在鹽膏巖層形成的封閉體系內(nèi)，黏土礦物轉(zhuǎn)化脫出的水無法排出，從而造成孔隙壓力的升高形成超壓。

2.2.4 斷層封閉作用

良好的構(gòu)造配置關(guān)系和較強(qiáng)的斷層封閉性是異常高壓產(chǎn)生和保存的重要條件。以文東構(gòu)造帶為例，該構(gòu)造帶是一個(gè)較為完整的滾動(dòng)背斜構(gòu)造帶，徐樓斷層與文東斷層相交錯(cuò)斷，形成反屋脊式組合關(guān)系，使兩側(cè)鹽膏巖與砂巖、頁巖對(duì)接配置，形成巖性對(duì)置封閉。此外，根據(jù)斷層活動(dòng)速率研究認(rèn)為，文東斷裂帶活動(dòng)時(shí)期是沙河街組—東營(yíng)組沉積初期，東營(yíng)組沉積期之后斷層不活動(dòng)，未切穿東營(yíng)組[21]，因此可知，文東斷裂帶活動(dòng)期在第一次成藏期之前，成藏期不活動(dòng)，具有封堵性。綜上認(rèn)為，文東斷裂帶封閉性良好，對(duì)儲(chǔ)集層中流體的運(yùn)移起到很好的封堵作用，使得儲(chǔ)集層中的流體無法及時(shí)排出而形成欠壓實(shí)，使斷層控制的鹽間地層形成超壓。

綜合分析認(rèn)為，鹽膏巖層封堵及欠壓實(shí)作用、生烴增壓作用、黏土礦物轉(zhuǎn)化脫水作用、斷層封閉作用是形成東濮凹陷沙三段超壓的 4個(gè)主要因素，其中鹽膏巖層封堵欠壓實(shí)作用、斷層封閉作用是主要靜態(tài)因素，生烴增壓作用是主要?jiǎng)討B(tài)作用，黏土礦物轉(zhuǎn)化脫水作用是次要?jiǎng)討B(tài)作用，各因素在時(shí)空上的相互配置形成研究區(qū)超壓發(fā)育系統(tǒng)。

3 鹽間超壓裂縫發(fā)育特征及形成機(jī)制

3.1 鹽間超壓裂縫發(fā)育特征

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖地層中普遍發(fā)育微裂縫，超壓發(fā)育區(qū)取心井鹽間頁巖樣品鑄體薄片和掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，微裂縫多分布在鹽間和鹽下地層中，微裂縫附近地層石膏、硬石膏膠結(jié)現(xiàn)象顯著，壓力系數(shù)越大，微裂縫的發(fā)育程度越高（見圖5），因此，定義此類與鹽間超壓作用有關(guān)的頁巖微裂縫為鹽間超壓裂縫。

鹽間超壓裂縫主要發(fā)育在鹽間超壓頁巖地層中，產(chǎn)狀不規(guī)則，分布不受構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)及局部構(gòu)造的控制。鹽間超壓裂縫單體規(guī)模較小，延伸長(zhǎng)度短，寬度不一，常呈纖維狀、脈狀，密度和開度較大。根據(jù)幾何形態(tài)判斷，屬于拉張應(yīng)力下形成的拉張縫，大多數(shù)鹽間超壓裂縫均可見油氣充注現(xiàn)象和油氣運(yùn)移痕跡（見圖6）。

圖5 東濮凹陷文260井（a）和濮141井（b）Es33層鹽間超壓裂縫發(fā)育特征

3.2 超壓與鹽間超壓裂縫的關(guān)系

根據(jù)東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫發(fā)育參數(shù)定量表征結(jié)果（見表2），對(duì)鹽間超壓裂縫的分布進(jìn)行研究，結(jié)果表明，鹽間超壓裂縫發(fā)育程度隨深度的增加呈現(xiàn)階梯式遞增，鹽間超壓裂縫的發(fā)育密度在3 000 m深度開始突增，至4 100 m后再次增大，最大面密度為3.12 cm/cm2，這兩個(gè)深度界限與上文劃分的超壓和強(qiáng)超壓頂界深度相吻合。將東濮凹陷沙三段頁巖鹽間超壓裂縫的面密度、開度與地層壓力系數(shù)的平面分布相疊合，發(fā)現(xiàn)鹽間超壓裂縫的發(fā)育程度與超壓的分布對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，隨著壓力系數(shù)的增大，鹽間超壓裂縫的發(fā)育規(guī)模逐漸增大。鹽間超壓裂縫主要發(fā)育在壓力系數(shù)大于1.2的區(qū)域，緊密圍繞東濮凹陷3個(gè)超壓中心分布，以文東地區(qū)鹽間超壓裂縫最為發(fā)育，其次為戶部寨地區(qū)，胡狀集地區(qū)發(fā)育較少（見圖4）。

鹽間超壓裂縫的長(zhǎng)度、開度、密度等表征參數(shù)與壓力系數(shù)之間的統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，鹽間超壓裂縫的發(fā)育程度與地層壓力系數(shù)具有很好的正相關(guān)關(guān)系（見圖7），反映地層超壓對(duì)鹽間頁巖超壓裂縫形成具有控制作用。

3.3 鹽間超壓裂縫形成機(jī)理及演化模式

3.3.1 力學(xué)機(jī)制

巖石所受的總應(yīng)力（δ）由巖石骨架承擔(dān)的有效應(yīng)力（S）和孔隙流體壓力（P）構(gòu)成，其中有效應(yīng)力是引起巖石形變產(chǎn)生破裂的主因[29]，δ為S與P的差?？紫读黧w壓力通過與巖石骨架相互作用，改變巖石應(yīng)力狀態(tài)，可抵消巖石所承受的壓應(yīng)力，使應(yīng)力莫爾圓向左移動(dòng)。當(dāng)孔隙流體壓力增大到一定程度時(shí)，莫爾圓與破裂包絡(luò)線相交，巖石所受的力由擠壓應(yīng)力轉(zhuǎn)變?yōu)槔瓘垜?yīng)力，達(dá)到巖石骨架破裂極限，此時(shí)巖石就會(huì)發(fā)生破裂產(chǎn)生超壓裂縫，故超壓裂縫也多為拉張縫。

3.3.2 鹽間超壓裂縫形成機(jī)制及期次

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓產(chǎn)生的主要?jiǎng)討B(tài)因素為生烴增壓作用，鹽膏巖層封堵及斷層封閉均為靜態(tài)因素，鹽間超壓裂縫形成時(shí)間應(yīng)與烴類大規(guī)模充注時(shí)間相一致。綜合油氣成藏史和地層壓力演化史可推測(cè)鹽間超壓裂縫的形成時(shí)間，也可以通過測(cè)定鹽間超壓裂縫中充填的烴類包裹體均一溫度來推斷鹽間超壓裂縫的形成時(shí)期。

圖6 東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫發(fā)育特征

表2 東濮凹陷沙三段鹽間超壓裂縫發(fā)育特征及表征參數(shù)

蔣有錄等[30]對(duì)東濮凹陷沙三段烴源巖開展了熱演化史及生排烴史模擬實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明研究區(qū)存在 2次大規(guī)模生排烴期：①東營(yíng)組沉積中后期至抬升初期（距今約23～31 Ma）；②明化鎮(zhèn)組沉積末期至今（距今約0～7 Ma）（見圖8）。其中第①期排烴量約占總排烴量的 80%，為主生排烴期。東濮凹陷沙三段地層壓力恢復(fù)結(jié)果表明，東營(yíng)組沉積之前（距今27 Ma以前）為超壓原始積累階段，由于烴類的充注以及構(gòu)造的反轉(zhuǎn)擠壓使地層壓力不斷累積增大，距今25～30 Ma進(jìn)入超壓階段（壓力系數(shù)大于 1.2），至東營(yíng)組沉積后期地層壓力達(dá)到最大。而后由于構(gòu)造作用增強(qiáng)，地層巖石大規(guī)模破裂，流體排出，超壓釋放。至館陶組沉積期重新開始累積，距今5 Ma地層重新進(jìn)入超壓階段。通過對(duì)鹽間超壓裂縫中烴類流體包裹體測(cè)溫發(fā)現(xiàn)，鹽間超壓裂縫中存在 2期烴類包裹體，其中第Ⅰ期烴類包裹體均一溫度為90～140 ℃，形成時(shí)間大約為距今25～30 Ma；第Ⅱ期烴類包裹體均一溫度為120～150 ℃，形成時(shí)間大約為距今0～5 Ma（見表3）。綜合分析生排烴期、古壓力恢復(fù)、超壓縫中烴類包裹體測(cè)溫結(jié)果發(fā)現(xiàn)，三者所得結(jié)果互相吻合，可推斷鹽間超壓裂縫的形成有2期，分別為距今25～30 Ma和距今0～5 Ma。

圖7 東濮凹陷沙三段地層壓力系數(shù)與鹽間超壓裂縫密度（a）、開度（b）、長(zhǎng)度（c）定量關(guān)系圖

圖8 東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫形成機(jī)制及期次

沙三段頁巖中的超壓裂縫形成與油氣大規(guī)模充注基本同期發(fā)生，時(shí)空配置關(guān)系良好，使得超壓裂縫不僅可以作為油氣生成時(shí)的有效儲(chǔ)集空間，也能作為頁巖中油氣初次運(yùn)移的通道，對(duì)沙三段鹽間頁巖油的聚集和微距離運(yùn)移起到至關(guān)重要的作用。

3.3.3 演化模式

富有機(jī)質(zhì)頁巖中干酪根的生排烴作用、鹽膏巖層封堵作用是形成鹽間超壓裂縫的主要原因[31]，鹽間超壓裂縫的形成可分為 4個(gè)演化階段：①地層溫度隨著埋藏深度的增加而升高，當(dāng)?shù)貙訙囟壬?0～140 ℃達(dá)到生烴門限時(shí)，干酪根開始大量生烴，同時(shí)鹽膏巖、黏土礦物開始大量轉(zhuǎn)化脫水，生成的大量烴類和水在良好封閉條件下難以排出，造成地層流體壓力迅速增高而形成異常高壓，誘導(dǎo)鹽間超壓裂縫的生成（見圖9a）；②頁巖儲(chǔ)集層孔喉小、滲透性差，干酪根分解生成的烴類不能及時(shí)排出，導(dǎo)致干酪根內(nèi)部流體壓力不斷增加，在干酪根和圍巖之間形成壓差，流體壓力在干酪根邊緣和尖端聚集，不斷增大，直到超過巖石的破裂強(qiáng)度發(fā)生破裂，裂縫從纖維狀干酪根的尖端起裂，并沿著薄弱路徑順層延伸（見圖9b）；③單條裂縫以孤立干酪根為中心沿長(zhǎng)軸方向開裂，并優(yōu)先沿干酪根邊部、碎屑顆粒邊緣或黏土礦物晶間孔等破裂強(qiáng)度較低的路徑向兩端水平延伸，同一裂縫在延伸過程中可連接多個(gè)干酪根，在末端彎曲變細(xì)。平行裂縫之間彼此靠近，孔隙流體壓力場(chǎng)重疊，逐漸匯聚成菱形結(jié)環(huán)，改變裂縫的延伸方向（見圖9c）；④大量干酪根形成的生排烴裂縫在最大壓力梯度和最小破裂路徑的聯(lián)合約束下彼此匯聚、交叉、連接，最終形成一個(gè)復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)（見圖9d）。

表3 超壓裂縫中烴類包裹體均一溫度和形成時(shí)間分析表

圖9 東濮凹陷沙三段鹽間頁巖超壓裂縫形成演化模式

4 鹽間超壓裂縫的頁巖油氣地質(zhì)意義

4.1 對(duì)儲(chǔ)集空間和滲流能力的影響

富有機(jī)質(zhì)頁巖既是傳統(tǒng)意義上的烴源巖，又是頁巖油氣的儲(chǔ)集層[32]。頁巖具有極低的孔隙度和滲透率，根據(jù)全巖心物性實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，東濮凹陷沙三段頁巖的孔隙度一般小于 5%（平均為 2.6%），滲透率一般小于0.1×10-3μm2（平均為 0.037×10-3μm2）。頁巖油氣在如此差的物性條件下很難發(fā)生運(yùn)移和富集。對(duì)于“自生自儲(chǔ)自封閉”的鹽間超壓頁巖油氣藏，干酪根生排烴產(chǎn)生的鹽間超壓裂縫形成的高滲透性網(wǎng)絡(luò)對(duì)頁巖油氣的儲(chǔ)集和流動(dòng)起著至關(guān)重要的作用。

采用 Monte Carlo多次逼近法計(jì)算沙三段鹽間超壓裂縫的孔隙度為0.02%～0.97%（平均為0.58%），對(duì)頁巖孔隙度的貢獻(xiàn)率約22.3%；鹽間超壓裂縫的滲透率為（0.001～0.860）×10-3μm2，平均為 0.019×10-3μm2，對(duì)頁巖滲透率的貢獻(xiàn)率約51.4%。可見，鹽間超壓裂縫既可以作為儲(chǔ)集空間大幅提高頁巖儲(chǔ)層的孔隙度，又是頁巖油氣滲流的最主要的通道。

干酪根生烴增壓作用是油氣運(yùn)移最主要的動(dòng)力[33]，因其產(chǎn)生的超壓裂縫又是頁巖油氣初次運(yùn)移的重要通道[34]。以干酪根為中心，生烴增壓作用產(chǎn)生超壓裂縫順層水平延伸，并通過末端相互連接。在流體壓力驅(qū)動(dòng)下，新生成的頁巖油氣沿著頁巖中阻力最小的方向移動(dòng)，逐漸向尺度更大的構(gòu)造裂縫、成巖裂縫中匯聚，實(shí)現(xiàn)頁巖油氣的短距離運(yùn)移。初次運(yùn)移結(jié)束后，大量有機(jī)質(zhì)和剩余油氣殘留在裂縫網(wǎng)絡(luò)中，構(gòu)成相互連通的有機(jī)質(zhì)網(wǎng)絡(luò)，最終演化為有機(jī)質(zhì)孔富集發(fā)育帶，成為頁巖油氣的主要儲(chǔ)集空間。因此，超壓頁巖中多種類型、多種尺度裂縫相互連通的裂縫網(wǎng)絡(luò)既是頁巖油氣初次運(yùn)移的主要通道，又是頁巖儲(chǔ)集層重要的儲(chǔ)集空間，控制著頁巖油氣的聚集和富集。

4.2 對(duì)儲(chǔ)集層產(chǎn)能的影響

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖油氣藏壓裂試油資料和生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，高產(chǎn)頁巖油氣井段均發(fā)育鹽間超壓裂縫，頁巖油氣產(chǎn)量與鹽間超壓裂縫發(fā)育程度具有正相關(guān)關(guān)系（見圖10）。對(duì)比相同構(gòu)造位置、同一頁巖層系、相似巖性組合特征但鹽間超壓裂縫發(fā)育程度不同的胡83井和慶65井試油結(jié)果，鹽間頁巖超壓裂縫較為發(fā)育的慶65井初始產(chǎn)油量高達(dá)10 t/d，隨著試油進(jìn)行，產(chǎn)能略有下降，但整體產(chǎn)量均在6 t/d以上；鹽間頁巖超壓裂縫發(fā)育較差的胡83井平均產(chǎn)油量?jī)H為2 t/d左右（見圖11），由此可見，鹽間超壓裂縫的發(fā)育程度控制著頁巖油氣的富集程度及產(chǎn)出能力。

圖10 裂縫密度與產(chǎn)油量關(guān)系圖

圖11 單井產(chǎn)量對(duì)比圖

4.3 對(duì)壓裂改造的作用

頁巖斷裂力學(xué)分析和三軸水力壓裂模擬實(shí)驗(yàn)表明[35-36]，天然裂縫發(fā)育是實(shí)現(xiàn)頁巖水平井大型體積壓裂的前提，水力壓裂裂縫在溝通天然裂縫時(shí)會(huì)在阻力較弱的裂縫面中延伸，并在尖端發(fā)生分叉、轉(zhuǎn)向和交叉，進(jìn)而影響其繼續(xù)延伸和形態(tài)[37]。鹽間超壓裂縫主要沿順層水平方向延伸且成組密集發(fā)育，因此，在頁巖水平井大型水力壓裂改造時(shí)，水力壓裂裂縫延伸過程中容易溝通連接水平順層分布的鹽間超壓裂縫富集帶，形成復(fù)雜的柵欄型或網(wǎng)狀裂縫[38-39]，顯著增加水力壓裂造縫帶的寬度和長(zhǎng)度，整個(gè)體積縫網(wǎng)所能連通的頁巖范圍也將大大增加，大幅度提高了頁巖大型體積壓裂的生產(chǎn)效果。

5 結(jié)論

東濮凹陷沙三段鹽間頁巖地層中多發(fā)育超壓，地層壓力在縱向上隨深度增加呈階梯狀遞增，在平面上呈分區(qū)性，與鹽膏巖層展布密切相關(guān)，鹽膏巖層封堵及欠壓實(shí)作用、生烴增壓作用、黏土礦物轉(zhuǎn)化脫水作用、斷層封閉作用是形成東濮凹陷沙三段超壓的4個(gè)主要因素，各因素在時(shí)空上相互配置形成研究區(qū)的超壓發(fā)育系統(tǒng)。

鹽間超壓可在頁巖中產(chǎn)生超壓裂縫，超壓裂縫規(guī)模較小，但發(fā)育密集且為拉張縫，伴隨油氣充注，有效性較好。富有機(jī)質(zhì)頁巖中干酪根的生排烴作用、鹽膏巖層封堵作用是形成鹽間超壓裂縫的主要原因，沙三段頁巖中的鹽間超壓裂縫形成與油氣大規(guī)模充注基本同期發(fā)生，分別為距今25～30 Ma和距今0～5 Ma，時(shí)空配置關(guān)系良好，有利于鹽間超壓裂縫充分發(fā)揮其油氣儲(chǔ)集和運(yùn)移作用。

鹽間超壓裂縫既是頁巖油氣的有效儲(chǔ)集空間，又是頁巖油氣滲流的最主要通道。鹽間超壓裂縫的存在可大幅提高儲(chǔ)集層的孔隙度和滲透率。鹽間超壓裂縫的發(fā)育程度與頁巖油氣單井產(chǎn)能呈正相關(guān)關(guān)系。鹽間超壓裂縫、構(gòu)造裂縫、成巖裂縫等多種成因的不同尺度裂縫逐級(jí)匯聚形成相互連通的裂縫網(wǎng)絡(luò)，共同控制著頁巖油氣的運(yùn)移和富集。在頁巖油氣開發(fā)過程中，鹽間超壓裂縫可影響水力壓裂裂縫的延伸和形態(tài)，形成復(fù)雜的高滲透縫網(wǎng)，大幅增加縫網(wǎng)波及范圍，提升水力壓裂效果。