水力破裂机制及其在盖层和断层稳定性评价中的应用

李廷微，孟令东，冯丹，周新娜，夏宁，魏志鹏

（1.东北石油大学CNPC断裂控藏研究室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163000；3.中海油田服务股份有限公司，天津 300450）

水力破裂机制及其在盖层和断层稳定性评价中的应用

李廷微1，孟令东1，冯丹1，周新娜2，夏宁2，魏志鹏3

（1.东北石油大学CNPC断裂控藏研究室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂，黑龙江 大庆 163000；3.中海油田服务股份有限公司，天津 300450）

水力破裂现象在世界上许多沉积盆地内均有发现，是指由孔隙流体压力增加导致的岩石破裂过程，包括孔隙流体压力增加导致的新裂缝的形成和原有裂缝的张开两方面。由于孔隙流体压力不断地积累和释放，使得水力破裂表现为周期性和瞬时性的特点。水力破裂往往会引起盖层和断层发生油气渗漏，通常以发生水力破裂所需的孔隙流体压力增加量来定量评价水力破裂的风险性。深入研究水力破裂机理及形成条件，对进一步认识岩石中流体活动、油气运移和油气田安全开采等都具有重要的指导作用。文中在调研了大量国内外文献的基础上，系统地阐述了水力破裂准则、地质条件以及水力破裂在盖层和断层稳定性定量评价中的应用，以对以后水力破裂的研究提供参考。

水力破裂；孔隙流体压力；水力裂缝；油气渗漏；破裂风险

0 引言

水力破裂，又称天然水力破裂或水力张性破裂。它是指由孔隙流体压力增加导致的岩石破裂作用，既包括孔隙流体对完整岩石的水力作用，又包括孔隙流体对岩石内原有裂缝的水力作用［1-5］。国外对水力破裂的研究起始于20世纪60年代末期。在对节理生长发育的研究中，Secor首先提出了天然张性破裂的机制，并指出由流体导致的张性破裂可以在地壳深部发育，使得地壳内原有的裂缝张开，这种张开裂缝对地下水、油气和成矿流体的运移都起到重要的作用［1］。随后，Phillips在对英国威尔士矿化正断层形成机制的研究中，首次正式提出了水力破裂的概念［2］。据此，许多地质学家开始对水力破裂作用进行系统研究，详尽阐释了其作用机理及条件。通过对世界上许多沉积盆地，如澳大利亚Otway盆地、墨西哥湾盆地、北海盆地等研究，指出水力破裂是导致油气渗漏的一种潜在风险［6-7］。搞清水力破裂的作用机制，对于研究岩石中的流体活动、油气运移、油气田安全开采、CO2稳定埋存和储气库安全运行等，都具有重要指导作用。

1 水力破裂准则

水力破裂是岩石脆性破裂的一种，一般发生于低围压低温的坚硬岩石内［8-9］。目前，一般采用复合破裂准则来研究岩石的脆性破裂，即压性区域内采用Mohr-Coulomb准则，而张性区域内采用Griffith准则。相应地，复合的破裂包络线在压性区域内为直线，张性区域内为抛物线（见图1，其中：T为岩石抗张强度，Pa；μ为内摩擦系数；C为岩石内聚力，Pa）［1-2］。同时，由于孔隙流体压力是导致水力破裂发生的关键因素，因此，根据Hubbert和Rubey 1959年提出的有效应力原理来研究水力破裂的作用机理［10-12］。在流体饱和岩石内，将正应力分解为有效正应力和孔隙流体压力，则

式中：σ′为有效正应力，Pa；σ为正应力，Pa；p为孔隙流体压力，Pa。

图1 脆性破裂准则示意

在考虑孔隙流体压力作用的情况下，构建由剪应力τ和有效正应力σ′组成的应力圆，并将复合的破裂包络线应用于充满孔隙流体的岩石，确定出岩石发生水力破裂的临界有效应力。

许多地质学家将水力破裂称为水力张性破裂［1，5，13］。根据有效差应力Δσ′与岩石抗张强度T之间的关系，将岩石脆性破裂分为张性破裂、张性剪切破裂和剪切破裂3种类型，不同类型的脆性破裂需要不同的孔隙流体压力和差应力条件（见图2）［14］。

图2 岩石脆性破裂的3种类型

对于内摩擦因数μ=0.75的岩石来说：当Δσ′≥6T时，发生剪切破裂，形成一组共轭剪切裂缝，形成的裂缝与最大主应力σ1的夹角介于20～30°；当4T≤Δσ′＜6T时，发生张性剪切破裂，形成的裂缝与最大主应力σ1的夹角为低角度，且介于张性裂缝与剪切裂缝之间；当Δσ′＜4T时，应力圆与破裂包络线相切于点（-T，0），发生张性破裂，形成与最小主应力σ3方向垂直的张性裂缝［13-16］。

根据岩石发生张性破裂的孔隙流体压力和应力条件，可以得到水力破裂的判别准则（见图3）。

图3 孔隙流体压力增加导致的水力破裂及形成的水力裂缝

假设初始时刻岩石中充满压力为p1的孔隙流体，岩石所处的应力状态为圆O1；当岩石中孔隙流体压力增加至p2时，岩石发生水力破裂，岩石所处的应力状态为圆O2。在孔隙流体压力增加的过程中，有效正应力降低，差应力不变，表现为应力圆向靠近破裂包络线方向移动，位移量等于孔隙流体压力的增加量（Δp=p2-p1），但应力圆的大小不变（见图3a）［2，14］。当应力圆与破裂包络线相切于（-T，0）时，岩石发生水力破裂，形成与最小主应力σ3方向垂直的水力裂缝（见图3b，3c）。因此，水力破裂准则可以表示为

式中：σ3′为最小有效主应力，Pa。

也就是说，当孔隙流体压力大于最小主应力与岩石抗张强度之和，即最小有效主应力表现为张力且大于岩石抗张强度时，发生水力破裂［1，6-8，13，16-21］。 因此，发生水力破裂需要σ3′＜0且T＞0，水力破裂不可能发育在松散的沉积物内［17］。由于泥岩盖层的抗张强度一般只有水平应力的几分之一，而自然界中断层的内聚力也比较小，一般不超过1 MPa［13］，因此，常常将水力破裂准则简化为孔隙流体压力大于最小主应力。根据这种简化，对墨西哥湾超压泥岩盖层研究发现，当孔隙流体压力大于最小主应力，即接近静岩压力的85%时，泥岩发生水力破裂，形成垂直的水力裂缝［22］。同样地，对挪威Snorre油田的研究发现，当储层顶部的孔隙流体压力达到静岩压力的82%，近似等于最小水平主应力时，发生水力破裂使得泥岩的渗透性增加，导致油气渗漏［23］。

2 水力破裂形成的地质条件

水力破裂的发生与否主要受差应力和孔隙流体压力条件的控制，因此，从临界差应力和孔隙流体压力2个方面来考虑水力破裂形成的地质条件。

2.1 临界差应力条件

根据复合破裂准则，剪切破裂发生于压性区域内，遵循Mohr-Coulomb准则，即：

以最大有效主应力σ1′和最小有效主应力σ3′将式（4）重新改写为

式中：φ为内摩擦角，（°）。

根据式（2）、（3）、（5），可以得出同时发生水力破裂和剪切破裂的临界差应力为

若超过这个临界值，则只能发生剪切破裂而不能发生水力破裂。因此，水力破裂是一种低差应力状态下的张性破裂［8，18，20］。

2.2 临界孔隙流体压力条件

根据孔隙流体因子的定义 （即孔隙流体压力与单位面积的上覆岩层重力之比），将其表示为

式中：λ为孔隙流体因子；σv为垂直主应力，Pa；ρ为岩石的平均密度，kg/m3；g为重力加速度，N/kg；z为研究处的深度，m。

由式（1）和（7）可以得到有效垂直主应力：

根据Anderson模式，存在3种满足上述条件的应力系统，分别代表张性、走滑和压性应力的状态［1］。由式 （2）、（3）、（5）、（7）、（8），可以确定出3种应力系统下，地壳内发生水力破裂所需要的临界孔隙流体压力（见图4a）。

当最大有效主应力σ1′为垂直时，则：

当中间有效主应力σ2′为垂直时，假设σ1′=nσ2′（n为常数），则：

当最小有效主应力σ3′为垂直时，则：

根据式 （9）—（14），当处于拉张或走滑应力状态时，较易发生水力破裂；而处于挤压应力系统时，发生水力破裂则需λ＞1（见图4a）［8，13，18，20］。

3 水力破裂发育的最大深度

由于水力破裂是一种低差应力状态下的张性破裂，则根据张性破裂形成的差应力条件Δσ′＜4T以及水力破裂准则可知，当发生水力破裂时，最大有效主应力最大可取3T，即：

则根据式（8）和（15），可以确定出3种应力系统下地壳内发生水力破裂的最大深度（见图4a）［18］。

当最大有效主应力σ1′为垂直时，则：

当中间有效主应力σ2′为垂直时，设σ1′=nσ2′，则：

当最小有效主应力σ3′为垂直时，则：

由式（16）、（17）、（18）可知：λ越接近于1，抗张强度越大，能够发生水力破裂的深度越大（见图4a，4b）；对于走滑应力系统，σ1′与σ2′之比n越小，能够发生水力破裂的深度越大（见图4c）。因此，水力破裂可以在地下深处发生，形成水力裂缝［1］。

图4 水力破裂的有利区域及深度范围

4 应用

在前文理论研究的基础上，地质学家针对孔隙流体压力这一因素，先后提出了多种定量评价水力破裂风险的方法，但都是以发生水力破裂所需要的孔隙流体压力增加量（Δp）来定量表征（见图5）［16，24-27］。

图5 水力破裂风险的评价

岩石发生水力破裂所需的孔隙流体压力增加量表现为，应力莫尔圆上，该岩石所处应力状态的点与复合破裂包络线之间的水平距离。水平距离越小，Δp越小，水力破裂的风险越高；反之，风险越低［16，25］。

4.1 盖层水力封闭机理及定量评价

从成因角度讲，盖层封闭可以分为薄膜封闭和水力封闭2种［4］。当盖层极为致密时，毛细管压力过大，使得油气不可能通过毛细管渗漏散失，因此，只能通过盖层破裂使油气发生渗漏［4，6］。盖层的破裂通常由盖层与储层之间界面处孔隙流体压力的增加来实现。当孔隙流体压力大于围压与抗张强度之和时，通常约为静岩压力的85%，盖层发生水力破裂，储层中的油气通过水力裂缝进行散失［6，22，28-29］。

如图6所示，基于孔隙流体压力对于水力破裂的影响，Gaarenstroom 1993年对北海盆地盖层水力破裂风险进行研究，定义最小水平主应力σh与孔隙流体压力p之差为保持力。当最小水平主应力一定时，孔隙流体压力越大，则保持力越小，相应地，水力破裂风险也越大（见图6a）。研究发现，当保持力低于7 MPa时，水力破裂的风险就会明显增加（见图6d）［24］。

4.2 水力破裂在断层稳定性评价中的应用

动态再活动，是导致断层不再稳定的一种重要机制［25］。大量流体向断层中不断地充注，使得断层内孔隙流体压力增加，进而导致有效应力降低。当孔隙流体压力大于岩石所受围压和抗张强度之和时，流体渗入的岩石发生水力破裂，引起断层扩张，使原本稳定的断层发生再活动［2，16，25-31］。当孔隙流体压力等于静水压力时，水力破裂主要发育于浅处正断层和走滑断层内，但当孔隙流体压力超过静岩压力时，水力破裂可以发育于逆断层内（见图4a）。水力裂缝的张开对于断层内孔隙流体压力的调节具有重要作用。对于水力破裂引起的断层再活动，地质学家先后提出了2种定量评价方法。

1）Wiprut 2002年对北海北部由断层再活动导致的渗漏风险进行评价，提出了临界压力扰动（Critical pressure perturbation）的概念，将其定义为使有效正应力降至能够引起无内聚力断层滑动所需的孔隙流体压力增加量，临界压力扰动用于评价无内聚力断层的稳定性［32］（见图6b）。

2）Mildren 2005年对澳大利亚南部Otway盆地内断层的水力破裂风险进行研究，提出了一种新的地质力学参数：断层封闭性分析技术参数 （Fault analysis seal technology）。这一参数运用具有内聚力的断层岩石破裂包络线来预测断层再活动的风险，以岩石破裂所需的孔隙流体压力增加量来表征断层再活动的风险，与临界压力扰动相比，考虑了岩石抗张强度的影响，能够更加准确地预测再活动的风险（见图6c）。Mildren将Otway盆地内Zema断层的再活动风险绘制在垂直于断面的极点图上，发生水力破裂所需的孔隙流体压力增加量越小，水力破裂的风险性越高，部分断层投影点位于水力破裂风险性高的区域（红色区域）内，易于发生断层再活动（见图6e）［16，25］。

图6 盖层和断层水力破裂风险的定量评价方法及应用

5 结论

1）水力破裂是由孔隙流体压力增加导致的一种张性破裂。当孔隙流体压力大于最小主应力与岩石抗张强度之和时，岩石发生水力破裂，形成与最小主应力方向垂直的水力裂缝。

2）水力破裂的发生需要一定的地质条件。只要满足一定的差应力和孔隙流体压力条件，水力破裂就可以在地下深处发生，形成的水力裂缝能为地下水、成矿流体和油气运移提供高渗透性的通道。

3）水力破裂会破坏盖层及断层的稳定性，导致圈闭内油气渗漏，因此，水力破裂作用是一种潜在的渗漏风险。水力破裂风险，可由发生水力破裂时所需的孔隙流体压力增加量来定量评价，两者呈负相关关系。

［1］Secor D T.Role of fluid pressure in jointing［J］.American Journal of Science，1965，263（8）：633-646.

［2］Phillips W J.Hydraulic fracturing and mineralization［J］.Journal of the Geological Society，1972，128（4）：337-359.

［3］Ozkaya I.Analysis of natural hydraulic fracturing of shales duringsedimentation［J］.SPE Production Engineering，1986，1（3）：191-194.

［4］Watts N L.Theoretical aspects of cap-rock and fault seals for singleand two-phase hydrocarbon columns ［J］. Marine and Petroleum Geology，1987，4（4）：274-307.

［5］Miller T W.New insights on natural hydraulic fractures induced by abnormally high pore pressures［J］.AAPG Bulletin，1995，79（7）：1005-1081.

［6］Ingram G M，Urai J L.Top-seal leakage through faults and fractures：the role of mudrock properties［J］.Geological Society，London，Special Publications，1999，158（1）：125-135.

［7］付广，孟庆芬.乌尔逊凹陷大一段异常孔隙流体压力及其对油气保存的作用［J］.断块油气田，2004，11（2）：4-26.

［8］Nygard R，Gutierrez M，Bratli R K，et al.Brittle-ductile transition，shear failure and leakage in shales and mudrocks［J］.Marine and Petroleum Geology，2006，23（2）：201-212.

［9］陈勉，金衍，张广清.石油工程岩石力学［M］.北京：科学出版社，2008：18-31.

［10］Terzaghi K.Die berechnung der durchlassigkeitsziffer des tones aus dem verlauf der hydrodynamischen spannungserscheinungen［J］.Sitz. Akad.Wiss.Wien，1923，132（3/4）：125-138.

［11］Hubbert M K，Rubey W W.Role of fluid pressure in mechanics of overthrust faulting I.Mechanics of fluid-filled porous solids and its application to overthrust faulting［J］.Geological Society of America Bulletin，1959，70（2）：115-166.

［12］Handin J，Hager R V Jr，Friedman M，et al.Experimental deformation of sedimentary rocks under confining pressure：Pore pressure tests［J］. AAPG Bulletin，1963，47（5）：717-755.

［13］Sibson R H.Structural permeability of fluid-driven fault-fracture meshes［J］.Journal of Structural Geology，1996，18（8）：1031-1042.

［14］刘亮明.浅成岩体引发的流体超压与岩石破裂及其对成矿的制约［J］.地学前缘，2011，18（5）：78-89.

［15］Sibson R H.Controls on maximum fluid overpressure defining conditions for mesozonal mineralisation［J］.Journal of Structural Geology，2004，26（6）：1127-1136.

［16］Mildren S D，Hillis R R，Dewhurst D N，et al.FAST：A new technique for geomechanical assessment of the risk of reactivation-related breach of fault seals［J］.Evaluating Fault and Cap Rock Seals：AAPG Hedberg Series，2005（2）：73-85.

［17］Brace W F.An extension of the Griffith theory of fracture to rocks［J］. Journal of Geophysical Research，1960，65（10）：3477-3480.

［18］Sibson R H.Controls on low-stress hydro-fracture dilatancy in thrust，wrench and normal fault terrains［J］.Nature，1981，289（5799）：665-667.

［19］Jaeger J C.Extension failures in rocks subject to fluid pressure［J］. Journal of Geophysical Research，1963，68（21）：6066-6067.

［20］Behrmann J H.Conditions for hydrofracture and the fluid permeability of accretionary wedges［J］.Earth and Planetary Science Letters，1991，107（3）：550-558.

［21］Hilgers C，Kirschner D L，Breton J P，et al.Fracture sealing and fluid overpressures in limestones of the Jabal Akndar Dome，Oman Mountion［J］.Geofluids，2006，6（2）：168-184.

［22］Anderson R N，He W，Hobart M A，et al.Active fluid flow in the Eugene Island area，offshore Louisiana［J］.The Leading Edge，1991，10（4）：12-17.

［23］Caillet G.The caprock of the Snorre Field，Norway：A possible leakage by hydraulic fracturing［J］.Marine and Petroleum Geology，1993，10（1）：42-50.

［24］Gaarenstroom L，Tromp R A J，Jong M C，et al.Overpressures in the Central North Sea：Implications for trap integrity and drilling safety［C］//Parker J R Ed.Petroleum Geology of Northwest Europe，Proceedings of the 4th Conference.London：The Geological Society，1993：1305-1313.

［25］Reynolds S，Hillis R，Paraschivoiu E.In situ stress field，fault reactivation and seal integrity in the Bight Basin，South Australia［J］. Exploration Geophysics，2003，34（3）：174-181.

［26］Jones R M，Hillis R R.An integrated，quantitative approach to assessing fault-seal risk［J］.AAPG Bulletin，2003，87（3）：507-524.

［27］Mildren S D，Hillis R R.In situ stresses in the southern Bonaparte Basin，Australia：Implications for first-and second-order controls on stress orientation［J］.Geophysical Research Letters，2000，27（20）：3413-3416.

［28］Ungerer P，Burrus J，Doligez B，et al.Basin evaluation by integrated two-dimensional modeling of heat transfer，fluid flow，hydrocarbon generation，and migration［J］.AAPG Bulletin，1990，74（3）：309-335.

［29］Roberts S J，Nunn J A.Episodic fluid expulsion from geopressured sediments［J］.Marine and Petroleum Geology，1995，12（2）：195-204.

［30］付广，张楠.超压泥岩盖层中断裂垂向封闭性的定量评价［J］.断块油气田，2009，16（4）：1-27.

［31］付广，袁大伟.断裂垂向封闭性演化的定量研究［J］.断块油气田，2009，16（1）：1-5.

［32］Wiprut D，Zoback M D.Fault reactivation and fluid flow along a previously dormant normal fault in the northern North Sea［J］. Geology，2000，28（7）：595-598.

（编辑 王淑玉）

Hydraulic fracturing mechanism and its application in stability evaluation of caprock and fault

Li Tingwei1,Meng Lingdong1,Feng Dan1,Zhou Xinna2,Xia Ning2,Wei Zhipeng3
(1.Laboratory of CNPC Fault Controlling Reservoir,Northeast Petroleum University,Daqing 163318 China;2.No.9 Oil Production Plant,Daqing Oilfield Company Ltd.,PetroChina Daqing 163000,China;3.China Oilfield Services Limited,Tianjin 300450,China)

The phenomenon of hydraulic fracturing has been found in many sedimentary basins in the world.Hydraulic fracturing is a kind of rock failure process that is caused by the increase of pore fluid pressure,including both the formation of new fractures and the open of pre-existing fractures.Because pore fluid pressure continually accumulates and releases,hydraulic fracturing is characterized by episodic and transient.Hydraulic fracturing always causes hydrocarbon leakage in caprock and fault and the risk of hydraulic fracturing is evaluated by the increase of pore fluid pressure that is required to cause failure.The research on hydraulic fracturing mechanism and condition has an important implication for deepening insight into fluid dynamics in rock,hydrocarbon migration and oil/gas field safety exploitation.Based on reviewing a large number of literatures at home and abroad,this paper illustrates systematically hydraulic fracturing criteria,geologic condition and applications in quantitative evaluation of caprock and fault stability,which can provide a reference for the future study of hydraulic fracturing.

hydraulic fracturing;pore fluid pressure;hydraulic fracture;hydrocarbon leakage;fracturing risk

国家科技重大专项课题“中西部前陆盆地大型油气田形成、分布与区带评价”（2011ZX05003-001）；

国家自然科学基金项目“泥岩涂抹形成的地质条件及有效封闭机理”（41272151）；

TE122

：A

10.6056/dkyqt201501010

2014-08-17；改回日期：2014-11-06。

李廷微，女，1989年生，在读硕士研究生，研究方向为油气藏形成与资源评价。E-mail：litingwei_@126.com。

李廷微，孟令东，冯丹，等.水力破裂机制及其在盖层和断层稳定性评价中的应用［J］.断块油气田，2015，22（1）：47-52.

Li Tingwei，Meng Lingdong，Feng Dan，et al.Hydraulic fracturing mechanism and its application in stability evaluation of caprock and fault［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（1）：47-52.

中国石油科技创新基金研究项目“碳酸盐岩内断裂带内部结构及与油气运移和封闭”（212041）