深层页岩缝网压裂关键力学理论研究进展

郭建春 赵志红 路千里 尹丛彬 陈朝刚

1. “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司3.重庆页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

页岩气储层埋深介于3 500～4 500 m的被界定为深层页岩气[1-3]，借鉴四川盆地3 500 m以浅页岩气规模效益开发的成功经验，深层页岩气效益开发已经取得了初步的技术进展，目前主要形成了密切割分段压裂[2]、大孔径等孔径射孔[4]、变黏度压裂液多级交替注入[5]、大排量低黏滑溜水加砂[6]、大规模高强度小粒径组合支撑剂和暂堵转向改造[7]等工艺技术，其主要目的是增加深层页岩储层裂缝的复杂程度、维持高闭合压力下的支撑裂缝导流能力。但现场实践表明，深层页岩气总体开发效果还不够理想，尚不能满足深层页岩气规模效益开发的要求[8]。水平井分段多簇压裂技术在深页岩气的勘探开发中遭遇重大挑战，主要是由于随着埋藏深度的增加，构造复杂程度、地层温度和压力增加，地层闭合压力、地应力差、杨氏模量和抗压强度等力学参数也都不同程度的增大[4]。这导致了深层页岩储层压裂面临以下亟待解决的问题：①深层高应力下页岩脆性与可压性评价；②高应力、工作液扰动和各向异性条件下多簇裂缝起裂与扩展；③缝网裂缝中支撑剂输送与铺置；④高应力水化条件下裂缝网络的长效支撑；⑤页岩多组分微观结构的力学作用机理。对上述问题认识不清，导致深层页岩压裂形成的裂缝网络复杂程度和支撑效率低、改造体积小，在一定程度上使得深层页岩气井虽然通常初始产量较高，但递减速度快（第1年递减率常常大于80%[9]）。因此，需结合深层页岩储层的工程力学特征，从裂缝的起裂、扩展和支撑等方面开展深入的力学理论研究。

深层页岩气储层压裂关键力学理论是中深层页岩储层相关理论的继承、应用和发展，国内外学者在相关领域已经做了大量的研究。为了给深层页岩气储层压裂形成有效的裂缝改造体积提供理论支撑，笔者结合相关理论的研究进展和课题组的研究成果，从页岩脆性和可压裂性、复杂多裂缝起裂与扩展、缝网裂缝支撑剂输送、高应力下裂缝支撑和水岩作用机理等方面分析和阐述了相关理论的研究进展和发展趋势，以期为促进我国深层页岩储层水平井与压裂理论的发展和技术的进步提供借鉴和参考。

1 页岩储层脆性与可压性评价

1.1 深层页岩储层的脆性特征

脆性是岩石综合力学指标，目前没有统一的定义，较为普遍的定义是岩石在一定的应力作用下不发生明显形变即破裂的性质[10]。对于页岩储层压裂而言，本文定义页岩脆性是表征页岩在一定应力作用下破坏产生复杂破裂面的能力。页岩脆性越强越易形成复杂的裂缝网络，改造效果越好[11]；同时脆性越强在地质运动中也容易在页岩中产生较多的天然裂缝，也有利于形成复杂裂缝网络[12]。因此，脆性是影响页岩压裂形成复杂裂缝的重要参数，尤其对压裂甜点的选择具有重要意义。

在页岩气开发领域，国内外学者针对页岩脆性开展了大量的研究，建立的脆性计算模型主要分为基于岩石矿物组成和基于岩石力学参数两大类。

基于岩石矿物类脆性计算方法最早由Jarvie提出[13]，主要依据页岩中脆性矿物的含量计算脆性指数，在此基础上，基于对脆性矿物的不同认识建立了一系列矿物脆性模型[14-16]，但该方法不能反映页岩温度、压力和微裂隙等对脆性的影响，而不同环境下相同矿物的页岩脆性差异较大[17]。

相对于页岩矿物脆性，国内外学者更多围绕页岩力学脆性特征开展了大量的研究，由于泊松比反映了页岩在应力下破裂的能力、弹性模量反映了页岩破裂后维持裂缝的能力[18-19]。因此，建立了基于杨氏模量和泊松比统计分析的脆性模型，由于该模型参数可以利用测井数据获得，能够计算压裂井段的脆性剖面，在页岩压裂应用中较广泛[20-22]。但由于该方法仅使用弹性力学参数，无法反映页岩中微裂隙和层理等对页岩破裂过程的影响，在应用中出现随围压增加而脆性逐渐增加的反常现象[23]。而在室内实验中发现,随着围压的增加，页岩破坏的复杂程度降低[24]，表明随着围压的增加页岩脆性是减小的。因此，发展了利用页岩破坏全过程建立脆性模型的方法，一方面基于应力应变曲线的脆性特征建立了脆性指数模型[25-28]；另一方面，基于岩石破坏全过程能量耗散建立了脆性指数模型[29-33]，利用该类方法能够计算不同围压下页岩脆性，分析页岩脆性的各向异性，可以用于深层页岩的脆性计算，但需用深层页岩的岩心开展地层条件下的力学实验获取数据，不便于页岩压裂实践应用，且该类方法仅采用弹性力学参数。

页岩在应力作用下主要由剪切型破裂、拉张型破裂和滑移型破裂三种破裂模式产生复杂破裂形态，剪切破裂和滑移破裂都是由于微裂隙的剪切滑移引起的，其微观作用机理是微裂缝的剪切滑移型（Ⅱ型）和拉张型（Ⅰ型）[34-47]，因此，页岩脆性破坏不仅是弹性力学的表现，还有断裂力学的特征。综合页岩的这两种力学特征，建立了基于弹性力学参数和断裂韧性的脆性计算模型[38-39]。并根据Ⅱ型断裂韧性与围压的相关性公式[10,40]，结合测井数据获取的页岩弹性力学参数，能够实现对深层页岩高围压下页岩脆性的计算，并获取压裂井段的脆性剖面，但该方法建立过程的理论性还有待加强。

然而，这些模型都忽略了温度对脆性的影响，与中浅层页岩相比，深层页岩除了应力增加以外，另一特征是储层温度升高，温度对岩石脆性有较大的影响，而随着页岩温度的升高，页岩脆性减弱，塑性增强[41]。

1.2 页岩的可压裂性评价

页岩的可压裂性在压裂工程中是指页岩储层被压裂后形成裂缝网络沟通页岩体积的潜力，其本质是页岩在水力压裂过程中裂缝起裂和扩展延伸形成深穿透裂缝网络能力。可压裂性的理论基础是裂缝起裂、扩展相关理论，但由于页岩具有地质构造复杂、矿物组成复杂、层理与天然裂缝发育和力学各向异性显著等特征，模拟页岩中水力裂缝的扩展十分困难。因此，综合分析影响裂缝扩展的因素建立可压裂性评价模型就显得尤为重要，对压裂设计方案具有重要的指导意义。

根据岩石脆性越强越易产生裂缝网络的特征，在页岩气开发早期，通常用页岩的脆性评价储层可压性，优选压裂开发的甜点[42]。可压裂性还应考虑裂缝深穿透的能力，一方面，考虑页岩断裂韧性越小，水力裂缝对岩石的穿透能力越强，且天然裂缝越易在水力裂缝诱导应力作用下发生剪切破坏，有利于形成深穿透的裂缝网络[43]，建立了综合页岩脆性和断裂韧性的可压裂性评价模型[44-45]；另一方面，考虑水平地应力会促使裂缝闭合，且随着地应力的增加岩石破坏模式由拉伸破坏转变为剪切破坏，这限制了垂直方向裂缝生长，使裂缝难以伸展垂直连接天然裂缝形成裂缝网络[46]，建立了综合脆性和地应力的评价模型[47]，并有学者[48]考虑脆性、断裂韧性和地应力三者的影响，建立了可压裂性评价模型。

这些模型认为脆性反映了页岩的天然裂缝特征，从而忽略了天然裂缝的影响[47]，但天然裂缝作为页岩压裂形成裂缝网络的基本条件，是决定页岩可压裂性的重要因素，考虑水力裂缝与天然裂缝交互扩展时，天然裂缝被穿透和被张开，建立了综合脆性、断裂韧性和天然裂缝的评价模型[43]，深层页岩气开发表明，地应力差是影响深层页岩压裂效果的主要地质因素[49]。Sun等[50]考虑地应力差、天然裂缝、力学脆性、矿物脆性、断裂韧性、黏聚力、隔层应力等因素，利用模糊数学层次分析方法获取各因素的权重，建立了可压裂性评价模型。

2 多裂缝网络竞争起裂扩展机理

2.1 多簇裂缝竞争起裂

深层页岩储层目前主要采用以 3 簇为主、单段长度 50～55 m和簇间距 6～15 m的密切隔压裂技术[4]，单段压裂时存在多裂缝竞争起裂现象。由于页岩矿物组成复杂，且存在层理和天然裂缝等弱面，使得页岩在弹性、渗流参数、断裂和强度等方面具有明显的各向异性和随机性，压裂时会产生应力驱动和弱面驱动的起裂竞争[51]，同时由于应力阴影造成的屏蔽作用，使得射孔簇并不都能够有效起裂和扩展[52-53]。深层页岩储层由于非均质性以及构造应力增强等原因，使得这种情况更加突出[54]。为了实现深层页岩气压裂多裂缝的同时起裂和均匀扩展，最大限度获得缝网改造体积，需要对各簇破裂压力进行准确预测。

目前研究破裂压力的方法有物理模拟和数值模拟两类。物理模拟主要是根据真三轴水力压裂实验，模拟岩性、弱面的地层参数以及射孔、排量和压裂液性能等参数对起裂的影响[55-56]，实验结果表明：破裂压力同时受到岩石力学和工程参数的耦合影响，破裂压力与射孔参数之间并没有单调的匹配关系。页岩压裂水平井起裂受到原地应力、井眼、套管、水泥环和地层胶结作用和射孔孔眼产生的诱导等因素的影响[57]，加之储层沿水平井筒岩石力学性质、天然弱面和渗透性非均质性的影响，采用物理模拟方法很难将上述因素均考虑到[58]。数值模拟方法能够分析多因素的影响，Hossain等[59]将压裂水平井的射孔孔眼处理为与水平井筒相交的微小尺度井眼，综合考虑井筒内部压裂液流体压力、原地应力、孔隙压力和压裂液向地层滤失引起的附加应力等，建立了射孔井筒应力场分布模型。Zeng等[57]在上述模型的基础上，通过引入不稳定压力扩散方程研究了压裂液向地层滤失引起的附加应力等，建立了射孔完井的井筒应力场分布模型，对影响射孔井破裂压力的渗透率、施工排量和压裂液黏度等因素进行了分析。马天寿等[60]明确了页岩弹性和抗张强度各向异性特征，建立了考虑页岩各向异性的水平井井壁裂缝起裂力学模型，分析了杨氏模量、泊松比和抗张强度各向异性，以及地应力对破裂压力的影响。

上述这些模型都是基于线弹性理论，考虑到深层页岩塑性和非线性特征，目前主要采用以三维弹塑性有限元数值模拟进行研究[61]。郭建春等[62-63]考虑岩石的弹塑性特征研究了裸眼直井水力起裂，发现存在张性和剪切起裂破裂模式，并且塑性地层起裂压力高于弹脆性地层；Xia等[64]和Zervos等[65]分别采用有限元和梯度塑性理论分析得到了类似的结论；吴侃等[66]通过数值模拟研究表明，通过合理的设计射孔参数有助于形成多裂缝的均匀延伸，但是并没有研究分段多簇射孔孔眼的竞争起裂问题。

2.2 水力裂缝与弱面交互延伸准则

页岩天然裂缝和层理发育，水力裂缝与天然裂缝交互延伸是裂缝网络形成的关键，在深层高应力下，水力裂缝与天然裂缝的交互延伸状态对裂缝网络的形成尤为重要（图1）。裂缝交互延伸是受到相遇裂缝夹角、界面黏结和界面摩擦等因素影响的复杂过程，Potluri等[68]应用水压裂缝尖端应力场分析建立了天然裂缝发生张开、剪切破坏或穿过的判断准则；陈勉等[69]利用应力强度因子分析了水力裂缝在页岩储层中与天然裂缝和层理交互转向延伸扩展规律；程万等[70]利用第一强度理论分析了三维空间中水力裂缝穿透天然裂缝的规律；张然等[71]基于弹性力学理论，建立了水力裂缝穿过天然裂缝的判断准则，并给出了水力裂缝穿出天然裂缝时穿出角度的计算方法；王涛等[72]基于断裂力学理论，结合应力场分析提出了一个基于给定参数的显式表达式准则；Zhao等[73]考虑相交角度、流体流动、岩石力学特性和地应力等因素，建立了流体流动和水力裂缝弹性变形耦合的韧性主导裂缝穿越天然界面的判据；Zeng等[74]基于水力裂缝和天然裂缝周围应力场，提出了一种Ⅰ/Ⅱ混合型水力裂缝与天然裂缝交互的准则。但目前尚无广泛接受的交互延伸准则。

图1 水力裂缝到达层界面时3种模式扩展示意图[67]

2.3 多裂缝竞争扩展模拟

页岩水平井多段压裂过程中多裂缝均匀同步扩展有利于提高储层的改造体积，但压后生产监测表明 20%～40%的射孔簇对产能没有贡献, 属于无效射孔簇[75]。多簇压裂时的中间裂缝受到应力干扰等影响，裂缝扩展受到抑制[51]。除地层非均质等地质因素外，这主要是由于井筒中注入液量动态分配到各射孔簇从而促使多裂缝竞争起裂引起的[76]。

页岩压裂中多裂缝竞争扩展主要由两方面决定：①压裂液在复杂多裂缝系统中，流量和流体压力会按照流动法则分配到各分支裂缝中，使得各分支缝内流体压力各异；②页岩天然裂缝发育和各向异性使得各分支裂缝的开启和扩展有较大差异，又反作用于流量的分配[77]。因此，裂缝竞争扩展是流量动态分配和裂缝扩展形态的动态耦合过程，其本质是多簇裂缝网络动态扩展模拟。国内外学者开展了大量的相关研究，建立了多竞争裂缝扩展的解析模型和数值模型。由于页岩中裂缝网络扩展的复杂性，解析模型方面研究较少，Lecampion等[53]分析了井筒内的流量分配对于裂缝竞争扩展的影响，并且同时考虑了井筒中的摩擦阻力，分析了井筒的摩擦阻力对流量分配的影响。周彤等[78]通过近似解显式求解了多裂缝扩展时的应力干扰作用，建立了水平井多簇射孔裂缝扩展模型，射孔摩阻和多裂缝应力干扰作用共同决定各簇裂缝流量分配。

解析模型考虑的因素有限，仅能做一些规律分析，为了较真实地反应多裂缝竞争扩展，还需要采用数值模拟方法。目前数值模拟发展形成了两种体系。

一种体系是为了满足页岩压裂现场应用的需要，采用简化的力学模型，认为储层是各向同性的均匀材料，采用解析或半解析的裂缝模型，把裂缝简化成平面裂纹，忽略裂缝复杂的几何形态和多个裂缝之间的相互作用，形成了商业数值模拟软件，代表性的主要有 FracpropPT[79]、 Meyer[80]、StimPlan[81]、Fracman[82]和Kinetix Shale[83]等，这些软件实现了页岩分段多簇压裂方案的快速模拟，能够对压裂施工参数和压裂工艺进行优化进行一定的指导，大大促进了水力压裂技术的发展。

另一种体系是基于大型岩土力学相关数值模拟商用软件平台，建立各种缝网扩展模型，分析裂缝网络的扩展机理。这类模拟目前主要基于润滑理论和Poiseuilles定律来求解缝内的流动，得到裂缝内的流体压力分布，然后将求得的压力作用在裂缝面上驱动裂缝张开、扩展[51]。数值模拟方法主要两类：①通过网格对裂缝几何进行描述，如有限差分法、有限元法（FEM）、边界元方法和离散元法；②不需要通过网格对裂缝几何进行描述，裂缝可以根据应力状态和岩石性质随机转向，如扩展有限元方法[84]。这些方法都需要附加裂缝扩展判据来实现对裂缝的扩展控制。近年来发展了不需要网格对裂缝进行描述和不需要附加裂缝判据的方法——相场法，当水力裂缝到达材料界面时，不需要穿透标准（图2），由相场演化方程控制裂缝的扩展[85]。相场法在模拟各向异性特征较强储层中裂缝扩展具有较突出的优势，但目前该方法用于水力压裂裂缝扩展研究都局限于简单裂缝扩展问题。

图2 相场法裂缝扩展断裂分叉和转向示意图[85]

3 裂缝网络支撑剂输送

页岩压裂会产生复杂的裂缝网络，与常规单裂缝中支撑剂输送规律不同，支撑剂在裂缝网络中的输送受到分支裂缝的影响，支撑剂易在转角处阻塞，进入分支裂缝难度加大，实现分支裂缝中长距离输送困难，导致支撑剂通常仅分布在距离井筒很近的区域[86]，这会导致产生大量分支裂缝得不到支撑，在压裂结束后产生仅靠页岩粗糙面自支撑的现象[87]。深层页岩地应力高、水平地应力差大，裂缝转向困难，分支裂缝宽度窄，这种现象更为明显。中浅层页岩闭合压力较低，页岩自支撑导流能力能够较好地满足生产需求，而深层页岩在高闭合应力作用下，无支撑剂或支撑效果不好的裂缝在压后将很快失效，这是深层页岩压后产量递减快的主要原因之一。因此，支撑剂在深层页岩裂缝网络中的输送尤为重要，认识支撑剂在裂缝网络中的输送机理，实现支撑剂在分支裂缝中的有效铺置，对深层页岩气的开发具有重要意义。国内外学者在裂缝网络中支撑剂输送机理方面开展了大量实验、数值模拟和数学模型研究。

实验模拟研究主要是通过建立实验装置，相较于支撑剂在裂缝网络中的输送，室内实验装置显得较简单。Dayan等[88]通过含有分支裂缝的装置，实验发现当流量低于某值时分支裂缝中没有支撑剂；Sahai等[89]通过实验明确了其实验条件下支撑剂进入分支裂缝的这个临界流量，介于0.10～0.23 m/s。这些实验中主裂缝和次裂缝都是垂直的，Li[90]和潘林华[91]等建立了次裂缝角度可调的装置，实验发现次裂缝角度、排量、砂比和支撑剂粒径对支撑剂输送有重要影响，主裂缝与分支裂缝夹角越小，支撑剂越容易进入分支裂缝，主裂缝内支撑剂堆积在与分支裂缝交叉处存在间断。Alotaibi等[92]采用含有1条主裂缝、3条一级次裂缝和2条二级次裂缝的装置开展了实验，发现支撑剂主要在主裂缝、一级次裂缝和二级次裂缝中的铺置比例分别为：54.6%、40.8%、4.5%。

以上这些实验是利用平板制备的裂缝装置进行的， Tan等[93]利用龙马溪组页岩深层露头，采用加砂的方法进行了大型真三轴加砂压裂实验，发现支撑剂运移距离有限，几乎所有支撑剂都分布在井筒周围，并导致了多个次生裂缝的形成，当井筒周围存在大孔径天然裂缝时，支撑剂几乎全部沿天然裂缝分布。但目前室内实验不能模拟压裂液的滤失，而且模型的裂缝尺度也都较小。

数值模拟方面，支撑剂的输送主要采用欧拉—欧拉和欧拉—拉格朗日两种模型。欧拉—拉格朗日模型中把流体视为连续相，颗粒是离散相，通过拉格朗日方法跟踪单个颗粒的位置，主要采用三维多相颗粒（MP-PIC）方法进行模拟[94]，目前仅报道了单裂缝中支撑剂输送的模拟。欧拉—欧拉模型把支撑剂混合液体相看作流体，流体相和颗粒相被当作是相互贯穿的连续介质，主要基于计算流体动力学（CFD）方法进行模拟，目前国外学者利用该方法，采用FLUENT数值模拟软件开展了大量的裂缝网络中支撑剂的输送研究。Han等[95]耦合了支撑剂颗粒和携砂流体相的相互作用，郭建春等[96]考虑了支撑剂颗粒间的湍流效应和摩擦应力，将流体相与颗粒相充分耦合，Gong等[97]考虑非了平面性和表面粗糙度。这些分析发现了支撑剂在主裂缝中依靠重力翻滚和压裂液拖拽下进入次裂缝、裂缝的非平整度对颗粒在裂缝中的运移起着更重要的作用。Kou等[98]结合计算流体动力学（CFD）的离散元方法（DEM），发现支撑剂在次级裂缝中的放置效率取决于流动状态，且支撑剂浓度和次裂缝宽度与支撑剂直径的比值对于支撑剂在次生裂缝入口处堵塞至关重要。由于计算量太大，这些模拟的尺寸通常都很小，只有几米。Dharmendra等[99]采用Geofrac-3D软件模拟裂缝网络，引入欧拉—欧拉模型，实现了支撑剂在矿场尺度的裂缝网络中的输送模拟，发现支撑剂分布受流体速度、微支撑剂尺寸、流体流变性、裂缝孔径、水力和自然裂缝相互作用以及近井筒弯曲度的影响。

针对支撑剂在裂缝网络中输送数学模型方面的研究相对较少，侯磊等[100]考虑裂缝壁面摩阻和裂缝转向处的摩阻，借鉴并联电路中电流分流特点，建立了压裂液在裂缝网络中各级裂缝的分流量模型，并基于Shields准数推导，建立了支撑剂向分支缝转向输送的临界流速计算公式，分析了各级裂缝流速与临界转向流速关系，发现四级裂缝中支撑剂无法进入（图3）。

图3 各级缝的流速与支撑剂临界转向流速的关系[100]

Chang等[101]依据主次宽度建立了裂缝网络中的流量分配，考虑流体和粒子之间的相对速度和支撑剂拖拽力作用，通过对比支撑剂进入主次裂缝的时间，建立了支撑剂进入此裂缝的模型。计算发现主裂缝方向的流量大于总流量的1/2时，支撑剂不能进入次裂缝。并结合湍流弥散、平流、跃变和蠕变等多种粒子输运物理，建立了水力裂缝网络中支撑剂三维有限差分传输模型，实现了矿场尺度裂缝网络中支撑剂输送的模拟，发现在最小地应力方向上，支撑剂分流不均匀，显著降低了支撑剂浓度[102]。

4 高应力下裂缝网络的支撑

页岩压裂产生了由主裂缝、支裂缝和微裂缝组成的裂缝网络，其中主裂缝铺置多层支撑剂，支裂缝不连续铺置少量支撑剂，而微裂缝中无支撑剂，由裂缝剪切粗糙面自支撑（图4），支撑裂缝网络的导流能力是决定页岩产能大小的关键因素[103]，由于页岩储层支撑裂缝导流能力受到支撑剂破碎、支撑剂嵌入、支撑剂溶解、地层剥落、流体中离子、岩石蠕变和温度等因素的长期影响，使裂缝网络的导流能力不断降低，甚至失效，从而对页岩气井的产能造成重要影响[104]。而深层页岩储层裂缝闭合压力高，各种尺度的初始缝宽窄，支撑剂破碎和嵌入严重，裂缝导流能力递减快，裂缝网络长期导流能力更难以维持，在一定程度上导致了深层页岩气井产量递减快[9]。因此，认识裂缝网络中各种尺度裂缝的支撑机理，建立深层页岩裂缝网络长效流动保持技术，提高有效改造体积，是深层页岩压裂面临的重要问题。

图4 裂缝网络各种尺度裂缝支撑示意图

4.1 含支撑剂的裂缝支撑

裂缝网络中的主裂缝和支裂缝由支撑剂保持裂缝开启提供导流能力。Gupta等[105]通过页岩支撑裂缝导流能力实验明确了支撑剂破碎、支撑剂嵌入、微粒运移和成岩作用是含有支撑剂的裂缝导流能力的主要影响因素，且发现支撑剂粒径越小、铺砂浓度越小，支撑剂的压实度和破碎率更高，导流能力越低。Kassis[106]研究了支撑剂在裂缝闭合压力作用下的状态，发现支撑剂会发生变形、破坏和嵌入到页岩中（图5），随着闭合压力的增加，支撑剂嵌入程度大幅增加，使导流能力急剧降低。Alagoz等[107]通过实验明确了支撑剂在页岩中的嵌入变形主要为塑性变形和蠕变变形（大于75%），而弹性变形通常较小（小于15%）。针对弹性变形和蠕变两种嵌入机理，郭建春等[108]将嵌入物理过程与弹性理论相结合，建立了支撑剂嵌入预测模型。Gao等[109]进一步将支撑剂嵌入和裂缝导流能力相结合，建立了支撑裂缝导流能力预测模型。

图5 41 MPa下陶粒和石英页岩裂缝中照片[105]

影响支撑剂嵌入的另一重要因素页岩水化，Singh等[110]实验发现页岩吸水后其抗压强度和弹性模量会降低，这增加了支撑剂的嵌入程度。Zhang等[111]进一步通过对比实验分析了页岩水化对支撑剂嵌入的影响，没有水化的页岩中支撑剂嵌入深度约为支撑剂中值直径的15%，而水化后的页岩该值约为50%，并发现岩石长期蠕变导致裂缝导电性降低20%。页岩水化主要是由于页岩中的黏土矿物引起的，杨柳等[112]实验表明导流能力伤害率与黏土矿物含量和类型关系密切，随着黏土矿物含量的提高，导流能力伤害率迅速升高，尤其是伊利石和伊蒙混层存在可以明显提高导流能力伤害率。

支撑剂成岩作用是近年来提出的对页岩裂缝导流能力的破坏机制，在高温和/或高应力条件下，支撑剂表面和嵌入坑周围存在成岩过度生长现象。控制成岩作用发生和程度的因素包括闭合应力、储层温度、支撑剂类型和页岩的矿物组成[113]。Elsarawy等[114]对含方解石丰富的鹰滩页岩裂缝中陶粒支撑剂的成岩作用进行实验研究，在支撑剂表面发现了铁钙沸石，表明由于鹰滩页岩与水的溶解/沉淀反应是硫酸钙和沸石钙沉淀的主要来源；随后其进一步研究发现只有陶粒支撑剂表面有铁钙沸石，而石英砂和树脂涂层砂表明没有任何沉淀物/过度生长的矿物[115]。

4.2 剪切滑移裂缝自支撑

页岩压裂形成的裂缝网络中很大部分没有支撑剂，需要靠页岩剪切裂缝的粗糙面滑移支撑。通过裂缝网络导流能力优化发现：主裂缝的导流能力较易满足网络裂缝的要求，分支裂缝和自支撑微裂缝的导流能力对保持裂缝网络系统的整体导流能力有重要影响[116]。

在自支撑裂缝支撑机理方面，曹海涛等[117]发现自支撑裂缝导流能力初期（压力低于10 MPa）快速下降，随后下降趋势变缓并逐渐趋于稳定，并与单层铺砂裂缝导流能力为同一量级，高闭合应力下自支撑裂缝仍可为产能做出一定贡献。Zhou等[118]实验发现对于页岩中的粗糙裂缝剪切断裂面尖端突出处会出现强烈的应力集中，导致尖端突出被压碎，会掉落页岩碎片和颗粒，起到支撑裂缝的作用，Jiang等[119]通过实验表明自支撑剪切裂缝在低应力条件下，裂缝面粗糙度对裂缝宽度有主要影响，随着应力的增大，杨氏模量逐渐成为主要的影响因素。Lu等[120]在考虑塑性特性的基础上，建立了自支撑断裂的弹塑性变形模型，分析发现接触面积的大小和形状对流速、流道和流动压差有重要影响，“条形”接触比“点”接触更容易形成主导通道。在自支撑裂缝导流能力预测模型方面，陈迟[121]基于Forchheimer方程，考虑气体滑脱效应，建立了裂缝气测导流能力计算方法；修乃岭等[122]基于非线性 Izbash 定律描述气体在自支撑裂缝中流动特征，基于流动特征方法建立了自支撑裂缝导流能力计算公式，分析表明自支撑裂缝导流能力受闭合压力、受错位程度和粗糙度等因素影响。曹海涛等[123]采用分形理论方法，引入裂缝开度分形维数和迂曲度分形维数对裂缝空间进行定量表征，建立了考虑闭合应力作用的自支撑裂缝导流能力数学模型，分析表明裂缝开度分形维数与导流能力呈正相关关系，迂曲度分形维数与导流能力呈负相关关系。

5 深层页岩的水—岩作用机理

页岩矿物组成复杂，黏土含量高，层理和天然裂缝发育，孔隙纳米级孔喉。因此，与常规页岩储层相比，页岩的毛细管力更大，且存在渗透压力，这两种因素导致页岩吸水能力比常规储层更强[124]。页岩吸水后会发生水化，改变了页岩的岩石力学性质和微观结构，这给页岩储层水力压裂主要带来两方面的影响：一方面页岩吸水会降低岩石强度，增加支撑剂嵌入程度和降低页岩的脆性，给压裂带来不利影响；另一方面，页岩吸水会增加孔隙度，诱导产生新裂缝，增加页岩的渗透性，有利于提高裂缝网络系统。这两种作用哪种占主导，决定了页岩水化对压裂效果的利弊。因此，需要认识页岩水化机理，结合具体页岩储层矿物学特征，为压裂工艺措施的决策提供指导。

5.1 页岩水化对岩石力学性质的影响

高温高压条件下，页岩吸水后其弹性、硬度和强度等力学性能会发生劣化，这种现象被称为页岩软化。路保平等[125]通过实验发现随含水量增加，泊松比和内摩擦角增加，而单轴抗压强度、杨氏模量和内聚力减小。曹平等[126]发现压裂液可显著降低裂缝表面自由能和裂缝面摩擦系数，使得岩石断裂韧性降低。刘厚彬等[127]分析了页岩吸水软化的原因，认为泥页岩黏土矿物结构单元之间力学变化导致相邻结构单元之间连接强度减弱，其影响程度取决于岩体内所有黏土矿物结构单元之间双地层斥力的改变量。Du等[128]认为页岩吸水后黏土吸水膨胀、双电层排斥和矿物溶解是页岩软化的主要机制。Wang等[129]进一步阐述了页岩软化的机理：在水—页岩相互作用过程中，黏土矿物的电荷会发生变化，引起颗粒间引力和排斥力的变化，这导致黏土矿物边缘钝化和力学性质的变化；伊利石在较短时间内产生较大的水化应力，膨胀值较小，但钠蒙脱石的水化速度较慢，这导致不同黏土矿物与不同水溶液接触水化产生的不均匀应力会引起局部应力集中，促进页岩中原有微裂缝的膨胀和增大，进而出现无序的宏观裂缝；更多的水分子更快地进入页岩，与黏土颗粒接触，削弱了颗粒间的相互作用和胶结作用；因此，其认为富有机质页岩的水—页岩相互作用是水对岩石的微观损伤逐渐演变为宏观损伤，并在黏土矿物的表面水化、离子水化和渗透水化的基础上导致岩石局部连续性损失的过程。基于页岩水化机理，卢运虎等[130]建立了深层页岩典型黏土矿物（镁蒙脱石、铁蒙脱石和伊利石）水岩作用的分子动力学模型，分析发现水含量增加会加剧典型黏土矿物晶层破坏的程度，而温度升高会引起典型矿物晶层破坏速度的增快；与浅层页岩相比，温度升高可能导致深部页岩水岩作用更加剧烈。Liu等[131]发现损伤生长速率在初始阶段大，随着水化时间的增加而变慢，并建立了页岩水化损伤的本构模型。

5.2 页岩吸水对页岩结构的影响

页岩与水相互作用会增加页岩孔隙度，隋微波等[132]分析了页岩吸水孔隙度增大的机理：较高含量的蒙脱石和碳酸盐矿物有利于溶蚀孔隙的形成和水化过程中矿物颗粒脱落，水化过程中产生的溶蚀孔隙来源于基质粒间孔隙和粒内孔隙，页岩中原有矿物颗粒的排列、胶结作用和微裂缝的分布影响溶蚀孔隙的产生和矿物颗粒的脱落。

随着吸水的增加，页岩水化会产生萌生扩展微裂缝，从而改变页岩的渗透性。实验方法主要有表面观察分析、核磁共振技术和CT扫描技术等方法，国内外学者通过无围压下页岩吸水诱导微裂缝分析，发现页岩吸水诱导宏观裂缝的萌生往往源于内部微小裂缝的扩展、延伸（图6），且诱导裂缝主要平行于层理面产生[133-136]。刘向君等[137]认为诱导裂缝的产生是物理化学作用和力学作用相互耦合结果，前者使岩石断裂韧性下降，后者使Ⅰ型裂纹应力强度因子增大，当应力强度因子大于岩石断裂初性时，裂纹逐渐形成宏观裂缝。

考虑地下页岩的应力环境，国内外学者进行了围压下页岩吸水扩展微裂缝的研究，Ghanbari等[138]和Roshan等[139]实验发现随围压增加，晶体膨胀形成的微裂缝要比无围压时慢得多，页岩微裂缝的数量明显减少。Zhang等[140]和钱斌等[141]分别在2 MPa和10 MPa围压进行实验，发现页岩水化仍增加剪切诱导裂缝的产生，提高了页岩渗透率。Zhang等[142]和Chakraborty等[143]在更高的围压3 000 psi（20.68 MPa）下发现水化诱导裂缝的宽度和长度在早期增加，然后减小直至稳定甚至闭合。

图6 页岩水化微裂缝萌生扩展图[132]

基于页岩吸水张开和剪切破坏产生裂缝认识的基础上，Qu等[144]认为由于黏土和非黏土矿物的膨胀特性不同，它们之间的界面周围会产生内应力，从而诱导微裂纹起裂，提出了考虑水自吸、黏土膨胀变形和微裂纹起裂造成页岩损伤三方面全耦合的数值模拟模型。韩慧芬等[145]基于张开裂缝的拉伸和剪切起裂准则，计算发生拉伸破坏和剪切破坏时的最大周向应力和最大有效剪切应力，结合实验结果，判断裂缝破坏，进而获得裂缝起裂阈值压力。

6 结论与建议

通过对页岩储层脆性与可压性评价、多裂缝网络竞争起裂扩展机理、裂缝网络中支撑剂输送、高应力下裂缝网络的支撑和深层页岩水岩作用机理等深层页岩压裂关键理论的调研分析，得到了以下结论：

1）页岩脆性模型经历了从矿物模型到力学模型，从浅层模型到深层模型的过程，目前主要基于弹性力学和断裂力学建立了页岩脆性模型，但大多忽略了温度和页岩水化对脆性的影响。需结合深层页岩特征，建立高温高应力条件下流固耦合的页岩脆性预测模型。

2）页岩储层可压裂性评价从简单脆性单因素评价发展了到多因素综合评价，但影响页岩可压裂性的主要因素还不明确，且各因素的权重的合理性还有待深入研究，需进一步明确深层页岩可压裂性的主要影响因素，采用理论和实践相结合的方法建立深层页岩的可压裂性评价模型。

3）水平井多裂缝起裂模型主要基于线弹性理论，对于深层页岩高温、岩石非线性特征和各向异性等因素考虑较少，需开展深层高温高应力水岩作用下的页岩的本构方程研究，建立考虑页岩各向异性特征的破裂压力预测模型。

4）水力裂缝和天然弱面的交互延伸还没有统一的准则，多裂缝网络的竞争扩展模拟大多集中于二维问题，难以处理复杂的三维裂缝网络，缝内流动—基质渗流—裂缝扩展的耦合求解在求解效率及稳定性上都还面临问题；裂缝网络扩展数值模拟中没有考虑支撑剂输送，无法模拟支撑剂在深层页岩裂缝中的输送对裂缝网络扩展的影响。要实现深层页岩裂缝网络的扩展模拟，还需要做大量深入的工作。

5）支撑剂在裂缝网络中输送模拟的实验和数值模型尺度普遍较小，目前主要是针对光滑平直裂缝中沉降输送的研究；需进一步明确支撑剂在裂缝网络中的转向输送机制，建立粗糙弯曲裂缝网络中支撑剂的输送模拟模型。

6）裂缝网络中的主裂缝、支裂缝和微裂缝的支撑机理的研究相对较成熟，但目前主要是含支撑剂支撑裂缝和剪切自支撑裂缝独立的研究，将各种尺度裂缝统一起来的研究较少；需结合页岩气渗流机理，将裂缝网路整体考虑，明确储层对各级裂缝导流能力的要求。

7）与水作用后页岩的力学特征和结构的变化规律有了较丰富的认识，但主要是基于常温常压下的认识，且页岩软化的矿物学成分和液体化学成分主要控制因素还不明确，页岩吸水诱导微裂缝扩展的理论模型研究较少。需结合页岩的矿物学知识深入探索页岩软化机制，并开展高温高应力条件下的页岩吸水后的力学和内部结构分析，建立结合页岩吸水动态过程、黏土膨胀应力应变特征和断裂力学相关理论的微裂缝起裂扩展模型。