页岩油水力压裂裂缝特征场地级数值模拟优化方法

引用格式：田建超，张艺，李凝，贾江芬，李伟杰，张登文. 页岩油水力压裂裂缝特征场地级数值模拟优化方法［J］. 石油钻采工艺，2024，46（3）：326-335.

摘要：压裂井通常采用微地震监测技术进行水力裂缝识别，该技术需要布监测点、现场监测、数据后处理等流程，解释成果存在一定的滞后性，多用于后期压裂效果评价，制约了其在前期压裂设计优化中的应用，为此开展页岩水力压裂裂缝特征数值模拟研究。基于地质工程一体化软件FracMan，建立了含天然裂缝的页岩水力压裂裂缝数值模型，通过与实例A 井的现场微地震监测数据进行对比，数值模拟得到的改造体积和微地震裂缝长度与现场监测结果吻合度达到90% 以上，验证了该模型的可靠性，进而分析了天然裂缝密度、天然裂缝方位角、簇间距以及排量等参数对页岩水力压裂微地震裂缝长度、改造体积的影响。研究结果表明，水力压裂微地震缝长与天然裂缝方位角、簇间距、压裂液黏度呈正相关，与天然裂缝密度呈负相关，微地震缝长随排量和液量增加则先升后降，存在最优排量和液量；改造体积与天然裂缝方位角、液量、压裂液黏度呈正相关，而随着天然裂缝密度、簇间距、排量增加则先升后降，存在最优天然裂缝密度、簇间距、排量使得改造体积最大。研究结果为页岩油水力压裂优化设计提供新的技术思路。

关键词：页岩油；微地震；水力压裂设计；数值模拟；改造体积；天然裂缝；工程参数

中图分类号：TE357.1 文献标识码： A

0 引言

中国页岩油资源丰富，可采资源量位居世界第三［1］，有望成为接替常规油气资源，保障国家能源战略安全的支撑力量。随着油气地质理论与工程技术的不断进步，我国陆相页岩油勘探开发取得重大突破，并先后建立了新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳3 个国家级页岩油示范区，中国页岩油勘探开发进入快车道［2］。

中国陆相页岩油储层改造技术以水平井多段密切割压裂改造技术体系为主［3］，国内外学者主要采用有限元、边界元、离散元等数值模拟方法研究页岩储层水力裂缝扩展规律［4］。Sun 等采用有限元方法研究了层理角度、抗拉强度对水力裂缝垂直扩展的影响［5］。杨兆中等基于孔弹性理论和损伤力学建立了多层叠置煤层压裂裂缝纵向扩展模型，研究了原位应力差、砂煤岩界面强度、砂岩层（盖层） 弹性模量和泊松比以及压裂液黏度对水力裂缝纵向延伸的影响［6］。Zheng 等通过离散元方法计算了弱界面作用下的裂缝三维扩展行为，并基于界面剪切滑移特性，提出了砂泥岩互层多层压裂和页岩储层压裂的裂缝高度控制方法［7］。张丰收等结合真三轴压裂物模实验结果开展了多层理深层页岩离散元数值模拟，研究工程参数与地质参数等因素对裂缝扩展规律影响［8］。李小刚等在考虑层理弱面和天然裂缝弱面的基础上，采用三维块体离散元方法建立了页岩储集层压裂裂缝扩展模型，分析了不同工程参数与地质条件下的压裂裂缝特征［9］。

在水力压裂裂缝扩展诱发微地震数值模拟方面，国内外也开展了相关研究。Arsenal 油田［10］和Rangeley 油田［11］储层在注入流体过程中由于断层滑动引起局部应力干扰，从而产生一系列微地震；美国Carthage 气田［12］循环水力压裂过程中，监测到了水力裂缝闭合后重新启裂会诱发微地震的现象。

胡隽等基于监测拾取的地震事件数据，采用最大似然估计法分析了长宁页岩气开发区的b 值演化规律［13］。何登发等针对页岩气水力压裂是否诱导地震的问题，通过重新定位长宁背斜的速度模型，根据钻井与地震反射资料复原长宁背斜形成过程，得出长宁地区的地震目前主要为沿基底断层下盘断坡部位活动形成的天然地震［14］。张东晓等根据美国页岩气开发调研得出页岩气开发不会显著增加用水压力，也不会引发破坏性地震［15］。张晓林等根据物质守恒、渗流理论和断裂力学建立三维水力压裂数值模型，分析了裂缝和孔隙压力对速度场的影响，利用三维射线追踪方法正演微地震走时和方位信息［16］。仝少凯等基于流体力学理论建立了波动注入水力压裂诱发微地震模型，分析其产生微地震震源特性和力学机制，以及微地震对水力压裂波及面积的影响规律［17］。唐杰等研究了水力压裂产生脆性变形时所诱发微地震机制，分析了水力裂缝动态演化与微地震响应特性［18］。李佳琦等采用有限元方法建立应力渗流耦合数值模型，并将模型简化为15 m×7.5 m 的二维模型，研究水力裂缝扩展过程中断层滑移、孔压、震级分布规律，该模型采用高渗透性的断层破碎带和低渗透性的断层核模拟断层，未考虑天然裂缝影响［19］。马子涵等根据水力压裂微地震监测数据与储层渗透率响应关系，建立了分区均质与非均质的热储模型［20］。根据上述调研，水力压裂诱发微地震数值模拟方面已开展少量研究。

而微地震监测及改造体积（stimulated reservoirvolume，SRV） 拟合方面，刘尧文等利用地面及井中微地震联合监测技术开展了焦页4X 平台“井工厂”压裂裂缝实时监测，准确得到了井工厂拉链式压裂裂缝展布情况［21］。刘振武等系统总结了国内外微地震监测技术现状及面临的挑战，提出了该技术下一步发展方向［22］。董文波等根据辽河油田54 口水平井压裂的微地震监测结果，得到工程因素、地质因素、完钻井分布等是造成微地震事件点在压裂水平井两侧不对称分布的主要因素［23］。刘星等将K-means 聚类分析和Delaunay 三角剖分进行集成来识别三维不规则凸面体的SRV，工程应用表明该方法计算的不规则包络体和微地震监测结果吻合度较好［24］。方文超等对于SRV 的概念及主流计算方法进行调研得出其现场应用中的不足，并介绍了基于改进微地震监测技术确定的有效支撑体积（effective propped volume，EPV） 和动态生产体积（active production volume，APV） 计算方法及现场应用效果［25］。罗睿乔等基于“破裂树生长法”，结合微地震监测点位置建立了压后缝网模型并进行压后生产数值模拟，以拟稳态流动时的压力等值线定量评价SRV［26］。

上述调研表明，微地震监测技术已经被广泛应用于水力压裂裂缝实时监测，但目前主要用于压裂效果评价以及后续压裂再设计优化等方面， 而直接应用微地震监测技术进行压裂优化设计方面的研究因其依赖现场施工实时监测结果而未能开展。

因此在考虑天然裂缝弱面的基础上，采用离散元软件FracMan 对页岩储层开展水力压裂裂缝特征模拟研究，主要探究天然裂缝密度、天然裂缝方位角、施工排量、簇间距等不同因素对SRV 以及微地震事件在缝长方向分布特征影响规律，以期为页岩油水力压裂优化设计提供新的技术思路。

1 方法过程

FracMan 软件是美国Golder Associates Inc.开发的综合软件系统，集成了裂缝建模、储层改造、动态模拟等功能，可以进行数据综合分析、离散裂缝网络模型构建、地质力学模拟、水力压裂模拟、 SRV 分级量化、压裂方案优化设计、井位部署及风险分析、试井模拟、产能评价等研究工作。采用离散元软件FracMan 对页岩储层开展水力压裂裂缝特征数值模拟研究， 根据储层地质参数建立三维地质模型，将排量等工程参数输入到地质模型中，计算得到缝长、缝高、SRV 等裂缝特征参数。缝长和SRV 是评估水力压裂效果的两个重要参数，缝长直接关联到裂缝网络的覆盖范围，而SRV 则反映了裂缝网络与储层接触的体积， 因此， 选取计算得到的缝长和SRV 与微地震监测结果进行对比，验证页岩水力压裂裂缝特征数值模型的可靠性。

1.1 室内研究

1.1.1 页岩水力压裂缝长数值模型

（1） 裂缝孔隙压力方程。为模拟基质或不可膨胀裂缝内滤失以及裂缝表面流动阻力导致的压降，裂缝孔隙压力一般是随着泵送压力线性降低。裂缝内孔隙压力计算，可以参考文献［27］。

（2） 水力裂缝与天然裂缝交互扩展。基于体积平衡法，判断水力裂缝与天然裂缝之间的交互扩展情况，即水力裂缝内压力是否大于作用于天然裂缝壁面的闭合压力。体积平衡法的原理是在一个模拟网络单元内，任何时刻流入与流出该单元的体积相等。

1.1.2 页岩水力压裂SRV 计算方法

页岩水力压裂SRV 计算采用凸面体算法，其思想是采用四面体剖分的原理实现三维离散点集的凸壳求取，即用互不重叠，而且之间无间隙的四面体紧密排列，构造出三维点集的凸壳。求取三维点集的凸壳，一般需求出凸壳的顶点集、棱边集以及面集。在三个集合中，顶点集和面集是必需的，棱边集可以由面集直接推出。

对给定的点集进行四面体剖分，得到点集凸壳的边界面和顶点。首先由已知点得到初始的四面体，将其四个面都作为边界面，然后从点集中依次取出点进行四面体的扩展，将能扩展的面置为非边界面，扩展得到的新的三角面置为边界面，依此类推，直到将点集中的所有点都扩展完毕后就得到了凸壳的边界面，由组成凸壳边界面的顶点可得到整个凸壳的顶点，最后由四面体集合求出凸壳的体积。如此设计的另一优势是在求取凸壳的同时，能方便地计算出凸壳的体积。在FracMan 中，根据筛选确定的裂缝集，形成包裹住裂缝最小的凸面体体积。将裂缝离散为点集，包含所有离散点的凸面体就是裂缝凸面体算法的储层改造体积。

1.2 裂缝特征数据获取

束鹿凹陷页岩油位于渤海湾盆地冀中坳陷南部，A 井构造位于束鹿凹陷中洼槽含油层甜点区，三开完井，水平井段4 231～5 391 m，段长1 160 m，目的层箱体钻遇率100%，储层钻遇率95.60%。该井改造段岩性以褐灰色荧光细砾岩和含砾泥灰岩为主，优质储层段主要矿物为方解石和白云石。水平段储层含油饱和度为2%～99%，测井孔隙度2.1%～7.9%（平均值为4.3%），脆性矿物质量分数6%～87%，核磁有效孔隙度主要分布在1.2%～3.2%（基质孔极低），核磁渗透率分布在（0.01～1）×10−3 μm2，裂缝、溶蚀孔是重要的储集和渗流空间。

该井施工时采取了微地震监测技术，通过部署采集站观测系统阵列，运用地震波振幅特性和层析成像技术对压裂区域进行能量扫描，实现对储层破裂的“成像”定位，通过分析压裂过程中不同时间点的破裂活动，构建了裂缝网络的四维影像，可视化解释压裂裂缝缝网的空间形态和演变发育过程。将微地震监测数据导入到所建立的页岩水力压裂裂缝特征数值模型中，解释得到现场微地震监测的裂缝缝长和SRV。

同时，根据束鹿凹陷A 井的储层地质条件和岩石力学参数建立三维地质模型，将射孔参数、压裂排量、液量等工程参数输入到地质模型中，模拟压裂段的微地震事件分布情况，提取该模型计算得出的微地震事件点的分布距离以及SRV。

2 结果现象讨论

2.1 裂缝特征与微地震监测结果吻合度分析

将A 井分成9 段31 簇压裂，由于第3 段（4 250～4 309 m）的天然裂缝较发育，以该段为例进行微地震监测与数值模拟的压裂长度和SRV 对比，模拟基础参数见表1。

将微地震监测数据与压裂施工数据分别导入所建立的页岩水力压裂裂缝特征数值模型中，计算结果见表2。可以看出，采用压裂施工数据计算得到的裂缝长度与微地震监测结果吻合度达到94% 以上，数值模拟得到的SRV 与微地震监测结果吻合度达到95% 以上，验证了应用该模型模拟页岩水力压裂裂缝特征的可靠性。

2.2 不同地质与工程因素对裂缝特征影响分析

为深入分析地质与工程因素对裂缝特征的影响，改变表1 中某一特定因素的取值，保持其他参数不变，开展天然裂缝产状及压裂工程参数对微地震最大缝长及SRV 的影响规律研究。

2.2.1 天然裂缝密度对裂缝特征影响分析

设置模型参数为排量12 m3/min，液量1 500m3，簇间距10 m，天然裂缝方位角180°，分析不同天然裂缝密度0.05、0.10、0.15 条/m2 对水力压裂裂缝特征的影响。从图1 中可以看出，天然裂缝密度0.10 条/m2 时，水平井筒两侧微地震事件基本呈对称分布，裂缝呈现较均匀扩展，而天然裂缝密度为0.05条/m2、0.15 条/m2 时，水平井筒部分射孔簇成为优势通道导致裂缝非均匀扩展严重。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 具体数据见表3。可以看出，天然裂缝密度为0.05 条/m2 时，共发生400 次微地震事件，距压裂井最远距离为339.76 m；天然裂缝密度为0.10 条/m2 时，共发生407 次微地震事件，距压裂井最远距离为252.34 m；天然裂缝密度为0.15 条/m2 时，共发生420 次微地震事件，距压裂井最远距离为101.00 m。随着天然裂缝密度不断增加，水力压裂微地震缝长也随之减小，这是因为水力压裂能量在储层传播过程中，水力裂缝与天然裂缝交互扩展导致压裂能量耗损，天然裂缝密度越大，压裂能量耗损越严重。所以水力压裂微地震缝长随天然裂缝密度增加而减小。

从表3 中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着天然裂缝密度增加呈先升后降趋势，在天然裂缝密度0.10 条/m2 时达到最大，0.05 条/m2 时的SRV 大于0.15 条/m2 时的SRV。天然裂缝密度0.05 条/m2、0.15 条/m2 时，水平井筒部分射孔簇成为优势通道导致裂缝非均匀扩展严重，最终的SRV 也小于天然裂缝密度为0.10 条/m2 时的SRV，因此应结合储层天然裂缝密度，合理优化压裂工程参数，促使SRV 最大化。

2.2.2 天然裂缝方位角对裂缝特征影响分析

设置模型参数为排量12 m3/min，液量1 500m3，簇间距10 m，天然裂缝密度0.10 条/m2，分析不同天然裂缝方位角60°、120°、180°对水力压裂裂缝特征的影响。不同天然裂缝方位条件下水力压裂微地震缝长模拟结果如图2 所示。从图中可以看出在前述模型参数的基础上，水平井筒两侧微地震事件基本对称分布，水力裂缝均匀扩展，未出现较明显的优势扩展裂缝，说明通过优化工程参数使之与储层地质特征相匹配，能够实现水力裂缝的均衡扩展。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 具体数据见表4。

从表4 中可以看出，天然裂缝方位角为60°时，共发生389 次微地震事件，距压裂井最远距离为226.85 m；天然裂缝方位角为120°时，共发生407 次微地震事件，距压裂井最远距离为250.00 m；天然裂缝方位角为180°时，也发生了407 次微地震事件，距压裂井最远距离为252.34 m。随着天然裂缝方位角不断增加，水力压裂微地震缝长逐渐增加，方位角从60°增长至120°，微地震缝长变化明显，方位角从120°增长至180°，微地震缝长变化幅度较小。水力裂缝扩展至低方位的天然裂缝时，易被天然裂缝捕获而沿着天然裂缝扩展，相应的微地震波及距离将会缩短，这与文献［28］研究结果相一致。

从表4 中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着天然裂缝方位角增大而逐渐升高，天然裂缝方位角从60°增长至120°，SRV 增长明显；天然裂缝方位角从120°增长至180°，SRV 增长幅度较小，在天然裂缝方位角180°时达到最大。天然裂缝方位角为120°和180°，两者的三维不规则凸面体形状很接近，因后者微地震缝长更长，相应的SRV 更大些。

2.2.3 簇间距对裂缝特征影响分析

设置模型参数为排量12 m3/min，液量1 500 m3，天然裂缝方位角180°，天然裂缝密度0.10 条/m2，分析不同簇间距5、10、15 m 对水力压裂裂缝特征的影响。不同簇间距条件下水力压裂微地震缝长模拟结果如图3 所示。

从图3 中可以看出，簇间距为10 m 时，水平井筒两侧微地震事件基本呈对称分布，裂缝呈现较均匀扩展；簇间距为5 m、15 m 时，水平井筒部分射孔簇成为优势通道导致裂缝非均匀扩展严重，可以通过暂堵转向工艺封堵部分优势射孔簇迫使液体转向，实现水力裂缝的均衡扩展；簇间距为15 m 时裂缝延伸较长，因此其形成的不规则包络体体积要大于簇间距为5 m 的包络体体积。簇间距为5 m、15m 时不规则凸面体中包含部分未改造区域，致使这两种工况条件下计算得出的SRV 偏高，因此后续有必要继续开展SRV 计算方法研究，以提高SRV 预测准确度。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 具体数据见表5。可以看出，簇间距为5 m 时，共发生393 次微地震事件，距压裂井最远距离为211.80 m；簇间距为10m 时，共发生407 次微地震事件，距压裂井最远距离为252.34 m；簇间距为15 m 时，共发生388 次微地震事件，距压裂井最远距离为349.76 m。随着簇间距的不断增加，水力压裂微地震缝长随之不断增大。簇间距为5 m 时，裂缝扩展时相互竞争激烈，裂缝延伸较短，适用于控缝长防压窜的工况条件。在其他参数不变的情况下，增加簇间距导致射孔簇数减小，分配到各个射孔簇的排量和液量也相应增加，有效提高了缝内净压力，因此有利于沟通深部储层。从表中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着簇间距增加呈先升后降趋势，在簇间距10 m 时达到最大，因此最优簇间距为10 m 左右。

2.2.4 施工排量对裂缝特征影响分析

设置模型参数为液量1 500 m3，天然裂缝方位角180°，天然裂缝密度0.10 条/m2，簇间距10 m，分析不同排量10、12、15 m3/min 对水力压裂裂缝特征的影响。不同排量条件下水力压裂微地震缝长模拟结果如图4 所示，可以看出，在前述模型参数的基础上，设置不同排量，水平井筒两侧微地震事件基本对称分布，水力裂缝均匀扩展，未出现较明显的优势扩展裂缝，因其形成的不规则包络体包含的未改造区域较少，计算得出的SRV 较为准确。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 模拟结果见表6。由表6 可以看出，10 m3/min 排量时共发生377 次微地震事件，距压裂井最远距离为140.00 m；排量为12 m3/min 时，共发生407 次微地震事件，距压裂井最远距离为252.34 m；排量为15 m3/min 时，共发生378 次微地震事件，距压裂井最远距离为188.65 m，水力压裂微地震缝长随着排量增加先升后降，存在最优排量使得微地震缝长最大，随着排量的不断增大，缝内净压力也越来越大，水力裂缝越容易穿透天然裂缝向前延伸，因此排量从10 m3/min 增加到12m3/min 时，微地震缝长增长近1 倍，但当排量超过12 m3/min 时，微地震缝长反而减小，可能原因是裂缝宽度增大导致，需结合砂体展布及井网合理优化排量，避免造成无效改造。从表6 中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着排量增加呈现先升后降趋势，在排量12 m3/min 达到最大，因此在未考虑井网的前提下最优排量为12 m3/min 左右。

2.2.5 施工液量对裂缝特征影响分析

设置模型参数为排量12 m3/min，天然裂缝方位角180°，天然裂缝密度0.10 条/m2，簇间距10 m，分析不同液量1 000、1 500、2 000 m3 对水力压裂裂缝特征的影响。不同液量条件下水力压裂微地震缝长模拟结果如图5 所示，可以看出，在前述模型参数的基础上，液量为1 000、2 000 m3 时，边簇均为优势扩展通道，裂缝扩展较其他簇远，因2 种工况下形成的不规则包络体包含一定的未改造区域，计算得出的SRV 偏高。因此亟需开展EPV 和APV 的相关研究工作，以提高压裂改造体积的预测准确率。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 模拟结果具体数据见表7。

从表7 中可以看出，液量为1 000 m3 时，共发生258 次微地震事件，微地震事件点距压裂井最远距离为130.00 m；液量为1 500 m3 时共发生407 次微地震事件，微地震事件点距压裂井最远距离为252.34 m；当液量为2 000 m3 时共发生513 次微地震事件，微地震事件点距压裂井最远距离为158.61m。当液量为1 500 m3 时微地震事件点距离离散程度最大，水力压裂微地震缝长随着液量增加先升后降，存在一个使得微地震缝长最大的最优液量。随着液量增大，缝内净压力也越大，水力裂缝越容易穿透天然裂缝向前延伸，当液量从1 000 m3 增至1 500m3 时，微地震缝长增长近1 倍，但当液量超过1 500m3 时，微地震缝长反而减小，水力压裂能量在近井筒附近进行释放， 从而在液量2 000 m3 时产生513 次微地震事件，近井端改造较为充分。目前压裂工艺上有控液增砂及大液量补充储层能量的做法，需结合实际工况进行液量优化。从表7 中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着液量增加呈逐渐增加趋势，液量从1 000 m3 增长至1 500 m3，SRV 增长明显，液量从1 500 m3 增长至2 000 m3，SRV 增长幅度减缓。

2.2.6 压裂液黏度对裂缝特征影响分析

设置模型参数为排量12 m3/min，液量1 500m3，天然裂缝方位角180°，天然裂缝密度0.10 条/m2，簇间距10 m，分析压裂液黏度1、20、50 mPa·s 对水力压裂裂缝特征的影响。不同压裂液黏度条件下水力压裂微地震缝长模拟结果如图6 所示。从图6 中可以看出，在前述模型参数的基础上，压裂液黏度为1 mPa·s 和50 mPa·s 时，边簇均为优势扩展通道，裂缝扩展较其他簇远，内部簇由于储层物性等原因未能有效扩展，因此压裂设计时可以采用暂堵转向压裂工艺，迫使压裂液转向，从而实现裂缝均衡扩展。此外，这两种工况下形成的不规则包络体包含一定的未改造区域，计算得出的SRV 偏高，因此后续有必要继续开展SRV 计算方法研究以提高SRV 预测准确度。

选取微地震事件点距离最大值作为微地震缝长，水力压裂微地震缝长及SRV 模拟结果具体数据见表8。

从表8 中可以看出，压裂液黏度为1 mPa·s 时，共发生260 次微地震事件，微地震事件点距离均值为85.65 m，标准差是44.98 m，距压裂井最远距离为150 m；压裂液黏度为20 mPa·s 时，时，共发生407 次微地震事件，微地震事件点距离均值为62.35m，标准差是51.56 m，距压裂井最远距离为252.34m；压裂液黏度为50 mPa·s 时，共发生385 次微地震事件，微地震事件点距离均值为112.74 m，标准差是73.94 m，距压裂井最远距离为311.12 m；压裂液黏度为50 mPa·s 时的微地震事件点距离离散程度最大。水力压裂微地震缝长随着压裂液黏度增加而增大，压裂液黏度从1 mPa·s 增长至20 mPa·s，微地震缝长增长较快，压裂液黏度从20 mPa·s 增长至50mPa·s，微地震缝长增长幅度较前者降低。压裂液黏度较低时在裂缝性储层内滤失较大，裂缝波及范围有限，随着压裂液黏度增大，缝内净压力也越大，水力裂缝越容易穿透天然裂缝向前延伸，从而能够沟通深部储层，因此通常采用低黏压裂液前置造缝，高黏液体携砂从而实现缝网波及体积最大化。从表中还可以看出，页岩水力压裂SRV 随着压裂液黏度增加呈增长趋势，压裂液黏度从1 mPa·s 增加至20mPa·s，SRV 增长近一倍，压裂液黏度从20 mPa·s 增加至50 mPa·s，SRV 增长幅度有所降低。

3 结论

（1） 基于离散元软件Fracman 充分结合地质工程一体化条件，考虑天然裂缝方位的基础上，建立了页岩水力压裂裂缝特征数值模型，通过与实例A 井的现场微地震监测数据进行对比，数值模拟得到的改造体积和微地震裂缝长度与现场监测结果吻合度达到90% 以上，验证了该模型的可靠性。

（2） 水力压裂微地震缝长与天然裂缝方位、簇间距、压裂液黏度呈正相关，与天然裂缝密度呈负相关，微地震缝长随排量和液量增加则先升后降，存在最优排量和液量；改造体积与天然裂缝方位、液量、压裂液黏度呈正相关，而随着天然裂缝密度、簇间距、排量增加则先升后降，存在最优天然裂缝密度、簇间距、排量使得SRV 最大。

（3） 页岩储层天然裂缝与层理发育，研究内容仅考虑天然裂缝的影响，因此后续将继续开展页岩层理及断层对于页岩水力压裂裂缝特征的影响。水力压裂裂缝非均匀扩展导致不规则包络体中包含部分未改造区域，计算得出的SRV 偏高，因此后续有必要继续开展SRV 计算方法研究以提高SRV 预测准确度。