2. 斯伦贝谢中国公司
, Ma Fujian2
, He Youan1
, Wang Shuyu1
, Niu Li2
, Luo Yin2
, Ye Po1
, Huang Tianjing1
, Huang Zheyuan2
, Liu Yuan2
, Feng Zhangbin1
2. Schlumberger China
鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油经过多年的攻关获得重大突破，在2019年发现了10亿吨级的庆城大油田，为中国石油在非常规油气领域注入了新鲜的血液和活力[1]。延长组长7段储层的探明资源约为20×108t[2]，资源潜力巨大。2022年，庆城油田成为国内规模最大的页岩油油区。然而，复杂的碎屑流沉积特征和多变的含油性特征，加上超出地震分辨率的微断层/天然裂缝进一步加大了该区页岩油的开发难度。此外，由于非常规测井，如成像测井等费用较高，不能大范围推广，也造成对天然裂缝的认识一直未能取得实质性突破。近年来，地质工程一体化解决方案在针对非常规油气开发实践中越来越成为一套广受欢迎、有效并且科学的方法体系[1, 3-5]。这套理论和方法在实践中不断完善和迭代，并且随着新数据和解释方法不断更新，其应用价值和深度也会不断加大。
受北美非常规储层开发经验的影响，中国的页岩油储层普遍采取了密集切割和体积改造的开发策略。特别是鄂尔多斯页岩油区，自2010年以来，开始逐步转向实施大规模体积压裂技术。在初始阶段，体积压裂技术的应用显著提升了储层改造效果，证实了其有效性。然而，随着储层改造活动的持续推进，近期数据表明，单纯增加完井强度和压裂体积并不能进一步有效提升单井产量。相反，大规模改造活动所带来的副作用逐渐凸显，其中包括井间干扰、砂堵及压窜等问题频繁发生，这些问题对油田的整体产量产生了不容忽视的负面影响。
以鄂尔多斯盆地页岩油田为例，自2018年起已有270口井报告发生过井间干扰事件。在这些事件中，部分母井因受到井间流动的干扰，其生产恢复所需时间长达数周甚至数月之久。这种情况不仅影响了油田的稳产高产，也对经济效益造成了损失[1, 6]。
在增产改造过程中遇到的这些新问题，使得业界重新审视天然裂缝在储层改造中的作用与影响。天然裂缝作为页岩油储层中的重要渗流通道和储集空间，其发育情况和分布规律对储层改造效果具有显著影响。因此，如何准确刻画天然裂缝，以及如何有效利用和避免其影响，成为当前页岩油储层改造领域亟待解决的关键问题。
近年来，随着该区地震资料的品质提升，对断裂和裂缝的认识越来越深入，但是这些断裂和天然裂缝对钻完井工程，甚至生产方面的影响和认识存在提升空间。天然裂缝对水力压裂和单井产量的影响一直存在争议，特别是在半深湖相和深湖相重力沉积环境中储层质量在垂向和水平方向上变化显著时。本文利用最新处理的宽方位地震数据来刻画天然裂缝，并结合非常规测井数据、微地震数据、水力压裂数据和计算机模拟等诊断水力裂缝的分布和天然裂缝对其的影响，在一定程度上加深了天然裂缝和水力裂缝对单井产能影响方面的理解，并通过地质工程一体化的方法实现定制化的解决方案。
1 地质背景鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通叠合盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙古及晋5省（自治区），构造区划分为西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6个单元。陇东地区位于伊陕斜坡，是鄂尔多斯盆地页岩油的主要富集区（图 1）[1]。现今最大水平主应力方向为83°~85°[1, 3-4]，因此页岩油水平井方位多数在-15°~-5°进行钻井。
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图 1 鄂尔多斯盆地区域概况及陇东研究区位置图 Fig. 1 Overview of Ordos Basin and location of Longdong study area |
上三叠统延长组主要发育一套内陆坳陷湖盆碎屑岩沉积，自上而下可分为10段（长1—长10），其中长7段沉积期为最大湖泛期[1]。根据岩性组合及沉积旋回，长7段自下而上可分为长73、长72和长71共3个小层。其中长73小层沉积期为湖盆发育的鼎盛期，湖盆面积最大，主要沉积一套富有机质的泥页岩，夹薄层砂岩[3, 6]。在研究区内发育多套重力流和浊流的细粒砂岩和泥页岩的交互沉积。鄂尔多斯盆地中生界页岩油是指三叠系延长组长7段烃源岩发育层系内致密砂岩和泥页岩中未经过长距离运移而形成的石油聚集[3, 7-11]。根据页岩油最新分类评价标准，中国陆相页岩油可分为夹层型、混积型、页岩型三大类。鄂尔多斯盆地长7段沉积了一套广覆式富有机质页岩+细粒砂质岩沉积，属于典型的陆相页岩油。结合岩性组合、源储配置等，长7段主要发育夹层型、纹层型和页理型3种类型页岩油，其中，夹层型页岩油主要分布在长71、长72小层，以富有机质泥页岩夹多期薄层粉—细砂岩的岩性组合为主，单砂层厚度一般小于5m，小层砂体叠置厚度一般为10~15m，砂地比为20%~30%，是目前页岩油勘探开发的主力层段，也是本文的研究重点（图 2）。
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图 2 鄂尔多斯盆地长7段岩性综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin |
在鄂尔多斯盆地应用宽方位三维地震（2017—2021年）之前，前人已经对该区天然裂缝在野外露头、岩心和测井上的识别做了一定研究工作，得到了一些针对该地区天然裂缝的认识。有的学者根据裂缝的发育程度与构造曲率、岩性和地层厚度的关系，以及裂缝尺度等方面的研究，提出了由断层、断层破碎带和天然小尺度裂缝组成的复杂断裂系统，这些断裂系统中天然裂缝均以高角度为主[12-19]。有的学者根据鄂尔多斯盆地中部靖安—安塞地区和西南部陇东地区的地磁定向岩心、薄片及成像测井分析，并结合延河、铜川和平凉等地表露头资料统计，认为鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层分布有东西向、北西—南东向、南北向和北东—西南向4组裂缝，主要表现为正交裂缝。裂缝的发育范围广、分布规则、产状稳定，定性为在弱构造变形区发育的构造裂缝[13-14]。
随着近年来非常规油气资源在鄂尔多斯盆地的开发，得到了针对天然裂缝的更多的数据和认识（图 3）。低角度天然裂缝和水平层理缝（或由沉积和构造应力造成的弱面）通过微地震数据首次被观测到，这类裂缝在岩心上也有出现，此前多被忽略（图 4），这类天然裂缝可能对应成像解释结果的层系界面或者地层界面（图 3）。钻井取心通常在直井中获取，通过研究区15口直井和两口水平井岩心观察发现不仅有高角度天然裂缝的发育[1]，而且也观察到了低角度天然裂缝和层理缝（在压裂过程中可能开启的层理）。
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图 3 天然裂缝在成像测井和常规测井上的响应图 Fig. 3 Response of natural fractures on imaging logging and conventional logging |
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图 4 钻井取心观察到的水平层理缝或低角度天然裂缝图 Fig. 4 Horizontal bedding fractures or low angle natural fractures observed in core samples |
天然裂缝在常规测井和成像测井上均有一定的显示，尤其是成像测井对天然裂缝的表征更加客观。由于成像测井的成本问题，现阶段该类数据并未大规模获得，通过与成像测井对照并且结合当地地质实际情况，可以初步认为在天然裂缝发育的地区通常来讲声波时差会变大，电阻率会降低[1, 12]。
2.2 天然裂缝的地震方法刻画2017—2021年中国石油长庆油田公司在庆城油田进行了宽方位三维地震采集和处理，该期的地震数据具有更高的信噪比和分辨率，成为储层刻画和天然裂缝识别的数据基础。庆城油田地处黄土塬地表区，地表沟壑纵横、高差大、情况复杂。2018年以前，该区采集的均为二维地震资料，受二维地震资料品质及测网密度的限制，在页岩油中发挥的作用有限。为了解决页岩油甜点区优选、水平井位部署及轨迹导向等难题，2017年首次在庆城油田实施三维地震攻关。针对该区复杂的地表条件，为了保证采集数据的属性均一性，采用可控震源与井炮混采的激发方式进行宽方位角采集。针对性处理后的地震数据信噪比达到5以上，主频达到30Hz，频宽为6~60Hz，为断层、天然裂缝和储层研究提供了资料保障[20]。
基于最新地震资料的区域研究和细化到平台的天然裂缝刻画，以及压裂方案的设计和优化，对压窜的预防和分析均起到了巨大作用，为“一井一策”和“一段一法”的定制化压裂作业提供了数据和认识基础（图 5）。天然裂缝的剖面和平面延展规模刻画，可为压窜和垂向上沟通水层提供直接的风险预警，使压裂设计人员在设计之初就明确这些风险，并且优化设计，在防止工程问题的同时又提升改造效率，节省改造成本。
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图 5 研究区地震蚂蚁体对天然裂缝的响应图 Fig. 5 Seismic ant body response of natural fractures in the study area |
采用蚂蚁体算法，以地震数据方差体为输入，通过钻井数据、微震数据和压裂数据进行质量检查而生成的蚂蚁体属性是对天然裂缝的最原始刻画。天然裂缝统计数据表明，研究区裂缝在目标层位发育走向可大致分为3类（图 6）：（1）近南北向裂缝（0°±15°），包括北北东—北北西向的共轭裂缝；（2）近东西向裂缝（90°~120°）；（3）北东—南西向裂缝（45°~90°）。
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图 6 研究区内天然裂缝的走向（左）和倾角（右）图 Fig. 6 Strike (left) and dip angle (right) of natural fractures in the study area |
该区天然裂缝发育规模并不大，裂缝垂向高度主体在50~100m，裂缝长度主体在500~1500m。相对于该区单砂层厚度在5m左右的主要页岩油目的层，总厚度在100m左右，天然裂缝很有可能对压裂和生产产生影响。
2.3 天然裂缝与钻井、压裂数据的关系上述裂缝模型需要通过钻井和压裂等工程等数据的验证，如钻井井漏、微地震数据（管波）和压裂数据（如相邻井口压力数据）、G函数分析[21-25]。微地震监测数据显示当水力裂缝到达监测井附近时，会大量激发监测井中的管波。管波是一种沿着井筒传播的震动信号，其传播速度一般比较稳定，在1450m/s左右。通过管波在监测井不同监测位置的到达时间，基本可以定位水力裂缝接近监测井的具体位置，在多数情况下这个到达监测井的“水力裂缝”是借助或通过天然裂缝直接到达监测井（图 7）。
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图 7 W5井第5级微地震监测装置和管波信号分析图（据文献[23]修改） Fig. 7 Analysis of microseismic monitoring device and tube wave signal of the 5th fracturing stage in Well W5 (modified after reference [23]) |
图 7管波信号显示，第6个检波器周围最先出现管波信号，表明水力裂缝在第6个检波器附近靠近监测井，该认识与图 7中的微地震事件分布特征一致。研究发现，压裂施工过程中的管波和钻井井漏位置均和蚂蚁体刻画出来的天然裂缝位置有较好的对应关系（图 8）。
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图 8 井漏及天然裂缝位置对比图 Fig. 8 Comparison of location between well leakage and natural fractures |
在压裂作业期间和之后，可以通过各种方式交叉检查天然裂缝模型。平台中1井的G函数表明天然裂缝引起的强烈的压力依赖性泄漏行为（图 9）。
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图 9 天然裂缝发育段的典型G函数分析图 Fig. 9 Typical G-function analysis of section with natural fracture development G·dP/dG—叠加压降导数；dP/dG—压降系数 |
天然裂缝模型可用于优化压裂设计。例如，可以避免或减轻压窜的影响。图 10显示W5井压裂优化作业对W6井的影响程度较低，W5压裂作业之后相邻的W6井井口压力在数小时后才显著升高。
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图 10 W5井井场平面图（左）及井口压力对比图（右） Fig. 10 Plan view of W5 well site (left) and comparison of wellhead pressure (right) |
低角度天然裂缝的存在会对水力裂缝缝高有极大影响，水力裂缝在向上扩展的过程中局部会沿着水平方向的天然弱面扩展一定距离，然后再寻求垂向上的突破。这样一来，在低角度弱面（包括部分层理面）较发育的地区，水力裂缝缝高会受到极大的限制，影响储层改造的效果（图 11）。
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图 11 微地震事件点与地质模型对比图 Fig. 11 Comparison between microseismic events and geological models |
地质建模集成了所有可用数据，包括钻井数据、测井数据、岩心数据及地震数据，基于地质模型建立的地质力学模型基本可以表征鄂尔多斯盆地陇东地区地质特征和地学特性[26-30]。
裂缝建模中的DFN（离散裂缝网络）建模有多种方法，主要分为统计性建模和确定性建模两大类。本文中的裂缝模型利用蚂蚁体结果基于确定性方法直接构建而成。不同裂缝体系的导流能力与裂缝本身的产状和现今地应力状态有关。在天然裂缝模型和地质力学模型准备就绪后进行基于摩尔破裂准则的裂缝稳定性分析[1]。获得原场地应力后，需要进一步考虑天然裂缝在当前应力条件下的受力状态及稳定性。天然裂缝稳定性是井轨迹设计和压裂优化设计的重要参考因素。在不同的地应力条件下，天然裂缝处于不同的受力状态，而裂缝的稳定性可以依据摩尔—库伦强度准则来判断[1]。
研究结果表明：北西西—南东东向和北东东—南西西向天然裂缝很可能具有一定的导流能力，或者在压裂过程中、压裂之后对压裂液和产出液具有一定的导流能力。图 12中红色区域(近东西向裂缝)滑动因子接近1，代表在现有应力背景下天然裂缝稳定性差，容易活动，从而导流能力较强。
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图 12 天然裂缝稳定性分析的极坐标图 Fig. 12 Analysis of natural fracture stability in polar coordinates |
综上可知，在压裂设计中，需要考察井周裂缝在原始地应力条件下的稳定性。如果处于极限应力状态的裂缝较多，裂缝具有高导流能力，压裂过程中压裂液容易滤失，增大近井筒砂堵的风险。此时需要考虑如何降低天然裂缝的影响，比如采用暂堵技术或提高压裂液黏度，从而提高携砂能力。这种从不同学科和角度，深入挖掘前期地学研究的成果，从而进行针对性压裂设计和施工的方式，成为该区地质工程一体化研究和施工的最新方向。
3 压裂设计优化和井间干扰控制 3.1 压裂设计优化与甜点覆盖随着体积改造工艺的逐步成熟和地质认识的逐步提高，提质增效成为进一步提升国内非常规与致密油藏经济有效开发的新理念。通过系统、精细的压裂设计优化，压裂设计优化可以细化到射孔位点、压裂液量控制以及裂缝形态控制剂的综合应用，促进储层改造资源的合理分配、提高甜点覆盖效率是实现提质增效目标的有效路径。下面从3个层面层层递进，对压裂设计进行系统、精细的优化。
3.1.1 基于大数据分析的压裂设计参数优化在非常规储层的开发中，压裂设计参数的选择对于提升产量和经济效益具有决定性影响。为了精准优化这些参数，借助机器学习技术，对研究区前期改造的历史大数据进行深入分析。通过建立产量、改造成本和工艺改造参数之间的对应关系，成功对关键压裂改造参数进行了优选。分析结果表明，当进液强度保持在20~26m3/m、加砂强度维持在3~4t/m时，工程改造的经济性表现较为优越。这一发现为后续的压裂设计提供了科学依据，有助于实现资源的合理分配和甜点的高效覆盖。
3.1.2 基于优化后GQ的井间、段间改造规模分配为了提升压裂设计的精准性和有效性，本文采用地质品质参数（GQ）对改造规模进行优化。GQ是对井筒和射孔段附近三维空间砂体品质进行量化表征的关键参数，它通常通过三维地学模型衍生出来，用以反映单井、单段的地质特性[31]。本文对GQ的算法进行了优化，将更多的地质参数（如孔隙度、含油饱和度等）纳入计算中，以更全面地反映储层的实际品质。
在GQ的基础上，进一步整合钻井过程中的井漏信息、基于蚂蚁体算法刻画的天然裂缝分布，以及水平段的常规测井数据等对压裂设计进行优化。这些数据的综合应用，能够更精确地量化分配各个井眼和段落的压裂改造规模。通过这一策略，压裂资源能够根据实际地质条件进行精准投放，从而显著提高甜点区域的覆盖率。
3.1.3 基于地学建模和工程数据的压裂设计实时调整在现场执行水力压裂施工过程中采用了先进的三维地学建模技术，该技术与微地震监测和井筒听诊器等实时监测数据的融合，允许对每个井眼和每个阶段的压裂设计进行动态优化。通过实时分析这些数据，能够快速识别任何偏离预期的施工情况，并据此更新和校正压裂裂缝模型预测结果。在此过程中，高达87%的阶段接受了实时调整，以优化施工过程。
最终的储层改造成果如图 13所示，其中包括砂体分布及蚂蚁算法预测的天然裂缝分布。这种基于现场实际地质情况的实时优化方法，确保了压裂设计方案的高度符合性，显著提升了施工的精准度和成效。
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图 13 优化后的储层改造成果图 Fig. 13 Reservoir reconstruction results after scheme optimization |
随着国内非常规储层布井井距的缩小、体积改造对注入液量的提升、排量的增加，以及断层和天然裂缝的影响，井间干扰成为非常规储层压裂增产改造中日益凸显的问题。在减少压采干扰的同时，保证压裂裂缝对储层的覆盖，从而提高采收率是项目实施过程中的核心诉求。
采用结构化压裂的模式将同一平台中的井分成两个批次实施，如图 14所示。其中结构井采用滑溜水大规模改造工艺，首先实施，由于井间距增加为原来的两倍，因此可以有效降低井间干扰的频率。剩余生产井，采用瓜尔胶作业，裂缝形态可以有效控制，且依靠结构井的裂缝监测结果，可以将生产井的裂缝布置在结构井遗漏的储层位置，提高储层覆盖率的同时，降低井间干扰。
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图 14 结构化压裂示意图 Fig. 14 Schematic diagram of structured fracturing engineering |
除了压裂模式的创新外，还通过采用裂缝形态控制技术，对人工裂缝缝端进行暂堵（BBSH），同时结合强化缝口转向、优化设计规模和端部脱砂等工艺，成功规避了强井间干扰事件，为非常规储层的井间干扰控制提供了技术借鉴。
裂缝形态控制技术的原理及泵注时机如图 15所示。该技术通过将不同粒径的支撑剂和纤维组合应用，在人工裂缝缝端形成低渗带，诱发缝端桥堵，使得裂缝不再向远处沟通，进而减少井间连通。项目实施工程中，结合微地震监测手段，快速完成了对裂缝形态控制剂用量、泵送时机的优化。
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图 15 裂缝（BBSH）缝端暂堵剂原理和现场应用效果图 Fig. 15 Principle and field application results of BBSH fracture end temporary plugging agent |
微地震监测结果显示，裂缝形态控制剂应用前后的微地震事件点分布规律发生显著变化（图 16）。裂缝形态控制剂应用前，微地震事件点分布范围扩展至邻井，甚至超过邻井，显示较长的缝长延展和较高的井间干扰风险；裂缝形态控制剂应用后，微地震事件点被控制在邻井之间，显示缝长的延展得到控制，大幅降低了井间干扰的风险。
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图 16 BBSH使用前后的微地震事件分布对比图 Fig. 16 Comparison of microseismic event distribution before and after using BBSH |
采用水相、油相两种示踪剂验证井间干扰的程度。压裂后各井连续取样分析结果显示，未检测到油相示踪剂的井间沟通；在个别层段监测到水相示踪剂的井间沟通（表 1），但沟通的持续时间较短，显示未发生严重的井间干扰。
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表 1 水相示踪剂井间沟通结果总结表 Table 1 Summary of inter well communication indicated by water phase tracer |
示踪剂监测结果、微地震监测结果和蚂蚁体反演的天然裂缝模型的对应关系如图 17所示。分析结果显示，发生水相示踪剂沟通的层段，微地震事件点延伸较远，且东西向天然裂缝较发育；同时可以看到部分区域应力差的降低会增加裂缝的复杂程度，但是不是普遍规律。可见水力裂缝的展布不是个别因素造成的单一结果。
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图 17 天然裂缝和微地震事件点与井间液体沟通位置的对应关系图 Fig. 17 Corresponding relationship between natural fractures and microseismic event points and the position of fluid communication between wells 红色圆圈位置是3井与2井的沟通位置，黄色圆圈位置是3井与4井的沟通位置 |
水平井多级压裂的设计、施工与评价是地质工程一体化全生命周期的工作流解决方案中的重要组成部分。其中水力裂缝的展布规律以及天然裂缝如何影响水力缝的展布是影响压裂效果和水平井单井产量的至关重要的问题。由水力缝控制的SRV（Stimulated Reservoir Volume）体积将最终影响单井和平台的产量表现。
利用基于天然裂缝模型、地质模型和地质力学模型的水力压裂建模对压裂设计进行优化可以最大化的增加储层接触面积，同时又能避免或减轻一些工程问题，从而达到压裂效率最大化和平台产量最大化。比如，优化的压裂设计可以在一定程度避免或减轻压窜问题。然而，在某些情况下，需要进行适当的压裂施工微调，以使水力裂缝进一步穿过天然裂缝，从而获得更多的储层接触面积。第一级水力裂缝受裂缝影响较大，水力裂缝扩展受到限制；第二级水力裂缝在第一级水力裂缝的基础上有所突破（图 18）。表明可以通过调整压裂规模/程序，来达到理想的水力裂缝长度。
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图 18 前后两级水力裂缝扩展情况对比图 Fig. 18 Comparison of hydraulic fracture propagation of the two successive fracturing stages |
实际操作中，可以根据实际地质情况选择合适的压裂方案。当水力裂缝遇到与其延展方向正交的天然裂缝时，可以通过增大压裂规模使其穿过天然裂缝；当水力缝遇到与其延展方向平行或者小角度相交的天然裂缝时，尤其是遇到那些稳定性较差的裂缝，压窜就极有可能发生，这种情况下一个合理的压裂方案就变得尤为重要。研究结果显示，大部分的压窜被避免或者减轻，只有个别段簇表现出了较为明显的压窜现象。
基于天然裂缝模型的压窜分析表明，北西西—南东东向、北东东—南西西向裂缝更可能是研究区压窜的触发因素。这可能是由于方位角或多或少与最大水平应力方向靠近，使得这些裂缝很容易活动，并以各种方式成为压裂液的渗流通道导致的。在某些情况下，水力压裂可能受到低角度天然裂缝的约束（图 19a）；也可能会在相邻的天然裂缝之后触发，然后导致压窜（图 19b）。
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图 19 低角度天然裂缝下水力裂缝分布图 Fig. 19 Distribution of hydraulic fractures with low angle natural fracture developed |
实际压裂过程中，水力缝除了沿着最大水平主应力的方向近东西向单一扩展外，还会在遇到其他天然裂缝后改变方向，顺着天然裂缝的方向微弱扩展，这种情况可以增强水力缝的复杂程度，在一定程度上可能是一个积极的因素。但是，这种诱导的水力缝能否被支撑剂所充填，需要进一步探讨。
5 结论和展望本文中展示了针对天然裂缝的地质工程一体化解决方案，为科学合理开发鄂尔多斯盆地长7段页岩油提供了定制化方案。这套定制化方案从扎实的综合地质油藏研究出发，通过数据分析、地质建模、天然裂缝建模、地质力学建模和油藏工程分析、数模，针对具体井提出压裂优化设计，涉及射孔位点确定、压裂液选择和用量、裂缝形态控制剂使用等方面的综合应用。可根据单井周边的储层品质、完井品质和地质品质，设计不同的压裂液、压裂规模和暂堵剂的使用优化，从而控制水力裂缝的起裂位置和形态，为科学、可持续性、经济开发研究区非常规资源提供重要保障。
天然裂缝与水力裂缝的交互关系较为复杂，通过微地震数据和天然裂缝模型综合分析，总结为如下4种关系：（1）导致压窜，邻井压力有响应，这种天然裂缝通常与水力裂缝在平面上以小角度呈现。（2）对水力裂缝具有一定的诱导作用，这种天然裂缝通常与水力裂缝在平面上成中低角度相交。（3）沟通裂缝，压裂液滤失增加，影响水力裂缝宽度和支撑剂铺设。（4）控制水力缝展布（垂向和横向），尤其是低角度天然裂缝会限制水力裂缝缝高；与水力裂缝平面上垂直（或大角度相交）的天然裂缝会限制前者在平面上的进一步扩展，从而限制对储层的改造程度。
结合宽方位地震资料、地质模型、地质力学模型和分析刻画的天然裂缝，对天然裂缝的基础属性（如走向和倾向等）及其他属性（如导流能力等）进行深入分析和总结。这些地学认识可用于压裂前优化设计，压裂后分析和平台/区域的持续地质和工程的深入研究和认识。本次研究中，低角度的天然裂缝、层理缝（或由沉积和构造应力造成的弱面）和水平层理通过微地震数据首次被观测到，补充了岩心、测井和地震方面的研究成果，首次从工程数据上看到了低角度天然裂缝和层理缝的影响。目前全国各油田深入开展的非常规矿场试验项目无疑将成为深入研究的有效手段，相信对天然裂缝和水力裂缝的认识将会更上一个台阶。
综合天然裂缝模型、地质模型和地质力学模型的水力压裂模拟对压裂设计进行优化是对实际施工的一次预演，通过调整压裂参数和流程使得压裂效率最大化和平台产量最大化成为可能。通过系统、精细的压裂设计优化，促进储层改造资源的合理分配，提高甜点覆盖效率是地质工程一体化工作流程中的重要一环。
本文首次从大数据分析中获取压裂优化设计的经验参数，同时引入地质品质参数（GQ）并对天然裂缝进行多尺度刻画。在前人基础优化了GQ的算法，把更多地质参数（孔隙度、含油饱和度等）加入GQ的计算中来。以GQ为出发点，同时整合钻井过程中的井漏信息、蚂蚁体勾勒的天然裂缝分布、水平段常规测井数据等，将压裂改造规模量化分配到各井、各段中，使“一井一策”和“一段一法”真正落到实处。本次探索取得较好的实际效果，施工井比同平台邻井在产量相当的情况下，支撑剂的用量减少20%左右，压裂液用量上减10%左右。这种实际的施工效果再一次证实了本文采用的地质工程一体化工作流可靠性。
随着体积改造工艺的逐步成熟和完善，提质增效成为进一步提升国内非常规与致密储层经济有效开发的新目标。其中研究天然裂缝展布特征以及其与水力裂缝的交互关系，深入认识水力裂缝的控藏体积，可能成为实现提质增效的有力抓手和重要途径。
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