近年来非常规油气藏逐步成为我国油气开发的热点领域，为接替常规油气能源，保障我国能源安全，页岩油勘探开发力度不断加大^[1-2]。非常规储层流体流动性差，水平井分段体积压裂是国内外非常规储层实现有效开发的主体技术，其主要理念是通过体积压裂的方式“打碎”储集体，实现长、宽、高三维方向“立体改造”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，促使油气从任意方向基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储层的渗透率^[3]。在地质工程一体化理念的指导下，结合水平井细分切割体积压裂技术，鄂尔多斯盆地庆城延长组长7段夹层型页岩油已初步实现规模效益开发^[4-11]，但目前对于裂缝的认识始终不清楚，地下缝网的空间展布形态难以准确刻画、压裂缝网与储层匹配性等问题成为制约庆城页岩油水平井进一步提高单井产量的关键。

由美国能源部发起，国家能源技术实验室（NETL）牵头，多单位联合组织，多学科专业支持，针对不同试验目的分别于Midland盆地和Delaware盆地设置了水力压裂试验场（HFTS）1期与水力压裂试验场2期，结合岩心观察与CT扫描获取了重要的裂缝信息，显著深化了对压后裂缝特征的认识，明确了天然裂缝激活沟通下的裂缝复杂性与支撑裂缝的范围，综合多项矿场测试和取心认识为后续压裂参数优化和部署井距优化提供了方向，全力推动了非常规油气开发技术升级^[12-21]。因此，针对庆城页岩油规模开发面临的难点与压后裂缝空间展布认识不清的问题，综合前期取心认识的不足与经验，借鉴北美水力压裂试验场成功案例与做法，针对庆城夹层型页岩油全面系统地规划了水力压裂试验场，并配套了多项矿场监测与取心井设计，以期进一步认识地下压裂缝网形态，指导庆城页岩油开发部署和压裂技术的进步。

本文针对庆城页岩油压裂缝网空间展布认识问题，结合水力压裂试验场大斜度井取心结果，综合CT扫描、人工观察、显微镜成像和测井响应等多项测试，明确了取心裂缝特征与分类，回归压裂缝空间位置分布，结合多数据来源完成了压裂段簇的对应，同时对支撑剂分布特征进行了分析，有效支撑了压后地下缝网的认识，为后续压裂改造优化方向提供了有力的支持和参考，具有重要的指导借鉴意义。

庆城页岩油水力压裂试验场以提高水平井单井产量和经济效益为核心，集成多种先进测试分析手段，按照3个重新评价：“重新评价页岩油甜点、重新评价体积压裂效果和重新评价水平井井网开发”，为甜点精准判识、压裂技术提升、开发政策优化等提供指导和依据，以期进一步提高页岩油开发效果^[22-23]。总体坚持“压前地质工程一体化设计、压中测试响应反演拟合、压后取心验证分析评价”的研究路径。结合庆城页岩油目前规模开发的主体对象（长7₁和长7₂小层的夹层型页岩油），针对性优选庆H41平台作为水力压裂试验场平台，主要目的层为长7₁¹，平均油层厚度为7.7~10.5m，平均孔隙度为9.6%、渗透率为0.12mD，气油比为80~95m³/t、油层物性、连续性较好；平台总计部署5口井（一口直探井B64作为压力监测井），井距为250~300m，平均水平段长1206.5m，平均钻遇率为78.5%。其中庆H41-3井与庆H41-4井为水力压裂试验重点井，试验场共设计10项16井次压裂测试，系统开展压裂缝形态、支撑剂分布状态、多簇起裂及产液贡献率等精细评价，同时设计了2口取心井综合比对研究。测试部署如图 1所示，针对庆H41-3井配备了套管外光纤邻井监测、井下电视、井下微地震（庆H41-2井与庆H41-4井双井监测）、染色支撑剂、油水两相示踪剂、压后远探测声波测井及成像测井；而针对庆H41-4井部署了套管外光纤本井监测、井下电视、油水两相示踪剂，以及压后远探测声波测井和成像测井。

图 1

图 1 庆H41平台水力压裂试验场测试部署图 Fig. 1 Deployment diagram of QingH41 platform hydraulic fracturing test site

庆H41-3井水平段长1300m，测井油层钻遇率为94.7%，局部天然裂缝较发育。全井共压裂23段85簇，总入地液量为20792m³，总加砂量为3075m³，进液强度为16.9m³/m，加砂强度为4.0t/m。其中单段单簇模式4段，大段多簇模式（8~12簇/段）4段36簇，多段少簇模式（3簇/段）15段45簇。其中对跟端后6段设计了染色石英砂，用于压裂后取心评价支撑裂缝展布及支撑剂分布状态。第21、23段为单段单簇模式，采用红色石英砂；第20、22段为多段少簇模式（3簇/段），采用蓝色石英砂；第18、19段为大段多簇模式（8簇/段），采用绿色石英砂。庆H41-4井水平段长1327m，测井油层钻遇率为71.7%，天然裂缝发育程度低。全井压裂21段84簇，总入地液量为18077m³，总加砂量为2488m³，进液强度为19.5m³/m，加砂强度为3.9t/m。其中单段单簇模式2段，大段多簇模式（8~12簇/段）4段36簇，多段少簇模式（3~5簇/段）15段46簇。各井各段压裂参数如图 2所示。

图 2

图 2 庆H41平台水力压裂试验场重点井压裂参数综合图 Fig. 2 Comprehensive fracturing parameter diagrams of key wells in QingH41 platform hydraulic fracturing test site

试验场共设计两口取心井，大斜度取心井主要评价纵向裂缝扩展及支撑剂分布特征；水平取心井评价井网与裂缝适配性、裂缝横向扩展及支撑剂分布，本文主要以大斜度取心井开展研究。其中大斜度取心井平面和空间位置如图 3所示，与庆H41-3井平行设计，由顶部向底部取心，目的为监测庆H41-3井带有染色支撑剂压裂设计的第18~23段。

图 3

图 3 试验场大斜度取心井平面与侧视图 Fig. 3 Plan and side view of high-inclination coring well in hydraulic fracturing test site

轨迹设计过程中，为尽可能提高获得庆H41-3井压裂缝的概率，在压裂段簇分布位置的基础上，采用地质工程一体化的思路，考虑储层砂泥互层发育情况和微地震监测结果，在纵向上保证取心开始位置高于跟端压裂段微地震点监测范围，而在平面上需考虑覆盖染色示踪剂监测段的同时保证取心井轨迹穿过微地震监测事件点高密度区以及震级相对较大区域。综合上述考虑最终优化后的取心开始位置为1851m（属于长6₃小层），连续取心300m至长7₂小层（图 3，井轨迹黄色部分）。

在钻井取心工程设计方面，采用三开井身结构（一开采用13³/₈in套管，二开采用9⁵/₈in套管，三开采用5¹/₂in套管），结合轨迹增斜或降斜要求，实时优化调整取心钻具组合，保障取心效果，同时配套控压钻井技术减小溢流风险。采用优化改进型214.4mm×101mm CQP564BX保形取心钻头，钻进排量保证井下安全前提下尽量靠下限（15L/s）。为充分利用取心井，在套管固井完井的基础上为进一步评价裂缝有效性，后续规划桥塞分段射孔测压。

综合考虑水力压裂试验场检查井取心目的，为获取地层岩心原有结构、形态特征，以及压裂后地层缝网特征，保护支撑剂原始状态，大斜度取心井整体采用保形取心技术作为检查井取心方式。针对传统金属内筒存在切割困难、影响CT和核磁扫描等问题，优选定制PVC材质内衬管，有效解决了上述问题，具有耐酸碱、抗油、便于地面处理、安全无毒等优点，尽可能获取丰富全面的岩心数据，综合评估压后裂缝特征与性质。

结合CT、岩心开筒人工观察和钻后微电阻率成像测井明确取心裂缝总条数，开筒过程中对CT初步认识的裂缝进一步确认对比，显微成像明确可疑支撑缝面，取心结束后验证成像测井可靠性。综合认识将取心裂缝分为三大类：天然裂缝、人工裂缝和复杂耦合缝。其中天然裂缝可进一步划分为构造裂缝和层理缝；人工裂缝可进一步划分为压裂缝和诱导缝。不同类型裂缝特征描述如下。

由于沉积原因形成的不同岩性层理界面为天然弱面，多由于岩心出筒后应力释放开启，造成沿层理面破裂；层理缝表面较平整光滑，无明显钻井液侵入特征，部分发育炭化植物碎屑。形成层理缝的原因包括：岩性、粒度、矿物、成岩作用等差异。层理丰富的层段主要分布在主力油层上、下隔层或油层内夹层段。FMI显示下层理响应明显，但不易判断井下开启状态，只能取心后评价压裂是否开启（图 4）。

图 4

图 4 取心层理与FMI层理显示图 Fig. 4 Core observation and FMI logging bedding interpretation

由于构造运动形成的天然裂缝，主要为剪切性质高角度裂缝，裂缝所在位置及缝面一般充填方解石，现场取心开筒过程中可通过滴酸冒泡进一步验证。天然裂缝发育段由于地层水活跃而易于胶结致密，FMI成像测井整体表现为高阻区，裂缝由于钻井液侵入主要表现为低阻；同时，核磁测井显示孔隙不发育，含油性差。天然裂缝可见雁列式分布特征，缝缘向前延伸；裂缝面多有钻井液侵入，可见钻井液重晶石残留；部分裂缝可见层理面终止或错位现象（图 5）。同时，天然裂缝缝面可见锯齿状裂口、方解石胶结、擦痕等特征。

图 5

图 5 天然构造缝典型图 Fig. 5 Natural tectonic fractures in typical core sections

水力压裂形成的压裂缝多为高角度张性裂缝，裂缝面较平整，CT显示剖面下多呈规则直切线，部分缝面肉眼可见支撑剂充填或在显微镜下可观察到支撑剂嵌入痕迹，缝面可见定向水流冲刷痕迹下的羽饰特征，同时在FMI成像测井解释下为低阻高导缝。在部分岩性互层段存在裂缝扩展延伸方向局部偏转的现象，压裂缝在岩心变化界面处存在裂缝扩展台阶（图 6）。

图 6

图 6 压裂缝形态特征 Fig. 6 Hydraulic fracture pattern characteristics

同时，从取心压裂缝与对应位置深度处的细分岩性统计结果来看，细砂岩中压裂缝数量为54条，而泥岩中出现压裂缝数量最少，为17条，压裂缝更易在脆性较高的细砂岩中扩展延伸。在不同岩性下，压裂缝缝面存在一定差异，通过缝面三维激光扫描结果发现，当该岩心段泥质含量越高时，压裂缝表面越光滑，在缝面计算粗糙度（均值绝对高差，mm）排序如下：粉砂岩和细砂岩粗糙度最高，泥质粉砂岩缝面粗糙度次之，泥岩缝面粗糙度最低（图 7）。

图 7

图 7 不同岩性下压裂缝缝面粗糙度 Fig. 7 Hydraulic fracture surface roughness with different lithologies

诱导裂缝在地层原始状态下并不存在，由于钻井、应力释放、外力作用、流体侵入等原因诱导产生的裂缝，一般情况下成像测井无响应。在取心钻井诱导应力释放下导致的裂缝呈马鞍状构造（图 8）。

图 8

图 8 钻井诱导马鞍状取心裂缝图 Fig. 8 Drilling induced saddle-shaped fractures in core sections

压裂缝遇到天然构造缝或层理后，转向、延伸扩展形成较为复杂的耦合裂缝。压裂缝与层理缝沟通扩展，压碎储层形成了复杂的裂缝形态（图 9）。

图 9

图 9 复杂耦合裂缝下整体形态图 Fig. 9 Overall pattern of complex coupled fractures

根据取心裂缝的产状、表面形态、岩性、充填特征，测井和测试资料等明确裂缝差异并对裂缝性质分析，建立了对应的裂缝类型判识方法，包含了裂缝外观、裂缝形态、裂缝表面特征、裂缝面充填特征、钻井液侵染程度等多角度判别准则（表 1）。结合以上裂缝特征差异与分类结果，明确了庆H41水力压裂试验场大斜度取心井庆H检41-1井连续取心33筒300m岩心内累计观察到裂缝431条，其中，压裂缝115条，天然构造裂缝37条，层理缝239条，诱导缝29条。天然层理缝和压裂缝在取心裂缝中占比最大。

表 1

表 1 庆城页岩油水力压裂试验场岩心裂缝类型识别表 Table 1 Fracture type identification in Qingcheng shale oil hydraulic fracturing test site 大类 亚类 力学性质 外观、形态 表面特征 充填特征 钻井液侵染程度 产状 测试响应 天然裂缝 构造裂缝 剪切裂缝 平整规则切面，环周呈规则直切线 表面平滑，无明显痕迹 有方解石充填 有侵染 走向北东或北西向，不统一，倾角近90° 成像测井一般显示为高阻段，裂缝处相对低阻；CT扫描裂缝面整齐，密度相对较高 张性裂缝 规则平面或曲面，环周呈直切线或曲线 表面平整或略弯曲，偶见羽状构造 无充填 有侵染 无明显规律 层理缝 应力释放缝 规则椭圆面，侧面呈长切线，线条相互平行 多平整，部分凹凸不平，有跨薄层断裂（剥离）；有碳化植物屑、云母、黄铁矿等 破碎岩屑 无侵染或部分侵染 与地层近平行（水平） 成像测井显示层理变化；CT扫描岩石密度差异显著 人工裂缝 压裂缝 张性裂缝 平整规则切面，环周呈规则直切线，部分显波形 因岩性而异。砂岩表面平整，隐约见定向冲刷痕迹；互层段多有台阶，阶面圆滑，有显著定向刷痕，呈羽状；多有泥饼，厚度均匀 部分可见支撑剂 侵染严重，常保留泥饼，泥饼中有密集小孔 与最大主应力平行，方向较为一致 成像测井一般呈现低阻高导缝；CT扫描缝面清晰，部分见高密度泥饼 人工裂缝 诱导缝 应力释放缝 形状不规则 断面不平整，层理处见尖锐断口，凸出部位可见压痕 无充填，多有碎屑 无侵染或部分侵染 无明显规律 成像测井不规则缝或无显示；CT扫描缝面不规则 复杂耦合缝 — 人工缝沟通或交切天然缝 形态复杂，呈交线或网状切线 一般不规则，复杂交切，断面尖锐，切穿层理或层理处终止 偶见支撑剂 有侵染 较为复杂 成像测井低阻高导缝；CT扫描缝间交错关联

表 1 庆城页岩油水力压裂试验场岩心裂缝类型识别表 Table 1 Fracture type identification in Qingcheng shale oil hydraulic fracturing test site

结合前期明确的裂缝分类认识与结果，对大斜度取心井115条压裂缝进行深度回归。裂缝整体平面分布如图 10所示，取心压裂缝与庆H41-3井压裂井段簇位置存在较明显对应，沿最大水平主应力方向延伸情况下，取心压裂缝覆盖庆H41-3井跟端后7段；压裂缝整体并非与压裂段簇类似，分布并不均匀，呈现小间距集群式分布特征，裂缝以成组伴生特征为主。裂缝间距频率分布如图 11所示，压裂缝密度为0.45条/m，以0~2m为间距的裂缝最多有95条，2~6m间距的裂缝11条，大于6m间距的裂缝9条，最小裂缝间距不足1m，71.3%的裂缝间距不大于1m，同时多处岩心上可明显发现裂缝厘米级小间距分布，缝间距小于0.1m的裂缝条数为21条。

图 10

图 10 大斜度取心井压裂缝平面分布图 Fig. 10 Plane distribution of hydraulic fractures in high-inclination coring well

图 11

图 11 压裂缝间距频率分布图 Fig. 11 Frequency distribution of hydraulic fracture spacing

与北美水力压裂试验场取心结果对比来看^[24]，庆城页岩油水力压裂试验场总体分布特征与北美一致，均呈现压裂缝密集发育的集群式分布特征，其中庆H检41-1井典型取心段5cm内出现了2条压裂缝，北美HFTS-1期取心典型段3in内出现了8条压裂缝（图 12）。北美HFTS-1期取心182.9m，共发现人工裂缝375条，裂缝密度2.05条/m；HFTS-2期取心290m，共发现人工裂缝500条，裂缝密度为1.72条/m。庆H检41-1井在裂缝数量和密度上要少于北美取心情况。

图 12

图 12 典型厘米级压裂缝分布对比图 Fig. 12 Comparison of typical centimeter-scale hydraulic fracture distribution

鄂尔多斯盆地长7段垂向主应力最大，压裂时易产生沿水平最大主应力方向延伸的纵向横切缝。从取心压裂缝倾角统计结果发现，受微裂缝影响，裂缝倾角主要在75°~90°，大于80°倾角的压裂缝占比为80%，平均压裂缝倾角为84.4°，均为高角度垂直裂缝，取心裂缝产状与区域正断层情况下的经典压裂理论认识一致。针对压裂缝方位问题，前期力学实验评价如下，区域两向应力差在4~5MPa，裂缝扩展受主应力方向控制，压裂缝多呈现平行特征，从岩心观察小间距裂缝也呈相互平行状态，少数裂缝分叉、偏转，交错裂缝占比为18.7%，微裂缝发育有局部方位变化。通过试验区邻近直井板64井、板70井等探评井电成像分析，识别最大主应力方向为北偏东64°和北偏东80°，平均为72°。取心观察到水力裂缝走向方位主要为北偏东77.7°。同时，微地震监测下各压裂段事件点扩展总体方位呈北偏东81.7°，邻井光纤应变监测下的庆H41-3井压裂冲击响应位置与对应压裂段连接方位也呈北偏东71.0°，与区域前期直井认识下的最大主应力方向平行（图 13）。

图 13

图 13 微地震监测事件点分布与邻井光纤响应图 Fig. 13 Microseismic monitoring events distribution and adjacent well fiber response

为明确大斜度取心井压裂缝与邻近压裂井各段对应关系并开展后续分析，采用多重判断准则开展对应归位研究。

对应依据1（染色支撑剂）：庆H41-3井第18~23段设计红（23段、21段）、蓝（22段、20段）、绿（19段、18段）3种染色支撑剂，分别对应1簇、3簇和8簇的压裂改造模式，对入井前和冲砂返出的染色支撑剂质量均进行了全过程跟踪评价，保证入井压裂前与返排出砂后显微镜观察颜色与质量情况。入井前通过模拟地层温度，在盐水、煤油、压裂液+盐水中浸泡，涂色基本稳定；经80天压后闷井和井筒清理过程中冲蚀打磨，返出染色砂颜色未明显改变，仍可清晰识别。大斜度取心井庆H检41-1井取心过程中，通过岩屑筛分识别到了明显的染色支撑剂颗粒（图 14）。而在对应关系确认过程中，一是通过岩心缝面观察，直接观察到明显染色支撑剂充填或嵌痕；二是在岩屑录取支撑剂中的取心压裂缝对应深度出现染色支撑剂。同时，对岩屑录取支撑剂进一步筛分分析，根据颗粒的目数进行划分，仅考虑庆H41-3井压裂所使用的20/40目与40/70目支撑剂组合，从岩屑中不同粒径支撑剂浓度随深度变化特征来看，粒径以40/70目为主（占比85%），20/40目次之（占比15%），40/70目粒径支撑剂相比20/40目出现的概率更大，占比更高（图 15）。

图 14

图 14 不同深度下岩屑筛分染色支撑剂观察 Fig. 14 Observation of cuttings screening dyeing proppant at various depths

图 15

图 15 不同粒径支撑剂浓度随深度变化与段号对应图 Fig. 15 Change of proppant concentration of different particle sizes with depth and the corresponding stage number

对应依据2（钻井液示踪剂）：庆H41-3井各段均加入油水两相示踪剂，通过取心筒壁面刮取钻井液和裂缝面浸泡钻井液分析示踪剂浓度占比（大于10ng/mL）来获取取心裂缝与压裂井各段对应关系。

对应依据3（空间距离和分布规律）：考虑庆H41-3井压裂段各簇空间位置和庆H检41-1井取心压裂缝空间位置，计算各条取心压裂缝到各压裂段各簇空间最短路径（欧式距离），同时结合取心压裂缝集群式分布特征、微地震各段延伸方向与覆盖范围和邻井应变压裂冲击响应位置与方位，在染色支撑剂和钻井液示踪剂对应的基础上，实现取心压裂缝与压裂井各段全部对应回归。

从回归对应结果分析来看，支撑剂在岩屑中广泛出现，在115条裂缝中，60处对应深度均录取到支撑剂；每段均见压裂缝（7~30条）且超簇数设计，呈现一簇多缝特征，其中第18段、23段裂缝条数较多（表 2）；庆H检41-1井压裂缝对应覆盖段长大于220m，超出设计的120m，裂缝覆盖较充分；除第17段外，其余6段均见支撑特征，其中第22段支撑压裂缝比例高；同时部分压裂缝存在多色支撑剂与多种示踪剂的同时显示，对应关系复杂，表明局部存在段间压裂沟通，段间沟通情况与微地震重合覆盖特征和邻井光纤监测下的应变裂缝重新激活响应一致。基于各段对应裂缝开展参数分析，在有限的样本条件下难以实现单因素控制下的对比，但从投产后的产油示踪剂对比来看，压裂缝条数越多示踪剂产油占比越高，进一步明确了裂缝对产量贡献的关键控制作用（图 16）。

表 2

表 2 大斜度取心井压裂缝与庆H41-3井压裂段对应表 Table 2 Statistics of hydraulic fractures in high-inclination coring well and corresponding fracturing stage in Well QingH41-3 压裂段号 压裂缝数量/条 缝面见支撑剂或嵌痕/条 岩屑见支撑剂/条 17 7 0 0 18 22 2 11 19 10 0 5 20 9 1 0 21 9 0 5 22 11 1 9 23 30 3 15

表 2 大斜度取心井压裂缝与庆H41-3井压裂段对应表 Table 2 Statistics of hydraulic fractures in high-inclination coring well and corresponding fracturing stage in Well QingH41-3

图 16

图 16 庆H41-3井各段对应压裂缝与示踪剂产量关系图 Fig. 16 Relationship between hydraulic fractures and tracer production in each fracturing stage in Well QingH41-3

结合大斜度取心井压裂缝位置与压裂井空间位置，从取心压裂缝纵向分布来看，压裂缝覆盖范围从最大可达压裂井水平段上部31.2m（第23段）和下部35.4m（第17段），80%的压裂缝主要分布在垂直压裂井下部20m到上部25m范围，其中最上部的30条裂缝均为庆H41-3井第23段；而从支撑剂分布情况来看，支撑裂缝高度可达49.3m，支撑缝可完整覆盖目的层，由于支撑剂沉降效应的存在，压裂水平井下部的支撑剂浓度相较于上部整体分布更多，同时支撑剂浓度的高低与取心压裂缝出现的频率具有一定对应性（图 17）。

图 17

图 17 大斜度取心井岩屑支撑剂和压裂缝垂深分布图 Fig. 17 Distribution of cuttings proppant in high-inclination coring well and vertical depth of hydraulic fractures

同时，结合试验场庆H41-3井压裂实施过程中井下微地震监测结果来看，庆H41-3井微地震解释最大裂缝高度为65m，其中井眼上部平均缝高20.8m，下部平均缝高21.2m。综合取心裂缝高度与微地震缝高结果来看，裂缝高度整体受控，主要在长7₁小层内扩展延伸（图 18）。

图 18

图 18 井下微地震监测各段裂缝沿轨迹上下高度图 Fig. 18 Subsurface microseismic monitored hydraulic fracture height in each stage along well trajectory

针对压裂缝集群式分布特征，北美取心也出现了同样的结果。目前导致裂缝集群式分布特征的原因仍不明确，还需进一步深入开展裂缝扩展机理方面的研究。

针对压裂缝高问题，录井观察岩屑支撑剂出现高度近50m，与北美HFTS-1期取心Wolfcamp层上部取心观察到的支撑剂垂向分布存在差异（高浓度区在30ft左右），但在Wolfcamp层下部和北美HFTS-2期取心观察到支撑剂垂向分布来看，其浓度并没有明显的高值区，分布较为广泛。支撑剂纵向分布差异可能与层间应力差异相关，同时在第23段存在高角度天然裂缝诱导影响，导致支撑剂纵向分布较高，但仍需深入研究明确影响因素。

综合庆城页岩油水力试验场取心压裂缝认识，在下一步压裂方案设计方面提出了以下几点针对性的建议：一是针对压裂缝集群式分布、存在未覆盖区，缩小簇间距、提高裂缝密度的同时配合多级缝内暂堵；二是针对压裂缝面支撑不充分，提高加砂强度，增加小粒径应用比例。目前已在庆城页岩油主力区块部署2个平台的技术集成应用提产试验，待下一步分析认识。

（1）庆城页岩油水力压裂试验场为充分认识地下缝网形态，在重点试验井间开展了大斜度井取心，综合多学科、多方法、多角度对取心裂缝精细描述。取心结果表明，裂缝类型多样，主要分为天然裂缝和压裂缝，不同类型裂缝存在明显差异，并建立了对应的裂缝类型判识方法。

（2）压裂缝存在小间距、集群式、平行的特征。71.3%的裂缝缝间距为1m以内；在区域应力特征下以高角度平行为主，岩性影响下存在局部产状变化；压裂缝对应回归后呈现一簇多缝特征。

（3）支撑剂在取心井压裂缝壁面出现较少，在岩屑中分布多且小粒径占比高，纵向上支撑缝可完整覆盖长7₁¹目的层，水平井筒下部支撑剂浓度高于上部。

（4）通过庆城页岩油水力压裂试验场大斜度井取心，多数据综合分析下，对压裂缝空间展布与支撑特征有了进一步的认识，明确了裂缝条数是产能贡献的关键，为下一步压裂优化方向提供了指导依据。