页岩气井压裂技术

国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。

国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。

这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。

从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。

从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。

在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。

1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。

根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。

水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。

水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。

目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。

页岩气水平井分段压裂技术探析我国页岩气资源量较大，分布较广，勘探潜力大，远超过其它非常规天然气，其勘探开发成为世界天然气勘探开发的热点。

但其产层致密或超致密，采收率较低，需通过压裂才能提高其产能。

而我国页岩气井压裂技术处在探索阶段，而页岩气水平井分段压裂技术是实现页岩气商业性开发的关键技术，尚需研究和攻关。

因此对页岩气水平井分段压裂技术做出探讨，对页岩气水平井的充分有效开发具有着重要意义。

本文在对页岩气水平井分段压裂方式选择做出论述的基础上，对页岩气水平井分段压裂设计的优化进行了研究与探讨。

标签：页岩气；水平井；分段压裂；支撑剂浓度；段塞；复杂裂缝页岩气藏储层具有低孔低渗特征，在页岩气开采过程中，直井压裂只能在开采前期获得较多产能，但产量会随开采进程而不断递减。

因此，如何对页岩气进行充分开采具有重要研究价值，在此过程中，对水平井完井方式以及分段压裂技术设计的优化做出探讨，有利于页岩气经济价值的充分实现。

1 水平井压裂方式选择在页岩气水平井分段压裂技术的应用中，为满足压裂改造要求，施工方式必须与完井方式契合，井位的设置、钻井轨迹的确定等都需要对压裂工艺要求作充分的考虑。

从国内外对页岩气水平井分段压裂方式可以看出，裸眼完井与套管完井是水平井最主要的完井方式。

其中，裸眼完井优势为节约时间成本及保护井壁，但其缺点也十分明显，如井壁的不稳定性、裂缝位置难以得到精细确定等，且一旦出现堵砂等现象，很难进行有效处理；套管完井的优势为能够对裂缝的初始点有效控制，且该压裂技术相对成熟，然而时间成本的提升与固井质量的不理想等也制约着相关工作的顺利开展。

因此，在井壁应力相对集中并需开展多段压裂的页岩气水平井中，可以选择套管完井下桥塞分段压裂技术。

而如果井壁稳定性好，则可使用裸眼完井，使用裸眼封隔器分段压裂技术。

2 页岩气水平井分段压裂设计的优化在开展页岩气水平井分段压裂施工中，有必要对施工过程进行模擬，从而有效预防施工过程中的潜在风险以及找出影响施工效果的因素，有针对性地降低施工风险、选择最为合理的施工方案。

页岩气三代钻井技术、压裂技术怎样开采页岩气？页岩气是充填于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的自然气。

开采页岩气通常要先打直井到几千米的地下，再沿水平方向钻进数百米到上千米，并采纳大型水力压裂技术，也就是通过向地下注入清水、陶制颗粒、化学物等混合成的压裂液，以数十到上百兆帕的压力，将蕴含自然气的岩层“撬开”，就像在致密的页岩中建设一条条“高速大路”，让深藏于页岩层中的页岩气沿“高速大路”跑到水平井段，最终从直井中采出来。

页岩气井钻井示意图页岩气三代钻井技术●一代技术2023年~2023年，勘探开发初期，水平段1000~1500米，周期80~100天。

主要以常规油气钻井技术工艺+水平井钻井技术+油基钻井液为主。

●二代技术2023年~2023年，一、二期产能建设时期，水平段1500~2200米，周期60~80天。

针对页岩气开发特点，开展页岩气工程技术“一次革命”，攻关完成了“井工厂作业+国产化工具+自主化技术+系列化工艺”，实现提速降本增产。

●三代技术2023年至今，页岩气大进展时期，水平段2000~3000米，周期40~60天，围绕“四提”目标，开展页岩气工程技术“二次革命”，主要技术路线是“个体突破向综合配套转变，单项提速向系统提速进展”，技术要点是两个方向（钻井工艺+钻井工具）、三大核心（激进参数+精益施工+超常工艺）、三大基础（地面装备+井下工具+钻具组合）。

页岩气三代压裂技术●一代技术2023年~2023年，渐渐形成自主化的以“桥塞分段大规模体积压裂+井工厂运行”为核心的页岩气长水平井高效压裂技术系列。

●二代技术2023年~2023年，自主页岩气压裂技术转变为追求改造体积裂缝简单度最大化，攻关形成了“多簇亲密割+簇间暂堵+长段塞加砂”主体压裂工艺等低成本分段工具及工艺为代表的二代压裂技术系列。

●三代技术2023年至今，为满意多层立体开发和不同类型储层要求，乐观开展全电驱压裂装备配套适应性讨论，推广牵引器射孔技术和延时趾端滑套工艺，优化高效可溶桥塞结构，研发井口快速插拔装置、多级选发点火装置、高效连续油管钻塞液体系，持续更新升级压裂装备及其配套工具，全面提升了装备作业水平，实现低成本、规模化、绿色施工。

压裂液在页岩气水平井压裂作业中的优化设计第一章：前言页岩气水平井是一种重要的天然气开采方式。

在水平井特别是多级水平井中，压裂技术是增进产量和改善气藏物性的有效手段，已经被广泛应用。

少量的压裂液喷射到井眼内部，其压力和能量会导致周围岩石的破裂和节理漏失，从而构成裂缝系统，使页岩气无法被原有岩石阻碍而产出。

然而，在压裂作业中，优化设计压裂液的组分和性质是十分关键的。

由于页岩气的安全性要求苛刻，错误的压裂液设定将会产生多种不良影响，例如改变地质条件、造成环境污染等。

因此，本文将基于压裂作业的实际操作，探讨在页岩气水平井压裂作业中该如何设计和优化压裂液。

第二章：页岩气水平井压裂液的种类和性质在页岩气水平井压裂作业中，使用的压裂液主要包括水基液、油基液和液相液。

根据不同的使用场景和生产特点，选取不同类型的压裂液。

（一）水基液水基液是以水为主要成分的压裂液。

由于它具有安全环保，易清理，性价比高等特点，因此在页岩气水平井的压裂作业中被广泛应用。

由于水基液的流动性较强，容易流入裂缝中，故实际上适用于多级水平井压裂作业中。

（二）油基液油基液是以石油为主要成分的液体，具有化学稳定性、耐高温、高性能的特点。

因此，在深层和高温页岩气井的压裂作业中应用较多。

油基液相比水基液，能够减少液体的流动，从而更加容易将压裂液置入缝隙中。

（三）液相液液相液是由水和油组成的复合型压裂液。

具有油基液的良好耐高温性和水基液的良好流动性能。

液相液在页岩气水平井的压裂作业中也得到了广泛应用。

第三章：设计页岩气水平井压裂液的主要指标在页岩气水平井的压裂作业中，压裂液的设计和优化需遵循一定规则。

下面介绍一些主要的液体指标。

（一）密度密度是指压裂液的重量比。

在实际应用中，增加密度会对井壁造成更大的压力，这有助于破开岩石表面形成的薄弱层，从而形成一个更长的裂缝。

但同时也要适量控制密度，过高的密度会造成岩石的破坏或一些不好的环境影响。

（二）黏度黏度是指液体内部的摩擦阻力和各个分子间相互作用的难度。

页岩气压裂试气工程技术进展摘要：页岩气是一种具有巨大资源潜力的非常规天然气资源。

页岩气资源具有开采技术要求高、开采寿命长、生产周期长等特点。

近年来，由于能源紧张形势严峻，能源价格快速上涨，页岩气资源受到世界各国的广泛关注。

我国页岩气商业化开发在借鉴国外经验的基础上，不断进行自我更新和完善。

压裂试气主要施工工序包括泵送桥塞射孔、水平井分段压裂、连续油管钻桥塞及试气求产四个部分。

随着我国页岩气的发展和页岩气井的开发，页岩气压裂试验技术和设备也在不断更新。

这些技术的突破对促进我国页岩气开发具有重要意义。

在此基础上，本文首先分析了全球页岩气勘探开发过程，然后探讨了对页岩气压裂试验工程技术进展的认识，希望能为页岩气压裂试验提供依据。

关键词：页岩气；压裂试气；技术进展页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气藏。

页岩气藏具备如下特征：①赋存形式多样，游离气、吸附气、溶解气共存；②储存空间复杂，纳米级有机质粒内孔隙，纳米微米级粒间孔隙，微米－毫米级微裂缝和厘米级裂缝发育，具有多尺度特性；③储层孔渗极低，孔隙度小于10％；④页岩脆性大，压裂裂缝扩展随机性强，微裂缝发育。

21世纪以来，随着页岩气地质勘探理论的创新和开发关键技术的不断进步，制约页岩气开发的地质勘探和开发工程技术问题不断得到突破，尤其随着水平井钻完井以及分段压裂和试气技术的不断发展，北美页岩气的开发进入了迅速推广阶段，我国页岩气的勘探开发也在不断摸索中快速发展。

1页岩气开发的意义能源是现代社会发展的动脉。

纵观人类社会的进步，人类能源利用经历了高碳、中碳到低碳的发展过程，并将发展到无碳资源时代。

煤炭和石油的大规模利用已成为现实，而氢资源目前在技术和成本方面没有优势。

随着低碳能源时代的到来，利用天然气是实现低碳能源最现实的选择。

随着石油资源的大量消耗和可采资源的减少，能源供应已进入后石油时代。

全球能源将从煤炭和石油转变为更清洁、更环保的天然气，从而进入人类能源利用天然气的时代。

与大家共享：开采页岩气的压裂新技术潘存焕（2012年8月）常规的页岩气开采技术主要是水力压裂技术。

所谓的水力压裂就是通过将压裂液压入油井中，将岩层压裂，产生高导流能力的裂缝通道，再注入支撑剂（主要是石英砂）撑住裂缝，进而提高油气采收率的一种石油开采工艺。

在页岩气开采所使用的压裂液中，98%都是水，剩下2%的成分是化学添加剂。

在压裂结束后，约有30%-70%的压裂液会被抽回地面，称之为“返排水”。

这些返排水通常会有四种处理方式：循环利用、处理后排放到河流中、注入地下水以及储存在露天的蓄水池中。

一些环境保护主义者认为水力压裂会造成压裂液中的化学物质和页岩气（主要是甲烷）混入地下水中，返排液处置不当也会污染地表水。

因此，随着人们对水资源和环境问题的重视，国外各公司都加大了水力压裂替代技术的投入。

2011年11月第一届世界页岩气大会将创新奖颁给了加拿大Gas Frac公司，以奖励他们在无水压裂技术上的突破性贡献——LPG（液化石油气）压裂。

LPG压裂在地下的表现完全与水力压裂不同。

LPG 在压裂过程中会因为压力和高温而气化，因此会与天然气一起被重新抽回地面，进行分离并最终做到重复利用。

这种压裂手段相比于传统的水力压裂技术来说基本不需要水，也无需投入成本处理废水，极大地缓解了对环境和水资源的压力。

但这项技术的推广现在还存在难度，首先是LPG比水的成本要高，而且美国工业界已经建立了较为完善的水力压裂作业体系，生产商缺乏技术替换的动力。

其次是该技术尚不成熟，其安全性还有待检验。

2011年1月，在加拿大阿尔伯塔省一个采用LPG压裂技术的开采现场发生了一起火灾，三名工人被烧伤。

Gas Frac公司表示未被检测到的LPG泄漏是该起事故的罪魁祸首。

现在，该公司正不断改进技术并完善安全标准，同时也希望到那些对环境和水资源要求高的页岩气产地进行作业。

一些对水力压裂持反对态度的地方，比如美国纽约州，也将本地区页岩气资源开发的希望寄托在了LPG压裂等无水压裂技术的进步上。

页岩气压裂技术页岩气是一种质量类似于天然气的燃气，它是从页岩中提取出来的。

而页岩气的提取需要进行压裂技术，这是一种重要的技术，可以控制裂缝的大小和方向，从而让页岩气自然流出，然后通过管道输送到地面。

什么是页岩气压裂技术？页岩气压裂技术是一种通过将压力施加到岩石层上，使其形成断裂并释放出页岩气的技术。

这个过程需要钻取井控制器，把压力渗透到岩石层中，压力会使得页岩开裂成毛细管间隙，释放出天然气从而随着岩石层的孔隙流向井眼，在管道中输送。

为什么需要压裂？对于很多新的能源资源，压裂技术是必需的。

在过去，无论是石油、天然气还是煤都是相对易于提取的，并且它们的质量特性在化学和物理层面都相对简单明了。

但是，页岩气的提取却不一样，它躲藏在深层岩石的毛细管中，不像传统油气沉积岩石储层原有天然孔隙，需要通过压力液体将岩石撕裂，并得出其中的页岩气。

因此，压裂技术就成了页岩气提取的必要手段。

在压裂的过程中，利用压力液体将岩石撕裂并重新排列，从而因此将包含在其中的气体释放。

但是，压裂液对水质有一定的影响。

所以，对于大多数气田或油田开采，需经过政府部门的批准方可开始开采。

压裂技术的步骤压裂液注入岩石，使岩石撕裂和排列，并释放出页岩气。

将生产管道安装到井口并连接到吸气装置。

岩石撕裂和排列产生的空间一旦形成，挤压液体会流进空间中，从而使得岩石撕裂程度得到不断加深。

通过这个过程，我们可以更准确地控制裂缝的大小和方向，以便更容易地提取出页岩气。

使用的压裂液主要由水、砂子和化学药品组成。

这些砂子可以防止岩石再度收缩进裂缝，并增强了岩石的承重能力。

且这些化学药品可以增加所使用的水的流动性，以便更加容易地填满岩石的缝隙和孔隙，使裂缝尽可能的深入。

当然，另一方面，压缩了岩石之后，需要尽可能的释放所有的压裂液，以便让岩石能更快速的回复到原状。

这是非常关键的，因为只有快速的释放压缩的液体，才能更快地释放出更多的页岩气。

需要注意的问题在进行压裂的时候，有一些注意事项必须遵守。

页岩气开采（压裂技术）对环境、健康的阻碍Shale gas exploitation (Fracking）and its environmental and health impact周睿译普红雁程浩毅校本译文由云南省健康与进展研究会提供来源：《世界页岩气资源：美国之外14个区域的初步评估》，美国能源信息署，2020年，页岩气开采也涉及到许多其他的环境和健康问题。

欧盟2021年8月的一项研究说明，压裂法开采页岩气存在着较高的风险，它有可能引发一系列环境问题，例如污染地下水、地表水和空气，引发水资源平安问题，占用土地资源，阻碍生物多样性，产生噪声污染及交通问题。

（1）用水页岩气开采需要大量的水，可能会（致使）对钻井所在地域造成供水压力。

每一次压裂操作大约利用1500万升水，而钻井可被压裂多达10次。

依照咱们的计算，单唯一口井所利用的水能够供大约10000欧洲人利用一年。

在水资源供给本已存在压力或是由于气候转变可能存在压力的地域，水量需求水平尤其重要。

在欧洲，德国和波兰拥有有丰硕的页岩气储量，但其人都可再生水资源位列欧盟国家最末。

在英国，目前进行的页岩气开采的地域，其供水情形已经被以为处于“超负荷”水平。

2021年美国大部份地域遭遇夏日干旱的侵袭，页岩气开采表现出这种缺水的阻碍，德克萨斯和堪萨斯的某些地域被迫停止了页岩气的开采，而在宾夕法尼亚州，页岩气的开采那么被禁止利用河水。

在其他地址，页岩气运营商试图通过拉拢农场主或向土地所有者支付大量金钱来取得水资源的利用权。

尽管通常以为压裂法比煤和核能用水更少，但却不太可能简单地替代上述两种能源。

事实上，若是将多种装置的积存效应考虑在内时，压裂法反而可能会需要更多的水。

（2）水污染“你永久无法操纵。

断裂老是会进入阻力最小的途径。

”CUAdrilla行政总裁马克.米勒说。

压裂的进程中会利用大量有毒化学物质，岩石渗透率决定了水和化学物质的用量。

据业内人士介绍，通常注入液中包括%的水和的化学物质。

页岩气水平井开采及分段压裂技术浅悉提高页岩气开采率的有效方法是通过对页岩石采取分段压裂技术，来改善导流率和有效渗透面积。

本文分析了我国页岩气分段压裂技术的发展现状。

在页岩石的开采过程中，水平井开采技术可以提高页岩气产量和页岩气返排率。

随着我国的科学技术不断发展，水平井裂开采正在逐步运用到页岩气开采过程中，由于页岩气在渗透和解吸之间强烈的相互作用，这使得页岩气的开采工作变得复杂和困难，需要不断优化开采技术，优化页岩气开采技术是提高开采效率的有效方法。

标签：页岩气水平井;开采;分段压裂技术由于地层中页岩气分布较广且储量较大，使得页岩气勘探工作的困难性远大于传统的常规和非常规天然气，并且页岩气的开采隐藏着很大的安全问题，这对开采技术提出了较高的要求，页岩气具有很大的商业价值，页岩气的开采问题是一个值得关注的问题。

然而，页岩气储存具有很强的致密性，因此，当通过常规方法分解页岩气时，分解效率通常较低并且可开采范围较小。

因此，对页岩气的开采方法作出进一步研究具有重要意义，以提高开采量，传统的开采方法不仅开采速率慢，而且经常会发生重大安全问题，与当前我国的商业发展不相容，为此，新开发出的水平井分段压裂技术成为页岩气开采的主要方法，但是还需持续优化和改进，开发出高效率的开采技术是目前页岩气开采的主要研究问题。

1水平井压裂方式选择采用水平井分段压裂技术，设计方法与完井方法类似，确定井位位置，确定钻井路径等都必须满足设计要求。

其中，裸眼完井和套管完井是水平井中最重要的完井方法。

其中，裸眼完井实现了节省时间并保护了井壁的优点，但存在以下缺点：例如，难以准确确定井壁的不稳定和裂缝的位置，一旦出现沙子堵塞现象，就不能再进行有效的开采工作，套管完井的优点是裂缝技术相对成熟，因为它可以有效地控制裂缝的初始点。

然而，时间成本的提高和固井质量的差异也对相应工作的进展产生影响。

因此，要根据实际情况采取相应的开采技术，比如在井壁应力相对集中的页岩气中采取套管完井开采技术比较好，如果井壁稳定良好，可以使用裸眼完井技术进行开采。

页岩气开采压裂技术摘要：我国页岩气资源丰富但由于页岩地层渗透率很低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。

在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术( 多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性, 探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。

关键词：水力压裂页岩气开采压裂液0 前言自1947年美国进行第1次水力压裂以来,经过50多年的发展,水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。

如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维; 压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型,且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响; 压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;压裂设备从小功率水泥车发展到1000型压裂车和2000 型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。

同时, 从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。

1 国内外现状水力压裂技术自1947年在美国堪萨斯州试验成功至今近半个世纪了,作为油井的主要增产措施正日益受到世界各国石油工作者的重视和关注,其发展过程大致可分以下几个阶段:60 年代中期以前, 以研究适应浅层的水平裂缝为主这一时期我国主要以油井解堵为目的开展了小型压裂试验。

60 年代中期以后, 随着产层加深, 以研究垂直裂缝为主。

这一时期的压裂目的是解堵和增产, 通常称之为常规压裂。

页岩气水平井水力压裂技术【摘要】中国的页岩气资源量非常丰富，但页岩气的开发起步比较晚，目前还处于最初阶段。

本文详细的介绍了页岩气压裂改造机理，以及目前页岩气开发中常用水平井压裂工艺的原理和主要做法，包括水平井复合桥塞多段分簇压裂技术、连续油管水力喷射分段压裂技术、水平井多井同步体积压裂技术，通过对各种工艺详细分析，在页岩气开发上又取得了一些新的认识。

【关键词】页岩气水平井缝网压裂体积压裂页岩气赋存于富含有机质的泥页岩及其夹层状的泥质粉砂岩、砂岩、灰岩、白云岩混合岩相地层中，主要由吸附气和游离气两部分组成。

页岩气藏的烃源岩多为沥青质或富含有机质的暗色泥页岩和高碳的泥页岩类，储层厚度一般为15～100m，孔渗条件差，通常需要压裂改造才能获得工业产量。

我国页岩气十分发育，资料显示，中国的页岩气资源量约为（21.5～45）×1012 m3，中值为30.7×1012 m3。

1 压裂机理页岩气资源丰度低，最大限度增加储层的改造体积是压裂的主要目的。

为达到储量的体积动用，主要采用“缝网压裂”技术，机理为：当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝就会形成“缝网”系统，其中以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝在距离主缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位，最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。

页岩气储层要实现体积动用，主要取决于页岩的可压性。

页岩的脆性越大，越容易形成网状裂缝；而脆性越小，则形成网状裂缝的可能性越小。

脆性指数主要由矿物成分[2]和埋藏深度决定。

水力压裂在富含硅质、钙质的页岩中要比在富含粘土质页岩中更容易形成缝网，一般要求石英、长石、方解石矿物含量大于30%，粘土含量＜25%。

脆性指数与埋深呈负相关关系，埋深变浅，脆性增加。

2 水平井复合桥塞多段分簇体积压裂体积压裂通过优化段间距，采用“分段多簇”射孔、加密布缝，利用缝间应力干扰，促使裂缝转向，形成缝网。