基于水力—力学耦合数值模型的裂缝性油藏水力压裂扩展行为及其影响机制研究

为何劈裂岩石对能源至关重要

现代油气生产越来越依赖水力压裂——将流体注入深部岩石以将其打开，让碳氢化合物可以流动。但地下真实的岩石本身就布满天然的微裂缝和层理，工程师仍难以准确预测人工裂缝会如何在这隐蔽的迷宫中延展。本研究利用先进的计算模拟展示了人工裂缝在天然裂缝发育的油藏中如何生长、弯曲并互相连通，以及通过调整现场参数如何既能形成有利于排采的复杂裂缝网络，或仅形成几条简单的长裂缝。

在压力下构建数字化岩体

研究者构建了一个将岩石力学变形与流体流动耦合的详细数值模型。在他们的虚拟油藏中，岩石被表示为两部分相互作用的系统：一个固体基质和一组机械性能较弱、渗透性更高的既有裂缝网络。模型考虑了应力的积累、当岩体强度被突破时裂缝如何起裂与扩展，以及流体压力如何驱动这一过程。他们采用有限元方法并辅以裂缝的离散描述来实现该模型，并以砂岩块体的室内实验进行了验证，结果表明模拟的裂缝路径和压力变化与实际试验高度一致。

观察裂缝如何寻找出路

在模型就绪后，团队研究了水力裂缝在一块带有不同角度天然裂缝的方形岩体中如何扩展。在模拟中，流体通过中心井注入，新的裂缝最初沿着最大主应力方向生长。当它接近天然裂缝时，路径变得更为复杂：流体可能被导入那些既有裂缝，裂缝路径短暂偏转，随后总体生长又回到主应力导向。这一过程将原本孤立的裂缝连接成更大的裂缝网络，有效增加了可排采的岩石体积。

岩石强度和地应力如何引导裂缝

模型显示，完整岩体与天然裂缝之间的刚度差异在很大程度上控制着裂缝格局。当包围岩体远比天然裂缝更为坚硬时，新的水力裂缝更倾向于转向并沿着这些弱面延伸，激活更多的既有网络，形成更复杂的裂缝网。相比之下，原位应力态则倾向于使裂缝走向更直。当最大与最小水平应力之间的差值增大时，水力裂缝更有可能直接切穿天然裂缝，而不是被其偏转，从而产生更简单、更长且更连续的主裂缝。同时，较大的应力差降低了破裂所需的压力并加快了裂缝发生的时机。

注入流体带来的影响

注入流体的性质进一步倾向于复杂性或简单性的一端。黏度较大的流体携带更多能量，且能输送更多用于撑开裂缝的固体颗粒，帮助主裂缝穿透天然裂缝而非沿其转向。同样，更高的注入速率会更强力地将流体压入岩体，有利于形成更直、更长的裂缝，从而绕过大部分天然裂缝网络。相反，较低黏度和较温和的注入速率使流体更容易渗入现有裂缝，促进分支和更稠密的裂缝网络，接触更多的储层体积。

设计更有效的开采方式

对普通读者来说，核心信息是：地下岩体的断裂并非沿简单直线发生，工程师可以通过调整与岩性无关的参数，有意引导裂缝格局朝向细密网状或几条长裂缝发展。模拟表明，在天然裂缝本就丰富的油藏中，采用适中偏低的流体黏度和温和的注入速率，有利于使人工裂缝连通这些天然裂缝，从而扩大有效排采体积。相反，高应力差、较厚的流体和激进的压注方式倾向于开凿出干净、笔直的裂缝，但会留下更多未被利用的天然裂缝网络。这些见解为基于物理机制的压裂设计提供了指导，帮助在相同岩体中获得更多能源，同时可能降低不必要的投入与成本。

引用: Liu, Y., Gong, X. & Ma, X. Investigation of the propagation behavior of hydraulic fractures and its influencing mechanisms in fractured reservoirs based on a hydromechanical coupling numerical model. Sci Rep 16, 11984 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43148-w

关键词: 水力压裂, 天然裂缝, 裂缝性油藏, 数值模拟, 压裂设计优化