0.   引　　言

我国煤层气资源丰富，经过几十年的探索，已经建成了沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大浅部煤层气产业基地，并且实现规模经济开发^[1]。近年来，随着大规模体积压裂技术的进步，煤层气改造效果日益提升，深部煤层气的开发也取得系列重大突破，初步实现了效益开发^[2-3]。对于煤层气开发，煤储层的可改造性及工程甜点优选是目前研究的重点^[4-5]。煤层岩石力学参数对天然裂缝的形成演化及人工裂缝的扩展规律具有重要控制作用^[6-7]，煤储层的压裂改造效果与煤层本身的岩石力学性质密切相关，煤岩力学性质决定了压裂裂缝的延伸和扩展特征^[8]。煤层具有低弹性模量、高泊松比和低抗压强度的特征，破裂压力低，压裂时人工裂缝易在天然弱面或力学强度低的岩性中延展^[9]。深部煤层相比于中浅层，煤体机械强度、脆性指数更高，人工裂缝更容易在煤层中延展，沟通天然裂缝，形成网状缝网，且生产过程中煤粉产出较少，不易堵塞渗流通道^[10]。

目前常用的岩石力学参数主要包括弹性模量、泊松比、抗压强度、抗拉强度、内聚力、内摩擦角等，主要利用单轴、三轴岩石力学试验测试（静态法）和测井资料解释计算（动态法）两种方法获取。众多学者对不同储层的岩石力学特征进行了研究，并取得了丰硕的研究成果。张冠杰等^[11]通过动静态校正和地震多属性监测方法反演明确了渤海湾盆地岩石力学参数空间分布特征。张兵等^[12]在岩石力学试验和阵列声波测井分析基础上，对临兴地区下石盒子组储层致密砂岩岩石力学参数开展评价，探讨了致密砂岩微观颗粒结构对地应力和岩石力学参数的影响。赵进雍等^[13]结合室内岩石力学试验、阵列声波测井数据获取了动静态力学参数之间的转换关系，构建岩石力学参数纵向剖面，并基于静态岩石力学参数对储层裂缝发育情况进行了评价。在压裂裂缝模拟方面，肖阳等^[14]基于三维地质力学模型，研究了排量、液量、砂比、前置液占比、射孔层位厚度等参数对裂缝纵向和平面延伸规律的影响，进行了压裂设计优化。高向东等^[15]在力学性质研究的基础上，结合FracproPT压裂模拟软件，探讨了煤、岩力学性质对临兴地区深部煤储层压裂的影响：煤岩弹性模量越大，压裂容易形成高、窄、短缝; 煤、岩弹性模量差越大，压裂容易形成矮、长、宽缝。徐田录等^[16]运用页岩储层压裂缝网模拟研究了天然裂缝对压裂缝网扩展和规模的影响，认为压裂缝遇天然裂缝后延伸和走向会随之改变，形成“T 形”、“十字形”和“一字形”压裂缝。

前人对于郑庄区块的研究多集中在构造特征、储层评价、压裂效果、开发技术对策等方面^[17-20]，但对于煤储层岩石力学特征和压裂裂缝发育形态及岩石力学参数对压裂裂缝的影响等方面的研究相对较少。鉴于此，本文在建立纵横波转换模型和动静态岩石力学参数转换模型的基础上，基于声波时差和密度等常规测井资料，对郑庄区块的岩石力学参数特征进行评价。在此基础上，利用FrSmart压裂模拟软件建立郑庄区块不同井区水平井的地质力学模型，开展压裂模拟探讨岩石力学参数和压裂规模对压裂裂缝形态的影响，并针对不同井区提出差异化开发对策。研究成果以期为郑庄区块及邻区后续的煤储层压裂改造提供借鉴，推动煤层气的高效勘探开发。

1.   区域地质概况

沁水盆地是我国最有潜力的煤层气勘探地区, 盆地内蕴藏着丰富的煤层气资源^[21]。该盆地位于晋东南地区, 是一个在古生界基底的基础上形成的构造盆地, 位于太行山隆起以西、中条山隆起以北、霍山隆起和吕梁山隆起以东，五台隆起以南，现今面貌为一个近南北向的大型复式向斜, 面积约3.6×10⁴ km²。盆地内煤系地层广泛稳定发育, 长期抬升，主力煤层埋藏浅，小于1000 m^[22]。郑庄区块总体构造形态为一单斜，自东南向西北倾斜，区内断裂构造走向多为 NE－NEE 向，少数近NS向，主要断层有寺头断层、后城腰断层、郑庄断层，断距100～600 m，周围发育大量的小规模伴生断层，共同控制了郑庄区块的构造格局，并形成一系列北东向相间展布的褶皱构造^[23]（图1）。沁水盆地先后经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期三次大规模的构造演化运动，逐步形成现今构造格局，其构造应力场可分为四个期次: 印支期(SN向挤压作用) 、燕山期( NWW－SEE向挤压) 、喜马拉雅早期(NEE－SWW向挤压) 和喜马拉雅中晚期－现代(NE－SW向挤压) ^[24]。

图  1  沁水盆地及郑庄区块构造纲要

Figure  1.  Structural outline map of Qinshui basin and Zhengzhuang block

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2.   岩石力学参数评价

岩石力学参数是油气田勘探开发过程中最主要的参数之一，对钻井过程中的井壁稳定性和压裂改造过程中裂缝的发育等均有重大影响。岩石力学参数分为动态参数和静态参数。动态岩石力学参数指利用测井资料计算所得到的参数^[25]，因为测井过程是一个动态过程，因此计算所得的参数称为动态参数。静态岩石力学参数指利用单轴或三轴压缩试验对地下所取岩心进行测试得到的岩石力学参数^[26]，单轴或三轴压缩试验更接近地下岩石赋存的真实环境，能够模拟地下岩石的应力形成、赋存和作用机制，能较好反映岩心所处的真实力学环境^[27]。因此在油气勘探开发过程中通常使用静态岩石力学参数，但存在的问题是力学试验测试难度大、花费高，难以开展大规模试验进行分析，目前通常根据部分试验所测静态杨氏模量来标定测井计算结果，建立动静态岩石力学参数转换模型^[28]，从而达到利用常规测井资料得到丰富的静态岩石力学参数进行后续研究的目的。

2.1   动态岩石力学参数计算

岩石的动态力学参数是指岩石在各种动载荷或周期变化载荷作用下所表现出的力学性质参数，目前利用常规测井数据计算是得到动态岩石力学参数最常用的方法，相关计算公式如下^[29]：

式中：E_d为动态杨氏模量，GPa；ρ为岩石密度，g/cm³；V_p为纵波速度，m/s；V_s为横波速度，m/s；μ_d为动态泊松比。

测井资料计算岩石力学参数需要用到横波和纵波速度，一般的常规声波测井均以纵波为主，难以得到准确的横波数据。通过正交偶极子阵列声波测井可以得到地层准确的纵波和横波时差数据，但由于阵列声波测井成本高，相关测试较少，一般无法利用阵列声波测井获取到全区块的横波资料。目前常用的方法是利用区块内部分单井的阵列声波数据，将纵波时差和横波时差进行交汇拟合建立转换模型，得到转换公式后便可利用常规测井所得的纵波时差计算横波时差，然后求取横波和纵波速度，即可进行动态岩石力学参数的计算。

统计郑庄区块ZS1井和ZS2井的阵列声波测井数据，结果表明横波时差与纵波时差之间有很强的线性关系（图2），建立转换关系式如下：

图  2  横波时差和纵波时差交汇

Figure  2.  Relationship diagram between transverse wave time difference and longitudinal wave time difference

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式中：Δt_s为纵波时差，μs/ft；Δt_p为横波时差，μs/ft。

整理研究区内800多口井的测井资料，按照上述转换关系式进行横波时差的计算，结合密度测井，得到郑庄区块煤层动态杨氏模量和动态泊松比（图3）。郑庄区块纵波时差在380～450 μs/m，平均为415 μs/m，横波时差在740～860 μs/m，平均为800 μs/m；纵波速度介于2235～2600 m/s，平均为2400 m/s，横波速度介于1156～1345 m/s，平均为1250 m/s。计算结果表明，声波时差随煤层埋深的增大而减小，声波速度随埋深的增大而增大。利用公式（1）—（3）计算得到动态杨氏模量为4.4～6.4 GPa，平均为5.4 GPa，随煤层埋深的增大而增大，动态泊松比为0.3168～0.3176，平均为0.3172，随煤层埋深的增大而减小。

图  3  声波时差、声波速度、动态杨氏模量和动态泊松比随埋深分布图

Figure  3.  Distribution diagram of acoustic time difference, acoustic velocity, dynamic Young's modulus, and dynamic Poisson's ratio with burial depth

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2.2   动静态岩石力学参数转换

统计郑庄区块34口评价井的三轴压缩岩石力学参数试验数据，结果表明：郑庄区块静态杨氏模量在0.67～2.33 GPa之间，平均为1.16 GPa；静态泊松比在0.28～0.34之间，平均为0.32。结合上文中利用测井资料计算得到的动态杨氏模量和泊松比，建立郑庄区块动静态岩石力学参数转换模型（图4），转换式如下：

图  4  动静态岩石力学参数转换模型

Figure  4.  Dynamic and static rock mechanics parameter conversion model

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式中：E_s为静态杨氏模量，GPa；E_d为动态杨氏模量，GPa。

2.3   静态岩石力学参数计算

基于上述横纵波转换模型和动静态岩石力学转换模型，利用常规测井资料计算静态杨氏模量和静态泊松比。计算结果表明，郑庄区块静态杨氏模量在0.28～1.45 GPa，平均为0.95 GPa，与埋深有正相关关系；静态泊松比在0.31～0.34，平均为0.32，与埋深呈负相关关系（图5）。

图  5  郑庄区块静态杨氏模量和静态泊松比随埋深分布

Figure  5.  Distribution map of Static Young's modulus and static Poisson's ratio with burial depth in Zhengzhuang block

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整体来看，郑庄区块煤储层的杨氏模量和泊松比在平面上呈现不均匀分布的特征。杨氏模量北部整体偏高，大于1 GPa，中北部属于低值区，分布在0.4～0.9 GPa，平均为0.5 GPa，西南部整体偏低，高值零星分布（图6）。泊松比与杨氏模量分布规律相反，北部整体偏低，平均为0.31，中北部整体高，平均值大于0.33，西南部平均约为0.32（图7）。

图  6  郑庄区块静态杨氏模量平面分布

Figure  6.  Static Young's modulus plane distribution map of Zhengzhuang block

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图  7  郑庄区块静态泊松比平面分布

Figure  7.  Static Poisson's ratio plane distribution map of Zhengzhuang block

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2.4   误差分析

为验证上述横纵波转换模型和动静态岩石力学转换模型的准确性，选取郑庄区块有岩石力学参数测试的34口评价井，将其计算结果与试验测试结果进行对比。结果如图8所示，杨氏模量计算误差在−4%～3.1%，平均绝对误差为2%；泊松比计算误差介于−4.5%～4.2%，平均绝对误差为2.3%。对比结果表明针对郑庄区块建立的横纵波转换模型和动静态转换模型符合实际，计算结果误差在5%以内，准确性高，且数据来源简单，仅利用常规测井即可进行静态岩石力学参数的计算。

图  8  杨氏模量和泊松比误差分析

Figure  8.  Error analysis of Young's modulus and Poisson's ratio

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3.   压裂裂缝模拟

基于岩石力学参数研究，利用FrSmart软件分别建立郑庄北部、郑庄西南部、郑庄中北部的水平井单井地质力学模型并开展压裂裂缝模拟，明确岩石力学参数对压裂缝长、单缝宽、裂缝体积的影响，同时利用控制变量法模拟不同压裂规模和施工排量下的压裂裂缝形态，明确压裂施工参数对裂缝形态的影响，实现压裂施工参数的优化，进一步指导现场生产。

Frsmart是以压裂优化设计为核心, 集地质描述、完井设计、压裂裂缝模拟、压后产能模拟、经济评价、裂缝实时监测等为一体的全流程地质工程一体化压裂系统软件,可以实现多井地质工程一体化压裂优化设计，能够解决目前绝大多数油气藏、多种井型及平台井工厂化的压裂模拟和产能模拟面临的技术问题。相较于FracproPT、Meyer等其他压裂模拟软件，Frsmart软件拥有三维地质力学建模功能，可以实现非平面的全三维裂缝模拟，还增加了多井工厂化拉链式压裂模拟、天然裂缝和层理对裂缝扩展的影响、多种压裂液和支撑剂复合压裂工艺模拟等多项特色功能，更加聚焦现场需求，软件的应用场景也更适合油气田的开发现状。同时融合了大数据、现场及远程决策功能, 可提高输入参数的准确性、优化设计的合理性，同时稳定性和计算效率也大幅提升，可以达到工业化模拟标准^[30]。

3.1   模型建立及数值模拟

FrSmart软件所建模型为P3D模型，通过设定每个垂直横截面的弹性平面应变，将完整的三维弹性岩石响应降低为二维变形问题，不考虑三维空间中裂缝几何形态的变化，又被称为伪三维模型。在经典的P3D模型中，压裂液遵循泊肃叶定律，裂缝的开裂由尖端流体压力与地应力之间的差值决定。当裂缝尖端附近的应力强度因子与地层断裂韧性相匹配时，裂缝提前出现。该模型删除了固定裂缝高度假设，通过考虑现场应力对比、岩石韧性和局部净流体压力来解释高度变化，适用于模拟裂缝高度和长度方向的共同扩展过程，模型存在的缺点为裂缝方位是固定的，未全面考虑三维空间中裂缝几何形状的变化^[31]。

本次研究分别建立郑庄区块北部、西南部、中北部水平段长为1000 m，压裂段数为10段的水平井地质模型，设置不同的地应力和岩石力学参数，设定压裂簇数为1簇，压裂液统一为清水，支撑剂固定为20/40目，模型的主要参数见表1。

表  1  水平井地质力学模型主要参数表

Table  1.  Main parameter table of horizontal well geomechanical model

井区	埋深/m	最大水平主应力/MPa	最小水平主应力/MPa	垂直主应力/MPa	杨氏模量/GPa	泊松比
郑庄北部	1000	34.71	23.71	27.01	1	0.31
郑庄西南部	600	19.12	13.11	14.67	0.8	0.32
郑庄中北部	800	25.31	17.31	19.60	0.7	0.33

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3.2   岩石力学参数对压裂裂缝形态的影响

设置压裂规模一定，单段注入液量1000 m³，砂量80 m³，设置最大排量10 m³/min，对郑庄区块3个井区的压裂缝长、单缝宽及单裂缝体积开展模拟。模拟结果如图9所示，北部井区平均缝长240 m，最大单缝宽27 mm，单裂缝体积10 m³；西南部井区平均缝长260 m，最大单缝宽60 mm，单裂缝体积62 m³；中北部井区平均缝长300 m，最大单缝宽67 mm，单裂缝体积82 m³。

图  9  郑庄区块不同井区压裂裂缝形态

Figure  9.  Fracturing fracture morphology in different well areas of Zhengzhuang block

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随着煤储层杨氏模量的不断增大和泊松比的减小，压裂裂缝长度有逐渐减小的趋势，单缝宽也逐渐减小。从杨氏模量和泊松比的物理意义入手，杨氏模量为应力与应变之比，是表征材料性质的物理量，取决于材料本身，其大小反映材料的刚性，即抵抗变形的能力，当施加的应力一定时，应变随着杨氏模量的增大而逐渐减小，也就是说，杨氏模量越大，物体越不容易发生形变。泊松比为横向正应变与轴向正应变之比。因此，对于煤层压裂而 言，在压裂规模一定的条件下，即施加应力一定的条件下，随着煤层杨氏模量的增加和泊松比的减小，煤层岩石力学强度升高，刚性增强，抵抗变形的能力增强，发生的应变就越小，压裂裂缝在沿着缝长和缝宽方向的延伸也小。根据能量守恒原理，裂缝会通过向裂缝高度方向延伸来达到体积平衡。其次，煤自身弹性模量越大，则煤、岩弹性模量差异越小，越有利于压裂裂缝向裂缝高度方向延伸。两种作用叠加，就导致压裂裂缝的长度和宽度在杨氏模量较大时比较小，而压裂裂缝高度的增长速度在弹性模量较大时则比较大^[15]。整体来看，随着杨氏模量的增大和泊松比的减小，压裂更容易形成短缝、窄缝。

因此，在煤储层压裂改造过程中，考虑杨氏模量和泊松比的分布规律及其非均质性特征，采取合适的压裂液和支撑剂体系，进行差异化的压裂方案设计和参数优化是非常必要的。

3.3   压裂规模和排量对压裂裂缝形态的影响

煤层气的开发逐渐由浅层向中深层及深层迈进，随着埋深增加，杨氏模量增大，泊松比减小，压裂裂缝的规模也相应减小，这对于深部煤层气的开发来说是不利的。在开发区块岩石力学性质已经定性的情况下，需要从工程参数的角度出发，明确压裂液量、砂量、施工排量对压裂裂缝形态的影响。

首先，控制压裂最大排量相同，均为10 m³/min，设置郑庄区块不同井区的单段压裂规模分别为液量500 m³、砂量50 m³，液量1000 m³、砂量80 m³，液量2000 m³、砂量150 m³，开展不同压裂规模对裂缝形态的影响研究。

模拟结果如图10所示，在不同井区，压裂裂缝形态均有随着压裂规模增大压裂缝长增大和单缝宽均增大的规律。在施工排量固定为10 m³/min的情况下，在郑庄北部，当注入液量为500 m³，砂量为50 m³时，平均压裂缝长仅180 m，最大单缝宽26 mm，单裂缝体积8 m³；当注入液量增加到2000 m³，砂量增加到150 m³时，平均压裂缝长可达320 m，最大单缝宽77 mm，单裂缝体积115 m³。在郑庄西南部，当注入液量为500 m³，砂量为50 m³时，平均压裂缝长仅190 m，最大单缝宽30 mm，单裂缝体积10 m³；当注入液量增加到2000 m³，砂量增加到150 m³，平均压裂缝长可达340 m，最大单缝宽80 mm，单裂缝体积131 m³。在郑庄中北部，当注入液量为500 m³，砂量为50 m³时，平均压裂缝长仅200 m，最大单缝宽34 mm，单裂缝体积15 m³；当注入液量增加到2000 m³，砂量增加到150 m³时，平均压裂缝长可达380 m，最大单缝宽90 mm，单裂缝体积152 m³。

图  10  不同压裂规模下的压裂裂缝形态

Figure  10.  Fracture morphology under different fracturing scales

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然后控制压裂规模相同，均为液量1000 m³，砂量80 m³，设置6 m³/min、10 m³/min、15 m³/min三种最大施工排量进行压裂模拟，探究压裂施工排量对压裂裂缝形态的影响。

模拟结果如图11所示，在压裂规模一定的情况下，郑庄区块不同井区压裂裂缝形态均与压裂施工排量呈正相关关系。随着施工排量从6 m³/min增加至15 m³/min，郑庄北部平均压裂缝长由180 m增加为320 m，最大单缝宽由20 mm增大到61 mm，单裂缝体积由6 m³增大为100 m³；郑庄西南部平均压裂缝长由220 m增加为340 m，最大单缝宽由21 mm增大到67 mm，单裂缝体积由7 m³增大为109 m³；郑庄中北部平均压裂缝长由260 m增加为360 m，最大单缝宽由67 mm增大到71 mm，单裂缝体积由76 m³增大为128 m³。

图  11  不同施工排量下的压裂裂缝形态

Figure  11.  Fracturing crack morphology under different construction displacements

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综上所述，增大压裂液量和砂量及提高施工排量可以有效增加压裂裂缝缝长、单缝宽和裂缝体积。分析认为大规模、大排量压裂可以充分打碎煤层并大幅度提升有效支撑率，改变煤储层渗流环境和气体赋存状态，构建煤层基质−微孔−井筒的高渗导流通道，使得裂缝与储层基质接触面积最大，让基质中煤层气向裂缝的渗流距离最短、渗流阻力最小，并沿着裂缝高效流向井筒，形成“人造高渗区”。同时可以提高压裂施工净压力，增加压裂主缝延伸距离，使人工裂缝充分扩展，形成复杂缝网，扩大改造范围，增加整体改造体积，实现各级缝网的有效支撑和储层改造体积最大化，最大程度提高单井控制体积和采出程度，最终达到人工裂缝充分扩展形成复杂缝网系统和大砂量支撑构造高导流通道的目的^[9,32-33]，进而大幅提升煤储层改造效果，促进优质煤层气资源的高效动用。

虽然大规模大排量体积压裂可以解决储层充分改造和产气效果的问题，但是如果一味的增大压裂规模和施工排量也会带来一定的问题。当煤层地质构造复杂并且煤的割理裂隙较为发育时，进行超大规模大排量体积压裂容易使人工裂缝沟通煤储层的割理和裂隙而形成超复杂缝网，导致存在未改造或改造重合区域，造成资源浪费或过度改造，所形成的缝网体系不能完全满足井网部署需求^[2,34]。同时，过度提高压裂规模和施工排量还会给井筒质量、地面设备等带来更大的挑战，造成压裂成本的大幅增加，影响开发最终的经济效益。因此，在进行压裂设计时，要综合考虑最终可采储量（EUR）和投资收益率，实现煤层气的高效开发和经济效益最大化。

3.4   现场压裂效果

郑庄区块开发早期采用中小规模压裂，ZSP1 L井平均单段压裂液量600 m³，砂量45 m³，平均施工排量6 m³/min。裂缝监测结果显示平均压裂缝长280 m，缝宽10 m，平均单段储层改造体积25×10⁴ m³。投产后，稳产气量8000 m³/d。

十四五以来，通过提升压裂认识，改进压裂工艺，加大压裂规模，改造效果有所提升。ZSP2 L井平均单段压裂液量1800 m³，砂量130 m³，平均施工排量16 m³/min，裂缝监测结果显示平均压裂缝长340 m，缝宽22 m，平均单段储层改造体积80×10⁴ m³。投产后，稳产气量12000 m³/d。

近年来随着大规模体积压裂技术的进步，在郑庄区块开展大规模大排量压裂提产先导试验，压裂改造效果得到大幅提升。ZSP3 L井平均单段压裂液量3600 m³，砂量240 m³，平均施工排量提高到22 m³/min，裂缝监测结果显示平均压裂缝长超400 m，缝宽40 m，平均单段储层改造体积170×10⁴ m³，对比早期压裂效果提高580%（图12、图13）。

图  12  压裂规模和裂缝监测结果对比

Figure  12.  Comparison of fracturing Scale and fracture monitoring results

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图  13  水平井裂缝监测结果

Figure  13.  Horizontal well fracture monitoring results

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4.   开发对策

4.1   井距优化

根据郑庄区块岩石力学特征和压裂裂缝模拟结果，在压裂规模和施工排量基本确定的情况下，针对力学性质不同的井区，按照压裂裂缝长度合理设计井网井距，保障煤层气资源的充分动用和高效开发。

在郑庄区块北部井区，当平均单段压裂液量为500 m³，砂量为50 m³，施工排量为10 m³/min时，最优井距建议为180 m；当平均单段压裂液量为1000 m³，砂量为80 m³，施工排量分别为6、10、15 m³/min时，井距建议以180、240、320 m为最佳；当平均单段压裂液量为2000 m³，砂量为150 m³，施工排量为10 m³/min时，建议井距设计为320 m。

在郑庄区块中北部井区，当平均单段压裂液量为500 m³，砂量为50 m³，施工排量为10 m³/min时，最优井距建议为200 m；当平均单段压裂液量为1000 m³，砂量为80 m³，施工排量分别为6、10、15 m³/min时，井距建议以260、300、360 m为最佳；当平均单段压裂液量为2000 m³，砂量为150 m³，施工排量为10 m³/min时，建议井距设计为380 m。

在郑庄区块西南部井区，当平均单段压裂液量为500 m³，砂量为50 m³，施工排量为10 m³/min时，最优井距建议为190 m；当平均单段压裂液量为1000 m³，砂量为80 m³，施工排量分别为6、10、15 m³/min时，井距建议以220、260、340 m为最佳；当平均单段压裂液量为2000 m³，砂量为150 m³，施工排量为10 m³/min时，建议井距设计为340 m。

4.2   压裂参数优化

针对不同岩石力学条件，结合压裂模拟结果进行压裂参数优化，并开展差异化压裂设计。在杨氏模量小于1 GPa，泊松比大于0.3的中低岩石强度地区，地层抗压强度低，压裂缝长易延伸，小规模（平均单段液量500 m³，砂量50 m³）或中等规模（平均单段液量1000 m³，砂量80 m³）压裂就能获得300 m缝长。持续提高压裂规模和施工排量可以增大压裂缝长到360 m以上。在杨氏模量大于1 GPa，泊松比小于0.3的高岩石强度井区，地层脆性大，抗压强度高，压裂缝长难以延伸，中等规模中等排量（10 m³/min）压裂只能得到240 m的压裂缝长。因此，在进行压裂参数设计时，需要根据压裂模拟结果合理加大压裂规模和施工排量，提高压裂液携砂能力及缝内净压力，从而获得更大的压裂缝长和缝宽，造复杂网状缝并最大程度沟通地层中的天然裂缝，构建体积缝网，实现高效改造。提高压裂规模到单段液量2000 m³，砂量50 m³，或提高施工排量到15 m³/min均能有效增大压裂缝长到300 m以上，满足开发需求。

综上所述，需结合不同井区实际地质工程条件和开发经济效益，进一步确定不同井区最佳压裂规模及井距。郑庄区块北部埋深大，地应力梯度大，水平应力差高，岩石强度高，为最大程度沟通天然裂缝，构建复杂缝网体系，需加大压裂规模并提高施工排量，建议该井区最佳井距为320 m；中北部构造复杂，断层较为发育，埋深、地应力梯度中等，在充分动用资源及沟通天然裂缝的基础上还需控制压裂缝长，避免沟通规模较大的断裂带，建议采用中等压裂规模进行改造，井距设计为300 m；西南部构造简单，埋深小，地应力梯度小，岩石强度低，为取得更好的经济效益，同样采用中等压裂规模即可取得较好的压裂效果，建议最佳井距为260 m。

5.   结　　论

（1）利用阵列声波测井和岩石力学试验，建立郑庄区块纵横波转换模型和动静态岩石力学转换模型，可以较为便捷地利用丰富的常规测井资料计算得到静态岩石力学参数。结果表明，郑庄区块杨氏模量在0.28～1.45 GPa之间，平均为0.95 GPa；泊松比为0.31～0.34，平均为0.32。

（2）随着煤储层杨氏模量的不断增大和泊松比的减小，压裂裂缝长度和裂缝单缝宽均有逐渐减小的趋势。这是因为随着煤层杨氏模量的增加和泊松比的减小，煤层岩石力学强度升高，抵抗变形的能力变强，发生的应变变小，压裂裂缝在沿着缝长和缝宽方向的延伸也小。整体来看，随着杨氏模量的增大和泊松比的减小，压裂更容易形成短缝、窄缝。

（3）当施工排量一定时，压裂缝长和单缝宽均与压裂规模呈正相关关系，增加压裂液量和砂量可以有效增加压裂缝长和单缝宽，提高裂缝体积。控制压裂规模一定，增大施工排量，压裂缝长、单缝宽、裂缝体积均大幅度增加。现场裂缝监测结果表明，郑庄区块随着压裂规模和施工排量的不断提高，平均压裂缝长由280 m提高至400 m以上，提升48%；平均压裂缝宽由10 m提高至40 m，提升300%；平均单段储层改造体积由25×10⁴ m³提高到170×10⁴ m³，提升580%。

（4）郑庄区块北部井区具有埋深大、地应力梯度大、水平应力差高、岩石强度高等特点，建议采用大规模大排量压裂，最佳井距为320 m；中北部井区构造复杂，断层较为发育，建议采用中等压裂规模进行改造，最佳井距为300 m；西南部井区构造简单，埋深小，地应力梯度小，岩石强度低，建议采用中等规模压裂，最佳井距为260 m。