多岩性叠置页岩油储层径向井控缝穿层压裂实验研究

武晓光 ,  黄中伟 ,  龙腾达 ,  李根生 ,  田守嶒 ,  王海柱 ,  杨睿月 ,  李琨 ,  王子康

工程（英文） ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (2) : 188 -211.

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工程（英文） ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (2) : 188 -211. DOI: 10.1016/j.eng.2024.08.017
研究论文

多岩性叠置页岩油储层径向井控缝穿层压裂实验研究

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Radial Wellbore Cross-Layer Fracturing in Multi-Lithologic Superimposed Shale Oil Reservoirs: A Laboratory Study

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摘要

中高成熟度陆相页岩油是中国最具开发潜力的油气资源类型之一。然而，多岩性叠置储层独特的地质条件会抑制水力压裂裂缝的垂向扩展，限制储层的纵向改造，从而对大规模体积压裂构成重大挑战。径向井穿层压裂技术通过实现纵向多层系竞争起裂，改变了水力裂缝与岩性界面的交互作用，有望为这一工程难题提供全新的解决方案。本文对多层系砂-页岩样品开展了真三轴水力压裂实验，旨在揭示径向井导控裂缝的纵向扩展规律，并重点分析了注入压力响应、裂缝形态及关键参数影响规律。本研究分析了径向井筒长度L、垂向应力差异系数Kv、压裂液注入速率Q与压裂液黏度ν的影响规律。实验结果表明，径向井能够显著促进裂缝起裂并增强穿层扩展的能力。径向井压裂的裂缝扩展模式与常规水力压裂存在明显差异，主要表现为穿层和跨层两种形态。径向井诱导的裂缝高度与Kv、Q和ν呈正相关。提高这些参数会使裂缝自径向井根端部的单点起裂模式转变为根端及趾端的非同步起裂模式，并且有助于提升裂缝的穿层扩展能力。在径向井引导作用下，水力裂缝穿透和跨越夹层扩展行为存在关键的参数阈值。推荐采用临界穿层/跨层参数组合或不同排量/黏度交替工艺，以同步提升裂缝高度与储层横向刺激程度。不同参数与垂向裂缝高度的相关性程度可表示为：L > Q/ν > Kv。增加径向井长度可以有效促进裂缝的穿层或跨层扩展，并减小注入参数的临界阈值，从而有助于提升油气藏储层改造体积。

Abstract

Medium-high maturity continental shale oil is one of the hydrocarbon resources with the most potential for successful development in China. Nevertheless, the unique geological conditions of a multi-lithologic superposition shield the vertical propagation of hydraulic fractures and limit the longitudinal reconstruction in reservoirs, posing a great challenge for large-scale volumetric fracturing. Radial wellbore cross-layer fracturing, which transforms the interaction between the hydraulic fractures and lithologic interface into longitudinal multilayer competitive initiation, could provide a potential solution for this engineering challenge. To determine the longitudinal propagation behaviors of fractures guided by radial wellbores, true triaxial fracturing experiments were performed on multilayer shale–sandstone samples, with a focus on the injection pressure response, fracture morphology, and cross-layer pattern. The effects of the radial borehole length L, vertical stress difference Kv, injection rate Q, and viscosity ν of the fracturing fluid were analyzed. The results indicate that radial wellbores can greatly facilitate fracture initiation and cross-layer propagation. Unlike conventional hydraulic fracturing, there are two distinct fracture propagation patterns in radial wellbore fracturing: cross-layering and skip-layering. The fracture height guided by a radial wellbore is positively correlated with Kv, Q, and ν. Increasing these parameters causes a shift in the fracture initiation from a single root to an asynchronous root/toe end and can improve the cross-layer propagation capacity. Critical parameter thresholds exist for fracture propagation through and across interlayers under the guidance of radial boreholes. A parameter combination of critical cross-layering/skip-layering or alternating displacement/viscosity is recommended to simultaneously improve the fracture height and degree of lateral activation. The degree of correlation of different parameters with the vertical fracture height can be written as L > Q/ν > Kv. Increasing the radial wellbore length can effectively facilitate fracture cross-/skip-layer propagation and reduce the critical threshold of injection parameters, which is conducive to maximizing the stimulated reservoir volume.

关键词

水力压裂 / 陆相页岩油 / 多岩性叠置储层 / 径向井压裂 / 穿层

Key words

Hydraulic fracturing / Continental shale oil / Multi-lithologic superimposed reservoir / Radial wellbore fracturing / Cross-layer

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武晓光,黄中伟,龙腾达,李根生,田守嶒,王海柱,杨睿月,李琨,王子康. 多岩性叠置页岩油储层径向井控缝穿层压裂实验研究[J]. 工程（英文）, 2025, 45(2): 188-211 DOI:10.1016/j.eng.2024.08.017

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1 引言

陆相页岩油是中国最具开发潜力的油气资源之一。根据有机质的成熟度Ro，页岩油可分为以下两种类型：中高成熟度页岩油（Ro > 1.0%）和中低成熟度页岩油（Ro = 0.5%~1.0%）[1]。中高成熟度页岩油由于其较高的热演化程度，通常被认为是近期最具勘探和开发潜力的领域。中国中高成熟度页岩油储量丰富，资源量达到1.0 × 1010 t [2‒3]。近年来，多个页岩油开发示范区相继投入实践，这其中包括位于新疆的吉木萨尔页岩油和位于长庆的陇东页岩油，进而掀起了中国页岩油勘探与开发的热潮[4]。将陆相页岩油的高效开发付诸实践，对于巩固中国能源自给能力和保障国家能源安全具有重大意义。

水平井大规模体积压裂是中高成熟度页岩油储层开发的核心工程技术。这一技术在海洋页岩储层开发中发挥了重要作用，并催生了美国的页岩油气革命，从而推动美国实现从油气的进口国向出口国的根本性转变[5]。然而，与北美厚层海相页岩油相比，中国陆相页岩油地质特征更为复杂，不仅层系变化频繁，且在沉积体系中普遍发育多个薄层产油层[6‒7]，如图1（a）所示。所谓“甜点”通常分布于页岩夹层中，而相邻产油层间的砂岩和泥岩夹层及相应岩性界面会阻碍水力裂缝的垂向扩展，既限制水力裂缝的高度又制约储层的纵向改造效果，由此对体积改造构成重大挑战[8‒9]。如何穿透高强度的岩性界面和隔夹层并在纵向上改造多个产油层，是实现中国陆相页岩油储层体积改造和高产稳产的关键[6]。

为了解决上述工程难题，提出了径向井穿层压裂技术，用于多岩性叠置页岩油储层改造[图1（b）]。该技术通过径向井控缝，实现纵向多层系竞争起裂，改变了水力裂缝与岩性界面的传统作用模式。该技术首先采用高压水力喷射或柔性钻具[10‒11]，沿垂直于水平主井筒的方向侧钻数十米长的径向井，以纵向贯穿砂岩夹层与岩性界面，从而实现多个页岩油产层的纵向连通。随后对径向井实施水力压裂，使压裂液直接作用于多个产油层，促进多层系页岩油中的裂缝竞争起裂[12]。该技术有望解决隔夹层及岩性界面导致的缝高受限问题，极大提升产层的纵向改造范围和体积改造效果。与常规水平井压裂不同，径向井筒穿层压裂将“水力裂缝能否穿透隔夹层与岩性界面”这一关键科学问题，转化为“如何实现纵向多产层的裂缝竞争性起裂”的新问题。这一过程受到径向井应力重构效应以及不连续结构面（层间岩性界面或页岩层理面）的共同作用的影响。目前，针对多岩性叠置储层中径向井诱导裂缝起裂与扩展机理的研究仍不明确。

岩性界面和层理面（BP）是页岩等层状岩体的独特地质结构。相较于厚层单一岩性储层，多岩性叠置储层的压裂行为更为复杂，其受到层间非均质性[13‒15]、原位地应力[16]、界面特性[17‒18]及注入参数的多重影响[19‒20]。为明确水力裂缝与岩性界面的相互作用机制，研究人员针对层状岩石中的裂缝垂向扩展开展了大量研究[21‒24]，系统考察了地应力、岩层厚度与倾角等地质参数[25‒27]以及泵注速率、压裂液黏度等工程参数[28‒30]的影响规律。实际上，尽管通过提高施工排量与压裂液黏度可实现水力裂缝的穿层扩展，但由于层间岩石力学性质差异与岩性界面的限制，通常无法将同一组压裂参数套用于不同油气藏储层的改造[31‒32]。简而言之，常规的穿层压裂方法并不是一种普适的方法，无法仅通过优化压裂参数和压裂液的性质来简单实现[33‒34]。此外，尽管许多研究已探讨了水力裂缝在岩性界面干扰下的穿层扩展，但关于径向井控缝穿层的研究尚未涉及。径向井与岩性界面共同作用下的裂缝起裂与扩展机理有待进一步研究。

通过钻孔诱导原位地应力重构是诱导水力裂缝定向扩展的有效手段，该技术在煤层气压裂增透领域已获得广泛应用[12]。径向井压裂技术通过在储层中纵向钻出单个或多个径向井，从而构建层间油气高导流通道。在这些径向井的诱导下，水力裂缝可以摆脱层间应力差异的限制，进而定向穿层扩展[35‒36]。关于径向井诱导水力裂缝扩展机理的研究，现有文献已报道采用真三轴压裂实验与有限元数值模拟相结合的方法，重点探究预置单个或多个径向井下的裂缝形态、导流能力及储层刺激特征[37‒38]。水平应力差、径向井筒尺寸和方位的影响均已明确[35‒39]。此外，研究表明，采用同相位布置的多分支径向井能更有效地诱导水力裂缝定向扩展，而不同相位排列的多分支径向井则可显著提升缝网的复杂度[35]。径向井在降低裂缝起裂压力、诱导裂缝扩展和提升泄油面积等方面的优势已得到确认[38‒39]。然而，现有径向井压裂的研究主要集中于单一岩性或均质储层，较少考虑层间岩性界面对压裂行为的影响。与单一岩性储层不同，多层系储层中的裂缝扩展同时受径向井诱导和层间界面扰动的联合作用，其扩展行为与常规压裂存在显著差异。

为明确径向井辅助水力压裂在多层系页岩油储层中的穿层扩展特征，本研究采用页-砂岩叠置组合岩样开展了真三轴条件下的径向井压裂实验。研究了径向井在多层岩体中诱导的裂缝起裂与扩展行为，并与常规水平井压裂进行了对比分析。此外，还分析了径向井长度、垂向应力差异、注入速率、压裂液黏度等参数的影响。本研究同时获取了不同径向井长度下的水力裂缝穿层扩展的阈值条件。基于相关性系数，系统评估了不同地质与工程参数对裂缝穿层行为的敏感性。该研究成果有望为解决缝高受限难题提供新的理论支撑，并为多岩性叠置页岩油储层引入一种新型体积改造技术方法。

2 材料和方法

2.1 岩样制备

本研究所用岩样采自中国鄂尔多斯盆地延长组长7段露头，包括页岩与砂岩两类岩性，具体岩样特征如图2（a）~（c）所示。在页岩出露地中，发育大量不连续面和BP。延长组长7段是一套典型的陆相多岩性叠置页岩油储层，埋深介于500~2000 m，其内部发育致密砂岩隔夹层。依据测井曲线及沉积旋回特征，长7段可进一步划分为长71、长72和长73三个亚段（图3 [9]）。结合地层连井剖面图[图2（b）]与井下岩芯柱（图3）分析可知，长71亚段以厚层砂岩为主，其间夹有稀疏黑色页岩薄层，长72亚段表现为页岩油夹层与薄砂岩层的互层结构，长73亚段则以厚层凝灰质砂岩为特征，并与黑色页岩夹层交替分布[9]。在三个亚段中，长72亚段因其分布高密度页岩夹层且有机质含量丰富，通常被视为最优开发靶点。然而，针对此类岩性复杂、薄互层发育的储层，常规水平井分段压裂技术的应用效果普遍不佳，未能获得理想的产量[40‒42]。提高岩性交互储层立体改造效果的关键在于垂向裂缝有效连通多层系储层。

本研究对露头页岩与砂岩岩层进行了X射线衍射（XRD）及力学性能测试，并将结果与文献[40]报道的延长组长7段井下岩样进行了对比分析。如图4 [40]的三元分类法所示，砂岩中石英、长石、黄铁矿（QFP）等脆性矿物及方解石、白云石、菱铁矿等碳酸盐矿物的含量显著高于页岩中的含量。露头的页岩与砂岩的平均脆性指数分别为85%和73%，与井下岩样的平均脆性指数相当。根据以往的测试条件，进行了围压为20 MPa的三轴压缩试验和巴西劈裂试验[40]。如图5（a）~（d）所示，露头的页岩与砂岩岩层的平均抗压强度分别为111.33 MPa和183.98 MPa，抗拉强度分别为4.71 MPa和7.03 MPa，弹性模量分别为18.43 GPa和27.18 GPa，泊松比分别为0.22和0.23。露头岩石的力学性质均处于井下岩样的测试结果范围内，从而证实该露头的样品能良好平替井下岩石进行压裂实验。砂岩的力学强度比页岩更高，因此会限制页岩油储层中水力裂缝的垂向扩展。

在本研究中，采用天然露头岩石样品制备人造砂-页岩互层岩样。由于井下岩心尺寸较小且取样数量有限，难以满足实验需求。为此，采用露头岩石样品制备人造多岩性互层岩样。为模拟页岩油储层中的多岩性互层的地质结构，本研究首先将页岩与砂岩切割成200 mm × 200 mm × 40 mm的方形岩板[图2（c）]，随后依据图2（d）所示的组合模式，采用环氧树脂胶将岩板胶结组合成一个页-砂岩五层叠置组合岩样。在中间页岩板片侧面钻取直径为16 mm、长120 mm的中心孔，用以模拟水平主井筒，如图6（a）和（b）所示，将一根不锈钢套管延伸至主井筒内80 mm的位置，采用耐高温植筋胶固结，并预留40 mm长裸眼段用于造缝。在裸眼的中间位置，钻取两条与主井筒垂直且呈180°相位分布的径向井眼，用于模拟垂向贯穿页-砂岩胶结面的双侧径向分支井。岩样中径向井眼和主井筒的直径比与现场实际条件保持一致[10]。基于8∶1的相似度比率，径向分支井筒的直径设定为5 mm。为研究径向分支长度对裂缝起裂与穿层扩展的影响，本研究设计了三种不同长度的径向分支井：①径向井眼趾端延伸至内部页岩层，记为SH2（L = 20 mm）；②径向井眼趾端延伸至中间砂岩夹层，记为SA1与SA2（L = 55 mm）；③径向井眼趾端延伸至外部页岩层，记为SH1与SH3（L = 80 mm），具体布置如图6（b）所示。根据相似度关系[43‒44]，实验中20 mm、50 mm和80 mm的径向井长度分别对应现场5~15 m、15~25 m和25~40 m井眼的实际长度。

在多岩性叠置储层中，相邻岩性层之间的岩性界面是其最关键的内在属性，其对水力裂缝的垂向扩展具有决定性影响。如何准确模拟层间岩性界面是本实验的核心技术难题之一。在本研究中，我们采用强度可控的环氧树脂黏结剂，用于模拟页-砂岩层间的界面或过渡带的特征。为了还原人工胶结强度与天然界面强度的相似度，我们制备了人工岩样，其界面采用不同配比（从5∶1到3∶1）的环氧树脂与固化剂进行胶结，并将其与天然井下岩芯进行对比。共进行了16组巴西劈裂试验和12组直剪试验，如图7所示。值得注意的是，界面抗拉强度和抗剪强度与固化剂的混合比例呈正相关。在4∶1的配比下，人工界面的强度与天然井下岩心最为接近。因此，在这项工程中，我们采用了这一配比完成砂-页岩多层岩样胶结的实验。

2.2 实验方法

在本研究中，采用了真三轴压裂系统[图8（a）和（b）]进行实验。该压裂设备包含四大核心模块：流体注入模块[图8（c）]、三轴应力加载模块、加压釜体以及数据采集与控制系统，其中岩石加压釜体适用于尺寸为100~400 mm3的岩样[图8（d）]。可以实现恒定压力和恒定流量注入，最大注入排量为100 mL·min-1。可以沿x、y、z三个方向对岩样施加高达50 MPa的三轴应力，加压精度为±0.1 MPa。

压裂实验的流程如下所示。

（1）将五层页-砂岩互层岩样置于釜体内，并将注入管线连接至井筒。

（2）开启真三轴应力加载装置，首先沿x轴（垂向应力方向）、y轴（最大水平主应力方向）及z轴（最小水平主应力方向）同步施加应力至最小主应力值，随后依次提升y轴与z轴方向的应力至设定目标值，以实现应力均衡加载，避免因应力差异过大导致岩样被挤压破坏。

（3）将岩样在加压状态下保持30 min，以确保实验物理模型的应力加载充分，并确保岩石基质孔隙压实程度接近地层实际条件。

（4）启动注入系统和真空泵，向注入罐充注染色压裂液。

（5）启动数据采集与控制系统，调整压裂液注入模式，控制注入速率并监测井筒压力变化。

（6）设置注入速率、打开注入阀，随后，开始进行压裂实验。

（7）当井筒压力恢复到稳定状态时停止注入压裂液，随后保存并导出数据。

（8）打开排液阀，移除井筒和注入管线，释放三轴应力，取出岩石样品进行裂缝形态分析。至此，一组实验结束。

压裂后对岩样开展恒定低速率重注试验，监测回注压力曲线并获取延伸压力值，从而评估出裂缝的导流能力。根据Yang等[45]的研究报告，压裂岩样的裂缝导流能力方程可表示为

kfwf=Cf=25qwμln (rerw)3πΔPwf

式中，kf表示裂缝渗透率；wf表示裂缝开度；Cf表示裂缝导流能力；qw表示重注速率；μ表示重注压裂液黏度；re表示裂缝有效半径（大致为岩样边长的一半）；rw表示井筒半径；ΔPwf表示井筒与裂缝间的压力差。

该方程描述了从井筒到裂缝的压裂液重注流动过程。此外，引入流动指数来建立井筒-裂缝间流速与压差的关系。裂缝中的流体流遵循达西定律。本研究采用Peaceman [46]提出的公式，并结合嵌入式离散裂缝模型（EDFM）[47‒49]中的井-裂缝交互模型进行建模。该方程的详细推导过程详见参考文献[45]的附录。

为获取裂缝三维形貌特征，本研究采用配备9 MeV加速器的裂缝断口扫描系统，对不同径向井长度的多层岩样进行了CT扫描。该CT扫描仪所允许的最大岩样尺寸为边长300~500 mm，其扫描分辨率为150~200 μm。实验中，我们首先对获取的裂缝二维扫描切片进行后处理，再采用交互式阈值分割方法，通过数学算法对这些二维图像进行叠加，最终重构出完整的三维裂缝形态。

2.3 实验方案

如表1所示，本研究在不同地质条件下共开展31组压裂实验，包含一个常规水平井压裂对照组（H组，即无径向分支的常规压裂条件），以及30组含径向井的压裂实验组（R组）。根据径向井长度，将多层岩样划分为三个亚组：长度L分别为20 mm、55 mm和80 mm，对应的编号为R-S#1-R-S#10、R-M#1-R-M#12和R-L#1-R-L#8，其分支井的趾端分别延伸至内部页岩层SH2（L = 20 mm）、中间砂岩夹层SA1/SA2（L = 55 mm）以及外部页岩层SH1/SH3（L = 80 mm）。采用正交实验设计方法，通过亚组间的对比揭示关键地质与工程参数对裂缝穿层的影响机制，具体包括注入速率Q、压裂液黏度ν和垂向应力差异。本工程探究了三种不同的应力工况，其垂向应力差异系数Kv范围介于0.33~1.67之间，旨在覆盖鄂尔多斯盆地长7段的地层原位Kv值。根据文献[9,50]，长7段具有正层应力模式，即σv>σH>σh，并且基岩应力与地层深度之间的关系可以拟合为

σv=0.0230h+4.0677
σH=0.0194h-1.8925
σh=0.0165h-4.1563

式中，σv表示垂向主应力；σH表示最大水平主应力；σh表示最小水平主应力；h表示地层深度。

由于实验岩样中无法考虑孔隙压力，因此采用岩石骨架的有效应力（即主应力与孔隙压力之差）来计算应力差异系数。参考文献[51‒52]研究表明，长7段储层埋深范围为1750~2030 m，孔隙压力范围为14.3~16.0 MPa，取平均压力为15.0 MPa，则原位应力差异系数范围为0.12~3.11。本实验将垂向应力差异系数设定为0.33~1.67，该范围位于现场实测值区间，且满足应力相似准则要求。

本实验通过调节瓜胶含量，将压裂液黏度控制在1~100 mPa·s范围内。根据相似度准则，实验注入速率设定为10~50 mL·min-1，对应现场施工速率为2.67~26.67 m3·min-1 [44‒45]。本实验采用Liu等[44]提出的相似度准则，其中，水力压裂实验的相似度系数c可通过方程式（5）计算。

cH3/(cQcT)=1

裂缝高度cH 的相似度系数定义如下：

cH=LlLf

式中，H表示裂缝高度；Ll和Lf分别表示实验室和油田现场的裂缝高度。

水力压裂时间的相似度系数cT 的定义如下：

cT=TlTf

式中，Tl和Tf分别表示实验室和油田现场的水力压裂时间。

注入速率的相似度系数cQ 的定义如下：

cQ=QlQf

式中，Ql和Qf分别表示实验室和油田现场的注射速率。

将方程式（6）~（8）代入方程式（5），可得到实验室和油田现场间注入速率的换算关系，其表达式如下：

Qf=QlCTCH3

3 结果和分析

3.1 裂缝形态特征

为探究径向井在多层页岩油储层中诱导裂缝穿层扩展行为，本文选取预置三种不同长度径向井（20 mm、55 mm和80 mm）的砂岩-页岩叠置岩样（编号为R-S#5、R-M#7和R-L#5）进行压裂实验。此外，将未设置径向井的H#1号岩样作为对照组，进行了常规水平井压裂模拟。图9显示了压裂后岩样的六视图，其中，标出了岩样表面压裂液泄漏的位置（图中黄色虚线标示）用于识别裂缝形态。图中紫色线条表示水平井裸眼段，粉色线条表示径向分支井。为了更清晰地展示岩样内部的裂缝形态，我们将压裂后的岩样劈开，并通过三维重构技术展现裂缝形态特征。在三维裂缝重构图中，灰黑色岩层代表页岩，黄褐色岩层代表砂岩。黄色、青色、蓝色和红色曲面分别代表胶结界漏失、BP激活、页岩层的纵向裂缝以及砂岩层的纵向裂缝。图10显示了裂缝的CT扫描结果。其中，纵向水力裂缝与横向激活的层理均能够被准确识别。扫描得到的裂缝三维几何形态与岩石剖分法得到的结果高度吻合，证实了剖分岩样获取三维裂缝重构方法的可行性与合理性。在储层改造作业中，通常期望获得更高的裂缝高度，从而能够连通更多的产油层，并形成更大的储层改造体积（SRV）。然而，在多岩性叠置储层中，裂缝要突破高强度隔夹层穿层扩展极为困难。如图9（a）和图10所示，在Kv = 1、Q = 20 mL·min-1、ν = 30 mPa·s的实验条件下，裂缝首先在SH2层的裸眼段起裂，随后沿纵向扩展延伸。当裂缝扩展至页-砂岩界面时，纵向扩展受限。此外，SH2页岩层的BP破裂，导致压裂液滤失，进一步削弱了裂缝垂向扩展的能力。

相比之下，径向井诱导下的裂缝扩展模式存在显著差异。当径向井长度L = 20 mm [岩样R-S#5，如图9（b）和图10所示]时，多条裂缝在径向井根端起裂并沿纵向扩展。由于受到高强度砂岩的阻挡，裂缝扩展至岩性界面后沿胶结表面横向扩展，裂缝高度受限。当径向井延伸至砂岩层[L = 55 mm，岩样R-M#7，如图9（c）和图10所示]时，径向井根端产生的多条裂缝在SH2页岩层呈放射状扩展，最终形成交叉缝网。此外，径向井趾端应力集中，导致SA2砂层开裂，裂缝纵向扩展并穿透砂-页岩界面进入外侧SH3页层。页岩多层系生成的裂缝通过径向井实现连通，呈现出独特的跨层扩展模式。岩样R-M#7中同时发育穿层裂缝与跨层裂缝，显著提高了页岩储层中有效缝度。当L = 80 mm [岩样R-L#5，图9（d）、图10]时，径向井穿透砂岩层进入外侧页岩层，径向井的趾端与根端均起裂，形成独特的跨层裂缝模式，且高强度砂岩夹层未被激活。可见，径向井在诱导裂缝穿层或跨层扩展方面具有显著优势，但其导控能力与径向井长度密切相关。若在多层储层中布设足够长的径向井，便可通过诱导裂缝实现穿层和跨层扩展，从而有效改造多个产层，极大地增加储层的有效改造高度。

3.2 泵压曲线响应与裂缝导流能力

通常情况下，注入压力曲线的波动特征与裂缝扩展过程高度吻合，可直观反映裂缝起裂、穿层扩展及压后闭合等关键阶段特征[53]。图11（a）显示了水平井压裂（岩样H#1）与不同径向井长度压裂（岩样R-S#5、R-M#7及R-L#5）的泵压曲线特征。如图中紫色曲线所示，常规水平井压裂的压力曲线在上升阶段未出现明显压力骤降现象。然而，径向井压裂曲线出现显著压力骤降，这是由于弱强度BP激活导致压裂液滤失所致。压力曲线的压降点可为判断层状岩样的裂缝起裂与扩展行为提供依据。

对于不同长度的径向井，由于裂缝扩展模式的不同，泵压曲线的特征也有所变化。当径向井长度L = 20 mm（红色线条），压力上升至10.3 MPa时，由于根端的应力集中程度较高[54]，裂缝优先在径向井的根端部起裂并形成首个压力峰值。随后裂缝进一步延伸至砂-页岩界面，压力聚增至10.1 MPa，形成第二个压力峰值。该峰值对应于界面的剪切破坏及随之发生的压裂液滤失。当径向井长度L = 55 mm时（蓝色线条），泵注压力首先快速升至12.8 MPa，砂岩层中的径向井趾端起裂；随后压力增长率急剧下降。当压力达到13.9 MPa时出现小幅波动，该波动表明水力裂缝穿层扩展，且波动与裂缝扩展路径及形态的观测结果吻合。当L = 80 mm时（绿色线条），由于BP激活导致压裂液滤失，压力的增长率相对较低，且曲线呈现显著波动特征。首次压降出现在8.4 MPa时，表明水力裂缝起裂。当压力达到13.7 MPa时，外侧页岩层起裂，且压力迅速下降。相比之下，径向分压裂的起裂压力低于常规水平井压裂。此外，起裂压力（曲线上第一个压降点）随径向井长度的增加而降低（从10.3 MPa降至8.4 MPa），这与既往的研究结果[37]一致。根据泵注压力曲线峰值点判断，径向井根端的起裂压力始终低于趾端（10.3 MPa < 12.8 MPa，8.4 MPa < 13.7 MPa）。这表明由于根端的应力集中程度更高，多层系岩样优先在根端起裂，而不是在径向井趾端与根端部位同步开裂。此外，基于注入压力曲线及方程式（1），我们通过计算得到了裂缝的导流能力，计算结果如图11（b）所示。与常规水平井压裂相比，径向井压裂裂缝的平均导流能力提升111%，进一步证实了后者在增大裂缝高度与增强缝网连通性方面的优势。

3.3 关键地质与工程参数的影响

3.3.1 垂向应力差异

垂向应力差系数Kv是影响径向井诱导下水力裂缝纵向扩展行为的关键参数。为研究Kv对裂缝纵向扩展特征的影响，针对不同径向井长度的岩样开展了三种Kv（0.33、1.00和1.67）的对比实验，结果如图12所示。随着Kv从0.33增大至1.67，径向井诱导裂缝穿层扩展的能力显著增强。当垂向应力差异系数较高时，裂缝垂向扩展能力显著增强，进而提高裂缝的有效高度。在低垂向应力差异系数条件下（如Kv = 0.33），如图12（c）、（f）、（j）所示，裂缝垂向扩展受页-砂岩界面的限制，导致裂缝钝化。裂缝仅发育于中间页岩层，并伴随明显的层理面和界面开裂，无法在纵向上有效穿透砂岩隔夹层。当Kv增大至1.00时，径向井对裂缝垂向扩展的导控能力显著提升。当径向井长度L = 55 mm时，诱导裂缝的定向扩展并穿透砂岩层[图12（e）]，从而提高了岩样有效裂缝高度；与此相对，当L = 20 mm时[图12（b）]，裂缝仍无法穿透高强度的砂岩夹层。此外，较长的径向井更有利于促进水力裂缝的穿层扩展，该结论与第2.1节的研究结果一致。当Kv增至1.67时，压裂裂缝的纵向扩展能力进一步增强，在径向井长度L = 20 mm和55 mm的岩样中均出现穿层裂缝[图12（a）和（d）]。与S组和M组岩样不同，在较长径向井条件下[L = 80 mm，图12（g）和（i）]，裂缝起裂点倾向于在径向井根端与趾端均起裂，形成独特的“跨层”扩展模式，而非仅从单一根端起裂。两组裂缝绕过中间的高强度砂岩夹层，在多个页岩层中竞争扩展，从而有效增加储层激活高度。

水力裂缝的纵向扩展与水平弱面（层理及岩性界面）的横向激活之间存在竞争机制。在高垂向应力条件下，水平弱面承受的有效正应力增大，导致其更不易破裂，从而促进裂缝的纵向扩展，增强径向井引导裂缝穿层扩展的能力。图13显示了不同径向井长岩样中，在不同垂向应力差条件下通过水力压裂激活的页岩层和砂岩层的数量。激活层数和相应的裂缝高度与Kv呈正相关。S组与M组岩样的砂岩层更易被激活，呈现明显的裂缝穿层扩展形态特征。相比之下，L组岩样的主要特征是水力裂缝在多个页岩层中竞争起裂，整体呈现“跨层扩展”形态；其页岩产层的平均缝高分别比S组和M组高出27.4%和50.4%。在该跨层扩展形态下，水力能量全部集中作用于产油层，从而有效提升页岩层的改造效果。

图14（a）~（c）显示了Kv对不同径向井井长压裂泵压的影响。通常情况下，压力先上升至峰值，随后下降。但是，过大的垂向应力差异会导致裂缝扩展速度过快，致使在压力曲线上难以有效辨识裂缝的起裂与扩展压力特征点。对于三种径向井长度，根端起裂压力随Kv增大而升高（L = 20 mm时：16.9 MPa > 14.3 MPa > 11.6 MPa；L = 55 mm：12.5 MPa > 11.6 MPa > 9.4 MPa；L = 80 mm：5.6 MPa > 5.2 MPa）。穿层压力较根端起裂压力高13.6%~25.9%。较长径向井岩样的泵压曲线在达到峰值后呈现明显波动，这可能与多层系裂缝的竞争性起裂和扩展行为有关。尽管较高的Kv有助于增强径向井压裂中裂缝穿层扩展的能力，但其不利于弱面的启裂，导致裂缝形态趋于单一，从而降低裂缝的导流能力，如图14（d）所示。

3.3.2 注入速率

为研究注入速率对径向井压裂的影响，本研究分别以10 mL·min-1、20 mL·min-1及50 mL·min-1的注入速率进行真三轴压裂实验。注入速率与径向井诱导裂缝穿层扩展的能力呈正相关。在S组实验中，当Kv = 1时，以20 mL·min-1泵注压裂无法实现裂缝穿层扩展，如图15（a）所示。当Q提升至50 mL·min-1时[图15（b）]，裂缝于SH2层的根端起裂，在径向井诱导下穿透高强度夹层，形成单翼型穿层裂缝。在M组中，由于径向井长度较长，其对裂缝扩展的诱导能力更强，因此穿层扩展所需的临界注入速率有所降低。当L = 55 mm时[图15（c）和（d）]，在20 mL·min-1和50 mL·min-1的注入速率下，裂缝从径向井根端与趾端均起裂。趾端裂缝穿透岩性界面并扩展至SH3层，并通过径向井与根端裂缝实现连通，从而形成了一种“穿层+跨层”的复合型裂缝模式。当L增至80 mm时，穿层扩展的临界注入速率进一步降至10 mL·min-1 [图15（e）]。裂缝在SH2层（根端部）与SH1/SH3层（趾端部）相继起裂，并在所处岩层内独立扩展，整体呈现出“跨层”裂缝模式。各层内的纵向裂缝均未穿透砂岩夹层。当注入速率提高至20 mL·min-1时[图15（f）]，弱面的激活受到抑制，且在全部三个页岩层中形成水力裂缝，从而实现了对多个“甜点”区的有效改造。

提高注入速率可有效增强径向井诱导裂缝穿层扩展的能力，并增加裂缝有效高度，如图16所示。较长径向井可同时促进裂缝的穿层与跨层扩展，并降低临界注入速率。然而，较低的注入速率有助于开启页岩的水平弱面，使其与垂直水力裂缝相交形成裂缝网络，从而提高裂缝复杂度。因此，在实际工程应用中，建议尽可能延长径向井长度，并采用“高/低速率交替注入”方式，具体如下：首先，采用高排量压裂以增加裂缝垂向高度，随后切换至低排量注入以诱导弱层理面激活，从而实现储层改造体积的最大化。

从泵注曲线响应特性来看，随着注入速率的增加，井内压力上升速率加快，起裂压力相应升高，如图17（a）~（c）所示。对于较长的径向井，其裂缝起裂压力的增长幅度更为显著。与S组和M组岩样相比，L组样品的压力曲线波动更为明显，反映出多组裂缝在径向井两端存在竞争起裂的现象。裂缝导流能力与注入排量呈正相关关系[图17（d）]，当注入速率升高时，裂缝导流能力可提升54.6%~151.2%。

3.3.3 压裂液黏度

在层理发育地层中，压裂液黏度直接控制弱面的张开程度与滤失量，因此对裂缝纵向扩展行为具有重要影响。图18展示了在不同径向井长度条件下，压裂液黏度对裂缝扩展形态的影响。如图18（a）和（c）所示，低黏度压裂液更易在径向井根端形成复杂裂缝，同时激活页岩中的BP。然而，水力裂缝在穿透岩性界面时容易发生钝化现象，难以实现有效穿层扩展。当黏度增大至100 mPa·s时[图18（b）和（d）]，裂缝的穿层能力明显增强。裂缝能够穿透SA2夹层进入外侧SH3层，形成单翼型穿层裂缝。尽管高黏度压裂液有助于提高裂缝的穿层能力及纵向高度（图19），但其不利于天然弱面（如BP）的活化，导致裂缝复杂度下降。因此，在实际压裂工程中建议采用“高/低黏度压裂液交替注入”的方式，以兼顾裂缝高度和复杂度，从而提升储层改造效果。

如图20（a）~（c）所示，随着压裂液黏度升高，裂缝起裂压力显著增加。当注入低黏度压裂液时，压力曲线波动较大，压力上升速率较低，说明在压裂过程中天然层理面被激活。压裂液黏度与裂缝导流能力之间呈正相关关系[图20（d）]。随着黏度的提升，压裂液流动阻力加大，使裂缝宽度显著增加，从而使导流能力提升2.00~61.93倍。

3.4 参数域分析

3.4.1 裂缝扩展模式图版

为直观展示多参数对径向井诱导裂缝纵向扩展的综合影响，并识别裂缝穿层的临界范围及优选参数组合，本文对实验所得裂缝形态数据进行了归纳整理，并绘制成二维裂缝图版，如图21（a）~（c）所示。依据相似理论中的第二定理（即π定理），对三维水力裂缝扩展的主控方程可进行无量纲化处理，从而建立水力压裂物模实验与现场压裂之间的对应关系[43,55]。此外，其可以进一步作为一种纵向扩展规律，将实验结果外推至原位储层。根据该相似度方程，实验中的注入速率分别为10 mL·min-1、20 mL·min-1和30 mL·min-1，在现场相当于2.67~5.33 m3·min-1、5.33~10.67 m3·min-1和10.67~26.67 m3·min-1。径向井筒长分别为20 mm、55 mm和80 mm，现场对应为5~15 m、15~25 m和25~40 m。如图21所示，图中左下方的蓝色区域为“裂缝钝化区”，表明在较低参数条件下，裂缝无法穿透隔夹层及岩性界面。图中右上方粉红区域为“穿层区”，代表该区域中的参数值较高，有利于增强径向井诱导下的裂缝穿层能力。绿色区域为“跨层区”，其中多组裂缝跨越中间高强度砂岩夹层，在各个页岩层内独立扩展。在高Kv条件下，实现裂缝穿层/跨层所需的注入速率和黏度临界值相对较低。而在低Kv下，则需提高注入速率和黏度方能实现多层激活。增加径向井长度可有效促进裂缝穿层，并降低相应的实现裂缝穿层所需的临界阈值。例如，在Kv = 0.33条件下，S组岩样的临界穿层条件为Q = 50 mL·min-1、ν = 100 mPa·s [图21（b）]；而在M组和L组岩样中，该临界注入参数分别降低至Q = 20 mL·min-1、ν = 50 mPa·s [图21（a）]和Q = 10 mL·min-1、ν = 30 mPa·s [图21（c）]。在较短径向井条件下（S组，L = 20 mm，且趾端位于中间页岩层内），一旦参数超过临界阈值，裂缝可穿透砂岩层，形成单翼型穿层形态。在径向井中等长度的条件下（M组，L = 55 mm，且趾端位于砂岩夹层内），钝化区与跨层区之间存在一个过渡带（图中黄色区域）。在该过渡带内，裂缝分别于根端和趾端起裂，趾端裂缝向外穿过岩性界面进入外侧页岩层，进而形成“穿层+跨层复合模式”。然而，当径向井长度较大（L组，L = 80 mm，且趾端部位于外侧页岩层内）时，随着参数增加，裂缝转变为单一的跨层起裂模式，不再出现穿层扩展形态。该模式有利于将更多水力能量集中作用于产层，从而提高裂缝的有效高度。

就裂缝复杂度而言，尽管高注入速率、高黏度及高垂向应力差异系数的水力压裂，有利于增强径向井诱导裂缝穿层的能力并获得裂缝的有效高度，但可能弱化横向BP的活化效果，导致形成单一主裂缝，降低储层整体SRV和裂缝复杂度。当径向井较长时，仅需相对较低的施工参数即可实现穿层扩展，此举能有效激活更多横向BP，最终构成三维立体裂缝网络。因此，综合考虑裂缝的纵向高度与复杂性，建议尽可能增加径向分支长度；此外，通过优化穿层/跨层扩展的临界参数组合，可显著改善储层改造效果。工程实践中，建议采用高黏度/高排量+低黏度/低排量的组合施工方案——在利用径向井诱导裂缝纵向扩展的同时，有效激活BP等弱结构面，实现产层的横向改造，从而最终形成三维复杂裂缝网络。

图22展示了不同参数组合下的泵压曲线特征点，其中蓝点和红点分别代表钝化条件和穿层/跨层条件下的裂缝起裂压力PRI （根端起裂），黄点则对应跨层条件下的裂缝起裂压力PTI （趾端起裂）。根据根端起裂压力数据绘制等值线图，以表明其随施工参数的变化趋势。与短径向井[图22（a），L = 20 mm]的单一根端起裂不同，当径向井长度增至L = 55 mm和80 mm时[图22（b）和（c）]，裂缝在根端和趾端发生非同步起裂，此时可捕捉到两个特征压力点，且趾端的起裂压力始终高于根端。然而，当注入速率、黏度等参数显著高于临界阈值时，水力能量累积过快，径向井两端几乎同时起裂，曲线上仅呈现一个特征点（红点）。随着Kv、Q和ν的增加，三种径向井长度的裂缝起裂压力均呈现渐进式升高趋势。图22（d）展示了在不同垂向应力差异下，“穿层”与“跨层”扩展所对应的临界参数阈值参数条件，我们确定并比较了临界条件下的裂缝起裂压力。随着径向井长度的增加，裂缝起裂更易发生，所需的穿层/跨层临界泵压显著降低，进一步印证了长径向井在诱导裂缝纵向扩展方面的优越性。

3.4.2 参数相关性分析

为定量评估垂向应力差异系数Kv、压裂液注入速率Q、压裂液黏度ν与径向井长度L对裂缝高度的影响，并确定其主控因素，本研究测定了不同参数组合下裂缝的激活层数NL 、根端/趾端起裂压力（分别为PRI 和PTI ），并采用皮尔逊（Pearson）、斯皮尔曼（Spearman）与肯德尔（Kendall [56]）三种相关性分析算法进行相关系数（CC）分析，结果如图23所示。CC取值范围为-1~1。CC>0表示正相关，CC<0表示负相关。CC绝对值处于0~0.1、0.1~0.3、0.3~0.5和0.5~1.0分别表示不相关、弱相关、中等相关和强相关。当L = 20 mm时[图23（a）~（c）]，Q对NL 和PRI 的影响最为显著（CC = 0.707~0.929），其次为压裂液黏度ν（CC = 0.471~0.651），最后为Kv（CC = 0.196~0.366）。当L = 55 mm时[图23（d）~（f）]，Kv对NL 的影响较弱（CC = 0.180~0.258），但与PRI 呈强相关性（CC = 0.845~0.926）；而ν与激活层数NL 的关联性最佳（CC = 0.514~0.698），Q次之（CC = 0.371~0.578）。当L = 80 mm时[图23（g）~（h）]，Kv与Q的相关性较弱，其绝对值小于0.3。研究表明，在Kv、Q和ν三个参数中，Q与ν对多层页岩中裂缝高度的影响普遍强于Kv。但随着径向井长度的增加，Kv、Q和ν对裂缝纵向扩展的影响显著减弱，三者的相关性系数均明显下降。图23（i）显示，径向井长度L与NL 呈显著正相关（CC = 0.667~0.836），该参数是控制裂缝高度的最关键因素。L与PRI 呈显著负相关（CC = -1.000~-0.994），与PTI 呈中等负相关（-0.333）。这表明，增加径向井长度可有效降低裂缝起裂压力，提升裂缝高度，从而降低工程实施难度。因此，现场施工中应尽可能增加径向井长度，以实现多层起裂、提高裂缝高度、有效激活BP等天然弱面，从而提升裂缝复杂度和SRV。

4 讨论

在多岩性叠置储层（如陆相页岩油）中，水平井压裂是激活体积缝网的关键改造手段。然而，陆相页岩油储层中层状岩石层理面[如BP，图24（i）]及岩性胶结面[图24（ii）]等天然弱面易出现滑移，进而诱发横向次生裂缝。如图7的力学试验结果所示，该类岩性界面抗拉强度极低，仅为2~3 MPa，在受应力扰动或压裂液渗滤作用时极易被激活。在压裂过程中，水力压裂裂缝的垂向扩展会扰动岩性界面周围的应力分布，而压裂液在界面处的渗滤作用进一步削弱界面强度。即使压裂液未超过垂向正常应力，仍可能诱发界面破裂。此外，压力曲线显示本实验压裂的峰值压力范围在10.0~18.7 MPa之间，而岩样界面剪切强度为13~18 MPa（图7），刚好落于界面剪切强度范围之间。综合岩样固有的非均质性、压裂液滤失引发的孔隙压力升高以及压裂过程中的应力扰动等因素，岩层界面存在发生剪切破裂的潜在风险。

压裂过程中的裂缝穿层行为是一个受多因素控制的复杂问题，这些因素包括但不限于压裂液物性、注入速率、原岩应力以及岩石力学特性等。一方面，压裂液需克服最小主应力，推动裂缝纵向扩展，穿透高强度隔夹层屏障；另一方面，压裂液同时也会激活页岩中的层理面和岩性界面，使压裂液沿界面横向渗滤，进而阻碍裂缝纵向穿层扩展。因此，水力裂缝穿层扩展本质上是其纵向延伸与横向界面激活之间的一种竞争过程。横向裂缝造成了巨大的水力能量耗散，导致缝内难以保持高压状态[57]，这限制了裂缝在高度上扩展。尽管只有提高注入速率并采用高黏度压裂液才能有效诱发裂缝的穿层扩展，但这种方法会妨碍激活横向裂缝，且不利于形成复杂的体积缝网[58]。此外，压裂过程中裂缝更倾向于在强度较低的页岩层中起裂，而非强度较高的砂岩夹层[59]。裂缝很难穿透隔夹层，而岩性界面处被钝化，并转化为“T”型扩展形态（图24中ii），从而制约了储层的纵向刺激效果。

与传统水平井压裂相比，径向井技术显著降低了裂缝穿层难度，可在相对较低的施工参数条件下实现有效穿层扩展。该技术可有效提升裂缝高度并增强水平BP的活化程度，解决了传统水平井压裂在高注入参数下裂缝形态单一的难题，从而显著提高裂缝复杂度和增大SRV。与传统水平井压裂不同，径向井穿层压裂实质上是将“水力裂缝穿透夹层/岩性界面”的问题，转化为“径向井诱导多储层裂缝纵向竞争起裂”的问题。在这一过程中，裂缝的起裂与扩展受到径向井诱导应力重构与岩性界面干扰的双重扰动作用。结合本文的实验结果，在径向井压裂过程中可识别出两类典型裂缝扩展模式：穿层模式和跨层模式，并伴随两类横向裂缝与四类纵向裂缝的组合，如图24所示。当径向分支未触及隔层时，裂缝难以穿透高强度夹层，阻断裂缝的纵向扩展[图24（iii）]。当径向井钻至隔层内部时，由于应力集中，裂缝在根端与趾端均起裂，趾端裂缝穿透岩性界面连通上部储层。由于该趾端裂缝未与根端裂缝连通，从而最终形成穿层+跨层复合型裂缝[图24（iv）]。然而随着压裂液注入速率和黏度的提升，根端与趾端裂缝将相互连通，最终形成典型穿层裂缝形态[图24（v）]。实际上，跨层与穿层行为之间存在相互制约的关系。当径向井较长时，裂缝更倾向于在多个强度较低的页岩层内竞争起裂[图24（vi）]，且穿层现象基本消失。其中，跨层模式具有双重优势，一方面能够将更多水力能量集中作用于页岩产层，提升裂缝有效高度；另一方面，可避免在穿越高强度砂岩夹层时所造成的水力能量消耗。因此，建议在现场压裂施工中优先采用长径向井结构，以达到更佳的压裂效果。此外，尽管提高注入参数（Q和ν）与垂向应力差异系数有助于增强裂缝的纵向穿层能力。但是，过强的注入条件也会抑制横向弱面结构的激活程度，导致裂缝复杂度降低。因此综合考虑裂缝高度和复杂度，建议采用两种方案：穿层临界参数条件下的参数组合，或采用高/低黏度/排量交替注入工艺，以实现最佳SRV。

尽管本文证实了径向井压裂技术在诱导多层系裂缝穿层扩展和竞争性起裂方面具有技术优势，但该结论仅适用于垂直于地层的径向井工况。实际上，通过水力喷射或柔性钻具施工形成的径向井筒，在工程现场可能无法完全垂直于地层，且与原岩应力方向存在一定夹角[60]。不同倾角条件下径向井诱导裂缝在多层储层中的非平面扩展特征，是未来需要重点攻关的关键科学问题。

5 结论

为了确定径向井在多岩性叠置储层中诱导裂缝纵向扩展的能力，本文针对砂-页岩多层叠置岩样，开展了真三轴径向井穿层压裂物理实验。我们系统研究了裂缝起裂与扩展特征，并重点分析了注入压力响应、裂缝形态以及穿层模式的变化。通过参数域分析方法，探讨了径向井长度L、垂向应力差异系数Kv、压裂液注入速率Q与压裂液黏度υ的影响规律。通过定量评估各参数与裂缝高度的相关性，明确了其主控因素的作用机制。研究的主要结论如下：

相较于常规水平井压裂，径向井可有效降低裂缝起裂压力，促进裂缝的穿层扩展，提高裂缝高度与横向弱面的激活程度，从而显著增强裂缝复杂度与SRV。

径向井辅助水平井压裂主要表现出两种典型的裂缝扩展模式：穿层模式和跨层模式。通常情况下，短径向井易形成穿透岩性界面的穿层裂缝。相比之下，长径向井则主要呈现跨层裂缝扩展特征：能够跨过中间高强度夹层，同时激活多个产层，且显著提升裂缝有效高度与导流能力。

在多岩性叠置储层中，径向井诱导裂缝穿层/跨层扩展的能力与Kv、Q和ν呈正相关关系。随着这些参数值的增大，裂缝起裂压力也相应升高，其起裂位置由径向井根端单点起裂转变为根端和趾端异步起裂。提升注入速率、压裂液黏度和垂向应力差异有利于增强裂缝穿层能力和扩展高度，但也会削弱弱面横向的激活。

径向井诱导下，裂缝的穿层扩展与跨层扩展存在关键的参数阈值。在低注入速率与低黏度压裂液的条件下，页岩中的BP更容易激活，压裂液滤失严重，导致泵压升高缓慢且波动频繁，最终抑制了水力裂缝的纵向扩展。采用远超临界阈值的高强度参数组合，虽能极大增强裂缝的穿层扩展能力，但会抑制横向次生裂缝的发育，最终导致裂缝几何形态趋于单一、复杂度降低。因此，建议采用穿层/跨层临界参数组合或采用Q/ν交替的方案，以提高裂缝的纵向扩展高度与缝网的复杂度。

不同参数与缝高的相关性程度排序为：L > Q/ν > Kv。径向井长度是决定裂缝起裂与扩展模式的主控因素。增加径向井长度，能有效促进裂缝的穿层/跨层扩展，降低起裂压力和裂缝穿层临界参数阈值，从而为提升裂缝的纵向高度与横向激活程度创造了有利条件。

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