Fracturing fracture propagation law of coal seam and its influencing factors in the Shizhuang North Block
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摘要:
揭示煤层气储层压裂裂缝扩展规律及影响因素，对于制定压裂工艺及高效开发煤层气资源具有重要的意义。利用沁水盆地柿庄北煤层气区块的钻井取心、测井、井下节理观测、压裂施工及微震监测等数据，系统分析了水力压裂裂缝扩展规律及影响因素。结果表明：研究区主要采用清水压裂液，压裂施工曲线可分划为上升型、下降型、平稳型和波动型4类；微震监测表明压裂裂缝走向主要在37°～55°和42°～70°，压裂裂缝网络长度范围在69.5～157.5 m，宽度在35.0～68.5 m。I型地应力（σv>σH>σh）状态下，压裂裂缝容易沿着垂向扩展，多数压裂曲线为下降型或稳定型；II型地应力（σH>σv>σh）状态下，压裂裂缝扩展方向相对单一，多数为单一形状的垂直裂缝，裂缝网络宽度较小；III型地应力（σH>σh>σv）状态下，压裂裂缝沿水平方向扩展，裂缝形态复杂。侧压系数λ与压裂裂缝网络长度呈正相关关系，与压裂裂缝网络宽度呈负相关；若λ大于0.3，压裂裂缝网络长度常大于90 m。压裂裂缝扩展到节理（裂隙）时能够出现穿越、沟通和俘获3种类型；其中沟通型压裂效果较好，多数煤层气井具有高产稳产的特点；穿越型的压裂裂缝延展长度有限，俘获型的压裂裂缝多数与节理（裂隙）重合，这2类压裂井的产气效果相对较差。随着原生+碎裂结构煤占比的增大，压裂裂缝网络长度逐渐增大，宽度逐渐减小；当原生+碎裂结构煤厚度占比小于40%，压裂裂缝网络长度难以超过110 m。上述成果可为煤层压裂改造提供理论基础及地质保障。
Abstract:It is of great significance to reveal the law of fracturing fracture propagation and influencing factors in coalbed methane (CBM) reservoirs for the formulation of fracturing technology and the efficient development of CBM resources. In this paper, the data of core drilling, well logging, downhole observation, fracturing construction and microseismic monitoring in Shizhuangbei CBM block, Qinshui Basin, China, are used to systematically analyze the hydraulic fracturing fracture propagation law and influencing factors. The research results show that clean water fracturing fluid is mainly used in the study area. According to the change in construction pressure, the fracture curves can be divided into four types: descending, stable, ascending, and fluctuating. Hydraulic fracture strikes are mainly N37°–55°W and N42°–70°E, with lengths varying between 69.5 m and 157.5 m and heights of 35 m to 68.5 m. In the type I stress state(σv>σH>σh), the fracturing fractures tend to expand vertically, and most fracturing curves are descending or stable. In the type II in-situ stress state(σH>σh>σv), the propagation direction of fracturing fractures is relatively single, and most of them are vertical fractures of a single shape. The width of the fracture network is small. Under the type III in-situ stress state(σH>σv>σh), the fracturing fractures expand along the horizontal direction, and the fracturing fractures have more complex shapes. The principal stress difference coefficient (λ)is positively correlated with the length of the fracture network and negatively correlated with the width. For fracturing fracture lengths >90 m, the λ is higher than 0.3. The hydraulic fractures can be communicated, penetrated, or captured by natural fractures. The effect of communication fracturing is better, and most coalbed methane wells have the characteristics of high and stable production. The extension length of the penetrated fracturing fractures is limited, and most of the captured fracturing fractures overlap with joints. The gas production effect of penetrated and captured fracturing wells is poor. With the increase of the proportion of primary and cataclastic coal thickness, the length of the fracture network gradually increases and the width gradually decreases. For fracturing fracture lengths >110 m, the proportion of primary and cataclastic coal thickness is higher than 40%. The research results provide a theoretical basis and geological guarantee for coal seam fracturing reconstruction.
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0. 引 言
压裂工艺是目前我国煤层气储层改造应用最广泛、最有效的工艺技术，其主要目的是通过在煤层中产生新的裂缝网络或沟通原生裂隙来增加渗透性，裂缝扩展特征决定着改造效果[1]。一般而言，水力压裂裂缝起裂准则主要依据岩石的抗拉强度准则和断裂力学破坏准则，当煤储层中有效拉应力超过煤岩抗拉强度和最小主应力之和时发生起裂[2-3]。理论上，压裂裂缝总是沿着最低阻力路径扩展，该路径常垂直于最小水平主应力方向[4]。裂缝扩展除受原始地应力控制外，也会受到原生裂隙、煤层气物性和压裂工艺等因素的影响[5]。因此，在不同的地质条件下，压裂裂缝扩展特征也存在较大的差异。
压裂裂缝扩展规律可由模型试验、理论分析、数值模拟、微震监测和煤矿开挖压裂充填砂原位观察等方法获得[6-7]。较大的地应力差值会导致压裂施工过程中起裂困难、裂缝转向难、压裂改造体积小、裂缝网络单一和支撑剂嵌入等问题[8]。试验研究表明，煤岩内部的微小裂隙和天然弱面影响着压裂裂缝网络的形成[9]。在地应力、岩层层面力学性质、压裂工艺参数以及原生裂隙发育特征等因素的综合影响下，压裂裂缝延伸至岩层界面时能够表现出沿层面、穿过层面或更为复杂的扩展模式[10]。在地应力与节理（裂隙）发育规模的耦合作用下，压裂裂缝延伸至节理（裂隙）时会表现出阻滞、绕过和垂直延伸等扩展模式[11]。实际工作中，常根据煤层中煤体结构发育特征制定压裂工艺，压裂裂缝在原生和碎裂结构煤为主的储层中扩展效果较好，而在碎粒和糜棱结构煤中扩展较困难[12]。试验研究表明，除地应力影响外，煤岩破裂压力与泵注排量呈现正相关关系，煤层初次压力的裂缝网络呈现出椭圆形，重复压裂后的裂缝网络多表现为分区域特征[13]；压裂液黏度越高裂缝形态越平滑，黏度越低裂缝网络形态越复杂[14]。具体工程中，常通过添加暂堵剂的方式来实现裂缝转向；应用预割定向缝槽和布置导向孔等技术来控制裂缝扩展方向[15]。
上述成果多局限于针对某一参数展开煤层压裂裂缝扩展方面的研究，缺乏对现场压裂裂缝扩展规律及影响因素的系统分析。基于此，笔者通过分析沁水盆地柿庄北区块深部煤层钻井取心、测井、井下节理观测、压裂施工及微震监测等数据，探讨压裂工艺、地应力、节理（裂隙）系统和煤体结构等因素对水力压裂裂缝扩展影响特征，以期为煤层气压裂施工提供地质保障及理论支撑。
1. 研究区概况
柿庄北区块位于沁水盆地中部地区，是我国高煤阶煤层气商业开发的典型区块，具有丰富的煤层气资源量，成功开发了大量煤层气井。如图1所示，研究区构造格局具有典型的“东西分带”；东部和西部地区以缓坡为主，多发育低角度地层，断层构造发育相对较少；中部地区构造发育较复杂，以NNE、SN向的正断层为主，此外还发育多个背斜和向斜[15]。
3号煤层为煤层气开发的主要层位，位于山西组下部，埋深751.8～ 1 417.5 m，平均1 096.4 m；厚度为5.2～7.9 m，平均5.9 m。煤层含气量较高，实测含气量分布在3.1～21.6 m3/t，平均13.8 m3/t；孔隙度分布在4.08%～6.83%，平均为5.5%；渗透率为0.01×10−3～0.5×10−3 μm2，平均0.13×10−3 μm2；储层压力分布在2.1～6.9 MPa，平均3.5 MPa；最小水平主应力σh主导方向为NW向[16]。
2. 压裂裂缝扩展规律
2.1 压裂液及支撑剂
研究区主要采用清水压裂液，极少部分井采用清洁压裂液和氮气泡沫压裂液，因此，本文主要分析清水压裂液的压裂裂缝扩展规律及影响因素。清水压裂液的基本配方为清水中加入质量分数为2% 的KCl，压裂液用量600～650 m3，pH为6.5～7.5，机械杂质质量分数<0.2%，黏度1 mPa·s，表面张力24 μN/m。选用的支撑剂均为兰州砂，粒径为20～40目(0.4～0.8 mm)和10～20目(0.8～1.2 mm)。
2.2 压裂曲线形态
根据压裂施工压力变化特征，可将已压裂且一次施工成功井的压裂施工曲线划分成4类，分别是上升型、下降型、稳定型和波动型（图2）。
1）上升型（图2a）。煤层破裂后，在压裂液稳定注入的情况下，压裂裂缝内流体压力不断升高，说明压裂裂缝扩展存在一定的阻力，裂缝扩展及流体虑失速度小于压裂液注入速率；可能是由于煤体结构组合复杂、储层压力较大以及煤层顶板封盖性较好等因素造成的；该类型在施工过程加砂较为困难。
2）下降型（图2b）。前置液在煤层中造缝后，随着施工的进行，裂缝内流体压力不断降低；说明压裂裂缝扩展较为容易，裂缝扩展和地下流体虑失速度大于压裂液注入速率；造成上述现象的原因是压裂裂缝扩展较快、储层渗透性较好及压裂裂缝扩展时沟通了大裂隙或微裂隙系统等；该类型在施工过程中加砂较为容易。
3）稳定型（图2c）。其施工曲线主要特征是随着压裂施工的进行，注入压力基本保持不变或波动较小；说明压裂过程中虑失量和注入量持平，压裂裂缝扩展阻力相对较小，裂缝延伸好、长度较长，加砂容易；该类压裂曲线所在储层的地应力差值较小，煤体结构相对完整，煤层中节理（裂隙）处在张开状态。
4）波动型（图2d）。在排量稳定和持续加砂的情况下，施工压力曲线不断波动；说明裂缝在煤层中扩展阻力较大，裂缝延伸效果较差；该类型施工过程加砂困难，甚至出现砂堵；造成上述原因是储层非均质性较强、煤体较破碎，储层渗透性较差以及节理（裂隙）较为发育等。
2.3 裂缝扩展规律
采用微震监测的方法反演压裂裂缝扩展特征，通过地面和井中联合施工监测方案采集微震数据，其中地面采集是在地面放射状布设检波器（图3a），间距和数量据现场地形条件决定，一般为86只单分量高精度检波器或30～60只三分量高精度检波器；井中监测是在试验井的邻井井下布设三分量检波器，接收压裂井目的层周围微地震信号（图3b）。本次微地震监测数据处理软件为英国ASC公司InSite，软件包含数据管理、Leach、波形处理、定位和压裂管理等共16个与微震处理解释相关的模块。实现了对压裂范围、裂缝发育方向和大小进行实时追踪定位，且定位误差小于1 m，定位精度较高。
微地震监测结果表明，压裂裂缝网络走向主要在37°～55°和42°～70°，压裂裂缝网络长度在69.5～157.5 m，宽度在35.0～68.5 m。以03井为例（图4），大部分微地震事件位于井的东北侧，呈网状分布，表明压裂裂缝已形成网状；根据微震事件的走向，判定压裂裂缝走向为N52°E；裂缝网络长度为83.5 m，宽度为55 m。微震事件多发生在煤层以下，表明裂缝向下扩展；裂缝高度均小于45 m，说明裂缝与下伏地层连通。
3. 压裂效果及影响因素分析
系统分析了研究区排采时间超过3 a井的压裂参数与产气量的关系，结合11口微震监测井，揭示了地应力、节理（裂隙）和煤体结构等参数对压裂裂缝扩展的影响。
3.1 压裂工艺
1）前置液量。煤层气井的压裂过程中，前置液的作用是压开煤层，并在其中形成具有几何形态的裂缝，以及维持裂缝不断扩展延伸[17]。合理的前置液量有利于压裂裂缝的开启和延伸，从而获得延伸较长的裂缝；同时还能有效地延缓压裂裂缝的闭合，有利于将压裂砂携带到更远处并使其均匀铺设。柿庄北区块前置液用量在75.18～272.16 m3，平均166.02 m3。前置液占总液量的比例为20.92%～ 42.24%，平均32.85%，多数压裂井分布在30%～35%；其中前置液比例为25%～30%和30%～35%的井以稳定型和下降型压裂曲线为主，说明该比例前置液更利于煤层气的高产稳产（图5）。
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图 5 前置液比例与施工曲线类型关系Figure 5. Relationship between preflush ratio and construction curve type2）加砂强度。按照煤层厚度及加砂量将加砂强度分为5类（图6），仅在加砂强度8～10 m3/m的井中出现稳定产气量>1 000 m3/d。其中加砂强度9～10 m3/m的井数占总投产井的23.7%，稳定产气量>1 000 m3/d占对应加砂强度施工井的44.4%；加砂强度8～9 m3/m的井数占总投产井的42.1%，稳定产气量>1 000 m3/d占对应加砂强度施工井的6.25%。上述现象表明，8～10 m3/m的加砂强度有较好压裂效果。
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图 6 加砂强度与稳定产气量关系Figure 6. Relationship between sand adding intensity and gas production3）平均砂比。砂比的大小是决定压裂效果的重要因素，砂比过大或过小均对压裂效果不利。砂比过高，压裂液的流动性和携砂能力较差，容易造成压裂砂堆积在井筒附近或储层裂缝的转折地带，远端的压裂裂缝得不到有利支撑，铺砂面积较小且不均匀，压裂后储层的渗透性较差。砂比过小，压裂液流动性和携砂能力较好，能将支撑剂运移至远端的压裂裂缝中，但铺砂小，难以形成有效的支撑，压裂裂缝容易闭合，储层渗透性较差[18]。
根据平均砂比与稳定产气量关系（图7），可知砂比为13%～14%的井数占投产井的21.05%，稳定产气>1 000 m3/d的井数占对应参数施工井的37.5%；砂比14%～15%的井数占总投产井的39.47%，稳定产气量>1 000 m3/d的井数占对应参数施工井的13.3%。从现场施工参数来看，目前高产井的平均砂比多为13%～15%，由于前期压裂施工规模的原因，目前多数已压裂井的加砂强度和平均砂比集中在此范围内，因此该施工参数对后续新井施工只能做初步参考。
3.2 地应力
地应力大小可根据水力压裂数据进行计算，具体计算方法如下[5]。
最小水平主应力σh大小理论上与闭合压力PC相等，通常将瞬时停泵压力PISTP视为闭合压力，即：
$$ {\sigma _{\text{h}}} = {p_{\text{C}}} = {p_{{\text{ISTP}}}} $$ (1) 最大水平主应力 σh计算方法如下：
$$ {\sigma }_{\text{H}}＝3{\sigma }_{\text{h}}-{P}_{\text{f}}－{P}_{\text{O}}+{S}_{\text{t}} $$ (2) 式中：Pf为裂缝破裂压力，能在压裂施工曲线上获得，MPa；St为煤岩抗拉强度，介于0.1～0.8，MPa；PO为地层孔隙压力，MPa。
可基于煤层上覆岩层的自重计算垂直主应力σv，即:
$$ {\sigma}_{\mathrm{v}}＝\rho \mathrm{d} $$ (3) 式中：ρ为岩石容重，取0.027 kN/m3；d为煤层埋深，m。
计算结果表明，σH 值在16.72～48.36 MPa变化，σh值分布在14.10～28.34 MPa，σv值分布在15.31～33.75 MPa，最大水平主应力差值最大可达15 MPa以上（图8）。不同构造部位的地应力特征存在较大的差异，同时在断层发育区的地应力分布十分复杂。根据三向应力值大小关系，研究区地应力可分为3种类型：Ⅰ型（σv>σH>σh）、Ⅱ型（σH>σv>σh）和Ⅲ型（σH>σh>σv）。在东部煤层较浅的地区以I型或Ⅲ型地应力状态为主，西部煤层较深的地区多发育II型地应力状态。
水力压裂裂缝总是在垂直于最小压应力的方向扩展延伸[2]。在I型和II型的条件下，σh为三向主应力中的最小应力，主要发育垂向压裂裂缝（图9a、图9b）；III型中σv为三向主应力中最小应力，则主要发育水平压裂裂缝（图9c）。
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图 9 水力裂缝形态与主应力分布关系(σ1>σ2>σ3)Figure 9. Distribution relationship between hydraulic fracture morphology and principal stress在I型地应力状态下，上覆岩层自重对煤层的控制较构造挤压作用大[4]，压裂裂缝容易沿着垂向扩展；在压裂过程中，随着砂比的稳定增加，施工压力多表现出先下降后稳定或持续波动的变化趋势，以下降型或稳定型压裂曲线为主。此外，在高围压、低水平主应力差值的条件下，可形成以垂向裂缝为主的复杂的“T”型或“H”型裂缝网络；施工压力表现出波动频繁，裂缝曲线多为波动型。
在II型地应力状态下，研究区主应力差值相对较大，压裂裂缝扩展方向相对单一，多数为单一形状的垂直裂缝，裂缝网络的宽度较小；压裂曲线多表现为下降型、稳定型或波动型。在III型地应力状态下，水平主应力占主导，构造应力作用强[5]，压裂裂缝沿水平方向扩展；在较大构造应力影响下，压裂裂缝形态更加复杂，容易在水平裂缝的基础上形成复杂的“T”型或“H”型裂缝网络；施工压力曲线多数为上升型或波动型。
结合微地震监测数据，进一步分析地应力特征对压裂裂缝扩展的影响，为此引入了侧压系数λ，具体计算方法如下：
$$ \lambda ＝\frac{{\sigma }_{\text{H}}-{\sigma }_{\text{h}}}{{\sigma }_{\text{h}}} $$ (4) 侧压系数λ与压裂裂缝网络长度呈正相关关系，与裂缝网络宽度呈负相关差（图10）。若λ大于0.3，则压裂裂缝长度常大于90 m。分析认为，当λ小于0.3时（水平主应力差值一般小于6 MPa），压裂裂缝扩展受地应力的控制作用较弱，受节理（裂缝）或煤体结构的控制较大，裂缝容易沿着天然裂缝的方向扩展，形成宽度较大，长度较短的裂缝网络系统。当λ大于0.3时，地应力对压裂裂缝扩展的控制作用逐渐增强（水平主应力差值一般大于6 MPa），压裂裂缝主要沿着最大主应力的方向延伸。随着λ的进一步增大，煤储层中易形成几条单一的长裂缝，且裂缝之间的联通性较差。
3.3 节理（裂隙）系统
通过煤矿井下观测、钻井取芯测量和微电阻率扫描成像测井解释，并结合野外露头调查结果，发现研究区节理（裂隙）走向以NE−SW和NW−SE为主，节理（裂隙）倾角主要分布在50°～90°，主要发育高角度、近似垂直的节理（裂隙）系统[19]。受节理（裂隙）发育规模、节理（裂隙）走向与σH方向的夹角和水平主应力差等条件的影响，压裂裂缝扩展与节理（裂隙）的相关关系有穿越型、沟通型和俘获型3种类型（图11）。
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图 11 节理（裂缝）对压裂裂缝扩展的影响Figure 11. Types of natural fractures controlling fracturing and typical fracturing curves压裂曲线为波动型，且施工压力通常大于27 MPa的裂缝扩展多数为穿越型。分析认为在节理（裂隙）发育规模相对较小、节理（裂隙）走向与σH方向的夹角一般大于60°和水平主应力差一般大于8 MPa的地质条件下(图11a)，在压裂施工过程中，当压裂裂缝扩展到节理（裂隙）时，施工压力表现出突然降低的变化特征，但降低程度较小；由于节理（裂隙）的规模较小，且其走向与σH方向的夹角较大，压裂裂缝会穿越节理（裂隙）继续沿着σH的方向延伸扩展；压裂裂缝网络的长度一般较短，宽度较大，通常与节理（裂隙）一起形成复杂的裂缝网络。
沟通型的一般在节理（裂隙）发育规模相对较大、节理（裂隙）走向与σH方向的夹角一般小于60°和水平主应力差一般大于6 MPa的地质条件下产生(图11b)；压裂施工过程中，当压裂裂缝扩展到节理（裂缝）时，储层流体压力会得到突然释放，因此施工压力也会表现出突然降低的变化特征；由于节理（裂隙）规模相对较大，且其走向与σH方向的夹角较小，压裂裂缝会沿着节理（裂隙）延伸一段距离，但由于水平主应力差相对较大，压裂液会在节理（裂隙）中寻找薄弱面继续沿着最大主应力方向延伸；压裂裂缝网络的长度相对较长，宽度较大，压裂后储层渗透较好。
压裂曲线为下降型，且施工压力小于24 MPa，裂缝扩展多数为俘获型。分析认为，在节理（裂隙）发育规模较大、节理（裂隙）走向与σH方向的夹角一般小于60°和水平主应力差一般小于6 MPa的地质条件下(图11c)；压裂施工过程中，当压裂裂缝扩展到较大节理（裂隙）时，施工压力表现出逐渐减低的趋势；由于裂缝规模较大，且水平主应力差较小，压裂裂缝被节理（裂隙）捕获，压裂液沿着节理（裂隙）走向不断延伸，裂缝延展方向发生改变；压裂裂缝长度和宽度受控于节理（裂隙）的发育规模。
从产气效果可以看出，沟通型压裂效果较好，多数煤层气井具有高产稳产的特点；穿越型的裂缝延展长度有限，以及俘获型的水力压裂裂缝多数与节理（裂隙）重合，这2类压裂井的产气效果相对较差。
3.4 煤体结构
研究区主要发育原生和碎裂结构煤，煤层顶部以原生和碎裂结构煤为主，中部常见碎裂和碎粒结构煤，底部多发育碎粒和糜棱结构煤。利用基于测井信息的煤体结构判识模板，对具有微地震监测井的煤体结构特征进行了识别[19]，并进一步分析了原生+碎裂结构煤厚度占煤层总厚度的比例（原生+碎裂煤占比）对压裂裂缝延展的影响。如图12所示，压裂裂缝网络长度随着原生+碎裂煤占比的增大呈现出逐渐增大的趋势，压裂裂缝网络宽度呈现出逐渐减小的趋势，原生+碎裂煤占比小于40% 时，压裂裂缝网络长度难以超过110 m。
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图 12 煤体结构对压裂裂缝扩展的影响Figure 12. Relationship between proportion of primary coal and cataclastic coal and fracturing effect原生结构煤受构造运动影响较小，煤层内原始条带清晰可见，仅发育少量内生、外生裂缝。以原生结构煤为主的煤层，在压裂过程中，施工压力较为稳定，压裂曲线以稳定型为主，少数井以下降型和上升型为主；水力压裂裂缝形状单一、延伸范围单一、分支裂缝不发育；在煤层中常沿着最大主应力方向形成以几条长、高导流压裂裂缝为主的裂缝网络，裂缝网络宽度较窄，压裂后储层渗透性较好[20]。碎裂结构煤通常被几组天然裂缝切割，以碎裂结构煤为主的煤层，在压裂过程中，施工压力相对稳定，一般形成下降型和稳定型的压裂施工曲线；压裂裂缝形状较为复杂，延伸范围较大，分支裂缝发育；裂缝网络长度较长，宽度也较大，压裂后储层渗透性好。
碎粒结构煤通常发生过强烈变形或塑性流动，裂缝较为发育，且煤层裂缝普遍连通。以碎粒结构煤为主的煤层，在压裂过程中易形成稳定型和波动型的压裂曲线；压裂裂缝扩展时，易受天然裂缝控制，延伸方向发生变化，形成网格状；分支水力压裂裂缝广泛发育，容易形成多条水力裂缝，难以形成主干水力裂缝；压裂裂缝长度较短，压裂后储层渗透率提高程度较低。糜棱结构煤主要由粉煤颗粒组成，煤层原有裂隙体系遭到严重破坏；以糜棱结构煤为主的煤层，压裂工程很难实施，压裂曲线基本上为波动型，加砂困难，且煤层中很难形成压裂裂缝。因此，与浅部煤层类似，对于深部煤层，原生+碎裂煤占比较高的煤层可以形成较长的水力裂缝，是有效压裂的目标煤层。
4. 结 论
1）压裂裂缝网络走向主要分布在37°～55°和42°～70°，压裂裂缝网络长度分布在69.5～157.5 m，宽度分布在35.0～68.5 m；前置液比例为25%～30%与30%～35%、加砂强度为8～10 m3/m以及平均砂比为13%～15%的压裂工艺更利于煤层气实现高产稳产。
2）侧压系数λ与压裂裂缝网络长度呈正相关，与宽度呈负相关，若λ大于0.3，压裂裂缝网络长度常大于90 m。
3）沟通型压裂效果较好，多数煤层气井具有高产稳产的特点；穿越型的裂缝延展长度有限，俘获型的压裂裂缝多数与节理（裂隙）重合，这2类压裂井的产气效果较差。
4）随着原生+碎裂煤占比的增大，压裂裂缝网络长度逐渐增大，宽度逐渐减小，原生+碎裂煤占比小于40%时，压裂裂缝网络长度难以超过110 m。
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图 5 前置液比例与施工曲线类型关系
Figure 5. Relationship between preflush ratio and construction curve type
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图 6 加砂强度与稳定产气量关系
Figure 6. Relationship between sand adding intensity and gas production
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图 9 水力裂缝形态与主应力分布关系(σ1>σ2>σ3)
Figure 9. Distribution relationship between hydraulic fracture morphology and principal stress
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图 11 节理（裂缝）对压裂裂缝扩展的影响
Figure 11. Types of natural fractures controlling fracturing and typical fracturing curves
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