0 引言
页岩气藏地质模型建立面临巨大挑战，具体表现在：①针对页岩气藏地质年代老、岩石脆性大、天然裂缝发育等特殊性，表征页岩储层非均质性仍缺少定量化的手段，没有体现出页岩气“甜点”参数在时空中的配置关系；②与常规油气藏不同，页岩气藏裂缝类型多，而目前页岩气藏开发所用到的地质模型太过简化，导致其数值模拟结果的可靠性较差，尤其在建立融合天然裂缝与水力压裂缝的页岩气藏地质模型方面，国内尚没有系统的方法，从而缺乏页岩油气开采定量描述的基础。针对页岩储层裂缝进行描述和地质建模还远未达到对裂缝性油藏表征的层面［7］。
由于页岩储层致密，渗透率低，储集方式和运移规律复杂，常规油藏表征与建模手段已不能准确描述页岩储层参数分布［8］。目前，国外已对页岩气储层基质、天然裂缝的地质建模方法开展了初步研究，取得了不错的进展［9-10］，而我国尚无成型的页岩气建模方法和开发理论。本文从页岩储层的裂缝发育特征出发，总结页岩气藏裂缝的成因、发育规律和裂缝描述的技术方法，并梳理了页岩气裂缝地质建模技术的研究内容、发展历程与应用现状。考虑当前页岩气藏在开发过程中存在的问题及未来的发展需求，从多元信息应用、多技术融合、多学科交叉等方面提出并论述了多尺度天然裂缝表征、水力裂缝模拟、地质—工程一体化建模3个页岩气藏精细地质建模技术的重点攻关方向。通过系统地综述与论证，相信对页岩气藏的精细表征与地质建模会有所启示，有助于在页岩气开发中提供更可靠的地质模型保障。
1 页岩裂缝发育特征及控制因素
1.1 页岩裂缝成因类型划分
非构造裂缝多为小尺度页理缝和微裂缝。页理缝形成主要与沉积组分（如有机质）的分布状态有关，常成组出现，可与高角度构造缝连通形成裂缝网络；微裂缝主要发育在有机质条带中或边缘，通常不具有特定的方向且形状不规则，其成因主要与成岩作用或异常压力有关［20］。
1.2 页岩裂缝发育控制因素
影响页岩气藏储层裂缝的发育与分布因素有很多，主要受内因和外因两大因素控制。外因主要包括区域构造应力、构造部位、沉积成岩作用和生烃过程产生的高异常地层压力［21］；内因主要为岩石结构、岩相组成和岩石矿物占比等。
1.2.1 区域构造作用控制大—中尺度裂缝展布
1.2.2 岩性及矿物成分控制小—微尺度裂缝形成
1.2.3 有机质丰度影响微尺度裂缝发育
1.3 裂缝发育特征对页岩气藏的影响
1.3.1 裂缝发育特征对页岩气储集的影响
1.3.2 裂缝发育特征对页岩气产出的影响
页岩气的采出前提是需要有一些能够使气体从基质岩石中有效输送到井筒的可渗透性的裂缝网络［21］。呈开启状态的天然裂缝、有效的水力压裂缝以及压后恢复活力的微裂缝都是页岩气的主要渗流通道，这些裂缝的发育程度、产状、物性参数及组合特征在一定程度上决定了页岩气的开发价值。因此，在人工压裂之前，必须对页岩地层的天然裂缝（包括小—微尺度的封闭状态的微裂缝和大—中尺度的处于开启状态的裂缝）的发育特征进行系统表征，同时明确地层压力和地层应力情况，才能对储改措施做到合理优化，增强压裂处理的有效性。
2 页岩裂缝表征方法
2.1 裂缝表征的基本参数
页岩储层岩石破裂方式是张性应力和剪切应力的综合反映，为了更好地定量表征页岩储层中裂缝的发育程度，有学者引入了裂缝发育系数这一表征参数［27］。裂缝发育系数是在筛选出影响页岩裂缝发育的主控因素的基础上，具体分析每一因素与裂缝发育的影响程度，依据各因素与裂缝发育程度的相关关系进行加权赋值，计算得出页岩储层的裂缝发育系数。该参数通过综合裂缝发育控制因素，对裂缝发育情况具有评价和预测意义，考虑的因素越多，参数计算结果越准确。
2.2 裂缝预测及表征方法
裂缝预测及表征主要包括3个方面内容：裂缝识别描述、裂缝空间分布预测以及裂缝参数定量表征。
国外对于裂缝预测的研究开始于20世纪中叶，早期的研究主要根据构造力学理论，建立裂缝岩石力学模型，研究构造应力对储层中天然裂缝生成、生长的影响，并获取定量关系［28］。21世纪以来，储层裂缝研究主要集中在传统勘探方法，如地震、测井的数据与技术挖潜，以此对油藏裂缝进行识别。目前对页岩裂缝的识别与预测技术基本延续了裂缝性油藏的表征方法，然而，富含有机质页岩裂缝的发育地质条件更特殊，对页岩天然裂缝的识别和预测需要综合考虑多种方法。
2.2.1 地质法及岩石学法
地质与岩石学法是利用野外露头、钻井岩心和岩样薄片等地质资料进行裂缝识别的重要方法。该方法可获得裂缝发育组系、体积密度及裂缝产状等参数资料，并可以计算出裂缝孔隙度、裂缝渗透率等属性参数［29］。根据页岩裂缝成因，结合地质资料的分析，能够简单有效地预测页岩裂缝的规模与分布规律。
2.2.2 测井法
2.2.3 地震分析
叠后地震精细解释能够刻画较大尺度裂缝的展布及其组合关系，另外，根据地震资料可以进行中等尺度的裂缝检测。近些年在裂缝探测方面已经逐步走向利用纵波资料定量计算裂缝发育密度和方位的发展方向，釆用多种方法，综合识别和预测页岩裂缝发育范围［34-35］。利用地震资料探测裂缝的技术主要有：①地层构造曲率分析法，用计算出的泥页岩地层构造曲率值来反映裂缝的相对发育程度，预测裂缝的发育带（图3）；②地震相干体不连续性检测技术，主要利用相干体、方差体及蚂蚁体等几何属性进行裂缝刻画；③地震属性分析与标定技术，通过地震数据中提取地震属性参数，利用属性变化率空间变化来预测断裂、裂缝带展布；④地震反演技术，依据岩石物理性质，基于纵横波联合反演出的密度、纵横波速度比等组合属性参数预测天然裂缝展布并评价裂缝参数。
2.2.4 构造应力场数值模拟方法
3 页岩气藏裂缝建模技术
3.1 页岩天然裂缝建模
裂缝地质建模是反映油气藏中裂缝的表征参数和裂缝空间分布的三维定量模型，它既能反映裂缝的分布规律，又能满足油藏工程研究的需求。国外在裂缝建模方面研究较多，而国内由于对储层裂缝预测技术的发展起步较晚，另一方面由于非常规气藏的复杂性，因此在裂缝建模方面的研究成果相对较少。如何综合运用岩心、测井解释、地震、动态、数值模拟等各项裂缝研究成果建立合理的裂缝三维地质模型是页岩气藏储层裂缝表征的关键。综合目前国内外对页岩储层天然裂缝建模的方法，基本采用一般裂缝性储层的建模思路，总体可分为两大类：等效介质裂缝建模方法和离散裂缝网络建模方法。
3.1.1 等效介质裂缝建模
3.1.2 离散裂缝网络建模
离散裂缝网络模型（DFN）是对连续性双重介质模型的改进，通过输入裂缝展布特征、几何尺寸等参数进行的一种确定性或随机性建模。该方法以三维空间中具有不同形状、大小、方位、倾角的裂缝片显示表征每条裂缝，多个具有一致特征的裂缝片组成了裂缝组，多个裂缝组构成裂缝系统［43］（图5）。离散裂缝网络模型根植于随机模拟，每个裂缝的建立遵循以下规则：裂缝片的形状是一个凸多边形（矩形、椭圆形或更复杂的形式）；裂缝片的大小符合已知分布（如负指数分布）；裂缝的位置服从空间分布函数；裂缝方位通过提取均匀或Fisher分布得到［44］。本质上，这种模拟方法是基于目标的模拟，通过反复迭代使最终的裂缝分布符合给定的统计特征。
目前国内外对页岩储层天然裂缝建模更多是采用离散裂缝网络（DFN）方法。页岩气藏不同尺度裂缝的发育主控因素和主要探测手段不同，在具体的建模过程中采取的资料和技术方法也有所差异。目前裂缝建模多是针对大、中尺度裂缝，采用分布建模，建立不同尺度的裂缝DFN模型，然后相互约束和融合，是目前常用的裂缝建模方法，小尺度页理缝模拟鲜有报道。
当储层中存在多组裂缝时，现有的离散裂缝模拟方法都是通过给定每组裂缝的方位、倾角、尺寸等参数分别进行模拟［46］。但是每组裂缝单独模拟导致无法考虑多组裂缝之间的空间配置关系，也就不能准确确定裂缝属性的空间分布及裂缝间的相互作用。因此，页岩气藏天然裂缝地质建模技术的研究仍有待继续深入，要把页岩储层精细描述的研究成果有效应用进来，建立更符合客观实际的裂缝模型，满足体现出页岩天然裂缝多尺度信息的基本需要。
3.2 页岩水力压裂缝模拟
3.2.1 水力压裂缝数值模拟
对于压裂裂缝网络的复杂性，通常采用2类参数来进行描述和计算，分别是裂缝复杂指数（FCI）和储层改造体积（SRV）［49］，相关的参数包括压裂缝缝网尺寸、裂缝几何形态、压裂液总量等。关于岩石起裂与裂缝扩展模拟的研究，国内外普遍采用数值模拟方法，其中主要深入在2个方面的探索：一方面是以断裂力学理论为基础对水力压裂缝进行数值拟合，建立裂缝延伸模型［50-51］，常用的模拟方法多是通过裂缝扩展的流固耦合方程、路径算法等，求解裂缝边界，但需要很多的假设条件，如页岩地层均质或不考虑天然缝存在，其展布形态为井眼两侧对称的双翼平面缝［52］；另一方面是通过压裂模拟实验探究地应力、岩石物理参数以及天然裂缝发育情况等因素对水力压裂缝扩展的控制［53］。
3.2.2 水力压裂缝表征与建模
压裂裂缝扩展模型经历了从二维到拟三维、平面三维再到全三维模型的发展［59］。目前实际的压裂测试和微地震监测数据都表明，页岩储层水力压裂缝的展布是不对称也不规则的［60］。水力压裂缝的展布受页岩本身力学性质的影响较大，包括页岩矿物组成、地层韧性/脆性特征和天然裂缝分布［61］。MEYER等［62］提出了利用DFN（离散化缝网）建立压裂缝模型，该方法基于自相似原理和双重介质模型，以质量守恒方程、缝网计算为基础获得压裂缝网的形态参数。该方法可以在3个主应力方向上描述出缝网的几何形态和扩展范围，但仍假定了水力压裂缝与天然裂缝纵横相交、压裂缝呈正交网络形状为前提。龙胜祥等［63］根据应力差异系数与裂缝形态关系，判定建模区易形成“主裂缝+分支裂缝”的压裂缝展布模式，进而通过对压裂参数拟合计算出改造体积，以此表征压裂缝空间展布（图7）。
总体来看，一方面对水力压裂缝的表征和建模方法多集中在理论模型研究，对压裂缝的空间分布仍有待刻画，与水力压裂缝分布密切相关的天然裂缝更是依赖离散裂缝地质模型的建立。另一方面，用于压裂缝模拟的软件种类繁多、功能各不相同，对单一软件而言，模型在建立过程中的多元化，导致大多数计算程序都着重于或只能解决人工压裂过程中的某一部分。在具体的工作中，搜集的资料总是有限的，软件平台也具有各自的优缺点，水力压裂缝的模拟方法和评价目标还需要针对实际钻井所处的地质情况区分考虑。
4 页岩储层裂缝表征与建模技术发展趋势与思考
4.1 多尺度多方法融合的页岩天然裂缝表征
页岩中天然裂缝具有多种成因和多个尺度，而裂缝成因类型与裂缝规模是具有相关性的。例如，较大尺度的裂缝多以中—高角度构造裂缝为主，较小尺度的裂缝主要为水平纹理裂缝，而不同尺度的裂缝其刻画与建模方法不同。因此，页岩气藏天然裂缝建模仍是以综合多种方法表征多成因、多尺度裂缝的空间分布和配置关系为重点。
4.1.1 大尺度裂缝DFN建模
在裂缝建模之前，对裂缝发育程度有一个清晰的认识是非常重要的。较大尺度的裂缝多为构造缝，其发育主要受地应力与岩石性质控制，前者与构造部位和地层厚度有关，后者与岩相和岩石物理性质有关。对大尺度裂缝的建模可通过对地质力学的分析直接得到。构造应力场是岩石变形产生裂缝的直接作用外力，因此，首先根据构造变形所指示的应变特征及其在三维空间的变化，建立地应力模型。基于不同岩相的岩石地质力学属性（如杨氏模量、泊松比），预测天然缝的发育强度、方位和倾角等属性体，确定性建立大尺度裂缝DFN模型。
4.1.2 中尺度裂缝DFN建模
成像测井（FMI）观测到的裂缝（地震资料难以识别）多为次一级的构造成因裂缝，建立该尺度裂缝DFN模型需要裂缝密度体作为裂缝空间分布的模拟生成驱动。岩心、露头观察揭示，次级尺度的裂缝通常为大裂缝或断裂的伴生裂缝，因此，该尺度裂缝的发育密度与大尺度裂缝规模相关，建立该尺度裂缝模型需要大尺度裂缝模型的空间约束，如距大尺度裂缝越近，次级伴生裂缝发育密度越大。另一种可尝试的方法是，依据地震数据在平面上表现出来的差异，结合构造应力和页岩气生产情况分析，划分出多个裂缝相（Fracture Facies）区（图8）。裂缝相可认为是裂缝属性的综合表示，不同裂缝相，其发育的裂缝倾向、倾角、强度、规模等都有较大差异。综合地应力与裂缝密度模型，在裂缝相的约束控制下，采用相控属性建模的思路建立中等尺度的裂缝DFN模型。
4.1.3 小尺度裂缝DFN建模
页理发育是页岩储层最突出的特征，其在适当条件下易于张开成为页岩气运移的一种裂缝——水平页理裂缝。对该类裂缝的模拟重点在于2点：一是页理缝的参数获取；二是页理缝发育的影响因素（或建模的约束条件）。由于页理缝尺度较小，在地震、成像测井均难以识别，岩心观察和分析测试是目前获取页理缝参数的主要方法。岩心的微米CT扫描成像（数字岩心）、浸水实验［64］，以及高分辨率扫描电镜Maps分析均可用于获取页理缝的发育频率、开度及其充填情况［65］（图9）。通过统计分析水平缝发育密度等参数与岩石矿物含量等各种地质变量之间的关系，就可获得水平页理缝的发育规律和控制因素，如郭旭升等［6］通过对钻井分析发现页岩气藏页理缝综合指数（裂缝密度×裂缝宽度）与硅质矿物含量呈正相关，与黏土矿物含量呈负相关关系。对小尺度页理缝建模可以采用离散裂缝建模的方法，通过赋以测试获取的裂缝参数数据，随机模拟建立DFN模型；另一种方法是通过明确页理缝发育的岩相类型及其与基质储层参数（有机质、孔隙度等）的定量关系，以等效基质加强的方法建立该类裂缝模型。
4.2 多因素多信息约束的水力压裂缝建模
对水力压裂缝的模拟方法主要有两大发展趋势：水力压裂缝扩展正演模拟和水力压裂缝微地震反演建模。
4.2.1 水力压裂缝扩展正演模拟
正演模拟是应用施工压裂资料，在天然裂缝模型的基础上，进行水力压裂缝扩展与走势模拟（图10）。裂缝扩展模拟更偏重从数学解析上计算压裂缝分布参数，从地质模型的角度来说，该方法的研究与关键点主要集中在3个方面：①水力压裂缝形态描述，即结合页岩气田不同钻井开发区的岩石物理性质等地质因素差异和施工压裂曲线等监测结果，分区域对水力压裂缝进行表征与评价，建立水力压裂缝展布模式；②水力压裂缝模拟方法，以理论或实际的天然裂缝模型为依托，以非结构化网格为载体，结合相关的施工压裂参数，进行水力压裂缝扩展正演模拟，采用的算法通常为有限元、边界元等相应条件下的数值模拟模型，也可利用退火模拟方法进行模拟；③水力压裂缝属性模拟，通过分析支撑剂在裂缝中的铺置状态，评价裂缝的导流能力。水力压裂缝扩展模拟方法的优点是充分结合天然裂缝模型，反映了压裂缝展布的控制因素，但是其模拟的压裂缝多为二维展布，在三维空间上其结果难以与实际压裂缝监测事件相匹配。
4.2.2 水力压裂缝微地震反演建模
微地震监测技术能够确定地层产生破坏的位置，是目前及将来页岩气田现场监测压裂缝遍布范围和评估压后裂缝形态的常用方法之一［57］。利用微地震事件数据，运用一定的算法，可以直接对水力压裂缝进行模拟（图11），该方法的关键点在于：①以微地震事件点发生时间属性为主，确定主裂缝的几何参数约束条件，模拟压裂缝可能的发展过程（或破裂路径）；②在微地震事件分布空间范围内，描述微地震事件点集的密度分布属性及裂缝发育程度；③结合事件点的方位属性及能量大小（震级或振幅、信噪比），计算人工压裂过程中裂缝发生位置、展布方向；④构建离散裂缝网络模型（DFN），并计算水力压裂缝波及体积（即SRV模型）。水力压裂缝微地震反演建模方法能够有效整合微地震信息，模拟结果在一定程度上与实际破裂位置吻合，但该方法无法体现天然裂缝及页岩储层性质对水力压裂缝的影响，模拟的压裂缝展布是否符合相关延伸理论尚未有定论。
总体来看，对水力压裂缝建模的研究仍相对独立于页岩储层基质模型和天然地质模型，水力压裂缝扩展模拟及形态分析并未有效衔接页岩储层基质属性参数非均质场以及天然裂缝分布的模型研究基础。现有的水力压裂缝模拟方法只能基于数学模型正演或微地震反演模拟压裂缝破裂路径，模拟结果均无法同时保证压裂缝空间展布的结构合理性和与实际监测位置的吻合度（表1）。由于水力压裂缝的复杂性和在空间上极强的非均质性，仅采用单一手段难以对裂缝做到全面、准确的认识。因此，为了客观解释地下压裂缝的分布特点，需要融合多类数据，得到储层的压裂缝展布和裂缝特征参数，不仅是为三维地质建模提供压裂缝的前期地质信息约束，更需要采用地质建模这一定量化的手段，综合多学科集成多方面信息，对水力压裂缝的空间分布进行预测。
表1 页岩气藏水力压裂缝建模方法及评价Table 1 Modeling methods and evaluation of hydraulic fracturing in shale gas reservoir |
| 模拟方法 | 水力压裂缝扩展模拟 | 水力压裂缝反演建模 |
|---|---|---|
| 技术关键 | ①水力压裂缝形态描述，建立水力压裂缝展布模式；②水力压裂缝扩展正演模拟方法与算法；③水力压裂缝属性模拟，评价压裂缝导流能力 | ①水力压裂缝破裂路径模拟；②关联微地震事件密度分布属性与压裂缝程度；③计算人工压裂过程中裂缝发生位置、展布方向；④构建压裂缝离散裂缝网络模型；⑤计算水力压裂缝波及体积 |
| 优势 | 充分结合天然裂缝模型，反映了水力压裂缝展布的 控制因素 | 能够有效整合微地震信息，模拟结果在一定程度上与实际水力压裂缝分布情况吻合 |
| 缺点 | 假设条件多，模拟结果在很大程度上传递了天然裂缝模拟的不确定性；无法保证水力压裂缝展布与实际破裂位置吻合 | 模拟结果没有体现天然裂缝及页岩储层性质对水力压裂缝的影响；无法保证水力压裂缝展布符合延伸理论 |
4.3 页岩气藏地质—工程一体化地质建模
4.3.1 模型类型及关联性
一个完整的、具有可应用价值的页岩气藏地质模型应当包含构造—地层、储层参数、天然裂缝和水力压裂缝这4种类型的模型。每一种类型的地质模型其建立的目标、职能和对页岩气开发生产的贡献程度不同。构造—地层模型主要用于精细刻画页岩储层地质体的形态和内部层序结构；属性参数模型着重反映岩相、矿物、TOC、岩石物理等页岩储层性质的空间非均质性和地质甜点的分布；天然裂缝模型需要表达不同类型和不同尺度裂缝在三维空间中的展布特征；水力压裂缝模型更强调分析水力压裂缝展布的影响因素和评价压裂工程效果。
页岩气藏不同类型的地质模型相互关系紧密，在建立时需要注重其先后顺序。构造—地层模型是首先要建立的模型，是其他类型模型建立的基础。构造—地层模型的质量决定了测井、岩心等硬数据进入网格的准确程度，从而影响着后续页岩参数模型和裂缝模型的可靠性。在构造—地层模型的基础上，第二个要建立的就是页岩气藏属性参数分布模型。在该模型中，脆性矿物含量和岩石物理参数是分析页岩地质力学特征的重要依据，可为天然裂缝的发育密度和水力压裂缝的可压指数提供约束信息。前2个模型主要是用于搭建页岩储层基质格架体，而天然裂缝和水力压裂缝作为另外一种介质赋存其中。天然裂缝的分布、规模、产状以及空间配置关系都会影响水力压裂缝的密度、走势和开启程度。因此，水力压裂缝模拟需要在天然裂缝模型的基础上进行，如果多次实现仍难以匹配施工压裂信息，则需要对天然裂缝模型进行修正（图12）。
4.3.2 建模数据类型及应用性
综合的页岩气藏地质建模主要以五大信息为支柱，分别是地震、地质、测井、测试和生产动态数据（图13）。地震信息能够提供页岩储层的构造形态、断层展布，合适的地震属性还可以对页岩储层相关参数（如孔隙度、岩石物理参数）进行空间估计。因此，我们可以利用地震资料构建页岩构造—地层模型、部分基质参数模型、大尺度天然裂缝模型和地应力模型，主要用以把握页岩储层的空间非均质性及裂缝的总体分布情况。常规测井与岩心分析测试可以提供岩性信息、岩石物理信息、有机地球化学信息等，帮助研究者划分岩相、分析页岩储层孔隙结构、评判页岩气富集程度，从而建立页岩储层主要基质参数模型，指导钻井轨迹的设计；成像测井可以感应裂缝信息，分析应力场方向、裂缝性质及裂缝参数，主要用于构建天然裂缝模型，也可为水力压裂缝的走势和密度提供约束条件；利用施工压裂信息和微地震监测数据可以协助分析地应力情况，提供水力压裂缝特征（如裂缝高度与长度、裂缝对称性等），评估压裂效果，建立水力压裂缝模型，进而优化施工压裂设计和产能。
三维地质建模所依赖的是多源、多尺度数据体，这些数据有些是可以直接用于建模，如地震解释的构造层面、测井解释的TOC、矿物含量等，有些数据是以统计的形式应用于建模中，如裂缝参数、岩性分析等。不同类型数据的承载大小、精度以及在模型中如何反映等方面差异很大。如何从各种形式的原始数据中提取建模所需的、规范的数据体，并进行有效整合，是建立准确、可靠的页岩气地质模型的关键。
4.3.3 模型融合
通过页岩气藏地质建模，最终需要提供给油藏工作者的是一个完整的、综合地质—工程一体化的数据体。在整个工作流程中，存在多个模型融合的过程，是建立模型的关键节点。
4.3.3.1 基质参数模型融合
页岩气藏基质参数模型较多，主要有地球化学类参数模型（如TOC模型）、岩石矿物类模型（如脆性矿物模型）、储层物性类模型（如孔隙度模型）以及地质力学类模型（如泊松比模型）。不同基质参数模型在建立过程中虽然相互独立，但彼此间需要遵循“源—储”耦合的约束关系。页岩气藏基质参数模型融合的主要目标是形成页岩气地质与工程“甜点”的空间分布模型。因此，基质参数模型融合需要根据各个参数对页岩气“甜点”的贡献程度，通过模型间相互计算获得。
4.3.3.2 多尺度裂缝模型融合
页岩裂缝模型融合包含2个层面：一是多尺度天然裂缝模型的融合；二是天然裂缝模型与水力压裂缝模型的融合。
不同尺度天然裂缝模型融合主要表现在对裂缝属性模型的处理，采取的方法主要是在完成不同尺度离散裂缝模型的基础上，依据相应尺度下裂缝参数的数据分布，获取不同尺度裂缝孔隙度、裂缝渗透率等裂缝属性数据体，在三维空间中，尺度大的裂缝所占有的数据代替尺度小的裂缝数据，完成不同尺度裂缝属性模型的融合。该方法要求对各尺度裂缝属性参数的把握较为准确，但各尺度钻井裂缝参数（开度、孔隙度等）的获取方法、阈值边界的确定仍需要进一步探索。另外，从裂缝DFN模型的层面出发，探索不同尺度裂缝片的整合校正与形态刻画的技术方法，也是裂缝建模的发展趋势。
多尺度裂缝模型的融合还表现在水力压裂缝模型的建立一定要在天然裂缝模型的基础上进行。页岩气藏压后裂缝建模的发展趋势主要在于：一是明确天然裂缝与水力压裂缝的耦合关系；二是精细刻画水力压裂缝的空间展布。一方面，前者需要研究天然裂缝的分布对水力压裂缝的形态、规模和扩展规律的控制作用；另一方面，通过施工压裂参数以及微地震数据能够对人工压裂缝的展布有更易观测的信息，如何通过人工压裂监测信息反向约束并校正天然裂缝模型是针对多级裂缝耦合方面所值得研究的问题。相对于天然裂缝，水力压裂缝尺度更大，裂缝属性参数值域范围也更大，在储层中表现出极强的裂缝非均质性。因此，在融合天然裂缝与水力压裂缝方面，整体的技术发展趋势与多尺度天然裂缝融合相似，但更需要注重刻画水力压裂缝的空间展布以及水力压裂缝属性参数的空间变化规律。
4.3.3.3 基质模型与裂缝模型融合
5 结语
我国页岩气产业发展迅速，对页岩储层中裂缝的认识程度决定着页岩气藏的开发效果。国内外目前对页岩气藏的裂缝表征多数还是以天然裂缝预测研究为主，对裂缝建模技术的研究仍处于起步阶段。随着我国页岩气田的不断发现及压裂技术的不断进步，迎合未来数字化油田建设，打造“透明”页岩气藏理念，建立包含水力压裂缝在内的裂缝地质模型的需求愈加凸显。可靠的裂缝模型不仅是裂缝表征成果的综合展现，更是一种定量化裂缝表征的手段，因此，建立更加精准、更高时效性的天然裂缝与水力压裂缝地质模型是页岩气勘探开发领域的重要发展趋势之一。在整个页岩气藏地质建模工作流程中，涉及到对多种来源与多种尺度资料的处理与整合，并且存在多处模型融合的过程，这些都是决定最终模型质量的关键技术关节。页岩气藏建模技术的提升需要多学科通力配合，建模方法的选取与优化、建模算法的创新与发展、大数据和人工智能驱动下的平台建设是今后页岩气藏地质建模工作值得进一步研究并可能取得突破的领域。
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