构造抬升区泥页岩脆性破裂泄压特征及对页岩油富集的影响——以延安地区延长组长73亚段为例

为深入认识大幅度构造抬升引起的泥页岩脆性破裂泄压特征及对页岩油富集的影响，以鄂尔多斯盆地延安地区延长组长7₃亚段为研究对象，运用改进的超压判识图版和数值模拟技术，综合考虑构造抬升过程中温度降低、孔隙回弹、超压泥页岩脆性破裂泄压等作用，定量分析了研究区目的层不同岩性地层由异常高压转变为异常低压或近常压的演化过程，进一步总结了其对页岩油富集的影响规律。研究区长7₃亚段早白垩世末期超压成因主要为生烃作用和欠压实作用，砂岩层超压主要来源于邻近烃源岩的超压传递；晚白垩世以来构造抬升引起的孔隙回弹和温度降低主导了研究区长7₃亚段砂岩异常低压的形成，脆性破裂泄压和温度降低使得长7₃亚段泥页岩形成弱超压或近常压。研究区长7₃亚段顶底两套富有机质泥页岩脆性破裂泄压时间不同步，使得顶、底2套富有机质泥页岩与其夹持的砂岩间具有较大的油气运移动力(源储过剩压力差),其大小为16～22 MPa;同时，油气保存过程中裂缝已闭合的顶部泥页岩封盖层仍与其下覆砂岩保持着约1.42～6.80 MPa的过剩压力差，...     

泥页岩埋藏过程孔隙度演化与预测模型探讨

统计分析了国内外大量实测及测井解释孔隙度数据,揭示泥页岩孔隙度演化规律,指出孔隙度变化过程的差异,划分出正常压实和欠压实孔隙演化区。从3个方面探讨了引起孔隙度差异的原因：①处于生油高峰期的优质烃源岩,生烃过程中产生的超压减缓了孔隙度变小的速率,是泥页岩在中深层还保持相对较大孔隙度的主要因素,超压贡献的孔隙度超过5%;②处于生气中晚期的优质烃源岩,生烃过程形成的有机质纳米孔隙是深层富含有机质泥页岩孔隙度增加的另一个重要因素,有机质纳米孔贡献泥页岩孔隙度达到1.8%;③有机酸对脆性矿物的溶蚀作用对泥页岩孔隙增大贡献比预想的小。根据以上认识,建立了3段式的正常压实模型、欠压实模型以及有机质纳米孔校正模型,分析了模型关键参数,提出了有机质面孔率的估算模板。应用实例证明这些模型具有实用价值,可促进页岩气、页岩油等非常规油气资源评价及勘探开发技术的发展。     

泥页岩自然流体压力缝类型、特征及其作用——以中国东部古近系为例

以中国东部渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷、沾化凹陷和苏北盆地古近系富有机质泥页岩为例,对自然流体压力缝类型、特征及其对烃类初次运移的作用开展研究。结果表明,流体超压是自然流体压力缝产生的主要原因。自然流体压力缝有3种类型:早期泄水缝、顺层脉状裂缝和生排烃裂缝。早期泄水缝以其蛇曲形态为典型特征;顺层脉状裂缝中充填纤维状方解石脉,并与有机质共存;干酪根生烃增压形成的生排烃裂缝是富有机质泥页岩幕式排烃的关键。自然流体压力缝、层理缝和构造缝等多种成因的裂缝逐级汇聚形成相互连通的裂缝网络,是烃类重要的初次运移通道和储集空间,在多尺度渗流过程中充当渗流通道,且是实现泥页岩储集层体积压裂的前提。     

深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用,是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此,通过调研和分析国外深层页岩气储层孔隙特征,对比四川盆地深层、超深层页岩孔隙的最新研究成果,系统分析了深层页岩气储层孔隙的非均质性和连通性,进一步明确了超压对深层页岩油气储层孔隙结构的影响,总结了近年来深层页岩气储层孔隙特征研究成果。研究结果表明:①典型深层、超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具有多重分形的特征,多重分形谱相关参数α_(5-)-α_(5+)值与多重分形维数相关参数H指数分别对深层页岩储层孔隙的非均质性及连通性具有较好的指示作用;②四川盆地下古生界页岩储层孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具有明显的相关性,但受页岩总有机碳含量、矿物含量、有机质成熟度等因素的影响则较大;③高上覆地层压力所带来的机械压实作用对超深层页岩的影响显著,但其对深层页岩的孔径、孔隙形态等参数以及介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积等特征比值的影响则较为有限;④页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对孔隙(特别是微孔)的机械压实作用,可以延缓甚至改变孔隙度随埋藏深度加深而下降以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小的趋势,对于页岩气的保存与富集具有积极意义;⑤深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具有中度相关性。     

黄河口地区中深层超压成因机制及分布规律研究

应用Bower法对不同超压成因的地层压力进行预测,通过对黄河口地区单井地层压力纵向和平面展布特征分析认为,区内中深层普遍存在超压现象,在纵向上超压一般在2600m左右开始出现;在平面上,始新统沙河街组三段超压现象分布最为广泛。利用速度-垂直有效应力及密度-垂直有效应力交会图对超压成因进行识别认为,黄河口地区东营组超压成因机制主要为欠压实和生烃作用,以欠压实为主;沙河街组超压成因机制以生烃作用为主,但随着埋藏深度的增加,沉积速率相对于浅部加大,其超压成因机制常为多种因素的叠加。     

河套盆地临河坳陷兴隆构造带临河组超压成因及演化特征

河套盆地临河坳陷兴隆构造带不同构造部位超压分布差异大,演化过程复杂。根据测井、录井以及实测地层压力等资料,利用改进的超压识别图版和数值模拟方法及实际地质条件,综合识别研究区临河组超压成因,进一步定量评价不同成因超压的贡献率及演化过程,明确不同构造带超压差异分布规律。结果表明：(1)研究区临河组超压强度从构造高部位到洼槽区有逐渐增大的趋势,其临河组烃源岩层超压成因主要是生烃作用和欠压实作用,储层中的超压成因主要为超压传递作用和欠压实作用;(2)研究区不同岩性地层各机制超压贡献构成差异较大,生烃增压对研究区临河组烃源岩层总超压的贡献率为56.68%～89.30%,超压传递增压对研究区临河组储层总超压的贡献率为63.80%～96.09%;(3)距今5.3 Ma,研究区临河组烃源岩和储层中欠压实增压开始形成,之后平缓增加至现今,烃源岩中生烃增压和储层中超压传递增压分别自5.3 Ma和3 Ma以来开始形成并快速增大至现今。该研究既有助于深化认识临河坳陷深层超压形成机制,又可指导该地区后期的油气勘探工作。     

低速非达西流动及泥质岩孔隙流体超压的形成

泥质岩层中的孔隙水在向外排运的过程中遵循低速非达西流动规律.当泥质沉积物成岩以后,地层中部的孔隙水必须克服微孔隙对其产生的启动阻力才能向外排出;否则,地层水就被滞流在岩层孔隙中并造成泥岩的欠压实.具欠压实地层的孔隙水承担了部分上覆地层的重量,从而形成孔隙流体超压.因此,启动阻力是泥岩层形成孔隙流体超压的根本原因.在成岩作用的早期阶段,泥质岩层启动阻力较小,流体可以流动,流体超压由粘滞阻力和启动阻力两部分组成;当成岩作用进入中-晚期以后,泥质岩层启动阻力增大,流体难以流动或不能流动,粘滞阻力近似等于零,超压值等于启动阻力值.因为启动阻力是泥质岩层的固有特征,所以,在没有裂缝或断层的情况下,泥质岩层就必然存在孔隙流体超压.随着泥质岩层厚度的增大、埋藏深度的增加、成岩程度的增强及砂质含量的减小,启动阻力增大,孔隙流体超压值也随上述因素的变化而与启动阻力等量增大.     

中国中西部典型前陆盆地超压体系形成机制与大气田关系

基于实测地层压力、重点探井钻井液密度、测井计算压力等资料的研究,结合天然气地质条件分析,探讨不同前陆盆地地层流体超压体系特征与形成机制以及超压体系与大规模天然气聚集的关系。研究结果表明,(1)不同前陆盆地地层超压形成机制存在较大差异,库车前陆盆地主要是塑性盐膏层超压封闭与深层—超深层的生烃增压,准南前陆盆地主要是生烃增压与欠压实封闭,川西前陆盆地主要是生烃增压与古流体超压封存;(2)前陆盆地存在多类型超压与多层位超压叠置发育、封闭性前陆冲断构造带发育强超压—极强超压、前陆隆起区深层发育强超压—极强超压等3个方面的共性特征;(3)存在塑性盐膏层超压、生烃增压形成的超压、喜马拉雅期隆升剥蚀后的封存超压、欠压实超压等4种对大气田起重要控制作用的区域性超压封盖与封存机制;(4)区域性超压是大气田形成的重要保障,超压体系中充足的气源、大规模储集体与圈闭发育是大气田形成的基本条件,超压体系有利于深层—超深层大气田的形成。图8参48     

深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用,是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此,通过调研和分析国外深层页岩气储层孔隙特征,对比四川盆地深层、超深层页岩孔隙的最新研究成果,系统分析了深层页岩气储层孔隙的非均质性和连通性,进一步明确了超压对深层页岩油气储层孔隙结构的影响,总结了近年来深层页岩气储层孔隙特征研究成果。研究结果表明：①典型深层、超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具有多重分形的特征,多重分形谱相关参数α_5––α₅₊值与多重分形维数相关参数H指数分别对深层页岩储层孔隙的非均质性及连通性具有较好的指示作用;②四川盆地下古生界页岩储层孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具有明显的相关性,但受页岩总有机碳含量、矿物含量、有机质成熟度等因素的影响则较大;③高上覆地层压力所带来的机械压实作用对超深层页岩的影响显著,但其对深层页岩的孔径、孔隙形态等参数以及介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积等特征比值的影响则较为有限;④页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对孔隙（特别是微孔）的机械压实作用,可以延缓甚至改变孔隙度随埋藏深度加深而下降以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小的趋势,对于页岩气的保存与富集具有积极意义;⑤深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具有中度相关性。     

三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压与页岩油富集机理

通过岩心和薄片观察、流体压力特征和地球化学指标分析,探讨三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩系统地层超压形成的原因以及页岩油富集机理。研究表明,芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期演化阶段生成的液态烃,具有高密度、高黏度的物性特点;烃源岩厚度大,渗透率低,造成流体启动阻力增大,油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中,其为超压形成的主要原因。芦草沟组泥页岩生烃潜力大,源内储集空间发育,是其生成的油气滞留其中的基础;生烃造成的地层压力不足以突破油气运移的阻力,是页岩油富集的直接原因。页岩油的富集程度受控于不同岩相在不同演化阶段的生烃、储烃能力。     

四川盆地海相页岩储层微裂缝类型及其对储层物性影响

为厘清地下页岩储层中微裂缝对页岩储层物性的影响，基于四川盆地涪陵页岩气田龙马溪组页岩岩心样品，以氩离子抛光-场发射扫描电镜观测、覆压孔、渗实验与CT扫描重构结合等手段为基础，利用图像拼接、图像灰度识别和阈值二值化分割技术，探讨裂缝类型及其对储渗的影响。结果显示：龙马溪组页岩样品中发育层理缝、贴粒缝、溶蚀缝、成岩收缩缝、异常压力缝及构造缝6种类型。在页岩储层中，微裂缝可以增加储层孔隙度，主要起增加储层导流能力的作用。微裂缝可以形成裂缝网络，连通页岩储层各个储集空间；贴粒缝是最主要纵向连通通道，页理缝是最主要横向连通通道，两者在空间上可以组合出最好的裂缝网络通道；贴粒缝本身可以组成以贴粒缝为主的微裂缝裂缝网络通道，溶蚀缝能在局部范围内组成裂缝网络，增加页岩储层连通性。有微裂缝样品渗透率均值是无微裂缝页岩样品渗透率均值的62.9倍，微裂缝对页岩储层渗透率具有很大影响。在地层条件下，页岩储层微裂缝在地下3 500 m以浅深度时，应为开启状态。考虑到页岩储层流体异常高压、沉积作用、构造作作用及其他岩石矿物特征，页岩微裂缝开启状态的深度可以适当增大。     

页岩压裂裂缝渗透率的测试与分析

为了提高页岩气体积压裂的有效性,有必要对不同类型页岩压裂裂缝渗透率及其影响因素开展进一步的评价研究。为此,在研究页岩矿物组构特征、储层孔隙与裂缝特征的基础上,对3种不同类型(原位闭合型、剪切自支撑型、单层支撑型)的页岩压裂裂缝渗透率进行测试,并系统研究了页岩储层压裂裂缝类型、裂缝面粗糙度、碳酸盐矿物含量、页岩层理、围压等因素对页岩压裂裂缝渗透率的影响。结果表明:(1)原位闭合型裂缝渗透率与压力的关系符合Walsh理论,随围压增大而减小,其渗透率介于0.13~16.75m D,该类型裂缝不论有没有支撑剂充填和错位,对于提高页岩气储层产能都同样的重要、有效;(2)相对于原位闭合型裂缝,剪切自支撑型裂缝渗透率可提高1~2个数量级(渗透率介于7.53~88.48 m D)、单层支撑型裂缝渗透率可提高2~3个数量级(渗透率介于9.98~771.82 m D);(3)裂缝面粗糙度越大,裂缝渗透率越高,裂缝面分维数与渗透率具有较好的正相关关系;(4)剪切自支撑、单层支撑型裂缝渗透率和压力的关系与Walsh理论存在着一定的偏差,该偏差反映了自支撑点破碎、支撑剂嵌入和破碎等的影响。结论认为,该实验研究成果对于页岩气压裂工艺优选、参数优化具有指导意义。     

典型致密砂岩与页岩层理缝的发育特征、形成机理及油气意义

中国致密砂岩油气和页岩油气储层中普遍发育近水平层理缝,层理缝是致密砂岩和页岩储层的重要储集空间和渗流通道,影响着致密砂岩和页岩中油气的富集、单井产能和开发效果.岩心、岩石薄片和扫描电镜的系统对比分析表明,致密砂岩和页岩中的层理缝具有相似的发育特征,其层理缝呈顺层理面发育,具有随微层面弯曲、断续、尖灭、分叉和转折等形态....     

页岩油储层层理缝渗吸机制和渗吸模式

页岩油主要采用水平井分段压裂形成纵向缝(构造缝)的开发理念,并未考虑开启层理缝的渗吸作用。为进一步研究层理缝对页岩油开发的作用,以新疆吉木萨尔地区页岩油为例,通过岩心渗吸模拟实验、铸体薄片观察、CT扫描等方法,分析层理缝、构造缝渗吸效率。结果表明:构造缝模型渗吸深度为1.5 cm,层理缝模型渗吸深度可达1.0 cm,层理缝在表层渗吸效率较高;在开启构造缝的基础上开启同样面积的层理缝,渗吸效率可提高4.3%左右;根据渗吸物理模拟实验,建立起构造缝与层理缝不同的油水渗吸转换模式,表明在构造缝渗吸的基础上,利用层理缝的渗吸作用,可大大提高页岩油的开发效率。该研究为页岩油藏优化压裂方式、提高页岩油采收率提供了理论依据。     

准噶尔盆地南缘侏罗系深层致密砂岩储层裂缝及其有效性

准噶尔盆地南缘侏罗系致密砂岩储层埋深普遍大于4 500 m,储层物性差,裂缝是重要的储集空间和主要的渗流通道,影响深层致密砂岩的油气富集分布和产能。通过野外露头观测、岩心、薄片和实验资料,对侏罗系储层裂缝发育特征、控制因素及有效性进行了研究。准噶尔盆地南缘侏罗系储层以发育高角度构造裂缝为主,其次是成岩裂缝和异常高压裂缝。准噶尔盆地南缘构造裂缝的方位主要有NNE-SSW向、NNW-SSE向、NEE-SWW向和NW-SE向,但中段NNW-SSE向裂缝不发育,且由东向西,构造裂缝的发育程度逐渐降低。构造裂缝的形成和分布受应力场、构造、岩性、层厚及储层非均质性等因素的影响,而裂缝的渗流能力则与流体活动、异常高压和现今地应力分布等因素相关。研究区裂缝的有效性较好,有效裂缝比例占85%以上。高压渗流实验结果显示围压增加,裂缝渗透率呈负指数递减。当有效围压小于15 MPa（埋深>1 000 m）时,裂缝渗透率随围压的变化快;超过该围压（深度）,裂缝渗透率递减缓慢;至最大实验轴压115 MPa（埋深>8 000 m）,围压为65 MPa时,裂缝的渗透率仍有22.5×10^-3 μm²。表明即使在深层,天然裂缝仍然是有效的储集空间和渗流通道,是改善深层致密储层储渗性能和油气富集高产的重要因素。     

深层页岩气储层岩石力学特性及对压裂改造的影响

赋存深度对页岩储层岩石力学特性具有显著影响。研究深层页岩的形变破坏机理,获得赋存深度对岩石力学参数的影响规律,能够为页岩油气开发提供至关重要的基础参数。采用不同深度页岩岩样系统开展了岩石力学实验,分析了深层页岩的关键力学性质,得到了其强度参数及形变模量的变化规律。结果表明:深层页岩在力学强度、抗形变破坏能力、破裂方式等方面与浅层页岩有显著差异,深度增加时,页岩强度逐渐提高,脆性表现逐渐变差,压裂改造难度也显著提升;绝大多数岩石力学参数均随围压的升高而得到强化,围压、密度等是影响深层页岩力学表现的关键因素;深层页岩力学性质的改变对压裂裂缝起裂、转向等力学行为均具有明显影响,深层页岩的造缝能力随赋存深度的增加而逐渐降低。研究成果可为深层页岩油气藏的评价和钻完井实践提供重要参考和理论依据。     

川南地区下古生界五峰组-龙马溪组含气页岩岩心裂缝特征及其页岩气意义

裂缝直接影响页岩储层特性和页岩气井单井测试产量。通过岩心和露头宏观裂缝描述、偏光显微镜和场发射扫描电镜微裂缝观察发现,川南地区五峰组-龙马溪组含气页岩宏观裂缝和微裂缝发育,可划分为顺层缝和非顺层缝。宏观裂缝中,顺层缝主要为页理缝和层间滑移缝,非顺层缝主要为斜交缝和垂直缝。微裂缝中,顺层缝主要为页理缝,非顺层主要为生烃增压缝、成岩收缩缝和溶蚀缝。含气页岩的裂缝以顺层缝为主,75 %的宏观裂缝和87 %的微裂缝均为顺层缝。裂缝密度和分布受埋深控制,埋深大于3 500 m地区裂缝集中发育于龙一^1（1-3）小层,而埋深小于3 500 m地区裂缝集中发育于龙一^1（1）小层。且随着埋深增加,宏观裂缝和微裂缝的密度均增大,部分井中埋深大于3 500 m含气页岩井宏观裂缝密度是其他埋深小于3 500 m同层含气页岩的10倍。页岩有机碳含量和层理类型也影响含气页岩的裂缝密度,高总有机碳含量的条带状粉砂型和砂-泥递变型水平层理页岩裂缝密度最大。裂缝发育有利于优质页岩段形成,埋深小于3 500 m地区优质页岩段主要发育于龙一^1（1）小层;埋深大于3 500 m地区优质页岩段发育于龙一^1（1-3）小层,部分井龙一²亚段底部由于成岩收缩缝发育,也成为优质页岩段。     

川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩裂缝发育模式及意义

通过岩心、电成像测井及常规测井等资料,对川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩地层开展了电成像测井图像上的裂缝类型及组合特征、裂缝信息提取、裂缝发育模式等研究,分析了不同裂缝发育模式的声波测井响应及对后期压裂改造的影响。研究结果表明：①川南泸州地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩随地层深度增加裂缝倾角逐渐减小、构造裂缝种类复杂程度逐渐降低,离构造活动强烈带较近的井靶体段可见明显的中、高角度构造裂缝发育。②按照构造裂缝和层理发育的关系,可将研究区裂缝发育模式分为构造裂缝与层理混合发育型、中密度层理型、紧密层理型、强构造裂缝弱层理型、大尺度构造裂缝型、致密型等6种,其中构造裂缝与层理混合发育型和中密度层理型是压裂的优选类型。③引入L曲线（σ=k/n,k为常数,σ为平均开度,n为层理条数）,σ和n值的范围能够有效表征构造裂缝和层理的相对发育程度,从而可在坐标系内对不同裂缝发育模式进行划分与识别。④不同裂缝发育模式在纵、横波时差和岩石力学性质方面具有一定差异：构造裂缝与层理混合发育型和强构造裂缝弱层理型的纵波时差小于中密度层理型和紧密层理型,中密度层理型的抗剪强度小于紧密层理型。     

川南长宁地区龙马溪组富有机质页岩裂缝发育特征及其与含气性的关系

富有机质页岩的裂缝控制页岩气的解吸、赋存及保存,与页岩的含气性密切相关。以川南长宁地区龙马溪组富有机质页岩为研究对象,对露头、岩心以及镜下岩石薄片的裂缝发育特征进行观测,并结合岩石力学实验、测井资料,重点研究了不同类型裂缝的成因、主控因素,并深入探讨了裂缝发育特征与页岩含气性的关系。研究结果表明：①露头的宏观裂缝以高角度—直立的剪切缝为主,延伸距离短、间距小且密集;井下呈现由多期剪切缝相互交切形成的类似于"棋盘格子"的网格缝,以及高角度—直立缝与水平层理缝垂直切割的多种形态的裂缝组合;镜下观察到由构造作用、成岩作用以及有机质生烃和排烃作用所形成的多种微裂缝,岩石内部错综复杂的裂缝系统可能为早期成岩作用和晚期构造运动综合作用的结果。②这种多向的构造剪切缝受控于至少3期构造运动;富有机质硅质页岩岩相是控制该地区页岩裂缝发育的主要岩相类型,裂缝主要类型包括层理缝、网状缝、高角度缝以及斜交缝。页岩脆性处于中等水平,受泊松比影响程度较大,其埋深起主要的控制作用。③目的层主要处于脆性—延性转换带,岩石多呈现1~2条主裂缝和数条伴生微裂缝的破坏模式,其岩石的完整性能够得到有效的保证;裂缝垂向开启程度低、封堵性较好,纵向逸散风险程度低,对应较高的压力系数和含气量;龙马溪组一段Ⅰ亚段中裂缝发育段对应较高含量的有机质和脆性矿物,两者共同促进了裂缝在页岩内部的发育,由此形成良好的气体赋存空间,在一定程度上增强了页岩的含气性。     

复杂载荷下深层脆性页岩力学性能及破坏规律实验研究

四川自贡、泸州等区块深层页岩硬度高、脆性强、层理缝发育,水平钻井过程中井下阻卡、溢流等事故频发。针对该问题,通过开展深层脆性页岩钻井液封堵性实验及不同卸载围压速度下力学性能实验,研究了钻井液的封堵性及起钻速度对脆性页岩力学性能的影响及页岩破坏规律。实验结果表明:钻井液封堵性对深层脆性页岩强度和弹性模量具有明显影响,封堵性好时,页岩抗压强度可达350 MPa,弹性模量为16 000 MPa;封堵性差时,页岩抗压强度仅为40 MPa,弹性模量为6 000 MPa;围压卸载速度越快,脆性页岩越容易发生破坏,即起钻速度过快会导致井底有效液柱压力降低,引发井壁岩石崩落;井底压力环境下页岩多为沿层理裂缝发生破裂。该研究解释了复杂工况下深层脆性页岩力学性能及破坏规律,为现场制订防塌工艺措施提供了科学依据。