3. 储层与岩石力学输入参数
压裂裂缝的几何形态（缝长、缝高、缝宽）并不是由施工排量或砂比单独决定的，它首先被储层与岩石力学参数"锁定"在一个可预期的范围内。同一套泵注程序，打在杨氏模量 20 GPa 的软砂岩和 45 GPa 的致密灰岩里，缝宽可能相差一倍以上；地应力剖面上 2 MPa 的隔层应力差，往往就决定了缝高是"穿层"还是"被挡住"。因此，在进入任何几何计算之前，必须先把这几类输入参数搞清楚：它们各自影响什么、量级大概多少、从哪里获取、不确定性有多大。
一、弹性参数：杨氏模量与泊松比
杨氏模量 E 表征岩石抵抗弹性变形的能力，是缝宽计算中最直接的参数。在 PKN、KGD 等经典模型中，缝宽与 E 呈反比关系：E 越大，岩石越"硬"，同样净压力下张开量越小。工程上常用的是动态杨氏模量（由声波测井纵、横波速度换算）与静态杨氏模量（岩心三轴压缩试验测得）。两者存在系统偏差，致密砂岩中动态值常比静态值高 10%～30%，而缝宽计算必须用静态值，直接用动态值会低估缝宽、高估缝长。
泊松比 ν 反映横向膨胀与纵向压缩之比，它主要影响水平应力的大小以及缝宽剖面的形状。泊松比偏高（如 0.30 以上）的塑性地层，缝宽剖面更"钝"，净压力与缝宽的对应关系更平缓，同时上覆压力转换为水平应力的比例更高。典型取值参考：致密砂岩 E 约 25～40 GPa、ν 约 0.20～0.25；页岩 E 约 15～35 GPa、ν 约 0.20～0.30；碳酸盐岩 E 可达 40～60 GPa、ν 约 0.25～0.32。这些是量级参考，实际必须以本井或邻井资料为准。
二、断裂韧性：缝尖扩展的"门槛"
断裂韧性 KIC 描述岩石抵抗裂缝起裂与扩展的能力，单位常用 MPa·m0.5。它出现在缝端能量平衡条件中，决定裂缝向前延伸所需的最低缝端应力强度。对大多数储层岩石，KIC 在 0.5～3.0 MPa·m0.5 之间，页岩偏低、致密灰岩偏高。需要提醒的是：在水力压裂的宏观尺度上，缝端过程区相对缝长很小，断裂韧性对缝长的影响通常弱于滤失和地应力，但在小规模、低排量或裂缝重启（refrac）评价中不可忽略。KIC 一般由岩心三点弯或巴西圆盘试验获得，缺乏岩心时可按岩性取经验值并做敏感性分析。
三、地应力：几何形态的第一控制因素
地应力包含三向主应力：上覆压力 σv、最大水平主应力 σH、最小水平主应力 σh。裂缝总是沿垂直于最小主应力的平面张开，因此 σh 的方向就是裂缝面法向，σH 与 σh 的差值控制缝宽的展布，而垂向应力剖面则控制缝高。缝高能否被隔层遮挡，取决于隔层与储层的应力差：经验上 3～5 MPa 的应力差可形成较有效的遮挡，小于 2 MPa 时隔层作用明显减弱。σh 的获取途径包括小型压裂/闭井测试（DFIT）解释、测井曲线（密度积分求 σv，结合孔隙弹性模型求水平应力）以及邻井破裂压力反演；σH 方向可由井壁崩落、诱导缝或微地震事件展布确定。
四、天然裂缝：不可忽视的"第二套系统"
天然裂缝对几何的影响是双面的。当天然裂缝面与当前应力场匹配、且缝内压力足以使其剪切滑移时，大量压裂液会沿天然裂缝滤失，造成主缝延伸受阻、缝宽增长缓慢、净压力异常偏高；当天然裂缝被剪切激活并相互连通时，又会形成复杂的缝网，使"缝长"这一单一指标失去意义，需要用改造体积（SRV）来描述。判断天然裂缝是否激活，常用的是裂缝面与主应力方向夹角及正应力条件：与 σH 夹角小、正应力低的裂缝最容易张开或滑移。天然裂缝的识别依靠成像测井（FMI/EMI）、岩心观察和微地震监测，其密度、产状、开度与充填程度应作为输入一并记录。
五、获取方法与不确定性处理
实际项目中，这几类参数的获取成本与可靠性差异很大，应分级对待。杨氏模量与泊松比优先用岩心三轴试验标定测井解释结果，建立本区块"动静态转换关系"；无岩心时用邻井转换公式并标注不确定性。断裂韧性以岩心试验为准，无资料时取岩性经验值，并在计算中做 ±50% 的敏感性分析。地应力中 σv 由密度测井积分最可靠，σh 首选 DFIT 解释，其次用测井孔隙弹性模型；隔层应力差是缝高预测的关键，务必逐层核对。天然裂缝则依赖成像测井与岩心描述，重点记录走向、倾角、开度和充填矿物。
一个实用的做法是把上述参数整理成"输入参数表"，每个参数同时记录取值、来源、置信度和敏感性结论。例如某致密砂岩示例（合理假设值）：E=32 GPa（岩心标定测井）、ν=0.23、KIC=1.2 MPa·m0.5、σh=38 MPa、隔层应力差 4 MPa、天然裂缝中等发育且与 σH 夹角约 30°。据此可初步判断：缝宽中等、缝高应能被隔层有效遮挡、缝长受滤失影响偏短，若施工净压力持续偏高则提示天然裂缝滤失或剪切激活，需要调整排量与液体效率。参数不是算完就固定的，施工曲线与微地震结果应反过来校正输入，形成"参数—几何—响应"的迭代闭环。