川南页岩气储层开发地应力演化及对裂缝稳定性的影响

周小力 ,  石祥超 ,  刘建锋 ,  贾熹文 ,  于兴川 ,  范存辉 ,  侯学军 ,  兰芮

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (11) :4621-4634

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科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (11) :4621-4634 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2505184
石油、天然气工业

川南页岩气储层开发地应力演化及对裂缝稳定性的影响

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Evolution of In-situ Stress during Shale Gas Reservoir Development in Southeastern Sichuan and Its Influence on Fracture Stability

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摘要

为明确川南某区块页岩气储层压裂过程中地应力演化规律及其对裂缝稳定性的影响,通过构建三维地质建模,研究了单井与多井压裂过程中的地应力的演化规律,并利用库伦失效函数(coulomb failure function,CFF)对裂缝稳定性进行判断,结果表明:单井压裂时地应力变化主要集中在井筒及裂缝附近,最大水平主应力扰动-3~6.5 MPa、最小水平主应力扰动-4~10 MPa、CFF值扰动-3~4.5 MPa,共有7条裂缝失稳;多井压裂时由于裂缝间存在应力会叠加和应力阴影效应,使得应力变化范围更广、强度更大,最大水平主应力扰动幅度达到-5~13 MPa、最小水平主应力的扰动幅度达到-10~14 MPa、CFF值扰动-3.8~6 MPa,共有31条裂缝失稳,其中井间21条。可见多井压裂井间相互作用是导致裂缝失稳风险升高的重要原因,因此优化压裂方案时需重点关注井间区域的应力变化及裂缝稳定性,以提高页岩气采收率并保障开采过程的安全性。

Abstract

To clarify the evolution law of in-situ stress and its impact on fracture stability during the fracturing process of shale gas reservoirs in a block of southern Sichuan, a three-dimensional geological model was established to investigate the evolution law of in-situ stress during single-well and multi-well fracturing, and the coulomb failure function (CFF) was used to evaluate fracture stability. The results show that during single-well fracturing, the change of in-situ stress is mainly concentrated near the wellbore and fractures: the disturbance of the maximum horizontal principal stress ranges from -3~6.5 MPa, the disturbance of the minimum horizontal principal stress ranges from -4~ 10 MPa, the disturbance of the CFF value ranges from -3 ~4.5 MPa, and a total of 7 fractures become unstable. During multi-well fracturing, the existence of stress superposition and stress shadow effect between inter-well fractures leads to a wider range and greater intensity of stress change: the disturbance amplitude of the maximum horizontal principal stress reaches -5~13 MPa, the disturbance amplitude of the minimum horizontal principal stress reaches -10~14 MPa, the disturbance of the CFF value ranges from -3.8~6 MPa, and a total of 31 fractures become unstable, including 21 between wells. It can be concluded that inter-well interaction in multi-well fracturing is a key factor leading to the increased risk of fracture instability. Therefore, when optimizing the fracturing scheme, emphasis should be placed on the stress changes in the inter-well area and fracture stability to improve shale gas recovery and ensure the safety of the mining process.

Graphical abstract

关键词

裂缝稳定性 / 单井压裂 / 多井压裂 / 地应力演化 / 三维地质建模 / 川南某区块

Key words

fracture stability / single-well fracturing / multi-well fracturing / evolution of in-situ stress / three-dimensional geological modeling / a block of southern Sichuan

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周小力, 石祥超, 刘建锋, 贾熹文, 于兴川, 范存辉, 侯学军, 兰芮. 川南页岩气储层开发地应力演化及对裂缝稳定性的影响[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(11): 4621-4634 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505184
ZHOU Xiao-li, SHI Xiang-chao, LIU Jian-feng, JIA Xi-wen, YU Xing-chuan, FAN Cun-hui, HOU Xue-jun, LAN Rui. Evolution of In-situ Stress during Shale Gas Reservoir Development in Southeastern Sichuan and Its Influence on Fracture Stability[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(11): 4621-4634 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505184

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近年来,随着中国对非常规天然气资源开发力度的不断加大[1-2],深层页岩气的开发受到了广泛的关注。川南地区是深层页岩气开发的关键地区之一[3],而川南页岩气储层具有低孔隙度、低渗透率的特点[4],这使得该地区页岩气的开采难度较大。为了提高产量[5],通常需要采用水平井分段压裂等技术手段对储层进行改造[6-7]。而在压裂改造过程中伴随着地应力的演化,地应力的演化对储层改造效果以及最终的开采效率起着至关重要的作用[8],同时地应力的演化会直接影响裂缝的稳定性,裂缝的稳定是压裂施工安全和效率的重要保障,如果裂缝失稳可能会引发套管变形等工程问题[9-10],进而影响整个页岩气勘探开发进程。
水力压裂是页岩气开采的必要手段[11],众多学者对页岩气压裂过程中的地应力演化规律和裂缝稳定性进行了研究,张鹏等[12]通过建立缝面位移控制裂缝扩展模型,分析了压裂排量及簇间距对缝间应力的影响。结果表明排量与缝间应力干扰正相关、与簇间距负相关,优化二者可提升缝网复杂度。贾熹文[13]利用有限元方法以川南地区为研究对象,通过对比有无天然裂缝的情况,发现水力裂缝通过沟通天然裂缝更容易形成裂缝网络。在水力裂缝半长范围内的裂缝扩展产生的地应力扰动较为显著,在水力裂缝波及范围外时则不显著。彭寿昌等[14]采用流固耦合的扩展有限元方法,研究超临界CO2分段多簇压裂的应力特征,发现单井中缝间应力干扰使外侧压裂缝相互远离扩展,压裂干扰界限与水平应力差呈负相关。张金才等[15]通过理论分析与案例应用明确了地应力对页岩储层开发的影响,指出地应力的分布及其演化规律对压裂裂缝的扩展和储层改造效果有显著影响。郭建春等[16]采用位移不连续法建立应力场分布数学模型,发现页岩气水平井组拉链压裂过程中裂缝周围地应力随与裂缝距离变化而改变,尖端存在应力集中,裂缝条数增加使诱导应力叠加干扰增强。刘厚彬等[17]提出基于有限差分法的渗流-应力全耦合模拟方法,模拟压裂全过程地应力演化,发现压裂时孔隙压力升高致有效应力与地应力降低,近井区变化集中形成应力集中与压降漏斗,地应力方向在裂缝断层附近发生偏转。朱海燕等[18]建立致密砂岩油储集层渗流-地质力学耦合的四维地应力演化模型,以鄂尔多斯盆地284区块为研究对象,发现注水井处三向应力增大,水平主应力呈条带状分布且注水井处方向呈径向汇聚状偏转。赵海峰等[19]研究了体积压裂过程中地应力的动态变化规律,提出了优化压裂设计的建议。在裂缝稳定性方面,韩松财等[20]基于线弹性断裂力学理论,建立水力裂缝扩展过程中天然裂缝面诱导应力场解析模型,分析水力裂缝逼近条件下天然裂缝的稳定性及破坏特征,发现天然裂缝破坏区集中在正半轴,失稳中心位置随走向角和逼近距离变化。张一璞[21]研究了裂缝与天然裂缝的相互作用,分析水力裂缝逼近或相交时天然裂缝的稳定性变化。石朝龙等[22]设计注入流体和水力裂缝共同作用下的天然裂缝剪切滑移实验,发现天然裂缝剪切滑移分三阶段,相交后滑移量为之前的2~10倍,偏应力增大促进滑移,围压增大使起裂形式由张性转剪切,滑移距离与裂缝面正应力和剪应力差正相关。李玉伟等[23]以穿透和滑移为判据建立相交扩展力学模型,发现水平应力差与逼近角共同控制扩展,天然裂缝倾角大易被穿透且滑移,流体压力增大会促进其滑移。张辉[24]针对塔里木油田白垩系巴什基奇克组超深裂缝性碎屑岩储层,依据摩尔-库伦破坏准则分析天然裂缝剪切与张性激活条件,发现剪切激活比张性激活更易实现。
尽管已有研究对地应力的分布及其演化规律进行了探讨,但大多数研究集中于单井压裂情况,对于多井压裂下井间相互作用对地应力演化的影响尚未完全明晰,在裂缝稳定性研究方面,虽然已有研究建立了相关模型并探讨了天然裂缝的稳定性行为,但对于裂缝的几何形态、空间分布复杂性以及储层中裂缝的随机性考虑不足,且缺乏对天然裂缝长期稳定性的研究。这些不足限制了对页岩气开采过程中裂缝稳定性的全面理解,进而影响了压裂方案的优化和开采效率的提升。为此,现以川南某地区某页岩气区块为研究对象,开展精细化三维地质建模及单井与多井压裂地应力演化规律研究。通过详细刻画研究区块的地质构造特征,并结合压裂施工方案,深入分析单井和多井开采过程中地应力的动态变化规律,为钻井工程设计及储层改造提供重要的理论支撑和依据。

1 精细化三维地质建模

1.1 区块地质概况

区块位于四川盆地南部,构造上属于川中古隆起南侧的川南低陡构造带[25],区块褶皱和断层较发育,伴生发育大量的天然裂缝,对区块内页岩气的富集与保存产生重要影响[26],储层主体埋藏较深(3 500~5 000 m)[27],主要勘探开发层位为下古生界五峰组—龙马溪组的深层页岩气储层[28]。该区在五峰组—龙马溪组沉积期处于深水陆棚沉积中心,五峰组底部与下伏临湘组灰岩呈整合接触,顶部与上覆龙马溪组整合接触;龙马溪组顶部则与下志留统石牛栏组碳酸盐岩整合接触[29-31]。川南某地区地质构造复杂,地层埋藏深度大,深层页岩储层普遍表现为低孔隙度和低渗透率的特征[32-33]。

1.2 区块三维地质模型的建立

针对川南某区块,基于地震数据体得到的层位解释结果,利用软件的插值功能将其转化为实体的面,同时对超覆层面的接触关系进行调整得到相关层位,如图1所示。

平面网格大小根据研究区块的地质体规模和井网密度、井距等参数来设定。以井间内插4~8个网格为宜[34],研究区块井距在300 m左右,因此平面网格大小设置为50 m×50 m。同时将纵向上的地层单元进行细分为30层,生成研究区域的三维地质模型,此地质模型大小为58 km×40 km×1 km,总计网格数量为2.96×107网格,如图2所示。从区块地质模型来看,该目标区块地层起伏呈中间低埋藏深,四周高埋藏浅的趋势。区块西部地层起伏较缓;区块西部尤其是东北部,地层起伏剧烈。

区块褶皱构造自北向南表现出显著的变化特征。北部褶皱变形强烈,地层埋藏相对较浅,深度一般在2 500~3 000 m;向南延伸,褶皱逐渐呈扫帚状散开,过渡为低缓的褶皱带,褶皱强度逐渐减弱。此外,该区域褶皱构造中发育多个狭窄背斜和宽缓向斜,其中向斜核部埋藏深度普遍较大,通常超过3 500 m。

根据已有断层数据体提取断层,区块共分布着断层83条,如图3所示。断层多沿褶皱轴部或转折端发育,断层的走向与褶皱走向大致相同,这说明二者在空间上相互制约、相互影响。

利用已有的蚂蚁体数据并提取裂缝网络,生成裂缝模型区域共有裂缝69万条,如图4所示。裂缝的发育程度以及走向受到褶皱与断层的双重影响, 在断层附近形成密集的裂缝带,裂缝沿着与断层走向平行的方向发育;褶皱构造中,裂缝密度在褶皱的背斜顶部和向斜底部较高,裂缝走向多与褶皱走向平行或者斜交。

1.3 属性模型的建立

1.3.1 渗透率模型

区块的渗透率主要包括基质的渗透率以及裂缝的渗透率两部分,因此需要分别建立两套渗透率模型。首先建立基质渗透率模型,在基质渗透率建立之前先需要将单井渗透率数据的粗化,将单井的渗透率平均值赋值到井轨迹经过的每个地质模型网格中,以此作为区域化数据的基础。井轨迹经过的每个地质模型网格都会根据单元格内的属性数据进行赋值,赋值规则为

X=$\frac{{X}_{1}+{X}_{2}+\dots +{X}_{n}}{n}$

式(1)中:X为每一个网格被赋予的值; X1+X2+…Xn为每个地质网格中包括的单点数据。

通过对单井基质渗透率数据进行粗化处理,得到的渗透率范围为5×10-5~3×10-4 mD,如图5所示。在此基础上,采用序贯高斯模拟方法对单井粗化数据进行井间插值,进而构建区域范围内的三维渗透。从渗透率模型来看,目标区块基质渗透率整体较低,介于5×10-5~3×10-4 mD。具体分布特征表现为:区块中部低洼区域的渗透率相对较低,主要集中在7×10-5 mD以下;而区块四周的渗透率相对较高,主要分布在1×10-4 mD以上,如图6所示。

裂缝的渗透率主要由裂缝的开度影响,区块裂缝开度主要在29~61 μm[35]。裂缝的渗透率计算公式为

kf=$\frac{{b}^{2}}{12}$×1 000

式(2)中:kf为裂缝渗透率,mD ;b为裂缝开度,μm。

由于在油藏数值模拟中,裂缝尺度通常小于地质模型网格尺度。因此,必须将裂缝网络的渗透率属性进行粗化(upscaling),即将小尺度裂缝的流动特性等效为大尺度网格块的渗透率参数[36]。选用Oda方法粗化裂缝渗透率,Oda方法是一种基于裂缝几何统计的渗透率粗化方法,适用于天然裂缝系统,Oda方法假设裂缝为无限延伸的平面,裂缝渗透率张量由裂缝的几何参数(开度、密度、方向)统计平均得到[37],计算得到粗化后的裂缝渗透率为0.01~290 mD,如图7所示。裂缝性油气藏岩石的总渗透率通常认为等于岩石裂缝渗透率与基质渗透率之和[38],即

kt=kf+km

式(3)中: kt为岩石总渗透率,mD; kf为裂缝渗透率,mD;km为基质渗透率,mD。

计算得到总渗透率为5×10-5~290 mD,如图8所示。

1.3.2 其他地质力学属性

同样的,依照基质渗透率模型建立的方法,可以得到其余所需要的地质力学参数,其中主要包含孔隙度、岩石密度、含水饱和度等,如表1所示。

力学参数主要包含弹性模量、泊松比、垂向应力、最大水平主应力、最小水平主应力、孔隙压力等,如表2所示。

2 水力压裂裂缝模拟

利用petrel软件进行水力压裂模拟以及压裂后应力场的计算,研究区域内共3口生产井,平均水平段长度为1 420 m。水平段所在层位深度约为3 650 m,井间距分别为247、335 m,如图9所示。

采用拉链压裂的方式完成压裂,结合实际压裂施工方案和数据设计压裂施工方案,如表3所示。

模拟得到区块内各井水力压裂裂缝形态,裂缝平均半缝长190 m,平均缝高分别69.8 m。在天然裂缝的影响下水力裂缝出现了转向、穿透和遮挡。储层的力学条件和渗流性质的不同导致了裂缝两翼扩展不均,如图10所示。

微地震监测技术可对人工裂缝形态[39]进行三维描述。将现场压裂收集到的X3-3井微地震监测数据与模拟得到的裂缝形态对比,结果发现:与实际微地震事件相比,计算得到水力裂缝缝长的准确度为93.2%(图11),缝高准确度为95.3%(图12)。由于计算结果的裂缝形态准确度较高,因此结合研究区域的工程实际情况,可认为本计算结果准确度良好,所用计算方法合理可靠。

3 压裂过程储层地应力演化

3.1 单井压裂储层地应力演化

3.1.1 单井压裂储层孔隙压力演化

在压裂模拟研究中,因为地层压力超压过多导致模拟结果严重失真,无法准确反映压裂过程孔隙压力变化。而水平段所在层位孔隙压力大多分布在55 MPa左右,因此将初始孔隙压力场设定为55 MPa,单井压裂结束后,储层孔隙压力最多上升16 MPa。孔隙压力扰动主要沿着水力裂缝传播且扰动强度从井筒向外逐渐减弱。经过对水力裂缝的长度以及应力扰动范围进行测量,发现孔隙压力扰动范围集中在裂缝半缝长的1.2左右,当超过水力裂缝半缝长1.2倍后孔隙压力扰动不明显,如图13所示。

3.1.2 单井压裂储层水平地应力演化

压裂结束后裂缝附近区域的局部应力显著升高,水力裂缝尖端的拉张作用导致了应力降低,水平主应力扰动呈现显著的非均匀性。在裂缝中心附近,垂直于水力裂缝方向的应力扰动范围为0.5~1倍半缝长,在裂缝端部附近,垂直于水力裂缝方向的应力扰动范围为0.2~0.42倍半缝长,延水力裂缝拓展方向上应力的扰动范围为水力裂缝半缝长1.2倍左右。当超出此范围后应力扰动不明显,最大水平主应力在应力扰动区内整体扰动为-3~6.5 MPa,最小水平主应力扰动-4~10 MPa,水力裂缝尖端的拉张作用导致了应力降低,这种拉张作用是流体压力导致的岩石拉伸或张开,可以直接减少裂缝尖端岩石的局部应力,在应力扰动区最小水平主应力的扰动剧烈程度明显强于最大水平主应力的扰动,如图14所示。

3.1.3 单井压裂地应力方向演化

区域初始最大水平主应力方向为N80°E左右,压裂结束后在应力扰动区内,最大水平主应力方向有明显扰动,扰动幅度为-8°~15°,如图15所示。在裂缝两尖端以及井筒附近应力方向变化较为显著,最大水平主应力方向的扰动主要在水平应力扰动区内,水平主应力扰动区外最大水平主应力方向扰动不明显。

3.2 多井压裂储层地应力演化

3.2.1 多井压裂储层孔隙压力演化

进行多井压裂孔隙压力计算时,初始孔隙压力同样设置为55 MPa。由于多井压裂过程中各井裂缝之间存在相互干扰,导致多井压裂结束后储层孔隙压最大上升达20 MPa。孔隙压力的扰动范围仍然约为水力裂缝半缝长的1.2倍左右,如图16所示。

3.2.2 多井压裂储层水平地应力演化

多井压裂结束后,在裂缝中心附近,垂直于水力裂缝方向的应力扰动范围为0.5~1倍半缝长,在裂缝端部附近垂直于水力裂缝方向的应力扰动范围为0.2~0.42倍半缝长。延水力裂缝拓展方向上应力的扰动范围为水力裂缝半缝长1.2倍左右,由于井间裂缝间存在应力会叠加和应力阴影效应,导致井间区域应力出现显著的扰动,使得多井压裂结束后应力的扰动强度显著强于单井压裂后的扰动强度,多井压裂结束后,最大水平主应力扰动幅度达到-5~13 MPa,最小水平主应力的扰动幅度达到-10~14 MPa,如图17所示。

此外,多井压裂裂缝的扩展不仅受地层性质和压裂参数的影响,还受到相邻井压裂后应力场的影响,例如,X3-1 第二段单独压裂时平均水力裂缝长度为185 m、平均开度15 mm,如图18所示。当考虑相邻井应力的影响时裂缝平均半缝长为165 m、平均开度12 mm,同时裂缝的拓展方向也发生了改变,如图19所示。这些不同影响了多井压裂时应力的扰动范围以及扰动程度,使得多井压裂后的应力场的变化更加复杂。

3.2.3 多井压裂地应力方向演化

单井与多井压裂都会因水力裂缝产生的应力扰动改变最大水平主应力方向,且扰动强度都随距离衰减。但是单井压裂的影响范围局限、相对简单,主应力方向通常只发生局部改变,而多井压裂对地应力方向的扰动程度更大达到-10°~20°,如图20所示。由于多条裂缝相互干扰,应力场的叠加效应会导致局部区域的地应力方向发生显著偏转,同时多井压裂导致地应力发现变化范围更广、更复杂,尤其在井间区域,主应力方向改变显。

4 压裂对天然裂缝稳定性的影响

4.1 单井压裂对裂缝稳定性的影响

利用库伦失效函数模型(coulomb failure function,CFF) [式 (4)]对裂缝稳定性进行判断,CFF <0说明裂缝是稳定的,CFF >0 则说明裂缝发生活动。

CFF=τ-(μσn+C)

式(4)中:τ为剪切应力;μ为内摩擦系数;σn为有效正应力;C为内聚力。

川南五峰组-龙马溪组页岩气储层,天然裂缝的内摩擦系数在0.6左右[40],由于天然裂缝的内聚力远小于断层面上的剪应力和正应力,因此可以忽略不计[41],即C =0。

为了更清楚地讨论压裂对裂缝稳定性的影响,在原有裂缝模型中截取5 km×5 km,垂向上截取3 400~3 900 m区域的裂缝为研究对象,如图21所示。该区域内共有裂缝9 198条。初始应力状态下裂缝CFF分布在-30~-0.5 MPa,如图22所示,CFF为-2~-0.5 MPa的裂缝为170条。

单井压裂过程中,水平主应力扰动是影响裂缝稳定性的关键因素。压裂结束后,最大水平主应力变化范围为-3~6.5 MPa,最小水平主应力变化范围为-4~10 MPa,水平主应力的扰动导致水力裂缝扩展区内天然裂缝面的有效正应力呈现整体减小趋势,扰动幅度为-8~0.8 MPa,如图23所示,而剪切应力则呈现整体增加趋势,扰动幅度为-1.5~4 MPa,如图24所示。根据库仑失效函数,有效正应力减小会降低裂缝面摩擦力,而剪切应力的增加则直接促使裂缝滑移。数值模拟结果表明,压裂后裂缝的CFF扰动范围为-3~4.5 MPa,如图25所示。在井筒附近及水力裂缝扩展区的7条天然裂缝存在明显失稳风险,如图26所示。

进一步分析显示:仅考虑有效正应力扰动时,有4条天然裂缝因摩擦力不足而达到临界滑移条件,如图27所示,仅考虑剪切应力扰动时,仅有2条天然裂缝因剪切应力增加而达到临界滑移条件,如图28所示。这一对比结果明确证实:水平应力扰动通过有效正应力减小(主导)与剪切应力增加(辅助)的协同作用诱发裂缝失稳,但有效正应力的变化是裂缝失稳的主导条件。

4.2 多井压裂对裂缝稳定性的影响

多井压裂过程中,井间相互作用导致水平主应力的扰动范围更广、强度更大,井间应力叠加显著影响了裂缝的稳定性,在井间应力叠加影响下,多井压裂天然裂缝面上的有效正应力扰动幅度由单井的-8~0.8 MPa扩大至-9.5~4 MPa,如图29所示;剪切应力扰动幅度由单井的-1.5~4 MPa扩大至-2~6 MPa,如图30所示。同时,井间最大水平主应力方向的剧烈变化进一步改变了裂缝面上的应力分布状态,促使裂缝更容易达到失稳条件。数值模拟结果显示,多井压裂后裂缝的CFF扰动幅度由单井的-3~4.5 MPa扩大至-3.8~6 MPa如,如图31所示,失稳裂缝总数增至31条,如图32所示。其中井间区域裂缝失稳数量高达21条,占失稳裂缝总数的67.7%。

同样在多井压裂仅考虑有效正应力扰动对天然裂缝稳定性的影响时,有19条天然裂缝因摩擦力不足而达到临界滑移条件,如图33所示。当仅考虑剪切应力扰动时,仅有8条天然裂缝因剪切应力的增加而达到临界滑移条件,如图34所示。这一对比结果进一步说明:水平应力扰动通过有效正应力减小与剪切应力增加的协同作用诱发裂缝失稳,但有效正应力的变化是导致裂缝失稳的主要原因。

多井压裂结束后,失稳裂缝的长度分布范围为0~240 m,平均长度为92 m。总体来看,长度小于60 m的裂缝占比最多,达到了43.5%,如图35所示。这一结果表明,在多井压裂条件下,较短长度的裂缝更容易发生失稳现象。此外,在失稳的裂缝中,倾角小于45°裂缝占82%,如图36所示。这进一步说明,在压裂过程中,裂缝的倾角对稳定性有着显著影响。因此,对于压裂工程而言,需要特别关注较短长度和低倾角裂缝的稳定性,以优化压裂设计,降低失稳风险,提高开采效率和安全性。

5 结论

(1)在单井压裂过程中,地应力的扰动主要集中在井筒及裂缝附近区域,最大水平主应力和最小水平主应力的扰动范围分别为-3~6.5 MPa和-4~10 MPa,且应力方向发生-8°~15°的局部偏转

(2)与单井压裂相比,多井压裂时井间相互作用显著扩大了地应力的扰动范围和强度。压裂结束后,最大水平主应力和最小水平主应力的扰动幅度分别达到-5~13 MPa和-10~14 MPa,应力方向变化更为剧烈(-10°~20°),尤其在井间区域出现明显的应力叠加效应。

(3)单井压裂过程中,裂缝稳定性受水平应力扰动影响显著,裂缝面上的有效正应力减小而剪切应力,导致7条天然存在失稳风险。多井压裂时,井间应力叠加效应进一步加剧裂缝失稳风险,失稳裂缝数量增至31条,其中井间区域占比高达67.7%。此外,长度较短的裂缝和低倾角裂缝更易发生滑移。

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基金资助

国家自然科学基金重点项目(企业联合基金)(U24B2038)

国家自然科学基金重点项目(地区联合基金)(U20A20266)

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