Damage response and influencing factors of plastic damage caused by hydraulic fracturing of shale
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摘要:
页岩储层水力压裂是一个复杂的流−固耦合物理过程，压裂时井筒内高压流体渗透会诱发井壁围岩微裂纹萌发，从而影响岩石的起裂压力。为了探究页岩压裂过程中井壁围岩的微观响应特征及规律，开展了不同围压条件下页岩的水压致裂试验，并通过数值仿真进行了考虑围压、井筒直径、井筒内流体压力、岩石的杨氏模量、泊松比和抗拉强度等因素对压裂时井壁岩石塑性损伤特征影响的敏感性分析，研究结果表明：① 围压对页岩水力压裂的破裂压力影响较大，页岩水力压裂的破裂压力随围压的增大而增大，且试验得到的破裂压力均高于传统模型计算的理论值；② 页岩水力压裂过程中井筒内高压流体侵入会对井壁围岩产生微观结构损伤，基于数值仿真确定了水力压裂井壁岩石塑性区的存在；③ 页岩水力压裂过程中井壁塑性区范围受岩石储层条件和施工参数的影响较大，具体而言，井壁塑性区大小受岩石杨氏模量和泊松比的影响较小，与井筒直径、井筒内流体压力呈正相关关系，与围压、岩石抗拉强度呈负相关关系。④ 现场工程尺度下，页岩水力压裂的塑性区呈椭圆型分布，且长轴在最大水平主应力方向。研究结果对于深部岩石储层水力压裂破裂压力的预测和压裂施工设计等具有重要的理论和指导意义。
Abstract:Shale reservoir hydraulic fracturing is a complex fluid solid coupling physical process. During fracturing, the infiltration of high-pressure fluid in the wellbore can induce the germination of microcracks in the surrounding rock of the wellbore, thereby affecting the rock initiation pressure. In order to explore the micro response characteristics and law of the surrounding rock of the wellbore during shale fracturing, hydraulic fracturing tests were conducted on shale under different confining pressures. Sensitivity analysis was conducted through numerical simulation, considering factors such as confining pressure, wellbore diameter, wellbore fluid pressure, Young's modulus, Poisson's ratio, and tensile strength of the rock on the plastic damage characteristics of hydraulic fracturing rock, The research results indicate that: ① confining pressure has a significant impact on the fracture pressure of shale hydraulic fracturing. The fracture pressure of shale hydraulic fracturing increases with the increase of confining pressure, and the fracture pressure obtained from experiments is higher than the theoretical value calculated by traditional models; ② During shale hydraulic fracturing, high-pressure fluid in the wellbore can cause microstructure damage to the surrounding rock of the wellbore. Based on numerical simulation, the existence of a plastic zone on the hydraulic fracturing wellbore was determined ; ③ The range of plastic zone on the wellbore during shale hydraulic fracturing is greatly influenced by rock reservoir conditions and construction parameters. Specifically, the size of the plastic zone is less affected by the Young's modulus and Poisson's ratio of the rock, and is positively correlated with wellbore diameter and internal fluid pressure, while negatively correlated with confining pressure and rock tensile strength. ④ At the scale of on-site engineering, the plastic zone of shale hydraulic fracturing presents an elliptical distribution, and the major axis is in the direction of the maximum horizontal principal stress. The research results have important theoretical and practical significance for predicting the fracturing pressure and fracturing construction design of deep rock hydraulic fracturing.
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0. 引 言
页岩气是常规油气最现实的接替资源之一，具有良好的资源开发前景。页岩气的开发对于社会主义现代化建设和社会经济发展意义重大。我国页岩气资源储量巨大，其在天然气的占比量逐年升高[1]，但页岩储层结构复杂，存在低孔隙度（< 5.0 %）、低渗透率（10−8～10−4 mD）、黏土矿物含量高（45 %～68 %）等物性特征，只有通过水力压裂技术才能实现规模化开发。我国《“十四五”现代能源体系规划》也明确提出要扩大页岩气、煤层气等非常规资源的勘探开发，以缓解能源供需矛盾。深部页岩气资源储量丰富，开采潜力大，随着浅层资源的逐渐枯竭和资源勘探不断向地球深处发展，深部页岩气开发逐渐成为新常态，深层页岩气藏已成为当前资源勘探开发的重要领域。当前，四川威远、重庆永川等地已实现了
4000 m页岩气开发的突破[2]，深部开采通常伴随着地质条件、地应力、温度等复杂问题，储层岩石受高温高压和构造应力的影响显现出塑性特征[3]，灾害风险和安全形势严峻，给页岩压裂储层的改造设计和施工带来了挑战。为了提高页岩水力压裂储层改造的体积范围，学者们通过试验、理论和数值仿真等手段分析了储层岩性、地质因素（弱面强度、应力差）和施工因素（施工排量、压裂液粘度）等对岩石压裂裂缝扩展规律和裂缝形态的影响[4-6]，并取得了一系列重要的进展，极大地促进了页岩气开发的进程。岩石水力压裂裂缝的起裂特征是进行水力压裂设计和施工的重要参数，近年来，储层岩石压裂过程中微观结构和细观损伤对岩石破裂的影响受到学者们的关注[7-8]，并在压裂试验中观察到异常高的起裂压力[9]。储层岩石水力压裂涉及复杂的流固耦合物理过程，压裂时高压流体渗透会诱发井筒围岩微裂纹萌生而形成非线性断裂过程区[10-11]，岩石破裂前密集的声发射信号也说明了这一点[12]，需要对这种压裂微观响应机制进行研究。赵源等[13]对不同条件下岩石的水力压裂过程进行分析，发现压裂过程中岩石大致可以分为宏观裂缝区、微裂隙产生区和原生裂隙扰动区。当前，对于岩石水力压裂起裂压力的分析多采用线弹性理论，即当井筒壁岩石的拉应力达到岩石的抗拉强度时裂缝起裂。然而，越来越多的学者研究发现裂缝起裂前岩石内部已经存在微裂纹萌发，井壁围岩周围会形成塑性损伤带，尽管井壁上某点的应力超过了岩石的抗拉强度，但岩石不会破裂[14]。大量室内岩石压裂试验也发现，压裂过程中的各向异性层理角度、流体性质、注液速率、渗透压力等均会对岩石水力压裂的破裂压力产生影响[15-16]，并最终影响裂缝形态和压裂效果[17]。ZHANG等[18]指出传统起裂模型预测的是裂纹萌发的局部压力，而不是岩石的破裂压力。WANG等[9]使用特征长度为L的等效裂缝来描述裂纹的萌生过程，只有当沿L的拉应力达到岩石的抗拉强度时，岩石才会破坏。随着国家深地战略的深入实施，矿山和能源开发工程不断向深部发展，在深部复杂环境下岩石力学性质呈现较强的非线性和不确定性。尽管目前对于岩石水力压裂起裂机制有较为丰富的研究成果，然而井壁塑性区的存在对深部岩石水力压裂起裂的影响机理，目前仍然是不能全面解释和彻底探明的前沿力学问题，亟待深入研究。
1. 页岩水压致裂试验及结果分析
试验样品取自四川长宁野外露头页岩，该页岩为地下龙马溪组页岩储层的自然延伸。从该地区未风化的大块岩石中进行取样，制成尺寸为50 mm×100 mm的标准圆柱形试样，并对试样的两端面进行研磨和抛光，以确保± 0.02 mm的表面平整度，从试件中部钻取直径8 mm的圆孔以模拟实际岩层压裂井筒，如图1。通过测试得到该地区页岩抗拉强度在7.94～12.60 MPa，单轴峰值强度在179.11～256.85 MPa，弹性模量介于22.31～26.37 GPa，泊松比介于0.173～0.292。页岩水压致裂试验采用的是重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点试验室的GCTS高温高压岩石力学试验系统，该装置轴向荷载最大能达到
3000 KN，围压可以实现200 MPa，最大孔隙水压为200 MPa，压裂流体主要通过孔隙压力泵提供，计算机控制系统能够实时采集和记录压裂过程中注液压力和岩石试件的应力−应变变化。页岩水压致裂试验可以分为以下几个步骤：1）水力压裂试件的准备。为了确保岩石压裂密封的效果，先用高强度的胶水粘住试件上端和压裂垫片，再利用垫片上部双同心O形环与下部压头的注液孔实现密封。为了排除空气的影响，需要对试验设备管路和试件钻孔内部进行注水排气操作。用耐高压的热缩管将压头和试件包裹起来，连接压裂管线，并安装传感器。
2）轴向应力和围压的加载。待三轴室充满油后，通过应力控制以0.1 MPa/s的速率施加轴向载荷，达到2 MPa稳定后，以0.1 MPa/s的速率施加围压至设定值，再以同一速率加载轴向荷载使其受到的有效应力为25 MPa，保持10 min稳定不变。
3）压裂液的注入。压裂液以恒定速率0.2 mL/s的流速沿着孔隙压力泵导管注入岩石试样井筒内部，岩石内部的压力逐渐增加并达到峰值，记录整个压裂过程中应力、孔隙压力、岩石变形等参数随时间的变化。
4）页岩的破坏。当泵注的孔隙压力急剧下降时，试验停止，这表明岩石试样已经破裂，取出试件，详细记录、描述和分析裂缝的分布特征，如图2。
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图 2 页岩水压致裂后试件表面裂纹形态Figure 2. Surface crack morphology of specimens after hydraulic fracturing of shale受不同时期沉积环境和构造运动的影响，页岩埋深可能存在差异，结合川渝地区页岩气开发的地质条件和压裂现场特点，参考该地区储层条件设置围压15、20、25 MPa（对应不同的埋深），轴压设置为25 MPa，试验得到的泵压和环向变形曲线如图3所示。可以发现所有试件压裂变化规律基本类似，在试验开始很长一段时间试件的环向变形基本保持不变，在岩石破裂的瞬间，由于页岩脆性很强，压裂裂缝很快达到试件的边界，环向变形先迅速增大，然后在围压的作用下随着裂缝的闭合而减小，随着压裂流体的持续注入，环向变形再次增大。围压15、20、25 MPa条件下页岩水力压裂的峰值破裂压力分别达到了44.72、57.52和69.81 MPa，破裂压力随围压的增加而增大，且试验得到的峰值破裂压力均大于传统线弹性理论计算的破裂压力如下：
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图 3 不同围压下页岩水力压裂泵压和环向变形曲线Figure 3. Pump pressure and circumference curves of the specimen with different confining pressure$$ {P}_{{\mathrm{b}}}=3{\sigma }_{{\mathrm{h}}}-{\sigma }_{{\mathrm{H}}}+{\sigma }_{{\mathrm{t}}} $$ (1) 式中：$ {P}_{{\mathrm{b}}} $为岩石的破裂压力，MPa；$ {\sigma }_{{\mathrm{H}}} $为岩石所受的最大水平主应力，MPa；$ {\sigma }_{{\mathrm{h}}} $为岩石所受的最小水平主应力，MPa；$ {\sigma }_{{\mathrm{t}}} $岩石的抗拉强度，MPa。
2. 页岩水力压裂井壁塑性损伤特征
2.1 水力压裂数值模型的建立及试验方案
水力压裂岩石破裂之前，井筒内高压流体通过井壁不断渗入井筒周围的围岩中，必然会改变井壁围岩内部结构和应力状态。根据弹塑性理论及先前的研究分析[9]，井筒周围岩石产生的塑性损伤是导致水力压裂起裂压力偏高的主要原因，但上述分析主要是理论分析，岩石断裂发展过程处于地下黑匣子中，试验过程难以直接观测，而数值模拟可以很好地研究其发展变化规律。基于摩尔−库仑（Mohr-Coulomb）强度准则和非关联流动准则，且岩石塑性区与原岩基质区存在环向应力与径向应变连续这一特点，可以通过数值仿真近似求解塑性区的范围。为此，在上述室内水压致裂的试验基础上，通过FLAC−3D软件数值仿真分析了岩石水压致裂过程中井壁塑性区的变化情况，建立了如图4所示物理模型，位于模型左下角的钻孔半径为4 mm，外边界的长度为250 mm，模型的尺寸和试验室压裂试件大小相对应。由于理论分析中岩石试件是一个轴对称平面应变模型，因此在数值分析中只需建立1/4几何模型。为了准确捕捉钻孔周围孔隙压力、应力和破坏行为的演变，在钻孔壁周围对有限元网格进行局部重构，采用放射状网格划分方式生成单元格进行局部细化，网格划分设置靠近井筒部分密集，远离井筒部分稀疏，模型边界采用固定位移约束，压裂井筒数值计算模型如图4所示。
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图 4 页岩水力压裂数值仿真计算模型示意Figure 4. Schematic diagram of numerical simulation calculation model for shale hydraulic fracturing岩石塑性区的宽度相对较小，难以通过试验手段进行测量，其大小取决于岩石特性，浅层岩石往往表现出脆性，塑性临界长度较短，此时塑性区的存在可能对岩石起裂的影响较小，随着深度的增加，储层岩石韧性增强，当使用传统模型进行预测时，岩石水力压裂的起裂压力将被大大低估。深层页岩气藏开发（深度
4000 m以上）是中国未来能源的发展方向，储层岩石的物理力学性质与浅层岩石存在明显的区别，其塑性损伤特性有待进一步研究。现场水力压裂过程中，页岩起裂扩展受到施工作业和储层地质条件等多个因素的影响，参考中国涪陵页岩气藏（−2000 ～−3500 m）的储层条件，在数值模拟试验设计中选取了井筒压力、杨氏模量、泊松比、张拉强度、围压、井筒大小等几个主要控制因素，采用上述建立的水力压裂数值模型进行敏感性分析，详细的数值模拟试验方案见表1。表 1 数值模拟方案Table 1. Numerical simulation scheme实验编号 井筒大小/m 围压/MPa 杨氏模量/GPa 泊松比 张拉强度/MPa 内部应力/MPa A1 0.008 20 24 0.22 10 57 A2 0.006 20 24 0.22 10 57 A3 0.007 20 24 0.22 10 57 A4 0.009 20 24 0.22 10 57 A5 0.01 20 24 0.22 10 57 B1 0.008 11 24 0.22 10 57 B2 0.008 14 24 0.22 10 57 B3 0.008 17 24 0.22 10 57 B4 0.008 23 24 0.22 10 57 C1 0.008 20 20 0.22 10 57 C2 0.008 20 22 0.22 10 57 C3 0.008 20 26 0.22 10 57 C4 0.008 20 28 0.22 10 57 D1 0.008 20 24 0.16 10 57 D2 0.008 20 24 0.19 10 57 D3 0.008 20 24 0.25 10 57 D4 0.008 20 24 0.28 10 57 E1 0.008 20 24 0.22 6 57 E2 0.008 20 24 0.22 8 57 E3 0.008 20 24 0.22 12 57 E4 0.008 20 24 0.22 14 57 F1 0.008 20 24 0.22 10 51 F2 0.008 20 24 0.22 10 54 F3 0.008 20 24 0.22 10 60 F4 0.008 20 24 0.22 10 63 模拟时，应力施加在节点上，应力−应变作用于单元，模型左右两侧及圆弧外侧施加位移约束，顶底部限制垂直位移约束，采用有限差分描述岩石受力后变形及其它参数的变化。参照重庆涪陵地区地层以及岩石力学条件，基本参数设置为围压20 MPa、杨氏模量24 GPa、泊松比0.22、张拉强度10 MPa，在井筒直径8 mm时，模拟时施加的破裂压力与上述室内试验得到的破裂峰值压力57 MPa保持一致。在水压致裂过程中，井筒内部应力沿井壁半径方向向四周渗透，根据数值模拟结果，在钻孔井壁周围获得了一个圆环状断裂过渡区（塑性区）如图5所示，塑料环的厚度为0.7 mm，代表塑性临界特征长度。与弹性状态相比，岩石塑性变形降低了井眼应力集中效应，增强岩石的断裂韧性，从而影响页岩水力压裂的起裂压力。进一步，以这一组参数为基本对照组，进行不同参数影响下页岩水力压裂的破裂压力和塑性损伤的敏感性分析。
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图 5 页岩压裂数值模拟中塑性区分布Figure 5. Distribution of plastic zone in numerical simulation of shale fracturing2.2 页岩水力压裂塑性损伤影响因素敏感性分析
在实际页岩储层压裂过程中，裂缝的起裂扩展受多种因素共同控制，为了明确现场压裂条件下影响裂缝起裂的主要影响因素，对复杂的地质条件（埋深、杨氏模量、泊松比、抗拉强度）和施工参数（井筒大小、流体压力）进行敏感性分析，获取不同条件下页岩水力压裂塑性区的演化规律。
1）井筒大小对压裂塑性区宽度的影响。井筒大小是岩石压裂施工的一个重要参数，为了考虑井筒直径的影响，在上述数值模型的基础上，井筒直径分别设置6、7、8、9、10 mm这5个梯度，井筒内部流体峰值压力设置为57 MPa，岩石的基本岩石力学性质保持不变，观察岩石井筒周围应力场和塑性圈的变化规律。通过数值仿真结果可以发现，岩石围压相同（同一地应力条件）时，可以发现塑性区的宽度随着井筒直径的增大而增大，如图6。这是因为当井筒直径较小时，井壁上的应力集中现象较为明显，容易萌发微裂纹，裂缝将沿着微裂纹和应力集中点起裂[19]。因此，在利用水力压裂技术进行岩石储层改造时，应适当增大注液井筒的孔径以降低岩石的破裂压力，从而降低现场注液系统的负载和安全风险。
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图 6 不同井筒直径下井壁岩石塑性区的变化Figure 6. Changes in plastic zone of wellbore rock under different wellbore diameter conditions2）围压（页岩埋深）对压裂塑性区宽度的影响。受沉积环境以及构造运动的影响，页岩的埋深不同，其受到的地应力存在差异。储层岩石的物理力学性质受埋藏深度的影响较大，随着页岩气开发迈向深部，岩石的塑性特征逐步显现，需要明晰岩石水力压裂的破裂压力随储层深度的变化规律，从而为设备选型和压裂设计部署提供指导。在上述模型的基础上，由于井筒内部流体压力为57 MPa，围压高于23 MPa时没有出现塑性损伤，因此，围压分别设置为11、14、17、20、23 MPa这5个梯度，观察岩石井筒周围应力场和塑性圈的变化规律。由数值仿真结果可知，围压对压裂塑性区宽度有显著的影响，在其他条件不变的情况下，随着围压的增加，页岩水力压裂塑性区的宽度随之显著减小，如图7，围压越小越容易发生塑性损伤，这与传统的理论预测趋势相吻合。
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图 7 不同围压下井壁岩石塑性区的变化Figure 7. Changes in plastic zone of wellbore rock under different confining pressures3） 岩石杨氏模量和泊松比对压裂塑性区宽度的影响。岩石物理力学性质对裂缝的影响传播主要考虑2个参数：杨氏模量和泊松比。杨氏模量和泊松比是岩石的结构、成分和物理力学性质等因素在荷载作用下变形和破坏能力的综合反映。为了分别考虑两者对岩石水力压裂破裂的影响，在上述模型的基础上，杨氏模量设置20、22、24、26、28 GPa这5个梯度，泊松比设置为0.16、0.19、0.22、0.25、0.28这5个梯度，井筒内部流体压力为57 MPa时，其他条件保持不变，观察井筒周围岩石的变形和破坏情况，如图8和图9所示。可以发现随着岩石弹性模量和泊松比的增加，井筒周围岩石塑性区的宽度几乎没有变化，塑性区宽度随杨氏模量增加有极其微小的增长趋势，说明岩石杨氏模量和泊松比对岩石压裂塑性区宽度几乎没有影响。这可能是因为近井筒区域应力集中的大小主要由地应力、孔隙压力和渗透压力等参数确定，受岩石本身力学性质的影响较小。
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图 8 不同岩石杨氏模量下井壁岩石塑性区的变化Figure 8. Changes in plastic zone of wellbore rocks under different Young's modulus conditions![]()
图 9 不同岩石泊松比下井壁岩石塑性区的变化Figure 9. Changes in plastic zone of wellbore rock under different rock Poisson's ratios4） 岩石抗拉强度对压裂塑性区宽度的影响。抗拉强度是反映岩石在拉应力作用下抵抗断裂的极限能力，他是评价岩石张拉破坏的重要指标。为了考虑岩石抗拉强度对岩石水力压裂破裂的影响，在上述模型的基础上，岩石抗拉强度设置6、8、10、12、14 MPa这5个梯度，井筒内部流体峰值压力为57 MPa时，其它条件保持不变，分别计算井筒周围岩石塑性区变化情况，如图10，可以发现井筒周围塑性区的宽度随着岩石抗拉强度的增大而直线减小。这是因为水力压裂的破裂机制主要是张拉破坏，根据断裂力学理论，在岩石断裂之前产生的拉应力是最大的，当压裂裂缝尖端受到的拉应力超过岩石的抗拉强度时，岩石易于发生塑性损伤[20]。
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图 10 不同岩石抗拉强度下井壁岩石塑性区的变化Figure 10. Changes in plastic zone of wellbore rock under different rock tensile strength conditions5） 井筒内部流体压力对压裂塑性区宽度的影响。岩石水力压裂井筒内高压流体对井壁围岩的影响很大，为了对这一因素进行分析，在上述模型的基础上，井筒内部流体峰值压力分别设置51、54、57、60、63 MPa这5个梯度，其他条件保持不变，观察井筒周围岩石塑性区变化情况，如图11。可以发现井筒周围岩石的塑性区宽度随井筒内部流体峰值压力的增加而线性增加。这是因为在水力压裂过程中井筒内部流体压力越大，井筒壁岩石内外压力差越大，作用于井壁岩石的法向拉应力越大，流体更容易进入井筒周围岩石的孔隙结构中，对岩石造成损伤破裂，从而增大了压裂塑性区的范围。所以，在压裂施工时，适当提高注水压力有利于提高岩石储层水力压裂的增透效果。
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图 11 不同井筒内流体压力下井壁岩石塑性区变化Figure 11. Changes in plastic zone of wellbore rock under different internal fluid pressure conditions2.3 工程尺度下页岩水力压裂塑性损伤特征
为了探究工程尺度条件下页岩储层水力压裂塑性损伤特征，建立了如图12所示的1/2计算模型，模型宽度设置为1 m，高度设置为2 m，井筒的半径设置为5 cm，与现场实际条件相对应，以消除边界荷载效应的影响。钻孔周围精细划分网格，网格尺寸为0.04 mm，模型各部分采用固定位移约束。采用上述建立的模型开展现场大尺度条件下储层注水压裂井壁岩石的水力−力学响应分析（图12），数值模型中，最大水平应力和最小水平应力分别设置为25 MPa和20 MPa，垂向应力设置为19 MPa，井筒内部的流体峰值压力设置为57 MPa，探索水力压裂时井壁岩石塑性区时空演化特征及分布。可以发现，由于水平应力差的存在，岩石井壁处沿着最大水平应力方向形成了一个椭圆形的塑性圈，塑性圈的长轴宽度为1.24 cm，塑性特征显著。
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图 12 工程尺度下页岩储层水力压裂塑性区分布Figure 12. Distribution of plastic zone in shale hydraulic fracturing at engineering scale3. 结 论
1）围压对页岩水力压裂的破裂压力影响较大，页岩水力压裂的破裂压力随围压的增大而增大，且试验得到的页岩水力压裂破裂压力值均高于传统线弹性理论的计算值。
2）根据室内岩石水压致裂试验数据，通过数值仿真确定了页岩压裂井壁塑性区的存在，可以发现在试验条件下，所有试件都能产生的塑性损伤，其对水力压裂起裂压力的影响较大。
3）通过对不同因素影响下页岩水力压裂数值模拟分析可以发现，页岩水力压裂时井壁的塑性损伤受岩石杨氏模量和泊松比的影响较小；压裂时井壁岩石塑性区大小与井筒直径、井筒内部流体压力呈递增关系；与围压、岩石抗拉强度呈递减关系。
4）现场工程尺度下，页岩水力压裂的塑性损伤范围呈椭圆型分布，且长轴在最大水平主应力方向。
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图 2 页岩水压致裂后试件表面裂纹形态
Figure 2. Surface crack morphology of specimens after hydraulic fracturing of shale
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图 3 不同围压下页岩水力压裂泵压和环向变形曲线
Figure 3. Pump pressure and circumference curves of the specimen with different confining pressure
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图 4 页岩水力压裂数值仿真计算模型示意
Figure 4. Schematic diagram of numerical simulation calculation model for shale hydraulic fracturing
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图 5 页岩压裂数值模拟中塑性区分布
Figure 5. Distribution of plastic zone in numerical simulation of shale fracturing
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图 6 不同井筒直径下井壁岩石塑性区的变化
Figure 6. Changes in plastic zone of wellbore rock under different wellbore diameter conditions
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图 7 不同围压下井壁岩石塑性区的变化
Figure 7. Changes in plastic zone of wellbore rock under different confining pressures
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图 8 不同岩石杨氏模量下井壁岩石塑性区的变化
Figure 8. Changes in plastic zone of wellbore rocks under different Young's modulus conditions
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图 9 不同岩石泊松比下井壁岩石塑性区的变化
Figure 9. Changes in plastic zone of wellbore rock under different rock Poisson's ratios
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图 10 不同岩石抗拉强度下井壁岩石塑性区的变化
Figure 10. Changes in plastic zone of wellbore rock under different rock tensile strength conditions
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图 11 不同井筒内流体压力下井壁岩石塑性区变化
Figure 11. Changes in plastic zone of wellbore rock under different internal fluid pressure conditions
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图 12 工程尺度下页岩储层水力压裂塑性区分布
Figure 12. Distribution of plastic zone in shale hydraulic fracturing at engineering scale
表 1 数值模拟方案
Table 1 Numerical simulation scheme
实验编号 井筒大小/m 围压/MPa 杨氏模量/GPa 泊松比 张拉强度/MPa 内部应力/MPa A1 0.008 20 24 0.22 10 57 A2 0.006 20 24 0.22 10 57 A3 0.007 20 24 0.22 10 57 A4 0.009 20 24 0.22 10 57 A5 0.01 20 24 0.22 10 57 B1 0.008 11 24 0.22 10 57 B2 0.008 14 24 0.22 10 57 B3 0.008 17 24 0.22 10 57 B4 0.008 23 24 0.22 10 57 C1 0.008 20 20 0.22 10 57 C2 0.008 20 22 0.22 10 57 C3 0.008 20 26 0.22 10 57 C4 0.008 20 28 0.22 10 57 D1 0.008 20 24 0.16 10 57 D2 0.008 20 24 0.19 10 57 D3 0.008 20 24 0.25 10 57 D4 0.008 20 24 0.28 10 57 E1 0.008 20 24 0.22 6 57 E2 0.008 20 24 0.22 8 57 E3 0.008 20 24 0.22 12 57 E4 0.008 20 24 0.22 14 57 F1 0.008 20 24 0.22 10 51 F2 0.008 20 24 0.22 10 54 F3 0.008 20 24 0.22 10 60 F4 0.008 20 24 0.22 10 63 
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