四川盆地及周缘页岩气资源量丰富，具备大面积富集成藏的条件，勘探开发潜力巨大，是我国页岩气开发的主战场^[1-3]。根据中国石油第四次资源评价结果，深层页岩气（埋深3500~4000m）技术资源量达3.70×10¹²m³，其规模效益开发对保障国家能源安全具有重要意义^[4]。对于川南地区五峰组—龙马溪组页岩层系，深层页岩气资源量更大，占该盆地4500m以浅有利资源量的86%^[5-6]。因此，川南地区页岩气的勘探开发逐渐迈向深层页岩气，并被视为今后一段时间内页岩气持续上产和稳产的主要区域^[7]。

从2013年底以来，我国陆上页岩气利用水平井压裂技术进行大规模的工业开发^[8-11]。针对深层页岩埋藏深、破裂压力高、水平应力差大、形成复杂缝网困难和地层压力系数高等特点，川南深层页岩气形成了“密切割分段、高排量施工、高强度加砂”的主体压裂工艺技术，从而促进复杂缝网形成，实现改造效果提升^[12]。然而，在采用水平井密集布井结合体积压裂的规模开发过程中，井间压裂窜扰问题逐渐显现。截至2023年底，川南地区泸州深层页岩气超过70井次发生压裂窜扰，占完成压裂井比例的55%。当压裂窜扰产生后，生产井套压显著升高、产气量急剧下降，不仅影响压裂施工，还影响后期生产，已成为制约深层页岩气开发效率和效益的重要问题。

因此，针对川南深层页岩气水平井压裂窜扰问题，本文以泸州区块为目标区域，分析储层地应力场和天然裂缝的空间分布特征，及其对水力裂缝扩展的影响，明确页岩气水平井压裂窜扰的关键地质因素；然后，基于UFM模型建立多井复杂裂缝扩展模型，通过数值模拟分析了多簇裂缝的竞争扩展规律，以期为预防水平井间压裂窜扰提供理论依据。

川南地区页岩气水平井较为突出的压裂窜扰问题必然与其储层地质特征之间存在关系，其中地应力分布特征及天然裂缝产状是影响体积缝网形态的两个关键地质因素，对井间压裂窜扰的形成具有重要影响。因此，从这两个方面入手，来加深储层认识，对页岩气水平井多段压裂窜扰机理研究非常有利。

岩体初始地应力场是指地层中未受工程扰动的原岩应力，主要受到重力和构造应力的耦合作用，其空间范围内的大小和方向分布对水力裂缝的扩展起到重要的控制作用^[13-14]。在岩土工程领域，为了解决实测地应力存在的诸多问题，如时间长、成本高、数据离散、可重复性差和代表性不足等，发展形成多种数值方法来反演区域地应力场。其中，边界荷载调整法能够充分考虑区域复杂的工程地质环境，通过模型边界荷载的不断调整，使区域内若干取样点地应力的模拟计算值逐渐逼近实际测量值，从而推导出所需求解的实际地应力场^[15-16]。本文在精细地质建模的基础上，将垂直方向上的重力作为基本荷载，而水平方向的作用力作为调整荷载，采用边界荷载调整方法对研究区域进行地应力场反演，反演结果如图 1所示。

图 1

图 1 泸州区块目标储层地应力场反演结果图 Fig. 1 Inversion of in-situ stress field of target reservoir in Luzhou block

对地应力场分布规律进行分析可以看出，泸州区块目标储层水平最大主应力值主要集中在80~140MPa之间，平均为106MPa（图 1a）；而水平最小主应力值主要集中在70~120MPa之间，平均为91MPa（图 1b）。从区域地应力场的整体分布趋势来看，地质构造展布变化与地应力之间具有较好的对应关系：在地层凸起区域，由于隆升产生的拉张应力会抵消部分挤压应力，导致水平地应力值相对较小；而在地层凹陷区域，由于地层下凹产生的挤压应力与区域的挤压应力叠加，则使得水平地应力值相对较大。

页岩储层中发育的天然裂缝能够促进人工诱导缝的产生，通过沟通不同级别的天然裂缝，人工诱导缝能够沿天然裂缝延伸和扩展，增加体积缝网的复杂程度，这是影响页岩气压裂开发效果的关键因素^[17-21]。水平井压裂窜扰问题与储层断裂系统的发育及展布特征密切相关。目前，已经发展形成一系列地层不连续性属性体，包括地震相干体属性，以及其他强化不连续性属性，如方差属性、混沌属性和方位角属性等。本文通过构造导向滤波方法对原始地震数据体进行预处理，借助边缘探测手段强化地层的不连续性，提取能够突出断裂特征的地震属性，包括方差属性、混沌属性、顺时频率属性及最大曲率属性等。在此基础上，运用蚂蚁追踪方法进行区域断裂识别，通过属性融合使解释结果的断裂特征更加明显、精度更高，具体流程如图 2所示。

图 2

图 2 基于蚂蚁追踪技术的三维地震自动识别流程图 Fig. 2 Ant tracking technology based 3D seismic automatic identification work flow

根据三维地震自动识别流程，在断裂追踪得到蚂蚁体属性的基础上，利用断面识别与分离技术，可以得到目标储层确定性裂缝建模结果，如图 3所示。根据储层天然裂缝随深度变化的整体分布趋势，可以看到：在地层凸起区域发育强方向性的条状裂缝系统，是大范围连片窜扰形成的关键地质因素；而在地层凹陷区域则密集分布强离散性的网状天然裂缝，增加了体积缝网的复杂程度。在压裂施工时应注意天然裂缝的影响，优化施工规模，加强微地震监测，以及对邻近各井的压力监测，根据施工情况实时调整施工参数。

图 3

图 3 泸州区块目标储层确定性裂缝建模结果图 Fig. 3 Deterministic fracture modeling of target reservoir in Luzhou block

根据前文模拟得到的泸州区块储层天然裂缝及地应力场的分布结果，可以看到：在区域构造应力的作用下，岩层失稳从而形成褶皱。在地层凸起区域，构造隆升产生的拉张应力与部分挤压应力互相抵消，导致水平地应力值相对较小（图 4a）。同时，由于岩石的抗拉强度一般为抗压强度的1/30~1/10，在区域构造运动过程中，地层凸起区域岩石更容易产生拉张破坏，形成断裂，使得构造顶部具有水平地应力值较小、条状裂缝较发育的双重特征。同时，由于岩体断裂本质是能量耗散和应力重新分布的过程，导致局部地应力方向与区域地应力场往往存在偏差^[22]。对于泸州区块深层页岩储层，水平最大主应力从周围区域到断层区域的方向偏转角度在10°~20°之间（图 4b）。在上述地质因素的耦合作用之下，当靠近断层区域的水平井进行压裂时，水力裂缝扩展方向逐渐偏转，被诱导至沿条状天然裂缝延伸（图 4c）。

图 4

图 4 泸州区块区域地应力场和天然裂缝对裂缝扩展的影响 Fig. 4 Influence of regional in-situ stress field and natural fractures on hydraulic fracture propagation in Luzhou block 红色箭头表示裂缝诱导方向

为实现川南深层页岩气规模效益开发，布井及压裂方案按照多方向网状缝和单方向条状缝两种天然裂缝发育模式进行差异化设计。在网状缝发育区域，水平井间距为300~350m，单段液量设计为2200m³，加砂强度设计为3t/m；在条状缝发育区域，水平井间距为350~400m，单段液量设计为1800m³，加砂强度设计为2t/m。与此同时，综合测井解释、蚂蚁体和似然体结果，对水平井裂缝发育段进行压裂作业时，根据现场实际情况适当控制压裂规模，采取相应措施。然而，由于储层断裂系统发育，网状缝与条状缝的非均匀分布仍然给压裂施工带来较大挑战。根据泸州区块目标储层蚂蚁体追踪及确定性天然裂缝识别结果，对各平台已窜扰水平井及窜扰井段区域的断裂发育情况进行统计分析，发现总计12个水平井平台发生压裂窜扰，其中7个平台中窜扰井段为裂缝发育段，或相干体异常区域的占比超过50%，如图 5所示。

图 5

图 5 泸州区块各水平井窜扰井段断裂发育情况 Fig. 5 Fault development in well sections with fracture-driven interactions in various horizontal wells in Luzhou block

总体上，水平井压裂窜扰类型以裂缝沟通型为主，多数平台内水平井窜扰井段同样为断裂发育区域，属于窜扰风险井段。以泸203H5平台为例，其55个窜扰井段全部通过储层断裂系统与邻井产生裂缝沟通。根据理论分析，对于现今构造作用比较显著（地应力差较大）的地区，水平井大规模体积压裂过程中，储层中的先存破裂（小断层或裂缝）会进入受扰动的状态，并被诱发产生剪切活动。因此，当大量的压裂液进入储层先存破裂面中，水力裂缝将沿该路径扩展，并与相邻水平井的人工缝网连通时，就会引起更大程度的压裂窜扰，对生产的负面影响也更为严重。

微地震监测技术能够实时监测压裂裂缝的动态扩展过程，评估其长度、高度、宽度、方位及倾角等。根据现有已窜扰水平井压裂过程中的微地震监测结果进行分析，能够通过体积缝网形态的展布特征来揭示页岩气水平井压裂窜扰形成的内在机理。根据G—R关系方程，微地震震级Q_M与事件数M之间的关系满足：

其中，a和b均为常数，是表征地震震级频度分布特征的重要参数，a反映平均地震活动水平，b反映大小地震的比例关系。一般认为，水力压裂诱发微地震时，b≥2；小尺度天然裂缝激活诱发地震时，1≤b < 2；而大尺度天然裂缝活动诱发微地震时，b＜1。因此，可借助b值辅助判断水力裂缝是否沟通天然裂缝或断层。同时，从微地震事件的空间分布来看，压裂沟通天然裂缝时，微地震事件表现为事件能量较强、在同一位置重复、密集出现的特征^[23]。

根据这一方法分析川南深层页岩泸203H56平台微地震监测结果，通过振幅能量统计分析，将总计6278个微地震事件中的弱信号事件点与强信号事件点进行人工剥离（图 6）。可以看到，在泸203H56平台的泸203H56-1井和泸203H56-2井趾端区域，压裂施工过程中监测到大量强能量事件聚集响应，微地震事件能量较大，且呈条带状展布。采用公式（1）对该区域内微地震事件的M与lgQ_M进行线性拟合，得到各水平井微地震事件b值小于1，分别为0.28、0.30、0.36和0.42，符合压裂沟通天然裂缝的特征。

图 6

图 6 泸203H56平台微地震监测结果 Fig. 6 Micro-seismic monitoring results on Lu 203H56 platform 图中圆球代表不同微地震事件点

此外，根据泸203H56平台微地震信号出现时间的先后顺序及集中程度，可划分出9处天然裂缝带，走向主要为北东—南西方向（图 7a）。结合微地震事件与泸州地区五峰组—龙马溪组龙一₁⁴小层顶多级裂缝预测图叠合分析，确定这9处微地震集中区域与9条天然裂缝位置较为吻合（图 7b）。其中，第②、③和④号裂缝带之间间距较小、方向接近，沿北东—南西向斜穿泸203H56-1井、泸203H56-2井水平井筒。结合该平台窜扰井段施工压力曲线对窜扰井段进行分析，发现在压裂施工前期，近井筒区域监测到大量强能量事件的聚集响应；在压裂施工中期，微地震事件几乎只在天然裂缝区域大量响应，且压裂液沿优势簇流动，孔眼摩阻增大，造成施工压力迅速上升，但整体上呈下降趋势，说明水力裂缝此时已与天然裂缝带沟通（图 8、图 9）。总体上，当储层中发育有横跨多井的大规模天然裂缝带时，压裂液会优先向该处汇集、水力裂缝会优先向该处扩展，天然裂缝带的空间分布对水力裂缝的扩展路径具有显著的控制作用，导致“超级缝”的出现，引起大范围的井间连通。

图 7

图 7 泸203H56平台天然裂缝预测结果对比图 Fig. 7 Comparison between predicted natural fractures and micro-seismic events on Lu 203H56 platform

图 8

图 8 泸203H56-1井第8段压裂施工监测图 Fig. 8 Fracturing construction monitoring of the 8th stage in Well Lu 203H56-1 图中圆球代表微地震事件点，其大小表示能量的强弱

图 9

图 9 泸203H56-1井第8段压裂施工曲线图 Fig. 9 Fracturing construction curves of the 8th stage in Well Lu 203H56-1

针对川南深层页岩储层，基于非常规裂缝模型（Unconventional Fracture Model，UFM）建立子母井模式下的裂缝扩展模型，模型尺寸为1600m× 1600m×40m，网格数量为24648个，水平井间距为200m（表 1）。储层参数依据测井解释结果，压裂施工参数采用川南深层页岩气体积压裂设计方案V2.0主体段泵注程序。与此同时，模型中嵌入离散天然裂缝，以考虑天然裂缝的随机分布对裂缝扩展的影响。根据储层天然裂缝发育特征，川南深层页岩区块井区部署单元存在网状缝和条状缝两种展布模式，包括微细网状缝、中低曲率条状缝和高曲率条状缝。其中，条状缝方向性强，具有强沟通能力；而网状缝离散性强，缝网形态复杂，井间连通范围较广。因此，研究采用不同尺度天然裂缝（50m、150m和300m）的分布形式对应模拟上述情形，天然裂缝尺度越大，则网状缝发育程度越低、条状缝发育程度越高。

表 1

表 1 多井复杂裂缝扩展模型的建立及参数设置 Table 1 Establishment and parameter setting of multi-well complex fracture propagation model 模型参数 取值 建模实例 孔隙度 4.81% 渗透率 3.97×10-4mD 岩石压缩系数 0.1145MPa-1 弹性模量 34GPa 泊松比 0.22 最大水平主应力 109.6MPa 最小水平主应力 93.6MPa 压裂井段 3段 单段射孔簇数 10簇 簇间距 6m 注入液量 2000m3 注入支撑剂量 290t 支撑剂密度 1.6g/cm3

表 1 多井复杂裂缝扩展模型的建立及参数设置 Table 1 Establishment and parameter setting of multi-well complex fracture propagation model

结合川南深层页岩不同构造样式的地质和工程特征，根据井轨迹与水平最大主应力夹角（α）、井轨迹与天然裂缝夹角（β），以及天然裂缝与水平最大主应力夹角（γ）进行划分，如表 2所示。考虑到实际模拟的可行性，在裂缝扩展模拟过程中，水平井轨迹保持不变，将γ值作为划分标准，而α和β值作为参数的选择范围，则同一尺度天然裂缝存在5种组合模式、20组模拟案例。

表 2

表 2 不同水平最大主应力与天然裂缝夹角下的井轨迹部署模式 Table 2 Well trajectory deployment modes with various angles between maximum horizontal in-situ stress and natural fractures 模式 主要参数 参考参数 示意图* 天然裂缝与水平最大主应力夹角（γ） 井轨迹与水平最大主应力夹角（α） 井轨迹与天然裂缝夹角（β） 1 60°~90° 60° 30°~50° 2 40°~60° 70° 60°~70° 3 20°~40° 70°~80° 80°~90° 4 0°~20° 80°~90° 70°~80° 5 90° 90° 0° 注：*图中蓝色区域代表天然裂缝，灰色圆柱代表水平井，红色箭头代表水平最大主应力方向。

表 2 不同水平最大主应力与天然裂缝夹角下的井轨迹部署模式 Table 2 Well trajectory deployment modes with various angles between maximum horizontal in-situ stress and natural fractures

首先，模拟微细网状缝发育条件（天然裂缝长度L_NF=50m）下，不同井组部署模式的多井缝网形态，结果如图 10所示。可以看到：当天然裂缝与水平最大主应力夹角γ较大时，在多簇裂缝的扩展过程中，劣势裂缝易被高角度天然裂缝捕获，导致优势裂缝扩展失控，裂缝远端侵入邻井区域（图 10b—d、f）；当天然裂缝与水平最大主应力夹角γ为50°或40°时，水力裂缝容易使天然裂缝开启并在尾端向最大主应力方向逐渐偏转，压裂井段各簇裂缝扩展的均匀性提高（图 10h—k）；随着天然裂缝与水平最大主应力夹角进一步减小，水力裂缝、天然裂缝及最大水平主应力三者方向接近，压裂井段各簇裂缝长度增加（图 10l—t）。

图 10

图 10 不同井轨迹部署模式下的多井裂缝形态 Fig. 10 Multi-well fracture propagation patterns with various well trajectory deployment modes

根据理论分析，当水力裂缝与不同方位的天然裂缝相交时，存在两种作用机制：机制一，当逼近角较大时，若水力裂缝一侧穿遇天然裂缝，天然裂缝张性开启，所需开启压力较大，水力裂缝一侧容易被天然裂缝捕获，另一侧过度扩展；机制二，当逼近角较小时，水力裂缝一侧穿遇天然裂缝，所需开启压力较小，与天然裂缝相交一侧水力裂缝过度扩展。这两种情形均会导致多簇裂缝的非均匀扩展，某侧裂缝或某簇裂缝形成“超级缝”，过度扩展并侵入相邻水平井，造成井间裂缝沟通。理论分析结果与数值模拟结果具有相同规律，从预防水平井压裂窜扰的角度来看，川南深层页岩储层井组部署模式应当充分考虑井组部署区域储层地应力和天然裂缝的分布趋势，优化井轨迹、水平最大主应力和天然裂缝三者的组合关系，尽量避免水力裂缝与高角度或低角度天然裂缝相交，以降低井间裂缝沟通概率。

根据川南深层页岩储层水平井间距范围，进一步模拟150m和300m天然裂缝分布条件下多井复杂缝网的形态。若井组部署区域发育微细网状缝（天然裂缝长度为50m），当水力裂缝穿遇天然裂缝被捕获（较大逼近角）或诱导（较小逼近角）时，水力裂缝沿天然裂缝延伸较短距离后，在天然裂缝缝端重新向水平最大主应力方向偏转扩展，天然裂缝的捕获作用和诱导作用对多裂缝的竞争扩展影响较小；随着天然裂缝尺度增大、呈现条状裂缝的展布特征（天然裂缝长度为150m、300m）时，水力裂缝穿遇天然裂缝的概率增大，被捕获或诱导后沿天然裂缝延伸距离增加，某侧或某簇裂缝易于成为劣势侧或劣势簇裂缝，而另一侧裂缝或其他簇裂缝则成为优势侧或优势簇裂缝，多簇裂缝非对称和非均衡程度显著提高。对比不同天然裂缝尺度条件下井间裂缝沟通情况，可以发现：由于天然裂缝尺度的影响，高角度天然裂缝对水力裂缝的捕获作用，以及低角度天然裂缝对水力裂缝的诱导作用明显增强，井间裂缝逐渐由单缝沟通转变为多缝沟通，横向沟通范围则从两口井扩大至多口井（图 11、图 12）。

图 11

图 11 高逼近角条件下天然裂缝尺度对多簇裂缝扩展的影响（γ=90°） Fig. 11 Influence of natural fracture size on multi-cluster fracture propagation given a high approximation angle(γ=90°)

图 12

图 12 低逼近角条件下天然裂缝尺度对多簇裂缝扩展的影响（γ=10°） Fig. 12 Influence of natural fracture size on multi-cluster fracture propagation given a low approximation angle(γ=10°)

进一步统计不同天然裂缝尺度下，所有井轨迹部署模式的子母井各簇裂缝长度，并引入差异系数S来表征多裂缝扩展的非均匀程度。

式中L_n——第n簇裂缝长度，m；

L——平均裂缝长度，m；

n——总压裂簇数。

由此，得到天然裂缝长度分别等于50m、150m和300m时，多簇裂缝的平均缝长和差异系数随天然裂缝与水平最大主应力方向夹角γ变化的曲线，如图 13所示。对比可知：在不同的天然裂缝长度条件下，若天然裂缝与水平最大主应力方向夹角较小，则多裂缝平均缝长相对较大；随着天然裂缝与水平最大主应力方向夹角增大，多裂缝差异系数也随之增大。这种变化趋势说明，当水力裂缝与天然裂缝的逼近角较大时，多裂缝非均匀扩展是导致井间压裂窜扰的主要因素，符合前述作用机制二所做出的理论分析；而当水力裂缝与天然裂缝的逼近角较小时，平均裂缝长度较长是导致井间压裂窜扰的主要因素，符合前述作用机制一所做出的理论分析。由此，为水平井压裂窜扰预防对策的制定提供了思路，即当天然裂缝与水平最大主应力方向夹角γ较大时（＞50°），可以通过缝口暂堵的措施来促进多裂缝均匀进液，从而减弱多裂缝的竞争扩展；而当天然裂缝与水平最大主应力方向夹角γ较小时（＜30°），可以通过井距和规模匹配措施来适当减小裂缝长度，避免因水力裂缝长度过长而导致的井间连通问题。此外，当天然裂缝与水平最大主应力方向夹角γ处于中间范围时（30°~50°），多裂缝平均缝长与差异系数适中，井轨迹在此范围内部署能够降低压裂窜扰发生的概率。

图 13

图 13 不同天然裂缝长度下多裂缝平均缝长和差异系数随γ的变化曲线图 Fig. 13 Variations of average fracture length and coefficient of difference with γ given various natural fracture lengths

图 14

图 14 地应力非均匀分布对多裂缝扩展的影响示意图 Fig. 14 Influence of non-uniform distribution of in-situ stress on multi-fracture propagation

目前，川南深层页岩储层体积压裂的各项工程参数指标不断提高，优化形成以“密切割分段+短簇距布缝、大孔径等孔径射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高强度小粒径组合支撑剂和大规模高强度改造”为核心的关键技术^[24]。然而，由于缝间干扰和储层非均质性的影响，多簇裂缝的非均匀扩展程度会更高，部分水力裂缝未能有效延伸，单段注入的大部分压裂液会集中流入其他裂缝，导致裂缝扩展失控，井间裂缝沟通风险会更大。

因此，针对沿井轨迹方向地应力非均匀分布所引起的井间窜扰问题，模拟研究单一井段内多簇裂缝非均衡扩展的情形。采用区域高应力与区域低应力的差值σ_s来表征地应力分布的非均匀程度，应力差值越大，则非均质性越强。模型中单一井段内前5簇裂缝所处地应力值较高（区域①），而后5簇裂缝所处地应力值较低（区域②）。

对比可知，当σ_s=0时，即地应力均匀分布时，各簇裂缝长度差异较小，区域①中各簇裂缝平均长度为196m，区域②中各簇裂缝平均长度为180m；当σ_s=4MPa时，各簇裂缝差异增大，区域①中裂缝平均长度达到256m，超过200m井距，其中该区域中两条裂缝成为起主导作用的优势裂缝，而区域②中各簇裂缝成为劣势裂缝，平均长度仅为78m；当σ_s=8MPa时，优势裂缝和劣势裂缝的差异极大，区域①中优势裂缝长度达到478m，而区域②中劣势裂缝的平均长度仅为20m，说明注入的压裂液大部分进入优势射孔簇，高应力区域的射孔成为无效射孔。

（1）根据川南地区深层页岩储层天然裂缝及水平地应力的组合特征，认为引起水平井压裂窜扰的关键地质因素在于：地质构造顶部具有水平地应力值较小、条状裂缝较为发育的双重特征，并且存在10°~20°的地应力方向偏转。因此，当靠近此区域的水平井压裂时，水力裂缝易被诱导并沿条状天然裂缝扩展，导致多井大范围的连片压裂窜扰。

（2）由于储层天然裂缝在近井区域的随机分布，多簇裂缝的过程具有极大的不可控性和不确定性，体积压裂后形成高度非对称和非均匀缝网的概率较高。根据已窜扰水平井压裂过程中的微地震监测结果，当近井区域为裂缝带或破碎带（小尺度网状缝）时，微地震信号分布于近井区域，无明显固定方位，对邻井影响有限；当近井区域存在贯穿多个水平井筒的斜交缝（大尺度条状缝）时，其对水力裂缝的控制明显，易形成“超级缝”，压裂时集中出现大量微地震事件，水平井间裂缝沟通。

（3）建立多井复杂裂缝扩展模型，模拟得到多簇裂缝的竞争扩展规律，及其对水平井压裂窜扰的影响机制。①对于川南地区深层页岩实际的井轨迹部署模式，当天然裂缝与水平最大主应力的夹角γ较大时，某侧裂缝易过度扩展、侵入邻井；当天然裂缝与水平最大主应力的夹角γ较小时，多簇裂缝平均缝长增大，实际缝长大于设计缝长，井间裂缝概率较高。因此，需要根据各井段实际情况优选井轨迹部署模式。②随着天然裂缝尺度增大，高角度天然裂缝的捕获作用和低角度天然裂缝的诱导作用增强，井间裂缝沟通风险提高，建议加强近井区域储层天然裂缝的有效识别，尽量避开大尺度条状天然裂缝分布区域。③沿水平井轨迹方向地应力的非均匀分布强化了多簇裂缝非均衡扩展程度，当区域高应力和区域低应力差值σ_s接近4MPa时，优势裂缝长度超过水平井间距，井间裂缝沟通；当σ_s为8MPa时，高应力区域射孔基本不进液、成为无效射孔。因此，当沿水平井轨迹方向上段内σ_s接近4MPa时，就应考虑采用“小段少簇”精确布缝方式来避免井间窜扰。