目前低渗透和非常规油气资源是我国油气勘探开发的重点,水力压裂是其开发的关键技术。在成岩与后期构造变动中,储层常常产生纵横交错的天然裂缝系统,表现为裂缝性。由于天然裂缝的存在,裂缝性储层的起裂方式变得多样化,破裂压力的预测也时常出现偏差。目前国内外学者对储层沿天然裂缝起裂的研究多将裂缝内考虑成均布压力,而实际上水力压裂过程中由于缝内流体的流动、流体的滞后效应使得裂缝内流体是非均匀分布的,而由于井周围岩应力作用,裂缝壁面应力也为非均匀分布,这将影响裂缝尖端应力场,从而影响天然裂缝的破裂模式以及破裂压力。因此,本文以断裂力学理论为基础,围绕裂缝壁面非均布应力,采用复变函数法,推导了非均布应力下裂缝尖端应力强度因子计算模型,并进一步探讨了非均布应力下裂缝尖端应力强度因子的变化规律;在此基础之上,结合弹性力学与流体力学理论,开展了裂缝壁面应力分布研究和裂缝尖端流体滞后区研究,再结合岩体变形模型、缝内流体流动模型以及复合破裂准则,建立了非均布应力下裂缝性储层沿天然裂缝起裂数学模型,最后利用位移不连续法与有限差分法对模型进行求解,并探究了储层参数、流体参数、施工参数以及裂缝参数对储层沿天然裂缝起裂规律与起裂模式的影响。通过研究得到以下一些主要研究结论与认识:(1)裂缝倾角是影响天然裂缝起裂的主要因素,天然裂缝处于中等角度缝时易发生剪切破坏,天然裂缝为低角度缝与高角度缝时,容易发生复合型破坏;剪切破裂压力随着裂缝倾角的增大呈现出先减小后增大的变化趋势;复合破裂压力随着裂缝倾角的增大而减小。(2)当裂缝发生剪切破裂时,破裂压力随着地应力差、内摩擦系数以及Biot系数的增大而逐渐增大;随着泊松比、裂缝长度的增大而逐渐减小;随着方位角的增大,先增大后减小,并在45°时取最大。(3)当裂缝发生复合型破裂时,施工参数与流体性质对裂缝起裂影响不大,储层参数与裂缝参数对破裂压力以及开裂角都有较大的影响。储层参数中,破裂压力随着泊松比的增大而减小,开裂角保持不变;破裂压力与开裂角都随着地应力差的增大而增大。裂缝参数中,破裂压力随着裂缝长度增大而减小,而其开裂角随着裂缝长度增大而增大;破裂压力与开裂角都随方位角的增大呈现出先增大后减小的变化规律,并在方位角为45°时取得最大值;破裂压力随着裂缝倾角的增大而减小,其开裂角随倾角的增大呈现出先增大后减小的规律。本文的研究成果明确了影响裂缝性储层沿天然裂缝起裂的主控因素,对裂缝性储层破裂压力的预测以及压裂施工的设计具有一定的指导意义。