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2025 , Vol. 40 >Issue 1: 166 - 175

DOI: https://doi.org/10.6038/pg2025II0024

Study on integrated evaluation system of tight oil geological engineering: a case study of Chang 8 reservoir in western Ganquan area, Ordos Basin

  • LianRu YANG , 1 ,
  • JinFeng LI , 1, * ,
  • JiJi SUN 1 ,
  • Qian WANG 1 ,
  • YanJun WU 2 ,
  • YinHui REN 2
Expand
  • 1 Development Section of Xiasiwan Oilfield, Yanchang Petroleum(Group) Co., Ltd., Yan'an 716000, China
  • 2 School of Petroleum Engineering and Environmental Engineering, Yan'an University, Yan'an 716000, China

Received date: 2024-04-16

  Online published: 2025-03-13

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Copyright ©2025 Progress in Geophysics. All rights reserved.
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Abstract

The integration of geological engineering is one of the key technologies for efficient development of tight oil, and plays a very important role in the development of tight oil in Chang 8 member of the lower Yanchang Formation in West Ganquan. However, the evaluation criteria for geological and engineering sweet spots have not yet been formed in this block, which restricts the deployment of future oil and gas exploration and development plans. Therefore, using logging data to identify reservoirs in Chang 8 member of the study area, the evaluation index system of geological sweet spot is formed in terms of source rock, diagenetic facies and reservoir distribution characteristics. From brittleness index, rock stress and strain test, rock tensile fracture test, the evaluation index of engineering sweet area is established. The results show that: (1) The identification accuracy of reservoir fluid properties of Chang 8 member in the study area can reach 90% by differential analysis and fluid sensitive parameter method; (2) An evaluation index of geological sweet spot area of tight oil reservoir is established based on sand thickness, reservoir thickness, sedimentary facies, porosity, diagenetic facies and TOC*H parameters; (3) On the basis of petrophysical experiments and actual construction results, the evaluation indexes of the sweet spot of Chang 8 tight reservoir engineering in the study area are established from the aspects of petrophysical parameters and the optimization of differentiated fine-cut volumetric fracturing process. Under the constraint of geological sweet spot and engineering sweet spot, the recovery rate of Class Ⅰ reservoir can be increased from 5.3% to 17.3%, Class Ⅱ reservoir can only be increased from 4.86% to 8.19%, and Class Ⅲ reservoir can only be increased from 2.81% to 4.95% by optimizing fracturing process parameters.

Key words： Tight oil; Geology-engineering integration; Evaluation index; Western Ganquan area

Cite this article

LianRu YANG , JinFeng LI , JiJi SUN , Qian WANG , YanJun WU , YinHui REN . Study on integrated evaluation system of tight oil geological engineering: a case study of Chang 8 reservoir in western Ganquan area, Ordos Basin[J]. Progress in Geophysics, 2025 , 40(1) : 166 -175 . DOI: 10.6038/pg2025II0024

0 引言

地质工程一体化是致密油、页岩气、煤层气等非常规油气高效勘探开发的重要途径，在塔里木、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等多个区块进行了实践应用，取得了良好效果(范家伟等，2022；杨智等，2020；冯张斌等，2020).目前，主要基于三维精细地质、油藏、地应力模型，开展井位布置方案优化、平台化作业、科学设计钻井轨迹，根据不同岩石力学性质和区域构造特征，优化压裂施工工艺参数(冯张斌等，2020)；研发了缝控压裂技术、集约型的工厂化施工方式、水平井细分切割压裂等新的技术方案(雷群等，2020；金成志等，2019).吴奇等(2018)提出了基于经济价值为前提，以数据为基础和纽带，实现多学科交叉融合，实现数据平台化.在实践应用中，利用地质工程一体化技术，庆城夹层型页岩油，实现单井日产油14.5吨(慕立俊等，2023)；柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩油实现日产油113.5 m3，落实页岩油地质储量5亿吨(谢贵琪等，2023)；松辽盆地吉页油1HF井获得16.4 m3/d的高产稳产页岩油，实现了该去快快页岩油开发的重大突破(刘卫彬等，2023).但是，地质工程一体化开发仍处于探索创新阶段，不同盆地、不同层位的地质条件差异性较大，不能用同一套理论参数开展工程施工.雷群等(2020)提出要推进地质工程一体化技术方案精准工程，进而为为油气高效开发提供指引.2021年，在甘泉西部延长组长7、长8段发现了亿吨级大油田，表明了该区块长8段致密油资源的勘探开发潜力巨大(陈义国等，2021)，与此同时，在该区块开展水平井差异化细切割体积压裂技术工艺矿场实验，单井实现日产油20吨，产能较优化前提升了1380 t/年，但是，在该区块尚未形成油水层识别、地质甜点区、工程甜点区及施工工艺参数的指标体系，为此，探索建立适用区域上的地质甜点区、工程甜点区、施工工艺参数非常必要.

1 油水层测井识别

致密油测井评价方面，形成了声波时差与电阻率交会图版法、三孔隙度重叠法、判别分析法、沉积相控解释法、曲线变化程度分析法、侧向-感应联测对比法、综合指数法、电阻率曲线总差异法的常规测井识别油水层的方法体系(田瀚等，2023).在特殊测井系列中，形成了高分辨率感应—侧向联合法、核磁共振(一维核磁、二维核磁)等识别方法(白龙辉等，2021；石玉江等，2023)；在数据挖掘中，形成了人工神经网络、概率神经网络法、支持向量机算法(SVM)、模糊聚类分析、极端梯度提升(XGBoost, eXtreme Gradient Boosting)、灰色聚类分析以及KNN分类法、BPNN、SVM、GPR单一学习器以及集成学习器等识别方法(张向君和张晔，2018).
在甘泉西部长8段油水层识别中，首先利用声波时差、密度与电阻率交汇图法，初步确定油层、油水层同层、水层的测井参数响应范围，电阻率-声波时差、电阻率-补偿密度交会图显示，油层电阻率一般高于40 Ω · m，声波时差通常高于224 μs/m，DEN < 2.42 g/cm3；油水同层RILD>40 Ω · m、AC>224 μs/m区域，DEN>2.42 g/cm3；水层RILD < 40 Ω · m. 其次，利用差微分析法和流体敏感参数法对流体进行识别.

1.1 微差分析法

基于阿尔奇公式，利用微差分析法进行微差处理，进而识别流体.具体过程如下：
阿尔奇公式：
$S_{\mathrm{w}}^{\mathrm{n}}=\frac{a b R w}{R t \varphi^{\mathrm{m}}}.$
对阿尔奇公式进行微差处理：
$\frac{n \Delta S w}{S w}=\frac{\Delta \varphi}{\varphi}-\frac{\Delta R t}{R t} \frac{n \Delta S w}{S w}=\frac{\Delta \varphi}{\varphi}-\frac{\Delta R t}{R t} .$
对于水层(ΔSw=0)：
$\frac{\Delta \varphi}{\varphi}+\frac{\Delta R t}{R t}=0 .$
对于含油层(ΔSw < 0)：
$\frac{\Delta \varphi}{\varphi}+\frac{\Delta R t}{R t}>0 .$
当储层为水层时，孔隙度增大，对应的电阻率减小；当储层为油层时，孔隙度增大，对应的电阻率也增大.为此可利用三孔隙度测井曲线与电阻率曲线进行反向重叠，含油水层或水层段，三孔隙度测井曲线与电阻率曲线之间的包络面积较小或基本无包络面积，呈“))”型.油层段，三孔隙度测井曲线与电阻率曲线之间包络面积增大，呈“()”型.

1.2 流体敏感参数法

针对研究区长8段储层非均质性强，孔隙结构复杂，孔隙类型多样的特点，利用Kozeny-Carman方程(公式5)，构建孔隙结构与储层含油性的相关关系，其中含油指数(Io)考虑了电阻率和自然电位相对值两个参数，电阻率越高、渗透性越好的储层通常含油性较好，孔隙度指数(Ip)从孔隙度和声波时差两个参数考虑，孔隙结构越好，越有利于油气聚集.Kozeny-Carman方程：
$\frac{K}{\emptyset}=\frac{1}{F_{\mathrm{s}} \tau^2 S_{\mathrm{gv}}} \frac{\emptyset^2}{(1-\emptyset)^2}, $
式中：K为渗透率，单位为10-15 m2；Φ为孔隙度，单位为%; Fs为形状系数；τ为孔隙弯曲度；Sgv为比表面.
孔隙度指数：
$I_{\mathrm{P}}=\frac{\emptyset}{1-\emptyset} A C, $
含油性指数：
$I_{\mathrm{o}}=\frac{R_{\mathrm{t}}}{\Delta S P}, $
其中：Φ为孔隙度，单位为%; ΔSP为自然电位幅度，单位为mV；Δt为声波时差值，单位为μm/s；Rt为地层电阻率，单位为Ω · m.
利用流体敏感参数法，计算了研究区长8段储层的孔隙度指数和含油指数，研究表明：油层和油水同层对应的孔隙性指数Ip>16.76、含油性指数Io>0.53；水层对应的孔隙性指数Ip < 16.76，Io < 0.53(图 1).
图1 孔隙性指数Ip与含油性指数Io交会图版

Fig 1 Intersection diagram of porosity index Ip and oiliness index Io

2 “双甜点区”评价方法

2.1 地质甜点区评价

2.1.1 烃源岩评价

甘泉西部延长组油源条件十分优越，发育长7、长8、长9等3套烃源岩，单井优质烃源岩厚度在23.6~90 m，平均50.7 m.
甘泉西部长7期处于半深湖-深湖区，优质烃源岩全区分布，主要分布在长7的中下部，厚度也最大，单井厚度在14.5~67.5 m，平均厚度为33.2 m，为研究区最重要的烃源岩，该段烃源岩厚度大、分布范围广，在生烃增压作用下，通过双向主动排烃，具有近源运聚、持续成藏的特征，在长2、长4+5、长6、长7、长8以及长9形成多层系叠置的大型油藏.
由于甘泉西部地区在长9、长8沉积时期处于湖盆中心位置，长82的上部，以芦10~芦评17井为中心，广泛发育一套优质烃源岩，单井厚度在3.1~32.7 m，平均厚度为12.7 m，有机碳含量平均为2.0%, 有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型(袁媛等，2018)，长8烃源岩厚度较长9平均厚度大，较长7烃源岩厚度较薄，在研究分布范围约占70%, 面积较长9烃源岩面积小，但其镜质体反射为0.79% ~1.02%, 也说明该段烃源岩已经进入生烃阶段，具有一定的生烃能力.
甘泉西部在长9油层组沉积时期，处于湖盆中心位置，在长9段顶部广泛发育一套优质烃源岩，该套烃源岩以中东部下寺湾川道区块新116~新117为中心大面积分布，向西、向南减薄，单井厚度在1.6~21.5 m，平均厚度为10.9 m.长9段烃源岩为仅次于长7段烃源岩，长9段有效生烃范围约占研究区82%, 厚度向西变薄，为研究区另一套重要的烃源岩，同样具有双向排烃作用，上部主要长82储集砂体为多期叠加的水下分流河道及浊积水道砂体厚度大、分布较稳定，但储层较致密，石油以侧向运移为主，邻近生烃中心有利于石油聚集成藏.近年来，油源对比分析表明，长8油藏中的油源可能来自长9烃源岩.
甘泉西部长8原油地球化学特征分析表明：原油密度在平均为0.83 g/cm3，长81和长82原油物理性质差异不明显，整体上为陆相正常原油；Pr/nC17和Ph/nC18分别为0.15~0.73和0.09~0.48，分布范围较宽，表明为不同成因类型原油的混合.甾烷特征C27—C28—C29呈V字形分布，表明有机质来源为混合输入的特征.萜烷特征C21和C23三环萜烷相对含量平均值分别为0.28和0.38.油源对比分析研究证明，长8原油来源具有多解性，除长7烃源岩外，甘泉西部长9、长8烃源岩对长8油藏具有贡献(朱必清等，2022).
目前，利用测井资料和实验分析资料，计算烃源岩有机碳含量的方法已非常成熟，主要有ΔlgR法、多元参数统计法、神经网络法，其中ΔlgR法、多元参数统计法在鄂尔多斯盆地均可使用，为此不在赘述.本次研究中，综合考虑烃源岩有机碳含量(TOC)和烃源岩厚度(H)两个参数，构建TOC*H指数，并将其作为地质甜点区优选的指标之一.

2.1.2 成岩相评价

由于压实、胶结、溶蚀等作用的程度不同，不同成岩相的物性特征有所差异，进而导致不同的成岩相对应的测井响应特征不同，例如胶结作用使储层孔隙度和渗透率降低，常规测井上呈现低声波时差、高补偿密度、高电阻率的特点；溶蚀作用改善砂岩储层孔、渗条件，测井曲线上表现为声波时差增大、密度降低、补偿中子降低(钟高润等，2023).按照成岩作用类型，长8储层划分出了4种成岩相：中压实不稳定组分溶蚀成岩相，强压实碳酸盐胶结成岩相，强压实高岭石胶结成岩相，强压实致密成岩相.测井参数响应统计表见表 1，利用电阻率-声波时差交会图识别成岩相图版见图 2.
表1 长8段不同成岩相测井参数响应范围

Table 1 Response range of logging parameters of different diagenetic facies in Chang 8 member

成岩相 GR/API SP/mV AC/(μm/s) RILD/(Ω·m)
中压实不稳定组分溶蚀溶孔相 $ \frac{95.02 \sim 110.32}{103.95}$ $\frac{82.85 \sim 84.89}{83.89} $ $ \frac{285.8 \sim 356.8}{309.32}$ $ \frac{28.88 \sim 90.44}{59.67}$
强压实钙质胶结致密相 $ \frac{79.34 \sim 142.03}{107.04}$ $ \frac{63.97 \sim 82.83}{68.33}$ $\frac{210.5 \sim 261.4}{240.83} $ $\frac{32.96 \sim 103.62}{62.85} $
强压实高岭石胶结致密相 $\frac{98.32 \sim 197.51}{135.45} $ $\frac{43.07 \sim 62.40}{57.12} $ $\frac{264.7 \sim 285.9}{273.18} $ $\frac{39.16 \sim 85.44}{54.36} $
强压实致密成岩相 $\frac{56.53 \sim 96.52}{76.01} $ $\frac{101.6 \sim 117.8}{112.23} $ $\frac{227.8 \sim 278.8}{240.62} $ $\frac{10.08 \sim 26.22}{14.28} $
图2 长8段储层成岩相测井识别图版

Fig 2 Lithography identification of reservoir diagenetic facies logging in Chang 8 member

2.1.3 油藏分布特征

长8油层是甘泉西部下组合石油的主要产层，长81、长82油层亚组普遍含油，下组合中长82含油性最好，单井油层厚度在0.6~18.6 m，平均7.5 m；单井油层数在1~7层，平均2.0层/井；单井夹层厚度在0.3~5.5 m，平均1.7 m，单井夹层数在1~4层.油层主要分布砂体的中上部，且长82较长81含油更为普遍；长81含油性较好，单井油层厚度在0.6~14.1 m，平均4.1 m；单油层厚度在0.5~7.5 m，平均2.0 m，单井油层数在1~6层，平均3.3层/井；单井夹层厚度在0.4~3.7 m，平均1.6 m，单井夹层数在1~3层.油层主要分布砂体的中上部(图 3).
图3 研究区长8段油藏剖面特征

Fig 3 Reservoir profile characteristics of Chang 8 member in the study area

2.1.4 地质甜点区评价指标

沉积相、砂体结构特征、成岩相与烃源岩特征共同控制有利区块的分布，根据不同控制因素优差等级，制定出Ⅰ类有利区，Ⅱ类有利区和Ⅲ类有利区(表 2).其中，砂厚、沉积相、砂体结构和成岩相共同决定了储层空间规模，TOC*H决定了烃源岩对储层持续提供油气的能力.两者优劣组合形成了有利区的三种分类.结合研究区砂厚等值线图、沉积相图、成岩相图和砂体结构图勾画有利区.在考虑优势沉积相(水下分流河道和主沟道)、优势成岩相(中压实不稳定组分溶蚀溶孔相)和优等烃源岩(TOC*H)的基础上，对上述参数的平面分布特征进行叠加，以其交集区域为Ⅰ类有利区块，结合次优势相与优势相的组合叠加，划分出Ⅱ类和Ⅲ类有利区.
表2 甘泉西部地区“地质甜点区”划分标准

Table 2 Classification criteria of "geological dessert area" in western Ganquan

有利区类型 砂厚/m 油层/m 沉积相 孔隙度/% 成岩相 TOC*H
Ⅰ类 ≥20 ≥6 水下分流河道 ≥8 中压实不稳定组分溶蚀溶孔相 ≥100
Ⅱ类 15~20 ≥4 水下分流河道 7~9 中压实不稳定组分溶蚀溶孔相 50~100
15~20 ≥2.5 水下分流河道及侧翼、浊积水道 ≥7 强压实高岭石胶结致密相 ≥100
Ⅲ类 < 15 ≤2.5 浊积水道前缘、水下分流河道及侧翼 ≤8 强压实钙质胶结致密相、强压实致密成岩相 ≥50

2.2 工程甜点区评价

工程甜点区优选主要基于脆性指数、应力应变实验，获取相关参数，为施工压裂参数优选提供依据，本次研究中开展储层脆性指数评价、单轴应力实验、三轴抗压实验和岩石抗拉实验，进而确定工程甜点区的优选参数，总结了水平井体积压裂的最优参数.

2.2.1 脆性指数评价

目前致密油开采的关键技术是水平井钻井和分段体积压裂，岩石脆性指数是判断储层可压裂性的关键参数，储层中石英等脆性矿物含量与储层压裂改造工艺参数设计关系密切，是影响油气产量的重要因素之一(郭京哲等，2023).具有高石英含量或高碳酸盐含量和低泥质含量的岩石脆性高，脆性矿物含量高的砂岩一般天然裂缝较发育，在压裂过程中可产生剪切破坏并有利于形成复杂的网状裂缝，通过采用体积压裂技术，实现大面积泄油，从而提高单井产量.因此，脆性指数也是致密砂岩储层评价的一个重要方面.已有研究表明，当脆性指数小于25%时，压裂改造效果较差；当脆性指数为30%是，能够形成多裂缝；当脆性指数大于40%时，则能形成网状裂缝.本次采用矿物组分法计算脆性指数，其中长82段储层具有大量的薄片分析实验数据，为研究脆性指数提供了条件.计算公式为：
$\begin{aligned}I_{\mathrm{B}}= & \text { 石英含量 }+ \text { 碳酸盐含量 } /(\text { 石英 }+ \text { 长石 }+ \\& \text { 碳酸盐+黏土）含量 } \times 100 \% \text { .}\end{aligned}$
薄片分析结果显示，长8段储层长石主要为钠长石和钾长石，钙长石含量极少，因此，本次研究中，将长石作为塑性矿物矿物处理.计算结果显示：长82脆性指数一般分布在17.8% ~66.7%, 平均33.4%(图 4)，脆性指数差异性较大，在后续压裂施工中，分类开展工艺参数优化非常必要.
图4 研究区长8段储层矿物成分与脆性分布图

Fig 4 Reservoir mineral composition and brittleness distribution map of Chang 8 member in the study area

2.2.2 岩石应力应变评价

2.2.2.1 单轴压缩实验

单轴压缩实验是最常用的岩石强度实验，对研究区长8段4组12块砂岩岩心开展了单轴压缩实验，实验结果表明：弹性模量分布在16~75 GPa之间，主要集中在30~55 GPa，平均值43.43 GPa，弹性模量差异性较大，也说明了区内岩石力学参数非均质性很强；泊松比分布集中于0.23~0.34之间，平均值为0.27(图 5).
图5 砂岩单轴实验效果图和应力应变曲线

Fig 5 Effect diagram of sandstone uniaxial experiment and stress-strain curve

2.2.2.2 岩石三轴抗压实验

真三轴岩石力学实验能够更好的反映水力压裂过程，也是水力压裂施工工艺参数优化的重要数据来源，在三轴压缩实验的基础上，在5 MPa至50 MPa围压下条件下，设计了10组不同围压实验，采用位移静态加载方式，加载速率为0.2 mm/min.研究结果表明：较低围压时破坏裂纹众多，主裂纹伴随众多次生裂纹；围压较高时，以单一主裂纹为主，次生裂纹较少.围压与抗压强度关系进一步表明：随着围压的提高，抗压强度增加，围压较低时，增幅明显，围压较高时，增幅放缓(图 6).
图6 不同围压下的破坏模式及围压与抗压强度关系图

Fig 6 Failure modes and relationship between confining pressure and compressive strength under different confining pressures

2.2.2.3 岩石的拉伸破裂实验

岩石拉伸破裂实验可分为直接法和间接法两种，其中间接法能够更容易得确定拉伸强度且实验过程相对简单，在本次研究中，采用间接法开展岩石拉伸破裂实验.
试件的抗拉强度按式(9)计算：
$\sigma_{\mathrm{t}}=\frac{2 P}{\mathtt{π} D h}, $
其中，P为破坏荷载；D为试件直径；H为试件厚度.研究中对10个样品进行了实验分析，结果显示破坏载荷分布在14~24 kN，平均19.11 kN，拉伸强度分布在5~11 MPa，平均7.55 MPa(表 3).
表3 拉伸实验结果(李锦锋等，2022)

Table 3 Tensile test results(Li et al., 2022)

序号 试件直径/mm 试件高/mm 破坏荷载/kN 拉伸强度/MPa
1 50.3 25.1 16.44 7.94
2 50.1 24.7 22.12 5.02
3 49.8 25 15.07 5.92
4 50.3 24.9 24.65 9.9
5 49.8 25.2 23.91 10.91
6 50.2 25.3 21.99 7.15
7 49.7 25.3 18.02 5.63
8 50.2 24.8 17.84 7.32
9 49.8 25 14.8 9.82
10 50.2 24.8 16.32 5.9

2.2.3 工程甜点区评价指标

岩石脆性、泊松比、杨氏模量是工程甜点区优选的三个重要参数，在水平井差异化细切割体积压裂工艺优化中主要从段间距、入地液量、单段支撑剂用量、支撑剂类型、水平段长度、井间距方面进行优化，在实验分析基础上，结合现场施工工艺，构建了甘泉西部地区“工程甜点区”划分标准和体积压裂参数优化(表 4).
表4 甘泉西部地区“工程甜点区”划分标准及压裂优化

Table 4 Division standard of "engineering sweet spot" and optimization of fracturing parameters in west Ganquan area

有利区类型 岩石物理参数 差异化细切割体积压裂工艺优化
脆性/% 泊松比 杨氏模量 段间距/簇 入液强度/(m3/m) 单段支撑剂用量/m3 裂缝半长/m 裂缝间距/m 缝高/m 改造段数/段 支撑剂类型 水平段长度/m 井间距/m
Ⅰ类 ≥42 < 0.20 >30 4~6 15~20 20~25 185 15 17.2 16 石英砂，20/40目为50%, 40/70目和100/140为50% 1200~1500 350~400
Ⅱ类 40~42 0.2~0.25 20~30 4~5 10~15 16~22 150 22 13.6 11
Ⅲ类 < 40 >0.25 < 20 3~4 5~10 14~18 143 25 8.6 7

3 应用效果分析

根据以上对全区储层的参数优选及其方案优化，可以将油藏分为四类不同类型的储层，将四类储层的油藏参数分别进行优化.为了研究同一区域内不同参数对开发效果的影响，选取柳洛峪长8油藏的Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层作为研究目标，研究了不同储层改造参数对开发效果的影响.综合结果表明：(1)在同一个区域内，水平井越长，井的控制储量越大，采出程度越高；(2)压裂裂缝渗透率从10-11 m2提高至5×10-11 m2 (导流能力从2 μm2 ·cm至10 μm2 ·cm)时，提采效果最明显；(3)储层物性越好，压裂增产幅度越大，Ⅰ类储层采收率能从5.3%提高到17.3%, Ⅱ类储层只能从4.86%提高到8.19%, Ⅲ类储层只能从2.81%提高到4.95%.

4 结论

(1) 在测井交会图识别油水层的同时，微差分析法和流体敏感参数法对研究区长8段储层流体性质能够较为准确的识别，识别精度可达90%.
(2) 根据砂厚、油层厚度、沉积相、孔隙度、成岩相、TOC*H参数，综合考虑储层地质特征和烃源岩特征，建立研究区长8段致密油油藏地质甜点区的评价指标.
(3) 在岩石物理实验基础上，结合实际施工效果，从岩石物理参数和差异化细切割体积压裂工艺优化方面，建立了研究区长8段致密油藏工程甜点区的评价指标，为高效开展水平井压裂提供了依据.
(4) 在地质甜点区和工程甜点区约束下，利用优化的压裂工艺参数开展施工作业，有效提高了采收率，Ⅰ类储层采收率能从5.3%提高到17.3%, Ⅱ类储层只能从4.86%提高到8.19%, Ⅲ类储层只能从2.81%提高到4.95%.

感谢延安大学石油工程与环境工程学院在论文完成中提供分析测试条件, 感谢审稿专家提出的修改意见.

References

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