孟凡坤　蘇玉亮　魯明晶　任　龍　崔　靜（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島　266580）

長(zhǎng)6特低滲透油藏重復(fù)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

孟凡坤蘇玉亮魯明晶任龍崔靜
（中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

直井體積壓裂作為一種新型、高效的開(kāi)發(fā)方式，對(duì)重復(fù)改造儲(chǔ)層快速增產(chǎn)有重要意義?；谔氐蜐B油藏菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，建立了考慮初次壓裂裂縫時(shí)變性和重復(fù)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)特征的研究井組模型，應(yīng)用數(shù)值模擬方法，根據(jù)剩余油分布結(jié)果優(yōu)選重復(fù)壓裂潛力井，并采用正交試驗(yàn)方法進(jìn)行縫網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)。結(jié)果表明：主裂縫導(dǎo)流能力對(duì)增產(chǎn)效果影響顯著，其次為主裂縫長(zhǎng)度和次裂縫導(dǎo)流能力，縫網(wǎng)寬度和次裂縫間距影響程度較小。在實(shí)際井網(wǎng)、井距和壓裂工藝所限制的范圍內(nèi)，當(dāng)主、次裂縫導(dǎo)流能力分別為25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂縫長(zhǎng)度為290 m，縫網(wǎng)寬度、次裂縫間距分別為100 m、30 m時(shí)，開(kāi)發(fā)效果最好。研究結(jié)果不僅為長(zhǎng)6特低滲透油藏重復(fù)改造提供了理論基礎(chǔ)，而且對(duì)同類油藏重復(fù)壓裂縫網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)具有重要的借鑒價(jià)值。

特低滲油藏；菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)；重復(fù)壓裂；導(dǎo)流能力時(shí)變性；復(fù)雜縫網(wǎng)；參數(shù)優(yōu)化

三疊統(tǒng)長(zhǎng)6儲(chǔ)層滲透率低，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，依靠天然能量難以開(kāi)發(fā)，因而在開(kāi)發(fā)初期，基于菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，根據(jù)最大主應(yīng)力方向，進(jìn)行初次壓裂改造［1］。但受制于國(guó)內(nèi)當(dāng)時(shí)的壓裂技術(shù)，壓裂規(guī)模普遍較小，形式單一，主要為雙翼等長(zhǎng)壓裂，縫長(zhǎng)較短，支撐劑的強(qiáng)度較小，隨生產(chǎn)時(shí)間推移，支撐劑會(huì)破碎、壓實(shí)及嵌入巖石，致使裂縫導(dǎo)流能力降低甚至失效［2-4］。由于在壓裂措施實(shí)施及后續(xù)生產(chǎn)過(guò)程中，井周圍地應(yīng)力發(fā)生較大變化，常規(guī)重復(fù)壓裂已很難達(dá)到預(yù)期的增產(chǎn)效果。體積壓裂作為一種高效的開(kāi)發(fā)方式，可有效增大裂縫網(wǎng)絡(luò)與地層接觸面積，擴(kuò)大泄油區(qū)范圍，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度［5-8］。

礦場(chǎng)實(shí)踐表明［9-11］，對(duì)于天然裂縫較為發(fā)育的儲(chǔ)層，可通過(guò)優(yōu)化排量、低液體黏度等技術(shù)達(dá)到縫內(nèi)凈壓力大于開(kāi)啟壓力的條件，使得沿主裂縫壁面延伸并溝通多條次生裂縫和微裂縫，最終在地層中形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。有學(xué)者［12］研究顯示長(zhǎng)6儲(chǔ)層有較好天然裂縫發(fā)育，巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，硅質(zhì)含量較高，有利于在直井重復(fù)壓裂時(shí)形成復(fù)雜縫網(wǎng)。以體積壓裂作為儲(chǔ)層重復(fù)改造方式，對(duì)縫網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，對(duì)提高長(zhǎng)6儲(chǔ)層采收率，實(shí)現(xiàn)油田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，具有十分重要的意義。

1　數(shù)值模型建立及裂縫處理

1.1研究井組選取

根據(jù)所研究實(shí)際油藏地質(zhì)概況和流體性質(zhì)，模擬特低滲油藏參數(shù)如下：平均油藏厚度為10 m，平均孔隙度12.48 %，平均滲透率1.98 mD，地層原油黏度為2.24 mPa·s，原始地層壓力為10 MPa，原始含油飽和度65.2%，地面原油密度0.763 g/cm3，選取網(wǎng)格步長(zhǎng)dx=dy=10 m，dz=1 m，x方向與最大水平主應(yīng)力方向平行。

實(shí)際的開(kāi)發(fā)井網(wǎng)形式為菱形反九點(diǎn)，井距為500 m，排距為300 m。開(kāi)發(fā)初期，對(duì)井網(wǎng)內(nèi)所有采油井壓裂，壓裂形式為雙翼等長(zhǎng)壓裂，注水井不壓裂。為了便于對(duì)菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)中的邊井和角井進(jìn)行整體研究，同時(shí)考慮到實(shí)際數(shù)值模擬中網(wǎng)格數(shù)目的限制，故選取臨近四個(gè)菱形反九點(diǎn)井組，從中各取1/4，組合為包含邊、角井的新模擬研究單元（圖1），四周邊界封閉。

圖1　研究井組選取

1.2裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性處理

裂縫導(dǎo)流能力的降低是造成壓裂井產(chǎn)量不斷下降的主要原因。據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，水力壓裂裂縫導(dǎo)流能力與時(shí)間在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上呈直線下降［13］，裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間的變化關(guān)系可由下式表示

式中，fCdi為初始時(shí)刻裂縫導(dǎo)流能力，μm2·cm；fCd為t時(shí)刻裂縫導(dǎo)流能力，μm2·cm；α為與實(shí)驗(yàn)材料和條件相關(guān)的系數(shù)；RCd為相對(duì)導(dǎo)流能力，t時(shí)刻與初始時(shí)刻裂縫導(dǎo)流能力的比值；t為時(shí)間，d。

假設(shè)研究區(qū)塊壓裂裂縫相對(duì)導(dǎo)流能力隨時(shí)間的變化服從式（2），根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)壓裂所選用支撐劑類型及相應(yīng)的地層條件，進(jìn)行室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，數(shù)據(jù)回歸后可得α=0.27。將α值代入公式（1）、（2），可得壓裂裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間變化關(guān)系式為

式中，kfiwi為初始裂縫導(dǎo)流能力，μm2·cm；kfw為t時(shí)刻裂縫導(dǎo)流能力，μm2·cm。

根據(jù)公式（4），實(shí)際壓裂裂縫相對(duì)導(dǎo)流能力隨時(shí)間變化的曲線如圖2所示，可以看出，壓裂裂縫的相對(duì)導(dǎo)流能力在一定時(shí)間段內(nèi)下降很快，1 000 d后已下降為原來(lái)的20%左右，超過(guò)這個(gè)時(shí)間段后，裂縫相對(duì)導(dǎo)流能力下降速度趨緩，逐步穩(wěn)定。

圖2　裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間變化曲線

1.3復(fù)雜縫網(wǎng)構(gòu)建

對(duì)重復(fù)壓裂所形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，采用等效加密法（EQ-LGR）實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)的構(gòu)建。所建縫網(wǎng)模型中以主裂縫（沿最大主應(yīng)力方向北東60°）為主干，次裂縫沿主裂縫壁面延伸并與天然裂縫交錯(cuò)形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，由合并加密技術(shù)將主次裂縫貫通。定義主裂縫長(zhǎng)度a、縫網(wǎng)寬度b和次裂縫間距s分別表征主次裂縫擴(kuò)展的廣度、寬度和疏密程度（圖3）。

圖3　縫網(wǎng)參數(shù)和等效加密模型示意圖

縫網(wǎng)系統(tǒng)所包括的范圍即為該井對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行改造的體積，引入儲(chǔ)層改造體積加以描述，表達(dá)式為

式中，VSR為儲(chǔ)層改造體積，m3；a為縫網(wǎng)長(zhǎng)度，m；b為縫網(wǎng)寬度，m；h為縫網(wǎng)高度，m。

2　重復(fù)壓裂潛力井篩選及必要性分析

2.1重復(fù)壓裂潛力井篩選

在對(duì)長(zhǎng)6某油田開(kāi)發(fā)井壓裂狀況的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)中，發(fā)現(xiàn)一般3～9年后進(jìn)行重復(fù)壓裂。根據(jù)式（3）中裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間變化的規(guī)律，對(duì)研究井組中每一生產(chǎn)井初次壓裂后所形成的裂縫考慮導(dǎo)流能力時(shí)變性影響，模擬定壓生產(chǎn)6年后剩余油飽和度分布，如圖4。

圖4　研究井組剩余油飽和度分布

由圖4可看出，P3井（邊井）周圍剩余油飽和度明顯低于P5井（角井），這是因?yàn)镻3井距注水井相對(duì)較近，水驅(qū)前緣突破時(shí)間較短，泄油區(qū)內(nèi)采收率較高，因此剩余油較少，重復(fù)壓裂開(kāi)發(fā)潛力不大；P5井距注水井較遠(yuǎn)，注入水波及范圍小，注入水很難在油水井間建立直接的滲流通道，因而井周圍原油動(dòng)用程度低，剩余油富集。由此看出，將P5井作為重復(fù)壓裂的優(yōu)選井，潛力較大。

2.2重復(fù)壓裂必要性分析

為研究裂縫導(dǎo)流能力變化對(duì)開(kāi)發(fā)效果影響，以角井（P5井）為研究對(duì)象，壓裂后生產(chǎn)，裂縫半長(zhǎng)125 m，初始時(shí)刻裂縫導(dǎo)流能力為24 μm2·cm，當(dāng)考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性影響時(shí)，其按式（3）所示遞減規(guī)律變化。在考慮和不考慮初始?jí)毫蚜芽p導(dǎo)流能力時(shí)變性情況下，日產(chǎn)油隨時(shí)間變化如圖5所示。

圖5　考慮與不考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性日產(chǎn)油隨時(shí)間變化

從圖5可看出，初始時(shí)刻，考慮與不考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性日產(chǎn)油量差別不明顯，但隨時(shí)間的增加，兩者差別不斷增大。投產(chǎn)約1 000 d后，兩者日產(chǎn)油量均達(dá)到最高值，但兩者差值也達(dá)到最大；之后，由于井周圍剩余油富集程度的降低，兩者日產(chǎn)油量開(kāi)始減小，但不考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性下的日產(chǎn)油量均高于考慮時(shí)變性影響下的情況。

日產(chǎn)油變化反映了P5井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。為對(duì)比體積重復(fù)壓裂前后累產(chǎn)油變化，分別考慮和不考慮初始?jí)毫蚜芽p導(dǎo)流能力時(shí)變性，并基于后者情形進(jìn)行直井重復(fù)體積壓裂，累產(chǎn)油隨時(shí)間變化見(jiàn)圖6。

圖6　初始?jí)毫押椭貜?fù)壓裂后累產(chǎn)油隨時(shí)間變化對(duì)比

由圖6可看出，開(kāi)發(fā)初期，裂縫導(dǎo)流能力較高，考慮與不考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性下的累產(chǎn)油差別不大；開(kāi)發(fā)中后期，由于考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性影響，使得兩種情況下的累產(chǎn)油差距不斷加大。在進(jìn)行直井體積壓裂形式的重復(fù)改造后，累產(chǎn)油量明顯提高，且與不考慮裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性下的累產(chǎn)油差距持續(xù)減小，這表明對(duì)于重復(fù)改造優(yōu)選潛力井，進(jìn)行體積壓裂是非常有必要的。

3　直井體積壓裂重復(fù)改造縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

在實(shí)際的重復(fù)壓裂措施中，影響其效果好壞的因素較多，除儲(chǔ)層改造體積外，還有主、次裂縫導(dǎo)流能力。儲(chǔ)層改造體積反映的是油藏與裂縫間的接觸面積，而主、次裂縫導(dǎo)流能力表征的是原油在裂縫內(nèi)的滲流阻力。一般認(rèn)為儲(chǔ)層改造體積越大，儲(chǔ)層到裂縫的泄流面積越大，主、次裂縫導(dǎo)流能力越高，次裂縫到主裂縫及主裂縫到井筒的滲流阻力越小，井的產(chǎn)能越高。概括起來(lái)，表征縫網(wǎng)特征的參數(shù)主要有：主裂縫長(zhǎng)度、縫網(wǎng)寬度、次裂縫間距、主裂縫導(dǎo)流能力和次裂縫導(dǎo)流能力。

采用正交試驗(yàn)法進(jìn)行縫網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)［14］。所研究的參數(shù)主要有5個(gè)，故采用L16（45）正交表來(lái)安排實(shí)驗(yàn)方案。基于縫網(wǎng)特征參數(shù)，考慮實(shí)際井網(wǎng)井距和壓裂施工工藝，5個(gè)參數(shù)的合理水平取值見(jiàn)表1。

表1　因子水平表

利用已建立的模型，以角井P5井為研究對(duì)象，對(duì)以上5個(gè)縫網(wǎng)參數(shù)按要求進(jìn)行組合設(shè)計(jì)。根據(jù)得到的16組實(shí)驗(yàn)方案（表2），在某一時(shí)刻對(duì)該井進(jìn)行體積壓裂形式下的重復(fù)改造，引入累增油量（重復(fù)壓裂累產(chǎn)油與不重復(fù)壓裂累產(chǎn)油之差）作為最終的模擬結(jié)果。為有效對(duì)比各參數(shù)對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，保證各方案之間的可比性，相關(guān)數(shù)值模擬參數(shù)作如下設(shè)置：

（1）生產(chǎn)井和注水井分別定井底流壓生產(chǎn)和注入，根據(jù)實(shí)際開(kāi)發(fā)方案，給定的合理取值分別為4.8 MPa和29.7 MPa；（2）考慮裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間變化；（3）第6年末重復(fù)壓裂，然后生產(chǎn)至第10年末。根據(jù)模擬結(jié)果計(jì)算各因素的水平均值（K1～K4）和極差R，結(jié)果見(jiàn)表3。因素極差R越大，說(shuō)明該因素對(duì)結(jié)果影響越大。因此可根據(jù)極差大小直觀判斷各因素主次順序?yàn)椋褐髁芽p導(dǎo)流能力＞主裂縫長(zhǎng)度＞次裂縫導(dǎo)流能力＞次裂縫間距＞縫網(wǎng)寬度，將各水平均值（K1～K4）最高值對(duì)應(yīng)的水平作為該因素的優(yōu)水平，5個(gè)因素優(yōu)水平的組合即為最優(yōu)的組合方案。即：主裂縫導(dǎo)流能力25 μm2·cm，主裂縫長(zhǎng)度290 m，次裂縫導(dǎo)流能力3 μm2·cm，縫網(wǎng)寬度100 m，次裂縫間距30 m。

表2　縫網(wǎng)參數(shù)組合設(shè)計(jì)方案及模擬結(jié)果

表3　縫網(wǎng)參數(shù)設(shè)計(jì)方案極差分析

基于得到的最優(yōu)縫網(wǎng)參數(shù)組合，對(duì)角井（P5井）進(jìn)行體積壓裂形式下的重復(fù)改造，與其他實(shí)驗(yàn)方案下的累增油隨時(shí)間變化進(jìn)行對(duì)比（圖7）。

從圖7可看出，最優(yōu)設(shè)計(jì)組合下的累增油效果最為顯著，其原因可從以下幾個(gè)方面分析：

（1）長(zhǎng)6儲(chǔ)層平均滲透率為1.98 mD，屬特低滲透油藏，相比于超低滲和致密油藏，滲透率相對(duì)較高，因而增加主裂縫的導(dǎo)流能力對(duì)提高累增油量效果最為顯著；次裂縫作為連接基質(zhì)和主裂縫主要的滲流通道，在壓裂工藝允許范圍內(nèi)，增加次裂縫導(dǎo)流能力可減小原油滲流阻力，降低壓力損耗，提高井的產(chǎn)能；

圖7　不同設(shè)計(jì)方案累增油隨時(shí)間變化

（2）從P5井（角井）周圍剩余油分布（圖4）看出，剩余油以P5井為中心，呈三角星形對(duì)稱分布，過(guò)分增大主裂縫長(zhǎng)度，會(huì)導(dǎo)致注入水沿主裂縫末端快速突進(jìn)，故存在一個(gè)最優(yōu)的裂縫長(zhǎng)度；在主裂縫長(zhǎng)度一定的情況下，增加縫網(wǎng)寬度，可增大儲(chǔ)層改造體積，增加儲(chǔ)層到裂縫的泄流面積，從而提高累產(chǎn)油量；

（3）次裂縫間距反映儲(chǔ)層改造體積內(nèi)滲流狀況，當(dāng)儲(chǔ)層改造體積確定后，次裂縫間距在一定范圍內(nèi)減小，會(huì)使油藏流體由基質(zhì)向裂縫流動(dòng)距離變短，滲流阻力減小，累產(chǎn)油增大；但當(dāng)次裂縫間距過(guò)小，使得縫間干擾程度加劇，最終影響累增油效果，因而存在最佳的次裂縫間距。

為研究在最優(yōu)方案下重復(fù)壓裂前后含水率變化，繪制重復(fù)壓裂前后含水率隨時(shí)間變化如圖8所示。從圖8可看出，由于主裂縫及較長(zhǎng)次裂縫的方向平行于I4井注水所形成的供給邊緣，使得重復(fù)壓裂后P5井（角井）含水率急劇下降，存在突變現(xiàn)象。但隨生產(chǎn)進(jìn)行，含水率迅速升高，含水率上升速度明顯高于不重復(fù)壓裂下的情況，生產(chǎn)約一年后，重復(fù)壓裂后的含水率超過(guò)不重復(fù)壓裂情況下的含水率，在10年末，重復(fù)壓裂相比不重復(fù)壓裂，含水率高出約5%。由此看出，在最優(yōu)開(kāi)發(fā)方案下，累增油最高，含水率雖會(huì)增加，但較不重復(fù)壓裂上升幅度不大，因此在該方案下進(jìn)行重復(fù)壓裂是有效的。

圖8　不重復(fù)壓裂與最優(yōu)方案下重復(fù)壓裂含水率對(duì)比

4　結(jié)論

（1）采用正交試驗(yàn)方法對(duì)體積壓裂縫網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行方案組合設(shè)計(jì)，可利用較少的實(shí)驗(yàn)方案，以累增油量作為最終的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，篩選出優(yōu)化的縫網(wǎng)參數(shù)組合，并能對(duì)比各參數(shù)對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響程度大小。

（2）基于菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，建立了考慮初次壓裂裂縫導(dǎo)流能力時(shí)變性和重復(fù)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)特征的井組模型。通過(guò)分析初次壓裂生產(chǎn)一段時(shí)間后剩余油分布，發(fā)現(xiàn)對(duì)角井（P5井）進(jìn)行重復(fù)壓裂潛力較大；對(duì)比初次壓裂與重復(fù)壓裂后累產(chǎn)油變化，重復(fù)壓裂后增產(chǎn)明顯，證實(shí)了重復(fù)改造的必要性。

（3）對(duì)于復(fù)雜縫網(wǎng)特征參數(shù)，主裂縫導(dǎo)流能力對(duì)累增油影響程度最大，其次為主裂縫長(zhǎng)度、次裂縫導(dǎo)流能力、縫網(wǎng)寬度和次裂縫間距；在已有實(shí)際開(kāi)發(fā)井網(wǎng)、井距及壓裂施工工藝限制范圍內(nèi)，最優(yōu)縫網(wǎng)參數(shù)組合為：主、次裂縫導(dǎo)流能力分別為25 μm2·cm、3 μm2·cm，主裂縫長(zhǎng)度為290 m，縫網(wǎng)寬度、次裂縫間距分別為100 m、30 m。在最優(yōu)方案下，與不重復(fù)壓裂情況含水率相比，最終含水率上升5%左右。

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［11］王鳳江，丁云宏，路勇.低滲透油田重復(fù)壓裂技術(shù)研究［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，1999，26（1）：71-73.

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［14］屈亞光，安桂榮，周文勝，等.底水油藏水平井開(kāi)發(fā)效果影響因素分析［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2013，13（12）：3406-3409.

（修改稿收到日期2015-06-18）

〔編輯朱偉〕

Parameters optimization of complex fracture network under repeated fracturing for Chang6 ultra-low-permeability oil reservoir

MENG Fankun, SU Yuliang, LU Mingjing, REN Long, CUI Jing
（Petroleum Engineering College, China University of Petroleum（East China）, Qingdao 266580, China）

Vertical volume fracturing, as a new and efficient exploitation mode, is of important significance to rapid yield increase for the reservoirs under repeated transformation. On the basis of rhombus inversed 9-point pattern of ultra-low-permeability oil reservoir, a well group model for research is established herein with time variation of fractures in initial fracturing and the characteristics of complex fracture network under repeated fracturing taken into consideration. In addition, numerical simulation method is adopted for optimization of potential wells under repeated fracturing according to residual oil distribution results, and optimization design for fracture network parameters is conducted by orthogonal experimental method. Results show that, major fracture conductivity affects yield-increasing effects significantly, the length of major fracture and secondary fracture conductivity are in the second place for yieldincreasing effects, and the width of fracture network and secondary fracture spacing show relatively low affecting degree. In the scope limited by actual well pattern, well spacing and fracturing process, the best exploitation effect is realized with major and secondary fracture conductivity of 25 μm2?cm and 3 μm2?cm respectively, major fracture length of 290 m, and fracture network width and spacing of 100 m and 30 m respectively. Research results not only provide theoretical basis for repeated transformation of Chang 6 ultra-lowpermeability oil reservoir, but also provides important reference for optimization design for fracture network under repeated fracturing of similar reservoirs.

ultra-low-permeability oil reservoir; rhombus inversed 9-point pattern; repeated fracturing; time variation of conductivity; complex fracture network; optimization for parameters

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0087 – 05

10.13639/j.odpt.2015.04.023

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)”（編號(hào)：2011ZX05051）。

孟凡坤，1990年生。2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東），現(xiàn)主要從事油氣滲流理論、油藏?cái)?shù)值模擬及CO2驅(qū)方面的研究工作。E-mail ： mengfk09021021@163.com。

引用格式： 孟凡坤，蘇玉亮，魯明晶，等.長(zhǎng)6特低滲透油藏重復(fù)壓裂復(fù)雜縫網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：87-91，95.