王海濤， 蔣廷學(xué)， 卞曉冰， 段　華

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石化勘探分公司，四川成都 610041)

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?油氣開(kāi)發(fā)?

深層頁(yè)巖壓裂工藝優(yōu)化與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王海濤1， 蔣廷學(xué)1， 卞曉冰1， 段華2

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石化勘探分公司，四川成都 610041)

摘要：深層頁(yè)巖埋藏深、巖性差異大、地應(yīng)力高，壓裂改造時(shí)存在施工壓力高、裂縫導(dǎo)流能力低、改造體積偏小、壓后初產(chǎn)效果差等問(wèn)題。在分析深層頁(yè)巖地質(zhì)特征參數(shù)和綜合評(píng)價(jià)可壓性的基礎(chǔ)上，分析了體積改造面臨的技術(shù)難點(diǎn)并提出了技術(shù)對(duì)策，形成了基于氣藏?cái)?shù)值模擬、誘導(dǎo)應(yīng)力計(jì)算和壓裂模擬相結(jié)合的深層頁(yè)巖壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，并從壓裂效果最優(yōu)角度分析計(jì)算了壓裂段/簇參數(shù)、射孔參數(shù)、施工參數(shù)。結(jié)合丁頁(yè)2HF井大規(guī)模壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，探討了深層頁(yè)巖壓裂工藝實(shí)施與控制方法, 分析了現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工壓力響應(yīng)特征，對(duì)前置液用量、膠液造縫時(shí)機(jī)和起步砂比等進(jìn)行逐段優(yōu)化與參數(shù)精細(xì)調(diào)整控制，形成了“預(yù)處理酸+中黏膠液+滑溜水+低黏膠液+中黏膠液”的組合壓裂工藝模式,提高了深層頁(yè)巖壓裂的有效性。丁頁(yè)2HF井完成12段壓裂，壓后初期產(chǎn)氣量達(dá)10.5×104 m3/d，為深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂改造提供了技術(shù)借鑒。

關(guān)鍵詞：深層頁(yè)巖；水力壓裂；改造體積；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)；丁頁(yè)2HF井

深層頁(yè)巖由于埋藏深、地層破裂壓力及閉合壓力普遍較高，壓裂改造中存在縫寬窄、難以有效提高砂液比、形成復(fù)雜縫和增大改造體積難度大等問(wèn)題，從而影響壓裂效果。因此，深層頁(yè)巖壓裂的關(guān)鍵在于有效降低施工壓力、擴(kuò)大改造體積和提高裂縫導(dǎo)流能力。目前，國(guó)外以應(yīng)用高黏壓裂液為主，采取“預(yù)處理酸+線性膠+滑溜水+凍膠”和主支撐劑階段連續(xù)加砂的壓裂模式，但高黏壓裂液不利于網(wǎng)絡(luò)裂縫的擴(kuò)展，連續(xù)加砂過(guò)程中一旦出現(xiàn)縫內(nèi)砂堵，難以采取有效的補(bǔ)救措施進(jìn)行處理。國(guó)內(nèi)僅有川東南地區(qū)少數(shù)4 000 m以深頁(yè)巖氣井進(jìn)行了壓裂試驗(yàn)[1-3]，采取了“預(yù)處理酸+滑溜水+膠液”和段塞式加砂的壓裂模式，在一定程度上降低了施工風(fēng)險(xiǎn)，但主加砂階段完全依靠膠液提高砂液比，實(shí)際獲得的裂縫導(dǎo)流能力較低，壓裂效果也不理想。筆者針對(duì)以上問(wèn)題，從提高深層頁(yè)巖壓裂的有效性入手，對(duì)壓裂作業(yè)關(guān)鍵工藝參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)壓裂過(guò)程中的實(shí)時(shí)參數(shù)調(diào)整，形成了深層頁(yè)巖加砂壓裂模式，并在丁頁(yè)2HF井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特征與可壓性

對(duì)比丁山和南川探區(qū)深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特征參數(shù)與涪陵區(qū)塊中深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特征參數(shù)(見(jiàn)表1)可以看出：深層頁(yè)巖具有優(yōu)質(zhì)層厚度相對(duì)較小、天然裂縫發(fā)育程度相對(duì)較低、閉合壓力大于100 MPa、水平井應(yīng)力差大等特點(diǎn)。結(jié)合鏡質(zhì)體反射率、平均石英含量、平均黏土含量、含氣量、壓力系數(shù)、水平應(yīng)力差異系數(shù)、天然裂縫發(fā)育情況和巖石脆度等8個(gè)參數(shù)[3]，并對(duì)其進(jìn)行歸一化處理[3-7]，計(jì)算得到深層頁(yè)巖氣目的層綜合可壓性指數(shù)為0.42～0.52，與涪陵區(qū)塊頁(yè)巖可壓性指數(shù)(0.63)相比，深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層可壓性略差，表明深層頁(yè)巖壓裂有效性受上述因素制約。

表1　川東南深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層地質(zhì)特征參數(shù)對(duì)比

圖1　深層頁(yè)巖應(yīng)力-應(yīng)變?cè)囼?yàn)結(jié)果Fig.1　Stress-strain test results of deep shale

另外，從深層頁(yè)巖實(shí)際巖心測(cè)試結(jié)果(見(jiàn)圖1)可以看出：加載一定的圍壓后，常溫下頁(yè)巖達(dá)到峰值壓力時(shí)瞬間破壞，顯現(xiàn)劈裂多縫特征，殘余應(yīng)力高；高溫下頁(yè)巖達(dá)到峰值壓力前持續(xù)表現(xiàn)為塑性變形，剪切縫破壞顯著，殘余應(yīng)力低；當(dāng)模擬地層溫度達(dá)到140 ℃后，頁(yè)巖的塑性變形占總變形的比例增大，頁(yè)巖強(qiáng)度略有降低。另外，隨著圍壓增大，頁(yè)巖應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系的非線性特征越來(lái)越明顯。這說(shuō)明，深層頁(yè)巖在地層高溫、高圍壓狀態(tài)下局部會(huì)發(fā)生非線性破壞，這種非線性變形特征導(dǎo)致壓裂時(shí)起裂壓力更高。實(shí)際壓裂施工中，深層頁(yè)巖通常表現(xiàn)為破裂壓力高、縫寬窄、加砂困難和砂液比難以有效提高。

2壓裂改造難點(diǎn)與技術(shù)對(duì)策

結(jié)合目前川東南探區(qū)深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層地質(zhì)特點(diǎn)，壓裂改造需要解決的核心問(wèn)題是降低施工壓力和提高壓裂的有效性，其在壓裂施工規(guī)模、技術(shù)思路等方面都區(qū)別于中深層頁(yè)巖氣井，具體壓裂改造對(duì)策如下：

1) 降低施工壓力。目的層埋藏較深、破裂壓力高、施工壓力窗口窄，主壓裂前進(jìn)行酸預(yù)處理，降低破裂壓力。特別前3段壓裂時(shí)應(yīng)考慮鉆完井后井筒的污染情況，適當(dāng)增加酸液用量，以解除炮眼及近井筒地層的污染，結(jié)合全巖礦物組分分析選擇鹽酸或稀土酸進(jìn)行預(yù)處理；同時(shí)，前置液階段注入100目粉陶段塞，采用大排量、小砂液比對(duì)彎曲裂縫進(jìn)行逐級(jí)打磨，以降低施工初期近井筒彎曲摩阻或多縫濾失引起的壓力損失。

2) 提高綜合砂液比。川東南海相龍馬溪組底部頁(yè)巖和五峰組頁(yè)巖在成像測(cè)井上顯示有部分天然裂縫發(fā)育，同時(shí)水平段井眼軌跡穿行優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的兩向水平應(yīng)力差異系數(shù)小于0.25。室內(nèi)物理模擬試驗(yàn)結(jié)果表明[8-9]，該條件下裂縫擴(kuò)展形態(tài)更偏向于在壓裂過(guò)程中開(kāi)啟層理弱面及天然裂縫，而無(wú)明顯主縫特征，不利于后續(xù)加砂。根據(jù)以上分析結(jié)果，從提高綜合砂液比和強(qiáng)化縫內(nèi)鋪砂效果的角度考慮，采取“滑溜水+低黏膠液+中黏膠液”的壓裂泵注模式，適當(dāng)增加膠液比例，以提高砂液比。另外，早期前置液階段先注入膠液進(jìn)行造“主縫”，并以逐步階梯方式提高排量，以防在較高凈壓力作用下過(guò)早打開(kāi)天然裂縫而影響主縫的延伸；為確保前置液充分造縫，適當(dāng)加大前置液用量，后續(xù)攜砂液階段以段塞式加砂為主，控制滑溜水?dāng)y砂液比，利用低黏膠液和中黏膠液提高砂液比。

3) 提高支撐裂縫導(dǎo)流能力。儲(chǔ)層強(qiáng)度大、應(yīng)力高，支撐劑鋪砂濃度低時(shí)嵌入傷害大，影響裂縫導(dǎo)流能力和壓后效果[9]，除了考慮采用膠液提高砂液比外，支撐劑優(yōu)先采用低密度、高強(qiáng)度覆膜陶粒，主支撐劑選用40/70目覆膜陶粒，尾追30/50目覆膜陶粒進(jìn)行縫口充填。這樣做，一方面可以避免滑溜水?dāng)y砂運(yùn)移過(guò)程中發(fā)生支撐劑過(guò)早沉降；另一方面高強(qiáng)度覆膜陶粒在高閉合應(yīng)力下破碎率低，能夠確保主縫導(dǎo)流能力。另外，為確保尾追的30/50目覆膜陶粒能夠順利進(jìn)入射孔孔眼并有效支撐縫口，頂替時(shí)根據(jù)井筒容積設(shè)計(jì)采用少量膠液和滑溜水依次注入頂替，頂替液量不能比井筒有效容積多5～8 m3。該“平衡頂替”工藝既不增加多余的液量，又能將支撐劑完全替入地層，防止過(guò)頂替造成縫口閉合。

4) 強(qiáng)化高溫流體穩(wěn)定性和同步破膠。高溫環(huán)境下壓裂施工的先后順序和施工時(shí)間都對(duì)壓裂液的流變性和攜砂性能有一定影響。為了確保壓裂液的穩(wěn)定性，液體中除滑溜水外，在低黏膠液和中黏膠液中加入0.1%～0.3%的溫度穩(wěn)定劑，并且根據(jù)壓裂過(guò)程中實(shí)際地層溫度分布和溫度恢復(fù)模擬結(jié)果，逐級(jí)優(yōu)化黏度調(diào)節(jié)劑加量，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)度進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整，盡可能實(shí)現(xiàn)壓后各段同步破膠和同步返排。

此外，深層頁(yè)巖壓裂施工壓力高、井口限壓和施工壓力窗口有限，實(shí)際施工排量提高空間有限，導(dǎo)致砂液比設(shè)計(jì)在一定程度上受到限制。因此，壓裂工藝總體思路為：先降低破裂壓力和施工壓力，再充分造縫和擴(kuò)縫，最后形成有效支撐。

3壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

3.1分段分簇優(yōu)化

地質(zhì)研究中，依據(jù)含氣顯示、測(cè)井資料綜合評(píng)價(jià)結(jié)果，按照同類(lèi)儲(chǔ)層特征進(jìn)行壓裂“大段”劃分；工程研究中，結(jié)合巖石力學(xué)、地應(yīng)力、脆性和可壓性等劃分“小段”。為此，主要根據(jù)氣藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果[10-12]和誘導(dǎo)應(yīng)力特征[12]進(jìn)行壓裂分段和射孔簇間距優(yōu)化。

首先，考慮頁(yè)巖氣吸附及擴(kuò)散特征進(jìn)行氣藏?cái)?shù)值模擬，設(shè)置等效裂縫導(dǎo)流能力，在一定水平段長(zhǎng)度范圍內(nèi)模擬不同簇間距對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量，從滲流角度確定簇間距。裂縫簇間距分別為15，20，25和30 m時(shí)對(duì)應(yīng)的5年日產(chǎn)氣量和累計(jì)產(chǎn)氣量如圖2所示。由圖2可知，過(guò)小的簇間距會(huì)產(chǎn)生較強(qiáng)的縫間滲流干擾，影響壓后產(chǎn)量，經(jīng)優(yōu)化，簇間距為25～30 m。

其次，工程研究中還需考慮裂縫簇間誘導(dǎo)應(yīng)力的干擾作用，設(shè)計(jì)簇間距時(shí)應(yīng)盡量使裂縫間誘導(dǎo)應(yīng)力的干擾作用最大，以有利于形成復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫[13-15]。結(jié)合誘導(dǎo)應(yīng)力作用下破裂壓力[16]的變化和三向誘導(dǎo)應(yīng)力變化計(jì)算結(jié)果(見(jiàn)圖3和圖4)，在破裂壓力增加幅度小于2%的情況下，同時(shí)兼顧x、y方向的附加誘導(dǎo)應(yīng)力使兩向水平應(yīng)力發(fā)生反轉(zhuǎn)，從而改變裂縫延伸路徑的有效作用范圍，設(shè)計(jì)簇間距為20～30 m。

圖2　簇間距優(yōu)化氣藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果Fig.2　Numerical simulation results of reservoirs with optimized cluster spacing

圖3　不同裂縫間距誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)作用下破裂壓力增幅Fig.3　Fracturing pressure amplification under induced stress with different fracture spacing

圖4　不同裂縫間距附加誘導(dǎo)應(yīng)力分布Fig.4　Additional induced stress distribution under different fracture spacing

綜上所述，從產(chǎn)量最優(yōu)和誘導(dǎo)應(yīng)力作用最強(qiáng)2方面考慮，最終優(yōu)選出合理簇間距為25～30 m。

3.2射孔參數(shù)優(yōu)化

為改善頁(yè)巖層段儲(chǔ)層物性及溝通更大的地層體積，根據(jù)水平井井眼軌跡穿行地層的地質(zhì)特征，按照地質(zhì)上“同類(lèi)同段”小層劃分原則，可進(jìn)一步確定單段射孔簇?cái)?shù)，脆性地層射孔簇?cái)?shù)可適當(dāng)增加2～4簇，偏塑性地層射孔簇?cái)?shù)控制在1～2簇。同時(shí)，考慮每簇射孔能夠有效進(jìn)液，在壓裂排量不低于12 m3/min前提下，要求每一射孔簇單孔眼流量分配大于0.25 m3/min，射孔總孔數(shù)至少48孔，射孔密度16～20孔/m，射孔簇總長(zhǎng)3 m。為減少每簇孔眼摩阻，采用較大直徑的射孔彈，射孔彈直徑不小于10.0 mm，孔眼相位角60°，以減小近井裂縫的扭曲摩阻。

3.3施工參數(shù)優(yōu)化

通過(guò)模擬計(jì)算不同壓裂規(guī)模下的單簇裂縫縫長(zhǎng)、離散裂縫網(wǎng)絡(luò)體積和平均支撐縫寬，優(yōu)選出滿足產(chǎn)量要求的最佳方案。以射孔3簇為例，設(shè)計(jì)6種壓裂方案：方案1為2 100 m3液量+40 m3砂量，方案2為2 200 m3液量+50 m3砂量，方案3為2 300 m3液量+50 m3砂量，方案4為2 400 m3液量+55 m3砂量，方案5為2 500 m3液量+60 m3砂量，方案6為2 600 m3液量+70 m3砂量。模擬計(jì)算結(jié)果如圖5所示。

圖5　不同壓裂方案對(duì)應(yīng)的裂縫參數(shù)Fig.5　Facture parameters under different fracturing treatment measure

為使氣藏模擬最優(yōu)縫長(zhǎng)，盡可能增大平均支撐縫寬和離散裂縫網(wǎng)絡(luò)體積，確保足夠的裂縫導(dǎo)流能力和改造體積，優(yōu)選壓裂規(guī)模為2 500 m3液量+60 m3砂量?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)際施工過(guò)程中，前3段可能受到水平段局部堆積污染、裂縫發(fā)育易濾失和近井摩阻高等影響，應(yīng)適當(dāng)控制壓裂規(guī)模，后續(xù)逐段探索地層敏感性砂液比，最終達(dá)到設(shè)計(jì)加砂量。

4現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

丁頁(yè)2HF井位于川東南地區(qū)林灘場(chǎng)-丁山北東向構(gòu)造帶丁山構(gòu)造北西翼[17]，所在區(qū)域斷裂相對(duì)丁山構(gòu)造主體不發(fā)育，斷裂走向主要為北東向，斷層均為小斷層，規(guī)模小、延伸短，未影響構(gòu)造的完整性。該井目的層為下志留統(tǒng)龍馬溪組下部泥頁(yè)巖段，埋深4 372.93～4 417.43 m，巖性以黑灰-灰黑色泥巖、碳質(zhì)頁(yè)巖為主，夾黑灰-灰黑色粉砂質(zhì)泥巖，為典型的海相頁(yè)巖氣儲(chǔ)層，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層平均含氣量大于2 m3/t。硅質(zhì)含量48.5%，鈣質(zhì)含量15.0%，黏土含量30.0%；地層巖石彈性模量32.32 GPa，泊松比0.20，計(jì)算水平應(yīng)力差異系數(shù)0.125，脆性指數(shù)[18-21]計(jì)算結(jié)果為0.496～0.640。從地質(zhì)條件看，目的層頁(yè)巖具有良好的含氣顯示，水平應(yīng)力差異系數(shù)小，根據(jù)地層彈性模量和泊松比計(jì)算的脆性指數(shù)較高，總體滿足大規(guī)模改造條件。

丁頁(yè)2HF井現(xiàn)場(chǎng)施工共完成12段壓裂，壓裂液總用量29 515.5 m3，其中滑溜水18 068.5 m3、低黏膠液4 831.0 m3、中黏膠液6 319.0 m3，泵送等總液量1 370.2 m3；陶?？傆昧?19.13 m3，其中100目陶粒97.39 m3，40/70目陶粒201.69 m3，30/50目陶粒20.05 m3，施工曲線如圖6所示。

圖6　丁頁(yè)2HF井實(shí)際施工曲線Fig.6　Actual fracturing curve of Well Dingye 2HF

從圖6可以看出，第1段壓裂時(shí)對(duì)加砂異常敏感，1%～2%砂液比、約0.5 m3粉陶進(jìn)入地層后，壓力從86 MPa升至94 MPa，地層脆性較好，壓裂時(shí)可能有多條裂縫開(kāi)啟，有效裂縫寬度窄，加砂困難。

基于第1段壓裂難點(diǎn)，對(duì)后續(xù)壓裂段施工方案進(jìn)行了針對(duì)性調(diào)整：1)將原設(shè)計(jì)2～3簇射孔統(tǒng)一調(diào)整為2簇，個(gè)別高伽馬段地層進(jìn)行集中射孔；2)為確保脆性地層造主縫、降濾失和拓縫寬，以膠液為前置液造主縫，后續(xù)泵入滑溜水進(jìn)一步拓展微裂縫；3)為降低近井彎曲摩阻，前置液階段以低砂比段塞方式注入粉陶，并在限壓下盡可能提高泵注排量，充分打磨裂縫迂曲，減小近井筒效應(yīng)；4)增加前置液用量，充分造縫后再進(jìn)行加砂，降低砂堵概率；5)主加砂階段采取小臺(tái)階螺旋式提高砂比方式加砂，在確?？p內(nèi)支撐劑鋪置濃度的同時(shí)，盡可能降低縫內(nèi)砂堤高度，避免縫內(nèi)砂堵。

經(jīng)過(guò)第1段壓裂認(rèn)識(shí)地層，第2～3段壓裂探索加砂量、最高砂比及段塞量的關(guān)系，現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整工藝措施后，最終形成了適合該井的加砂壓裂模式，液體效率和裂縫形態(tài)得到了有效改善。該井壓裂后采用φ12.0 mm油嘴、φ25.0 mm孔板求產(chǎn)，穩(wěn)定產(chǎn)氣量10.5×104m3/d。

5結(jié)論與建議

1) 深層頁(yè)巖破裂壓力高、壓裂施工難度大，必須先滿足造縫和降低施工壓力，然后實(shí)時(shí)調(diào)整施工參數(shù)來(lái)提高裂縫導(dǎo)流能力和增加裂縫復(fù)雜性?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，采取的膠液前置液、增加粉陶用量、變排量和變黏度等措施一定程度上能夠提高深層頁(yè)巖壓裂效果。

2) 頁(yè)巖在高溫、高壓和深層環(huán)境下表現(xiàn)為局部非線性破壞特征，并隨著溫度升高，塑性變形特征明顯增強(qiáng)，需進(jìn)一步攻關(guān)提高頁(yè)巖壓裂裂縫的復(fù)雜性和增大有效改造體積的方法。

3) 建議深入研究深層頁(yè)巖裂縫起裂與擴(kuò)展規(guī)律、深層連續(xù)加砂模式，優(yōu)化不同脆性條件下的簇射孔方案，加強(qiáng)寬帶壓裂技術(shù)、多次裂縫轉(zhuǎn)向技術(shù)、高通道壓裂技術(shù)等在深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂改造中的應(yīng)用。

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[編輯滕春鳴]

Optimization and Field Application of Hydraulic Fracturing Techniques in Deep Shale Reservoirs

WANG Haitao1, JIANG Tingxue1, BIAN Xiaobing1, DUAN Hua2

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing, 100101,China; 2.SinopecExplorationCompany,Chengdu,Sichuan, 610041,China)

Abstract:Hydraulic fracturing of deep shale reveals that high injection pressure, low fracture conductivity, limited stimulated reservoir volume, and unsatisfactory primary production are mainly due to deep burial, variable lithology and high in-situ stresses. Based on the comprehensive evaluation of geological characteristics and fracturing potential of deep shale reservoirs, technical difficulties in volumetric stimulation were discussed and relevant countermeasures were proposed. Then, a fracturing optimization method for deep shales was proposed, and it combined a numerical simulation of the gas reservoir, a calculation of induced stress and fracturing simulation. Fracturing segment/cluster, perforation and stimulation treatment parameters were analyzed. Taking Well Dingye 2HF as an example, the implementation and control of deep shale fracturing techniques were discussed, and the responses of stimulation pressure in field application were identified. Through stage-by-stage optimization and fine adjustment of parameters in aspects of pad volume, fracture initiation by gel, and initial sand and fluid ratio. Finally, a composite fracturing treatment procedure was formed, i.e. pre acid + moderate viscosity gel + slick water + low viscosity gel + moderate viscosity gel. The fracturing of deep shales has been improved successfully through the application of the proposed procedure. In field application of Well Dingye 2HF, 12 stages of fracturing stimulation were completed with initial gas production of 10.5×104 m3/d after the treatment. This procedure will provide technical reference for hydraulic fracturing in similar deep shale gas reservoirs in the future.

Key words:deep shale; hydraulic fracturing; stimulated reservoir volume; field testing; Well Dingye 2HF

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357.1+3

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1001-0890(2016)02-0076-06

doi:10.11911/syztjs.201602013

基金項(xiàng)目：中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“涪陵區(qū)塊頁(yè)巖氣層改造技術(shù)研究”(編號(hào)：P14091)部分研究?jī)?nèi)容。

作者簡(jiǎn)介：王海濤(1982—)，男，新疆阿克蘇人，2004年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，2010年獲中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)博士學(xué)位，高級(jí)工程師，主要從事非常規(guī)油氣儲(chǔ)層改造技術(shù)及理論研究。E-mail:wanght.sripe@ sinopec.com。

收稿日期：2015-07-28；改回日期：2015-12-14。