低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化新方法

趙金洲 許文俊 李勇明 蔡坤赤 徐 苗

1. “油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué) 2. 中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院

低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂
簇間距優(yōu)化新方法

趙金洲1許文俊1李勇明1蔡坤赤2徐 苗2

1. “油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué) 2. 中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院

趙金洲等.低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化新方法. 天然氣工業(yè)，2016, 36(10): 63-69.

水平井分段多簇壓裂中簇間距的大小是決定水平井分段多簇壓裂成敗的關(guān)鍵因素。為提高低滲透油氣藏儲(chǔ)層壓裂改造效果，需建立合理的簇間距優(yōu)化模型，而現(xiàn)有的優(yōu)化方法多以應(yīng)力反轉(zhuǎn)半徑作為最佳間距，并未定量化表征壓裂后的儲(chǔ)層改造效果。為此，基于彈性力學(xué)基礎(chǔ)理論和位移不連續(xù)法建立了考慮水力裂縫干擾模式下的復(fù)雜地應(yīng)力場(chǎng)計(jì)算模型，研究了天然裂縫在復(fù)雜地應(yīng)力場(chǎng)條件下發(fā)生張開和剪切破裂形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的規(guī)律，再以獲得最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為優(yōu)化目標(biāo)，形成一種新的簇間距優(yōu)化方法。研究結(jié)果表明：①張開的水力裂縫會(huì)在其周圍產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力，壓裂液的濾失則會(huì)導(dǎo)致地層孔隙壓力變化，相應(yīng)的地層孔隙彈性應(yīng)力也會(huì)發(fā)生變化；②天然裂縫剪切破裂區(qū)域與張開破裂區(qū)域重疊，且前者要遠(yuǎn)大于后者，可采用天然裂縫剪切破裂區(qū)域面積來表征復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)波及區(qū)域的大小。采用該方法指導(dǎo)了現(xiàn)場(chǎng)水平井的簇間距優(yōu)化設(shè)計(jì)，實(shí)驗(yàn)井壓裂后取得了理想的增產(chǎn)效果，為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優(yōu)化設(shè)計(jì)提供了借鑒和指導(dǎo)。

低滲透油氣藏 分段多簇壓裂 簇間距優(yōu)化 位移不連續(xù)法 天然裂縫 破裂區(qū)域 波及區(qū)域 縫網(wǎng) 增產(chǎn)效果

近年來，國內(nèi)外非常規(guī)領(lǐng)域水平井分段多簇壓裂技術(shù)的進(jìn)步與規(guī)模應(yīng)用，使低滲透油氣資源得以高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)并發(fā)揮出革命性作用[1-3]。水平井分段多簇壓裂的核心是在低滲透儲(chǔ)層中形成具有較大波及體積的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，使地層中的油氣快速地流入井筒。但在水平井分段多簇壓裂設(shè)計(jì)中，簇間距這一影響產(chǎn)量、采收率和經(jīng)濟(jì)效益的重要因素仍尚不清楚。Mayerhofer等[4]采用數(shù)值模擬方法對(duì)低滲透油氣藏的壓后生產(chǎn)規(guī)律進(jìn)行研究后發(fā)現(xiàn)裂縫網(wǎng)絡(luò)尺寸與壓后產(chǎn)量呈正相關(guān)，裂縫網(wǎng)絡(luò)的形態(tài)越復(fù)雜，改造的儲(chǔ)層體積越大，壓后產(chǎn)量越高。Cipolla等[5-7]進(jìn)行理論研究以及建模計(jì)算指出，當(dāng)水力裂縫主裂導(dǎo)流能力達(dá)到一定程度后，繼續(xù)增加射孔簇?cái)?shù)或者減小簇間距對(duì)最終增產(chǎn)效果影響甚微。因此不應(yīng)當(dāng)過度追求簇間距的縮小，而應(yīng)該取一個(gè)經(jīng)濟(jì)合理的數(shù)值?，F(xiàn)階段已有的簇間距優(yōu)化方法主要是采用解析解或2D位移不連續(xù)法建立水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)模型，從而計(jì)算出水平井筒壁面上水平最大、最小主應(yīng)力方向反轉(zhuǎn)臨界點(diǎn)與相鄰水力裂縫間的距離，并以此作為優(yōu)化的最佳間距[8-13]。而解析解和2D位移不連續(xù)法，建立的水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)模型均不能準(zhǔn)確地反映實(shí)際情況下儲(chǔ)層中三維水力裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)分布，同時(shí)當(dāng)?shù)貙釉妓綉?yīng)力差較大時(shí)，可能并不存在應(yīng)力反轉(zhuǎn)點(diǎn)。為此，筆者基于2D位移不連續(xù)理論引入三維校正因子建立了三維水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)的數(shù)學(xué)模型，并以獲得最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為目標(biāo)，建立了水平井分段多簇壓裂簇間距優(yōu)化模型。

1 水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場(chǎng)模型

張開的水力裂縫會(huì)在其周圍產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力，壓裂液的濾失則會(huì)導(dǎo)致地層孔隙壓力變化，相應(yīng)的地層孔隙彈性應(yīng)力也會(huì)發(fā)生變化。這三種誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)的存在會(huì)使原地應(yīng)力場(chǎng)發(fā)生改變，從而影響低滲透儲(chǔ)層中復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成[14-15]。為了研究這三種誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)對(duì)復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形成的影響規(guī)律，需建立水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場(chǎng)計(jì)算模型。

1.1 水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)

首先，基于2D位移不連續(xù)理論（DDM）引入三維修正因子，建立水力裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)計(jì)算模型[16-17]。位移不連續(xù)理論是一種間接邊界元方法，通過引入虛擬的位移不連續(xù)量反映由受力體實(shí)際邊界條件引起的邊界效應(yīng)[18-19]。如圖1所示，將水力裂縫劃分成N個(gè)單元，給定任意單元j的應(yīng)力邊界條件，利用式（1）和式（2）求出任意單元j的位移不連續(xù)量，再將位移不連續(xù)量帶入式（2），可求得x-y平面內(nèi)任意單元i中點(diǎn)的法向與剪切誘導(dǎo)應(yīng)力。

圖1 DDM單元?jiǎng)澐质疽鈭D

j分別表示裂縫單元j微段上的剪應(yīng)力和正應(yīng)力引起的位移不連續(xù)量；Gi,j表示三維修正因子；h表示裂縫高度，m；γ取值2；β取值3；di,j表示任意單元i到裂縫單元j的距離，m。

1.2 孔隙壓力變化

低滲透儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率極低，濾失到基質(zhì)中的壓裂液量少且濾失距離較短，可忽略壓裂液向基質(zhì)中的濾失。一般情況下，儲(chǔ)層中發(fā)育的天然裂縫是壓裂液濾失的主要通道，因此在低滲透儲(chǔ)層中僅考慮壓裂液沿天然裂縫的濾失行為[21-22]。壓裂液沿天然裂縫濾失后，導(dǎo)致天然裂縫縫內(nèi)壓力產(chǎn)生變化，發(fā)生濾失后天然裂縫的縫內(nèi)壓力計(jì)算公式如下[21-22]。

低滲透油藏：

低滲透氣藏：

式中p表示發(fā)生濾失以后的地層壓力，MPa；po表示原始地層壓力，MPa；pf表示濾失起點(diǎn)處液體壓力，MPa；Y表示濾失點(diǎn)到水力主裂縫的垂直距離，m；Yf表示氣藏儲(chǔ)層中壓裂液沿天然縫的濾失的最大距離，m；Kf表示天然裂縫滲透率，D；θ表示天然裂縫與水平最大地應(yīng)力的夾角，(°)；φ表示天然裂縫的孔隙度；c表示壓縮系數(shù)，1/MPa；μl表示液體黏度，mPa·s；t表示時(shí)間，s。

1.3 孔隙彈性應(yīng)力

壓裂液的濾失會(huì)增加局部?jī)?chǔ)層的孔隙壓力，這種作用將會(huì)擾動(dòng)水力裂縫周圍的應(yīng)力。在低滲透氣藏儲(chǔ)層中，基質(zhì)中濾失量較少，壓裂液雖然會(huì)沿天然縫濾失相當(dāng)遠(yuǎn)的距離但在壓縮性和孔隙度控制下，其整體進(jìn)入孔隙空間的液量有限。因此可忽略孔隙彈性應(yīng)力影響。但在油藏儲(chǔ)層中，流體壓力的瞬時(shí)傳播區(qū)域超出了壓裂液侵入?yún)^(qū)域，此時(shí)孔隙彈性應(yīng)力不能被忽略，其解析解形式為[23]：

其中

式中Δσ表示地層壓力變化產(chǎn)生的孔隙彈性應(yīng)力，MPa；Δp表示壓裂液濾失引起的地層壓力變化量，MPa；A表示孔彈性常數(shù)，無因次；ξ描述流體侵入的尺寸和形狀的參數(shù)；α表示Biot系數(shù)，無因次；h表示裂縫半高，m；ν表示地層巖石泊松比，無因次。

1.4 多場(chǎng)疊加后的地應(yīng)力場(chǎng)

基于彈性力學(xué)基礎(chǔ)理論，將上述三種誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)與原地應(yīng)力場(chǎng)進(jìn)行疊加：

疊加后地應(yīng)力場(chǎng)的水平兩向有效主應(yīng)力的大小和方向分別為：

式中σ1表示原地應(yīng)力場(chǎng)和誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)疊加以后的水平最大有效主應(yīng)力，MPa；σ2表示原地應(yīng)力場(chǎng)和誘導(dǎo)應(yīng)力場(chǎng)疊加以后的水平最小有效主應(yīng)力，MPa；α1表示σ1與y軸的夾角，(°)；α2表示σ2與x軸的夾角，(°)。

所有計(jì)算以壓應(yīng)力為正，張應(yīng)力為負(fù)。

2 縫網(wǎng)波及區(qū)域預(yù)測(cè)

天然裂縫發(fā)育是低滲透油氣藏儲(chǔ)層壓裂形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的必要條件。天然裂縫是儲(chǔ)層力學(xué)上的薄弱環(huán)節(jié)，儲(chǔ)層壓裂改造過程中天然裂縫更易先于基巖發(fā)生張開和剪切破裂，有利于復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。在存在水力裂縫干擾的復(fù)雜應(yīng)力場(chǎng)條件下，天然裂縫面受到的有效正應(yīng)力和有效剪應(yīng)力分別為：

基于莫爾強(qiáng)度理論準(zhǔn)則，當(dāng)作用于天然裂縫面的剪應(yīng)力超過其所能承受的極限剪切應(yīng)力時(shí)，天然裂縫會(huì)發(fā)生剪切破裂，具體的判別條件為：

式中co表示天然裂縫內(nèi)聚力，MPa。

由式（9）～（11）可得：

同時(shí)，當(dāng)天然裂縫壁面的有效正應(yīng)力小于零時(shí)，天然裂縫張開：

S＞0代表該區(qū)域內(nèi)的天然裂縫發(fā)生剪切破裂，M＜0則代表該區(qū)域內(nèi)的天然裂縫發(fā)生張開破裂，因此可將S＞0和M＜0的總區(qū)域等效為復(fù)雜裂縫

網(wǎng)絡(luò)波及區(qū)域。該類區(qū)域越大，則壓裂后獲得的儲(chǔ)層改造體積越大，儲(chǔ)層改造增產(chǎn)效果越理想。在進(jìn)行水平井分段多簇壓裂簇間距離設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)以獲得最大的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為目標(biāo)。

3 實(shí)例計(jì)算分析

以中國東部的1口致密砂巖水平井（XP井）為例，該井完鉆井深3 919.0 m，垂深介于2 091.7～2 105.6 m，水平段長(zhǎng)1 619.0 m，儲(chǔ)層平均孔隙度為8.3%，平均滲透率為0.77 mD，為低孔、特低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育天然裂縫，裂縫傾角大，近于直立，與最大水平地應(yīng)力方向的夾角約為15°，其他相關(guān)地質(zhì)參數(shù)如下：水平最大地應(yīng)力為42 MPa，水平最小地應(yīng)力為34 MPa，裂縫高度為40 m，水力裂縫半長(zhǎng)為200 m，泊松比為0.2，壓裂簇?cái)?shù)2～3簇，水力裂縫縫口凈壓力為5 MPa，地層壓力為23.2 MPa，壓裂液黏度為5 mPa·s，天然裂縫內(nèi)聚力為1 MPa，天然裂縫壁面摩擦系數(shù)為0.6，壓縮系數(shù)為5.35×10-4/MPa，孔隙度為20%，天然裂縫滲透率為0.15 D，Biot系數(shù)為0.8，濾失時(shí)間為120 min。由PKN模型可得，水力裂縫主縫內(nèi)的凈壓力分布滿足：

式中x表示水力裂縫上的點(diǎn)距水平井筒的距離，m；L表示水力裂縫半長(zhǎng)，m；pnet表示水力裂縫縫口凈壓力，MPa；pnetx表示x處的裂縫凈壓力，MPa。

現(xiàn)階段，國內(nèi)的低滲透儲(chǔ)層水平井分段多簇壓裂技術(shù)由于受到儲(chǔ)層地質(zhì)條件和施工工具設(shè)備的限制，通常在單段內(nèi)采用2～3簇的規(guī)模進(jìn)行壓裂且以3簇居多，因此本井也按照常規(guī)的單段2～3簇的規(guī)模進(jìn)行簇間距優(yōu)化設(shè)計(jì)。以最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為優(yōu)化目標(biāo)，優(yōu)選簇間距，需先繪制出不同簇間距條件下的縫網(wǎng)波及區(qū)域面積曲線圖，再根據(jù)曲線的特征，確定出最佳的簇間距方案。

在繪制曲線圖時(shí)，簇間距值的設(shè)置不能從0開始，而是存在1個(gè)最小臨界值。根據(jù)筆者建立的計(jì)算模型和基礎(chǔ)參數(shù)可得圖2～6。由圖2可知，在單段3簇壓裂模式下，當(dāng)簇間距為11 m時(shí)，裂縫間干擾較強(qiáng)，原始最大水平應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)角可達(dá)到90°，最大、最小水平應(yīng)力方向發(fā)生反轉(zhuǎn)，可能會(huì)導(dǎo)致水力主裂縫在近井地帶就發(fā)生大角度的偏轉(zhuǎn)，不利于其向地層深部延伸溝通遠(yuǎn)井處的天然裂縫，形成較大規(guī)模的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而不能滿足低滲透油氣藏的增產(chǎn)要求。而當(dāng)簇間距為12 m時(shí)，原始最大水平應(yīng)力方向偏轉(zhuǎn)角較小，有利于形成深穿透的水力主裂縫，因此，在單段3簇壓裂模式下，本井的簇間距設(shè)置的最小臨界值為12 m。由圖3可知，在單段兩簇壓裂模式下，由于不存在中間水力主裂縫的干擾，即使簇間距很小，原始最大水平應(yīng)力方向的偏轉(zhuǎn)角也始終很小，考慮到簇間距過小，水力主裂縫的誘導(dǎo)應(yīng)力干擾較強(qiáng)，會(huì)導(dǎo)致水力主裂縫寬度受到過度的壓抑，存在砂堵的風(fēng)險(xiǎn)，此處推薦簇間距設(shè)置的最小臨界值為9 m。

圖2 單段3簇壓裂模式下不同簇間距下原始最大水平地應(yīng)力偏轉(zhuǎn)角圖（以逆時(shí)針方向?yàn)檎?/p>

圖3 單段兩簇壓裂模式下不同簇間距下原始最大水平地應(yīng)力偏轉(zhuǎn)角圖（以逆時(shí)針方向?yàn)檎?/p>

圖4 單段兩簇壓裂模式下縫網(wǎng)波及區(qū)域預(yù)測(cè)圖（簇間距15 m）

圖5 單段3簇壓裂模式下縫網(wǎng)波及區(qū)域預(yù)測(cè)圖（簇間距15 m）

由圖4、5可知，在進(jìn)行水平井分段多簇壓裂時(shí)，地層中的天然裂縫更易發(fā)生剪切破裂，天然裂縫剪切破裂區(qū)域與張開破裂區(qū)域重疊且前者要遠(yuǎn)大于后者，因此在水平面內(nèi)可采用天然裂縫剪切破裂區(qū)域面積來表征水力壓裂形成的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)波及

區(qū)域的大小。同時(shí)，上述兩圖還表明：相同簇間距下，單段內(nèi)壓裂簇?cái)?shù)越多，縫網(wǎng)波及區(qū)域越大，儲(chǔ)層改造效果越好。由圖6還可知，單段3簇壓裂模式下，最佳簇間距約為16 m；單段兩簇壓裂模式下，最佳簇間距約為12 m。結(jié)合地質(zhì)資料與測(cè)井解釋結(jié)果對(duì)XP井水平段的甜點(diǎn)發(fā)育區(qū)進(jìn)行識(shí)別，從而確定出合理的壓裂段數(shù)和位置，再根據(jù)簇間距優(yōu)化結(jié)果對(duì)每段進(jìn)行分簇射孔，最后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工。本井共實(shí)施12段32簇壓裂，總液量9 808 m3，總砂量386 m3。壓后測(cè)試表明取得了十分理想的增產(chǎn)效果，說明本井的簇間距設(shè)置的較為合理，壓裂后地層中形成了較大規(guī)模的復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。

4 結(jié)論

1）水力裂縫的存在會(huì)干擾原地應(yīng)力場(chǎng)，主要包括三個(gè)方面：張開的水力裂縫會(huì)在其周圍產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力，壓裂液的濾失則會(huì)導(dǎo)致地層孔隙壓力變化，相應(yīng)的地層孔隙彈性應(yīng)力也會(huì)發(fā)生變化。由此，建立了水力裂縫干擾模式下的地應(yīng)力場(chǎng)計(jì)算模型，為低滲透油氣儲(chǔ)層壓裂后復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)波及區(qū)域的預(yù)測(cè)奠定了基礎(chǔ)。

2）天然裂縫的張開和剪切破裂是低滲透油氣藏儲(chǔ)層壓裂改造復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形成的根本原因，且天然裂縫剪切破裂區(qū)域與張開破裂區(qū)域重疊，前者要遠(yuǎn)大于后者，可采用天然裂縫剪切破裂區(qū)域面積來表征復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)波及區(qū)域的大小。

3）水平井分段多簇壓裂簇間距設(shè)置不宜太小，過小的簇間距會(huì)導(dǎo)致水力裂縫間的干擾增強(qiáng)，裂縫寬度受到抑制，原始最大水平應(yīng)力方向也可能會(huì)發(fā)生大角度的偏轉(zhuǎn)，甚至導(dǎo)致最大、最小水平地應(yīng)力方向反轉(zhuǎn)，使得水力主裂縫在近井地帶發(fā)生轉(zhuǎn)向，無法向地層深處延伸溝通遠(yuǎn)井處的天然裂縫，形成較大規(guī)模的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而不能獲得理想的增產(chǎn)效果。

4）以獲得最大縫網(wǎng)波及區(qū)域面積為優(yōu)化目標(biāo)，指導(dǎo)東部某致密砂巖水平井的簇間距優(yōu)化設(shè)計(jì)，該井壓裂改造后取得了較理想的增產(chǎn)效果，說明此方法的優(yōu)化結(jié)果合理，可為低滲透油氣藏水平井分段多簇壓裂的簇間距優(yōu)化設(shè)計(jì)提供指導(dǎo)。

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A new method for cluster spacing optimization of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells of low-permeability oil and gas reservoirs

Zhao Jinzhou1, Xu Wenjun1, Li Yongming1, Cai Kunchi2, Xu Miao2
(1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Geology Exploration and Development Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chengdu, Sichuan 610051, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.63-69, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Cluster spacing is a key factor for the success of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells. In order to improve the fracturing results of low-permeability oil and gas reservoirs, it is necessary to build a rational cluster spacing optimization model. The existing optimization methods, however, use the stress reversal radius as the optimum spacing, so post-fracturing reservoir stimulation results are not characterized quantitatively. In this paper, a calculation model for complex stress field in the mode of hydraulic fracture interference was developed based on elastic mechanics theory and displacement discontinuity method. Then, the formation laws of complex fracture networks when natural fractures suffer opening and shearing fracturing in complex stress fields were investigated. Finally, a new cluster spacing optimization method was developed with the maximum affected area of fracture networks as the optimization objective. In this study, the following conclusions were reached. First, open hydraulic fractures may generate induced stress around them; the leakage of fracturing fluid may lead to the change of formation pore pressure, and correspondingly the change of elastic stress of formation pores. And second, the shearing fracturing area of natural fractures is overlapped with the opening fracturing area, and the former is much larger than the latter, so the size of the area affected by complex fracture networks can be characterized by using the shearing fracturing area of natural fractures. When this method was applied in the cluster spacing optimization design of a horizontal well, satisfactory fracturing results were achieved. Obviously, it provides the reference and instruction for the cluster spacing optimization of multi-cluster staged fracturing in horizontal wells of low-permeability oil and gas reservoirs.

Low-permeability oil and gas reservoir; Multi-cluster staged fracturing; Cluster spacing optimization; Displacement discontinuity method (DDM); Natural fracture; Fracturing area; Affected area; Fracture network; Reservoir stimulation result

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.008

國家自然科學(xué)基金重大項(xiàng)目“頁巖地層動(dòng)態(tài)隨機(jī)裂縫控制機(jī)理與無水壓裂理論”（編號(hào)：51490653）、國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973計(jì)劃）項(xiàng)目“中國南方海相頁巖氣高效開發(fā)的基礎(chǔ)研究”（編號(hào)：2013CB228004）。

趙金洲，1962年生，教授，博士生導(dǎo)師；本刊第七屆編委會(huì)委員、《Natural Gas Industry B》編委會(huì)委員，現(xiàn)任西南石油大學(xué)校長(zhǎng)；主要從事油氣田開釆和增產(chǎn)新技術(shù)新理論的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)新都大道8號(hào)。ORCID: 0000-0003-1686-1828。E-mail: zhaojz@swpu.edu.cn

許文俊，1991年生，博士研究生；主要從事油氣田增產(chǎn)改造理論與技術(shù)方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)新都大道8號(hào)。ORCID: 0000-0002-9465-6857。E-mail: 746929967@qq.com