非对称3D压裂和裂缝无序性压裂设计理念与实践——以四川盆地川西致密砂岩气藏为例
郭建春, 苟波
“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

作者简介:郭建春,1970年生,教授,博士生导师;从事油气藏开采和增产技术方面的研究与教学工作。地址:(610500)四川省成都市新都区新都大道8号。电话:(028)83037001。E-mail:guojianchun@vip.163.com

通信作者:苟波,1984年生;主要从事油气藏增产技术与理论研究及现场应用工作。电话:(028)83032024。E-mail:gouboyouxiang@163.com

摘要

目前致密气藏改造存在传统大型压裂与体积压裂两种技术模式,如何选取适合储层特征的改造方式令人困惑。基于对致密气藏、页岩气藏的储层地质特征、渗流特征的分析,阐释了致密气藏与页岩气藏改造理念的差异,提出致密气藏改造方式的选取应以储层地质特征、渗流特征为依据,以最大程度改善储层渗流能力为目标。据此理念,以四川盆地川西地区两套致密气储层为例提出了2种压裂设计方法:对于中浅层上侏罗统蓬莱镇组“叠覆型”储层采用水力裂缝与储层砂体空间展布、渗流能力相匹配的非对称3D压裂设计;对于中深层上三叠统须家河组五段“砂页岩交互”储层采用增加裂缝无序性的体积压裂设计。应用结果表明:采用非对称3D压裂设计方法的水平井压后平均产量较同区水平井提高了41%,该方法适用于对蓬莱镇组气藏的开发;采用增加裂缝无序性体积压裂设计方法的单井压后平均产量为2.25×104 m3/d,该方法为须五段气藏的开发提供了有力的技术支撑。

关键词: 致密气; 页岩气; 压裂(岩石); 非对称3D压裂; 渗流单元; 裂缝无序性; 体积压裂; 四川盆地; 西
Design philosophy and practices of asymmetrically 3D fracturing and the fracturing inducing a random array of fractures:A case study of tight sand gas reservoirs in western Sichuan Basin
Guo Jianchun, Gou Bo
State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploration, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
Abstract

At present two technical models have been applied to tight gas reservoir stimulation: traditional massive fracturing and SRV fracturing. However, it is still a problem to select a suitable fracturing model according to reservoir characteristics. Based on the analysis of the geological characteristics and seepage mechanism of tight gas and shale gas reservoirs, this paper introduced the stimulation philosophy difference between the above two gas reservoirs, and proposed a concept that a suitable stimulation model should be built upon reservoir geological characteristics and seepage mechanism to maximally improve the seepage capability of a reservoir. Taking two tight gas reservoirs in western Sichuan Basin for an example, two fracturing design methods were proposed. One was the asymmetrically 3D fracturing design (A3DF), of which the hydraulic fractures can effectively match the sand spatial distribution and seepage capability of the superposed reservoirs located in the middle-shallow Upper Jurassic Penglaizhen Fm. The other is the SRV fracturing design for increasing fracture randomness in the sandstone and shale interacted reservoirs in the 5th Member of middle-deep Upper Triassic Xujiahe Fm. Compared with the conventional fracturing design, the average post-fracturing yield of horizontal wells with A3DF was increased by 41%, indicating that A3DF is appropriate for gas reservoir development in the Penglaizhen Fm; meanwhile, the average post-fracturing yield of a single well was 2.25×104 m3/d after SRV fracturing design was applied in increasing fracture randomness, showing that the SRV fracturing design provides a robust technical support for the development of the 5th Member of the Xujiahe Fm.

Keyword: Tight gas; Shale gas; Fracturing (rock); Asymmetrical 3D fracturing; Seepage element; Fissure randomness; SRV fracturing; Sichuan Basin; West

致密气藏是指覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD的气藏, 单井无自然产能或低于工业气流下限, 但在一定经济条件和技术措施下可获得工业气流[1]。其储层地质特征决定了需要通过压裂酸化技术改善油气渗流条件, 以实现此类气藏的高效开发。我国致密气藏的压裂经历了直井分层压裂、大型压裂以及水平井分段压裂阶段, 改造目的旨在形成双翼水力长裂缝, 沟通远井储层, 增加渗流面积, 从而提高产能[2]。近年来“ 水平井完井+体积压裂” 在页岩气储层改造中的成功应用, 引发了新一轮压裂“ 革命” [3, 4]。我国尝试将页岩气开发的技术模式推广到致密气藏的改造, 但效果差异较大[5]。目前的改造存在页岩气体积压裂和传统大型压裂造长缝理念并举的局面, 面对复杂的储层特征选用何种压裂方式才能实现储量的充分动用仍令人困惑。笔者从致密气藏、页岩气藏储层地质特征、渗流特征出发, 分析了两者改造理念上的差异; 结合川西致密砂岩气藏储层特征提出了针对不同类型储层的压裂理念, 基于压裂实践总结了致密气藏压裂改造理念。

1 致密气藏压裂改造理念
1.1 致密气与页岩气储层区别

非常规油气资源中致密气与页岩气是目前我国勘探开发的热点。致密气储层包括致密碳酸盐岩储层、砂岩储层以及火山岩储层, 其中致密砂岩气储层是目前压裂技术开发的焦点(本文所讨论的致密气藏即为致密砂岩气藏)。致密砂岩气与页岩气在储层地质特征、渗流机理、气藏特征等方面都存在较大差异(表1)[6, 7, 8]。这些因素直接影响两类气藏的压裂改造理念。

表1 致密砂岩气、页岩气特性对比表
1.2 致密气压裂改造理念

1.2.1 致密气、页岩气压裂改造理念差异

1.2.1.1 储层物性及渗流特征差异

致密砂岩气藏表现出比常规砂岩气藏更低的孔隙度、渗透率的特征, 渗流过程受启动压力梯度、应力敏感、滑脱效应影响明显[9, 10], 但渗流机理仍然是经典的孔隙中的游离气向人工裂缝的“ 长距离” 渗流。因此致密气储层的压裂理念仍然是以形成一定长度和导流能力的双翼长裂缝, 增大渗流面积为主(图1-a)。

图1 致密气藏、页岩气藏压裂缝渗流示意图

页岩气藏储层的孔喉直径明显比致密气藏储层低(表1), 渗透率为纳达西级, 在整个生产周期页岩气渗流的有效距离非常短, 要实现如致密气藏的“ 长距离” 渗流需要的驱动压力非常大。因此要实现页岩气的开发, 必须通过压裂的方式将具有渗流能力的有效储集体“ 打碎” , 形成复杂的裂缝网络, 实现储层基质流体向裂缝的“ 最短距离” 渗流, 极大地提高储层整体渗透率, 这便是体积压裂理念[4, 11]。体积压裂的实质是采用更多的无序性裂缝“ 打碎” 储层, 实现“ 人造气藏” 。裂缝无序性越强, 储层越“ 碎” , 渗流距离越短, 越易达到充分解放储层基质中的吸附气、游离气的目的。页岩气藏的储层特征、渗流特征决定了增加裂缝无序性的体积压裂理念是实现其有效开发的最优选择(图1-b)。

1.2.1.2 地质特征差异

致密气藏、页岩气藏虽然都属于“ 连续性聚集” 成藏[6], 但是前者的主要储集空间仍然位于“ 透镜体” “ 多层状” “ 块状” 的河道砂体中, 由于河道砂体在空间展布上的强非均质性要求压裂裂缝能够有效控制在砂体内, 充分动用砂体控制内的油气储量。因此压裂优化设计的关键点在于如何在砂体中最优的部署水力裂缝实现砂体在横向、纵向、垂向上的三维(3D)充分改造(图2-a)。

页岩气藏属于典型的“ 连续性” 气藏, 具备自生自储的功能。页岩压裂的目的就是选取高含气量、高TOC、高脆性指数、低破裂压力的层段, 以最大化增加裂缝无序性、改造体积实现“ 人造气藏” (图2-b), 压裂优化设计的关键点在于如何选取压裂改造的“ 地质甜点” 和“ 工程甜点” 以及如何实现体积改造。

图2 致密气藏、页岩气藏压裂理念示意图

1.2.2 致密气藏压裂改造理念

压裂改造理念的选取是由储层地质特征、渗流特征等因素所决定。致密气储层主要位于强非均质性的河道砂体中, 具有一定的渗透性, 油气具有一定的流动能力。因此, 致密砂岩气的压裂改造应以地质认识为基础, 以改善渗流能力为目标, 优化水力裂缝在砂体中的部署, 充分动用储层; 对于部分超致密(接近页岩)或砂页岩交互储层, 在满足实施体积压裂的条件下可借鉴体积压裂方式改善储层渗流能力。

2 致密气藏压裂改造实践

四川盆地川西地区发育了两套致密砂岩储层, 一套是位于中浅层的上侏罗统蓬莱镇组“ 叠覆型” 致密砂岩气藏, 另一套是位于中深层的上三叠统须家河组五段的“ 砂页岩交互” 致密气藏[12, 13]。笔者基于储层地质特征等分析, 以改善渗流能力为压裂目标, 针对“ 叠覆型” 致密砂岩提出了基于砂体展布的非对称三维(3D)压裂优化技术; 针对“ 砂岩页交互” 储层提出了增加裂缝无序性的体积压裂优化技术。

2.1 基于蓬莱镇组砂体展布的非对称3D压裂

2.1.1 储层地质特征

2.1.1.1 储层致密启动压力梯度高

目的层蓬莱镇组II类储层孔隙度4.5%~7.5%, 渗透率0.1~1.0 mD, Ⅲ 类储层孔隙度小于4.5%, 渗透率小于0.1 mD, 属于典型的致密砂岩气藏。室内实验表明, 储层有较强水敏感性, 气藏“ 水锁” 现象严重, 启动压力梯度高。采用实验回归的方法[14]得到目的层启动压力梯度(λ )与渗透率(K)的关系:

λ =0.114K-0.46(1)

式中λ 为启动压力梯度, MPa/m; K为储层渗透率, mD。

2.1.1.2 砂体展布特征复杂

目的层砂体展布主要有孤立型、对接型、叠置型、复合型4种方式(图3)。沿河道方向, 以孤立型为主, 砂体连通性好。垂直河道方向, 以对接型或孤立型为主, 砂体的连通性较差。

2.1.1.3 储层变化大

水平段钻遇储层类型多变、分布无规律、非均质性强、含气性差异大(图4-a)。

2.1.2 压裂亟待攻关难点

由储层地质特征及物性特征分析可知, 目的层压裂改造亟待解决3个难点:①该区储层砂体在3D方向均展示出了较强的非均质性, 如何建立描述储层的地质模型仍是挑战; ②储层非均质性强, 存在气水两相以及启动压力梯度, 渗流机理十分复杂, 导致了水力裂缝控制的渗流单元仍不明确; ③为充分释放水平井的产能, 如何在强非均质砂体中部署水力裂缝, 优化裂缝参数仍需攻关。

2.1.3 非对称3D压裂优化设计

选取该区典型水平井MP1井为例, 阐释非对称3D压裂优化设计理念及实践过程。

1)根据测井段储层物性解释, 建立3D非均质储层地质模型。建模时纵向上考虑导眼井垂直层段的物性和砂体展布特征, 横向上基于砂体的精细刻画特征, 轴向上基于测井解释, 这样既可建立接近储层实际特征的3D地质模型。

2)基于不同的阻隔层渗透率和宽度组合, 确定特定渗透率下, 有效阻挡压力传播的最小阻隔层厚度, 用以确定渗流单元划分界限。基于室内数值模拟研究, 回归了目的层组渗流单元界限(Hc)与阻隔层渗透率(Ks)的关系:

Hc=9.508ln(Ks)+41.16(2)

式中Hc为渗流单元界限, m; Ks为阻隔层渗透率, mD。

图3 砂体展布类型图

图4 MP1水平井地质模型图

3)根据渗流单元划分界, 优化部署不同渗流单元的水力裂缝, 要求轴向上优化裂缝条数尽可能轴向充分动用不同砂体(图5-a); 长度方向上优化裂缝长度, 控制砂体(图2-a); 垂向上控制缝高或穿越多个层段(图5-b)。以累计产量为最优目标, MP1井优化结果为:优化的裂缝条数为7条, 其中Ⅱ 类储层长度为180 m, 导流能力为20 D· cm; Ⅲ 类储层长度为200 m, 导流能力为15 D· cm; 根据储层岩石力学参数及特征, 采用压裂软件模拟表明缝高能有效控制在产层内。

图5 3D压裂优化示意图

2.2 须五段砂页岩交互储层体积压裂

2.2.1 储层地质特征

川西中深层须家河组五段沉积环境为湖沼相泥页岩加三角洲前缘水下分流河道和河口坝沉积, 形成的砂体较连续。水平井水平段上页岩、砂岩相互交互(图6), 垂向上砂岩、页岩互层, 厚度为80 m, 泥地比为55%。砂岩平均孔隙度为2.5%, 平均渗透率为0.015 2 mD; 黑色页岩平均孔隙度为3.08%, 平均渗透率为0.065 5 mD, 属于致密砂岩与页岩交互储层。其中页岩作为烃源岩, 砂岩作为储集层, 属于自生自储气藏。因此为充分动用储层, 砂岩、页岩均需改造[12]

图6 须五段A井钻遇岩性示意图

2.2.2 体积压裂可行性

国内外室内研究及实践表明实施体积压裂需要满足以下3个条件[4]:①水平面主应力差异系数小, 一般要求小于0.25, 有利于压裂过程中井筒周围应力场发生变化引起裂缝转向; ②储层含有大量的脆性矿物, 脆性指数大于30%, 有利于岩石脆性破裂; ③天然裂缝发育, 有利于实现水力裂缝与天然裂缝沟通形成更加无序的缝网。

室内研究及测试表明:须五段储层水平主应力差异系数为0.23; 脆性矿物含量介于53%~70%, 脆性指数为50%; 目的层段发育一定的天然裂缝。因此须五段储层满足实施体积压裂的基本条件。

2.2.3 增加裂缝无序性的体积压裂设计

须五段储层属于典型的砂页岩交互储层, 储层的物性特征与典型的页岩储层存在差异, 因此需要开展缝网参数优化设计, 达到经济合理的压裂参数与储层地质特征相匹配。笔者以该区A井为例阐释体积压裂设计理念及实践过程, 压裂目标是增加裂缝无序性, 实现压裂参数与储层地质特征相匹配(图7)。

图7 须五段A井压裂模型图

1)根据水平井段的储层有效厚度、物性参数建立压裂地质模型。考虑到轴向上、垂向上岩性差异及储层储集性能差异, 采用双孔介质模型, 页岩段考虑页岩气的吸附、解析作用。

2)将体积压裂形成的无序性裂缝系统简化成高渗透带区域, 并植入到地质模型中, 以累计产量为目标优化高渗透带数量、体积、渗透率。如何表征复杂的网络裂缝是体积压裂设计的难点。体积压裂形成的复杂网络裂缝渗透率远高于附近储层渗透率, 因此将其视为高渗透带, 并用高渗透带数量、体积、渗透率表征复杂网络裂缝的特征(图7-b)[15]。根据高渗透带参数对累计产量的影响程度, 选取A井高渗透带的数量为10, 体积为133.5× 104 m3, 渗透率为4 mD。

3)根据压裂规模优化模型, 确定各段压裂支撑剂量; 在支撑剂量确定的条件下, 借助页岩压裂软件优化液量、平均砂比以实现优化的高渗透带体积、渗透率。压裂支撑剂量确定方法为[15, 16]:

Vf= (K̅-Km)VKf-Km(3)

式中KmKfK̅分别为基质渗透率、支撑裂缝渗透率、高渗透带平均渗透率, mD; VmVfV分别为基质体积、支撑剂量、高渗透带体积, m3

根据A井储层物性特征及优化的高渗带参数, 优化的单段压裂支撑剂量为:40/70目陶粒60 m3; 根据页岩压裂软件模拟结果推荐单段总液量1 680 m3左右, 平均砂比8%、最高砂比28%。

4)增加裂缝无序性的配套工艺。为最大化增加体积压裂裂缝的无序性, 还需优化分段射孔参数; 配套的工艺措施有多级停泵加砂压裂, 缝内暂堵转向压裂以及同步压裂、无序压裂等[17]

2.3 现场应用

川西地区中浅层蓬莱镇组共完成21口水平井非对称3D压裂设计及现场应用:平均压裂段数为8段, 平均入地砂量206 m3, 入地液量1 445 m3, 施工排量5.0 m3/min; 设计参数与施工参数完全符合, 施工成功率100%, 单井压后测试平均产量为2.3× 104 m3/d, 较同区采用常规压裂设计理念的水平井产量(1.6× 104 m3/d)提高了41%。

川西地区中深层须家河组五段实施增加裂缝无序性的体积压裂21井次, 其中水平井3井次, 直井18井次。水平井平均压裂段数为7段, 平均入地砂量322 m3, 入地液量13 611 m3, 施工排量10.0 m3/min, 单井压后测试平均产量为2.2× 104 m3/d; 直井平均分层数为3层, 平均入地砂量249 m3, 入地液量8 951 m3, 施工排量10.0 m3/min, 单井压后测试平均产量为2.3× 104 m3/d。增加裂缝无序性的体积压裂设计理念为须五段的勘探开发提供了有力的技术支撑。

3 结论与建议

1)致密气藏压裂方式较页岩气藏压裂更加多样化, 致密气藏压裂理念的选取应以储层地质特征、渗流能力为基础, 以最大化改善储层渗流能力为目标。

2)非对称3D压裂设计理念可以有效实现裂缝参数与砂体展布、储层渗流能力相匹配; 为实现裂缝参数与储层更好的匹配建议加强砂体的精细刻画。

3)增加裂缝无序性的体积压裂设计理念适用于砂岩、页岩交互储层以及储层渗流能力接近页岩的储层; 为最大化增加裂缝无序性、改造体积, 建议加强储层地应力场、诱导应力场以及天然裂缝发育情况研究; 同时加强裂缝监测, 根据裂缝监测情况完善体积压裂设计。

4)现场应用表明:非对称3D压裂设计理念适用于对川西中浅层致密气藏的开发; 增加裂缝无序性的体积压裂设计理念为川西须五段气藏的开发提供了有力的技术支撑。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] 国家能源局. SY/T 6832—2011致密砂岩气地质评价方法[S]. 北京: 石油工业出版社, 2011.
National Energy Bureau. SY/T 6832-2011 Geologic evaluating methods for tight sand stone gas[S]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011. [本文引用:1]
[2] 王永辉, 卢拥军, 李永平, 王欣, 鄢雪梅, 张智勇. 非常规储层压裂改造技术进展及应用[J]. 石油学报, 2012, 33(1): 149-158.
Wang Yonghui, Lu Yongjun, Li Yongping, Wang Xin, Yan Xuemei, Zhang Zhiyong. Progress and application of hydraulic fracturing technology in unconventional reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(1): 149-158. [本文引用:1] [CJCR: 1.437]
[3] Guo Jianchun, Zhao Zhihong. China vigorously promoting shale gas exploration, development[J]. Oil & Gas Journal, 2012, 110(3): 60. [本文引用:1]
[4] 吴奇, 胥云, 王腾飞, 王晓泉. 增产改造理念的重大变革——体积改造技术概论[J]. 天然气工业, 2011, 31(4): 7-12.
Wu Qi, Xu Yun, Wang Tengfei, Wang Xiaoquan. The revolution of reservoir stimulation: An introduction of volume fracturing[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(4): 7-12. [本文引用:3] [CJCR: 0.833]
[5] 甘振维. 水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用[J]. 钻采工艺, 2012, 35(2): 41-44.
Gan Zhenwei. Study and application of horizontal well multi-fissure fracturing technology[J]. Drilling & Production Technology, 2012, 35(2): 41-44. [本文引用:1]
[6] 邹才能, 朱如凯, 吴松涛, 杨智, 陶士振, 袁选俊, . 常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望——以中国致密油和致密气为例[J]. 石油学报, 2012, 33(2): 173-187.
Zou Caineng, Zhu Rukai, Wu Songtao, Yang Zhi, Tao Shizhen, Yuan Xuanjun, et al. Types, characteristics, genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: Taking tight oil and tight gas in China as an instance[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(2): 173-187. [本文引用:2] [CJCR: 1.437]
[7] Kennedy RL, Knechr WN, Georgi DT. , Comparisons and contrasts of shale gas and tight gas developments, North American experience and trends[C]∥paper 160855 presented at the SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, 8-11, April 2012 Al-Khobar, Saudi Arabia. DOI: http: //dx. doi. org/102118/160855-MS. [本文引用:1]
[8] 任岚, 舒亮, 胡永全, 赵金洲. 纳米尺度页岩储层的气体流动行为分析[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2014, 36(5): 111-116.
Ren Lan, Shu Liang, Hu Yongquan, Zhao Jinzhou. Analysis of gas flow behavior in nano-scale shale gas reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2014, 36(5): 111-116. [本文引用:1]
[9] Borges UA, Jamiolahmady M. Well test analysis in tight gas reservoirs[C]∥paper 121113 presented at the2009 SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, 8-11 June 2009, Amsterdam, the Netherland s. DOI: http: //dx. doi. org/102118/121113-MS. [本文引用:1]
[10] 邱先强, 李治平, 刘银山, 赖枫鹏. 致密气藏水平井产量预测及影响因素分析[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2013, 35(2): 141-145.
Qiu Xianqiang, Li Zhiping, Liu Yinshan, Lai Fengpeng. Analysis of productivity equation and influence factors of horizontal wells in tight sand gas reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2013, 35(2): 141-145. [本文引用:1]
[11] 曾凡辉, 郭建春, 刘恒, 肖勇. 北美页岩气高效压裂经验及对中国的启示[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2013, 35(6): 90-98.
Zeng Fanhui, Guo Jianchun, Liu Heng, Xiao Yong. Experience of efficient fracturing of shale gas in North America and enlightenment to China[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2013, 35(6): 90-98. [本文引用:1]
[12] 叶军, 曾华盛. 川西须家河组泥页岩气成藏条件与勘探潜力[J]. 天然气工业, 2008, 28(12): 18-25.
Ye Jun, Zeng Huasheng. Pooling conditions and exploration prospect of shale gas in Xujiahe Formation in western Sichuan Depression[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(12): 18-25. [本文引用:2] [CJCR: 0.833]
[13] 赵正望, 谢继容, 李楠, 朱华, 吴长江. 四川盆地须家河组一、三、五段天然气勘探潜力分析[J]. 天然气工业, 2013, 33(6): 23-28.
Zhao Zhengwang, Xie Jirong, Li Nan, Zhu Hua, Wu Changjiang. Gas exploration potential of the 1st, 3rd and 5th members of Xujiahe Fm reservoirs in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(6): 23-28. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[14] Zeng Baoquan, Cheng Linsong, Li Chunlan. Low velocity non-linear flow in ultra-low permeability reservoir[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2011, 80(1): 1-6. [本文引用:1] [JCR: 0.997]
[15] 郭建春, 苟波, 任山, 刘林, 王兴文. 川西页岩—砂岩交互水平井压裂参数优化设计[J]. 石油学报, 2014, 35(3): 511-518.
Guo Jianchun, Gou Bo, Ren Shan, Liu Lin, Wang Xingwen. Fracturing parameters optimization design for horizontal well with shale and sand stone interbeds in western Sichuan[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(3): 511-518. [本文引用:2] [CJCR: 1.437]
[16] 郭建春, 梁豪, 赵志红, 王兴文, 林立世. 页岩气水平井分段压裂优化设计方法——以川西页岩气藏某水平井为例[J]. 天然气工业, 2013, 33(12): 82-86.
Guo Jianchun, Liang Hao, Zhao Zhihong, Wang Xingwen, Lin Lishi. An optimal design of multi-stage fracking for horizontal shale gas wells: A case study from the western Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(12): 82-86. [本文引用:1] [CJCR: 0.833]
[17] Soliman MY, Augustine J. Fracturing design aimed at enhancing fracture complexity[C]∥paper 130043 presented at the SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, 14-17 June 2010, Barcelona, Spain. DOI: http: //dx. doi. org/102118/130043-MS. [本文引用:1]