低渗透油藏整体压裂方案设计内容及方法

低渗透油藏整体压裂设计内容及方法 低渗透油藏整体压裂设计内容和设计方法 在低渗透油田的开发过程中，压裂技术成为低渗透油气田开发的主导工艺，在摘 要 设计思想上也由单井增产措施的优化向区块压裂方案的优化、整体改造开发方案的优化发展。迄今为止，低渗透油藏压裂技术已伴随着整体压裂技术的发展而进入到一个新的阶段，朝着优化支撑剂、提高压裂液效率、大型整体优化压裂设计的方向发展。本文介绍了整体压裂的基本特征及设计原则，详细介绍了整体压裂设计的内容及方法，并用G43断块油藏的整体压裂研究进行的整体压裂设计内容的说明。 关键字 低渗透，整体压裂，水力压裂，优化设计 随着我国石油勘探和开发程度的深入，低渗透油田储量所占比例愈来愈大。低渗透油田的高效开发对迎接石油工业面临着严峻的挑战、缓解石油供需矛盾有着重要的作用。在低渗透油田开发方面，相当多的油井采不出、注入井注不进，形成低产低效的半瘫痪状态。同时相当多的低渗透油田储量仍然难以动用。 油层水力压裂作为低渗透油藏改造的主要措施，随着对压裂技术在认识上的深化，进入八十年代中、后期，在设计思想上有了新的突破:把原来的以单井产量或经济净现值为准则的单井优化设计扩展为以油藏(区块)作为总体单元、以获得最大的油藏经济净现值或采收率(扫油效率和波及系数)为准则的整体压裂优化设计。 油藏整体压裂的工作对象(工作单元)是从全油藏出发，就是将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得好的开发效果和效益。上述研究成果从整体压裂方案的基础上再做单井的优化压裂设计;通过方案设计实施与评价，全面提高油藏的开发水平与经济效益。从这个意义上来说，水力压裂已从一项单纯提高单井产量的战术手段，而发展成为经济有效地开采低渗透油藏不可或缺的战略措施，故整体压裂又称油田开发压裂。制定低渗透油藏整体压裂方案不 [1]仅是编制采油工程方案所必需的，也是油田开发(或开发调整)方案的重要组成部分。 1 整体压裂概述 1.1 基本特征 - 1 - 与单井压裂比较，油藏整体压裂具有以下四方面特征: (1) 它立足于油藏地质、开发现状与开发要求，从宏观上对全油藏压裂作出规划部署，用来指导规范每一单井压裂的优化设计与现场施工; (2) 它以获得全油藏最大的开发与经济效益为目标，强调水力裂缝必须与注采井网达到最佳的匹配关系，在注水开发条件下提高全油藏的最终采收率。 (3) 它是一项系统工程。需由多学科的渗透融合并与工程上各项配套技术进步相辅相成。 (4) 它由研究、设计、实施与评价四个主要环节组成。四个环节不断循环深化。 1.2 设计基本原则 整体压裂优化设计应满足以下基本原则: (1) 最大限度地提高单井产量，以达到油田合理开发对产量的要求; (2) 最大限度地提高水驱油藏波及体积和扫油效率，以达到最高的原油最终采收率; (3) 合理设置压裂参数、努力节省工程费用，最大限度地增加财务净现值和提高经 [2]济效益。 以上三个方面互相密切关联，要综合考虑、统筹安排、合理配置。整体压裂要做多种方案指标的计算，经过综合分析对比，优选出最佳的配置方案和工程参数。在总体压裂优化设计方案的指导下，再编制单井的工程设计方案。整体设计不仅是当前作出裂缝与油藏的最佳配置方案，而且要有压裂后的评估技术，以便对设计是否达到了预期目的和效果进行检验和评价。 1.3 基本内容 油藏整体压裂经十余年的发展应用，至今已经形成了一套较为完善的技术体系。可表述为:(1) 压前油藏综合评价;(2) 压裂的评价优选;(3) 整体压裂方案的优化设计;(4) 水力裂缝的测试诊断;(5) 压后的效益评价。 1.4 方案设计 完成整体压裂方案设计后，形成一份完整的技术报告，应含有以下主要内容: (1) 油藏地质、开发、完井与工程条件的详尽描述。该油藏进行整体压裂的必要性与可行性的论证。有利与不利条件的分析，其中的技术关键及其解决途径。 (2) 明确的设计依据与准确的设计参数。 (3) 优选压裂材料性能的评价结果。 - 2 - (4) 经优化获得的裂缝几何尺寸与施工规模(压裂液与支撑剂用量)。 (5) 优化的泵注参数与压裂方法。 (6) 预期可以实现的开发指标(产量、采油速度、采出程度、扫油效率)。 (7) 预期可望获得的最大经济效益。 (8) 现场实施要点与质量控制要求。 2 整体压裂设计内容 下面就分别介绍一下整体压裂设计的各项内容并用G43区块油藏的压裂实例来进行说明。 2.1 压前油藏综合评价 2.1.1 压前油藏综合评价内容及方法 水力压裂作为一项低渗透油藏改造措施，其直接对象是油藏。因此，整体压裂设计的第一项工作便是全面了解油藏地质特征，建立整体压裂的地质模型，使整体压裂设计建立在较为可靠的地质基础上。通过对油藏地质，就地应力场、开发与完井条件的综合分析研究，为方案设计提供必需的油藏背景材料，采集并确认准确可靠的设计参数，为制定方案做好准备，列出不同参数组合的数组，使其能够覆盖油藏的整体特征。 主要的评价方法有:(1) 常规静态资料分析;(2) 岩心实验室试验;(3) 非常规的专项测试;(4) 现场试井、试油与试采。 2.1.2 实例分析 G43区块为3条断层控制形成的单斜断块，主力产层为沙河街组沙一段下部和沙河 -32街组沙三段，油层中深3100m，岩性以细砂岩为主，平均渗透率63.1×10μm，为中孔、 -1中低渗、中等厚度储层。该区平均地层压力为28.5MPa，地温梯度为3.3??hm，属正 3常温度压力系统;饱和压力较低(1.8MPa)，溶解气油比低(7.5m?t)，基本不会发生溶解气驱，计算的弹性采收率仅为2.8%。为保持地层能量，采用人工注水开发，井距230m，经注水量调整测试初步确定人工裂缝方向55,60?，注水井井排方向为60?左右。进行 [3]室内试验分析。 1) 原油物性 试验分析表明，该区沙一段和沙三段地面原油黏度分别为263.53mPa?s和634.51mPa?s，胶质沥青质质量分数分别高达46.33%和53.32%，易与压裂液发生乳化而 - 3 - 堵塞储层孔喉，降低压裂效果。 2) 敏感性试验 对G43区块岩心进行了敏感性试验，结果表明:该区为无速敏、无-弱碱敏、中等偏弱-极强酸敏、弱-中等偏弱水敏。虽然储层为弱水敏，鉴于该区为特低渗透油藏，在压裂设计时，应注意黏土膨胀对压裂效果的影响。 3) 岩石力学试验 44岩石力学试验结果可以看出，储层岩石的弹性模量值一般在1.0×10,1.6×10MPa，泊松比为0.12,0.20，具有较强的弹塑性特征，易造成支撑剂嵌入。 根据以上的试验及分析可以初步确定出整体压裂技术设计原则: (1) G43区块注采井距仅为230m，为避免沟通注水井造成水窜，应适当控制压裂规模和裂缝长度。 (2) 区块原油黏度较高，胶质沥青质较重，为避免压裂液与原油的乳化作用而降低压裂增产效果，可在前置液前加降黏液。 (3) G43区块为中孔、中低渗储层，压裂设计应以提高裂缝导流能力为主;同时，区块泥质质量分数较高、地层塑性强，支撑剂选择上应采用大粒径支撑剂，或大粒径与中等粒径组合支撑剂技术，来缓解支撑剂嵌入严重的问，提高裂缝的导流能力。 (4) 适当调整胍胶质量浓度和施工排量，达到不用降滤剂降低滤失目的，以满足储层对导流能力的要求。 (5) 优化的压裂液体系需具有携砂性能好、摩阻低等特点，以满足大陶粒、大排量施工要求。同时，压裂液还需具有低残渣的特点，以尽量减小对裂缝和地层的伤害。 (6) 加强压裂后返排，尽可能减小压裂液对地层的伤害。 2.2 压裂材料的评价优选 2.2.1 压裂材料分类及优选标准 水力压裂的压裂液与支撑剂是技术实施的基本材料。压裂材料的选择主要为选择适合所要压裂的地层和压裂施工的压裂液与支撑剂而进行的优化研究工作。对压裂液优选的基本准则平衡压裂液的流变性、滤湿性与压裂液伤害等诸因素的关系，达到能按设计安全施工和最大限度地减少对支撑裂缝与储集层的伤害，使压后获得最大净现值。压裂支撑剂优选的目的是取得与低渗油层优化匹配的支撑缝导流能力。利用典型曲线或在油 [4]藏模拟上计算压后增产量与采收率，然后用经济模型确定支撑剂及其导流能力的选择。 - 4 - 1) 压裂液 压裂液是水力压裂改造油气层过程中的工作液。压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用。选择和制备压裂液应考虑岩石、储层及所含流体的物 [5]理和化学性质以及施工作业过程中的技术和经济要求。 压裂液按泵注顺序和所起的作用不同可分为清孔液、预前置液、前置液、携砂液和替置液。其中，携砂液是完成压裂作业，评价压裂液性能的主体液。按配制材料和液体性状分类可分为水基、油基、乳化、泡沫、醇基压裂液，表面活性剂胶冻和浓缩压裂液等。其中水基压裂液适用于各类储层，是发展最快、最全面的一种压裂液体系。 压裂液的评价与优选离不开油藏地质条件、压裂工艺与压后增产的要求。评价与优选压裂的方法是: (1) 依据油藏温度、压力、岩性、物性、敏感性分析(以水敏为主的减敏、酸敏和速敏分析)、地下原油性质、地质水类型及矿化度等储层特性，确认选用压裂液类型及其所属的温度段。 (2) 在此前提下，结合压裂工艺要求完善或重新研制新的压裂液配方。 (3) 对诸多压裂液配方进行实验室性能试验评价，检验它们对储层的伤害。 (4) 从上述评价试验结果中选出最优化的压裂液。 [1](5) 现场试验应用，再次改进提高，直至完成油藏整体压裂的任务。 2)支撑剂 压裂支撑剂的作用在于充填压开的水力裂缝，使之不再重新闭合并在储层中形成一个具有高导流能力的流动通道。显然，支撑剂的类型、物理性质及支撑剂在裂缝中的铺置浓度是整体压裂方案设计中的重要环节，也是保证压后增产，提高油藏开发水平的关键。 支撑剂按其力学性质可分为两大类:一类是脆性支撑剂，如石英砂、玻璃球等，特点是硬度大，变形小，在高闭合压力下易破碎;另一类是韧性支撑剂，如核桃壳、铝球等，特点是变形大，承压面积随之加大，在高闭合压力下不易破碎。目前矿场上常用的支撑剂有两种:一是天然砂;二是人造支撑剂(陶粒)。此外，在压裂中曾经使用核桃 [6]壳、铝球、玻璃球等支撑剂，由于强度、货源和价格等方面的原因，现多已淘汰。 支撑剂的优选应以实验室评价结果为依据，针对油藏储层条件与工艺要求优选出能产生最大压裂效益的支撑剂。 (1) 优选支撑剂的地质条件。 - 5 - 压裂设计人员必须掌握不同类型、不同粒径尺寸支撑剂的性质及其使用极限。结合给定的地质条件(闭合压力，岩石硬度，温度与压裂目的层物性等)，选用现有工程条件(压裂液性质，泵注设备等)能够安全泵送，压后能够获得较高初产与稳产的支撑剂。 (2) 优选支撑剂的经济考虑。 支撑剂在压裂中总是一项必须的支出，需要认真衡量。在优选支撑剂类型后，应对其可望产出的效益做出经济评价，最终予以确认。 2.2.2 实例分析 1) 压裂液体系优选 根据G43区块的储层特征、流体性质和整体压裂技术要求，采用胍胶压裂液体系，提出性能要求如下:(1) 体系必须为中高温配方，耐温120?以上;(2) 液体造缝性能良好，基液黏度大于60mPa?s;(3) 交联后冻胶具有良好的抗温、抗剪切性能，能适应长 -1时间(120min)高砂比、大粒径支撑剂压裂施工的要求，120?、170 s条件下剪切120 min压裂液体系黏度不低于100mPa?s;(4) 储层低孔、低渗，要求压裂液体系低伤害、 -1易返排，常温破胶液表面张力低于30mN?m;(5) 原油胶质、沥青质质量分数高，压裂工作液体与原油配伍性差，容易形成高黏W/O型乳状液导致乳化堵塞，需优选破乳助排剂。 通过单剂优选、配方体系性能评价，优选了2套低伤害配方体系，交联比均为0.45%(体积比)。 0.5%HPG+2%KCl+0.5%BA1-13+1.0%BA1-5+0.5%BA1-26+0.15%Na2CO3，0.05,BA2-3; 0.56%HPG+2%KCl+0.5%BA1-13+1.0%BA1-5+0.5%BA1-26+0.15%Na2CO3，0.05,BA2-3。 2) 支撑剂优选 为满足G43区块整体压裂对支撑裂缝导流能力的要求，开展了以裂缝导流能力为评价标准的支撑剂优选实验，包括大粒径支撑剂和组合粒径支撑剂导流能力试验。 (1) 大陶粒压裂 为提高裂缝有效导流能力，开展了16/30目大粒径支撑剂导流能力试验。铺砂浓度不仅影响支撑剂的嵌入，更是极大的影响压裂裂缝的导流能力，对16/30目支撑剂不同铺砂浓度导流能力测试对比表明，铺砂浓度越高，导流能力越大，这是由于铺砂浓度较 - 6 - 高时支撑剂层厚度较大，并且支撑剂嵌入量也较小。因此，对于适宜采用高导流压裂技术的储层，并且施工条件允许情况下，可适当使用大粒径支撑剂，同时应尽可能的提高铺砂浓度。 (2) 组合陶粒压裂 -2实验采用16/30目和20/40目组合陶粒进行导流能力测试，采用了10 kg?m的铺砂浓度。测试结果表明，在闭合压力较小时组合粒径支撑剂导流能力明显高于20/40目支撑剂导流能力;当中粒径组分比例增加到一定值以后，导流能力有一定程度的降低。大粒径支撑剂和小粒径的导流能力差距逐渐缩小，但在一定闭合压力下组合粒径支撑剂的导流能力仍然大于中等粒径支撑剂导流能力。 在同等铺砂浓度下，组合粒径支撑剂能够提供高于普通中等粒径支撑剂的导流能力，与单一大粒径支撑剂导流能力相差极小，施工过程中易进一步提高砂比。并且，有利于优化铺砂剖面，以提供压裂裂缝最佳导流能力。 2.3 整体压裂方案的优化设计 2.3.1 整体压裂方案的优化设计内容 依据压前油藏综合评价和压裂材料的评价优选两项研究结果，进行油藏整体压裂方案的设计工作。将具有一定支撑缝长、导流能力与方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和开发井网(井网型式、井距、井数与布井方位)之中，借助水力裂缝、油藏和经济模型，使它们达到最佳的优化组合，并提出经努力可以实现的工艺措施，以保证油藏经整体压裂之后能够获得最大的开发和经济效益。对开发井网的优化结果要反馈给油藏工程方案和油田开发方案。 1) 方案设计参数 为了充分评价油藏储层的供给与产出能力、方案实施中应遵循的技术指标以及检验压后开发与经济效益，一个完整、优化的油藏整体压裂发难设计需要一套齐全、准确的设计参数。这些参数可归纳为四类: (1) 油气井参数，决定了压裂的施工条件; (2) 油层气参数，决定了整体压裂方案实施前后油藏的生产反映; (3) 压裂参数，决定了产生裂缝的几何尺寸与裂缝的导流能力; (4) 压裂经济参数，决定了投入与产出的关系。 2) 方案设计准则 - 7 - (1) 尚未部署注采井网的低渗透新油藏 首先，在编制开发方案时，应根据水力裂缝延伸方位来优化井网部署，而不是先确定井网再做压裂设计;同时，还应充分利用缝长在增产中的作用，相对放大井距，减少井网密度，可以改善低渗透油藏开发的经济效益。 (2) 注采井网已定且已部署实施 ?若水力裂缝方位有利于提高扫油效率，在所考虑的范围内延伸缝长将提高全油田的扫油效率。 ?若裂缝方位不利于增加扫油效率，在同一考察范围内，裂缝越长，扫油效率越低。裂缝支撑半长不宜超过井距的1/4，否则将会加剧扫油效率的降低。 ?若裂缝方位处于有利与不利之间，应先按不利方位进行设计，在方案实施与开发实践的过程中予以修正完善。 (3) 注采井网已定的一次采油期 属于这一条件的多是需井压裂投产的低渗透油藏。当裂缝方位有利是，应压出长缝;如方位不利，则应压出高导流的宽缝。总之，应充分借助油藏自身的能力，最大限度地提高单井产量，实现压后长期增产稳产，努力延长无水采油期。 (4) 二次采油期 该期的整体压裂方案应以最大限度地提高水驱油藏的波及体积和扫油效率为目标，进行注采井对应压裂，实现最高的最终采收率。 3)方案设计的优化 整体压裂方案设计的优化过程，实质上是将油藏的储层的供给能力、井的生产方式、水力裂缝特征以及施工的泵送条件等因素在数学上结合起来完成总的经济评价，最终得到一个最经济有效的方案设计。图2-1是这一方案设计的程序框图。 4) 方案设计参数的敏感性分析 设计参数对整体压裂方案最优化的敏感性分析是一项检验技术。他通过一项或多项方案设计参数的组合变化来考察它们对方案获得最大净现值的影响。 2.3.2 实例分析 针对G43区块的井网布置和压裂裂缝走向，进行压裂裂缝参数的优化。图2-2和图2-3分别为生产2 a的采出程度随裂缝穿透比和导流能力的变化曲线。图2-2表明，在裂缝穿透比小于0.4时，随着穿透比的增加采出程度增加，当裂缝穿透比为0.4时出现了 - 8 - 明显的拐点，采出程度基本不再增加。图2-3表明，随裂缝导流能力增加，采出程度增 2加，但当导流能力大于30μm?cm后，采出程度随导流能力增加变化不大。 综上分析，以长期采出程度和压裂初期采出程度为主要的评价指标。G43区块的压 2裂裂缝导流能力取30μm?cm左右，裂缝穿透比取0.4~0.45(单翼裂缝长度90~100 m) [3]。 地质背景资料 测井资料 试井资料 现场测试资料 实验室研究资料 工程背景资料 油藏地质、工程条件评价 测试技分选压压裂材水力裂缝油藏 术质量工 艺 料评价模 拟 模拟 控制 优 选 一次(或二次)采油期的优化 缝长与产量预测(或抽油效率) 经济模拟评价 油藏整体优化压现场实施与 裂方案 压后评价 图2-1 油藏整体压裂方案设计程序框图 - 9 - 图2-2 采出程度随裂缝穿透比的变化关系 图2-3 采出程度随导流能力的变化关系 2.4 水力裂缝诊断 水力裂缝诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后实际产生的裂缝的几何尺寸、导流能力与裂缝延伸方位与方案设计的符合程度。目的是为评价压裂效益，提高完善方案设计提供依据。需要注意，至今裂缝诊断技术虽有多种方法，但无一被公认为是最准确可靠的。因此，这项工作需在同一井层上，为同一目的进行不同方法的测试，经比较 - 10 - [1]分析，确认它们的一致性与可信度。 1) 水力裂缝垂向延伸的综合分析 确定裂缝高度是确定缝长和预测压后产量的关键。测试方法有井温测井、同位素测井、三维井下微地震波监测等。井下声波电视、地层微扫描、噪声测井及转子流量计测量等方法用于裸眼井，有一定的局限性。在这些测试方法中，井温测井法因其简单有效而得到普遍应用。也由于不可能每口压裂井都进行井温测井，因此，往往使用常规自然伽马测井资料来判断裂缝高度，同时，结合地应力剖面、三维数值模拟等方法来综合分析确定。 2) 水力裂缝测试的综合分析 (1) 压裂施工压力监测 压裂施工中使用压力监测装置测试井底净压力与时间的关系，可以定性得判断水力裂缝在储层中的延伸状况，可保证施工的顺利进行。 (2) 压后压降曲线分析 根据压后压力降落与时间的关系，以典型图版拟合停泵压力至闭合压力这段的压降曲线，解出拟合压力，进而解出水力裂缝的全长、缝宽、压裂液综合滤失系数、压裂液效率、裂缝闭合时间与闭合压力等压裂参数;同时，结合地质资料可进一步求取储层的弹性模量、泊松比和断裂韧性等参数。以这些参数修正方案设计值，并作为压后评价的依据。 (3) 实时模拟技术 实时模拟技术是指将压裂现场实时采集的压力数据与数值模拟预测的压力变化进行拟合，如两者基本一致，则说明方案设计的裂缝几何尺寸与实际产生的十分接近。 (4) 水力裂缝方位与对称性 确定水力裂缝方位对油藏优化注水、二次采油及加密井网具有指导作用。目前裂缝方位与对称性的测试技术尚不成熟，往往在一口井上采用多种方法进行测试来相互比较，以确定裂缝方位在某一范围之内。测试技术可分为三类:压裂过程中的有源监测、在裸眼井上的试验分析、借助实验室和定向岩心进行室内试验分析。 2.5 压后评估 2.5.1 压后评估内容与方法 压后评估是检验、分析方案实施后实际产生的效益与方案设计预计结果的符合程度。 - 11 - 因此，应研究如何以更少的投入换取同一效果，或如何以同一投入获得更大的效益。如果方案设计与实际结果相差较大，则必须再次从油藏综合评价出发，逐段逐项地找出症结所在，并修正完善。 压后评估的一般研究方法是(1) 将压后不稳定试井资料与油藏模拟生产历史拟合来取得支撑缝半长、支撑缝导流能力以及油层有效渗透率;(2) 依据缝长与导流能力通过油藏模拟进行压后生产动态评估;(3) 将优化设计的预测结果、实际的生产效果与依据实际的缝长与导流能力再用油藏模拟计算的结果进行三者的比较，可以对已进行的压裂进行经济效益评估。 2.5.2 实例分析 3-1由于使用了16~30目大陶粒，并将加砂强度提高到2.0 m?m以上，有效地提高了裂缝的导流能力。特别是X10-125X和X10-143X井通过采用大陶粒和组合陶粒压裂工艺及性能良好的压裂液体系，在未使用粉砂降滤的情况下成功地进行了压裂施工，进一步提高了裂缝的导流能力，减小了对地层的伤害，这2口井的平均压后产量达到了12.39 -1t?d，增产效果显著。 另外，G43区块储层岩石表现为弱-中等偏弱水敏、地层温度125.7?，采用推荐的胍胶压裂液体系可满足加砂要求，但胍胶浓度应根据实际井的渗透性和加砂规模进行微调。G43区块存在一定的支撑剂嵌入，加之地层渗透率相对较高，采用大粒径或组合粒径支撑剂可有效提高裂缝导流能力。为提高该区块压裂效果，应采取不加粉砂降滤剂、 [3]前置液前加降黏液、强化压后返排等技术措施。 3 总结 低渗透油藏整体压裂改造技术的基本思想是从油藏地质特点出发，将油藏作为一个整体，综合考虑水力压裂对区块开发的影响(而不仅仅是单井增产)，即通过油藏模拟、裂缝模拟与经济模型等手段考察不同压裂裂缝方案下生产井及注水井的动态、驱油效率、最终采收率等，确定与油藏工程最相匹配的水力裂缝方案，以获得最佳的经济效益。 一个完整而优化的油藏整体压裂方案由研究、设计、实施与评价四个主要环节并含有油藏综合评价、压裂材料的评价优选、方案的优化设计、方案实施与水力裂缝诊断以及压后效益评价等五项基本内容组成。在充分认识地质和开发条件的基础上，通过成熟的现代压裂技术，制定优化的整体压裂方案设计;在这一优化方案设计的指导下进行优 - 12 - 化的压裂实施;并检验和评价设计与实施效果，以此，作为制定开发(或调整开发)方案和改进后续压裂工作的依据。这样，在以上环节的不断循环深化的过程中，油藏整体压裂技术亦在不断地提高完善，并更好地完成各阶段中的开发任务。 参 考 文 献 [1] 张琪，万仁溥等. 采油工程方案设计[M]. 北京:石油工业出版社，2002:210-241 [2] 李道品等. 低渗透油田高效开发决策论[M]. 北京:石油工业出版社，2003:191-196 [3] 李勇明，赵金洲等. 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