科学技术与工程

井号	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/ %	液量/ m³	暂堵剂量/ kg	破裂压力/ MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
1^#	10.28	10.00	3.0	15.0	245.3	165	30.9	148.78	-14.72
2^#	10.28	7.50	3.0	20.3	192.4	540	38.1	69.15	-9.03
3^#	11.75	3.33	2.5	24.9	97.7	600	35.0	330.77	31.64
4^#	12.50	10.00	3.0	26.2	128.5	600	34.1	1 712.50	-34.18
5^#	6.41	6.67	3.0	15.8	142.4	480	40.9	488.89	11.33
6^#	7.80	6.25	3.5	29.0	105.9	800	39.5	52.63	47.50
7^#	7.80	3.33	3.0	29.5	84.4	400	38.0	2.00	65.30
8^#	12.85	7.00	3.0	30.9	137.7	210	32.1	912.05	2.74
9^#	8.20	5.00	3.0	15.0	158.8	450	27.5	44.44	0.88
10^#	8.20	7.50	3.0	26.1	230.2	1035	38.7	8.33	84.29
11^#	12.52	6.25	3.5	26.5	117.9	225	36.2	35.71	16.55
12^#	12.52	6.25	3.5	29.3	105.3	510	41.7	133.33	58.79
13^#	11.60	7.50	2.6	27.7	131.5	435	36.9	-52.00	477.19
14^#	11.60	6.00	2.4	29.5	125.8	210	30.2	1 336.25	131.14
15^#	6.41	4.17	3.5	29.9	104.2	150	36.2	93.18	98.33
16^#	10.30	5.00	3.0	30.0	103.2	180	32.1	160.60	101.40
17^#	11.51	4.17	3.0	21.4	164.1	800	43.5	302.94	8.57
18^#	7.34	3.33	3.0	20.2	129.0	350	35.2	-20.24	17.01
19^#	7.34	4.17	3.0	20.3	129.2	360	37.7	5.66	-7.58
20^#	9.20	3.33	3.0	23.0	110.0	450	36.1	378.13	144.13

井号	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/ %	液量/ m³	暂堵剂量/ kg	破裂压力/ MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
1^#	10.28	10.00	3.0	15.0	245.3	165	30.9	148.78	-14.72
2^#	10.28	7.50	3.0	20.3	192.4	540	38.1	69.15	-9.03
3^#	11.75	3.33	2.5	24.9	97.7	600	35.0	330.77	31.64
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5^#	6.41	6.67	3.0	15.8	142.4	480	40.9	488.89	11.33
6^#	7.80	6.25	3.5	29.0	105.9	800	39.5	52.63	47.50
7^#	7.80	3.33	3.0	29.5	84.4	400	38.0	2.00	65.30
8^#	12.85	7.00	3.0	30.9	137.7	210	32.1	912.05	2.74
9^#	8.20	5.00	3.0	15.0	158.8	450	27.5	44.44	0.88
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12^#	12.52	6.25	3.5	29.3	105.3	510	41.7	133.33	58.79
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17^#	11.51	4.17	3.0	21.4	164.1	800	43.5	302.94	8.57
18^#	7.34	3.33	3.0	20.2	129.0	350	35.2	-20.24	17.01
19^#	7.34	4.17	3.0	20.3	129.2	360	37.7	5.66	-7.58
20^#	9.20	3.33	3.0	23.0	110.0	450	36.1	378.13	144.13

评价参数	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
权重	0.077 4	0.097 1	0.021 8	0.078 5	0.071 9	0.102 3	0.082 3	0.376 2	0.092 5

评价参数	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
权重	0.077 4	0.097 1	0.021 8	0.078 5	0.071 9	0.102 3	0.082 3	0.376 2	0.092 5

评语	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
差	<7	<3	<2	<16	<110	<160	>40	<10	>130
较差	7~8.5	3~4.5	2~2.5	16~20	110~150	160~280	37~40	10~50	80~130
中等	8.5~10	4.5~6	2.5~3	20~24	150~190	280~400	33~37	50~150	30~80
较好	10~11.5	6~7.5	3~3.5	24~28	190~230	400~450	30~33	150~300	1~30
好	>11.5	>7.5	>3.5	>28	>230	>450	<30	>300	<1

评语	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
差	<7	<3	<2	<16	<110	<160	>40	<10	>130
较差	7~8.5	3~4.5	2~2.5	16~20	110~150	160~280	37~40	10~50	80~130
中等	8.5~10	4.5~6	2.5~3	20~24	150~190	280~400	33~37	50~150	30~80
较好	10~11.5	6~7.5	3~3.5	24~28	190~230	400~450	30~33	150~300	1~30
好	>11.5	>7.5	>3.5	>28	>230	>450	<30	>300	<1

评价参数	参数值	单参数隶属度
地层压力/MPa	10.28	—	—	0.265 3	0.734 7	—
加砂量/(m³·m^-1)	10	—	—	—	—	1.0
排量/(m³·min^-1)	3	—	—	0.5	0.5	—
砂比/%	15	0.886 9	0.113 1	—	—	—
液量/m³	245.3	—	—	—	0.421 5	0.578 5
暂堵剂量/kg	165	0.316 2	0.683 8	—	—	—
破裂压力/MPa	30.9	—	—	—	0.904 5	0.095 5
日产油相对变化率/%	148.78	—	—	0.267 6	0.732 4	—
含水率相对变化率/%	-14.72	—	—	—	—	1.0

评价参数	参数值	单参数隶属度
地层压力/MPa	10.28	—	—	0.265 3	0.734 7	—
加砂量/(m³·m^-1)	10	—	—	—	—	1.0
排量/(m³·min^-1)	3	—	—	0.5	0.5	—
砂比/%	15	0.886 9	0.113 1	—	—	—
液量/m³	245.3	—	—	—	0.421 5	0.578 5
暂堵剂量/kg	165	0.316 2	0.683 8	—	—	—
破裂压力/MPa	30.9	—	—	—	0.904 5	0.095 5
日产油相对变化率/%	148.78	—	—	0.267 6	0.732 4	—
含水率相对变化率/%	-14.72	—	—	—	—	1.0

评价井	隶属度
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0

评价井	隶属度
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0

井号	隶属度	评价结果	是否适应实际效果
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0	好	是
2^#	0.021 3	0.261 0	0.303 9	0.013 4	0.400 4	好	是
3^#	0	0.002 1	0.222 0	0.506 8	0.269 0	较好	否
4^#	0.096 1	0.125 9	0.131 0	0.495 1	0.152 0	较好	是
5^#	0.103 9	0.173 2	0.200 7	0.512 3	0.009 8	较好	否
6^#	0.063 6	0.208 5	0.020 7	0.257 5	0.449 7	好	是
7^#	0.255 0	0.139 2	0.503 5	0.069 4	0.032 7	中等	是
8^#	0.012 3	0.641 5	0.045 9	0.155 9	0.144 5	较差	是
9^#	0.048 6	0.172 4	0.474 4	0.279 7	0.025 0	中等	否
10^#	0	0.090 9	0.021 2	0.267 6	0.620 4	好	是
11^#	0.008 7	0.673 8	0.056 7	0.212 6	0.048 3	较差	是
12^#	0.082 9	0.132 7	0.068 7	0.635 5	0.080 2	较好	是
13^#	0	0.183 7	0.391 9	0.304 0	0.120 4	中等	是
14^#	0.389 2	0.490 9	0.036 0	0.034 1	0.049 7	较差	否
15^#	0.569 1	0.111 5	0.050 7	0.176 7	0.091 9	差	是
16^#	0.174 8	0.576 4	0.105 0	0.109 1	0.034 7	较差	是
17^#	0.061 9	0.185 0	0.178 2	0.162 6	0.412 2	好	是
18^#	0.145 9	0.513 4	0.324 9	0.015 8	0	较差	是
19^#	0.063 0	0.390 0	0.531 6	0.015 4	0	中等	否
20^#	0.155 2	0.219 6	0.015 4	0.079 6	0.530 2	好	是

井号	隶属度	评价结果	是否适应实际效果
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0	好	是
2^#	0.021 3	0.261 0	0.303 9	0.013 4	0.400 4	好	是
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19^#	0.063 0	0.390 0	0.531 6	0.015 4	0	中等	否
20^#	0.155 2	0.219 6	0.015 4	0.079 6	0.530 2	好	是

基于模糊综合评价法的多级暂堵压裂工艺适应性分析

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肖曾利 , 康凯杰 ^* , 朱子昂 , 曹一凡

科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025,25(18): 7590-7596

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科学技术与工程 | 论文·石油、天然气工业 2025, 25(18): 7590-7596

基于模糊综合评价法的多级暂堵压裂工艺适应性分析

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肖曾利, 康凯杰^*, 朱子昂, 曹一凡

作者信息

西安石油大学石油工程学院, 西安 710065

肖曾利(1979—),男,汉族,陕西西安人,博士,副教授。研究方向:油气田开发。E-mail:xzli@xsyu.edu.cn。

通讯作者:

^* 康凯杰(1997—),男,汉族,甘肃天水人,硕士研究生。研究方向:油气田开发。E-mail:kaijiekang@163.com。

Adaptability Analysis of Multi-stage Temporary Plugging and Fracturing Technology Based on Fuzzy Comprehensive Evaluation Methods

Zeng-li XIAO, Kai-jie KANG^*, Zi-ang ZHU, Yi-fan CAO

Affiliations

College of Petroleum Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an 710065, China

出版时间: 2025-06-28 doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2405783

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摘要

收起

为分析绥靖油田某区块三叠系长6油藏多级暂堵压裂的施工参数和工艺适应性,以该区块地质和工程设计等资料为基础,采用组合赋权法从储层特性、工艺参数和施工效果三个方面定量地分析了多级暂堵压裂工艺影响因素的大小。根据模糊变换原理和最大隶属度原则建立了基于模糊综合评价法的多级暂堵压裂模糊综合评价模型,将传统的单指标、定性开发效果评价转化为多因素、定量的开发效果评价。应用该模型对绥靖油田某区块三叠系长6油藏进行实例评价分析。结果表明,该评价模型的结果与现场实际效果数据进行对比适应率达到了89.13%,能够有效地评价研究区油井实施暂堵压裂措施的效果好坏;评价体系可为研究区下一步实施暂堵压裂措施、乃至为同类型储层实施多级暂堵压裂改造优化参数提供有益的参考。

关键词

模糊综合评价 / 长6油藏 / 多级暂堵压裂 / 工艺适应性

Abstract

收起

In order to analyze the design parameters and technology adaptability of multi-stage temporary plugging and fracturing in the Triassic Chang-6 reservoir of a block in Suijing Oilfield. Based on the geological and engineering design data of the block, the influencing factors of multi-stage temporary plugging and fracturing were quantitatively analyzed in terms of reservoir characteristics, technology parameters, and construction effect. The combined weighting method was used to determine the weights of each parameter, and the ridge-type membership function was used to determine the membership degree of each factor. Based on the principles of fuzzy transformation and maximum membership degree, a fuzzy comprehensive evaluation model for multi-stage temporary plugging and fracturing was established. This model transforms the traditional single-index qualitative development effect evaluation into multi-factor quantitative evaluation. The model was applied to evaluate and analyze the Triassic Chang-6 reservoir in a block of Suijing Oilfield. The results show that this evaluation model results have an adaptation rate of 89.13% when compared to the actual effect data in the field, which can effectively evaluate the effectiveness of the implementation of temporary plugging and fracturing measures in the oil wells of the study area. The evaluation system can provide valuable references for the next implementation of temporary plugging and fracturing measures in the study area, and even optimize parameters for multi-stage temporary plugging and fracturing transformation in similar reservoirs.

Key words

fuzzy comprehensive evaluation / Chang-6 reservoir / multi-stage temporary plugging and fracturing / technology adaptability

引用本文

肖曾利, 康凯杰, 朱子昂, 曹一凡. 基于模糊综合评价法的多级暂堵压裂工艺适应性分析. 科学技术与工程, 2025 , 25 (18) : 7590 -7596 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2405783

Zeng-li XIAO, Kai-jie KANG, Zi-ang ZHU, Yi-fan CAO. Adaptability Analysis of Multi-stage Temporary Plugging and Fracturing Technology Based on Fuzzy Comprehensive Evaluation Methods[J]. Science Technology and Engineering, 2025 , 25 (18) : 7590 -7596 . DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2405783

正文

收起

低渗透油藏在加大常规压裂改造规模后,仍存在提液幅度有限、含水上升幅度大、增油效果不明显等问题。近年来许多学者对暂堵压裂工艺进行了不断研究。谢新秋等^[1]通过井底压力及井下微地震监测证明暂堵压裂可实现裂缝转向和微裂缝开启。达引朋等^[2]提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复裂技术思路;该调堵压裂技术为特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。李朝^[3]通过对比常规转向压裂,得出缝内多级暂堵压裂工艺具有更好的增油效果,尤其适合3次以上重复压裂井改造;缝口转向与缝内转向相结合可有效实现对厚油层的改造。王司琪^[4]提出了基于SHAP分析法对暂堵参数对产量的影响进行更细化的定量评价;分析评价了水平井段内多簇暂堵压裂的效果。蒋廷学等^[5]提出了基于多级双暂堵技术形成的“长段差异化极限布缝和多级双暂堵”工艺技术。推动水平井压裂由“多段少簇”到“少段多簇”的新压裂模式。孔祥伟等^[6]提出了暂堵炮眼和近井带的暂堵剂加量计算方法,利用数值模拟软件优化了射孔段长、排量及加砂量等参数;形成了低渗透薄互层油藏动态多级暂堵压裂技术;该技术在薄互层砂岩油藏取得了显著的压裂改造效果。

绥靖油田属于典型的特低、超低渗透油藏。为了提高储层动用程度、控制含水上升幅度,并优化增油效果,引入了层间层内多级暂堵压裂技术。近两年的试验表明,初期增油效果良好,但产量递减快,且部分井的含水上升幅度仍然较大。为评价分析低产井的暂堵压裂工艺适应性,现通过优选暂堵剂类型、优化暂堵级数、调整投加时机等参数,完善绥靖油田三叠系长6油藏多级暂堵压裂工艺体系。针对各因素参数影响的模糊性,采用组合赋权法、模糊变换原理和最大隶属度原则建立多级暂堵压裂模糊综合评价模型,对46口井从储层特性、工艺参数和施工效果3个方面分析多级暂堵压裂工艺影响因素的大小;储层特性包括地层压力、破裂压力,工艺参数包括加砂量、排量、砂比、液量、暂堵剂量;施工效果包括日产油相对变化率、含水率相对变化率;其中日产油相变化率指压裂施工前后年度平均日产油量的变化百分比,含水率相对变化率指压裂施工前后年度平均含水率的变化百分比。对以上这9个参数进行评估,旨在为绥靖油田的多级暂堵压裂工艺体系提供有益的参考,并为今后类似储层的改造优化参数提供指导。

1 多级暂堵压裂模糊综合评价模型

收起

结合绥靖油田长6油藏研究区65口井次的暂堵压裂实施井的地质和工程设计及总结资料,整理出暂堵层位的储层物性参数、生产动态参数以及暂堵压裂的施工工艺参数。根据参数资料的完整性,选择了46口井的9个参数进行模糊综合评价,分别为地层压力、加砂量、排量、砂比、液量、暂堵剂量、破裂压力、日产油相对变化率、含水率相对变化率,利用各参数进行模糊综合评价的流程如图1所示。

在研究区所选46口井中选取典型井20口,这20口井基础数据如表1所示。

1.1 因素集与评价集的确定

结合油井资料的完整情况,确定了9个影响暂堵压裂效果的主要因素,其集合为U={u₁,u₂,…,u₉},分别是地层压力、加砂量、排量、砂比、液量、暂堵剂量、破裂压力、日产油相对变化率、含水率相对变化率。对油井的暂堵压裂评判结果分为好、较好、中等、较差、差5个评价等级,即V={v₁,v₂,v₃,v₄,v₅}^[7]。

1.2 权重集的确定

权重即单个因素在所有评价因素中所起作用的大小^[8]。为了反映各因素的重要程度,对各因素应赋予相应的权数,由各权数所组成的集合W={w₁,w₂,…,w₉}称为因素权重集^[9]。本文研究中结合层次分析法(analytic hierarchy process,AHP)和熵权法形成的组合赋权方法来确定权重^[10-12],既发挥了两种方法各自的优势,又有效减少了主观因素对赋权结果的影响,使计算得到的参数权重更加符合实际情况。采用AHP计算主观权重,得到权重集W_A;采用熵权法计算客观权重,得到权重集W_B。最后采用加权法^[13]计算最终的权重,得到最终权重集W。根据表1,利用组合赋权法确定各参数在综合评价中的权重值如表2所示。在油田实际应用中,日产油相对变化率和含水率相对变化率是最能直观体现某口油井压裂施工前后产量变化的参数,是反映该油井压裂施工是否成功的关键参数。

1.3 评判矩阵的建立

评判矩阵选用5等级评价集(好、较好、中等、较差、差)^[14],通过资料分析^[15-19],确定评价集量化等级如表3所示。

由于各因素量纲不同^[20],不能直接进行矩阵计算,首先应该建立各因素隶属度函数^[21],对各因素进行归一化^[22]。经过反复试算并借鉴专家经验,论文采用岭型隶属函数计算方法^[23-26]。对照表3,根据岭型隶属函数,确定出每个单因素的隶属度后^[27],通过计算可得各暂堵压裂井的模糊综合评判矩阵R^[28]。以1^#井为例,该井的模糊综合评判矩阵如表4所示。

1.4 模糊综合评价等级的计算

在得到了模糊综合评判矩阵R和权重集W后^[29],根据模糊变换原理Y=RW进行模糊综合评价等级的合成运算^[30],最后得到模糊综合评价等级Y。对表4给出的模糊综合评判矩阵进行合成运算,可得1^#井的综合评判结果如表5所示,根据最大隶属度原则,可确定1^#井的模糊综合评价结果为好。

2 实例分析

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2.1 研究区具体油井实际效果

该油田研究区1^#井、2^#井从储层特征、渗流特征和开采产量特征等方面极具代表性。1^#井在2020年4月20日—5月1日期间实施了暂堵压裂措施。1^#井暂堵压裂措施前后日产液、日产油和含水率变化曲线如图2所示。该井措施之前日产液量0.6 m³/d、日产油量0.4 t/d、含水率45%;实施暂堵压裂措施之后,该井日产液量保持在1.5 m³/d左右,日产油量1.0 t/d左右,含水率降低至25%左右。2^#井在2020年6月5—15日实施了暂堵压裂措施。

2^#井暂堵压裂措施前后日产液、日产油和含水率变化曲线如图3所示。该井措施之前日产液量0.7 m³/d、日产油量0.45 t/d、含水率40%;实施暂堵压裂措施之后,该井日产液量保持在1.6 m³/d左右,日产油量1.0 t/d左右,含水率降低至25%左右。从产液量、产油量和含水率变化情况可以看出,这两口井暂堵压裂取得了较好的效果。

2.2 模型评价结果与实际效果对比

按照相同步骤,对所选46口暂堵压裂井进行模糊综合评价,并将其与油田现场提供的油井数据进行对比。其中20口典型井的评价结果和油田实际对比结果如表6所示。

根据模糊综合评价结果,参与评价的46口井中,综合评价结果为“好”的有15口井,占比为32.61%;综合评价结果为“较好”的有7口井,占比为15.22%;综合评价结果为“中等”的有13口井,占比为28.26%;综合评价结果为“较差”的有6口井,占比为13.04%;综合评价结果为“差”的有5口井,占比为10.87%,综合评价结果分布如图4所示。通过模糊综合评价结果与油田现场提供的实际效果数据进行对比,参与评价的46口井中有41口井与研究区实际效果相适应,适应率达到了89.13%;该评价体系能够对长6油藏暂堵压裂的工艺参数适应性进行较为准确地判定,具有较高的实用性和可行性,可为同类型储层实施多级暂堵压裂工艺优化参数提供有益的参考。

3 结论

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(1) 从储层特性、工艺参数、施工效果3个方面展开分析,采用组合赋权法确定各参数的权重、利用岭型隶属函数确定单因素隶属度,建立了多级暂堵压裂模糊综合评价模型,根据最大隶属度原则确定综合评价结果。

(2) 应用所建立的模糊综合评价模型,对绥靖油田某区块三叠系长6油藏暂堵压裂井进行了综合评价。该评价模型的结果与现场实际效果数据进行对比适应率达到了89.13%,验证了所建立的模糊综合评价模型的可行性。

(3) 实例分析表明,评价结果能较准确地反映研究区块油井实施暂堵压裂措施的效果好坏;评价体系可为研究区下一步实施暂堵压裂措施,乃至为同类型储层实施多级暂堵压裂改造优化参数提供有益的参考。

基金

收起

国家自然科学基金青年科学基金(51704235)
陕西省自然科学基础研究计划一般项目(面上)(2023-JC-YB-344)
西安石油大学研究生创新与实践能力培养计划(YCS23214209)

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文献

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2025年第25卷第18期

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doi: 10.12404/j.issn.1671-1815.2405783

接收时间：2024-08-01
首发时间：2025-12-17
出版时间：2025-06-28

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出版历史

收稿日期：2024-08-01
修回日期：2025-03-31

基金

国家自然科学基金青年科学基金(51704235)

陕西省自然科学基础研究计划一般项目(面上)(2023-JC-YB-344)

西安石油大学研究生创新与实践能力培养计划(YCS23214209)

作者信息

西安石油大学石油工程学院, 西安 710065

通讯作者:

^* 康凯杰(1997—),男,汉族,甘肃天水人,硕士研究生。研究方向:油气田开发。E-mail:kaijiekang@163.com。

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

井号	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/ %	液量/ m³	暂堵剂量/ kg	破裂压力/ MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
1^#	10.28	10.00	3.0	15.0	245.3	165	30.9	148.78	-14.72
2^#	10.28	7.50	3.0	20.3	192.4	540	38.1	69.15	-9.03
3^#	11.75	3.33	2.5	24.9	97.7	600	35.0	330.77	31.64
4^#	12.50	10.00	3.0	26.2	128.5	600	34.1	1 712.50	-34.18
5^#	6.41	6.67	3.0	15.8	142.4	480	40.9	488.89	11.33
6^#	7.80	6.25	3.5	29.0	105.9	800	39.5	52.63	47.50
7^#	7.80	3.33	3.0	29.5	84.4	400	38.0	2.00	65.30
8^#	12.85	7.00	3.0	30.9	137.7	210	32.1	912.05	2.74
9^#	8.20	5.00	3.0	15.0	158.8	450	27.5	44.44	0.88
10^#	8.20	7.50	3.0	26.1	230.2	1035	38.7	8.33	84.29
11^#	12.52	6.25	3.5	26.5	117.9	225	36.2	35.71	16.55
12^#	12.52	6.25	3.5	29.3	105.3	510	41.7	133.33	58.79
13^#	11.60	7.50	2.6	27.7	131.5	435	36.9	-52.00	477.19
14^#	11.60	6.00	2.4	29.5	125.8	210	30.2	1 336.25	131.14
15^#	6.41	4.17	3.5	29.9	104.2	150	36.2	93.18	98.33
16^#	10.30	5.00	3.0	30.0	103.2	180	32.1	160.60	101.40
17^#	11.51	4.17	3.0	21.4	164.1	800	43.5	302.94	8.57
18^#	7.34	3.33	3.0	20.2	129.0	350	35.2	-20.24	17.01
19^#	7.34	4.17	3.0	20.3	129.2	360	37.7	5.66	-7.58
20^#	9.20	3.33	3.0	23.0	110.0	450	36.1	378.13	144.13

井号

地层压力/
MPa

加砂量/
(m³·m^-1)

排量/
(m³·min^-1)

砂比/
%

液量/
m³

暂堵剂量/
kg

破裂压力/
MPa

日产油相对
变化率/%

含水率相对
变化率/%

1^#

10.28

10.00

3.0

15.0

245.3

165

30.9

148.78

-14.72

2^#

10.28

7.50

3.0

20.3

192.4

540

38.1

69.15

-9.03

3^#

11.75

3.33

2.5

24.9

97.7

600

35.0

330.77

31.64

4^#

12.50

10.00

3.0

26.2

128.5

600

34.1

1 712.50

-34.18

5^#

6.41

6.67

3.0

15.8

142.4

480

40.9

488.89

11.33

6^#

7.80

6.25

3.5

29.0

105.9

800

39.5

52.63

47.50

7^#

7.80

3.33

3.0

29.5

84.4

400

38.0

2.00

65.30

8^#

12.85

7.00

3.0

30.9

137.7

210

32.1

912.05

2.74

9^#

8.20

5.00

3.0

15.0

158.8

450

27.5

44.44

0.88

10^#

8.20

7.50

3.0

26.1

230.2

1035

38.7

8.33

84.29

11^#

12.52

6.25

3.5

26.5

117.9

225

36.2

35.71

16.55

12^#

12.52

6.25

3.5

29.3

105.3

510

41.7

133.33

58.79

13^#

11.60

7.50

2.6

27.7

131.5

435

36.9

-52.00

477.19

14^#

11.60

6.00

2.4

29.5

125.8

210

30.2

1 336.25

131.14

15^#

6.41

4.17

3.5

29.9

104.2

150

36.2

93.18

98.33

16^#

10.30

5.00

3.0

30.0

103.2

180

32.1

160.60

101.40

17^#

11.51

4.17

3.0

21.4

164.1

800

43.5

302.94

8.57

18^#

7.34

3.33

3.0

20.2

129.0

350

35.2

-20.24

17.01

19^#

7.34

4.17

3.0

20.3

129.2

360

37.7

5.66

-7.58

20^#

9.20

3.33

3.0

23.0

110.0

450

36.1

378.13

144.13

评价参数	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
权重	0.077 4	0.097 1	0.021 8	0.078 5	0.071 9	0.102 3	0.082 3	0.376 2	0.092 5

评价
参数

地层压力/
MPa

加砂量/
(m³·m^-1)

排量/
(m³·min^-1)

砂比/%

液量/m³

暂堵剂
量/kg

破裂压
力/MPa

日产油相对
变化率/%

含水率相对
变化率/%

权重

0.077 4

0.097 1

0.021 8

0.078 5

0.071 9

0.102 3

0.082 3

0.376 2

0.092 5

评语	地层压力/ MPa	加砂量/ (m³·m^-1)	排量/ (m³·min^-1)	砂比/%	液量/m³	暂堵剂量/kg	破裂压力/MPa	日产油相对变化率/%	含水率相对变化率/%
差	<7	<3	<2	<16	<110	<160	>40	<10	>130
较差	7~8.5	3~4.5	2~2.5	16~20	110~150	160~280	37~40	10~50	80~130
中等	8.5~10	4.5~6	2.5~3	20~24	150~190	280~400	33~37	50~150	30~80
较好	10~11.5	6~7.5	3~3.5	24~28	190~230	400~450	30~33	150~300	1~30
好	>11.5	>7.5	>3.5	>28	>230	>450	<30	>300	<1

评语

地层压力/
MPa

加砂量/
(m³·m^-1)

排量/
(m³·min^-1)

砂比/%

液量/m³

暂堵剂
量/kg

破裂
压力/MPa

日产油相对
变化率/%

含水率相对
变化率/%

差

<16

<110

<160

>40

<10

>130

较差

7~8.5

3~4.5

2~2.5

16~20

110~150

160~280

37~40

10~50

80~130

中等

8.5~10

4.5~6

2.5~3

20~24

150~190

280~400

33~37

50~150

30~80

较好

10~11.5

6~7.5

3~3.5

24~28

190~230

400~450

30~33

150~300

1~30

好

>11.5

>7.5

>3.5

>28

>230

>450

<30

>300

评价参数	参数值	单参数隶属度
地层压力/MPa	10.28	—	—	0.265 3	0.734 7	—
加砂量/(m³·m^-1)	10	—	—	—	—	1.0
排量/(m³·min^-1)	3	—	—	0.5	0.5	—
砂比/%	15	0.886 9	0.113 1	—	—	—
液量/m³	245.3	—	—	—	0.421 5	0.578 5
暂堵剂量/kg	165	0.316 2	0.683 8	—	—	—
破裂压力/MPa	30.9	—	—	—	0.904 5	0.095 5
日产油相对变化率/%	148.78	—	—	0.267 6	0.732 4	—
含水率相对变化率/%	-14.72	—	—	—	—	1.0

评价参数

参数值

单参数隶属度

差

较差

中等

较好

好

地层压力/MPa

10.28

—

0.265 3

0.734 7

—

加砂量/(m³·m^-1)

—

1.0

排量/(m³·min^-1)

—

0.5

—

砂比/%

0.886 9

0.113 1

—

液量/m³

245.3

—

0.421 5

0.578 5

暂堵剂量/kg

165

0.316 2

0.683 8

—

破裂压力/MPa

30.9

—

0.904 5

0.095 5

日产油相对变化率/%

148.78

—

0.267 6

0.732 4

—

含水率相对变化率/%

-14.72

—

1.0

评价井	隶属度
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0

评价井

隶属度

差

较差

中等

较好

好

1^#

0.107 2

0.073 6

0.133 8

0.236 4

0.449 0

井号	隶属度	评价结果	是否适应实际效果
1^#	0.107 2	0.073 6	0.133 8	0.236 4	0.449 0	好	是
2^#	0.021 3	0.261 0	0.303 9	0.013 4	0.400 4	好	是
3^#	0	0.002 1	0.222 0	0.506 8	0.269 0	较好	否
4^#	0.096 1	0.125 9	0.131 0	0.495 1	0.152 0	较好	是
5^#	0.103 9	0.173 2	0.200 7	0.512 3	0.009 8	较好	否
6^#	0.063 6	0.208 5	0.020 7	0.257 5	0.449 7	好	是
7^#	0.255 0	0.139 2	0.503 5	0.069 4	0.032 7	中等	是
8^#	0.012 3	0.641 5	0.045 9	0.155 9	0.144 5	较差	是
9^#	0.048 6	0.172 4	0.474 4	0.279 7	0.025 0	中等	否
10^#	0	0.090 9	0.021 2	0.267 6	0.620 4	好	是
11^#	0.008 7	0.673 8	0.056 7	0.212 6	0.048 3	较差	是
12^#	0.082 9	0.132 7	0.068 7	0.635 5	0.080 2	较好	是
13^#	0	0.183 7	0.391 9	0.304 0	0.120 4	中等	是
14^#	0.389 2	0.490 9	0.036 0	0.034 1	0.049 7	较差	否
15^#	0.569 1	0.111 5	0.050 7	0.176 7	0.091 9	差	是
16^#	0.174 8	0.576 4	0.105 0	0.109 1	0.034 7	较差	是
17^#	0.061 9	0.185 0	0.178 2	0.162 6	0.412 2	好	是
18^#	0.145 9	0.513 4	0.324 9	0.015 8	0	较差	是
19^#	0.063 0	0.390 0	0.531 6	0.015 4	0	中等	否
20^#	0.155 2	0.219 6	0.015 4	0.079 6	0.530 2	好	是

井号

隶属度

评价
结果

是否适应
实际效果

差

较差

中等

较好

好

1^#

0.107 2

0.073 6

0.133 8

0.236 4

0.449 0

好

是

2^#

0.021 3

0.261 0

0.303 9

0.013 4

0.400 4

好

是

3^#

0.002 1

0.222 0

0.506 8

0.269 0

较好

否

4^#

0.096 1

0.125 9

0.131 0

0.495 1

0.152 0

较好

是

5^#

0.103 9

0.173 2

0.200 7

0.512 3

0.009 8

较好

否

6^#

0.063 6

0.208 5

0.020 7

0.257 5

0.449 7

好

是

7^#

0.255 0

0.139 2

0.503 5

0.069 4

0.032 7

中等

是

8^#

0.012 3

0.641 5

0.045 9

0.155 9

0.144 5

较差

是

9^#

0.048 6

0.172 4

0.474 4

0.279 7

0.025 0

中等

否

10^#

0.090 9

0.021 2

0.267 6

0.620 4

好

是

11^#

0.008 7

0.673 8

0.056 7

0.212 6

0.048 3

较差

是

12^#

0.082 9

0.132 7

0.068 7

0.635 5

0.080 2

较好

是

13^#

0.183 7

0.391 9

0.304 0

0.120 4

中等

是

14^#

0.389 2

0.490 9

0.036 0

0.034 1

0.049 7

较差

否

15^#

0.569 1

0.111 5

0.050 7

0.176 7

0.091 9

差

是

16^#

0.174 8

0.576 4

0.105 0

0.109 1

0.034 7

较差

是

17^#

0.061 9

0.185 0

0.178 2

0.162 6

0.412 2

好

是

18^#

0.145 9

0.513 4

0.324 9

0.015 8

较差

是

19^#

0.063 0

0.390 0

0.531 6

0.015 4

中等

否

20^#

0.155 2

0.219 6

0.015 4

0.079 6

0.530 2

好

是