CN108180006B - 一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，根据入地液(压裂液)量大小与地层压力升高值之间的物质平衡关系，紧密围绕水平井压裂改造前后地层压力分布特征，将不稳定渗流机理和压裂滤失原理相结合，准确计算出压后地层压力抬升水平；有效解决了地层压力难以预测的难题，特别对水平井压后产能的评估提供了依据。

Description

一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法

技术领域

本发明属于油藏驱替动力研究技术领域，具体涉及一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法。

背景技术

在超低渗透油藏开发中，水平井主要采用体积压裂进行地层改造。由于体积压裂过程中滤失进入地层的压裂液液量非常大，有效的抬升了地层压力，而地层压力水平高低直接影响着压后的水平井有效初期产能评估，因此亟需一种可以快速、准确地确定目前地层压力水平的计算方法。

目前对于平均地层压力的评估，主要根据井网面积大小采用物质平衡方法进行估算，然而真实的滤失过程中，水平井压裂后的入地液抬升压力需要通过很长时间的传播才能到达井网边界，同时实际生产中在较短的压后停井时间内压力并未传播到边界就开始开井生产，因此估算方法不准确，该压力水平难以准确反映油层真实的产能。因此，要准确的确定地层压力水平，必须确定出在某一时刻的入地液的滤失距离及波及面积。

目前对于压裂液滤失入地液量的分析，主要分三个滤失区域进行分析预测，即滤失带、侵入带和油藏压缩区。三个独立的滤失区具有不同的滤失系数，然而三种滤失系数目前还没有系统的确定方法，因此难以准确的得出各个区域的大小和位置。因而造成了无法对入地液波及前缘位置及面积大小进行确定。

压裂水平井初期产能的确定，范子菲.(裂缝性油藏水平井稳态解产能公式研究.石油勘探与开发，1996，23(3)：52-57)给出了稳产产能计算公式。由于体积压裂大规模的入地液使得地层压力抬升，该公式中的地层压力大小的确定不能再采用原始地层压力，而需采用压后准确的地层平均压力值。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术中的上述问题，通过计算压裂后地层压力水平来预测水平井产能。

本发明提供的技术方案如下：

一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，包括以下步骤：

步骤1)获取压裂过程中压裂液的总滤失系数C_总和地层闭合应力p_cl；

步骤2)通过压裂液室内岩心滤失试验确定滤失带的滤失系数C₃；

步骤3)确定水平井压裂缝的缝长L_f；

步骤4)运用滤失方程和不稳定渗流方程组，建立压裂液滤失传播模型，求解不同时刻单段压裂侵入带和压缩区的距离及压力分布；

步骤5)采用面积积分对各段压力分布进行积分，求得各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L，并计算出对应时刻压力波及面积S_D。

步骤6)采用建立的压裂液滤失传播模型，计算关井条件下水平井各条压裂裂缝的压缩区压力波及前缘位置，根据压缩区压力波及前缘位置计算出裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D′；

步骤7)通过步骤5)中的压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L和步骤6)中的裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D，计算施工结束后某时刻水平井各压裂段的平均地层压力p_L′大小，其表达式为：

p_L'＝p₀+S_D×(p_L-p₀)/S_D'；

式中，p₀表示原始地层压力，S_D′表示施工结束后某时刻裂缝周围地层压力升高区域的面积；

步骤8)根据水平井的多个压裂段周围的平均地层压力和压力波及面积，通过加权平均计算出压裂后平均地层压力p_av大小，其表达式为：

式中n表示水平井压裂段数；p′_Li表示压裂施工结束时水平井第i段在该时刻的平均压力，单位MPa；

表示施工结束时第i段裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²；

步骤9)将压裂后平均地层压力p_av代入范子菲水平井产能计算公式，得到水平井的产能。

所述滤失方程表达式为：

1/C_总＝1/C₁+1/C₂+1/C₃

式中，C_总表示总滤失系数，单位

C₁表示油藏压缩区滤失系数，单位

C₂表示侵入带滤失系数，单位

C₃表示滤失带滤失系数，单位

所述不稳定渗流方程组表达式为：

其中：η₁＝k/(c_1tμ_a),η₂＝k/(c_2tμ_r),c_1t＝c_f1+φc_m,c_2t＝c_f2+φc_m，η₁为侵入带导压系数；η₂为油藏区导压系数；x_c(t)为t时刻侵入带边缘距裂缝的距离，单位m；k为地层渗透率，单位为mD；c_1t为侵入带综合压缩系数，单位为1/MPa；c_2t为油藏区综合压缩系数，单位为1/MPa；c_f1为侵入带压裂液流体压缩系数，单位为1/MPa；c_f2为油藏原油压缩系数，单位为1/MPa；c_m为地层岩石压缩系数，单位为1/MPa；φ为地层孔隙度，小数；μ_a为压裂液粘度，单位为mPa·s；μ_r为地层原油粘度，单位为mPa·s；p₁，p₂分别为不同时间t不同位置x处压力，单位为MPa。

所述各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L的表达式为：

式中，L_f表示水平井压裂缝的缝长，单位m；p(x)表示T时刻离裂缝x米处的压力值，单位MPa；L_D表示T时刻压缩区边缘位置，单位m；S_D表示裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²。

所述水平井压裂缝的缝长L_f通过压裂施工过程中人工裂缝长度监测获得，或通过裂缝施工参数进行拟合计算确定。

在获得地层压裂高度h情况下，所述压裂后平均地层压力p_av还可以通过

得到，式中n表示水平井压裂段数；△V表示水平井入地液量，单位m³；L_fi表示第i段裂缝长度，单位m；D_i表示第i段裂缝段间距，单位m；p₀表示原始地层压力，单位MPa；C_t表示地层综合压缩系数，单位为1/MPa；p_av表示平均地层压力，单位MPa；h表示地层厚度，单位m。

所述滤失方程

其中：Δp_w＝p_w-p_v，Δp_v＝p_v-p_c，Δp_c＝p_c-p₀，k表示地层渗透率，单位是mD；φ表示地层孔隙度，小数；μ_a表示压裂液粘度，单位是mPa·s；μ_r表示地层原油粘度，单位是mPa·s；p_w表示裂缝缝内压力，单位是MPa；p_v表示滤失带与侵入带接触面压力，单位是MPa；p_c表示侵入区与油藏流体压缩区接触面压力，单位是MPa；p_s表示油藏原始地层压力，单位是MPa；C_3m表示压裂液侵入实验滤失系数，单位是

Δp_m表示压裂液侵入实验滤失压差，单位是MPa。

所述裂缝缝内压力p_w＝p_cl+p_f＝p_suf+p_H-p_fri-p_perf，式中：p_cl表示地层闭合应力，单位是MPa；p_f表示裂缝缝内净压力，单位是MPa；p_suf表示泵注时地面泵注压力，单位是MPa；p_H表示井筒内静液柱压力，单位是MPa；p_fri表示井筒内沿程摩阻，单位是MPa；p_perf表示井筒孔眼摩阻，单位是MPa。

本发明的有益效果是：本发明紧密围绕水平井压裂改造前后地层压力分布特征，将不稳定渗流机理和压裂滤失原理相结合，准确计算出了平均地层压力水平，有效解决了地层压力难以预测的难题，特别对水平井压后产能的评估提供了依据。

下面将结合附图做进一步详细说明。

附图说明

图1压裂入地液滤失分布示意图；

图2水平井压裂入地液波及示意图；

图3合水地区三叠系油藏GP1-2井第4段入地液滤失前缘变化曲线；

图4合水地区三叠系油藏GP1-2井第4段裂缝周围压力分布图；

图5合水地区三叠系油藏GP1-2井第4段裂缝周围压力分布对数图；

图6合水地区三叠系油藏压裂水平井产能对比图。

具体实施方式

实施例1：

本实施例提供了一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，包括以下步骤：

步骤1)获取压裂过程中压裂液的总滤失系数C_总和地层闭合应力p_cl；

步骤2)通过压裂液室内岩心滤失试验确定滤失带的滤失系数C₃；

步骤3)确定水平井压裂缝的缝长L_f；

步骤4)运用滤失方程和不稳定渗流方程组，建立压裂液滤失传播模型，求解不同时刻单段压裂侵入带和压缩区的距离及压力分布；

步骤5)采用面积积分对各段压力分布进行积分，求得各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L；

步骤6)采用建立的压裂液滤失传播模型，计算关井条件下水平井各条压裂裂缝的压缩区压力波及前缘位置，根据压缩区压力波及前缘位置计算出裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D；

步骤7)通过步骤5)中的压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L和步骤6)中的裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D，计算施工结束后某时刻水平井各压裂段的平均地层压力p_L′大小，其表达式为：

p_L'＝p₀+S_D×(p_L-p₀)/S_D'；

式中，p₀表示原始地层压力，S_D′表示施工结束后某时刻裂缝周围地层压力升高区域的面积；

步骤8)根据水平井的多个压裂段周围的平均地层压力和压力波及面积，通过加权平均计算出压裂后平均地层压力p_av大小，其表达式为：

式中n表示水平井压裂段数；p′_Li表示施工结束后水平井第i段在该时刻的平均压力，单位MPa；

表示施工结束后第i段裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²；

步骤9)将压裂后平均地层压力p_av代入范子菲水平井产能计算公式，得到水平井的产能。

如图1所示，压裂液在地层中沿裂缝滤失通常分三个区域，即滤失带、侵入带和油藏压缩区，三个区域由于流体和储层性质的不同，会产生不同压力传导和压力分布，滤失带区域滤液的滤失系数通过压裂液室内滤失试验确定。

水平井由于具有多个压裂段(参见图2)，且两条裂缝之间段间距往往不相等，因此，在分析过程中必须对每一段裂缝滤失影响面积进行分析，从而才能正确的获得整个水平井通过体积压裂后压力波及面积范围内，入地液进入储层后对地层压力抬升水平。

其中，通过矿产开发井的小型测试压裂，获取并解释出地层压裂过程中压裂液在该区域、该类地层中的总滤失系数和地层闭合应力。小型测试压裂是一种评价压裂过程中裂缝及储层参数的有效、快捷方法，其主要通过现场资料采集和后期数据分析，准确获得压裂施工过程中压裂液滤失系数、储隔层应力差、储层闭合应力等参数。因此，利用相同区域、同一层位开发井、采用相同压裂液进行小型测试压裂，可准确获得该区、该类型压裂液的总滤失系数C_总。

实施例2：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，所述滤失方程表达式为：

1/C_总＝1/C₁+1/C₂+1/C₃

式中，C_总表示总滤失系数，单位

C₁表示油藏压缩区滤失系数，单位

C₂表示侵入带滤失系数，单位

C₃表示滤失带滤失系数，单位

所述不稳定渗流方程组表达式为：

其中：η₁＝k/(c_1tμ_a),η₂＝k/(c_2tμ_r),c_1t＝c_f1+φc_m,c_2t＝c_f2+φc_m，η₁为侵入带导压系数；η₂为油藏区导压系数；x_c(t)为t时刻侵入带边缘距裂缝的距离，单位m；k为地层渗透率，单位为mD；c_1t为侵入带综合压缩系数，单位为1/MPa；c_2t为油藏区综合压缩系数，单位为1/MPa；c_f1为侵入带压裂液流体压缩系数，单位为1/MPa；c_f2为油藏原油压缩系数，单位为1/MPa；c_m为地层岩石压缩系数，单位为1/MPa；φ为地层孔隙度，小数；μ_a为压裂液粘度，单位为mPa·s；μ_r为地层原油粘度，单位为mPa·s；p₁，p₂分别为不同时间t不同位置x处压力，单位为MPa。

压裂滤失进入地层的压裂液在储层中的流动过程，属于不稳定流动过程。侵入带和油藏压缩区两个区域的滤失可以通过总滤失方程和不稳定渗流方程联合进行求解。在确定出不同滤失区域滤失系数的同时，可以计算出不同时刻的滤失带、侵入带以及油藏压缩区的距离及压力分布。

水平井某一压裂段在体积压裂施工过程中或体积压裂结束时裂缝周围平均地层压力p_L的表达式为：

式中，L_f表示水平井压裂缝的缝长，单位m；p(x)表示T时刻离裂缝x米处的压力值，单位MPa；L_D表示T时刻压缩区边缘位置，单位m；S_D表示裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²。

其中，某一压裂裂缝的长度L_f，可以通过压裂施工过程中人工裂缝长度监测获得，也可以通过裂缝施工参数进行拟合计算确定，假定压裂裂缝在压裂初期一次形成，不随压裂过程发生扩展，缝内各点流体压力相等，且为恒定值。

实施例3：

在实施例2的基础上，本实施例提供了一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，所述滤失方程

其中：Δp_w＝p_w-p_v，Δp_v＝p_v-p_c，Δp_c＝p_c-p⁰，k表示地层渗透率，单位是mD；φ表示地层孔隙度，小数；μ_a表示压裂液粘度，单位是mPa·s；μ_r表示地层原油粘度，单位是mPa·s；p_w表示裂缝缝内压力，单位是MPa；p_v表示滤失带与侵入带接触面压力，单位是MPa；p_c表示侵入区与油藏流体压缩区接触面压力，单位是MPa；p₀表示油藏原始地层压力，单位是MPa；C_3m表示压裂液侵入实验滤失系数，单位是

Δp_m表示压裂液侵入实验滤失压差，单位是MPa。

所述裂缝缝内压力p_w＝p_cl+p_f＝p_suf+p_H-p_fri-p_perf，式中：p_cl表示地层闭合应力，单位是MPa；p_f表示裂缝缝内净压力，单位是MPa；p_suf表示泵注时地面泵注压力，单位是MPa；p_H表示井筒内静液柱压力，单位是MPa；p_fri表示井筒内沿程摩阻，单位是MPa；p_perf表示井筒孔眼摩阻，单位是MPa。

平均地层压力p_av计算分两种情况：

1)裂施工刚结束，裂缝周围地层压力往外传播时间较短，裂缝之间滤失前缘还未相遇时，可以通过面积加权的方法计算，表达式为：

式中n表示水平井压裂段数；p′_Li表示施工结束后水平井第i段在该时刻的平均压力，单位MPa；

表示施工结束后第i段裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²。

2)当裂缝周围经过长时间的地层压力往外传播，水平井每一条裂缝之间均发生相遇，在获得地层厚度h的情况下，根据物质平衡原理，所述的水平井入地液通过压裂裂缝的滤失，最终的平均地层压力p_av计算表达式为：

式中n表示水平井压裂段数；△V表示水平井入地液量，单位m³；L_fi表示第i段裂缝长度，单位m；D_i表示第i段裂缝段间距，单位m；p₀表示原始地层压力，单位MPa；C_t表示地层综合压缩系数，单位为1/MPa；p_av表示平均地层压力，单位MPa；h表示地层厚度，单位m。

实施例4：

本实施例针对鄂尔多斯盆地合水地区三叠系超低渗透长6油藏地层中水平井研究为例，对本发明做进一步详细说明。

合水地区位于鄂尔多斯盆地西南部，其长6油藏是一套多期浊积、大面积连片分布的沉积砂体，砂体厚度约20.6m，地层平均孔隙度为10.3％，渗透率为0.17mD，属于超低渗透三叠系储层，为单层油藏，油藏类型为无边底水/气顶的未饱和、低压油藏，油藏平均地层压力为14.5MPa。自2012年以来，合水长6油藏采用水平井规模开发，运用大规模体积压裂储层改造工艺，获得了较好的开发效果。

所述的油藏采油水平井GP2-21位于油藏Z211区中部，于2013年9月完钻，采用套管完井，水平段2006m，油层钻遇率72.5％，采用水平井体积压裂工艺压裂18段，平均单段施工排量10.2m³/min，单段加砂量60.6m³，总入地液(压裂液)22.4m³，于2013年11月18日投产，投产初期日产液27.10m³/d，含水18.1％。

步骤1)中通过该区长6油藏开发井小型测试压裂结果得出，该类储层的体积压裂压裂液在长6地层中的总滤失系数为

地层闭合应力大小为21.6MPa。

步骤2)在3.5MPa实验压差下，采用该区压裂地层的岩心，通过岩心测试获得滤失带的滤失系数C₃实验结果为

步骤3)水平井G2-21由于未进行压裂缝长度监测，利用压裂施工参数等施工参数，采用PKN模型，计算出各条裂缝长度，见表1。

步骤4)通过方程求解，得出G2-21井的在不同施工时间时的滤失带和压缩区距离，如表1。图3所示G2-21井的在不同施工时间时的滤失带和压缩区距离，图4所示的是不同裂缝位置的压力分布，图5为在对数曲线下的不同裂缝位置压力分布图。

步骤5)确定出各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力大小，详细值见表1。

本发明通过对体积压裂水平井不同时刻入地液进入地层中的滤失面积大小和地层压力传播方式的研究，准确地获得了体积压裂水平井投产时平均地层压力的大小，从而可以精确的预测出水平井产能，为油藏开发过程中新开发区的水平井产能预测奠定了基础。

表1 GP2-21水平井压裂参数及平均地层压力

实例5：

本实施例采用鄂尔多斯盆地合水地区长6油藏3口采油水平井实际生产资料，对压裂入地液量对地层压力抬升水平计算方法开展验证。水平井为该区长6油藏水平井，原始地层压力为14.5MPa。其中GP2-21井为实施例4的水平井；GP2-27于2014年7月完钻，完钻层位长63储层，水平段长度851.5m，油层钻遇率96.9％，采用分段体积压裂改造工艺，压裂改造11段，平均单段施工排量8m³/min，平均单段加砂量48m³，2013年11月投产，投产初期日产液18.0m³/d，含水13.8％；GP1-65于2016年5月完钻，完钻层位长6₃储层，水平段长度1835m，油层钻遇率94.0％，采用分段体积压裂改造13段，平均单段施工排量8m³/min，平均单段加砂量98m³，2016年11月投产，投产初期日产液21.0m³/d，含水25.9％。

3口水平井按照长6油藏原始地层压力14.5MPa，按照范子菲压裂水平井产能计算公式(裂缝性油藏水平井稳态解产能公式研究.石油勘探与开发，1996，23(3)：52-57)，计算出GP2-21、GP2-27和GP1-65水平井产能分别为21.8、13.1、15.8m³/d(如图6)，与实际产能误差分别为19.6％、27.2％、23.7％。按照本发明提出的压裂入地液量对地层压力抬升水平计算方法，计算出GP2-21、GP2-27和GP1-65压裂后平均地层压力分别为16.6MPa、16.3MPa和15.8MPa。通过采用范子菲压裂水平井产能公式，计算出压后水平井产能误差分别为3.7％、2.8％、1.5％。通过对比计算前后的产能计算误差可以看出，采用压后平均地层压力计算的产能误差比采用原始地层压力计算的产能误差小，因而本发明提出的方法可有效的提高体积压裂水平井产能的预测准确性。

本实施例没有详细叙述的部件或方法属本行业的公知部件或常用技术手段，这里不再一一叙述。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1)获取压裂过程中压裂液的总滤失系数C_总和地层闭合应力p_cl；

步骤2)通过压裂液室内岩心滤失试验确定滤失带的滤失系数C₃；

步骤3)确定水平井压裂缝的缝长L_f；

步骤4)运用滤失方程和不稳定渗流方程组，建立压裂液滤失传播模型，求解不同时刻单段压裂侵入带和压缩区的距离及压力分布；

步骤5)采用面积积分对各段压力分布进行积分，求得各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L；

步骤6)采用建立的压裂液滤失传播模型，计算关井条件下水平井各条压裂裂缝的压缩区压力波及前缘位置，根据压缩区压力波及前缘位置计算出裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D；

步骤7)通过步骤5)中的压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L和步骤6)中的裂缝周围地层压力升高区域的面积S_D，计算施工结束后某时刻水平井各压裂段的平均地层压力p_L′大小，其表达式为：

p_L'＝p₀+S_D×(p_L-p₀)/S_D'；

式中，p₀表示原始地层压力，S_D′表示施工结束后某时刻裂缝周围地层压力升高区域的面积；

步骤8)根据水平井的多个压裂段周围的平均地层压力和压力波及面积，通过加权平均计算出压裂后平均地层压力p_av大小，其表达式为：

式中n表示水平井压裂段数；p′_Li表示施工结束后水平井第i段在该时刻的平均压力，单位MPa；

表示施工结束后第i段裂缝周围地层压力升高区域的面积，单位m²；

步骤9)将压裂后平均地层压力p_av代入范子菲水平井产能计算公式，得到水平井的产能。

2.根据权利要求1所述的一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于：所述滤失方程表达式为：

1/C_总＝1/C₁+1/C₂+1/C₃

式中，C_总表示总滤失系数，单位

C₁表示油藏压缩区滤失系数，单位

C₂表示侵入带滤失系数，单位

C₃表示滤失带滤失系数，单位

3.根据权利要求2所述的一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于：所述不稳定渗流方程组表达式为：

其中：η₁＝k/(c_1tμ_a),η₂＝k/(c_2tμ_r),c_1t＝c_f1+φc_m,c_2t＝c_f2+φc_m，η₁为侵入带导压系数；η₂为油藏区导压系数；x_c(t)为t时刻侵入带边缘距裂缝的距离，单位m；k为地层渗透率，单位为mD；c_1t为侵入带综合压缩系数，单位为1/MPa；c_2t为油藏区综合压缩系数，单位为1/MPa；c_f1为侵入带压裂液流体压缩系数，单位为1/MPa；c_f2为油藏原油压缩系数，单位为1/MPa；c_m为地层岩石压缩系数，单位为1/MPa；φ为地层孔隙度，小数；μ_a为压裂液粘度，单位为mPa·s；μ_r为地层原油粘度，单位为mPa·s；p₁，p₂分别为不同时间t不同位置x处压力，单位为MPa。

4.根据权利要求3所述的一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于：所述各压裂段压裂结束时间点裂缝周围平均地层压力p_L的表达式为：

式中，L_f表示水平井压裂缝的缝长，单位m；p(x)表示T时刻离裂缝x米处的压力值，单位MPa；L_D表示T时刻压缩区边缘位置，单位m；S_D表示裂缝周围地层压力升高区域的面积，根据所述压裂液滤失方程和所述不稳定渗流方程联立形成方程组计算获得，单位m²。

5.根据权利要求1-4任一项所述的一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于：所述水平井压裂缝的缝长L_f通过压裂施工过程中人工裂缝长度监测获得，或通过裂缝施工参数进行拟合计算确定。

6.根据权利要求1所述的一种基于体积压裂后地层能量抬升的水平井产能预测方法，其特征在于：在获得地层压裂高度h情况下，所述压裂后缝间压力波相遇时的平均地层压力p_av通过

得到，式中n表示水平井压裂段数；△V表示水平井入地液量，单位m³；L_fi表示第i段裂缝长度，单位m；D_i表示第i段裂缝段间距，单位m；p₀表示原始地层压力，单位MPa；C_t表示地层综合压缩系数，单位为1/MPa；p_av表示平均地层压力，单位MPa；h表示地层压裂高度，单位m。

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