①　鎮涇地區紅河101井區長8段儲層特征研究

王林琪

(成都理工大學1.能源學院，2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室，四川成都610059)

?

①鎮涇地區紅河101井區長8段儲層特征研究

王林琪1，2

(成都理工大學1.能源學院，2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室，四川成都610059)

摘要：鄂爾多斯盆地鎮涇地區紅101井區的延長組長8油層組是該區域的主力油層之一，其主要巖性為灰色巖屑長石砂巖，還有淺灰色色長石巖屑砂巖.通過一系列實驗數據分析，喉道類型以彎片狀、片狀以及縮頸型為主，整體儲集體的空間類型主要是次生溶蝕粒間孔，孔喉結構共發育以中排驅壓力-較細喉道型為主，從理論上可定義為具有代表性的特低孔特低滲儲層.該地區長8油層組砂巖儲層特征先期受到沉積作用影響，之后是受到成巖作用的主要影響.

關鍵詞：沉積相；控制因素；儲層特征；長8油層組；鎮涇油田

0前言

鄂爾多斯盆地鎮涇地區位于甘肅省鎮原-涇川縣境內，該區域面積約2515.6km2，此構造從宏觀看處于鄂爾多斯盆地天環坳陷南部(圖1)，區內屬黃土源復雜地形區，海拔1100-1480m.該區延長組整體呈東南高、西北低的單斜構造形態，構造整體變化程度不大，單斜東南部發育鼻狀構造地層.在這種極為平緩的構造背景上分布著兩個不同方向的小幅度褶皺，主要的褶皺為北東向，而北西向的褶皺為后期疊加所形成的，因此其具較好的勘探潛力.

圖1　鎮涇地區位置圖

隨著鎮涇油田勘探開發工作的全面鋪開，鎮涇油田紅河101井區也出現大量問題亟待解決，為了更加深入的明確有利儲層的控制因素，本人收集了鎮涇地區紅河101井區以及周邊相關各井區的各項資料，通過對測井資料分析、鑄體薄片資料以及根據砂地比的差異，進一步結合地震屬性，著重從沉積微相類型以及成巖作用的角度對該區長8儲層進行研究，對鎮涇地區紅河101井區長8油層組的儲層特征及其控制因素進行研究，也為該區延長組特低孔滲儲層的油氣勘探提供更好的依據.

1儲層巖石學特征

鄂爾多斯盆地鎮涇地區紅河101井區延長組中的長8油層組砂巖主要為灰色、灰綠色巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，以及局部發育有少量的長石砂巖和巖屑砂巖(圖2)，粒度總體偏粗,其次為細砂巖.[1]該油層組碎屑組分主要為巖屑、長石和石英，還見有為數不多的云母，而石英主要為單晶石英，含量在9%～68%之間；長石含量為8%～74%，其中以斜長石為主；巖屑組分較為復雜，含量在7%～51%之間，其中所占比例最高的火成巖，含量第二高的為變質巖，沉積巖是這第三種巖石中含量最少.

圖2　鎮涇地區長8儲層巖石成分三角圖

2儲集空間及孔喉特征

2.1主要儲集空間類型及特征

鎮涇地區紅河101井區長8油層組砂巖的孔隙類型可按成因分為原生和次生2種，而次生孔隙為該油層組主要儲集空間，在次生孔隙中溶蝕粒間孔為絕大多數，自生礦物晶間孔、溶蝕粒內孔(圖3)以及微裂縫零星分布其中，原生孔隙發育最為豐富的是殘余的原生粒間孔，含量稍微較低的為發育于填隙物內部的微孔 (表2-1).

圖3　長石粒內溶孔

從垂直方向上來看，鎮涇地區其他區域的長8油層組所處地層的埋深基本都小于1600m，因此這些層段的孔隙類型通常屬于殘余原生粒間孔.而本次研究的紅河101井區長8油層組，該層段的埋深基本都超過了1600m，所以孔隙類型主要就為次生溶蝕粒間孔和粒內孔，與此同時殘余原生粒間孔也少量產生.之后又因為一些外力作用，致使少量的微裂縫發育于其間.在水下分流河道砂體中，溶蝕粒間孔和殘余原生粒間孔會經常被發現于孔隙襯里的綠泥石膠結物中，這與砂巖巖性關系不明顯.[5]溶蝕粒間孔形態多數不完整，在受到侵蝕后邊緣被溶蝕形成了港灣狀，孔隙半徑一般在0.07～2.08mm之間.該類孔隙可被定義為特大溶蝕粒間孔，其具有很好的連通性，且通常被微裂縫連通，所以被認為是該區油氣富集的主要孔隙類型(圖4、圖5).[2]

長8段 2141.82m

溶蝕粒內孔主要沿著礦物巖屑斑晶、解理縫、雙晶和與基質的接觸面發育，同時伴隨著溶解作用不斷的增強，粒內溶孔的直徑也會逐漸擴大.當整個巖石顆粒全部被溶解后，基于各種條件致使原晶形狀是，則會發育成鑄膜孔(圖6).

圖6　鑄模孔

紅河101井區長8油層組溶蝕粒內孔多發育于長石巖屑顆粒中，通常情況下溶蝕粒間孔還會出現在顆粒的邊緣，可是分布很不均勻，這些孔隙半徑一般為0.03～0.15mm.在自生礦物中通常發育晶間孔，較為普遍的是自生高嶺石晶間孔(圖7)以及自生綠泥石晶間孔，直徑一般為1.3～4.8μm，并具有一定的連通性.

圖7　顆粒蝕變形成高嶺石晶間孔

微裂縫按照成因可分為構造微裂縫、粒內微裂縫、粒緣微裂縫及巖石組分收縮縫4種類型.[3]構造微裂縫幾乎是唯一發育的微裂縫，其已經占到了總數的98%，且縫內沒有其他的雜質充填，有少數縫隙內充填有瀝青質和自生高嶺石.這些微裂縫常切穿碎屑顆粒和填隙物，將其他不同類型的孔隙都聯通起來.[3]這樣形成了網狀互通的滲流通道，致使該區長8油層組砂巖儲層的滲透率也大幅增加了.

表2-1　鎮涇油田紅河101井區長8儲層孔隙類型

2.2主要儲集空間結構及孔喉特征

鎮涇地區紅河101井區長8油層組砂巖面孔率平均為8.43%，孔隙半徑平均為33.47μm.從巖石鑄模薄片上可觀察到，該套地層中喉道類型主要為片狀、縮頸型和彎片狀，整體喉道半徑平均為0.25μm.在經過統計計算以后發現，孔喉配位數總體都偏低，主要為2～3，孔喉比平均為2.97.根據孔喉分類標準來判斷，該井區長8油層組沉積體為中孔微細喉型，整體均質系數較小,喉道相當分散,微觀非均質性強,經分析紅河101井區以中排驅壓力-較細喉道型為主(圖8).[4]

圖8　鎮涇地區紅河101井區長8油層組砂巖毛管壓力曲線特征和孔

3儲層物性特征

根據對該井區已知的巖心及物性資料進行統計，得出長8儲層孔隙度平均為6.51%；滲透率平均為0.12mD.從物性統計結果(表3-1)可以看出，孔隙度處于4%～8%的區域占51.3%，滲透率小于0.1mD的區域占52.2%.按照碎屑巖儲層物性劃分標準，研究區長8儲層為特別經典的特低孔隙度、低滲透率型致密儲層.[5]

表3-1　鎮涇地區紅河101井區長8儲層物性統計表

通過孔-滲關系交會圖分析(圖9)，紅河101井區長8儲層的孔隙度和滲透率呈明顯的線性關系，相關系數為0.8281.而通過其他相關資料分析發現，該區域中微裂縫并不發育，為典型的基質型儲層.當其孔隙度大于8%時，滲透率會隨孔隙度的增大而迅速提高.說明此套儲層具有較好的滲流能力，應為研究區的優質儲層.[6]

圖9鎮涇地區紅河101井區長8儲層孔隙度一滲透率交會圖

4儲層物性影響因素分析

4.1沉積微相對物性的影響

研究區位于鄂爾多斯盆地天環坳陷的南部，在晚三疊世由于受印支運動的影響，在華北地臺上形成的大型淡水湖盆中堆積的陸源碎屑巖系.從沉積特征上分析，其記錄了這個大型淡水湖盆由誕生、發育到衰亡的過程.湖盆發育到延長組第三段初期即長7期達到鼎盛，湖侵范圍可到達盆地北部橫山～烏審旗一線，之后，隨著河流的不斷注入充填，湖盆走向萎縮，形成了一套厚層河流-湖泊沉積體系，因此有較大水域面積出現.當時盆地的沉降與沉積中心偏南部及西南部，沉積總體顯示為SW厚NE薄的態勢.[7-8]

沉積微相可以算是沉積體系中最為基本的構成元素,從大家對其的認識來說，主要反映出在類似的沉積環境中而形成的沉積單元.不同的層位的沉積特征可以通過不同的地球物理數據中反映出來.因為處于不同沉積環境、水動力條件和巖石顆粒大小條件下的地球物理數據有各自獨特的表現形式：

4.1.1水下分流河道

從結構上分析可發現，水下分流河道的砂體底部與下伏的粒度較細的沉積物通常以突變接觸的方式更替，而粒度逐漸變小的正韻律沉積序列發育于頂部，其上覆沉積微相的主要為水下天然堤.鄂爾多斯盆地鎮涇地區的水下分流河道微相中通常發育平行層理(圖10)、板狀交錯層理(圖11)、槽狀交錯層理、變形層理等滯留沉積，同時伴有滑塌構造及生物遺跡構造等，測井數據垂向系列向上變細在曲線反映出典型的鐘形，GR測井曲線低幅，其值一般小于75API.

圖10 細砂巖中的平行層理深度：2134.6-2134.7m

圖11 細砂巖中發育交錯層理深度：2142.6-2142.7m

4.1.2河口壩

在紅河101井區及周邊可見構造有沙紋交錯層理(圖12)及少量滑塌變形層理，其中多數有黑色炭質紋層表現，因為隨著三角洲進積作用的加強，沉積速率增大和堆積坡度猛增，導致滑塌作用更加顯著.后期發育的水下分流河道常因為截切超覆于之前形成的河口砂壩之上.紅河101井區長8段砂巖儲層中，河口壩幾乎沒有良好發育成形.測井相特征在GR曲線、電阻率曲線和SP曲線上表現的很明顯,呈中高幅的漏斗狀.[9-12]

圖12　沙紋層理粉砂巖

4.1.3水下天然堤

洪水期水位急劇上升，洪水從水下分流河道的決口處溢出，使得泥砂在河道兩側堆積形成水下天然堤.巖性主要為粉砂質泥巖、細粒粉砂巖和暗色泥巖，大多夾有灰色泥質條帶,底部與水下分流河道砂體以漸變的形式接觸，大致具有逐漸向上變細的正粒序， 這些現象都表明其沉積時水動力能量相對較弱.厚度較薄，一般為0.2～2m.在紅河101井區剖面結構上,水下天然堤大多位于水下分流河道的頂部,同時還與分流河道相伴生，但因為基準面的下降,水下天然堤遭到侵蝕的可能性增大，所以很難發現水下天然堤的存在.通常情況下，水下天然堤發育于水下分流河道上部，GR值的幅度偏高，介于80～95 API，其形態主要表現為微齒，少數呈圓滑的曲線.

4.1.4水下決口扇

在紅河101井區垂向剖面上,巖相主要為具有變形層理的粉-細砂巖相，水下決口扇常發育在水下分流間灣沉積的泥巖間，水下決口扇與水下分流間灣微相通常為相輔相成的兩個主體，且其底部與分流間灣也存在突變的接觸關系.而發育沙紋層理的粉砂巖相也占相當大的比例，但其粒度較水下天然堤更粗.[13-15]根據自然伽瑪測井曲線表現出的形態可看出，水下決口扇有很高GR背景，且呈現出低幅指形-低幅漏斗形，也有明顯的齒化現象，所以GR值變化幅度較大,總體值介于70～100 API.

4.1.5分流間灣

因為分流間灣的可容空間較大，而水動力較弱，所以分流間灣是主要在垂向上進行加積的水平層理(圖13)，另外包絡線也幾乎是平直的.通過對紅河101井區測井曲線的觀察可得出，自然電位曲線的幅度相對較低且平直,但其中也夾雜微幅值負異常.除此之外，視電阻率曲線也表現出低阻，GR值較大,基本都超過90 API，最大可達120 API.

圖13　灰黑色泥巖中發育水平層理

通過上述對鄂爾多斯盆地整套長8段砂巖儲層辮狀河三角洲沉積特征以及層序演化的分析可發現，在長8段油層組沉積時，整個湖盆從劇烈迅速下降的沉積階段向微弱遲緩下沉的沉積階段進行過度.辮狀河三角洲前緣沉積微相的分布明顯受控于湖盆層序的演化.因為河道經過多次遷移，使得水下分流河道在橫向上產生了多期次的疊加，而同樣讓沉積微相縱向上有相當明顯的組合特征.紅河101井區主要表現為水下分流河道、分支間灣以及少量心灘沉積(圖14).[16]

圖14　鎮涇地區紅河101井區長8沉積相剖面圖

4.2成巖作用對物性的影響

研究表明，鎮涇地區紅河101井區延長組長8儲層主要經歷了壓實-壓溶、膠結、溶蝕和交代等作用的改造.按其對儲集物性的改善和破壞作用，可將其劃分為建設性和破壞性成巖作用兩種.其中，建設性成巖作用總體上可分為溶解作用和孔隙襯里綠泥石膠結作用兩種，這兩者均很發育的長8層段也是油氣儲集相對有利的地帶.而破壞性成巖作用可以歸納為交代作用、孔隙充填自生黏土礦物的析出、晚期亮晶方解石膠結物的沉淀、硅質膠結和機械壓實等.[17]

4.2.1壓實-壓溶作用

紅河101井區長8儲層所受的壓實作用強烈，層內顆粒緊密堆積，呈定向排列；大部分原生粒間孔消失，僅可見零星原生殘余粒問孔；長石、石英等非塑形顆粒均會因為受壓過猛而發生壓裂；黑云母、千枚巖巖屑等塑性顆粒則會發生彎曲、形變；少量泥質塑性顆粒遭受壓實，造成假雜基充填粒間孔隙；在壓力較高一些層段內可以形成沒有空隙、沒有明顯膠結物的壓實致密層.[18]

當顆粒排列已經趨于緊密．就很難再發生機械壓實作用，沉積物的進一步壓實則要靠壓溶作用.該區壓溶作用主要表現為：碎屑顆粒主要是呈線接觸，而且多數伴有縫合接觸或凹凸接觸，少量的石英顆粒邊緣會發生類似像港灣狀的溶蝕，以上情況說明顆粒砂巖骨架顆粒結構已處于相當穩定程度，不易被進一步壓實(圖15).

圖15　強壓實、線接觸

因為砂巖大多還在壓溶階段之前，所以也沒有出現縫合線接觸，也不是有凹凸接觸.因此，從壓實作用的方面來考慮，該區長8儲層砂巖的成巖階段基本不可能會超過晚成巖早期.

4.2.2膠結作用

膠結作用也是造成鎮涇地區紅河101井區長8儲層致密的主要因素之一，該區膠結作用十分發育且類型多樣，有以方解石膠結為主的碳酸鹽膠結，石英次生加大為主的硅質膠結以及各類黏土礦物的膠結.按照普遍的情況來說，膠結作用應該對儲層起到的是消極的作用，再加上自生礦物的大量充填會導致粒間孔隙體積更嚴重的減少.

4.2.2.1碳酸鹽膠結作用

鎮涇地區紅河101井區長8砂巖中碳酸鹽膠結物主要是以方解石和鐵方解石的形式存在，在經歷多期次的膠結作用影響后，膠結物聚集為大面積膠結狀充填于碎屑顆粒間，降低了儲層滲透率和孔隙度.通過分析得出，該區域的方解石普遍都含有鐵質成分,而且在平面上有著極其廣泛的分布，從鉆井剖面中經常發現到有方解石膠結產生的鈣質高密度層和含有較高鈣質的砂巖.

4.2.2.2硅質膠結作用

硅質膠結物在鎮涇地區紅河101井區長8砂巖中以石英顆粒次生加大邊的形式產出，且多為弱加大，加大邊厚0.02～0.06 mm，少數達到0.1～0.2 mm(圖16).另外在孔隙周邊的晶壁或類似長石等顆粒溶孔的中心有少量硅質物質會生長出自形石英，多數表現為孔隙充填狀.因為自生石英膠結物將孔隙中的空間填充，導致了沉積砂體的孔隙度的下降十分顯著.[19]

圖16　石英次生加大后膠結

4.2.2.3主要黏土礦物的膠結作用

高嶺石是紅河101井區長8砂巖中主要的黏土礦物，其次為綠泥石.還有少量伊利石、伊利石/蒙脫石混層.高嶺石膠結物在長8砂巖中非常普遍.在全巖中的平均含量為5.6%.由于長8油層砂巖的顆粒中含有較多的長石成分，因此可以判斷出其成分成熟度較低，也使得在酸性環境下溶蝕作用的發生更加頻繁，最終結果是生成自生高嶺石礦物.

4.2.3溶蝕作用

作為該層段主要的建設性成巖作用，溶蝕作用形成的次生孔隙很大程度的改善了紅河101井區長8致密砂巖的儲集物性，分布較多的次生孔隙有長石鑄模孔和長石粒內溶孔.溶蝕作用對儲集砂巖的改造作用主要體現在長石、巖屑等骨架顆粒遭受不同程度的溶蝕，但這部分孔隙多被后來的方解石、白云石所充填(圖17).

圖17　方解石充填早期形成的粒內孔

4.2.4交代作用

該井區可觀察到的交代作用主要為長石、石英和巖屑等碎屑顆粒在弱酸的環境中被碳酸鹽礦物沿著礦物顆粒的周圍的縫隙以及解理縫交代，同時也有黏土礦物交代長石等現象.在周邊井區長8砂巖中可觀察到碳酸鹽礦物的完全交代現象，例如整顆長石顆粒被方解石徹底交代.[20]經統計分析，在交代作用發育的層段內儲集物性較差，平均孔隙度為5.7%.

5結論

5.1鄂爾多斯盆地鎮涇地區紅河101井區長8油層組砂巖巖石類型主要為巖屑長石細砂巖和長石巖屑細砂巖，填隙物由雜基和膠結物組成，前者主要為泥質，后者主要為鈣質和泥質，巖石具有成分成熟度低、結構成熟度較好的特點.該區長8油層組砂巖基本屬特低孔特低滲儲層，儲集空間以溶蝕粒間孔和殘余原生粒問孔為主，喉道類型主要為片狀、縮頸型和彎片狀，屬中孔微細喉型，孔喉結構分別為低排驅壓力-細喉道型、中排驅壓力-較細喉道型、高排驅壓力-微細喉道型，其中以中排驅壓力-較細喉道型為主.

5.2鎮涇地區長8油層組主要為一套辮狀河三角洲前緣亞相沉積，其沉積微相可分為水下分流河道、水下天然堤、水下分支間灣、河口壩、水下決口扇5種微相.長8段沉積時整個鎮涇地區發育在盆地西南方向的辨狀河三角洲前緣上,儲集砂體相對較發育,厚度大,是較為優質的儲集相帶,其中長81-2沉積時的水下分流河道砂在整個工區中的分布面積最廣泛，砂體的厚度也相當可觀，砂體厚度普遍大于10m，其分布于工區北東方向.紅河101井區長8段主要為水下分流河道、水下分支間灣及河口壩，這3種微相.

5.3鎮涇地區紅河101井區長8油層組主要的成巖作用有壓實-壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用和交代作用，以上的這些因素同樣對該區儲層物性起十分重要控制作用.強烈的壓實作用和碳酸鹽膠結作用是致使該區儲層變得如此致密的主要原因，而次生孔隙于成巖作用后期所發生溶蝕作用下，其改善了之前致密儲層的物性，提高了儲集空間容積，是該區重要的建設性成巖作用.[21]

參考文獻：

[1]盧德根，劉林玉，劉秀嬋，等.鄂爾多斯盆地鎮涇區塊長81亞段成巖相研究[J].巖性油氣藏，2010(1)：82-86.

[2]陳小梅.鄂爾多斯盆地鎮涇地區延長組長6、長8油層組儲層特征研究[J].石油地質與工程，2007(6)：29-32.

[3]萬旸璐，段福海，楊哲.鄂爾多斯盆地鎮涇地區長6、長8儲層物性對比研究[J].石油地質與工程,2012(2):14-15.

[4]張霞，林春明，陳召佑，等.鄂爾多斯盆地鎮涇區塊延長組長8油層組砂巖儲層特征[J].高校地質學報，2012(2)：328-340.

[5]丁曉琪，張哨楠，謝世文，等.鎮涇地區長8段致密低滲透油藏主控因素分析[J].西南石油大學學報:自然科學版，2011(1)：25-30.

[6]楊波，韓鑫，秦亞敏.鎮北油田長8沉積微相研究[J].遼寧化工，2013(1)：96-98.

[7]金龍，丁曉琪.鄂爾多斯盆地鎮涇油田長8段沉積相研究[J].新疆地質，2009(2)：160-163.

[8]楊友運，張蓬勃，張忠義.鄂爾多斯盆地西峰油田長8油組辮狀河三角洲沉積特征與層序演化[J].地質科技情報，2005(1)：45-48.

[9]李功強，趙永剛，陳利雯.鎮涇油田長81段儲層測井相研究[J].石油地質與工程，2011(5)：41-45.

[10]劉巖.鄂爾多斯盆地南部鎮涇油田長8段儲層特征研究[D].成都：成都理工大學，2008:42-46.

[11]易超.鄂爾多斯盆地南部鎮涇油田長8.1層儲層特征研究[D].成都：成都理工大學，2011:23-33.

[12]熊迪，丁曉琪，朱志良，等.鎮涇地區長8致密砂巖儲層成巖作用研究[J].巖性油氣藏，2013(5)：31-36.

[13]于波,崔智林,劉學剛，等.西峰油田長8儲層砂巖成巖作用及對孔隙影響[J].吉林大學學報:地球科學版,2008(3)：405-410.

[14]張霞，林春明，陳召佑，等.鄂爾多斯盆地鎮涇區塊延長組長81儲層成巖作用特征及其對儲集物性的影響[J].地質科學，2011(2)：530-548.

[15]曲春霞，楊秋蓮，劉登輝，等.長慶油田延長組特低滲透儲層物性影響因素分析[J].巖性油氣藏，2008(2)：43-47.

[16]楊藝，周文，雷濤，等.鄂爾多斯盆地鎮涇長8段裂縫特征與分布[J].大慶石油地質與開發,2012(2):43-47.

[17]李南星，劉林玉，鄭銳，等.鄂爾多斯盆地鎮涇地區超低滲透儲層評價[J].巖性油氣藏，2011(2)：41-45.

[18]董萬平.鎮涇油田長8油層組儲層特征研究及產能影響因素探討[D].西安：西北大學，2010:63-67.

[19]冉令波.鄂爾多斯盆地鎮涇油田紅河105井區長81儲層地質建模研究[D].成都：成都理工大學，2011:43-45.

[20]冉令波，丁曉琪，張熙.鄂爾多斯盆地鎮涇油田長81小層沉積相類型及沉積演化研究[J].石油天然氣學報:江漢石油學院學報,2010(6):341-345.

[21]李功強，趙永剛，溫偉.鄂爾多斯盆地鎮涇油田長8段儲層的判別標準[J].石油地質與工程，2010(5)：16-19.

[責任編輯范藻]

Reservoir Characteristics of Chang-8 Member in Red River 101 Well Area in Zhenjing Oilfield,Ordos Basin

WANG Linqi1,2

(1.Energy Resources College of Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan 610059;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation in Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan 610059,China)

Abstract:The Chang 8 sandstones in Red River 101 well area in Zhenjing area of Ordos Basin,occurring as one of the major reservoirs，mainly consist of gray feldspathic litharenite and lithicarkose.They belong to extra -low porosity and permeability reservoirs,with dissolved intergranular pores as the chief accumulation space，and the reduced-neck,lamellar and curved lamellar pore throat as the main throat type.Based on the pattern of capillary pressure curve,porosity,permeability,displacement pressure and pore throat radius,the Chang 8 sandstones can be classified as different types,in which the medium displacement pressure-smaller throat type are the main reservoirs.There are two main factors affecting the reservoir characteristics of Chang 8 sandstones: sedimentary processes,diagenesis.

Key words:sedimentary facies; controlling factors; reservoir characteristics; Chang 8 sandstones; Zhenjing oilfield

收稿日期：①2015-11-17

作者簡介：王林琪(1992—)，男，四川三臺人.碩士研究生，主要從事非常規油氣地質研究.

中圖分類號：TE14

文獻標志碼：A

文章編號：1674-5248(2016)02-0020-08