华庆地区长81储层可动流体赋存特征及孔隙度演化

黄 海,任大忠，周 妍，孙 卫,刘登科

(1.西安石油大学 石油工程学院, 陕西 西安 710065;2.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系,陕西 西安 710069;3.西安石油大学 西部低渗—特低渗油田开发与治理教育部工程研究中心,陕西 西安 710065;4.中国石油测井有限公司 油气评价中心， 陕西 西安 710077)



·地球科学·

华庆地区长81储层可动流体赋存特征及孔隙度演化

黄 海1,任大忠2,3，周 妍4，孙 卫2,刘登科2

(1.西安石油大学 石油工程学院, 陕西 西安 710065;2.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系,陕西 西安 710069;3.西安石油大学 西部低渗—特低渗油田开发与治理教育部工程研究中心,陕西 西安 710065;4.中国石油测井有限公司 油气评价中心， 陕西 西安 710077)

应用核磁共振、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、物性等实验资料,分析鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长81储层可动流体的赋存特征及孔隙度演化。结果表明，不同物性的T2谱形态表现为3种类型,可动流体孔隙度非均质性强于可动流体饱和度,渗透率对可动流体参数的敏感性显著强于孔隙度;矿物成分成熟度、胶结及溶蚀作用是可动流体赋存特征的重要影响因素,面孔率是影响可动流体赋存特征的关键参数;粒间孔面孔率与可动流体饱和度呈较好的正相关性,微孔极易于束缚可动流体;溶蚀及中晚期胶结演化强度是影响可动流体赋存的重要特征;计算后可知孔隙度与可动流体饱和度呈较好的正相关性,孔隙度演化路径的数学模型是反映可动流体赋存特征的响应函数，可以直接用来表征油气产能效果。

可动流体;孔隙度演化;影响因素;华庆地区;长81储层

可动流体饱和度是表征岩石物理性质、孔隙结构响应及流体在孔隙中赋存特征的有效手段，且其可以更为直观、快速地评价孔隙结构的优劣特征及油气可采程度[1-5]。应用可动流体表征储层中油气可动用程度，成为学界目前研究的重要课题与难点。目前，研究者在可动流体赋存特征、可动流体影响因素、可动流体与油气采收率的响应关系等方面开展了深入的研究[4-9],其研究成果为提高鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长81储层的勘探开发程度提供了借鉴价值。但是，对于华庆地区长81储层可动流体赋存特征的研究涉及甚少,对于不同可动流体饱和度对应的孔隙度演化模拟分析更是未见报道。

本文借助核磁共振技术，铸体薄片、物性、恒速压汞等资料,开展华庆地区长81储层可动流体赋存特征及孔隙度演化研究,同时结合生产动态资料分析不同可动流体饱和度对应的产能响应。

图1 区域位置与沉积微相Fig.1 Location and Sedimentary facies of Study Area

1 基础地质特征

华庆地区处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带中部的西侧(见图1A)。在三叠系延长组长81时期,油气主要储集在三角洲前缘水下分流河道的主砂体中[9](见图1B)。通过岩心、物性及镜下的鉴定、统计与分析可知，其岩性以灰色的中—细粒岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主,长石主量为斜长石,岩屑主量为变质岩岩屑;主要孔隙类型为粒间孔,其次为长石溶孔;胶结物以绿泥石、伊利石、碳酸盐为主;长81段砂体现今成岩期次主要为中成岩A期的晚期,部分进入中成岩B期的早期[10];厚度大于2.0 m的块状构造砂体,平均含油饱和度为45.7%,平均孔隙度11.02%,平均渗透率1.26×10-3μm2。

2 可动流体赋存特征

依照SY/T 6490-2000行业标准[2],使用Magnet 2000型仪器开展核磁共振实验,获取长81储层8块样品的T2值及可动流体的相关参数(见表1)。

表1 核磁共振可动流体实验测试结果

注:Φ水侧孔隙度;K气测渗透率;Sm可动流体饱和度;Φm可动流体孔隙度;Φm=Sm×Φ/100;级差J=Fmax/Fmin

2.1 T2谱曲线形态分析

图2为研究区饱和水状态下核磁共振T2谱频分布图。由图2可知,不同物性的8块样品对应的T2谱频率曲线分布形态整体呈现双峰态。以T2截止值13.895 ms为界线,可分为A型和B型两大类,A型即主峰在T2截止值左侧(左峰高右峰低型,样品3#，4#，5#，6#，8#),B型即主峰在T2截止值右侧(右峰高左峰低型，样品1#，2#)。7#样品右峰不明显,可视为主峰在T2截止值左侧的左单峰型。

由表1和图2可知,A型主峰趋势越明显且对应的T2值越小时，Sm越低(如8#样品，Sm为19.27%,T2值<10 ms的累计频率达74.50%);B型主峰趋势越明显且对应的T2值越大时，Sm越高(如1#样品，Sm为75.75%,T2值在10～100 ms的累计频率达51.60%)。由表1中的渗透率与Sm对应关系可知,渗透率越大，Sm越高,B型主峰越突出且对应的T2值越大。

图2 饱和水状态下核磁共振T2谱的频率分布和累积分布Fig.2 The frequency and cumulative distribution of NMR T2 spectra of water-saturated state

2.2 可动流体饱和度参数及物性响应

测试样品对应K，Φ，Φm，Sm的极差分别为38.96，1.23，4.72，3.93(见表1)。8块样品的平均Sm为42.08%,对应的T2值主要分布在10～100 ms,低于标准贝瑞岩心可动流体饱和度值(76.62%)与T2截止值(78.97 ms)[7]。

以上研究表明,长81储层井间及层内的渗透性非均质性较强、储集性非均质性弱;渗透率是引起Sm及Φm非均质性的主要因素;而Φm非均质性强于Sm原因之一是Φm为Sm和孔隙度的乘积;Sm虽然表征着油气的开采程度，但油气的采收率受井间及层内的渗透性控制。

依照SY/T 6490-2000与 SY/T6285-2011行业标准[2,11],分析物性与可动流体参数的关系后可知，研究区物性与Sm及Φm均呈现出正相关关系(见图3)。孔隙度与Sm及Φm的相关系数(R2)分别为0.212 6，0.369 3(见图3A),反映出孔隙度对Sm及Φm的敏感性不强;相对于Sm，渗透率与Sm及Φm的相关系数(R2)分别为0.971 4，0.949 3(见图3B),反映出渗透率对Sm及Φm的敏感性强。以上分析表明,具有较好储集空间的砂体其Sm并不高,孔隙度不是Sm大小的主要响应参数(如4#样品孔隙度为12.39%，Sm为39.35%, 1#样品孔隙度为12.40%，Sm为75.75%);整体渗透性愈好,Sm愈高,渗透率是Sm大小的主要响应参数(如1#样品渗透率为5.376×10-3μm2，Sm为75.75%,8#样品渗透率为0.138×10-3μm2，Sm为19.27%)。

图3 核磁共振可动流体参数与物性的相关关系Fig.3 The relation between the movable fluid parameters and the physical property

3 成岩作用对动流体饱和度的影响

依照SY/T 5477-2003行业标准[12],通过砂岩铸体薄片、扫描电镜、X黏土衍射资料分析,研究样品主要经历了机械压实(压溶)，碳酸类胶结、黏土矿物胶结，溶蚀等成岩作用。

3.1 压实作用

样品埋藏深度主要介于2 000～2 300 m,属于中等埋藏,图4A，B显示，石英、长石刚性颗粒呈定向—半定向排列，颗粒间以线状接触为主;喷发岩、千枚岩及云母变形并充填于孔隙中,部分呈杂基化;孔隙大量损失,颗粒受力破裂。图5A，B显示,相对于埋深,矿物成分成熟度对Sm的影响较大,这表明矿物特征是影响Sm的重要因素之一。

3.2 胶结作用

3.2.1 碳酸盐胶结 图4A，C，D显示,样品中碳酸岩类胶结物呈现出多期胶结,其体积含量在0.6%～8.0%,平均体积含量为2.15%,是储层致密的主要型胶结矿物之一。图4A，C显示,早期方解石多呈泥晶和微晶状,部分表现出粒状的重结晶体,多呈基底式或连晶式胶结充填于孔隙中;中晚期主要为铁方解石与铁白云石,多呈晶粒状、粉晶—细晶状充填于孔隙中,铁方解石染色后呈紫红色或深红色,铁白云石染色后呈蓝色,扫描电镜下单晶呈菱面体，集合体呈不规则的块状体(见图4D)。图5C显示,Sm与碳酸盐体积含量呈中等偏强的负相关性。

3.2.2 硅质胶结 图4A，B，C，E显示,样品中硅质加大以次生石英加大为主,少量的长石质晶体加大,硅质类平均体积含量为1.01%。成岩早期以环石英颗粒边缘加大多见,多见Ⅱ级加大,加大边与基体颗粒被杂基或绿泥石等黏土矿物形成的“脉线”隔离开(见图4A，B，C)。中晚期石英与长石加大呈六方锥状自形晶柱、刺状、镶嵌状等(见图4E)。石英加大使颗粒呈缝合线接触或线接触(图4B),这类加大形式有利于抵制压实作用,主要是缩小孔隙体积及封堵喉道[12-14]。

3.2.3 黏土矿物胶结 1)绿泥石胶结。依据镜下和X线衍射资料分析,样品中绿泥石的平均体积含量为3.66%。成岩早期,绿泥石呈细小尖片状或鳞片状,以包壳或衬边形式包裹于颗粒表面(见图4C,F),这类绿泥石产生于较强的水动力环境中[13-15]。在铸体中连晶胶结的碳酸盐与颗粒或线接触的颗粒间均存在绿泥石“脉线”,绿泥石膜被油浸染而呈褐色(见图4A，B，C)。在扫描电镜中，粒间孔隙发育处绿泥石膜连续，形态规则,呈“膜”状分布(见图4F，G);绿泥石呈自生“晶簇”或单晶针叶状发育时,绿泥石的形态也往往不规则且连续性变差,多与其他自生矿物伴生(见图4E，G),其薄膜厚度大,易于堵塞小孔隙或喉道。图6显示,绿泥石随深度增加体积含量呈减小趋势。图5D显示,Sm与绿泥石体积含量呈现中等偏差的正相关性。

A 颗粒紧密接触,云母及塑性岩屑变形, L126井2 158.71 m,铸体(+);B 强压实,石英加大,成岩缝,B465井2 204.3 m,铸体(+);C 碳酸盐充填粒间孔与溶孔,并交代其他矿物,S120井2 130.51 m,铸体(+);D 粒间碳酸盐及伊蒙混层黏土, L126井2 158.71 m, SEM; E 石英与长石加大, 伊利石与绿泥石胶结, B455井， 2 146.4 m,SEM;F 粒表绿泥石黏土膜,P115井2 238.9 m,SEM;G 伊利石、绿泥石及伊蒙混层黏土,S120井,2 130.51 m,SEM;H 充填孔隙的高岭石吸附有机质,B306井2 061.70 m,铸体(-);I 高岭石胶结,Y285井,2 296.13 m,SEM图4 砂岩中典型成岩现象Fig. 4 Typical diagenetic phenomenons chart of oil-bearing sandstone

2)伊利石胶结。依据镜下和X线衍射资料分析,样品中伊利石的平均体积含量为1.02%。扫描电镜下显示,伊利石以卷曲片状和蝶片状为主,蜂巢状与薄膜丝缕较少,主要附着于颗粒表面或喉道处,多与其他自生矿物伴生,整体连续性差(见图4E，G)。图6显示,伊利石随埋藏深度的增加，体积含量呈减小趋势。图5E显示,Sm与伊利石体积含量呈中等偏差的负相关性。

3)高岭石胶结。依据镜下和X线衍射资料分析,样品中高岭石的平均体积含量为3.4%。镜下特征显示,高岭石充填于粒间孔隙中或少量的溶蚀孔中,孔隙中高岭石晶形粗大干净，单晶呈六边形，晶形组合呈书页状或蠕虫状集合体,发育微小的晶间孔(见图4I);高岭石被油浸染而呈褐黄色(见图4H)。图6显示,高岭石呈现随埋藏深度增加而体积含量显著增加的趋势。图5F显示,Sm与高岭石体积含量呈较强的负相关性，这表明高岭石晶间微孔易于束缚流体。

图5 埋深和矿物与可动流体饱和度的关系Fig.5 The relation between burial depth or minerals and porosity of oil-bearing sandstone

图6 黏土矿物与深度的关系Fig.6 The relation between burial depth and clay minerals of oil-bearing sandstone

3.3 孔隙发育特征

由图4和表2可知,长81段储层粒间孔对面孔率的贡献率(57.81%)高于次生溶孔(35.75%)，这表明长81段是以粒间孔为主的储层。粒间孔经压实和胶结作用的改造，边缘多呈齿化或多边形,孔隙半径分布较宽，集中在15 ～100 μm。溶孔以长石溶孔为主,岩屑溶孔较少,镜下发现易溶颗粒多以表面溶蚀与粒缘溶蚀为主,同时溶蚀作用显著地增加了有效孔隙的连通性及微孔率;粒缘溶孔与粒间孔组合孔隙半径大,一般在20 ～110 μm,少量高达120 μm以上,可见极少量的铸膜溶孔。喉道类型以片状、弯片状为主,喉道半径集中在0.1 ～1.75 μm(见图7);管束状喉道主要分布在伊利石、高岭石胶结及岩屑溶蚀处,半径大多小于0.3 μm;点状与缩颈状喉道零星发育,半径一般大于0.5 μm;研究区甚至存在部分“H”型盲孔。

表2 铸体薄片中孔隙参数与可动流体饱和度的关系

由表2可知,较大的面孔率对应较高的Sm(正R2=0.885 6),具体表现为:粒间孔与Sm呈较好的正相关关系(R2=0.865),溶孔与Sm呈中等偏差的正相关关系(长石溶孔R2=0.304 3，岩屑溶孔R2=0.113 4),晶间微孔与Sm呈较强的负相关关系(R2=0.843 8)。上述研究表明,在粒间孔、溶蚀孔、微孔面孔率接近时，对应的孔隙体积和连通性依次变差;同时也说明，孔隙度和面孔率是原生孔隙和次生孔隙所构成,即粒间孔愈发育对面孔率的贡献能力愈高,对Sm的正响应性愈强;当颗粒粒内或表面溶蚀孔和晶间微孔对面孔率的贡献能力愈高,表明储层的致密程度愈高,造成孔隙组合关系的复杂性愈强,进而有效面孔率和孔隙度减少；同时，随着溶孔率的增加微孔率也随之增加。

图7 研究样品喉道分布特征Fig.7 The distribution of throat sizes

4 孔隙度演化与可动流体饱和度的响应关系

4.1 建立成岩作用孔隙度演化模型

成岩作用孔隙度演化模型主要是基于岩石粒度、填隙物、孔隙类型及面孔率随成岩作用演化的物理化学作用模型[15-22]。因此,基于单项成岩机制的孔隙度演化模型存在一定的不确定性。而在本次孔隙演化模拟过程中,设定的各成岩现象相对独立,具体划分为破坏型与建设型成岩作用模型(见表3)。

依据表3中的孔隙度演化定量计算方法,结合样品的粒度、铸体、成岩作用特征资料获取响应参数，计算出未固结砂岩、机械压实、胶结-交代作用、溶蚀4个阶段的孔隙度,计算结果见表4。

4.2 孔隙度演化对可动流体饱和度的影响

由表4，图8及表2可知以下结果。

1)样品初始孔隙度(Φ1)平均值为38.20%;压实后的孔隙度(Φ2)平均值为15.79%;压实过程孔隙度损失率平均值为58.51%,压实程度中等偏强,表明压实作用是原生孔隙损失的主要因素。Sm与Φ1，Φ2呈较弱的正相关关系,R2分别为0.032 5，0.121 3;各样品Φ2分布没有明显的规律性,如Sm最大的1#样品，Φ2值为14.13%， 小于平均值15.79%; 各样品Φ1及Φ2均大于长8时期油气充注时的平均临界孔隙度(10.17%)。以上研究表明,对于有效储层，Φ1和Φ2不是影响可动流体饱和度赋存特征的主要参数。

表3 不同成岩阶段砂岩孔隙度演化定量计算方法

Tab.3 Quantitative computing methods of porosity evolution in different diagenetic stages of sandstone reservoirs

孔隙度演化参数公式备注初始孔隙度/%Φ1=20.91+22.90SdΦ1为砂岩未固结的初始孔隙,%;Sd为分选系数,公式为Sd=(P25/P75)1/2;P25,P75是累计曲线上25%与75%所对应的颗粒的直径压实剩余孔隙度/%Φ2=Φ1EXPnhΦ2为不同深度段机械压实的剩余孔隙度,%;EXP为指数;n为覆压下拟合的常数;h为地层埋深,m胶结损失孔隙度/%Φ3=CΦ3为胶结损失孔隙度,%;C为胶结物含量,%溶蚀增加的孔隙度/%Φ4=P1×P2/P3Φ4为溶蚀增加的孔隙度,%;P1为溶蚀孔面孔率,%;P2为气测孔隙度平均值,%;P3为总孔隙面孔率,%

注:由于微裂缝、填隙物微孔的统计方法和难度较大,本次研究忽略。

2)样品早期胶结-交代过程剩余孔隙度(Φ3-早)平均值为11.45%,与Sm呈正相关性,R2为0.443 5。这表明胶结物充填粒间孔且增加微孔隙,有效面孔率减小,Sm减小,该阶段孔隙致密过程对Sm的影响明显增强;当Φ3-早低于油气充注时的平均临界孔隙度(10.17%)时,孔隙度进入严重致密阶段,Sm急剧减小(如Sm=19.27%的8#样品，Φ3-早值为7.76%，小于10.17%);而对于Φ3-早大于10.17%的样品,Φ3-早与Sm没有明显的关联性。

3)样品溶蚀过程中增加的孔隙度(Φ4)平均值为4.12%,与Sm呈负相关性,R2为0.664。这表明在压实与胶结的共同作用下，减小的面孔率大于溶蚀增加的有效面孔率;同时，随着原生颗粒被溶蚀“肢解”破坏及溶蚀矿物的再结晶,产生大量的无效微孔隙,晶间微孔面孔率的增加导致有效面孔率减小,Sm减小。如7#与8#样品，溶蚀增加的孔隙度为6.61%，7.43%,对应的微孔面孔率为0.25%，0.30%,对应的Sm为30.74%，19.27%。

表4 不同成岩阶段砂岩孔隙度演化定量计算结果

注:Φ1，Φ2，Φ3-早，Φ3-中晚，Φ4分别为初始孔隙度、压实剩余孔隙度、早期胶结剩余孔隙度、中晚期胶结剩余孔隙度、溶蚀增加的孔隙度;F1，F2，F3，F4分别为压实作用损失孔隙率,早期胶结损失孔隙度率、中晚期胶结损失孔隙度率、溶蚀增加的孔隙度率。

4)样品中晚期胶结-交代过程剩余孔隙度Φ3-中晚平均值为10.81%,与Sm呈正相关性,R2为0.763。这表明胶结物充填粒间孔及溶孔且增加微孔隙(中晚期胶结物含量与微孔的正相关系数R2为0.544 3)。该阶段孔隙致密过程较高,有效的原生粒间孔及次生溶孔面孔率破坏严重,导致有效孔隙的连通性变差,F3与Sm呈负相关性,R2为0.699 6。这表明中晚期胶结-交代过程对Sm破坏性最强。如8#样品的Φ3-中晚为9.07%,小于10.17%,表明8#样品现今孔隙度致密较为严重; 而7#，6#，5#，4#，3#，2#，1#的Φ3 -中晚逐渐大于10.17%,表明孔隙演化的各个阶段孔隙度大于10.17%且波动范围小,较高的现今孔隙度对应的Sm高。

图8 不同可动流体饱和度对应的孔隙度演化Fig.8 The porosity evolution way of the different movable fluid

以上综合对比分析表明,Sm大小受机械压实、早期胶结、溶蚀及中晚期胶结演化强度的影响,尤其是溶蚀及中晚期胶结过程对Sm影响最为显著。图8显示Sm大时，对应孔隙度演化程度弱、孔隙度变化幅度小、最终孔隙度高；反之，Sm小，对应孔隙度演化程度高、孔隙度变化幅度大，最终孔隙度低。如1#和2#样品各个孔隙演化阶段的孔隙度增加及减小幅度小,整个演化过程孔隙度均明显大于10.17%，且拟合曲线最接近平均值曲线;反之,Sm愈小，孔隙度演化拟合曲线越偏离平均值曲线且孔隙度较低。

T2谱为右峰高左峰低型、左峰高右峰低型、左单峰时，对应的孔隙度演化拟合曲线幅度依次增大,胶结率、溶蚀率、微孔率均增加。图9是不同T2谱类型与生产动态数据之间的关系。由图9可知,Sm大小、T2谱类型及孔隙度演化拟合曲线特征均与实际生产动态数据拟合曲线吻合，这表明孔隙度模拟演化是反映可动流体赋存特征的响应函数,可以直接表征油气产能效果。

5 结论与认识

1)长81储层不同物性的T2谱形态主要表现为双峰态,依据T2谱峰态特征可分为右峰高左峰低型、左峰高右峰低型、左单峰,其对应的物性依次变差。可动流体饱和度分布在10～100 ms,可动流体孔隙度非均质性强于可动流体饱和度;物性与可动流体饱和度呈正相关性,渗透率对可动流体参数的敏感性显著强于孔隙度。

2)成岩作用分析表明，埋深、伊利石含量、碳酸盐含量、高岭石含量与可动流体饱和度的负相关性依次增强;相对于绿泥石含量,矿物成分成熟度与可动流体饱和度之间的正相关性较强;面孔率是影响可动流体赋存特征的关键参数,粒间孔与可动流体饱和度呈较强的正相关性,微孔与可动流体饱和度呈较强的负相关性。

图9 不同T2谱类型对应的生产数据Fig.9 Production data of single well of different T2 spectra curve

3)对于有效储层,孔隙度演化与可动流体饱和度的响应关系表明，初始孔隙度和机械压实后剩余孔隙度早于油气充注时期,且均大于油气充注时的临界孔隙度(10.17%),储层未进入严重致密阶段，其对可动流体赋存特征的影响弱;胶结与溶蚀作用表征油气充注时期储层的品质,其孔隙度演化制约着油气充注的质量和可动流体赋存特征,尤其是溶蚀与中晚期胶结作用对应的孔隙度与油气充注时的临界孔隙度(10.17%)之间的大小关系，表征着储层的致密程度。孔隙度演化路径的数学模型是反映可动流体赋存特征的响应函数,可以直接表征油气的产能效果。

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(编 辑 雷雁林)

Characteristics of movable fluid and pore evolution of the Chang 81sandstone reservoirs of the Ordos Basin

HUANG Hai1, REN Dazhong2,3, ZHOU Yan4, SUN Wei2, LIU Dengke2

(1.College of Petroleum Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;2.State Key Laboratory for Continental Dynamics/Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China;3.Engineering Research Cener of Western Low & Ultra-low Permeability Oilfield Development & Management,Ministry of Education, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;4.Oil and Gas Evaluation Center, CNPC Logging Co., Ltd., Xi′an 710077， China)

The characteristics of movable fluid and pore evolution of the sandstone reservoir in member 81of Yan Chang Formation in Ordos Basin are analyzed by using nuclear magnetic resonance, casting thin sections, scanning electron microscope(SEM), constant-speed mercury injection and physical property. Results show that the T2pattern of the samples with different physical properties display 3 modes, the heterogeneity degree of the movable fluid porosity is stronger than the movable fluid saturation, and permeability for sensitivity of the movable fluid parameters is significantly higher than porosity. The compositional maturities of the mineral, cementation and dissolution are the most critical influences on the characteristics of reservoir movable fluid, and surface porosity is the key parameter to influence it. The surface porosity of intergranular pores have positive correlation with movable fluid saturation, and the micropores are easy to bondage movable fluid. Dissolution and the evolved intensity in the middle and late cementation are the critical features to influence the characteristics of movable fluid. There is a good relationship between the calculated porosity and the movable fluid saturation, and the mathematical models of the porosity evolution path is the response function to reflect the characteristics of movable fluid, which can represent the effects of oil and gas production directly.

movable fluid; porosity evolution; influence factors; Huaqing region; Chang 81reservoir

2015-03-24

陕西省工业科技攻关基金资助项目(2015GY109);陕西省教育厅重点实验室科研计划基金资助项目(15JS086);中国博士后科学基金资助项目(2015M582699)；陕西省自然科学基础研究计划-青年人才基金资助项目(2016JQ4022)；陕西省科技统筹创新工程基金资助项目(2015KTCL01-09)

黄海，男，山东荣成人，副教授，从事非常规储层开发与提高采收率的研究。

任大忠，男，山东菏泽人，博士，从事油气藏地质与开发研究。

TE112.23

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-05-020