趙向原，曾聯(lián)波，靳寶光，焦 軍，李培海，張陽禹，陳敏政

[1.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.中國石油 長城鉆探工程有限公司 解釋研究中心，北京 100101；3.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 4.中國石油 東方地球物理公司 遼河物探分公司， 遼寧 盤錦 124010； 5.中海石油 研究總院，北京 100027； 6.中海石油 深圳分公司研究院，廣東 廣州 510240]

裂縫性低滲透砂巖油藏合理注水壓力
——以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)為例

趙向原1，曾聯(lián)波1，靳寶光2，焦 軍3，李培海4，張陽禹5，陳敏政6

[1.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 2.中國石油 長城鉆探工程有限公司 解釋研究中心，北京 100101；3.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 4.中國石油 東方地球物理公司 遼河物探分公司， 遼寧 盤錦 124010； 5.中海石油 研究總院，北京 100027； 6.中海石油 深圳分公司研究院，廣東 廣州 510240]

以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)長6油層為例，利用相似露頭、巖心及測井資料，在評價天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，求取了不同組系裂縫開啟壓力及地層破裂壓力，分析影響裂縫開啟壓力的各種因素，進(jìn)而探討如何合理確定低滲透油藏注水壓力界限。安塞油田王窯區(qū)長6油層以發(fā)育高角度構(gòu)造裂縫為主，其主要方位依次為NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向，不同組系裂縫開啟壓力差異較大，主要受埋藏深度、裂縫產(chǎn)狀、孔隙流體壓力及現(xiàn)今地應(yīng)力等因素影響。合理注水壓力的確定要根據(jù)各井組天然裂縫發(fā)育情況。在不發(fā)育天然裂縫的井組，注水壓力不應(yīng)大于地層破裂壓力，避免地層發(fā)生大規(guī)模破裂而形成裂縫型水竄通道；對于發(fā)育天然裂縫的井組，若裂縫開啟壓力小于地層破裂壓力，合理注水壓力界限不應(yīng)大于裂縫開啟壓力，以防止裂縫大規(guī)模開啟和延伸；若裂縫開啟壓力大于地層破裂壓力，則要以地層破裂壓力厘定合理注水壓力，以防止地層發(fā)生新的大規(guī)模破裂。

裂縫開啟壓力；地層破裂壓力；注水壓力；天然裂縫；低滲透油藏；鄂爾多斯盆地

低滲透砂巖油藏儲層物性差，油井投產(chǎn)后單井產(chǎn)量下降較快，水驅(qū)儲量動用程度低，主要是由于地層吸水能力差，注水困難、注水量不足所導(dǎo)致[1]。提高注水壓力、增加注水量可以提高低滲透油藏的水驅(qū)能力，擴大注水波及面積，改善注水開發(fā)效果。但由于低滲透油藏中普遍發(fā)育天然裂縫[2-8]，在裂縫系統(tǒng)對注水開發(fā)的影響下[9-11]，注水壓力過大可使儲層中裂縫開啟、延伸甚至擴展，形成高滲透水流通道，導(dǎo)致裂縫帶上油井快速高含水并發(fā)生水淹，而裂縫帶兩側(cè)油井長期不見效，處于低壓低產(chǎn)狀態(tài)[12]，嚴(yán)重影響注水開發(fā)效果。因此，合理確定注水參數(shù)界限對裂縫性低滲透油藏的有效開發(fā)顯得尤為必要。目前，學(xué)者們對此類油藏注水壓力參數(shù)合理的確定系統(tǒng)研究較少，大多數(shù)觀點均認(rèn)為低滲透油藏注水壓力不應(yīng)大于裂縫的開啟壓力或地層破裂壓力[10,13-16]。筆者認(rèn)為，僅將地層破裂壓力或某一方向裂縫開啟壓力作為注水壓力界限可能會導(dǎo)致注水量不足或者過大，均會影響開發(fā)效果。為此，本文嘗試以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)長6油層為例提出新的確定注水壓力的思路，即根據(jù)井組天然裂縫發(fā)育特征求取裂縫開啟壓力并與地層破裂壓力進(jìn)行比較，進(jìn)而合理厘定注水壓力界限。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是一個大型陸內(nèi)疊合克拉通坳陷盆地[17-18]，盆地由伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶6個一級構(gòu)造單元構(gòu)成[19-20]。盆地演化至今，先后經(jīng)歷了呂梁、晉寧、加里東、海西、印支、燕山及喜馬拉雅等多期構(gòu)造運動旋回[20]。海西運動末期，即三疊紀(jì)開始，盆地進(jìn)入內(nèi)陸湖盆演化階段，在三疊紀(jì)晚期沉積了一套典型的坳陷盆地河流-三角洲-湖泊相沉積體系[21]。該套上三疊統(tǒng)延長組自上至下分為10個油層組(長1—長10)，各油層組之間為整合接觸[22]。

安塞油田王窯區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中東部(圖1)，地層起伏平緩，地層傾角0.5°左右，為一西傾單斜構(gòu)造，由于差異壓實作用，在局部形成隆起幅度為10～20 m的鼻狀構(gòu)造[23]。長6油層組為該區(qū)主力油層，受到沉積和成巖作用影響，長6儲層致密，非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲層平均孔隙度為13.7%，平均滲透率為2.29×10-3μm2，原始地層壓力為9.1 MPa，壓力系數(shù)為0.7～0.9，屬低滲低壓低產(chǎn)油田[24-26]。

2 天然裂縫發(fā)育特征

安塞油田王窯區(qū)長6油層主要發(fā)育構(gòu)造裂縫和成巖裂縫兩種成因類型裂縫。構(gòu)造裂縫又分為砂巖中的構(gòu)造裂縫(圖2a)和泥巖中的滑脫裂縫(圖2b)兩類；砂巖中的構(gòu)造裂縫具有分布規(guī)則、延伸較長、發(fā)育范圍廣、產(chǎn)狀穩(wěn)定、縫面平直光滑、與層面近垂直的特點；泥巖中的滑脫縫縫面光滑，并具有順裂縫傾向的劃痕。研究表明，這些裂縫主要形成于燕山期和喜馬拉雅期構(gòu)造作用[8]。該區(qū)成巖裂縫主要包括兩類：一類為發(fā)育在巖性微層面上的成巖裂縫，主要在泥質(zhì)巖類中發(fā)育；另一類為發(fā)育在細(xì)粉砂巖中的近水平層理縫(圖2c)，這類裂縫順砂巖的微層理面分布，規(guī)模為厘米級，具有順層理面彎曲、斷續(xù)、尖滅的特點。層理縫的形成和沉積與成巖作用有關(guān)，尤其是與壓實和壓溶作用關(guān)系密切[27]。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元分布及研究區(qū)位置

據(jù)巖心和露頭裂縫描述統(tǒng)計，王窯區(qū)長6油層構(gòu)造裂縫主要發(fā)育方位為NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向，發(fā)育程度依次減弱，以高角度裂縫為主，其中傾角大于60°的裂縫占90%以上，而傾角為10°～60°的中低角度裂縫主要為泥巖中的滑脫裂縫。該區(qū)絕大多數(shù)構(gòu)造裂縫的縱向高度小于1.8 m(圖3)，裂縫主要在單巖層內(nèi)發(fā)育，極少見到穿層現(xiàn)象。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，裂縫的高度與巖性有關(guān)，圖3分別表示了不同巖性中的裂縫高度分布情況，可見砂巖中裂縫高度分布范圍寬，而粉砂巖和泥巖裂縫高度分布則相對集中，說明細(xì)砂巖中裂縫規(guī)模相對較大，而粉砂巖中裂縫規(guī)模

圖2 王窯區(qū)長6油層巖心及延河露頭裂縫特征

圖3 王窯區(qū)長6油層不同巖性地層中裂縫高度分布

相對較小。露頭觀察可見構(gòu)造裂縫在平面上產(chǎn)狀穩(wěn)定，單條裂縫延伸范圍一般小于20 m，多條同組單縫以雁列式排列成一條延伸較遠(yuǎn)的裂縫帶，相鄰兩條裂縫之間并不相互連通，而是存在較小的間距(圖2d)。此外，該區(qū)構(gòu)造裂縫礦物充填情況較少，僅有不到10%的裂縫被方解石局部充填，其他90%以上的裂縫無礦物充填且含油性較好，反映出王窯區(qū)長6油層絕大多數(shù)構(gòu)造裂縫為有效裂縫，裂縫對注水開發(fā)將產(chǎn)生重要影響。

3 合理注水壓力界限的確定

構(gòu)造裂縫對低滲透砂巖油藏注水開發(fā)的影響最大[28]。由于注水壓力過大而使得儲層中天然裂縫(尤其是以雁列式排列的構(gòu)造裂縫)開啟、延伸擴展以致相互連通，使注入水沿裂縫通道快速突進(jìn)是導(dǎo)致油井方向性水淹的主要機理[1,13]。因此，確定合理注水壓力界限依然要考慮裂縫開啟壓力及地層破裂壓力等方面來進(jìn)行確定。文中求取裂縫開啟壓力及地層破裂壓力主要通過以下方法進(jìn)行計算，即：

Hfσ1sinθsinβ+Hfσ3sinθcosβ

(1)

pf=3σh-σH+σt-pb

(2)

式中:pi為裂縫開啟壓力，MPa；μ為巖石泊松比,無量綱；H為裂縫埋藏深度，m；θ為裂縫傾角，(°)；ρs為巖石密度，kg/m3；g為重力加速度，N/kg；η為壓力系數(shù)，無量綱；ρw為水的密度，kg/m3；fσ1和fσ3分別為現(xiàn)今應(yīng)力場的最大和最小主應(yīng)力梯度，MPa/m；β為現(xiàn)今應(yīng)力場水平最大主應(yīng)力方向與裂縫走向的夾角，(°)；pf為地層破裂壓力，MPa；σh和σH分別為水平最小主應(yīng)力和水平最大主應(yīng)力，MPa；σt為巖石抗張強度，MPa；pb為孔隙流體壓力，MPa。需要說明的是，公式(1)考慮到低壓油藏孔隙流體壓力對裂縫開啟壓力的影響，因此在Hρwg一項前引入地層壓力系數(shù)η。

裂縫性低滲透砂巖油藏中雖普遍發(fā)育天然裂縫，但具有強烈的非均質(zhì)性[29]，平面上某些部位裂縫發(fā)育程度較強，而在某些部位發(fā)育程度較弱或不發(fā)育。因此本文認(rèn)為，合理注水壓力的確定應(yīng)該根據(jù)儲層中的裂縫發(fā)育的具體情況按照以下兩個方面進(jìn)行考慮：①在不發(fā)育天然裂縫的井組，合理注水壓力界限應(yīng)以地層破裂壓力進(jìn)行厘定，注水過程中要避免因注水壓力過大造成巖層發(fā)生大規(guī)模破裂，形成裂縫型竄流通道。這種情況在已有的文獻(xiàn)中有所闡述[16,30]，在此不再贅述。②當(dāng)某些井組發(fā)育多組系、多產(chǎn)狀天然裂縫時，由于裂縫開啟壓力大小與裂縫產(chǎn)狀、埋藏深度、孔隙流體壓力、現(xiàn)今地應(yīng)力等因素密切相關(guān)[13]，而對于每口井上述參數(shù)各有不同，不同情況下裂縫開啟壓力值各不相同。因此，對每口注水井均應(yīng)合理的測量各類參數(shù)，根據(jù)裂縫實際發(fā)育情況求取裂縫開啟壓力和地層破裂壓力，對兩者進(jìn)行比較后再確定各注水井的合理注水壓力界限。下面著重對第②方面進(jìn)行分析。

王窯區(qū)長6油層主要發(fā)育NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向構(gòu)造裂縫。為探討某一深度裂縫開啟壓力和地層破裂壓力大小關(guān)系，以A1井為例，假設(shè)目的層段內(nèi)H0處同時發(fā)育以上不同方位和不同傾角的天然裂縫，計算不同產(chǎn)狀(各走向下傾角分別為45°，67.5°，90°)裂縫的開啟壓力(表1)并分析其影響因素。其中，H0為A1井某一固定深度值，m。由于在一口井的同一深度上同時見到以上四組不同產(chǎn)狀的裂縫幾率很小，只有在不同的井才可能見到不同產(chǎn)狀裂縫的存在，而各井分別測量各參數(shù)并計算裂縫開啟壓力實現(xiàn)起來存在難度。因此，為方便說明問題，選擇一口井利用上述假設(shè)進(jìn)行研究是合理的。

計算過程中取值μ=0.19,ρs=2 550 kg/m3,σt=6.42 MPa，通過對巖樣做巖石物理力學(xué)測試取得；ρw=1 023 kg/m3，主要通過分析化驗資料得到；王窯區(qū)現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方位為NE67°[1,31]，平均最大主應(yīng)力梯度fσ1=18.73 MPa/km，平均最小主應(yīng)力梯度fσ3=15.97 MPa/km，數(shù)據(jù)來自壓裂測試資料。

計算表明，裂縫開啟壓力與裂縫埋深、產(chǎn)狀、孔隙流體壓力及現(xiàn)今地應(yīng)力等因素有關(guān)。王窯區(qū)長6油層地下的應(yīng)力狀態(tài)表現(xiàn)出垂向應(yīng)力為中間主應(yīng)力，水平方向上的兩個主應(yīng)力分別為最大主應(yīng)力和最小主應(yīng)力。在該地應(yīng)力條件下，對高角度構(gòu)造裂縫來說：①若裂縫產(chǎn)狀不變，裂縫埋藏深度越大，開啟壓力越大；②若埋深及裂縫走向不變，隨著裂縫傾角由小變大，裂

縫開啟壓力變?。虎燮渌麠l件不變，孔隙流體壓力增大，裂縫開啟壓力變?。虎苋袅芽p埋深及傾角不變，裂縫走向與現(xiàn)今地應(yīng)力水平最大主應(yīng)力方向夾角越小，裂縫開啟壓力越小。

此外，該井H0深度處不同產(chǎn)狀裂縫存在其開啟壓力大于地層破裂壓力的情況。如除NEE-SWW向裂縫外，其他走向裂縫當(dāng)傾角為45°和67.5°時，其開啟壓力均大于地層破裂壓力(這是由于當(dāng)θ變小而β變大時，裂縫受到上覆巖層壓力和水平方向主應(yīng)力作用較大，導(dǎo)致裂縫開啟壓力變大)，此時就不能再以裂縫開啟壓力厘定合理注水壓力，而應(yīng)以地層破裂壓力作為參考。具體在什么情況下才會出現(xiàn)裂縫開啟壓力大于地層破裂壓力的情形呢？為此，以A1井為例，繪制了H0深度處不同產(chǎn)狀裂縫開啟壓力與地層破裂壓力關(guān)系(圖4)。繪制過程中以裂縫傾角為橫坐標(biāo)，以裂縫開啟壓力為縱坐標(biāo)，根據(jù)裂縫開啟壓力計算公式(1)，在H0深度處，當(dāng)μ，ρs，ρw，fσ1，fσ3為常數(shù)時，pi就成了θ和β的函數(shù)，簡化為：

pi=f(θ，β)

(3)

由于研究區(qū)構(gòu)造裂縫傾角均在30°以上，所以取30°≤θ≤90°,0°≤β≤90°。圖4中的每條虛線代表β為某一固定值β0時pi隨著θ的變化曲線；當(dāng)β取值在0°～90°時，許多條曲線構(gòu)成了圖中的藍(lán)色區(qū)域，該區(qū)域表示A1井在深度H0處不同走向、不同傾角裂縫開啟壓力值的分布；圖中紅色線表示A1井H0深度處地層破裂壓力值即pf=pi=31.70 MPa。

從圖4可以看出，對于任意θ0(30°≤θ0≤90°)，pi=f(θ0，β)在β∈[0°，50°]內(nèi)為單調(diào)遞增函數(shù)，而在β∈(50°，90°]內(nèi)為單調(diào)遞減函數(shù)，但f(θ0，0°)

表1 王窯區(qū)長6油層不同產(chǎn)狀構(gòu)造裂縫開啟壓力及破裂壓力計算

圖4 王窯區(qū)A1井H0深度處不同產(chǎn)狀裂縫開啟壓力與地層破裂壓力

走向的夾角在[0°，90°]內(nèi)的任一固定值，(°)；βj為現(xiàn)今應(yīng)力場水平最大主應(yīng)力方向與裂縫走向的夾角在[0°，90°]內(nèi)的變化值，(°)。

基于以上分析并通過圖4可知，對于A1井H0深度不同產(chǎn)狀的裂縫存在以下情況：

① 當(dāng)0°≤β≤5°時，f(θ，β)

② 當(dāng)80°≤θ≤90°時，f(θ，β)

③ 5°<β≤90°且30°≤θ≤80°時，裂縫開啟壓力與地層破裂壓力的大小關(guān)系需要根據(jù)裂縫的具體發(fā)育情況計算后進(jìn)行比較。若裂縫開啟壓力小于地層破裂壓力，合理注水壓力的確定就以裂縫開啟壓力作為參考；若裂縫開啟壓力大于地層破裂壓力，則以地層破裂壓力作為參考。

此外，裂縫開啟壓力與地層破裂壓力之間的大小關(guān)系除了與裂縫產(chǎn)狀有關(guān)外，還與現(xiàn)今最大主應(yīng)力和最小主應(yīng)力之間的應(yīng)力差有關(guān)。當(dāng)差應(yīng)力大于某一值時，部分裂縫開啟壓力將會大于地層破裂壓力；而小于該值時，不論裂縫產(chǎn)狀如何變化，裂縫的開啟壓力均不會大于地層破裂壓力。

王窯區(qū)長6油層絕大多數(shù)天然裂縫為高角度構(gòu)造裂縫，且走向為NEE-SWW向和近E-W向的裂縫占80%以上，裂縫走向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向夾角較小，根據(jù)上述分析可判斷裂縫的開啟壓力一般要小于地層破裂壓力。因此，注水開發(fā)過程中要控制注水壓力，使其不要超過裂縫開啟壓力(折算到地下)，以避免裂縫的大規(guī)模開啟。

上述分析過程和所要說明的問題同樣適用于其他同類油藏的注水井，即低滲透油藏合理注水壓力的確定不應(yīng)以油藏為整體一概而論，每口注水井應(yīng)分別進(jìn)行確定，且不應(yīng)單純以裂縫開啟壓力或地層破裂壓力為依據(jù)，要根據(jù)井組的實際裂縫發(fā)育情況確定裂縫開啟壓力和地層破裂壓力之后再進(jìn)行確定。

4 應(yīng)用實例

王窯區(qū)A2井組長6油層天然裂縫的傾角分布范圍為66.8°～87.1°，裂縫走向分布范圍為NE39.5°～SE96.2°，深度范圍為1 033.0～1 118.7 m，計算該井組裂縫開啟壓力的分布范圍為17.05～25.27 MPa，地層破裂壓力的分布范圍為27.24～28.96 MPa，裂縫開啟壓力小于地層破裂壓力。此外，根據(jù)注水指數(shù)曲線也可以判定裂縫開啟壓力或地層破裂壓力，一般情況下，注水量隨著注水壓力的增大呈線性增加，當(dāng)注水壓力達(dá)到一定值后，注水量急劇增加，注水曲線上出現(xiàn)拐點特征，拐點所對應(yīng)的壓力即為裂縫開啟壓力或地層破裂壓力。若注水井井底附近發(fā)育天然裂縫，此時拐點所對應(yīng)的壓力應(yīng)為裂縫開啟壓力[32]。A2井組發(fā)育多組天然裂縫，注水指示曲線

圖5 王窯區(qū)A2井注水指示曲線

圖6 王窯區(qū)A2井組裂縫型水竄通道分布示意圖

拐點壓力指示裂縫開啟壓力，讀出拐點壓力為8.5 MPa(圖5)。根據(jù)拐點估算裂縫開啟壓力為19.29 MPa，該值小于地層破裂壓力，與上述計算所得到的結(jié)果相符。由于該井組在注水開發(fā)過程中注水壓力超過了拐點壓力，使儲層中走向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力近一致的高角度構(gòu)造裂縫發(fā)生了大規(guī)模開啟并延伸，形成裂縫型水竄通道(圖6)，開發(fā)動態(tài)顯示竄流通道上的油井發(fā)生了水淹。

5 結(jié)論

1) 對于裂縫性低滲透砂巖油藏來說，合理注水壓力的確定要根據(jù)不同井組裂縫發(fā)育情況來進(jìn)行確定。在不發(fā)育天然裂縫的井組，合理注水壓力界限應(yīng)以地層破裂壓力進(jìn)行厘定，要避免因注水壓力過大造成巖層發(fā)生大規(guī)模破裂而形成裂縫型水竄通道；對于發(fā)育天然裂縫的井組，要根據(jù)裂縫發(fā)育特征求取裂縫開啟壓力并與地層破裂壓力進(jìn)行比較后再厘定合理注水壓力界限。

2) 安塞油田王窯區(qū)長6油層大多數(shù)裂縫為高角度構(gòu)造裂縫，且走向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向夾角較小的NEE-SWW向和近E-W向的裂縫占80%以上，通過計算可知裂縫開啟壓力要小于地層破裂壓力。因此，在注水開發(fā)過程中要控制注水壓力，使其不要超過裂縫開啟壓力(折算到地下)，避免裂縫大規(guī)模開啟形成裂縫型水竄通道，影響注水開發(fā)效果。

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(編輯 張玉銀)

Discussion on optimal injection pressure of fractured low-permeability sandstone reservoirs—A case study from Wangyao block in Ansai oilfield,Ordos Basin

Zhao Xiangyuan1，Zeng Lianbo1，Jin Baoguang2，Jiao Jun3，Li Peihai4，Zhang Yangyu5，Chen Minzheng6

[1.CollegeofGeoscience,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;2.GeoscienceCenter,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710018,China;4.BGPINC.CNPC,Panjin,Liaoning124010,China;5.ResearchCenter,CNOOC,Beijing100027,China;6.ResearchInstituteofShenzhenBranchCompany,CNOOC,Guangzhou，Guangdong510240,China]

Analog outcrop,core and well logging data are integrated in this paper to calculate opening pressure of fractures and formation fracture pressure in different reservoir intervals and analyzed various factors affecting opening pressure of fractures based on evaluation of natural fracture characteristics.A sensitivity analysis was performed to determine proper injection pressure for low-permeability reservoirs.High dip-angle fractures are predominant in Chang-6 reservoir in Wangyao block in Ansai oilfield,and their main orientations are NEE-SWW,E-W,S-N and NW-SE,respectively.The opening pressures vary significantly in different reservoir intervals due to the control of buried depth,fracture orientation，pore fluid pressure and current geo-stress.The reasonable injection pressure should be determined by the maturity of local natural fractures accordingly.In areas with few natural fractures,water injection pressure should not be larger than formation fracture pressure,so as to avoid large-scale fracturing that leads to water breakthough.In areas with dense fractures,if the fracture opening pressure is less than the formation fracture pressure,the rational injection pressure should be set less than the formation fracture pressure to avoid large-scale opening and connection of natural fractures; otherwise the injection pressure should be properly set according to the formation fracture pressure to avoid new large-scale fracturing.

fracture opening pressure,formation fracture pressure,water injection pressure,natural fracture,low-permeability reservoir,Ordos Basin

2014-12-16;

2015-06-08。

趙向原(1983—)，男，博士，低滲透油氣田開發(fā)地質(zhì)。E-mail:auxus@sina.com。

簡介：曾聯(lián)波(1967—)，男，博士、教授，儲層裂縫形成、分布及預(yù)測。E-mail:lbzeng@sina.com。

國家科技重大專項(2011ZX05013-004)；國家自然科學(xué)基金項目(40872098)。

0253-9985(2015)05-0855-07

10.11743/ogg20150519

TE348

A