低滲透砂巖油藏天然裂縫開啟壓力及影響因素

朱圣舉,趙向原,張皎生,王靖華,張陽禹,劉　萍,焦　軍,曾聯(lián)波

(1.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安　710021；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京　100083；3.中海石油研究總院，北京　100027；4.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京　102249)

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低滲透砂巖油藏天然裂縫開啟壓力及影響因素

朱圣舉1,趙向原2,張皎生1,王靖華1,張陽禹3,劉萍1,焦軍1,曾聯(lián)波4

(1.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710021；2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3.中海石油研究總院，北京100027；4.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京102249)

以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)長6低滲透油層為例,利用巖心和測井資料,在分析儲層天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上,求取不同產(chǎn)狀天然裂縫的開啟壓力并分析其影響因素,為低滲透油藏的注水開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。研究后發(fā)現(xiàn)，王窯區(qū)長6低滲透儲層主要發(fā)育構(gòu)造裂縫和成巖裂縫兩種類型,其中以高角度構(gòu)造裂縫為主。構(gòu)造裂縫主要為剪切裂縫且大多數(shù)在單巖層內(nèi)發(fā)育,與層面近垂直,在平面上呈雁列式排列。計算得到王窯區(qū)天然裂縫的開啟壓力主要分布在19.26～27.61 MPa,平均為22.60 MPa。研究后認為，裂縫的開啟壓力與裂縫產(chǎn)狀、埋藏深度、孔隙流體壓力、現(xiàn)今地應(yīng)力方向及其大小等因素有關(guān)。該區(qū)主要發(fā)育NE—NEE向、EW向、SN向和NW向4組高角度天然裂縫,受現(xiàn)今地應(yīng)力的影響,其中與現(xiàn)今地應(yīng)力方向近平行的NEE向裂縫的開啟壓力最小,且隨著裂縫傾角變大,裂縫的開啟壓力逐漸變小?？刂谱⑺畨毫Φ陀诹芽p的開啟壓力,防止NEE向高角度構(gòu)造裂縫的開啟和擴展延伸,可有效地提高低滲透油藏的注水開發(fā)效果。

天然裂縫;開啟壓力;影響因素;低滲透油藏;鄂爾多斯盆地

低滲透儲層由于脆性程度大,在構(gòu)造作用下天然裂縫普遍發(fā)育,進而影響低滲透油藏的注水開發(fā)[1-2]。裂縫是低滲透油藏油氣的有效儲集空間和流體的主要滲流通道,在注水開發(fā)中具有明顯的“雙重”作用[3-4]：一是低滲透儲層基質(zhì)滲透率低，滲流能力差,有些油藏原始地層壓力低[5],僅靠儲層基質(zhì)滲流能力和儲層天然能量不能形成工業(yè)油流,而裂縫的存在改善了低滲透儲層的滲流能力和流體的流動狀況,增大了滲流截面，成為這類油藏有效開發(fā)的關(guān)鍵;二是天然裂縫的存在加劇了低滲透儲層的非均質(zhì)性,尤其是當注水壓力超過裂縫開啟壓力時,容易造成天然裂縫的張開、延伸和擴展,導(dǎo)致注入水沿裂縫快速流動,使油井過早見水或發(fā)生水淹,對開發(fā)造成不利影響。因此,在低滲透油藏注水開發(fā)過程中,研究儲層天然裂縫開啟壓力的影響因素,確定低滲透油藏的合理注水壓力界限,避免注水壓力過大造成天然裂縫大規(guī)模開啟,可有效防止油井裂縫型見水,提高注水開發(fā)效果[6-7]。該文以鄂爾多斯盆地安塞油田王窯區(qū)長6低滲透儲層為例,在研究低滲透儲層天然裂縫發(fā)育特征的基礎(chǔ)上,對天然裂縫的開啟壓力及其影響因素進行了系統(tǒng)分析，以期對低滲透油藏的注水開發(fā)提供指導(dǎo)。

1　地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個沉積穩(wěn)定、拗陷遷移、扭動明顯的多旋回克拉通疊合盆地[8],盆地可劃分為6個一級構(gòu)造單元,即由北部的伊盟隆起、南部的渭北隆起、中部的伊陜斜坡以及分別分布在西部與東部的天環(huán)拗陷和晉西撓褶帶等若干一級構(gòu)造單元包圍組成[9]。盆地內(nèi)地形相對平緩,表現(xiàn)為西傾單斜構(gòu)造,傾角不足1°,坡降7 m/km左右,構(gòu)造相對簡單,主要發(fā)育一系列鼻狀構(gòu)造帶。早古生代時期充填海相沉積,晚古生代主要為海陸過渡相沉積,至晚古生代末期海水退去；進入中生代，盆地開始了內(nèi)陸湖盆發(fā)育階段,其中晚三疊世為內(nèi)陸湖盆演化的鼎盛時期,沉積了完整和典型的陸相碎屑巖沉積體系[10]。該套三疊紀地層自上至下分為長1～長10十個油層組,地層序列發(fā)育完整,演化特征明顯[11]。王窯區(qū)位于伊陜斜坡中東部,長6油層組為該區(qū)的主力油層,由于受到沉積、成巖作用的影響,長6儲層致密,非均質(zhì)性嚴重,儲層平均孔隙度13.7%,平均滲透率2.29×10-3μm2,原始地層壓力為9.1 MPa,壓力系數(shù)0.7～0.8,屬低滲低壓低產(chǎn)油田。延長組地層沉積以后，盆地在后續(xù)的沉積演化過程中經(jīng)歷了燕山期和喜馬拉雅期構(gòu)造運動，長6儲層發(fā)育多組天然裂縫(見圖1)。

圖1　鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元分布及研究區(qū)位置圖Fig.1　Distribution graph of tectonic unit of Ordos Basin and the location of study area

安塞油田王窯區(qū)自1983年在長6油層壓裂獲得工業(yè)油流后,又經(jīng)歷了開辟試驗井組、先導(dǎo)性開發(fā)試驗、工業(yè)化開發(fā)試驗、全面注水開發(fā)及開發(fā)調(diào)整綜合治理幾個階段,目前已進入注水開發(fā)中后期。開發(fā)實踐表明,裂縫對油田的開發(fā)產(chǎn)生了重要影響,主要表現(xiàn)在:①油層經(jīng)注水開發(fā)以后,當注水壓力過大,會使儲層中的天然裂縫開啟并擴展,形成了裂縫型水竄通道,使注水井注水指示曲線表現(xiàn)出拐點特征;②長期注水開發(fā)過程中,注水井吸水剖面逐漸表現(xiàn)為尖峰狀吸水特征,吸水層厚逐漸減小但吸水量增大;③一些井組表現(xiàn)出明顯的方向性水淹特征,且隨著注水開發(fā)的推進,水淹規(guī)模逐漸擴大。

2　天然裂縫特征

根據(jù)巖心和露頭觀察,王窯區(qū)長6油層天然裂縫類型主要為構(gòu)造裂縫(見圖2A),此類裂縫具有分布規(guī)則、延伸較長、間距寬、發(fā)育范圍廣、產(chǎn)狀穩(wěn)定、縫面平直光滑、與層面垂直的特點。同時,該油層還發(fā)育有近水平的成巖裂縫和中低角度的滑脫裂縫。其中，成巖裂縫有2種類型：一類為發(fā)育在巖性界面上的成巖裂縫,尤其在泥質(zhì)巖類中更發(fā)育;另一類為發(fā)育在細砂巖中的近水平層理縫,這類裂縫順砂巖的微層理面分布,尤其是在水下分流河道的細粒長石砂巖層段中發(fā)育。層理縫的形成與沉積作用和成巖作用有關(guān),尤其是與壓實和壓溶作用關(guān)系密切[12]。巖心上,層理縫的含油性較好,但由于其規(guī)模小,橫向連通性較差,且在上覆地層的靜巖圍壓作用下呈閉合狀態(tài),其滲流作用較小,因而層理縫對注水開發(fā)的影響不大,主要影響單井產(chǎn)能。對注水開發(fā)影響大的天然裂縫主要為高角度構(gòu)造剪切裂縫[13],露頭觀察可見這些裂縫在平面上產(chǎn)狀穩(wěn)定,單條裂縫延伸范圍一般小于20 m,多條單縫成雁列式排列成一條延伸較遠的裂縫帶,相鄰兩條裂縫之間并不相互連通,而是存在較小的間距(見圖2B)。

A 巖心觀察近直立的高角度構(gòu)造裂縫，W109-31　　　B 延河露頭董家河?xùn)|1km處巖層平面裂縫雁列式排列圖2　構(gòu)造裂縫分布特征Fig.2　Characteristic of the tectonic fractures

圖3　王窯區(qū)不同巖性地層中裂縫高度分布圖Fig.3　Frequency distribution of fracture height indifferent lithology formations, Wangyao block

王窯區(qū)長6油層裂縫絕大多數(shù)為高角度構(gòu)造裂縫,傾角大于60°的裂縫占總數(shù)的80%以上,其主要走向為NE—NEE向、近EW向、近SN向和NW向等多個方位,而其他中低角度裂縫主要為泥巖中的滑脫裂縫。統(tǒng)計結(jié)果表明,以上幾組裂縫在不同地區(qū)的發(fā)育程度相差較大,如巖心定向及成像測井解釋某些井時發(fā)現(xiàn)主要發(fā)育NEE向裂縫,而延河剖面統(tǒng)計結(jié)果表明近EW向及近SN向裂縫發(fā)育程度相對較大。造成上述差異的原因主要是由于不同地區(qū)沉積、成巖的非均質(zhì)性使得巖層特征(如巖層物理性質(zhì)、各向異性等)存在差別,致使裂縫發(fā)育程度存在差別；加之巖心識別裂縫方位數(shù)量較少,所代表的范圍有限,難以反映不同方向裂縫的發(fā)育程度,與露頭觀察結(jié)果不能很好地匹配。但是，綜合研究該區(qū)地質(zhì)資料和油藏動態(tài)資料發(fā)現(xiàn),在長期注水開發(fā)過程中,受現(xiàn)今地應(yīng)力場的作用[14],儲層中NEE向裂縫更易被開啟和擴展,對注水開發(fā)影響最大。

利用巖心和測井資料,可以分析裂縫的高度分布[12]。王窯區(qū)絕大多數(shù)巖心裂縫的高度小于1.8 m,其中峰值高度位于0.2～0.40 m(見圖3),反映出裂縫在層內(nèi)發(fā)育的特點；露頭觀察也表明,裂縫高度一般小于巖層厚度,極少有穿層現(xiàn)象。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),裂縫縱向延伸高度與巖性有關(guān),圖3分別表示了不同巖性中的裂縫高度分布情況。由圖3可見，細砂巖、粉砂巖和泥巖裂縫高度均集中在40 cm以內(nèi),但細砂巖中裂縫高度分布范圍寬,而粉砂巖和泥巖的裂縫高度分布則相對集中，這說明細砂巖中裂縫規(guī)模相對較大,粉砂巖中裂縫規(guī)模相對較小。

王窯區(qū)長6油層絕大多數(shù)天然裂縫為有效裂縫,其中近90%的構(gòu)造裂縫為無充填裂縫,這些裂縫含油性較好,而其他裂縫被方解石部分或局部充填。這反映了天然裂縫在低滲透油藏中起到了儲集空間和滲流通道的作用,這也決定了在對儲層進行壓裂改造和注水開發(fā)方案設(shè)計時,要充分考慮天然裂縫的存在對工程所造成成的各種影響。

3　裂縫開啟壓力

根據(jù)儲層天然裂縫地下保存狀態(tài)的影響因素,天然裂縫的開啟壓力可用下列方法進行計算:

10-6+Hfσ1sinθsinβ+Hfσ3sinθcosβ。

(1)

式中：μ為巖石泊松比;H為裂縫埋藏深度，m;θ為裂縫傾角，(°);α為地層壓力系數(shù);ρs為巖石容重，kg/m3;ρw為水的比重，kg/m3;g為重力加速度，N/kg;fσ1，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)力場的最大主應(yīng)力方向與裂縫走向的夾角，(°)。

表1王窯區(qū)長6油層不同產(chǎn)狀裂縫開啟壓力計算

Tab.1Open pressure calculation of different occurrence tectonic fractures in Chang 6 reservoir, Wangyao block

井名H/m裂縫走向/°θ/°μρs ρwfσ1 fσ3/kg·m-3/MPa·m-1β/°Pi/MPaA41107.772.1690.19246010230.018730.015975.124.71A51007.185.3720.17255010230.018730.0159718.324.76A51012.7114.3740.19237010230.018730.0159747.327.61A51028.370.7800.21244010230.018730.015973.719.82A51030.868.8770.19238010230.018730.015971.819.26A51041.996.2830.18257010230.018730.0159729.224.42A61010.977.0800.19246010230.018730.0159710.020.65A61011.639.5820.19242010230.018730.0159727.523.65A6101246.7830.19250010230.018730.0159720.322.25A61020.246.9840.19243010230.018730.0159720.121.77A61020.750.0870.19243010230.018730.0159717.019.93A61034.120.1880.19253010230.018730.0159746.924.02A81034.171.0790.23242010230.018730.015974.021.07

在計算過程中,μ可通過常規(guī)測井縱、橫波和密度資料進行求取[15]，并通過巖石力學(xué)實驗得到的結(jié)果進行校正而得到[16];ρs可通過常規(guī)測井密度資料求取;ρw主要通過分析化驗得到;王窯地區(qū)現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方位為NE67°,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)來自巖樣聲發(fā)射試驗結(jié)果。按照上述方法進行計算(見表1),王窯區(qū)天然裂縫的開啟壓力主要分布在19.26～27.61 MPa,平均為22.60 MPa。

注水井注水指示曲線出現(xiàn)拐點代表著儲層中出現(xiàn)新的吸水空間,一般指示有新的裂縫產(chǎn)生或已有裂縫發(fā)生延伸擴展。王窯區(qū)注水指示曲線拐點壓力分布范圍為6.5～8.5 MPa(該值為井口監(jiān)測值),換算到井底壓力大致為19.5～25.0 MPa,對比裂縫開啟壓力計算結(jié)果,說明了上述計算方法和結(jié)果較為可靠。

4　裂縫開啟壓力的影響因素

根據(jù)王窯區(qū)長6油層天然裂縫的發(fā)育特征,計算了不同走向、不同傾角、不同深度下裂縫的開啟壓力,總結(jié)出影響裂縫開啟壓力的主要地質(zhì)因素包括裂縫的埋藏深度、裂縫產(chǎn)狀、孔隙流體壓力、現(xiàn)今地應(yīng)力方向及其大小等幾個方面。

4.1裂縫埋藏深度

裂縫開啟壓力與裂縫埋藏深度密切相關(guān),由于受現(xiàn)今地應(yīng)力場的作用,同一深度上不同走向的裂縫開啟壓力不同,因此在研究裂縫埋深對開啟壓力的影響方面,需要限定在同一產(chǎn)狀的裂縫中進行研究。通過繪制近EW向不同傾角和不同深度下裂縫的開啟壓力分布圖可知(見圖4),對于走向和傾角均相同的裂縫而言,埋藏位置越深,其開啟壓力越大,裂縫越不易被開啟,兩者呈正相關(guān)關(guān)系。這是由于隨著裂縫埋藏深度的增加,裂縫面所受到的上覆圍壓增大；要使裂縫重新張開的壓力越大,表現(xiàn)為地下裂縫的開啟壓力越大。

4.2裂縫產(chǎn)狀

地下裂縫開啟壓力同樣受裂縫產(chǎn)狀(走向和傾角)的影響:① 在同一深度范圍內(nèi),走向相同的裂縫中傾角越大的,其開啟壓力越小,裂縫易被開啟(見圖4)。② 深度、圍壓相同的條件下,傾角相同的裂縫中走向與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力夾角越小的,其開啟壓力越小,裂縫越易被開啟。因為隨著裂縫產(chǎn)狀的變化,裂縫面受到的靜巖圍壓不同,造成使裂縫重新開啟的壓力也不相同,與最大主壓應(yīng)力方向近平行的裂縫呈拉張狀態(tài),地下張開度大,因而裂縫的開啟壓力最小;與最大主壓應(yīng)力方向近垂直的裂縫呈擠壓狀態(tài),地下張開度小,因而裂縫的開啟壓力最大;而與最大主壓應(yīng)力方向斜交的裂縫呈壓扭狀態(tài),地下張開度處于上述兩者之間,其裂縫開啟壓力也處于上述兩者之間。因此,當油藏中存在多組裂縫時,裂縫走向與現(xiàn)今地應(yīng)力方位之間的關(guān)系決定了裂縫的開啟序列。

圖4　不同傾角和埋深下的近EW向裂縫開啟壓力Fig.4　Opening pressure of the EW fractures in different angle and burial depth

4.3孔隙流體壓力

孔隙流體壓力即地下地層巖石孔隙中流體的壓力。對于含流體的多孔隙體系,當承受外加載荷時,顆粒和流體共同承擔,由顆粒之間的接觸所承擔的那部分負載為有效應(yīng)力,由孔隙中流體所支撐的那部分負載稱為孔隙流體壓力。在正常情況下,當孔隙與外界連通,孔隙中的流體可以自由排出時,孔隙流體壓力等于靜水壓力,反之則可構(gòu)成異?？紫读黧w壓力。對同一深度范圍內(nèi)相同產(chǎn)狀的裂縫而言,處在異常高壓流體環(huán)境中的裂縫與處在靜水壓力環(huán)境中的裂縫相比,前者的開啟壓力小,裂縫更易被開啟。這是由于異常高壓環(huán)境下，流體承受了更大的負載,降低了裂縫受到的圍壓作用效應(yīng),即降低了裂縫開啟壓力。相反,對于低壓油藏來說,孔隙流體壓力小于靜水壓力,骨架承受了更多的力,使得裂縫開啟壓力變大。

4.4現(xiàn)今地應(yīng)力

現(xiàn)今地應(yīng)力對裂縫開啟壓力的影響主要體現(xiàn)在大小和方向兩個方面。根據(jù)公式(1)可知,當裂縫深度和產(chǎn)狀相同時,裂縫的開啟壓力大小與現(xiàn)今地應(yīng)力最大和最小主應(yīng)力梯度有關(guān)。而現(xiàn)今應(yīng)力場的方向?qū)α芽p開啟壓力的影響主要體現(xiàn)在:其他條件不變時,當最大主應(yīng)力方向與裂縫走向之間的夾角越小,裂縫開啟壓力越小;該夾角越大,裂縫開啟壓力越大。王窯區(qū)現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方位為NE67°,根據(jù)該區(qū)天然裂縫的發(fā)育特征可知,裂縫開啟壓力從小到大依次為:NEE向裂縫，近EW向裂縫，近SN向裂縫，NW向裂縫。

5　開發(fā)意義

在低滲透油藏注水開發(fā)過程中,若注水壓力過大，超過了裂縫的開啟壓力或地層破裂壓力,會導(dǎo)致儲層中天然裂縫開啟、延伸甚至擴展,或使地層產(chǎn)生新的裂縫,注入水沿著裂縫通道快速流動,使裂縫帶上的油井迅速高含水甚至水淹,最終形成規(guī)模較大的裂縫型水流通道,嚴重影響注水開發(fā)的效果。因此,合理控制注水壓力是此類油藏有效開發(fā)的關(guān)鍵。一直以來，學(xué)界大部分觀點都將地層破裂壓力作為確定合理注水壓力界限的依據(jù),即控制注水壓力不使地層產(chǎn)生新的破裂為界限,但由于儲層中已存在的天然裂縫(尤其是高角度構(gòu)造裂縫)的開啟壓力一般小于地層破裂壓力,注水壓力增大到還沒有使地層破裂之前就可能已經(jīng)使裂縫開啟。因此,在這種情況下,合理注水壓力界限的確定就不應(yīng)該再以地層破裂壓力為依據(jù),而應(yīng)以裂縫開啟壓力為依據(jù),以避免裂縫大規(guī)模開啟導(dǎo)致水淹水竄。

王窯區(qū)長6油層主要發(fā)育NE—NEE向、近EW向、近SN向和NW向等多個方位的高角度構(gòu)造裂縫,根據(jù)計算結(jié)果及注水井注水動態(tài)資料可知,該區(qū)天然裂縫開啟壓力分布范圍為19.26～27.61 MPa,平均22.60 MPa,其中NEE向裂縫與現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方向近一致,開啟壓力最小,注水過程中最易開啟。注水過程中應(yīng)控制注水壓力和注水量,使注水壓力(折算到井底)不大于NEE向裂縫的開啟壓力,可有效避免地層中NEE向雁列式構(gòu)造裂縫大規(guī)模開啟或連通,提高注水開發(fā)的效果。

6　結(jié)　論

1)安塞油田王窯區(qū)長6油層主要發(fā)育高角度構(gòu)造裂縫、近水平的成巖裂縫和中低角度的滑脫裂縫等類型。裂縫主要在巖層內(nèi)發(fā)育,且絕大多數(shù)為有效裂縫。該區(qū)與現(xiàn)今水平最大主應(yīng)力方位近一致的NEE向構(gòu)造裂縫在注水開發(fā)過程中更易被開啟和擴展,對開發(fā)影響最大。

2)計算得到王窯區(qū)裂縫開啟壓力范圍為19.26～27.61 MPa,平均22.60 MPa,與注水動態(tài)資料所反映的結(jié)果基本一致,說明該計算方法和結(jié)果較為可靠。影響裂縫開啟壓力的主要地質(zhì)因素包括裂縫埋藏深度、裂縫產(chǎn)狀、孔隙流體壓力、現(xiàn)今地應(yīng)力等幾個方面。

3)對于普遍發(fā)育高角度構(gòu)造裂縫的低滲透油藏來說,在注水開發(fā)過程中,合理注水壓力的確定應(yīng)以裂縫開啟壓力為依據(jù),避免裂縫大規(guī)模開啟而導(dǎo)致油井水淹,進而提高注水開發(fā)效果。

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(編輯雷雁林)

Fracture opening pressure and its influence factors in low-permeability sandstone reservoirs

ZHU Sheng-ju1, ZHAO Xiang-yuan2, ZHANG Jiao-sheng1, WANG Jing-hua1, ZHANG Yang-yu3, LIU Ping1, JIAO Jun1, ZENG Lian-bo4

(1.Research Institute of Exploration and Development, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi′an 710021, China; 2.Petroleum Exploration & Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 3.CNOOC Research Center, Beijing 100027, China; 4.College of Geoscience, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Taking Chang 6 reservoir of Wangyao block in Ansai Oilfield of Ordos Basin as an example, this paper calculated natural fractures opening pressure with different occurrence, analyzed the geological factors of it, and provided some geological basis for water flooding development based on cores and logging information. This study showed that there are two main types fractures in Wangyao block, i.e. tectonic fractures and diagenetic fractures. The high angle tectonic fracture is the major type. Tectonic fractures are mainly shear fractures developing in a single rock stratum. They are perpendicular to the layers and arranged in echelon in the plane. The opening pressure range of natural fractures is from 19.26 to 27.61 MPa, and the average is 22.60 MPa in Wangyao block. The buried depth of fractures, the fracture occurrence, pore-fluid pressure and the present ground stress are the main geological factors affecting fracture opening pressure. There are mainly four sets of natural fractures with high angle: the NE～NEE, the EW, the SN, the NW. The NEE fractures which parallel to the direction of present field stress have the smallest opening pressure by the influence of it. The bigger fracture dip is, the smaller the opening pressure is. The water injection pressure must be smaller than the opening pressure of fractures, in order to avoid the opening and extending of the NEE fractures to improve the effect of waterflooding development.

natural fractures; opening pressure; influence factors; low-permeability reservoir; Ordos Basin

2015-04-28

國家科技重大專項基金資助項目(2011ZX05013-004)

朱圣舉，男，湖北荊門人，高級工程師，從事低滲透油藏開發(fā)及提高采收率技術(shù)研究。

TE122.2

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-04-020