超低滲油藏提高開發(fā)水平技術(shù)研究及實踐

胥中義，胡方芳，張 維，王文剛，吉子翔，王玉珍，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲油藏提高開發(fā)水平技術(shù)研究及實踐

胥中義，胡方芳，張 維，王文剛，吉子翔，王玉珍，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲透油藏是指滲透率低于1.0 mD，油藏埋深2 000 m左右的難開發(fā)油藏，采油九廠動用的超低滲地質(zhì)儲量占比達到80.4%，但產(chǎn)量占比僅64.2%，在開發(fā)過程中面臨著油藏三大矛盾突出，單井產(chǎn)量低，采油速度低，難以實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)等諸多問題，因此研究提高開發(fā)水平技術(shù)是實現(xiàn)油藏持續(xù)效益穩(wěn)產(chǎn)最迫切、最實際的問題。近年來，課題組通過開展精細油藏描述、精細注采調(diào)控、精細措施挖潛、提高采收率技術(shù)攻關(guān)等研究與實踐，取得了較好的效果，有效的提高了油藏開發(fā)水平。

超低滲透油藏；提高開發(fā)水平技術(shù)

超低滲透油藏指滲透率小于1.0 mD，油藏埋深2 000 m左右，單井產(chǎn)量較低，過去難以經(jīng)濟有效開發(fā)的油藏。本廠管理油田中滲透率低于1.0 mD油藏17個，地質(zhì)儲量占比80.4%，產(chǎn)量占比64.2%，油井開井1 892口，單井產(chǎn)量0.88 t，綜合含水42.7%，采油速度0.36%，地質(zhì)儲量采出程度2.45%，注水井開井590口，單井日注22 m3，月注采比3.24。

1 儲層及開發(fā)特征

1.1 地質(zhì)特征

與特低滲透油藏相比，超低滲油藏具有五個方面明顯的特征：（1）沉積復雜，以三角洲前緣、淺湖沉積為主，水下分流河道沉積微相，水動力弱，砂巖顆粒細。（2）源儲共生，靠近湖盆中心，緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有自生自儲或近源充注優(yōu)勢，利于大面積成藏。（3）巖性致密，對比低滲與特低滲，儲層非均質(zhì)性增強，物性逐漸變差。（4）天然裂縫發(fā)育，以高角度構(gòu)造縫和微裂縫為主，在改善儲層滲流能力的同時，增加了注水開發(fā)的復雜性。（5）非達西滲流特征明顯，隨著滲透率的降低，啟動壓力梯度急劇上升，難以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

1.2 開發(fā)特征

1.2.1 水驅(qū)特征 超低滲透孔喉細小，巖心滲透率小于1.0 mD，基質(zhì)滲流速度慢，但裂縫、微裂縫較發(fā)育，從吸水剖面測試結(jié)果分析，油藏水驅(qū)動用程度76.8%，整體保持穩(wěn)定，但較低滲油藏相比，存在兩個方面的差異，一是非均質(zhì)性對吸水剖面的影響更為嚴重，剖面吸水位置和滲透率分布有明顯的正相關(guān)性，滲透率好的部位吸水比例大，注入水易沿剖面高滲段突進，均勻吸水比例僅41.9%，導致實際的水驅(qū)儲量少；二是天然微裂縫發(fā)育，后期注水壓力上升，動態(tài)裂縫開啟，水驅(qū)動態(tài)更加復雜，裂縫的存在一方面改善了儲層的吸水性能，有利于注水開發(fā)，另一方面也導致注入水沿裂縫水竄，加劇平面及剖面的矛盾，增加了開發(fā)的難度。

1.2.2 能量特征 超低滲透的能量分布具有三個方面的特征，一是受啟動壓力梯度大影響，整體油藏壓力恢復速度慢，整體壓力保持水平低，目前僅82.7%，統(tǒng)計132口可對比井壓力資料，年均壓力恢復速度僅0.7 MPa/a。二是分油藏分部位壓力差異大，W410南部、G83西部、G271羅52單元等油藏部位壓力保持水平低，僅50%～70%，這些位置注水見效程度較低，這部分單元占總儲量的34.4%，但產(chǎn)量比例僅13.3%。三是受裂縫發(fā)育影響，主側(cè)向壓力差距大，裂縫主側(cè)向注水受效不均，主向油井見效見水快，側(cè)向壓力保持水平持續(xù)降低，主側(cè)向壓差大（見表1）。

表1 超低滲主力油藏地層壓力系數(shù)統(tǒng)計表

1.2.3 含水特征 目前油藏整體綜合含水42.7%，處于中含水開發(fā)階段，但采油速度僅0.36%，地質(zhì)儲量采出程度僅為2.45%，高含水與低采出的矛盾突出。不同類型油藏，油井見水后的含水上升規(guī)律截然不同。裂縫不發(fā)育油藏油井見水后，含水變化曲線為凹型，含水上升緩慢，凹度越大，水驅(qū)越均勻，低含水期越長。裂縫發(fā)育油藏油井見水后，含水變化曲線為凸型，含水上升快，凸度越大，裂縫水驅(qū)特征越明顯，低含水期越短。

見水后不同類型油藏采油采液指數(shù)變化特征不一致。隨含水率上升，整體采液采油指數(shù)下降，但進入中含水期后，長6和長4+5油藏采液指數(shù)有所上升，長8油藏采液指數(shù)沒有明顯的上升，采油指數(shù)均持續(xù)下降。同時低含水期（含水小于20%）采液采油指數(shù)下降快。不同類型油藏相同含水階段采液采油指數(shù)差異較大，同一含水階段長6油藏采液采油指數(shù)最高，其次是長8油藏，長4+5油藏最小，而且早期下降幅度也不盡相同。

1.2.4 遞減特征 超低滲透油藏儲層物性差，初期遞減大，后期受非達西滲流影響，無明顯注水受效過程，油藏持續(xù)遞減，遞減類型為典型的雙曲遞減，主力油藏按投產(chǎn)時間拉齊，前六個月遞減32.7%，后期遞減降低但持續(xù)下降（見圖1，圖2）。

圖1 超低滲油藏日產(chǎn)油投產(chǎn)拉齊擬合曲線

圖2 超低滲主力油藏投產(chǎn)拉齊曲線

不同油藏遞減特征不一致。一是G83、G104油藏初期遞減大，根據(jù)擬合特征，G83、G104油藏遵循雙曲遞減規(guī)律，遞減率呈逐漸下降趨勢，油藏開發(fā)初期受天然裂縫發(fā)育影響，遞減大（初期遞減幅度49.2%），后期遞減呈逐步下降趨勢。二是W410、G271油藏受動裂縫開啟影響產(chǎn)量持續(xù)下降，根據(jù)擬合特征，G271、W410油藏遵循指數(shù)遞減規(guī)律，遞減率不變；開發(fā)初期遞減大，但對比G83、G104初期遞減幅度較?。ǔ跗谶f減22.4%），注水開發(fā)過程中受動態(tài)裂縫影響，見水井不斷增多，油藏持續(xù)遞減。

2 超低滲透油藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)和問題

2.1 儲層物性差，有效驅(qū)替體系難以建立

本廠超低滲油藏平均滲透率0.36 mD，主力油藏地層壓力系數(shù)小于1（介于0.6～0.8），多數(shù)靠彈性和溶解氣驅(qū)采油，滲流阻力加大，有效驅(qū)替體系難以建立，且受黏土礦物及微晶自生礦物發(fā)生遷移、堆積堵塞使孔隙喉道流通斷面不斷縮小，滲流能力不斷下降，注水井壓力逐年上升，年均注水壓力上升1 MPa，但主力油藏壓力保持水平僅為82.7%，受其影響油層初期產(chǎn)能遞減快（32.7%），目前全廠超低滲透油藏單井產(chǎn)能僅1.1 t/d。油藏局部長期低壓、低產(chǎn)且連片發(fā)育，低壓區(qū)占全廠儲量34.4%，產(chǎn)量比例僅為13.3%。

2.2 平面、剖面矛盾突出，水驅(qū)治理難度大

平面上水驅(qū)優(yōu)勢方向受控于物源和天然裂縫，注入水易沿孔滲高值方向突進，受裂縫發(fā)育影響初期投產(chǎn)即裂縫見水井有177口；同時在目前井網(wǎng)形式及儲層物性下，為了滿足地層壓力需求，必然追求提高注水壓力，但注入壓力上升通常伴隨著微裂縫開啟，歷年來因動態(tài)裂縫開啟造成的含水上升井65口；其次是部分油藏高壓欠注井逐年增多，目前有86口，已采取各類消欠措施，但效果較差；同時受控于注水高壓，調(diào)剖等各項治理手段無法開展。裂縫性見水井和高壓欠注井增加了水驅(qū)治理的難度，減緩了能量恢復速度。

剖面上多種成因砂體在縱向上相互疊置，砂體內(nèi)部隔夾層發(fā)育，非均質(zhì)性強，吸水剖面以指狀、尖峰狀為主，均勻吸水井比例僅為45.4%，指狀、尖峰狀吸水形態(tài)使注入水易沿高滲層段或大孔道突進，低滲段難動用，目前超低滲透油藏含水≥20%油井占開井數(shù)的57%，這些采出程度僅為2.45%，剖面上剩余油富集程度大。

2.3 局部井網(wǎng)適應(yīng)性差，水驅(qū)控制程度低

超低滲主要采用480 m×130 m×NE75°菱形反九點的井網(wǎng)布井，統(tǒng)計175口井開發(fā)后期試井解釋數(shù)據(jù)，該類油藏試井解釋的泄油最大半徑在100 m內(nèi)的油井有144口，占總井數(shù)的83%，目前井排距較大，壓力傳導受限，難以保障經(jīng)濟有效的采油速度和控制更多的儲量，在物性較差的部位一次井網(wǎng)適應(yīng)性更差。同時受層間干擾影響，合層開發(fā)油藏合采井單井產(chǎn)能與單采油井產(chǎn)能相當，采油速度低于單采區(qū)，未能有效發(fā)揮合層開發(fā)優(yōu)勢（1+1＜2），超低滲油藏井網(wǎng)對儲量的控制程度明顯要差。

3 研究和采用的主要實用技術(shù)

在實踐過程中堅持開展“精細油藏描述深化地質(zhì)認識，堅持注采調(diào)整提升能量保持”，形成了支撐穩(wěn)產(chǎn)的五項主體技術(shù)系列，不斷減緩遞減，提高開發(fā)生產(chǎn)水平[1-3]。

3.1 應(yīng)用精細油藏描述技術(shù)，不斷深化地質(zhì)認識

精細的油藏描述技術(shù)是實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)的核心和基礎(chǔ)，該技術(shù)的推廣應(yīng)用有力的匡正了油田開發(fā)方向，使油田實現(xiàn)了科學有效的開發(fā)。

在油藏開發(fā)過程中不斷開展油藏精細描述和地質(zhì)建模，進行層序地質(zhì)劃分對比、沉積微相判識、成巖微相分析，進行儲層平面、剖面連通性模型研究等，從而建立精細的儲層地質(zhì)模型和流動單元，為油藏的精細管理奠定了基礎(chǔ)。動靜結(jié)合應(yīng)用有效孔隙度、主流喉道半徑等參數(shù)，通過構(gòu)建四元分類系數(shù)，將超低滲透油藏劃分為三類單元進行管理，分類確定主體技術(shù)和技術(shù)政策。Ⅰ類油藏物性相對較好，有注水見效，突出注采調(diào)整，水驅(qū)治理；Ⅱ類油藏物性較差，持續(xù)低水平穩(wěn)產(chǎn)，裂縫發(fā)育，突出強化注水補充能量，突出加密調(diào)整改善水驅(qū)；Ⅲ類油藏物性差，注不進或采不出現(xiàn)象明顯，重點突出技術(shù)攻關(guān)，實施強化注水、井網(wǎng)調(diào)整，油水井雙向治理等措施提高開發(fā)水平。

3.2 精細研究注水調(diào)控技術(shù)，提高開發(fā)管理水平

堅持“地層能量就是超低滲油田開發(fā)的生命線”思路，以數(shù)值模擬技術(shù)為指導，結(jié)合動態(tài)分析結(jié)果，不斷深化精細注水，落實“提能量、提水驅(qū)”目標，保障單井產(chǎn)量不斷提升。

3.2.1 堅持“先強后弱”先建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)、后保持溫和注水的格局思路 超低滲透油藏啟動壓力梯度大，滲流阻力大，動態(tài)分析結(jié)果證明，油藏的產(chǎn)量和壓力具有良好的相關(guān)性，因此，在開發(fā)初期提升油藏壓力保持水平至關(guān)重要，本廠超低滲透油藏均按要求實施超前注水，投產(chǎn)初期采用2.5以上的注采比強化注水，局部油井在24個月以后見效，油藏產(chǎn)量逐步上升，部分油井見效即見水，見效以后及時下調(diào)注采比到1.5～2.2，對注水不見效油藏持續(xù)實施強化注水，加快能量恢復。

3.2.2 根據(jù)不同區(qū)域、不同井組的動態(tài)反應(yīng)施行差異化管理 結(jié)合油藏地質(zhì)特征、開發(fā)現(xiàn)狀及精細描述成果，對油藏流動單元重新劃分，不斷細化注水單元，增加了精細化管理程度，實現(xiàn)動態(tài)與靜態(tài)相結(jié)合。在細分注水單元基礎(chǔ)上，分單元建立監(jiān)控曲線，不斷優(yōu)化注水方式和注采參數(shù)。在超低滲透Ⅱ類油藏中建立“基質(zhì)滲流-裂縫滲流”的有效滲流場，實施周期注水，提升超低滲透油藏水驅(qū)效率。

3.2.3 空氣泡沫驅(qū)技術(shù) 針對儲層物性差，注水壓力難傳導的現(xiàn)狀，改變注入介質(zhì)，探索其他能量補充方式，利用氣體可以快速補充地層能量及微孔喉注入的特征，選擇適宜的超低滲透Ⅱ類油藏開展空氣泡沫驅(qū)試驗，加快能量補充速度。本廠2016年在G271開展了試驗，目前開展5個井組，通過注入井組生產(chǎn)動態(tài)的跟蹤分析，已經(jīng)初步見效，裂縫主向采油井含水下降明顯，部分側(cè)向井動液面上升，井組遞減減緩，井組月度遞減由1.56%下降到0.49%，2017年在注氣區(qū)測試側(cè)向可對比井3口，平均地層壓力由14.7 MPa上升到15.0 MPa，區(qū)域壓力恢復速度由0.91 MPa/100 h上升到1.16 MPa/100 h，壓力恢復速度加快。

3.3 積極拓寬水驅(qū)治理技術(shù)路徑，提高水驅(qū)動用

針對“三大”水驅(qū)矛盾，強化水驅(qū)治理攻關(guān)：（1）打造以點、線、面結(jié)合，連片調(diào)剖為主，微球調(diào)驅(qū)為輔的主體技術(shù)體系；（2）精細分層注水管理，攻關(guān)選擇性增注、暫堵酸化等調(diào)剖治理技術(shù)；（3）積極完善小層注采對應(yīng)，提高油藏水驅(qū)剖面動用程度。

3.3.1 完善小層注采對應(yīng)技術(shù) 受河流擺動影響，單砂體變化快，一次井網(wǎng)對河道砂體控制程度低（G83為86.8%，G104為84.6%，G271為91.8%），開展精細單砂體識別，重新認識油藏，對射開程度低，吸水厚度小的水井實施水井補孔12井次，單砂體水驅(qū)控制程度提高10.2%，增油6.5 t。

3.3.2 精細分層注水技術(shù) 針對層間，層內(nèi)隔夾層明顯，層間差異導致吸水差異的水井，按照“分層動用、分層測試、分層管理”的思路，通過小層注采對應(yīng)研究與注入剖面狀況結(jié)合，深入研究小層產(chǎn)注關(guān)系，實施分層注水340口，根據(jù)歷年吸水剖面測試結(jié)果統(tǒng)計，129口可對比井吸水厚度由13.6 m上升至15.7 m，增加2.1 m，水驅(qū)儲量動用程度由66.0%上升至73.7%，提升7.7%。針對主力層多段動用，層內(nèi)吸水不均，剖面上吸水不均勻的水井實施暫堵酸化、選擇性增注等調(diào)剖治理技術(shù)，2016年實施23井次，水驅(qū)儲量動用程度由61.8%上升至70.2%。

3.3.3 實施整體連片堵水調(diào)剖，提高局部井網(wǎng)的適應(yīng)性 針對超低滲透Ⅰ、Ⅱ類油藏儲層非均質(zhì)性強，局部裂縫發(fā)育，平面、剖面水驅(qū)差異大，為實現(xiàn)油藏均勻驅(qū)替，按照“整體化堵、提前預(yù)防、堵調(diào)結(jié)合”的思路，通過堵水調(diào)剖封堵高滲帶和裂縫，提高油藏水驅(qū)效率。2016年重點在G271中部、W410、G104北部連片治理62口，注水壓力由14.4 MPa上升到16.3 MPa，16口可對比井吸水厚度由11.4 m上升到12.0 m，G271調(diào)剖區(qū)域標定遞減由6.0%下降到4.7%，W410調(diào)剖區(qū)域標定遞減由6.6%下降到4.8%，區(qū)塊開發(fā)效果得到改善。同時在G271長8油藏和W410長6油藏2個微球示范區(qū)，累計共實施31井次，注水壓力由13.3 MPa上升到14.3 MPa，10口可對比井吸水厚度由11.6 m上升到13.8 m，對應(yīng)油井見效井52口，井均日增油0.16 t，治理區(qū)域月度遞減由2.1%下降到0.9%，含水上升率由2.7下降到1.6。

3．4 剩余油挖潛技術(shù)

3.4.1 開展低產(chǎn)井連片治理，精細提高單井產(chǎn)出效益平面上在深化低產(chǎn)機理認識的基礎(chǔ)上，采取先加強注水進行潛力井培養(yǎng)，后適時進行措施改造的思路，以油藏為單元對低產(chǎn)井進行連片治理，整體提升了區(qū)塊的開發(fā)效益。2015-2017年對低產(chǎn)連片區(qū)域開展整體治理，共實施347口，單井日產(chǎn)油由0.35 t上升到1.08 t，當年累計增油4.98×104t，其中在G83油藏西部共治理127口，單井產(chǎn)量由0.35 t上升到1.29 t，治理區(qū)191口井單井產(chǎn)油由0.66 t上升到0.96 t，低產(chǎn)井比例由37.2%下降到24.1%，治理后降低綜合遞減3.9%。

3.4.2 強化剖面剩余油富集規(guī)律認識，挖掘剖面剩余油 剖面上在精細小層對比的基礎(chǔ)上，結(jié)合水驅(qū)及剩余油分布情況，開展厚油層補孔提高縱向剩余油動用，2016-2017年針對W410長6油藏開展厚油層提高射開程度措施8口，有效7口，單井增油1.01 t，其中補孔下段6口，有效率100%，初期日增油1.2 t。

3.4.3 強化技術(shù)攻關(guān)，探索難動用儲量有效開發(fā)新路徑 針對Ⅲ類油藏低產(chǎn)、注水不見效的特點，加大難動用儲量有效動用攻關(guān)，（1）應(yīng)用體積壓裂理念，對油井實施措施改造，增大泄油半徑，共計實施31井次，措施初期單井日增油1.2 t。（2）對局部實施井網(wǎng)調(diào)整，對注水井壓裂后轉(zhuǎn)采12井次，累計增油3 205 t；其次對水淹井轉(zhuǎn)注6井次，實施排裝注水，促使水驅(qū)側(cè)向見效，見效井3口，日增油1.2 t。

3.5 積極推廣井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整技術(shù)，改善區(qū)塊開發(fā)水平

3.5.1 對單層系開發(fā)油藏開展加密調(diào)整 開發(fā)動態(tài)證明，受啟動壓力梯度大影響，超低滲油藏一次井網(wǎng)對儲量的控制程度低于預(yù)期，井排距不合理，導致注水受效程度低，油井低產(chǎn)低效，對該類油藏實施井網(wǎng)調(diào)整是實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的有效途徑。加密調(diào)整核心是開展小排距加密調(diào)整，合理利用裂縫，促進有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)的改進。從2014年開始在G271長8油藏裂縫發(fā)育區(qū)開展整體加密調(diào)整，目前投產(chǎn)89口，初期平均單井產(chǎn)能1.84 t，目前單井產(chǎn)能1.07 t。加密后區(qū)域內(nèi)值整體壓力由17.9 MPa上升到18.9 MPa，主側(cè)向壓差由15.9 MPa下降到10.4 MPa，平面壓力分布趨于均勻。加密區(qū)采油速度由0.68%上升到1.57%，動態(tài)預(yù)測階段采收率由18.0%上升到21.0%。

3.5.2 對合層開發(fā)油藏開展層系調(diào)整試驗 合層開發(fā)油藏層間矛盾突出，油井產(chǎn)能未發(fā)揮，簡化層系開發(fā)可充分發(fā)揮每一個層的潛力，如G83區(qū)西部簡化開發(fā)層系單元，措施前合采單元28口井，平均單井日產(chǎn)0.32 t，通過精細注采對應(yīng)判識單壓長6后平均單井日增油1.21 t，單層開發(fā)實現(xiàn)了高效開發(fā)；2017年采用五點井網(wǎng)在東西部合采單元實施層系調(diào)整試驗，新井單層開發(fā)長4+5層，完鉆12口，試油6口，日產(chǎn)純油17.4 m3，投產(chǎn)檢查井初期產(chǎn)能3.0 t/d，目前2.6 t/d，生產(chǎn)情況好。

4 結(jié)論及認識

（1）對比特低滲透、常用滲透油藏，超低滲透油藏具有沉積復雜、巖性致密、天然裂縫發(fā)育等儲層特征，儲層物性差，壓力系統(tǒng)建立困難；微裂縫發(fā)育、側(cè)向水驅(qū)波及體積有限；非均質(zhì)性強、平面矛盾突出，是影響超低滲透油藏高效開發(fā)的主要因素。

（2）超低滲透油藏儲層物性差，初期遞減大，后期受非達西滲流影響，無明顯注水受效過程，油藏持續(xù)遞減，根據(jù)油藏精細描述、動態(tài)分析結(jié)果，把超低滲透油藏分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，分別確定了治理對策，提高了開發(fā)效益。

（3）針對超低滲透油藏開發(fā)特征，形成了超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)系列，一是要持續(xù)精細注采調(diào)控，合理注采參數(shù)，加快能量恢復；二是開展不穩(wěn)定注水，持續(xù)分注、堵水調(diào)剖、微球調(diào)驅(qū)，不斷緩解平面、剖面矛盾；三是加強井網(wǎng)適應(yīng)性、裂縫分布規(guī)律研究，適時開展加密調(diào)整，不斷優(yōu)化縫網(wǎng)關(guān)系，提高井網(wǎng)適應(yīng)性；四是及時開展剩余油分布規(guī)律研究，挖掘平面，剖面剩余油，不斷的提高油井單井產(chǎn)能。

（4）通過研究應(yīng)用專項治理技術(shù)，開發(fā)水平明顯提高，7個超低滲透油藏，Ⅰ類油藏由2個上升到6個，Ⅲ類油藏由2個下降到1個，壓力保持水平由88.0%上升到88.9%，水驅(qū)動用程度由74.4%上升到75.2%，水驅(qū)控制程度由94.5%上升到95.4%。水驅(qū)特征曲線趨于平緩，含水上升率1.2，總體保持Ⅰ類開發(fā)水平，調(diào)整措施井累計增油9.8×104t，實施效果顯著。

［1］鄧秀芹．鄂爾多斯盆地三疊系延長組超低滲透大型巖性油藏成藏機理研究［D］．西安：西北大學博士學位論文，2011．

［2］熊偉．低滲透油藏有效開發(fā)基礎(chǔ)研究［D］．中國科學院研究生院博士學位論文，2010．

［3］張祥吉．超低滲透油藏井網(wǎng)部署及注采參數(shù)優(yōu)化研究［D］．中國石油大學碩士學位論文，2011．

TE327

A

1673-5285（2017）10-0065-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.016

2017-09-26

胥中義，男（1973-），油田開發(fā)高級工程師，長慶油田采油九廠地質(zhì)研究所所長。