蘇里格氣田山1段儲層致密化成因及控制因素

彭先鋒, 胡笑非, 張燁毓,2, 郭俊陽, 蔣思宇, 貢一鳴, 唐 杰

( 1. 成都理工大學 能源學院，四川 成都 610059; 2. 四川省煤田地質(zhì)局 頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室，四川 成都 610051; 3. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院,新疆 庫爾勒 841000 )

0 引言

油氣勘探實踐表明，致密砂巖氣藏是天然氣勘探的重要方向之一[1-4]。致密砂巖氣藏在中國鄂爾多斯、松遼、四川、楚雄和東海等盆地廣泛分布[5-8]。隨著鄂爾多斯盆地及四川盆地致密砂巖氣藏的成功開發(fā)[9-10]，中國內(nèi)陸盆地致密砂巖氣藏取得巨大進步[11-14]。目前，人們普遍認為在連續(xù)沉積或不明顯間斷沉積地層中，壓實作用是沉積物原生孔隙降低的主要因素[14]。成巖作用在儲層物性演化具有雙重作用，壓實和膠結(jié)作用破壞儲層物性，溶蝕作用提高儲層物性。構(gòu)造擠壓是影響儲層孔隙度的重要因素。鄒才能等[12-13]提出綠泥石包殼、超壓泄壓、熱循環(huán)對流、表生期大氣淡水淋濾作用，以及裂縫等在致密砂巖氣藏形成中的作用。勘探開發(fā)成果顯示，在深埋藏的致密砂巖中也可發(fā)育“甜點”[15]。認識成巖作用孔隙演化過程及儲層致密化成因機制是預測致密砂巖氣藏的基礎。致密砂巖氣藏的研究從成巖作用、儲層物性、成藏機理等逐步演變?yōu)榕c周圍沉積古環(huán)境相結(jié)合、微觀與宏觀相統(tǒng)一，是致密砂巖氣藏的未來研究方向[15-16]。

目前，對蘇59井區(qū)的研究主要集中在成藏條件和勘探潛力等方面，針對山1段儲層致密化成因及控制因素的研究較少。筆者利用巖心觀察、鑄體薄片鑒定、流體包裹體測溫及X線衍射等實驗，研究蘇59井區(qū)山1段儲層致密化成因和控制因素；根據(jù)巖石成分組成、成巖礦物分布特征、黏土礦物組合及演化特征等，分析巖相和成巖作用對儲層致密化的控制作用，闡述研究區(qū)儲層砂巖致密化成因及控制因素，為山1段儲層預測提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地位于中國東部穩(wěn)定區(qū)和西部活動區(qū)的結(jié)合帶，盆地被多條斷裂限制，內(nèi)部地層整體平緩，傾角小于1°，為結(jié)構(gòu)簡單、構(gòu)造平緩、沉降穩(wěn)定、斷裂較少、活動微弱的構(gòu)造格局。盆地可劃分為6個一級構(gòu)造單元，即北部伊盟隆起、西緣沖斷帶、西部天環(huán)坳陷、中部伊陜斜坡、南部渭北隆起和東部晉西撓褶帶(見圖1)。蘇59區(qū)塊位于蘇里格氣田西部，氣田主力產(chǎn)層為石盒子組和山西組，山西組根據(jù)沉積序列及巖性組合自下而上分為山1、山2兩段。其中山1段以分流河道沉積的砂泥巖為主，砂巖由中—細粒巖

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造劃分及蘇里格氣田蘇59井區(qū)位置Fig.1 Structural division andlocation map of Su59 well area, Sulige gas field, Ordos basin

屑砂巖、巖屑石英砂巖組成，厚度為30 m左右。山西組砂巖孔隙度為7.37%，滲透率為0.17×10-3μm2，其中山1段為研究的重點層位，屬于典型的致密砂巖儲層[16]。

2 儲層特征

2.1 巖石學

利用在特定沉積環(huán)境中形成的特殊巖石組合，可推斷沉積時期的古氣候條件、古水流狀況及構(gòu)造運動等。特殊巖石組合即巖相，利用巖相可對古沉積環(huán)境進行模擬和恢復[16-17]。通過巖心描述將蘇59井區(qū)山1段砂巖儲層劃分為5種巖相(見圖2)。巖石類型主要為粗—中砂巖和中砂巖，細砂巖及泥質(zhì)粉砂巖較少，含礫粗砂巖僅在研究區(qū)局部分布。砂巖成分主要為石英、巖屑及少量長石，雜基質(zhì)量分數(shù)小于15%。根據(jù)Folk R L提出的劃分方案[18]，對60組井下樣品進行分類，巖屑石英砂巖、巖屑砂巖是山1段砂巖的主要巖石類型(見圖3)。

2.2 物性

蘇59井區(qū)山1段的孔隙度為0.45%～14.50%，孔隙度為正態(tài)分布，孔隙度集中在8.0%～10.0%之間，孔隙度峰值頻率為28.0%，平均孔隙度為7.6%。滲透率為(0.5×10-6～6.5×10-3) μm2，滲透率同樣具有正態(tài)分布的特點，主要集中在(0.1～1.0)×10-3μm2之間，分布頻率為52.5%，平均滲透率為0.5×10-3μm2(見圖4-5)。山1段儲層為典型的致密儲層。

圖2 蘇59井區(qū)山1段砂巖巖相Fig.2 Sandstone lithofacies map of Shan1 formation, Su59 well area

圖3 蘇59井區(qū)山1段砂巖三角分類圖Fig.3 Sandstone triangle map of Shan1 formation, Su59 well area

山1段儲層孔隙類型分為原生粒間孔隙(殘余粒間孔)、次生孔隙和構(gòu)造裂縫3種類型。原生粒間孔隙在強壓實作用下基本消失為殘余粒間孔。儲層現(xiàn)今保留粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？椎却紊紫叮约熬植堪l(fā)育的構(gòu)造裂縫。碎屑顆粒外部被黏土礦物包裹，或受硅質(zhì)膠結(jié)作用而形成石英次生加大邊，占據(jù)原生孔隙而形成殘余粒間孔。殘余粒間孔比原生粒間孔隙具有體積小、形態(tài)多樣、結(jié)構(gòu)不規(guī)則的特點(見圖6(a-b))。山1段儲層內(nèi)次生孔隙比原生粒間孔隙更發(fā)育，可見多種類型的次生孔隙，如粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔及填隙物內(nèi)溶孔。

碎屑顆粒表面的綠泥石薄膜、自生綠泥石襯邊等被溶蝕而形成粒間溶孔，且常常被顆粒間細小的溶蝕裂縫連通(見圖6(c))。鑄?？自趲r屑砂巖中較多，當長石、火山巖巖屑等不穩(wěn)定碎屑被完全溶蝕且保留原來的孔隙形態(tài)時形成鑄?？祝瑑?nèi)部充填高嶺石和伊利石等自生礦物(見圖6(d))。填隙物內(nèi)溶孔內(nèi)部可見少量的自生石英、網(wǎng)狀伊利石和少量的高嶺石(見圖6(e))。宏觀構(gòu)造運動對砂巖中的巖石顆粒造成微觀上的破壞而形成微裂縫，構(gòu)造裂縫為滲流提供通道，提高儲層的滲透率(見圖6(f))。

圖4 蘇59井區(qū)山1段孔隙度分布Fig.4 Histogram of porosity distribution of Shan1 formation, Su59 well area

圖5 蘇59井區(qū)山1段滲透率分布Fig.5 Permeability distribution histogram of Shan1 formation, Su59 well area

山1段儲層巖石填隙物主要為微量的火山灰和大量的黏土礦物、硅質(zhì)膠結(jié)物、碳酸鹽膠結(jié)物等。填隙物以膠結(jié)物的形式存在，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主(見圖7)。填隙物中的高嶺石、伊利石和硅質(zhì)質(zhì)量分數(shù)最高，分別為14%、24%和37%；碳酸鹽膠結(jié)物中的鐵方解石質(zhì)量分數(shù)為11%，方解石質(zhì)量分數(shù)為2%，綠泥石膜質(zhì)量分數(shù)為5%；火山灰中的凝灰質(zhì)質(zhì)量分數(shù)為3%；其他成分的質(zhì)量分數(shù)為4%(見圖7-8)。

3 儲層致密化成因與進程

3.1 成因

(1)壓實作用。蘇59井區(qū)山1段為深部儲集砂巖(平均埋藏深度為3 500 m)，石英巖巖屑和云母等剛性顆粒，在強烈壓實作用下發(fā)生破裂、位移和重新定向排列(見圖9(a))；千枚巖、泥質(zhì)巖和云母碎屑等塑性顆粒，在強烈壓實作用下發(fā)生變形和假雜基化(見圖9(b))。壓實作用是山1段砂巖致密化和形成致密儲層的重要成巖作用。

(2)膠結(jié)作用。山1段儲層多期次的膠結(jié)作用是儲層物性致密化的關(guān)鍵。薄片可見粒內(nèi)溶孔內(nèi)的伊利石單體呈絲縷狀—絲片狀(見圖9(c))，以及膠結(jié)后的自生高嶺石、石英次生加大邊、自生石英晶體等(見圖9(d))，儲層內(nèi)的粒內(nèi)溶孔受到破壞而使儲層致密化。鐵方解石主要分布在巖屑石英砂巖中，可見鐵方解石充填長石或巖屑的粒內(nèi)溶孔，或呈嵌晶狀并膠結(jié)多個斑塊狀碳酸鹽膠結(jié)物，鐵方解石的充填作用同樣使孔隙受到破壞(見圖9(e))。不均勻分布的石英次生加大邊等在石英碎屑砂巖中廣泛分布，且具有含量高、分布形態(tài)多、多期次的特點，可改變山1段儲層的物性條件而使儲層致密化(見圖9(f))。

圖6 蘇59井區(qū)山1段砂巖孔隙類型Fig.6 Sandstone pore type of Shan1 formation, Su59 well area

圖7 蘇59井區(qū)山1段砂巖填隙物特征Fig.7 Sandstone interstitial features of Shan1 formation, Su59 well area

(3) 溶蝕作用。山1段砂巖儲層發(fā)育溶蝕或由溶蝕作用形成的多種類型的次生溶孔。一方面，長石、火山巖屑等礦物格架顆粒被溶蝕而形成次生溶孔，薄片可見具有柱狀形態(tài)的次生溶孔，為礦物格架顆粒長石溶蝕形成的次生溶孔(見圖6(c))；另一方面，顆粒間黏土雜基等被溶蝕而形成次生溶孔。薄片可見溶蝕殘余的火山巖結(jié)構(gòu)。同生期火山碎屑粒度較小且具有棱角狀形態(tài)，在溶蝕強烈時形成鑄?？?見圖6(d))。

圖8 蘇59井區(qū)山1段砂巖填隙物直方圖

Fig.8 Sandstone interstitial histogram of Shan1 formation, Su59 well area

(4) 構(gòu)造破裂作用。雖然鄂爾多斯盆地的構(gòu)造運動為整體上升或下降，地層水平運動不強烈，但是鄂爾多斯盆地經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，砂體中產(chǎn)生較多期次的構(gòu)造裂縫[19]，構(gòu)造裂縫連通儲層內(nèi)的不連通孔隙，改善儲層的物性。對于致密的低滲儲層，構(gòu)造裂縫不僅連通黏土間的微孔，增加低滲透砂體的滲透性，而且顯著提高滲透率，改善儲層的物性(見圖6(f))。因此，構(gòu)造裂縫不僅增加砂巖的滲透率，同時也有利于孔隙水流通，促進溶蝕作用[20-21]。

圖9 蘇59井區(qū)山1段砂巖鏡下薄片F(xiàn)ig.9 The SEM of sandstone of Shan1 formation, Su59 well area

圖10 蘇59井區(qū)山1段砂巖包裹體均一溫度

Fig.10 Uniform temperature of inclusions of Sandstone of Shan1 formation, Su59 well area

3.2 進程

研究區(qū)剛性顆粒發(fā)生破裂、位移甚至重新定向排列現(xiàn)象，證明山1段儲層經(jīng)歷強烈的埋深壓實作用；薄片普遍含有的鐵方解石表明儲層已達到中成巖期；流體包裹體中93%的樣品均一溫度為100～160 ℃(見圖10)，古地溫梯度高于140 ℃/100m，I/S(伊利石/蒙皂石混層質(zhì)量分數(shù)比)混層中蒙脫石質(zhì)量分數(shù)低于15%(見表1)，證明儲層成巖作用處于中成巖期。山1段儲層致密化進程為：早期形成的巖屑溶蝕孔洞被后期的硅質(zhì)膠結(jié)物、黏土膠結(jié)物、鐵方解石等充填；環(huán)邊狀綠泥石最早形成，其他黏土礦物充填于孔隙中間，鐵方解石形成時間較晚，為中成巖階段；石英次生加大邊流體包裹體均一溫度最高為180 ℃，最低為70 ℃，因此在整個中成巖階段有發(fā)育，石英次生加大邊是儲層致密化的主要控制因素。

表1 蘇59井區(qū)山1段黏土礦物組成

4 儲層致密化控制因素

4.1 巖相

圖11 蘇59井區(qū)山1段砂巖不同巖相孔滲相關(guān)關(guān)系Fig.11 Correlation diagram of porosity and permeability of different facies of Shan1 formation, Su59 well area

山1段儲層可劃分為5種巖相，即塊狀層理含礫粗砂巖相、交錯層理中—粗砂巖相、粒序?qū)永碇小稚皫r相、暗色泥巖相和水平紋層粉—細砂巖相。在水動力相對較強的河道中部，巖石普遍含有石英等剛性顆粒發(fā)育巖屑石英砂巖，為塊狀層理含礫粗砂巖相和交錯層理中—粗砂巖相；河道邊緣水動力相對較弱，為巖屑砂巖，發(fā)育粒序?qū)永碇小稚皫r相；分流間灣處形成水平紋層粉—細砂巖相和暗色泥巖相，不強的水動力環(huán)境形成泥巖和泥質(zhì)粉砂巖。不同巖相有不同的沉積物顆粒特征，影響儲層的巖石學特征、孔隙特征及其物性(見圖11)。山1段儲層河道邊緣和分流間灣處等水動力相對較弱的地區(qū)砂巖具有較高的巖屑含量。壓實作用下，低含量的塑性成分充填于原生粒間孔隙而發(fā)生假雜基化，有利于優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。儲層只在塊狀層理含礫粗砂巖相、交錯層理中—粗砂巖相、粒序?qū)永碇小稚皫r相中發(fā)育。因此，巖相影響砂巖巖石學特征，控制儲層的物性，合適的巖相是山1段致密砂巖儲層發(fā)育的前提條件。

4.2 壓實與膠結(jié)作用

山1段儲層原始孔隙度為35.6%，致密化進程后剩余孔隙度為6.1%，原始孔隙度損失率為83.0%；其中，壓實作用損失孔隙度為23.0%，損失率為64.5%，膠結(jié)作用使孔隙度減少6.5%，損失率為18.1%，壓實作用對儲層致密化影響最大，其次為膠結(jié)作用；后期的溶蝕和裂隙作用使儲層孔隙度提高2.9%，少量改善儲層的物性，進而改善儲層的滲透能力(見表2)。

壓實和膠結(jié)作用是控制山1段儲層致密化進程的主要因素。研究區(qū)儲層經(jīng)歷淺埋藏壓實和深埋藏壓實2個階段。在淺埋藏壓實階段，機械壓實為主要的壓實作用，塑性顆粒大幅形變、顆粒被彎曲或被撕裂等，石英等巖石顆粒產(chǎn)生脆性破壞；儲層在深埋藏階段的壓實作用主要為化學壓實，碎屑顆粒和早期形成的膠結(jié)物壓實壓溶，碎屑顆粒發(fā)生定向排列，薄片可見巖石云母顆粒的定向排列現(xiàn)象(見圖9(a))。山1段儲層的膠結(jié)作用非常發(fā)育，硅質(zhì)和黏土礦物膠結(jié)物充填孔隙空間，使壓實作用形成的原生孔隙降低、儲層物性變差和儲層致密化。儲層中石英次生加大邊的顆粒表面被自形晶面包裹覆蓋，同時自生晶體向儲層孔隙空間內(nèi)發(fā)育而堵塞孔隙，導致儲層致密化。同時，山1段儲層黏土膜在充填有效孔隙、致密化儲層的同時也保護殘余粒間孔，但這種保護作用較小，膠結(jié)作用是山1段儲層致密化的關(guān)鍵因素。

表2 蘇59井區(qū)山1段儲層砂巖孔隙度

5 結(jié)論

(1)蘇格里氣田59井區(qū)山1段為典型的致密砂巖儲層，可劃分為5種巖相，即塊狀層理含礫粗砂巖相、交錯層理中—粗砂巖相、粒序?qū)永碇小稚皫r相、暗色泥巖相和水平紋層粉—細砂巖相。儲層巖石組分以石英、巖屑為主，巖石類型主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，膠結(jié)類型為孔隙式膠結(jié)?，F(xiàn)今孔隙類型主要有殘余粒間孔、次生孔隙和構(gòu)造裂縫等，次生溶孔是山1段儲層的主要儲集空間。

(2)山1段儲層原始孔隙度損失率為83.0%，其中壓實作用損失率為64.5%，膠結(jié)作用損失率為18.1%；壓實作用是儲層致密化的重要控制因素，其次是石英次生加大邊等膠結(jié)作用。

(3)山1段儲層黏土膜在充填有效孔隙、致密化儲層的同時也保護殘余粒間孔，但這種保護作用較小，壓實和膠結(jié)作用是山1段儲層致密化的關(guān)鍵因素，后期的溶蝕和裂隙作用僅提高儲層滲透率。

[1] 張園園,蔣有錄,劉景東,等.東濮凹陷杜寨地區(qū)深層砂巖儲層致密化與油氣充注關(guān)系[J].東北石油大學學報,2016,40(3):70-79.

Zhang Yuanyuan, Jiang Youlu, Liu Jingdong, et al. Coupling relationship between deep sandstone reservoir densification and hedrocarbon injection of Duzhai area, Dongpu depression [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2016,40(3):70-79.

[2] 古娜,田景春,張翔,等.蜀南低陡構(gòu)造區(qū)須家河組儲層砂巖致密化成因機制分析[J].東北石油大學學報,2014,38(5):7-14.

Gu Na, Tian Jingchun, Zhang Xiang, et al. Densification mechanism analysis of sandstone densification within Xujiahe formation in low-steep structure in southern Sichuan basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2014,38(5):7-14.

[3] 孫靖,薛晶晶,曾德龍,等.準噶爾盆地腹部深層八道灣組致密儲層特征及主控因素[J].東北石油大學學報,2017,41(1):1-10.

Sun Jing, Xue Jingjing, Zeng Delong, et al. Deep tight reservoir characteristics and main controlling factors of Badaowan formation in the central Junggar basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2017,41(1):1-10.

[4] 陳旋,司學強,劉書強,等.馬朗凹陷沉凝灰?guī)r致密儲集層特征及主控因素[J].特種油氣藏,2015,22(6):40-44.

Chen Xuan, Si Xueqiang, Liu Shuqiang, et al. Characteristics and main control factors of sedimentary tuff tight reservoirs in Malang sag [J]. Special Oil& Gas Reservoirs, 2015,22(6):40-44.

[5] Elkins L E. The technology and economics of gas recovery from tight sands [R]. New Mexico: SPE Production Technology Symposium, 1978.

[6] 張金川,唐玄,邊瑞康,等.塔河地區(qū)奧陶系油田水分布與運動學特征研究[J].地質(zhì)學報,2007,81(8):1135-1142.

Zhang Jinchuan, Tang Xuan, Bian Ruikang, et al. Distribution and kinetic characteristics of hydrothermal fluid from Ordovician oilfield in the Tahe area [J]. Acta Geologica Sinica, 2007,81(8):1135-1142.

[7] 邢恩袁,龐雄奇,肖中堯,等.塔里木盆地庫車坳陷依南2氣藏類型的判別[J].中國石油大學學報:自然科學版,2011,35(6):21-27.

Xing Enyuan, Pang Xiongqi, Xiao Zhongyao, et al. Type discrim-ination of Yinan2 gas reservoir in Kuqa depression, Tarim basin [J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2011,35(6):21-27.

[8] 魏國齊,張春林,張福東,等.中國大氣田勘探領(lǐng)域與前景[J].天然氣工業(yè),2013,33(1):25-34.

Wei Guoqi, Zhang Chunlin, Zhang Fudong, et al. Exploration domain and prospect of giant gas fields in China [J]. Natural Gas Industry, 2013,33(1):25-34.

[9] 郭迎春,龐雄奇,陳冬霞,等.致密砂巖氣成藏研究進展及值得關(guān)注的幾個問題[J].石油與天然氣地質(zhì),2013,34(6):717-724.

Guo Yingchun, Pang Xiongqi, Chen Dongxia, et al. Progress of research on hydrocarbon accumulation of tight sand gas several issues for concerns [J]. Oil & Gas Geology, 2013,34(6):717-724.

[10] 謝佳彤,李斌,彭軍,等.塔中地區(qū)柯坪塔格組儲層致密化成因[J].特種油氣藏,2016,23(2):59-62.

Xie Jiatong, Li Bin, Peng Jun, et al. Densification genesis of kepingtage reservoirs in Tazhong [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2016,23(2):59-62.

[11] 雷群,王紅巖,趙群,等.國內(nèi)外非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)現(xiàn)狀及建議[J].天然氣工業(yè),2008,28(12):7-10.

Lei Qun, Wang Hongyan, Zhao Qun, et al. Status analysis and advices on exploration and development of unconventional hydrocarbon resources [J]. Natural Gas Industry, 2008,28(12):7-10.

[12] 鄒才能,陶士振,侯連華,等.非常規(guī)油氣地質(zhì)學[M].北京:地質(zhì)出版社,2014.

Zou Caineng, Tao Shizhen, Hou Lianhua, et al. Unconventional petroleum geology [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2014.

[13] 鄒才能,陶士振,袁選俊,等.“連續(xù)型”油氣藏及其在全球的重要性:成藏、分布與評價[J].石油勘探與開發(fā),2009,36(6):669-682.

Zou Caineng, Tao Shizhen, Yuan Xuanjun, et al. Global importance of continuous petroleum reservoirs: Accumulation, distribution and evaluation [J]. Petroleum Exploration and Development, 2009,36(6):669-682.

[14] 鄒才能,朱如凱,吳松濤,等.常規(guī)與非常規(guī)油氣聚集類型、特征、機理及展望:以中國致密油和致密氣為例[J].石油學報,2012,33(2):173-187.

Zou Caineng, Zhu Rukai, Wu Songtao, et al. Types, characteristics, genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: Taking tight oil and tight gas in China as an instance [J]. Acta Petrolei Sinica, 2012,33(2):173-187.

[15] 貢一鳴.蘇里格氣田蘇59井區(qū)山西組致密砂巖儲層特征[D].成都:成都理工大學,2016.

Gong Yiming. Tight sandstone reservoir characteristics of Shanxi formation in Su59 well block, Sulige gas field [D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2016.

[16] 何東博,王麗娟,冀光,等.蘇里格致密砂巖氣田開發(fā)井距優(yōu)化[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(4):458-464.

He Dongbo, Wang Lijuan, Ji Guang, et al. Well spacing optimization for Sulige tight sand gas field [J]. Petroleum Exploration and Development, 2012,39(4):458-464.

[17] 吳崇筠,薛叔浩.中國含油氣盆地沉積學[M].北京:石油工業(yè)出版社,1992.

Wu Chongyun, Xue Shuhao. Petroliferous basin sedimentology [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1992.

[18] Folk R L. Petrology of sedimentary rocks [M]. Austin Texas: Hemphill Publishing Company, 1968.

[19] 朱穎,丁曉琪,胡鑫.龍鳳山地區(qū)營城組儲層綠泥石黏土的形成機制及分布規(guī)律[J].東北石油大學學報,2017,41(5):62-69.

Zhu Ying, Ding Xiaoqi, Hu Xin. Occurrence, growth mechanism and distribution law of chlorite clay in Yingcheng formation of Longfengshan gas field [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2017,41(5):62-69.

[20] 盧杰河,王香增,賀永紅,等.鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長7油層組致密砂巖成巖作用及孔隙演化[J].東北石油大學學報,2017,41(3):9-20.

Lu Jiehe, Wang Xiangzeng, He Yonghong, et al. Diagenesis and porosity evolution of Chang7 tight sandstones in Fuxian area, Ordos basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2017,41(3):9-20.

[21] 付斌,李進步,陳龍,等.蘇里格氣田西區(qū)致密砂巖氣水識別方法與應用[J].特種油氣藏,2014,21(3):66-69.

Fu Bin, Li Jinbu, Chen Long, et al. The gas/water identification method and its application in tight sandstone reservoir in the west of Sulige gas field [J]. Special Oil& Gas Reservoirs, 2014,21(3):66-69.