溫希娟 (大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院)

李發(fā)榮 (大慶油田工程有限公司)

羅馬什金油田開發(fā)綜述

溫希娟 (大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院)

李發(fā)榮 (大慶油田工程有限公司)

從地質(zhì)構(gòu)造、巖性和產(chǎn)層情況等方面描述了俄羅斯羅馬什金油田的地質(zhì)概況,分階段對(duì)油田在開發(fā)過程中所遇到的問題、采取的措施及取得的效果進(jìn)行了歸納總結(jié);重點(diǎn)對(duì)油田目前開發(fā)狀況、現(xiàn)階段開發(fā)規(guī)劃及目前所采取的穩(wěn)油控水措施進(jìn)行了詳細(xì)的論述,并由此對(duì)油田開發(fā)前景進(jìn)行了論證。

羅馬什金油田 開發(fā)階段 穩(wěn)油控水 現(xiàn)狀 前景

1 油田概況

羅馬什金油田是俄羅斯僅次于薩馬特洛爾的第二大油田,發(fā)現(xiàn)于1948年,1952年投入工業(yè)性開發(fā),是一個(gè)典型的陸臺(tái)型多油層油田。油田地層傾角小于1°,含油面積4 300 km2,其中油水過渡帶的面積占70%。地質(zhì)儲(chǔ)量45×108t,可采儲(chǔ)量24×108t。

油田儲(chǔ)量主要來自陸源泥盆系油藏 (帕希亞組和克恩組),這里蘊(yùn)藏著該油田80%以上的探明儲(chǔ)量。在下石炭統(tǒng)陸源沉積中也含有近10%的探明儲(chǔ)量。目前,油田共查明421個(gè)油藏[1],確立了22個(gè)含油層系,其中有18個(gè)獲得了工業(yè)油流。

泥盆系的 Д1Д0層為油田基本含油層。Д1儲(chǔ)層最多分為9個(gè)儲(chǔ)集層,總厚度可達(dá)20～50 m,有效厚度為10～15 m;Д0儲(chǔ)層最多分為3個(gè)儲(chǔ)集層,總厚度達(dá)7 m,有效厚度為4 m。主要產(chǎn)油層為 Д1層,埋藏深度1 650～1 850 m,由細(xì)粒砂巖組成。這些砂巖儲(chǔ)集層非均質(zhì)性嚴(yán)重,滲透率為40～2 000 mD(平均 500 mD,1 mD=1.02×10-3μm2)。原油為輕油,儲(chǔ)集層原油為44°API,黏度為2.6～4.5 mPa·s,含硫1.5%～2.1%[2,3]。

砂巖儲(chǔ)集層的沉積環(huán)境主要是三角洲平原分流河道。整個(gè)油田呈現(xiàn)出的構(gòu)造是一個(gè)由差異壓實(shí)作用形成的低走勢(shì)穹隆背斜,包含無數(shù)的由厚砂巖組成的構(gòu)造高地。在這些構(gòu)造高地的基礎(chǔ)上,油田劃分出21個(gè)生產(chǎn)區(qū)塊。這些區(qū)塊之間彼此獨(dú)立生產(chǎn),并由注水井互相分隔。最初的高產(chǎn)區(qū)是西部區(qū)塊,后來逐漸擴(kuò)展到其他地區(qū)。

2 油田開發(fā)

羅馬什金油田的發(fā)展已歷經(jīng)50多年。在開發(fā)初期,該油田首次在世界上大規(guī)模成功進(jìn)行了注水開發(fā),加速了地下石油儲(chǔ)量的開采,大大提高了地層的原油采收率,是一個(gè)開發(fā)效果較好的老油田。到目前為止,羅馬什金油田已經(jīng)開采了43%的原始平衡儲(chǔ)量,87%的A+B+C1級(jí)可采儲(chǔ)量[4]。開采量最多的為帕希亞地層的油藏 (總開采量的88%)。羅馬什金油田的開發(fā)可分為4個(gè)階段。

2.1 開發(fā)第一階段 (1948—1970年):原油產(chǎn)量上升階段

羅馬什金油田第一個(gè)總體開發(fā)方案是,在缺乏邊內(nèi)注水經(jīng)驗(yàn)和對(duì)油田的地質(zhì)結(jié)構(gòu)研究程度很低的情況下編制的。這個(gè)總體開發(fā)方案存在一些原則性的失誤[2,3],主要表現(xiàn)為:①把油田切割為若干寬闊的多期開發(fā)系統(tǒng),這就不得不在開發(fā)早期就關(guān)閉一些采油井,改變注水前緣;②在油藏內(nèi),油井和注水井間井距很大且分布不均勻;③在非常稀的井網(wǎng)基礎(chǔ)上,采油單元?jiǎng)澋眠^大,這就不能使所有的原油儲(chǔ)量得到有效的開發(fā),不能保證達(dá)到設(shè)計(jì)的原油采收率。

由于開發(fā)層系的非均質(zhì)性和分割性,油層波及范圍小 (52%),只有30%～70%的射開層位見到注水效果。從方案實(shí)施以來,只保留了主要的開發(fā)原則——邊內(nèi)注水。采用邊內(nèi)注水保證了較高的采油速度,在投資極少的條件下,確保了技術(shù)-經(jīng)濟(jì)各項(xiàng)指標(biāo)的提高和較高的原油采收率。

2.2 開發(fā)第二階段 (1971—1975年):原油穩(wěn)產(chǎn)階段

羅馬什金油田第二個(gè)總體開發(fā)方案中消除了油田開發(fā)中的一些不足之處,補(bǔ)劃了幾個(gè)寬度為5～6 km的窄小地帶,使獨(dú)立開發(fā)的區(qū)塊增加到42個(gè);將注水井排的注入壓力提高到地層壓力之上,而將采油井井底壓力降至飽和壓力;在中央地區(qū)采用點(diǎn)狀注水,而在邊緣地區(qū)采用選擇性注水;在邊緣地區(qū)均勻布井。

但是,這一方案存在著本質(zhì)上的缺點(diǎn):由于油水帶的開采效果不理想,低滲透層和高產(chǎn)層的泥質(zhì)含量在2%以上,因此不能保證開發(fā)層系有充分的注水波及范圍。井網(wǎng)密度不夠,油藏內(nèi)井網(wǎng)分布不均勻,只在小范圍內(nèi)進(jìn)行了開發(fā)單元的細(xì)分,注水系統(tǒng)不完善等是造成注水波及范圍不充分的基本原因。

該階段的主要調(diào)整措施包括:增加注水井?dāng)?shù);縮短注水井與采油井之間的距離;引入面積注水;在非均質(zhì)嚴(yán)重區(qū)域進(jìn)行選擇性注水;動(dòng)用 Д0上產(chǎn)。

隨著更多的區(qū)塊投入生產(chǎn),油田產(chǎn)量穩(wěn)步上升,并于1970年達(dá)到8 150×104t的峰值產(chǎn)量。油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的形勢(shì)一直持續(xù)到1976年,隨后開始下滑。

2.3 開發(fā)第三階段 (1976—1989年):原油產(chǎn)量下降階段

羅馬什金油田第三開發(fā)階段中,邊內(nèi)注水的開發(fā)原則得到了進(jìn)一步的發(fā)展。在第三個(gè)總體開發(fā)方案中考慮到了強(qiáng)化開發(fā)低產(chǎn)儲(chǔ)集層和油水帶中的儲(chǔ)量;優(yōu)化砂層注水壓力,粉砂巖層注水壓力要提高到20～25 MPa或以上;將采油井的井底壓力降至下部無水承壓層和水淹層飽和壓力以下20%～25%,注采井?dāng)?shù)比增加為1∶3;為了細(xì)分開發(fā)單元鉆加密井,強(qiáng)化開采低產(chǎn)不連續(xù)層中的儲(chǔ)量并達(dá)到設(shè)計(jì)的原油采收率;廣泛采用提高地層原油產(chǎn)量的新的物理-化學(xué)方法等。此外,為了控制采出水,從1985年開始進(jìn)行周期注水。

但是,由于油田前期開采速度過快及含水迅速上升,油田產(chǎn)量在不斷下滑。

2.4 開發(fā)第四階段 (1990—1993年):原油產(chǎn)量下降速度減緩

這一階段的主要任務(wù)是確定鉆探目標(biāo),以便使各種儲(chǔ)量都得到有效開發(fā);進(jìn)一步發(fā)展注水系統(tǒng),優(yōu)化注水和采油制度,調(diào)整開發(fā)過程;廣泛采用水動(dòng)力法和三次采油法,以確保原油采收率達(dá)到和超過設(shè)計(jì)水平 (設(shè)計(jì)采收率為0.53,可能達(dá)到的采收率為0.6)。

3 開發(fā)現(xiàn)狀

3.1 油田現(xiàn)狀

按油田區(qū)塊對(duì)油田帕希亞-克恩沉積層的注水狀況和儲(chǔ)量動(dòng)用情況進(jìn)行了分析,結(jié)果顯示:注水波及到的地層原油采收率較高;儲(chǔ)量動(dòng)用程度各異。

針對(duì)這些特點(diǎn),油田采取了一系列的開發(fā)調(diào)整措施。在采取這些措施后,羅馬什金的原油產(chǎn)量保持穩(wěn)定,而且綜合含水率20多年來一直穩(wěn)定在87%的水平 。目前,油田原油采收率為49%,2008年羅馬什金油田的原油產(chǎn)量為1 520×104t。

3.2 現(xiàn)階段開發(fā)規(guī)劃

在目前所實(shí)施的第四個(gè)總體規(guī)劃中,為了達(dá)到設(shè)計(jì)的原油采收率,計(jì)劃采取下列措施:廣泛采用現(xiàn)代水動(dòng)力學(xué)方法提高原油采收率;大量應(yīng)用三次采油提高采收率方法;廣泛應(yīng)用堵水改進(jìn)工藝調(diào)整開發(fā)、控制采水量;大量采用近井地帶處理的有效方法,促進(jìn)油井和產(chǎn)層工作。

為了將原油采收率提高到設(shè)計(jì)水平之上,計(jì)劃實(shí)施下列措施:對(duì)流動(dòng)性小的剩余油和不可動(dòng)剩余油成藏進(jìn)行研究,并對(duì)這些油藏進(jìn)行數(shù)量評(píng)價(jià);采用多種方法提高初次和再次打開油層的效率;廣泛應(yīng)用水平井技術(shù)以改善油層的儲(chǔ)集性、提高油層的含油量;采用物理場(chǎng)作用和生物技術(shù)方法;應(yīng)用信息保障系統(tǒng)設(shè)計(jì)井間滲透率參數(shù)和油層自動(dòng)化監(jiān)測(cè)系統(tǒng)。

3.3 現(xiàn)階段穩(wěn)油控水措施

進(jìn)入油田第四開發(fā)階段以后,羅馬什金油田大都采用綜合地球物理方法提高原油采收率,包括:不穩(wěn)定 (循環(huán))注水;優(yōu)化注入壓力和井底壓力;廣泛采用近井地帶處理工藝。14年來,在各開采區(qū)塊中共增產(chǎn)原油7 690×104t。具體措施有[5]:將低產(chǎn)井投入運(yùn)行;完善注水系統(tǒng);鉆新井等。

同時(shí),近年來的研究發(fā)現(xiàn),在油田開發(fā)后期采用側(cè)鉆井和側(cè)鉆水平井工藝最為合理,對(duì)于老采油區(qū)來講,這種強(qiáng)化采油的方法最具前景。其次,地層水力壓裂在近年來也得到廣泛應(yīng)用。而在三次采油方法中,主要采用了提高波及效率和驅(qū)油效果的相關(guān)工藝[1-3]。

在提高原油產(chǎn)量和油層原油采收率的同時(shí),降低伴生水的產(chǎn)量是開發(fā)后期調(diào)整工作的基本任務(wù)。羅馬什金穩(wěn)定含水的主要措施有:不穩(wěn)定注水和改變液流方向;關(guān)停無效益高水淹井,停止水淹層的生產(chǎn),在無水區(qū)和微水淹區(qū)強(qiáng)化采油,從局部水洗層或油水帶中把油驅(qū)至含油帶,以及在高水淹段注水井中采用特殊工作制度[6];廣泛應(yīng)用堵水改進(jìn)工藝。采取上述措施后,伴生水減少到2×108t/a,注入水也相應(yīng)減少,油田開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)得到提高。含水率穩(wěn)定在87%,油水比為1.4。

4 油田發(fā)展前景

羅馬什金油田保持最佳開采狀態(tài)的主要經(jīng)驗(yàn)之一是不斷增加新儲(chǔ)量,在羅馬什金油田開發(fā)的50多年間平衡儲(chǔ)量增加了66%,可采儲(chǔ)量增加了62%。預(yù)計(jì)經(jīng)過今后的補(bǔ)充勘探、地質(zhì)模型的精細(xì)化以及提高原油采收率新方法的廣泛應(yīng)用,油田儲(chǔ)量將會(huì)繼續(xù)增加。

4.1 補(bǔ)充勘探

按照韃靼斯坦的開采方法,依靠對(duì)泥盆系和石炭系局部含油層系的補(bǔ)充勘探,平衡表內(nèi)儲(chǔ)量將不斷增長(zhǎng)。目前,韃靼斯坦已發(fā)現(xiàn)400多個(gè)前景區(qū)塊,其中C1級(jí)儲(chǔ)量的增長(zhǎng)估計(jì)為:平衡表內(nèi)儲(chǔ)量38.5×108t,可采儲(chǔ)量10.56×108t。

4.2 提高原油采收率

4.2.1 開采已動(dòng)用儲(chǔ)量

羅馬什金油田通過反復(fù)采用現(xiàn)代提高采收率方法及地層自動(dòng)化監(jiān)控和管理系統(tǒng)來提高已動(dòng)用儲(chǔ)量的原油采收率。這些工藝可保證以相對(duì)較高的最終原油采收率高速開采油藏儲(chǔ)量。高滲透陸源儲(chǔ)層或碳酸鹽巖儲(chǔ)層 (高產(chǎn)油藏)中含低黏原油油藏儲(chǔ)量屬于這一類儲(chǔ)量。

例如,在羅馬什金油田塔什利亞爾區(qū)的2個(gè)高產(chǎn)區(qū)塊中,通過采用現(xiàn)代水動(dòng)力提高原油采收率方法 (循環(huán)注水,改變地層中液體滲流方向)和開發(fā)調(diào)整措施使原油采收率達(dá)到了0.6～0.65,區(qū)塊目前仍在生產(chǎn)。

4.2.2 提高難采儲(chǔ)量油藏的開發(fā)效果

難采儲(chǔ)量投入有效開發(fā)的必要條件是將其劃分為獨(dú)立的開發(fā)區(qū)塊,通過封堵水洗層位、增鉆注入井和生產(chǎn)井、充分考慮地層地質(zhì)特點(diǎn)等措施,使每個(gè)區(qū)塊都成為一個(gè)獨(dú)立的系統(tǒng)。

近十幾年來,羅馬什金油田開發(fā)出大量開采難采儲(chǔ)量的綜合工藝并廣泛應(yīng)用,其中包括:低滲透儲(chǔ)層和泥巖陸源儲(chǔ)層的綜合開發(fā)工藝;高黏原油儲(chǔ)層的綜合開發(fā)工藝;碳酸鹽巖儲(chǔ)層的綜合開發(fā)工藝。其中,鉆水平井和多底井是發(fā)展方向。羅馬什金油田的試驗(yàn)證明,通過鉆水平井和多底井提高油藏注水波及可從本質(zhì)上提高原油采收率。

4.2.3 剩余油儲(chǔ)量開采

羅馬什金油田將可動(dòng)剩余油和流動(dòng)性小的剩余油作為油田開發(fā)后期攻堅(jiān)的重點(diǎn)目標(biāo)。目前,油田主要通過下列方法進(jìn)行剩余油儲(chǔ)量的開采。

(1)細(xì)化地質(zhì)構(gòu)造

羅馬什金油田開發(fā)后期將主要精力放在了細(xì)化開發(fā)單元地質(zhì)構(gòu)造上。例如,在羅馬什金油田巴甫洛夫區(qū)塊采用了更加完善的地球物理研究方法(CINTEL系統(tǒng) TABC方法),將 Д1層劃分成四類巖石,這樣在整塊高產(chǎn)地層就被劃分成滲透差值較小的地層,能夠合理采用最先進(jìn)的提高原油采收率方法。通過這種途徑,地層 (特別是高產(chǎn)地層)的可采儲(chǔ)量將會(huì)增長(zhǎng)。

在開采初期,羅馬什金油田確定了主力油層儲(chǔ)集巖的標(biāo)準(zhǔn)值,但到了上世紀(jì)80年代,這些標(biāo)準(zhǔn)值變大,儲(chǔ)集巖范圍相應(yīng)縮小。由于根據(jù)地球物理測(cè)井確定油層孔滲性的現(xiàn)行方法沒有考慮到非均質(zhì)地層類型的不同,導(dǎo)致根據(jù)地球物理測(cè)井和巖心分析數(shù)據(jù)得出的參數(shù)值出現(xiàn)了很大偏差?，F(xiàn)在,通過細(xì)化非常規(guī)孔隙結(jié)構(gòu)滲透性巖層,圍巖中的可滲低孔隙巖層則被視為平衡表內(nèi)儲(chǔ)量增長(zhǎng)的一大主力。專家預(yù)測(cè),平衡表內(nèi)儲(chǔ)量中它們的份額不低于15%[5]。

(2)精細(xì)地質(zhì)模型

目前,油田建立了含有2000～3000萬個(gè)構(gòu)造單元的精細(xì)地質(zhì)模型,這些構(gòu)造單元分布于羅馬什金油田的21個(gè)區(qū)塊,形成了對(duì)井的資料、地球物理和工業(yè)資料以及模擬結(jié)果進(jìn)行分析的構(gòu)架基礎(chǔ)[6]。該模型可以更精細(xì)地分析開發(fā)對(duì)象,劃分出儲(chǔ)集層中性質(zhì)變差、無法波及到的地帶,在這些地帶采取措施開采原油剩余儲(chǔ)量。

油田在長(zhǎng)期生產(chǎn)過程中,通過采用分層細(xì)化地質(zhì)構(gòu)造、確定儲(chǔ)集巖的標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)等新方法進(jìn)行地質(zhì)建模[7],可確定剩余油的結(jié)構(gòu)和分布;而將地質(zhì)體劃分成獨(dú)立的開發(fā)單元?jiǎng)t可對(duì)開發(fā)單元的儲(chǔ)量動(dòng)用情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,這樣就可采取合理的剩余油增產(chǎn)措施,以保證注水地層波及范圍最大化,達(dá)到較高的原油采收率。

4.3建立油田開發(fā)后期新觀念

近年來,擔(dān)任韃靼聯(lián)合石油公司總地質(zhì)師穆斯利莫夫通過反復(fù)對(duì)比研究認(rèn)為,油田的 (甚至小油田)開發(fā)時(shí)間不低于100年,并且油田主要開發(fā)期都在公認(rèn)的第四階段。這一開發(fā)階段需要更為細(xì)致的研究,不應(yīng)將其視為含水率緩慢上升、原油產(chǎn)量不斷下降的時(shí)期。

在羅馬什金油田第四個(gè)總體規(guī)劃中提到,應(yīng)用提高原油采收率方法將使油田穩(wěn)定開采期延長(zhǎng)至2032年,考慮到國(guó)家稅收政策的細(xì)化,原油開采期將延長(zhǎng)至2065年。如果通過應(yīng)用提高原油采收率方法、儲(chǔ)集巖標(biāo)準(zhǔn)值降低的概念以及改變與儲(chǔ)集巖標(biāo)準(zhǔn)值相關(guān)的油田地質(zhì)模型,油田的預(yù)測(cè)開采量得到證實(shí),那么羅馬什金油田 Д1Д0層的平衡表內(nèi)儲(chǔ)量,特別是可采儲(chǔ)量將會(huì)增長(zhǎng),油田開發(fā)期將維持150～200年[4]。這樣算來,油田開發(fā)后期將占據(jù)整個(gè)油田開發(fā)期70%～80%,因此必須加大對(duì)油田開發(fā)后期的研究。

4.4 加大對(duì)油田后期階段的研究

4.4.1 油田后期開發(fā)特點(diǎn)

在油田開發(fā)后期,各類油田參數(shù)較開發(fā)初期都發(fā)生了巨大的變化,然而至今設(shè)計(jì)者仍在延用油田開發(fā)的改進(jìn)規(guī)劃,并沒有考慮油田的上述特點(diǎn)[1,4],這樣客觀上就會(huì)降低原來設(shè)計(jì)的原油采收率。所以,老油田開發(fā)系統(tǒng)的完善需要考慮在長(zhǎng)期生產(chǎn)過程中因技術(shù)原因?qū)е碌母淖?。此?必須考慮諸如生產(chǎn)井和生成設(shè)備的長(zhǎng)期物理磨損之類的復(fù)雜因素。

4.4.2 油田后期異常現(xiàn)象

通過近10年來的基礎(chǔ)研究,認(rèn)為伴隨著油氣向地殼和沉積蓋層上層的周期性注入,地球深部脫氣過程是具備一定地質(zhì)構(gòu)造條件的規(guī)律性現(xiàn)象[7],其表現(xiàn)為地層深部的油流指示非常之多。根據(jù)平衡表內(nèi)儲(chǔ)量,羅馬什金發(fā)現(xiàn)的系列油藏已經(jīng)開采殆盡,然而這里的石油開采仍在繼續(xù)。

同時(shí),油田針對(duì)原油物理化學(xué)屬性、油層參數(shù)水動(dòng)力特點(diǎn)、主力油層的井工作特點(diǎn),以及原油密度和黏度變化的周期性進(jìn)行了系列研究。結(jié)果發(fā)現(xiàn)Д1Д0油層中最有可能的“另類”油流不論在空間上,還是時(shí)間上都具有點(diǎn)狀特點(diǎn),而這一現(xiàn)象沒有明顯的直接標(biāo)志,否則在羅馬什金油田開發(fā)和開采的50多年間這一現(xiàn)象早就會(huì)被發(fā)現(xiàn)。

羅馬什金油田多年的開發(fā)研究顯示,隨著開發(fā)措施的實(shí)施,油田剩余油性能正在惡化,原油密度在有規(guī)律地增加。然而,明尼巴耶沃地區(qū)在原油密度總體加大的背景下,其單井原油密度測(cè)定值卻呈現(xiàn)周期性減小的現(xiàn)象。此外,通過分類分析揭示了異常參數(shù)井,包括原油累計(jì)產(chǎn)量異常高的39口井,這些井中每口井的原油累計(jì)產(chǎn)量都超過了100×104t,在其他井產(chǎn)量普降的情況下這些井的產(chǎn)量會(huì)“突然”上升。

圖1 2005年起羅馬什金油田原油儲(chǔ)量開采動(dòng)態(tài)及儲(chǔ)量增長(zhǎng)預(yù)測(cè)

上述種種現(xiàn)象與采油量下降的“規(guī)律”產(chǎn)生巨大反差,需要專門進(jìn)行調(diào)查研究。

羅馬什金油田原油采收率發(fā)展前景見圖1。

5 結(jié)論及建議

(1)羅馬什金油田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)證明,油田開發(fā)后期是一個(gè)復(fù)雜的過程,不應(yīng)簡(jiǎn)單將其視為含水率緩慢上升、原油產(chǎn)量不斷下降的時(shí)期。在油田開發(fā)后期,通過采取有效的挖潛措施可以使原油產(chǎn)量和綜合含水保持穩(wěn)定。

(2)大型油田開發(fā)的各個(gè)階段都需要實(shí)施儲(chǔ)量接替,在羅馬什金油田開發(fā)的50多年間平衡儲(chǔ)量增加了66%,可采儲(chǔ)量增加了62%。預(yù)計(jì)今后通過補(bǔ)充勘探、細(xì)分地質(zhì)層系、精細(xì)地質(zhì)模型以及提高原油采收率新方法的廣泛應(yīng)用,油田儲(chǔ)量將會(huì)不斷增加,油田可采期將不斷延長(zhǎng)。

(3)在地質(zhì)條件方面,大慶油田與羅馬什金油田有許多類似的地方。研究羅馬什金油田的開發(fā)歷程及各個(gè)階段的開采技術(shù),了解它開發(fā)過程中的成功經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn),對(duì)于科學(xué)合理地開發(fā)我國(guó)類似油田有較大的參考價(jià)值。因此,建議在以后的工作中加大對(duì)該油田的關(guān)注力度,加強(qiáng)油田間的互訪,盡可能地通過電子商務(wù)、學(xué)術(shù)交流等各種手段,更多地獲取該油田的最新資料。

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10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.002

2010-03-10)