毛毳，鐘建華，李勇，王有智，牛永斌，倪良田，邵珠福

（1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院；2.中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院；3.中國科學院廣州地球化學研究所；4.河南理工大學資源環(huán)境學院；5.國土資源部海洋油氣資源與環(huán)境地質重點實驗室）

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖基質孔縫型儲集體特征

毛毳1,2，鐘建華1,3，李勇1，王有智2，牛永斌4，倪良田1，邵珠福5

（1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院；2.中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院；3.中國科學院廣州地球化學研究所；4.河南理工大學資源環(huán)境學院；5.國土資源部海洋油氣資源與環(huán)境地質重點實驗室）

采用巖心觀察、薄片鑒定、陰極發(fā)光、顯微熒光、掃描電鏡與能譜分析等多種技術方法，研究塔河油田云斑灰?guī)r基質孔縫型油藏儲集體特征。塔河油田云斑灰?guī)r的白云石砂屑團塊中賦存大量石油，在中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組廣泛分布，厚度大，目前開發(fā)的油氣有相當一部分來自于這種灰?guī)r基質，而不是以往認識的完全來自于縫洞系統(tǒng)。白云石砂屑團塊巖心上表現(xiàn)為不規(guī)則斑狀或綢帶狀分布，在許多層段約占巖心總比表面積的40%，砂屑部分總孔隙面孔率也達39%左右。砂屑部分為結晶較好的白云石，白云石晶體直徑主要集中在100～350 μm，相當于中細砂級；高壓壓汞測試結果顯示砂屑團塊儲集物性較泥晶灰?guī)r優(yōu)越很多，孔隙度為12.57%～36.39%。砂屑團塊周圍縫合線和微裂隙極為發(fā)育，密集的縫合線和微裂隙連通了白云石砂屑團塊含油單元，使微孔、微縫中的石油能夠連通起來，成為有效的儲集空間。圖15參27

碳酸鹽巖；基質孔縫型儲集體；云斑灰?guī)r；砂屑團塊；塔河油田；奧陶系

0 引言

致密油氣資源是近年來油氣勘探開發(fā)的一個熱點領域[1-3]，但目前研究和勘探主要針對致密砂巖油氣。實際上，碳酸鹽巖中的致密油氣也非常值得關注，本文以新疆塔河油田奧陶系致密碳酸鹽巖油氣為例探討有關問題。塔河油田儲集層為海相碳酸鹽巖[4-5]，但到目前為止，對其有效儲集空間還認識不足，無法準確認定其油氣類型，從而影響了塔河油田的勘探和開發(fā)。塔河油田勘探開發(fā)實踐表明，70%的井需要壓裂才能求產(chǎn)，有些井實際產(chǎn)出的原油比縫洞系統(tǒng)體積大得多，如S48井，說明有來自縫洞系統(tǒng)之外的原油。通過對塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲集層巖心和巴楚地區(qū)相似野外露頭觀察，發(fā)現(xiàn)云斑灰?guī)r中的白云石砂屑團塊普遍含油，認為塔河油田有相當一部分是云斑灰?guī)r基質孔縫型油藏。關于白云巖或白云石化灰?guī)r儲集層的勘探潛力早有報道[6-8]。陳榮坤[9]指出白云石化作用形成的晶間孔縫、晶內(nèi)孔、晶間溶孔等是油氣儲集的有利空間，改善了油氣儲集性能且提供了油氣運移的重要通道。牛永斌[10]認為云斑灰?guī)r孔隙型儲集體是塔河油田二區(qū)中下奧陶統(tǒng)重要的儲集體之一。基質孔縫型灰?guī)r油藏的儲集空間主要位于被白云石交代的斑塊處，因為約有60%方解石未被白云石交代或交代不完全，不同于白云巖儲集層而又與白云石化作用密切相關，巖性上為斑狀白云質砂屑泥晶灰?guī)r（又稱云斑灰?guī)r），故稱為基質孔縫型油藏。基質孔縫型油藏在空間展布上具有極強非均質性，橫向及縱向連續(xù)性均較差。因此，研究云斑灰?guī)r的發(fā)育特征、儲集性能及分布規(guī)律，對碳酸鹽巖油氣藏的勘探具有重要意義。

1 工區(qū)概況

塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起阿克庫勒凸起南端（見圖1），屬碳酸鹽開闊—局限臺地環(huán)境，全區(qū)缺失上、下二疊統(tǒng)和中、上侏羅統(tǒng)，絕大部分地區(qū)缺失上奧陶統(tǒng)、志留系、泥盆系、上石炭統(tǒng)和中二疊統(tǒng)。塔河油田儲集層主要分布在中下奧陶統(tǒng)的一間房組和鷹山組，在全區(qū)普遍發(fā)育，厚度較大，連續(xù)性好。巖石類型較為簡單，主要為黃灰色或灰黑色泥微晶灰?guī)r和云斑灰?guī)r，局部發(fā)育礫屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r及白云巖。其中云斑灰?guī)r和白云巖是最有利的儲集巖，由于白云巖地層發(fā)育較深，很少鉆遇，故云斑灰?guī)r更有價值。云斑灰?guī)r中斑塊部分為白云石晶體，結晶完好，呈砂屑狀，粒度類似于碎屑巖的中細砂巖。云斑灰?guī)r的晶內(nèi)孔和晶間孔發(fā)育，普遍含油，與縫合線、灰?guī)r次生溶孔、溶洞及微裂縫共同形成了孔-縫-洞復合型儲集空間[11-13]。

圖1 工區(qū)位置圖

2 基質孔縫型儲集體

2.1 塔河油田云斑灰?guī)r儲集體

塔河油田2區(qū)、4區(qū)、6區(qū)、7區(qū)鉆井巖心觀察發(fā)現(xiàn)，S80井、S71井、S66井、S67井、T615井、S77井、S79井、T208井、T452井、T207井、TK209井等大部分取心井的巖心都含有云斑灰?guī)r，并且有大量原油儲存于白云石斑塊中。云斑灰?guī)r在中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組廣泛分布，厚度巨大，最大可達200 m（見圖2）。白云石斑塊形態(tài)極不規(guī)則，平面上似無定型的云團，晶粒似砂屑，固將其稱為“白云石砂屑團塊”。在巖心上表現(xiàn)為不規(guī)則斑狀或綢帶狀分布，占巖心總表面積40%左右，多被黑色原油或瀝青充填，且砂屑團塊周圍縫合線和微裂隙極為發(fā)育，連通了相鄰團塊。白云石晶形非常好，基本為菱面體，面孔率40%左右。

圖2 S80井云斑灰?guī)r巖心照片

2.2 塔北巴楚露頭云斑灰?guī)r儲集體

與塔河油田地層相似，在巴楚縣西北37 km的五道班附近露頭區(qū)也發(fā)現(xiàn)了一套云斑灰?guī)r，厚20 m左右，發(fā)育于中下奧陶統(tǒng)鷹山組，距離鷹山組頂面10 m左右，儲集空間與塔河油田中下奧陶統(tǒng)云斑灰?guī)r一樣，均為白云石砂屑團塊中的孔縫，敲擊巖石有強烈油味，巖石斷面可見黑灰色和灰色兩種明顯不同的顏色（見圖3a），其中灰色的為白云石砂屑團塊，有強烈油味，黑灰色的為泥晶灰?guī)r。從露頭的云斑灰?guī)r薄片中（見圖3b）可見白云石密集產(chǎn)出，白云石晶粒直徑在100～350 μm，具有明顯的亮邊霧心結構，表現(xiàn)出淺埋藏下的白云石特征，中間為黑色或灰色核心，多為灰?guī)r未完全白云石化的殘留物（見圖3b）。白云石晶間孔和微裂縫均非常發(fā)育，且連通性極好，是主要的儲集空間，被瀝青充填，亦有部分未被充填的開啟縫（見圖3b）。

圖3 巴楚五道班云斑灰?guī)r顯微照片

從巴楚五道班野外露頭云斑灰?guī)r的產(chǎn)出層位和塔河油田奧陶系鉆井揭示的云斑灰?guī)r發(fā)育層位來看，二者均為中下奧陶統(tǒng)，野外調查和室內(nèi)分析還揭示兩地層巖性和生物化石具有很大相似性，屬同時期地層；塔河油田中下奧陶統(tǒng)的云斑灰?guī)r儲集體厚度相對更大，經(jīng)歷過成巖作用改造后儲集空間更為發(fā)育。

3 白云質砂屑團塊

云斑灰?guī)r主要由方解石和白云石兩種礦物組成，砂屑成分為中—粗晶白云石，泥晶成分為隱晶方解石。本文通過陰極發(fā)光、掃描電鏡、能譜分析和熒光薄片分析，對云斑灰?guī)r礦物成分和含油性進行判斷。掃描電鏡與能譜分析結合，可以直觀地反映樣品的微觀形態(tài)，又可對樣品中不同組成成分進行定量及半定量分析[14]。圖4a為放大2 000倍的云斑灰?guī)r掃描電鏡照片，對砂屑顆粒（圖4a中紅色方框位置）進行能譜分析，掃描出的有效元素為C、O、Mg、Ca，其中Mg2+質量分數(shù)為15.72%（見圖4b），說明砂屑顆粒是較純的白云石，白云石化較完全。

圖4 云斑灰?guī)r掃描電鏡照片與能譜分析圖

陰極發(fā)光是碳酸鹽巖沉積學研究的重要手段之一，不同結構或不同成分碳酸鹽具有不同的陰極發(fā)光性[15]。云斑灰?guī)r陰極發(fā)光的特點為：隱晶方解石具有較弱的暗棕色陰極發(fā)光，白云石晶內(nèi)具有較強的棕色陰極發(fā)光，晶體邊緣具有強的紅色陰極發(fā)光，白云石晶間孔及晶內(nèi)孔為弱的暗棕色陰極發(fā)光。白云石含量與陰極發(fā)光強度呈正相關性，即白云石含量越高，陰極發(fā)光強度越強。從圖5白云石晶體為強紅色陰極發(fā)光可以判斷，此為結晶較完全白云石。

圖5 S71井5 711.95 m云斑灰?guī)r陰極發(fā)光照片

烴類在紫外光照射下，其中某些具共軛雙鍵的有機物質（含生色團和助色團）可被激發(fā)而發(fā)熒光。儲集層中瀝青含量愈高、組分愈輕，瀝青發(fā)光強度就愈強。瀝青在巖石中的分布很廣，主要位于孔隙微裂縫中[16]。云斑灰?guī)r整段儲集層熒光顯示較好，白云石晶體內(nèi)孔隙呈斑點狀，晶內(nèi)孔發(fā)淺黃色熒光，晶間孔或部分晶間縫發(fā)棕黃色或黃褐色熒光，縫合線或微裂縫為暗色，不發(fā)熒光。根據(jù)前人[16-17]對各種不同類型石油組分的熒光分析，判斷白云石晶內(nèi)孔、晶間孔和部分晶間縫為油質瀝青充填；微裂縫和縫合線主要被瀝青質瀝青充填。樣品取心從地下高溫高壓到地表常溫常壓環(huán)境，輕組分被氧化、揮發(fā)或流失，殘留在裂縫等稍大儲集空間的為瀝青質瀝青或炭質瀝青，不發(fā)熒光（暗黑色）（見圖6）。

圖6 云斑灰?guī)r單偏光及熒光照片

4 云斑灰?guī)r儲集空間與物性

關于塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖儲集層的儲集空間前人已經(jīng)做過大量研究，塔北地區(qū)由于經(jīng)歷了多期構造運動及成巖作用，原生孔隙大多已被破壞殆盡，剩余的有效儲集空間多為次生成因，綜合歸納主要為孔隙、裂縫和溶洞3類[18-21]，而塔河油田基質孔縫型儲集層的儲集空間略有不同，主要為孔隙和裂縫?？紫队址譃榫чg（溶）孔和晶內(nèi)（溶）孔，裂縫分為縫合線、微裂縫、晶間縫和晶內(nèi)縫。

4.1 孔隙

4.1.1 晶間孔

包括晶間孔隙和晶間溶孔，主要分布于白云石晶體之間。白云石化是晶間孔隙形成的先決條件，其次是白云石的顆粒形狀，從平面上看一般為菱形和四方形，顆粒排列具有無序性，堆積不緊密，有利保存大量晶間孔隙。在顯微鏡下可以觀察到晶間孔主要發(fā)育在砂屑團塊的白云石晶粒之間（見圖7），部分被方解石充填（染成紅色或暗紅色的方解石充填在白云石晶間），部分被瀝青充填（黑色瀝青分散在晶間孔中）。在交代的白云石中，晶粒粒度越大，晶間孔越發(fā)育。碳酸鹽巖為可溶性巖石，白云石晶間孔隙會在地層水或熱液等流體作用下進一步被溶蝕而擴大形成晶間溶孔。在掃描電鏡下觀察白云石晶體，晶間孔大多被方解石充填（見圖8a），但仍保留了較多的有效孔隙（見圖8）。

4.1.2 晶內(nèi)孔

主要指次生成因的晶內(nèi)溶孔，由白云石晶體內(nèi)部被不完全溶蝕而形成。晶內(nèi)孔的形狀較不規(guī)則，一般為不規(guī)則圓、棱角狀多邊形或裂口狀孔隙，孔徑主要集中在1～5 μm（見圖9）。有時可見連續(xù)若干個不規(guī)則形狀晶內(nèi)孔連接成串，串珠狀溶孔多沿微裂隙發(fā)育。

4.2 裂縫

4.2.1 縫合線

巖心及顯微薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，縫合線的發(fā)育與白云石有關。砂屑位置縫合線幾何特征從簡單到復雜均可見到，總體特征為縫合線的鋸齒齒尖不大尖銳（見圖10a）。貼近云斑灰?guī)r砂屑團塊周邊縫合線尤為發(fā)育，寬度可達0.5 mm，常呈港灣狀或河流狀分布，把云斑灰?guī)r砂屑團塊和周邊泥晶灰?guī)r分開或者連通各個白云石砂屑團塊，縫合線內(nèi)部被黑色殘留瀝青充填[22-23]。

4.2.2 微裂縫

云斑灰?guī)r中微裂隙非常發(fā)育，形態(tài)常呈辮狀、網(wǎng)狀或發(fā)絲狀（見圖10b），大多被瀝青充填，亦有少部分未被完全充填的開啟縫。微裂隙連通白云石晶體的晶間縫，形成一個網(wǎng)狀通道，對油氣的儲集和運移非常有利。

圖7 云斑灰?guī)r顯微照片

圖8 白云石晶間孔掃描電鏡照片

圖9 白云石晶內(nèi)孔掃描電鏡照片

5 云斑灰?guī)r的儲集物性

5.1 白云石粒徑與微孔尺寸

理論計算表明[24]，方解石被白云石交代可使巖石總孔隙度增加6%～13%，白云石化實質上是Mg2+取代Ca2+，由于Mg2+半徑（0.066 nm）小于Ca2+的半徑（0.099 nm），因此理論上白云石化可使巖石體積縮小、孔隙度增加。具有較好物性的白云石砂屑部分占巖心總表面的比率，可以通過巖心素描圖圈出的砂屑團塊面積與巖心切面面積比得出，圖11砂屑團塊面積與巖心切面面積比為40.14%。根據(jù)圖7a圈出的晶間孔面積與視域總面積比，計算晶間孔的面孔率達15.03%。在500倍單偏光顯微鏡下，統(tǒng)計單個白云石晶體晶內(nèi)孔孔面積，計算單個白云石晶體的面孔率為28.24%。結合晶間孔和晶內(nèi)孔，砂屑部分總孔隙的面孔率達39.28%。由圖11b巖心素描圖亦可清晰看出砂屑部分微裂隙和縫合線發(fā)育，有效連通了砂屑顆粒晶間孔和晶內(nèi)孔。

圖10 云斑灰?guī)r中的縫合線與微裂縫單偏光照片

在顯微鏡下對白云石砂屑顆粒進行了細致觀察及測量，發(fā)現(xiàn)白云石對角線長度最小約為61.813 μm，最大約為567 μm，主要集中在100～350 μm，相當于中細砂級。顯微鏡下觀察測量表明晶間孔的孔徑最小約為12.346 μm，最大約為119.319 μm，主要集中在20～70 μm（包括部分晶間縫的長度）；晶內(nèi)孔的孔徑最小約為0.1 μm，最大約為15.0 μm，主要集中1～6 μm（見圖12—圖14）。

圖11 云斑灰?guī)r巖心照片與巖心素描圖

圖12 白云石顯微照片及粒徑分布

5.2 孔滲特征

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲集層不同巖性孔隙度和滲透性相差不大，常規(guī)小樣品泥晶灰?guī)r的孔隙度在0.10%～2.00%，平均為0.69%，滲透率在（0.003～18.800）×10?3μm2，平均為1.110×10?3μm2；白云質砂屑灰?guī)r的孔隙度在0.20%～2.20%，平均為0.86%，滲透率在（0.001～22.000）×10?3μm2，平均為0.700× 10?3μm2；角礫灰?guī)r的孔隙度在0.200%～1.200%，平均為0.625%，滲透率在（0.001～7.880）×10?3μm2，平均為1.030×10?3μm2；泥質灰?guī)r的孔隙度在0.20%～1.80%，平均為1.02%，滲透率在（0.004～0.140）× 10?3μm2，平均為0.010×10?3μm2。奧陶系碳酸鹽巖儲集層全直徑樣品孔隙度在0.44%～5.69%，平均為2.08%，滲透率在（1×10?4～13.80）×10?3μm2，平均為0.67×10?3μm2。全直徑樣品孔隙度和滲透率分布趨勢與常規(guī)小樣品一致，但孔滲范圍略高，因為全直徑樣品反映了一部分裂縫和溶蝕孔洞的貢獻。按石油天然氣儲量計算規(guī)范[25]，奧陶系碳酸鹽巖儲集層基質物性較差，為特低孔特低滲儲集層。

圖13 白云石晶間孔顯微照片及孔徑分布

圖14 白云石晶內(nèi)孔顯微照片及孔徑分布

云斑灰?guī)r具有極強的非均質性，因為無論是全直徑樣品還是常規(guī)小樣品，取樣均大于白云石砂屑塊徑，砂屑團塊孔滲被泥晶灰?guī)r屏蔽，結果不能真實反映砂屑團塊物性。為了得到云斑灰?guī)r砂屑團塊準確的孔隙度值，將云斑灰?guī)r的砂屑團塊從巖心樣品中分離出來，利用高壓壓汞法對其孔隙度進行測定。高壓壓汞實驗孔徑的測量范圍為3 nm～1 000 μm，取樣約為1.7 g，實驗最高進汞壓力達200 MPa。利用高壓壓汞測試砂屑團塊樣品，得到白云質砂屑的孔隙度范圍為12.57%～36.39%，孔容為0.055 5～0.217 2 mL/g，孔徑主要集中在0.010～10.000 μm，平均為3 μm。與其他非常規(guī)油氣藏儲集空間相比（例如油頁巖的孔徑為幾納米[26-27]），云斑灰?guī)r砂屑團塊的孔徑要高出3個數(shù)量級。

6 塔河油田碳酸鹽巖基質孔縫型儲集層發(fā)育部位及空間展布

研究區(qū)巖心觀察和井資料統(tǒng)計表明，中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組均大量發(fā)育云斑灰?guī)r，平面上大部分取心井的巖心段都有云斑灰?guī)r發(fā)育。在垂向上云斑灰?guī)r主要分布于一間房組和鷹山組下段，體現(xiàn)出受層序界面的影響。云斑灰?guī)r在裂縫的溝通下能形成非常有效的儲集體。塔河油田六區(qū)基質孔縫型儲集層的垂向分布具有一定代表性，圖15中紅色層段為云斑灰?guī)r發(fā)育段，具有明顯垂向分帶性。碳酸鹽巖巖溶發(fā)育在垂向上具明顯差異[11-12]，表層巖溶帶是塔河油田最重要的溶洞發(fā)育段，類型多為垂直的豎井型溶洞；垂向滲流帶中小型溶洞較為發(fā)育，潛流巖溶帶溶洞數(shù)量不多，但多以地下暗河成因的大型溶洞為主。對比縫洞發(fā)育特點發(fā)現(xiàn)，云斑灰?guī)r段在表層巖溶帶和潛流巖溶帶較為發(fā)育，這種發(fā)育規(guī)律與白云石交代方解石的流體環(huán)境密切相關。地表巖溶帶的地表水、大氣水和潛流巖溶帶的地下水可為白云石化作用提供流體，同時也促進了白云石晶間和晶內(nèi)溶蝕孔的形成。

圖15 塔河油田6區(qū)云斑灰?guī)r垂向分布（C1b—下石炭統(tǒng)巴楚組；O1—2y—奧陶系鷹山組）

7 結論

云斑灰?guī)r是一種較特殊的含油致密灰?guī)r，斑狀砂屑部分為結晶較好的白云石，白云石晶內(nèi)孔含油質瀝青，晶間縫、縫合線和微裂縫含瀝青質瀝青。

白云石晶體基本為菱面體，晶體直徑主要集中在100～350 μm，相當于中細砂級。白云石的晶間孔、晶內(nèi)孔、縫合線和微裂縫發(fā)育，高壓壓汞測試結果顯示儲集物性良好，孔隙度為12.57%～36.39%，孔容為0.055 5～0.217 2 mL/g，孔徑主要集中在0.010～10.000 μm，平均孔徑3 μm，比油頁巖的孔徑大3個數(shù)量級。

白云石砂屑團塊巖心上表現(xiàn)為不規(guī)則斑狀或綢帶狀分布，在許多層段占巖心總比表面積的40%左右，且砂屑團塊周圍縫合線和微裂隙極為發(fā)育，密集的縫合線和微裂隙連通了白云石砂屑團塊含油單元，使微孔、微縫中的石油能夠連通起來，成為有效的儲集空間。

云斑灰?guī)r在塔河油田中下奧陶統(tǒng)普遍發(fā)育，即云斑灰?guī)r基質孔縫型儲集體平面上在全區(qū)普遍發(fā)育；垂向上云斑灰?guī)r主要分布于一間房組和鷹山組下段，受層序界面和溶蝕水動力的影響，有明顯分帶性。

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（編輯 黃昌武 繪圖 劉方方）

Ordovician carbonate rock matrix fractured-porous reservoirs in Tahe Oilfield

Mao Cui1,2,Zhong Jianhua1,3,Li Yong1,Wang Youzhi2,Niu Yongbin4,Ni Liangtian1,Shao Zhufu5
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266555,China;2.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company,Daqing 163712,China;3.Guangzhou Institute of Geochemistry,Chinese Academy of Sciences,Guangzhou 510640,China;4.Institute of Resources and Environment College,Henan Polytechnic University,Jiaozuo 454000,China;5.Key Lab of Marine Hydrocarbon Resources and Environmental Geology,Ministry of Land and Resources of China,Qingdao 266071,China)

Features of porphyritic limestone matrix fracture-vug reservoirs in Tahe Oilfield was examined by core observation,thin section identification,cathodoluminescence,microscopic fluorescence,scanning electron microscope and energy spectrum analysis.Thick and widespread in the Lower-Middle Ordovician Yijianfang and Yingshan Formations,sand-clastic masses in the porphyritic limestone are rich in oil,quite a proportion of oil and gas produced currently is from their matrix rather than completely from the fracture cave system in the past understanding.In irregular spot or ribbon shape on cores,dolomitic sand-clastic masses usually account for about 40% of the total surface of core in many layers,arenite section has a surface porosity of around 39%.The arenite section is well-crystallized dolomite,the dolomite crystals are mainly 100?350 μm in diameter,equivalent to medium-fine sand;high-pressure mercury injection experiment results show that the reservoir physical property of sand-clastic masses is much better than that of micrite limestone,with a porosity of 12.57%?36.39%.There developed abundant stylolites and microcracks around the sand-clastic masses,which connect the oil bearing units of dolomitc sand-clastic masses,making micropores and microcracks communicate and become effective reservoir space.

carbonate rock;matrix fractured-porous reservoir;porphyritic limestone;sand-clastic micrite;Tahe Oilfield;Ordovican

國家重點基礎研究發(fā)展計劃（973）項目（2011CB101001）；國家科技重大專項（2011ZX05014-002-002）

TE122.2

：A

1000-0747(2014)06-0681-09

10.11698/PED.2014.06.05

毛毳（1984-），女，黑龍江甘南人，博士，主要從事儲集層地質學研究。地址：黑龍江省大慶市，大慶油田勘探開發(fā)研究院，郵政編碼：163712。E-mail：39517994@qq.com

2013-12-17

2014-08-03