高　輝，樊志強，文開豐，李天太，楊　玲

(1.西安石油大學 石油工程學院，西安　710065； 2.長慶油田分公司 第二采氣廠，陜西 榆林　719000)

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基于多參數評價的致密砂巖氣藏成巖相定量劃分
——以鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層為例

高輝1，樊志強2，文開豐2，李天太1，楊玲1

(1.西安石油大學 石油工程學院，西安710065； 2.長慶油田分公司 第二采氣廠，陜西 榆林719000)

摘要：為探討致密砂巖氣藏成巖相的定量劃分方法，以鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層為例，綜合利用多種測試結果和測井資料對成巖作用類型、成巖作用強度和成巖相進行了分析評價。根據成巖和測井參數建立了成巖相劃分標準，闡述了不同成巖相的基本特征。研究區(qū)山1段儲層發(fā)育溶蝕孔、晶間孔和少量粒間孔，壓實程度中等為主，局部發(fā)育弱和強壓實，膠結程度中等為主，含少量弱和強膠結，溶解程度中等—強。依據成巖作用強度、膠結類型和孔隙類型，可劃分出5種成巖相，基于自然伽馬、深側向電阻率、聲波時差和密度資料建立的測井參數劃分標準可對成巖相進行有效識別。成巖相與沉積微相之間存在良好的對應關系，優(yōu)勢沉積微相控制有利成巖相分布。不同成巖相的特征存在明顯差異，分布于三角洲平原分流河道微相的中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相和中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相是研究區(qū)的有利成巖相帶。

關鍵詞：定量劃分；成巖相；成巖作用；多參數評價；山1儲層；神木氣田；鄂爾多斯盆地

Quantitative classification of diagenetic facies in tight sandstone

神木氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，西鄰榆林氣田，南抵米脂氣田，勘探面積約3×104km2(圖1)。氣田勘探始于20世紀90年代初期，2011年開始規(guī)模建產，但目前仍未正式生產開發(fā)。

圖1　鄂爾多斯盆地神木氣田位置

目前，在上古生界二疊系太原組、山西組、石盒子組等不同層系均鉆遇含氣層，顯示出良好的勘探潛力，也證實神木氣田上古生界二疊系太原組、山西組具有含氣砂體分布穩(wěn)定、含氣性較好，氣藏埋深淺，多層段復合含氣等有利特征[1]。作為主要含氣層之一的山1段儲層平均氣層厚度6.8 m，發(fā)育三角洲平原亞相，沉積微相包括分流河道、河道側翼和分流間洼地。雖然研究區(qū)現已完鉆256口井，但多集中于北部，中部和南部仍以探井為主，因此開展神木氣田山1段儲層成巖相研究對于指導有利區(qū)預測和井位部署具有重要的參考價值。國內外學者在成巖相劃分方面已經做了大量研究，主要是根據成巖礦物、成巖事件、成巖環(huán)境等進行成巖相的劃分和命名，直接反映了成巖作用和成巖階段的特征，一些學者也結合地震、測井資料進行了不同類型成巖相的探索[2-10]。這些研究多是定性的，對于成巖相的多參數定量劃分研究較少[11]。本文以大量的鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、物性、壓汞測試為基礎，根據不同成巖作用強度參數，考慮孔隙類型和發(fā)育程度來確定成巖相類型，結合大量測井資料建立成巖相多參數識別標準，同時參考沉積微相來實現成巖相預測，并最終確定成巖相分布。

圖2　鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層砂巖分類

1儲層基本特征

研究區(qū)山1段儲層巖性以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主(圖2)，石英平均體積分數為60.50%，巖屑平均體積分數為20.17%，巖屑主要是變質巖巖屑和少量的火成巖巖屑、沉積巖屑，其中變質巖巖屑平均體積分數為14.50%，火成巖巖屑為2.00%，沉積巖屑為3.67%。填隙物平均體積分數為18.83%，水云母平均體積分數最高(9.03%)，其次為高嶺石(2.2%)、硅質(2.2%)、鐵方解石(2.1%)、方解石(1.6%)、綠泥石(1.4%)等。砂巖粒度較粗，粒徑以細粒、中—粗粒、粗粒為主，顆粒接觸方式主要為點、點—線接觸，可見凹凸和縫合線接觸，分選中等到差，磨圓度次棱—次圓，膠結類型主要為孔隙式。

根據1 101塊樣品物性分析，神木氣田山1段儲層孔隙度分布于4.0%～13.4%，平均為6.7%；滲透率在(0.003～2.04)×10-3μm2，平均為0.31×10-3μm2。103塊鑄體薄片鏡下統(tǒng)計表明，孔隙類型復雜，巖屑溶孔含量最高，平均面孔率為0.8%，占總孔隙體積的43.85%；其次為晶間孔，平均面孔率為0.52%，占總孔隙體積的27.81%；粒間溶孔和雜基溶孔的平均面孔率均為0.18%，占總孔隙體積的9.63%；粒間孔發(fā)育最差，平均面孔率為0.17%，占總孔隙體積的9.09%。

2主要成巖作用

2.1壓實壓溶作用

壓實壓溶作用是孔隙受壓變形，喉道變細的主要原因之一，物性表現為孔隙度減小、滲透性變差[12-13]。對于粒級較小，雜基和巖屑含量較高、分選較差的巖石影響程度更大。薄片鏡下觀察，研究區(qū)山1段儲層主要的壓實壓溶表現形式有，顆粒受壓后鑲嵌緊密(圖3a)，呈半定向、定向排列，接觸方式由點變?yōu)榫€、凹凸和縫合線接觸(圖3b)。

2.2膠結作用

2.2.1黏土礦物膠結

根據X衍射分析，研究區(qū)山1段儲層的黏土礦物包括伊利石(平均相對含量36.35%)、高嶺石(平均相對含量27.18%)、綠泥石(平均相對含量19.33%)和伊/蒙間層(平均相對含量17.14%)。掃描電鏡下，伊利石主要呈絲狀、絲縷狀充填孔喉生長(圖3c)，使孔隙空間減小，流體滲流阻力增大[14]。高嶺石單體主要呈假六方板狀，集合體呈書頁狀或蠕蟲狀充填孔喉生長，雖然使較大孔隙割裂成為若干個小孔，但因為高嶺石含量較高，提供了大量的高嶺石晶間孔(圖3d)，成為研究區(qū)主要的孔隙類型之一。綠泥石在掃描電鏡下主要為葉片狀垂直顆粒表面生長，鑄體薄片下可見到顆粒表面包裹的綠泥石薄膜(圖3e)，薄膜狀綠泥石具有一定的抗壓實能力，還可以阻止石英次生加大，使先期孔隙得以保存，但也會使本來就細小的孔喉半徑減小[15-16]。

2.2.2硅質膠結

研究區(qū)山1段儲層的硅質膠結主要包括石英次生加大和自生石英微晶(圖3f)，石英次生加大Ⅱ、Ⅲ級普遍，一方面，石英次生加大使原生孔隙大部分喪失，儲集物性變差；另一方面，硅質的剛性強，對儲層的抗壓實能力增強，有利于部分粒間孔隙保存[17-19]。

2.2.3碳酸鹽膠結

研究區(qū)山1段儲層的碳酸鹽膠結物包括方解石、白云石、鐵方解石和鐵白云石，主要呈連生式、基底式、孔隙充填式膠結(圖3g)。碳酸鹽膠結物往往堵塞孔隙和喉道，使儲層致密，物性變差[20-21]，且由于其溶解相對較弱，對次生孔隙的形成影響并不顯著。

2.3交代作用

研究區(qū)山1段儲層的交代作用主要是碳酸鹽交代巖屑(圖3h)，其結果往往造成原巖的成分和結構局部或全部發(fā)生變化，對于儲層孔隙空間和滲流通道變化影響甚微。

圖3　鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層典型薄片和掃描電鏡

a.雙34，2 538.12 m，×50，顆粒受壓鑲嵌緊密； b.雙19，2 690.34 m，顆粒線、凹凸和縫合線接觸； c.雙57，2 697 m，×326，蝕變狀伊利石黏土充填孔喉生長形態(tài)； d.雙53，2 642.56 m，高嶺石充填孔喉，晶間孔發(fā)育； e.雙16，2 655.57 m，薄膜狀綠泥石；f.雙20，2 740.5 m，×561，石英加大狀緊密膠結； g.雙59，2 689.15 m，方解石膠結； h.雙33，2 422.45 m，方解石交代巖

屑；i.雙15，2 757.04 m，巖屑溶孔

Fig.3Typical thin sections and SEM of samples from the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field, the Ordos Basin

2.4溶解作用

溶解作用是研究區(qū)山1段儲層孔、滲條件改善的重要途徑，在有機酸的作用下，砂巖中的巖屑、雜基、膠結物發(fā)生溶解。巖屑顆粒的溶解以形成粒內溶孔和粒內蜂窩狀溶孔為主(圖3i)，黏土雜基及膠結物溶解則主要形成雜基溶孔和粒間溶孔，溶蝕孔是山1段儲層致密背景下存在相對高孔、高滲帶的主要原因。

2.5成巖階段劃分

X衍射分析結果統(tǒng)計表明，黏土礦物多呈伊利石+伊/蒙間層+高嶺石+綠泥石和伊利石+高嶺石+綠泥石的組合形式出現，伊/蒙間層含量介于0～37%，平均為17.14%；石英次生加大Ⅱ、Ⅲ級普遍，可見鐵方解石和鐵白云石含鐵碳酸鹽礦物，孔隙類型以次生溶蝕孔為主。35塊樣品的包裹體均一溫度最低在99.8～174.6 ℃，平均為138.96 ℃；Ro值分布于1.0%～2.0%，平均為1.47%。根據碎屑巖成巖階段劃分標準(SY/T5477-2003)，研究區(qū)山1段儲層目前處于中成巖A期—B期。

3成巖相定量劃分參數

本文主要以成巖作用參數和測井參數作為成巖相定量劃分的依據，以大量鑄體薄片鏡下統(tǒng)計分析得到的壓實率、膠結率、溶解率和膠結物類型、孔隙類型來定義成巖相類型，對于缺少薄片的井，以不同成巖相的測井識別標準來進行劃分。

3.1成巖作用參數

3.1.1壓實率(Co)

壓實率定量評價了原始孔隙空間被壓實的程度，與儲層原始孔隙度、填隙物體積、面孔率及次生孔隙體積密切相關，一般用下式計算[9,22-23]：

Co=[(V0-V)/V0]×100%

V0=20.91+22.90/S0

式中：V0為原始孔隙體積；S0為特拉斯克分選系數，其值為粒度累積曲線上25%的粒徑與75%的粒徑之商的開方[24]；V為壓實后粒間體積，包括孔隙體積、膠結物體積和泥質雜基微孔體積，通過薄片統(tǒng)計得到。一般情況，Co≥70%表明壓實程度強，30%

根據103塊樣品的薄片計算，研究區(qū)山1段儲層的壓實率介于20.83%～74.55%，平均為43.08%，主要分布在30%～60%，以中等壓實為主，局部發(fā)育弱和強壓實。

3.1.2膠結率(Ce)

膠結作用對孔隙的影響程度可通過膠結率來定量評價，通過下式進行估算：

Ce=(膠結物體積/(膠結物體積+粒間孔隙體積))×100%

膠結物體積和粒間孔隙體積主要是通過巖石薄片統(tǒng)計得到[9,22-23]。Ce≥70%代表膠結程度強，30%

計算結果表明，研究區(qū)山1段儲層的膠結率在16.96%～79.16%，平均為51.27%，主要分布在40%～60%，以中等膠結為主，含少量弱和強膠結。

3.1.3溶解率(S)

溶解作用對孔隙發(fā)育程度的影響可通過溶解率來定量評價，通過下式進行估算[2,19]：

S=(溶解孔隙體積/總孔隙體積)×100%

其中，溶解孔隙體積包括粒間溶孔體積和粒內溶孔體積，總孔隙體積包括原生孔隙體積、溶解孔隙體積，溶解孔隙體積和總孔隙體積主要是通過鏡下薄片估算得到[9,22-23]。一般，S≥60%反映強溶解，25%

研究區(qū)山1段儲層的溶解率在23.11%～100%，平均為63.10%，主要分布在40%～80%，以中等和強溶解為主。

3.2成巖相類型

根據上述成巖作用參數分布范圍，研究區(qū)山1段儲層以中等壓實、中等膠結和中等—強溶解為主，膠結物主要是黏土礦物、硅質和碳酸鹽，黏土礦物主要是伊利石、高嶺石和綠泥石。根據成巖作用強度、膠結類型、孔隙類型及其組合與發(fā)育程度，可劃分出5種成巖相，即：(1)中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相；(2)中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相；(3)中等壓實硅質膠結相；(4)強壓實碳酸鹽膠結相；(5)強壓實壓溶相。

3.3成巖相測井識別標準

(1)中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相的巖性主要為巖屑石英砂巖，粒度較粗，孔隙發(fā)育程度高，自然伽馬測井曲線表現為箱型、鐘型低值(圖4a，3i)。根據41口井的樣品數據點統(tǒng)計，GR分布范圍為45～90 API；深側向電阻率中—高值，介于70～95 Ω·m；聲波時差高值，為220～235 μs/m；低—中等密度特征明顯，介于2.40～2.55 g/cm3，粒間孔發(fā)育程度高時，密度測井曲線也會出現明顯指狀低值，密度可小于2.1 g/cm3。

圖4　鄂爾多斯盆地神木氣田不同成巖相的測井響應特征

(2)受粒度變細和巖屑含量增高的影響，中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相的自然伽馬測井值略高于中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相(圖4b，3d)，一般介于55～95 API，有時也可達到100 API；深側向電阻率中—高值，但要略小于中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相，為55～90 Ω·m；聲波時差表現為高值，分布于215～225 μs/m，密度值略高于中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相(介于2.45～2.60 g/cm3)。

(3)中等壓實硅質膠結相的孔隙發(fā)育程度差異大，典型特征是測井值分布范圍寬。由于石英含量增加，導致電阻率升高(圖4c，3f)，深側向電阻率主要分布于80～115 Ω·m；自然伽馬低值特征明顯(40～80 API)，聲波時差最小為205 μs/m，最高為220 μs/m；密度中—高值，為2.50～2.70 g/cm3。

(4)受碳酸鹽含量增高的影響，強壓實碳酸鹽膠結相表現為中—高自然伽馬、高電阻率、低聲波時差、高密度的典型特征。該成巖相在縱向上主要以夾層的形式出現(圖4d，3g)，自然伽馬介于90～115 API，深側向電阻率大于100 Ω·m，最高可達120 Ω·m；聲波時差一般小于210 μs/m，大于195 μs/m；密度介于2.60～2.75 g/cm3。

(5)強壓實壓溶相的巖屑、軟組分含量高、粒度細，表現為高自然伽馬(110～150 API)、低—中等電阻率(40～70 Ω·m)、低聲波時差(200～215 μs/m)和中—高密度(2.55～2.65 g/cm3)的特點(圖4e，3a)。

4成巖相分布及其特征

基于上述不同成巖相的測井響應特征和成巖作用參數(壓實率、膠結率和溶解率)，建立了成巖相多參數定量識別標準(表1)。以砂地比大小來反映沉積微相，并控制成巖相邊界，按照這一標準，完成研究區(qū)山1段儲層成巖相評價(圖5)，成巖相分布與沉積微相之間存在良好的對應關系，有利成巖相中的中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相和中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相主要分布于優(yōu)勢沉積微相(分流河道微相)，而強壓實碳酸鹽膠結相和強壓實壓溶相則主要分布于河道側翼微相。

4.1中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相

該成巖相主要分布于分流河道中間、砂體厚度大、砂地比高的區(qū)域，顆粒接觸方式主要為點和點—線接觸，受巖性、粒度、分選、磨圓和膠結物類型及其含量的影響，加之綠泥石薄膜的抗壓實能力較強，壓實率介于30%～70%，平均為39.85%；膠結率介于30%～70%，平均為44.41%；溶解率大于60%，平均為80.95%。溶蝕孔發(fā)育程度最高，其次為粒間孔，平均面孔率2.1%；物性好，平均孔隙度為7.85%，平均滲透率為0.61×10-3μm2；孔喉半徑分布范圍寬，大孔喉含量高，試氣無阻流量大于5.73×104m3/d。

表1　鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層成巖相分類參數

注：Ⅰ為中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相；Ⅱ為中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相；Ⅲ為中等壓實硅質膠結相；Ⅳ為強壓實碳酸鹽膠結相；Ⅴ為強壓實壓溶相。

圖5　鄂爾多斯盆地神木氣田山1段儲層成巖相平面分布

4.2中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相

高嶺石含量高為該成巖相的晶間孔發(fā)育提供了條件，主要分布于分流河道中間和邊部，與中等壓實伊利石、綠泥石膠結—粒間孔+溶蝕孔相比較，該成巖相的巖屑含量略高，粒度略細，顆粒接觸方式仍主要為點和點—線接觸，可見少量凹凸接觸。壓實程度略高，壓實率介于30%～70%，平均為42.13%；膠結率介于30%～70%，平均為48.16%；溶解率大于60%，平均為71.19%?？紫额愋椭饕侨芪g孔，其次為晶間孔，平均面孔率1.9%；物性較好，平均孔隙度為7.21%，平均滲透率為0.43×10-3μm2；孔喉半徑分布范圍較寬，大孔喉含量較高，試氣無阻流量大于2.61×104m3/d。

4.3中等壓實硅質膠結相

雖然該成巖相主要分布于砂體厚度較薄的分流河道邊部，但石英次生加大增強了砂巖的抗壓實能力，使得少量粒間孔得以保存，也為后期的有機酸進入提供了通道，發(fā)育一定量的溶蝕孔，加之伊利石、伊蒙間層、高嶺石等黏土礦物充填，發(fā)育少量晶間孔。顆粒接觸方式為點—線接觸、凹凸接觸，可見縫合線接觸。壓實率介于30%～70%，平均為49.13%；膠結率介于30%～70%，平均為63.31%；溶解率介于25%～60%，平均為42.17%；孔隙類型豐富，孔隙發(fā)育程度差異大，平均面孔率為1.1%；物性較差，平均孔隙度為6.05%，平均滲透率為0.16×10-3μm2；孔喉半徑分布范圍較窄，小孔喉含量較高，試氣無阻流量大于1.06×104m3/d。

4.4強壓實碳酸鹽膠結相

平面上，該成巖相主要分布于分流河道側翼，縱向上，多數井中以碳酸鹽致密夾層形式存在。壓實率大于70%，平均為71.21%，膠結率大于70%，平均為74.33%，溶解率小于25%，平均為7.31%。因為早期粒間孔被方解石充填，而后期溶蝕孔又被含鐵碳酸鹽充填，致使孔隙發(fā)育很差，以微孔為主，可見少量溶蝕孔，平均面孔率僅為0.4%；物性很差，平均孔隙度僅為4.3%，平均滲透率為0.005×10-3μm2；孔喉半徑分布范圍窄，小孔喉含量高。

4.5強壓實壓溶相

在分流河道側翼微相廣泛發(fā)育該成巖相，因為壓實過程中大量的軟組分變形使原生孔隙大量減少，隨著埋深的增加和溫度的升高，水云母可進一步向絹云母轉化，局部發(fā)生塑性流動，使物性變差[20]。顆粒以線接觸為主、可見凹凸和縫合線接觸，壓實率大于70%，平均為72.04%；膠結率大于70%，平均為72.74%，溶解率介于25%～60%，平均為37.25%；孔隙發(fā)育程度較差，主要是溶蝕孔和少量晶間孔、粒間孔，平均面孔率為0.8%；平均孔隙度為5.11%，平均滲透率為0.09×10-3μm2；孔喉半徑分布范圍窄，小孔喉含量高，試氣無阻流量一般小于0.5×104m3/d。

5結論

(1)研究區(qū)山1段儲層巖性為巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，粒徑以細粒、中—粗粒、粗粒為主，分選中等到差，磨圓度次棱—次圓；巖屑溶孔含量最高，其次為晶間孔、粒間溶孔和雜基溶孔，粒間孔發(fā)育最差。

(2)研究區(qū)山1段儲層經歷了壓實壓溶作用，黏土礦物膠結、硅質膠結和碳酸鹽膠結作用、交代作用和溶解作用，以中等壓實、中等膠結和中等—強溶解為主，根據多項指標，目前處于中成巖A期—B期。

(3)依據成巖作用強度、膠結類型、孔隙類型及其組合與發(fā)育程度，研究區(qū)山1段儲層可劃分出中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相、中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相、中等壓實硅質膠結相、強壓實碳酸鹽膠結相和強壓實壓溶相，不同成巖相的測井響應特征存在明顯差異。

(4)分布于三角洲平原分流河道微相的中等壓實伊利石、綠泥石膠結—溶蝕孔+粒間孔相和中等壓實伊利石、高嶺石膠結—溶蝕孔+晶間孔相具有物性好、孔隙發(fā)育程度高、孔喉分布范圍寬、大孔喉含量高和試氣無阻流量高的特點，成為山1段儲層的有利成巖相。

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(編輯黃娟)

gas reservoirs based on multi-parameter evaluation:

A case study of the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field,Ordos Basin

Gao Hui1, Fan Zhiqiang2, Wen Kaifeng2, Li Tiantai1, Yang Ling1

(1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;

2.No.2GasProductionPlantofChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Yulin,Shaanxi719000,China)

Abstract:Diagenesis types, intensity and facies were evaluated using a variety of laboratoryresults and logging data in order to explore the quantitative classification method of diagenetic facies in tight sandstone gas reservoirs. Diagenetic facies classification standardswere established based on diagenesis and logging parameters. The basic characteristics of different diagenetic facies were elaborated taking the first member of Shanxi Formation in the Shenmu Gas Field in the Ordos Basin as an example.Dissolved pores, intercrystalline pores and small amounts of intergranular pores developed in the first member of Shanxi Formation in the study area. The formation is characterizedby medium compaction (locally weak or strong compaction), medium cementation (locally weak or strong cementation), and medium to strong dissolution. Five diagenetic facies weredefinedaccording to diagenesis intensity, cementation and pore types.Furthermore, diagenetic facies could be effectively recognized based on natural gamma ray logging, deep lateral resistivity logging, density logging and acoustic logging.The distribution of favorable diagenetic facies was controlled by advantageous sedimentary microfacies. Obvious differences appear among different diagenetic facies. Moderate compaction illite, dissolution pore + intergranular pore facies with eitherchloriteor kaolinite cementation, distributed in distributary channel microfacies of delta plains are favorable diagenetic facies in the study area.

Key words:quantitative classification; diagenetic facies; diagenesis; multi-parameter evaluation; first member of Shanxi Formation; Shenmu Gas Field; Ordos Basin

基金項目:國家自然科學基金“特低滲透雙重介質砂巖微觀孔隙結構的定量表征”(41102081)和陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程“致密砂巖油藏水驅后生產動態(tài)特征研究”(2014KTZB03-02-01)項目資助。

作者簡介：高輝(1979—)，男，副教授，從事油氣田地質與開發(fā)、測井儲層評價。E-mail: ghtopsun1@163.com。

收稿日期：2014-11-13；

修訂日期：2015-09-23。

中圖分類號：TE132.2

文獻標志碼：A

文章編號：1001-6112(2015)06-0781-08doi：10.11781/sysydz201506781