低渗透油田高含水期储层物性特征及主控因素—以安塞油田延长组长61储层为例

闵 亮，金立堂，蔡 庆，孙海洋，王 岚

（中国石油长庆油田分公司第七采油厂，陕西西安 710299）

油气地质

低渗透油田高含水期储层物性特征及主控因素—以安塞油田延长组长61储层为例

闵 亮，金立堂，蔡 庆，孙海洋，王 岚

（中国石油长庆油田分公司第七采油厂，陕西西安 710299）

为了找出低渗透油田高含水原因，解决低渗透油田高含水期高效开发的问题，针对安塞油田延长组长61开发储层，应用岩石薄片、铸体、扫描电镜和恒速压汞等方法，开展水驱储层物性特征和主控因素分析。研究结果表明，安塞油田延长组长61储层高含水原因与油水井之间的物性特征具有较高的正相关关系，物性特征越好，注水开发受效越早，见水时间越早，含水上升越快，相似连通性，见水时机与微观孔隙结构的好坏成正相关关系；水驱储层物性明显受沉积环境、埋藏深度和成岩作用控制，水下分流河道、河口坝、河道侧翼和前缘席状砂油井含水依次下降，受效依次减弱。关键词：低渗透油田；高含水期；物性特征；主控因素；微观孔隙结构

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部，构造背景为一平缓的西倾单斜，其上分布有因差异压实作用形成的低缓鼻状隆起，平均地层坡降8 m/km～10 m/km，是以内陆湖泊三角洲为主的沉积体系，储集砂体为三角洲前缘相带的各种砂坝和分流河道沉积。上三叠统长6油层组是安塞油田重要的含油层系。长6油层埋藏深度为1 000 m～1 300 m，平均孔隙度13.30%，平均渗透率为 2.27×10-3μm2，油层平均厚度约12 m，长61储层沉积厚度28 m～34 m，属低孔低渗低产油藏。安塞油田已进入注水开发中后期阶段，主力油层综合含水已超过80%，进入高含水期，常规改造措施效果较差，严重制约了该区油气开发的成效[1]。

前人对安塞油田的研究主要集中油气成藏和渗流机理上，在储层物性特征研究方面只是在未注水开发或注水开发早期的研究，对于高含水期的原因与物性特征的相关性研究较少且不系统，这严重影响对储层的进一步识别和注水开发的调控，从而影响最终的产量。因此，本文综合利用安塞油田长61储层岩心分析化验（岩石薄片、铸体、扫描电镜、恒速压汞）资料，重点研究了安塞地区碎屑岩储层特征，明确高含水与储层物性的相关性，为该地区油气开发和评价工作提供依据[2]。

1 储层岩石学特征

按Folk的砂岩分类方法[3]，安塞油田延长组长61储层的岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩（见图1、图2）。

图1 安塞油田延长组长6储层岩石成分分类图Fig.1 Q-F-R triangle diagram of the sandstone classification of Chang 6 formation in Ansai area

图2 砂岩显微照片Fig.2 Optical photo micrographs of sandstones

图3 研究样品铸体薄片及扫描电镜照片特征Fig.3 Study sample cast thin section and SEM photos feature

岩石薄片鉴定结果显示（见图3）：碎屑岩成分相对比较复杂，有石英、长石和暗色岩屑等，成分成熟度相对较低，结构成熟度低-中等[4]。岩石矿物中陆源碎屑平均含量为87.65%，其中13.8%～36.5%为石英含量，平均占23.11%；36.7%～63.0%为长石含量，平均占50.29%；6.0%～29.6%为岩屑含量，平均占14.25%。岩屑成分比较复杂，主要有变质岩岩屑，火成岩岩屑，沉积岩岩屑，平均含量分别为6.18%、2.54%，沉积岩屑含量较少，其他类占5.49%，包括5.20%的云母类，以及较少量的原生绿泥石和重矿物。颗粒之间以线、点-线接触为主，局部可见点接触和凹凸接触，多为颗粒支撑。胶结类型主要有薄膜-孔隙式胶结、薄膜式胶结、孔隙式胶结、加大式胶结等[5，6]。

2 储集空间类型

安塞油田156块砂岩样品的显微镜下分析表明（见表1、图4），延长组长61储层所含单一的原生孔隙较少，主要为原生与次生的混合孔隙。原生孔隙主要为机械压实颗粒间剩余的原生粒间孔、杂基类粒间微孔及胶结物充填剩余的原生粒间孔；次生孔隙相对发育，主要包括经由溶蚀和次生矿物胶结改造后的长石溶孔类、岩屑粒内溶孔类、杂基溶孔类、胶结物溶孔类、胶结物晶间孔类等；其次发育极少量由沉积作用、成岩作用及构造应力改造形成的微裂缝。

2.1 粒间孔

残余粒间孔指沉积时的初始粒间孔隙经压实缩小并被胶结物充填后的剩余部分，依据颗粒之间的孔隙被杂基和胶结物充填的程度、溶蚀程度、甚至由应力作用引起的压实程度，进一步细分为压实型完整粒间孔隙、填隙物型粒间孔（杂基型与胶结物型）、溶蚀粒间孔等[4]，其孔隙形态呈现为多边形、三角形及不规则形（见图5a、5b）。研究样品主要为压实后的胶结物型和溶蚀型粒间孔。粒间孔参数特征表现为：粒间孔面孔率在0.2%～14.0%，平均值为5.76%，占所有孔隙的80.67%；孔隙半径差异较大，孔隙半径主要在5.0 μm～210 μm，平均值为50.27 μm。粒间孔是主要的油气储运空间，对储层孔隙度贡献很大。

表1 孔隙类型统计表Tab.1 Statistical of pore types

图4 研究样品孔隙类型及特征Fig.4 Study sample pore types and characteristics

图5 研究样品主要储集空间类型Fig.5 The main reservoir of reservoir space types

2.2 溶蚀孔

通过铸体薄片和扫描电镜观察，研究样品主要发育长石溶孔、岩屑溶孔。长石溶孔是最主要的溶蚀孔隙，沿着长石颗粒易溶部分及解理发生选择性的粒缘及粒内溶蚀，呈现出多样的孔隙形态。岩屑溶孔是岩屑中可溶性组分形成部分溶蚀或全部被溶蚀的孔隙，局部具有肉眼可见的溶孔[5]（见图5c、5d）。长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊，一般在 15 μm～200 μm，小者属微孔。岩屑溶孔与周围粒间孔一起构成明显超过邻近颗粒尺寸的“超粒大孔”，溶孔孔径一般在 10 μm～100 μm，孔径一般较小，对孔隙度的贡献较小。溶蚀孔面孔率在0.1%～2.0%，平均值为0.50%，占所有孔隙的14.145%。长石溶孔面孔率在0.1%～2.0%，平均值为0.69%，占所有孔隙的9.66%。

2.3 晶间微孔

晶间微孔是微观储集空间的重要组成部分，主要分为原生与次生胶结物晶间微孔[6]，扫描电镜下可见此类孔隙半径一般小于5 μm（见图5e、5f）。研究样品中原生晶间微孔主要为云母的解理晶间微孔；胶结物晶间微孔主要有自生绿泥石、伊利石、伊蒙间层、浊沸石、次生石英加、长石次生加矿物晶体之间的微孔隙，以及云母的解理微孔。这种孔隙成簇状发育，孔隙微小，且连通性差，一般实际意义不大。晶间微孔面孔率在0.01%～0.6%，平均值为0.12%，占所有孔隙的1.12%。

2.4 微裂缝

微裂缝的发育主要是指由于受沉积、成岩或构造作用岩石或颗粒破裂形成的裂缝，主要发育在构造应力集中处、沉积构造渐变处、岩性渐变处、构造层理发育的岩层段，而岩性较纯的块状岩层段主要发育为溶蚀缝及极少量的颗粒应力缝[7]。研究区沉积成岩作用较强，成岩缝发育。成岩缝由于上覆地层的压力使颗粒破碎形成裂缝或者溶蚀作用形成溶蚀缝（见图5g、5h），此种成岩缝是研究样品中的主要微裂缝，对孔隙的连通性起到了极其重要的作用。成岩缝微孔面孔率在0.0%～0.8%，平均值为0.05%，占所有孔隙的0.7%。

3 储层微观孔隙结构

孔隙喉道是影响储层渗流能力的主要因素，其大小及形态则受控于岩石颗粒间的接触关系、胶结类型以及颗粒本身形状及大小。安塞油田延长组长61储层主要发育点状和片状喉道，表明该区压实作用及胶结作用较强。

铸体图像统计结果显示（见图6），研究区目的层砂岩面孔率为0.4%～9.93%，平均2.04%，反映样品的孔隙度低，多为差和低级别的储层。喉道宽度最大值为13.76μm～45.84 μm，最小值为 4.25 μm，单个样品喉道宽度平均值为11.99 μm～21.76 μm。喉道分布直方图反映样品喉道宽度峰值多集中于15 μm～20 μm，位于图解中值段，反映喉道中等[2]。

3.1 孔隙半径特征

研究区样品恒速压汞实验显示：孔隙半径整体呈正态分布。孔隙半径分布在80 μm～400 μm，平均孔隙半径为141.53 μm；孔隙型平均孔隙半径为141.92 μm，喉道型孔隙半径为134.849 μm，孔喉接近型孔隙半径为 145.038 μm；主峰分布在 110 μm～150 μm，主峰分布频率在12.72%～20.89%，孔隙半径频率≤1.0%的尾部区间累积频率在1.48%～5.76%，大孔隙所占比例在77.6%～98.2%。

图6 研究区样品主要喉道类型Fig.6 The study area were mainly the throat type

3.2 喉道半径特征

依据实验结果将研究区样品分为5个亚类：Ia型14号样品渗透率为2.8×10-3μm2，有效喉道半径分布在0.118 μm～4.5 μm，喉道分布主峰半径为 0.6 μm、频率为5.62%，主流喉道半径为2.663 μm；Ib型7号样品渗透率为 1.25×10-3μm2，有效喉道半径分布在 0.118 μm～2.2 μm，喉道分布主峰半径为1.1 μm、频率为9.02%，主流喉道半径为1.163 μm；Ic型11号样品渗透率为6.96×10-3μm2，有效喉道半径分布在 0.118 μm～13.0 μm，喉道分布主峰半径为1.0 μm、频率为12.89%，主流喉道半径为 5.163 μm；Id 型 2 号样品渗透率为 1.01×10-3μm2，有效喉道半径分布在0.118 μm～2.93 μm，喉道分布主峰半径为0.6 μm、频率为9.68%，主流喉道半径为1.564 μm；Ie 型 2 号样品渗透率为 0.38×10-3μm2，有效喉道半径分布在 0.118 μm～7.0 μm，喉道分布主峰半径为0.4 μm、频率为10.88%，主流喉道半径为0.322 μm；Ⅱa型20号样品渗透率为0.43×10-3μm2，有效喉道半径分布在0.118 μm～0.46 μm，喉道分布主峰半径为0.4 μm、频率为 43.57%，主流喉道半径为 0.306 μm；Ⅲa型13号样品渗透率为1.1×10-3μm2，有效喉道半径分布在0.118 μm～3.0 μm，喉道分布主峰半径为0.4 μm、频率为9.64%，主流喉道半径为1.951 μm。18号与20号样品喉道分布在亚微米区间内，喉道主要为微-微细型，喉道半径分布较为集中，其渗透性比较差；11号、17号、22号样品喉道半径分布明显具有较宽的大喉道尾巴，且大喉道所占比重明显增加，渗透率均较高，渗透率贡献能力明显由分布相对集中的大喉道提供。这说明喉道半径是控制砂岩储层渗透性的主要因素。

3.3 孔喉半径比特征

图7 沉积环境-物性特征关系图Fig.7 The relation between sedimentary environment and physical response characteristics

对于中-粗、细-中型喉道，渗透率较高岩样的有效孔喉半径比较低，有效孔喉半径比分布范围变小且频率较高，即渗透率越大，孔喉半径比分布范围越窄，峰值频率越大，平均孔喉半径比越小。同时，对于孔喉比频率分布近似呈现对称的正态分布时（Ib型，7号），孔喉比可能略大一些，但其孔喉半径分布较均匀、孔喉的连通性好，其渗流能力相对也较好。典型样品11号、18号、7号、13号、20号分析，孔喉半径比整体分布在30 μm～880 μm，平均孔隙半径为254.70 μm。孔隙型平均孔喉半径比分布在 109.59 μm～457.5 μm，为 239.22 μm；Ic型11号样品平均孔隙半径最小为109.593 μm；Ib型7号样品平均孔隙半径为457.5 μm；Ie型18号样品平均孔隙半径最大为457.5 μm；喉道型Ⅱa型20号样品平均孔隙半径为421.912 μm；孔喉接近型Ⅲa型13号样品平均孔隙半径为211.332 μm。

孔喉半径比小，孔隙半径与喉道半径差异小，单个孔隙由多个大喉道连通，渗透性较好，孔隙内的油气容易通过喉道被开采出。孔喉半径比大，单个孔隙由少数小喉道连通，孔、喉连通性较差，富集于孔隙中的油气难以通过小喉道，采收率低。

4 储层控制因素-物性特征

4.1 沉积环境-物性特征

不同沉积相带储层物性不同是沉积环境对储层物性影响的主要体现。对于埋深差别不大的储集层来说，碎屑岩的沉积环境、碎屑颗粒物理性质是影响储层物性的主要控制因素[9]。安塞油田延长组长61储层主要发育一套内陆淡水湖盆曲流河三角洲前缘亚相沉积。主要沉积微相包括水下分流河道、分流间湾、河口坝、前缘席状砂和河道侧翼[5]。

图8 成岩相-物性特征关系图Fig.8 The relation between diagenesis and physical response characteristics

对研究区样品的测试分析可以看出（见图7），水下分流河道砂体的孔隙度和渗透率最好，平均孔隙度15.33%，渗透率 5.50×10-3μm2；河口坝砂体次之；河道侧翼砂体更次之；前缘席状砂最差，相关性河口坝最好，这是由于水下分流河道水动力最强，河口坝砂体是水流受湖浪阻隔的沉积产物，沉积物受湖浪改造，物性相对较好。因此，水下分流河道和河口坝沉积环境储层物性响应特征较好，有利于储层的改造。

4.2 埋藏深度-物性特征

安塞油田延长组长61储层在不同的深度段上物性变化很大，一般是随着深度的增加，其物性变差[12]。由此可见埋藏深度对本区的储层有一定的控制作用。在不同的埋深阶段，储层所经历的成岩阶段不一致，从而造成了在不同埋深情况下，储层所经历的成岩作用也存在差别，这进一步影响着储层的物性。由于本区储层埋深变化较快，压实作用导致储层储渗性能明显降低；另一方面，部分埋深较大、经历过较强成岩作用的储层段溶蚀溶解作用发育，也可以形成相对较好的储集性能[2]。

4.3 成岩作用-物性特征

成岩作用对储层起着改善性或者加重性的影响。加重性成岩作用主要是通过挤压、压缩、占据孔隙空间而达到破坏储层的目的，常见的加重性成岩作用包括压实作用与胶结作用等；改善性成岩作用为溶蚀作用和交代作用。其中，溶蚀作用是产生次生孔隙的重要成岩类型。通过分析研究样品铸体薄片、扫描电镜等资料，研究区砂岩储层主要发生了一系列成岩作用类型，成岩作用特征复杂，成岩现象丰富，对储集层孔隙发育影响显著，造成储层孔隙类型多样、微观孔隙结构复杂[9]。

4.3.1 加重性成岩作用-物性特征 加重性成岩作用包括压实和胶结作用（见表2），压实作用对成岩作用起着重要的影响，其显著特点是碎屑颗粒交错排列岩石密度加大，碎屑软组成分变形等，孔隙度降低、渗透性变差，通过孔隙演化定量计算公式[10]计算安塞油田延长组长6储层原始孔隙度43.58%，压实作用后损失孔隙度为27.16%，减孔率62.33%。

另一种加重性成岩作用是胶结作用。胶结作用主要有碳酸盐胶结、自生黏土矿物胶结和硅质胶结。研究样品碳酸盐胶结物主要是铁方解石、方解石，通过孔隙演化定量计算公式[9，10]计算碳酸盐胶结作用损失孔隙度6.42%，减孔率14.73%；孔隙衬垫式分布的大部分伊蒙混层黏土矿物与包膜式分布的绿泥石，大大缩小了储层喉道的宽度，通过孔隙演化定量计算公式计算胶结作用损失孔隙度5.80%，减孔率13.31%；石英的次生加大改变了储层的孔隙结构，使储层的喉道变细或变窄，降低了流体渗流能力，致使储层的物性变差[5]。通过孔隙演化定量计算公式[9，10]计算胶结作用损失孔隙度1.54%，减孔率3.53%，加重性成岩作用后储层残余孔隙度2.66%。

4.3.2 改善性成岩作用-物性特征 改善性成岩作用主要是溶蚀作用和水力冲刷。研究样品砂岩中的溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒、火山物质、填隙物的溶蚀形成次生孔隙（见表3）。这种溶蚀作用的交替发生，使砂岩孔隙结构发生变化，形成次生孔隙，溶蚀作用增加孔隙约9.29%，增孔率20.17%，水力冲刷作用主要是由于注水开发，使得水流冲刷携带孔隙中的填隙物，增大孔隙度，水力冲刷增孔率为10.02%，加重性成岩和改善性成岩作用后，计算孔隙度11.95%，与实测孔隙度11.81%相近，计算结果可靠。

4.3.3 成岩相-物性特征 不同成岩相组合特征决定着不同储层孔隙结构关系以及储集层物性，因此，对成岩相进行划分，将有助于储层的区域评价和预测。文献调研发现[11，12]，前人对鄂尔多斯盆地三叠系延长组成岩相研究，主要是根据不同矿物，包括沸石、黏土、碳酸盐、自生石英等，将成岩相划分为强压实成岩相、弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙相、假杂基相、中等压实-黏土膜胶结残余粒间孔发育相、浊沸石溶蚀相和中等压实-碳酸盐胶结相。

表2 加重性成岩作用-孔隙度演化定量化计算结果Tab.2 The calculation results of aggravated diagenesis porosity evolution of quantitative

表3 改善性成岩作用-孔隙度演化定量化计算结果Tab.3 To improve the calculation results of diagenesis and porosity evolution of quantitative

由图8可以看出，有利成岩相和不利成岩相分界明显，中等压实-碳酸盐胶结相处于过渡带，这主要取决于碳酸盐胶结物的溶蚀作用，溶蚀作用好，有利于物性的改善，反之会导致储层更加致密。

4.4 沉积-成岩耦合-物性特征

沉积环境是影响成岩作用和储层性质的地质基础，沉积环境不同，砂体的成岩作用和物性也不同。弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙相主要分布于三角洲前缘水下分流河道和河口坝等有利微相发育期，薄片下可见正八面体的叶状绿泥石，含铁量高，富铁环境在三角洲前缘的水下分流河道与河口坝部位是很容易实现的。溶蚀作用主要发生在长石溶解作用，而长石溶蚀多发育在深水砂岩中，深水砂岩分布在深湖暗色泥岩中，暗色泥岩有机质生烃、排烃和运移过程中带来大量酸性物质，使得砂岩中的长石溶蚀，形成溶蚀孔隙。在三角洲前缘亚相中水下分流河道和河口坝发育残余粒间孔和溶蚀孔隙，是最有利的成岩相带。因此，研究沉积环境与成岩作用的耦合关系，来判断有利储层的分布是安塞油田长6储层寻找“甜点”的有效方法之一[12]。

5 高含水-物性特征

5.1 高含水-渗流通道

据1 812口高含水井测试资料统计，所测油井含水在80%～100%，平均含水95.78%；依据通道类型分析，高含水样品主要集中在裂缝型储层中（见图9），通道类与沉积相相关（见图10）。

5.2 高含水-沉积微相

沉积微相对应不同的沉积环境，不同沉积环境对应不同的水动力，造成储层渗流通道存在不同的差异，对于水下分流河道和河口坝来说，物性相对较好，注入水首先沿着这两个相带渗流，水线推进速度较快，一旦形成窜流，含水将居高不下，高含水井主要分布在这两个相带（见图11）。

5.3 高含水-微观孔隙结构

对于单纯孔隙型油藏来说，微观孔隙结构的好坏直接决定注入水渗流速度的快慢，微观孔隙结构越好，油层渗透性越好，水线推进速度越快，含水上升速率加快（见图12）。因此，对于同一渗流通道和同一沉积微相的油藏类型，微观孔隙结构的研究将有利于进一步认识储层，为高含水的预防和控制提供依据。

图9 高含水-渗流通道关系图Fig.9 The relation between high water and permeable channel

图10 含水上升速率-渗流通道关系图Fig.10 The relation between water cut increase and permeable channel

图11 高含水-沉积微相关系图Fig.11 The relation between high water and sedimentary microfacies

图12 含水-微观孔隙结构关系图Fig.12 The relation between water cut increase and micro-pore structure

6 结论

（1）安塞油田长6储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，储层孔隙结构具有喉道半径差别大，分选差，孔隙连通性差等特征，属于低孔-特低孔-特低渗-超低渗储层。

（2）从沉积环境对物性的影响来看，本区储层岩石成分成熟度中等偏低、结构成熟度中等、储层物性明显受沉积相带控制，有利沉积环境为水下分流河道和河口坝，从成岩相对物性的影响来看，研究区成岩相发育较多且组合复杂，有利成岩相为弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙相、中等压实-黏土膜胶结残余粒间孔发育相和浊沸石溶蚀相；中等压实-碳酸盐胶结相对储层的影响取决去胶结物的溶蚀作用。

（3）成岩作用为该区储层发育的主控因素。通过定量计算安塞油田原始孔隙度45.02%，加重性成岩作用中压实作用减孔率为61.33%，减小孔隙空间及填充喉道，是物性变差的主要原因；溶蚀作用则通过形成次生溶孔对储层起建设性作用，增孔率达到了20.17%，最终计算孔隙度11.97%，实测孔隙度11.81%，对安塞油田延长组长6物性影响较大的沉积-成岩因素为压实、胶结和溶蚀作用；压实和胶结作用越强、储层物性越差，溶蚀作用越强，储层物性越好。

（4）低渗透油田高含水原因主要与渗流通道类型相关，通道类型的形成主要与沉积微相相关，水下分流河道、河口坝微相交易形成水淹通道，高含水井数量较多，相似渗流通道类型含水高低和上升速率的快慢，取决于储层的微观孔隙结构。

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渤海钻探绿色压裂液助力“生态油田”

11月8日，渤海钻探井下技术服务公司成功应用绒囊暂堵液生物胶压裂液体系，对长庆油田苏东29-44井实施储层改造——将普通胍胶压裂液更换为环保型压裂液泵入地层，让绿色环保施工延“深”至地层3 000米之下。

渤海钻探井下技术服务公司积极应用低摩阻、易返排、可回收、无污染的EM50压裂液体系。通过过滤、除杂、再配置，成功在长庆油田双20-24C9井等18口井，实现了返排液再利用至下个层段或下口井，累计循环使用压裂液近2万立方米，有效解决了返排液的运输处理难题，施工后的地层深处实现了同步“清洁”，为绿色压裂提供了新的技术支撑。

（摘自中国石油报第6967期）

Physical characteristics and main controlling factors of high water cut stage in low permeability oilfield-Taking Chang 61of Yanchang formation in Ansai oilfield

MIN Liang，JIN Litang，CAI Qing，SUN Haiyang，WANG Lan
（Oil Production Plant 7 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710299，China）

In order to find out the reasons of high water cut in low permeability oilfield,solve the problem of high efficiency development of low permeability oilfield in high water cut stage.In view of the Chang 61reservoir of Yanchang formation in Ansai oilfield,through the rock thin section,casting,scanning electron microscope,constant-rate mercury injection,etc.Analysis of the physical characteristics and the main control factors of water-flooding reser-voir.Theresearch results show that Ansai oilfield to extend the physical characteristics of Chang 61reservoir in high water cut causes with oil and water wells between higher is correlation,better physical properties,water flooding development effect sooner,in the earlier water breakthrough,water cut rising faster similar connectivity,see water time and micro pore structure of the stand or fall of a positive correlation with.Water flooding reservoir layer was significantly affected by depositional environment and burial depth and diagenesis control.Underwater distributary channel,mouth bar,channel flank,and front sheet sand water content of the oil decreased response was decreased in turn.

low permeability oilfield；high water cut stage；physical characteristics；main controlling factors；micro-pore structure

TE122.23

A

1673-5285（2017）11-0098-09

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.024

2017-10-11

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”，项目编号：2011ZX05044。

闵亮，男（1976-），工程师，主要从事油田开发管理及安全工程工作，邮箱：ml3721@126.com。