酒泉盆地下白垩统致密油类型、分布特征及勘探领域

陈启林，邓毅林，魏军，马国福，龙礼文，肖文华，李伟，张丽萍

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州 730020；2.中国石油玉门油田公司勘探开发研究院，甘肃酒泉 735000）

0 引言

随着勘探开发技术的进步，非常规油气资源逐渐成为勘探的热点。非常规油气包括页岩油气、致密油气、油页岩等源储共生型油气聚集[1]。北美页岩气和致密油的开采给世界油气勘探开发带来了重大变革，正逐渐影响着世界能源供需的格局[2]。非常规油气资源已在全球能源结构中占据重要地位[3-4]，致密油将成为中国非常规油气勘探开发的重要领域。致密油赋存于生油岩中或与生油岩紧邻的致密储集岩中，致密储集层的物性界限为覆压基质渗透率通常小于0.2×10-3µm2[5]，包括致密砂岩、致密碳酸盐岩等[6]。中国陆相致密油形成的主要条件为优质烃源岩发育、近源聚集、致密储集层存在“甜点区”等。初步评价中国鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等重点盆地致密油有利勘探面积为 16×104km2，地质资源量约为（160～200）×108t[7]，在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷三叠系芦草沟组等获得致密油勘探突破[8-9]，松辽盆地深层致密砂砾岩气勘探获得突破[10]。酒泉盆地青西、营尔等富油气凹陷烃源岩条件优越，致密油勘探将成为支撑老油田持续发展的新类型。

酒泉盆地是中国陆相含油气盆地中勘探开发历史最长的盆地之一，自1939年发现老君庙油田以来，有近80年的勘探开发历史，常规油气勘探难度越来越大，而赋存于致密储集层中的致密油勘探尚处于探索阶段。近年来，针对泥云岩（包括白云岩、泥质白云岩和白云质泥岩）[11]和砂砾岩的致密油勘探取得了新进展，但对其主控因素、富集规律等认识还有待深入。本文通过对盆地致密油形成条件、地质特征等方面的研究，划分致密油类型、分析特征、预测“甜点”展布，优选勘探领域。

1 地质概况

酒泉盆地是在古生界褶皱基底上发育起来的中、新生代叠合盆地，主要经历了早白垩世断陷盆地演化阶段和新生代前陆盆地演化阶段[12]；中生代为伸展型断陷盆地，主要经历了早白垩世断陷发育阶段，形成了北北东向箕状断陷；新生代为挤压坳陷盆地，其中古近纪为弱挤压的坳陷盆地；新近纪以来，由于祁连褶皱带向北持续挤压，酒泉盆地南缘发生逆冲推覆，在中生代断陷盆地基础上，叠加了新生代前陆盆地。现今构造单元划分为酒西坳陷、嘉峪关隆起和酒东坳陷。早白垩世断陷期形成的青西、营尔、花海等凹陷是主要的生烃和富油气凹陷（见图1）。

图1 酒泉盆地构造单元划分和白垩系烃源岩分布图

盆地自下而上发育下白垩统赤金堡组（K1c）、下沟组（K1g）和中沟组（K1z）断陷期沉积地层和第三系坳陷期沉积地层。下白垩统 K1c、K1g、K1z厚度分别为1 000～1 400 m、900～1 400 m、400～600 m。第三系厚度一般为1 000～3 200 m，最厚可达4 000 m。白垩系在酒西坳陷的青西凹陷、石大凹陷、花海凹陷和酒东坳陷的营尔凹陷、马营凹陷都有相似的沉积充填层序。纵向上，下白垩统各组均为较完整的湖平面升降旋回，形成粗—细—粗的沉积层序[12]，中沟组沉积早中期、下沟组沉积中晚期和赤金堡组沉积中期湖水最深，形成3套主要的烃源岩。

受构造控制的多旋回沉积形成了围绕中沟组、下沟组和赤金堡组 3套烃源岩的多套储盖组合，较广泛分布的近源冲积扇—扇三角洲砂砾岩和裂缝较发育的湖相泥云岩为油气聚集提供了储集条件，也为酒泉盆地形成多类型致密油奠定了基础。

2 致密油形成有利条件

中国在陆相盆地致密油勘探实践中，总结出了富有机质烃源岩大面积分布、致密储集层广覆式分布、储集层与烃源岩紧密接触等致密油形成规模储量的有利条件[3-6]。这些规律性认识表明富油气坳（凹）陷是致密油勘探的重点，而多旋回演化特征形成多套有效生储盖组合扩展了致密油评价的层系。致密油评价研究的主要内容和流程是：①按照烃源岩分布、有机质丰度、干酪根类型、热演化程度等指标优选有利凹陷；②按照沉积旋回、源内和近源的储集层厚度、孔隙度、渗透率等指标优选有利区带；③在有利区带开展“甜点”预测优选目标区。

2.1 烃源岩条件

勘探实践揭示，酒泉盆地白垩系烃源岩主要分布在青西、营尔、花海等凹陷。致密油评价主要围绕这3个富油气凹陷开展。

青西、营尔富油气凹陷的面积分别为 300 km2和1 200 km2，油气显示丰富的花海凹陷面积为900 km2，下白垩统各组烃源岩有机质丰度存在很大差异[13]，本文对近年来探井的烃源岩分析化验资料进行统计分析，优选致密油勘探重点凹陷。

青西凹陷发育下沟组和赤金堡组2套成熟烃源岩，以暗色泥岩和白云质泥岩为主，最大厚度达1 100 m。下沟组和赤金堡组烃源岩有机碳含量（TOC）平均值分别为 1.54%和 2.17%、生烃潜量（S1+S2）平均值分别为5.79 mg/g和4.13 mg/g（见表1）。干酪根以Ⅱ1型和Ⅰ型为主。下沟组烃源岩Ro值为0.6%～1.0%，处于生油高峰阶段；赤金堡组烃源岩Ro值大于1.0%，处于成熟—高成熟阶段。青西凹陷下沟组还发育含藻纹层的泥云岩，纹层为富泥晶白云石纹层、富有机质纹层以及富黏土和黄铁矿纹层，纵向上相互叠置，形成二元纹层或三元纹层[14-15]。富含藻纹层的岩石有机碳平均含量在2%以上，生烃潜量平均值为10 mg/g，属优质烃源岩[15]。

表1 酒泉盆地主要凹陷烃源岩有机质丰度统计表

营尔凹陷中沟组、下沟组和赤金堡组 3套成熟烃源岩分布在南、北次凹，主要为半深湖—深湖相暗色泥岩，最大厚度达700 m。中沟组生烃指标高，有机碳含量平均值为1.51%、最高值为 14.45%，生烃潜量平均值为7.49 mg/g、最高值为62.95 mg/g（见表1）；干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；Ro值在北部次凹为 0.5%～1.2%、在南部次凹为0.7%～0.9%，整体处于低成熟—成熟阶段。下沟组和赤金堡组的烃源岩条件较中沟组差，有机碳含量平均值分别为1.17%和0.62%，生烃潜量平均值分别为3.80 mg/g 和1.62 mg/g（见表1）；干酪根以Ⅱ2型为主，少量Ⅲ型[15]；上述2套地层在北部次凹的Ro值分别为 0.8%～2.0%和 1.8%～3.6%，处于成熟—高成熟阶段；在南部次凹的Ro值分别为 0.8%～1.2%和0.8%～1.6%，处于成熟阶段。

花海凹陷烃源岩主要分布在凹陷中南部，最大厚度达700 m。中沟组和下沟组烃源岩有机碳含量平均值分别为4.60%和2.76%、生烃潜量平均值分别为21.35 mg/g和 9.06 mg/g（见表 1），达到好生油岩标准。干酪根以Ⅱ型为主，热演化程度已进入成熟阶段，是花海凹陷的主力烃源岩段[16]。

酒泉盆地主要凹陷的烃源岩有机碳含量平均值多大于1.5%、最高值可达14.45%，干酪根以Ⅱ1型和Ⅰ型为主，Ro值多大于 0.6%，生烃潜量平均值主要为3.80～21.35 mg/g、最高值达到62.95 mg/g。表明有机质丰度高、母质类型好、热演化程度适中，生烃潜力大，为致密油形成奠定了良好基础。青西凹陷由于深湖相暗色泥页岩和藻纹层泥云岩 2类烃源岩发育，“小而肥”的富油气特征是其他断陷湖盆无法比拟的，不但为远源的老君庙第三系油藏提供了丰富的油源，而且形成了鸭儿峡、窟窿山、柳沟庄等下白垩统油藏，按照常规-非常规油气“有序聚集”理论[17]，也是形成致密油的最有利区。营尔凹陷、花海凹陷深湖相暗色泥岩发育，烃源岩条件好，致密油勘探前景较为广阔。

2.2 有利储盖组合

陆相断陷湖盆经历多期湖平面升降，在纵向上形成多套有效储盖组合。具有多物源、近物源、相变快的特征，碎屑岩储集层与泥页岩呈多种交互接触方式，易形成源内的砂砾岩体岩性圈闭、砂泥薄互层韵律、近源的席状滩砂、侧向接触的重力流扇体等多类型有效储盖组合。与河西走廊盆地群成盆过程基本相同[18]，各凹陷纵向上旋回沉积特征和平面上相变特征均具有相似性。

早白垩世酒泉盆地主要经历了 3期湖平面升降旋回和多期次级旋回，形成赤金堡组、下沟组和中沟组3套自生自储和下生上储型储盖组合（见图1）。各凹陷具有相似的沉积演化特征，以青西凹陷下白垩统下沟组为例，平面上在东部控凹断裂带发育鸭西、柳北等5个近岸水下扇或扇三角洲沉积，向断陷内逐渐过渡为半深湖—深湖沉积，北西方向的缓坡带物源相对不发育，在柳沟庄地区形成泥云岩沉积（见图2）。沉积相带控制储集层的发育程度、储盖组合方式等，连井对比剖面显示，扇三角洲平原和前缘储集层最为发育，主要为砂砾岩和粉细砂岩储集层；浅湖、半深湖相砂岩储集层变薄，主要为粉砂质白云岩、泥质白云岩储集层（见图2）。储盖组合主要有3类：①盆缘鸭西地区扇三角洲砂砾岩侧接储盖组合；②柳北地区扇三角洲前缘和滨浅湖砂泥岩互层储盖组合；③柳沟庄地区泥云岩与泥岩“源储一体”储盖组合。柳沟庄地区储集层以泥质白云岩为主，厚度为10～15 m；盖层为泥岩、白云质泥岩，单层最大厚度可达65 m。从柳4井揭示的特征分析，在4 200～4 450 m井段，烃源岩和储集层呈互层分布，储集层主要集中在下沟组三段下部和下沟组二段上部，储集层段均见到油气显示（见图3），这种“源储一体”的特征在该区普遍存在。

营尔凹陷、花海凹陷具有典型的断陷湖盆沉积特征，储盖组合主要有 3类：①盆缘冲积扇、扇三角洲相的粗碎屑岩侧接储盖组合；②斜坡区滨浅湖相泥页岩与薄砂层互层储盖组合；③半深湖—深湖相泥岩与浊积岩储盖组合。营尔凹陷湖盆面积较大，扇三角洲前缘和滨浅湖砂体沉积分布面积广，单砂体厚度薄，一般为3～5 m，砂岩和泥岩薄互层是主要的储盖组合类型。花海凹陷盆缘区厚砂体分布较广泛，中南部以源内砂泥岩互层组合为主，储集层发育，单层厚度可达15 m。墩1井揭示下沟组二段底部扇三角洲水下分流河道砂体累计厚度达130 m，与下沟组二段上部和下沟组一段湖相泥岩生油岩组成良好的储盖组合（见图4），这类组合在各凹陷的盆缘区均有分布。

多旋回沉积演化过程中形成的泥页岩盖层在各凹陷均有分布。下白垩统暗色泥页岩既是烃源岩，又是良好的区域或局部盖层。中沟组上部累计厚度达200 m的泥岩是主要的区域盖层；下沟组中上部的厚层状泥岩单层厚度达到50～60 m，封盖能力强，是良好的局部盖层；赤金堡组中上部地层中发育的泥岩是良好的局部盖层。

3 致密油类型及“甜点”特征

3.1 致密油类型

下白垩统的沉积特征、烃源岩条件和储盖组合决定了致密油的分布，致密储集层的类型决定了致密油类型，而“甜点”控制致密油的富集。酒泉盆地主要发育泥云岩和砂砾岩储集层，孔隙度平均为4.9%，空气渗透率多小于2.0×10-3μm2，均为致密储集层，形成了泥云岩致密油和砂砾岩致密油 2种主要类型，存在源内自生自储型、“三明治”型和近源下生上储型、岩性侧接型等多种源储组合（见图5）。

泥云岩致密油具有源储一体的特征。实验表明，研究区泥云岩致密储集层自身亦为优质烃源岩。深灰色泥质白云岩、白云质泥岩为半咸水湖相沉积，富有机质纹层十分发育，纹层厚度为0.03～10.00 mm，一般小于5.00 mm，有机质纹层主要由浮游藻类及其降解产物组成，富含藻纹层的岩石为优质烃源岩[14-15]。对柳102井下沟组三段24个深灰色白云质泥岩样品和36个深灰色泥质白云岩样品进行实验分析，24个深灰色白云质泥岩样品的有机碳含量平均值为 1.48%、生烃潜量平均值为7.38 mg/g，其中4个样品的氯仿沥青“A”含量平均值为0.148%、总烃含量平均值为977×10-6；36个深灰色泥质白云岩样品的有机碳含量平均值为1.45%、生烃潜量平均值为6.18 mg/g（见表2）。表明泥质白云岩、白云质泥岩为良好的烃源岩。

柳沟庄地区不同构造部位的钻井试油结果显示，泥云岩具有整体含油的特征，油水关系受构造幅度的影响较小，基本没有统一的油水界面，油水分异程度较低。油气在逆断层下盘富集，岩性侧向变化带、渗透层与非渗透层的过渡带含油性变差，储集层的发育程度控制油气富集，“甜点”的分布控制单井产能。

砂砾岩致密油受控于“甜点”的展布，具有环凹分布、前缘带富集的特征。沿控凹断裂带发育的砂砾岩储集层向凹陷内与湖相烃源岩侧向接触，扇体前缘由于受到湖流作用的改造，物性条件变好。

图2 酒泉盆地青西凹陷下沟组沉积相分布平面图及对比剖面图（GR—自然伽马；Rt—电阻率）

图3 青西凹陷柳4井泥云岩源储组合综合柱状图

图4 花海凹陷墩1井碎屑岩源储组合综合柱状图

图5 酒泉盆地下白垩统致密油分布模式图

表2 青西凹陷柳102井下沟组三段烃源岩有机质丰度统计表

酒泉盆地泥云岩和砂砾岩致密油主要形成和分布于凹陷沉积中心和控凹断裂带沉降中心周缘，埋深普遍较大，效益勘探的关键是预测“甜点”规模发育区。通过已钻井资料分析储集层特征是储集层综合预测的有效手段。

3.2 泥云岩“甜点”特征

泥云岩储集层主要分布在青西凹陷柳沟庄地区，以粉砂质白云岩、泥质白云岩和微裂缝较发育的白云质泥岩为主。镜下观察泥质白云岩主要成分为泥晶白云石，其次为直径小于0.03 mm的长英质碎屑及隐晶质成分；白云质泥岩主要成分为云母绿泥石质黏土及直径小于0.03 mm的长英质碎屑和隐晶质成分，其次为粉晶、泥晶白云石。

泥云岩储集层物性普遍较差，孔隙度和渗透率低。孔隙类型以晶间孔为主，偶见微裂缝、晶间次生溶孔。对4口井50块岩心样品进行分析，孔隙度平均值主要为1.1%～5.6%，以小于5.0%为主；空气渗透率以小于1.5×10-3μm2为主（见表 3），受裂缝影响的少数样品渗透率高达 66.354×10-3μm2。

裂缝的发育改善了泥云岩物性条件，是控制“甜点”展布的重要因素。岩心观察发现柳4井发育张裂缝（见图6a—图6b），柳4、柳9、青2-36等井薄片镜下观察发现微裂缝发育，缝宽0.01～0.05 mm，多呈单条或多条沿同一方向延伸（见图6c—图6f），部分被共轭发育的微裂缝斜交或正交切割（见图6c、图6e）。微裂缝的发育沟通了泥云岩中的基质孔隙，改善了储集层的渗流性能。

表3 青西凹陷柳沟庄地区泥云岩储集层岩心分析统计表

图6 柳沟庄地区下白垩统泥云岩岩心及铸体薄片照片

泥云岩储集层可划分为裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型、裂缝型和孔隙型4类（见表4）。“甜点”主要为裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型，既发育一定的基质孔隙、又有裂缝沟通形成高孔渗带。柳沟庄地区主要发育Ⅱ类和Ⅲ类储集层，局部发育Ⅰ类储集层。

表4 泥云岩致密油储集层评价分类表

3.3 砂砾岩“甜点”特征

砂砾岩致密储集层在各凹陷均有分布。该类储集层岩石类型主要为砂岩、含砾砂岩及砾岩。陆源碎屑组分主要为石英、长石和岩屑；岩屑成分主要为变质泥岩，其次为变质粉砂岩、石英岩、酸性喷出岩等；胶结物主要为泥晶白云石和粉晶铁白云石。沉积物分选差—中等，磨圆度次棱状—次圆状，颗粒支撑，胶结类型以基底-孔隙型、孔隙型为主。

局部发育次生孔隙发育的“甜点”。对鸭西地区6口井 147个岩心样品进行分析发现，孔隙度平均值以2.8%～9.1%为主，空气渗透率以小于 2.0×10-3μm2为主（见表5），物性较差。但次生溶蚀孔发育时，储集层的物性变好，如柳10井4 462.52～4 463.88 m井段的5个样品溶蚀孔较发育，孔隙度平均值为21.7%，渗透率最大为48.39×10-3μm2。通过对位于扇三角洲前缘的鸭西1、柳10和位于半深湖的鸭西115等井岩心观察，岩心表面发育大量不规则的溶蚀孔、洞（见图7a—图7c），镜下观察可见部分长石颗粒被溶蚀，形成不规则状粒内及粒间溶蚀孔（见图7d—图7f），次生溶蚀孔的发育改善了致密储集层的物性条件。

表5 酒泉盆地鸭西地区碎屑岩储集层岩心分析统计表

砂砾岩储集层可划分为孔隙-裂缝型、孔隙型和裂缝-孔隙型3类（见表6）。“甜点”主要为孔隙-裂缝型和孔隙型。由于砂砾岩中裂缝的发育程度较泥云岩低，且主要为层间缝，“甜点”主要位于扇三角洲前缘河道砂体有利相带和次生孔隙发育带叠合的局部高孔渗带，以Ⅱ类储集层为主。

4 致密油有利勘探领域

致密油的分布受控于烃源岩发育及演化程度、与源岩匹配的储集层条件及其有效组合，而富集规律受控于储集层“甜点区”。与大型坳陷湖盆不同，中小型断陷湖盆中大面积广覆式分布的砂体是较有限的，但厚度大、多期扇体叠置的砂砾岩体广泛分布，叠合厚度和面积大，具有规模勘探价值，湖相泥云岩的分布丰富了中小型断陷湖盆的致密油类型。致密油勘探的关键是预测储集层“甜点”区，岩性岩相分析是进行致密油储集层综合评价和“甜点”预测的重要方法[19]。

4.1 泥云岩致密油勘探领域

以柳沟庄地区为代表的泥云岩致密油具有整体含油、裂缝发育带富集的特征。裂缝对储集层的储集性能及渗流条件起到重要的改善作用。新近纪以来，受青藏高原隆升作用影响，位于其北侧的酒泉盆地受到西南方向的超强挤压应力作用，盆地南缘形成多级推覆冲断带，强烈的构造活动使下白垩统发生断裂和褶皱变形，由此派生出大量的裂缝和微裂隙[20-21]，泥云岩纹层状结构有利于裂缝的形成和溶蚀作用的发生[22]，裂缝以北西—北西西向为主。

图7 鸭西地区下沟组碎屑岩岩心照片及铸体薄片

表6 砂砾岩致密油储集层评价分类表

“甜点”区是致密油勘探的主要领域，断裂和裂缝发育区油气富集。位于裂缝发育带内的钻井均获得较高产能，而裂缝不发育区的钻井产能较低。如位于裂缝较发育带的柳1、柳4、柳102和柳108等井，常规试油产量为5.8～56.2 t/d。对产层实施酸化后，单井初期产量可得到大幅提高，如柳 102井 4 219.5～4 249.5 m井段酸化后初期产量达到112.4 t/d，柳4井4 234.0～4 309.0 m井段酸化后初期产量达到119.0 t/d。裂缝不发育带的井产能较低，测试多为低产油层或干层，如柳103井4 300.4～4 352.2 m井段试油产量仅为0.88 t/d，柳106井4 089.0～4 540.0 m井段试油获得0.80 t/d的低产油流。工程技术改造措施对提高致密油产能起到关键作用，采用压裂技术措施后，低产井有望获得高产，泥云岩致密油勘探发现的潜力很大。

按照致密油评价标准，对柳沟庄地区圈定TOC值大于 1%、储集层厚度大于 15 m、源储一体的致密油勘探面积近100 km2，柳沟庄地区是致密油勘探现实区（见图8a）。

4.2 砂砾岩致密油勘探领域

砂砾岩致密油在各凹陷均有分布，以鸭西、柳北等地区为代表的致密油具有环凹分布、扇体前缘带“甜点”富集的特征。井震标定预测研究表明，下白垩统下沟组和赤金堡组烃源岩生烃门限为3 500～4 000 m，生排烃过程中排出大量有机酸，使环凹分布的致密砂砾岩处在酸性成岩环境中，碎屑岩中的长石类矿物和胶结物易发生选择性溶蚀作用，形成次生溶蚀孔发育带。溶蚀作用改善了储集层物性，有利于近源油气富集。如溶蚀带钻探的鸭西115、鸭西12等井在K1g1段虽然埋深大于4 000 m，部分井段仍有自然产能，压裂改造后获得15～23 t/d的初产。

按照致密油评价标准，圈定青西凹陷TOC值大于1%、储集层厚度大于15 m、扇三角洲前缘与湖相泥岩侧接、埋深在4 000～4 500 m的面积为80～100 km2，鸭西、柳北等地区是近期勘探的现实区（见图 8a）。按照同样的标准，对花海和营尔凹陷进行致密油初步评价，花海凹陷扇三角洲前缘砂体与深湖相泥岩互层部位是致密油勘探有利区，有利勘探面积近 300 km2（见图 8b）；营尔凹陷扇三角洲相砂砾岩主要发育在凹陷东部，而西部物源体系以砂岩和泥岩互层沉积为主，有利勘探面积近 150 km2（见图 8c）。青西、花海和营尔等凹陷碎屑岩致密油勘探有利面积达到550 km2。

图8 酒泉盆地主要凹陷下白垩统下沟组致密油勘探有利区综合评价图

5 结论

酒泉盆地青西、营尔、花海等凹陷下白垩统致密油形成条件好。暗色泥岩和藻纹层泥云岩有机碳含量平均值大于 1.5%、最高达14.45%，以Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根为主，Ro值多大于0.6%，有机质丰度高、母质类型好、热演化程度适中，生烃潜量大，资源丰富。下白垩统多旋回演化形成了围绕中沟组、下沟组和赤金堡组3套烃源岩的有效生储盖组合。

发育泥云岩致密油和砂砾岩致密油2种主要类型。青西凹陷泥云岩致密油具有源储一体的特征，为自生自储型致密油。青西、花海和营尔等凹陷砂砾岩致密油具有近源和源内聚集特征，主要发育侧接型、下生上储型和“三明治”型源储类型。

“甜点”储集层规模展布，致密油具有普遍含油、“甜点”富集的特征。青西等凹陷扇三角洲前缘次生孔隙发育带环凹分布，孔隙型“甜点”储集层规模展布；泥云岩沉积在晚期挤压构造作用下，形成的北西向裂缝带沟通了基质微孔，孔隙-裂缝型和裂缝-孔隙型“甜点”规模展布。

酒泉盆地致密油勘探领域较广阔。砂砾岩致密油以青西、花海和营尔等凹陷环凹分布的扇三角洲前缘沉积为主要勘探方向，有利勘探面积达550 km2；泥云岩致密油以青西凹陷北西向裂缝发育带为主要勘探方向，有利勘探面积达100 km2。

致谢：在项目研究和论文编写过程中得到了中国石油玉门油田公司范铭涛教授级高级工程师和玉门油田公司勘探开发研究院唐海忠、王崇孝和周在华高级工程师等专家的悉心指导和帮助，在此一并表示衷心的感谢！

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