劉軍全

（中國石油長(zhǎng)慶油田分公司采油七廠,陜西西安 710200）

F油田長(zhǎng)6超低滲油藏主要開發(fā)問題及技術(shù)對(duì)策

劉軍全

（中國石油長(zhǎng)慶油田分公司采油七廠,陜西西安 710200）

F油田長(zhǎng)6油藏是鄂爾多斯盆地內(nèi)較早開發(fā)并具規(guī)模的超低滲油藏。為了提高開發(fā)效果,解決開發(fā)中的問題和矛盾,通過礦場(chǎng)開發(fā)實(shí)踐,較為系統(tǒng)地總結(jié)了長(zhǎng)6油藏開發(fā)中所應(yīng)用的8項(xiàng)技術(shù),并對(duì)各項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)。通過這些技術(shù)的礦場(chǎng)應(yīng)用,油藏的開發(fā)達(dá)到了較為理想的開發(fā)效果。

長(zhǎng)6油藏;超低滲;技術(shù)對(duì)策;

Abstract:Chang 6 reservoir is a low permeability reservoir developed earlier in Ordos Basin.In order to improve the development effect,and solve problems and contradictions in development practice,eight technologies applied in Chang 6 reservoir were systematic summarized and the application effect were analyzed.Key words:Chang 6 reservoir;low permeability;technical countermeasures

F油田長(zhǎng)6油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部,為近湖盆中心遠(yuǎn)源三角洲前緣滑塌濁積扇沉積[1]。受多期沉積及成巖作用的影響,儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng),裂縫較為發(fā)育。儲(chǔ)層以微—粉細(xì)長(zhǎng)石砂巖為主,粒間孔發(fā)育,發(fā)育微細(xì)喉道。油層埋深 2 300 m,平均有效厚度 20.5 m,孔隙度11.4%,巖心滲透率（0.34～0.56） ×10-3μm2,原始地層壓力16.7 MPa,氣油比112 m3/t,屬典型的超低滲巖性油藏。

該油藏于2005年發(fā)現(xiàn),2006年逐步投入開發(fā),年底實(shí)現(xiàn)了全面注水開發(fā)。由于油藏裂縫發(fā)育,非均質(zhì)性強(qiáng),注水后三大矛盾突出,導(dǎo)致水驅(qū)效率低,剖面動(dòng)用程度差異較大,2007年開展了以改善水驅(qū)波及體積為主的剖面治理,開發(fā)效果得到明顯改善[2]。之后在新老區(qū)的開發(fā)中加強(qiáng)了注水政策研究及早期剖面治理調(diào)整,應(yīng)用了超前注水、分層注水等新技術(shù)和工藝,取得遞減控制水平高、單井產(chǎn)量對(duì)比及油藏動(dòng)用程度高等多項(xiàng)成果,起到了長(zhǎng)慶油田超低滲開發(fā)的先導(dǎo)示范作用,為下步進(jìn)行大規(guī)模的開發(fā)積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

1 開發(fā)中面臨的主要問題

1.1 天然裂縫發(fā)育,水驅(qū)效率低

在油藏開發(fā)過程中,受儲(chǔ)層裂縫發(fā)育的影響,注入水沿固定方向突進(jìn),造成油井水淹,導(dǎo)致油藏含水上升,遞減加大,水驅(qū)效率降低。目前 F區(qū)共發(fā)現(xiàn)裂縫51條,有三種見水類型（圖1）:Ⅰ為投產(chǎn)即為高含水;Ⅱ?yàn)橐娝畷r(shí)間較短,見水后含水上升快,并迅速水淹;Ⅲ為長(zhǎng)時(shí)間低含水生產(chǎn)（700天以上）,但見水后迅速水淹。

圖1 三種水淹井含水特征曲線Fig.1 Water content characteristics of three kind of water flooded wells

1.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),水驅(qū)波及體積小[2]

受多旋回沉積的影響,儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。主要表征指標(biāo)滲透率變異系數(shù)2.8,滲透率級(jí)差1 000～5 700,突進(jìn)系數(shù)42.33（表1）。結(jié)果都遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過強(qiáng)非均質(zhì)的最高界限,這可能就是超低滲的一個(gè)獨(dú)有的特征。吸水剖面結(jié)果顯示,吸水好壞受限于物性、水量、夾層等幾個(gè)因素,吸水不均的現(xiàn)象較為突出,有85%的井表現(xiàn)出裂縫吸水的特征。剩余油飽和度測(cè)井顯示,反映薄層水淹的特征,水淹厚度僅為1.0～2 m。由此造成油藏整體開發(fā)效果不理想,剖面動(dòng)用程度差,水驅(qū)波及體積小。

表1 長(zhǎng)6油層非均質(zhì)評(píng)價(jià)Tab.1 Heterogeneity of Chang 6 reservoir

1.3 儲(chǔ)層顆粒細(xì)小,膠結(jié)物含量高,孔喉細(xì)微,造成滲透性非常差[3]

長(zhǎng)6超低滲顆粒細(xì)小,以粉細(xì)砂巖為主,細(xì)砂組分比特低滲儲(chǔ)層高出13%,膠結(jié)物含量高出2%,面孔率僅為特低滲的57%,造成滲透性非常差（表2）。在這樣的物性條件下,基質(zhì)的裂縫的滲透率為數(shù)量級(jí)的差別,造成流體的流動(dòng)和壓力的傳導(dǎo)非常緩慢,建立有效驅(qū)替系統(tǒng)的時(shí)間很長(zhǎng)。

表2 長(zhǎng)6儲(chǔ)層特征對(duì)比Tab.2 Reservoir characteristics correlation of Chang 6 reservoir

1.4 啟動(dòng)壓力梯度大,壓力敏感性強(qiáng)[4],造成產(chǎn)量遞減后難以恢復(fù)

超低滲透油藏存在啟動(dòng)壓力梯度,且隨著滲透率的降低,地層流體的啟動(dòng)壓力梯度急劇增加,兩者之間呈冪函數(shù)關(guān)系（圖2）。而且,油藏應(yīng)力敏感性強(qiáng),隨著儲(chǔ)層流體的采出,有效覆壓的變化,使巖石發(fā)生形變,引起孔隙度和滲透率發(fā)生變化。這種變化是不可逆的,使油藏在短期內(nèi)產(chǎn)量遞減很快,遞減率可達(dá)到48%～64%,很多低液量、低產(chǎn)井產(chǎn)量很難恢復(fù)或提高。

1.5 注水反應(yīng)慢,壓力水平低

由于油層物性差,孔隙度低、滲流阻力大,導(dǎo)壓系數(shù)小,僅為0.466～1.809 cm2/s。經(jīng)過3年多的高強(qiáng)度注水,累計(jì)注采比達(dá)到4.0以上,造成在注水井附近局部憋壓,注入水流向采油井困難,地層能量保持水平較低。而且據(jù)2008年測(cè)壓資料計(jì)算,平均地層壓力只有10.39 MPa,壓力保持水平只有62.2%,比油藏飽和壓力低1.69 MPa,地層壓力已經(jīng)降到最低點(diǎn)。

2 開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究

2.1 井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

采用與儲(chǔ)層相適應(yīng)的注采井網(wǎng),是獲得好的開發(fā)效果的基礎(chǔ)。在深入分析基礎(chǔ)上,根據(jù)前人研究成果及油田開發(fā)實(shí)踐,結(jié)合數(shù)值模擬、驅(qū)動(dòng)壓力梯度研究等新成果,積極開展井網(wǎng)優(yōu)化工作,開發(fā)初期全面推廣成熟的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng),確定了注采井距為270～300 m,井距為450～480 m,排距為130～150 m。目前根據(jù)超低滲油藏的特征,采用了小井距、高注采井?dāng)?shù)比的五點(diǎn)法井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)[5]。實(shí)踐證明,采用五點(diǎn)法井網(wǎng)注水開發(fā)可增加油井的見效,提高單井產(chǎn)量,降低初期遞減。與反九點(diǎn)井網(wǎng)相比,五點(diǎn)井網(wǎng)投產(chǎn)后壓力保持水平高出20%,單井產(chǎn)量高出0.5 t/d。

圖2 啟動(dòng)壓力梯度與滲透率關(guān)系Fig.2 Relationship between start-up pressure gradient and permeability

2.2 超前注水技術(shù)

超前注水是提高超低滲油藏開發(fā)效果的有效途徑[4]。超前注水可以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng),避免因壓力下降造成的儲(chǔ)層物性變差,并有利于提高油相相對(duì)滲透率使油藏具有較高的驅(qū)替壓力,有利于提高最終采收率,還可以避免因壓力下降造成的原油物性變差。

超前注水采用階梯注水技術(shù)政策,即單井日注水量按5 m3遞增的方式階梯配注,階梯配注15、20、25 m3,每個(gè)階段 30 天 ,且周期縮短到 2～4個(gè)月,累積注水量1 200～2 450 m3。通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施,在物性相同條件下,與同步注水相比,超前注水區(qū)遞減13%,1年后累計(jì)遞減13.2%,而且單井日產(chǎn)油穩(wěn)定在2.0 t左右,開發(fā)效果較好。

2.3 儲(chǔ)層改造技術(shù)

2.3.1 前置酸加砂壓裂技術(shù)

針對(duì)物性差、孔喉小、泥質(zhì)含量高的特點(diǎn),采用前置酸加砂壓裂技術(shù),降低壓裂液濾餅傷害,提高壓裂液破膠程度,通過改善地層與裂縫以及裂縫內(nèi)部的連通性,達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的[4]。前期試驗(yàn)51口井,與以前的常規(guī)壓裂井對(duì)比,試油產(chǎn)量增加4～5 t,在超低滲透油藏已進(jìn)行了全面推廣應(yīng)用,成為老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)和新區(qū)增產(chǎn)的主要技術(shù)措施。

2.3.2 多級(jí)加砂壓裂技術(shù)[4]

針對(duì)超低滲透厚油層的改造采用多級(jí)加砂壓裂技術(shù),在保證橫向上深度改造的同時(shí),實(shí)現(xiàn)了縱向上有效支撐、充分動(dòng)用。在超低滲透油藏產(chǎn)建區(qū)取得了明顯的增產(chǎn)效果。與傳統(tǒng)壓裂工藝對(duì)比試驗(yàn)井平均單井日增產(chǎn)0.5 t/d以上。

2.3.3 陶粒支撐劑

長(zhǎng)6油藏井深2 300 m,地層閉合壓力達(dá)到31 MPa,相對(duì)長(zhǎng)6以上層位增加了5～6 MPa。為了提供更大的導(dǎo)流能力,延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期,大力應(yīng)用陶粒壓裂技術(shù)。與傳統(tǒng)壓裂工藝相比,試驗(yàn)井平均單井日增產(chǎn)0.5 t/d以上,且產(chǎn)量遞減較緩慢。

2.3.4 變排量壓裂

針對(duì)邊部油井底部油水分異較差的情況,采用變排量壓裂,即壓裂初期采用小排量,降低啟動(dòng)壓力,控制裂縫縱向延伸,支撐劑在裂縫底部沉淀形成有效隔擋,然后進(jìn)行高砂比施工,限制了裂縫向下延伸而引導(dǎo)裂縫向上和向前延伸,從而起到控制裂縫高度、增加縫長(zhǎng)的作用,進(jìn)而實(shí)現(xiàn)控水增油的最終目的。共實(shí)施28口井,油井投產(chǎn)后含水相對(duì)穩(wěn)定,與常規(guī)井相比含水下降5%。

2.4 合理流壓技術(shù)

合理流壓是為了減緩初期遞減,延長(zhǎng)油井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間,避免含水快速上升和突進(jìn),更是為了避免隨著流壓的降低,超低滲油層脫氣、滲流阻力增大、地層壓力下降速度過快導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降,從而造成產(chǎn)能下降后難以恢復(fù)的問題。因此,在油井投產(chǎn)時(shí)就需要確定合理流壓,使生產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減較小。根據(jù)超低滲油藏特點(diǎn),計(jì)算不同油藏油井合理流壓圖版,計(jì)算不同油藏合理流壓,為制定合理工作制度提供依據(jù)。生產(chǎn)初期流壓保持到7～8 MPa,單井產(chǎn)量高,可以穩(wěn)定在2 t以上,且遞減?。▓D3）。

2.5 精細(xì)注水調(diào)控技術(shù)

圖3 長(zhǎng)6油藏流壓與產(chǎn)量對(duì)應(yīng)關(guān)系Fig.3 Corresponding relation curves of pressure and production flow in Chang 6 reservoir

在長(zhǎng)6超低滲開發(fā)過程中,積極探索合理的注水開發(fā)技術(shù)政策。投產(chǎn)初期按照“先強(qiáng)后弱”的思路進(jìn)行注水,即在初期采取高強(qiáng)度注水,待合理壓力場(chǎng)建立后,再溫和注水。從4年的注水效果來看,在高注采比下,地層壓力、單井產(chǎn)量一直在下降,含水上升率大于5%。主要由于超低滲儲(chǔ)層裂縫發(fā)育,大強(qiáng)度注水,易造成注入水沿裂縫竄流,導(dǎo)致裂縫方向的油井不斷水淹,而其它方向油井長(zhǎng)期不見效,同時(shí)區(qū)塊含水上升加快。

針對(duì)超低滲油藏特征和開發(fā)規(guī)律,根據(jù)地質(zhì)特征、滲流規(guī)律、開發(fā)特征,劃分注水單元,調(diào)整注水政策。對(duì)于物性、連通性較好的單元,采取溫和注水的思路進(jìn)行調(diào)整,改善平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu),注采比保持在1.0～1.5。對(duì)于非均質(zhì)性強(qiáng)、微裂縫發(fā)育、高注采比注水、易造成方向性見水的單元,實(shí)施“控水穩(wěn)油”,老區(qū)分階段逐步調(diào)小水量,注采比由35下調(diào)到2.0左右;新區(qū)采取小水量、小強(qiáng)度注水,避免含水上升,注采比控制在1.5。經(jīng)過注水調(diào)整,油藏的含水明顯得到控制。而且對(duì)不同含水階段的油井具有如下的規(guī)律:對(duì)含水在50%以下的油井,及時(shí)發(fā)現(xiàn)及時(shí)進(jìn)行調(diào)整,含水可以得到控制;對(duì)含水在50%以上的油井,只能控制含水上升趨勢(shì),實(shí)施油水井雙向調(diào)控。

2.6 早期水井堵水技術(shù)

長(zhǎng)6油藏裂縫發(fā)育,含水上升快,水驅(qū)效率低,剖面水驅(qū)動(dòng)用程度低。由于裂縫與基質(zhì)滲透率相差幾個(gè)數(shù)量級(jí),通過控制注水量不能控制裂縫溝通井的含水上升,而且通過對(duì)水井進(jìn)行深部堵水調(diào)剖,封堵裂縫和高滲透大孔道,可以降低含水,恢復(fù)油井潛能,達(dá)到整體改善開發(fā)效果,減緩無效注水的目的。針對(duì)裂縫見水區(qū)進(jìn)行連片治理,共堵水 10口,對(duì)應(yīng)油井見效 32口,見效率54%,減少產(chǎn)水量1 081 m3,堵水前后吸水剖面對(duì)比,單井吸水厚度由11 m增加到20.1 m。

調(diào)剖堵水在治理超低滲裂縫方面起到了如下作用:

（1）改善了注采剖面、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)和層間矛盾。B205-37和B209-37兩口注水井調(diào)剖前后吸水剖面（圖4）對(duì)比,一是注水不均（尖峰狀吸水）的問題得到明顯改善,二是吸水厚度大幅增加,由單井平均吸水11.0 m增加到20.1 m。B205-37井堵水前為尖峰狀吸水,吸水段僅2.6 m,相對(duì)吸水量為75.5%,吸水強(qiáng)度為7.4 m3/d·m-1,全井總吸水厚度僅7.2 m,堵水后,原尖峰狀吸水消失,全井吸水厚度為17.5 m,吸水強(qiáng)度變?yōu)?.1 m3/d·m-1。

圖4 B209-37、B205-37井堵水前后吸水剖面對(duì)比Fig.4 Water absorbing profiles before and after water plugging in B209-37 well and B205-37 well

（2）注入地層的調(diào)剖劑沿主流方向運(yùn)移,造成該方向流體運(yùn)移阻力增加,在一定程度上改善了平面矛盾,能有效控制層內(nèi)高含水條帶存在,改善井間干擾,并對(duì)區(qū)塊整體改善開發(fā)效果作用較大。

（3）縱向堵水對(duì)高滲段起到了封堵作用,使水流方向重新分布,使原來見不到注水效果的低滲段未動(dòng)用層潛力得到了發(fā)揮,層間矛盾得到改善,降低了油井含水,減緩了產(chǎn)量遞減,減少了無效水循環(huán)。

（4）通過堵水可以加深對(duì)儲(chǔ)層裂縫分布規(guī)律的再認(rèn)識(shí),以前含水上升沒有得到控制的油井,通過堵水見效可以判斷來水方向。

2.7 措施挖潛技術(shù)

據(jù)研究[6]及生產(chǎn)實(shí)踐,長(zhǎng)6超低滲油藏堵塞成分大多以有機(jī)物為主,占70%～90%,其他物質(zhì)含量較少,大部分油井堵塞半徑較小,集中在近井帶3～5 m以內(nèi),堵塞強(qiáng)度較小。而且,由于裂縫見水的影響,近井地帶相滲變化或水不配伍造成結(jié)垢等油井堵塞后含水普遍較高。針對(duì)這一情況,在充分認(rèn)識(shí)油藏開發(fā)規(guī)律的基礎(chǔ)上,確定了先堵水進(jìn)行水井主要裂縫方向的封堵,造成地下水動(dòng)力方向的重新調(diào)整和改變,待地層壓力恢復(fù)后,再對(duì)油井進(jìn)行暫堵酸化解堵的方式。這種水井堵水再油井解堵的做法取得了較好的效果。共對(duì)長(zhǎng)6油藏實(shí)施措施井16口,其中有堵水對(duì)應(yīng)的油井12口,日增油1.7 t,高出無堵水對(duì)應(yīng)的油井1.6 t（表3）。

表3 長(zhǎng)6油藏堵、引結(jié)合效果統(tǒng)計(jì)表Tab.3 Plugging effect of Chang 6 reservoir

2.8 注水剖面治理技術(shù)

對(duì)油層厚度大、非均質(zhì)性強(qiáng)的長(zhǎng)6油藏,吸水剖面顯示剖面差異性大,表現(xiàn)如下:①籠統(tǒng)注水剖面矛盾突出,注水壓力的高低嚴(yán)重影響吸水厚度的大小;②吸水部位受射孔厚度限制,非射孔段不吸水;③吸水程度受物性好差影響明顯;④隔夾層發(fā)育,對(duì)注入水起到分割作用;⑤部分井存在明顯的裂縫吸水現(xiàn)象。針對(duì)剖面差異較大的問題,積極開展剖面治理工作,以提高水驅(qū)動(dòng)用程度和剖面水驅(qū)波及體積。

以井組為單元,將水井單井措施方案的制定同單井吸水剖面資料緊密結(jié)合,有針對(duì)性地開展剖面治理工作。主要做法有[2]:①對(duì)多層或分段射孔,吸水剖面顯示有不吸水段的井,且有隔夾層存在,射孔段間距又能滿足座封要求的,對(duì)不吸水段實(shí)施增注后進(jìn)行分注;②對(duì)厚度大,射孔程度低的井,通過儲(chǔ)層對(duì)比,提高射孔程度,實(shí)施補(bǔ)孔+增注+分注的方法,改善分層儲(chǔ)量動(dòng)用狀況;③對(duì)連續(xù)射孔厚度大,部分層段不吸水的井,實(shí)施選擇性暫堵酸化措施,提高吸水厚度。2007年對(duì)老區(qū)共計(jì)39口井實(shí)施了剖面治理,措施前后對(duì)比,增加射孔厚度177 m,射孔程度提高30.4%,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高到28.1%,注水壓力下降0.7 MPa,治理后,新增見效井41口,單井日增油0.9 t。更為重要的是,增強(qiáng)了對(duì)油層的控制能力,提高了注水系統(tǒng)壓力利用率。而且,在新區(qū)的建設(shè)中,把注入剖面的改造技術(shù)和分層注水結(jié)合起來,保證了剖面管理更加科學(xué)和合理。

3 開發(fā)效果

F油田長(zhǎng)6超低滲油藏經(jīng)過2008～2009年的建設(shè)和開發(fā)治理,全面推廣超前注水、多級(jí)加砂壓裂、控流壓生產(chǎn)、精細(xì)注水調(diào)整等新工藝、新技術(shù),取得了較好的開發(fā)效果。

3.1 水驅(qū)狀況好轉(zhuǎn),遞減率降低

老區(qū)通過水井堵水及油井解堵措施,改善了注采剖面,開發(fā)狀況得到根本好轉(zhuǎn),主要開發(fā)指標(biāo)逐年變好。水驅(qū)動(dòng)用程度由2009年的66.2%上升至2010年6月的80.2%,自然遞減率由11.2%下降到4.4%,綜合遞減率由10.9%下降到0.5%（表4）。

3.2 能量供給狀況變好

通過精細(xì)注水及堵水、分層注水工作,長(zhǎng)6油藏壓力從最初的下降,注采壓力加大,到2009年壓力開始逐步上升,表現(xiàn)出能量供給狀況變好的趨勢(shì)（圖5）。2008年壓力降低到最低的 10.8 MPa,保持水平64.7%,到2009年壓力開始上升,2010年上半年達(dá)到平均地層壓力13.9 MPa,保持水平83.2%,而平面上開始出現(xiàn)高壓區(qū)擴(kuò)大的趨勢(shì)。

表4 長(zhǎng)6油藏歷年主要指標(biāo)對(duì)比Tab.4 Comparison of main indexes of Chang 6 reservoir in past years

注:2010年僅上半年。

圖5 長(zhǎng)6油藏歷年壓力運(yùn)行曲線Fig.5 Pressure curve of Chang 6 reservoir in past years

3.3 新區(qū)單井產(chǎn)量較高,穩(wěn)產(chǎn)期延長(zhǎng)

在開發(fā)新區(qū)的過程中,為了達(dá)到良好的效果,對(duì)F3新區(qū)采取了五點(diǎn)法井網(wǎng)配合小水量注水,分層注水一次到位,初期控制流壓,全面應(yīng)用先進(jìn)的壓裂改造技術(shù)。初期生產(chǎn)與老區(qū)相比,表現(xiàn)出較明顯優(yōu)勢(shì),F3區(qū)初期單井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量分別比F1老區(qū)同期分別高出2.1 m3和0.8 t。生產(chǎn)一年后,單井產(chǎn)量在2.0 t以上,遞減得到了有效減緩（圖6）。

圖6 長(zhǎng)6油藏分區(qū)遞減率曲線Fig.6 Decline rate of Chang 6 reservoir

4 結(jié)論

（1）超低滲儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),天然裂縫發(fā)育,水驅(qū)效率低,水驅(qū)波及體積小,造成產(chǎn)量遞減后難以恢復(fù)。

（2）超低滲透儲(chǔ)層顆粒細(xì)小,膠結(jié)物含量高,孔喉細(xì)微,造成滲透性差,啟動(dòng)壓力梯度大,壓力敏感性強(qiáng),注水反應(yīng)慢,壓力水平低。

（3）在油藏的開發(fā)中,共應(yīng)用了有利區(qū)篩選、井網(wǎng)優(yōu)化、超前注水、儲(chǔ)層改造、合理流壓、精細(xì)注水調(diào)控、早期堵水、措施挖潛、注水剖面治理9項(xiàng)技術(shù)對(duì)策,開發(fā)指標(biāo)變好,水驅(qū)狀況、能量供給狀況變好,為超低滲下步的規(guī)模開發(fā)起到了示范作用。

[1]鄭榮才,文華國,韓永林,等.鄂爾多斯盆地白豹地區(qū)長(zhǎng)6油層組湖底滑塌濁積扇沉積特征及其研究意義[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版）,2006,33（6）:566-575.

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Major development problems and countermeasures of Chang 6 low permeability reservoir in F oilfield

Liu Junquan

（Seventh Oil Production Plant of ChangQing Oilf ield Branch,PetroChina,Xi’an710200）

TE348

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.092

1008-2336（2010）04-0092-07

2010-08-06;改回日期:2010-08-24

劉軍全,男,1973年生,高級(jí)工程師,1996年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院開發(fā)地質(zhì)專業(yè),從事油田開發(fā)及地質(zhì)綜合研究工作。E-mail:liujjunq—cq@petrochina.com.cn。