尤 麗， 招湛杰， 李 才， 吳仕玖， 徐守立， 劉 才

( 中海石油(中國(guó))有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

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烏石凹陷流沙港組儲(chǔ)層特征與有利儲(chǔ)層分布

尤 麗， 招湛杰， 李 才， 吳仕玖， 徐守立， 劉 才

( 中海石油(中國(guó))有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

烏石凹陷東區(qū)主要儲(chǔ)層流二段、流三段分別發(fā)育三角洲和扇三角洲相沉積儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性包括高滲、中滲及低滲，非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)能差異大.采用常規(guī)物性、測(cè)井解釋、巖石薄片與鏡質(zhì)體反射率、全巖/黏土X線(xiàn)衍射等方法,分析儲(chǔ)層特征，根據(jù)沉積作用、成巖作用等探討流二段、流三段儲(chǔ)層非均質(zhì)性主控因素.結(jié)果表明，沉積相帶及分選性差異是流三段儲(chǔ)層非均質(zhì)性主控因素，較遠(yuǎn)源區(qū)分選性好的水下分流河道發(fā)育有利儲(chǔ)層；沉積相帶及壓實(shí)作用是流二段儲(chǔ)層非均質(zhì)性主控因素，北部弱壓實(shí)區(qū)為最有利儲(chǔ)層，其次為中部的中等壓實(shí)區(qū)，第三為南部的近強(qiáng)壓實(shí)區(qū).該結(jié)果為烏石凹陷流沙港組整體評(píng)價(jià)與目標(biāo)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù).

儲(chǔ)層非均質(zhì)性； 沉積作用； 成巖作用； 有利儲(chǔ)層； 烏石凹陷； 流沙港組

0 引言

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地的富生烴凹陷之一[1-3]，其東區(qū)流二段、流三段中深層(1 500～4 000 m)為當(dāng)前主要油氣勘探目的層系.鉆井資料揭示，流二段、流三段儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、產(chǎn)能差異大，其中流三段近源區(qū)儲(chǔ)層物性差，測(cè)試產(chǎn)能低[4].人們對(duì)中深層強(qiáng)非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層特征和主控因素進(jìn)行研究，如張福順等分析巴楚地區(qū)泥盆系東河塘組儲(chǔ)集空間和物性特征，認(rèn)為東河塘組為高成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度的石英砂巖，孔隙空間以溶蝕粒間孔為主要類(lèi)型，儲(chǔ)層物性以低孔低滲為特征，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層受沉積相帶和成巖改造作用的雙重控制[5]；秦秋寒等分析臨江地區(qū)扶楊Ⅰ油層儲(chǔ)集空間類(lèi)型和主控因素，認(rèn)為扶楊Ⅰ油層為中低孔低滲的碎屑砂巖儲(chǔ)層，發(fā)育原生孔隙和次生溶蝕孔隙2種儲(chǔ)集空間類(lèi)型，以次生溶蝕孔隙為主，儲(chǔ)層物性主控因素前期為沉積條件和埋深，后期為溶解作用和膠結(jié)、交代作用[6]；樂(lè)錦鵬等利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡及陰極發(fā)光等，研究蘇北盆地張家垛油田阜三段儲(chǔ)層，認(rèn)為儲(chǔ)層特征與發(fā)育控制因素對(duì)于油氣聚集起重要作用[7]；朱如凱等通過(guò)對(duì)四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組沉積體系的分析和儲(chǔ)集層主控因素的解剖，研究低孔低滲背景下相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的形成條件，并對(duì)有效儲(chǔ)集層進(jìn)行區(qū)域評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)；蒲秀剛等對(duì)渤海灣盆地黃驊坳陷歧口凹陷中深層開(kāi)展儲(chǔ)集層特征及控制因素分析，研究碎屑巖有利儲(chǔ)集相帶分布規(guī)律，尋找相對(duì)優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層段；楊曉萍等分析典型巖性油氣藏中低孔隙度低滲透率儲(chǔ)層的形成原因及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成與分布規(guī)律，認(rèn)為儲(chǔ)層的發(fā)育受沉積作用[8]、成巖作用[9-10]等影響，沉積作用決定儲(chǔ)層組分與原始孔隙度特征，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層后期改造.

在沉積體系基礎(chǔ)上，筆者利用巖心觀察、巖石薄片分析、常規(guī)物性、測(cè)井解釋、鏡質(zhì)體反射率、全巖/黏土X線(xiàn)衍射等資料，進(jìn)行儲(chǔ)層特征研究，包括巖石學(xué)、儲(chǔ)集性特征，重點(diǎn)沉積作用和成巖作用方面確定研究區(qū)儲(chǔ)層物性主控因素，指出有利儲(chǔ)層分布，并預(yù)測(cè)有利區(qū)帶物性特征，為該區(qū)整體評(píng)價(jià)與目標(biāo)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù).

1 地質(zhì)概況

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地南部坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元[11-13]，其東南依流沙凸起，北鄰企西隆起，西部及西南部以流沙凸起與海頭北凹陷和邁陳凹陷相隔(見(jiàn)圖1).烏石凹陷的發(fā)育演化受中生代末期至新生代的區(qū)域性伸展作用控制，自下而上發(fā)育古近系長(zhǎng)流組、流沙港組(分為流三段、流二段和流一段)、潿洲組和新近系及第四系地層，其中始新統(tǒng)的流沙港組和漸新統(tǒng)的潿洲組為主要的含油氣層段.從流沙港組至潿洲組發(fā)育多套儲(chǔ)蓋組合，其中流三段廣泛發(fā)育三角洲沉積與流二段濱、淺湖相泥巖組合；流二段發(fā)育凹陷邊部三角洲、凹陷中心灘壩沉積與流二段濱、淺湖泥巖、油頁(yè)巖組合，是烏石凹陷東區(qū)兩套重要儲(chǔ)蓋組合.烏石凹陷東區(qū)按構(gòu)造位置可分為斜坡帶的烏石A井區(qū)與斜坡近凹帶的烏石B井區(qū).

圖1 烏石凹陷構(gòu)造位置

2 流二段、流三段儲(chǔ)層特征

流三段主力油組Ⅱ油組發(fā)育扇三角洲沉積儲(chǔ)層，較近源區(qū)以砂礫巖和含礫砂巖為主，遠(yuǎn)源區(qū)含砂率變低，以細(xì)、中和含礫砂巖為主，成分成熟度較低，單晶石英體積分?jǐn)?shù)不高，以大量多晶石英為主要巖屑特征，巖石類(lèi)型為巖屑砂巖；流二段為較遠(yuǎn)源區(qū)的三角洲沉積特征，以細(xì)、中砂巖為主，發(fā)育含礫砂巖，成分成熟度較高，以單晶石英為主，其次為以多晶石英為主的巖屑和鉀長(zhǎng)石，巖石類(lèi)型以長(zhǎng)石巖屑石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，局部發(fā)育長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑砂巖.

物性分析數(shù)據(jù)表明，流二段、流三段儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)，高滲、中滲、低滲與特低滲儲(chǔ)層發(fā)育，流二段物性好于流三段的.流三段主力油組Ⅱ油組近源區(qū)的A-2和A-7井計(jì)算孔隙度平均分別為18.4%、18.6%，計(jì)算滲透率平均分別為50.4×10-3、97.1×10-3μm2，為低—中孔、中—低滲特征，連通性略差(見(jiàn)圖2(a))；往遠(yuǎn)源區(qū)方向物性變好，A-4井實(shí)測(cè)平均孔隙度為19.0%，實(shí)測(cè)平均滲透率為673.6×10-3

圖2 烏石凹陷流沙港組儲(chǔ)層典型巖相特征照片

μm2，為低—中孔、低—中滲特征，局部發(fā)育高滲特征，粒間孔與粒內(nèi)溶孔等發(fā)育，連通性好(見(jiàn)圖2(b)).流二段儲(chǔ)層物性縱向上隨埋深增加呈變差趨勢(shì)，具有明顯分帶性，與成巖階段演化對(duì)應(yīng)(見(jiàn)圖3)，深度1 500～1 800 m為早成巖B—中成巖階段A1過(guò)渡期，為中—高孔特征；1 800～2 200 m為中成巖階段A1期，為高—中孔特征；2 400～2 800 m為中成巖階段A2期，為低—中孔特征；2 800 m以下為中成巖階段B期，為低—特低孔特征，相近深度受多因素影響，滲透率變化較大.

圖3 烏石凹陷A/B井區(qū)成巖階段對(duì)比結(jié)果

3 儲(chǔ)層物性主控因素

烏石凹陷流沙港組已進(jìn)入中成巖A—中成巖B期，儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能受沉積作用和成巖作用等共同影響.沉積作用主要控制儲(chǔ)層砂體分布及儲(chǔ)層原始孔隙度，由于沉積相帶、分選性差異等儲(chǔ)層物性不同，受它影響產(chǎn)生的儲(chǔ)集巖粒度、成分等差異對(duì)后期成巖作用形成先天性影響[14-15]；后期的成巖作用通過(guò)壓實(shí)、膠結(jié)作用降低粒間孔與溶蝕作用，形成次生孔隙，對(duì)儲(chǔ)層尤其是深埋藏儲(chǔ)層的物性影響顯著[16-18].

3.1 沉積作用的控制

流三段Ⅱ油組以扇三角洲前緣水下分流河道為有利儲(chǔ)集相帶，對(duì)比較近源與遠(yuǎn)源區(qū)鉆井資料顯示，較近源區(qū)井如A-2井儲(chǔ)集巖為厚層、箱狀砂巖，分選性以中—差、差為主，少量為中等.巖心觀察可見(jiàn)以分選性較差的砂礫巖和含礫砂巖為主(見(jiàn)圖2(c))，儲(chǔ)層物性較差，測(cè)試產(chǎn)能低.遠(yuǎn)源區(qū)井如A-4井，分選性以中等為主，物性偏好.沉積作用造成的碎屑顆粒分選性差異是流三段主力油組Ⅱ油組近源區(qū)物性差于遠(yuǎn)源區(qū)的主要控制因素.

烏石凹陷流二段A/B井區(qū)不同沉積相帶儲(chǔ)層厚度對(duì)比結(jié)果(見(jiàn)表1)顯示，三角洲前緣水下分流河道(A井區(qū))物源供給充足、含砂率高、粒度較粗，為有效儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性以中滲為主，發(fā)育高、低滲儲(chǔ)層，好于湖底扇(B井區(qū))沉積儲(chǔ)層的以低滲為主的特征.相同沉積相帶存在粒度等差異，儲(chǔ)層物性明顯不同，三角洲前緣相A-7井較A-1井含砂率高、粒度偏粗，是儲(chǔ)層物性較好的重要原因；湖底扇相B-2上部和B-1井含砂率高、粒度偏粗，物性好于其他井；B-3井盡管粒度粗，但受高泥質(zhì)和高自生高嶺石影響，儲(chǔ)層物性明顯變差.說(shuō)明沉積作用對(duì)流二段儲(chǔ)層物性具有決定性作用，表現(xiàn)為不同沉積相帶或相同沉積相帶不同粒級(jí)砂巖儲(chǔ)層物性明顯不同.

沉積作用是流二段、流三段儲(chǔ)層物性的主控因素，三角洲前緣和扇三角洲的水下分流河道是流二段、流三段儲(chǔ)層發(fā)育的主要有利相帶，有利相帶內(nèi)受粒度、分選性差異和后期成巖作用等影響，儲(chǔ)層物性差異明顯.三角洲前緣湖底扇微相為流二段次有利儲(chǔ)集相帶，受局部較粗粒度和強(qiáng)溶蝕作用影響，也可發(fā)育有利儲(chǔ)層.

表1 烏石凹陷A/B井區(qū)流二段儲(chǔ)層厚度對(duì)比結(jié)果

Table 1 Comparison result of reservoir thickness of effective reservoirs from the Second member of Liushagang formation in Wushi sag A/B well area

井區(qū)井號(hào)干層厚度/m有效儲(chǔ)層厚度/m沉積相AA-82.5967.89A-73.30127.40A-20176.60三角洲前緣水下分流河道BB-2133.40132.10B-455.1081.60B-53.8052.40湖底扇

3.2 成巖作用的后期改造

流二段、流三段儲(chǔ)層已進(jìn)入中成巖A-B期，經(jīng)歷多種成巖變化，其中破壞性成巖作用主要包括壓實(shí)作用和以碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石為主要膠結(jié)特征的膠結(jié)作用；建設(shè)性成巖作用主要包括后期溶解作用.

3.2.1 壓實(shí)、膠結(jié)作用

烏石凹陷流二段、流三段儲(chǔ)層物性隨著埋深的增加呈變差趨勢(shì)，碎屑顆粒接觸關(guān)系為點(diǎn)—線(xiàn)—局部凹凸?fàn)罱佑|特征，說(shuō)明壓實(shí)作用為該區(qū)原始粒間孔隙減小、物性變差的主要原因.成巖階段對(duì)比結(jié)果(見(jiàn)圖3)可見(jiàn)，由烏石A井區(qū)至烏石B井區(qū)方向，各成巖期深度呈加深趨勢(shì)，烏石A井區(qū)流二段、流三段地層處于中成巖A1-A2期，孔隙類(lèi)型以剩余粒間孔與粒內(nèi)溶孔為主要特征；烏石B井區(qū)流二段、流三段處于中成巖A2-B期，局部達(dá)到晚成巖期，孔隙類(lèi)型以次生孔隙為主要特征，烏石A井區(qū)流二段、流三段儲(chǔ)層物性較好的主要原因是其成巖強(qiáng)度弱于烏石B井區(qū)的.烏石A井區(qū)流二段砂巖被壓實(shí)作用減小的孔隙度占原始孔隙度的30%～60%，屬弱—中等壓實(shí)；烏石B井區(qū)流二段砂巖被壓實(shí)作用減小的孔隙度占原始孔隙度的50%～80%，屬中等—強(qiáng)壓實(shí).烏石A井區(qū)壓實(shí)強(qiáng)度差異導(dǎo)致儲(chǔ)層物性不同，處于弱—中等壓實(shí)過(guò)渡區(qū)的A-7和A-2井壓實(shí)程度偏弱，平均計(jì)算孔隙度分別為26.4%、26.0%，計(jì)算滲透率平均分別為739.7×10-3、755.6×10-3μm2，呈中—高孔、高—中滲物性特征；處于中等壓實(shí)區(qū)的A-1和A-5井呈中孔、中—低滲物性特征.

砂巖薄片鑒定結(jié)果表明，流三段儲(chǔ)層膠結(jié)作用較弱，流二段儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)物和自生高嶺石膠結(jié)導(dǎo)致局部物性降低.流二段儲(chǔ)層面孔率與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)關(guān)系見(jiàn)圖4.由圖4可見(jiàn)，以面孔率表征的儲(chǔ)層物性與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)呈明顯負(fù)相關(guān)關(guān)系，且不同沉積相帶膠結(jié)類(lèi)型與強(qiáng)度不同.由于局部較高的鐵方解石和(鐵)白云石膠結(jié)，使流二段三角洲前緣水下分流河道沉積儲(chǔ)層物性明顯變差(見(jiàn)圖4(a))，如A-1井巖心薄片鏡下可見(jiàn)鐵方解石充填孔隙，茜素紅染色呈紫紅色特征(見(jiàn)圖2(d))，與同為水下分流河道沉積的A-7井相比儲(chǔ)層物性較差，原因是該井流二段儲(chǔ)層局部發(fā)育高碳酸鹽膠結(jié)；遠(yuǎn)源湖底扇沉積的烏石B井區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物以菱鐵礦膠結(jié)為主，對(duì)儲(chǔ)層物性影響不明顯，偶見(jiàn)鐵方解石膠結(jié)降低儲(chǔ)層物性.自生高嶺石膠結(jié)是湖底扇沉積井區(qū)儲(chǔ)層物性的重要控制因素，根據(jù)砂巖薄片鑒定結(jié)果(見(jiàn)圖4(b))，B-3和B-5井自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)較高，堵塞孔喉，是兩井物性較差的主要原因；三角洲前緣水下分流河道沉積儲(chǔ)層高嶺石體積分?jǐn)?shù)低，對(duì)儲(chǔ)層物性影響較小.

壓實(shí)作用是烏石凹陷流二段、流三段儲(chǔ)層粒間孔減小的主要原因；其次是以鐵方解石為主的碳酸鹽膠結(jié)物和自生高嶺石，其中碳酸鹽膠結(jié)物對(duì)水下分流河道沉積儲(chǔ)層影響較強(qiáng)，自生高嶺石對(duì)湖底扇沉積儲(chǔ)層影響較強(qiáng).

3.2.2 溶解作用

溶解作用對(duì)深埋藏有利儲(chǔ)層發(fā)育具有重要建設(shè)性作用，溶解強(qiáng)度受控于沉積時(shí)的母質(zhì)基礎(chǔ)與溶解作用的發(fā)育，如中成巖期由有機(jī)質(zhì)脫羧引起的溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集空間的形成具有重要影響[19-20].

圖4 烏石凹陷17-2和16-1井流二段儲(chǔ)層面孔率與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)關(guān)系

研究區(qū)流二段、流三段儲(chǔ)層發(fā)生溶解作用的礦物主要為長(zhǎng)石和巖屑，形成粒內(nèi)溶孔和鑄?？祝茄芯繀^(qū)的主要儲(chǔ)集空間.流二段作為區(qū)域烴源巖層，可發(fā)育大量有機(jī)酸，形成次生孔隙；同時(shí)儲(chǔ)層附近發(fā)育可溝通油源的斷裂，有利于有機(jī)酸對(duì)流三段儲(chǔ)層的溶蝕，形成次生孔隙.流二段三角洲前緣水下分流河道的烏石A井區(qū)如A-7井壓實(shí)程度較弱，粒間孔和溶蝕、溶解作用并存，連通性和儲(chǔ)層物性好(見(jiàn)圖2(e))；湖底扇區(qū)局部較好物性?xún)?chǔ)層受強(qiáng)溶解作用影響，如B-2井上部存在的高孔隙度、滲透率儲(chǔ)層特征，也與溶蝕作用發(fā)育有關(guān).

4 有利儲(chǔ)層分布

圖5 烏石凹陷A/B井區(qū)流三段儲(chǔ)層物性演化模型

沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段儲(chǔ)層非均質(zhì)性的主控因素.研究區(qū)主力油組Ⅱ油組儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)條件比遠(yuǎn)源區(qū)的水下分流河道微相的有利，但埋深加大，分析發(fā)育有利儲(chǔ)層的條件.綜合孔隙度、滲透率演化與成巖演化特征，建立烏石A/B井區(qū)孔隙度、滲透率演化模型(見(jiàn)圖5)，以油藏特低滲上限標(biāo)準(zhǔn)5.0×10-3μm2作為儲(chǔ)層物性下限，確定細(xì)、中、粗砂巖分別在埋深3 200、3 500、4 000 m附近進(jìn)入特低滲帶，認(rèn)為流三段較遠(yuǎn)源區(qū)分選性好的細(xì)、中、粗砂巖分別在埋深3 200、3 500、4 000 m以?xún)?nèi)發(fā)育有利儲(chǔ)層.A-8井流三段Ⅱ油組處于較遠(yuǎn)源、近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，埋深2 400～2 700 m儲(chǔ)層物性以中孔、中滲為主，局部呈低滲特征，測(cè)試為高產(chǎn)油層.

沉積相帶和壓實(shí)作用是流二段儲(chǔ)層非均質(zhì)性主控因素，流二段儲(chǔ)層厚度大，淺埋深區(qū)發(fā)育有利儲(chǔ)層.定量評(píng)價(jià)壓實(shí)強(qiáng)度并進(jìn)行壓實(shí)強(qiáng)度展布，流二段烏石A井區(qū)三角洲沉積區(qū)從北到南由弱壓實(shí)—中等壓實(shí)—近強(qiáng)壓實(shí)變化，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層類(lèi)型以Ⅰ、Ⅱ類(lèi)為主，變化為Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層；烏石B井區(qū)湖底扇沉積區(qū)埋深較大，處于近強(qiáng)壓實(shí)—強(qiáng)壓實(shí)—極強(qiáng)壓實(shí)展布，近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)發(fā)育以Ⅲ、Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層為主，局部發(fā)育Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層(見(jiàn)圖6).疊合優(yōu)勢(shì)沉積相、成巖相與儲(chǔ)集相，確定處于水下分流河道、弱壓實(shí)區(qū)的烏石A井區(qū)的北部為最有利儲(chǔ)層帶，儲(chǔ)層物性以中—高孔、高—中滲為主；處于水下分流河道、中等壓實(shí)的烏石A井區(qū)的中部為有利區(qū)，儲(chǔ)層物性特征以高—中孔、中滲為主，水下分流河道末端局部鈣質(zhì)膠結(jié)，儲(chǔ)層物性略偏差，儲(chǔ)層物性特征以中孔、中—低滲為主；處于烏石A井區(qū)南部的分流河道末端、近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，以低孔、低滲為主.其中，處于烏石A井區(qū)中部中等壓實(shí)區(qū)的A-8和A-9井儲(chǔ)層物性較好，為中滲特征；南部近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)的A-10和A-11井受較強(qiáng)壓實(shí)作用影響，儲(chǔ)層物性偏差，為低滲特征.

圖6 烏石凹陷A/B井區(qū)流二段沉積成巖壓實(shí)—儲(chǔ)集相分布

Fig.6 Spreading of sediment-diagenetic facies of reservoir from the second member of Liushagang formation in A/B well area of Wushi sag

5 結(jié)論

(1)烏石凹陷東區(qū)主要儲(chǔ)層流二段、流三段分別發(fā)育三角洲、扇三角洲沉積儲(chǔ)層，巖石類(lèi)型分別以為巖屑砂巖、長(zhǎng)石巖屑石英砂巖為主，儲(chǔ)層物性為高滲、中滲、低滲，儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng).

(2)沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段Ⅱ油組儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性主控因素，較遠(yuǎn)源區(qū)的水下分流河道沉積的細(xì)、中、粗砂巖分別在3 200、3 500和4 000 m以?xún)?nèi)的中等—近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，發(fā)育有利儲(chǔ)層.

(3)沉積相帶和壓實(shí)作用是流二段儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性主控因素，流二段儲(chǔ)層厚度大、淺埋深區(qū)發(fā)育有利儲(chǔ)層，烏石凹陷A井區(qū)北部的弱壓實(shí)區(qū)為最有利儲(chǔ)層，以高—中滲為主；其次為烏石凹陷A井區(qū)中部的中等壓實(shí)區(qū)，以中滲為主；第三為烏石凹陷A井區(qū)南部的近強(qiáng)壓實(shí)區(qū)，以低滲為主.

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2015-09-21；編輯：張兆虹

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(2011ZX05023-001-007)

尤 麗(1983-)，女，碩士，工程師，主要從事沉積學(xué)與儲(chǔ)層地質(zhì)方面的研究.

TE122.1

A

2095-4107(2015)06-0095-07

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.011