李福來(lái),王石頭,苗順德,楊軍俠,徐志堯,李文帥

1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580 2.中國(guó)石油與天然氣集團(tuán)公司長(zhǎng)慶油田分公司，西安 710021 3.中海油研究總院，北京 100027 4.紐邁電子科技有限公司，江蘇 蘇州 215163

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華慶地區(qū)長(zhǎng)63段低滲儲(chǔ)層特征及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主控因素

李福來(lái)1,王石頭2,苗順德3,楊軍俠2,徐志堯4,李文帥1

1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580 2.中國(guó)石油與天然氣集團(tuán)公司長(zhǎng)慶油田分公司，西安 710021 3.中海油研究總院，北京 100027 4.紐邁電子科技有限公司，江蘇 蘇州 215163

綜合運(yùn)用巖心觀察、薄片鑒定、物性分析、壓汞分析及試油分析等技術(shù)方法，對(duì)華慶地區(qū)長(zhǎng)63段低滲儲(chǔ)層特征進(jìn)行了系統(tǒng)研究，分析了低滲儲(chǔ)層的成因，并探討了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主控因素。結(jié)果表明，華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積形成的相對(duì)較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石砂巖，其次為巖屑長(zhǎng)石砂巖；儲(chǔ)層具有低孔特低孔-特低滲透超低滲透特征；儲(chǔ)集空間主要包括粒間原生孔隙、次生溶蝕孔隙及晶間微孔隙，為小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)。雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度差是華慶地區(qū)長(zhǎng)63低滲儲(chǔ)層形成的主控因素，壓實(shí)作用對(duì)其形成起到強(qiáng)化作用。沉積鼎盛時(shí)期水動(dòng)力強(qiáng)的主力沉積期次,形成泥質(zhì)含量較低的砂巖是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的主控因素，而較大的儲(chǔ)層厚度是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的必要條件。

低滲成因；優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層；主控因素；華慶地區(qū)

0 引言

低滲透油氣資源在我國(guó)油氣資源中占有十分重要的地位，而且隨著未來(lái)石油勘探程度的逐漸加深，其所占比例還將繼續(xù)增大。該油氣資源將成為今后一段時(shí)間我國(guó)油氣勘探的主戰(zhàn)場(chǎng)[1-5]。儲(chǔ)層的好壞直接關(guān)系到低滲透油氣能否成藏，同時(shí)也決定了低滲透油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)潛力，因此儲(chǔ)層是低滲透油氣資源研究的核心內(nèi)容[6-7]。在低滲透油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)中，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育段是重點(diǎn)目標(biāo)與首選對(duì)象，但是由于低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制復(fù)雜[8-11]，導(dǎo)致優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)難度大，直接制約了此類(lèi)油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)。前人對(duì)華慶地區(qū)低滲透儲(chǔ)層的研究主要側(cè)重于儲(chǔ)層的沉積相類(lèi)型、空間展布以及成巖作用、儲(chǔ)集空間類(lèi)型、孔喉結(jié)構(gòu)等微觀特征[12-19]，并對(duì)低滲透儲(chǔ)層的成因進(jìn)行了一定的探討[18]，但是，對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制因素及分布規(guī)律的研究還不夠深入系統(tǒng)。本文針對(duì)華慶地區(qū)的低滲透儲(chǔ)層，在系統(tǒng)研究?jī)?chǔ)層特征的基礎(chǔ)上，分析其低滲成因，探討優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主控因素，不僅對(duì)研究區(qū)低滲透油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義，而且對(duì)其他地區(qū)同類(lèi)油氣藏的勘探開(kāi)發(fā)具有重要的借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

華慶地區(qū)在地理位置上位于陜西省吳旗縣和甘肅省華池、慶陽(yáng)縣境內(nèi)，面積約5 000 km2，在構(gòu)造位置上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部(圖1)。研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油層組沉積期主要處于半深湖--深湖環(huán)境(圖1)，是長(zhǎng)慶油田近年來(lái)石油勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)區(qū)塊之一[19-22]。近三年來(lái),在華慶地區(qū)以長(zhǎng)63為主要目的層，完鉆探井、評(píng)價(jià)井120多口，完試70多口，有51口獲工業(yè)油流。其中：白126井長(zhǎng)63試油日產(chǎn)純油20.57 t；白131井長(zhǎng)63試油日產(chǎn)純油16.24 t；白153井長(zhǎng)63試油日產(chǎn)純油20.50 t；白414井長(zhǎng)63試油日產(chǎn)純油119.85 t；山156井長(zhǎng)63試油日產(chǎn)純油51.51 t。這些工作取得了良好的勘探效果，展現(xiàn)了良好的勘探潛力。

2 儲(chǔ)層沉積特征

2.1 砂體成因類(lèi)型

華慶地區(qū)長(zhǎng)6段的厚層砂巖巖性為中細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖；厚層狀-塊狀層理最為發(fā)育，可見(jiàn)部分反粒序，砂巖底部可見(jiàn)部分似流動(dòng)狀構(gòu)造，顯示砂層底部的層流流動(dòng)特征，與下部泥巖突變接觸；頂面常與半深湖--深湖相泥巖或前緣水下分流河道呈突變接觸，接觸面極不規(guī)則。砂巖內(nèi)部偶見(jiàn)零散分布的泥巖碎片/泥礫，直徑長(zhǎng)度為2.0～6.0 cm，呈懸浮狀，且有拖長(zhǎng)變形現(xiàn)象(圖2a)。單砂體厚度一般大于0.5 m，最大可達(dá)數(shù)十米，橫向變化快，填隙物主要為雜基，碎屑與云母片同時(shí)產(chǎn)出顯示碎屑沉積物先液化混合，再整體凍結(jié)搬運(yùn)的特征(圖2b)。粒度資料分析顯示，既有重力流特征，又有牽引流特征。

上述沉積特征與牽引流形成的河道砂巖不同，也不能用濁流成因來(lái)解釋?zhuān)堑湫偷纳百|(zhì)碎屑流。砂質(zhì)碎屑流是一種富砂質(zhì)具塑性流變性質(zhì)和層流狀態(tài)的沉積物重力流，代表一個(gè)從黏性至非黏性碎屑流連續(xù)過(guò)程系列，內(nèi)部呈線性層流，沉積物整體停止流動(dòng)，塊狀固結(jié)，其沉積物支撐機(jī)制主要是基質(zhì)強(qiáng)度、顆粒間的摩擦強(qiáng)度和浮力，以塊狀砂巖、含泥質(zhì)碎屑反序砂巖沉積為代表。解釋為砂質(zhì)碎屑流的理由如下：①砂巖體內(nèi)不具正粒序，而正粒序被認(rèn)為是濁積巖最為關(guān)鍵的鑒定標(biāo)志；②塊狀砂巖底面不具侵蝕性，而濁流是紊流，屬于牛頓流體，一般會(huì)形成明顯侵蝕沖刷現(xiàn)象；③塊狀砂巖既表現(xiàn)出重力流特征的一面，又表現(xiàn)出牽引流特征的一面，這種似乎矛盾的現(xiàn)象難以用單純的牽引流或濁流沉積來(lái)解釋?zhuān)珔s與碎屑流沉積特征完全吻合；④由于砂質(zhì)碎屑流為層流，缺乏侵蝕性，其沉積物底面通常比較平坦，塊狀砂巖內(nèi)所含的泥礫和撕裂泥片也并非由砂質(zhì)碎屑流本身侵蝕所造成，這種碎屑流很可能由早期濁流演化而成，早期濁流對(duì)下伏地層進(jìn)行侵蝕，并將剝蝕的碎片卷入其中，隨著內(nèi)部碎屑物的增多，會(huì)發(fā)生流動(dòng)轉(zhuǎn)變。因此，華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積形成的相對(duì)較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。以白280井為例，單期碎屑流厚度1～4 m，碎屑流沉積的頂部和底部常與液化滑塌變形相伴生，反映碎屑流主要為原始沉積物液化再搬運(yùn)成因；垂向上，多期碎屑流沉積有序疊加，使得碎屑流沉積整體厚度大(圖2c)。

據(jù)腳注*廖建波.華慶長(zhǎng)63油藏單井產(chǎn)量主控因素研究.蘭州：中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院西北分院，2011.修編。圖1 華慶地區(qū)構(gòu)造位置及鄂爾多斯盆地長(zhǎng)6期沉積相展布圖Fig.1 Location of Huaqing area and sedimentary facies of Ordos basin during Chang 6 period

a.元414井砂質(zhì)碎屑流塊狀砂巖中的泥巖撕裂；b.元414井砂質(zhì)碎屑流塊狀砂巖中云母碎屑；c.白280井碎屑流垂向疊置。圖2 砂質(zhì)碎屑流沉積特征Fig.2 Depositional characteristics of sandy debris flows

2.2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

鄂爾多斯華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層巖性主要為粉細(xì)--細(xì)粒砂巖(總共觀察了1 094塊樣品)；巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石砂巖，其次為巖屑長(zhǎng)石砂巖(圖3)，碎屑顆粒以長(zhǎng)石為主，砂巖中石英體積分?jǐn)?shù)一般為10.0%～42.5% ，平均23.4%，長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為20.5%～60.5%，平均48.4%，巖屑體積分?jǐn)?shù)為4.0%～18.4%，平均8.1%；填隙物體積分?jǐn)?shù)為6.0%～15.0%，成分主要為鐵方解石、綠泥石、黏土礦物及濁沸石膠結(jié)，體積分?jǐn)?shù)變化較大，其中以鐵方解石體積分?jǐn)?shù)最高，平均為6.1%，其次為綠泥石，平均為4.8%。

圖3 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層巖石類(lèi)型分類(lèi)三角圖Fig.3 Rock type classification triangular plot of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

圖4 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層砂巖粒徑分布圖Fig.4 Grain diameter distribution of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

顆粒粒徑主要為0.08～0.18 mm，最大粒徑0.40 mm，巖石主要為極細(xì)砂巖--細(xì)砂巖范疇(圖4)，分選好，磨圓以次棱角狀為主，顆粒間主要為點(diǎn)-線接觸。

3 儲(chǔ)層儲(chǔ)集特征

3.1 儲(chǔ)集物性特征

通過(guò)46口井內(nèi)4 257個(gè)樣品的實(shí)測(cè)物性研究，表明長(zhǎng)63段儲(chǔ)層孔隙度一般小于14%，這類(lèi)儲(chǔ)層占全部樣品的88.8%(圖5a)；滲透率一般小于3×10-3μm2，而其中滲透率小于1×10-3μm2的儲(chǔ)層占總樣品的70.3%(圖5b)。因此，長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層屬于低孔特低孔-特低滲透超低滲透儲(chǔ)層。

圖5 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層孔隙度(a)與滲透率(b)分布直方圖Fig.5 Porosity (a) and permeability (b) distribution histograms of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

a. A8井，長(zhǎng)6，2 190.42 m，溶孔-粒間孔孔隙組合；b.坪40-20井，長(zhǎng)6，1 167.84 m，濁沸石溶蝕強(qiáng)烈；c.莊33井，長(zhǎng)6，1 678.38 m，長(zhǎng)石溶孔較常見(jiàn)；d.A14井，長(zhǎng)6，2 133.50 m，高嶺石晶間孔隙。圖6 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征Fig.6 Characteristics of reservoir space of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

3.2 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征

華慶地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類(lèi)型多樣，主要有原生孔隙(圖6a)、次生溶蝕孔隙(圖6b、c)及晶間微孔隙等(圖6d)。其中，原生孔隙是儲(chǔ)層中最主要、所占比例最高的一類(lèi)儲(chǔ)集空間，平均面孔率約為2.9%，占總孔隙體積分?jǐn)?shù)的75.3%；次生溶蝕孔隙主要包括長(zhǎng)石、巖屑等顆粒的溶解以及沸石膠結(jié)物的溶解，長(zhǎng)石顆粒溶孔平均面孔率約為0.7%，占總孔隙體積分?jǐn)?shù)的18.2%，巖屑顆粒溶孔平均面孔率約為0.2%，占總孔隙體積分?jǐn)?shù)的3.9%；另外，由于粒間高嶺石的充填，儲(chǔ)層中還存在晶間微孔隙，平均面孔率約為0.1%，占總孔隙體積分?jǐn)?shù)的2.6%(圖7)，晶間微孔隙的存在使儲(chǔ)層孔滲相關(guān)性變差，表現(xiàn)出孔隙度相對(duì)較高，而滲透率極低的特點(diǎn)。

3.3 儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征

據(jù)儲(chǔ)層壓汞資料分析統(tǒng)計(jì)，華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層平均排驅(qū)壓力為1.27 MPa，平均中值壓力7.52 MPa，平均中值半徑0.11 μm，平均最大進(jìn)汞飽和度為84.12%，平均退汞效率為27.0%，喉道分選中等--較好，平均分選系數(shù)2.15，屬小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)(圖8)。

4 低滲透儲(chǔ)層成因

近源快速沉積的背景，造成長(zhǎng)63段儲(chǔ)層整體分選性及磨圓度均較差，主要為雜基支撐(圖9)，反映了其較弱的水動(dòng)力環(huán)境。鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，少部分顆粒有一定的磨圓度，而多數(shù)較差，表明存在二次搬運(yùn)的情況。碎屑顆粒以石英及長(zhǎng)石為主，其中長(zhǎng)石含量普遍高于石英， 與大多數(shù)常規(guī)沉積儲(chǔ)層的情況有很大差異。這一方面說(shuō)明了其母源區(qū)的堿性環(huán)境，另一方面也從微觀上反映了沉積物碎屑搬運(yùn)距離相對(duì)較短的情況。這是因?yàn)殚L(zhǎng)石與石英相比，穩(wěn)定性要差很多，在長(zhǎng)距離的搬運(yùn)過(guò)程中會(huì)造成大量損失，在一般情況下，進(jìn)入湖盆后，都是石英含量大于長(zhǎng)石，而華慶地區(qū)湖盆中心出現(xiàn)的這種長(zhǎng)石含量大于石英的現(xiàn)象，即有所反常，同時(shí)也帶有強(qiáng)烈的指向性，但也從另外一方面證明了長(zhǎng)63儲(chǔ)層為液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積。由此判斷，該套地層厚層砂巖的形成與其母源性質(zhì)及特征有緊密聯(lián)系。

圖7 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型及其面孔率Fig.7 Pore types and facial porosity of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

a.元285井，長(zhǎng)63，2 136.09 m，雜基支撐；b.白286井，長(zhǎng)63，1 991.06 m，雜基支撐；c.午61井，2 033.46 m，雜基支撐。圖9 華慶地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層微觀特征Fig.9 Microscopic features of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

圖8 華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層壓汞曲線特征Fig.8 Characteristics of mercury injection curve of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

由于砂巖中雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，因此，經(jīng)歷一定的壓實(shí)作用之后，碎屑顆粒堆積緊密程度增加，雜基受壓對(duì)儲(chǔ)層充填作用較強(qiáng)，孔隙減少，喉道變細(xì)，儲(chǔ)層即表現(xiàn)出低孔低滲的特征。同時(shí)，壓實(shí)作用強(qiáng)烈降低了儲(chǔ)層內(nèi)成巖流體的活動(dòng)性，使后期的膠結(jié)作用及溶解作用等化學(xué)成巖作用極弱，從而形成“沉積型”低滲--超低滲儲(chǔ)層。因此，較高的雜基含量以及較差的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度是研究區(qū)低滲儲(chǔ)層形成的主控因素，壓實(shí)作用只是對(duì)其起到強(qiáng)化作用。

5 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主控因素

圖例同圖2。圖10 華慶地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層分析綜合圖Fig.10 Generalized analysis chart of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

華慶地區(qū)長(zhǎng)63段低滲透儲(chǔ)層由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積的厚層塊狀砂巖縱向疊置組成，有利于油氣的局部富集。對(duì)于不同的沉積期次來(lái)說(shuō)，其沉積砂體物性及含油性也有差別。湖盆整體沉降初期，物源剛剛進(jìn)入，以加積為主，能量較弱，故以攜泥質(zhì)為主，物性也因泥質(zhì)影響而較差。隨著湖盆沉降加劇，物源能量逐漸加強(qiáng)，沉積作用達(dá)到鼎盛期時(shí)，其泥質(zhì)含量相對(duì)較少，儲(chǔ)層具有更好的物性特征，加之兩期縱向疊合程度高，使得儲(chǔ)層物性較好(圖10)。因此，沉積作用是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的主控因素，主力沉積期次、沉積水動(dòng)力強(qiáng)、砂體中泥質(zhì)含量低，直接決定了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成。

進(jìn)一步分析統(tǒng)計(jì)表明，沉積鼎盛時(shí)期，泥質(zhì)含量較低的砂巖，試油產(chǎn)量高低與射孔溝通的累計(jì)塊狀砂巖段厚度相關(guān)程度較高(圖11)。因此，儲(chǔ)層厚度也是泥質(zhì)含量較低的砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主要影響因素。

圖11 華慶地區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層厚度與試油產(chǎn)量的關(guān)系Fig.11 Relationship between thickness and oil testing production of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

綜上所述，沉積鼎盛期，水動(dòng)力強(qiáng)的主力沉積期次,形成泥質(zhì)含量較低的砂巖，是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的主控因素，而較大的儲(chǔ)層厚度是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的必要條件。

6 結(jié)論

1)華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的、砂質(zhì)碎屑流沉積形成的、相對(duì)較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。

2)華慶地區(qū)長(zhǎng)63段儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石砂巖，其次為巖屑長(zhǎng)石砂巖，儲(chǔ)層具有低孔特低孔-特低滲透超低滲透特征，儲(chǔ)集空間主要包括粒間原生孔隙、次生溶蝕孔隙以及晶間微孔隙，為小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)。

3)雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度差是華慶地區(qū)長(zhǎng)63低滲儲(chǔ)層形成的主控因素，壓實(shí)作用對(duì)其形成起到強(qiáng)化作用。

4)沉積鼎盛期、水動(dòng)力強(qiáng)的主力沉積期次、泥質(zhì)含量較低的砂巖，是形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主控因素，而較大的儲(chǔ)層厚度是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的必要條件。

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Characteristics of Low Permeability Reservoirs and Main Controlling Factors of High Quality Reservoirs of Chang 63Member in Huaqing Area

Li Fulai1, Wang Shitou2, Miao Shunde3, Yang Junxia2, Xu Zhiyao4, Li Wenshuai1

1.SchoolofGeosciences，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,Shandong,China2.ChangqingOilfieldCompany,PetroChina，Xi’an710021,China3.CNOOCResearchInstitute,Beijing100027,China4.NiumagElectronics&TechnologyCo.,Ltd,Suzhou215163,Jiangsu，China

The comprehensive methods, including core observation, thin-section examination, physical property analysis, mercury porosimetry, and oil test, have been used to systematically study the characteristics of the low permeability reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area, analyze its origin, and discuss the main controlling factors of high quality reservoirs. The results show that the thick massive sandstones of the reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area are mainly composed of vertically stacked sandstones that are formed by liquefied sandy clastic flow. The rocks mainly consist of arkose with minor lithic arkose. The reservoirs are characterized by the low to particularly low porosity and permeability. The pores of the reservoir are primarily intergranular pores, secondary erosion pores, and intercrystalline micropores, the so called micro-fine throat structures. The formation of low permeability reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area is mainly controlled by the high matrix content, low textural, and low compositional maturation; and it is further strengthened by compaction. Under a suitable water dynamics with low mud content, a thick sandstones could develop into a high quality reservoir.

low permeability origin；high quality reservoirs；main controlling factors；Huaqing area

10.13278/j.cnki.jjuese.201506102.

2015-02-13

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41202075)

李福來(lái)(1978--)，男，講師，博士，主要從事沉積地質(zhì)及油氣地質(zhì)研究，E-mail:liful@upc.edu.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201506102

TE122.113

A

李福來(lái),王石頭,苗順德,等.華慶地區(qū)長(zhǎng)63段低滲儲(chǔ)層特征及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主控因素.吉林大學(xué)學(xué)報(bào):地球科學(xué)版,2015,45(6):1580-1588.

Li Fulai, Wang Shitou, Miao Shunde,et al.Characteristics of Low Permeability Reservoirs and Main Controlling Factors of High Quality Reservoirs of Chang 63Member in Huaqing Area.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(6):1580-1588.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201506102.