苏里格气田苏11区块沉积作用与高效储层的关系
深耕苏里格气田致密气藏13年经验打造品牌技术
深耕苏里格气田致密气藏13年经验打造品牌技术作者：董旭霞刘洋来源：《石油知识》 2018年第6期苏里格气田具有典型的“低压、低渗、低丰度”致密气藏特征。
其经济有效开发是一个公认的世界级难题。
2005年以来，长城钻探工程公司参与合作开发的苏里格气田风险合作三个自营区块历经10余年开发，从苏10、苏11、苏53区块的滚动开发开始，充分发挥地质和工程一体化优势，积累了苏里格致密气藏开发管理经验。
在提高区块储量动用程度和采收率方面，形成了一整套独具长城钻探特色的“品牌技术”。
没有最优，只有更优的“开发方式”长城钻探坚持地质与工程相结合，依据气藏精细描述成果及对储层改造能力的认识，确定苏10、苏11区块采用直丛式井开发，苏53区块采用水平井开发。
苏11区块实施丛式井开发节约土地1315亩；苏53区块成为苏里格气田唯一整装水平井开发区块，与直井开发方案相比，产能建设规模翻了一番，采收率提高16.3个百分点。
地质与工程一体化“珠联璧合”该区块开发形成一系列特色技术：“水平井地质导向技术”有效提升储层钻遇率，长城钻探成立了三位一体的地质导向组，集成精细地层对比、微构造判别等十项技术，砂岩钻遇率达到85.8%，有效储层钻遇率达到66.2%。
精细“储层改造技术”以提高单井产量为核心，针对储层特点，开展技术攻关，优化改造工艺，形成直丛井精细分层压裂、水平井裸眼封隔器分段压裂的主体改造方式。
形成匹配资源品位的“压裂助排新技术”，针对苏11区块中部含气饱和度降低，返排难度大，开展二氧化碳泡沫压裂，同比缩短42%的放喷时间；在苏11区块开展纳米助排压裂液体系现场试验，共压裂三层，返排率达58.55%。
老井挖潜形成规模经过多年开发，“三低”气藏由于本身生产特点，低产、低效、长停老井逐年增多。
为实现苏里格合作区块老井增产增效，长城钻探经过7年多的艰苦探索和试验，创新提出一系列挖潜思路。
“侧钻水平井技术”助力储层挖潜。
目前完钻侧钻水平井13口，砂岩钻遇率85.1%，有效储层钻遇率64.9%。
鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律
鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律杨斌虎;刘小洪;罗静兰;魏新善;姚泾利;刘新社;侯云东;王怀厂【摘要】分析优质储层的分布规律及其控制因素,对于加快天然气的勘探开发进程具有十分重要的现实意义.通过岩心观察、铸体薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析以及包裹体测温等分析测试手段,根据成岩作用和成岩相特征,探讨鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层的分布规律.研究表明,碎屑颗粒粒度、砂岩类型以及成岩作用的差异是影响储层物性的主要因素.研究区目的层可划分出9种成岩相带,主要以优质储层与非优质储层的组合形式出现.位于致密相之间的石英加大胶结混合孔隙相、自生高岭石胶结晶间孔相以及粘土杂基混合充填溶蚀相,是发育优质储层的良好成岩相带.微裂缝的发育以及溶解作用的发生,是形成优质储层的关键因素.【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2008(030)004【总页数】7页(P333-339)【关键词】成岩作用;成岩相;优质储层;苏里格气田东部;鄂尔多斯盆地【作者】杨斌虎;刘小洪;罗静兰;魏新善;姚泾利;刘新社;侯云东;王怀厂【作者单位】西北大学,大陆动力学国家重点实验室,西安,710069;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司采油一厂,陕西,延安,716000;西北大学,大陆动力学国家重点实验室,西安,710069;西南石油大学,资源与环境学院,成都,610500;西北大学,大陆动力学国家重点实验室,西安,710069;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司,勘探开发研究院,西安,710021;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司,勘探开发研究院,西安,710021;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司,勘探开发研究院,西安,710021;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司,勘探开发研究院,西安,710021;中国石油天然气股份有限公司,长庆油田分公司,勘探开发研究院,西安,710021【正文语种】中文【中图分类】TE122.2鄂尔多斯盆地含油气储层以低孔、低渗为特色，苏里格庙上古生界山西组山一段和下石盒子组盒八段相对高孔、高渗储层的发现，为在盆地寻找相对高产的富集区提供了较好的研究素材[1]。
苏6、苏36-11区块水平井开发地质目标优选
苏6、苏36-11区块水平井开发地质目标优选摘要：基于区块已完钻水平井资料，从完钻水平井精细地质解剖和动静态参数综合分析的角度出发，结合直井密井网区储层构型解剖成果，确立水平井开发有利目标区定量识别标准，从而为气田水平井部署、提高单井产量和采收率提供技术支撑。
关键词：水平井；地质；开发1研究区开发概况位置及面积：苏里格气田中区，1044km2；地质储量：1826.7×108m3，储量丰度1.75×108m3/km2；投产井数：1479口（水平井316口）；稳产规模：2013年至2018年为18×108m3/a，2018年后20×108m3/a，是我厂核心稳产区块。
1.1水平井钻遇情况历年完钻水平井平均水平段长度1057m、砂岩钻遇率86.9%，有效储层钻遇率59.3%、试气无阻流量53.7万方/天，钻遇Ⅰ+Ⅱ类井比例为87%。
近四年，随着气田开发进入中后期，储层甜点日益减少，研究区水平井长度、砂体钻遇率和有效储层钻遇率均稳中略降。
1.2水平井生产情况研究区316口水平井（含侧钻水平井、大斜度井）投产油/套压20.0/20.9MPa，初期配产3.9万方/天，目前油/套压1.8/9.1MPa，目前井均产能1.8万方/天，井均累产气2514万方，历年累计产气76.4亿方，占总产量的29.7%。
水平井前三年井均日产气2.79万方，井均累产2769万方，预测井均EUR6843万方，基本达到方案指标。
1.3存在问题1）随着开发深入，优质储层减少，水平井井位部署难度增大，水平井技术作为有效提高单井产量的关键技术，仍需进一步完善优化；2）气田有效储层规模小，连通性差，纵向多层且分散，但部分井区仍然存在砂岩和气层集中分布段，气田储层强非均质性的特点要求水平井部署时要优选地质目标；3）前人对水平井开发地质目标优选研究不够系统、水平井部署时通过解剖直井资料确定参数。
2水平井钻遇有利储层分析2.1水平井钻遇储层有效砂体叠置样式分析全区316口水平井随钻地质剖面，按有效砂体叠置模式分为三大类、六小类。
苏里格气田优质储层控制因素
苏里格气田优质储层控制因素李会军;张文才;朱雷【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2007(027)012【摘要】苏里格气田是我国发现的第一个世界级储量的大气田,该气田的气藏分布严格受储层的控制.储层具有埋藏深度大(超过4000 m)、深埋时间长(距今150 Ma 以上)、成岩演化程度高(晚成岩B-C阶段)、物性较好(是鄂尔多斯盆地上古生界最好的储集层)的特点.为此,对该气田优质储层的控制因素进行了综合分析.结果认为,优质储层的分布主要受沉积环境(石英含量、碎屑粒度)、异常高压、古地形、成岩作用、裂缝发育程度等因素的控制:石英含量大于90%、特别是大于95%时,储层孔隙度、渗透率明显变好;成岩作用的差异性使得中粗粒砂岩的物性较好,而中细粒砂岩物性较差;异常高压对优质储层的发育具有一定的保护作用;裂缝对储层物性有着较大的改善作用;砂岩中绿泥石含量和孔隙度具有明显的正相关性,绿泥石含量可以作为指示优质储层发育的指标.【总页数】3页(P16-18)【作者】李会军;张文才;朱雷【作者单位】中国地质科学院地质力学研究所;中国石化石油勘探开发研究院;中央财经大学信息学院【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例 [J], 孟德伟;贾爱林;冀光;何东博2.鄂尔多斯盆地苏里格气田东部优质储层分布规律 [J], 杨斌虎;刘小洪;罗静兰;魏新善;姚泾利;刘新社;侯云东;王怀厂3.苏里格气田优质储层的控制因素 [J], 李会军;吴泰然;马宗晋;朱雷;张文才4.苏里格南部地区盒8段优质储层控制因素分析 [J], 张辉;5.松南气田营城组火山岩优质储层的控制因素 [J], 杜商;单玄龙;衣健;李吉焱;;;;因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
苏里格气田苏10区块开发潜力分析
苏里格气田苏10区块开发潜力分析【摘要】针对苏里格气田苏10区块开发中期出现的直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多，稳产能力面对极大考验的难题，开展区块开发潜力研究，从分析有效储层动用程度及用压降法和产量递减法计算单井动储量入手，挖掘区块后期建设的物质基础，为气田开发提供科学依据。
【关键词】苏10区块有效储层单井动储量开发潜力苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部，属于大型低渗低孔低压气藏，现已进入大规模开发阶段。
经过几年建设，出现直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多等问题，分析气田开发潜力对气田后期建设具有重要的指导意义[1]。
1 区块概况苏10区块位于苏里格气田的西北部，长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，区域面积542.0km2。
开发目的层为上古生界二叠系山西组山1段和石盒子组盒8段，气藏埋深3200～3500m，2007年上报山1段、盒8段基本探明天然气地质储量779.66×108m3；沉积类型属于河流相沉积；气藏类型属无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏[2]。
2 有效储层动用程度分析2.1 储层的有效控制程度苏10区块北部600m×1200m基础井网已经基本完成，统计井间距为600m 的32、34、36排46口井，垂直于河道方向有效气层连通性较差，当井距加密到600m后有效气层连通性有一定程度的提高；沿河道展布方向上，仍有40%的有效气层未连通，呈孤立状。
综合考虑对含气砂体的控制、储量资源的充分利用及经济效益的最大化，认为南北排距1200m还有加密的空间。
2.2 有效储层动用情况统计苏10区块327口完钻直井，钻遇气层、含气层8188.6m/2608层，其中主力层盒8+山1段5622.6m/1843层，投产312口井，动用气层、含气层3532.9m/1000层，动用程度62.88%，射开49.63%；非主力层动用程度较低为14.37%。
苏11区块直井井下复杂情况预防和储层保护措施
２ ． ３ ． １ 施 工中要根据地层压力和储层特点 ． 保持钻井液具有合理 的密 度． 防止 因井眼 内压力失衡而发生井喷事故 ； 要 求储备 足够的加重剂 ． 旦 出现异常现象 ， 合理调整钻井液密度 ， 以利 于安全钻井 。 １ 地 层 特 点 ２ ． ３ ＿ ２ 钻开储层 ２ ～ ３ ｍ后 ． 停钻循环一周 ． 连续测量钻井液密 度 ． 观察 若无异常 ， 然后钻进 。 苏 １ １ 区块 钻遇 的地层 主要 是地 表未 固结 的新 生界第 四系黄沙 后效应情况 ， ． ３ ． ３ 钻人储层井段 ， 严格控制起钻速度 ． 用低 速档起钻 。 起钻时注意 层， 和中生界的侏 罗纪 和三叠纪地层 。 以及古生界 的二叠纪地层 。 地层 ２ 灌好 钻井液 ． 防止 因井 内液面下降过多而造成井喷事故 资料 和可能的井下复 杂情况如表 ｌ 所示 。 ２ ． ３ ． ４ 施工 中认真做好井 口和钻井液池面观察 ． 发现异常现象及时汇 表 １ 地 层 资 料 报处理 。
、
和尚沟 ２ ５ ６ ８ 刘 家沟 ２ ８ ８ ７ 石千峰 ３ １ ９ ４
坍 塌 、漏 失 、 卡 钻、 掉块
坍 塌 、漏 失 、 卡 浅棕色泥岩 钻 掉块
、
提 高地层 的承压能力 ２ ． ４ ． ２ 控 制下钻速度不 能过快 ． 开泵先 小排量 ． 待返 出正常后再增大 排量 ． 以免造成压力激动憋漏地层 ２ ． ４ － ３ 下钻打通水眼时 ， 尽量避开易漏层 ． 不要在易漏失层定点循环 ． 改 在易漏层 以上分段循 环 ． 并保持钻井 液具有 良好 的流 态 ． 减少对井 壁 的冲刷作用 ２ ． ４ ． ４ 加 强 固相控制 ． 及时清除钻井液 的中有害 固相 ． 以防止憋堵和 钻井 液密度 自然增加 ２ ． ４ ． ５ 钻进 中若发生井漏 ， 要立即起钻至安全井段 ． 查明原因 ． 根据漏 失情况处理好后 ． 再继续钻进 。 ２ ． ４ ． ６ 全 时段检测 出口处 Ｈ ２ ｓ 浓度及其钻井液 中的含量 ．如果超标 ． 应 立即采取控制措施。 以免发生危险
211004392_鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究
182就目前形势来看，鄂尔多斯盆地气藏主要包含两大类，其地质复杂程度较高，水平井开发技术虽已在鄂尔多斯气藏中得到广泛应用，但单井产能攻关方向却有待清晰。
基于此，本文将对该内容进行针对性探究，为降低低渗透气藏开发风险，提高单井产能奠定良好基础。
1 鄂尔多斯气田概述鄂尔多斯盆地位于我国西北地区的东部，既属于沉积盆地也是一个巨型地下水盆地，总面积为37×104km 2。
在鄂尔多斯盆地中，主要分布着两种生物气藏，其一是以苏里格气田为代表的上古生界气藏，就实际已经探明的气田区域（苏里格、子洲、神木等）来说，聚集了大量的油气，即为我们所说的岩性油气藏。
其中苏里格气田蕴藏着丰富的地质储量，目前已经探明的地质储量远超3.17×108m 3，一跃成为我国陆地上排名第一的气田。
详细来说，上古生界气藏的显著特征如下，第一，烃源岩发育度好，具有较高的成熟度，并具有广覆式生烃特点，提供了丰富的源岩基础加快了油气藏的形成。
第二，有较大的存储空间，砂岩分布呈现连片叠加形式。
第三，具有优异的生储备配合条件，包含多种类型的成藏组合，如自生自储式成藏组合、下生上储式成藏组合。
第四，在沉积和成岩的共同作用下，导致有效储层缺乏良好的连通性。
第五，在整体低渗透条件下，高渗富集区带随之发育。
2 水平井开发技术2.1 水平井地质导向技术水平井地质导向技术主要分为上古生界气藏水平井地质导向技术和下古生界气藏水平井地质导向技术两大类。
其中，下古生界气藏水平井的主要包含以下技术内容：在了解分析随着资料的基础上，进行地质模型的修正，并在制定钻进方案的同时，构建随钻地质模型。
与此同时，还需依据小层边界沿线对钻头的空间位置进行精准判断，完成层斜角变化的岩性边界的预测；此外，需依托于随钻伽马、钻时等对比方式完成轨迹调整的综合信息分析法。
2.2 水力喷砂体积压裂技术该技术借助多喷射器完成同时喷砂，射孔簇数的转变也由此达成，在此过程中，携砂通道也会从油管转变为环空，而且选择的注入方式多为油管小排量补液和套管大排量加砂，再加上防反键喷射器和新型钢带式风格器的帮助，高压高排鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究余亮 邓明 郭田超陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司 陕西 延安 717300 摘要：鄂尔多斯盆地含气层系较多，且其非均质性相对较强，具有明显的低压力，低丰度以及低渗透的“三低特征"。
苏里格气田压裂效果分析
苏里格气田压裂效果分析1、气藏概况1.1地理位置及环境1.2苏里格气田钻完井情况1.2.1苏10块1.2.2苏11块1.2.3苏53块1.3苏里格气田完钻井储层参数对比（比较各区块的差异）（1）层系划分：（2）储层物性特征（3）气层分布认识2、苏里格气田压裂施工工艺及现状2.1压裂工艺2.2液体配方（分辽河井下、华孚公司、石油大学）2.3压裂改造现状2.3.1苏10块2.3.2苏11块2.3.3苏53块分年度，分区块统计压裂井数、施工方式、生产井数、年产量、区块平均日产量2.3.4压后试气结果分析3、压裂施工及放喷排液参数统计3.1 压裂施工参数统计（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计2009年施工数据）根据压裂施工记录，统计前置液量、拌氮量、加砂量、平均砂比和施工排量等参数。
3.2 压裂放喷排液参数统计（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计2009年放喷数据）根据放喷数据统计计算返排率、开井排液时间、套压上升速度、火焰长度、交井时套压5个参数。
4.苏里格气田压裂效果评价分析4.1 压裂井静态评价分类标准确定及评价将2009年压裂井根据标准进行分类统计4.2压裂效果动态分类标准确定及评价将2009年压裂井根据动态分类标准进行分类统计4.3 动\静态差异统计分析（分辽河井下、华孚公司、石油大学统计）静态Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井压后动态评价结果比较分析（分区块）4．4施工参数与压裂效果的关系分析4.5 放喷试气参数与压裂效果的关系分析4．5．1 返排率4．5．2返排时间4．5．3套压上升速度4．5．4试气火焰长度4．5．5交井时井口套压5、苏里格气田压裂效果影响因素分析5.1压裂效果影响因素分析预处理5.2单因素影响分析及结果。
5.3岭回归预测分析5.4最佳施工参数确定。
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苏里格气田苏11区块沉积作用与高效储层的关系
作者：李春华
来源：《中国科技纵横》2013年第10期
【摘要】以苏里格气田苏11区块盒8段和山1段为研究对象，以沉积学理论为指导，对苏里格气田苏11区块盒8段和山1段沉积作用、储层特征进行了研究，分析了沉积作用与高效储层的关系。
【关键词】苏里格苏11区块沉积作用高效储层
苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带。
研究区位于苏里格气田的西北部，面积为620km2。
该气田属于国际上罕见的“三低”（低渗、低压、低产）气田，储层致密、薄而分散，储层非均质性强，储层预测及井位部署难度大。
因此，苏11区块要想达到有效的开发，必须有一定数量的高产富集区作为支撑。
达到这一目标的有效途径就是进行苏里格气田复杂储层的识别，搞清高效储层的控制因素与分布规律，找出富集区块。
1 储层特征
本区块储层岩性主要为岩屑砂岩，少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。
有效储层为深灰色、灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。
根据岩心分析化验资料，山1段孔隙度一般为2.63%～17.7%，平均值为8.65%，渗透率为0.11×10-3～1.98×10-3μm2，平均值为0.32×10-3μm2。
盒8段孔隙度一般为2.01%～
19.46%，平均值为9.17%，渗透率为0.07×10-3～15.8×10-3μm2，平均值为0.86×10-3μm2。
总的来看，储层物性属于低孔、特低渗特点，且盒8段储层物性好于山1段。
通过对储层孔隙结构的分析，认为该区块储层具有典型的低渗透储层特点，其较差的孔隙结构特点决定了气田开发初期，气体渗流所动用的范围有限，气体启动压差较大，如果储层不进行压裂改造人工造缝，储层很难获得较高的产能。
2 沉积作用特征
不同沉积环境对应不同的砂岩粒度组成，导致不同的物性特征，控制了砂岩储集性能差异。
本区块盒8段和山1段潮湿沼泽背景下距物源有一定距离的砂质辫状河沉积体系，下部河道的限制性相对较强，上部向较干旱气候转化，河道摆动性增强。
根据水动力的强弱和砂体内部结构的差异，将该区辫状河分为高能水道和较低能的平流水道两种类型。
高能水道心滩是粗
岩相带沉积的最主要位置，平流水道下部也可沉积部分粗岩相单元。
岩心和露头观察表明盒8、山1砂体交错层理发育，说明沉积时水动力强，沉积物供给丰富，砂体垂向粒序变化无规律，可出现正、反粒序的任意组合，表明沉积时期河道水动力条件变化快，河流携带沉积载荷能力变化快，沉积沙粒侧向迁移快，砂体在侧向上普遍存在叠置现象，构成了复合板状砂体。
辫状河沉积相可划分出河道和溢岸两个亚相，河道亚相又可进一步划分为河床滞留、心滩和废弃河道等微相，而溢岸亚相可进一步划分为泛滥平原和河间湖两个微相；对于曲流河沉积体系：曲流河沉积相可划分出河道和溢岸两个亚相，河道亚相又可进一步划分为河床滞留、边滩和废弃河道等微相，而溢岸亚相可进一步划分为天然堤、决口扇、泛滥平原和河间湖四个微相。
3 高效储层分布规律和控制因素
3.1 有效储层是砂岩沉积中的粗岩相单元
根据有效储层的成因分析，苏里格气田并不是所有的砂岩均可形成有效储层，仅是其中的粗岩相单元才可形成有效储层。
该特征不同于我国一般其他类型的低渗透储层，它们往往是整个砂岩全为较致密的低渗砂岩，而靠裂缝来改善储层性能。
而苏里格气田储层是在普遍的低渗砂岩背景上发育有相对的高孔渗单元，高孔渗单元是孔隙型储层，而且与砂岩中的粗岩相单元有明显对应关系。
3.2 高能水道心滩微相是最主要的粗岩相沉积场所
根据苏里格气田沉积环境分析和沉积微相的划分，粗岩相沉积的主要微相环境有高能水道心滩为主，平流水道心滩下部和河道充填的底部也可有部分粗岩相沉积。
不同微相类型中粗岩相所处的位置、几何形态、规模大小等有明显的差异。
高能水道心滩微相是粗岩相的最主要沉积单元，且能形成连续厚度较大的粗岩相沉积，试气时单井产量大于5×104m3/d的产层基本均为高能水道心滩沉积砂岩，属于Ⅰ类储层。
平流水道心滩下部的粗岩相和河道充填下部的粗岩相一般厚度较薄，若能以一定的叠置方式与高能水道心滩相连通，或自身相互叠置形成一定厚度的连续粗岩相沉积，也可形成较好的产层。
3.3 高能水道心滩的空间分布规律和叠置模式是进行有效储层非均质性描述和储层预测的基础
苏里格气田储层的这种成因特征决定了储层预测研究中沉积相研究的突出重要性，高能水道的空间分布规律直接控制着有效储层的分布。
目前的动、静态资料反映，单井产量要大于10×104m3/d，粗岩相（有效储层）连续厚度要大于6m，而岩心资料反映一般的成因单元砂体厚2～4m，所以有效砂体的叠置模式是高产井的主要控制因素。
但目前国内外还没有类似沉积模式的成功经验可以借鉴，以前基于河道砂岩建立的砂体叠置模式也不能完全满足苏里格气田
有效储层的描述。
苏里格气田粗相带有效储层分布的强非均质和复杂性将是苏里格气田开发长期面临的问题。
4 认识与结论
苏里格气田具有强烈的储层非均质性和明显的“低渗、低压、低产”特征，有效储层发育规模小、连通性差。
（1）苏里格气田苏11区块高效储层在岩石学上受粒度和矿物成分的控制，粒度和矿物成分又具有相互依存的关系，最终是粒度起决定作用，仅砂岩中的粗砂岩才可形成有效储层。
（2）高能水道的分布规律是控制苏里格气田有效储层分布的最主要因素。
参考文献：
[1]赵国英.水平井技术在苏里格低渗岩性气藏开发中的应用.石油地质与工程，特种油气藏编辑部出版，2010年5月24卷第3期：98-100.
[2]李会军.苏里格气田优质储层的控制因素[J].天然气工业，2004，24（8）：12—13E33.
[3]王桂芹等.苏里格气田成岩作用与高效储层的关系.辽宁化工，2010年11月第39卷第11期：1184-1187.。