裂缝性潜山油藏临界产量计算及现场试验
齐古潜山油藏裂缝分布规律研究
齐古潜山油藏裂缝分布规律研究摘要：齐家古潜山油藏储集空间主要以构造裂缝为主，占整个储集空间的80%以上，它是刚性岩石在构造应力的作用下产生的裂缝，延伸远，不仅是油气的储集空间，也是运移通道。
因此，构造裂缝在本区油气聚集成藏中发挥着重要作用。
本文利用岩心观测和钻井、测井资料对齐古潜山储集层构造裂缝进行识别，准确的进行了裂缝参数的判定和齐古潜山储层评价，总结了齐古潜山的裂缝发育特征，证实了裂缝的有效性。
关键词：齐古潜山储层裂缝研究一、引言齐家古潜山位于欢喜岭油田齐家铺地区，潜山主体长约11公里，东西宽3～4公里，总面积约44平方公里。
整个潜山由南向北有三个局部山头组成，即南山头、中山头和北山头，呈北东向趋势伸展。
通过对齐家古潜山岩心岩性解释、薄片观察表明，该地区古潜山储集层的储集空间中裂缝占重要的地位，对储集层性能的好坏起决定性作用。
本文通过裂缝野外观察及岩芯特点分析，测井资料的研究，结合油田产能的研究，对齐古潜山储集层裂缝作了定性评价。
认为潜山裂缝发育方向主要由三组：即北东向、北西向和近东西向，裂缝走向与主干断层走向一致，裂缝以高角度缝为主，倾角大都在70°以上。
二、裂缝野外观察及岩芯分析特点岩芯观察结果与石山露头观察结果走向及裂缝倾角具有相似性，但也有区别。
北东方向裂缝在本区普遍发育，在北部以北东方向一组裂缝为主，中部以近东西向两组裂缝为主，在南部则变化为北西方向的一组裂缝为组。
裂缝走向与断层走向具有明显的一致性。
三、利用岩心资料进行构造裂缝参数的描述和统计（一）裂缝的倾角裂缝分为四个组系，近南北向两组和近东西向两组。
近南北向两组裂缝走向分别为北东0～20°和0～30°左右，裂缝倾角较小，为47～65°之间，裂缝密度1～21条/米，密集带间距30～40米，开度变化较大，为0.1～8.1mm。
近东西向两组裂缝走向分别为60～90°和110～140°左右，两组裂缝尖角近60°，裂缝倾角较大为70～90°，裂缝密度为1～15条/米，密集带间距为0.5～20米，开度较小，小于2mm，裂缝未被充填。
裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法
裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法张晓亮;张金庆【摘要】The conventional depletion oil recovery calculation method based on Darcy equation has certain limitations to fractured low-perme-ability reservoirs due to the strong anisotropy caused by the natural micro-fracture and the threshold pressure gradient of the matrix.A new depletion oil recovery calculation method is proposed,which can take both the reservoir anisotropy and the non-Darcy flow in matrix into consideration.The study indicates that the natural depletion oil recovery of fractured low-permeability reservoirs within the ultimate drainage radius is only one third of that calculated with the conventional method.The non-Darcy flow oil production decline and the field application are analyzed to verify the calculation rationality,and the calculation result has a good agreement with that of actual low-permeability reservoir development.%结合非达西渗流理论,提出了能够同时考虑方向性非均质以及基质中流体渗流存在启动压力梯度的裂缝性低渗透油藏弹性采收率计算新方法。
浅谈裂缝油藏储层预测方法
1.2 裂缝性油气藏的特征
由于裂缝性油藏储层自身的特性，使得原始孔隙 的大小以及密度分布不均匀，而且整体的渗透率也相 当差，但是在裂缝发育带附近的渗透率却相当好。由 于储渗空间发育的分布并不均衡，就算是在相同储集 层当中的各个位置，其性能也存在着明显的差异性。 储层岩性的复杂，以及不平衡的物性，储集空间的多 变性分布等，就成为了裂缝型油气藏的主要特征。
2 常规评价方法
在进行裂缝识别的过程当中，必须要结合所在地 区的具体地形再深入研究与分析之后，才能够制定出 相应的解决办法。针对于岩心的研究和观察，了解测 井响应以及油水井的动态特征等方式，对于深入了解 与识别裂缝是极为有效的，无论是在技术的可操作性 或者准确性上，以及安全、实用性方面都有着良好的 效果。
2.1 岩心观察
将采集到的岩心或者岩屑的成分当中的可见填充 物，来对下方的岩层当中是否存在裂缝进行确认。岩 石当中的裂缝通常是由于地下应力的变化而产生并向 外扩张，因此可以按照采集到的岩心经过分析之后，
就能够大致地计算出裂缝间距的大小，以及裂缝的 长、宽和切穿度，同时也能够将裂缝的倾角以及具体 的位置和渗透率推算出来，而这些数据内容对于裂缝 的分析与研究是极为重要的。
裂缝性潜山气驱试验与研究
裂缝性潜山气驱试验与研究针对裂缝性潜山油藏在开发后期，“高水高、采出程度高”与“压力低、采油速度低”的矛盾问题，实施了气驱。
总结见效特征：油井含水率持续下降; 注气见效与注水见效的对应关系发生变化; 纵向上高部位气窜严重，影响注气效果。
该研究为同类油藏气驱提供了借鉴。
标签：裂缝;潜山油藏;气驱引言裂缝性潜山油藏具有纵向有效厚度大、裂缝发育的储层地质特征，微裂缝是主要的储集空间类型。
在注水开发中后期后，产能降低，含水率上升，保持地层压力与控制含水的矛盾突出。
近年来，潜山油藏的气驱研究已经取得阶段性进展，各类油藏的先导试验也取得一定成果。
注气提高潜山油藏采收率具有更多优势，一方面注入气能够进入注水无法波及的微细裂缝，提高波及体积;另一方面可以提高驱油效率。
1 概况1.1 地质特征杜家台古潜山开发目的层为上中元古界长城系大红峪组。
含油面积2.55Km2，地质储量为1049×104t，标定采收率为19.4%，可采储量203×104t。
1.2.1构造特征杜古潜山是一斜坡背景上北西侧受断层控制的东缓西陡，东西不对称，向南倾没的古地貌山头。
1.2.2 岩性特征杜古潜山储层岩性主要为变余石英岩，占85%以上;局部发育呈条带状，分布侵入岩主要为花岗岩和闪长斑岩。
1.2.3 储层特征杜古潜山油藏的储集空间有三种类型，宏观裂缝、微裂缝和少量溶孔。
微裂缝是主要的储集空间类型，裂缝孔喉半径一般为0.16～100m?m。
1.2.4 油层发育及油藏类型杜古潜山属裂缝性潜山油藏，基本属于纯油藏。
1.2.5 流体性质地下原油密度约为0.7806 g/cm3，原始气油比为40-65m3/t，平均溶解系数为0.38-0.47m3/m3.MPa，体积系数 1.127-1.196。
地层水平均总矿化度为4415.0mg/L，水型为碳酸氢钠型。
1.2.7温度压力杜古潜山油藏原始地层压力约为22.8MPa，饱和压力为9.61MPa，原始压力系数为1.003。
裂缝性潜山变质岩油藏的合理生产技术对策——以鸭儿峡油田志留系油藏为例
裂 缝性 潜 山变质岩油藏 的合理 生产技术对策
以鸭 儿峡 油 田志 留 系油藏 为例
● 门
摘
峡 作 嚣 酒 泉 ： 。
要 裂缝 性 潜 山 变质 岩 油 藏 的 生 产 特 征 复 杂 ， 以鸭 儿 峡 油 田 志 留 系 为例 对 该 类 油藏 的 开发 特 征 进 行 了分 析 。 结果 表 明 ， 油
鸭 儿峡志 留系油藏 紧邻 酒泉 西部 盆地青 西 生油
５ ３年 的 勘探 开 发 历 程 。根 据 油 藏 勘探 开发 部 署 的 经历及 油藏 产量 变化形 势 ，可把 油藏 整个 开发历 程 划 分为 ２个 阶段 ：一是 试 采评价 、滚 动扩 边并举 阶 段 ：二 是 推动产 量不 断上 升和 油藏产 量逐 步递减 阶
后 期 稳 产 提供 了坚 实的技 术 保 障 关键词 技 术对策 裂缝性油藏 鸭 儿峡 ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｉ ｒ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｆ ｒ ａ ｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｄ ｍｅ ｔ ａ ｍｏ ｒ ｐ ｈ ｉ ｃ ｂ ｕ ｉ ｒ ｅ ｄ ｈ ｉ ｌ ｌ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ａ ｙ ｅ ｃ ｏ ｍｐ ｌ ｅ ｘ ．Ｔ ａ ｋ ｉ ｎ ｇ Ｓ ｉ ｌ ｕ ｉ ｒ ａ ｎ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｏ ｆ Ｙａ ｅ ｒ ｘ ｉ ａ Ｏｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ａ ｓ ａ ｎ ｅ ｘ ａ ｍｐ ｌ ｅ ． ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｆ ｅ ａ ｔ ｕ ｒ ｅ ｓ ｏ ｆ ｔ ｈ ｉ ｓ ｔ ｙ ｐ ｅ ｏ ｆ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｓ ａ ｒ ｅ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ ．Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｓ ｓ ｈ ｏ ｗ ｔ ｈ ａ ｔ ． ｄ ｕ ｉｎ ｒ ｇ ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ — ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎ ｔ ｏ ｆ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ， ｔ ｈ ｅ ｙ ｉ ｅ ｌ ｄ ｏ ｆ ｈ ｉ ｇ ｈ — ｙ ｉ ｅ ｌ ｄ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｄ ｅ ｃ ｌ ｉ ｎ ｅ ｓ ｆ ａ ｓ ｔ ， ｔ ｈ ｅ ｉ ｒ ｃ ｕ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｖ ｅ ｏ ｉ ｌ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｓ ｈ ｉ ｇ ｈ ，ｔ ｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｄ ｕ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ
裂缝性油藏水平井产能计算方法
第2期
程林松等：裂缝性油藏水平井产能计算方法
231
段与水平井段相互干扰， 建立了新的耦合模型 . 1. 1 远井区域渗流模型 远井区域的油藏渗流对于水平井流动的影响是间接通过近井区域的裂缝 和 基 质 渗 流 实 现 的 ， 因此可以 近似认为远井区域为一个等效连续均匀介质， 裂隙岩体的等效渗透性等于无裂隙完 整 岩 石 基 质 的 渗 透 性 能 和裂隙系统的渗透性能之和
Δ H fj 为第 k 条裂缝沿缝高方向第 j 段长度（ m ） . 第 k 条裂缝在无限大地层中任意点（ x ，y ，z ） 所产生的势为
N k2 N k1
Φ fk (
x， y， z)
=
ΣΣ
j=1
fk ， （ i， j） + C .
（3）
i=1
N 条裂缝同时生产时在无 与水平生产段相交的 N 条裂缝在 三 维 空 间 上 相 互 干 扰， 根 据 势 的 叠 加 原 理， 限大油藏中的势为
v
图2 Fig. 2
裂缝性油藏裂缝模型
Fracture model of a naturally fractured reservoir
x fk ， （ i， j ） = x m0 + Δ L m Σ （ sin θ ms cos α ms ） + δ xk + i Δ L f sin α f k － j Δ H f cos θ f k cos α f k ，
s=1
0 ≤ j ≤ N k2 － 1 ，δ x ， y 轴及 z 轴上的投影； θ ms 和 α ms 为水平 式中 0 ≤ i ≤ N k1 － 1 ， δ y 和 δ z 为（ L m fk － v Δ L m ） 在 x 轴 、 井生产段第 s 微元段的倾斜角和方位角； θ fk 和 α fk 为第 k 裂缝的倾斜角和方位角 . 1. 2. 2 天然裂缝系统在无限大地层中势的分布 q fk ， （ i， j） 4 πΔ L fi Δ H fj y， z ） 所产生的势为 第 k 条裂缝第（ i ，j ） 个微元在无限大地层中任意点（ x ， fk ， （ i， j） = －
《2024年裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用》范文
《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言裂缝性特低渗透油藏作为石油勘探开发领域的一个重要部分，具有显著的挑战性。
这一类油藏的特点是孔隙网络中存在的细微裂缝导致储层渗流速度慢、渗透性低。
准确而全面地理解和预测此类油藏的开采行为，对于提高采收率、优化开采策略和降低开发成本具有重要意义。
因此，本文将详细介绍一种针对裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法，并探讨其在实际应用中的价值。
二、裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法1. 实验装置和材料物理模拟实验装置包括：油藏模拟系统、储层模拟器、高压驱替系统和微观成像系统等。
使用的材料主要包括砂石、矿物颗粒、人造流体等。
2. 实验步骤（1）储层模型的建立：根据地质资料和测井数据，通过合理比例配制砂石和矿物颗粒，构建与实际储层相似的物理模型。
（2）模拟油藏条件：在模拟器中设置适当的温度、压力等条件，以模拟实际油藏的储层环境。
（3）驱替实验：通过高压驱替系统，向储层模型中注入人造流体，观察并记录流体的流动行为和分布情况。
（4）微观分析：利用微观成像系统对储层模型进行微观观察，分析裂缝的分布、大小、连通性等特征对流体流动的影响。
三、实验结果分析通过物理模拟实验，可以获得以下关键信息：1. 裂缝的分布和大小：通过微观成像系统观察和分析，可以获得裂缝的分布情况、大小和连通性等信息。
这些信息对于了解储层的渗流特性和优化开采策略具有重要意义。
2. 流体流动行为：通过驱替实验，可以观察到流体的流动行为和分布情况，包括流体的流向、速度和分布等。
这些信息可以帮助我们更好地了解储层的渗流特性。
3. 开发潜力评估：结合实验数据和地质资料，可以对裂缝性特低渗透油藏的开发潜力进行评估，为优化开采策略提供依据。
四、应用与讨论裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法在实际应用中具有重要的价值。
具体表现在以下几个方面：1. 优化开采策略：通过对储层模型进行物理模拟实验，可以更好地了解储层的渗流特性和流体流动行为，从而为优化开采策略提供依据。
裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法
; 同时有如下关系 : ( 3)
[ 16 ]
k i = kf i + k b , i = Ⅰ, Ⅱ, Ⅲ. 采用随机裂缝模型 关系 : φ f = 0 . 029 6 kf / b .
2
, 则裂缝孔隙度 φ f 与方
向平均裂缝渗透率 kf 、 平均裂缝宽度 b 之间有如下
( 4)
3 孔隙度与渗透率的计算
2 基础数据处理
根据岩心分析 、 测井解释及薄片分析等资料统 计得到裂缝宽度分布及裂缝平均宽度。 裂缝密度 L fd 指的是沿垂直于裂缝方向单位长 度内裂缝的条数 。 以单井单层段为目标 ,将裂缝测井 的解释结果进行统计分析 ,结果见表 1 , 由此计算该 井段上的裂缝密度 。
表 1 裂缝测井解释结果
作者简介 : 张吉昌 (1969 - ) ,男 ( 汉族) ,辽宁沈阳人 ,高级工程师 ,中国矿业大学博士研究生 ,从事油藏地质与开发研究工作 。
第 30 卷 第 5 期 张吉昌 ,等 : 裂缝各向异性油藏孔隙度和渗透率计算方法
・6 3 ・
分裂缝与基质的贡献 , 难以提供油藏的微观结构特 征 。文献 [ 13215 ] 提出了裂缝性油藏静动态综合建 模的思路 ,但大都局限于定性或经验方法 ,且没有考 虑裂缝渗透率的各向异性特点 。笔者将静动态研究 相融合 ,尝试建立完善而实用的裂缝性油藏孔隙度 和渗透率的定量计算方法 。
…
152 155 160
油藏总各向异性渗透率张量 K 由裂缝渗透率 张量 Kf 和基质渗透率 k b 组成 。 记 I 为二阶单位张 量 , 则有 K = Kf + k b I .
( 2)
考虑井筒方向与裂缝间夹角的影响 , 确定裂缝 密度的公式为
m
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裂缝性潜山油藏临界产量计算及现场试
验
摘要：埕岛油田处于渤中凹陷、济阳坳陷、埕宁隆起交汇处，其潜山油藏共有太古界、古生界、中
生界三套含油层系，主要靠天然能量开采，在开发过程中面临的最突出问题是底水锥进导致的水淹。
本文通
过研究找出了适用于海上裂缝性底水潜山油藏临界产量预测公式，并对强底水油藏不同打开程度下油井临界
产量进行计算，指出合理的打开程度在15%到25%之间，为下步埕岛东部百万吨产能中潜山油藏的高效开发
提供了技术支持。
关键词：潜山底水高角度裂缝打开程度临界产量
1 油藏开发概况
1.1 构造特征
埕岛地区处于渤中凹陷、济阳坳陷、埕宁隆起交汇处，共有前中生界潜山油
藏探井63口，其中获得工业油流井36口，发现10个潜山油气富集区块，埕岛
潜山共有太古界、古生界、中生界三套含油层系。
构造分布上，受三组大断裂控制，形成南部挤压，北部伸展的“三排山”构造格局，其中东排、中排潜山带内
北东向及近东西向断层将潜山构造复杂化，形成了“东西成带、南北分块”的构
造特征。
1.2 储层特征
储层类型以发育风化壳和内幕为主，西排、中排山储层为以八陡、上马为主
的风化壳，东排山储层为风化壳和内幕，南部发育奥陶系储层，北部残留寒武
系。
已发现油藏沿主控油源断层呈条带状展布，油气富集差异大、分区分带性强。
其中西排、中排山集中于风化壳，东排山风化壳及内幕皆可成藏，受北东向、近东西向断层分割，侧向封堵是潜山成藏的关键。
成藏模式：断块圈闭、断块-
残丘圈闭、背斜圈闭、低位潜山（顺向断块或地堑块）。
1.3 开发状况
埕岛潜山油藏已动用地质储量3749万吨，可采储量338.77万吨，探明储量
已全部动用，采收率9.0%。
初期投产油井37口，目前已报废、上返19口，高含
水关井8口，开井10口，日油能力350吨，含水59.4%，采油速度0.28%、采出
程度7.4%。
1.4 主要矛盾
目前埕岛油田潜山油藏全部靠天然能量开采，强底水油藏高含水是造成开发
效果差的主要因素，目前15口油井中，有8口井是因为高含水关井，占油井数
的53.3%。
潜山油藏底水锥进现象严重，含水上升大大降低了油井的自喷能力，
造成油井产能下降，开发效果较差。
因此，如何有效控制潜山油藏含水上升是提
高油藏采收率的重要途径。
2 低效原因分析
2.1 高角度裂缝发育沟通底水
根据岩心描述、成像测井资料综合分析：裂缝走向以北东向和近东西向为主；裂缝倾角以中高角度为主，集中在40-80度之间。
高角度裂缝与下部水体连通，
随着生产的持续进行，油井周围地层压力减小，底水沿着裂缝快速窜入到井底，
迅速占据了原油的流动通道，油井生产能力迅速下降。
2.2 油藏打开程度过高
埕岛油田潜山多为裂缝型底水稀油油藏，生产底界越低，底水推进速度越快。
以CBG7潜山为例，该块太古界油藏为有凝析气顶的稀油油藏，埋藏深度在3100-3300m以下，属裂缝型储层。
生产底界最低的CBG7-3-4-5井均已高含水关井，而CBG7-2井目前不含水。
2.3 生产压差过大
潜山油藏投产初期地层能量充足，生产时多采用大参数生产，生产压差大，
造成初期产能高，同时含水上升速度快，实际累产油量低，影响开发效果。
CB30A-C3井初期油嘴10mm，日产油能力达到200t以上，不含水，生产12个月
后含水迅速升高导致油井产能下降关井。
3 对策研究
针对潜山油藏开发中遇到的问题，深入开展对策研究，确定合理的打开程度
和临界产量延缓底水锥进。
3.1 临界产量研究
裂缝性碳酸盐岩油藏普遍具有双重介质特征，裂缝的渗流能力远远高于基质
的渗流能力，且两者之间的渗透率差异巨大，非均质比较严重[1-3]。
考虑裂缝性
储集层的裂缝发育程度不同、非均质性较强的特征，将其抽象为水平渗透率渐变、垂向渗透率系数一定的地质模型，对于部分打开的油井（打开程度小于1/3），
且地层厚度足够大时，可以将其中的渗流看成是由两部分构成：第1部分是液流
从较远的地方（假设供给半径为re）到距井中心线为rr的平面径向流；第2部
分是自rr处开始向井的球形向心流。
从电解模型试验得到证实，在rr＞1.5ho
之后，球形流很快退化为平面径向流。
为求得该模型下的油井临界产量，并简化
数学模型的分析求解过程，作出如下假设：①油、水流动符合达西稳定径向流；
②忽略毛细管压力，油水间存在明显的界面；③油水密度及黏度为常数。
得到球面向心流下裂缝性碳酸盐岩底水油藏临界产量计算公式：
（3）
3.2 实例计算
胜海古1潜山位于胜利海上埕岛油田北西部，储集空间包括裂缝、溶蚀孔洞、晶间孔，裂缝倾角以中角度缝为主。
2018年完钻SHG1-1-2两口新井，部分打开，油层厚度ho较大，69-110 m，打开厚度22-31 m，地面原油密度ρo为0.867-
0.9140g/cm3，地层水密度ρw为1.1g/cm3，泄油半径re为178.5m，油井半径r w
为0.0635m，地层原油黏度μo为11.6-20.0mPa·s，地层垂向渗透率系数η为2，原油体积系数Bo为1.1m3/m3。
以SHG1-1井基础数据为例，保持油层厚度不变，利用式（3）分析不同打开
厚度对临界产量的影响，临界产量随着打开厚度的增加先增大后减小，在打开程
度为15%-25%时达到最大，表明对该井最优的打开程度应在15%-25%之间，打开
程度过大，底水越容易突破井底，造成水淹，影响开发效果。
SHG1-1井打开厚度为22m，打开程度31.9%，计算得到临界产量56.8t，该
井投产到现在日产油量基本在临界产量附近，含水基本稳定，开发效果较好。
SHG1-2井打开厚度为31m，打开程度28.2%，计算得到临界产量48.8t，该
井投产后日产油量在52t/d，略高于临界产量，控制参数后目前日液能力59.3t，日油能力48.5t，含水18.2%。
4 结论
1、分析认为高角度裂缝发育、油藏打开程度以及生产压差等因素是导致潜
山油井含水上升的主要因素；
2、找出了适用于海上裂缝性底水潜山油藏临界产量预测公式，通过该公式
可定量的计算底水型潜山油藏的临界产量，在临界产量以下生产可以有效减缓底
水锥进，延长低含水采油期；
3、对于强底水油藏，打开程度越大其临界产量越低，通过对不同打开程度
下油井临界产量进行计算，指出合理的打开程度为15-25%。
参考文献
[1]王端平,张敬轩. 胜利油区埕北30潜山油藏储层研究[J]. 石油实验地
质,2000,04:346-349+358.
[2]高喜龙. 埕岛油田埕北30潜山储层评价与成藏模式研究[D].中国科学院
研究生院（广州地球化学研究所）,2003.
[3]荣元帅,涂兴万,刘学利. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术[J]. 油气地质与采收。