鄂爾多斯盆地西仁溝地區(qū)長2低滲儲(chǔ)層特征研究

高 潮，孫兵華，孫建博，曹 成，王永飛，延 雄

（1.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，西安710075；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

鄂爾多斯盆地西仁溝地區(qū)長2低滲儲(chǔ)層特征研究

高 潮1，孫兵華1，孫建博1，曹 成1，王永飛2，延 雄2

（1.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，西安710075；2.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

鄂爾多斯盆地西仁溝地區(qū)延長組長2儲(chǔ)層為典型的低滲儲(chǔ)層。針對其形成因素復(fù)雜、分布規(guī)律認(rèn)識不清等問題，采取微觀觀察與宏觀鉆井統(tǒng)計(jì)相結(jié)合的方法，在大量鑄體薄片、掃描電鏡、物性及鉆井等資料分析的基礎(chǔ)上,對該區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖的沉積特征、巖石學(xué)特征、孔滲特征、成巖作用類型、孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu)等進(jìn)行了深入研究。結(jié)果表明：形成于分流河道沉積背景下的長2儲(chǔ)層砂巖具有沉積物粒度偏細(xì)、成熟度較低的巖石學(xué)特征，儲(chǔ)集空間主要為原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙，圈閉類型主要為構(gòu)造-巖性圈閉；大量發(fā)育的泥質(zhì)和鈣質(zhì)夾層造成油水縱向分異程度較差，并進(jìn)一步分隔油層，使單油層層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)?？傮w上西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層的宏觀展布受局部構(gòu)造、儲(chǔ)層巖性和物性的綜合控制，對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的展布具有重要的影響。

低滲透；成巖作用；非均質(zhì)性；鄂爾多斯盆地

0 引言

低滲透儲(chǔ)層是我國目前主要的儲(chǔ)層類型，分布于我國的鄂爾多斯、松遼、四川、準(zhǔn)噶爾、塔里木及吐哈等盆地［1-5］。根據(jù)我國2004—2007年開展的第三次油氣資源評價(jià)結(jié)果，全國石油遠(yuǎn)景資源量為1 086億t，其中低滲透油田資源量為537億t，占總資源量的49%［2］。截至2008年，我國剩余的石油遠(yuǎn)景資源量為799億t，其中低滲透石油資源量為431億t，占剩余石油資源總量的60%［3］。低滲油藏在油田開發(fā)中的地位越來越重要，目前已成為我國油田開發(fā)的主力軍之一［6-7］。低滲儲(chǔ)層發(fā)育的油藏具備低滲、低壓及低豐度特征，地質(zhì)條件復(fù)雜，圈閉識別困難，勘探難度大。為探究低滲儲(chǔ)層特征及影響因素，在鑄體薄片鑒定、掃描電鏡觀察、壓汞分析、物性分析測試等基礎(chǔ)上，從儲(chǔ)層沉積學(xué)角度出發(fā)，結(jié)合儲(chǔ)層微觀特征及低滲油藏的分布，對鄂爾多斯盆地西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層含油性主控因素進(jìn)行了研究，深入剖析了低滲儲(chǔ)層含油機(jī)理及其分布規(guī)律，為低滲儲(chǔ)層的勘探部署提供了理論依據(jù)和技術(shù)支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

圖1 西仁溝地區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 The structural location of Xirengou area

鄂爾多斯盆地是我國陸上第二大盆地［3］，盆地內(nèi)上三疊統(tǒng)延長組為最重要的含油層系，其自下而上可劃分為長10—長1等10個(gè)油層組［4-7］。西仁溝地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部（圖1），面積約40 km2。該區(qū)具有工業(yè)價(jià)值的主要產(chǎn)油層位為長2油層組，其可采儲(chǔ)量為250.62萬m3，疊合含油面積為20.23 km2，可采儲(chǔ)量豐度為12.39萬m3/km2。該區(qū)油藏未遭受強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)破壞，雖然儲(chǔ)層物性有變化，但橫向連續(xù)，分布比較穩(wěn)定，屬于構(gòu)造-巖性油藏。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心觀察和室內(nèi)巖石薄片鑒定結(jié)果，西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖巖性主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖（圖2）。砂巖礦物中長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為29.0%～32.0%，平均為30.75%；石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為41%～46%，平均為43.88%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.5%～9.0%，平均為8.5%，主要由變質(zhì)巖巖屑（高變巖、石英巖、片巖、千枚巖、板巖及變質(zhì)砂巖）、沉積巖巖屑（泥巖、白云巖）及火成巖巖屑（噴發(fā)巖、隱晶巖）組成。巖石中碎屑主要粒徑為0.15～0.30mm，最大為0.5mm，分選中等，以中—細(xì)粒為主，粉砂巖和粗砂巖極少?？傮w來說，研究區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，化學(xué)穩(wěn)定性較差，易發(fā)生溶蝕作用，塑性碎屑含量較高，抗壓實(shí)能力較低。

圖2 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖類型分類Fig.2 Triangular diagram show ing sandstone classification of Chang 2 reservoir in Xirengou area

2.2 物性特征

關(guān)于低滲透儲(chǔ)層的概念和分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，目前認(rèn)識還不完全統(tǒng)一。筆者采取目前國內(nèi)應(yīng)用較廣的李道品先生提出的低滲透儲(chǔ)層級別劃分方案［6］來對西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層物性進(jìn)行分析。

根據(jù)西仁溝地區(qū)幾口關(guān)鍵井長2儲(chǔ)層154個(gè)實(shí)測巖心物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1），該區(qū)長2儲(chǔ)層中72%樣品的孔隙度為12%～18%，平均為15.9%，其中92%的樣品孔隙度大于12%，亦有個(gè)別樣品物性相對較好，孔隙度可達(dá)24.3%；滲透率分布范圍較寬，具有明顯的雙峰式分布特征，主頻分布不如孔隙度集中，主要分布在50mD以下，平均為8.24mD，小于50mD的樣品占97.1%，屬于低滲透級別，同時(shí)研究區(qū)亦存在滲透率大于50 mD的常規(guī)儲(chǔ)層級別的樣品，占樣品總數(shù)的2.8%，個(gè)別樣品滲透率甚至達(dá)到145.16mD。物性較好與較差的儲(chǔ)層同時(shí)發(fā)育，反映出研究區(qū)低滲儲(chǔ)層具有強(qiáng)烈而復(fù)雜的非均質(zhì)性特征，同時(shí)說明該區(qū)長2儲(chǔ)層在低滲儲(chǔ)層背景下發(fā)育較少規(guī)模的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

表1 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表Tab le 1 PhysicalpropertiesofChang 2 reservoir in Xirengou area

根據(jù)滲透率和孔隙度的關(guān)系（圖3）可以看出：西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層孔隙度與滲透率具有一定的相關(guān)性，隨著孔隙度的增大，滲透率亦呈增大趨勢，但分布范圍較寬。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，影響該區(qū)長2砂巖儲(chǔ)層物性的因素既有沉積方面的因素（碎屑物組分、砂巖粒度、分選性及磨圓度等），又有成巖作用方面的因素（壓實(shí)、壓溶、自生礦物充填膠結(jié)作用及深部溶蝕），二者對孔隙度和滲透率具有不同的影響。

圖3 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系圖Fig.3 Relationship betw een porosity and permeability of Chang 2 reservoir in Xirengou area

圖4 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率相關(guān)關(guān)系圖Fig.4 Relationship between pore structure parametersand permeability of Chang 2 reservoir in Xirengou area

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)西仁溝地區(qū)關(guān)鍵井長2儲(chǔ)層118塊樣品的鑄體薄片及掃描電鏡的鏡下微觀特征觀察，該區(qū)長2儲(chǔ)層多發(fā)育溶蝕孔隙和原生粒間孔隙，面孔率一般為12.5%～14.5%，平均為13.63%。其中溶蝕孔隙包括粒間溶孔、長石溶孔和巖屑溶孔，占總孔隙的46.4%～51.9%，平均達(dá)48.7%，是該區(qū)長2儲(chǔ)層最主要的一種孔隙類型；原生粒間孔隙占44.4%～50.0%，平均為47.68%，與次生成因的孔隙一起約占總孔隙的96.3%，是該區(qū)重要的孔隙類型。

根據(jù)西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層15個(gè)壓汞實(shí)驗(yàn)的參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，繪制了該區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率關(guān)系圖（圖4）。從圖4可看出：中值壓力和排驅(qū)壓力均與滲透率呈負(fù)相關(guān)的冪函數(shù)關(guān)系［圖4（a）、圖4（b）］，表明隨著儲(chǔ)層物性變差，中值壓力和排驅(qū)壓力均增加，流體滲流將變得困難；孔喉半徑均值與滲透率關(guān)系復(fù)雜［圖4（c）］，當(dāng)孔喉半徑小于4μm時(shí)，其與滲透率基本呈正相關(guān)關(guān)系，而當(dāng)孔喉半徑大于10μm時(shí)，滲透率基本低于20mD，且相關(guān)性較差，反映出孔喉半徑雖大，但對滲透率的貢獻(xiàn)仍取決于其對孔隙連通的能力；中值孔喉半徑與滲透率呈明顯的正相關(guān)關(guān)系［圖4（d）］，反映出中值孔喉半徑的增大對滲透率具有明顯的貢獻(xiàn)。由此表明，低滲儲(chǔ)層中值孔喉半徑對流體在其中的滲流具有關(guān)鍵的控制作用。

圖5 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖碳酸鹽含量與孔隙度（a）和滲透率（b）關(guān)系圖Fig.5 Relationsof carbonate contentwith porosity（a）and permeability（b）of Chang 2 reservoir in Xirengou area

3 成巖作用對物性的影響

3.1 壓實(shí)、壓溶作用

鏡下鑄體薄片觀察結(jié)果表明：西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖所經(jīng)歷的機(jī)械壓實(shí)作用比較強(qiáng)烈，顆粒受壓實(shí)作用影響呈定向排列，其中不易變形的剛性碎屑顆粒之間呈緊密的線狀或凹凸?fàn)罱佑|（圖版Ⅰ-1），但是石英、長石顆粒受壓實(shí)作用而產(chǎn)生破裂；塑性巖屑或礦物如泥屑、云母等抗壓實(shí)能力較弱，在壓實(shí)作用下，發(fā)生強(qiáng)烈彎曲變形呈現(xiàn)“假雜基”特征，充填于粒間孔隙之中（圖版Ⅰ-2）。總體反映出研究區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用，在成巖過程中喪失了大量粒間體積，對孔隙起到明顯的破壞作用，是造成儲(chǔ)層致密、物性變差的主要原因。

3.2 膠結(jié)作用

根據(jù)前人研究成果，溫度、壓力及孔隙水化學(xué)性質(zhì)隨著地層埋藏深度的增加而發(fā)生變化，使各種成巖自生礦物依次析出，進(jìn)而產(chǎn)生膠結(jié)充填作用［7-11］。鏡下觀察結(jié)果表明：西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖成巖早期形成的綠泥石呈薄膜狀覆蓋于顆粒表面，使砂巖孔隙度降低，但同時(shí)也阻止了后期次生加大作用的發(fā)生，使部分原生粒間孔隙得以保存（圖版Ⅰ-3），故其對儲(chǔ)層孔隙的貢獻(xiàn)具有兩面性；壓溶作用形成的次生石英呈硅質(zhì)加大邊的產(chǎn)狀發(fā)育（圖版Ⅰ-4）；高嶺石膠結(jié)物作為儲(chǔ)層溶蝕現(xiàn)象發(fā)生的標(biāo)志性礦物，其出現(xiàn)亦象征大量溶蝕孔隙的發(fā)育，然而高嶺石呈充填孔隙的產(chǎn)狀產(chǎn)出，破壞了大量的孔隙和喉道，亦具有破壞性的一面（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅰ-6）；此外，鐵白云石也是主要的膠結(jié)礦物（圖版Ⅰ-7），其含量較高，呈斑塊狀零星分布。陰極發(fā)光資料綜合分析表明，研究區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖發(fā)生過交代作用，主要表現(xiàn)為方解石膠結(jié)物交代長石等碎屑顆粒。因此，膠結(jié)作用也是導(dǎo)致該區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖孔隙度喪失、物性變差的主要原因之一。

3.3 溶蝕作用

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖溶蝕孔隙類型多樣，包括碎屑顆粒（長石、巖屑）和填隙物（方解石、黏土）中形成的溶蝕孔隙，其中以碎屑顆粒的溶蝕最為常見（圖版Ⅰ-8）。長石和易溶巖屑內(nèi)部受溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，孔徑從數(shù)微米至數(shù)十微米，個(gè)別溶蝕作用強(qiáng)烈的樣品中長石顆粒溶蝕殆盡，形成鑄?？祝沟每紫逗淼腊l(fā)育，孔喉間的連通性得到改善。根據(jù)鏡下統(tǒng)計(jì)結(jié)果，次生成因的溶蝕孔隙是研究區(qū)長2儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間，占總孔隙的40%以上。

溶蝕作用的發(fā)育，也使已經(jīng)被致密膠結(jié)的砂巖儲(chǔ)層物性得以改善［12-15］。根據(jù)碳酸鹽含量與孔隙度和滲透率的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層砂巖的物性與碳酸鹽含量呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，說明碳酸鹽含量的降低是儲(chǔ)層孔隙度與滲透率得以改善的重要控制因素。但是將碳酸鹽含量分別與孔隙度和滲透率進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（圖5）后發(fā)現(xiàn)，碳酸鹽含量與孔隙度相關(guān)性很差，而與滲透率的相關(guān)性則好于前者。由此表明，碳酸鹽含量主要影響的是滲透率，而不是孔隙度。從圖5可看出：當(dāng)孔隙度<13%時(shí)，碳酸鹽含量較高，說明該范圍內(nèi)孔隙被碳酸鹽膠結(jié)物（主要是方解石）致密充填，且未發(fā)生溶蝕，孔隙主要為不連通的孤立微孔隙；當(dāng)孔隙度＞13%時(shí)，碳酸鹽含量明顯減少，一般低于6%，反映出碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕作用，使孔隙度增大，喉道發(fā)育，連通了原本孤立的微孔隙，改善了物性。滲透率的變化亦具有類似的特征，當(dāng)滲透率<0.5mD時(shí)，碳酸鹽含量較高；當(dāng)滲透率>0.5mD時(shí)，碳酸鹽含量明顯呈降低趨勢，反映出滲透率的增大與碳酸鹽礦物的溶蝕作用密切相關(guān)。

4 油藏分布特征及主控因素

4.1 低滲儲(chǔ)層展布對油藏分布的影響

西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層物性差，油水分異不明顯，油水混儲(chǔ)，無明顯的油水界面，且缺乏邊、底水。該區(qū)長2儲(chǔ)層內(nèi)油藏的飽和壓力為5.21MPa，地層壓力為12.23MPa，地層壓力大于飽和壓力，具有一定的彈性能量，開采過程中油藏壓力始終大于飽和壓力，氣油比高達(dá)51.8m3/t。綜合研究認(rèn)為研究區(qū)長2儲(chǔ)層內(nèi)的油藏為典型的彈性-溶解氣驅(qū)的構(gòu)造-巖性油藏。該油藏形成于三角洲平原分流河道沉積，砂體在平面上呈條帶狀展布，為近南北走向。砂體兩側(cè)和上傾方向?yàn)槁┱訚杉胺至鏖g灣沉積的泥巖和粉砂巖互層，河道沉積的多期砂體在縱向及側(cè)向上交錯(cuò)疊置在一起，在平面上呈較大面積的席狀展布，由此構(gòu)成內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜的砂巖連通體，在宏觀上控制油藏的平面展布。綜合評定該區(qū)長2油藏的圈閉類型主要為構(gòu)造-巖性圈閉，油藏的分布主要受局部構(gòu)造、儲(chǔ)層巖性和物性的綜合控制。

4.2 低滲儲(chǔ)層的層內(nèi)非均質(zhì)性

西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層的巖心和測井資料顯示，該區(qū)長2儲(chǔ)層普遍鉆遇鈣質(zhì)夾層和泥質(zhì)夾層。泥質(zhì)夾層多為黑褐色泥巖，在電測曲線上表現(xiàn)為高時(shí)差、高自然伽馬和低電阻，一般出現(xiàn)于次一級韻律層的頂部或反韻律層的底部，厚度為0.5～2.3m（圖6）；鈣質(zhì)夾層則反映出低時(shí)差和高電阻的電性特征，一般出現(xiàn)于次一級韻律層的底部或正韻律層的中部，厚度較薄，大多不足1m。統(tǒng)計(jì)該區(qū)20口井長2儲(chǔ)層3個(gè)小層的夾層發(fā)育情況（表2），對比后發(fā)現(xiàn)3個(gè)小層的頻率、厚度及密度之間差異不大，長23和長22小層夾層頻率較長21小層高，長21小層單井平均夾層厚度較大，長22與長23小層的夾層發(fā)育規(guī)模較相近，各參數(shù)相差不大。

圖6 西仁溝地區(qū)D1740井長2儲(chǔ)層夾層特征Fig.6 The logging featuresof in terbed of Chang 2 reservoir in D1740wellin Xirengou area

表2 西仁溝地區(qū)長2儲(chǔ)層夾層發(fā)育特征Table 2 Developm ent characteristicsof interbed of Chang2 reservoir in Xirengou area

由于非滲透性夾層的普遍發(fā)育，西仁溝地區(qū)儲(chǔ)層內(nèi)油水層分隔現(xiàn)象嚴(yán)重。如圖6中所示的一段將近20m的厚油層，被1個(gè)泥質(zhì)夾層和2個(gè)鈣質(zhì)夾層分隔成4個(gè)厚度較薄的次一級規(guī)模的薄油層，造成油層的層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)。此類夾層的存在，在油藏形成過程中阻礙了石油的運(yùn)移和聚集，造成油藏中油水分異程度較差，是導(dǎo)致研究區(qū)油藏原始含水飽和度較高的原因之一。同時(shí)，對研究區(qū)單油層厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，單個(gè)油層厚度大多為2～4m，而且大多與夾層并生。非滲透性夾層的發(fā)育對油層的分隔作用，也是造成該區(qū)長2儲(chǔ)層單個(gè)油層內(nèi)存在次一級的多套含油層系、層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)的重要原因。

5 結(jié)論

（1）西仁溝地區(qū)延長組長2儲(chǔ)層屬于分流河道微相沉積，巖石類型主要為中粒、中—細(xì)粒巖屑石英砂巖，砂巖具有成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低、磨圓度較差等特點(diǎn)，致使低滲儲(chǔ)層孔隙喪失快，原生孔隙難以保存。

（2）西仁溝地區(qū)延長組長2低滲儲(chǔ)層物性具有強(qiáng)烈而復(fù)雜的非均質(zhì)性特征，儲(chǔ)層中值孔喉半徑對流體在其中的滲流具有關(guān)鍵的控制作用。

（3）西仁溝地區(qū)延長組長2儲(chǔ)層砂巖的填隙物主要為黏土礦物、硅質(zhì)和碳酸鹽膠結(jié)物三大類，對儲(chǔ)層物性的影響顯著，其中綠泥石薄膜和高嶺石膠結(jié)物對儲(chǔ)層物性具有建設(shè)性和破壞性的雙重影響。

（4）西仁溝地區(qū)延長組長2儲(chǔ)層的宏觀展布主要受局部構(gòu)造、儲(chǔ)層巖性和物性的控制，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布區(qū)即是油氣的富集區(qū)，圈閉類型主要為構(gòu)造-巖性圈閉，沉積作用是控制油藏幾何形態(tài)的主要因素。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：王會(huì)玲）

Characteristicsof low permeability reservoir of Chang 2 reservoir in Xirengou area,OrdosBasin

GAOChao1，SUN Binghua1，SUN Jianbo1，CAOCheng1，WANG Yongfei2，YAN Xiong2
（1.InstituteofShaanxiYanchangPetroleum（Group）Co.Ltd.，Xi’an 710075，China；2.Dingbian Oil Production Plant，YanchangOilfield Corporation，Yulin 718600，Shaanxi，China）

Chang 2 reservoir in Xirengou area is typical low permeability reservoir.The sedimentary characteristics, lithology characteristics,reservoir properties,diagenesis types,pore texture and pore types of Chang 2 reservoir in Xirengou area were studied through analyzing the core,thin sections,scanning electronic microscope and physical properties.The result shows that Chang 2 reservoir developed in distributary channel has the characteristics of ultra fined grain sizeof thedepositsand lowmaturity,thepore typesaremainly primary intergranularporesand secondary d issolved pores,and structural-lithologic trap is themain type of traps.A large number ofarenopelitic and calcarenaceous interlayer that developed in the reservoir led to poor vertical differentiation of oil and water,and further separated reservoir,which makes the in layer heterogeneity become stronger in single oil reservoir.Themacro distribution of Chang2 reservoir iscontrolled by localstructure,reservoir lithologyand physicalproperties.

low permeability；diagenesis；heterogeneity；OrdosBasin

TETE122 < class="emphasis_bold">文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

A

1673-8926（2014）01-0080-06

2013-09-02；

2013-10-21

國家“863”計(jì)劃項(xiàng)目課題“頁巖氣鉆完井及儲(chǔ)層評價(jià)與產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)”（編號：SS2013AA061001）、陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程項(xiàng)目“延長石油陸相頁巖氣成藏機(jī)理及資源潛力評價(jià)”（編號：2012KTZB03-03-01）和延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司青年基金項(xiàng)目“中生界頁巖氣井開發(fā)初期井網(wǎng)優(yōu)化研究”（編號：YJY2012-QNJJ-12）聯(lián)合資助

高潮（1983-），男，博士，工程師，主要從事低滲油氣藏及非常規(guī)油氣領(lǐng)域方面的研究工作。地址：（710075）陜西省西安市高新區(qū)科技二路75號。E-mail：ycgaochao@qq.com。