莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層成巖作用及其對儲集層物性的影響

單　祥，徐　洋，唐　勇，陳能貴，郭華軍，韓守華（.中國石油杭州地質研究院，杭州3003；.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層成巖作用及其對儲集層物性的影響

單祥1，徐洋1，唐勇2，陳能貴1，郭華軍1，韓守華1
（1.中國石油杭州地質研究院，杭州310023；2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

綜合利用鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射、物性等資料，對準噶爾盆地莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層成巖作用進行了研究，指出八道灣組儲集層存在壓實（壓溶）作用、膠結作用和溶蝕作用等成巖作用類型，目前成巖階段處于中成巖階段A期。儲集層物性受成巖作用影響明顯。八道灣組含煤系地層為酸性流體成巖環(huán)境，早期顆粒溶塌加上儲集層塑性巖屑含量高，壓實作用更強，孔隙度大幅下降，平均孔隙度減少28.75%，隨后的高嶺石膠結物、鈣質膠結物及硅質膠結物進一步降低儲集層孔隙度，平均孔隙度減少3.03%.晚期長石顆粒溶蝕形成粒內溶孔改善儲集層孔隙，平均孔隙度提高1.15%.綜合分析認為，八道灣組儲集層中、粗砂巖剛性顆粒含量高、塑性巖屑含量低、抗壓實能力強，是最有利的儲集砂體。

準噶爾盆地；八道灣組；砂巖儲集層；成巖作用；控制因素

準噶爾盆地是中國西部大型含油氣盆地之一，其侏羅系油氣資源豐富，是新疆油田最重要的勘探層系[1-2]。研究區(qū)位于準噶爾盆地腹部，構造單元包括莫北凸起和莫索灣凸起，面積約4 000 km2，緊鄰盆1井西凹陷、東道海子凹陷、沙灣凹陷和阜康凹陷等4大生烴凹陷，南接莫南凸起（圖1），是長期油氣運移的指向區(qū)。研究層位下侏羅統(tǒng)八道灣組根據(jù)巖性旋回自下而上可分為八一段（J1b1）、八二段（J1b2）和八三段（J1b3）；莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組主要為辮狀河三角洲前緣沉積環(huán)境，水下分流河道砂體發(fā)育。八一段沉積期為交互、不均衡升降期，盆地腹部沉積了一套以辮狀河為主的含煤粗碎屑巖；八二段沉積期為快速抬升湖侵期，盆地腹部以濱淺湖泥巖和砂壩沉積為主；八三段沉積期，盆地又恢復了早期不均衡的升降運動，盆地腹部沉積了一套三角洲碎屑巖夾煤層。八道灣組沉積期，沉積體系整體表現(xiàn)為辮狀河三角洲—湖泊—三角洲的演化過程，砂巖主要發(fā)育在八一段和八三段。由于八道灣組儲集層埋深大、物性差，鉆穿或鉆揭的井相對較少，整體勘探程度低。隨著勘探挖潛工作的不斷深入，2012年以來，在莫索灣凸起部署的莫21井于八道灣組獲油氣，試油累計產油328.66 m3，產水527.25 m3；在莫北凸起部署的雙橋1井八道灣組有很好的油氣顯示，試油累計產油70.71 m3，產水5 883.64 m3，揭示了莫北—莫索灣地區(qū)深層八道灣組存在規(guī)模有效儲集層。

圖1　研究區(qū)位置

隨著油氣勘探不斷進入中深層，儲集層埋深大，原生孔隙保存少，儲集層多為次生孔隙型，次生孔隙的成因與演化成為研究的熱點問題。次生孔隙的發(fā)育與儲集層成巖作用密切相關，越來越多的學者通過成巖作用來研究儲集層孔隙的時空演化模式[3-5]。前人認為，莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層富含塑性巖屑，成巖壓實作用強，原生孔隙少，孔隙類型以次生溶孔為主，儲集層物性差[6-11]。本文試圖通過對八道灣組成巖作用的詳細研究來解剖儲集層孔隙的演化規(guī)律，并在此基礎上分析儲集層控制因素，以期為下一步油氣勘探工作提供地質借鑒。

1　儲集層巖石學特征及物性特征

莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層巖石學基本特征是低成分成熟度、低填隙物含量、中-高結構成熟度，普遍含有塑性巖屑。儲集層巖石類型以長石巖屑砂巖為主（圖2），其中石英含量26.25%~29.64%，長石含量18.15%~25.18%，巖屑含量48.91%~55.45%.巖屑成分主要以火成巖巖屑為主（凝灰?guī)r巖屑為主，少量安山巖巖屑），其次為淺變質巖巖屑（千枚巖巖屑為主，少量石英巖和板巖）。研究區(qū)八道灣組儲集層中塑性巖屑（千枚巖屑和云母）含量較高，平均含量為8.45%~12.18%，塑性巖屑抗壓實能力弱，易受壓變形，甚至形成假雜基堵塞孔隙，對儲集層物性影響較大。

圖2　準噶爾盆地莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組砂巖三端元分類

八道灣組儲集層中雜基和膠結物含量總體較低，雜基以泥質為主，含少量的絮凝粒，其平均含量0.70%~2.00%；膠結物平均含量2.47%~6.48%，膠結物類型以鐵方解石和高嶺石最常見，少量硅質和菱鐵礦。顆粒多為次棱角狀—次圓狀，分選中等，顆粒之間以線接觸為主。

根據(jù)8口井439個樣品儲集層物性分析數(shù)據(jù)，研究區(qū)八道灣組儲集層孔隙度為1.3%~13.8%，平均8.9%，滲透率為0.01~16.10mD，平均0.24mD（表1），總體屬于低孔特低滲儲集層。

表1　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層物性統(tǒng)計

2　儲集層成巖作用特征

沉積之后砂巖均要經歷復雜的成巖作用改造，成巖作用決定了砂巖物性和孔隙結構的演化，因此對儲集層起到關鍵作用。根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡等資料的綜合分析，認為研究區(qū)八道灣組砂巖儲集層主要發(fā)育的成巖作用類型有壓實（壓溶）作用、膠結作用、溶蝕作用和交代作用。

2.1壓實作用

研究區(qū)八道灣組現(xiàn)今埋深3 500~5 300 m，在深埋過程中，砂巖經歷的壓實及壓溶作用強度大，砂巖原生孔隙大幅降低，儲集層變得致密。壓實作用的強弱受控于砂巖的物質成分和成巖環(huán)境[12-13]。八道灣組砂巖塑性巖屑含量高，砂巖抗壓實能力弱；并且八道灣組為煤系地層，受早期煤系演化釋放的酸性流體作用，長石等剛性抗壓顆粒過早被溶蝕坍塌，抗壓能力大幅減弱，進一步增強了壓實作用。薄片在偏光顯微鏡下觀察到的壓實成巖特征主要有：①千枚巖巖屑、云母等塑性顆粒彎曲變形（圖3a）；②長石、火山巖屑等剛性顆粒破裂（圖3b）；③碎屑顆粒以線接觸為主，部分見縫合接觸，說明存在壓溶現(xiàn)象（圖3c）。

圖3　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層成巖作用類型及特征

2.2膠結作用

研究區(qū)八道灣組儲集層膠結作用總體較弱，主要膠結作用有鐵方解石膠結（圖3d）、硅質膠結（石英加大）、黏土礦物膠結。

（1）碳酸鹽膠結物研究區(qū)八道灣組儲集層碳酸鹽膠結物總體含量較低，主要為泥晶—亮晶的含鐵方解石膠結物和菱鐵礦膠結物。方解石膠結物平均含量1.07%，呈斑狀，多出現(xiàn)在石英次生加大邊之外，因此形成時間晚于石英次生加大作用。由于八道灣組煤系地層背景，早期成巖環(huán)境為酸性水，因此缺乏早期的嵌晶式方解石膠結物，并且方解石膠結物發(fā)育總體較少，研究區(qū)含鐵方解石膠結物多為中成巖階段的產物。菱鐵礦膠結物含量0.90%，多屬于同沉積期成因，呈云霧狀和集合體狀，部分因重結晶作用而呈粉晶和細晶狀。

（2）硅質膠結物研究區(qū)八道灣組儲集層硅質膠結主要有2種形式：薄片中常見石英顆粒次生加大邊（圖3e），局部石英顆粒因次生加大而呈嵌合狀；掃描電鏡中還可觀察到粒間充填的自生石英晶粒（圖3f）。據(jù)薄片觀察鑒定，硅質膠結物平均含量為0.59%.

（3）黏土礦物膠結物通過掃描電鏡資料和黏土X射線衍射資料綜合分析，研究區(qū)八道灣組儲集層黏土礦物主要有高嶺石（相對含量30.76%）、伊利石（相對含量32.92%）、伊蒙混層（相對含量22.16%）和綠泥石（相對含量14.17%），并且隨著埋深增大，黏土礦物之間發(fā)生相互轉化（圖4）。具酸性水介質、有鋁和硅的來源，并且砂巖有一定的滲透性能即可形成高嶺石[14]。八道灣組在埋藏成巖初期，煤巖或煤系泥巖排出由水生或陸生植物分解產生的腐殖酸，因而水介質呈酸性，一些不穩(wěn)定、易溶蝕的骨架顆粒如長石及酸性火山巖屑等在此環(huán)境下發(fā)生溶蝕并析出高嶺石[15]；同時，成巖作用早期砂巖孔隙連通性好，長石溶蝕形成的K＋和Na＋可及時排出，從而保持酸性成巖水介質環(huán)境，為不斷形成早期高嶺石提供了成巖條件。這種成因的高嶺石呈散亂狀分布，易遷移，對砂巖的滲透性能影響較大。掃描電鏡下觀察高嶺石常呈書頁狀或蠕蟲狀集合體充填在顆粒之間（圖3g），并且隨著埋藏深度的增大高嶺石向伊利石轉化，含量逐漸減少。掃描電鏡下伊利石多呈葉片狀充填粒間孔隙和附著在顆粒表面（圖3h），并且隨著埋深增加，伊利石含量呈現(xiàn)增加的趨勢。掃描電鏡下伊蒙混層多呈蜂窩狀充填粒間（圖3i）；綠泥石則以葉片狀集合體充填孔隙之間及附著在顆粒表面形成櫛殼式綠泥石包膜（圖3j）。

圖4　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層黏土礦物縱向分布

2.3溶蝕作用

研究區(qū)八道灣組儲集層普遍存在溶蝕作用，主要表現(xiàn)為長石和火山巖屑組分的選擇性溶蝕，膠結物溶蝕少見。八道灣組早期煤系成巖環(huán)境下形成的腐殖酸和后期有機質脫羥基生烴形成的有機酸使得孔隙成巖流體環(huán)境變?yōu)樗嵝?，使不穩(wěn)定的長石和火山巖屑發(fā)生溶蝕。顯微鏡下可見長石常沿解理縫和雙晶縫溶解（圖3k），形成粒內溶孔甚至鑄?？?，火山巖屑溶蝕形成粒內孔。掃描電鏡下可見長石溶蝕成窗格狀、蜂窩狀，形成鑄?？住⒗吖菭羁祝▓D3l）。溶蝕作用是莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組深部儲集層增孔的主要原因。

2.4交代作用

研究區(qū)八道灣組儲集層交代作用主要表現(xiàn)為碳酸鹽礦物對長石以及石英顆粒的交代。顯微鏡下常觀察到含鐵方解石交代長石現(xiàn)象，甚至將長石顆粒完全交代，形成方解石的假晶。方解石交代長石、石英屬于兩種礦物的相互置換，且未發(fā)生明顯的體積增減，因此交代作用對研究區(qū)儲集層孔隙影響不大。

3　儲集層成巖階段及孔隙演化

3.1儲集層成巖階段及成巖序列

研究區(qū)在八道灣組沉積之后構造作用平緩，且無沉積間斷，隨著上覆地層不斷加厚，儲集層埋深增大，到現(xiàn)今達到最大埋深。燕山運動期曾發(fā)生過2次構造抬升，但地層剝蝕量小，剝蝕厚度為200~300 m，對儲集層成巖作用演化的影響不大，總體儲集層以長期埋藏為主的成巖演化階段。

根據(jù)成巖作用特征、自生礦物成分、形態(tài)以及產出順序、孔隙類型、巖石顆粒接觸關系以及有機質演化特征，參照石油天然氣行業(yè)碎屑巖（酸性水介質）成巖階段劃分標準[16]，認為八道灣組儲集層經歷了表生成巖階段、中成巖階段，現(xiàn)今成巖階段處于中成巖階段A期（圖5）。主要的劃分依據(jù)是蒙脫石向伊利石和伊蒙混層轉化，伊蒙混層中蒙脫石的含量為15%~ 40%；方解石膠結物為含鐵方解石，石英次生加大現(xiàn)象較普遍，掃描電鏡下可觀察到自形的石英晶面；碎屑顆粒之間以線接觸為主；孔隙類型以溶蝕孔為主；泥質巖中干酪根鏡質體反射率（Ro）為0.5%~0.8%，各項成巖指標均指示目前為中成巖階段A期。

圖5　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組成巖階段劃分

早成巖階段主要表現(xiàn)為砂巖的成巖壓實作用，煤系地層弱方解石膠結作用和泥微晶團塊狀、云霧狀菱鐵礦的析出，其次為煤系地層砂巖中硅酸鹽礦物的溶蝕作用，以及硅質和高嶺石較早的膠結作用。中成巖階段A期：隨著腐殖酸的消耗，孔隙流體中Ca2+和Fe2+達到一定濃度時，形成含鐵方解石的膠結與交代作用[17]。伴隨有機質成熟釋放有機酸，長石和巖屑溶蝕形成次生孔隙，同時硅質和高嶺石繼續(xù)析出。綜合認為八道灣組成巖演化順序大致為：機械壓實作用→弱方解石、菱鐵礦膠結→煤系腐殖酸侵入→溶蝕壓實→早期長石、巖屑溶蝕→高嶺石、硅質膠結→烴類侵位→含鐵方解石膠結→晚期長石、巖屑溶蝕。

3.2儲集層孔隙演化

研究區(qū)八道灣組儲集層孔隙演化規(guī)律較明顯（圖6），早成巖階段A期隨著上覆沉積物載荷不斷增加，壓實作用不斷增強，受煤系地層腐殖酸對剛性顆粒組分的溶蝕作用，顆粒受到溶蝕之后，骨架變得不穩(wěn)定，承受不住上覆巖層的壓力，產生早期的溶塌壓實作用，加上早期方解石和高嶺石膠結，儲集層原生孔隙迅速減少，此階段儲集層孔隙度降低至14%~ 15%.早成巖階段B期，成巖作用仍然以壓實作用和膠結作用為主，儲集層孔隙度進一步減低至10%左右。中成巖階段A期，隨著煤系地層腐殖酸的消耗，以及黏土礦物的轉化釋放出SiO2，Ca2+，Mg2+等[18]，形成后期硅質膠結物以及含鐵方解石膠結物充填孔隙，此時粒間孔隙度進一步下降至8%~9%.隨著有機質不斷成熟，逐漸釋放出有機酸，當孔隙中有機酸濃度達到一定程度時，發(fā)生晚期硅酸鹽顆粒的溶蝕，產生次生溶孔，改善儲集層物性，顆粒溶蝕增加孔隙度1.0% ~2.5%，最終現(xiàn)今儲集層孔隙度在9.5%左右。

圖6　莫北—莫索灣地區(qū)盆參2井八道灣組儲集層孔隙演化模式

4　成巖作用對儲集層性質的影響

4.1粒度決定儲集層物性

沉積環(huán)境對儲集層物性有重要影響，這種影響可表現(xiàn)為不同粒度砂巖對儲集層物性的控制作用，而原始沉積環(huán)境的不同又進一步影響后期成巖作用的差異[19-20]。對不同粒度砂巖物性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計可以看出（表2），粗砂巖物性最好；其次為中砂巖和細砂巖；粉砂巖物性最差。對不同粒度砂巖成因進行分析統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，中砂巖和粗砂巖多為三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體，細砂巖多為河道側緣砂體，粉砂巖多為河道間沉積物。水下分流河道、河口壩粗粒度砂體形成于強水動力條件，砂巖經受流水淘洗較強，雜基含量低，原始沉積時孔隙度高；并且粗砂巖剛性顆粒含量高，塑性巖屑含量低，抗壓實能力強，經受成巖壓實作用之后原始孔隙更多地被保存下來[21-22]。

表2　不同粒度砂巖孔隙度和滲透率統(tǒng)計

圖7　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組儲集層壓實作用減孔量和膠結作用減孔量評價

圖8　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組孔隙度、粒間孔及顆粒溶孔縱向演化

4.2壓實作用是孔隙度降低主要因素

成巖壓實作用是八道灣組儲集層原生孔隙減少的主要因素，而膠結作用對儲集層的破壞作用相對較小。在大量鑄體薄片定量鑒定統(tǒng)計的基礎上，利用Lundegard提出的砂巖壓實減孔和膠結減孔損失量計算公式[23]，定量評價儲集層的壓實和膠結減孔量。從圖7可以看出，莫北—莫索灣八道灣組儲集層壓實作用減孔量為17.54%~33.33%，平均28.75%；膠結作用減孔量為0.34%~15.67%，平均3.03%.

研究表明，煤系發(fā)育和富含塑性巖屑是影響八道灣組儲集層壓實強度的2個重要因素。由于八道灣組煤系地層中煤類過早成熟釋放腐殖酸，使得儲集層中長石、巖屑等顆粒發(fā)生溶蝕而產生溶塌壓實，增強壓實作用的效果。對比相同深度下煤系地層八道灣組和上部非煤系地層三工河組儲集層壓實減孔量，在粒徑和塑性巖屑含量相同的條件下，相同深度下八道灣組砂巖較三工河組砂巖壓實減孔量多4%~6%.另外高塑性巖屑含量使得八道灣組儲集層巖石抗壓實能力降低，也增強了壓實作用的效果，文獻［24］認為，10%的塑性巖屑增量相當于3%~4%的壓實減孔量，并且使得儲集層滲透率下降1~2個數(shù)量級。

4.3溶蝕作用有效改善儲集層物性

研究區(qū)八道灣組儲集層溶蝕作用發(fā)育，儲集層孔隙類型主要為溶蝕孔，由圖8可以看出，儲集層深度超過4 900 m以下孔隙度出現(xiàn)反彈，粒間孔和顆粒溶孔面孔率統(tǒng)計結果表明，4 900 m以下粒間孔面孔率減小，顆粒溶孔面孔率明顯增大，即存在次生溶孔增孔作用。由大量鑄體薄片統(tǒng)計可知，顆粒溶孔面孔率為0.1%~2.6%，平均增加孔隙度約1.15%.次生孔隙主要是在中成巖階段A期有機質成熟生烴釋放有機酸溶蝕長石顆粒形成。

大量研究表明，粒度粗、分選好的砂巖，泥質含量低，原始孔隙發(fā)育，酸性流體更容易進入儲集層，因此溶蝕孔更發(fā)育；而粒度細、分選差的砂巖，泥質含量高，經受壓實和膠結作用，儲集層孔隙度低、滲流性差，酸性流體難以進入，因此不容易形成次生溶孔。

4.4中、粗砂巖分布區(qū)為有利儲集層發(fā)育區(qū)

研究區(qū)八道灣組儲集層砂巖粒徑不僅決定砂巖原始沉積時的物性，也直接影響后期成巖作用的強度。中、粗砂巖一般形成于三角洲前緣水下分流河道和河口壩沉積環(huán)境中，其原始沉積時的孔滲性較好，并且砂巖經受流水淘洗較強，泥質以及塑性巖屑不容易沉積保存下來，因而抗壓實能力強，經受早期壓實作用之后能夠保留更多的粒間孔隙；而在成巖作用中后期的有機酸侵入過程中，正是由于粗砂巖保留下來的滲流能力較好，因而有機酸更容易進入儲集層，溶蝕長石顆粒，形成次生溶孔發(fā)育帶，改善儲集層物性。

在明確中、粗砂巖分布區(qū)為有利儲集層發(fā)育區(qū)的基礎之上，通過對研究區(qū)各井八道灣組中、粗砂巖厚度進行統(tǒng)計（圖9），弄清八道灣組各段累計厚度超過5 m的中、粗砂巖的分布范圍。八道灣組三段中、粗砂巖在盆4井區(qū)分布厚度大，累計厚度可達60 m以上，另外在雙橋1井區(qū)、盆參2井區(qū)都有分布；八道灣組一段中、粗砂巖分布范圍比較局限，主要集中在盆4井區(qū)，最大厚度超過20 m.

圖9　莫北—莫索灣地區(qū)八道灣組三段和一段中、粗砂巖平面厚度等值線

5　結論

（1）研究區(qū)八道灣組儲集層巖石類型主要為長石巖屑砂巖，總體表現(xiàn)為低成分成熟度、中等結構成熟度、低膠結物含量、普遍含有塑性巖屑的低孔特低滲儲集層。

（2）八道灣組砂巖儲集層經歷了強壓實作用、弱膠結作用以及普遍發(fā)生溶蝕作用的成巖特征，目前處于中成巖階段A期；儲集層成巖序列為：機械壓實作用→弱方解石、菱鐵礦膠結→煤系腐殖酸侵入→溶蝕壓實→早期長石、巖屑溶蝕→高嶺石、硅質膠結烴類侵位→含鐵方解石膠結→晚期長石、巖屑溶蝕。

（3）成巖壓實減孔作用是八道灣組儲集層孔隙損失的主要原因，平均壓實減孔量28.75%；膠結作用對儲集層影響相對較小，平均膠結減孔量3.03%；溶蝕作用有效改善儲集層物性，晚期溶蝕作用是深部儲集層增孔的主要原因，平均溶蝕增孔量1.15%.

（4）研究認為，中、粗砂巖剛性顆粒含量高、塑性巖屑含量低、抗壓實能力強，因而中粗砂巖分布區(qū)為有利儲集層發(fā)育區(qū)；八道灣組三段累計厚度大于5 m的中、粗砂巖分布在雙橋1井區(qū)、盆4井區(qū)和盆參2井區(qū)；八道灣組一段累計厚度大于5 m的中、粗砂巖分布在盆4井區(qū)。

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Diagenesis and Effect on Physical Property of Lower Jurassic Badaowan Formation in Mobei-Mosuowan Area,Junggar Basin

SHAN Xiang1,XU Yang1,TANG Yong2,CHEN Nenggui1,GUO Huajun1,HAN Shouhua1

(1.PetroChinaHangzhou Research Institute of Geology,Hangzhou,Zhejiang 310023,China;2.Research Institute of Exploration and Development,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Based on comprehensive analysis of cast thin?section,SEM,X?ray diffraction,petrophysical property data,this paper presents the diagenesis types of compaction,cementation and dissolution existed in the Badaowan reservoir of Lower Jurassic,and points out that its diagenesis stage is now in period A of mid?diagenesis,and the reservoir quality is obviously influenced by the diagenesis.The coal measure strata of Badaowan formation belong to diagenetic environment of acidic fluid.The early dissolution of clastic particles and the high content of the reservoir plastic particles result in stronger diagenesis in it,by which its porosity drops dramatically by averaging 28.75%,followed by continuously reducing due to existence of kaolinite,calcite and siliceous cements by 3.03%in average.The late dissolution of feldspar grains forms intragranular dissolved pores which improve the reservoir porosity by averaging 1.15%.Comprehensive analysis shows that mid?coarse sandstone has high content of rigid grains,low content of plastic lithic fragments,and stronger compaction resistance,which is the most favorable reservoir sandbody.

Junggar basin;Badaowan formation;sandy reservoir;diagenesis;controllingfactor

TE122.2

A

1001-3873（2015）04-0401-08

10.7657/XJPG20150405

2015-03-22

2015-05-08

國家973項目（2014CB239002）

單祥（1988-），男，江蘇揚州人，碩士，儲層地質學，（Tel）13401103080（E-mail）shanx_hz@petrochina.com.cn.