西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验

第39卷　第1期2009年1月 吉林大学学报(地球科学版)Journal of Jilin University (Earth Science Edition ) Vol.39　No.1J an.2009　
西峰油田长8储层微观孔隙结构
非均质性与渗流机理实验
宋广寿1,2,高　辉1,高静乐1,2,孙　卫1,任国富3,齐　银3,路　勇4,田育红4
1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系,西安　710069
2.中国石油长庆油田公司,西安　710021
3.中国石油长庆油田公司油气工艺技术研究院,西安　710021
4.中国石油长庆油田公司第三采油厂,银川　750006
摘要:为深入剖析超低渗储层微观孔隙结构非均质性对渗流机理的影响程度,选取鄂尔多斯盆地西峰油田长8储层有代表性的样品进行了真实砂岩微观模型水驱油和CT 扫描水驱油驱替实验。

通过真实砂岩微观模型水驱油实验发现,对于没有微裂缝存在的岩样,水驱油效果往往与渗透率成正比关系,而微裂缝的存在使得微观孔隙结构非均质性显得更加突出,渗流机理将完全改变,从而水驱油效果也表现出较大的差异。

CT 扫描水驱油驱替实验结果也表明,微裂缝的存在明显增加了孔喉微观非均质程度,使得水驱效果变差。

而环压对具有双重孔隙介质储层的注水效果会产生较大影响。

可见对于超低渗储层,微观孔隙结构非均质性是造成注入水波及效率不高、水驱油效果差的主要原因。

关键词:微观孔隙结构非均质;水驱油效率;渗流机理;X 2CT 成像;西峰油田
中图分类号:P618.13 文献标识码:A 文章编号:167125888(2009)0120053207
收稿日期:2008205230
基金项目:国家科技支撑计划(2007BAB17B02);长江学者和创新团队发展计划(IRT0559)
作者简介:宋广寿(1963—
),男,陕西户县人,高级工程师,博士,主要从事油气田地质与开发方面的研究,Tel :029-********,E 2mail :sgs_cq @ 。

Experimental of Microscopic Pore Structure H eterogeneity
and Flow Mechanism of Chang 8R eservoir in Xifeng Oil Field
SON G Guang 2shou 1,2,GAO Hui 1,GAO Jing 2le 1,2,SUN Wei 1,
REN Guo 2f u 3,Q I Y in 3,L U Y ong 4,TIAN Yu 2hong 4
1.T he S tate Key L aboratory of Continent al D y namics/Depart ment of Geolog y ,N ort hwest Universit y ,X i ’an 710069,China
2.Changqing Oil f iel d Com pany ,Pet rochina ,X i ’an 710021,China
3.Pet roleum Technolog y Research I nstit ute ,Changqing Oil f eil d Com pany ,Pet rochina ,X i ’an 710021,Chi na
4.N o.3Oil Production Plant ,Changqing Oil f iel d Com pany ,Pet rochina ,Yinchuan 750006,China
Abstract :Representative samples are selected from Chang 8reservoir of Xifeng oil field of Ordos basin to develop water displacing oil of in 2sit u sandstone microscopic model and water displacing oil of CT scanning for analyzing t he impact of micro scopic pore st ruct ure on flow mechanism of ult ra 2low per 2meability reservoir.The experimental result s of water displacing oil indicate t he water displacement effi 2ciency always present s direct ratio wit h permeability for t he core samples wit hout microcrack.However ,t he existence of microcrack increases t he heterogeneity of microscopic pore struct ure ,t hen t he flow mechanism changes completely ,and t he water displacement efficiency differs.The laboratory findings of water displacing oil of C T scanning also demonst rate microcrack increases t he microscopic heterogeneity
of pore struct ure to some great extent ,makes t he water displacement effect worse.Casing pressure has major affection on water displacement efficiency of dual porous medium reservoir.It is obvious t hat t he microscopic pore st ruct ure heterogeneity is t he main reason to cause low sweep efficiency and worse water displacement effect s for ultra 2low permeability reservoirs.
K ey w ords :microscopic pore st ruct ure heterogeneity ;water displacement efficiency ;flow mecha 2nism ;X 2C T imagery ;Xifeng oil field
0前言
西峰油田处于鄂尔多斯盆地西南部,在三叠纪末抬升幅度较大,曾遭受强烈的风化剥蚀,缺失长1、长2地层,部分地区也缺失长3及长4+5地层,
所以长6、长8油层是该区石油勘探的主要目的层[123]。

而主力产油层延长组长8油层组为三角洲前缘砂体,由多种沉积微相砂体复合叠加组成储
层[425];孔隙结构非均质性强,造成开发过程中相继出现了许多亟待解决的问题[6],如注水压力高、含水上升快、启动压力大等都在不同程度上影响着西峰油田的注水开发效果。

这些问题主要是由微观孔隙图1
西峰油田长8储层铸体薄片和电镜扫描照片
Fig.1
C asting section and SEM photograph of Chang 8reservoir in Xifeng oil f ield
a.庄58222井2152.05m ,粒间孔;
b.西147井2106.05m ,长石溶孔;
c.庄158井1827.43m ,×731,部分碎屑颗粒溶蚀产生溶孔;
d.
庄211井1732.13m ,×1018,微裂缝
结构非均质性和流体渗流机理决定的,为此深入研
究储层的微观孔隙结构特征及其渗流机理有助于从本质上解决上述难题。

而真实砂岩微观模型水驱油实验,可从显微镜下直观地观察到流体在实际油层岩石孔隙空间中的渗流特征,同时应用先进的X 2CT 扫描成像技术水驱油驱替实验结果进行验证,
能够更加直观地研究西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性和渗流机理。

1储层微观孔隙结构特征
据岩心分析资料统计,西峰油田长8储层孔隙度为3.1%～17.3%,平均为12.7%;渗透率为
(0.060～3.384)×10-3μm 2,平均为0.343×10-3
μm 2。

属低孔、超低渗储层。

长8储层岩性致密,颗粒分选中—好,70%以上粒级分布为中—细砂岩。

平均面孔率为3.71%。

以线性接触方式为主,胶结
类型为孔隙—薄膜型,磨圆度为次棱角状。

1.1孔隙类型研究区储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔、岩屑
溶孔等为主,其次为微裂隙、晶间孔少见。

(1)粒间孔(图1a ):占总孔隙的74.8%,孔径一般为40～80μm ,平均面孔率为3.64%,是研究区长8储层最主要的储集空间之一。

(2)长石溶孔(图1b ):是该区较主要的储集空间之一,占总孔隙的19.8%。

长石常沿解理缝选择性溶蚀,形态不规则,部分长石溶孔和粒间孔相连,形成超大孔隙,孔径大小相差悬殊,大者100～200
μm ,小者数微米。

(3)岩屑溶孔(图1c ):研究区长8储层易溶岩
屑以中基性喷发岩岩屑为主,占总孔隙的4.0%;溶蚀作用主要发生在少量易溶矿物,如角闪石、辉石及部分长石,提供孔隙的数量有限,孔径小于10μm 。

(4)微裂缝(图1d ):成岩作用期间,由于压实作
用、矿物的结晶作用,发生收缩和膨胀以及矿物间的
45 吉林大学学报(地球科学版) 第39卷　
重新组合与排列,产生了微裂缝[7],对连通孔隙、提高储层的渗滤能力起到了良好的作用,研究区微裂缝占总孔隙的1.4%。

1.2孔喉结构
依据26口井132块样品压汞试验结果可见:西峰油田长8储层孔喉中值半径最大为0.5699μm、最小为0.0086μm、平均为0.1066μm,分选系数平均为2.12,变异系数平均值为0.188,平均中值压力为19.27M Pa,平均排驱压力为1.896M Pa,退汞效率平均为30.21%。

可见西峰油田长8储层具有分选较好、中值半径较小、中值压力大的特点。

2真实砂岩微观模型水驱油实验
2.1实验参数的选取
为了模拟西峰油田长8储层微观孔隙结构在平面和垂向上差异对水驱油效果的影响,本次真实砂岩微观模型水驱油实验共选取长8储层具代表性的岩心样品26块。

样品选取时,在平面上充分考虑到不同沉积微相,在垂向上依据不同沉积韵律,按其沉积条件、物性差异组成6组组合模型。

实验用水为配制的地层水中加入甲基兰,实验用油考虑到长8油层的弱亲油特性,采用的是长8油层的实际原油,依据地层条件下的原油粘度(1.16mPa・s)配制而成后加入油溶红。

2.2实验结果分析
水驱油实验最初的水驱油压力是固定的,随注入水驱的继续,注入压力在孔隙结构非均质性的影响下不断发生变化。

以庄61223井第一组模型的1、3、5号模型为例,其沉积微相为水下分流河道,1、3、5号模型岩性分别为:中—细砂岩、细砂岩、细—粉砂岩。

1号模型的渗透率最大,为0.361×10-3μm2,可是含油饱和度最低,为27%;相反5号模型渗透率最小,为0.136×10-3μm2,但含油饱和度最高,为35%。

该组模型的水驱油驱替压力为0.012 M Pa,在这一驱替压力下1号模型因其渗透率最大,首先开始进水,5号模型在稍高压力下随后进水,3号模型在此压力下不进水。

从实验现象中可清晰地观察到,注入水进入模型后沿连通较好的大孔隙很快形成网状水线向模型出口不均匀地推进(图2a, b);5号模型虽然渗透率较低,但由于一条明显的微裂缝存在(图2c),使得水很快穿过模型到达出口槽中(图2d),同时5号模型的孔隙体积又比较小,当5号模型在注入压力0.013M Pa下,注入体积达到模型孔隙体积3倍(3PV)时,1号模型还未达到1倍(1PV)模型孔隙体积;夹住5号模型,使压力升至0.014M Pa,4号模型也开始进水,在此压力下1号模型达到3倍(3PV)孔隙体积,此时,3号模型中的水仍然不流动;夹住1号模型,随后逐步提高压力至0.025M Pa时,3号模型完成注入孔隙体积的1倍和2倍;继续增加压力到0.05MPa,同时放开1号和3号模型,1号模型很快达到4倍(4PV)模型孔隙体积。

从以上实验可以看出,在没有微裂缝存在的特低渗透储层,渗透率对水驱油效果的影响因素非常大,水驱油效果往往与渗透率的大小成正比。

然而一旦有微裂缝出现,那么即使它的渗透率很低,在较低的注入驱替压力下,注入水也会沿着裂缝方向快速前进,形成驱替渗流通道。

可见微裂缝的存在和发育对特低渗透储层的渗流和驱替效果起着至关重要的作用,也是导致微观孔隙结构非均质的重要因素之一[8210],所以,合理利用微裂缝是决定驱油效率的关键所在。

3X2CT扫描水驱油实验
为了更好地验证真实砂岩微观模型水驱油实验结果,又选取西峰油田庄19井区长8储层具有代表性的3块不同孔隙度、渗透率的岩样作为实验样品,进行X2CT扫描水驱油实验。

X2CT扫描成像技术是描述岩石内部微观或细观结构特征(如裂缝、微裂缝、次生溶蚀孔洞及均质、非均质性等)的极好方法,对砂岩而言,主要用于分析岩石内部的微裂缝发育特征及非均质特征等[11]。

X2CT岩心扫描切片水驱油实验技术与常规的驱替方法相比,不但可清晰直观地定量了解储层微观孔隙结构的非均质变化程度,而且可动态观察不同驱替压力下注入水在不同微观孔隙介质中的渗流分布特征[11]。

3.1实验简介
实验中采用能让X2射线穿透的特制合金铝岩心夹持器,使得C T断层扫描岩心可与注水实验同步进行,由此获得动态的含水饱和度变化。

岩心先在真空条件下饱和地层水,待岩石与水达到化学平衡后,开始油驱水至束缚水状态。

注水实验在恒压下进行,每块岩心实验都是从低压到高压,以便测定各个压力下的剩余油饱和度。

C T断层扫描技术用来测定岩心孔隙度,不同注水驱油压力下的剩余油饱和度。

55
　第1期 宋广寿,等:西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验
图2
真实砂岩微观模型水驱油实验照片
Fig.2
W ater displacing oil experiment photographs of actu al sandstone microscopic model
a.1号模型水驱油3PV 全视域;
b.1号模型水驱油放大40倍的局部视域;
c.5号模型水驱油4PV 全视域和模型中的微裂缝;
d.5号模型
水驱油放大40
倍的局部视域和微裂缝中的油水分布
图3
孔隙度的CT 断层扫描结果Fig.3
CT fault scanning results of
porosity 图4孔隙度径向分布(X D =0.55)
Fig.4　R adial distribution of porosity (X D =0.55
)
图5
1号岩样在不同注入压力下的含水饱和度三维及二维切片图
Fig.5
W ater saturation triaxial and tw o 2dimension section of core sample N o.1in different injection pressure
3.2
实验结果分析3.2.1实验样品的孔隙度及其分布通过C T 扫描100%空气饱和的岩心和100%饱和水的岩心,可以用公式计算出各个岩心截面的孔隙度。

从11个截点测得的孔隙度用来计算岩心
的平均孔隙度。

图3为孔隙度CT 图像及其孔隙度
沿无因次(X D )长度的分布图。

白色代表高孔隙度,黑色代表低孔隙度。

岩样1的孔隙度值最大,为
65 吉林大学学报(地球科学版) 第39卷　
14.1%;岩样3的孔隙度值次之,为13.5%;岩样2
的孔隙度值最小,为9.8%。

图4是孔隙度在各个截面上的分布图。

同样,1号和2号岩样的孔隙度在截面上的分布较为均匀,而3号岩样的孔隙度分布波动较大,含有一部分较高的孔隙度。

由于渗透率与孔隙度成简单的正比关系,所以当孔隙度在截面上的分布不均时会造成非均质的渗透率分布。

3.2.2注入压力对含水饱和度分布的影响
对处于束缚水状态的岩样进行了恒压驱油试验,每支岩样都驱至残余油状态。

图5是1号岩样在不同注入压力的含水饱和度三维及二维切片图。

图6为3个岩样在不同压力下的含水饱和度沿长度方向的分布图。

从图6a 中可以看出,1号岩样的最低注入压力为12p si (0.082M Pa ),在此注入压力下,水驱油效率相当显著,含水饱和度增加了31.07%,占可采油量的75.7%。

当注入压力升至50p si (0.345M Pa )时,平均含水饱和度有所增加,但不显著;当注入压力继续升至75p si (0.517M Pa )时,各个截面的含水饱和度均有所上升。

除最后一个切片中的油未被全部驱出外,注入水已波及到了所有连通较好的孔道。

当注入压力为100p si (0.689M Pa )时,水驱油效率达到最大,含水饱和度升至75.27%;从驱替过程含水饱和度分布来看,水驱油特点表现为活塞式。

从图6b 发现2号岩样很难注入。

当注入压力为75p si (0.517M Pa )时,注入水无法进入岩心;当注入压力达到100p si (0.689M Pa )时,注入水仅进入到离注入端22.7%的地方就停止了,可见流动阻力非常大;当注入压力升至150p si (1.03M Pa )时,注入水可推进到离注入端68.2%的地方;注入压力达到250p si (1.723M Pa )时,注入水几乎扫及了所有连通较好的孔隙,含水饱和度达到61.67%。

从驱替过程的含水饱和度分布来看,注入水以近似活塞式推进,但推进速度受流动阻力影响很大。

如图6c 所示,3号岩样的最低注入压力是12p si (0.082M Pa ),在此压力下,注入水沿着高渗透层指进,在离注入端41%的地方停止了。

且注入水的波及面积仅为10%左右,这说明孔隙结构非均质对水驱油效率影响严重。

当注入压力升至25p si (0.1723M Pa )时,注入水的波及系数有明显提高,但注入水已开始在出口端突破,这是因为3号岩样
中微裂缝的存在使得注入水沿裂缝迅速渗流而在出
图6
3块岩样在不同压力下含水饱和度沿长度方
向分布图
Fig.6
W ater saturation distribution along length di 2rection of three core samples in different injec 2tion pressure
a.1号岩样;
b.2号岩样;
c.3号岩样
7
5　第1期 宋广寿,等:西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验
口端突破。

当注入压力升至250p si (1.723M Pa )时,平均含水饱和度达到最大。

但各个截面上的含水饱和度值仍有较大的差异,水驱油突进明显,说明微裂缝增加了岩心中微观孔隙结构的非均质程度[12],而导致驱油效率低下。

3.2.3注入压力对水驱油效果的影响
驱油效率是最大驱替压差下产油体积与原始含油体积之比[13]。

从实验结果来看,1号岩样的驱油效率最高,为60.9%;其次是3号岩样,为52.05%;2号岩样的驱油效率最差,为41.76%。

这些结果表明,驱油效率由岩心的孔隙结构所决定,在单一孔隙介质中,渗透率较高的岩心,水驱效率较高。

3.2.4注入压力对注水能力的影响
在进行单相恒压注入性试验时,注水速度反映岩心的吸水能力。

图7比较了3块不同岩样的注水能力。

1号岩样的注水能力最强,其次为3号岩样,2号岩样的注水能力最差。

1、3号岩样显示,当注入
压力增加到一定程度后,注水能力随压力增加而直线上升。

图7
3个岩样不同压力下的岩样注水能力
Fig.7
W ater injection capability of three core samples in different injection pressure
3.2.5环压对注水能力的影响
鉴于3块测试岩样的特低渗特征,环压对注水的影响也应重视[14215]。

试验时,恒定注入水压力,不断提高环压,测定注水速度。

图8给出了1号岩样和3号岩样的测试结果。

增加净环压差,1号岩样
和3号岩样的注水能力均呈下降趋势。

但是,相比
之下3号岩样的注水能力受环压的影响较大。

其原
因是因为3号岩样的渗透性是由高渗透孔隙控制。

而CT 图像显示,高渗透层由微裂缝组成。

当环压增加时,微裂缝将闭合,造成有效渗透率下降,这一特征常见于双重孔隙体系。

可见,3号岩样具有双
重孔隙体系渗流特征。

图8环压与注水能力的关系
Fig.8
The relationship betw een conf ining pressure and w ater injection capability
4结论
(1)真实砂岩微观模型水驱油实验结果表明,微
裂缝的存在使得水驱油机理和效果均发生了改变,
只要有微裂缝存在,即使其渗透率很小,在较低的压力下注入水就可以进入前行,但是最终驱油效果并
不理想。

这是低渗透、特低渗透储层微观孔隙结构非均质性对注水开发水驱油效率影响的重要表现形式之一。

(2)C T 扫描实验同样发现,微裂缝的存在明显增加了孔喉微观非均质程度;虽然其所需的初始注入压力较小,但是由于其非均质程度的增加,使得波及效率明显减小,具体表现在:注水见效快、含水上升快,油层最终驱油效果和采收率低的生产状况。

(3)从环压对注水能力的实验分析可看出,环压对具有双重孔隙介质储层的注水效果会产生明显的
影响,尤其是对微裂缝较发育的低渗、特低渗储层,保持一定的地层压力可有效地抑制微裂缝的闭合。

所以应该充分、合理、有效地利用微裂缝在特低渗透储层中的渗流驱替作用,以达到提高注入水驱替效率的目的。

参考文献(R eferences):
[1]马素萍,漆亚玲,张晓宝,等.西峰油田延长组烃源
岩生烃潜力评价[J ].石油勘探与开发,2005,32
(3):51254.
MA Su 2ping ,Q I Ya 2ling ,ZHAN G Xiao 2bao ,et al.G eochemical characteristics and hydrocarbon genera 2tion potential of the source rocks in Yanchang Forma 2tion ,Xifeng oilfield ,Ordos basin ,NW China[J ].Pe 2
85 吉林大学学报(地球科学版) 第39卷　
troleum Exploration&Development,2005,32(3): 51254.
[2]段毅,张辉,吴保祥,等.鄂尔多斯盆地西峰油田原油含
氮化合物分布特征与油气运移[J].石油勘探与开发, 2004,31(5):17220.
DUAN Y i,ZHAN G Hui,WU Bao2xiang,et al.Dis2 tribution of nitrogen compounds and migration of the oil in the Xifeng oilfield,Ordos basin,NW China[J].
Petroleum Exploration&Development,2004,31(5): 17220.
[3]刘自亮,王多云,王峰,等.陕甘宁盆地西峰油田主要
产层储油砂体沉积微相组合及特征[J].沉积学报, 2005,23(2):2482254.
L IU Zi2liang,WAN G Duo2yun,WAN G Feng,et al.
The microfacies combination and characteristic of main sandbodies in Xifeng oilfield,Shaan2G an2Ning basin
[J].Acta Sedimentologica Sinica,2005,23(2):2482 254.
[4]杨友运,张蓬勃,张忠义.鄂尔多斯盆地西峰油田长8
油组辫状河三角洲沉积特征与层序演化[J].地质科技情报,2005,24(1):45248.
YAN G Y ou2yun,ZHAN G Peng2bo,ZHAN G Zhong2 yi.Sedimentary features and sequence evolution of
braided river delta of Chang8oil Formation of Xifeng oil field in Ordos basin[J].Geological Science and
Technology Information,2005,24(1):45248.
[5]段毅,吴保祥,郑朝阳,等.鄂尔多斯盆地西峰油田油气
成藏动力学特征[J].石油学报,2005,26(5):29233.
DUAN Y i,WU Bao2xiang,ZH EN G Chao2yang,et al.
Pool2forming dynamic properties of Xifeng oilfield in Ordos basin[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(5): 29233.
[6]常波涛,单玄龙,那晓红,等.大北油田萨尔图油层特
低渗储层宏观非均质性研究[J].世界地质,2005,24
(2):1682172.
CHAN G Bo2tao,SHAN Xuan2long,NA Xiao2hong,et
al.Study on macro heterogeneity of extra2low permea2 ble reservoir beds—an example f rom Saertu oil bearing layer in Dabei oilfield[J].G lobal G eology,2005,24
(2):1682172.
[7]高辉,宋广寿,孙卫,等.储层特低渗透成因分析与评
价———以安塞油田沿25区块为例[J].地球科学进展, 2007,22(11):113421139.
GAO Hui,SON G Guang2shou,SUN Wei,et al.Ori2 gin analysis of extra low2permeability and evaluation for example reservoir in Yan25area of Ansai oil field
[J].Advances in Earth Science,2007,22(11):11342
1139.
[8]曲延明,舒萍,纪学雁,等.松辽盆地庆深气田火山岩储
层的微观结构研究[J].吉林大学学报:地球科学版, 2007,37(4):7212725.
QU Yan2ming,SHU Ping,J I Xue2yan,et al.Micro2 fabrics of reservoir volcanic rocks in the Qingshen gas field of the Songliao basin[J].Journal of Jilin Univer2 sity:Earth Science Edition,2007,37(4):7212725. [9]高辉,宋广寿,高静乐,等.西峰油田微观孔隙结构对注
水开发效果的影响[J].西北大学学报:自然科学版, 2008,38(1):1212125.
GAO Hui,SON G Guang2shou,GAO Jing2le,et al.
The influences of microscopic pore structure on water2 flooding effectiveness in Xifeng oilfield[J].Journal of
Northwest University:Natural Science Edition,2008, 38(1):1212125.
[10]孙卫,何娟.姬塬延安组储层水驱油效率及影响因素
[J].石油与天然气地质,1999,20(1):26229.
SUN Wei,H E J uan.Displacing efficiency and affe2
cting factors of reservoirs in Yan’an Formation,
Jiyuan region[J].Oil&G as G eology,1999,20(1):
26229.
[11]刘池洋,赵红格,王锋,等.鄂尔多斯盆地西缘(部)中
生代构造属性[J].地质学报,2005,79(6):7372747.
L IU Chi2yang,ZHAO Hong2ge,WAN G Feng,et
al.Attributes of the Mesozoic structure on the west
margin of the Ordos basin[J].Acta Geologica Sinica,
2005,79(6):7372747.
[12]Jolly R J H,Wei L,Pine R J.Stress2sensitive f rac2
ture flow modelling in f ractured reservoirs[C].SPE
59042,2000:1210.
[13]沈平平,袁士义,邓宝荣,等.化学驱波及效率和驱替
效率的影响因素研究[J].石油勘探与开发,2004,31
(增刊):124.
SH EN Ping2ping,YUAN Shi2yi,DEN G Bao2rong,
et al.Influence factors of oil displacement efficiency
and sweep efficiency in chemical flooding[J].Petrole2
um Exploration&Development,2004,31(Sup.):12
4.
[14]Duan Yuting,Meng Y ingfeng,L uo Pingya.Stress
sensitivity of naturally f ractured porous reservoir
with dual2porosity[C].SPE50909,1998:2952299.
[15]Bulova M,Nosova K,Willberg D.Benefits of the
novel fiber2laden low2viscosity fluid system in f ractu2
ring low2permeability tight gas formations[C].SPE
102956,2006:128.
95
　第1期 宋广寿,等:西峰油田长8储层微观孔隙结构非均质性与渗流机理实验。