关于油藏物理有关实验技术和知识在油气田开发中的应用的调研文档格式.docx
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关键词:
孔隙结构 毛管压力 油藏高度 含水率
引 言
二连地区大部分区块具低孔、低渗特征,油水过渡带井段长,油水层系复杂。
本文利用毛管压力曲线资料探讨了二连地区3个区块的孔隙结构特征,并利用毛管压力曲线估算油藏的原始含油饱和度和油藏高度,进而将毛管压力曲线与相对渗透率曲线结合确定储层中油水分布及储层含水率。
储层孔隙结构分析二连地区储层大多属于低孔n低渗、中孔n中渗。
分析该地区的毛管压力曲线和孔隙喉道频率直方图,可将储层分为4种类型（见图1）。
类型Ⅰ:
1<
<
10,K<
0.1
该类型排驱压力高,在5MPa以上,曲线没有平缓段,说明随着压力升高,汞不能均匀压入,这是由于孔隙喉道半径小（0.1μm）、孔隙分布不均匀造成的,多数孔隙为小于0.1μm的超微孔隙,最小湿相饱和度在80%以上。
类型Ⅱ:
10,0.1<
K<
1
图1 典型的毛管压力曲线图
排驱压力低于类型Ⅰ,在0.5MPa左右,曲线平缓段短且不明显,表明样品中喉道半径细小,孔隙小于0.1μm的超微孔隙占60%左右,与类型Ⅰ不同的是大于0.1μm的孔隙也占了40%左右,最小湿相饱和度达50%。
类型Ⅲ:
10<
<
30,1<
50
排驱压力低,在0.2MPa以下,汞随压力的升高均匀地压入岩石,样品中孔隙分布均匀,分选性好,孔隙大于0.1μm的占60%左右,最小湿相饱和度达30%～40%。
类型Ⅳ:
>
20,Κ>
排驱压力更低,在0.05MPa左右,曲线平缓段明显,且比Ⅲ型的平缓段低近一个模数,说明岩石喉道半径更大,汞随压力的升高迅速地压入岩石,在孔喉直方图上有明显的双峰显示,孔隙大于0.1μm的占60%以上,这是储油物性最好的一种,最小湿相饱和度小于30%。
由以上4种类型分析可知,毛管压力效果与砂岩中的孔隙分布规律有关。
孔隙半径大,孔隙分布均匀,则岩石的渗透性好,最小湿相饱和度低,这是好储层的必备条件;
反之,孔隙喉道半径小,孔隙偏细且分布不均匀,汞难于压入,最小湿相饱和度大,这种岩石的储油物性差,甚至不能形成储集层。
图2 洪浩尔舒特、赛汉、罕尼油藏高度与
含水饱和度关系
根据现有资料,罕尼构造上的吉35井、吉58井的毛管压力曲线多属第Ⅰ、Ⅱ种类型;
吉54井属第Ⅱ种类型;
吉60井的毛管压力曲线属第Ⅲ、Ⅳ种类型;
赛汉陡带的赛80井属于第Ⅱ种类型;
洪浩尔舒特的洪1井、洪9井和洪10井大多属第Ⅲ类型。
这表明3大区块的渗透性及储油物性不同,与实际测井资料分析相一致（见表1）。
表1 8口井的储层资料与测井分析结果
用毛管压力曲线求原始含油饱和度
将油藏条件下的毛管压力转换为油藏高度,其表达式为
H=100×
PC/（ρw-ρo）
（1）
式中,PC为油藏条件下的毛管压力,MPa;
H为油藏自由水平面以上高度,m;
ρw、ρo为地层水和地层原油的密度,g/cm3。
图2是洪浩尔舒特、赛汉、罕尼8口井的油藏高度与含水饱和度的关系图。
用油藏含油高度直线从图2中查出相应的含油饱和度即为油藏原始含油饱和度。
油藏中含油饱和度受3个因素控制,一是距自由水平面的高度,顶部含油饱和度高,越接近自由水平面,含油饱和度越低,直到为0;
二是岩石物性、渗透率越大,含油饱和度越大;
渗透率越小,含油饱和度越小;
三是油水密度差,差值越大;
含油饱和度越大,同一油藏中可认为是不变的。
罕尼构造带上的4口井有吉35井、吉58井、吉54井、吉60井,前3口井的毛细管压力曲线多属于Ⅰ或Ⅱ类型,毛管压力大,物性差,油水过渡带长,例如,吉35井在152710～160710m井段内,压裂试油均为油水同层,同层区厚度达80m。
从测井曲线上看,3口井的微电极幅度差均小,声波时差数值在210～230μs/m之间。
而吉60井毛管压力曲线属于Ⅲ或Ⅳ类型,毛管压力小,物性好,孔隙喉道半径大,最大原始含油饱和度So=42%,126516～137210m井段内,已投产采油。
该井微电极正差异明显,声波时差数值在240～250μs/m之间,电阻率值也高,属于储油物性好的储层。
洪浩尔舒特地区的洪1井、洪9井、洪10井的毛管压力曲线,大多属于Ⅲ种类型,最大原始含油饱和度在24%～52%之间。
从测井曲线上看,储层均有较好的孔渗性,微电极有正幅度差,声波在250～280s/m之间,属
于储油物性良好的储层。
赛80井的毛管压力曲线多属于Ⅱ种类型,毛管压力大,孔喉细小,推断油水过渡带应较长。
毛管曲线与相渗曲线结合确定
储层油水分布
以洪1井为例,从图3上部洪1井相对渗透率曲线可以看出,油水相对渗透率的交叉点对应的含水饱和度大于50%,说明储层为亲水岩石。
束缚水饱和度为Swi=47175%,残余油饱和度为Sor=18123%;
结合图3下部的油藏高度与含水饱和度关系图则可分析出Sw>
82%为产纯水区,48%<
Sw<
82%为油水同出的过渡带范围,Sw<
48%为产油区界限。
这与测井油水层解释标准相近。
进而得出该井不同饱和度下的油藏高度,油水接触面高度距自由水平面为3m,产纯油最低闭合高度为86m。
从常规的测井曲线看洪1井自由水平面深度约为143410m,同层底界深度为143110m,顶界为137610m,即洪1井同层区高度为55m。
由相对渗透率资料确定储层含水率
储层油水相对渗透率和储层含水饱和度之间尚无公认的统一解析方程,多采用经验公式。
对于水湿岩石水驱油过程油水相对渗透率与饱和度间关系方程为式中,Swf为占有效孔隙度空间的含水饱和度;
Swt为占总孔隙度的含水饱和度;
Swi为束缚水饱和度;
Sor为残余油饱和度;
m为经验常数;
n为阿尔奇公式中的饱和度指数。
由岩心分析的油水相对渗透率数据出发,据式（3）
和式（4）确定出m和n值,进而建立以束缚水为模型的储层含水率和含水饱和度关系的解释图版。
图4是以洪10井为例的储层含水率与含水饱和度关系图。
图3 洪1井油藏产能判断示意图
图4 洪10井含水饱和度与含水率关系图版
图5 含水率与含水饱和度关系图版
从图4上看,随着含水饱和度的增大,储层的含水率也升高,含水率开始增加不明显,以后则迅速增加。
当储层含水率相当高时,储层的含水率增长速度又减慢,即两头慢中间快。
每口井的含水率与含水饱和度关系图均有以上相同点,不同的是每口井的含水率随含水饱和度变化率不同,即当含水饱和度增加单位数值时,含水率增长的百分数不同。
洪1井最慢,洪10井最快,洪9井居中。
认识了储层含水的上升规律,有助于预先采取措施以防止油井过早水淹。
由于每口井的每个储层的含水饱和度和束缚水饱和度很容易求得,再利用它们每口井的含水率与含水饱和度关系图版就能准确地知道每个储层的含水率情况,从而给解释分析提供有利的帮助。
图5是洪浩尔舒特3口井（洪1、洪9、洪10井）的含水率和含水饱和度关系图版及试油结果。
洪10井的13、14号层,由图版求得的含水率均为0,试油证实也为纯油层。
洪9井的18、19、21号层和洪1井的13～16号层的含水率在32%～90%之间,试油证实以上储层均为油水同层,证明了该解释图版的准确性。
结 束 语
毛管压力曲线和相对渗透率曲线的应用分析均得到了试油资料和常规测井曲线的证实,效果较好。
虽然利用毛管和相对渗透率资料判定储层性质尚处于半定量状态,但却从微观的角层的孔渗性、含油性等方面进行了分析,对今后储层研究起到引导作用。
二、基于密度-孔隙度-自然伽马的储层多参数反演
———以苏里格气田为例
摘要:
针对苏里格气田含气砂岩厚度薄、延伸有限及其波阻抗范围与泥岩存在重叠的难题,对苏里格气田储层敏感性地球物理参数进行了分析,选取了密度-孔隙度-自然伽马进行联合反演预测含气砂岩分布,避免了单参数反演的多解性,提高了储层反演的精度.经钻井证实该方法能较好地对苏里格气田含气砂岩进行预测.
储层反演;
储层密度;
孔隙度;
自然伽马测井;
苏里格气田
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元西北部,勘探开发层位为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段.储层岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,砂岩粒度较粗,成分成熟度和结构成熟度低,泥质含量变化大,但总体含量较高,表现出近物源特征,为季节性干旱气候条件下的砂质辫状河沉积产物.含气砂岩孔隙度一般为6%～15%,渗透率为（0.1～10）×
10-3μm2,属典型低孔、低渗储层.钻井和生产证实,含气砂岩厚度较薄（一般4～12m）,横向延伸有限（宽66～636m,长1000～5000m）,含气砂岩间隔、夹层发育,导致储层含气性预测难度大.储层含气性预测结论是气田布井的关键依据之一.通常,对特定气田储层含气性预测的精度依赖于所使用的地球物理参数对储层含气性的敏感性.本文将对苏里格气田储层（盒8、山1）含气性的敏感参数进行分析.
1 储层含气性预测的关键点
苏里格气田自1999年投入大规模勘探以来,已在AVO（振幅随偏移距变化）、吸收参数、多参数反演以及地震属性提取与分析等含气性检测方法上进行过研究[125].从各种方法的预测结果来看,AVO分析和多参数反演的效果较好,但由于AVO分析在地震资料的野外采集和室内处理方法上要求严格,以及苏里格气田地表条件的限制,在苏里格地区并未得到广泛推广,相比之下,多参数反演技术要成熟许多.笔者认为储层含气性检测要得到理想的结果,关键在于首先要选取对储层含气性敏感的地球物理参数,其次要认识到由于存在多解性,单靠一个地球物理参数是无法准确进行含气性检测的.苏里格气田已有足够数量的控制气田储层分布的高分辨率常规二维地震资料,针对这些地震资料,挑选其中质量较好的地震测线,利用成熟的井约束反演技术,选取对目的层含气性敏感的多个地球物理参数,进行含气砂岩反演,并根据目的层各层的致密砂体与含气砂岩的敏感性地球物理参数截取值预测含气砂岩分布,显然是经济实惠可行的含气性检测手段.
2 储层含气性敏感参数的筛选
根据对苏里格气田测井资料的统计,其盒8、山1段砂岩储层主要电性特征为低自然伽马、低密度、自然电位明显异常、低补偿中子、低—高电阻率及高声波时差[3],其中以自然伽马、密度测井响应最为明显.又根据对苏里格气田储层所做的测井解释发现,致密砂岩、含气砂岩和泥岩的孔隙度有明显的差别.因而,深入地挖掘与利用含气砂岩和围岩地层在自然伽马、密度与孔隙度上的显著差异,可能是预测苏里格气田含气砂岩分布的关键.根据苏里格气田主力储层盒8下亚段含气砂岩、致密砂岩以及气水同层的纵波速度-孔隙度相关图（图1）和密度-孔隙度相关图（图2）可以发现含气砂岩和致密砂岩的密度界限比它们的纵波速度界限更明显,即密度能更好地区分含气砂岩与致密砂岩.从探测深度来看,对于苏里格中等密度的地层,密度测井的探测深度约为10cm,而补偿声波的探测深度很浅,约为1～3cm.苏里格地层中发育有微裂缝等次生孔隙,声波测井不能反映次生孔隙,用它计算的孔隙度是粒间孔隙度,其值小于地层的总孔隙度,而密度和中子能反映次生孔隙,用它们计算的孔隙度是包括粒间孔隙度在内的总孔隙度.众所周知,探测深度越大,越能反映地层的真实情况.密度测井的探测深度显然大于声波的探测深度,并且能反映地层的次生孔隙.因此,对于苏里格气田的地质情况而言,密度测井比声波测井能更真实地反映地层的孔隙度.更重要的是,它能更好地区分含气砂岩与致密砂岩.然而,尽管含气砂岩与致密砂岩在密度上可以区分,但含气砂岩和泥岩的密度值却存在重叠.根据密度属性进行反演,利用含气砂岩与致密砂岩的密度界限值将致密砂岩和高密度泥岩剔除后,剩下的低密度体中存在部分低密度泥岩.密度不能将砂、泥岩完全分开,而自然伽马对泥岩与砂岩的响应差异明显,不管含气砂岩空间如何分布,自然伽马值都分布在砂岩的分布范围内.因此,利用自然伽马进行反演,得到自然伽马数据体,根据砂岩和泥岩的自然伽马门槛值,可以得到砂岩厚度数据体,利用该砂岩数据体得到砂岩厚度平面分布,可以限定含气砂岩的分布范围.对苏里格地区盒8、山1段含气砂岩孔隙度值的统计发现,其下限在5%～7.5%之间.因此,利用孔隙度进行反演,得到孔隙度数据体,根据含气砂岩、致密砂岩和泥岩的门槛值,提取地震属性,可以较准确地预测含气砂岩分布的高孔隙度区域
图1 盒8下亚段纵波速度-孔隙度相关图.
图2 盒8下亚段密度-孔隙度相关图
显然,利用密度-自然伽马-孔隙度进行联合反演,可以更有效地将含气砂岩、致密砂岩和泥岩分开,提高含气砂岩识别的精度.
3 多参数反演的关键步骤与结果检验
密度-孔隙度-自然伽马联合反演在地震资料前处理（包括闭合差校正、振幅归一化、高保真处理以及提高分辨率和信噪比）基础上进行.由于密度、孔隙度和自然伽马不能直接参与反演,因此在反演之前还必须分别对其进行曲线重构。
密度-孔隙度-自然伽马联合反演的关键实施步骤如下:
①分别进行密度、孔隙度和自然伽马反演;
②根据各层含气砂岩密度界限值（表1）,得到低密度数据体;
③根据各层含气砂岩孔隙度下限值（表1）,在低密度数据体范围内剔除孔隙度小于含气砂岩孔隙度下限数据体;
④在剔除高密度和低孔隙度后剩余数据体范围内,根据各层砂岩自然伽马下限值（表1）,剔除自然伽马大于砂岩下限值的数
据体,剩余部分认为是含气砂岩（图3）.
利用该方法对苏里格气田含气砂岩进行了预测,含气砂岩厚度的预测与实钻含气砂岩厚度吻合较好,误差在20%以内,如苏36211井预测24m,实钻21.4m,试气无阻流量28.99×
104m3/d（图4）.
4 结 论
储层反演的关键在于挑选对识别储层含气性敏感的地球物理参数.根据对苏里格气田储层敏感性地球物理参数的分析,选取密度-孔隙度-自然伽马进行联合反演预测含气砂岩分布,降低了单参数反演预测的多解性,经钻井证实预测效果好,适合于苏里格气田这样的低孔、低渗储层.
三、八面河低渗透率稠油油藏压裂工艺的研究与应用
[摘 要] 八面河油田面14区沙4段具有渗透率低、油稠的特点。
据此,用低浓度、低度交联、对水敏性地层伤害小的压裂液配方体系,对地层进行有机解堵、酸化等预处理;
用压裂模拟软件优化施工设计,提高加砂强度能够使压裂后的地层保持足够的导流能力,避免地层出砂,取得了显著的增产效果。
这种方法在难以动用的沙4段6砂组得到了有效利用,增加了可采储量。
[关键词] 八面河油田;
低渗透稠油油藏;
水力压裂;
酸化预处理
八面河油田面14区沙4段油层为低透层稠油油藏,储层物性较差,存在着中等～强水敏性,原油粘度较高,投产后产能低,稳产期不到4个月,动液面下降快,深部酸化解堵单井增油量小于100t,有效期短,施工有效率仅为50%,重复施工无效,常规酸化解堵效果差,早期进行过普通压裂试验,因压裂后地层出砂、有效期短而中止。
沙4段注水井普遍采用增压泵注水,平均单井日注水量仅为面14区其他层段的一半,注水压力高于其他层段3～5MPa。
造成注采困难的主要原因是油藏储层物性差,加以原油粘度较高,必须采取压裂改造措施,增加油层导流能力,才能提高油井产量和注水井吸水能力。
1 储层地质特征
面14区沙4段6砂组储层岩性主要为粉细砂岩,占该区的68.3%,胶结类型主要为孔隙式胶结,胶结物以方解石和白云石为主,岩石骨架结构多呈点接触,颗粒支撑,磨圆度多为次圆。
储层灰质含量高达19.3%,平均渗透率为74.9×
10-3μm2,平均孔隙度25.8%,物性较差。
地面原油密度高达0.942g/cm3,地面原油粘度高达1025.5mPa·
s,含硫量为1.5%,凝固点为-0.22℃,属于低渗透层稠油油藏。
粘土矿物含量为4.11%～7.01%,平均为5.38%,其中以伊蒙混层为主,相对含量为91.4%～100%,混层比为72%～83%。
其次为伊利石,相对含量为0～8.4%,高岭石含量少。
储层具有中等偏弱水敏性。
2 压裂液配方和性能
针对八面河油田低渗透层稠油油藏出的特点,我们研究出低浓度、低度交联、携砂能力强,对水敏性地层伤害小的压裂液配方,包括用羟丙基胍胶作为稠化剂,硼砂作为水基压裂液交联剂,以氧化剂-过硫酸盐加激活剂作为低温破胶剂,添加高效防膨剂等,这样配制的压裂液具有良好的作用性能。
2.1 低浓度、低度交联
配制压裂液是一种低浓度、低度交联压裂液,胍胶浓度为0.4%～0.45%,交联剂浓度低;
交联比为100:
（3～6）,该配方粘度适中,能适应700型防砂车组进行压裂施工需要,对地层伤害小。
2.2 抗剪切,低滤失,携砂能力强
在40～50℃温度条件下,压裂液剪切60min后,粘度仍保持较高,具有良好的抗剪切性能详见图1。
图1不同温度下压裂液抗剪切性能
压裂液静滤失系数低,为2.6×
10-4ml/min1/2,滤失量小。
良好的抗剪切性能和低滤失量,使压裂液能保持较强的携砂能力。
2.3 低温破胶速度快,破胶彻底
在低温下过硫酸盐热破胶缓慢,当过硫酸盐与激活剂JY复合后,压裂液破胶性能明显改善,通过调节过硫酸盐与激活剂的比例,在4～5小时内破胶液粘度为1.3mPa·
s,可以达到快速、彻底破胶的目的。
2.4 防膨性能好,对基质伤害小
采用有机阳离子型聚合物和无机粘土稳定剂进行复配,在2%浓度下,防膨率达到87%,比单一防膨剂防膨效果好,并且货源广,价格低,适宜作为该区粘土稳定剂。
经过岩心流动流动试验,破胶液对岩芯的平均伤害率为18.9%,远远低于行业标准中岩芯伤害率<
40%的技术指标,压裂液对地层基质伤害小。
3 压裂工艺研究
与一般低渗透油层压裂施工不同,中低渗透层出砂稠油油藏有一定渗流能力,增加裂缝长度不是其主要目标。
由于地层胶结疏松,支撑剂嵌入问题比较严重,因此压裂时要在形成宽短缝上提高铺砂浓度,人为造成裂缝中支撑剂的多层支撑,这样即使外层支撑剂被嵌入地层,内层支撑剂也将使裂缝保持足够的导流能力。
3.1 酸化和有机解堵预处理
压裂前用降粘剂、稠油清洗剂预处理稠油油层,解除有机堵塞,有利于加砂充填。
面14区沙4段6砂组灰质含量高,通过酸化预处理可以提高孔隙渗透率,解除微粒运移堵塞,避免二次伤害,降低压裂施工压力,有利于充填砂,另外残酸可强化破胶,加快返排。
3.2 前置液用量比常规压裂施工少
前置液用量少的目的是控制压裂裂缝延伸,减少油层损害。
根据GOHFER2000压裂软件模拟和现场试验结果,前置液用量一般为20m3以内,裂缝半缝长控制在80m以内。
3.3 提高加砂强度,形成高砂比
加砂强度由普通压裂时的1.0～1.5m3/m,提高到2.5～3.0m3/m。
携砂液泵入过程中快速提高砂比,由10%开始,约5～10min内上升到30%以上,并快速提高到50%～60%;
其次是结尾阶段降低排量加砂,相对提高了砂比详见图2,加砂强度大,砂比高,为提高裂缝内的平均铺砂浓度,进而提高裂缝的导流能力起到了决定性作用。
图2压裂施工曲线
4 压裂增产效果分析
4.1 压裂施工后参数分析
利用GOHFER2000软件进行模拟计算,优化施工设计,压裂施工后,拟合的支撑缝长基本控制在80m以内,缝宽达到0.54～0.69cm,比同条件下一般压裂0.3～0.4cm的缝宽要大得多,平均铺砂浓度6.37～7.46kg/m2,也比同条件下一般压裂铺砂浓度高,施工工艺和主要参数基本达到了设计要求（见表1）。
4.2 单井增产效果明显
选取面14区沙4段6砂组新井、老井及长期停捞油井进行压裂,共压裂13口井,其中油井11口,水井2口,措施有效率达100%,压裂前油井合计日产油6.4t/d,压裂后合计日产油43.8t/d,累计增油4229t;
注水井压裂后日增注水41m3,达到配注要求,使原来认为是“干层”的不出油层获得工业产能,增加了可采储量。
5 主要认识
（1）配制的低浓度、低度交联压裂液配方体系携砂性能优良,对水敏性地层伤害小,能满足中低渗透稠油储层压裂需要。
（2）对中低渗透出砂的稠油油藏压裂,提高加砂强度,快速提高砂比,结尾阶段降排量加砂的加砂工艺,达到了提高铺砂浓度,形成宽、短裂缝,使裂缝保持足够的导流能力。
（3）针对地层特点,进行压裂前的有机解堵和酸化
预处理,解除有机堵塞和微粒运移堵塞伤害,降低了压裂施工压力,有利于压裂砂致密充填。
四、利用毛管压力计算充西区块香四气藏的含水饱和度
摘 要 针对低孔、低渗、含气高度低、气水层电性差异不明显的砂岩气藏,测井要准确解释其含水饱目前尚存在一定困难而水基泥浆取心分析的含误码率差太大,油基泥浆取心费用太高,无法以大利用岩心毛管压力计算含水饱和度与油基钻井溢取心测定含水饱和度具有同样的准确性,以充西区块低孔、低渗、低含气高度的香四砂岩气藏为例,建立气藏含水饱和度与自由水面以上高度和孔隙类型的函数,求取自由水而以上任意高度、任意孔隙度相对应的含水饱和度。
关键词 毛管压力 计算 气藏 含水饱和度
0 引言
南充构造充西区块位于四川省南充市境内。
充西区块香四气藏为低孔低渗的砂岩气藏,气水层电性差异不明显,测井解释准确其含水饱和度目前尚存在一定困难。
该区含水饱和度的合理解释,对于气藏气水关系的分析,及后续的对气藏高效、合理的开发都具有重大的影响。
根据“AmericanCoreAnlysisFoundation”的研究结果表明,利用岩心毛管压力计算的含水饱和度与油基钻井液取心测定的含水饱和度具有同样的准确度见表1。
因此,在无油基泥浆取心的条件下,本文采用岩心毛管压力计
算可以较准确的求出香四气藏的含气饱和度。
1 充西香四气藏成藏分析
由于利用毛管压力计算气藏含水饱和度,其实质就是还原气体在运移成藏后达到平衡时所处的状态,这是一个气驱水,最终达到平衡的过程。
因此,对充西香四气藏成藏进行分析,是必要的。
川中香溪群气藏为自生自储气藏,发育有巨厚的储集岩,香四,香二砂岩,并具有相对高孔段储层存在,在纵向上与香一、香三、香五发育的黑色泥页岩及煤系地层等烃源岩相间分布,搭配良好。
香溪群的岩性组合决定了烃源岩既是生油层又是盖层。
从其生储搭配、烃源岩分布厚度来看,香三、香五既是气藏的局部盖层也是区域性的盖层。
香溪群之上的侏罗系巨厚泥岩是一个范围更大更稳定的区域盖层,同时它的形成早于香溪群生油期。
因此作为气藏重要保存条件之一的盖层在川中地区是十分良好的。
由于香四,香
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