含水层构造改建地下储气库评价体系

贾善坡，郑得文，金凤鸣，张辉，孟庆春，林建品，魏强

(1. 中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘，062552；2. 长江大学 岩土力学与工程研究中心，湖北 荆州，434023；3. 中石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊，065007)

含水层构造改建地下储气库评价体系

贾善坡1,2,3，郑得文3，金凤鸣1，张辉1，孟庆春1，林建品1，魏强1

(1. 中石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘，062552；2. 长江大学 岩土力学与工程研究中心，湖北 荆州，434023；3. 中石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊，065007)

在调研国外含水层储气库建设和咨询专家的基础上，对含水层构造改建地下储气库的影响要素进行详细归类和分析，从选址技术、地质安全、社会环境以及经济性4个角度出发，选取23个基本评价指标，运用综合指标评价及层次分析法，构建含水层构造改建储气库的可行性评价体系。运用建立的评价体系对华北油田D5含水层区块的建库可行性进行评价。研究结果表明：二叠系含水层圈闭的综合评价值为7.2，处于“良”级，适宜改建储气库；奥陶系含水层圈闭的综合评价值为5.97，处于“差”级；评价结果与专家论证意见一致。

含水层储气库；评价指标；层次分析法；评价体系

含水层储气库为地下储气库的重要类型，目前，世界上建造在大工业中心和大城市附近的储气库多为含水层型储气库[1]。我国油气藏主要富集在陆相地层中，油气藏规模较小，利用枯竭油气藏建造储气库的潜力受到一定的限制。在大型工业城市中心和大城市附近，并非都有适合于建设储气库的枯竭油气田，但总可以找到含水层构造，在这种情况下，建造含水层型地下储气库便成为首推方案。随着我国东部输配气系统快速发展和不断完善，供气用户不断壮大，供气规模迅速增大，仅利用我国东部枯竭油气藏或分布有限的盐岩层改建地下储气库，难以满足目前陕京线、陕京二线、忠武线、西气东输等长输管线对储气库季节及安全调峰气量的迫切需求。因此，利用适宜的含水构造改建地下储气库，并形成相应的配套技术，已经到了刻不容缓的地步。国外含水层储气库的建设已经形成了一整套从勘探评价、气藏工程、钻井完井和地面工程的配套关键技术，而国内利用含水层改建地下储气库还没有先例，非常缺乏必要的理论和实践经验。目前，国内外关于含水层储气库的研究主要集中在注采参数控制、渗流数值模拟及运行优化等方面[2−6]，而在含水层储气库选址方面的研究较少，缺乏系统、深入的研究。BENNION等[7]阐述了储气库的功能、选址要点以及评价准则，并给出了储层渗透性、应力敏感性、垫层气测试、地层损害等技术方案。TABARI等[8]通过对岩芯试样、测井、试井等资料的研究，对伊朗Yortshah断块含水层构造进行了评价分析。展长虹等[9]对利用含水层建造天然气储气库的选址、储气库形成机理、注采井部署、垫层气、最大允许压力以及研究方法进行了简要的论述。谭羽非等[10]对含水层储气库选址、注采井布置、试注、对周围可能造成的影响、钻井完井对地层的损害、注采周期如何控制气体运移和水锥进、预防水化物沉积、确定储库气体泄漏量等关键技术问题进行了阐述, 并对其技术特性进行了分析。康永尚等[11]针对含水层储气库库址优选问题，在考虑天然气消费调峰需求、含水层渗透性、埋深、圈闭规模、钻井费用和压缩机费用等因素的基础上，提出优选含水层圈闭的定量评价方法，但未考虑地下资料丰富程度、盖层质量以及断层监测对库址优选的影响。阳小平等[12]从构造圈闭、封闭性、储层物性、流体物性、埋深、老井情况、地理条件等方面，阐述了孔隙型储气库库址的优选指标，但仅给出基本指标的取值范围，未对评价指标的重要性进行排序。李玥洋等[13]基于储气库设计的复杂性，提出了压力设计、构造力学监测、安全评估等与目前常规设计思路相比更优的设计方案，但未考虑储气库地面工程条件对储气库筛选和优化的影响。基于上述研究现状，本文作者以华北地区D5区块为研究对象，在吸收国外含水层储气库建设技术研究的基础上，采用定量与定性相结合的方法，考虑含水层构造改建储气库的关键影响要素，建立含水层储气库库址评价体系，为我国含水层储气库勘探选区的评价和优选提供参考。

图1　含水层地下储气库基本结构示意图Fig. 1 Schematic diagram of structure sketch of aquifer gas storage

1　含水层储气库勘探选区评价指标选取

含水层储气库实际上就是建造在自然条件下含水地层中的人造气藏，通过向地下含水层中注入高压气体，气体一般在含水构造的高点或高点附近注入，注入含水层的气体将水从孔隙中驱出，并在构造顶部非渗透盖层下积蓄起来，形成储气库气藏(见图1)。在建库时，往往先向储气库中注入垫层气(惰性气体)，垫层气将水驱开并形成一定的气区；当垫层气能够维持直至采气结束所需的地层压力时，即停止注入，并开始向储气库中注入天然气。

1.1选址技术因素

与常规气藏单向从高压到低压开采过程不同，含水层储气库要求在较短的时间内反复强注强采，储层压力频繁变化，同时，为了增加储气库库容和提高单井产量，储气库工作上限压力达到高于原始地层压力的40%以上，对圈闭条件要求极高。作为含水层储气库的气藏，一般要求构造简单，储层物性好，单井具有较高的产能以满足配注和配产的要求[14−16]。因此，在储气库评价时需要获取详细的地质参数，以便比较、分析与论证。

1.1.1圈闭条件

构造闭合为含水层圈闭能否改建储气库的关键因素之一。对于油气构造成藏的枯竭气藏建库，通常可在原始油气范围内形成库容，对构造幅度没有特殊的要求。含水层圈闭必需具备构造高点和溢出点，并具有一定的构造闭合度。根据国外含水层储气库建设经验[1,17]，理想的含水层构造是形态陡、范围大，形态完整的背斜构造，适宜于天然气聚集，构造幅度应不小于100 m，因为储气库注采周期短、速度快，气体溢出圈闭风险高(除非含水层是渗透率很高的理想储层)。然而，在实际工程中，需要建造储气库的区域并非都具有理想的圈闭，断层圈闭也是一种可选类型，如果断层具有较强的封堵能力，也可改建成含水层储气库。

1.1.2含水层特征

含水层物性特征是决定储气库是否适合建造的另一个重要因素，含水层的注入能力可用注入指数I来表示[18]：数与有效厚度呈正比)。根据国外含水层储气库建设经验[1,17]，在已建的含水层储气库中，含水层的孔隙度一般分布在15%～30%之间，仅1个已建储气库的储层孔隙度小于5%(图2[17])；含水层渗透率一般不小于1×10−13m2，渗透率大于1×10−13m2的孔隙约占总孔隙的80%；含水层净厚度不小于4 m，净厚度大于5 m的约占总孔隙的80%(图3[17]，纵坐标为累计概率，即有效厚度大于某一数值的储气库数占总数的比例)。

图2　含水层孔隙度范围分布Fig. 2 Porosity distribution of aquifer

图3　含水层有效厚度范围分布Fig. 3 Distribution of net thickness of aquifer

式中：q为井筒中的流速，m3/d；h为含水层的厚度，m；∆p为含水层及井筒间的压差，MPa；k为含水层渗透率，m2；μ为注入气体的黏度，MPa·s；re为等效泄流半径，m；rw为井筒半径，m。

合格的含水层必须满足以下条件：有充足的孔隙体积储存气体，要求有较高的孔隙度；为确保注采期间利用合理井数实现气体的高流速(易注、易采)，要求有较高的渗透率；要有一定的厚度，以确保储气库具有较大的库容，并有利于储层中的气体循环(传导系

1.1.3含水层埋藏深度

储气库埋深的选择应结合钻采工艺技术、库容、单井产能、地面设施等方面综合考虑，现阶段最为成熟配套、安全可靠、经济高效的钻完井工艺适合于压力为35 MPa以内、温度为120 ℃以内的地层[12]。目前，枯竭油气藏储气库最大深度约为3.5 km(见图4)，含水层储气库最大深度约为2.1 km，前苏联专家建议理想的含水层构造应在250～2 000 m的深度范围优选[1]。

图4　含水层储气库深度范围Fig. 4 Depth distribution of aquifer

1.2地质安全因素

不同于枯竭油气藏储气库，圈闭系统本身是密封的，对含水层储气库来说，圈闭的密封性和稳定性为未知。圈闭密封性为含水层储气库评价的关键性因素，也是最难确定的参数。

1.2.1盖层封闭性

盖层必需为阻渗层，对含水层圈闭起密封作用，应具有足够的密封性，以阻止气体沿垂直向泄漏和侧向运移逸散[19−20]。盖层多为沉积岩，其内部被地层水所润湿，气体要想通过它运移要排替孔隙中的水才能进入其中，排替压力为衡量盖层物性封闭能力的主要参数，排替压力越大，越有利于盖层封闭。

盖层的横向分布连续性与盖层厚度有密切的联系，盖层厚度越大，横向分布的连续性越好，往往分布的面积也大，易形成区域性盖层，有利于圈闭系统的密封，但对于盖层厚薄变化较大的地层，气体易在薄处地层泄漏。盖层厚度较大，可有效地消减注气造成的不利影响，盖层中的裂隙不易贯通，延缓或阻止天然气通过盖层泄漏。若盖层连续均匀、致密且裂隙少，即使厚度较小也能有良好的密封性，裂缝对盖层封闭能力的破坏程度主要视其性质和发育程度而定，若盖层中的裂缝发育，且密度大，改变盖层的孔−渗条件，则其封闭能力就降低。

1.2.2断层封堵性

理想的含水层储气库为无断层切割的背斜圈闭构造，但在实际工作中很难满足这一条件。与枯竭油气藏储气库类似，断层的封堵性评价包括如下2方面[21]：1) 断层的侧向封堵性，即断层面在侧向上阻止气体穿越断层运移的能力；2) 断层的垂向封闭性，即断裂物质阻止气体沿断裂带纵向运移的能力。

断层封闭性为含水层断层圈闭评价以及后期勘探评价的核心，而在选址阶段，这些资料较缺乏，因此，只能借助前期相关的地震、钻探开发等资料进行初步评估。断层评价贯穿含水层储气库勘探与建设全过程，需要借助品质好的三维地震数据，并通过适当的干扰测试评价断层的密封性。

1.2.3储气库场地稳定性

场地稳定性也是影响储气库选址的重要因素，主要包括地质构造活动、地震特征以及地面不良地质灾害(如泥石流、塌陷区、洪泛区或火山运动等)。若圈闭附近有活动断层，则将给含水层中储存的天然气的稳定性造成较大的不稳定因素，天然气可随活动断层活动逃逸，大大削弱了含水层中储存天然气的稳定性。以圈闭溢出点范围所形成的圈闭面积为界，理想的构造运动条件为圈闭外围1 km内无活动断层，构造应力不强烈。

若在含水层圈闭或其附近发生地震或其他震动，则会影响圈闭的完整性和密封性，地震或其他震动级别越大，影响越大。另外，为确保储气库地面设施的安全，储气库地面工程场地的选择应避开泥石流、滑坡、火山、地面塌陷、洪水等地质灾害的影响。

1.3社会环境因素

含水层改建地下储气库既要有注采性良好，足以使用50 a以上的地质储存系统，又要有稳固的盖层，且储气库地面工程不受外部不良地质因素影响，选址应尽量避开自然保护区、风景区、农业保护区及其他需要特别保护的区域，含水层构造中的地下水应具有较好的可控制性，源汇匹配合理，不影响淡水源，并符合当地工农业发展规划，满足相关法律政策和环境保护要求[22]。另外，含水层储气库的选址应远离人口稠密区、重要工商业区等敏感地区，避免遭受储气库泄漏威胁。对于含水层储气库位于有一定人口密集程度区的情况，库址是否可行在一定程度上取决于公众的认可程度。

1.4经济性因素

含水层储气库一般作为调峰型储气库，有效储量越大越经济，储气库库容越大，调峰能力越强，建库越经济。另外，储气库距用户地的距离也将直接影响输气管道的建设费用及运营期的天然气的输送费用，距离天然气长输管线或目标城市较近便于天然气的存储与输送，达到季节性调峰的目的。

1.4.1储气库调峰能力

储气库上限压力为反映气库规模和调峰能力的重要参数。在不破坏储气库圈闭封闭性的原则下，增大储气压力一方面可增加库容量，另一方面可提高输气速度和单井产能，增强储气库的调峰能力。在已建的含水层储气库中[17]，储气库上限压力系数小于1.36的储气库比例约为50%，上限压力系数小于1.45的储气库比例约为80%(见图5)。目前，含水层储气库最大上限压力系数约为1.77，如前苏联的波托拉茨储气库。

图5　含水层储气库上限压力范围分布Fig. 5 Distribution of the maximum storage pressure of aquifer

储气库的实际调峰能力取决于有效工作气量Qe，可表示为

式中：T0为标准状态下天然气的温度；T为含水层温度；p0为地面压力；Z为天然气偏差系数；pmop为上限压力；pmin为最小压力；A为圈闭面积；φ为含水层孔隙度；Swi为含水层的束缚水饱和度。

垫气量为储气库运行过程中的1个重要参数，它起到保持地层压力、防止采气井被水淹和保证储气库能够顺利循环操作的作用。垫气量决定着含水层储气库允许的最小压力，根据法国STORENGY公司的经验[17]，在选址阶段，目前存在众多不确定因素的情况下，可将工作气量/总储气量比保守地定为35%，由此可根据总储气量推测出工作气量。

1.4.2勘探投资

含水层构造改建地下储气库是一次性投资巨大、投资回收期较长的项目。与枯竭油气藏储气库相比，建库信息更少，没有详细的地质资料和已知的生产历史来证明圈闭的密封性以及含水层的注采性能，其可行性研究和圈闭描述更复杂，需要较高的勘探成本和较长的建设周期。

选址阶段的投资成本主要取决于可利用的信息或资料丰富程度，是否能够证实圈闭的密封性以及储层的可储可采性。勘探投资成本估算主要依据三维地震勘探规模、探井钻探、储盖层水力测试、断层干扰试井、岩芯室内试验等。

老井或废弃井是天然气地下储存主要的人为泄漏途径之一，在选址阶段应查明含水层圈闭范围内老井的固井质量。通过了解老井固井质量、废弃井封堵、地下资料、基础设施(水、电、交通等)、新钻井规划等，分析改建地下储气库的经济性。可利用的地下资料和地面基础设施越多，老井修复数量和新钻井数量越少，建库越经济。

2　含水层储气库勘探选区评价体系构建

将含水层储气库综合评价体系作为目标层，选址技术、地质安全性、经济性、环境保护条件等4个因素作为准则层(一级指标)，再将细化的23项基本指标作为评价层(二级指标)，建立含水层构造改建地下储气库评价体系，层次结构模型如图6所示。

根据国内外枯竭气藏储气库及CO2咸水层地下封存等工程选址的相关研究成果，在对国外多个含水层储气库建造实际的调研基础上，将含水层储气库分为优、良、中、差4级(表1)，以便对具体含水层构造的评价指标进行定量化分析。

3　评价模型

3.1目标层计算方法

评价模型采用定性与定量分析相结合的层次分析法，并通过多因子综合评价方法，构建含水层储气库综合评价公式，即

式中：Y为评分总得分；Ci为单项指标的得分，等级优、良、中、差分别取值为10，8，6和4分；ωi为单项指标权重；Bj为准则层权重；i和j分别为单项指标数和准则指标数。

图6　含水层储气库综合评价指标层次结构图Fig. 6 Layer structural diagram of comprehensive evaluation indexes for aquifer gas storage

表1　含水层储气库评价体系分级表Table 1 Index classification of evaluation system for aquifer gas storage

参照单项指标评价方式，将储气库库址的综合评判也分为4级：1) 一级：库址状况优，综合指数为9＜Y≤10，较适宜建库，且安全性高、经济性好；2) 二级：库址状况良，综合指数为7＜Y≤9，适宜建库，但需在建设期开展储气库圈闭安全评估投资；3) 三级：库址状况中，综合指数为6＜Y≤7，基本适宜建库，但建设期需预留专门款项用以评价和维护圈闭的安全性；4) 四级：库址状况差，综合指数为Y≤6，不适宜建库，另选其他库址。

3.2权重的确定

指标权重的合理选择关系到综合评价的正确性和科学性，根据层次分析法要求，采用“1～9”标度法，通过储气库专家咨询和打分，按结构图的层次结构关系进行判别比较，分别构造判断矩阵，然后计算出各指标的权重[23]。

由图6所示的目标层次结构模型，储气库综合评价(B层)判断矩阵为

权向量ωA−B=[0.460 0, 0.324 8, 0.066 5, 0.148 6]，最大特征值λmax=4.104 2，随机一致性比率RC= 0.038 6＜0.1。根据层次分析法可知[23]，若RC＜0.1，即可认为判断矩阵具有满意的一致性，说明权值分配合理；否则就需要重新形成判断矩阵，直到取得满意的随机一致性为止。因此，在含水层储气库综合评价体系中，选址技术因素所占权重高达46%，其次为地质安全因素权重为32.48%，经济因素和社会环境因素作用有限，权重分别为14.86%和6.65%。

选址技术因素B1判断矩阵为

地质安全因素B2判断矩阵为

社会环境因素B3判断矩阵为

经济因素B4判断矩阵为

盖层封闭能力C7判断矩阵为

断层封闭性C8判断矩阵为

场地稳定性C9判断矩阵为

含水层储气库综合评价体系最底层因素为C1～C6、D1～D10与C10～C16，如图7所示，最底层因素权重顺序为：。权重超过5%的依次为：含水层孔隙度、圈闭容积、圈闭特征、盖层封气能力、断层垂向密封能力、断层侧向封堵条件、调峰能力。圈闭特征所占权重最高，其值为16.72%。权重小于1%的评价因素为：地面地质灾害、库址区域性质和盖层岩性。

4　工程应用

以华北油田某含水层储气库候选场地为例,应用本文提出的评价体系对其进行建库可行性综合评价。

D5区块地理位置位于河北大城县某乡镇，地表为农田区，涉及多个乡村，距离天然气管网45 km，该区属于弱震区，近年来未发生过地震、洪涝等灾害。首口探井D5井位于构造高部位，于1975年开始钻探，井深为3 280 m，仅在二叠系和石炭系地层中发现一些油气显示，二叠系石盒子组和奥陶系灰岩储层试油后仅产水，尽管油气勘探结果令人失望，但却为目前的水层建库项目赋予了新的价值。

D5区块目标含水层有2套：二叠系上部石盒子组砂岩和奥陶系灰岩储层(图8和图9)。构造位于大城突起东侧的里坦凹陷，由大城东断层控制的逆牵引背斜构造，沿大断层下降盘发育，奥陶系顶和石炭—二叠系砂岩顶背斜形态清楚，长轴走向为北东向。

图7　含水层储气库评价因素权重柱状图(最底层)Fig. 7 Factor weight histogram of site selection for aquifer gas storage (the bottom layer)

图8　D5目标区二叠系储层顶面构造图Fig. 8 Top surface structural map of Permian reservoir of site D5

图9　D5目标区奥陶系储层顶面构造图Fig. 9 Top surface structural map of Ordovician reservoir of site D5

二叠系砂岩圈闭面积约为12 km2，闭合幅度为150 m，构造高点埋深约为2 285 m。二维地震资料质量较好，构造较落实，断层较少。含水层厚度约为185 m(深度为2 325～2 510 m)，有效厚度为106 m，岩石类型以长石砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩。通过5块砂岩样品进行室内实验，测得孔隙度为5.25%～11.70%。砂岩储层共解释水层141.6 m/12层(见表2)，孔隙度平均值为9.2%，渗透率平均值为5.52×10−15m2。另外，在储层2 375～2 384 m井段进行了试井测试，日产水为25.8 m3，储集条件较好。目的储层为泥岩集中发育段，厚度为125 m，目的储层发现油气显示，说明盖层具有一定的封气能力，属于良好盖层。

表2　二叠系砂岩储层测井解释结果Table 2 Logging interpretation results of Permian reservoir

表3　奥陶系储层测井解释结果Table 3 Logging interpretation results of Ordovician reservoir

奥陶系圈闭面积约为4.1 km2，闭合幅度为50 m，构造高点埋深为3 050 m。目前的地震显示，奥陶系没有显著的四面倾伏圈闭，圈闭的落实程度一般，是否形成有效圈闭取决于断层的封闭性能。奥陶系目的层主要是灰岩和白云岩，总厚度为198 m，有效厚度约为104 m。室内试验和测井解释结果表明，储层孔隙度分布在2.7%～9.0%之间，渗透率分布在(0.12～ 8.30)×10−15m2之间，试井日产水为33.7 m3，储层的基质渗透率较低，注气过程中把水从基质中驱出非常困难，不利建库(表3)。盖层主要是石炭系本溪组—太原组泥岩、含煤层、碳酸盐岩及砂岩层间层，厚度约为99 m，目的储层未发现油气显示，说明盖层封气能力一般。

参照表1所示的评价指标分类与分级，对上述相关信息及地质资料进行归纳综合，得出各评价指标的适宜度分级，二叠系圈闭和奥陶系圈闭各基本指标的得分如表4所示。

表4　评价指标得分结果Table 4 Scoring results of evaluation index system

将各指标得分及由层次分析法得到的权重代入式(3)中，二叠系含水层圈闭库址得分为7.20，属于适宜库址，表明该库址有着适合建设含水层储气库的条件，而奥陶系含水层圈闭候选场址得分为5.97，表明该场址不适宜建设含水层储气库，评价结果与专家论证意见一致[17]。

5　结论

1) 建立了评价体系的目标层次结构模型，计算出评价体系中23个基本指标的重要性权重，较重要的指标依次为：含水层孔隙度、圈闭容积、圈闭特征、盖层封气能力、断层垂向密封能力、断层侧向封堵条件、调峰能力，其他16项指标的权重均小于5%。

2) 含水层圈闭构造落实的程度是储气库选址的关键，盖层及断层的密封能力是关系储气库选址的重要因素，也是储气库建设中的最大风险；含水层的储集条件及库容是评价储气库调峰能力和建库经济性的重要标志。

3) 以华北油田D5区块含水层储气库候选场地为例，应用上述方法对目标库址进行评价，得到D5二叠系圈闭适宜建设含水层储气库，评价结果与专家论证意见一致，验证了该方法的有效性。

4) 本文提出的分级标准和评价体系对含水层储气库的选址评价具有一定的参考作用，由于我国的水层建库工作刚起步，有待进一步实践和完善。

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(编辑 刘锦伟)

Evaluation system of selected target sites for aquifer underground gas storage

JIA Shanpo1,2,3, ZHENG Dewen3, JIN Fengming1, ZHANG Hui1, MENG Qingchun1, LIN Jianpin1, WEI Qiang1
(1. Exploration and Development Research Institute of Huabei Oilfield, CNPC, Renqiu 062552, China; 2. Research Center of Geomechanics and Geotechnical Engineering, Yangtze University, Jingzhou 434023, China; 3. Langfang Branch, Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang 065007, China)

Based on the investigation of foreign aquifer underground gas storages and the consultation of the related experts, the classifications of the influence factors of site selection were discussed detailedly for aquifer gas storage. The evaluation system was classified into four parts: selection technology, geological safety, society environment and economy. 23 influence factors were chosen from different parts, and a layer structural model with four indicator layers was built based on the analytic hierarchy process and the comprehensive index system. A case study based on the evaluation system was conducted in D5 of Huabei oilfield. The results show that the Permian reservoir of D5 is at a“good” level with the comprehensive evaluation 7.2 on the whole, and the Ordovician reservoir of D5 is at a “bad” level (5.97). The Permian reservoir of D5 is suitable to build aquifer gas storage, which is consistent with the expert opinions.

aquifer gas storage; evaluation index; analytic hierarchy process; evaluation system

TE822

A

1672−7207(2016)03−0857−11

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.03.019

2015−03−26；

2015−05−15

湖北省自然科学基金资助项目(2015CFB194)；中国博士后基金资助项目(2014M551055)；华北油田重大科技计划项目(2013HBZ1506) (Project(2015CFB194) supported by the Natural Science Foundation of Hubei Province; Project(2014M551055) supported by the China Postdoctoral Science Fund; Project(2013HBZ1506) supported by the Major Science Program of Huabei Oilfield)

贾善坡，博士(后)，副教授，从事地质力学与工程方面的教学与研究；E-mail: jiashanporsm@163.com