巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油、氣、水成因分析及其勘探意義

劉 軍，田 雷，崔海峰，陳永權(quán)，張年春

（1中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院；2中國石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院）

巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油、氣、水成因分析及其勘探意義

劉 軍1，田 雷1，崔海峰1，陳永權(quán)2，張年春1

（1中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院；2中國石油塔里木油田勘探開發(fā)研究院）

針對巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油氣田的油、氣、水特征存在較大差異性的現(xiàn)象，在對比油、氣、地層水地球化學(xué)特征的基礎(chǔ)之上，探討分析了它們的成因。研究認為，和田河氣田原油裂解氣和干酪根裂解氣的混合氣在中—下寒武統(tǒng)膏巖封閉作用下發(fā)生硫酸鹽熱還原反應(yīng)以后，以水溶氣的方式運移至上覆奧陶系—石炭系圈閉中，形成了現(xiàn)今高干燥系數(shù)、重碳同位素特征的氣藏，以及奧陶系風(fēng)化殼頂面附近低礦化度、高變質(zhì)系數(shù)的Na2SO4型地層水。中—下寒武統(tǒng)膏巖層對巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油氣形成、演化和分布有重要影響，膏巖層之下可以作為一個潛在的勘探領(lǐng)域。

碳同位素；油氣成藏；油氣成因；膏巖層；巴楚—麥蓋提斜坡；塔里木盆地

1 引言

塔里木盆地巴楚—麥蓋提斜坡海相碳酸鹽巖主要發(fā)育兩套儲蓋組合：一套為奧陶系潛山風(fēng)化殼、內(nèi)幕碳酸鹽巖儲層與上覆志留系、石炭系蓋層的組合；另一套為中—下寒武統(tǒng)鹽下白云巖與其上覆膏巖層的儲蓋組合。而據(jù)源巖分析及探井揭示，這兩套組合共同的烴源巖為該區(qū)下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組的泥頁巖［1-2］。上世紀90年代在對研究區(qū)奧陶系潛山風(fēng)化殼儲層勘探的過程中，相繼在麥蓋提斜坡的西段發(fā)現(xiàn)了巴什托普油田，在中—東段發(fā)現(xiàn)了和田河氣田與鳥山氣田，近年來又在斜坡的東段發(fā)現(xiàn)了玉北油田（圖1a）。而自2010年Yb1井突破之后，雖經(jīng)壓裂改造，但油田仍表現(xiàn)出后期能量不足、快速見水的特征。至此，巴楚—麥蓋提斜坡奧陶系潛山風(fēng)化殼的勘探工作進入了一個低谷期。從已發(fā)現(xiàn)的幾個油氣田的分布規(guī)律來看，整體表現(xiàn)為“南油北氣、西油東氣”；而流體特征分析顯示，其油、氣、水特征也存在較大差異。目前對于造成現(xiàn)今油（氣）田分布以及油、氣、水特征差異的成因尚無明確解釋，因此，對這些問題的探討將對該區(qū)油氣勘探方向的把握有重要意義。

近年隨著勘探工作的深入和研究思路的轉(zhuǎn)變，巴楚—麥蓋提斜坡寒武系鹽下的成藏條件已逐漸引起重視。據(jù)鉆井揭示，該區(qū)中—下寒武統(tǒng)阿瓦塔格組和吾松格爾組發(fā)育區(qū)域性的膏巖層［3］，其最大厚度在200m以上，可以作為理想的區(qū)域蓋層（圖1b）。這套蓋層對巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油氣田的分布及油、氣特征有何影響？本文將從油（氣）藏流體地球化學(xué)特征入手，并在成因分析的基礎(chǔ)上，探討該區(qū)油、氣、水成因的主控地質(zhì)因素，以期對研究區(qū)油氣勘探有所啟示。

2 油、氣、水特征

試油結(jié)果顯示，巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)巴什托普油田、和田河氣田、玉北油田的油、氣、水性質(zhì)存在較大差異。其中巴什托普油田主要為輕質(zhì)原油，伴有部分氣頂氣及大量底水；和田河氣田以天然氣為主，可見少量凝析油及地層水產(chǎn)出；玉北油田則產(chǎn)中—重質(zhì)原油，后期多見底水。

圖1 巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)構(gòu)造綱要圖及地層發(fā)育柱狀圖

2.1 油、氣特征

（1）油、氣組分特征 從天然氣特征來看，和田河氣田天然氣的一個顯著特征就是CH4含量高，重?zé)N含量低，非烴氣體N2及CO2含量較高，微含H2S，為成熟度較高的干氣，天然氣干燥系數(shù)大，C1/（C1～C5）在96%以上，西段幾口井可以達到99.4%；巴什托普油田的氣頂氣相對和田河氣田，CH4含量明顯降低，C2+含量顯著增加，干燥系數(shù)在88.7%～96.5%；而玉北油田所含的少量油溶氣表現(xiàn)為高含N2、低含CO2的特征，干燥系數(shù)在60.5%～84.0%，反映了其成熟度較其他兩個油氣田都低的特征（表1）。

表1 巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)奧陶系—石炭系天然氣組分及碳同位素特征

和田河氣田、巴什托普油田、玉北油田中的原油也具有由北向南成熟度降低、重質(zhì)組分逐漸增加的規(guī)律：和田河氣田奧陶系的少量凝析油具有低硫、低蠟以及低膠質(zhì)和低瀝青的特征［4］，密度在0.74～0.80 g/cm3；巴什托普油田石炭系原油為飽和烴含量高、非烴含量低、低硫、無蠟的凝析油［5］，平均密度在0.80～0.83g/cm3；玉北油田以含硫、高含蠟、高黏度的中—重質(zhì)原油為主，密度在0.92～0.94g/cm3。

（2）天然氣碳同位素特征 碳同位素特征值可以反映天然氣在母巖及演化方面的差異性，其中甲烷碳同位素值跟母巖類型、演化階段以及運移效應(yīng)有關(guān)，乙烷碳同位素值主要反映母巖類型上的差異［6］。根據(jù)巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)天然氣碳同位素特征值：和田河氣田天然氣甲烷碳同位素較重，為-37.8‰～-35.6‰，乙烷碳同位素較輕，為-37.2‰～-36.7‰；巴什托普油田天然氣甲烷碳同位素較輕，為-42.82‰～-40.32‰，乙烷碳同位素較重，為-33.9‰～-33.8‰。另外，和田河氣田西部的M2、M3、M8井天然氣碳同位素值出現(xiàn)了倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象（表1）。對于甲烷碳同位素值變重以及碳同位素倒轉(zhuǎn)的成因，目前主要有以下5種解釋：①成熟度的增加；②同源不同期或同期不同源天然氣的混合；③硫酸鹽熱還原反應(yīng)；④水溶氣；⑤無機成因氣的混入［6］。

2.2 地層水特征

和田河氣田、巴什托普油田以及玉北油田都有油田水產(chǎn)出，顏色為常見的淺黃色、棕色至黑色，密度在1.00～1.14g/cm3，普遍含H2S或刺激性氣味。地層水中所含離子主要包含K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-以及部分微量離子。下面參考海相油氣田地層水評價的主要指標(biāo)體系對其進行對比評價（表2）。

表2 海相油氣保存條件的水文地質(zhì)地球化學(xué)綜合判別指標(biāo)體系［7］

（1）水型 三個油氣田的水型均以CaCl2型為主，部分MgCl2型，也可見少量Na2SO4、NaHCO3型水。其中玉北油田地層水為常見的CaCl2型，巴什托普油田地層水以CaCl2型為主，可見部分Na2SO4型；與兩個油田地層水特征不同的是，在和田河氣田奧陶系潛山風(fēng)化殼頂面附近的儲集層中，上覆石炭系與其下部奧陶系高礦化度的CaCl2水中間，普遍發(fā)育一層礦化度明顯變小的Na2SO4型水，且其恰好與產(chǎn)氣層段相對應(yīng)（表3）。需要說明的是，該型地層水中Cl-質(zhì)量濃度（多大于15000mg/L）明顯大于鉆井泥漿中Cl-質(zhì)量濃度（一般小于10 000mg/L），因此可以排除此為泥漿污染的可能性。

（2）礦化度 礦化度是指地層水中各種離子、化合物的總含量，它與古沉積環(huán)境、蒸發(fā)程度、地層水來源等因素有關(guān)。一般來說，保存條件較好的地層水礦化度較高［7］。因此礦化度能夠大體指示油氣所在處的保存條件。從不同水型的礦化度來看，CaCl2型水礦化度較大，為（3～20）×104mg/L，Na2SO4型水礦化度多小于5×104mg/L。從不同油氣田地層水的礦化度來看，玉北油田地層水礦化度最大，在（11～18）×104mg/L之間，為高礦化度的CaCl2型水；巴什托普油田地層水礦化度變化范圍較大，在（1～20）×104mg/L之間；而和田河氣田地層水礦化度最小，多為（1～15）×104mg/L（表3）。

（3）變質(zhì)系數(shù) 變質(zhì)系數(shù)為表征地下水變質(zhì)程度的重要水文地化參數(shù)，系地層水中鈉、氯離子的當(dāng)量比值（Na+/Cl-），它可以在一定程度上指示油氣藏的保存環(huán)境。一般情況下，變質(zhì)系數(shù)越小，說明水文地質(zhì)條件為還原環(huán)境，越有利于油氣保存。三個油氣田中地層水的變質(zhì)系數(shù)以和田河氣田為最大，尤其是出現(xiàn)Na2SO4型地層水的層段最為明顯。值得注意的是，在巴楚隆起上的Fang1井寒武系及上覆奧陶系中也同樣發(fā)現(xiàn)了這種低礦化度、高變質(zhì)系數(shù)的地層水（表3）。

類似地，川東北飛仙關(guān)組氣藏中也發(fā)現(xiàn)同樣的規(guī)律：三疊系嘉陵江組和下伏石炭系黃龍組的地層水均為代表封閉條件的CaCl2型，而中間所夾的飛仙關(guān)組地層水卻是代表開放條件的Na2SO4型，另外這種水型還具有礦化度低，且富含H2S的特點［8］。同樣的現(xiàn)象在川中磨溪氣田嘉陵江組、川東石炭系氣藏中也存在［9］。對于CaCl2型和Na2SO4型這兩種水型及其組合關(guān)系的形成機理以及它們所代表的地層保存條件，一直沒有一種合理的解釋，而川東北、川中磨溪和川東這三個氣藏的共同點是都發(fā)現(xiàn)于海相碳酸鹽巖地層中，且上覆地層中都發(fā)育厚層的膏巖層。

表3 巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)地層水參數(shù)表

3 油、氣、水成因分析

3.1 油、氣成因分析

對于和田河氣田天然氣的成因，有一些學(xué)者認為屬于原油裂解氣［10-12］,也有一些學(xué)者認為屬于干酪根裂解氣［13］，還有部分學(xué)者認為屬于二者的混合氣［14］。Behar等［15］通過封閉系統(tǒng)的熱模擬實驗證實，原油裂解氣和干酪根裂解氣過程中的ln（C1/C2）和ln（C2/C3）特征完全不同，前者形成的天然氣在ln（C1/C2）變化較小的情況下ln（C2/C3）變化較大，而后者在ln（C1/C2）變化較大的情況下ln（C2/C3）變化較小。因此可以利用ln（C1/C2）與ln（C2/C3）關(guān)系圖來判別天然氣成因［15-19］。

根據(jù)以上方法對巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)天然氣的成因類型進行分析，如圖2所示。判別結(jié)果表明，和田河氣田和鳥山氣田天然氣主要為原油裂解氣，和田河氣田西部的M2、M3、M8井和東部的M401井伴有部分干酪根裂解氣；巴什托普油田的Q5井表現(xiàn)為明顯的原油裂解氣，而Q3井表現(xiàn)為干酪根裂解氣的特征；玉北油田缺少充足的天然氣組分資料，少量數(shù)據(jù)顯示其為典型的原油裂解濕氣。

圖2 巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)天然氣成因類型判別圖

根據(jù)目前對塔西南地區(qū)源巖的認識，和田河氣田、巴什托普油田、玉北油田油氣均來自于研究區(qū)寒武系玉爾吐斯組的腐泥型有機質(zhì)，其殘余有機質(zhì)豐度TOC值為0.21%～2.43%，據(jù)實測瀝青反射率換算的有機質(zhì)Ro值為1.65%～2.32%［11］。而烴類包裹體測試結(jié)果顯示，巴什托普油田石炭系烴類包裹體均一溫度在119～122℃［20］，和田河氣田奧陶系烴類包裹體均一溫度在130～140℃。根據(jù)有機質(zhì)演化的階段性規(guī)律，此溫度區(qū)間內(nèi)烴源巖尚處于成熟階段，未達到過成熟階段，它們的產(chǎn)物主要為原油裂解產(chǎn)生的凝析油和濕氣，與判別結(jié)果一致。而和田河氣田現(xiàn)今的高干燥系數(shù)、重碳同位素的天然氣又是如何形成的?從其埋藏史、熱史分析，前人主要有幾種觀點：有學(xué)者認為和田河氣田天然氣為喜馬拉雅晚期奧陶系古油藏裂解所致［21］；另有學(xué)者認為其主要為晚海西期火山活動伴隨的熱液導(dǎo)致該區(qū)地溫梯度急劇增高，寒武系古油藏裂解為凝析氣藏［4，12，22］；還有一些學(xué)者認為，和田河氣田天然氣為分散可溶有機質(zhì)經(jīng)無機礦物催化裂解而形成，因此產(chǎn)物偏干［23］，或天然氣為水溶氣成因，因此干燥系數(shù)較大等［24-28］。

本文認為以上觀點存在以下不足：①如果是單純的油藏裂解氣，喜馬拉雅晚期瑪扎塔格構(gòu)造帶奧陶系地層最大埋深約5000m，按照地溫梯度2.2℃/100m計算，地層最高溫度在130℃左右，應(yīng)主要生成凝析油和濕氣；寒武系膏巖頂面以下的最高溫度也不超過170℃，這明顯與和田河氣田現(xiàn)今高干燥系數(shù)的天然氣特征不相符；②如果認為主要由晚海西期區(qū)域性火山熱液活動引起的地溫梯度升高所致，這又不能很好地解釋幾個油氣田油氣特征的差異性。本文綜合地層巖性、儲蓋組合及地層水資料分析認為，現(xiàn)今巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油藏、氣藏為寒武系源巖生成的油氣在初次運移之后，在中下寒武統(tǒng)膏巖封閉作用下依次沿斷裂呈幕式充注至奧陶紀—石炭紀地層中形成，和田河氣田的原油裂解氣藏很有可能在寒武系膏巖頂面以下發(fā)生了硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)（反應(yīng)1），之后經(jīng)二次調(diào)整，形成現(xiàn)今的和田河氣藏。

該反應(yīng)在四川盆地以膏巖為蓋層的川中磨溪氣田嘉陵江組氣藏、川東北石炭系及三疊系飛仙關(guān)組碳酸鹽巖氣藏中廣泛存在，其共同點是上覆地層中有厚層的膏巖蓋層。根據(jù)張水昌等［29-30］的原油裂解實驗，在TSR過程中，重?zé)N與膏巖中的SO42-發(fā)生裂解反應(yīng)而被消耗，使得天然氣的干燥系數(shù)增大，同時生成部分H2S以及使天然氣的碳同位素值變重，這都與和田河氣田現(xiàn)今的天然氣特征相符；另外，在Fang1井的下寒武統(tǒng)、Gd1井的下奧陶統(tǒng)巖心中可見黃鐵礦晶體，也是TSR反應(yīng)的一個重要證據(jù)［31］。

3.2 地層水成因分析

巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)巴什托普油田和玉北油田產(chǎn)層段的水型主要為正常的CaCl2型地層水，而在和田河氣田奧陶系風(fēng)化殼頂面發(fā)現(xiàn)了異常的Na2SO4型地層水。傳統(tǒng)觀點認為，CaCl2水型指示的是一種與地表大氣降水隔絕的封閉環(huán)境，通常礦化度較高，反映在油氣主要成藏期及其后期演化過程中具有較好的保存條件，而Na2SO4型水代表一種與地表大氣淡水相溝通的水型，一般礦化度較低，在地層水中也較為少見。如果按照傳統(tǒng)觀點去解釋和田河氣田出現(xiàn)的異常水型，存在以下問題：①Na2SO4型地層水所代表的開放性環(huán)境與形成氣藏的現(xiàn)實相矛盾；②如果認為其為晚加里東期風(fēng)化殼淋濾后封存下來的大氣淡水，按照當(dāng)時的古地理環(huán)境，玉北構(gòu)造帶具有比瑪扎塔格構(gòu)造帶更有利的大氣淡水溶蝕條件，該區(qū)地層水卻為典型的CaCl2型；③在Fang1井寒武系膏巖層底部也發(fā)現(xiàn)該類型地層水，將膏巖層底面解釋為具有開放性地質(zhì)條件的結(jié)論也不合理。

考慮到SO42-離子的來源及其與產(chǎn)層段的關(guān)系，自然聯(lián)想到該區(qū)中下寒武統(tǒng)廣泛發(fā)育的膏巖層。膏巖本身的主要化學(xué)成份CaSO4在一般條件下是不易溶于水的，但在酸性溶液或者與MgCl2、NaCl的混合鹽溶液中則有較大的溶解度［32-33］，而地層水中的礦物離子恰好可以提供這種條件。據(jù)K2井、Fang1井巖心資料表明，它們的中—下寒武統(tǒng)膏巖層中可見明顯的溶蝕痕跡，溶蝕后的膏巖呈斑塊或疙瘩狀分布。因此在膏巖中的CaSO4溶解于地層水的條件下，Ca2+與地層水中的CO32-離子形成CaCO3，置換出膏巖中的SO42-離子，可以使得地層水中的SO42-質(zhì)量濃度大大增加，從而形成一層Na2SO4型水，如反應(yīng)2：

另外，秦勝飛等［24-27］通過對天然氣地球化學(xué)特征的分析，認為和田河氣田具有較好的水溶氣成藏條件及明顯的水溶氣運移地球化學(xué)證據(jù)。一般認為水溶氣具有以下特點：①甲烷高度富集，天然氣干燥系數(shù)大；②甲烷碳同位素值較一般氣層重。這些也與和田河氣田現(xiàn)今的天然氣特征一致。據(jù)此認為，目前和田河氣田奧陶系風(fēng)化殼頂面發(fā)現(xiàn)的Na2SO4型地層水很可能是膏巖層頂面以下富含SO42-的地層水在高溫高壓作用下溶解大量天然氣后，在喜馬拉雅期斷裂溝通作用下充注至奧陶系—石炭系儲層中所致，這樣就可以解釋和田河氣田奧陶系風(fēng)化殼水型的特殊成因，這與傳統(tǒng)觀點中地層水型的指示意義及其在縱向上的分布規(guī)律是有所區(qū)別的。

4 勘探意義

從上述油氣成因的角度分析，認為巴楚—麥蓋提斜坡和田河氣田差異性的油、氣、水成因與該區(qū)中—下寒武統(tǒng)發(fā)育的膏巖有密切關(guān)系。從油氣成藏的角度分析，在碳酸鹽巖油氣藏中，膏巖是理想的蓋層。在整個研究區(qū)中—下寒武統(tǒng)發(fā)育范圍廣闊、厚度較大的膏巖層，而該區(qū)的主力烴源巖為下寒武統(tǒng)的泥頁巖，厚度有限。因此，厚層的可塑性膏巖層覆蓋于下伏薄層源巖之上，必然會對油氣的運移和保存產(chǎn)生巨大影響，下寒武統(tǒng)源巖生成的油氣必須突破這層膏巖層才能運移至上覆圈閉中成藏。

斷裂分析表明，和田河氣田、巴什托普油田以及玉北油田皆發(fā)育斷穿中—下寒武統(tǒng)膏巖層的深大斷裂，其主要活動期次分為三期：中晚加里東期、晚海西期、喜馬拉雅期。結(jié)合油氣成藏期次認為，現(xiàn)今的三個油氣田正是在膏巖層封閉作用與斷裂分期疏導(dǎo)作用下，下寒武統(tǒng)源巖生成的、處于不同成熟階段的油氣分期向上運移，由此形成了三個流體特征差異較大的油氣藏，膏巖層在油氣的保存過程中起到了重要作用（圖3）。因此重視巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)寒武系膏巖的研究對于認識該區(qū)油氣成藏過程以及對下一步勘探方向的把握都具有重要意義。

圖3 巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)膏巖控制作用下的油氣成因模式

5 結(jié) 論

（1）巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)油氣藏特征分析表明，和田河氣田以高成熟度的天然氣為主，巴什托普油田、玉北油田以較低成熟度的原油為主；巴什托普油田和玉北油田地層水以正常的高礦化度、低變質(zhì)系數(shù)的CaCl2型為主，而和田河氣田發(fā)現(xiàn)異常分布的低礦化度、高變質(zhì)系數(shù)的Na2SO4型地層水。

（2）和田河氣田天然氣為原油裂解氣和干酪根裂解氣的混合氣。天然氣在運移過程中與中—下寒武統(tǒng)膏巖發(fā)生硫酸鹽熱還原反應(yīng)后，以水溶氣的方式充注至上覆奧陶紀—石炭紀地層中，形成了現(xiàn)今高干燥系數(shù)、重碳同位素特征值的天然氣，以及奧陶系風(fēng)化殼頂面附近低礦化度、高變質(zhì)系數(shù)的Na2SO4型地層水。

（3）巴楚—麥蓋提斜坡區(qū)中—下寒武統(tǒng)膏巖層對該區(qū)油氣成因和分布都具有重要控制作用，對鹽下成藏條件的重視可能會打開該區(qū)油氣勘探的一個新領(lǐng)域。

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編輯：黃革萍

Genesis Analyses of Oil,Gas,Water and Its Significance for Exploration in the Oil-gas Field of Bachu-Maigaiti Slope Area,Tarim Basin

Liu Jun,Tian Lei,CuiHaifeng,Chen Yongquan,Zhang Nianchun

By comparing w ith geochem istry characters of oil,gas and formation water,the genesis of fluids has been analyzed in the Bachu-Maigaiti Slope of Tarim Basin.It is considered that the gypsum layer of the Lower-M iddle Cambrian is the important geological factor w hich controlled the genesis of oil,gas and water,and controlled the different distribution of oil-gas field.The oil-cracked gas and kerogen-cracked gas,sealed up by gypsum rock from the Lower-Middle Cambrian in Hetianhe gas field,occurred TSR reaction.A fter that,they migrated to the Ordovician-Carboniferous traps in the way of water-soluble gas,then the gas poolwas formed with high dryness coefficient and heavy carbon isotope presently.At the same time,the type of Na2SO4formation water with low salinity and high metamorphic coefficient also generated nearest to the top of the Ordovician weathered crust.It is suggested that the layer under the gypsum rock would be a potential area for oil and gas exploration.

Carbon isotope;Hydrocarbon accumulation;Oil and gas genesis;Gypsum layer;Bachu-Maigaiti Slope; Tarim Basin

TE122.3+3

：A

10.3969/j.issn.1672-9854.2017.01.008

1672-9854(2017)-01-0062-07

2015-09-06；改回日期：2016-06-20

本文受中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項專題1子課題“塔西南坳陷麥蓋提斜坡新區(qū)風(fēng)險勘探領(lǐng)域研究與目標(biāo)優(yōu)選”（編號：041012120005）資助

劉軍：1983年生，工程師，2010年獲成都理工大學(xué)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事沉積儲層與油氣成藏方面的研究。通訊地址：730020甘肅省蘭州市城關(guān)區(qū)雁兒灣路535號；E-mail：ljun2010@petrochina.com.cn

Liu Jun：MSc.,Engineer.Add:Petrochina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest, 535 Yanerw an Rd.,Lanzhou,Gansu,730020,China