塔河油田AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型研究

劉麗娜，馬勇，劉潔，馬雪健，張春福，印婷

（中國(guó)石化西北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，烏魯木齊830011）

塔河油田AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型研究

劉麗娜，馬勇，劉潔，馬雪健，張春福，印婷

（中國(guó)石化西北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，烏魯木齊830011）

塔河油田AT1井區(qū)中三疊統(tǒng)阿克庫(kù)勒組油氣藏為低幅度構(gòu)造與斷層控制的底水油氣藏，儲(chǔ)集層流體性質(zhì)較為復(fù)雜。開(kāi)發(fā)初期，根據(jù)PVT資料，認(rèn)為AT1井區(qū)為凝析氣藏。隨著開(kāi)發(fā)的深入，大部分氣井均出現(xiàn)氣油比大幅下降的現(xiàn)象，同時(shí)在見(jiàn)水初期出現(xiàn)產(chǎn)油量增加、產(chǎn)氣量明顯下降的油侵特征，開(kāi)發(fā)效果明顯變差。應(yīng)用油氣藏高壓物性、流體性質(zhì)、石油天然氣組分分析、生產(chǎn)特征分析、儲(chǔ)量系數(shù)等資料，判斷AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型為帶凝析氣頂?shù)挠筒?，分析了AT1井區(qū)的開(kāi)發(fā)效果，提出了高含水期的開(kāi)發(fā)對(duì)策，對(duì)同類(lèi)油氣藏的類(lèi)型判定與開(kāi)發(fā)具有一定的借鑒意義。

塔里木盆地；塔河油田；AT1井區(qū)；流體性質(zhì)；油氣藏類(lèi)型；開(kāi)發(fā)方式；開(kāi)發(fā)效果

塔河油田AT1井區(qū)油氣藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿克庫(kù)勒凸起南部（圖1），是一個(gè)受低幅度構(gòu)造與斷層控制的底水油氣藏，儲(chǔ)集層為中三疊統(tǒng)阿克庫(kù)勒組。阿克庫(kù)勒組在研究區(qū)自下而上分為4段，阿一段（T2a1）和阿三段（T2a3）為砂巖段，阿二段（T2a2）和阿四段（T2a4）為泥巖段。阿三段為主要油氣層，孔隙度23.2%，滲透率986.8 mD，屬于中孔高滲砂巖油氣藏。地面原油密度0.76 g/m3，原始?xì)庥捅葹? 939m3/ m3.開(kāi)發(fā)初期，根據(jù)儲(chǔ)集層構(gòu)造高部位井的PVT資料，結(jié)合當(dāng)時(shí)的測(cè)試結(jié)果，判定AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型為凝析氣藏，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，大部分氣井在生產(chǎn)一段時(shí)間后出現(xiàn)了產(chǎn)氣量快速下降、產(chǎn)油量上升、原油密度上升的油侵現(xiàn)象。后期在構(gòu)造中低部位部署的一口油井，投產(chǎn)初期生產(chǎn)氣油比僅為381m3/m3，地面原油密度0.86 g/m3，屬于一般原油。這種原油性質(zhì)的變化與初始認(rèn)識(shí)的油氣藏類(lèi)型是矛盾的。本文以AT1井區(qū)為例，對(duì)油氣藏類(lèi)型的判斷方法進(jìn)行了研究，并闡明了油氣藏類(lèi)型的確定對(duì)開(kāi)發(fā)的影響。

圖1　AT1井區(qū)構(gòu)造位置

1　AT1井區(qū)開(kāi)發(fā)特征

AT1井區(qū)阿三段油氣藏屬于正常的溫壓系統(tǒng)，于2006年依靠天然能量投入開(kāi)發(fā)，目前已進(jìn)入高含水期，單井日產(chǎn)油量為1.1~10.2 t，日產(chǎn)氣量為102~3 470m3，綜合含水率88.0%，油氣藏具有以下開(kāi)采特征。

（1）開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)能和氣油比高開(kāi)發(fā)初期投產(chǎn)油氣井10口，單井日產(chǎn)油14.5~58.6 t，平均36.4 t；日產(chǎn)氣5.4×104~16.4×104m3，平均10.2×104m3，氣油比1 930~3 753m3/m3，開(kāi)發(fā)初期不含水。

（2）單井無(wú)水采油期差異大AT1井區(qū)的16口生產(chǎn)井中，10口井有無(wú)水采油期（避水高度5.5~13.0m），為43~541 d.無(wú)水采油期主要取決于油氣層厚度、避水高度、開(kāi)采速度、井底結(jié)構(gòu)等因素。避水高度小于5m的生產(chǎn)井基本沒(méi)有無(wú)水采油期。

（3）氣井見(jiàn)水前氣油比下降明顯，見(jiàn)水后含水率上升快氣井在生產(chǎn)初期氣油比較高，見(jiàn)水前氣油比快速下降，與常規(guī)的凝析氣藏開(kāi)發(fā)后氣油比穩(wěn)定或上升不同，AT1井區(qū)氣油比下降明顯。單井見(jiàn)水后含水率上升快。

（4）油氣藏天然能量較強(qiáng)，壓力保持程度高統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：AT1井區(qū)阿三段油氣藏的油氣層與水層的厚度比為1.0∶1.5~1.0∶5.0，估算AT1井區(qū)阿三段油氣藏砂體發(fā)育范圍內(nèi)的油氣層與水層體積比約為1.0∶9.0，水層物性相對(duì)較好，水體能量充足。AT1井區(qū)油氣藏的地層壓力保持程度雖然逐年下降，但下降幅度很小，目前壓力保持程度仍在92%以上。

AT1井區(qū)邊底水能量較強(qiáng)，考慮水平井泄油氣面積大，生產(chǎn)壓差小，含水上升速度相對(duì)較慢，開(kāi)發(fā)效果好，因此AT1井區(qū)采用以水平井為主的開(kāi)發(fā)方式。

2　油氣藏類(lèi)型判斷方法

通常，依據(jù)油氣組分和流體性質(zhì)將油氣藏劃分為干氣藏、濕氣藏、凝析氣藏、凝析油藏、臨界油氣藏、輕質(zhì)油藏、黑油油藏、稠油油藏及瀝青油砂礦。油氣藏類(lèi)型是確定開(kāi)發(fā)方式的依據(jù)，采用不同的開(kāi)發(fā)方式開(kāi)發(fā)，所獲得的油氣藏的采收率不同。

當(dāng)油氣藏投入開(kāi)發(fā)時(shí)決定其開(kāi)發(fā)方式的主要因素為儲(chǔ)集層和油氣流體性質(zhì)。AT1井區(qū)開(kāi)發(fā)初期處于塔河油田快速上產(chǎn)階段，在含油氣高度較大（16m）的情況下，僅根據(jù)1口井的PVT資料與周?chē)臏y(cè)試產(chǎn)狀，沒(méi)有進(jìn)行分段測(cè)試即判定為凝析氣藏。開(kāi)發(fā)一段時(shí)間后，油井產(chǎn)狀出現(xiàn)與油藏類(lèi)型不符的特征后，錄取新的PVT資料發(fā)現(xiàn)，油氣藏底部存在飽和原油。此后開(kāi)展了對(duì)AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型的重新研究與認(rèn)識(shí)。

2.1根據(jù)PVT物性分析油氣藏類(lèi)型

在AT1井區(qū)阿三段油氣藏共取得2個(gè)PVT樣品。2006年對(duì)位于構(gòu)造較高部位的AT1井進(jìn)行了高壓物性分析，油氣藏基本參數(shù)如下：產(chǎn)層垂深為4 256~ 4263m，油層壓力為46.13MPa，露點(diǎn)壓力為45.36MPa，地露壓差為0.77MPa，生產(chǎn)氣油比為1 939m3/m3，凝析油含量468.29 cm3/m3.據(jù)此分析結(jié)果判斷，AT1井區(qū)為高含凝析油的凝析氣藏。

2011年對(duì)位于構(gòu)造中低部位的產(chǎn)油井AT1-12H進(jìn)行高壓物性分析，產(chǎn)層折算垂深為4 259.5~4 260.4m，油層壓力為45.04MPa，飽和壓力為45.04MPa，地飽壓差為0MPa，生產(chǎn)氣油比為205m3/m3，其PVT樣品分析結(jié)果為原油。

AT1-12H井雖然射孔底界深度（海拔-3 318.4m）高于AT1井射孔底界深度（海拔-3 320.1m）（圖2），但是射開(kāi)該層時(shí)油氣藏已經(jīng)開(kāi)發(fā)5年，油水界面、油氣界面均已發(fā)生移動(dòng)，根據(jù)AT1-12H井生產(chǎn)資料分析，生產(chǎn)該層時(shí)射孔層位已處于油氣界面之下。因此，認(rèn)為AT1井區(qū)應(yīng)為帶底油的凝析氣藏或者帶凝析氣頂?shù)挠筒亍?/p>

圖2　過(guò)AT1井—AT1-12H井構(gòu)造剖面示意

2.2利用油氣相態(tài)圖判別油氣藏類(lèi)型

石油和天然氣是一套多組分烴類(lèi)體系，在不同的溫壓條件下表現(xiàn)出不同的相態(tài)特征，當(dāng)體系中重?zé)N組分增加時(shí)，體系相包絡(luò)線位置向右下方偏移（圖3），相包絡(luò)線上臨界點(diǎn)位置和油藏的壓力、溫度決定了油氣藏類(lèi)型[1］。

圖3　多組分烴類(lèi)體系相態(tài)（援引自文獻(xiàn)［1］）

利用相態(tài)圖可判別油氣藏類(lèi)型。圖3中C點(diǎn)為臨界點(diǎn)，Ct為臨界凝析溫度，Cp為臨界凝析壓力，CKH線為泡點(diǎn)線，CBE線為露點(diǎn)線，CKCpL為等壓逆行區(qū)，CDCtB為等溫逆行區(qū)，即反凝析區(qū)。G點(diǎn)為油藏，H點(diǎn)為飽和油藏，I點(diǎn)為氣頂油藏，A點(diǎn)為凝析氣藏，P點(diǎn)為干氣藏。

根據(jù)AT1井地層流體高壓物性樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖4a），烴類(lèi)體系的臨界凝析溫度為280.2℃，臨界凝析壓力為46.82MPa，臨界點(diǎn)溫度為-71.0℃、臨界點(diǎn)壓力為33.80MPa，露點(diǎn)壓力為45.36MPa，地露壓差為0.77MPa.模擬相圖的特點(diǎn)是臨界凝析壓力和臨界凝析溫度遠(yuǎn)高于臨界壓力和溫度，地層壓力界于臨界凝析壓力和臨界壓力之間，地層溫度界于臨界凝析溫度和臨界溫度之間，位于臨界點(diǎn)右側(cè)，地層流體屬于凝析氣[1-2]。

圖4　AT1井與AT1-12H井地層流體相態(tài)

依據(jù)AT1-12H井地層流體高壓物性樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖4b），烴類(lèi)體系的臨界凝析溫度為518.9℃，臨界凝析壓力為45.26MPa，臨界壓力為34.16MPa，溫度為360.8℃；飽和壓力為45.04 MPa，地飽壓差為0MPa.模擬相圖的特點(diǎn)是臨界凝析溫度遠(yuǎn)高于臨界溫度，臨界凝析壓力高于臨界壓力，地層壓力略低于臨界凝析壓力，遠(yuǎn)高于臨界壓力，地層溫度遠(yuǎn)低于臨界溫度，位于臨界點(diǎn)左側(cè)，在泡點(diǎn)線上，據(jù)此判斷地層流體為飽和原油。

綜合分析AT1井和AT1-12H井在油藏中的位置、PVT測(cè)試成果資料，認(rèn)為AT1井區(qū)阿三段油氣藏為帶油環(huán)的凝析氣藏或者為帶氣頂?shù)挠筒亍?/p>

2.3依據(jù)參數(shù)法判別油氣藏類(lèi)型

油環(huán)的判別是研究凝析氣藏的基礎(chǔ)，根據(jù)地層流體組分?jǐn)?shù)據(jù)計(jì)算的參數(shù)法是一種常用的方法[2]。依據(jù)AT1井和AT1-12H井的地層流體分析數(shù)據(jù)，分別采用了四參數(shù)判別法、C5+參數(shù)法、C1/C5+比值法、Z因子判別法進(jìn)行參數(shù)計(jì)算，對(duì)照油氣藏類(lèi)型判別標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)（表1），發(fā)現(xiàn)AT1井和AT1-12H井的各項(xiàng)參數(shù)均顯示油氣藏為帶油環(huán)的凝析氣藏或油藏的特征（表2）。

2.4依據(jù)流體性質(zhì)判別油氣藏類(lèi)型

油氣組分和油藏條件決定流體性質(zhì)，因此可以利用油氣性質(zhì)對(duì)油氣藏進(jìn)行分類(lèi)，陳元千根據(jù)流體性質(zhì)提出的油氣藏分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)如表3所示[1]。

表1　油氣藏類(lèi)型判別標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 6101—1994）

表2　AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型判別標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)

其中，氣油比和地面油密度是利用產(chǎn)出物判別油氣藏的2項(xiàng)重要指標(biāo)，氣油比和地面油密度與原油組分組成有關(guān)。原油中輕質(zhì)組分含量越高，天然氣在其中的溶解度越大，在壓力溫度條件改變的情況下，溶解在原油中的天然氣會(huì)從原來(lái)的體系中分離出來(lái)，若生產(chǎn)氣油比長(zhǎng)期大于550m3/m3，則說(shuō)明原油揮發(fā)性強(qiáng)；在實(shí)際生產(chǎn)中，若生產(chǎn)氣油比長(zhǎng)期大于1 000m3/m3，一般認(rèn)為是凝析氣藏。同樣，若地面液體密度小于0.82 g/cm3，說(shuō)明原油中輕質(zhì)組分含量高，一般認(rèn)為是凝析氣藏或輕質(zhì)油藏；若地面液體密度大于0.83 g/cm3，則一般認(rèn)為是油藏。

表3　依據(jù)流體性質(zhì)判別油氣藏類(lèi)型[7]

AT1井區(qū)阿三段油氣藏開(kāi)發(fā)初期，大部分投產(chǎn)井氣油比大于2 000m3/m3，地面油密度在0.76 g/cm3左右，表現(xiàn)為凝析油生產(chǎn)特征。隨生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，氣油比快速下降，地面油密度逐漸升高，氣井投產(chǎn)1~2 a之后，氣油比下降到1 000m3/m3以下，地面油密度已上升到0.85 g/cm3左右，表現(xiàn)為原油特征。而2011年投產(chǎn)的AT5-2井投產(chǎn)后，氣油比僅338m3/m3，初期原油密度為0.85 g/cm3，表現(xiàn)為原油的生產(chǎn)特征。可見(jiàn)，AT1井區(qū)阿三段油氣藏下部具有油環(huán)。

2.5依據(jù)生產(chǎn)特征判斷判別油氣藏類(lèi)型

生產(chǎn)實(shí)踐表明：如果氣井在生產(chǎn)初期氣油比穩(wěn)定不變，當(dāng)?shù)貙訅毫Τ掷m(xù)下降氣油比開(kāi)始上升，凝析油密度逐漸減小，這類(lèi)凝析氣藏?zé)o油環(huán)；如果氣井在生產(chǎn)初期隨地層壓力的下降氣油比急速上升，而凝析油的密度先變小后變大（原油密度），這類(lèi)凝析氣藏大部分都有油環(huán)存在[3-4]。而AT1井區(qū)早期部署的氣井生產(chǎn)特征基本屬于后者（圖5）。

圖5　AT1-2H井生產(chǎn)氣油比、地面油密度變化與油氣界面、油水界面變化

第一批投產(chǎn)井生產(chǎn)初期均表現(xiàn)為高氣油比的凝析氣藏特征，在無(wú)水生產(chǎn)末期，生產(chǎn)制度保持不變或下降的情況下，不同程度出現(xiàn)產(chǎn)液量和產(chǎn)油量上升，產(chǎn)氣量和氣油比大幅下降的現(xiàn)象。分析認(rèn)為主要是儲(chǔ)集層下部的原油錐進(jìn)至井筒導(dǎo)致，在一定程度上說(shuō)明AT1井區(qū)的油環(huán)為原生油環(huán)。

綜合上述分析結(jié)果，結(jié)合AT1井區(qū)阿三段油氣藏油氣分布狀況，可以判斷AT1井區(qū)儲(chǔ)集層上部為氣、下部為油。但是仍然不能確定AT1井區(qū)是帶底油的凝析氣藏，還是帶凝析氣頂?shù)挠筒?，還需要進(jìn)一步判斷其油氣藏類(lèi)型。

2.6依據(jù)儲(chǔ)量參數(shù)法判斷判別油氣藏類(lèi)型

根據(jù)以上多種方法對(duì)AT1井區(qū)油氣藏類(lèi)型的分析結(jié)果，按照氣藏、油藏儲(chǔ)量的計(jì)算方法分別計(jì)算氣和油的儲(chǔ)量。根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6168—1995《氣藏分類(lèi)》的要求，計(jì)算了AT1井區(qū)氣儲(chǔ)量系數(shù)為0.367，含氣面積系數(shù)為0.738，對(duì)照標(biāo)準(zhǔn)界限值，也難以判定油氣藏類(lèi)型，在2個(gè)指標(biāo)不統(tǒng)一的情況下，參照表4備注第2條，以氣儲(chǔ)量系數(shù)指標(biāo)為主，判定AT1井區(qū)阿三段油氣藏為帶凝析氣頂?shù)挠筒豙4］（表4）。

表4　氣藏類(lèi)型與區(qū)分指標(biāo)（SY/T 6168—1995）

3　AT1井區(qū)開(kāi)發(fā)效果分析

3.1產(chǎn)量遞減狀況

根據(jù)AT1井區(qū)阿三段油氣藏實(shí)際歷年日產(chǎn)氣量計(jì)算了AT1井區(qū)的遞減率（表5）。

表5　AT1井區(qū)歷年原油產(chǎn)量遞減率統(tǒng)計(jì)

從表5可以看出，原油產(chǎn)量自然遞減率自2008年開(kāi)始逐年增大，2010年產(chǎn)量遞減率最大，達(dá)到40.4%，產(chǎn)量遞減快。AT1井區(qū)含水率持續(xù)上升，年含水率上升最高達(dá)29.6%.AT1井區(qū)自2010年底進(jìn)入高含水期，低產(chǎn)量生產(chǎn)。

3.2水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

童氏含水率與采出程度關(guān)系圖版是中、高滲透油田開(kāi)發(fā)中、后期含水率與采出程度統(tǒng)計(jì)規(guī)律圖版，是一種比較好的預(yù)測(cè)含水率及采收率的方法，在我國(guó)得到廣泛應(yīng)用。根據(jù)AT1井區(qū)阿三段油氣藏的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)在童氏圖版上繪制了AT1井區(qū)原油采出程度與含水率的關(guān)系曲線（圖6）。

圖6　AT1井區(qū)采出程度與含水率關(guān)系

由圖6可以看出，AT1井區(qū)的實(shí)際采出程度與含水關(guān)系曲線向上穿越了多根標(biāo)準(zhǔn)曲線，原油采收率由初期的40%降至25%以下，目前約為23%，整體水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果變差。

3.3油氣藏類(lèi)型的確定對(duì)AT1井區(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響

由于AT1井區(qū)阿三段油氣藏開(kāi)發(fā)初期判定的油氣藏類(lèi)型為帶較強(qiáng)底水的凝析氣藏，開(kāi)發(fā)方式采用依靠天然能量，井型主要利用水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)，水平段主要部署在儲(chǔ)集層中上部的氣層內(nèi)部，同時(shí)AT1井區(qū)儲(chǔ)集層物性較好，因此氣井生產(chǎn)初期產(chǎn)量高，氣油比上升快，生產(chǎn)1~2 a后氣油比下降至凝析氣藏的氣油比界限以下，含水率快速上升，開(kāi)發(fā)效果變差，才發(fā)現(xiàn)底部存在油藏，目前用遞減法標(biāo)定采收率為14.2%.與塔河油田同等深度、物性相近的無(wú)氣頂帶底水的碎屑巖油藏相比，采收率低15%~30%.因此，由于油氣藏類(lèi)型確定不準(zhǔn)確，導(dǎo)致采用了不合適的開(kāi)發(fā)方式，對(duì)AT1井區(qū)采收率的影響很大。

4　開(kāi)發(fā)對(duì)策

AT1井區(qū)阿三段儲(chǔ)集層氣頂面積大，油藏厚度較薄，采用先采油后采氣的開(kāi)發(fā)方式要優(yōu)于先采氣后采油及油氣同采[5-6]。AT1井區(qū)儲(chǔ)集層物性好，有一定的含油氣面積與儲(chǔ)量，同時(shí)凝析油含量高（468.29 cm3/m3），底水能量強(qiáng)，油氣藏驅(qū)動(dòng)類(lèi)型以水驅(qū)為主，目前已經(jīng)進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)期，參照同類(lèi)油氣藏的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，后期可采用循環(huán)注氣提高凝析油與原油的采收率[7-9]。

5　結(jié)論

（1）通過(guò)AT1井區(qū)油氣藏PVT相圖、石油天然氣組分、流體性質(zhì)、生產(chǎn)特征數(shù)據(jù)、儲(chǔ)量分布等各項(xiàng)指標(biāo)對(duì)比分析，認(rèn)為AT1井區(qū)阿三段油氣藏類(lèi)型為帶凝析氣頂?shù)挠筒亍?/p>

（2）對(duì)于帶較大氣頂?shù)挠筒?，?yīng)盡量先采油后采氣，或者油氣同采；已經(jīng)采用了先采氣后采油開(kāi)發(fā)的，后期可考慮采用循環(huán)注氣的方式提高采收率。

（3）在AT1井區(qū)開(kāi)發(fā)初期，應(yīng)慎重判定油氣藏類(lèi)型，尤其是凝析氣藏，盡量通過(guò)鉆井、取心、試油等手段錄取足夠的資料，準(zhǔn)確判斷油氣藏后再選取合適的開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)，才能獲得較高的油氣采收率。

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Study on Oiland GasReservoir TypesofAT1W ellBlock in Tahe Oilfield,Tarim Basin

LIU Lina,MA Yong,LIU Jie,MA Xuejian,ZHANGChunfu,YIN Ting
(Research Institute ofExploration and Development,NorthwestOilfield Company,Sinopec,Urumqi,Xinjiang 830011,China)

The Akekule reservoirofMiddle Triassic in AT1wellblock in Tahe oilfield isa bottom?waterreservoirwith complex fluid prop?erties controlled by faults and low amplitude structure.At the initial stage ofdevelopment,the AT1 wellblock was identified as a conden?sate gas poolbymeans ofPVT data.With the deepening ofthe development,most ofthe gaswellswere in big drop in gas?oil ratio.And at the beginning ofwaterbreakthrough,oil cutting appeared like oilproduction rise and gasproduction decline,resulting in poorexploitation effect.Bymeans of the data ofPVT,fluid property,oil and gas componentanalysis,production performance and reserves coefficient,this paperdrawsa conclusion that the reservoir type in AT1wellblock belongs to an oilreservoirwith condensate gas cap,analyzes the effectof AT1wellblock developmentand proposes the countermeasuresfor thisarea in highwater?cutstate,which can be available forreference for type discrimination and developmentofsimilarreservoirs.

Tarim basin;Tahe oilfield;AT1wellblock;fluid property;reservoirtype;developmentprocess;developmenteffect

TE112.42

A

1001-3873（2015）05-0560-05

10.7657/XJPG20150511

2015-03-05

2015-05-26

劉麗娜（1971-），女,河南柘城人，高級(jí)工程師，石油地質(zhì)與油藏工程，（Tel）0991-3161695（E-mail）hnytyjylln@sina.com.