大庆油田西部地区姚一段油气成藏动力学过程模拟.pdf

第31卷 第2期 2010年3月 石油学报 ACTA PETROL EI SINICA Vol.31 Mar. No.2 2010 基金项目国家自然科学基金项目 No. 40772090资助。 作者简介雷裕红,男,1978年12月生,2004年毕业于中国地质大学武汉 , 现为中国科学院地质与地球物理研究所在读博士研究生,主要从事成藏 动力学研究。E2mail granulitelei 文章编号0253 - 2697201002 - 0204 - 07 大庆油田西部地区姚一段油气成藏动力学过程模拟 雷裕红1 罗晓容1 潘 坚2 赵建军2 王鸿军2 11 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源重点实验室 北京 100029; 21 中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂 黑龙江大庆 163853 摘要在总结大庆油田西部地区姚一段石油地质条件的基础上,采用油气成藏动力学研究方法,利用盆模技术模拟了盆地的演化 过程和烃源岩生、 排烃史,恢复了明水期末 依安期初烃源岩的供烃量和姚一段顶面油气运移的动力条件;根据对各类输导通道的 分析,建立起该时期以砂岩输导层为主的输导格架。采用以逾渗理论为基础的油气运聚模拟方法,对供烃量、 运移动力和输导格架 进行了耦合分析,获取了姚一段油气运移路径的特征、 分布及运移量。再结合其他油气成藏的控制因素,预测敖南鼻状构造、 大安 鼻状构造、 英台鼻状构造、 他拉哈地区及巴彦查干北部的低幅度构造为有利的勘探远景目标区。 关键词大庆油田;姚一段;运聚动力;输导格架;运移路径;数值模拟 中图分类号 TE112 文献标识码 A Simulation on hydrocarbon migration and accumulation dynamics of the first member of Yaojia ation in the west of Daqing Oilfield L EI Yuhong1 LUO Xiaorong1 PAN Jian2 ZHAO Jianjun2 WANG Hongjun2 1. Key L aboratory ofPetroleum Resources Research , Institute of Geology and Geophysics , Chinese Academy of Sciences , Beijing 100029 , China; 2. No. 9 Oil Production Plant , PetroChina Daqing Oilf ield Company Limited , Daqing 163853 , China Abstract The petroleum geological conditions of the first member of Yaojia ation in the west of Daqing Oilfield were analyzed. The evolution history of the basin and the hydrocarbon generation2expulsion history of source rocks were simulated , and the dynamic conditions for hydrocarbon migration were successfully reconstructed using the basin modeling techniques.The characteristics of sandstone , unconity and faults carriers were investigated , and a hydrocarbon carrier framework model was constructed. The coupling analysis on migration dynamics and pathways was made using the hydrocarbon migration and accumulation modeling meth2 ods as well as the percolation theory. The distribution of hydrocarbon pathways , migration directions and migration quantity of the first member of Yaojia ation in Daqing Oilfield were obtained. Those study results combined with other petroleum geological conditions were used to prospect the target zones. Some favorable exploration zones such as Aonan nose structure ,Da’an nose struc2 ture ,Yingtai nose structure , Tahala area and the structure in the north of Bayanchagan were identified. Key words Daqing Oilfield; the first member of Yaojia ation; hydrocarbon migration and accumulation dynamics; hydrocarbon carrier framework ; migration pathway; numerical simulation 随着勘探程度的不断提高,油气勘探对象日趋复 杂和隐蔽,油气勘探难度日益增大,静态地、 孤立地分 析生、 储、 盖、 运、 聚、 保等油气形成条件的传统研究方 法已经不能适应现今油气勘探的需求。在此背景下, 针对我国含油气盆地特点的油气成藏动力学研究应运 而生[ 126] ,这极大地促进了石油地质学的发展。油气 成藏动力学研究的思想和方法是,重点关注油气成 藏过程中油气成藏的动力学背景、 输导体系特征及其 演化过程,力图通过对运聚动力和通道的耦合关系的 定量分析,展现油气运移路径的特征和油气聚集的 过程[ 7211] 。 松辽盆地大庆长垣以西地区主要为一套三角洲、 滨浅湖相沉积,储集砂体面积小,成岩作用对砂岩孔隙 空间的影响复杂多变,油气分布规律复杂,油气藏具有 “小、 散、 差、 杂、 低、 深” 的特点[ 12] 。近年来,尽管该地 区陆续有一些新发现,但储量动用程度低,后备储量不 落实[ 12] 。究其原因,主要是该区油气成藏过程不明、 油气分布规律和资源潜力不清所造成的。 针对研究区的石油地质特征和勘探难点,笔者在 总结研究区已有石油地质研究成果的基础上,采用油 气成藏动力学研究的思想和方法[ 6] ,定量分析姚一段 在主要油气运移时期的成藏动力学背景、 运移通道的 第2期雷裕红等大庆油田西部地区姚一段油气成藏动力学过程模拟205 空间展布及其非均匀输导特征,运用MigMOD数值模 型[ 7,11] ,定量分析姚一段油气运移、 聚集的过程,展现 油气优势运移路径的特征及其分布情况。 1 地质背景和石油地质条件 研究区主体位于松辽盆地北部大庆长垣以西的外 围地区,横跨大庆长垣、 齐家 古龙凹陷、 龙虎泡 红 岗阶地、 泰康隆起带和西部超覆带5个二级构造单元, 勘探面积约17 440km 2 图1。研究区中浅部地层自 下而上依次为白垩系下统泉三段、 泉四段、 青一段、 青 二三段、 姚一段、 姚二三段、 嫩一段、 嫩二段、 嫩三四段、 嫩五段,白垩系上统四方台组和明水组,古近系依安 组,新近系大安组、 泰康组、 白土山组、 大清沟组、 故乡 屯组和温泉河组[ 13214] 。 Ο 高瑞祺,张兆琦,萧德明,等.古龙凹陷南部中上部组合油气藏分布规律研究.大庆油田勘探开发研究院,1994. Π 赵文革,梁江平,林景晔,等.齐家 古龙地区油气藏分布规律研究及勘探目标评价.大庆油田勘探开发研究院,1998. Θ 刘立,马艳萍,闫建萍,等.齐家 古龙地区扶杨油层成岩成藏特征研究.吉林大学,2001. Ρ 张刘平,罗晓容,杨文秀,等.松辽盆地古龙地区葡萄花油层流体活动与油气充注研究.大庆油田勘探开发研究院,2008. F1 小林克断裂;F2 敖古拉断裂;F3 哈拉海断裂 图1 研究区构造位置及构造特征示意图 Fig. 1 Location and structural characteristics of the studied area 青山口组沉积早期,由于坳陷初期的伸展作用,在 泉头组顶面形成大量断层。青山口组沉积末期,松辽 盆地发生区域性的构造抬升作用,但抬升幅度较小,时 间较短,形成姚家组与青山口组间的区域性平行不整 合。研究区在嫩江期末、 明水期末 古近纪早期、 依安 期末发生3次较大规模的构造抬升,西部超覆带、 大庆 长垣一带的地层遭受剥蚀,分别形成嫩江组与四方台 组之间、 白垩系与新生界之间、 古近系与新近系之间的 区域性角度不整合,并使研究区内主要的构造形成且 最终定型[ 13,15216] 。 姚一段是研究区中浅层的主要产油气层之一。该 区姚一段地层厚度变化大,为0～100m ,大部分地区 厚度为30～80m ,西部超覆带缺失姚一段。姚一段为 水进浅水河控三角洲沉积,物源主要受北部齐齐哈尔 沉积体系和西部英台沉积体系控制,储层类型主要为 水下分流河道砂体、 河口坝砂体和席状砂 Ο 。由于姚 一段沉积时期研究区盆地底部地形平缓坡度一般小 于1 , 水体浅,水动力作用较强,水下分流河道的条 带状砂体和透镜砂体又得到席状化改造,物性较好 Π 。 姚一段下伏的青山口组烃源岩为一套深湖 半深 湖、 湖湾相暗色泥岩,厚度较大,分布较稳定,有机质 类型较好,成熟度较高,是研究区姚一段的主力供烃 层段[ 13,17] 。 前人的研究结果[ 18219]Θ Ρ 表明,研究区内中浅层油 气的充注主要有3期,分别是嫩江组沉积末期、 明水组 沉积末期 依安组沉积初期和依安组沉积末期[ 12,16] 。 嫩江组沉积末期,青山口组烃源岩进入排烃门限,但排 烃量较少211810 8t ,且此时研究区内主要构造刚 具雏形,流体包裹体分析也反映嫩江期末仅有少量烃 类注入[ 20]Θ Ρ 。明水组沉积末期 依安组沉积初期,松 辽盆地受到SEE向挤压,研究区内NNE向断裂发育, 齐家 古龙凹陷周边的一系列背斜和鼻状构造基本 形成。与此同时,青山口组烃源岩进入排烃高峰期 220124108t ,排烃高峰期与断层活动、 圈闭的有机 配置,有利于油气运聚成藏。依安期末的构造运动使 区内主要构造最终定型,但此时青山口组烃源岩排烃 量相对于明水组沉积末期 依安组沉积初期大大减少 32189108 t 。因此,明水组沉积末期 依安组沉积 初期是本区最有效的油气运聚期。本次研究工作主要 围绕这一时期来开展。 2 油气成藏动力学背景 含油气盆地内的烃类流体在从生成到其后的运聚 成藏过程中,始终受控于其所处的流体动力学环境。 因而油气成藏动力学研究的前提是定量重建盆地演化 的过程,恢复盆地流体动力的分布与演化,模拟烃源岩 206 石 油 学 报2010年 第31卷 热演化和生排烃史[ 6] 。 综合前人关于构造和沉积的研究成果[ 13216] ,充分利 用地质、 地震、 测井、 地化等信息,在盆地模型建立和适 当参数选取的基础上,以现今实测温压数据为约束限定 条件,利用盆地模拟技术,定量恢复了盆地埋藏历史,温 度、 压力场和烃源岩热演化史。在此基础上,采用生烃 动力法,计算了青山口组烃源岩的排烃强度,估算了青 山口组烃源岩给姚一段储层的供烃量图2 ; 应用Te2 mis盆地模拟软件计算了姚一段顶面在主要油气运聚 期的流体势,获取了姚一段顶面流体动力的分布特征 图2 青山口组烃源岩明水期末供烃强度 Fig. 2 Expulsion intensity of source rock of Qingshankou ation at the late sedimentary stage of Mingshui ation 图3。结果表明,姚一段自沉积以来,其温度和压力 总体逐渐升高,仅在嫩江组沉积末期、 明水组沉积末期 和依安组沉积末期,由于区域构造抬升作用曾出现过 短暂的降温卸压现象,除葡西一带外,姚一段总体为常 压系统。青山口组烃源岩在嫩三段沉积初期开始成 熟,嫩江组沉积末期开始排烃,明水组沉积末期 依安 组沉积初期进入排烃高峰期。姚一段顶面的古流体势 总体是中部齐家 古龙凹陷一带高,向东部大庆长垣 和西侧西部斜坡带西部斜坡带泛指西部超覆带和泰 康隆起带逐渐降低。受流体势分布的控制,流线自齐 家 古龙凹陷向东指向大庆长垣及长垣西翼各鼻状构 造,向西指向西部斜坡带,向西南指向英台、 大安等鼻 状构造,并在构造高部位和相对高部位汇聚,流线的密 集终止处为油气运移动力指向区图3。 图3 姚一段顶面明水期末流体势分布 Fig. 3 Distribution of fluid potential at the top of the first member of Yaojia ation at the last sedimentary stage of Mingshui ation 3 输导通道 由断层、 砂体和不整合面等组成的输导体系是连 接烃源岩与圈闭的 “桥梁与纽带”,烃源岩生成的油气 只有通过有效的输导体系才能进入圈闭聚集成藏。输 导体系直接影响油气运移方向和聚集部位,决定着油 气的散失量和运聚效率。因此,输导体系研究是油气 运聚动力学乃至成藏动力学研究的核心内容。 311 不整合面 地震资料显示,姚家组底部存在一区域性的平行 不整合面。对录井资料、 岩心资料及测井曲线组合特 征的综合分析结果表明,该不整合面之下风化淋滤层、 风化黏土层均不发育,在不整合面之上发育一套底砂 岩。该底砂岩分布广,连续性好,厚度一般为015～ 2m。对该套底砂岩的发育特征、 物性与含油气性的关 系等综合分析表明,该套底砂岩可构成油气运移的有 效通道。因而本次研究中对该不整合面不作特殊处 理,而把其上的底砂岩当成姚一段砂岩输导体系的一 部分[ 11]来分析。 312 断 层 研究区内青山口组顶面断层总体较发育,但分布 不均,其中中南部断层比较发育,北部齐家凹陷、 泰康 隆起和西部超覆带断层相对较少图1。按走向区内 断层总体可分为两类 NNE或SN走向断层以及 第2期雷裕红等大庆油田西部地区姚一段油气成藏动力学过程模拟207 NNW走向断层,其中以NNW走向断层为主。除敖 古拉断裂外,其他断裂规模都较小,平面延伸距离较短 图1 , 断距一般小于30m ,其尺度相对于盆地尺度 研究区面积约17 440km2而言很小,因此其对油气 二次侧向运移的影响在本次研究工作中可不予考虑。 利用砂泥岩对接法对敖古拉断裂封闭性的研究结 果表明[ 21223] ,该断裂的侧向封烃能力在姚家组和泉头 组地层中较差,在嫩江组和青山口组地层中较好。笔 者利用断层连通性的关系模型[ 24] ,分析了区内典型断 层的启闭性。结果表明,姚一段内包括小林克、 敖古 拉、 哈拉海断裂在内的多数断层在油气主要运移期的 开启概率较高,这与文献[21223]的研究结果基本一 致。虽然油气主要运移期敖古拉断裂在姚一段中的开 启概率较高,但敖古拉断裂的中北部位于敖古拉鼻状 构造的脊部,其主体部位几乎和构造脊线重合,即和流 体势的汇聚脊线重合图3 , 对油气侧向运移的影响 较小。因此,其对油气二次侧向运移的影响在本次研 究工作中亦可不予考虑。 Ο 罗晓容,张刘平,陈瑞银,等,陇东地区延长组6～8段石油运聚规律及成藏特征研究.长庆油田勘探开发研究院,2006. Π 罗晓容,张立宽,王兆明,等,埕北断阶带油气运聚成藏模式与勘探潜力评价.大港油田勘探开发研究院,2008. 313 砂 体 砂岩输导层能否成为良好的油气侧向运移通道, 主要取决于砂岩的发育程度分布、 厚度、 几何连通特 征和流体动力学连通特征。在其他石油地质条件类 似的前提下,砂岩发育程度越高,连通性越好,作为油 气运移输导层的概率越大[ 25] 。沉积条件控制了砂岩 发育规模、 几何连通性及原始物性分布,而砂岩层内发 生的成岩作用则对流体连通性产生重大影响。笔者采 用储层描述的思路,对姚一段砂岩输导层的空间发育 特征和流体动力学连通性进行了分析[26 ]Ο 。 鄂尔多斯、 渤海湾盆地的研究表明 Ο Π ,在其他成 藏条件相似的情况下,能作为有效输导砂体的概率往 往具有随岩性的变细、 砂体的减薄而降低的趋势,在某 一个特定的界限以下的砂体难以作为油气运移通道, 而这种砂岩岩性和厚度上的界定条件在不同的盆地有 所差异。因此,在分析砂岩输导层空间展布特征之前, 需要确定可作为油气运移有效通道的砂岩的岩性以及 其厚度下限。由于烃源岩有效排烃范围内部分砂岩的 含油性可能与油气初次运移有关,因此为了更好地分 析砂岩含油性与油气二次运移的关系,此次仅选择了 烃源岩排烃范围之外的112口探井进行统计。结果表 明,在各含油气级别的统计结果中,砂岩和粉砂岩的含 油气性最好,均占统计样本的90 以上,而泥质粉砂 岩、 粉砂质泥岩和泥岩的含油气性较差,一般少于 4 ;当砂岩单层厚度小于013m时,砂岩基本不含油 或无油气显示。因此研究区内单层厚度大于013m的 砂岩和粉砂岩可视为油气运移的有效输导层。 依据利用砂地比判断砂体几何连通性的理论模 型[ 27228] ,在利用动态生产资料和地球化学示踪技术确 定砂体连通性的基础上,统计了砂体连通性与砂地比 的相关关系。把研究区内钻遇姚一段的井分为产液井 油气井、 产水井、 显示井和干井3类。对于显示井和 产液井,利用动态生产资料、 原油和岩心的生物标志化 合物、 含氮化合物、 碳同位素等判断其连通与否,并认 为干井与产液井、 显示井互不连通。在此基础上,分别 统计连通井与互不连通井的砂地比。统计结果表明, 当砂地比大于25 时,砂体连通的概率较大,且砂地 比越大,连通概率越高。当砂地比大于40 时,砂体 基本连通。 依据上述研究成果,利用研究区468口探井的综 合录井数据、 测井资料、 沉积相、 砂地比以及重点井连 井砂体对比剖面,结合根据动态生产资料、 地球化学示 踪资料判断的砂体连通性,勾绘了姚一段连通砂岩输 导层的厚度分布图图4。由图4可见,姚一段砂岩 输导层非常发育。北部物源砂体分为东西两支向南延 伸,西支砂体延伸到杜53杜202井区一带,砂体主 图4 姚一段砂岩输导层厚度及孔隙度分布 Fig. 4 Distribution of thickness and porosity of sandstone carrier in the first member of Yaojia ation 体部位厚度一般为10～14m ;东支砂体主体分布在大 庆长垣一带,向南延伸到大同、 葡萄花一带,主体部位 厚度一般为14～20m。 西部英台物源砂体较北部物 208 石 油 学 报2010年 第31卷 源砂体厚,砂体主体部位厚度一般为18～24m。 根据姚一段514块常规沉积岩薄片和铸体薄片的 镜下观察结果,结合已往研究成果[ 29230] ,分析了姚一段 储层的成岩特征,划分了成岩序列并确定了其与油气 成藏时间的关系。结果表明,姚一段砂岩经历了3期 无机 有机流体的作用第一期绿泥石 → 第一期强度 较弱的溶蚀 → 石英加大边 → 高岭石 → 长石加大 → 泥晶 方解石 → 白云石、 铁白云石 → 原油充注;第二期溶蚀 → 石英加大边和/或硅质胶结→ 高岭石 → 绿泥石 → 长石加大 → 亮晶方解石 → 白云石、 铁白云石 → 原油充 注;第三期溶蚀 → 石英加大边和/或硅质胶结→ 高 岭石 → 绿泥石 → 长石加大 → 铁方解石 → 白云石、 铁白 云石 → 原油充注。 前面分析表明,第二期油气充注对本区油气运聚 成藏具有关键的意义。因此,以现今实测的砂岩孔隙 度减去第二期油气充注期后因溶蚀作用增加的孔隙 度,加上因胶结作用所减少的孔隙度,再经压实校正, 即可得到主要油气运聚期岩石的古孔隙度。由图4可 知,姚一段砂岩输导层古孔隙度总体具有齐家 古龙 凹陷低,东部大庆长垣、 西部龙虎泡 红岗阶地和泰康 隆起高的特点。齐家 古龙凹陷的孔隙度一般为 11 ～18 ,且北部孔隙度高于南部的;龙虎泡 红岗 阶地的孔隙度一般为17 ～23 ;大庆长垣的孔隙度 一般为19 ～24 ;泰康隆起带的孔隙度最高,一般 为24 ～30 。 314 输导格架建立 由于成岩作用过程中古流体的流动及流体与岩石 相互作用关系的非均匀性极强,在研究区采用砂岩厚 度、 面孔率、 孔隙度及渗透率等单一参数均不能很好地 表征古输导格架的输导能力。在对研究区输导格架进 行数值化表征时,将输导格架的厚度和物性等单一因 素综合起来进行评价,同时考虑宏观沉积砂体的控制 作用和微观成岩作用对原始物性的改造,采用砂体厚 度与古孔隙度的乘积作为古输导格架输导特征的表征 参数,其乘积越大,输导能力越强,反之亦然。由此,建 立了姚一段油气二次运移的输导格架模型图5。 4 运移过程的模拟 在上述工作的基础上,采用自行研制的、 以逾渗理 论为基础的油气运聚数值模型[ 7] ,耦合运移动力、 供烃 强度和输导格架,对明水组沉积末期 依安组沉积初 期姚一段中油气运移的过程进行了模拟分析图6。 由图6可知,油气自烃源岩中排入姚一段储层后,在油 气运移动力和输导条件的共同控制下,总体具有由齐 家 古龙凹陷沿多条优势运移路径向四周构造高部位 图5 姚一段输导格架模型 Fig. 5 Hydrocarbon carrier framework model in the first member of Yaojia ation 运聚的趋势;油气的聚集区包括大庆长垣、 萨西鼻状构 造、 杏西鼻状构造、 高西鼻状构造、 葡西鼻状构造、 新肇 鼻状构造、 敖南鼻状构造、 大安鼻状构造、 英台鼻状构 造、 敖古拉鼻状构造、 龙虎泡构造和他拉哈一带图6。 注底图颜色从浅绿到深绿,代表输导性能由好到差。 图6 明水组沉积末期 依安组沉积初期姚一段油气运移 模拟结果与含油面积叠合图 Fig. 6 Superimposed map of simulation result of hydrocarbon migration and oil2bearing area during the late sedimentary stage of Mingshui ation to the early sedimentary stage of Yi’an ation 第2期雷裕红等大庆油田西部地区姚一段油气成藏动力学过程模拟209 从油气运移的规模和范围来看,研究区不同部位 差别较大北部油气运移的范围和规模有限,油气的运 移主要发生在齐家凹陷及其周边地区;而中南部油气 运移范围广,运移通量大。在研究区南部,青山口组烃 源岩生成的油气排入姚一段储层后沿数条优势运移路 径分别向敖南鼻状构造、 大安鼻状构造、 英台鼻状构造 运移,在局部构造高部位形成聚集后,溢出的油气继续 沿构造脊向更高部位运移,延伸至吉林探区;在研究区 西部,齐家 古龙凹陷的油气沿多条优势运移路径运 移至龙虎泡构造并发生聚集,油气溢出后,又沿两条优 势运移路径继续向西运移至敖古拉鼻状构造处,由于 敖古拉鼻状构造向西上倾方向的输导层输导性能变 差,致使在敖古拉鼻状构造油气发生聚集;在他拉哈一 带,油气主要沿4条优势运移路径从他拉哈向斜向西 部斜坡方向运移,北部两支的油气分别经古11井 英 19井 英21井、 古861井 古46井 塔17井向巴 彦查干以北的低幅度构造运移并聚集,南部一支油气 经哈21井 英205井运移至英28井区后,与南部另 一支汇聚并延伸至吉林探区;从齐家 古龙凹陷一带 往东,油气从北向南沿多条油气优势运移路径经萨西、 杏西、 高西、 葡西、 新肇等鼻状构造往大庆长垣运移、 聚 集。杜46井 杜53井 泰康县一线以西地区由于输 导层输导性能较差,基本上没有油气运移。 把油气运移数值模拟的结果与已经发现油气田的 含油气面积叠合,二者的吻合程度较高图6 , 这表 明,该模拟结果是比较可信的。根据油气运聚动力学 过程的数值模拟结果,综合考虑其他控制油气成藏的 主要因素,在主要的油气运移路径和聚集方向上,优选 出敖南鼻状构造、 英台鼻状构造、 大安鼻状构造、 他拉 哈地区、 巴彦查干北部的低幅度构造为下步有利的勘 探目标区图6。 5 认识和结论 1研究区姚一段顶面的流体势总体呈现出中间 高、 东西两侧低的特征,油气运移的动力指向区主要包 括西部斜坡带、 大庆长垣以及环齐家 古龙凹陷的各 鼻状构造。 2研究区姚一段砂体发育,连通性较好,单层厚 度大于013m、 砂地比大于25 的砂岩、 粉砂岩层可视 为油气运移的有效通道。砂岩输导体物性分布不均, 古龙凹陷一带物性最差,齐家凹陷一带次之,由齐家 古龙凹陷向西斜坡方向和大庆长垣方向物性逐渐变 好。砂岩输导层厚度与孔隙度的乘积可较好地刻画输 导体系的输导性能。 3明水组沉积末期 依安组沉积初期,油气在 流体动力和输导体系的共同作用下,总体上具有自齐 家 古龙凹陷向龙虎泡阶地各构造、 西部斜坡带、 大庆 长垣及长垣西翼各鼻状构造运移、 聚集的趋势。敖南 鼻状构造、 大安鼻状构造、 英台鼻状构造、 他拉哈地区、 巴彦查干北部的低幅度构造是下步有利的勘探目 标区。 参考文献 [1] 田世澄,陈建渝,张树林,等.论成藏动力学系统[J ].勘探家, 1996,12 20224. 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