南海深水区白云凹陷烃源岩热演化与油气资源潜力预测*

  • 王柯 ,
  • 张功成 ,
  • 杨海长 ,
  • 仝志刚 ,
  • 杨树春
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  • 中国海洋石油总公司中海油研究总院, 北京100028

作者简介:王柯(1987—), 男, 陕西省西安市人, 工程师, 硕士, 主要从事盆地模拟、成油体系与成藏动力学研究。E-mail:

收稿日期: 2016-05-06

  要求修回日期: 2016-06-08

  网络出版日期: 2017-01-19

基金资助

国家科技重大专项“海洋深水区油气勘探关键技术”(2008ZX05025、2011ZX05025)

感谢各位同事在文章撰写过程中提供的帮助!感谢审稿专家对本文的修改和建议!

Thermal evolution of source rock and prediction of petroleum resources potential in Baiyun Depression, deep-water area of the northern South China Sea

  • WANG Ke ,
  • ZHANG Gongcheng ,
  • YANG Haizhang ,
  • TONG Zhigang ,
  • YANG Shuchun
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  • China National Offshore Oil Corporation Research Institute, Beijing 100028, China
Corresponding author: WANG Ke. E-mail:

Received date: 2016-05-06

  Request revised date: 2016-06-08

  Online published: 2017-01-19

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National Science and Technology Major Projects “Key Techniques in the Deep Ocean Oil and Gas Exploration” (2008ZX05025、2011ZX05025)

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热带海洋学报编辑部

摘要

基于钻井、测井、地震及地质等资料及盆地数值模拟技术, 结合成因法及类比法, 对南海深水区白云凹陷现今地温场特征、烃源岩热演化、烃源岩排烃强度、烃源岩排烃量以及已发现油气田石油、天然气聚集系数进行了系统研究, 进而综合预测白云凹陷油气资源潜力。研究表明, 白云凹陷地温梯度较高, 介于34~67℃·km-1之间, 均值为40℃·km-1, 有利于有机质的成熟与烃类生成; 各烃源岩现今均处于成熟生油或过成熟生气阶段, 烃源岩成熟度从珠海组顶面到文昌组底面增幅较大, 文昌组烃源岩底面过成熟面积占凹陷面积的53.7%; 各烃源岩排气强度均大于排油强度, 且恩平组上段为主力排烃层位; 文昌、恩平及珠海组3套烃源岩总排烃量为1143×108m3油当量。且结合石油、天然气聚集系数预测白云凹陷保守资源量为25.2×108m3油当量。

本文引用格式

王柯 , 张功成 , 杨海长 , 仝志刚 , 杨树春 . 南海深水区白云凹陷烃源岩热演化与油气资源潜力预测*[J]. 热带海洋学报, 2017 , 36(1) : 25 -34 . DOI: 10.11978/2016047

Abstract

Based on the data of drilling, logging, seismic, geology and basin modeling, we analyzed the characteristics of geothermal, source rock maturation, hydrocarbon expulsion, and accumulation coefficient by using the analogy and genetic methods. Then, prediction of petroleum resources potential in Baiyun depression is carried out. The results show that the Baiyun Depression presents high geothermal gradient, ranging from 34 to 67℃·km-1 and with an average of 40℃·km-1, which is favorable for organic matter maturation and hydrocarbon generation. Each source rock has been in the stage of mature or post mature, and the source rock maturation increases from the top formation of Zhuhai to the bottom formation of Wenchang; the area of post mature is 53.7% in the bottom formation of Wenchang. The strength of gas expulsion is bigger than the strength of oil expulsion, and the upper formation of Enping is the major formation of hydrocarbon expulsion. The hydrocarbon expulsion of three source rocks is 1143×108 m3, and prediction of petroleum resources potential in the Baiyun Depression is 25.2×108 m3 combining the accumulation coefficients of oil and gas.

油气资源潜力预测是油气勘探开发决策的基础, 是石油地质综合研究的重要组成部分, 其目的是在不同勘探阶段、针对不同勘探对象、采用不同方法预测资源量规模, 为勘探开发整体部署以及效益分析提供科学的决策依据。同时, 油气资源量预测的合理性很大程度取决于对地质规律认识的深度, 且预测结果直接影响着油气勘探的方向(金之钧 等, 1999; 盛秀杰 等, 2013; 田作基 等, 2014)。
目前, 国内外普遍使用的油气资源潜力预测或评价方法有成因法、统计法和类比法。我国从20世纪80年代初至今已开展过三轮全国性的资源评价, 第一轮和第二轮资源评价以成因法为主, 第三轮油气资源评价主流方法仍然是成因法, 但在不同地区不同程度地引入了统计法、类比法和含油气系统综合评价法。其中, 成因法以Tissot等人为代表的干酪根热解油气有机成因理论为基础发展起来的, 最大优点是通过对油气生成、运移、聚集和保存的地质过程分析评价油气资源, 对于整体把握区域勘探潜力及效益具有独到优势; 类比法是以已发现油气田为研究对象, 综合统计、整理所需类比参数, 从而外推到盆地或凹陷进而对资源量进行预测, 该方法已在我国第三轮资源评价中部分地区使用(金之钧 等, 2002; 周总瑛 等, 2004, 2005; 张林晔 等, 2014)。
同时, 随着对能源需求的增长, 20世纪70年代中期以来全球深水油气勘探不断升温, 如今已成为世界上最热的勘探领域之一。尤其是近年来在巴西近海、美国墨西哥湾、西非近海、亚太地区等全球被动陆缘盆地中不断获得重大突破, 深水区盆地已日益成为获取储量增长的新领域。油气勘探成效揭示, 南海深水区白云凹陷为一富烃凹陷。截止2013年底, 在白云凹陷及周缘已发现20个油气田及含油气构造, 累积探明油气当量1.8×108m3, 气油比5︰1, 以天然气为主。富烃凹陷资源量丰富, 油、气勘探潜力较大, 但至今尚未对白云凹陷资源量进行系统的预测, 资源量规模尚无定数, 以致对白云凹陷资源潜力认识不清, 制约着下一步油气勘探的部署及决策。
基于以上认识, 本次资源量预测采用成因法及类比法。在收集、整理大量基础资料的基础上运用ZetaWare软件平台, 建立单井及3维地质模型, 恢复各烃源岩热演化史, 结合钻井揭示的烃源岩地化参数, 计算各烃源岩排烃量。以此为基础, 分别计算已发现油气田石油、天然气聚集系数及待发现区烃源岩排烃量, 最终对白云凹陷油气资源潜力进行预测。

1 地质特征

珠江口盆地呈NE—SW向展布于南海北部大陆架和陆坡边缘, 是以中新生代沉积为主的被动大陆边缘裂陷盆地, 东西长约800km, 南北宽约100~ 360km, 面积约17.5×104km2, 是我国近海重要的含油气盆地(冯志强 等, 1982; 王善书 等, 1982; 赵柳生, 1988; 彭大均 等, 2004; 崔莎莎 等, 2009)。盆地可分为珠一、珠二、珠三坳陷和北部断阶带、神狐暗沙隆起、东沙隆起、南部隆起及番禺低隆起共8个二级构造单元。白云凹陷位于珠二坳陷深水区, 北接番禺低隆起, 南至南部隆起, 西连云开低凸起, 东邻东沙隆起, 总体上呈NEE—SWW走向。凹陷面积1.25×104km2, 现已钻井37口, 发现20个油气田及含油气构造, 为已证实的富烃凹陷(王琪 等, 2010; 梁建设 等, 2011; 邵磊 等, 2013; 张功成 等, 2014) (图1)。
Fig. 1 Tectonic units and the main well of the Baiyun Sag

图1 白云凹陷主要钻井及构造分布图

白云凹陷是珠江口盆地沉积最厚的凹陷, 同时也是盆地沉积、沉降中心, 新生代沉积厚度超过10km。新生代地层自下而上依次为始新统文昌组(E2w), 渐新统恩平组(E3e)和珠海组(E3zh), 中新统珠江组(N1zj)、韩江组(N1h)、粤海组(N1y), 上新统万山组(N2w)及第四系(Q)。烃源岩主要为文昌组、恩平组和珠海组, 其中文昌组沉积时期水体相对较深, 发育中深湖相。恩平组沉积时期水体相对较浅, 发育河沼—滨浅湖相。珠海组沉积时期白云凹陷被海水淹没, 发育滨浅海相; 储集层主要为珠海组、珠江组碎屑岩; 盖层为韩江组泥岩及珠海组、珠江组砂岩上覆泥岩, 具备非常优越的油气生、储、盖组合和形成大型油气藏的地质条件(图2)。
Fig. 2 Stratigraphic column of the Baiyun Sag

图2 白云凹陷地层柱状图

2 地温场特征

据15口井75个实测温度数据分析(图3)揭示: 白云凹陷现今地温梯度普遍偏高, 介于34~67℃·km-1之间, 平均为40℃·km-1, 高于全球沉积盆地平均现今地温梯度值(30℃·km-1)。纵向上, 深部地温梯度略低于浅部地温梯度, 浅部地温梯度多大于40℃·km-1, 而深部地温梯度则小于40℃·km-1
Fig. 3 Geothermal characteristics of the Baiyun Sag

图3 白云凹陷钻井地层测试温度、地温梯度与深度关系图
左图中N为样本数量, 34和67为斜率, 表示地温梯度(单位: ℃·km-1)

横向上(图4), 同一凹陷不同构造位置的地温梯度存在较为明显的差异, 凹陷中部地温梯度低于凹陷周缘隆起部位。其中, 凹陷中部代表性单井现今平均地温梯度为37℃·km-1, 均低于凹陷北部、南部、东部和西部(表1)。此差异的原因在于白云凹陷沉积中心为凹陷中部。沉积中心泥岩发育, 且泥岩热导率低, 阻挡了自地壳深部热流的上涌, 致使热流在侧向上向热导率相对较高的隆起部位汇聚, 造成凹陷中部地温梯度低于北部、南部、东部和西部。
Fig. 4 Map of geothermal gradient of the Baiyun Sag

图4 白云凹陷地温梯度(单位: ℃·km-1)分布图

3 白云凹陷烃源岩热演化

单井成熟度演化史表明(图5, 表1、2): 白云凹陷烃源岩门限深度从浅到深依次为西部、北部、东部、中部和南部, 而隆起高部位的南部门限深度大于中部是因为南部水体较深, 地层有效埋深较小, 埋藏增温较低, 致使南部门限深度大于凹陷中部。整体上, 白云凹陷除凹陷中部外, 烃源岩热演化程度均较低, 以液态烃或湿气生成为主。凹陷中部由于地层埋深大(大于10km), 烃源岩的热演化程度较高, 以干气生成为主。如凹陷中部(d井)文昌组进入生烃门限较早(约37.4Ma), 且于33.8Ma开始进入高成熟阶段, 现今处于过成熟阶段, 以干气生成为主。恩平组成熟时间相对较晚(约33.2Ma), 现今同样以干气生成为主; 西部(a井)文昌组于31.1Ma、恩平组于22.8Ma进入生烃门限, 二者现今均处于高成熟阶段, 以凝析油、湿气生成为主(0%<Ro<0.5%为未成熟阶段, 0.5%<Ro<0.7%为低成熟阶段, 0.7%<Ro<1.3%为成熟阶段, 1.3%<Ro<2.0%为高成熟阶段, 2.0%<Ro为过成熟阶段)。
Tab. 1 Statistics of geothermal gradient of the Baiyun Sag

表1 白云凹陷不同构造位置地温梯度统计表

构造单元 单井名称 门限深度/m 地温梯度/(℃·km-1)
凹陷中部 d 2530 37
凹陷北部 c 2139 38
凹陷南部 e 3325 48
凹陷东部 g 2453 45
凹陷西部 a 1795 40
Fig. 5 The maturity evolution of the organic matter (left) and the contrast of observed temperature and simulated temperature (right) of the Baiyun Sag

图5 代表性单井成熟度演化史及模拟值与实测值拟合对比图

Tab. 2 Statistics of maturity evolution of the Baiyun Sag

表2 白云凹陷代表性单井成熟度演化时间统计表

井号 演化时间/Ma
低成熟(Ro=0.5%) 成熟(Ro=0.7%) 高成熟(Ro=1.3%) 过成熟(Ro=2.0%)
d 恩平组 33.2 30.5 22.9 18.5
文昌组 37.4 36.4 33.8 31.4
c 恩平组 20.3 10.4 / /
文昌组 23.0 12.5 / /
e 恩平组 30.3 26.7 7.1 /
文昌组 36.5 29.4 19.1 2.9
g 恩平组 9.1 / / /
文昌组 10.4 / / /
a 恩平组 22.8 16.7 5.2 /
文昌组 31.1 20.2 9.6 /
平面成熟度演化史(图6)表明, 同一时刻(23.3Ma、16Ma和现今), 烃源岩成熟度从文昌组底面(T100)、恩平组下段底面(T80)、恩平组中段底面(T72)、恩平组上段底面(T71)、珠海组底面(T70)至珠海组顶面(T60)依次降低; 同一层位, 烃源岩成熟度从23.3Ma、16Ma至现今依次升高, 这一现象是烃源岩成熟度受埋藏时间和温度控制的充分反映。
Fig. 6 Maturity map of source rock of the Baiyun Sag at different times

图6 白云凹陷各烃源岩不同时刻成熟度平面图

文昌组烃源岩底面成熟度23.3Ma时在凹陷中心已处于过成熟阶段, 占凹陷面积22.8%, 且逐渐向凹陷边缘降低, 北部及东部大范围处于未成熟阶段; 16Ma成熟度进一步升高, 过成熟面积加大, 占凹陷面积33.5%, 仅在凹陷东部有小范围处于未成熟阶段; 现今凹陷整体以过成熟为主, 占凹陷面积53.7%, 仅在凹陷东部及北部处于低熟至成熟阶段。
高, 仅在东部存在未成熟烃源岩; 现今凹陷整体以高成熟—过成熟为主, 过成熟占凹陷面积43.1%, 凹陷的北部和东部处于低熟至成熟阶段。
恩平组中段烃源岩底面成熟度各时刻均低于恩平组下段底面, 23.3Ma在凹陷中心仅小面积处于过成熟阶段, 占凹陷面积1.1%, 以成熟—高成熟为主; 16Ma成熟度整体升高, 仅在东部存在未成熟烃源岩; 现今凹陷整体以高成熟—过成熟为主, 过成熟占凹陷面积35.8%, 凹陷北部和东部处于低熟至成熟阶段。
恩平组上段烃源岩底面成熟度各时刻均低于恩平组中段底面, 23.3Ma凹陷整体以未成熟为主, 仅在凹陷中心小面积处于高成熟阶段; 16Ma成熟度整体升高, 未成熟烃源岩存在于凹陷东部, 凹陷中心处于过成熟阶段, 占凹陷面积5.4%; 现今凹陷整体以高成熟—过成熟为主, 过成熟占凹陷面积27.0%, 凹陷的北部和东部处于低熟至成熟阶段。
珠海组烃源岩底面成熟度各时刻均低于恩平组上段底面, 23.3Ma凹陷基本处于未成熟阶段, 仅在凹陷中心小范围处于低成熟阶段; 16Ma成熟度升高, 凹陷中心以成熟为主, 在北部和东部以未成熟为主; 现今凹陷整体以成熟—高成熟为主, 凹陷中心处于过成熟阶段, 占凹陷面积12.5%。
珠海组烃源岩顶面成熟度各时刻均低于珠海组底面, 23.3Ma凹陷整体处于未成熟阶段; 16Ma成熟度升高, 但升高幅度较小; 现今凹陷整体以低成熟—成熟为主。
综上所述, 白云凹陷各烃源岩现今均处于成熟生油或过成熟生气阶段, 烃源岩成熟度从珠海组顶面到文昌组底面增幅较大。白云凹陷高地温梯度区, 生烃门限深度较浅, 有利于烃源岩有机质向油气转化, 其中凹陷中部地温梯度虽低于其他构造带, 但其地层埋深大, 主要烃源岩文昌组、恩平组地层埋藏较深, 热演化程度高于其他构造带, 现今以干气生成为主。其余构造带烃源岩成熟度相对较低, 现今以凝析油、湿气生成为主。

4 白云凹陷油气资源潜力预测

烃源岩生成的油气最终聚集成藏形成规模资源量历经烃源岩自身残留、系列运移及散失等复杂过程。简化油气生成到资源量的过程, 有两种途径, 一是通过生烃量乘以排聚系数预测资源量, 二是通过排烃量乘以聚集系数预测资源量。排烃量在时空关系上更靠近资源量, 且可以通过盆地模拟手段即成因法计算得到。同时, 排油、气比例也接近现今发现的油、气比例。以II型干酪根为例, 烃源岩[总有机碳(total organic carbon, TOC)为1.5%, 氢指数(hydrogen index, HI)为333mg·(g TOC)-1]排烃量与生烃量气、油比例差别非常大, 生烃量气油比为1︰3, 以石油为主, 而排烃量气油比为3︰2, 以天然气为主(图7)。因此, 将类比法得到的聚集系数外推到整个盆地或凹陷, 结合待发现区排烃量即可预测盆地或凹陷的资源量。
Fig. 7 Ration of generation and expulsion of Kerogen II

图7 典型II型干酪根生烃及排烃比例
(/mass)指占每单位生烃或排烃量的质量百分比

资源量计算公式: 石油(天然气)资源量=石油(天然气)聚集系数×排油(气)量

4.1 烃源岩排烃强度及排烃量

烃源岩排烃强度及排烃量建立在合理地恢复地层埋藏史及热史的基础之上(石广仁, 2009), 且与烃源岩厚度、面积等密切相关(图8)。其中, 白云凹陷面积12499km2, 文昌组最大厚度约2300m, 恩平组最大厚度约5000m, 珠海组最大厚度约2100m。
Fig. 8 Thickness map of source rock of the Baiyun Sag

图8 白云凹陷各烃源岩厚度图

从烃源岩排烃强度图对比可知(图9), 各烃源岩排气强度均大于排油强度, 且恩平组上段为主力排烃层位。文昌组排气、排油、排烃中心位置一致, 位于凹陷西南部深湖相位置, 其次为浅湖相位置; 恩平组下段、中段, 排气中心位于凹陷中部浅海相位置, 排油中心位于凹陷北部, 排烃中心则位于凹陷中部; 恩平组上段, 排气中心位于凹陷北部三角洲平原相位置, 排油中心位于凹陷东部浅海相位置, 排烃中心位于凹陷北部; 珠海组, 排气、排烃中心位于凹陷中部。
Fig. 9 Expulsion intensity map of source rock of the Baiyun Sag

图9 白云凹陷各烃源岩排油、排气及排烃强度平面图

烃源岩排烃量计算以蒙特卡罗方法为主, 在已知烃源岩厚度、面积、地化参数的基础上, 且设定各参数的不确定性即可计算盆地或凹陷的排烃量(杨通佑 等, 1990)。运用该方法计算文昌组、恩平组、珠海组3套烃源岩排烃量, 总的排烃量1143×108m3油当量, 其中排气量1041×1011m3, 排油量102×108m3, 排气量是排油量的10倍(表3), 且恩平组上段为主力排烃层位。
Tab. 3 Statistical expulsion quantity of source rock of the Baiyun Sag

表3 白云凹陷各烃源岩排烃量统计表

凹陷 层位 油/(×108m3) 气/(×1011m3)
P10 P50 P90 P10 P50 P90
白云凹陷 珠海组 0 0 0 67.0 34.4 13.4
恩平组上段 35.9 24.5 14.5 613.6 533.0 458.6
恩平组中段 0.3 0.2 0.1 74.1 67.7 61.6
恩平组下段 0.3 0.2 0.1 245.7 229.6 212.8
恩平组 36.5 24.8 14.7 933.4 830.2 733.0
文昌组 85.4 77.1 69.5 188.4 176.7 165.4

4.2 石油、天然气聚集系数

聚集系数的确定采用类比法, 通过已发现油气田探明石油、天然气地质储量及其汇聚区排烃量的关系, 得到石油、天然气的聚集系数。
聚集系数计算公式:
石油(天然气)聚集系数=探明石油(天然气)地质储量/排油(气)量
以J油气田为例, 已知该油气田石油、天然气的探明地质储量以及该圈闭对应汇聚区的排油、气量, 计算出该油气田石油聚集系数0.48%, 天然气聚集系数2.48%(图10表4)。需要说明的是该聚集系数为保守的聚集系数, 是以汇聚区内现今发现一个油气田为基准计算的, 随着汇聚区内新发现油气田个数的增加, 聚集系数也会增加。
Fig. 10 Trap and fetch area of oil field J

图10 J油气田圈闭及其对应汇聚区范围
蓝线为圈闭, 绿线为汇聚区; 等值线表示白云凹陷T40构造深度(单位: m)

Tab. 4 Statistical clustering coefficient of oil & gas field J

表4 J油气田聚集系数统计表

探明地质储量 排烃量 聚集系数/%
石油/(×104m3) 115.93 24161.16 0.48
天然气/(×108m3) 153.45 6190.89 2.48
按照聚集系数的算法, 分别计算出每个油气田石油、天然气聚集系数, 且统计石油聚集系数最大15.62%, 最小0.14%, 平均值为3.37%; 天然气的聚集系数最大8.52%, 最小0.1%, 平均值2.29%(表5)。
Tab. 5 Statistical clustering coefficient of other oil & gas fields

表5 白云凹陷各油气田聚集系数统计表

油气田
名称
聚集系数
/%
油气田
名称
聚集系数/%
G 石油 15.62 N 石油 /
天然气 / 天然气 5.13
E 石油 5.65 C 石油 0.45
天然气 2.43 天然气 0.23
J 石油 0.48 Q 石油 /
天然气 2.48 天然气 1.51
B 石油 0.37 T 石油 /
天然气 0.30 天然气 1.79
P 石油 0.14 D 石油 /
天然气 0.20 天然气 0.10
O 石油 / M 石油 /
天然气 2.45 天然气 1.70
I 石油 0.92
天然气 8.52

4.3 资源潜力预测

白云凹陷资源潜力预测中资源量由两部分组成, 一部分是已发现油气田的探明地质储量。一部分是待发现油气田区的排烃量乘以聚集系数得出, 值得强调的是, 待发现油气田区的排烃量是白云凹陷三套烃源岩的总排烃量减去已发现油气田汇聚区范围内的排烃量。综合以上方法预测白云凹陷总资源量为25.2×108m3油当量, 其中石油3.4×108m3, 天然气21.8×1011m3(表6)。
Tab. 6 Statistical resource of the Baiyun Sag

表6 白云凹陷预测资源量统计表

资源量
最大 最小 平均
油/×108m3 15.0 0.4 3.4
气/×1011m3 77.2 2.3 21.8
合计/×108m3油当量 92.2 2.7 25.2

5 准确性分析

1) 对比代表性单井的实测Ro与模拟Ro值, 实测值与模拟值吻合度较高, 最大误差仅为0.08%, 表明本次模拟结果可靠, 而平面烃源岩热演化以单井标定的热模型为基础。
2) 聚集系数的求取以汇聚区为单位来统计烃源岩排烃量, 当若干油气田临近时汇聚区可能会有重叠, 此时将临近的油气田作为整体来考虑汇聚区, 即可避免烃源岩排烃量重复计算。
3) 白云凹陷资源潜力由已发现油气田的探明地质储量和待发现油气田区推测资源量两部分组成, 该方法重点对待发现油气田区资源量进行推测, 避免对已发现油气田区重复计算。预测白云凹陷总资
源量石油、天然气比例为1︰6, 与探明石油、天然气比例1︰5接近, 表明本次预测结果比较合理。
4) 类比法计算出的聚集系数为保守的聚集系数, 通过保守聚集系数预测的资源量也是保守资源量, 即白云凹陷资源量至少有25.2×108m3油当量。

6 结论

1) 白云凹陷地温梯度较高, 介于34~67℃·km-1之间, 均值为40℃·km-1; 各烃源岩现今均处于成熟生油或过成熟生气阶段, 烃源岩成熟度从珠海组顶面到文昌组底面增幅较大。
2) 白云凹陷各烃源岩排气强度均大于排油强度, 且恩平组上段为主力排烃层位; 文昌、恩平及珠海组3套烃源岩总排烃量为1143×108m3油当量, 其中石油102×108m3, 天然气1041×1011m3
3) 白云凹陷石油的聚集系数最大为15.62%, 最小为0.14%, 均值为3.37%; 天然气的聚集系数最大为8.52%, 最小为0.1%, 均值为2.29%。
4) 白云凹陷油气资源潜力巨大, 预测保守资源量为25.2×108m3油当量, 其中石油3.4×108m3, 天然气21.8×108m3

The authors have declared that no competing interests exist.

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