楊士偉，史丹妮

(1.中國(guó)石化 國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京　100029； 2.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京　100083)

?

俄羅斯季曼
—伯朝拉盆地碳酸鹽巖油氣藏特征分析——以Trebs和Titov油氣田為例

楊士偉1，史丹妮2

(1.中國(guó)石化 國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京100029； 2.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083)

摘要：季曼—伯朝拉盆地是俄羅斯境內(nèi)的富油氣盆地，屬裂谷—被動(dòng)陸緣前陸復(fù)合盆地；早里菲世早石炭世為裂谷—大洋被動(dòng)邊緣、淺海大陸架階段，晚石炭世第四紀(jì)為烏拉爾造山和造山后的前陸演化階段。盆地共發(fā)育3套碳酸鹽巖儲(chǔ)集層，包括下古生界、下泥盆統(tǒng)—上泥盆統(tǒng)(上弗拉斯階—法門(mén)階)及石炭系—下二疊統(tǒng)碳酸鹽巖。研究表明，該區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層明顯受沉積、成巖雙重作用的控制，有利沉積相帶及不整合面共同控制有效儲(chǔ)層的分布；儲(chǔ)集空間包括原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蝕孔洞，儲(chǔ)層物性空間橫、縱向變化大，通常不整面之下30～40 m為有利儲(chǔ)層發(fā)育的最佳地帶；儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，盆地內(nèi)部分油藏具有低孔隙度、低滲透率特性，制約了油氣藏開(kāi)發(fā)速度。通過(guò)分析該盆地具有較長(zhǎng)開(kāi)發(fā)歷史的12個(gè)碳酸鹽巖油氣藏?cái)?shù)據(jù)，證實(shí)該類(lèi)油藏具有低采油速度、低采出程度特點(diǎn)。

關(guān)鍵詞：低滲透；不整合面；碳酸鹽巖儲(chǔ)層；Trebs和Titov 油氣田；季曼—伯朝拉盆地；俄羅斯

季曼—伯朝拉盆地油氣資源豐富，是俄羅斯重要的含油氣區(qū)之一[1-2]。據(jù)IHS統(tǒng)計(jì)，到2015年底，盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油氣田262個(gè)，其中已發(fā)現(xiàn)石油(包括凝析油)儲(chǔ)量145×108桶(約占盆地內(nèi)油氣探明總儲(chǔ)量的70%)，天然氣儲(chǔ)量11 700×108m3(約占盆地內(nèi)油氣總量的30%)。季曼—伯朝拉盆地是俄羅斯最高產(chǎn)的產(chǎn)油區(qū)之一。

盆地經(jīng)歷了從元古代到早中生代的漫長(zhǎng)地質(zhì)演化，形成了多套構(gòu)造層，但以烏拉爾洋的形成和關(guān)閉對(duì)該盆地演化的影響最大。盆地演化大致可分為2個(gè)階段：(1)裂谷—大洋被動(dòng)邊緣、淺海大陸架階段；(2)烏拉爾造山和造山后的前陸演化階段[1-2]。盆地內(nèi)發(fā)育上奧陶統(tǒng)—下二疊統(tǒng)多套烴源巖，最重要的烴源巖是弗拉斯階—法門(mén)階的多馬尼克相頁(yè)巖和泥灰?guī)r；在古生界—下中生界中都發(fā)現(xiàn)了儲(chǔ)層，主要儲(chǔ)層包括下古生界伊日馬—奧姆拉群(Izhma-Omra)碳酸鹽巖，中泥盆統(tǒng)(愛(ài)菲爾階—下弗拉斯階)碎屑巖，上泥盆統(tǒng)(上弗拉斯階—法門(mén)階)碳酸鹽巖，石炭系—下二疊統(tǒng)碳酸鹽巖，上二疊統(tǒng)和三疊系碎屑巖，其中碳酸鹽巖儲(chǔ)層中的油氣儲(chǔ)量占盆地總儲(chǔ)量的68.4%[3]。

本文以Trebs和Titov油氣田為例，論述季曼—伯朝拉盆地碳酸鹽巖油氣藏油氣地質(zhì)特征。

1構(gòu)造及沉積特征

季曼—伯朝拉盆地可分為東部前淵區(qū)、西部地臺(tái)區(qū)與中部基底隆起和凹陷發(fā)育區(qū)，Trebs和Titov油氣田位于盆地東北部，處于考爾瓦隆起與索羅金—瓦蘭杰伊隆起之間的負(fù)向構(gòu)造——霍列伊維爾凹陷內(nèi)(圖1)。

盆地演化經(jīng)歷了早里菲紀(jì)—中寒武世大陸裂谷和伸展作用，形成了最早期的裂谷，晚寒武世—晚奧陶世再次裂谷作用導(dǎo)致烏拉爾洋張開(kāi)，晚奧陶世，在大陸架上沉積了伊日馬—奧姆拉群碳酸鹽巖，為盆地內(nèi)最早的一套碳酸鹽巖儲(chǔ)層。

早泥盆世烏拉爾洋閉合，盆地受到抬升，早古生代碳酸鹽巖遭受剝蝕，早期的瓦蘭杰伊裂谷反轉(zhuǎn)。中泥盆世的大規(guī)模海侵重新確立了淺海和濱海環(huán)境，沉積了一系列的透鏡狀三角洲相砂巖和泥頁(yè)巖，物源來(lái)自西南面剛形成的季曼嶺。中弗拉斯期的短期沉降導(dǎo)致了廣泛的淺海條件，在不對(duì)稱(chēng)的、向西變淺的伯朝拉盆地中沉積了碳酸鹽巖。在陸架邊緣和相對(duì)基底隆起上發(fā)育了障壁礁和碳酸鹽巖斷崖，形成盆地內(nèi)第二套重要的碳酸鹽巖儲(chǔ)層；而在中間的低部位和向東側(cè)沉積了富含有機(jī)質(zhì)的“多馬尼克相”頁(yè)巖、泥灰?guī)r和泥灰質(zhì)石灰?guī)r。

圖1　俄羅斯季曼—伯朝拉盆地Trebs和Titov油氣田構(gòu)造位置

杜內(nèi)期基底斷層的剪壓復(fù)活與烏拉爾洋閉合導(dǎo)致的擠壓運(yùn)動(dòng)有關(guān)，導(dǎo)致該裂谷完全反轉(zhuǎn)，形成一系列大型隆起帶，包括Trebs和Titov油氣田東西側(cè)的考爾瓦隆起帶和索羅金隆起帶，在隆起之間為德尼索夫卡凹陷。在整個(gè)石炭紀(jì)—早二疊世，適合碳酸鹽巖沉積的淺水條件占主導(dǎo)地位。在阿賽爾期，在西側(cè)臺(tái)地區(qū)的很多地方發(fā)育了斑礁、藻礁灰?guī)r，成為盆地內(nèi)第三套重要的碳酸鹽巖儲(chǔ)層[4]。

早二疊世晚期，盆地受東歐板塊和西伯利亞板塊碰撞影響，為前陸盆地的形成階段。三疊紀(jì)，在前陸盆地發(fā)育的同時(shí)，北極發(fā)生了裂谷作用，導(dǎo)致了盆地北部地殼變薄且在三疊紀(jì)期間盆地傾向改變?yōu)楸北蔽鲀A。早三疊世之后盆地進(jìn)入輕微沉降階段(圖2)。

2油氣田地質(zhì)特征

Trebs和Titov油田都發(fā)現(xiàn)于1987年，Trebs油田C1級(jí)石油可采儲(chǔ)量為3 865×104t，C2級(jí)可采儲(chǔ)量為4 382×104t；Titov油田原油C1級(jí)可采儲(chǔ)量為5 108×104t，C2級(jí)可采儲(chǔ)量為651×104t，兩油田分別于2013年和2014年開(kāi)始生產(chǎn)。

Trebs和Titov油田儲(chǔ)集層主要為上泥盆統(tǒng)(弗拉斯—法門(mén)階)和下泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖，屬季曼—伯朝拉盆地第二套碳酸鹽巖儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性包括層狀藻類(lèi)、珊瑚、疊層石礁灰?guī)r和白云巖以及層狀陸架碳酸鹽巖；儲(chǔ)集空間包括陸架碳酸鹽巖和礁體碳酸鹽巖的原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蝕孔洞。

2.1構(gòu)造和圈閉特征

Trebs和Titov油田位于霍列伊維爾凹陷內(nèi)。該區(qū)處于基底隆起區(qū)，東西兩側(cè)為弧后裂谷地塹，早中泥盆世深地塹被碎屑沉積物充填，而兩油田所在的基底隆起區(qū)則沉積了淺海相碳酸鹽巖。

圖2　季曼—伯朝拉盆地綜合地層柱狀圖

圖3　季曼—伯朝拉盆地過(guò)霍列伊維爾凹陷的地質(zhì)剖面

隨著烏拉爾洋關(guān)閉，局部構(gòu)造幅度有一定程度增長(zhǎng)，形成上泥盆統(tǒng)(弗拉斯—法門(mén)階)礁體碳酸鹽巖儲(chǔ)層。由于烏拉爾造山運(yùn)動(dòng)，東西兩側(cè)早期的裂谷地塹反轉(zhuǎn)更為強(qiáng)烈，形成索羅金隆起和考爾瓦隆起，其上沉積了石炭系—下二疊統(tǒng)礁體碳酸鹽巖。而2油田所處的霍列伊維爾凹陷當(dāng)時(shí)相對(duì)構(gòu)造位置較低，缺少石炭系—下二疊統(tǒng)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層(圖3)。

基底隆起構(gòu)造上的泥盆系發(fā)育多套儲(chǔ)層，油層埋藏深度在3 600～4 100 m(圖4)。晚泥盆世前，由于海退形成了區(qū)域不整合面，對(duì)下泥盆統(tǒng)儲(chǔ)層的形成起了重要作用。

晚弗拉斯期—杜內(nèi)期，季曼—伯朝拉盆地西部為碳酸鹽臺(tái)地，東部為內(nèi)陸架盆地，向東以一條碳酸鹽隆起與前烏拉爾洋前淵相隔，臺(tái)地邊緣的碳酸鹽陡坡相帶向東邊的前烏拉爾洋深水中推進(jìn)。內(nèi)陸架盆地構(gòu)成了沉積中心，水體循環(huán)受限，在弗拉斯期—法門(mén)期沉積了富含有機(jī)質(zhì)的多馬尼克相。

圖4　季曼—伯朝拉盆地Trebs油氣藏剖面

向西向北，多馬尼克相沉積被淺水陸架、局部為礁碳酸鹽巖所代替，這類(lèi)陸架和礁碳酸鹽巖向東和東南方向推進(jìn)，沿弗拉斯期—法門(mén)期陸架邊緣發(fā)育了障壁礁。構(gòu)造圖上局部高點(diǎn)的不規(guī)則性受生物建隆的生長(zhǎng)特征控制，在晚泥盆世，生物礁碳酸鹽巖中形成了構(gòu)造—地層復(fù)合型圈閉。由此可見(jiàn)，所有圈閉的形成過(guò)程都早于烴源巖的生油高峰(三疊紀(jì))，為油氣聚集成藏提供了有利條件[5-6]。

2.2儲(chǔ)層特征

Trebs油田包括5套儲(chǔ)層，即上泥盆統(tǒng)2套及下泥盆統(tǒng)3套。如圖4所示，下泥盆統(tǒng)油氣藏為地層—構(gòu)造復(fù)合型油氣藏，儲(chǔ)層為淺海相碳酸鹽巖；上泥盆統(tǒng)為生物礁油氣藏。Titov油田主要為下泥盆統(tǒng)淺海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層，為地層—構(gòu)造復(fù)合型油氣藏(圖5)。2油田為復(fù)雜的斷塊構(gòu)造，發(fā)育連通性及非連通的斷層，主要的儲(chǔ)量集中在基質(zhì)孔隙中(占85%)，部分儲(chǔ)量分布在連通較好的裂隙及溶蝕洞孔型儲(chǔ)集層中(占15%)。

圖5　季曼—伯朝拉盆地Titov油氣藏剖面

2.2.1下泥盆統(tǒng)層狀碳酸鹽巖儲(chǔ)層

Trebs油田儲(chǔ)層巖相類(lèi)型為灰?guī)r或灰質(zhì)白云巖，儲(chǔ)集空間類(lèi)型包括孔隙、裂縫及溶孔等。儲(chǔ)層包括5個(gè)層序，其中第4層序?yàn)橹饕獌?chǔ)層分布帶，是高能沉積環(huán)境下的巖相帶；第4層序內(nèi)儲(chǔ)層中子孔隙度剖面變化特征明顯，孔隙度變化幅度寬，局部存在高孔隙帶(圖6)。

Trebs和Titov油田都發(fā)育溶孔、溶洞分布帶、白云巖化儲(chǔ)層帶，即粗粒白云巖高滲透帶。晚泥盆世前，由于海退形成了區(qū)域不整合面，其對(duì)下泥盆統(tǒng)儲(chǔ)層的控制表現(xiàn)在以下2個(gè)方面：一是角礫巖化和裂縫的形成；二是可能的淡水淋濾溶蝕，形成溶孔、溶洞等。不整合面控制了古喀斯特地貌的形成，古喀斯特特征包括角礫巖及泥巖充填的裂縫、溶洞等。角礫巖的最大厚度約4 m，角礫巖層孔隙不發(fā)育，主要原因是由于泥巖充填壓實(shí)。所以，不整合面對(duì)儲(chǔ)層的影響深度至少為30～40 m，包括角礫化、溶蝕等成巖作用控制改造儲(chǔ)層(圖7)。

圖7中，A層模式表明，高滲透帶橫向連通，在這種情況下，注水開(kāi)發(fā)很容易造成水竄；B層模式表明，儲(chǔ)層分布范圍局限，不能實(shí)現(xiàn)注水開(kāi)發(fā)；C層模式表明，低滲透儲(chǔ)層橫向分布連續(xù)，注水開(kāi)發(fā)可有效驅(qū)替原油；D層模式表明，油藏規(guī)模小，正常井網(wǎng)無(wú)法開(kāi)發(fā)[7-8]。

圖6　季曼—伯朝拉盆地Trebs油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層層序

圖7　季曼—伯朝拉盆地Trebs油藏儲(chǔ)層格架示意

2.2.2上泥盆統(tǒng)礁體儲(chǔ)層

Trebs油田上泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖為地層圈閉。由于生物礁儲(chǔ)層在側(cè)向上和垂向上的復(fù)雜變化，不同儲(chǔ)層頂面的圈閉構(gòu)造形態(tài)相差很大。頂部蓋層為外陸架環(huán)境沉積的上法門(mén)階深水泥質(zhì)石灰?guī)r和泥灰?guī)r。裂縫與弗拉斯階碳酸鹽巖中的后期斷層有關(guān)，而上泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖儲(chǔ)層通常經(jīng)歷了喀斯特化，喀斯特化的過(guò)程選擇性地利用了這些裂縫(圖8)。

弗拉斯階碳酸鹽巖的主要孔隙類(lèi)型為粒內(nèi)孔、粒間孔和與溶解作用有關(guān)的次生孔；大部分次生孔隙具有喀斯特特征，其中包括大型孔洞；在巖心中發(fā)現(xiàn)了3～6 cm寬的溶洞、溶蝕通道和喀斯特角礫巖。鉆井過(guò)程中發(fā)生了泥漿漏失、鉆具放空。溶蝕孔洞在三維空間上以裂縫相連通，并被淋濾擴(kuò)大。這些裂縫呈南南東向延伸，后者與Trebs油田主斷裂平行。亮晶膠結(jié)物常充填溶蝕擴(kuò)大縫，或形成孔洞、溶洞的襯邊。溶蝕孔隙分布具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，大多局限于非疊層石碳酸鹽巖地層內(nèi)。弗拉斯階礁碳酸鹽巖的平均孔隙度和滲透率分別為10%和322×10-3μm2。

圖8　季曼—伯朝拉盆地Trebs油田弗拉斯階的

油田名稱(chēng)發(fā)現(xiàn)時(shí)間/年開(kāi)采時(shí)間/年累產(chǎn)油/103t地質(zhì)儲(chǔ)量/103tABC1C2剩余可采儲(chǔ)量/103tABC1C2孔隙度/%滲透率/10-3μm2原油密度/(g·cm-3)原油黏度/(mPa·s)采出程度/%采油速度(地質(zhì)儲(chǔ)量)/%Ardalinskoye198819941528524003 04164 011.65620.8451.3578.592.43North-Bаgаnsкоyе1986199526419984 117053089 47499.4970.8561.1646.099.81Veyakoshorskye1990199520125425 1881915 46116.023380.8402.3568.744.78East-Sotchemyu-Taliyu1988199326949570 2622872 11814.55300.8845.4648.404.22Bagnskoye(TP)19841985210411651 61504168 26999.01080.8410.7633.554.48Salyukinskoye19711993185414115 20053335 56013.02920.88517.3035.731.43Sotchemyu199019934915867 10252326 45314.16590.8876.1517.433.66South-Тaibulesкоyе197819922982938 0516 016.0760.8656.7136.613.07Verkhnevozeiskoye1986198913192110561 3247939776 110329.01410.8220.5924.910.64North-Аresskоyе198619924666650 02155 09.24330.8422.3017.780.53South-Vаgаnскоyе1985198645311448 03443 015.0740.88811.2811.630.64Vuktylskoye198119831843171 24065823 721810.2500.8400.4518.270.20

弗拉斯階—法門(mén)階碳酸鹽巖的儲(chǔ)層性質(zhì)強(qiáng)烈依賴(lài)于是否存在喀斯特作用及其強(qiáng)度：喀斯特最發(fā)育的巖石，孔隙度和滲透率也最高。與喀斯特作用相關(guān)的孔隙體積增加不大(孔隙體積僅增加1%～3%)，但局部滲透率明顯增大。喀斯特網(wǎng)絡(luò)有2個(gè)主要組成部分：(1)水平喀斯特帶，主溶蝕通道呈北西西向，其中發(fā)育了溶蝕孔洞，具有較高的孔隙度，滲透率無(wú)窮大，周?chē)鸀榭λ固鼗潭容^低的、寬300～2 500 m地區(qū)；(2)垂向洞穴通道，在空間上可能與斷層相關(guān)并溝通了上下地層，改善了互層間的垂向連通性(圖8)。水平喀斯特帶的走向與法門(mén)期—弗拉斯期礁的走向平行，并可能與主要礁體的溶蝕作用相關(guān)。

3季曼—伯朝拉盆地油田開(kāi)發(fā)特點(diǎn)

季曼—伯朝拉盆地已投入開(kāi)發(fā)的碳酸鹽巖油氣藏12個(gè)(表1)，其中12個(gè)油田開(kāi)發(fā)年限超過(guò)或接近20年；采出程度大于60%的油田3個(gè)，占總開(kāi)發(fā)油田的25%；可采儲(chǔ)量采出程度小于50%的油田10個(gè)，占總油田數(shù)的83.3%。

如上所述，低采油速度、低采出程度是季曼—伯朝拉盆地碳酸鹽巖油藏開(kāi)采的特點(diǎn)。碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，部分油藏具有低孔隙度、低滲透率特性，此特點(diǎn)制約了油氣藏開(kāi)發(fā)速度。

4結(jié)論

(1)季曼—伯朝拉盆地碳酸鹽巖儲(chǔ)層明顯受沉積、成巖雙重作用的控制，有利沉積相帶及不整合面共同控制有效儲(chǔ)層的分布，儲(chǔ)集空間包括原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蝕孔洞。

(2)上泥盆統(tǒng)地層沉積前形成的喀斯特特征與識(shí)別具有參考意義。不整合面控制了喀斯特的形成。區(qū)域不整合面對(duì)裂縫和溶蝕孔、洞等的形成起到了至關(guān)重要的作用。不整合面對(duì)儲(chǔ)層的影響深度至少為30～40 m，發(fā)育角礫化、溶蝕等成巖作用等控制改造優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

(3)碳酸鹽巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，地質(zhì)模型的建立要充分考慮孔隙度、滲透率參數(shù)的橫向穩(wěn)定性，高滲透帶的橫向分布范圍和不整合面影響和控制的范圍。

(4)季曼—伯朝拉盆地碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，盆地內(nèi)部分油藏具有低孔隙度、低滲透率特性，制約了油氣藏開(kāi)發(fā)速度，油氣藏總體具有低采油速度、低采出程度的特點(diǎn)。

參考文獻(xiàn):

[1]Корнилович И А,Дубинина В Н,Гаталин К.Б Геология Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции[J].ЗВМО,2011:298-312.

[2]Кочеткова К В,Поспелова Л Н,Лаврентьев Ю Г.Пирсеит из колчеданного месторождения Титова[J].ЗВМО,2012:12-18.

[3]Миронов А Г,Карманов Н С,Миронов А А.Специфика геологии и разработки Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции[J].Геология и геофизика,2008:984-989.

[4]Ismail-Zadeh A T,Kostyuchenko S L,Naimark B M.The Timan-Pechora Basin (northeastern European Russia):Tectonic subsi-dence analysis and a model of formation mechanism[J].Tectonophysics,1997,283(1/4):205-218.

[5]O'Leary N,White N,Tull S,et al.Evolution of the Timan-Pechora and South Barents Sea basins[J].Geological Magazine,2004,141(2):141-160.

[6]Lindquist S J.The Timan-Pechora Basin province of northwest arctic Russia:Domanik-Paleozoic total petroleum system[R].Open-File Report 99-50-G.Denver,Colorado:U.S. Geological Survey,1999.

[7]Kharyaga field reservoir evaluation report[R].Timan-Pechora Basin,C&C Reservoirs,2004.

[8]Vuktyl field reservoir evaluation report[R].Timan-Pechora Basin,C&C Reservoirs,2004.

(編輯徐文明)

Characteristics of carbonate reservoirs in the Timan-Pechora Basin in Russia:The Trebs and Titov oil fields as examples

Yang Shiwei1, Shi Danni2

(1.InternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,SINOPEC,Beijing100083,China;2.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Abstract:The Timan-Pechora Basin is a petroliferous basin in Russia. It is a composite basin of rift, passive margin, and foreland. From the Early Riphing to Early Carboniferous, a rift, passive margin, and shallow continental shelf developed in the basin. From the Late Carboniferous to Quaternary, the Ural orogeny and post-orogeny foreland developed. Three sets of carbonate reservoirs were formed in the basin, including the Lower Paleozoic, Lower-Upper Devonian (Frasnian-Famennian), and Carboniferous-Lower Permian. They were controlled by both sedimentary and diagenetic effects. Favorable sedimentary facies and unconformities controlled the distribution of effective reservoirs. Reservoir porosity includes primary pores and dissolution vugs formed by karst. Reservoir physical properties vary both horizontally and vertically. Generally, the formation 30-40 m below an unconformity is the most favorable reservoir position. The reservoirs have a strong heterogeneity, and are featured by low porosity and low permeability, which restricts hydrocarbon exploitation. Data from 12 carbonate reservoirs with a long development history in the study area were analyzed, confirming low recovery rates and low recovery levels.

Keywords:low permeability; unconformity; carbonate reservoir; Trebs and Titov oil fields; Timan-Pechora Basin; Russia

文章編號(hào)：1001-6112(2016)03-0354-06

doi：10.11781/sysydz201603354

收稿日期：2016-03-17；

修訂日期：2016-04-21。

作者簡(jiǎn)介：楊士偉(1969—)，男，工程師，從事油氣田開(kāi)發(fā)研究工作。E-mail：swyang.sipc@sinopec.com。

中圖分類(lèi)號(hào)：TE122.33

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A