孫坤忠， 陶 謙， 周仕明， 高 元

(1.中國石化勘探分公司，四川成都 610041；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

丁山區(qū)塊深層頁巖氣水平井固井技術(shù)

孫坤忠1， 陶 謙2， 周仕明2， 高 元2

(1.中國石化勘探分公司，四川成都 610041；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

丁山區(qū)塊頁巖層埋藏深，溫度、地層壓力和破裂壓力高，為了滿足分段壓裂和長期開采的要求，需要對深層頁巖氣水平井固井技術(shù)進(jìn)行深入研究。在分析深部頁巖地層固井難點的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬分析了分段壓裂對水泥石力學(xué)性能的要求；針對高溫高壓的地層特點及分段壓裂要求，研制開發(fā)了高強度彈性水泥漿體系，同時優(yōu)化前置液，以增強前置液耐溫及潤濕反轉(zhuǎn)能力，提高固井質(zhì)量。室內(nèi)評價試驗表明，彈性水泥漿體系耐溫140 ℃以上，最低彈性模量達(dá)4.5 GPa,水泥石滲透率0.07 mD,前置液140 ℃熱滾后7 min內(nèi)的沖洗效率達(dá)100%。彈性水泥漿體系及配套工藝技術(shù)在丁頁 2-HF 井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，其中一界面優(yōu)質(zhì)井段達(dá)到96%以上，滿足地面壓裂施工壓力105 MPa對水泥環(huán)完整性的要求。應(yīng)用效果表明，彈性水泥漿體系、前置液體系及配套工藝能滿足丁山區(qū)塊深層頁巖氣水平井固井要求，確保了頁巖氣水平井壓裂改造措施的順利實施。

頁巖氣 水平井 固井 水泥漿性能 高溫高壓 丁山區(qū)塊

國外在頁巖氣勘探開發(fā)工程領(lǐng)域已形成了配套的產(chǎn)品和工藝技術(shù)[1]，其中在頁巖氣固井方面開發(fā)了滿足分段壓裂的柔性水泥漿體系、泡沫水泥漿體系及韌性水泥漿體系，以及能夠有效驅(qū)替油基鉆井液的前置液體系，在固井工藝上充分利用了大位移井、水平井固井技術(shù)，有效滿足了頁巖氣水平井固井技術(shù)的需求[2-3]。國內(nèi)針對重慶涪陵國家級頁巖氣示范區(qū)中淺層頁巖氣井固井需求，形成了配套的水泥漿體系和工藝技術(shù)，滿足了針對中低溫地層及常壓地層的固井技術(shù)，但是該區(qū)塊目前生產(chǎn)套管環(huán)空帶壓井?dāng)?shù)量超過50%，對后期安全生產(chǎn)帶來了一定的安全隱患。丁山、南川區(qū)塊等深部頁巖地層的目的層龍馬溪組地層的最大、最小地層主應(yīng)力分別達(dá)85和80 MPa,地層溫度在140 ℃以上，對彈韌性水泥漿體系的常規(guī)性能與力學(xué)性能及前置液體系、配套固井工藝等方面提出了新的技術(shù)挑戰(zhàn)[4-6]，需要開展深入的研究和探索。筆者對彈韌性水泥漿體系進(jìn)行優(yōu)化，提高了水泥漿耐溫能力，并優(yōu)選合適的耐高溫前置液體系，形成了配套的固井技術(shù)，提高了水泥環(huán)的長期密封能力。

1 深層頁巖氣水平井固井技術(shù)難點

丁山區(qū)塊目的層龍馬溪組—五峰組地層屬于深水陸棚相區(qū)，有利于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖沉積，具有較好的勘探前景。目前該區(qū)塊完鉆井主要采用四開井身結(jié)構(gòu)，四開井段采用φ241.3 mm鉆頭完鉆，下入φ177.8 mm套管。該區(qū)塊頁巖埋藏較深，垂深達(dá)4 400.00 m以上，地層破裂壓力當(dāng)量密度達(dá)1.90～2.18 kg/L，壓裂施工中地面壓力高，地層溫度達(dá)140 ℃以上。地層水敏性強，水敏指數(shù)為0.66～0.75，采用油基鉆井液體系鉆進(jìn)。該區(qū)塊由于地層物性及工程特點，對固井施工提出了新的挑戰(zhàn)，主要表現(xiàn)在以下方面：

1) 封固段長，對水泥漿體系性能要求高。丁山區(qū)塊頁巖氣水平井一次固井封固段長，達(dá)到5 600.00 m以上，上下溫度差大于100 ℃，對水泥漿性能要求高；同時由于是水平段施工，需要嚴(yán)格控制水泥漿沉降穩(wěn)定性和自由液。

2) 油基鉆井液清洗困難。丁山區(qū)塊地層壓力高，目的層頁巖易水化，因此采用密度相對較高的油基鉆井液體系鉆進(jìn)。油基鉆井液在井壁形成油膜，影響地層與水泥漿的膠結(jié)質(zhì)量;同時，提高頂替效率難度大，對前置液抗溫性能要求高。

3) 套管下入及居中難度大。丁山區(qū)塊頁巖氣井目的層垂深大于4 500.00 m,水平段長超過1 000.00 m,套管下入過程中所受摩阻大，且水平段套管容易貼邊和偏心，水泥環(huán)不均勻影響層間封隔質(zhì)量，從而影響后期壓裂改造效果。

4) 固井施工及工藝要求高。水平段長，各固井流體間的密度、黏度差異大，且套管偏心，容易導(dǎo)致流體混合段長，提高頂替效率難度大；同時，固井施工注替量大，施工過程中套管內(nèi)外壓差大，施工頂替壓力高，對設(shè)備性能要求高。

5) 高應(yīng)力地層分段壓裂對水泥漿及水泥石性能要求高[7]。地層破裂壓力高，分段壓裂地面施工壓力大于100 MPa，要求水泥漿膠凝后形成的水泥石具有良好的彈性、韌性和強度，保證分段壓裂及后期開發(fā)過程中水泥環(huán)具有良好的密封能力，防止環(huán)空帶壓。

2 水泥漿體系的選擇與設(shè)計

相比常規(guī)油氣井及淺層頁巖氣井，深部頁巖地層破裂壓力高，壓裂施工過程中承受更高的內(nèi)壓，常規(guī)水泥漿體系及常規(guī)彈韌性水泥漿體系，難以滿足水泥環(huán)長期安全密封的要求。在對地層-水泥環(huán)-套管進(jìn)行力學(xué)耦合分析，得到深部地層分段壓裂水泥環(huán)力學(xué)完整性的需求的基礎(chǔ)上[8]，筆者利用增孔及凝膠相塑化的方式，改造水泥石的脆性，并優(yōu)選合理的彈性材料，實現(xiàn)水泥漿體系的優(yōu)化與改性，滿足力學(xué)改性要求。

2.1 水泥石力學(xué)參數(shù)耦合設(shè)計

與常規(guī)頁巖氣井水泥漿體系相比，高溫高壓地層頁巖氣井對水泥石彈性、防氣竄能力和耐溫能力均有較高要求。壓裂施工壓力是影響水泥石性能設(shè)計的直接因素，水泥石彈性模量15 GPa，泊松比0.23，地層巖石彈性模量16 GPa，泊松比0.24，分析常規(guī)水泥漿體系形成的水泥環(huán)第一、二界面的等效應(yīng)力，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可知，第一界面處水泥環(huán)的等效應(yīng)力大于第二界面的等效應(yīng)力，施工壓力越高，越容易引起第一界面水泥環(huán)失效，常規(guī)性能水泥環(huán)存在密封失效的風(fēng)險。

丁山區(qū)塊已完鉆的丁頁 2-HF井和丁頁 1-HF 井最高壓裂施工壓力為100 MPa，利用數(shù)值模擬技術(shù)，對該區(qū)塊實際井身結(jié)構(gòu)、地層參數(shù)及壓裂施工壓力開展地層-水泥環(huán)-套管力學(xué)耦合分析，結(jié)果如圖2所示。

綜合分析圖1、圖2可知，為了防止丁山區(qū)塊頁巖氣井壓裂過程中損傷水泥石，并控制水泥石應(yīng)力狀態(tài)處于彈性變形區(qū)域，水泥石彈性模量應(yīng)小于6 GPa，同時單軸環(huán)境下水泥石最高彈性變形應(yīng)力應(yīng)達(dá)到25 MPa。

2.2 提高水泥石彈韌性

溫度120 ℃條件下水泥石中不存在Ca(OH)2，結(jié)晶相少，因此對耐高溫水泥漿體系采用C—S—H凝膠相塑化和增孔方法改造水泥石的脆性。

為了改造水泥石的彈韌性，優(yōu)選了新型彈性材料 SFP1-1 和 SFP1-2。SFP1-1 為納米乳液，目前廣泛應(yīng)用于高溫高壓氣井固井中，水泥漿中形成C—S—H凝膠后，SFP-1 在C—S—H凝膠表面形成包覆的、具有彈性變形能力的膠粒, 外載荷作用于水泥石上時，凝膠相間產(chǎn)生一定的變形，降低了水泥石脆性。加入 SFP1-1 的水泥石的彈性模量比原漿水泥石降低10%～15%(見表1)，同時降低了水泥石的滲透率。

注：配方1為水泥+1.00%DZS+0.20%DZH-1+44.00%水；配方2為水泥+8.00%SFP1-1+1.20%DZS+0.30%DZH-1+44.00%水；配方3為水泥+15.00%SFP1-1+1.8.00%DZS+0.57%DZH-1+44.00%水。

深部地層彈韌性水泥漿體系對水泥石的彈性要求較高，采用增孔技術(shù)對水泥石進(jìn)行改造是最有效的方法。為了改進(jìn)水泥石的易脆特性，同時滿足高溫環(huán)境下的適應(yīng)性，采用包覆技術(shù)，對常規(guī)有機(jī)彈性材料 SFP1-2 進(jìn)行表面改性，提高彈性材料的親水性和耐溫性能，降低水泥石彈性模量。改性彈性材料 SFP1-2的粒徑為10～100 μm，彈性模量為常規(guī)水泥石的5%～10%，在加量為3%～6%時，能有效控制水泥石彈性模量在9.5～3.5 MPa。其作用機(jī)理是，利用C—S—H凝膠相間填充技術(shù)，增加水泥石的孔隙度，在水泥受外部擠壓時，如果水泥石內(nèi)部傳遞變形應(yīng)力大于彈性材料，彈性材料產(chǎn)生擠壓變形，保證水泥石具有一定的變形能力，同時對水泥石與顆粒壁面形成一定的支持，提高了水泥石的抗壓強度，保證水泥石在一定彈性形變條件下不發(fā)生破壞，滿足水泥石的彈性和強度要求。

2.3 高溫彈韌性水泥漿體系性能評價

基于 SFP1-1和 SFP1-2 差異性作用機(jī)理，采用 SFP1-1和SFP1-2 配置水泥漿體系，改善水泥石的力學(xué)性能，形成滿足壓裂施工需求的水泥漿體系。通過調(diào)整 SFP1-1 和 SFP1-2 的加量，使其達(dá)到理想的彈性模量和抗壓強度，滿足不同頁巖氣井的施工需求。通過對不同比例 SFP1-1 和 SFP1-2 的組合，優(yōu)選合理的水泥漿外加劑，形成了滿足深部地層固井的水泥漿體系配方(見表2)。由表2可知，采用二元彈性材料，能夠有效降低水泥漿彈性模量，其抗壓強度能夠滿足頁巖氣井的施工需求。在 SFP1-2 的加量為3%～6%時，通過合理調(diào)整 SFP1-1的用量,能夠有效保證水泥漿各項性能指標(biāo),水泥石滲透率降低至0.05 mD以下。對水泥石180 d齡期性能進(jìn)行了測試,結(jié)果表明，相比2 d齡期測試，水泥石抗壓強度提高，彈性模量增大，滲透率降低，表明水泥石性能無劣化現(xiàn)象，滿足高壓氣井固井技術(shù)長期密封性要求。

注：配方1為水泥+35.0%SiO2+1.0%DZS+0.2%DZH-1+44.0%水；配方2為水泥+35.0%SiO2+15.0%SFP1-1+3.0%SFP1-2+3%DZJ-Y+1.2%DZS+0.3%DZH-1+44.0%水；配方3為水泥+35.0%SiO2+8.0%SFP1-1+5.0%SFP1-2+3.0%DZJ-Y+1.5%DZS+0.3%DZH-1+44.0%水；配方4為水泥+35%SiO2+6.0%SFP1-1+6.0%SFP1-2+3.0%DZJ-Y+1.7%DZS+0.3%DZH-1+44.0%水；配方5為水泥+35.0%SiO2+5.0%SFP1-1+7.0%SFP1-2+3.0%DZJ-Y+2.1%DZS+0.3%DZH-1+44.0%水；配方6為水泥+35.0%SiO2+8.0%SFP1-2+6.0%DZJ-Y+2.5%DZS+0.3%DZH-1+44.0%水。

為了進(jìn)一步評價壓裂、射孔等高應(yīng)力、高應(yīng)變狀態(tài)下水泥石的力學(xué)性能，對表2中的水泥漿采用Hopkinson高速沖擊桿進(jìn)行水泥石抗沖擊韌性試驗，結(jié)果如圖3所示。試驗結(jié)果表明：采用二元彈性材料實現(xiàn)塑性改造后，在高速沖擊載荷下表現(xiàn)出較強的“硬化”現(xiàn)象，水泥石抗沖擊能力由80 MPa提高至158 MPa，同時破壞前變形量增大110%，實現(xiàn)了水泥石的增彈和增韌，提升了水泥環(huán)在高應(yīng)力地層壓裂過程中的密封完整性。

3 長水平段油基鉆井液頂替技術(shù)

3.1 前置液體系的優(yōu)選

丁山區(qū)塊水平井水平段長度大于1 000 m，目的層應(yīng)用柴油基鉆井液體系鉆進(jìn)，油水比90∶10，漏斗黏度80 s以上，循環(huán)溫度125 ℃，因此需要優(yōu)選性能優(yōu)良的前置液體系，以實現(xiàn)對井壁的有效清洗和潤濕反轉(zhuǎn)。

為了實現(xiàn)對高溫地層油基鉆井液的高效頂替和對井壁潤濕性的反轉(zhuǎn)，需要優(yōu)選合理的前置體系和設(shè)計合理的漿柱結(jié)構(gòu)。SCW是針對油基鉆井液的高效前置液[3]，主要包括洗油主劑 SCW-A、洗油輔劑 SCW-B、滲透劑 SCW-P、高溫穩(wěn)定劑 SCW-H、懸浮劑 SCW-S、抑泡劑 SCW-X 和一定量的加重劑。其機(jī)理是，洗油型前置液在驅(qū)替油基鉆井液過程中，表面活性劑疏水基一端吸附在濾餅的表面，親水基一端伸入水中，使油基鉆井液表面覆蓋了一層表面活性劑分子。由于吸附層中的表面活性劑分子的親水基伸入水中，油基鉆井液濾餅具有了親水性能，前置液中的溶劑和水易在油基鉆井液濾餅表面滲入，產(chǎn)生溶脹作用，削弱了油濾餅內(nèi)聚力的結(jié)構(gòu)力，同時也削弱了油濾餅和套管之間的作用力。

通過優(yōu)選形成SCW前置液主劑，其主要組成為 SCW-A∶SCW-B∶SCW-H∶SCW-P= 50∶20∶20∶10。針對丁山區(qū)塊的應(yīng)用需求，形成4個前置液基礎(chǔ)配方，其基本性能如表3所示。利用六速黏度計對4個基本配方的前置液進(jìn)行洗油效果評價和潤濕點評價，結(jié)果如圖4和圖5所示。由圖4和圖5可以看出：配方4前置液在300 r/min轉(zhuǎn)速下，5 min內(nèi)沖洗效率達(dá)到98%以上，且潤濕點達(dá)到20%，潤濕過渡體積比例小于10%，表現(xiàn)出極強的沖洗能力和潤濕反轉(zhuǎn)能力，適用于深部地層頁巖氣井固井。

注：配方1為6.0%SCW+160.0%加重材料+1.0%SCW-S+1.2%SCW-X+水；配方2為8.0%SCW-3+160.0%加重材料+1.5%SCW-S+1.2%SCW-X+水；配方3為10.0%SCW-3+160.0%加重材料+2.0%SCW-S+1.0%SCW-X+水；配方4為12.0%SCW-3+160.0%加重材料+2.5%SCW-S+1.0%SCW-X+水。

3.2 漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

丁山區(qū)塊及周邊完井資料研究發(fā)現(xiàn)，為了有效壓穩(wěn)地層，控制固井施工前的油氣上竄速度，完鉆時鉆井液密度1.77～1.85 kg/L。該區(qū)塊均采用長水平段水平井開發(fā)，在頂替過程中鉆井液、前置液及水泥漿存在密度差，容易導(dǎo)致流體間混漿，設(shè)計漿柱結(jié)構(gòu)時，應(yīng)該充分考慮混漿長度。利用Fluent數(shù)值模擬技術(shù)，根據(jù)丁山區(qū)塊頁巖氣井井身結(jié)構(gòu)、固井流體參數(shù)和施工參數(shù)，開展密度差為-0.05,0和0.05 kg/L時的混漿段長度分析(結(jié)果見圖6)。分析結(jié)果表明，為了保證無污染前置液有效沖洗時間大于7 min，設(shè)計前置液用量大于30 m3,前置液密度與鉆井液密度差0～0.05 kg/L，并采用加重沖洗隔離液和沖洗水泥漿技術(shù)，利用二級漿柱結(jié)構(gòu)，保證高效頂替效率的同時，確保全過程壓穩(wěn)與防漏。

4 現(xiàn)場試驗

丁頁 2-HF 井為丁山構(gòu)造北西翼的一口頁巖氣水平井，完鉆井深5 655.00 m，套管下深5 650.00 m，用φ241.3 mm完鉆鉆頭，φ177.8 mm套管。為了保證套管正常下入以及有良好的固井質(zhì)量，采用了以下關(guān)鍵技術(shù)：

1) 水泥漿性能優(yōu)化。為了有效提高水泥漿性能，設(shè)計硅鈣比為1∶1，根據(jù)緊密堆積理論，對80目和120目硅粉復(fù)配，并添加5%微硅，實現(xiàn)最優(yōu)顆粒級配，提高水泥漿高溫穩(wěn)定性；同時有效控制自由液，提高水泥石的封固質(zhì)量。

2) 采用SCW耐高溫前置液體系，實現(xiàn)對油基鉆井液的高效頂替；同時，實現(xiàn)井壁界面潤濕反轉(zhuǎn)，提高界面膠結(jié)質(zhì)量。

3) 加強井眼準(zhǔn)備，合理設(shè)計扶正器安放間距。為了保證順利下入套管，充分洗井，保證井底無沉砂。采用不低于套管剛度的鉆具進(jìn)行通井，通井穩(wěn)定器依次為“雙穩(wěn)定器”、“三穩(wěn)定器”和“四穩(wěn)定器”，最后一趟通井管柱為φ241.3 mm牙輪鉆頭+φ236.0 mm螺旋穩(wěn)定器+φ177.8 mm鉆鋌×9.0 m+φ235.0 mm螺旋穩(wěn)定器+φ177.8 mm鉆鋌×9.0 m+φ235.0 mm螺旋穩(wěn)定器+φ177.8 mm鉆鋌×9.0 m+φ234.0 mm螺旋穩(wěn)定器+φ177.8 mm鉆鋌×9.0 m+φ127.0 mm加重鉆桿×(3～5)柱。為了提高套管居中度，水平段采用剛性扶正器，扶正器肋片采用倒角設(shè)計，防止對井壁過度剮蹭；按照一根套管安裝一只扶正器設(shè)計要求布放，保證套管的居中度，防止套管貼邊。

4) 現(xiàn)場工藝優(yōu)化。為了減小混漿段長度，采用正密度差前置液，提高前置液沖洗能力；設(shè)計段塞式高黏度隔離塞，控制混漿段長度，保證頂替效率的同時，提高施工的安全性。采用漂浮替漿技術(shù)，替漿過程中采用輕質(zhì)鉆井液填充水平段套管，增大套管浮力，提高套管居中度，提高頂替效率；設(shè)計水泥石彈性模量為5.6 GPa，保證壓裂過程中水泥石的變形能力，提高水泥環(huán)在壓裂過程中的機(jī)械完整性。

丁頁2-HF井依據(jù)水泥石完整性設(shè)計要求，封固段采用耐高溫彈性水泥漿體系，前置液采用耐高溫沖洗型隔離液，有效保證固井質(zhì)量。尾漿和中間漿采用配方2的水泥漿體系，性能如表4所示，彈性模量達(dá)到5.6 GPa。

該井固井施工過程順利，正常注入SCW前置液30 m3,密度1.80 kg/L，水泥漿167 m3,其中彈性水泥漿89 m3，候凝72 h后測量固井質(zhì)量。第一界面合格井段長度占全井98.2%，且優(yōu)質(zhì)井段達(dá)到95.6%；第二界面合格井段長度占全井96.2%，且優(yōu)質(zhì)井段達(dá)到89.1%，綜合評定為優(yōu)質(zhì)。

丁頁 2-HF 井分段壓裂段數(shù)為9段，地面最高壓裂施工壓裂105 MPa，施工過程中未發(fā)現(xiàn)層間竄漏現(xiàn)象。截至目前，該井已生產(chǎn)1年，未出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，表明該井固井水泥漿體系設(shè)計合理，工藝及施工組織合理，滿足了深部地層的固井要求。

5 結(jié)論與建議

1) 深部地層頁巖氣井固井設(shè)計必須充分考慮水泥漿耐溫性、水泥石力學(xué)性能及水泥石防氣竄能力，保證水泥石在壓裂及生產(chǎn)過程中的完整性，防止環(huán)空帶壓。

2) 提高頁巖氣水平井固井頂替效率的關(guān)鍵因素之一是優(yōu)選合理的前置液及漿柱結(jié)構(gòu)，提高前置液化學(xué)沖洗能力和物理沖洗能力，改變界面潤濕特性。

3) 頁巖氣井中環(huán)空帶壓井較多，深部地層由于地層壓力、破裂壓力高，對水泥環(huán)的密封能力要求更高，建議進(jìn)一步開展高溫高應(yīng)力地層水泥漿體系的選擇與適用性研究。

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[編輯 滕春鳴]

Cementing Technology for Deep Shale Gas Horizontal Well in the Dingshan Block

Sun Kunzhong1, Tao Qian2, Zhou Shiming2, Gao Yuan2

(1.SinopecExplorationCompany,Chengdu,Sichuan，610041，China; 2.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101，China)

In the Dingshan Block, shale formation has the characteristics of high temperature, high formation pressure and fracturing pressure due to its deep burial depth. Therefore, cementing issues for deep shale gas horizontal well should be considered carefully to meet the requirement in staged fracturing and long-term production. Towards those difficulties in cementing of deep shale formations, numerical simulations was done to analyses cement mechanical properties to meet the demand in staged fracturing. In addition, high strength flexible cement slurry system was developed, and pad fluid for oil flushing was optimized to improve its heat resistance and wettability. Laboratory experiments showed that the flexible cement slurry system temperature resistivity could go up to 140 ℃, with modulus elasticity 4.5 GPa and set cement permeability 0.07 mD. Flushing efficiency reached 100% in 7minutes after pad fluid temperature went up to 140 ℃. This system and supporting processes were applied in Well Dingye2-HF and resulted in excellent cementing quality with over 96% of satisfactory intervals in the first interface, which ensured the integrity of cement annulus under fracturing pressure of 105 MPa.The application demonstrated that the optimized flexible cement slurry system, pad fluid system and matching processes could meet the demand of cementing in the Dingshan Block, and provided reference for deep shale gas horizontal well cementing.

shale gas；horizontal well；cementing；cement slurry property；high-temperature and high-pressure；Dingshan Block

2015-03-12；改回日期：2015-04-22。

孫坤忠(1964—)，男，四川成都人，1985年畢業(yè)于西南石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，高級工程師，主要從事鉆井與完井方面的技術(shù)研究工作。

中國石化“十條龍”科技攻關(guān)項目“深層頁巖氣鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究”資助。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201503011

TE256+.1

A

1001-0890(2015)03-0055-06

聯(lián)系方式：(023)53362929，sunkunzhong@126.com。