黃斌，黃立凱，傅程，趙晶，丁暢，張庭瑋

抗鹽聚合物驅污水回注對油層的傷害研究

黃斌1,2，黃立凱1，傅程1,2，趙晶3，丁暢1，張庭瑋1

（1. 東北石油大學 石油工程學院, 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田博士后科研工作站, 黑龍江 大慶 163458； 3. 大慶油田有限責任公司 第一采油廠試驗大隊,黑龍江 大慶 163000）

采用14種不同水質污水進行了室內流動性實驗，利用巖心的滲透率損失率將各污水回注的傷害程度劃分為低、中等、高。結果表明，影響巖心滲透率損失程度的因素排序為：懸浮物質量濃度>油質量濃度>抗鹽聚合物質量濃度>普通聚合物質量濃度。殘余抗鹽聚合物質量濃度較高的污水具有更強的堵塞能力。針對空氣滲透率為200 mD的巖心，低傷害程度回注的要求下，當懸浮物和油的質量濃度均為10 mg/L時，抗鹽聚合物驅污水需控制聚合物質量濃度在200 mg/L以下，而普通聚合物驅污水需控制聚合物質量濃度在300 mg/L以下。研究結果對抗鹽聚合物驅污水回注水質處理指標和油層保護具有積極作用。

抗鹽聚合物； 污水回注； 滲透率損失； 傷害； 油層保護

在油田高含水階段，大慶油田注入水主要來源于油田污水[1]。一方面，污水回注既減少了外排對環(huán)境造成的巨大污染，又能降低油田污水的處理成本。另一方面，油田污水的回注不僅為注水補充了水源，實現(xiàn)了資源的重復利用，還能夠補充地層能量，具有較好的驅油效果[2?4]。

抗鹽聚合物憑借其良好的抗鹽性和抗剪切能力被廣泛應用于大慶油田的開發(fā)中[5?7]。抗鹽聚合物驅污水中的懸浮物、懸浮油滴和抗鹽聚合物會降低油層的滲透率，對油層造成不可忽視的傷害[8?11]。因此，研究抗鹽聚合物驅污水中各水質指標對油層的影響具有重要意義[12?13]。

針對空氣滲透率為200 mD的巖心，本文設計了14種不同水質污水的室內流動性實驗，分析了懸浮物質量濃度、油質量濃度、聚合物種類及質量濃度對巖心滲透率損失的影響，以滲透率損失率來評價各污水對巖心的堵塞情況，為抗鹽聚合物驅污水處理達到回注要求和油層保護提供理論指導[14?16]。

1 實驗部分

1.1 實驗用水及巖心

實驗選用大慶油田薩中開發(fā)區(qū)塊中水質較差的聚驅污水，將各污水調至目標含聚質量濃度、油質量濃度、懸浮物質量濃度。根據(jù)大慶油田地層水資料配制地層水，其礦化度為6 770 mg/L。實驗采用人造圓柱巖心，空氣滲透率為200 mD。

1.2 實驗儀器

Quanta 450FEG型掃描電子顯微鏡，北京源海威科技有限公司；LS?POP（9）激光粒度分析儀，珠海歐美克儀器有限公司；QA?CON?560型恒溫箱，揚程儀器工業(yè)有限公司；2PB00C平流泵，北京衛(wèi)星制造廠；ZR?2型高壓活塞式中間容器，海安巖心石油儀器有限公司；Y?50Z壓力表，紅旗儀表有限公司；TY?2巖心夾持器，海安石油科研儀器有限公司；BS210S型電子天平，上海賽多利斯貿易有限公司。

1.3 驅替速度

在短巖心實驗中，為達到水動力相似的目的，主要考慮克服驅替過程中毛管力的影響。為防止引起速敏效應，設置泵速為0.3 mL/min。

1.4 實驗流程

（1）將巖心放入烘箱中烘24 h，設置溫度為80 ℃，測量其干重、長度和直徑，巖心抽真空12 h后，采用配制的地層水飽和12 h并稱其濕重，計算孔隙體積；

（2）測量不同水質參數(shù)的污水在45 ℃時的黏度；

（3）實驗裝置如圖1所示，按照圖1的順序將各實驗裝置連接起來，設定環(huán)壓為5 MPa，泵速為0.3 mL/min，實驗在45 ℃的恒溫箱中進行；

（4）采用配制的地層水測量巖心的水測滲透率1；

（5）用篩選出的不同參數(shù)的污水驅替15 PV。待有液體流出時，每0.5 h記錄一次時間、壓力及出液量，注入量超過10 PV后，每1 h記錄一次時間、壓力及出液量；

（6）再次測量巖心的水測滲透率2，計算滲透率損失率，評價巖心被傷害的程度。

圖1　室內流動性實驗裝置

實驗采用巖心水測滲透率損失率來衡量巖心被各水質污水傷害的程度。計算式如式（1）所示：

式中，為巖心水測滲透率損失率，%；1為配制地層水的水測滲透率，mD；2為污水驅替后的水測滲透率，mD。

巖心水測滲透率損失率數(shù)值越大，表明巖心被抗鹽聚合物驅污水傷害得越嚴重。通過石油行業(yè)油層傷害評價指標，定義注入水對油層傷害的程度，見表1。

表1　油層傷害評價

1.5 聚合物形態(tài)觀測

采用Quanta 450FEG掃描電鏡對抗鹽聚合物驅污水中殘余聚合物的形態(tài)進行觀測，應用冷凍后升華的方法制備聚合物樣品。在-84 ℃以下，將樣品速凍成固態(tài)。真空且低于-53 ℃條件下，固態(tài)水分子直接升華成氣態(tài)水分子，殘余聚合物分子的形態(tài)和相對位置不受影響。

1.6 懸浮物粒徑的測量

懸浮物粒徑采用LS?POP（9）激光粒度儀進行測量。首先，打開儀器主機及計算機軟件，打開循環(huán)泵，開機預熱30 min，使激光輸出功率達到穩(wěn)定狀態(tài)。再設定測試條件，向樣品槽中緩慢加入蒸餾水直到遮光度小于4，將待測液緩慢加入至樣品槽，使遮光度在5～20，設定測試次數(shù)為3，點擊測試并保存測量結果。

1.7 巖心孔隙結構的測量

在恒定的速度下，實現(xiàn)向巖心孔喉的準靜態(tài)進汞，巖心孔喉的直徑及分布頻率能夠在進汞毛管力曲線上得到準確的反映。

2 結果與分析

2.1 懸浮物對巖心滲透率的影響

2.1.1懸浮物粒徑分析 通過恒速壓汞和懸浮物粒徑測量，懸浮物質量濃度為60 mg/L的抗鹽聚合物驅污水中懸浮物粒徑與孔喉直徑的關系如圖2所示。

圖2　懸浮物粒徑與孔喉直徑的關系

由圖2結果可知，抗鹽聚合物驅污水中的懸浮物粒徑集中在0.200～3.200 μm，粒徑中值為1.695 μm，巖心的孔隙直徑中值為7.552 μm。國外學者J. H. Barkman等[17]提出的“1/3～1/7”定律目前被研究儲層傷害和儲層保護的學者普遍認可。該定律表明，當懸浮物粒徑大于儲層巖心孔喉的1/3時，懸浮物會在井筒壁面形成濾餅且無法進入儲層深部，造成儲層滲透率降低；當懸浮物粒徑與儲層巖心孔喉直徑的比值為1/3～1/7時，懸浮物會進入儲層在巖心孔隙和喉道內形成橋堵，深部污染區(qū)域使?jié)B透率大幅降低；當懸浮物粒徑小于儲層巖心孔喉的1/7時，流體可攜帶懸浮物順利流出，對儲層傷害較輕。而污水中的懸浮物粒徑與巖心孔喉直徑的比例在1/4～1/5，根據(jù)“1/3～1/7”定律可知，懸浮物能夠到達巖心深部，在孔隙內部滯留聚并堵塞有效流動通道，使油層滲透率降低。因此，抗鹽聚合物驅污水回注需嚴格控制懸浮物質量濃度，否則會堵塞油層。

2.1.2懸浮物質量濃度對滲透率的影響 當油質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L時，懸浮物粒徑中值為1.695 μm的抗鹽聚合物驅污水中不同懸浮物質量濃度與滲透率損失率的關系如圖3所示。

圖3　懸浮物質量濃度與滲透率損失率的關系

由圖3可知，懸浮物質量濃度為10、15、30、60 mg/L且注水量達到15 PV時，巖心的滲透率損失率分別為20.56%、27.15%、42.82%、60.95%，對巖心傷害的程度分別為低、低、中等、高。懸浮物質量濃度為30、60 mg/L時，污水造成巖心滲透率損失的幅度明顯大于較低懸浮物質量濃度的污水，這是由于懸浮物質量濃度過高，各類懸浮物在巖心孔隙內滯留并不斷聚集，對油層造成污染，堵塞注水通道，使油層滲透率損失嚴重[18]。因此，需要合理處理污水中的懸浮物質量濃度，使其達到回注的要求。針對空氣滲透率為200 mD的油層，油質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L的污水，需控制懸浮物質量濃度在15 mg/L以下，才能保證回注對油層傷害程度為低。

2.2 油質量濃度對巖心滲透率的影響

懸浮物質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L時，不同油質量濃度的抗鹽聚合物驅污水與滲透率的關系如圖4所示。

圖4　油質量濃度與滲透率損失率的關系

由圖4可知，當油質量濃度為10、20、30、60 mg/L且注水量達到15 PV時，巖心的滲透率損失率分別為20.56%、28.24%、36.26%、50.14%，對巖心傷害的程度分別為低、低、中等、高。注入量為3 PV時，油質量濃度高的污水造成了巖心滲透率的大幅降低。隨著注入壓力的增大，懸浮油滴能夠憑借自身的變形進入大尺寸喉道，造成流動阻力的增大。另外，懸浮油滴受到的重力、范德華力、靜電力等作用力，使其能夠與懸浮物相黏合吸附在孔隙內部，造成有效流動路徑減少，使油層的吸水量大幅度下降，對巖心形成不易恢復的傷害[19]。因此，抗鹽聚合物驅污水回注需關注體系內多相油對油層的影響。針對空氣滲透率為200 mD的油層，懸浮物質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L的污水，要使回注對油層傷害程度最低，需控制油質量濃度在20 mg/L以下。

2.3 聚合物對巖心滲透率的影響

2.3.1聚合物分子形態(tài)分析 通過掃描電鏡對污水中殘余聚合物分子形態(tài)進行觀察，結果如圖5所示。

圖5　殘余聚合物分子形態(tài)

由圖5可以發(fā)現(xiàn)，殘余抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L時，聚合物分子呈不規(guī)則分布，未形成規(guī)律的網(wǎng)格骨架形態(tài)，沒有表現(xiàn)出分子間相互交聯(lián)，相互纏繞的特征。當殘余抗鹽聚合物質量濃度為200、400 mg/L時，聚合物分子相互聚集，顯現(xiàn)出貫穿和纏繞的現(xiàn)象。對比圖5中的（b）和（c），聚合物質量濃度400 mg/L的污水中的聚合物分子甚至形成了顯著的三維立體網(wǎng)格骨架結構，相較于質量濃度200 mg/L的抗鹽聚合物，網(wǎng)格形態(tài)展現(xiàn)出更加致密和規(guī)律的特性。對比圖5中的（c）和（d），由于其超長的分子鏈相互纏繞、交聯(lián)，抗鹽聚合物在微觀上形成了網(wǎng)狀聚集體，可以吸附周圍的水分子表現(xiàn)出較大的形變阻力，在宏觀上達到增黏增稠的效果。其良好的耐鹽能力減弱了地層對聚合物的化學降解和機械降解。因此，高抗鹽聚合物質量濃度的污水黏度較高，抗鹽聚合物容易吸附在孔隙內，其回注往往會對油層造成不可逆轉的傷害。

2.3.2聚合物質量濃度對滲透率的影響 當懸浮物和油的質量濃度均為10 mg/L時，不同抗鹽聚合物質量濃度的污水與滲透率的關系如圖6所示。

圖6　抗鹽聚合物濃度與滲透率損失率的關系

由圖6可知，當抗鹽聚合物質量濃度為100、200、300、400 mg/L且注水量達到15 PV時，巖心的滲透率損失率分別為20.56%、26.32%、33.72%、44.24%，對巖心傷害的程度分別為低、低、中等、高。較低質量濃度時，由于殘余抗鹽聚合物分子未形成規(guī)律的網(wǎng)格結構，分子聚集、纏繞不明顯，故巖心的滲透率沒有顯著下降。高質量濃度時，巖心滲透率迅速下降是由于聚合物以短纖維狀吸附在巖心孔隙中，降低了有效孔隙半徑，堵塞了巖心深部[20]。因此，需要特別關注高抗鹽聚合物質量濃度的污水指標。

2.3.3聚合物種類對滲透率的影響 當懸浮物和油的質量濃度均為10 mg/L時，普通聚合物驅污水和抗鹽聚合物驅污水對巖心滲透率的影響如圖7所示。

由圖7可知，聚合物質量濃度為100、200、300、400 mg/L且注水量達到15 PV時，注入普聚污水對巖心的滲透率損失率分別為19.02%、23.65%、28.09%、35.58%，對巖心傷害的程度分別為低、低、低、中等。相較于普聚污水，注入抗鹽聚合物驅污水對巖心的滲透率損失率分別增加了1.54%、2.67%、2.63%、8.66%，這是由于抗鹽聚合物驅污水中殘余的高質量濃度抗鹽聚合物分子相互纏繞、交聯(lián)，形成了更為致密、顯著的三維立體網(wǎng)格骨架結構。另外，抗鹽聚合物在驅替時受高礦化度地層的降解程度較低，使抗鹽聚驅污水保持較高的殘余黏度。高聚合物質量濃度下，抗鹽聚合物較普通聚合物對水分子具有更強的束縛能力，使儲層吸水量大幅減少，增加后續(xù)解堵施工的難度。因此，在污水回注過程中，不同聚合物種類的污水對油層的傷害程度各不相同，抗鹽聚合物較普通聚合物對油層的傷害更大?？諝鉂B透率為200 mD的油層，當懸浮物和油的質量濃度均為10 mg/L時，抗鹽聚合物驅污水需控制聚合物質量濃度在200 mg/L以下，而普通聚合物驅污水僅需控制聚合物質量濃度在300 mg/L以下，就能保證回注對油層傷害程度為低。

3 結 論

（1）污水中的殘余抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L時，聚合物分子聚集形態(tài)較為破損，未表現(xiàn)出纏繞、交聯(lián)的特征。殘余聚合物質量濃度為400 mg/L時，抗鹽聚合物分子相較于普通聚合物形成了更為致密、顯著的三維網(wǎng)格骨架。

（2）巖心流動性實驗中，通過巖心的滲透率損失率評價了各污水對巖心的傷害程度，除懸浮物粒徑外，影響巖心滲透率損失程度的因素排序為：懸浮物質量濃度>油質量濃度>抗鹽聚合物質量濃度>普通聚合物質量濃度。由于高濃度抗鹽聚合物分子具有致密的網(wǎng)格結構，其污水具有更強的堵塞能力。

（3）針對空氣滲透率為200 mD的油層，為控制回注污水對巖心的傷害程度較低，油質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L的污水，需控制懸浮物質量濃度在15 mg/L以下；懸浮物質量濃度為10 mg/L且抗鹽聚合物質量濃度為100 mg/L的污水，需控制油質量濃度在20 mg/L以下；懸浮物質量濃度為10 mg/L且油質量濃度為10 mg/L時，抗鹽聚合物驅污水需控制聚合物質量濃度在200 mg/L以下，而普通聚合物驅污水需控制聚合物質量濃度在300 mg/L以下。

圖7　聚合物種類與滲透率損失率的關系

［1］馮春，孫靈輝，蕭漢敏，等.回注污水水質對油藏儲層滲透率影響規(guī)律［J］.當代化工，2019，48（4）：762?767.

Feng C，Sun L H，Xiao H M，et al. Influence of reinjected sewage quality on the permeability of reservoir［J］.Contemporary Chemical Industry， 2019，48（4）：762?767.

［2］侯傲.油田污水回注處理現(xiàn)狀與展望［J］.工業(yè)用水與廢水，2007，38（3）：9?12.

Hou A. Current status and prospect of reinjection treatment of oilfield wastewater［J］. Industrial Water & Wastewater， 2007，38（3）：9?12.

［3］周孫彪，康宜華，牛斌.油田采油污水回注處理技術回顧與展望［J］.石油機械，2002，30（12）：38?41.

Zhou S B，Kang Y H，Niu B. Review of oilfield wastewater treatment technique［J］.China Petroleum Machinery， 2002，30（12）：38?41.

［4］曹博，楊遵旭，付凡，等.陜北油田水質配伍性研究［J］.石油化工高等學校學報，2016，29（6）：27?31.

Cao B，Yang Z X，F(xiàn)u F，et al.Compatibility of water injection operation in Shanbei oilfield［J］.Journal of Petrochemical Universities， 2016，29（6）：27?31.

［5］孫剛，李勃.大慶油田抗鹽聚合物研制與應用［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2019，38（5）：265?271.

Sun G，Li B. Preparation and application of the salt?resistant polymer in Daqing oilfield［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing， 2019，38（5）：265?271.

［6］李長慶，張夏澤，孫剛.中、低分子抗鹽聚合物的評價研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2005，24（4）：72?74.

Li C Q，Zhang X Z，Sun G. Evaluation of salt?resistance polymer with medium?low molecular weight［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing， 2005，24（4）：72?74.

［7］王桂芹，陳濤，張蕊，等.新型耐溫抗鹽疏水締合聚合物的制備及性能［J］.石油化工，2020，49（7）：657?663.

Wang G Q，Chen T，Zhang R， et al. Preparation and performance of a novel hydrophobic associating polymer with excellent temperature?resistance and salt?tolerance［J］.Petrochemical Technology， 2020，49（7）：657?663.

［8］于艷華，劉曉冬，徐景禎.聚合物驅產(chǎn)出水對油層損害的主要物質的確定［J］.應用基礎與工程科學學報，2001，9（1）：17?22.

Yu Y H，Liu X D，Xu J Z. Analysis of contaminants in water produced from formation with polymer flooding and its possibility for recycling［J］.Journal of Basic Science and Engineering，2001，9（1）：17?22.

［9］Van Oort E，Van Velzen JFG，Leorlooijer K.Impairmenr by suspended solids invasion：Testing and prediction［C］.SPE23822，1993.

［10］ 羅莉濤，廖廣志，劉衛(wèi)東，等.安塞低滲透油藏注入水中懸浮油滴堵塞規(guī)律［J］.科學技術與工程，2015，15（12）：59?63.

Luo L T，Liao G Z，Liu W D，et al. The laws of plugging to ansai low permeability reservoir caused by suspended oil?drop in injected water［J］.Science Technology and Engineering， 2015，15（12）：59?63.

［11］ 劉曉冬，呂靖，于舒杰，等.回注聚合物驅產(chǎn)出水的油層污染機理［J］.大慶石油學院學報，2001，25（4）：8?10.

Liu X D，Lü J，Yu S J，et al. Analysis of contaminants in water produced from formation with polymer flooding and the mechanism of their damage to formation［J］.Journal of Northeast Petroleum University，2001，25（4）：8?10.

［12］Bedrikovetsky P， Mackay E J， Rosario F F， et al. Injectivity impairment due to sulfate scaling during PWRI： Analytical model［C］//SPE international oilfield scale symposium.Aberdeen，UK：［S.L.］，2006.

［13］ Zeinijahromi A，Nguyen P T，Bedrikovetsky P G.Taking advantage of fines?migration?induced formation damage for improved waterflooding（reservoir simulation using polymer flood option）［C］//SPE european formation damage conference. Noordwijk， the Netherlands：［S.L.］，2011.

［14］ 斯容，盧瑜林，鄧學峰，等.渭北油田回注水中懸浮物和油含量指標及控制技術［J］.油氣藏評價與開發(fā)，2016，6（2）：51?53.

Si R，Lu Y L，Deng X F，et al.Content indicators and control technology of suspended solid and oil reinjection water in Weibei oilfield［J］.Reservoir Evaluation and Development， 2016，6（2）：51?53.

［15］ 殷茵，劉大錳，黃金鳳，等.油層回注含聚合物污水的適應性［J］.現(xiàn)代地質，2006，20（4）：641?646.

Yin Y，Liu D M，Huang J F，et al.Adaptability of reservoir for the re?injecting polymer?bearing sewage［J］.Geoscience， 2006，20（4）：641?646.

［16］ 唐海，趙金洲，李軍，等.注入水水質對儲層適應程度評價方法研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2003，22（6）：33?35.

Tang H，Zhao J Z，Li J，et al. Study on evaluation method of reservoir adaptation degree of injected water quality［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing， 2003，22（6）：33?35.

［17］ Barkman J H， Davidson D H.Measuring water quality and predicting well impairment［J］.Journal of Petroleum Technology， 1972，24（7）： 865?873.

［18］ 賈忠偉，楊清彥，張江，等.大慶油田低滲透油層注水傷害實驗研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2007，26（1）：72?75.

Jia Z W，Yang Q Y，Zhang J，et al.Research on damage test of water injection in low permeability reservoir of daqing oilfield［J］.Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing，2007，26（1）：72?75.

［19］ 周叢叢，崔長玉，郭松林.聚合物驅生產(chǎn)井流壓特征規(guī)律分析及影響因素研究［J］.特種油氣藏,2019,26（5）:112?117.

Zhou C C,Cui C Y,Guo S L.Flowing pressure performance analysis and its influencing factors in polymer flooding production well［J］.Special oil & Gas Reservoirs,2019,26（5）:112?117.

［20］ 馮于恬，陳華興，劉義剛，等.海上油田含聚合物污水水質對儲層保護技術的影響［J］.油田化學，2018，35（4）：702?708.

Feng Y T，Chen H X，Liu Y G， et al.Effect of polymer?contained sewage quality on reservoir protection in offshore oilfield［J］.Oilfield Chemistry， 2018，35（4）：702?708.

Study on the Damage of Salt?Resistant Polymer Flooding Sewage Reinjection to Reservoir

Huang Bin1,2， Huang Likai1， Fu Cheng1,2， Zhao Jing3， Ding Chang1， Zhang Tingwei1

（1. College of Petroleum Engineering， Northeast Petroleum University， Daqing Heilongjiang 163318，China； 2. Post?Doctoral Scientific Research Station， Daqing Oilfield Company， Daqing Heilongjiang 163458，China； 3. Experimental Team of No.1 Oil Production Plant in Daqing Oilfield， Daqing Heilongjiang 163000，China）

14 kinds of sewage with different water quality were used for the indoor fluidity experiments. The adverse impact degree of different sewage to the cores was classified into high, middle and low, according to the the permeability loss rate. The results show that the factors affecting the permeability loss degree of cores are as followes: suspended sediment concentration > oil content > salt?resistant polymer concentration > common polymer concentration. Sewage with higher residual salt?resistant polymer concentration has strong plugging capacity. For the cores with air permeability of 200 mD, when suspended sediment concentration is 10 mg/L and oil content is 10 mg/L, the polymer concentration of salt?resistant polymer flooding sewage should be controlled below 200 mg/L, while the polymer concentration of common polymer flooding sewage should be controlled below 300 mg/L, in order to ensure the low degree of the damage to reservoir caused by sewage reinjection, The results of this work has a positive effect on the reservoir protection and water quality index of salt?resistant polymer flooding sewage reinjection.

Salt?resistant polymer； Sewage reinjection； Permeability loss； Damage； Reservoir protection

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006?396X.2021.04.006

1006?396X（2021）04?0033?06

http://journal.lnpu.edu.cn

2021?03?19

2021?04?14

國家自然科學基金資助（51974088）。

黃斌（1982?），男，博士，教授，博士生導師，從事油田采出水處理方面研究；E?mail：huang_bin_111@163.com。

傅程（1981?），女，博士，教授，從事油田提高采收率方面研究；E?mail：cheng_fu111@163.com。

（編輯 王亞新）