超低浓度胍胶压裂液体系在大牛地致密气田的现场试验

杨同玉 何 青 付 娜 陈世军 赵 静

1.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司工程技术管理部2.大连知微生物科技有限公司

超低浓度胍胶压裂液体系在大牛地致密气田的现场试验

杨同玉1何 青1付 娜2陈世军2赵 静2

1.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司工程技术管理部2.大连知微生物科技有限公司

大牛地气田具有低压致密、储层物性差、易水锁伤害及敏感性等特征，不经过储层改造措施无法获得高产能。在常规0.45%(w)胍胶压裂液体系的基础上，通过对交联剂、助排剂和破胶剂进行优化调整，研发出一种超低浓度胍胶压裂液体系。结果表明，使用强交联剂SITAR-11，可将羟丙基胍胶的质量分数由常规的0.45%降低至0.30%，交联后的冻胶在90 ℃、170 s-1下剪切120 min后，黏度大于140 mPa·s，在38%的高砂比时，仍具有优良的携砂能力。使用生化复配型高效助排剂ZITHE-34，破胶液表面张力降至22.4 mN/m，界面张力降至0.9 mN/m。使用压裂破胶酶FANFA-06和APS耦合式破胶技术，残渣量由常规体系破胶后的300 mg/L降至180 mg/L，降低了对地层的伤害。在大牛地气田山1和盒1储层进行了2口水平井的压裂施工，压裂过程中加砂比和施工压力均满足设计要求，压后返排率为28.2%和30.1%，无阻流量为7.7×104m3/d和10.8×104m3/d，增产效果显著。

大牛地 致密气田 超低浓度胍胶 强交联剂 高效助排剂 压裂破胶酶 地层伤害

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中段，属于大型致密低渗岩性气藏，储层的平均渗透率0.54×10-3μm2，埋深2 500～2 900 m，地层温度76.00～90.96 ℃，平均温度梯度2.86 ℃/100 m，属中温深井[1]。目前，探明储量为4 093×108m3，截至2010年底，天然气产能25×108m3，是中国石化重要的天然气产区之一[2]。大牛地气田储层具有低压、低孔、低渗，有效应力高、基块毛管压力高的“3低2高”特征；其储层物性差、气层较薄、岩屑含量高，不经过压裂改造产能较小，很难获得经济效益。因此，压裂改造技术的运用对于提高现有井网与人工裂缝的匹配度、改善近井端的渗流能力，增加单井产能，对于大牛地气田的有效开发具有重要意义[3-4]。

针对大牛地气田储层特点，结合压裂工艺对压裂液体系的要求，目前所选用的压裂液体系具有高携砂、低伤害、低摩阻、易返排的综合性能，满足储层压裂改造的需要。通过现场实践，不断总结和完善压裂体系，使之达到最优的目的。目前，大牛地气田压裂措施中常规压裂液体系的胍胶浓度为0.45%(w)，后经优化改进，部分措施应用低浓度压裂液体系，胍胶浓度0.42%(w)。但是，现阶段的压裂体系应用过程中仍然存在一些问题，如压裂液成本高，残渣伤害大，返排液处理困难，回收利用成本高，环保要求高，研制超低浓度胍胶压裂液体系(胍胶质量分数降低至0.30%乃至更低)的需求也愈发急迫与重要。

在常规压裂液体系的基础上进行优化研究，成功研制出超低浓度胍胶、低伤害压裂液体系。该体系具有低伤害、抗剪切、携砂性好且低成本等特点，为低孔致密气藏的经济有效开发以及该类型的油气藏改造提供了新的方法和途径。优选出的胍胶压裂液体系可以降低胍胶使用量，降低破胶液表界面张力，降低破胶残渣量[5-6]，从而减小对岩心的伤害，具有经济可行性和技术可行性[7-8]。大牛地低孔致密气藏的特殊地质特点具有典型意义，该研究中衍生的理论认识及研发成果，有望在相似区块进行的压裂施工中得到推广及应用。同时，可以完善国内在这一技术领域的研究现状，为压裂液体系的研究和推广提供新的技术指导。

1 实验部分

1.1 实验仪器与试剂

实验仪器：HTP313电子天平；BSM200.4电子天平；D90-300大功率搅拌机；JSM-6360LV型扫描电子显微镜；OFITE900型数字式自动黏度计；MARSⅢ-J流变仪；KRUSS100表/界面张力仪；HC-3018高速离心机；GGS42-2A高温高压滤失仪；DQ-IV岩心流动驱替仪；HWS-28电热恒温水浴锅；GZX-9023MBE电热鼓风干燥箱；PHS-3C型pH计。

实验试剂：羟丙基胍胶(东营施普瑞)；0.420/0.841 mm陶粒支撑剂(山西富森)；稠化剂羟丙基胍胶(昆山)；黏土稳定剂(中农)；环保杀菌剂FHS18(新乡华林)；起泡剂YFP-1(东营施普瑞)；Na2CO3(内蒙古乌海)；强交联剂SITAR-11(大连奥普森)；高效助排剂ZITHE-34(大连奥普森)；压裂破胶酶FANTA-06(大连奥普森)。

1.2 实验方法

实验参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》、SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》、SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》、SY/T 5755-1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》和SY/T 6380-2008《压裂用破胶剂性能试验方法》进行。

2 结果与讨论

2.1 超低浓度体系配方优化

超低浓度压裂液体系优化的前提是要保证体系良好的携砂能力，在此基础上，从减少稠化剂胍胶的使用量和提高交联剂的性能入手，优化体系性能。针对大牛地气田储层物性及流体特征，在常规压裂液体系的基础上通过对交联剂、助排剂和破胶剂的筛选优化，研发出一套具有超低胍胶浓度的压裂液体系配方。

2.1.1 强交联剂SITAR-11

压裂液体系中羟丙基胍胶浓度降低，使水溶液中顺式邻位羟基减少，空间距离增加，导致冻胶的强度变差。因此，需要交联剂具有较强的交联性能[9]。

强交联剂SITAR-11属于改性有机硼交联剂，通过有机配位体与硼原子的配位作用，使在溶液中颗粒粒径较小的B(OH)4-体积大幅度增加，形成微米级的有机硼络合物(见图1)[10]。其优势为：①反应形成冻胶，降低了稠化剂用量，节约成本，破胶后的残渣量减少，降低了地层伤害；②与羟丙基胍胶形成冻胶的过程中，有机配位体起到屏蔽及竞争作用，使压裂液体系具有一定延迟交联效果；③交联形成的冻胶中存在相对稳定的桥连化学键，使冻胶具有更好的耐温、耐剪切性能(见表1)[11-13]。

表1 强交联剂SITAR-11性能Table1 PerformancesofsupercrosslinkingagentSITAR-11w(羟丙基胍胶)/%交联比延迟交联时间/s耐温能力/℃冻胶黏度/(mPa·s)0.25～0.30100∶0.525～3530～100150～190

2.1.2 高效助排剂ZITHE-34

大牛地低孔致密气藏孔隙结构复杂，喉道半径小，储层中大部分流体受毛细管阻力影响大，因而容易造成压裂液破胶困难，难以返排，产量降低[14-15]。

ZITHE-34为水溶性助排剂，在ZITHE-34溶液中加入表面呈亲水性的陶粒后，陶粒在清水中完全分散。将带有ZITHE-34溶液的陶粒加入煤油中，可以观察到陶粒发生聚集，并且表面形成一层水膜(见图2)。这是由于在煤油-水介质中，ZITHE-34吸附于煤油-水界面上，使煤油能够在陶粒表面上发生润湿，表明ZITHE-34具有优良的降低油-水界面张力，提高油-水界面活性的效果。并且，高效助排剂ZITHE-34在30～115 ℃、pH值 7～12、矿化度≤10×104mg/L的范围内，都能保持良好的表、界面活性，表面张力22.04 mN/m，界面张力0.91 mN/m(见表2)。可使破胶液顺利返排，从而降低井底的水锁效应；并且可以携带一部分羟丙基胍胶残渣碎片，降低对地层的伤害[16]。

表2 高效助排剂ZITHE-34性能Table2 PerformancesofefficientdischargeaidingagentZITHE-34温度适应性/℃pH值适应性矿化度适应性/(mg·L-1)表面张力/(mN·m-1)界面张力/(mN·m-1)30～1157～120～10×10422.040.91

2.1.3 压裂破胶酶FANTA-06

油田压裂破胶中常用的化学破胶剂APS在高温下半衰期短，反应迅速，易使冻胶破胶过快，从而降低输送支撑剂的能力；胶囊破胶剂破胶时间相对缓慢，但成本较高、经济效益差[17]。

压裂破胶酶FANTA-06是多糖聚合物糖苷键特异性水解酶，在30～100 ℃，pH 值4～10的范围内，都可以保持较高的生物活性。在中高温条件下将压裂破胶酶与少量APS复配使用，既可以充分发挥APS作用速度快的特点，又可以避免其破胶过快的弊端，实现破胶时间可调、破胶后降低残渣、减小对地层伤害并降低施工成本的目的(见表3和图3)[18]。

表3 压裂破胶酶FANTA-06性能Table3 PerformancesoffracturinggelbreakingenzymeFANTA-06ρ/(mg·L-1)温度适应性/℃pH值适应性剪切黏度保持率/%残渣量/(mg·L-1)10～2030～1004～1090℃,60min,>75150～180

通过优化获得超低浓度胍胶压裂液体系配方：0.30%(w)羟丙基胍胶+0.5%(w)黏土稳定剂KCl+0.2%(w)助排剂ZITHE-34+1%(w)起泡剂YFP-1+0.05%(w)杀菌剂FHS18+0.2%(w)Na2CO3。交联剂：强交联剂SITAR-11，交联比100∶0.5；破胶剂：ρ(APS)100～500 mg/L；压裂破胶酶：ρ(FANTA-06)10～20 mg/L。

2.2 超低浓度胍胶压裂液体系性能

2.2.1 交联性能

稠化剂羟丙基胍胶质量分数为0.30%，强交联剂SITAR-11，交联比为100∶0.5，基液pH值为9.5，交联时间为32 s。冻胶黏度186 mPa·s，表面光滑，可挑挂(见图4(a))。加入35%的0.420/0.841 mm陶粒支撑剂，静态悬砂速度为0.1 mm/s，携砂冻胶仍具有超强的耐挑挂能力[19](见图4(b))。表明该冻胶体系具有良好的挑挂性、黏弹性、携砂能力，可以满足现场应用要求。

用扫描电镜研究强交联剂SITAR-11交联0.30%(w)羟丙基胍胶后冻胶的微观状态。0.30%(w)羟丙基胍胶交联后的冻胶在放大2 000倍的扫描电镜照片中，存在大量形态不规则的网络结构(见图5(a))；当放大倍数为10 000倍时，可以更清晰地看到冻胶大分子内部相互交叠形成了三维网状结构(见图5(b))；0.45%(w)羟丙基胍胶交联后形成的冻胶如图5(c)和5(d)所示。对比图5(a)和5(c)可知，当质量分数为0.30%时，冻胶中三维网状结构的大分子数量虽然相对较少，但大分子的状态更加舒展；当质量分数为0.45%时，冻胶中大分子数量虽然相对较多，但很多大分子呈收缩、团聚的状态。由此可见，0.30%(w)的羟丙基胍胶与强交联剂SITAR-11形成的体系，可以提高冻胶中单个胍胶分子的利用率，使胍胶分子与分子间的联系更加紧密。产生这种现象有可能是：由于强交联剂SITAR-11的粒子尺寸较大，使溶液中原本空间距离较远的羟丙基胍胶大分子之间产生交联作用，不仅可以降低羟丙基胍胶用量，节省成本；同时，较少的羟丙基胍胶加量也减少了破胶后的胍胶残渣，使储层伤害降低；而且，冻胶形成后，大分子中的孔隙较多，孔径较大，更有利于小分子物质的进出，也使形成的冻胶刚性下降，弹性上升，耐温耐剪切性能得到提升。

2.2.2 耐温耐剪切性能评价

在90 ℃、170 s-1下连续剪切120 min，冻胶黏度≥140 mPa·s(见图6)，远高于SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》的要求(≥50 mPa·s)，说明此压裂液体系具有非常好的耐温耐剪切能力，可以满足大牛地气田高温加砂压裂施工的需要。超低浓度胍胶压裂液冻胶具有优异的耐温耐剪切性能的原因在于：0.30%(w)羟丙基胍胶浓度在SITAR-11交联剂作用下，冻胶大分子完全舒展，较强的分子间作用赋予了冻胶较高的机械强度和耐温耐剪切性能。

2.2.3 破胶液性能

现场应用中，压裂液体系不但要能够保证良好的悬砂造缝能力，又要控制破胶时间和破胶速度，降低地层伤害。为更好地契合由地面到储层的温度变化，采用APS与压裂破胶酶FANTA-06相结合的生化耦合式破胶新技术和楔形加入的方式，体系可以实现1～7 h的可控破胶，破胶彻底，破胶液黏度低，残渣量小。APS质量浓度100～500 mg/L，压裂破胶酶质量浓度10～20 mg/L，破胶液黏度<2.35 mPa·s，残渣量150～180 mg/L，仅为常规体系(羟丙基胍胶浓度为0.45%(w))残渣量的30%～36%。破胶液表面张力22.4 mN/m，界面张力0.9 mN/m(见表4)。表明超低浓度胍胶压裂液体系在规定时间内可使冻胶彻底液化，破胶液残渣量更低，可有效降低地层伤害[20]。

一般来说，压裂液冻胶的强度与破胶性能呈负相关的关系，冻胶强度越高，破胶越难以彻底，破胶液残渣量越大，储层伤害越高，反之亦然。0.30%(w)羟丙基胍胶，以SITAR-11为交联剂，交联之后冻胶分子间数量较少，分子呈较为舒展、蓬松的状态，有利于APS/FANTA-06生化耦合式破胶剂的进出，使破胶剂的作用效果更好，降低了形成大体积残渣的可能性。

表4 90℃冻胶的破胶能力Table4 Gelbreakingcapacityat90℃w(HPG)/%ρ(APS)/(mg·L-1)ρ(FANTA-06)/(mg·L-1)破胶时间/h破胶液黏度/(mPa·s)残渣量/(mg·L-1)表面张力/(mN·m-1)界面张力/(mN·m-1)0.30100～50010～201～7<2.35150～18022.40.9

2.3 现场应用及效果分析

2.3.1 压裂措施基本概况

该低伤害、超低浓度胍胶压裂液体系主要是针对鄂尔多斯盆地大牛地气田低孔致密储层改造而开发的。2015～2016年，在大牛地气田进行了2口井的先导性实验，以0.30%(w)的羟丙基胍胶为稠化剂，较常规压裂液体系(羟丙基胍胶浓度为0.45%(w))降低用量33.33%，是目前鄂尔多斯盆地现场实际应用中稠化剂用量最低的压裂液体系。压裂措施排量为4.0～4.5 m3/min，最高砂比为38%，最高加砂量为43.08 m3，满足或优于常规压裂液体系的性能指标，施工成功率为100%。超低浓度胍胶压裂液体系满足70～90 ℃条件下，储层大排量、大砂量、高砂比的施工措施要求，取得了较好的压裂效果，实现了低残渣、低伤害，有效进行储层改造和实现增产的目的。

2.3.2 典型井措施效果分析

试验井A位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，山1层位，储层岩性主要为石英砂岩。井底温度为84.42 ℃，孔隙度平均值为7.88%，渗透率平均值为0.675×10-3μm2，为低孔、低渗储层，平均孔隙半径相对较大，中值半径相对较小、中值压力相对较高。于2015年12月11日开始压裂施工，施工地面温度为0 ℃，施工过程中，排量稳定维持在4.0～4.5 m3/min，最高砂比为37%，高加砂量满足设计要求，油压稳定。施工结束1 h后即开始返排，超低浓度胍胶压裂液体系返排液pH值中性，黏度低于3 mPa·s，返排率为28.2%。利用8 mm油嘴控制，经18 mm孔板临界速度流量计计产，无阻流量7.7×104m3/d。

表5 超低浓度胍胶压裂液体系试验井施工参数及产量Table5 Constructionparametersandgasproductionoftestwells试验井层位有效气层厚度/m孔隙度/%渗透率/10-3μm2含气饱和度/%最高砂比/%排量/(m3·min-1)平均砂比/%返排率/%无阻流量/(104m3·d-1)A山167.880.67540～60374.022.628.27.7B盒1108.510.37039384.522.630.110.8对照井盒1108.510.37039354.522.647.36.2

试验井B位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，盒1层位，储层岩性主要为岩屑砂岩。井底温度为77.8 ℃，孔隙度平均值为8.51%，渗透率平均值为0.370×10-3μm2，中值压力较高。于2016年4月23日开始压裂施工，施工地面温度为10 ℃，压裂施工过程中，排量稳定维持在4.0～4.5 m3/min，最高砂比为38%，高加砂量满足设计要求，油压稳定。施工结束1 h后即开始返排，超低浓度胍胶压裂液体系返排液pH值中性，黏度低于3 mPa·s，返排率为30.1%。利用6 mm油嘴控制，经18 mm孔板临界速度流量计计产，无阻流量10.8×104m3/d。试验井B压裂挂旗作业的同时，同井场、同层位、地质条件相同的对照井，采用0.42%(w)压裂液体系，连续油管压裂后无阻流量约为6.2×104m3/d。现场应用表明，超低浓度胍胶压裂液体系可以显著提高储层改造后地层的产能(见表5)。

3 结 论

在保持羟丙基胍胶交联形成冻胶的耐温、耐剪切能力和携砂能力的前提下，开发出的低伤害、超低浓度胍胶压裂液体系具有如下特性：

(1) 应用强交联剂SITAR-11、高效助排剂ZITHE-34、压裂破胶酶FANTA-06与APS的生化耦合式破胶新技术，可将羟丙基胍胶质量分数由0.45%降低至超低浓度的0.30%，不仅保持了原体系良好的交联、携砂、耐温耐剪切能力，同时还提高了体系的表界面活性，保证破胶时间和速度可控，破胶液残渣量降低，相对分子质量减小，降低了对储层的伤害。

(2) 超低浓度胍胶压裂液体系在大牛地气田山1和盒1致密储层的压裂现场试验成功实施表明，该压裂液体系质量稳定、携砂性能好、破胶可控、返排迅速，过程中压力排量稳定，延迟交联降低了摩阻，返排液黏度低，降低了对地层的伤害，满足超大规模加砂压裂施工要求。

(3) 试验井A和试验井B压裂后，无阻流量分别为7.7×104m3/d和10.8×104m3/d，增产效果显著。

[1] 曹珍, 徐波翔. 大牛地气田低伤害压裂液体系的研究应用[J]. 河南石油, 2006, 20(4): 64-65.

[2] 侯瑞云, 刘忠群. 鄂尔多斯盆地大牛地气田致密低渗储层评价与开发对策[J]. 石油与天然气地质, 2012, 33(1): 118-128.

[3] 谭学群, 刘传喜, 严谨. 大牛地致密低渗气田成功开发的关键技术及面临的挑战[J]. 当代石油石化, 2007, 15(7): 19-20.

[4] 郭平, 景莎莎, 彭彩珍. 气藏提高采收率技术及其对策[J]. 天然气工业, 2014, 34(2): 48-55.

[5] 段瑶瑶, 明华, 代东每, 等. 纤维素压裂液在苏里格气田的应用[J]. 特种油气藏, 2014, 21(6): 123-125.

[6] 刁素, 栗铁峰, 任山, 等. 什邡气田储层改造难点及对策[J]. 石油钻采工艺, 2013, 35(1): 122-124.

[7] 唐瑞江. 元坝气田低渗透致密砂岩气藏压裂优化技术[J]. 天然气工业, 2015, 35(7): 55-59.

[8] 中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司. 一种低伤害、超低浓度胍胶压裂液体系、制备方法及应用: 201610394863.0[P]. 2016-11-09.

[9] 张林, 沈一丁, 隋明炜, 等. 低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂YJ-P的合成与应用[J]. 精细化工, 2013, 30(1): 104-107.

[10] 闫海龙. 多羟基醇低伤害压裂液体系研究[D]. 西安: 西安石油大学, 2010.

[12] 李小凡, 刘贺, 江安, 等. 超高温有机硼交联剂的研究与应用[J]. 油田化学, 2012, 29(1): 80-82.

[13] 王亚南, 陆丽, 刘腊梅. 高效低伤害胍胶压裂液体系在苏里格的应用[J]. 天然气技术与经济, 2014, 8(6): 35-37.

[14] 任占春. 高界面活性助排剂的配方设计和助排效果研究[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2015, 30(4): 97-102.

[15] 艾池, 张永晖, 赵万春, 等. 压裂液返排过程中支撑剂回流规律研究[J]. 石油钻采工艺, 2012, 34(2): 70-73.

[16] 高建波, 王乔怡如. 高界面活性微乳液型助排剂AO-4的制备及效果评价[J]. 石油与天然气化工, 2016, 45(3): 67-71.

[17] 赵怡. 生物酶用于压裂液破胶的可行性研究[D]. 西安: 西安石油大学, 2012.

[18] 蔡德军. 高温酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用[J]. 钻井液与完井液, 2011, 28(6): 61-63.

[19] 温庆志, 李杨, 徐希, 等. 水力压裂单缝中常用压裂液携砂性能评价[J]. 油气地质与采收率, 2015, 22(4): 123-126.

[20] 熊颖, 刘友权, 石晓松, 等. 可回收再利用的低分子胍胶压裂液技术研究[J]. 石油与天然气化工, 2014, 43(3): 279-283.

Field trials of ultra-low concentration guar gum fracturing fluid system in Daniudi tight gas reservoir

Yang Tongyu1, He Qing1, Fu Na2, Chen Shijun2, Zhao Jing2

1. Department of Engineering Technology Management, North China Oil and Gas Company, Sinopec, Zhengzhou, Henan, China; 2. Dalian Chivy Biotechnology Limited Company, Dalian, Liaoning, China

The Daniudi gas field had the characteristics of low pressure, tight, poor physical property, water locking damage and sensibility etc., and only reformation measures of reservoir could obtain high productivity. On the basis of conventional 0.45% guar gum fracturing fluid system, a guar gum fracturing fluid system with ultra-low concentration was developed through the adjustment and optimization of the cross-linking agent, cleanup additive and gel breaker. The result showed that the concentration of hydroxypropyl guar gum could decrease from 0.45% to 0.30% by using the ultra-strong crosslinker SITAR-11, the viscosity of crosslinked jelly was more than 140 mPa·s under 90 ℃, 170 s-1after shearing 120 min, and it still had fine prop-carrying ability under 38% high sand concentration. By using biochemical mixed efficient cleanup additive ZITHE-34, the surface tension of the gel breaking fluid reduced to 22.4 mN/m, and the interfacial tension reduced to 0.9 mN/m respectively. By using fracturing gel breaking enzymes FANFA-06 and APS coupling gel breaking technology, the residue value reduced from 300 mg/L (after gel breaking by conventional system) to 180 mg/L, which greatly reduced the formation damage. The fracturing operation was conducted to two horizontal wells in reservoirs of Shan 1 and He 1 in Daniudi gas field respectively, sand proportion and construction pressure all met the design requirements in the process of fracture, the flowback rates after fracturing were 28.2% and 30.1%, the open-flow capacities were 7.7×104m3/d and 10.8×104m3/d, and the yield-increasing effect was remarkable.

Daniudi, tight gas field, ultra-low concentration gum, super cross-linker, high efficiency cleanup additive, hydraulic fracturing gel enzyme breaker, low damage

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)；中石化科技部项目“致密砂岩油藏有效开发关键技术应用研究”(P14076-1)；辽宁省“百千万人才工程”重点项目“高效降解氯酚类污染物的海洋漆酶”(2015-4)；大连市科技计划项目“新型环境酶制剂开发与产业化”(2015F11GH089)。

杨同玉(1966-)，现就职于中国石油化工股份有限公司工程技术管理部，主要从事低孔致密气藏储层改造工艺方案设计及压裂助剂评价的研究工作。E-mail:hbjyty@126.com

TE357.1

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.03.013

2016-09-27；编辑：冯学军