澳大利亚西北陆架波拿巴盆地油气资源潜力评价*

逄林安 康洪全 许晓明 李 全 白 博 张重浩

（1.中海油研究总院 北京 100028； 2.中国石化胜利油田分公司滨南采油厂 山东滨州 257439）

澳大利亚西北陆架波拿巴盆地油气资源潜力评价*

逄林安1康洪全1许晓明1李 全1白 博1张重浩2

（1.中海油研究总院 北京 100028； 2.中国石化胜利油田分公司滨南采油厂 山东滨州 257439）

波拿巴盆地是澳大利亚主要含油气盆地之一，也是我国石油公司海外油气勘探涉足的重点区。通过深入分析盆地油气地质特征，认为该盆地主要发育中生界含油气系统，油气分布呈现东部富气、西部油气并存的特点。通过分析盆地东、西部在构造样式、烃源岩成熟度、圈闭形成背景和保存条件等方面的差异，将该盆地中生界成藏组合在平面上划分为乌尔坎和马里塔2个评价单元，并以勘探趋势法和分段式油藏规模序列法为手段确定评价参数，采用蒙特卡洛法预测该盆地的石油、凝析油和天然气待发现可采资源量分别为934 MMb（1.48×108m3）、1 909 MMb（3.04×108m3）、34 387 Bcf（9 737.3×108m3）。综合分析认为，该盆地具有很高的勘探潜力，马里塔坳陷是下一步寻找大中型气田的有利勘探区。

波拿巴盆地；油气地质特征；评价单元；蒙特卡洛法；油气可采资源量；有利勘探区

国内外油气资源潜力评价方法可归结为成因法、类比法和统计法等3类。在国内，油气资源评价方法以成因法（氯仿沥青“A”法、有机碳法、干酪根热解法和盆地模拟法等）为主，其次为类比法和统计法［1-13］，评价结果的表达方式大都是确定性的（即非概率性的），这样不利于对勘探风险和投资风险的合理评估。在国外，油气资源评价方法以统计法为主［14-19］，比较有权威和代表性的是美国联邦地质调查局（USGS）于2000年采用蒙特卡洛模拟的方法对世界范围的油气资源潜力进行概率性评价。USGS（2000）油气资源评价工作比较细致，其结果得到国际上的一致认可，也为国内的油气资源评价工作提供了很好的借鉴。

前人在澳大利亚波拿巴盆地油气资源评价中做了大量工作，但也存在如下3方面问题：第一，从评价时间上看，澳大利亚资源科学局（1998）、澳大利亚地球科学（2002）和USGS（2000）对该盆地进行的评价［20-22］与现在相隔较远，对目前勘探远景区的选取参考价值不大；从评价结果上看，前两者的评价结果过于保守，后者的评价结果又较乐观，对该盆地油气资源潜力认识差异大。第二，USGS（2000）的评价结果可信度最高，但对于该盆地评价单元的划分过于简单，与地质因素有机结合的特点不明显，在很大程度上容易造成对勘探潜力的低估。第三，各评价机构对该盆地进行的油气资源评价结果中均没有明确今后的勘探方向和高含油气远景区。随着国内石油公司海外勘探力度的不断加大，澳大利亚西北陆架波拿巴盆地也是我国石油公司涉足的重要区域，因此急需对该盆地油气资源潜力进行再次评价，以期更好地指导该地区下一步勘探方向的选择。

本文通过对波拿巴盆地石油地质特征分析以及不同构造单元油气地质特征对比，重点对中生界裂谷层序在平面上进行了评价单元划分；同时基于收集的最新勘探数据，并以勘探趋势法和分段式油藏规模序列法为手段确定评价参数，采用蒙特卡洛模拟的方法预测了其待发现资源量，明确了该盆地的油气资源潜力，对该地区下一步勘探方向的选择具有很好的指导意义。

1 区域地质概况

图1 波拿巴盆地区域地质图（据文献［23-24］）Fig.1 Regional geological map of Bonaparte basin（from reference［23-24］）

波拿巴盆地是澳大利亚主要含油气盆地之一，位于澳大利亚西北陆架的最北端，面积约27×104km2，呈喇叭状向北部帝汶海域张开（图1）。该盆地发育了厚达15 km的显生宙海相和河流相硅质碎屑岩和碳酸盐岩。自1964年发现第一个油气田以来，截至2016年底共发现76个油气藏，发现石油（含凝析油）可采储量3.27×108m3，天然气可采储量12 817.22×108m3，其中天然气可采储量占油气总可采储量的79%。

波拿巴盆地经历了裂谷前（克拉通）—裂谷作用—被动大陆边缘3个主要演化阶段（图2）。中新世—上新世，印度-澳大利亚板块与欧亚板块的碰撞形成了一个大型构造碰撞带（即Banda造山带），产生深达2 000～3 000 m的帝汶海槽，并造成盆地西部地区早期断裂带广泛复活［26-27］。

图2 波拿巴盆地综合地层柱状图（据文献［25］修改）Fig.2 Stratigraphic chart of Bonaparte basin（modified from reference［25］）

波拿巴盆地构造特征复杂，古生代受NW—SE向裂谷作用形成NE—SW向展布的佩特列尔坳陷，中生代裂谷作用形成的一系列NE—SW向的乌尔坎坳陷、马里塔坳陷和萨胡坳陷被NE—SW向的伦敦德里隆起、阿什莫尔隆起和萨胡隆起所间隔。

2 油气地质特征

波拿巴盆地油气地质条件优越［23］。截至目前，能够落实的含油气系统有3个，分别为Milligans—石炭系/二叠系，Keyling/Hyland Bay—二叠系和侏罗系/下白垩统—中生界。由于侏罗系/下白垩统—中生界含油气系统已发现的可采储量占盆地总可采储量的90%以上，所以本次主要对中生界含油气系统进行评估。

2.1 烃源岩特征

该盆地中生界含油气系统主要烃源岩有下中侏罗统普罗佛组和上侏罗统—下白垩统乌尔坎组。中侏罗统普罗佛组烃源岩为河流-三角洲相泥岩、碳质泥岩和煤，泥岩有机碳含量为0.3%～5.9%（平均值1.9%），S1+S2平均值为4.4 kg/t；碳质泥岩有机碳含量为6.1%～37.3%（平均值14%），S1+S2平均值为47.2 kg/t；煤系烃源岩有机碳含量为46.3%～69%（平均值54.7%），S1+S2平均值为203.4 kg/t。该套烃源岩有机质类型总体为Ⅱ—Ⅲ型干酪根（图3），以Ⅱ2—Ⅲ型有机质为主，偏生气［24，28-30］；目前在乌尔坎坳陷内已达到成熟阶段，在马里塔坳陷内已达到高成熟—过成熟阶段。

上侏罗统—下白垩统乌尔坎组烃源岩为陆架缺氧环境下沉积的富有机质泥岩，主要分布于乌尔坎坳陷和萨胡坳陷，有机碳含量平均值为1.23%，IH为150～400 mg/g，以Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主，主要为陆源有机质，含少部分Ⅰ—Ⅱ1型干酪根（图4）；海相浮游藻类发育（以沟鞭藻为主），具有生成液态石油和天然气的潜力［31-32］。该套烃源岩目前在乌尔坎坳陷内已达到早期成熟—成熟阶段，在马里塔地堑内已达到成熟—高成熟阶段。

2.2 储盖层特征

该盆地主要储集层为下—中侏罗统普罗佛组和上侏罗统厄朗组、下乌尔坎组。下—中侏罗统普罗佛组储层为河流-三角洲相砂岩，孔隙度为8%～20%，渗透率为0.1～10 000 mD，物性为差—好（图5）。在盆地西部普罗佛组埋深较浅，其物性为一般—好；在盆地东部，尤其是在马里塔坳陷内部，由于普罗佛组埋藏较深和地温梯度高，储层变得非常致密。例如，盆地西部Jabiru1A井钻遇普罗佛组储层埋深1 616～1 642 m，其孔隙度平均值21%，渗透率平均值为2 107 mD；而盆地东部Lynedoch气田普罗佛组埋深约4 000 m，孔隙度8%左右，渗透率大部分小于1 mD。上侏罗统厄朗组储层为浅海相砂岩，孔隙度平均值为11%，渗透率为1～1 000 mD，有较好的储集性能，主要分布在弗拉明戈凸起和拉米那利亚凸起一带。

图3 波拿巴盆地普罗佛组烃源岩有机质类型Fig.3 Organic matter type of Plover Formation source rock in Bonaparte basin

图4 波拿巴盆地乌尔坎组烃源岩有机质类型Fig.4 Organic matter type of Vulcan Formation source rock in Bonaparte basin

图5 波拿巴盆地普罗佛组孔隙度与渗透率交会图Fig.5 Cross plots of porosity versus permeability of Plover Formation in Bonaparte basin

全盆内广泛分布的下白垩统艾楚卡滩组粘土岩是一套很好的区域性盖层，统计表明盆地内96.7%已发现的可采储量位于该套盖层之下，说明该套区域性盖层的封闭性很好。

2.3 圈闭特征

该盆地油气藏圈闭类型多样，主要有背斜圈闭、断块圈闭、地层圈闭和盐体刺穿圈闭等4类，包括线状背斜圈闭、长轴背斜圈闭、短轴背斜圈闭、等轴背斜圈闭、披覆背斜圈闭、屋脊式断块圈闭、阶梯式断块圈闭、地垒断块圈闭、不整合遮挡圈闭、地层尖灭圈闭、盐体刺穿圈闭等11种亚类。其中，挤压型背斜构造主要与晚古生代以来的多次区域性构造挤压活动有关，也与深部盐构造活动有关，多分布于侏罗系和下白垩统内，且常被晚期断层切割；断块圈闭主要分布在中生界，特别是三叠系和下中侏罗统，如Jabiru1井下中侏罗统普罗佛组发现的油藏圈闭的形成主要与早中侏罗世西北大陆架的NE向裂谷作用有关。

从平面上看，大型背斜圈闭主要分布在盆地北部的大型隆起构造单元内，是盆地基底在早中侏罗世裂谷作用的基础上差异升降和披覆沉积的结果；而大量的断块圈闭主要发育在早中侏罗世裂谷作用形成的地堑内及其两侧的断阶带，如乌尔坎坳陷内的地堑及其两侧断阶。另外，在盆地的古沉积边界以及相变带上发育有大量地层圈闭，在乌尔坎坳陷内的多个地堑内和佩特列尔次盆内发育有盐体刺穿圈闭。

2.4 保存条件

晚中新世以来澳大利亚板块与欧亚板块发生了斜向碰撞。1994—1996年期间的GPS测量表明，帝汶岛和澳大利亚大陆具有不同的漂移速率，澳大利亚板块和印度尼西亚之间现今的汇聚方向为27°N［33］。以欧亚板块为固定参考系，帝汶岛沿27°N方向以大约62 mm/a的速率运动，而澳大利亚大陆正以75 mm/a的速率运动，可见澳大利亚板块的移动速度比帝汶岛快了20%［33-35］。汇聚的主要构造表现形式为印度尼西亚地块向澳大利亚板块俯冲，在帝汶岛广泛发育逆冲断层和增生楔。在班达弧和帝汶海域主要发育NE—SW向左旋走滑断层，为板块的斜向汇聚提供了有力证据［33］。

在乌尔坎坳陷和拉米那利亚凸起地区发现的大多数油气藏都存在古油柱［36-43］。造成该地区油气藏漏失的主要原因是中新世晚期澳大利亚板块和东南亚微板块的斜向碰撞产生的剪张应力，导致早期断层复活，引起圈闭封闭性遭受破坏。根据前人对该地区最大水平应力分布研究［33］，在拉米那利亚凸起地区，最大水平应力方向与晚侏罗世—早白垩世发育的东西向断层呈近垂直关系，水平位移相对较小，对圈闭的破坏程度较弱，造成部分油藏发生漏失，但漏失程度不大；在乌尔坎坳陷和伦敦德里隆起地区，最大水平应力方向与断层走向近于平行，水平位移较大，对圈闭的破坏较强，这是在乌尔坎坳陷一带发现油藏规模较小的主要原因。相反，在盆地东部马里塔地堑一带，后期构造活动影响较小，圈闭较整装，且规模较大，油气发现以天然气为主，说明盆地东部的后期保存条件远好于盆地西部。

3 评价单元划分

迄今的勘探结果已证明波拿巴盆地内已发现的油气藏主要集中在下白垩统艾楚卡滩组泥岩构成的区域性盖层之下，主要含油气层系包括三叠系、侏罗系和下白垩统底部，垂向上由于断层的切割连通而具有相近的成藏条件，因此将该盆地中生界成藏组合在纵向上作为一个总体来评价。

根据盆地油气地质条件综合分析和不同构造单元的油气地质条件对比分析，将波拿巴盆地的三叠系—侏罗系—下白垩统成藏组合在平面上划分为马里塔和乌尔坎2个评价单元（图6）。其中，马里塔评价单元主要包括萨胡隆起、马里塔坳陷和弗拉明戈凸起，面积为10.7×104km2；乌尔坎评价单元主要包括乌尔坎坳陷、拉米那利亚凸起、阿什莫尔隆起和伦敦德里隆起的西翼和北翼，面积为6.6×104km2。这2个评价单元的油气地质条件差异性主要表现在以下4个方面：

图6 波拿巴盆地评价单元划分Fig.6 Assessment units division of Bonaparte basin

1）构造样式差异。受构造应力的差异影响，尤其是在新构造运动期间，波拿巴盆地东部与西部在局部构造特征上存在明显的差异。盆地西部的乌尔坎坳陷断裂走向大致为NE30°，而盆地东部的马里塔坳陷主要断裂走向大致为NE55°。作为同在早、中侏罗世裂谷作用形成的坳陷，不同的构造走向可能说明被坳陷分割的各大断块之间存在不同步的差异运动，也可能与后期的多期走滑构造活动有关。

地质剖面清晰地显示了该盆地东西部之间断层发育的明显差异（图7）。从现今构造特征来看，该盆地西部地区（乌尔坎一带）与东部地区（马里塔一带）侏罗纪裂谷断层发育程度相近，但新近纪断层密度差别较大，认为与晚中新世—第四纪构造运动和早期断层复活相关。中新世晚期，澳大利亚板块与东南亚微板块的碰撞，在西部地区形成了局部剪张性或剪压性应力场，造成侏罗纪断层的复活，并发育了大量的剪张性或剪压性断层，这些新形成的断层与早期的断层相接，导致早期形成圈闭的有效闭合体积降低和油气泄漏。但在马里塔单元一带，晚期构造作用相对较弱，断层发育数量较少，对圈闭的完整性影响较小。

图7 波拿巴盆地过2个评价单元断层密度差异分布图（剖面位置见图6）Fig.7 Fault development density comparison between Vulcan and Malita assessment units in Bonaparte basin（see Fig.6 for location）

2）烃源岩成熟度差异。尽管波拿巴盆地东西部烃源岩有机质组分和有机碳含量没有本质差异，但是上覆地层厚度和大地热流不同导致烃源岩成熟度差异比较明显。由于沿整个澳大利亚西北缘的大陆解体以及陆壳型断块台地和洋壳型深海平原的形成，中生代的构造活动和沉降中心转移到波拿巴盆地西北缘，在盆地西部沉积了厚度较大的侏罗系和下白垩统。马里塔坳陷的快速沉降主要发生在白垩纪，特别是晚白垩世，形成了巨厚的上白垩统，加上地温梯度较高，导致盆地东部偏生气烃源岩达到高成熟—过成熟阶段，以生气为主。而盆地西部的烃源岩由于埋藏相对较浅，处于中等—高成熟阶段，生成了液态石油和天然气。因此，烃源岩成熟度的差异造成了波拿巴盆地现今西部油气并存、东部以气为主的分布格局。

3）圈闭形成背景差异。通过对已发现的油气藏数据统计，波拿巴盆地西部油气发现数量较多，但圈闭规模较小，油气并存，以气为主；盆地东部发现圈闭规模较大，以气藏为主（图8）。盆地东部和西部圈闭规模属于不同的自然总体，表明2个评价单元圈闭的形成背景不同。

图8 波拿巴盆地乌尔坎与马里塔评价单元油气田规模对比Fig.8 Oil&gas fields size comparison between Vulcan and Malita assessment units in Bonaparte basin

从晚中新世开始，波拿巴盆地西部经历了强烈的新构造运动，形成了大量新断层，并造成侏罗纪断层复活，早期形成的圈闭沿着复活和新形成的断层被局部拉张应力和剪张应力所破坏。虽然盆地西部也存在大型正向构造，但是被断层切割成大量的小规模倾斜断块及地垒断块圈闭，而且圈闭的完整性也不高。但在盆地东部，新构造运动对断层的封闭性造成的影响较小，大多数早期形成的圈闭得以保存，以背斜及断背斜圈闭为主，油气藏规模也较大。

4）保存条件差异。由于天然气密度低，浮力大，气藏需要的封闭和保存条件远比油藏苛刻。波拿巴盆地西部的中生界含油气层系中油气并存且成藏规模较小，并且在很多油气藏发现了不同程度漏失的证据，充分说明盆地西部后期断裂作用对含油气圈闭的破坏。反观盆地东部，油气发现以天然气为主且规模较大，表明新构造运动的影响较弱、对含气圈闭的完整性影响较小。这说明盆地东部的油气藏保存条件远好于盆地西部，据此推测在盆地西部有大发现的可能性很低，但在盆地东部仍有发现大型气田的潜力。

综上所述，根据波拿巴盆地东西部三叠系—侏罗系—下白垩统成藏组合在构造样式、烃源岩成熟度、圈闭形成背景和保存条件上的差异，判断二者的油气藏不属于同一分布总体，至少存在2个独立的油气藏自然总体。

4 待发现油气可采资源量预测

4.1 评价参数选取

波拿巴盆地2个评价单元的评价参数主要包含2类，即待发现油气藏数量和待发现油气藏规模。以地质认识为约束，以最小经济规模为最小值，采用油藏规模序列方法确定待发现油气藏规模的最大值。结合评价单元的勘探程度和地质特征，根据油气藏发现数量的变化趋势（即勘探趋势法），推测未来一定时期内可发现油气藏数作为待发现油气藏数量的最小值。勘探趋势法外推若干年取得的待发现油气田数是未来若干年内盆地内能够发现油气田数的一个高概率估计，即在最保守的情况下发现的油气田数量。考虑勘探活动有高潮期和低谷期，高潮期投入的勘探工作量大，所发现的油气田数量也相应增加，因此为了平衡每一阶段的勘探工作量，选择每一阶段的时间跨度为5年，统计各评价单元每5年已发现的油气田个数，拟合趋势外推各评价单元未来可能发现油气田个数，待发现油气藏数量的最大值即是利用油藏规模序列法预测总数扣除已发现的油气藏数量。由于是预测未来一定时期内的油气藏数量，因此利用分段式油藏规模序列法预测油气藏数量可以适当压制序列尾部出现的大量不合理预测点，从而更客观地预测未来一定时间内的待发现油气藏数量。具体实现流程如图9所示。利用确定的评价参数（表1），采用蒙特卡洛模拟的方法对马里塔和乌尔坎2个评价单元进行待发现油气可采资源量预测。

4.2 预测结果及分析

波拿巴盆地各评价单元待发现油气可采资源量预测结果如表2所示，可以看出该盆地待发现石油、凝析油和天然气可采资源量分别为934 MMb（1.48×108m3）、1 909 MMb（3.04×108m3）和34 387 Bcf（9 737.3×108m3），其中马里塔评价单元内天然气和凝析油的待发现可采资源量最大，因此在该地区继续寻找石油的前景较大。此次评价结果中，预测天然气的资源潜力较大，主要是由于马里塔评价单元勘探程度较低，Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主的烃源岩成熟度高，圈闭规模大且整装，加上受后期构造活动的影响弱，保存条件好；而预测石油资源潜力的增加，主要是由于乌尔坎评价单元内烃源岩目前主要处于生油窗内，以大量中小型规模的断块圈闭为主，加上后期构造活动的影响，油气发生再分配，目前对该评价单元的油气分布规律尚未认识清楚，勘探的空间仍然较大。

图9 蒙特卡洛模拟方法预测待发现油气可采资源量流程图Fig.9 Flow chart of Monte Carlo method forcasting the undiscovered oil and gas recoverable resources

表1 波拿巴盆地待发现油气资源量预测评价参数Table 1 Assessment parameters of the undiscovered oil and gas recoverable resources of Bonaparte basin

表2 波拿巴盆地待发现油气可采资源量预测结果Table 2 Predicting results of undiscovered oil and gas recoverable resources of Bonaparte basin

同时，将本次预测结果与国外3家权威机构对该盆地的油气资源评价结果进行了对比（表3）。在3家国外权威机构中，澳大利亚地球科学（2002）预测时间最新，当时限于样本数据较少，勘探程度相对低，预测过程中难以预测未来的勘探潜力，而且是着眼于近10～15年内的预测，预测的结果也相对保守；而USGS（2000）把该盆地中生界作为一个评价单元来预测，其评价结果难以体现盆地的勘探方向。本次预测是在通过深入的石油地质分析之后认为该盆地的东部和西部油气藏不属于同一个样本总体，理应分开预测，因此马里塔评价单元预测的待发现天然气资源量比以前多主要归因于对该盆地石油地质条件的再认识。

表3 不同机构对波拿巴盆地待发现油气可采资源量的评价结果对比Table 3 Assessment results comparison of the undiscovered oil and gas recoverable resources from different organizations of Bonaparte basin

5 结论

1）波拿巴盆地主要发育中生界含油气系统，以侏罗系Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主力烃源岩，下中侏罗统普罗佛组河流-三角洲相砂岩为主力储层，油气分布呈现东部富气、西部油气并存的特点。

2）波拿巴盆地东西部油气地质条件存在明显的差异，其油气藏规模并不服从于完整统一的自然圈闭规模序列，因此将该盆地作为一个整体评价对象来进行油藏规模序列预测是不合理的，所以本次评价将盆地内油气藏规模、圈闭类型和油气保存条件作为首要因素，将盆地中生界成藏组合在平面上划分为马里塔和乌尔坎2个评价单元。

3）总结出了一套适用于该地区的蒙特卡洛模拟方法预测待发现油气可采资源量的流程，预测其石油、凝析油和天然气待发现可采资源量分别为934 MMb（1.48×108m3）、1 909 MMb（3.04×108m3）和34 387 Bcf（9 737.3×108m3），综合分析认为马里塔坳陷是该盆地下一步寻找大中型气田的有利勘探区。

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Bonaparte basin petroleum resource assessment，northwest shelf of Australia

PANG Lin’an1KANG Hongquan1XU Xiaoming1LI Quan1BAI Bo1ZHANG Chonghao2
（1.CNOOC Research Institute，Beijing100028，China；2.Binnan Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，Sinopec，Binzhou，Shandong257439，China）

Bonaparte basin is one of the major oil and gas-bearing basin in Australia，and it is also an important area for China oil company exploration.According to the detailed petroleum geology analysis of Bonaparte basin，the Mesozoic is considered as a major petroleum system.Gas mainly distributes in the eastern part，and oil and gas coexist in the western part.By analyzing the difference of structure style，source rock maturity，trap deformation setting and preservation between the eastern and western parts，Mesozoic play is divided into two parts as Vulcan assessment unit and Malita assessment unit.The assessment parameters are determined by exploration trend and reservoir size sequence method.The forecasted undiscovered recoverable resources of the two assessment units are 1.48×108m3oil，3.04×108m3condensate and 9 737.3×108m3gas with Monte Carlo method.Based on comprehensive analysis，Bonaparte basin has great exploration potential and Malita graben is the favorable exploration area for large-middle gas fields in future.

Bonaparte basin；petroleum geology；assessment unit；Monte Carlo method；oil and gas recoverable resources；favorable exploration area

逄林安，康洪全，许晓明，等.澳大利亚西北陆架波拿巴盆地油气资源潜力评价［J］.中国海上油气，2017，29（6）：43-52.

PANG Lin’an，KANG Hongquan，XU Xiaoming，et al.Bonaparte basin petroleum resource assessment，northwest shelf of Australia［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：43-52.

TE121.1

A

1673-1506（2017）06-0043-10

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.005

*“十二五”国家科技重大专项“大陆边缘盆地类比与油气成藏规律研究（编号：2011ZX05030-001）”部分研究成果。

逄林安，男，工程师，主要从事海外油气勘探研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号海油大厦A座（邮编：100028）。E-mail：pangla＠cnooc.com.cn。

2017-01-16改回日期：2017-05-10

（编辑：冯 娜）