- 孙粉锦;杨焦生;王玫珠;孙斌;张继东;赵洋;邓泽;
煤储层应力敏感降低储层渗透率，进而影响煤层气井产能，如何降低排采中的应力敏感性影响值得深入研究。为了弄清不同煤阶煤储层的应力敏感性特征及差异性，分别采集樊庄高煤阶煤、保德中煤阶煤和二连低煤阶褐煤的样品，系统开展加载和卸载过程中不同煤阶煤的应力敏感性实验，并对应力敏感的产生机理进行分析。结果表明，随煤阶的升高，煤样的应力敏感性逐渐增强，含明显裂缝的样品敏感性更强。加载有效应力10 MPa条件下，相比初始渗透率，二连低煤阶褐煤样品渗透率下降79.26%，卸载后不可逆渗透率损害率平均33.4%；保德中煤阶煤样渗透率下降79.4%，卸载后不可逆渗透率损害率平均51.4%；樊庄高煤阶煤样加载后渗透率下降92.33%，卸载后渗透率只能恢复30%左右。产生这种差异的机理主要是由于不同煤阶煤的物质组成、孔裂隙结构以及渗流通道不同造成的。低煤阶煤变质程度低，主要发育大、中孔隙，割理–裂隙不发育，为基质孔隙–喉道渗流，渗透率主要受连通喉道控制，应力加载时主要是大、中孔压缩变形严重，而尺度较小的喉道受压缩变形小，因而其应力敏感性相对弱；而高煤阶煤孔隙以微、小孔为主，镜质组含量高，割理–裂隙发育，控制其渗透性，应力加载时微、小孔难以被压缩，而裂隙抗变形能力弱，易发生韧性变形破坏或闭合，卸载后也难以恢复，表现出强应力敏感特征。考虑到高煤阶煤储层埋深更大、应力更高，因此其应力敏感性对产能伤害大，排采初期宜以较小强度进行，降低不可逆渗透率伤害，扩大压降范围；而低煤阶煤储层本身应力低、渗透率较高，应力敏感对产能影响相对较小，排水期可适当加快速度，提高排水效率。
2022年09期 v.50;No.297 51-58页 [查看摘要][在线阅读][下载 1939K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：545 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：7 ] - 李曙光;王成旺;王红娜;王玉斌;徐凤银;郭智栋;刘新伟;
鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块下二叠统太原组埋深大于2 000 m的8号煤是国内首个千亿方级别的深层煤层气田，但是深层煤层气成藏特征尚不明确。综合应用地质、测试、生产资料，开展深层煤层气成藏特征及有利区评价2方面研究。结果表明：研究区深层煤储层全区发育、厚度大、热演化程度高、两期成藏及古热流体侵入，使其具备大量生烃的条件；深层煤储层裂隙、微孔广泛发育，储层具备吸附气和游离气共同赋存的条件；顶底板以灰岩及泥岩为主，封盖能力强，具备游离气保存条件；深层煤层气具有“广覆式生烃、高含气、高饱和、高压束缚游离气与吸附气共存”的赋存特征。建立了深层煤层气“地质–工程”双甜点识别指标体系12项，划分了3类工程–地质甜点区，其中，地质–工程Ⅰ类甜点区位于研究区的西北部，地质–工程Ⅱ类甜点区位于研究的中部，地质Ⅱ类–工程Ⅰ类甜点区位于研究东北部和南部；在地质–工程Ⅰ类甜点区内实施的JS-01井自喷生产，最高日产气9.4～9.7万m~3，展现了良好的上产潜力。研究成果有效指导了深层煤层气先导试验区的优选及国内首个千亿方级别的深层煤层气田探明。
2022年09期 v.50;No.297 59-67页 [查看摘要][在线阅读][下载 2685K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：2214 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：69 ] - 张雷;徐凤银;李子玲;张伟;侯伟;张庆丰;张文;樊洪波;李永臣;
鄂尔多斯盆地东缘保德区块是国内中-低阶煤中首个完成5亿m~3产能建设并达产的煤层气田，在中国煤层气行业树立了标杆地位。在区块开发过程中，大多数煤层气开发井两套主力煤层合层开发取得了良好的效果，均优于单层开发；但在局部区域，在相同的开发技术工艺条件下，部分开发井合层开发效果不理想，单层开发优于合层开发。从保德区块各煤层气单/合层开发井的地质条件、气藏特征及产气效果3个方面对区块进行整体评价，研究认为，煤层气地质条件是控制单/合层开发效果的根本因素，控制气藏特征并与之共同影响产气效果。根据主要量化指标确定单/合层排采效果差异性，优选1套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标，即对于2套煤层原始地层压力差值不超过0.6 MPa、临界解吸压力差值小于0.4 MPa、渗透率差值在2×10~(-3)μm~2以内，适合煤层气合层开发。在此基础上，指出下步区域及层系开发调整的重点区域，即区块1单元西部、2单元中西部优先单层开发8+9号煤层更有利，3单元南部优先单层开发4+5号煤层更有利；针对区块8+9号煤层剩余未动用储量多的区域，可通过调整层系开发顺序的方式，即暂时封堵4+5号煤层、优先开发8+9号煤层。研究成果对多层系煤层气田高效开发具有重要指导意义。
2022年09期 v.50;No.297 68-77页 [查看摘要][在线阅读][下载 2129K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：441 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：9 ] - 曾雯婷;葛腾泽;王倩;庞斌;刘印华;张康;余莉珠;
鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块探明了我国首个2 000 m以深煤层气田，深部煤层埋深大、压力高、含气量高、含气饱和度高、渗透率低，生产过程中表现出见气早、气液比高、产出液矿化度高等特点。该区块试采井应用抽油机举升系统出现了腐蚀、偏磨、气锁、卡堵泵等问题，导致排采连续性较差，为气田开发降本增效带来了一系列挑战。通过分析总结影响排采连续性的主要因素，根据深层煤层气井不同阶段生产参数及气液比的变化，同时基于现阶段水平井的主体开发井型，创新提出了初期利用自身能量生产、中期采用柱塞气举工艺、后期增压气举配合柱塞的“三段式”全生命周期一体化排采工艺组合探索思路，拟从根本上解决抽油机举升系统存在的问题，保障气井连续稳定生产，降低排采设备及运行维护成本。目前生产初期的排采工艺已完成现场试验，可满足连续稳定排采需求，创新一体化排采工艺探索取得突破后，对后期深层煤层气大规模开发过程中的高效排采具有重要意义。
2022年09期 v.50;No.297 78-85页 [查看摘要][在线阅读][下载 1874K] [阅读次数：1 ] |[下载次数：1607 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：21 ] - 孙斌;田文广;杨兆彪;杨敏芳;李存磊;
滇黔北探区赋煤向斜众多，多薄煤层发育，含气量较高，煤层气资源丰富，是筠连外围重要的拓展区块。基于大量煤田孔及煤层气试验井，分析煤层气地质条件，建立多层合采有利区优选评价方法：多层次模糊数学+关键指标法。首先，基于层次递阶优选构建评价模型并确定关键指标，明确关键指标为合采系数、煤体结构、含气量，其中，合采系数由最优合采跨度及合采累计煤厚构成，并给出关键指标的定量评价表，然后，运用模糊数学计算公式，得到储层评分结果，最终获得多层合采有利区优选结果。结果显示：研究区晚二叠世龙潭组/宣威组煤层最多可达到20层以上，可采煤层一般3层左右，煤层总厚度一般在6 m以上，煤层层数及煤层厚度由东南向西北逐渐减少或减薄。大部分区域主力煤层为C5(M11)煤层，厚度一般在2 m以上，其灰分质量分数平均为27.73%，为中灰煤，煤级主要为贫煤–无烟煤。各向斜主力煤层含气性差异性较大，含气量最大可达到30.53 m~3/t。研究区煤体结构以原生结构煤和碎裂结构煤为主。以C5(M11)煤层分别向上或向下合采计算合采系数，由此形成了两个合采层段，多层合采Ⅰ类有利区主要位于研究区可乐向斜中西部，牛场–以古向斜南部，镇雄向斜南部，庙坝向斜东南部，洛旺向斜中西部，石坎向斜中西部。
2022年09期 v.50;No.297 86-95页 [查看摘要][在线阅读][下载 3756K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：445 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：6 ] - 张金超;桑树勋;韩思杰;张凤碧;徐昂;刘琦珊;
深部煤层CO_2地质封存是助力“碳达峰碳中和”战略的重要途径，煤层含水性对以CO_2吸附封存为主的深部煤层CO_2地质封存能力影响显著。以无烟煤为例，开展了45℃下干燥、平衡水、饱和水煤样高压CO_2等温吸附实验，校正了饱和水煤样过剩吸附曲线，利用改进的D-R吸附模型拟合得到三者吸附能力与吸附热，对比了不同含水条件下CO_2绝对吸附曲线，阐释了饱和水增强无烟煤吸附能力的微观作用机理。结果表明：(1)干燥、平衡水、饱和水煤样CO_2吸附能力分别为56.72、45.19和48.36 cm~3/g，吸附热分别为29.42、26.23和27.24 kJ/mol。(2) CO_2密度小于0.16 g/cm~3(6.48 MPa)时，无烟煤CO_2绝对吸附量大小顺序为干燥煤样、饱和水煤样和平衡水煤样，而CO_2进入超临界状态后，顺序变为饱和水煤样、干燥煤样和平衡水煤样。(3)水分子优先占据高能吸附位是平衡水煤样吸附能力减弱的主要原因，而煤-水体系与CO_2相互作用强于CO_2与H_2O竞争吸附下的煤-CO_2相互作用是饱和水煤样在CO_2超临界阶段吸附能力高于干燥煤样的根本原因。(4)吸附封存是煤层CO_2地质封存的主要形式，深部煤储层条件下，煤层饱和水对超临界CO_2增储作用更为明显，高压注水是提高深部煤层CO_2地质封存潜力，改善煤储层渗透性的有效手段。
2022年09期 v.50;No.297 96-103页 [查看摘要][在线阅读][下载 1981K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1042 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：12 ] - 孙越;蒋裕强;熊先钺;李星涛;李树新;邱振;孙雄伟;
鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县地区二叠系山西组山_2~3亚段海陆过渡相页岩是未来非常规油气勘探的重点目标，通过野外露头观察、岩心描述、薄片鉴定，结合全岩衍射、特征微量元素测试等手段，划分出硅质页岩相、硅质黏土质页岩相、钙质硅质(或硅质钙质)页岩相、黏土质页岩相4种页岩岩相类型。岩石学特征、地球化学指标表明，山_2~3亚段继承了太原组沉积晚期地形平缓的陆表海格局，大规模海侵导致本区在山_2~3沉积早期快速演化为海湾环境，沉积环境由氧化转为还原，水体盐度接近正常海水，有机质保存有利，形成了该亚段下部富有机质页岩相，其中钙质硅质(或硅质钙质)页岩相是相对优质的富有机质页岩岩相，具有高有机质含量、高脆性矿物含量、低黏土含量的特点，为页岩气开发有利层段。进入山_2~3沉积晚期，区内逐渐演化为障壁岛沉积体系，在潟湖、滨岸沼泽环境中发育硅质黏土质页岩相、黏土质页岩相，虽多次受海侵影响，但海水影响程度总体上逐渐减弱，水体盐度呈降低趋势，沉积环境趋于氧化，有机质的保存条件变差，导致有机质含量总体偏低，同时脆性矿物含量偏少，不利于勘探开发。
2022年09期 v.50;No.297 104-114页 [查看摘要][在线阅读][下载 2694K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：851 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：19 ] - 武男;石石;郑世琪;赵浩阳;王虹雅;童姜楠;
压力是气藏的“灵魂”，地层压力是评价气井产能，分析气藏潜力的基础。然而，受到资料完整程度、方法适用条件等因素的限制，大部分气井无法准确获取地层压力。为了评价致密砂岩气藏地层压力，基于少量压力监测资料，采用数学反演思维，提出物质平衡反演法。首先，利用拟稳定流动状态下气井生产数据，拟合Blasingame图版，计算气井动态储量。而后，通过动态储量及一个测压数据进行反演，建立物质平衡方程，代入累产气量，评价地层压力，最后，以大宁–吉县区块致密砂岩气井为例，进行地层压力计算。结果表明：(1)物质平衡反演法仅需一个测压点，可以评价气井的地层压力变化。(2)气井原始地层压力差异大，单井地层压力变化复杂，存在多个压力系统。(3)压力系统不一致与储层非均质性强有关。研究结果对于致密气单井压力计算和致密气藏压力评价提供了可靠的方法，为致密气藏开发方案调整和效益开发奠定了基础。
2022年09期 v.50;No.297 115-121页 [查看摘要][在线阅读][下载 2579K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：500 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：7 ]
- 鲜保安;张龙;哈尔恒·吐尔松;喻鹏;王凯;张亚飞;张洋;王三帅;李宗源;
煤储层具有高吸附性、低渗透性、易压缩与易破碎的特征，煤层气水平井钻完井过程中常常造成煤储层伤害，导致煤层渗透率和单井煤层气产量大幅度降低。通过实验分析，揭示水平井钻完井液中的固相颗粒、流体流动诱导产生的固相成分对煤储层微裂隙堵塞成因，阐明煤层气水平井钻完井中储层伤害的机理。在此基础上，提出水平井双层管柱筛管完井技术，分析其减轻煤储层伤害的机理，即通过冲管水力冲击作用消除水平井壁钻井液泥饼，清除井壁附近堵塞微裂隙煤粉，并在近井地带产生应力增渗作用。相对于煤层气常规的多分支水平井及分段压裂水平井，水平井双层管柱筛管完井的稳定日产气量、稳产周期均大幅提升。该技术在沁水盆地南部部分区域推广应用显示，3号煤层气井平均日产气量提升到20 000 m~3，同时实现15号煤层气的开发突破，平均日产气量提升到10 000 m~3以上。研究成果对于降低煤层气水平井钻完井过程中的储层伤害，提高煤层气井产量具有重要的理论和实践意义。
2022年09期 v.50;No.297 122-129页 [查看摘要][在线阅读][下载 2220K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：508 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：6 ] - 李贵红;赵佩佩;吴信波;
基于国内煤层气井产量普遍较低，煤层气行业地质研究与工程脱节较严重的实际情况，迫切需要引入地质工程一体化思路，有助于形成科学的工程决策。提出煤层气地质工程一体化平台的理论构想，规划设计平台的业务架构与功能架构，集成Petrel地质建模、Compass钻完井设计、MFrac压裂设计、CBM-SIM储层数值模拟等各类专业软件工具，建立地质工程一体化共享数据库、产气贡献监测平台和智能排采远程控制平台，固化标准的地质工程一体化技术工作流程，并建立相应的专业知识库。通过平台的建设打通煤层气勘探开发上下游的专业壁垒，实现全流程数据与成果共享，打造集煤层气开发的地质评价、工程设计优化、数据共享于一体的服务平台。以煤储层三维地质模型为基础，开展地质及煤储层综合评价研究，对钻井、固井、压裂、排采等工程作业方案进行设计及动态优化，集成气井产气贡献监测和智能排采远程控制系统，实现煤层气地质工程一体化和项目全生命周期管理，同时可以减少重复工作量，提高煤层气勘探开发工程效率和气井产量，实现降本增效。
2022年09期 v.50;No.297 130-136页 [查看摘要][在线阅读][下载 1620K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：661 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：6 ] - 胡秋嘉;贾慧敏;张聪;樊彬;毛崇昊;张庆;
煤层气井稳产时间预测对煤层气井合理稳产气量预测与排采制度优化具有重要意义。基于沁水盆地南部樊庄-郑庄区块不同井型的大量生产数据，明确煤层气井稳产阶段及稳产时间的基本概念，提出稳产时间预测经验公式并分析其影响因素。结果表明，煤层气井依靠持续降低井底流压保持稳产，稳产时间为开始稳产时刻的井底流压降至集气管线压力所用的时间。提出能够有效表征直井、L型筛管水平井、L型套管压裂水平井稳产阶段累积稳产时间与井底流压关系的经验公式，基于经验公式得到的最终稳产时间计算公式能够准确预测各井型的稳产时间，误差仅为-8.30%～8.03%。稳产时间的影响因素较多，第一，稳产流压损耗系数越大稳产时间越短，稳产流压损耗系数与解吸压力成反比，与提产流压损耗系数成正比，提产流压损耗系数控制在0.006 5 d~(-1)以下利于长期稳产；第二，开始稳产时刻，井底流压越高、稳产时间越长，应该高压提产、高压稳产；第三，对不同的煤层气井，稳产气量高，稳产时间不一定短，需确定合理的稳产气量。提出的稳产时间计算方法可实现不同稳产气量下稳产段累积产气量的预测，进而可确定合理的稳产气量。
2022年09期 v.50;No.297 137-144页 [查看摘要][在线阅读][下载 2059K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：309 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：3 ] - 张聪;李梦溪;冯树仁;胡秋嘉;乔茂坡;吴定泉;于家盛;李可心;
随着煤层气勘探开发的深入，同一区域不同层系开发差异逐步呈现，深化储层认识对开发策略的制定显得尤为重要，以沁水盆地南部郑庄区块为例，以往重点关注主力层3号煤资源，根据区块增产需求，需要逐步多层系开采。本研究重点剖析15号煤层气资源，采取与开发较为成熟的3号煤层气资源对比分析的方法，得出储层差异和分区差异，并推测其成因机制，指导针对性开发策略的制定。通过钻井岩心描述及镜下观察，结合分析化验、地震勘探、测井及生产等资料，对比研究了郑庄区块15号煤层与3号煤层在煤厚、物性和含气性等方面的差异。结果表明：与3号煤层相比，15号煤层厚度较薄，且平面分布不稳定，存在局部分叉现象；总体上，15号煤层含气量与3号煤层相当，一般为10～29 m~3/t，但在区块内部呈现出具有一定规律的分区差异；15号煤层的吸附时间较3号煤层明显缩短，表明其较为有利的开发潜力。研究认为，沉积环境差异和构造影响程度不同是导致两套煤储层物性和含气性差异的主要原因，太原组障壁海相沉积环境水体变化大导致15号煤层沉积厚度平面变化大，强还原沉积环境造成15号煤层镜质组分含量较高；相比于3号煤层，局部地段太原组15号煤层受基底构造、断层、褶皱等地质构造影响更为明显。根据煤储层参数特征，将15号煤有利区划分为三类，指出开发“甜点区”；试采结果表明，I类区15号煤层套管压裂水平井日产气量突破10 000 m~3,3号、15号煤层直井合采较单采3号煤层产量翻番；Ⅱ类区15号煤层套管压裂水平井获得高产，为区域增产、规模扩建起到技术支撑作用。
2022年09期 v.50;No.297 145-153页 [查看摘要][在线阅读][下载 2135K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：622 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：4 ] - 刘长松;赵海峰;陈帅;甄怀宾;王成旺;
我国深层煤层气资源储量丰富，但煤储层改造工艺技术与深层地质条件匹配耦合性问题亟需解决。为探究深层地质条件下煤储层改造技术，以大宁–吉县区块为地质背景，从该区块深层8号煤层岩石力学参数角度对体积压裂可行性进行评价，并采用室内三轴酸压物模实验进行验证。基于室内实验的基础上，针对此区块8号煤层特征，提出采用“高排量、低酸量、适中砂比”体积酸压工艺技术，并配合“交替注酸、分段加砂、变排量注入”复合工艺。基于此工艺原理开展复合盐酸、氨基磺酸体积压裂现场试验。结果表明：现场11口产气井日产气量累计达20 469 m~3，其中10口生产直井最高产气量可达5 791 m~3/d;1口生产水平井投产后日产气最高1.1万m~3，同时体积酸压工程因素(排量、加液强度)与裂缝监测破裂面积存在较好相关性。提出应进一步提升压裂液排量且应优选在11～15 m~3/min；应减小整体用酸量，同时进一步优选酸液浓度；优选低密度支撑剂并优化加砂工艺以提升加砂规模；清洁压裂液加液强度优选在150～250 m~3/m；同时应提升配套设备质量，例如提升套管钢级，优化压裂设备等。研究从体积酸化压裂工程角度为该区块及类似地质条件下深层煤层气的勘探开发提供了技术借鉴。
2022年09期 v.50;No.297 154-162页 [查看摘要][在线阅读][下载 2416K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：1017 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：12 ] - 李佳欣;陈贞龙;郭涛;
贵州省是薄至中厚煤层群发育的典型地区，煤层数量多、厚度薄、渗透率低、地应力高、压力系统多层叠置等资源禀赋特征导致国内外主流煤层气开发工艺技术本土化困难，煤层气资源难以动用。多、薄煤层煤层气地质特征的特殊性决定了煤层气开发技术的明显选择性，多煤层合采成为该地区煤层气资源高效开发利用的必由之路。2009年至今，中石化华东油气分公司在贵州织金区块陆续完成23口合采煤层气井的部署工作，实现了单井最大日产气量达5 000 m~3、试验井组(10口直井)单井平均日产气量超1 000 m~3的突破。对此，基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践，系统分析了该地区多、薄煤层煤层气成藏地质条件，归纳总结了开发关键工艺的地质适用性，从地质选层、开发模式及排采管控等方面取得以下认识：(1)建立了合采产层优化判别方法，明确了以珠藏次向斜Ⅲ煤组20、23、27、30号煤层为主的最优层位组合关系；(2)形成了定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式；(3)制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的的精细化排采管控制度。研究成果有助于促进该区域的多煤层煤层气开发，对贵州省煤层气高效开发具有重要的参考价值。
2022年09期 v.50;No.297 163-170页 [查看摘要][在线阅读][下载 2969K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：466 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：11 ] - 张稳;张雷;黄力;李小刚;石石;孙雪冬;赵龙梅;戴瑞瑞;童姜楠;
在二维地震区、井控程度低及曲流河三角洲前缘沉积等复杂岩性储层中，实施水平井储层钻遇率较低。三维地质模型迭代更新与地质–工程一体化相结合的水平井地质导向技术应用逐渐广泛。鄂尔多斯盆地东南缘上古生界煤系发育山西组山_2~3亚段北岔沟砂岩等多套致密砂岩储层，其中，大宁–吉县区块砂岩层厚度较薄、纵向岩性复杂、横向变化快、微幅构造发育，基本无出发井且末端井较远(大于1 500 m)，水平井导向难度大。为了提高低勘探程度区水平井钻探效果，通过标志层识别与厘定、煤岩层对比、资料精准分析与补充、储层顶底特征识别等方法开展研究。首先，总结研究区煤层与炭质泥岩的快速区分方法，解决现场岩性识别困难的难题，构建研究区地层格架；而后，基于测井、地震、地质多种资料的地层精细对比，厘定1个Ⅰ级标志层及3个Ⅱ级标志层，在山_2~3亚段进一步确定2个Ⅱ级标志层。最后，提出着陆点控制技术、水平段钻遇率提高技术与钻头出层判断方法，形成了三角洲前缘亚相储层水平井地质导向技术。将该技术应用于DJ-P37井区，累计完钻34口，平均砂岩钻遇率78.30%，取得了良好的钻探效果，可为类似区域煤系水平井钻进提供技术借鉴。
2022年09期 v.50;No.297 171-180页 [查看摘要][在线阅读][下载 3610K] [阅读次数：0 ] |[下载次数：236 ] |[网刊下载次数：0 ] |[引用频次：3 ]