彭水區(qū)塊水平井清水連續(xù)加砂壓裂技術

劉紅磊， 韓 倩， 李 穎， 賴建林, 徐 騫

(1.中國石化華東分公司石油工程技術研究院，江蘇南京 210031;2.山東勝軟科技股份有限公司，山東東營 257000)

彭水區(qū)塊水平井清水連續(xù)加砂壓裂技術

劉紅磊1， 韓 倩1， 李 穎2， 賴建林1, 徐 騫1

(1.中國石化華東分公司石油工程技術研究院，江蘇南京 210031;2.山東勝軟科技股份有限公司，山東東營 257000)

為了提高常溫低壓頁巖氣藏的開采效益，開展了彭水區(qū)塊水平井清水連續(xù)加砂壓裂技術應用研究。根據(jù)前期鄰井同層的壓裂數(shù)據(jù)，進行了彭頁4HF井的壓力預測和擬合，論證了清水加砂壓裂的可行性。計算表明，彭水地區(qū)清水加砂時地面施工壓力隨射孔段深度增加而升高，射孔段深度不超過4 340 m時，施工壓力不會超過限壓91.0 MPa。彭頁4HF井壓裂施工過程中,根據(jù)壓力變化情況實時調整優(yōu)化壓裂方案，逐步降低降阻劑濃度，直至完全停用降阻劑。彭頁4HF井后4段全程清水連續(xù)加砂壓裂，射孔段最深為2 434.0 m,施工壓力最高69.2 MPa，壓裂加砂符合率105.9%，單井壓裂液費用降低約400萬元。研究結果表明，清水連續(xù)加砂壓裂地面施工壓力與射孔段深度呈正相關關系，清水連續(xù)加砂壓裂技術可大幅降低壓裂成本。

頁巖氣 常溫低壓區(qū)塊 清水加砂壓裂 效益開發(fā) 降本增效

我國海相頁巖氣藏分為超壓型和常壓-低壓型2種類型。四川富順-長寧、威遠、重慶涪陵焦石壩區(qū)塊高產(chǎn)氣井的地層壓力系數(shù)均高于1.50；但上揚子盆地武陵褶皺帶的彭水區(qū)塊龍馬溪組頁巖地層壓力系數(shù)僅為0.96，為常壓-低壓型區(qū)塊。常壓-低壓頁巖氣區(qū)塊儲層改造時施工排量大、壓力高，多采用滑溜水+線性膠的混合壓裂工藝[1]，清水因為摩阻較高，很少被直接用作壓裂液。理論研究和現(xiàn)場試驗表明，與傳統(tǒng)壓裂液相比，清水壓裂能對低滲透儲層產(chǎn)生更好的增產(chǎn)效果，且施工成本低[2]，但清水摩阻大、攜砂性能差，故清水壓裂的施工壓力和風險均較高。

近年來，國外在埋藏較淺頁巖氣藏中的幾口井應用清水連續(xù)加砂壓裂工藝進行了壓裂施工并獲得成功，國內還沒有進行清水連續(xù)加砂壓裂的嘗試。彭水區(qū)塊前期壓裂井的平均施工壓力60.0 MPa左右，施工限壓為90.0 MPa，富余30.0 MPa左右的壓力窗口，這為施工壓力較高的清水壓裂提供了可能。為此，筆者分析了清水連續(xù)加砂壓裂技術在彭水頁巖氣區(qū)塊水平井中應用的可行性，并在彭頁4HF井進行了現(xiàn)場試驗。

1 清水連續(xù)加砂壓裂可行性分析

彭水頁巖氣區(qū)塊位于川東南武陵褶皺帶，發(fā)育桑柘坪、道真、武隆和灣地等4個向斜，其中桑柘坪向斜位于該區(qū)塊東南部，構造相對簡單。該區(qū)塊的頁巖氣藏屬低孔、低滲、常溫、低壓型頁巖氣藏。彭頁4HF井是該區(qū)塊的一口頁巖氣水平井，構造位置為上揚子盆地武陵褶皺帶桑柘坪向斜北翼，完鉆層位為下志留統(tǒng)龍馬溪組，完鉆井深3 652.00 m，水平段長度1 390.00 m。

彭頁4HF井水平段巖性為黑色頁巖，沉積有機質總有機碳含量平均約為3.5%，頁巖有機質鏡質體反射率為2.0%～2.8%，熱演化程度適中，有利于頁巖氣富集。從氣測顯示看，該井含氣性較好。頁巖礦物組分分析結果表明，巖石黏土礦物含量28.50%，石英含量44.50%，方解石含量5.18%，目的層黏土、脆性礦物含量適中，有利于壓裂改造。

1.1 技術原理

清水連續(xù)加砂壓裂(清水壓裂)以加入助排劑、黏土穩(wěn)定劑和表面活性劑等助劑的清水為壓裂液，攜帶一定量的支撐劑進行壓裂。低滲透儲層用清水壓裂時，使用很少量的支撐劑也會產(chǎn)生較高的無因次導流能力，滿足壓裂施工的目的與要求[3]。

清水壓裂能夠提高改造效果，主要原因為：1)地層巖石中存在的天然裂縫具有非常粗糙的表面，裂縫閉合后仍然保持一定的裂縫縫隙，可以形成足夠的導流能力；2)壓裂過程中，脫落的巖石碎屑沉降于裂縫中，起到支撐裂縫作用;3)清水攜砂能力較弱，支撐劑易沉降到較窄的垂直天然裂縫中，使微裂縫處于張開狀態(tài)；4)當裂縫周邊的巖石壓力超過臨界壓力后，剪切力使裂縫粗糙面產(chǎn)生剪切滑移，停泵后粗糙面不能再滑回到原來的位置，使裂縫滲透率得以保持[3-4]；5)清水壓裂后，壓裂液返排率高、殘渣少，減輕了對儲層的二次傷害，導流能力相對提高。

清水壓裂由于攜砂能力較差，砂濃度低，壓裂施工效果取決于是否存在有利的天然裂縫系統(tǒng)以及對原有地應力的響應程度[3]。因此，清水壓裂一般適用于高彈性模量、天然裂縫發(fā)育以及低閉合應力的低滲透儲層。

1.2 清水壓裂對壓裂施工的影響

1.2.1 造縫形態(tài)

與常規(guī)壓裂不同，清水壓裂時支撐劑不能在大規(guī)模裂縫網(wǎng)絡中均勻分布，部分裂縫中沒有支撐劑充填，但非支撐裂縫閉合后仍具有導流能力。在裂縫擴展時，早已存在的天然裂縫會被開啟，天然裂縫面上的剪切應力得以釋放，使縫面偏移，壓裂結束后天然裂縫仍具有較高的導流能力[5-6]。

1.2.2 攜砂能力

清水壓裂以拋物線下沉結合砂堤翻滾的方式進行攜砂，攜砂距離短，攜砂能力差。支撐劑在裂縫中快速沉降，使支撐劑的輸送距離有限，近井地帶鋪砂濃度高，遠井地帶鋪砂濃度低，有效縫長較短。隨著縫網(wǎng)復雜性增加，支撐劑平均鋪砂濃度顯著降低。

1.2.3 裂縫導流能力

清水壓裂過程中，儲層受剪切力作用產(chǎn)生滑移，初始階段導流能力隨滑移位移增加而快速增大，滑移達6 mm后導流能力增加速度變緩，當滑移位移超過某一位移后導流能力基本保持不變，該位移就是臨界位移。但相比于常規(guī)壓裂，清水壓裂形成裂縫的導流能力較低，這是由于清水壓裂砂比低，裂縫受剪切力產(chǎn)生滑移后，難以形成良好的支撐[7]。

1.2.4 施工壓力

由于清水壓裂攜砂能力較差，砂濃度低，液體用量大，要求泵注排量較高，因此清水壓裂的施工壓力要明顯高于常規(guī)壓裂的施工壓力[8]。

1.2.5 網(wǎng)絡裂縫

清水壓裂易形成有一定導流能力的長裂縫，并且使已有天然裂縫延伸形成相互連通的天然裂縫網(wǎng)，從而形成網(wǎng)絡裂縫系統(tǒng)。但壓裂過程中泵入的支撐劑量和支撐劑濃度均較低，因此在壓裂過程中有效縫長快速變短；低黏度清水輸送支撐劑的能力較低，導致支撐劑顆粒快速沉降，不能輸送至遠井地帶，嚴重限制了有效裂縫的長度。

1.3 施工壓力預測

利用式(1)進行清水(不添加降阻劑)壓裂施工壓力預測[9]，排量取12 m3/min，閉合壓力參考同一區(qū)塊彭頁 HF-1 井的壓力梯度(0.018 MPa/m)進行計算。

ps=pc+phf+ppf+pnf-ph+pn

(1)

式中：ps為井口壓力，MPa；pc為地層閉合壓力，MPa；phf為井筒摩阻，MPa；ppf為孔眼摩阻，MPa；pnf為近井筒彎曲摩阻，MPa；ph為井筒的靜液柱壓力，MPa；pn為裂縫凈壓力，MPa。

圖1為利用式(1)預測的彭頁4HF井壓裂施工時的井口壓力。由圖1得知，該井清水壓裂時井口壓力最高為82.0 MPa左右，壓裂車組、井口以及P110油層套管承壓都在90.0 MPa以上，能滿足施工要求。計算井口壓力時，ppf+pnf僅為3.2 MPa，pn為3.0～5.0 MPa，這3個參數(shù)對井口壓力影響不大;pc，phf和ph對井口壓力的影響較大，而這3個壓力與射孔段的深度呈正相關關系，這表明隨著埋深的加大，井口壓力越來越高。根據(jù)套管實際情況倒算，P110鋼級φ139.7 mm油層套管承壓100.18 MPa，按照安全系數(shù)1.1測算，施工限壓不能超過91.1 MPa，由此可知，當射孔段深度超過4 340.00 m，若采用清水加砂壓裂，地面施工壓力會超過施工限壓。彭頁4HF井的射孔段最深為3 667.50 m，可以使用清水作為壓裂液進行壓裂施工。

計算結果表明，彭水區(qū)塊應用清水連續(xù)加砂壓裂技術在理論上是可行的。考慮到清水的攜砂性能較差，地層對砂較為敏感，兼顧降低施工風險，壓裂施工時可根據(jù)實際情況對壓裂液體系進行調整。

2 彭頁4HF井清水壓裂參數(shù)優(yōu)化

彭頁4HF井清水壓裂的指導原則為：1)預測施工壓力，分析清水壓裂的可行性并進行風險評價；2)以降本、增產(chǎn)為核心，進行新工藝、新技術的試驗；3)對儲層性質不同的層段，采用針對性的改造工藝[10]；4)根據(jù)儲層的物性，優(yōu)選壓裂液體系(線性膠、滑溜水或清水)；5)支撐劑選用低成本的石英砂；6)采用裂縫監(jiān)測技術對12段壓裂全程監(jiān)測，以便了解、分析裂縫的形態(tài)及空間展布情況。

2.1 壓裂液與支撐劑優(yōu)選

借鑒北美頁巖儲層壓裂時選擇壓裂液的經(jīng)驗，彭頁4HF井選擇滑溜水+線性膠的混合壓裂工藝，物性差的井段采用線性膠造縫，采用線性膠+滑溜水+線性膠的泵注模式，同時根據(jù)現(xiàn)場實際施工情況進行合理調整。

頁巖氣井壓裂選擇支撐劑時主要考慮強度、密度和粒徑3個因素。支撐劑的強度要足夠大，能承受加在其上的閉合壓力。由于壓裂時所用壓裂液的黏度較低，攜砂能力弱，所以在選擇支撐劑時，在滿足強度要求的前提下應選擇低密度支撐劑。支撐劑的粒徑越大，越難進入裂縫，一般支撐劑的直徑小于炮眼直徑的2/11，小于裂縫寬度的1/3[11]。

彭頁4HF井龍馬溪組地層的閉合壓力在30.0 MPa左右，考慮作業(yè)安全和低滲透儲層裂縫導流能力相對較低，決定采用40/70目和30/50目的石英砂作為主支撐劑，100目粉砂用來打磨炮眼、降低近井筒摩阻和封堵低效天然裂縫。

2.2 壓裂分段設計

彭水區(qū)塊龍馬溪組優(yōu)質頁巖層段可細分成5個小層，水平段鉆遇的每個小層含烴量、有機質、脆性等均有所不同，對產(chǎn)能的貢獻也有所差異，受頁巖層理的控制，難以做到5個小層同時實現(xiàn)壓裂溝通。因此，在壓裂分段優(yōu)化時，均勻分段并不一定是最優(yōu)的方案[12-13]。

根據(jù)彭頁4HF井的測井曲線(見圖2)，確定彭頁4HF井的分段原則主要為：物性好的層細分，物性差的層分段長度適當加大，同時兼顧鉆井液漏失、固井質量、側鉆等因素的影響，適當加大段長或者完全避開。

從圖2可以看出：2 130.00～2 775.00 m井段為氣測含烴量高、伽馬值大的含氣水平段，對產(chǎn)氣貢獻大，應采取細分方式，段長較之均分的長度(若12段均分，每段段長117.00 m)要小，約為85.00 m，并增大壓裂規(guī)模，增大儲層改造體積，以便釋放出更多的游離氣。2 775.00～3 560.00 m井段的氣測含烴量較低，伽馬值小，物性相對較差，則把段長適當加大，尤其是2 776.00～2 884.00 m井段，受原有側鉆水平段的影響，采取全避開措施，避開第1段與第2段之間存在的漏失段。

根據(jù)以上分析結果，彭頁4HF井1 390.00 m長的水平段分成12段進行壓裂。借鑒焦石壩頁巖氣井和彭頁 HF-1 井的壓裂經(jīng)驗，1—3號小層物性較好，對這3個層要進行充分的體積壓裂改造。

2.3 射孔參數(shù)設計

彭水區(qū)塊彭頁 HF-1 井和彭頁3HF井壓裂施工已結束，進入生產(chǎn)階段。其中彭頁 HF-1 井分12段，85 m/段，共36簇，彭頁3HF井分22段，55 m/段，共46簇，并且彭頁3HF井的含氣顯示明顯優(yōu)于彭頁 HF-1 井，但壓后產(chǎn)量相近，說明分段過密、單段壓裂規(guī)模過大并沒有達到預期的產(chǎn)氣效果。

因此，對于低壓型頁巖氣儲層，減少分段數(shù)(或增加分段段長)、增加射孔簇，同樣能達到體積改造的效果。減少壓裂級數(shù)能降低壓裂成本，縮短施工周期，適當減少入井液量，快速返排。優(yōu)化射孔段長100.00～120.00 m，3～4簇/段，用液量控制在400～500 m3/簇。

彭頁4HF井水平段有全烴、自然伽馬、電阻率3條測井曲線，優(yōu)選儲層物性好(全烴含量高、自然伽馬、電阻率高)以及裂縫發(fā)育層段進行射孔。同時優(yōu)選了固井質量好的層段，避免嚴重漏失層，降低砂堵風險。

按照以上原則，根據(jù)彭頁4HF井前面的分段情況，水平段12段的射孔參數(shù)為3簇/段，1 m/簇，16孔/m，相位角60°。

2.4 排量優(yōu)化

地層中泵入滑溜水時，逐漸提高排量可以形成大規(guī)模復雜裂縫網(wǎng)絡，使閉合的天然裂縫開啟，產(chǎn)生多方位、多角度的裂縫，而不僅僅只有地應力主導的雙翼單條主裂縫。因此，排量設計思路為：施工前期采用中等排量控制凈壓力和縫高，使主裂縫達到一定縫長，后期盡可能提高排量、砂比，促進裂縫轉向，最終形成復雜裂縫網(wǎng)絡。綜合彭頁4HF井目的層厚度及水層分布情況，以15 m3/min排量進行模擬計算，確定最終施工排量為10—12—14 m3/min。

2.5 壓裂規(guī)模優(yōu)化

彭水區(qū)塊龍馬溪組頁巖儲層壓力系數(shù)低、自噴排液量小、返排慢，導致更多的液體滯留在儲層中。理論與實際研究表明，壓裂液用量和產(chǎn)氣量并無明顯的正相關關系。因此在形成有效支撐裂縫的前提下進行壓裂設計和優(yōu)化時，綜合考慮排液能力，縮短施工周期，適當控制入井液量，降低對儲層的傷害[14-15]。

對壓裂施工規(guī)模進行了4種方案的模擬和計算，結果見圖3。由圖3可以看出，受縱向地應力的影響，這4種方案實施后的壓裂縫高相差不多，均在40.00 m左右，裂縫形態(tài)的主要差異是壓裂裂縫的半長。地質要求裂縫半長接近300.00 m，方案2和方案3均可滿足地質要求。綜合考慮施工成本，施工規(guī)模不能片面追求大規(guī)模，結合彭頁 HF-1 井和彭頁3HF井的壓裂施工情況及后期排采情況，同時考慮設備的工作能力和現(xiàn)有模擬優(yōu)化的結果，方案2比較適合該井。

對彭頁4HF井的每段施工規(guī)模進行優(yōu)選，確定12段壓裂設計總用液量為20 160.00 m3，加砂量840.00 m3。

3 彭頁4HF井壓裂施工與效果分析

3.1 壓裂施工

彭頁4HF井水平井段埋藏較淺，垂深為2 000.00～2 300.00 m，施工壓力較低。在彭頁4HF井的壓裂過程中，根據(jù)施工壓力及時調整壓裂方案，試驗逐步降低降阻劑加量，以達到降低成本的目的。

該井全部12段壓裂施工中，1—7段采用滑溜水+線性膠壓裂液體系，8—12段應用清水連續(xù)加砂壓裂技術。施工總用液量21 368.40 m3，加砂814.08 m3。其中，在第3段施工中期嘗試停用降阻劑，由于壓力快速上升并接近施工限壓，試驗沒有獲得成功。第8段試驗清水加砂壓裂獲得成功，第9—12段繼續(xù)停止使用降阻劑，全程清水連續(xù)加砂壓裂取得成功。

3.1.1 嘗試停用降阻劑

彭頁4HF井開始第3段壓裂施工后，施工壓力僅為52.8 MPa，決定停用降阻劑，停用后壓力迅速升至87.0 MPa，接近施工限壓90.0 MPa，施工風險太高，決定繼續(xù)使用降阻劑，壓力很快降至53.0 MPa，可以繼續(xù)施工，盡管施工順利完成，但是第一次清水加砂試驗未獲得成功。

3.1.2 降阻劑停用試驗首次成功

彭頁4HF井第8段儲層較為致密，施工壓力較高，采用前置滑溜水造縫，降低儲層破裂時的井口施工壓力。施工開始44 min后,施工壓力僅為54.6 MPa，決定停用降阻劑，停用后壓力最高升至68.9 MPa，滿足繼續(xù)施工的條件，按照施工泵注流程，后期用線性膠提高砂比，直至施工順利結束。第二次清水加砂試驗獲得初步成功。

3.1.3 清水連續(xù)加砂壓裂試驗成功

彭頁4HF井第9段至第12段壓裂施工，全程清水加砂壓裂試驗均取得成功。其中，第12段儲層接近上部的3號小層，為了有利于縱向上的溝通，采用前置膠液造縫。初期施工壓力為32.0 MPa，施工開始51 min后停用降阻劑，停用后壓力最高升至59.2 MPa，具備繼續(xù)施工的條件，直至施工結束，所有設計砂量全部泵入地層(見圖4)。第12段用液量1 038.55 m3，加砂96.47 m3，平均砂比9.3%，創(chuàng)造了國內外頁巖氣清水連續(xù)加砂壓裂的紀錄。

3.2 壓裂效果分析

3.2.1 壓后裂縫監(jiān)測

彭頁4HF井12段壓裂均進行地面微地震裂縫監(jiān)測，監(jiān)測結果如圖5所示。從圖5可以看出，整個裂縫系統(tǒng)是主導裂縫，但是部分分段裂縫的縫端存在交叉網(wǎng)絡縫。說明壓裂后期進行清水壓裂，也能夠形成一定的主導裂縫，裂縫的空間展布較好。

3.2.2 產(chǎn)氣情況

彭頁4HF井投產(chǎn)后，最高產(chǎn)氣量達26 798.64 m3/d，截至2013年8月20日，累計產(chǎn)氣量1 409 867.00 m3，累計排液12 328.00 m3，返排率57.69%。

3.2.3 壓裂效果對比

彭頁4HF井第5段與第10段分別應用的是滑溜水壓裂與清水壓裂，現(xiàn)將2段的壓裂效果進行對比，結果如表1所示。

由表1可知，2個井段壓裂規(guī)模相近，壓裂施工時順利完成加砂，加砂率均達到100%。第10段比第5段埋深淺，而第10段施工壓力比第5段高15.0 MPa左右，說明清水壓裂的施工壓力要明顯高于滑溜水壓裂，這也為施工過程中的加砂增加了難度。比較壓裂后的平均半縫長以及改造體積，2個壓裂段的結果相近，表明彭水區(qū)塊應用清水壓裂能取得較好的壓裂效果。

3.2.4 經(jīng)濟評價

壓裂施工成本控制是壓裂施工經(jīng)濟效益考核的主要指標，在實際工作中可分為降低成本和增效。而對于壓力系數(shù)為1.0的常溫低壓頁巖氣井，產(chǎn)氣量一般為2×104m3/d，增效的潛力有限，降低成本就顯得尤為重要。

彭頁4HF井的滑溜水和線性膠的實際用量分別比設計用量降低了40.4%和26.8%。每立方米清水壓裂液費用降低了200元左右，按單段用液量1 500 m3計算，每段壓裂成本降低近30萬元。

清水壓裂不僅可以降低壓裂施工成本，而且大幅度減輕了壓裂液對儲層的二次傷害，同時提高返排率，對今后低壓頁巖氣井壓裂施工具有一定的借鑒作用。

4 結論與建議

1) 清水壓裂一般適用于彈性模量高、天然裂縫發(fā)育以及閉合應力低的低滲透儲層，理論計算和現(xiàn)場試驗表明，在井口壓力允許的前提下，彭水區(qū)塊頁巖氣水平井采用清水連續(xù)加砂壓裂技術是可行的。

2) 彭頁4HF井現(xiàn)場施工表明，清水壓裂的施工壓力明顯高于滑溜水壓裂，但兩者的壓后效果相近，表明清水壓裂在彭水區(qū)塊具有較好的適用性，建議對彭頁4HF井進行壓裂效果跟蹤評價。

3) 清水壓裂大幅度降低了壓裂液的成本，解決了頁巖氣壓裂液成本過高的問題，為彭水區(qū)塊頁巖氣經(jīng)濟有效開發(fā)奠定了基礎。

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[編輯 滕春鳴]

Water Fracturing with Continuous Sand for HorizontalWells in the Pengshui Block

Liu Honglei1，Han Qian1，Li Ying2，Lai Jianlin1，Xu Qian1

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute，SinopecEastChinaCompany,Nanjing,Jiangsu,210031,China;2.ShandongVictorySoftCo.,Ltd.,Dongying,Shandong,257000,China)

In order to improve recovery efficiency of normal temperature and low pressure shale gas reservoirs,the applicability of water fracturing technology with continuous sand for horizontal wells in the Pengshui Block was investigated.Base on preliminary fracture data from the same layers in offset wells,pressure prediction and fitting were made for Well Pengye 4HF in order to demonstrate the feasibility of water fracturing with sand.Calculation results showed that the operation pressure increased with the perforation depth in water fracturing in the Pengshui Block and it would not exceed the limit of 91 MPa as long as the perforation depth was no more than 4 340 m.According to the change of operation pressure,fracturing scheme of Well Pengye 4HF was adjusted and optimized in real-time,and tests were conducted to gradually reduce the concentration of resistance reducing agent until it was completely abandoned.In the last four sections of the well,water fracturing with continuous sand was performed,in which the maximum perforating depth was 2 434.0 m,the highest operation pressure was 69.2 MPa.cost fracturing fluid was reduced by about 4 million yuan.The results showed that operation pressure has a positive correlation with the perforation depth when conducting water fracturing with continuous sand.The application of the technology could greatly reduce the cost of fracturing fluid.

shale gas;normal temperature and low pressure block;water fracturing with sand;effective recovery;cost reduction and benefit improvement

2014-05-26；改回日期：2014-12-12。

劉紅磊(1976—)，男，河北景縣人，1999年畢業(yè)于石油大學(華東)石油工程專業(yè)，高級工程師，主要從事低滲透儲層改造理論研究與現(xiàn)場技術服務工作。

中國石油化工股份有限公司石油工程先導試驗項目“彭頁HF-1頁巖氣水平井分段壓裂技術”(編號：34600297-12-FW0421-029)資助。

?頁巖氣壓裂技術專題?

10.11911/syztjs.201501003

TE357.1

A

1001-0890(2015)01-0013-07

聯(lián)系方式：18251910765，sloflhl@163.com。