深層凝析氣藏氣井積液預(yù)測(cè)方法優(yōu)選

周　朝，吳曉東，劉雄偉，黃　成，陳　彪

（1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石化西北油田分公司雅克拉采氣廠，新疆庫車842017）

深層凝析氣藏氣井積液預(yù)測(cè)方法優(yōu)選

周朝1，吳曉東1，劉雄偉2，黃成2，陳彪2

（1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石化西北油田分公司雅克拉采氣廠，新疆庫車842017）

積液?jiǎn)栴}嚴(yán)重影響雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的正常生產(chǎn)，常用積液預(yù)測(cè)方法在雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的適用性亟需進(jìn)一步論證。對(duì)臨界攜液流量法和動(dòng)能因子法的適用性進(jìn)行了評(píng)價(jià)與優(yōu)選研究。闡述各積液預(yù)測(cè)方法的基本原理與差異，考慮臨界攜液流量和表面張力沿井筒的動(dòng)態(tài)分布，對(duì)原始臨界攜液模型進(jìn)行改進(jìn)；通過誤差分析，分別選取適合于該氣藏高、低氣液比氣井的井筒溫壓計(jì)算模型；通過實(shí)例分析，優(yōu)選出適用于深層凝析氣藏氣井的積液預(yù)測(cè)方法。結(jié)果表明，修正的擬單相流溫壓耦合計(jì)算模型適用于該氣藏高氣液比氣井井筒溫壓計(jì)算，Hagedorn-Brown方法和Hasan方法適用于低氣液比氣井井筒溫壓計(jì)算。改進(jìn)的臨界攜液流量模型與原始模型相比，提高了積液預(yù)測(cè)精度。改進(jìn)的李閩模型和界限值取為6的動(dòng)能因子法積液預(yù)測(cè)精度較高，適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的積液預(yù)測(cè)。

塔里木盆地；雅克拉—大澇壩凝析氣藏；凝析氣井；積液預(yù)測(cè)；臨界攜液；動(dòng)能因子

energy factor

氣井積液指氣井中由于氣體不能有效攜帶出液體而使液體在井筒中聚積的現(xiàn)象［1］，是氣藏開發(fā)過程中經(jīng)常面臨的問題。氣井出現(xiàn)積液后，會(huì)導(dǎo)致井底流壓升高，產(chǎn)氣量下降，積液嚴(yán)重時(shí)氣井會(huì)停產(chǎn)。對(duì)于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏，由于采用衰竭式開采，并且伴隨氣體產(chǎn)出地層水和凝析油，目前已有部分氣井出現(xiàn)井筒積液，嚴(yán)重影響了氣井的正常生產(chǎn)。優(yōu)選積液預(yù)測(cè)方法，有助于合理選擇排采工藝和排采時(shí)機(jī)。本文對(duì)目前常用的臨界攜液流量法和動(dòng)能因子法在雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的預(yù)測(cè)精度和適用性進(jìn)行分析，結(jié)合井筒溫壓計(jì)算模型，最終優(yōu)選出適合于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井積液的預(yù)測(cè)方法。

1　積液預(yù)測(cè)方法概述

1.1臨界攜液流量法

臨界攜液流量法是目前現(xiàn)場(chǎng)廣泛應(yīng)用的一種積液預(yù)測(cè)方法。為了準(zhǔn)確計(jì)算氣井臨界攜液流量，國(guó)內(nèi)外學(xué)者進(jìn)行了大量研究工作。其中，文獻(xiàn)［2］利用液滴模型建立的垂直井筒臨界攜液流量模型（Turner模型），得到了廣泛認(rèn)可和應(yīng)用。此后，眾多學(xué)者對(duì)Turner模型進(jìn)行了修正和改進(jìn)［3-7］，建立了Coleman模型、李閩模型、楊川東模型等攜液流量模型。國(guó)外氣田進(jìn)行積液預(yù)測(cè)時(shí)，一般選用Turner模型或Coleman模型［1］，國(guó)內(nèi)氣田一般選用李閩模型或楊川東模型［8］。

以上4種常用模型的臨界攜液流速公式均可寫為式中系數(shù)α在Turner模型和楊川東模型中取值為6.6，在Coleman模型中取值為5.5，在李閩模型中取值為2.5.

由（1）式可得臨界攜液流量公式

4種臨界攜液流量模型的主要差異如表1所示。

表14　種臨界攜液流量模型比較

以上4種臨界攜液流量模型均未考慮臨界攜液流量沿井筒的動(dòng)態(tài)分布，并且在計(jì)算時(shí)取表面張力為定值，這將對(duì)積液預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性產(chǎn)生不利影響［9］。本文對(duì)原始臨界攜液流量模型進(jìn)行改進(jìn)，考慮臨界攜液流量和表面張力沿井筒的動(dòng)態(tài)分布情況，根據(jù)不同溫壓條件計(jì)算對(duì)應(yīng)的表面張力［10-11］，最終取井筒最大臨界攜液流量作為積液判斷標(biāo)準(zhǔn)，以提高原始模型的預(yù)測(cè)精度。

1.2動(dòng)能因子法

動(dòng)能因子法也是一種應(yīng)用較廣泛的積液預(yù)測(cè)方法，該方法目前已在中原油田文23氣田［12］、青海油田澀北氣田［13］、塔河油田大澇壩氣田［14］、長(zhǎng)慶油田蘇里格氣田［15］等氣田進(jìn)行了成功應(yīng)用。根據(jù)特定氣田實(shí)際情況計(jì)算得到的動(dòng)能因子界限值，可以有效判斷氣井積液情形，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)比臨界攜液流量法更加簡(jiǎn)便。但是動(dòng)能因子取決于氣田的地質(zhì)特征和生產(chǎn)狀況，當(dāng)應(yīng)用于不同氣田時(shí)，需要計(jì)算相應(yīng)的動(dòng)能因子界限值。

動(dòng)能因子反映了單位流體所具有的動(dòng)能，應(yīng)用時(shí)取井底的動(dòng)能因子值作為積液判斷標(biāo)準(zhǔn)［12］，表達(dá)式為

2　井筒溫壓計(jì)算

各積液預(yù)測(cè)方法的精度均取決于井筒溫壓計(jì)算的準(zhǔn)確性，故需要準(zhǔn)確求取井筒的溫度和壓力分布。為此，根據(jù)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的實(shí)際井筒測(cè)試數(shù)據(jù)，根據(jù)不同的生產(chǎn)氣液比，通過誤差分析選取適合的井筒溫壓計(jì)算模型。

2.1高氣液比井筒溫壓計(jì)算

氣液比大于1 780 m3/m3時(shí)［16］，可采用修正的擬單相流溫壓耦合計(jì)算模型。

首先分析干氣井井筒溫度、壓力分布［17］：

對(duì)于凝析氣井，考慮井筒中為氣體、凝析油和地層水三相，用如下方法進(jìn)行參數(shù)修正［16］。

（1）氣體相對(duì)密度修正

其中

（2）氣體流量修正

溫壓計(jì)算時(shí)，首先用（6）式和（8）式對(duì)氣體相對(duì)密度和流量進(jìn)行修正，然后根據(jù)γmix計(jì)算復(fù)合氣體的臨界參數(shù)，確定偏差系數(shù)。參數(shù)修正后，根據(jù)（4）式和（5）式進(jìn)行耦合計(jì)算，即可得到高氣液比凝析氣井井筒溫壓分布。

根據(jù)井筒溫壓測(cè)試數(shù)據(jù)，對(duì)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏19口高氣液比氣井進(jìn)行溫壓擬合。由于實(shí)測(cè)溫度在井口處受環(huán)境溫度影響出現(xiàn)異常變化，故在溫度擬合時(shí)忽略井口溫度差異。擬合誤差結(jié)果如表2所示。

由表2可知，壓力相對(duì)誤差均為正，說明擬單相流方法的計(jì)算壓力普遍比實(shí)測(cè)壓力大。壓力和溫度的最大相對(duì)誤差絕對(duì)值均小于15%，說明擬單相流方法計(jì)算溫壓結(jié)果可靠，適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏高氣液比氣井的井筒溫壓計(jì)算。

表2　高氣液比氣井壓力和溫度擬合最大相對(duì)誤差結(jié)果%

2.2低氣液比井筒溫壓計(jì)算

當(dāng)氣井井筒產(chǎn)液量較大時(shí)，擬單相流方法將不再適用。對(duì)于低氣液比氣井，壓力計(jì)算可采用兩相管流壓力計(jì)算方法，溫度計(jì)算可采用適用于兩相管流的Hasan方法［18-19］。雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的氣井均可視為垂直井，適用于直井兩相管流的壓力計(jì)算方法主要包括Orkiszewski方法、Hagedorn-Brown方法、Beggs-Brill方法和Duns-Ros方法［20］。為了優(yōu)選出適合低氣液比氣井的壓力計(jì)算方法，對(duì)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的10口低氣液比井，用以上4種方法分別計(jì)算井筒壓力并與實(shí)測(cè)壓力進(jìn)行擬合，對(duì)于凝析氣井，根據(jù)閃蒸計(jì)算和狀態(tài)方程確定壓力計(jì)算所需參數(shù)［16］，計(jì)算誤差結(jié)果見表3.

由表3可知，在兩相管流壓力的4種計(jì)算方法中，Hagedorn-Brown方法的最大相對(duì)誤差波動(dòng)范圍最小，為-6.65%～12.54%，并且最大相對(duì)誤差絕對(duì)值的平均值最小，為7.21%.說明Hagedorn-Brown方法在4種兩相管流壓力計(jì)算方法中精度最高，適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏低氣液比氣井井筒壓力計(jì)算。

圖1為Hasan方法井筒溫度擬合誤差結(jié)果，可知Hasan方法的最大相對(duì)誤差絕對(duì)值小于15%，適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏低氣液比氣井井筒溫度計(jì)算。

表3　4種兩相管流壓力計(jì)算方法的最大相對(duì)誤差比較%

圖1　Hasan方法低氣液比氣井溫度擬合誤差結(jié)果

3　積液預(yù)測(cè)方法優(yōu)選

雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏物性參數(shù)：天然氣相對(duì)密度0.65～0.71，凝析油相對(duì)密度0.77～0.80，地層水相對(duì)密度1.07～1.17，井口油壓3～18 MPa.選用Hall-Yarborough方法計(jì)算天然氣偏差系數(shù)［16］。根據(jù)天然氣的相對(duì)密度和偏差系數(shù)，可以計(jì)算相應(yīng)溫壓條件下的天然氣密度。

結(jié)合溫壓計(jì)算，分別應(yīng)用原始和改進(jìn)的4種臨界攜液流量模型對(duì)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的29口氣井進(jìn)行積液預(yù)測(cè)，并與根據(jù)井筒流壓梯度曲線得到的氣井實(shí)際積液情況進(jìn)行比較，預(yù)測(cè)結(jié)果見表4和表5.

由表4和表5可知，改進(jìn)的臨界攜液流量模型與原始模型相比，均提高了預(yù)測(cè)精度，其中李閩模型精度提高幅度最大。4種臨界攜液流量模型中，改進(jìn)的李閩模型預(yù)測(cè)精度最高，達(dá)96.6%，其中積液井和接近積液井的預(yù)測(cè)全部準(zhǔn)確，只有1口不積液井由于下入井下渦流工具，導(dǎo)致預(yù)測(cè)出現(xiàn)偏差。改進(jìn)的李閩模型積液預(yù)測(cè)結(jié)果見圖2.其余3種模型的預(yù)測(cè)結(jié)果趨于保守，預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性均較差，不適合雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的積液預(yù)測(cè)。

表4　原始臨界攜液流量模型和改進(jìn)臨界攜液流量模型積液預(yù)測(cè)結(jié)果口

表5　原始臨界攜液流量模型和改進(jìn)臨界攜液流量模型積液預(yù)測(cè)精度對(duì)比%

圖2　改進(jìn)李閩模型積液預(yù)測(cè)結(jié)果

同時(shí)，根據(jù)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的氣井參數(shù)，計(jì)算29口氣井的動(dòng)能因子，按由大到小順序排列，與井筒實(shí)際積液情況比較（圖3）。從圖4可以看出，不積液井動(dòng)能因子為6.31～33.33，接近積液井動(dòng)能因子為3.45～5.41，積液井動(dòng)能因子為2.72～4.64.可見，用于判斷積液的動(dòng)能因子界限值應(yīng)小于6.31，大于5.41，可取二者的平均值為5.86.為保險(xiǎn)起見，將動(dòng)能因子界限值取為6.應(yīng)用該動(dòng)能因子界限，可有效預(yù)測(cè)雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的氣井積液情況。

圖3　動(dòng)能因子計(jì)算結(jié)果

通過以上分析可知，改進(jìn)的李閩模型和界限取值為6的動(dòng)能因子法對(duì)于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏的氣井積液情況的預(yù)測(cè)精度最高，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)積液判斷的需求。在實(shí)際應(yīng)用時(shí)，可將這兩種方法結(jié)合使用，相互驗(yàn)證。

4　結(jié)論

（1）考慮臨界攜液流量和表面張力沿井筒的動(dòng)態(tài)分布，取井筒最大臨界攜液流量作為積液判斷標(biāo)準(zhǔn)，有助于提高臨界攜液流量模型的積液預(yù)測(cè)精度。

（2）修正的擬單相流溫壓耦合計(jì)算模型適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏高氣液比氣井的井筒溫壓計(jì)算。

（3）Hagedorn-Brown壓力方法和Hasan溫度方法適用于雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏低氣液比氣井的井筒溫壓計(jì)算。

（4）改進(jìn)的李閩模型和界限值取為6的動(dòng)能因子法的積液預(yù)測(cè)精度最高，可將兩種方法結(jié)合使用，作為雅克拉—大澇壩深層凝析氣藏氣井的積液預(yù)測(cè)手段。

符號(hào)注釋

A——油管面積，m2；

Ar——松弛距離，m；

cp——定壓比熱，J/（kg·℃）；

dti——油管內(nèi)徑，m；

F——?jiǎng)幽芤蜃?，m/s·（kg/m3）0.5；

fw——體積含水率，無因次；

gT——地溫梯度，℃/m；

Mo——凝析油的平均相對(duì)分子質(zhì)量；

Mw——產(chǎn)出水的平均相對(duì)分子質(zhì)量；

p——壓力，MPa或Pa；

pwf——井底流壓，MPa；

qcr——標(biāo)準(zhǔn)狀況下氣井臨界攜液流量，104m3/d；

qmix——修正后的氣體流量，m3/d；

qo——地面凝析油流量，m3/d；

qsc——標(biāo)準(zhǔn)狀況下的氣體流量，m3/d；

qw——地面產(chǎn)出水流量，m3/d；

qwax——井筒流體析蠟放出的熔解熱，J/kg；

RL——生產(chǎn)氣液比，m3/m3；

T——溫度，℃；

Te——地層溫度，℃；

Twf——井底溫度，K；

v——?dú)怏w流速，m/s；

vcr——?dú)饩R界攜液流速，m/s；

vg——井底氣體流速，m/s；

Z——?dú)怏w偏差系數(shù)，無因次；

Zwf——井底氣體偏差系數(shù)，無因次；

γg——?dú)怏w相對(duì)密度，無因次；

γmix——復(fù)合氣體相對(duì)密度，無因次；

γo——凝析油相對(duì)密度，無因次；

γw——產(chǎn)出水相對(duì)密度，無因次；

η——焦耳-湯姆遜效應(yīng)系數(shù)，℃/Pa；

θ——井斜角，（°）；

λc——摩阻系數(shù)，無因次；

ρg——?dú)怏w密度，kg/m3；

ρl——液體密度，kg/m3；

ρwfg——井底氣體密度，kg/m3；

σ——表面張力，N/m.

［1］詹姆斯·利，亨利·尼肯斯，邁克爾·韋爾斯.氣井排水采氣［M］.何順利，顧岱鴻，田樹寶，等譯.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

Lea，J F，Nickens H V，Wells M R.Gas well deliquification［M］. Translated hy He Shunli，Gu Daihong，Tian Shubao，et al.Beijing：Petroleum Industry Press，2009.

［2］Turner R G，Hubbard M G，Dulker A E.Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells［J］.Journal of Petroleum Technology，1969，21（11）：1475-1482.

［3］Coleman S B，Clay H B，McCurdy D G，et al.A new look at predict?ing gas well load?up［J］.Journal of Petroleum Technology，1991，43（3）：329-333.

［4］Nosseir M A，Darwich T A，Sayyouh M H，et al.A new approach for accurate prediction of loading in gas wells under different flowing conditions［J］.SPE Production&Facilities，2000，15（4）：241-246.

［5］楊樺，楊川東.優(yōu)選管柱排水采氣工藝的理論研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，1994，16（4）：56-64.

Yang Hua，Yang Chuandong.Theoretical study of optimum tubing string for water drainage-gas recovery［J］.Journal of Southwest Pe?troleum Institute，1994，16（4）：56-64.

［6］李閩，郭平，譚光天.氣井?dāng)y液新觀點(diǎn)［J］.石油勘探與開發(fā)，2001，28（5）：105-106.

Li Min，Guo Ping，Tan Guangtian.New look on removing liquids from gas wells［J］.Petroleum Exploration and Development，2001，28（5）：105-106.

［7］Guo Boyun，Ghalambor A，Xu Chengcai.A systematic approach to predictingliquid loadingin gas wells［R］.SPE 94081，2005.

［8］譚曉華，李曉平.考慮氣體連續(xù)攜液及液滴直徑影響的氣井新模型［J］.水動(dòng)力學(xué)研究與進(jìn)展：A輯，2013，28（1）：41-47.

Tan Xiaohua，Li Xiaoping.Gas wells model of continuous removal of liquids through a new estimation of droplet diameter［J］.Chinese Journal of Hydrodynamics：Series A，2013，28（1）：41-47.

［9］劉雙全，吳曉東，吳革生，等.氣井井筒攜液臨界流速和流量的動(dòng)態(tài)分布研究［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（2）：104-106.

Liu Shuangquan，Wu Xiaodong，Wu Gesheng，et al.A study on dy?namic distribution of the liquid?carrying critical velocities and flow rates along the wellbore of gas wells［J］.Natural Gas Industry，2007，27（2）：104-106.

［10］Abdul?Majeed G H，Abu Al?Soof N B.Estimation of gas?oil surface tension［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2000，27（3-4）：197-200.

［11］Sutton R P.An Improved model for water?hydrocarbon surface ten?sion at reservoir conditions［R］.SPE 124968，2009.

［12］趙先進(jìn)，姜青梅.用動(dòng)能因子確定產(chǎn)水氣井合理工作制度［J］.斷塊油氣田，1996，3（4）：64-66.

Zhao Xianjin，Jiang Qingmei.Determining reasonable working rules for water production gas wells with the kinetic energy factor［J］.Fault?Block Oil&Gas Field，1996，3（4）：64-66.

［13］曹光強(qiáng)，李文魁，嚴(yán)弦，等.氣井臨界流量計(jì)算模型的優(yōu)選［J］.石油鉆采工藝，2011，33（1）：53-60.

Cao Guangqiang，Li Wenkui，Yan Xian，et al.Study on the gas well critical rate model optimization［J］.Oil Drilling&Production Technology，2011，33（1）：53-60.

［14］劉志森.塔河凝析氣井井筒積液判斷標(biāo)準(zhǔn)［J］.斷塊油氣田，2009，16（3）：68-69.

Liu Zhisen.Diagnosing criteria of wellbore liquid loading in con?densate gas well of Tahe oilfield［J］.Fault?Block Oil&Gas Field，2009，16（3）：68-69.

［15］劉會(huì)會(huì)，范繼武，許珍萍，等.動(dòng)能因子在蘇里格氣井積液時(shí)機(jī)判斷中的應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2014，33（7）：45-48.

Liu Huihui，F(xiàn)an Jiwu，Xu Zhenping，et al.The application of kinet?ic energy factor in diagnosing the timing of wellbore accumulation in gas wells［J］.Petrochemical Industry Application，2014，33（7）：45-48.

［16］李士倫.天然氣工程（第二版）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

Li Shilun.Natural gas engineering（2nd edition）［M］.Beijing：Pe?troleum Industry Press，2008.

［17］毛偉，梁政.氣井井筒壓力、溫度耦合分析［J］.天然氣工業(yè)，1999，19（6）：66-69.

Mao Wei，Liang Zheng.Coupling analysis of the pressure and tem?perature in gas well borehole［J］.Natural Gas Industry，1999，19（6）：66-69.

［18］Hasan A R，Kabir C S.Heat transfer during two?phase flow in well?bores.Part I：formation temperature［R］.SPE 22866，1991.

［19］Hasan A R，Kabir C S.Heat transfer during two?phase flow in well?bores.Part II：wellbore fluid temperature［R］.SPE 22948，1991.

［20］陳家瑯，陳濤平.石油氣液兩相管流（第二版）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

Chen Jialang，Chen Taoping.Petroleum gas?liquid two phase flow（2nd edition）［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2010.

Optimization of Methods for Predicting Liquid Loading in Deep Condensate Gas Wells

ZHOU Chao1，WU Xiaodong1，LIU Xiongwei2，HUANG Cheng2，CHEN Biao2
（1.School of Petroleum Engineering，ChinaUniversity of Petroleum，Beijing 102249，China；2.YakelaGas Production Plant，Sinopec Northwest Company，Kuche，Xinjiang 842017，China）

Liquid loadingis aserious problem for normal production of gas wells in Yakela-Dalaobadeep condensate gas reservoir.The ap?plicability of common methods for predicting liquid loading still needs to be demonstrated.The applicability of critical rate method and ki?netic energy factor method is evaluated and opimized.The fundamental principles of each method for predictingliquid loadingand differenc?es amongthem are introduced.Different dynamic distribution of critical rate and surface tension alongwellbore are considered in order to im?prove original critical rate models.Through error analysis，the methods suitable for calculatingtemperature and pressure distribution in high and low gas?liquid ratio wellbores of Yakela-Dalaobagas reservoir are optimized respectively，and such methods suitable for predictingliq?uid loading are given through field case study.Results show that modified pseudo single?phase coupling model is suitable for calculating temperature and pressure distribution in high gas?liquid ratio wellbore，while Hagedorn?Brown method and Hasan method are suitable for it in low gas?liquid ratio wellbore of Yakela-Dalaoba gas reservoir.The improved critical rate models increase precision of liquid loading pre?diction compared to original models.The improved Li Min model and kinetic energy factor method that sets threshold value as 6 are of the highest precision，and both of them are suitable for predictingliquid loadingof gas wells in Yakela-Dalaobadeep condensate gas reservoir. Key Words：Tarim basin；Yakela-Dalaoba condensate gas reservoir；condensate gas well；liquid loading prediction；critical rate；kinetic

TE372

A

1001-3873（2015）06-0743-05

10.7657/XJPG20150620

2015-07-28

2015-09-17

國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05009-005）；中國(guó)石化技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目（34400004-14-ZC0607-0001）

周朝（1988-），男，河北保定人，博士研究生，采油工程，（Tel）15201205980（E-mail）zhouchao_joe@163.com.