鉆井工作量分析法預(yù)測中國南方海相頁巖氣產(chǎn)量

趙　群　楊　慎　王紅巖　王　南　劉德勛　劉洪林　藏?zé)s

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心

趙群等.鉆井工作量分析法預(yù)測中國南方海相頁巖氣產(chǎn)量.天然氣工業(yè)，2016， 36（9）: 44-50.

鉆井工作量分析法預(yù)測中國南方海相頁巖氣產(chǎn)量

趙群1，2楊慎1王紅巖1，2王南1，2劉德勛1，2劉洪林1，2藏?zé)s1，2

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心

趙群等.鉆井工作量分析法預(yù)測中國南方海相頁巖氣產(chǎn)量.天然氣工業(yè)，2016， 36（9）: 44-50.

中國南方海相頁巖氣資源豐富，但已有的常規(guī)方法不能滿足對未來頁巖氣產(chǎn)量發(fā)展的預(yù)測。為此，以該區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪海相頁巖為例，基于其開發(fā)潛力，分析了現(xiàn)有頁巖氣資源的開發(fā)特征，認(rèn)為四川盆地及鄰區(qū)龍馬溪組頁巖氣富集區(qū)資源量達(dá)17.4×1012m3，可采資源量為2.9×1012m3，其中埋深3 500 m以淺的頁巖氣資源是近期開發(fā)的主體，具備建成約300×108m3的產(chǎn)量規(guī)模。在此基礎(chǔ)上，研究了國內(nèi)外頁巖氣井的開發(fā)特征，建立了頁巖氣產(chǎn)量預(yù)測鉆井工作量分析法：①單井初產(chǎn)值可表征頁巖氣井產(chǎn)能，測試產(chǎn)量可近似為初產(chǎn)，由于頁巖氣井遞減率相似，由單井初產(chǎn)值可大致推測單井EUR（最終可采儲量）值，再根據(jù)鉆井工作量分析即可預(yù)測頁巖氣田產(chǎn)量規(guī)模；②目前南方海相頁巖氣測試產(chǎn)量期望值為17.6×104m3/d，單井EUR預(yù)測值約為1.5×108m3。結(jié)論認(rèn)為：中國南方海相頁巖氣井單井初期產(chǎn)量高、遞減快、生產(chǎn)周期較長，鉆井工作量與氣田產(chǎn)量密切相關(guān)，因此鉆井工作量分析法對頁巖氣產(chǎn)量估算具有較好的適用性。利用該方法估算2020年四川盆地及鄰區(qū)頁巖氣產(chǎn)量約為200×108m3。

中國南方海相頁巖早志留世頁巖氣最終可采儲量鉆進(jìn)工作量遞減率單井初產(chǎn)值產(chǎn)量

美國“頁巖氣”革命使其天然氣基本實(shí)現(xiàn)了自給自足，2015年頁巖氣產(chǎn)量達(dá)4 250×108m3，占該國天然氣總產(chǎn)量的56%，對外依存度由2000年的16%下降至2015年的1%［1-2］。受美國“頁巖氣”革命的啟示，我國頁巖氣經(jīng)過“十二五”勘探開發(fā)攻關(guān)取得重要進(jìn)展，埋深3 500 m以淺頁巖氣開發(fā)技術(shù)已經(jīng)基本過關(guān)，焦石壩、長寧、威遠(yuǎn)和昭通等區(qū)塊頁巖氣實(shí)現(xiàn)了規(guī)模有效開發(fā)，2015年全國頁巖氣產(chǎn)量超過45×108m3。由于我國頁巖氣生產(chǎn)歷史較短，已有的常規(guī)方法不能滿足對未來產(chǎn)量發(fā)展的預(yù)測。筆者通過分析頁巖氣的資源潛力、工程技術(shù)水平和技術(shù)經(jīng)濟(jì)特征，綜合頁巖氣井生產(chǎn)特點(diǎn)提出鉆井分析法產(chǎn)量預(yù)測模型，最終分析不同條件頁巖氣產(chǎn)量規(guī)模，以期為我國頁巖氣產(chǎn)業(yè)政策、規(guī)劃決策和配套發(fā)展提供參考。

1　我國頁巖氣資源的開發(fā)潛力

1.1四川盆地及鄰區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣資源情況

據(jù)國土資源部的統(tǒng)計，全國頁巖氣地質(zhì)資源量為134×1012m3，可采資源量為25×1012m3，其中南方海相頁巖氣可采資源量達(dá)8.82×1012m3［3-4］。通過“十二五”頁巖氣勘探開發(fā)攻關(guān)，初步實(shí)現(xiàn)了以四川盆地及鄰區(qū)海相上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源的有效開發(fā)。根據(jù)目前頁巖氣開發(fā)情況判斷，近期四川盆地蜀南構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)中的威遠(yuǎn)、長寧和昭通等區(qū)塊，以及構(gòu)造相對穩(wěn)定區(qū)中的焦石壩等區(qū)塊是頁巖氣開發(fā)的主要領(lǐng)域［3，5-7］。截至2015年底，全國探明頁巖氣儲量5 441.29×108m3，其中焦石壩區(qū)塊3 805.98×108m3，長寧、威遠(yuǎn)和昭通區(qū)塊1 635.31×108m3。按照目前頁巖氣勘探程度評價，四川盆地及鄰區(qū)埋深4 500 m以淺五峰組—龍馬溪組頁巖氣富集區(qū)面積約為4×104km2，資源量超過17×1012m3，其中埋深3 500 m以淺頁巖氣富集面積1.5×104km2，資源量約為7×1012m3。按照埋深3 500 m以淺頁巖氣采收率20%、埋深介于3 500～4 500 m采收率15%，測算頁巖氣可采資源量約為3×1012m3，其中3 500 m以淺頁巖氣可采資源量為1.4×1012m3，埋深介于3 500～4 500 m頁巖氣可采資源量為1.6×1012m3。

1.2頁巖氣資源的開發(fā)潛力

四川盆地及鄰區(qū)的焦石壩、長寧、威遠(yuǎn)和昭通等區(qū)塊實(shí)現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，但頁巖氣總體仍處于開發(fā)初期階段，頁巖氣資源的開發(fā)潛力評價仍需要通過與美國典型頁巖氣田進(jìn)行對比。Barnett、Haynesville和Marcellus頁巖氣田儲量與產(chǎn)量增長情況對比，當(dāng)儲采比為10～20［8-9］，氣田產(chǎn)量可實(shí)現(xiàn)快速增長?？紤]到我國頁巖氣勘探程度較低，埋深小于3 500 m頁巖氣資源可動用程度按照50%測算，埋深介于3 500～4 500 m頁巖氣資源可動用程度按照40%測算，埋深3 500 m以淺和3 500～4 500 m預(yù)計探明可采儲量分別為6 850×108m3、6 280×108m3。按照產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)10～20年，可建成頁巖氣產(chǎn)量規(guī)模600×108m3左右（表1）。

表1　四川盆地及鄰區(qū)頁巖氣與美國典型頁巖氣田開發(fā)參數(shù)對比表

2　頁巖氣井產(chǎn)能表征方法

頁巖氣井產(chǎn)能的評價是頁巖氣產(chǎn)量預(yù)測的基礎(chǔ)，單井初產(chǎn)（產(chǎn)量達(dá)到峰值后的首月平均日產(chǎn)氣量）、遞減率、最終可采儲量（EUR）是評價頁巖氣井單井產(chǎn)能的主要指標(biāo)。

2.1單井初產(chǎn)可表征單井產(chǎn)能

通過美國主要典型頁巖氣田典型井遞減特征分析，各頁巖氣田典型井遞減率在一定區(qū)間內(nèi)，典型井單井初產(chǎn)與最終可采儲量呈現(xiàn)線性正相關(guān)關(guān)系，因此單井初產(chǎn)可大致表征產(chǎn)能情況。美國頁巖氣開發(fā)較為成熟的頁巖氣田中，Barnett頁巖水平井單井初產(chǎn)5.3×104m3/d，單井EUR為0.7×108m3［10-11］；Haynesville頁巖水平井單井初產(chǎn)28×104m3/d，單井EUR為2.5×108m3［12］；Fayetteville頁巖單井初產(chǎn)7×104m3/d，單井EUR為0.42×108m3［13-14］；Marcellus頁巖單井初產(chǎn)12.5×104m3/d，單井EUR為1.06×108m3［15-16］；Woodford頁巖單井初產(chǎn)12.7×104m3/d，單井EUR為1.13×108m3［17-18］。從美國各區(qū)塊典型井的遞減率來看，前3年的平均遞減率介于74%～88%［9］（圖1）。由于遞減率的相似性，決定單井初產(chǎn)與EUR呈正相關(guān)關(guān)系，單井初產(chǎn)越高單井EUR值也就越大。因此單井初產(chǎn)可以表征單井產(chǎn)能。

圖1　美國各頁巖氣田典型井產(chǎn)量剖面及遞減率圖

圖2　五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井單井產(chǎn)量對比圖

2.2單井初產(chǎn)與測試產(chǎn)量的關(guān)系

由于我國頁巖氣開發(fā)處于初期階段，并且尚未形成較為公開的數(shù)據(jù)體系，各頁巖氣區(qū)塊已有數(shù)據(jù)均為單井測試數(shù)據(jù)，其能否等同于單井初產(chǎn)需要應(yīng)用大量數(shù)據(jù)加以分析。通過對南方海相五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井生產(chǎn)動態(tài)跟蹤分析，筆者選取了前3月頁巖氣井套壓降低為5～10 MPa，并且在后期套壓保持基本平穩(wěn)的37口生產(chǎn)井作為分析對象（圖2），以確保各生產(chǎn)井的生產(chǎn)制度大致相似。本次統(tǒng)計的37口水平井測試產(chǎn)量范圍介于4.5×104～40.0×104m3/d，平均測試產(chǎn)量為16.63×104m3/d；單井初產(chǎn)范圍在4.0×104～39.7×104m3/d，平均單井初產(chǎn)16.59×104m3/d；前3月平均日產(chǎn)量范圍在2.61×104～35.84×104m3，平均值為14.54×104m3/d。從統(tǒng)計結(jié)果上看，由于頁巖氣水平井測試產(chǎn)量總體高于單井初產(chǎn)，二者存在一定的差異性，但數(shù)值差距不大（圖2）；前3月單井平均日產(chǎn)量總體小于測試產(chǎn)量和單井初產(chǎn)。因此，在缺少頁巖氣單井初產(chǎn)數(shù)據(jù)的情況下，可將測試產(chǎn)量近似的等同于單井初產(chǎn)。

2.3單井初產(chǎn)與EUR關(guān)系模型

頁巖氣單井初產(chǎn)與EUR關(guān)系的確定，即可采用單井初產(chǎn)來確定頁巖氣井的產(chǎn)能問題。采用線性函數(shù)對美國主要頁巖氣田單井初產(chǎn)與EUR關(guān)系進(jìn)行回歸，得到單井初產(chǎn)與EUR關(guān)系模型：

式中EUR表示單井最終可采儲量，108m3；IP表示單井初產(chǎn)，104m3/d。

為驗(yàn)證此經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷目尚哦?，采用區(qū)域內(nèi)已有的生產(chǎn)歷史較長的頁巖氣水平井生產(chǎn)情況進(jìn)行比較。如焦石壩區(qū)塊的焦頁6-2HF井測試產(chǎn)量36.3×104m3/d，連續(xù)生產(chǎn)550 d，累計產(chǎn)氣1.5×108m3，預(yù)計EUR達(dá)到3.0×108m3；焦頁1HF井測試產(chǎn)量17.2×104m3/d，連續(xù)生產(chǎn)850 d，累計產(chǎn)氣4 500×104m3，預(yù)計EUR約為1.35×108m3（據(jù)中國石化的報道）。長寧區(qū)塊寧201-H1井單井測試產(chǎn)量15×104m3，連續(xù)生產(chǎn)超過2年，累計產(chǎn)氣超過0.6×108m3，預(yù)測EUR約為1.1×108m3。采用公式（1）計算焦頁6-2HF、焦頁1HF井和寧201-H1井的EUR值分別為3.07×108m3、1.49×108m3和1.31×108m3?？紤]到測試產(chǎn)量略高于單井初產(chǎn)，可見該經(jīng)驗(yàn)公式通過單井初產(chǎn)對EUR的判斷基本符合頁巖氣井的生產(chǎn)特點(diǎn)。

2.4頁巖氣單井產(chǎn)量剖面

參考式（1）單井初產(chǎn)與EUR的關(guān)系模型，并結(jié)合水平井遞減率特征（圖1），分別建立了4條頁巖氣單井產(chǎn)量剖面。單井初產(chǎn)25×104m3/d，第1年平均14.1×104m3/d，20年單井EUR值為2.1×108m3；單井初產(chǎn)20×104m3/d，第1年平均11.3×104m3/d，20年單井EUR值為1.7×108m3；單井初產(chǎn)15×104m3/d，第1年平均8.5×104m3/d，20年單井EUR值為1.3×108m3；單井初產(chǎn)10×104m3/d，第1年平均6.0×104m3/d，20年單井EUR值為0.9×108m3。

3　鉆井分析法數(shù)學(xué)模型

由于我國頁巖氣生產(chǎn)歷史較短，翁氏旋回等常規(guī)油氣產(chǎn)量預(yù)測方法不適用。頁巖氣儲層超致密，不經(jīng)增產(chǎn)改造一般無自然產(chǎn)能，是典型的人造氣藏，通常是一井一藏。頁巖氣單井生產(chǎn)具有初期產(chǎn)量高，遞減快，生產(chǎn)周期長的特點(diǎn)（圖1）。頁巖氣田產(chǎn)量取決于鉆井工作量，因此通過鉆井工作量來預(yù)測頁巖氣田產(chǎn)量是一種有效的方法。按照頁巖氣單井產(chǎn)量生產(chǎn)剖面，單井第k年產(chǎn)量表達(dá)為：

式中Qk表示單井第k年產(chǎn)量，104m3；r（t）表示t時刻頁巖氣井的遞減率。

根據(jù)“十二五”頁巖氣產(chǎn)建的基本經(jīng)驗(yàn)，當(dāng)年鉆井當(dāng)年的產(chǎn)量貢獻(xiàn)很小，其第2年產(chǎn)量貢獻(xiàn)最大，當(dāng)年鉆井產(chǎn)量當(dāng)年的產(chǎn)量暫不計算。因此，區(qū)塊內(nèi)第i年的頁巖氣產(chǎn)量見式（3）。

式中Ti表示區(qū)塊第i年產(chǎn)量，104m3；nm-1表示第m-1年鉆井?dāng)?shù)量，口；Bi表示區(qū)塊老井第i年產(chǎn)量，104m3。

4　我國南方海相頁巖氣開發(fā)產(chǎn)量預(yù)測

4.1評價參數(shù)

根據(jù)頁巖氣單經(jīng)濟(jì)評價的效益情況，基于目前頁巖氣開發(fā)區(qū)塊鉆機(jī)數(shù)量和投資情況，設(shè)定3種情景和3個工作量方案。按照頁巖氣水平井單井綜合投資6 000萬元、氣價1.31元/ m3，評價期20年，單價初產(chǎn)25×104m3/d、20×104m3/d、15×104m3/d和10×104m3/d，內(nèi)部收益率分別為30.6%、20.8%、9.74%和1.05%?！笆濉逼陂g，焦石壩、長寧、威遠(yuǎn)和昭通等頁巖氣開發(fā)區(qū)塊內(nèi)，鉆機(jī)總數(shù)量80～100部，單井鉆機(jī)周期50～80 d，每部鉆機(jī)平均每年鉆水平井3～4口?？紤]到未來頁巖氣開發(fā)效率不斷提高，“十三五”每部鉆機(jī)年鉆井4～5口，“十四五”每部鉆機(jī)年鉆井5～6口，“十五五”每部鉆機(jī)年鉆井6口以上。考慮到目前全球油氣價格低位運(yùn)行，“十三五”期間年均投資最高按200億元左右進(jìn)行綜合測算。根據(jù)經(jīng)濟(jì)效益和投資水平，按照3種工作量方案進(jìn)行產(chǎn)量分析。工作量方案1中，動用鉆機(jī)數(shù)量在目前的基礎(chǔ)上增加1/2，約135部左右，“十三五”鉆水平井1 810口，需投資1 177億元；工作量方案2中，動用鉆機(jī)數(shù)量保持在目前90部的水平，“十三五”鉆水平井1 690口，需投資1 099億元；工作量方案3中，動用鉆機(jī)數(shù)量在目前的基礎(chǔ)上減少1/2，約45部左右，“十三五”鉆水平井935口，需投資608億元（表2）。

表2　頁巖氣開發(fā)鉆機(jī)工作量及投資估算表

4.2計算結(jié)果

根據(jù)頁巖氣產(chǎn)量歷史，2013年約2×108m3、 2014年約12×108m3、2015年約45×108m3。結(jié)合頁巖氣產(chǎn)量和工作量對式3中的Bi值進(jìn)行擬合，2016年預(yù)計產(chǎn)量達(dá)到61×108m3，之后按照自然遞減。2016年之后所鉆頁巖氣井產(chǎn)量按照表2中3個工作量方案測算，結(jié)果如下：

工作量方案1：按照單井初產(chǎn)10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年對應(yīng)產(chǎn)量分別為144×108m3、185×108m3、223×108m3和327×108m3，2030年產(chǎn)量分別為424×108m3、562×108m3、687×108m3和1034×108m3（圖3-a）。

圖3　不同工作量方案頁巖氣產(chǎn)量預(yù)測曲線圖

工作量方案2：按照單井初產(chǎn)10×104m3/d、15×104m3/d、20×104m3/d和25×104m3/d，2020年對應(yīng)產(chǎn)量分別為140×108m3、180×108m3、216×108m3和317×108m3，2030年產(chǎn)量分別為314×108m3、415×108m3、506×108m3和760×108m3（圖3-b）。

工作量方案3：按照單井初產(chǎn)10×104m3/d、15×104m3/d和20×104m3/d，2020年對應(yīng)產(chǎn)量分別為86×108m3、108×108m3和128×108m3，2030年產(chǎn)量分別為168×108m3、220×108m3和267×108m3（圖3-c）。

4.3計算結(jié)果分析

筆者收集了71口南方海相頁巖氣水平井測試產(chǎn)量數(shù)據(jù)，通過蒙特卡羅法進(jìn)行概率分析，數(shù)據(jù)樣本總體符合正態(tài)分布，期望值為17.6×104m3/d，25%和75%概率值對應(yīng)的值分別為9.8×104m3/d和25.4×104m3/d（圖4）。按照頁巖氣田一井一藏的特點(diǎn)，單井開發(fā)具有經(jīng)濟(jì)效益，氣田開發(fā)就具有經(jīng)濟(jì)效益。

圖4　蒙托卡羅法頁巖氣測試產(chǎn)量分析結(jié)果圖

單井初產(chǎn)10×104m3/d，內(nèi)部收益率僅1%，即使考慮到國家的積極推動等因素，“十三五”工作量應(yīng)減少，采用方案3工作量，預(yù)測2020年頁巖氣產(chǎn)量約86×108m3；單井初產(chǎn)15×104m3/d，內(nèi)部收益率約10%，頁巖氣開發(fā)具有一定經(jīng)濟(jì)效益，并考慮到國家積極發(fā)展頁巖氣產(chǎn)業(yè)，因而“十三五”工作量不會減少，方案1和方案2對應(yīng)產(chǎn)量分別為185×108m3和180×108m3。單井初產(chǎn)20×104m3/d，內(nèi)部收益率約16%，頁巖氣具有較好經(jīng)濟(jì)效益。因此“十三五”工作量以增加為主，方案1和方案2對應(yīng)產(chǎn)量分別為223×108m3和216×108m3。單井初產(chǎn)25×104m3/d，內(nèi)部收益率約21%，頁巖氣產(chǎn)業(yè)將加快發(fā)展，頁巖氣工作量將大幅增長，采用方案1工作量方案，預(yù)測2020年頁巖氣產(chǎn)量約327×108m3。

綜上結(jié)果分析，概率值25%對應(yīng)2020年頁巖氣產(chǎn)量規(guī)模為86×108m3，概率值75%對應(yīng)2020年頁巖氣產(chǎn)量規(guī)模為327×108m3，概率值50%對應(yīng)產(chǎn)量規(guī)模為200×108m3左右。

5　結(jié)論

我國南方海相頁巖氣資源豐富，埋深3 500 m頁巖氣資源是“十三五”期間頁巖氣開發(fā)的主體，初步估算具備建成年產(chǎn)300×108m3的資源潛力。綜合國內(nèi)外頁巖氣井生產(chǎn)特點(diǎn)，單井初產(chǎn)可表征頁巖氣井產(chǎn)能，測試產(chǎn)量可近似為初產(chǎn)，由于頁巖氣井遞減率相似，由單井初產(chǎn)粗略推測單井EUR。目前南方海相頁巖氣測試產(chǎn)量期望值為17.6×104m3/d，單井EUR預(yù)測值約為1.5×108m3。頁巖氣井單井初期產(chǎn)量高、遞減快、生產(chǎn)周期較長，鉆井工作量與氣田產(chǎn)量密切相關(guān)。因此鉆井分析法對頁巖氣產(chǎn)量估算具有較好的適用性。通過該方法進(jìn)行估算，概率值50%對應(yīng)的2020年產(chǎn)量規(guī)模為200×108m3左右。

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（修改回稿日期2016-05-17編輯羅冬梅）

Prediction of marine shale gas production in South China based on drilling workload analysis

Zhao Qun1，2， Yang Shen1， Wang Hongyan1，2， Wang Nan1，2， Liu Dexun1，2， Liu Honglin1，2， Zang Huanrong1，2
（1. Langfang Branch of PetroChina Petroleum Exploration & Deνelopment Research Institute， Langfang， Hebei 065007， China； 2. National Energy Shale Gas R&D Center， Langfang， Hebei 065007， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.44-50， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The marine shale gas resource in South China is abundant， but the existing conventional methods cannot meet the needs of predicting the future production development of shale gas. With the marine shale of the Lower Silurian Longmaxi Fm in this region as an example and based on its development potential， the development features of the existing shale gas resources were analyzed. It is considered that the Longmaxi shale gas accumulation zones in the Sichuan Basin and its neighboring areas contain resources of about 17.4×1012m3and recoverable resources of about 2.9×1012m3. In particular， the shale gas above 3 500 m underground is the main body for recent development target， with a potential production scale about 300×108m3. On this basis， the development features of foreign and domestic shale gas wells were studied and the drilling workload analytical method for the prediction of shale gas production was established: （1） the initial production of a single well can be used to characterize the productivity of the shale gas well， and its test production is approximate to its initial production. Due to the similarity of decline rate among shale gas wells， the Estimated Ultimate Recovery （EUR） value of a single well can be roughly speculated from its initial production， thus the production scale of shale gas field can be speculated according to the analysis of drilling workload； （2） currently， the expected test production of South China marine shale gas is 17.6×104m3/d， and the predicted single-well EUR value is roughly 1.5×108m3. It is concluded that the marine shale gas in South China represents high initial production of a single well， high declining rate， longer production cycle and the drilling workload is closely related with the production of a shale gas field. Therefore， the analysis of drilling workload shows better applicability to the evaluation of shale gas production. Based on this method， the shale gas production of the Sichuan Basin and its neighboring area in 2020 was estimated to be about 200 ×108m3.

South China； Marine shale； Early Silurian； Shale gas； Estimated Ultimate Recovery （EUR） ； Drilling workload； Declining rate； Initial production of a single well； Production

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.005

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目（編號：2012CB214700）。

趙群，1979年生，高級工程師，博士；現(xiàn)主要從事非常規(guī)油氣規(guī)劃戰(zhàn)略研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市廣陽區(qū)44號信箱。ORCID: 0000-0003-2326-217X。E-mail: zhaoqun69@petrochina.com.cn