致密油藏?zé)崴?qū)增油機(jī)理定性分析及定量評(píng)價(jià)

楊樹(shù)坤 張博 趙廣淵 李翔 郭宏峰

中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部

致密油藏?zé)崴?qū)增油機(jī)理定性分析及定量評(píng)價(jià)

楊樹(shù)坤 張博 趙廣淵 李翔 郭宏峰

中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部

針對(duì)致密油藏提高采收率的需求，選取目標(biāo)區(qū)塊，利用油田現(xiàn)場(chǎng)提供的巖心、原油等樣品，采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究了考慮啟動(dòng)壓力變化的熱水驅(qū)增油機(jī)理，并利用數(shù)值模擬方法對(duì)熱水驅(qū)各增油機(jī)理進(jìn)行了定量評(píng)價(jià)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，熱膨脹作用、降低啟動(dòng)壓力、熱降黏作用、降低界面張力、改善相滲曲線是致密油藏?zé)崴?qū)的驅(qū)油機(jī)理，且熱膨脹和降低啟動(dòng)壓力是主要增油機(jī)理。數(shù)值模擬結(jié)果表明，100 ℃、150 ℃熱水驅(qū)，熱膨脹作用和降低啟動(dòng)壓力作用增油貢獻(xiàn)率最大（其中熱膨脹作用貢獻(xiàn)率分別為29.79%和33.28%，降低啟動(dòng)壓力作用貢獻(xiàn)率分別為31.66%和30.48%），其次是相滲改善和熱降黏機(jī)理，降低界面張力機(jī)理的貢獻(xiàn)率最低（分別為7.08%和6.27%），模擬結(jié)果進(jìn)一步驗(yàn)證了實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果的正確性。

致密油藏；熱水驅(qū)；增油機(jī)理；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)；數(shù)值模擬

致密油藏采用常規(guī)注水開(kāi)發(fā)效果差，達(dá)不到經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)價(jià)值［1］。近些年，水力壓裂技術(shù)的突破性進(jìn)展，為致密油藏的高效開(kāi)發(fā)探究了一條新途徑，經(jīng)過(guò)多年的礦場(chǎng)應(yīng)用，致密油藏開(kāi)發(fā)效果得到大幅改善［2-3］，但與常規(guī)油藏相比，采收率仍然偏低，有必要探求其他輔助增產(chǎn)措施。熱采技術(shù)研究表明，注熱水可以通過(guò)降低原油黏度、補(bǔ)充地層能量、改善地層油水流動(dòng)規(guī)律等作用提高油藏采收率［4-12］。因此，可以考慮在水井壓裂的基礎(chǔ)上實(shí)施注熱水開(kāi)發(fā)，發(fā)揮熱水驅(qū)增產(chǎn)作用。

熱水驅(qū)采油一般應(yīng)用在稠油油藏的開(kāi)發(fā)，其主要增油機(jī)理是原油的熱降黏作用，而致密油藏注熱水開(kāi)發(fā)還未有過(guò)相關(guān)礦場(chǎng)試驗(yàn)，且機(jī)理研究也較少，已有的研究也未考慮注熱水過(guò)程中啟動(dòng)壓力梯度的變化，缺乏系統(tǒng)性［13］。為此，筆者利用鄂爾多斯盆地某致密油藏的實(shí)際地層油氣樣、巖心等資料，開(kāi)展注熱水對(duì)原油黏度、熱膨脹性、油水界面張力、油水相滲曲線、啟動(dòng)壓力的影響實(shí)驗(yàn)研究，分析熱水驅(qū)提高致密油藏采收率機(jī)理，并利用數(shù)值模擬方法定量評(píng)價(jià)了各機(jī)理對(duì)提高采收率的貢獻(xiàn)程度，為致密油藏的注熱水開(kāi)發(fā)提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

1 熱水驅(qū)油機(jī)理定性研究

Qualitative analysis on the oil displacement mechanisms of hot water flooding

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與條件

Experimental materials and conditions

實(shí)驗(yàn)裝置：無(wú)汞高壓物性分析儀、高溫高壓落球黏度計(jì)、旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、高溫高壓多功能驅(qū)替裝置等。

實(shí)驗(yàn)樣品：致密巖心，來(lái)自致密油藏目標(biāo)區(qū)塊；實(shí)驗(yàn)用油，目標(biāo)區(qū)塊脫氣原油、分離氣配置的模擬油；實(shí)驗(yàn)用水，目標(biāo)區(qū)塊地層產(chǎn)出水。

油藏條件：目標(biāo)區(qū)塊巖性主要為粉細(xì)-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，黏土礦物以綠泥石為主，孔隙類型以粒間孔隙為主，平均孔隙度10.83%，滲透率0.12～7.56 mD，平均滲透率0.58 mD，地層壓力16.1 MPa，泡點(diǎn)壓力 11.3 MPa，溶解氣油比 90～110 m3/m3，油層溫度為70.3 ℃，地層原油黏度0.73 mPa·s，地層水礦化度100 535 mg/L。

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容：模擬油樣的配制實(shí)驗(yàn)，高壓物性實(shí)驗(yàn)，高溫高壓驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

1.2 模擬油配制

Preparation of simulation oil

一般情況下，油田現(xiàn)場(chǎng)所取油樣多為脫氣原油，與實(shí)際地層原油相比，其組成、性質(zhì)會(huì)發(fā)生不同程度改變，不能代表真實(shí)地層原油特性，為了使實(shí)驗(yàn)?zāi)軌蚰M真實(shí)地層原油，需要進(jìn)行油樣的合理配制。本文采用了擬合泡點(diǎn)壓力［14］的方法配制模擬油，具體方法是在油藏條件下將現(xiàn)場(chǎng)井口分離器取得的油、氣樣按照不同的氣油比混合在一起，測(cè)定不同氣油比下的泡點(diǎn)壓力，與實(shí)際地層泡點(diǎn)壓力進(jìn)行擬合。實(shí)驗(yàn)測(cè)得不同氣油比油樣的p-V關(guān)系曲線見(jiàn)圖1。

圖1 模擬油p-V 關(guān)系曲線Fig. 1 p-V relationship of simulationoil

由圖1可以看出，當(dāng)氣油比為90 m3/m3、100 m3/m3、110 m3/m3時(shí)，測(cè)得油樣的泡點(diǎn)壓力分別為9.5 MPa、11.2 MPa、12.9 MPa，顯然，按氣油比 90 m3/m3、110 m3/m3配置的油樣泡點(diǎn)壓力與該區(qū)塊實(shí)際泡點(diǎn)壓力11.3 MPa相差較大，不符合要求，而按氣油比100 m3/m3配置的油樣泡點(diǎn)壓力為11.2 MPa，接近給定的11.3 MPa，能夠代替真實(shí)地層原油。另外，利用高溫高壓落球黏度計(jì)測(cè)得油藏條件下該模擬油的黏度為0.73 mPa·s，接近實(shí)際地層原油黏度0.71 mPa·s，進(jìn)一步驗(yàn)證了該模擬油樣的合理性，因此后續(xù)實(shí)驗(yàn)所用油樣統(tǒng)一采用按氣油比100 m3/m3配置的模擬油。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

Analysis on experimental results

1.3.1 油水黏度的變化 實(shí)驗(yàn)保持壓力不變（地層壓力16.1 MPa），利用高溫高壓落球黏度計(jì)測(cè)得了模擬油、注入水黏度隨溫度變化關(guān)系曲線，由圖2可以看出，油、水黏度對(duì)溫度變化敏感性都很強(qiáng)，特別是在溫度低于100 ℃時(shí)，隨溫度升高，黏度下降明顯；當(dāng)溫度高于100 ℃，黏度下降逐漸趨于穩(wěn)定，變化幅度很小。

地層原油在巖石孔隙中的流動(dòng)主要受黏滯阻力的影響。致密油藏采用注熱水開(kāi)發(fā)，地層溫度升高，原油黏度降低，其在油藏孔隙中的流動(dòng)阻力減小，有利于地層原油的產(chǎn)出；同時(shí)，相較于地層原油，注入水的黏度降低幅度較小，油水黏度比隨溫度升高呈下降趨勢(shì)（如圖3所示），水驅(qū)油滲流理論表明，油水黏度比降低可以有效緩解水的黏性指進(jìn)甚至水竄，減緩水驅(qū)前緣推進(jìn)速度，增大波及體積，提高油田采收率。

圖2 油、水黏度隨溫度變化關(guān)系曲線Fig. 2 Relationship of oil and water viscosity vs. temperature

圖3 油水黏度比隨溫度變化曲線Fig. 3 Relationship of oil-water viscosity ratio vs. temperature

但相對(duì)于稠油油藏，致密油藏原油黏度一般都較低，比如該致密區(qū)塊原油黏度僅為0.73 mPa·s，油水黏度比為2.1，注熱水開(kāi)發(fā)，油水黏度比降低幅度很小，且注入水溫度越高（特別是高于100 ℃），降低幅度越小，對(duì)提高采收率貢獻(xiàn)不大。

1.3.2 熱膨脹作用 實(shí)驗(yàn)室利用無(wú)汞高壓物性分析儀測(cè)得地層原油的熱膨脹性參數(shù)如圖4所示。從圖中可以看出，由于地層原油的溶解氣油比較高（100 m3/m3），其熱膨脹作用非常顯著，溫度由25 ℃升至150 ℃時(shí)，原油體積系數(shù)由1.31增大到1.45，熱膨脹率高達(dá)10%。

圖4 原油熱膨脹性隨溫度變化關(guān)系曲線Fig. 4 Relationship of thermal expansion of crude oil vs.temperature

假設(shè)地層封閉，不考慮地層巖石的熱膨脹性和壓縮性，地層受熱后巖石孔隙中流體受熱膨脹，當(dāng)溫度升高ΔT時(shí)，壓力變化Δp可由式（1）表示

式中，CT為熱膨脹系數(shù)，℃-1；CP為壓縮系數(shù)，MPa-1。

通過(guò)式（1）計(jì)算可得，當(dāng)?shù)貙訙囟壬?0 ℃，壓力能增加5.75 MPa（式中該模擬油熱膨脹系數(shù)為0.000 92 ℃-1，壓縮系數(shù)為 0.001 6 MPa-1），而普通稠油（以遼河油田某區(qū)塊油樣為例，黏度為492 mPa·s）計(jì)算結(jié)果為3.96 MPa。理論計(jì)算結(jié)果對(duì)比說(shuō)明該油藏原油明顯比普通稠油的熱膨脹作用強(qiáng)，從而促進(jìn)地層壓力的恢復(fù)，增加水驅(qū)油動(dòng)力，有利于地層原油的采出。

1.3.3 界面張力的變化 巖石孔隙賈敏效應(yīng)的存在是阻礙油水流動(dòng)的一個(gè)重要因素，界面張力的大小決定著賈敏效應(yīng)的強(qiáng)弱，若當(dāng)油水界面張力無(wú)限小直至為0時(shí)，油水之間的界面消失，賈敏效應(yīng)將不復(fù)存在。本實(shí)驗(yàn)測(cè)得該區(qū)塊油水界面張力隨溫度升高逐漸減小，但減小的幅度很?。ㄈ鐖D5），溫度升高到90 ℃時(shí)，界面張力下降幅度不足50%。研究表明，若要有效減弱賈敏效應(yīng)，界面張力值需至少下降到10-2數(shù)量級(jí)，因此通過(guò)注熱水降低界面張力來(lái)提高采收率的作用十分有限。

圖5 油水界面張力隨溫度變化關(guān)系曲線Fig. 5 Relationship of oil/water interfacial tension vs.temperature

1.3.4 啟動(dòng)壓力的變化 致密油藏普遍存在啟動(dòng)壓力，啟動(dòng)壓力的存在一直是制約致密油藏開(kāi)發(fā)的一大難題。本實(shí)驗(yàn)利用流量與壓差關(guān)系曲線法［15］測(cè)得不同溫度下油相啟動(dòng)壓力梯度（實(shí)驗(yàn)巖心氣測(cè)滲透率0.68 mD，孔隙度11.2%），并對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)回歸分析，得到啟動(dòng)壓力梯度與溫度關(guān)系曲線（見(jiàn)圖6）及回歸關(guān)系式。

圖6 啟動(dòng)壓力梯度與溫度關(guān)系曲線Fig. 6 Relationship of threshold pressure gradient vs. temperature

由圖6可以看出，隨溫度升高，油相啟動(dòng)壓力梯度迅速降低，且低溫范圍內(nèi)，下降幅度很大，溫度逐漸升高，下降幅度趨于平緩，啟動(dòng)壓力梯度與溫度呈顯著的冪指數(shù)關(guān)系，如式（2）所示；溫度由20 ℃升高到90 ℃，啟動(dòng)壓力梯度減小為原來(lái)的1/4，使得原來(lái)因啟動(dòng)壓力較高難以啟動(dòng)的原油將得以動(dòng)用。啟動(dòng)壓力梯度的大小是儲(chǔ)層巖石物性（滲透率、孔隙特征）、流體物性及界面張力綜合作用的結(jié)果，注熱水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于溫度場(chǎng)的改變，巖石孔隙結(jié)構(gòu)、滲透率、原油黏度、界面張力等都會(huì)發(fā)生改變，這些因素的綜合作用造成了啟動(dòng)壓力梯度的降低。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，溫度對(duì)該區(qū)塊油相啟動(dòng)壓力影響顯著，注熱水引起的油相啟動(dòng)壓力降低對(duì)該致密油藏采收率的提高起到重要作用。

1.3.5 相滲曲線的變化 實(shí)驗(yàn)選取巖心滲透率0.75 mD，孔隙度11.8%，考慮啟動(dòng)壓力（不同溫度下的啟動(dòng)壓力可由式（2）計(jì)算得出），采用不穩(wěn)定法測(cè)得不同溫度下的相滲曲線［16］如圖7所示?？梢钥闯?，隨著溫度升高，油水共滲范圍變大，等滲點(diǎn)右移，相滲曲線向著有利于水驅(qū)油的方向移動(dòng)；隨著溫度升高，束縛水飽和度略有降低，水相相對(duì)滲透率降低，說(shuō)明水的流度減小，這有利于增加水的波及體積，提高采收率；隨著溫度升高，殘余油飽和度有比較顯著的降低，且油相相對(duì)滲透率增大，說(shuō)明油的流動(dòng)能力增強(qiáng)，有助于原油產(chǎn)出。

圖7 不同溫度下相滲曲線對(duì)比圖Fig. 7 Comparison of relative permeability curves under different temperatures

綜合上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析認(rèn)為，注熱水可以降低地層原油黏度、油水界面張力、油相啟動(dòng)壓力，改善油水相滲曲線，同時(shí)促使原油發(fā)生熱膨脹作用，這都有利于油藏采收率的提高，是致密油藏?zé)崴?qū)的增油機(jī)理；但受制于致密油藏原油黏度較低，特別是該油藏原油黏度僅為0.73 mPa·s，熱降黏增油作用有限；油水界面張力雖然有一定程度減小，其下降幅度遠(yuǎn)不足以對(duì)提高采收率產(chǎn)生大的貢獻(xiàn)作用；油水相滲曲線形態(tài)變好，但水相相對(duì)滲透率減小、油相相對(duì)滲透率增加不明顯，認(rèn)為對(duì)增油的貢獻(xiàn)不大；油相啟動(dòng)壓力梯隨溫度升高下降十分明顯，溫度從20℃升高到90 ℃，啟動(dòng)壓力梯度可減小為原來(lái)的1/4，認(rèn)為其對(duì)采收率的提高產(chǎn)生重要作用，是熱水驅(qū)的主要增油機(jī)理；該地層原油由于溶解氣含量高，熱膨脹作用十分明顯，將十分有利于地層能量的補(bǔ)充，促進(jìn)原油產(chǎn)出，認(rèn)為是熱水驅(qū)的主要增油機(jī)理。

2 熱水驅(qū)油機(jī)理定量評(píng)價(jià)

Quantitative evaluation on the oil displacement mechanisms of hot water fl ooding

2.1 評(píng)價(jià)方法

Evaluation method

為定量描述熱水驅(qū)油各機(jī)理對(duì)提高致密油藏采收率的貢獻(xiàn)程度，利用數(shù)值模擬技術(shù)，設(shè)計(jì)了4組分別考慮不同機(jī)理的熱水驅(qū)試驗(yàn)，模擬計(jì)算出生產(chǎn)25年每組試驗(yàn)的采出程度（如表1）。

表1 考慮不同機(jī)理的熱水驅(qū)試驗(yàn)Table 1 Experiments on different mechanisms of hot water fooding

熱膨脹機(jī)理作用下的采出程度為Rte=R1-R0；依此類推，熱降黏作用下的采出程度Rvr=R2-R1；相滲改善作用下的采出程度Rpc=R3-R2；界面張力降低作用下的采出程度Rit=R4-R3；啟動(dòng)壓力降低作用下的采出程度Rsp=R5-R4。

采出程度的大小即代表了每個(gè)機(jī)理的貢獻(xiàn)程度。其中，由于目前的大型商業(yè)化軟件不能直接表征啟動(dòng)壓力存在的情況，因此本文采用等效模擬油層啟動(dòng)壓力［17］的方法進(jìn)行模型計(jì)算。

根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和數(shù)值模擬歷史擬合后的流體物性參數(shù)，建立了能反映該目標(biāo)區(qū)塊地質(zhì)流體特征的概念模型，選取菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)（圖8），油井壓裂、水井不壓裂的注采單元進(jìn)行研究。

圖8 模型井網(wǎng)Fig. 8 Model well pattern

2.2 評(píng)價(jià)結(jié)果分析

Analysis on evaluation results

模擬計(jì)算25年，常規(guī)水驅(qū)（25 ℃）、100 ℃熱水驅(qū)、150 ℃熱水驅(qū)時(shí)考慮不同驅(qū)油機(jī)理?xiàng)l件下的開(kāi)發(fā)效果如圖9所示。

圖9 不同驅(qū)油機(jī)理?xiàng)l件下的開(kāi)發(fā)效果Fig. 9 Development effects of different oil displacement mechanisms

由圖9可以看出：致密油藏采用常規(guī)水驅(qū)開(kāi)發(fā)采出程度很低，僅為19.7%，而100 ℃、150 ℃熱水驅(qū)開(kāi)發(fā)采出程度可達(dá)24.63%和26.36%，分別提高了4.93、6.66百分點(diǎn)，熱水驅(qū)提高采收率效果明顯；考慮的驅(qū)油機(jī)理越多，累積采出程度越大，但由于各個(gè)驅(qū)油機(jī)理的貢獻(xiàn)程度不同，導(dǎo)致采出程度增加的幅度也有所不同。該計(jì)算結(jié)果同時(shí)驗(yàn)證了前面實(shí)驗(yàn)分析的正確性，證明了熱膨脹、熱降黏、相滲改善、界面張力減小、啟動(dòng)壓力降低是熱水驅(qū)提高致密油藏采收率的機(jī)理。

各增油機(jī)理的貢獻(xiàn)率如圖10所示。分析認(rèn)為：對(duì)于該目標(biāo)區(qū)塊，不論是100 ℃還是150 ℃熱水驅(qū)，熱膨脹作用和啟動(dòng)壓力降低作用的貢獻(xiàn)率最大（其中熱膨脹作用貢獻(xiàn)率分別為29.79%和33.28%，降低啟動(dòng)壓力作用貢獻(xiàn)率分別為31.66%和30.48%），其次是相滲改善和熱降黏機(jī)理，界面張力減小機(jī)理的貢獻(xiàn)率最低（分別為7.08%和6.27%），因此熱膨脹作用和啟動(dòng)壓力降低機(jī)理是致密油藏?zé)崴?qū)增油的主要機(jī)理，這與前面的實(shí)驗(yàn)分析結(jié)論相符合；相比于100 ℃熱水驅(qū)，注150 ℃熱水時(shí)，各機(jī)理的貢獻(xiàn)率均有所變化，其中熱降黏機(jī)理的貢獻(xiàn)率有大幅下降，這可以從本文實(shí)驗(yàn)測(cè)得的原油黏度隨溫度變化關(guān)系曲線作出解釋，主要是由于該油藏原油黏度隨溫度升高降低的幅度逐漸變小造成的，同樣的其他各機(jī)理的變化都可以從溫度對(duì)其影響程度大小得出解釋。

圖10 熱水驅(qū)各機(jī)理增油貢獻(xiàn)率Fig. 10 Contribution ratio of each oil displacement mechanism of hot water fooding to the oil increment

3 結(jié)論

Conclusions

（1）研究結(jié)果表明，熱降黏作用、熱膨脹作用、相滲改善作用、界面張力降低作用、啟動(dòng)壓力降低作用是致密油藏?zé)崴?qū)增油的機(jī)理，且熱膨脹作用和啟動(dòng)壓力降低作用是其主要機(jī)理。

（2）目標(biāo)區(qū)塊數(shù)值模擬定量分析結(jié)果表明，熱膨脹作用和啟動(dòng)壓力降低作用是致密油藏?zé)崴?qū)增油的主要機(jī)理，其次是相滲改善和熱降黏機(jī)理，界面張力減小機(jī)理的貢獻(xiàn)率最低，計(jì)算結(jié)果驗(yàn)證了實(shí)驗(yàn)分析的正確性。

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（修改稿收到日期 2017-06-21）

〔編輯 朱 偉〕

Qualitative analysis and quantitative evaluation on the stimulation mechanisms of hot water flooding in tight oil reservoirs

YANG Shukun, ZHANG Bo, ZHAO Guangyuan, LI Xiang, GUO Hongfeng
Oil field Production Department, China Oil field Services Limited, Tianjin 300459, China

To enhance the recovery factor of tight oil reservoirs, the target block was selected. Then, based on the core and crude oil data collected in the feld, the stimulation mechanisms of hot water fooding considering variable threshold pressure were investigated by means of laboratory experiment. And fnally, all stimulation mechanisms of hot water fooding were quantitatively evaluated by using the numerical simulation method. The laboratory experiment results show that thermal expansion, threshold pressure decline, thermal viscosity reduction, interfacial tension decrease and relative permeability curve improvement are the oil displacement mechanisms of hot water fooding in tight oil reservoirs, and thermal expansion and threshold pressure decline are the main stimulation mechanisms. Numerical simulation results indicate that the contribution ratios of thermal expansion and threshold pressure decline are the highest when hot water fooding is carried out at 100 ℃ and 150 ℃. The contribution ratio of thermal expansion is 29.79% and 33.28%, respectively,and that of threshold pressure decline is 31.66% and 30.48%, respectively. Relative permeability improvement and thermal viscosity reduction take the second place, and the contribution ratio of interfacial tension decrease is the lowest (7.08% and 6.27%, respectively).Obviously, the correctness of experimental results is verifed further by the simulation results.

tight oil reservoir; hot water fooding; stimulation mechanism; laboratory experiment; numerical simulation

楊樹(shù)坤，張博，趙廣淵，李翔，郭宏峰.致密油藏?zé)崴?qū)增油機(jī)理定性分析及定量評(píng)價(jià)［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（4）：399-404.

TE348

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0399 – 06

10.13639/j.odpt.2017.04.002

:YANG Shukun, ZHANG Bo, ZHAO Guangyuan, LI Xiang, GUO Hongfeng. Qualitative analysis and quantitative evaluation on the stimulation mechanisms of hot water fooding in tight oil reservoirs［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017,39(4): 399-404.

楊樹(shù)坤（1986-），2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事采油工藝、低滲透油藏開(kāi)發(fā)等方面研究，工程師。通訊地址：（300459）天津市塘沽海洋高新技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)海川路1581號(hào)。E-mail：yangshukun2000@126.com