徐雙輝, 陳洪德, 林良彪, 錢利軍, 趙軍壽, 陳安清, 徐勝林

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實驗室(成都理工大學(xué)),成都 610059)

川東北渠縣地區(qū)大安寨段儲層特征

徐雙輝, 陳洪德, 林良彪, 錢利軍, 趙軍壽, 陳安清, 徐勝林

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實驗室(成都理工大學(xué)),成都 610059)

通過露頭剖面實測、地層對比、薄片鑒定、物性及成巖作用分析等，對川東北渠縣地區(qū)下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段儲層特征進(jìn)行了研究，并對其有利儲層做出評價。結(jié)果表明：研究區(qū)大一亞段儲層巖石類型主要為厚塊狀介殼灰?guī)r，儲層的儲集空間類型主要為粒內(nèi)溶孔和裂縫，平均孔隙度為2.852%，平均滲透率為0.007×10-3μm2，為低孔低滲-裂縫型儲層；大二亞段儲層巖石類型為介殼灰?guī)r夾多層泥巖，儲集空間類型主要為粒內(nèi)溶孔，平均孔隙度為3.844%，平均滲透率為0.003×10-3μm2，為低孔低滲型儲層：前者較后者油氣勘探潛力更大。研究區(qū)大安寨段儲層主要形成于介殼灘環(huán)境，經(jīng)歷了多類型、多期次成巖變化，其中壓實等破壞性成巖作用是孔隙損失的主要因素，而溶蝕和后期構(gòu)造破裂等建設(shè)性成巖作用改善了儲集性能，是研究區(qū)內(nèi)致密儲層形成的關(guān)鍵因素。

川東北；地層對比；大安寨段；儲層特征；成巖作用；致密儲層

四川盆地侏羅系的油氣勘探工作始于20世紀(jì)50年代，半個多世紀(jì)以來，已在侏羅系相繼發(fā)現(xiàn)眾多油氣田。根據(jù)第三次資源評價結(jié)果，四川盆地侏羅系油氣總地質(zhì)資源量為645.06×109m3，已發(fā)現(xiàn)資源量275.203×109m3，尚待發(fā)現(xiàn)資源量369.857×109m3[1]。這一結(jié)果表明，四川盆地侏羅系仍有較大的勘探潛力。近幾年，相繼在川中、川東、川北和川東北等地區(qū)下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段獲得油氣顯示或工業(yè)油氣流，截至2010年底，僅川中地區(qū)大安寨段共試油井933口，獲工業(yè)油氣井541口(其中低產(chǎn)油氣井191口)，探井成功率58%[2]；而川東的興隆101井大安寨段第一亞段(簡稱“大一亞段”)和川東北的元壩21井大二亞段均獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流[3]。

目前，根據(jù)前人研究成果及四川盆地油氣勘探實踐，大安寨段是四川盆地油氣勘探重點(diǎn)層位之一[4,5]，其主要為厚塊狀介殼灰?guī)r型和介殼灰?guī)r夾泥(頁)巖型2種類型儲層高產(chǎn)工業(yè)油氣流。本文以研究勘探程度較低的川東北渠縣地區(qū)為研究區(qū)，結(jié)合野外露頭調(diào)查、地層對比、顯微薄片、物性分析等資料，詳細(xì)分析四川盆地渠縣地區(qū)大安寨段致密儲層的巖石學(xué)特征、成巖作用特征、儲集空間類型及演化，最終對該層位2種主要儲層類型進(jìn)行評價優(yōu)選，為今后研究區(qū)乃至整個四川盆地油氣勘探工作提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

四川盆地侏羅系以湖相沉積為主[6-9]，早侏羅世晚期的大安寨段沉積期，是盆地周邊構(gòu)造比較平靜的構(gòu)造間歇期，為典型的溫暖潮濕氣候條件下的大型內(nèi)陸湖相環(huán)境[10,11](圖1)。大安寨段沉積早期為濱、淺湖環(huán)境，以Pseudocardinia為代表的雙殼類較為發(fā)育，其遺骸堆積形成了分布廣泛的介殼灘；還發(fā)育有少量泥灘，如興隆101井和渠縣三匯剖面(圖2)。大安寨段沉積中期演變?yōu)闇\湖—半深湖環(huán)境為主，暗色泥頁巖沉積物較發(fā)育，間夾少量雙殼類為主的泥質(zhì)介殼灘，如龍崗001-2井(圖2)。大安寨段沉積晚期為水退環(huán)境，在濱、淺湖波浪和水流作用下，以雙殼類為主的硬殼磨蝕、搬運(yùn)、堆積，大部分淺水區(qū)形成了厚度較大的介殼灰?guī)r層?？傊?，該時期的湖泊經(jīng)歷了一個從擴(kuò)展—極盛—收縮的完整湖侵-湖退旋回過程[11,12]。

圖2 四川盆地元壩21井-龍崗001-2井-渠縣三匯剖面-興隆101井大安寨段地層對比圖

圖1 川東北渠縣地區(qū)大安寨段沉積微相分布圖

川東北渠縣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)發(fā)育較完整，自下侏羅統(tǒng)自流井組馬鞍山段至中侏羅統(tǒng)沙溪廟組第一段均有出露，露頭良好，地層界線清晰。其中，大安寨段位于自流井組的上部，可劃分為大一、大二、大三和過渡層等4個亞段、層。各亞段、層頂?shù)捉缇€清晰，可依據(jù)巖性、古生物和電性等特征進(jìn)行劃分與對比(圖2)。由圖2可知，渠縣及其北部的元壩、龍崗等地區(qū)的大三亞段以泥巖或頁巖夾薄層介殼灰?guī)r為主，而東南部興隆101井等地區(qū)介殼灰?guī)r相對較厚；大二亞段主要為(泥質(zhì))介殼灰?guī)r夾多層泥巖或頁巖，其中龍崗001-2井和興隆101井中頁巖更為常見，厚度較大；大一亞段主要為厚塊狀介殼灰?guī)r夾薄層泥巖；過渡層沉積厚度相對較薄，巖性以鈣質(zhì)泥巖和灰綠色泥質(zhì)粉砂巖為主，局部含有大量介殼化石。

渠縣地區(qū)大安寨段巖石類型主要有介殼灰?guī)r、(含)泥質(zhì)介殼灰?guī)r、(含)泥質(zhì)粉砂巖、含粉砂泥巖、鈣質(zhì)泥巖，但儲集巖類型主要為分布在大一亞段和大二亞段的介殼灰?guī)r和(含)泥質(zhì)介殼灰?guī)r。

a.介殼灰?guī)r：主要為泥晶介殼灰?guī)r、泥-微晶介殼灰?guī)r、微-亮晶介殼灰?guī)r、亮晶介殼灰?guī)r。介殼灰?guī)r質(zhì)地較純、性脆，生物碎屑極其發(fā)育，含量(面積分?jǐn)?shù))為65%～95%，主要為瓣鰓類和腕足類，見少量介形蟲和腹足類；內(nèi)部以平行片狀結(jié)構(gòu)和晶粒結(jié)構(gòu)為主，主要呈碎片狀、板條狀或弧形疊置分布。在礦物成分上，方解石含量(面積分?jǐn)?shù))在75%～98%；泥質(zhì)較少，面積分?jǐn)?shù)一般在3%～20%左右。介殼大小不一，多在2～4 mm之間，最長可達(dá)15 mm。這類灰?guī)r微裂縫相對發(fā)育，多以中—厚層塊狀分布在大一亞段中，大二亞段中也較常見(圖3-A,B,L,O)。

b.(含)泥質(zhì)介殼灰?guī)r：主要以薄—中層狀分布于大二亞段中，大三亞段中局部也有出露。其常與介殼灰?guī)r過渡沉積，介殼間含有較多的黏土泥和灰泥(圖3-G)。

上述2種灰?guī)r多屬于較高能環(huán)境下的產(chǎn)物，在研究區(qū)內(nèi)主要堆積在淺湖地帶的介殼灘中(圖1)。

2 儲層特征

2.1 儲集空間類型及特征

根據(jù)研究層段的野外露頭和薄片觀察，研究區(qū)大安寨段介殼灰?guī)r的原生孔隙基本消失殆盡，儲集空間類型主要為次生孔隙和裂縫，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鑄?？?、超大溶孔及微裂縫、粒緣縫和溶縫等。其中大一亞段儲層空間類型以粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⑽⒘芽p及溶縫等為主，也見少量的粒間溶孔；大二亞段則主要發(fā)育有粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、晶間孔和溶縫，局部還可見少量粒間溶孔和粒緣縫等；大三亞段孔縫發(fā)育較差，僅偶見少量的顆粒內(nèi)溶孔；而晚期的過渡層則以破裂作用產(chǎn)生的裂縫為主，孔隙等較少見。

2.1.1 次生孔隙

a.粒內(nèi)溶孔：粒內(nèi)溶孔在研究區(qū)各層段均有發(fā)育，主要分布于生物碎屑顆粒內(nèi)，由瓣鰓類和腕足類溶蝕形成，孔隙形狀各異，多見于介殼粒內(nèi)，呈多個孤立孔隙存在，連通差，部分粒內(nèi)溶孔沿孔隙內(nèi)充填有富含有機(jī)質(zhì)的泥質(zhì)(圖3-F)。

b.粒間溶孔：主要沿裂縫和介殼顆粒邊緣分布，由粒間泥質(zhì)和微晶方解石填隙物溶蝕而成，形狀不規(guī)則，大多零星分布，孔隙連通性較差(圖3-F)。

c.晶間孔：主要是指晶體再生長晶間隙及成巖期膠結(jié)物充填未滿孔，主要見于介殼顆粒內(nèi)和泥-微晶介殼灰?guī)r的方解石脈中，斷續(xù)分布，連通性較差；在微-亮晶方解石填隙物中晶間孔較少見到，大多被泥質(zhì)充填(圖3-G)。

d.鑄模孔：是指碎屑顆粒被溶蝕后仍具有原來顆粒外部形狀特征的孔隙類型。研究區(qū)主要為介殼生物顆粒強(qiáng)烈溶蝕而成，僅保留顆粒外形的孔隙(圖3-F,H)。

e.超大溶孔：是由溶蝕作用形成的遠(yuǎn)大于顆粒的超大溶孔，在少數(shù)介殼灰?guī)r和細(xì)粒巖屑砂巖中發(fā)育。介殼灰?guī)r內(nèi)的此類溶孔由溶蝕亮晶方解石膠結(jié)物而成(圖3-I)。

2.1.2 裂縫

裂縫不僅是流體運(yùn)移的通道、油氣的主要儲集空間，而且裂縫溝通孔隙空間后，將極大地改善儲層的滲濾能力[13]。根據(jù)成因又進(jìn)一步分為微裂縫、粒緣縫、溶逢等。研究區(qū)以微裂縫最為發(fā)育。

a.微裂縫：常發(fā)育于泥巖、介殼灰?guī)r的介殼內(nèi)和介殼邊緣的顆粒間，有的裂縫甚至穿切顆粒和填隙物，縫細(xì)而短，縫寬約為0.01～0.03 mm，呈斷續(xù)狀、分枝狀，局部網(wǎng)狀分布(圖3-J)。

b.粒緣縫：由黏土雜基膜被溶蝕形成的緊貼碎屑顆粒的溶縫，見于含介殼及粉砂泥巖中，裂縫緊貼介殼顆粒邊緣分布(圖3-K)。

c.溶縫：流體沿破裂縫流動過程中，對裂縫兩側(cè)巖石產(chǎn)生溶蝕，使縫壁呈溶蝕特征，常沿溶縫兩側(cè)發(fā)育有次生孔隙[13]。研究區(qū)該類型裂縫常見被后期的鐵泥質(zhì)、有機(jī)質(zhì)、瀝青等充填(圖3-L)。

2.2 儲層物性特征

研究區(qū)大三亞段儲集空間發(fā)育差，儲層不發(fā)育，本文僅測試26件大一和大二亞段野外采集的孔滲樣品。經(jīng)物性分析表明：大一亞段儲集層的孔隙度分布范圍為0.616%～8.637%，平均值為2.852%；主要集中在1%～4%(圖4-A)，約占樣品總數(shù)的80%。滲透率分布范圍為0.002×10-3～0.014×10-3μm2，平均值為0.007×10-3μm2；主要分布于0.002×10-3～0.004×10-3μm2和>0.01×10-3μm2的區(qū)間，約占研究區(qū)大一亞段所有樣品的66.67%(圖4-B)。大二亞段儲集層的孔隙度分布范圍為1.469%～7.050%，平均值為3.844%；主要集中在2%～5%(圖5-A)，約占樣品總數(shù)的66.67%。滲透率分布范圍為0.001×10-3～0.006×10-3μm2，平均值為0.003×10-3μm2；主要分布于0.001×10-3～0.004×10-3μm2的區(qū)間，約占研究區(qū)大二亞段所有樣品的75%(圖5-B)。

圖3 研究區(qū)大安寨段儲層特征圖

從孔隙度和滲透率關(guān)系圖(圖4-C，圖5-C)可以看出，一方面，研究區(qū)大一亞段和大二亞段均表現(xiàn)為低孔隙度和低滲透率的雙低特征， 但大一亞段部分孔隙度為2%～6%的樣品滲透率較高，表明可能存在裂縫的影響；另一方面，圖中擬合出的直線的相關(guān)系數(shù)均較小，說明孔隙度與滲透率不具有明顯的正相關(guān)性，即儲層的孔隙度并不隨滲透率的變化而變化，這可能與研究區(qū)的儲層受后期的改造作用有關(guān)。

圖4 研究區(qū)大一亞段物性分析圖

圖5 研究區(qū)大二亞段物性分析圖

3 成巖作用分析

研究區(qū)介殼灰?guī)r儲集空間的孔縫系統(tǒng)分布表現(xiàn)出嚴(yán)重的不均一性，主要受強(qiáng)烈的成巖作用的控制。

3.1 破壞性成巖作用

破壞性成巖作用使儲集層孔隙減少、縮小，其在研究區(qū)各層段均有體現(xiàn)，主要包括壓實、膠結(jié)、重結(jié)晶、壓溶和充填作用等。

a.壓實作用：強(qiáng)烈的壓實作用是研究區(qū)內(nèi)介殼灰?guī)r儲層原生孔隙喪失的主要原因之一，也是本區(qū)重要的破壞性成巖作用。顯微鏡下，其主要表現(xiàn)形式有：①介殼生物碎屑等塑性顆粒的塑性變形以及平行疊置定向排列(圖3-M)；②隨著壓實作用的增強(qiáng)，碎屑顆粒之間的各種接觸強(qiáng)度增加，主要表現(xiàn)為線-凹凸接觸。

b.膠結(jié)作用：研究區(qū)內(nèi)主要為方解石膠結(jié)。方解石膠結(jié)物充填粒間孔隙和粒內(nèi)溶蝕孔隙，局部呈連生膠結(jié)，堵塞孔隙，致使儲層巖石物性極差(圖3-H)。

c.重結(jié)晶作用：鏡下薄片研究發(fā)現(xiàn)介殼灰?guī)r中的填隙物重結(jié)晶作用較為常見，表現(xiàn)為泥晶方解石重結(jié)晶為微-粉晶方解石(圖3-O)；野外剖面實測過程中，也觀察到較為強(qiáng)烈的重結(jié)晶作用(圖3-C)。

d.壓溶作用：主要表現(xiàn)為壓溶縫合線構(gòu)造，其一方面使顆粒接觸更緊密，從而使儲層進(jìn)一步致密化；另一方面溶出的物質(zhì)(如瀝青、有機(jī)物等)沉淀充填粒間孔，故對儲層的發(fā)育不利(圖3-L)。

e.充填作用：裂縫充填作用主要發(fā)生在研究區(qū)成巖作用的晚期，最為典型的充填作用表現(xiàn)為鐵泥質(zhì)、方解石(脈)和瀝青的充填，其對孔隙度、滲透率起破壞性作用(圖3-L,N)。

3.2 建設(shè)性成巖作用

研究區(qū)的建設(shè)性成巖作用主要見有破裂作用和溶蝕作用，前者主要見于大一亞段和過渡層，后者則在各層段均有。

a.破裂作用：破裂作用形成的裂縫和微裂縫不但增加了巖石的孔隙度，而且更重要的是裂縫系統(tǒng)的形成溝通了巖石的粒間和粒內(nèi)孔隙，從而使儲層的質(zhì)量得到極大改善[13]。另外，可見裂縫兩側(cè)的易溶組分被溶蝕，表明破裂縫對次生溶孔的形成有一定的貢獻(xiàn)(圖3-D,J,K)。

b.溶蝕作用：介殼灰?guī)r在酸性水、大氣淡水環(huán)境下易發(fā)生溶蝕，從而形成各種類型的溶孔、溶縫，進(jìn)而形成次生孔隙發(fā)育帶(圖3-E,F,I)。

4 儲集空間演化

大安寨段成巖作用的變化對其儲集空間演化具有至關(guān)重要的作用。資料顯示，川北地區(qū)古地溫在62～125℃之間，固體瀝青鏡質(zhì)體反射率Ro在1.295%～1.481%之間[14]，結(jié)合巖石面孔率的變化，可將研究區(qū)大安寨段成巖作用劃分為4個階段，各階段具有不同的儲集空間演化特征(圖6)。

圖6 成巖階段劃分及儲集空間演化示意圖[14]

4.1 早成巖階段

該階段為近地表—淺埋藏環(huán)境，以壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用為主。其中壓實作用和膠結(jié)作用使原生沉積物中的孔隙迅速減少。盡管溶蝕作用可產(chǎn)生部分次生孔隙，但由于此時生油母質(zhì)尚未成熟，未被油氣占據(jù)的空間很容易被其他礦物充填，剩余空間很少得以保存。研究區(qū)大三亞段此階段證據(jù)較為充分(圖3-H,M)。

4.2 中成巖階段

此階段演化特征主要體現(xiàn)在研究區(qū)大二亞段和大三亞段。該階段壓實、溶蝕作用加強(qiáng)并伴隨壓溶作用的發(fā)生，溶蝕和沉淀次生礦物的流體介質(zhì)主要來源于泥巖壓實釋放的孔隙水和吸附水，少量為有機(jī)質(zhì)演化排出的脫羧基酸性水[12]；溶解作用強(qiáng)于第一階段，但溶蝕孔很快被方解石充填，隨著埋藏深度加大，原生孔隙基本消失(圖3-L,M)。

4.3 晚成巖階段

晚期成巖階段主要有重結(jié)晶、壓溶、溶蝕和充填作用。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，介殼灰?guī)r中填隙物多為微-亮晶方解石(圖3-O)，且常見壓溶縫合線發(fā)育(圖3-L)，表明成巖晚期的重結(jié)晶作用(圖3-C,O)較強(qiáng)烈，壓溶作用較為發(fā)育；此外，伴隨烴源巖生烴、排烴過程中，產(chǎn)生大量有機(jī)酸[15,16](圖3-F,I)，進(jìn)一步溶蝕形成粒內(nèi)和粒間溶孔、溶逢等，局部形成超大溶孔，改善了介殼灰?guī)r儲層的孔滲性。介殼灰?guī)r中的針孔狀溶孔(圖3-E)可能為其產(chǎn)物。隨后還發(fā)生了裂縫充填作用，可見貫穿介殼的方解石脈發(fā)育(圖3-N)，部分為半充填狀態(tài)。此階段在研究區(qū)大二亞段表現(xiàn)得尤為明顯，大一亞段局部也有體現(xiàn)。

4.4 后生階段

該階段后生變化主要與構(gòu)造運(yùn)動有關(guān)，以破裂作用為主，次為沿構(gòu)造縫的溶蝕作用。喜馬拉雅期區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動后，構(gòu)造抬升、剝蝕引起的卸載破裂作用，形成了微裂縫、構(gòu)造破裂縫等[12]。伴隨排烴高峰的到來，這些裂縫為排烴產(chǎn)生的酸性流體提供了有利的通道和供給，并沿縫形成了次生溶蝕孔、縫。顯然，該階段構(gòu)造作用產(chǎn)生的裂縫對沉積階段晚期的大一亞段及過渡層時期的影響與上述物性分析的結(jié)果是一致的(圖3-D,K)。

5 有利儲層評價

據(jù)四川盆地下侏羅統(tǒng)勘探實踐表明，厚塊狀介殼灰?guī)r型儲層(如興隆101井大一亞段)和介殼灰?guī)r夾泥(頁)巖或互層型儲層(如元壩21井大二亞段)均已成功獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流。由地層對比和儲層巖石學(xué)特征可知，研究區(qū)大一亞段儲層類型為厚塊狀介殼灰?guī)r型，大二亞段儲層類型為介殼灰?guī)r夾泥(頁)巖或互層型。而依據(jù)上述物性特征、成巖作用分析、儲集空間類型及演化等資料可知，大一亞段為典型的低孔低滲-裂縫型儲層，大二亞段為低孔低滲型儲層。由此可以預(yù)測：研究區(qū)大一亞段儲層油氣勘探潛力更大，更易于獲得試井成功，即在厚塊狀介殼灰?guī)r型儲層和介殼灰?guī)r夾泥(頁)巖型儲層同為勘探目標(biāo)時，則應(yīng)優(yōu)先選擇前者。

6 結(jié) 論

a.研究區(qū)大一亞段儲層巖石類型主要為厚塊狀介殼灰?guī)r，大二亞段儲層巖石類型為介殼灰?guī)r夾多層泥巖，前者較后者油氣勘探潛力更大。

b.大一亞段儲集空間類型主要為粒內(nèi)溶孔和裂縫，儲層為低孔低滲-裂縫型儲層；大二亞段儲集空間類型以粒內(nèi)溶孔為主，儲層為低孔低滲型儲層，。

c.大安寨段儲層主要形成于介殼灘環(huán)境，經(jīng)歷了多類型、多期次成巖變化，其中壓實作用、膠結(jié)作用、壓溶作用、重結(jié)晶作用及晚期充填作用是孔隙損失的主要因素，而溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用是研究區(qū)內(nèi)能形成致密儲層的關(guān)鍵因素。

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ReservoircharacteristicsofDa’anzhaisegmentofQuxianareainnortheastofSichuan,China

XU Shuang-hui, CHEN Hong-de, LIN Liang-biao, QIAN Li-jun, ZHAO Jun-shou, CHEN An-qing, XU Sheng-lin

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

By measuring the outcrops, correlating the strata, identifying the thin sections, and analyzing the physical properties and diagenesis, this paper studies and evaluates the reservoir characteristics of the Da’anzhai segment of Lower Jurassic Ziliujing Formation of Quxian area in the northeast of Sichuan. The results indicate that the reservoir rock type in the first Da’anzhai subsegment is mainly thick massive shelly limestone, the main reservoir space types of the reservoir are intragranular dissolved pores and cracks, the average porosity is 2.852%, and the average permeability is 0.007×10-3μm2. This reservoir can be classified to the typical low-porosity and-permeability fractured one. However, the reservoir rock type in the second Da’anzhai subsegment is mainly the shelly limestone folder multilayer mudstone, the main reservoir space types of the reservoir are intragranular dissolved pores, the average porosity is 3.844%, and the average permeability is 0.003×10-3μm2. This reservoir can be classified to low-porosity and-permeability one. Therefore, the former one has larger oil and gas exploration potential than the latter one. In addition, the reservoir of the Da’anzhai segment formed in the environment of the shelly beach, which has undergone multi-type and multi-stage diagenetic changes. The destructive diagenesis, especially the compaction, has made most pores lose, but the constructive diagenesis including the dissolution and post-tectonic disruption has improved the reservoir performance, which is a key factor in the formation of tight reservoirs in study area.

northeast of Sichuan; stratigraphic correlation; Da’anzhai segment; reservoir characteristics; diagenesis; tight reservoir

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.02.12

1671-9727(2013)02-0200-09

2012-11-05

國家科技重大專項(2011ZX05002-004-006HZ)

徐雙輝(1988-)，男，碩士研究生，沉積學(xué)專業(yè), E-mail:shuanghui0714@163.com。

TE122.23

A