江朝張華衛(wèi)黃在福侯立中吳旭輝

1.中國石化集團(tuán)國際石油勘探開發(fā)有限公司；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院

雅達(dá)油田F13井瀝青層噴漏同存復(fù)雜情況的處理

江朝1張華衛(wèi)2黃在福1侯立中1吳旭輝1

1.中國石化集團(tuán)國際石油勘探開發(fā)有限公司；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院

伊朗雅達(dá)油田F13井在Kazhdumi地層鉆井施工中遭遇嚴(yán)重瀝青侵引起的溢流和噴漏同存，處理時(shí)國內(nèi)外可參考的文獻(xiàn)和應(yīng)對(duì)措施有限，在歷經(jīng)多次探索施工失敗后，被迫采用先打塞進(jìn)行封堵，再轉(zhuǎn)換地質(zhì)目的層側(cè)鉆成水平井的策略。詳細(xì)介紹F13井噴漏同存發(fā)生和處理的過程，分析了各處理手段失敗的原因，以及最終選用硅酸鈉溶液作為促凝劑的原因。在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，應(yīng)用硅酸鈉溶液加隔離液配合水泥漿進(jìn)行了瀝青污染環(huán)境下的打水泥塞封堵作業(yè)?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，硅酸鈉溶液促水泥漿閃凝是一種應(yīng)對(duì)瀝青污染情況下的可行的打水泥塞封堵作業(yè)方法。該井瀝青層噴漏同存處理的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)、形成的硅酸鈉溶液促水泥漿閃凝打水泥塞封堵作業(yè)方法，對(duì)油田后續(xù)在Kazhdumi地層鉆井作業(yè)的順利進(jìn)行具有重要的借鑒價(jià)值。

雅達(dá)油田；鉆井；瀝青侵；噴漏同存；水泥塞；促凝劑；硅酸鈉；伊朗；F13井

伊朗雅達(dá)油田在開發(fā)輕質(zhì)油主力產(chǎn)層Fahliyan時(shí)，需鉆越含有瀝青且瀝青性質(zhì)迥異（有干、有稀、有稠）、分布不規(guī)律的Kazhdumi地層［1-2］。在早期的8口井鉆井生產(chǎn)過程中，F(xiàn)18和F02井由于鉆井液被瀝青嚴(yán)重污染導(dǎo)致下尾管后開泵頂通極為困難，HOS2側(cè)鉆井由于瀝青侵導(dǎo)致的微溢流壓而不死。一期鉆井生產(chǎn)的前期，F(xiàn)23井由于瀝青侵嚴(yán)重而不得不將尾管懸掛器的卡瓦移除，F(xiàn)19井的瀝青侵導(dǎo)致鉆井和固井過程中產(chǎn)生了較多的非生產(chǎn)時(shí)間［3］。

國內(nèi)外有關(guān)瀝青影響鉆井施工的文獻(xiàn)不多［4-6］，展現(xiàn)瀝青侵引起的噴漏同存的處理過程和有效方法的文獻(xiàn)鮮有。F13井是繼F19井后鉆遇的又一口嚴(yán)重瀝青侵井，面對(duì)這一世界級(jí)技術(shù)難題，在高含H2S風(fēng)險(xiǎn)（排污口測(cè)得最高40 000 mg/L）、歷經(jīng)25次施工處理、消耗210 m3柴油（用做瀝青乳化劑）和5446 m3鉆井液、排放幾千m3瀝青污染液、歷時(shí)約41 d，才成功地實(shí)現(xiàn)打塞封堵臨時(shí)棄井，而后套管內(nèi)開窗側(cè)鉆［4-6］轉(zhuǎn)成以Kazhdumi地層以上Sarvak層為地質(zhì)目的層的水平井［7］，成為雅達(dá)油田第1口由于嚴(yán)重瀝青侵引起的噴漏同存而不得不放棄原地質(zhì)目的的井。筆者詳細(xì)地介紹了F13井嚴(yán)重瀝青侵發(fā)生的過程，噴漏同存的處理難點(diǎn)、手段和認(rèn)識(shí)，運(yùn)用硅酸鈉溶液促水泥漿閃凝打水泥塞的原因、可行性和施工方法。該井復(fù)雜處理過程中的教訓(xùn)與認(rèn)識(shí)具有較好的借鑒價(jià)值，也為雅達(dá)油田的后續(xù)開發(fā)積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

1 F13井概況

Well F13 generalization

雅達(dá)油田是一個(gè)整體大致以南北為軸的背斜構(gòu)造，碳酸鹽巖孔隙性油藏，自上而下鉆遇第三系和白堊系地層，主要含油層為白堊系上統(tǒng)的Sarvak和下統(tǒng)的Gadvan、Fahilyan地層，其中Sarvak和Fahilyan為主力儲(chǔ)層且高含H2S。

F13井地質(zhì)目的層為Fahilyan地層，設(shè)計(jì)井深4585 m，設(shè)計(jì)鉆完井周期105 d。井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)：一開?444.5 mm鉆頭鉆至300 m，下入?339.7 mm套管至298 m；二開?311.2 mm鉆頭鉆至1 640 m，下入?244.5 mm套管至1 638 m；三開?212.7 mm鉆頭鉆至4 000 m，下入?177.8 mm套管1 488～3 998 m；四開?149.2 mm鉆頭鉆至4 585 m，下入?114.3 mm尾管3 928～4 583 m。三開井段自上而下包含的地 層 為 Asmari、Pebdeh、Gurpi、Ilam、Lafan、Sarvak、Kazhdumi、Burgan、Dariyan 和 Gadvan。其中 Asmari砂巖孔滲較好，Sarvak石灰?guī)r孔隙發(fā)育，Pebdeh、Gurpi、Ilam和Sarvak在油田其他已鉆井中偶見小漏失或失返性漏失。

該井三開井段2011年8月1日1 636 m開鉆，8月22日鉆進(jìn)至Kazhdumi頂3 473 m；23日0：00—5：40，鉆壓30～40 kN，鉆井液入口密度1.52 g/cm3，從3 478 m鉆至3 486.65 m的平均機(jī)械鉆速1.52 m/h；5：40—5：44，從3 486.66 m開始，平均機(jī)械鉆速猛增到5.24 m/h左右；5：44鉆進(jìn)到3 487 m，泵壓突然由17.9 MPa增至22.8 MPa，大鉤載荷由1 280 kN降至1200 kN，遂停一只泵檢查；6：17振動(dòng)篩發(fā)現(xiàn)瀝青，鉆井液出口密度1.47 g/cm3，發(fā)現(xiàn)溢流1.2 m3，停另一只泵后，立即硬關(guān)井，初始關(guān)井立壓5.6 MPa，關(guān)井套壓5.5 MPa，2 min后，關(guān)井立壓和套壓均降至2.4 MPa；關(guān)井立壓隨后降至0 MPa，試圖開泵頂通，以0.04 m3/min間斷共泵入7.92 m3，每次停泵后立壓檢查始終為0 MPa，初步判斷井下可能存在漏失。

井下鉆具組合：?212.7 mmPDC鉆頭+鉆頭短節(jié)（浮閥）+?165.1 mm鉆鋌×3根+?212.7 mm扶正器+?165.1 mm鉆鋌×1根+?212.7 mm扶正器+?165.1 mm鉆鋌×11根+?165.1 mm震擊器+?127 mm加重鉆桿×15根+?127 mm鉆桿。

2 技術(shù)難點(diǎn)

Technical dif fi culty

（1）高濃度 H2S［8］。Sarvak層 H2S濃度約 3 200 mg/L，若無法將Sarvak地層壓穩(wěn)，H2S對(duì)井下鉆具、地面設(shè)備和操作人員均會(huì)帶來較大的風(fēng)險(xiǎn)。

（2）井下鉆具組合對(duì)處理措施的牽制。鉆頭裝有水眼，正向堵漏時(shí)會(huì)限制堵漏材料的粒徑選擇；若漏層在滿眼扶正器之下，當(dāng)環(huán)空內(nèi)反擠堵漏時(shí)，堵漏材料可能會(huì)堵塞扶正器周圍通道，憋漏上部地層，也可能會(huì)導(dǎo)致扶正器卡鉆；若考慮將井內(nèi)鉆具組合全部強(qiáng)起出，井下鉆具組合過防噴器時(shí)，H2S溢出的風(fēng)險(xiǎn)非常高。

（3）瀝青對(duì)鉆井液、水泥漿和處理材料的污染嚴(yán)重［9］。瀝青對(duì)鉆井液中的固相有包被作用，鉆井液結(jié)構(gòu)破壞導(dǎo)致增稠；水泥漿受瀝青污染無法固化；堵漏材料易被瀝青包被而無法形成有效的級(jí)配。

（4）Kazhdumi地層孔隙壓力不明確。在已成功鉆穿Kazhdumi地層的12口井中，使用鉆井液密度1.34～1.65 g/cm3，均會(huì)出現(xiàn)不同程度的瀝青侵。在發(fā)生井涌的HOS2和F19井，鉆井液密度從1.38 g/cm3逐步增加至1.70 g/cm3，溢流量雖有減少的趨勢(shì)但卻一直存在，呈現(xiàn)“壓而不死”的狀態(tài)［3］。

（5）瀝青侵入機(jī)理不明確。已提出的瀝青侵入機(jī)理有蠕動(dòng)侵入［1］和置換侵入［10］。蠕動(dòng)侵入機(jī)理可以解釋鉆井液密度在較大范圍內(nèi)變化，侵入?yún)s一直存在的現(xiàn)象。但對(duì)于F13井這樣的侵入量大且侵入速度快的情況，置換侵入機(jī)理似乎更為合理。

（6）井下噴漏同存，裸眼段長(zhǎng)且地質(zhì)條件復(fù)雜，難以判斷漏層位置。

3 現(xiàn)場(chǎng)處理與分析

Onsite treatment and analyzing

現(xiàn)場(chǎng)處理經(jīng)歷了3個(gè)階段：第1階段，鉆頭位于3 473 m，鉆柱內(nèi)常規(guī)的堵漏和壓井［11］，試圖實(shí)現(xiàn)井下堵漏和建立循環(huán)；第2階段，從環(huán)空內(nèi)反擠進(jìn)行堵漏，嘗試用大顆粒堵漏材料先堵住漏；第3階段，打塞封堵臨時(shí)棄井，目的是后續(xù)能轉(zhuǎn)為無需鉆越Kazhdumi地層的Sarvak水平井。

3.1 鉆柱內(nèi)正向堵漏和壓井

Plugging and killing well from drill string

鉆井液密度1.45～1.65 g/cm3，使用中細(xì)顆粒為主、體積分?jǐn)?shù)19.5%～38%的堵漏材料，鉆柱內(nèi)常規(guī)堵漏和壓井作業(yè) 9次，立壓0～0.9 MPa，套壓 0～6.6 MPa。返出物為純稠瀝青、瀝青污染鉆井液和氣，放噴口火焰高度1～4 m，H2S濃度30～4 000 g/L。

瀝青和堵漏材料干擾浮閥的閉合，影響立壓的真實(shí)性。瀝青黏度隨溫度降低而升高，近井口井段易形成黏稠的瀝青污染物段塞帽，影響套壓真實(shí)性，增加對(duì)井下情況判斷和分析的難度。井下漏失，環(huán)空中液體受瀝青和氣體的污染，當(dāng)量密度不能平衡Sarvak地層孔隙壓力，Sarvak地層中的H2S一直釋出。瀝青和鉆井液在黏度上差異較大，低排量下黏性指進(jìn)［12］現(xiàn)象突出，瀝青難以被替出井筒。鉆頭噴嘴限制了堵漏材料的粒徑選擇，堵漏不成功，井下依然嚴(yán)重漏失，轉(zhuǎn)入第2階段，從環(huán)空反擠大粒徑復(fù)合堵漏材料堵漏。

3.2 環(huán)空內(nèi)反擠堵漏

Reverse-squeezing plugging from annular

使用密度1.60 g/cm3、中細(xì)顆粒為主、體積分?jǐn)?shù)29%的橋堵漿136 m3進(jìn)行環(huán)空反擠堵漏，關(guān)井22 h等候橋堵膨脹，立壓由0.7 MPa增至1 MPa后又降至0.5 MPa，關(guān)井套壓由1.2 MPa增至1.3 MPa。井下漏失嚴(yán)重，漏失速度過快，橋堵沒有足夠的時(shí)間膨脹。

增加堵漏材料粒徑，用凝膠托住橋堵降低漏失速度。先用密度1.60 g/cm3、中粗顆粒為主、體積分?jǐn)?shù)29%的橋堵漿（含有8%～12%SNSD凝膠）22 m3，再用密度1.60 g/cm3、中粗顆粒為主、體積分?jǐn)?shù)38%的橋堵漿26 m3。頂替橋堵漿期間套壓由1.85 MPa上升至6.55 MPa，發(fā)現(xiàn)鉆具不能上下自由活動(dòng)，堵漏材料可能擁堵在扶正器或鉆頭位置，泄套壓后鉆具可正?；顒?dòng)。

由于井下漏失嚴(yán)重，漏失層縫隙過大，瀝青包被堵漏材料無法吸水膨脹，常規(guī)橋堵方法無效，轉(zhuǎn)入打塞封堵，臨時(shí)棄井。

3.3 打塞封堵臨時(shí)棄井

Temporary abandoned well with plug

打塞封堵共計(jì)13次施工，每次打塞施工前均用高密度鉆井液將套壓和立壓消減至1 MPa以下，采用的打塞方法有純水泥漿、凝膠橋堵漿配合水泥漿、預(yù)水化膨潤土漿水泥漿雙液法、凝膠橋堵塞、重晶石塞、質(zhì)量分?jǐn)?shù)3%氯化鈣促凝劑加隔離液配合1.89 g/cm3水泥漿（5次施工：氯化鈣在水泥漿前1次，氯化鈣在水泥漿后2次，氯化鈣在水泥漿前后2次）。期間鉆柱被卡2次：第1次使用氯化鈣促凝劑時(shí)（置于水泥漿之后）鉆頭位于2 450 m，鉆柱被卡，盲倒扣后強(qiáng)起鉆至約1 900 m；第2次鉆柱被卡時(shí)（疑為第1次使用的氯化鈣殘存導(dǎo)致）環(huán)空被封堵，后續(xù)5次打塞施工均未能將鉆柱內(nèi)封堵。

瀝青黏度隨溫度降低而升高，井筒內(nèi)瀝青黏度隨井深變化。鉆井液與瀝青在密度和黏度上存在差異，低排量下黏性指進(jìn)現(xiàn)象突出，瀝青難以被推回地層或漏層。漏層應(yīng)有兩個(gè)或者兩個(gè)以上：因環(huán)空先被封堵推測(cè)1 900 m之上有漏層，后續(xù)5次打塞施工過程中，井下吞納能力沒有明顯變化，證實(shí)1 900 m之下也有漏層。井下漏失速度較大，高密度的水泥漿在重力的作用下容易快速地進(jìn)入漏失層。在有瀝青污染的情況下，純水泥漿無法實(shí)現(xiàn)固化，氯化鈣促凝劑可以促使水泥漿快速固化，但固化成功率較低且具隨機(jī)性，分析其原因可能是氯化鈣與瀝青存在黏度差異，低排量下黏性指進(jìn)使得氯化鈣易分散于瀝青之中，降低了氯化鈣與水泥漿碰觸的概率。另外，在有瀝青污染的情況下，氯化鈣也無法快速地促凝水泥漿。因此，后續(xù)作業(yè)應(yīng)選用能降低或消除與瀝青黏性指進(jìn)、具有閃凝特性的水泥促凝劑。

4 促凝劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用

The laboratory experiment and onsite application of accelerating agent

4.1 促凝劑的選擇

The selection of accelerating agent

常用的油井水泥促凝劑有甲酰胺、三乙醇胺、氯化物（如 CaCl2，NH4Cl，MgCl2，AlCl3和 KCl）、碳酸鹽、鋁酸鹽、硫酸鹽、硝酸鹽、硫代硫酸鹽、硅酸鹽和鈉、鉀、銨的氫氧化物［13］。

F13 井瀝青在常壓、80 ℃時(shí)，黏度為 1 670 mPa·s。瀝青的黏度特性是隨溫度的降低而增加，隨壓力的增大而增加［14-15］。在低排量作業(yè)情況下，為降低與瀝青間的黏性指進(jìn)現(xiàn)象，應(yīng)選用黏度盡量高的水泥促凝劑。從黏度和閃凝特性的角度綜合考慮，選擇硅酸鈉作為促凝劑［16］。

4.2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

Laboratory experiment

影響硅酸鈉溶液黏度的因素主要有溫度、濃度和模數(shù)：隨著模數(shù)和濃度增大，黏度增加；隨著溫度升高，黏度降低［17］?，F(xiàn)場(chǎng)使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)52%（密度1.61 g/cm3）、模數(shù)3.2的硅酸鈉溶液。為能借鑒氯化鈣促凝劑配合水泥漿施工的經(jīng)驗(yàn)，水泥漿依然選用API G級(jí)油井水泥，密度1.89 g/cm3。取從井口排出的瀝青，模擬井下2 000 m左右的地溫65 ℃，進(jìn)行了不同體積比例的瀝青、硅酸鈉溶液和水泥漿混漿初凝時(shí)間測(cè)定實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表1。

表1 混漿初凝時(shí)間測(cè)定實(shí)驗(yàn)（65 ℃）Table 1. Laboratory experiment on measuring the initial setting time of different mixture（65℃）

從表1可以看出：硅酸鈉溶液具有使水泥漿閃凝的特性，在瀝青體積占比較低時(shí)，硅酸鈉溶液仍可使水泥漿閃凝，隨著瀝青體積占比的提高，水泥漿初凝時(shí)間也在不斷地增加；當(dāng)瀝青體積占比達(dá)較高時(shí)，硅酸鈉溶液也無法促使水泥漿膠凝。從瀝青體積占比和初凝時(shí)間看，選定的硅酸鈉溶液可用于瀝青污染下促使水泥漿閃凝的打水泥塞封堵作業(yè)，水泥漿和硅酸鈉溶液間須用適量的隔離液隔開［18］，以確保在泵入的過程中不會(huì)在鉆桿內(nèi)發(fā)生閃凝。

4.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

Onsite application and performance

為減緩井下的漏失和增加對(duì)井下瀝青的清理，在泵入硅酸鈉溶液、隔離液和水泥漿前，先泵入較大體積的低密度高黏預(yù)水化膨潤土漿?，F(xiàn)場(chǎng)具體施工步驟為：（1）鉆桿內(nèi)以0.57 m3/min的排量泵入1.12 g/cm3的高黏預(yù)水化膨潤土漿20 m3，泵壓2.1～10.3 MPa，共用時(shí) 45 min；（2）以 0.31～0.47 m3/min 的排量泵入1.02 g/cm3前置液1 m3+1.61 g/cm3的硅酸鈉溶液1.4 m3+1.02 g/cm3隔離液1 m3+1.89 g/cm3的水泥漿 10 m3，泵壓 10.3～2.9 MPa，共用時(shí) 40 min；（3）泵入1.02 g/cm3后置液1 m3后，以0.47～0.16 m3/min不斷降低的排量泵入密度1.30 g/cm3的鉆井液8 m3頂替，泵壓0.3～4.2 MPa，共用時(shí) 45 min；（4）以 0.16～0.08 m3/min不斷降低的排量泵入密度1.30 g/cm3的鉆井液 6.5 m3頂替，泵壓 4.2～16.9 MPa，共用時(shí) 75 min，停泵后立壓17.2 MPa。

緩慢將立壓由17.2 MPa泄壓到14.1 MPa開始候凝。候凝13.25 h，期間立壓增加到16.5 MPa，泄立壓至8.6 MPa后又增加到11.4 MPa。將立壓泄至0后關(guān)井等待11 h，期間立壓一直為0。鉆桿內(nèi)打壓13.8 MPa，穩(wěn)壓5 min，證實(shí)鉆桿內(nèi)成功地被封堵。

5 結(jié)論

Conclusions

（1）瀝青黏度特性易引發(fā)的黏性指進(jìn)和鉆井液處理劑、處理材料受瀝青污染是采用常規(guī)方法不能成功處理瀝青侵引發(fā)的噴漏同存復(fù)雜的主要原因。

（2）在處理嚴(yán)重瀝青侵引發(fā)的噴漏同存復(fù)雜時(shí)，若僅有常規(guī)鉆井設(shè)備，打水泥塞進(jìn)行封堵應(yīng)列為優(yōu)選方案。

（3）有瀝青污染的打水泥塞作業(yè)，純水泥漿、氯化鈣速凝劑加隔離液配合水泥漿的成功概率均較低，硅酸鈉溶液促水泥漿閃凝的手段經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證是一種可行且能成功的方法。

（4）為減少由于瀝青侵引發(fā)的上部地層漏失風(fēng)險(xiǎn)，建議優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)：在揭開Kazhdumi地層前，套管先下至Sarvak地層的底部。為降低Kazhdumi地層鉆井施工風(fēng)險(xiǎn)，建議開展瀝青侵入機(jī)理、瀝青層分布規(guī)律研究，調(diào)研和引進(jìn)新技術(shù)或新工藝（如控壓鉆井等）。

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（修改稿收到日期 2017-06-20）

〔編輯 朱 偉〕

Handing of in fl ux-leakage coexisting complication in asphalt formation of Well F13 at the Yadavaran Oil field

JIANG Zhao1, ZHANGE Huawei2, HUANG Zaifu1, HOU Lizhong1, WU Xuhui1
1. International Petroleum Exploration and Production Corporation, SINOPEC, Beijing, 100029, China;2. Research Institute of Petroleum Engineering, SINOPEC, Beijing, 100101, China

Well kick induced serious asphalt invasion and infux-leakage coexisting encountered on F13 well at Yadavaran Oilfeld in Iran during drilling at the long open-hole section in the formation of Kazhdumi. It’s the frst time to deal with this kind of invasion and infux-leakage coexisting and the referred literature and treatment method was limited. After trying many times tough and exploratory treatment but failed, such as 9 times conventional plugging and killing by different mud weight and LCM recipe and two times reverse-squeezing plugging and killing, the strategy that F13 well frstly be sealed by cement plug and then sidetracked into a horizontal well by switching the geology target zone from Fahliyan into Sarvak formation was forced to be applied. It detailedly presents the occurrence and treating process of the invasion and infux-leakage coexisting, the reasons for failure of treatments and consideration for selecting sodium silicate accelerating agent of cement. On the basis of lab experiments, the sodium silicate with spacer to accelerate cement thickening was used in cement plugging operation with asphalt pollution existing. Field application shows that this method was effective and feasible to conduct cement plugging operation with asphalt pollution. The experience and lesson learnt from this well and the innovated method that sodium silicate with spacer to accelerate cement thickening provide valuable reference for smooth drilling at Kazhdumi formation of follow-up operations in Yadavaran Oilfeld.

Yadavaran Oilfeld; drilling; asphalt invasion; infux-leakage coexisting; cement plug; accelerating agent; sodium silicate; Iran; Well F13

江朝，張華衛(wèi)，黃在福，侯立中，吳旭輝.雅達(dá)油田F13井瀝青層噴漏同存復(fù)雜情況的處理［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（4）：528-532.

TE28

B

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0528 – 05

10.13639/j.odpt.2017.04.023

:JIANG Zhao, ZHANGE Huawei, HUANG Zaifu, HOU Lizhong, WU Xuhui. Handing of infux-leakage coexisting complication in asphalt formation of Well F13 at the Yadavaran Oilfeld［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 528-532.

中國石化集團(tuán)科技部“伊朗雅達(dá)油田活躍瀝青侵害防控鉆井技術(shù)研究”（編號(hào)：P16014）

江朝（1983-），2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事國外石油鉆井技術(shù)管理和研究，工程師。通訊地址：（100029）北京市朝陽區(qū)惠新東街甲6號(hào)1610室。電話：010-69165279。E-mail：mrjz917@126.com