东营凹陷东南斜坡泥岩压实规律及超压分布

杨　彬，张立宽，张立强，雷裕红，程　明，于　岚

（1.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237；2.中国科学院地质与地球物理研究所，北京100029；3.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266555）

东营凹陷东南斜坡泥岩压实规律及超压分布

杨彬1，张立宽2，张立强3，雷裕红2，程明2，于岚2

（1.中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237；2.中国科学院地质与地球物理研究所，北京100029；3.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266555）

对渤海湾盆地东营凹陷东南斜坡99口井的泥岩压实曲线研究发现，泥岩压实具有平面上分带、纵向上分段的特征，平面上泥岩欠压实分布在牛庄洼陷和王家岗斜坡过渡带，而凸起带均为正常压实；纵向上分为下部的欠压实段和上部的正常压实段，欠压实段主要分布在沙二段、沙三段和沙四段（埋深1 900～3 800 m），正常压实段主要分布在沙二段及以上地层中。泥岩流体压力估算和实测砂岩数据表明，东营凹陷东南斜坡地层流体压力分带明显，以沙三段顶为界，分为浅部正常压力段和深部超压段；平面上泥岩超压分布广泛，继承性强，过剩压力高值中心位于牛庄洼陷，超压分布与泥岩欠压实的分布规律基本一致，砂岩的超压范围略小于泥岩。东营凹陷东南斜坡异常压力主要属于沉积型超压，泥岩欠压实作用是超压形成的主要机制。

渤海湾盆地；东营凹陷；东南斜坡；沙河街组；欠压实；泥岩过剩压力；超压

泥岩压实研究是恢复一个地区地层沉积埋藏史、计算地层剥蚀厚度、获取压实系数、估算泥岩孔隙流体压力等常用的重要手段之一［1-3］。关于东营凹陷的地层压实规律，前人已做了很多研究工作。文献［4］和文献［5］指出，东营凹陷异常压实顶界为始新-渐新统沙河街组沙三段顶。文献［6］根据东营凹陷1 307口探井实测压力系数和831口探井实际钻井液密度数据进行统计分析，依据压力系数将压力异常区分为弱超压带（压力系数1.1～1.2）、中等超压带（压力系数1.2～1.5）和强超压带（压力系数大于1.5）。东营凹陷牛庄洼陷欠压实主要发育在沙三段和沙四上亚段，欠压实顶界为沙三段顶；王家岗斜坡过渡带欠压实顶界逐渐下移到沙三中亚段顶和沙三下亚段顶；高幅度欠压实对应于泥岩发育段，低幅度欠压实对应于砂岩发育带。

对东营凹陷东南斜坡地层压实规律及成因进行了分析总结，发现研究区地层纵向上分为正常压实段和异常压实段，正常压实段呈多段式，欠压实出现的深度比前人认识的深度要小，在沙二段中就出现了欠压实现象，但这些欠压实带发育不稳定，且对油气成藏及超压的影响不大。最后通过等效深度法及实测压力数据，对南斜坡的异常压力发育特征及油气藏分布进行了分析。

1　区域地质背景

渤海湾盆地东营凹陷为典型的北断南超、北陡南缓的不对称箕状凹陷，构造演化经历了隆起—断陷—拗陷的发育过程，东南斜坡就是在这种构造背景上形成的相对稳定单一的构造单元［7］。研究区位于东营凹陷东南部，西邻纯化构造带，东接八面河断裂鼻状构造带及广利洼陷，北至牛庄洼陷，南抵广饶凸起，总体上东南抬升，向西北倾没，具缓坡带的特征（图1），是东营凹陷内重要的含油气区。

图1　东营凹陷南斜坡构造位置和构造区划（据胜利油田地质科学研究院，2001）

研究区新生界发育齐全，始新-渐新统沙河街组是主力含油气层系，其中沙三中亚段、沙三下亚段和沙四上亚段是主要烃源岩层，也是发育欠压实的主要层位。新近系馆陶组和明化镇组呈层状或毯状披覆于整个盆地区，构成上部拗陷期构造层序，古新-始新统孔店组、始新-渐新统沙河街组和渐新统东营组构成下部裂陷期构造层序，二者之间为区域性不整合接触，顶部的东营组遭受不同程度的剥蚀，牛庄洼陷到广饶凸起逐渐变薄直至完全消失。

2　泥岩压实规律

泥质岩类在沉积埋藏过程中，当微小孔隙内流体随着上覆负荷的增加能及时排出时，其孔隙流体所受到的压力等于静水压力，这个过程称之为正常压实作用；反之，当微小孔隙内流体随着上覆负荷的增加不能及时排出时（泥岩顶部和底部边缘部分的渗透率小于维持压实平衡所需的最小渗透率），其孔隙内的流体就承受了部分上覆沉积物的有效压应力，从而使孔隙流体具有高于其相应深度静水压力的超压，这种现象就是欠压实作用［1，8］。

根据研究区地质特点和实际资料，分别在研究区的牛庄洼陷、王家岗斜坡过渡带和广饶凸起选取测井、录井和分析测试资料相对齐全的99口井，读取了泥岩段的声波时差，绘制出重点井的泥岩压实曲线并进行连井对比，对泥岩地层压实规律进行深入分析。

2.1压实曲线类型

根据单井泥岩压实曲线是否存在欠压实段，将压实曲线分为2类：异常压实型和正常压实型。异常压实曲线可以明显地划分为上部的正常压实段和下部的欠压实段，正常压实段具有明显的分段变化特征；欠压实段内具高异常声波时差，均分布在牛庄洼陷（图2a）和王家岗斜坡过渡带（图2b，图2c）。正常压实曲线主要分布在广饶凸起（图2d）。

2.2正常压实段的分段特征及成因

泥岩压实作用受很多地质因素的制约和影响（如构造、岩性等），具有以层段为基本单元的特点，在某一段地层压实特征会比较稳定［4，8］。依据分段的数量可将研究区泥岩压实曲线分为二段式和三段式。位于牛庄洼陷的单井泥岩压实曲线呈明显的三段式（图2a），分别为第四系平原组—中新统馆陶组正常压实段、东营组正常压实段和沙河街组异常压实段；位于王家岗斜坡过渡带的单井泥岩压实曲线呈二段式（图2b），为平原组—东营组正常压实段和沙河街组异常压实段。研究区正常压实段存在明显的分段现象。

（1）东营组和馆陶组的分段研究区内东营组顶不整合面上下的泥岩，其压实曲线的正常压实趋势线斜率不同，普遍存在正常压实段趋势线错断的现象。

图2　东营凹陷东南斜坡泥岩压实曲线特征对比

这种分段现象主要是由于东营组沉积速率快，沉积厚度很大，泥岩颗粒没有足够的时间去排列，从而导致压实曲线斜率较小，虽然经历了剥蚀，后期沉积厚度也远远大于剥蚀厚度，但沉积距今时间较短，不整合之后的沉积作用不足以消除剥蚀前泥岩压实作用的标记，所以表现为剥蚀面上下压实曲线趋势不一致［8-9］。而在王家岗斜坡过渡带和广饶凸起这种分段现象消失，则是由于东营组的沉积厚度小，超补偿的上覆载荷足以使不整合面上下地层的正常压实趋势趋于一致，形成一条直线型压实曲线。

（2）东营组与沙一段的分段东营组与沙一段之间的分段性在研究区广泛存在，不但表现为地层压实曲线斜率的差异，而且正常压实段趋势线发生明显的错断，除了东营组泥岩压实曲线斜率较小之外，两套地层岩性的差异也是导致分段的主要因素。

沙一段为湖泊沉积，局部层段发育碳酸盐岩，高钙质泥岩层的孔隙度（声波时差）要低于纯泥岩地层的孔隙度［4］。碳酸盐岩对泥岩孔隙度的影响主要有2个方面：一是碳酸盐岩颗粒的存在降低了可压实物质的数量；二是碳酸盐岩的胶结作用使泥岩孔隙度降低。

2.3欠压实特征

研究区异常压实段主要分布在牛庄洼陷及王家岗斜坡过渡带的沙二段、沙三段及沙四上亚段，表现为声波时差、密度等参数偏离正常压实趋势，声波时差值要比相应深度的正常压实趋势偏高。根据欠压实的分布稳定性，可以分为下部的稳定欠压实段和上部的不稳定欠压实段。

上部的不稳定欠压实段包括沙二段和沙三上亚段，下部的稳定欠压实段包括沙三中亚段到沙四段。不稳定欠压实段在牛庄洼陷开始的深度为2 300～2 400 m，在王家岗斜坡过渡带开始出现的深度为1 900～2 100 m；稳定欠压实段在牛庄洼陷开始出现的深度为3 000 m左右，在王家岗斜坡过渡带开始出现的深度为2 200～2 600 m.在广饶凸起没有欠压实，均为正常压实。总体来说，从牛庄洼陷到王家岗斜坡过渡带，出现欠压实的深度逐渐变浅，欠压实幅度逐渐减小，到了广饶凸起欠压实消失，变为正常压实。

2.3.1压实曲线分类

根据欠压实段声波时差曲线异常幅度及形态，将研究区压实曲线分成3类。

（1）高幅度欠压实曲线压力系数大于1.5，欠压实段的声波时差随埋深的增大而变大，压实曲线为反转型，且欠压实段厚度大（如牛7井和王69井），主要分布在牛庄洼陷内。

（2）中幅度欠压实曲线压力系数1.2～1.5，欠压实段的声波时差随埋深的增大保持不变，压实曲线表现为直立型（如王79井），主要分布在牛庄洼陷和王家岗斜坡过渡带。

（3）低幅度欠压实曲线压力系数1.0～1.2，欠压实段的声波时差（或岩石孔隙度）随埋深加大而逐渐减小，压实曲线斜率约等于正常压实段的斜率（如王1井），主要分布在王家岗斜坡过渡带。

2.3.2欠压实成因

欠压实产生的原因包括沉积速率大、缺乏渗透层和沉积物堆积厚等。沉积速率大和渗透层不发育是主要原因，而沉积物的堆积厚度则决定了欠压实后期的保存条件，太薄的地层压力容易释放，不利于欠压实后期保存。东营凹陷沉积物的堆积厚度普遍比较大，所以研究区欠压实的成因主要是前2个。

（1）沉积速率的差异当沉积速率较小时，有足够的时间使泥岩颗粒排列得很好，这样就会随着埋藏深度的增加而使孔隙度很快降低，导致压实斜率较大。反之，如果沉积很快，则泥岩颗粒没有足够的时间排列，从而使孔隙度较大，导致压实率较小，容易形成欠压实。不同构造带上地层的沉积速率差别较大，在洼陷中心沉积速率最大，欠压实幅度最大；往斜坡带方向，因沉积速率逐渐变低，欠压实幅度逐渐变小。

（2）是否发育渗透层欠压实主要分布在砂岩含量较少的地层中（图2），泥岩层厚度越大，泥质含量越高，渗透层越不发育，则越容易形成欠压实。王69井和王79井在2 780—2 800 m为砂泥岩互层，渗透层能有效泄压，所以表现为正常压实；而在3 500 m左右，发育大套的泥岩、灰质泥岩和油页岩，表现为欠压实就很明显了。

除此之外，地层中发育的碳酸盐岩对压实曲线也有一定的影响，沙三下亚段和沙四段发育大范围的湖泊沉积，局部泥岩地层中夹有碳酸盐岩，这势必会对欠压实的程度产生影响，至于影响幅度大小，还有待进一步的研究。

3　泥岩孔隙流体压力分析

在确定了泥岩压实规律后，利用等效深度法计算泥岩孔隙流体压力，对泥岩流体压力结构性及其与砂岩压力间的关系进行进一步分析。需要特别说明的是，由于压实具有不可逆性，实际上压实研究求取的流体压力反映了最大埋深时的泥岩流体压力状态。在研究区，最大埋深时期为现今，因此，求得的泥岩流体压力反映了现今的流体压力状态［10-11］。

3.1流体压力纵向分布

位于牛庄洼陷和王家岗斜坡过渡带的井（官11井、王14井和王59井），纵向流体压力都可以划分为上、下2段（图3）：浅部正常压力段和深部超压段。超压在沙三中亚段开始出现，出现的深度差别较大，最浅在2 100 m左右。沙四下亚段由于细粒岩石的比例较小，其压力的积累较其上覆的沙三下亚段和沙四上亚段困难，因而压力相对较小。位于广饶凸起的井，泥岩超压不发育，压力数据基本分布在静水压力梯度线附近。

3.2砂泥岩地层压力对比

图3　东营凹陷东南斜坡泥岩孔隙流体压力结构

将利用等效深度法计算的泥岩地层压力与实测砂岩地层压力数据作比较（图3），发现存在4种情况：①计算的泥岩地层压力和实测砂岩地层压力均为静水压力，这类井主要分布在广饶凸起及靠近凸起的地区；②砂岩地层为静水压力，泥岩地层内有明显的超压（如官11井），多见于牛庄洼陷和王家岗斜坡过渡带的不稳定欠压实段；③泥岩地层和砂岩地层均发育超压，砂岩地层压力小于等于泥岩地层压力（如王14井），多见于牛庄洼陷和王家岗斜坡过渡带的稳定欠压实段；④砂岩地层压力大于泥岩地层压力，这种情况较少（如王59井），主要在牛庄洼陷内烃源岩发育区。从总体上来看，泥岩地层压力一般不小于砂岩地层压力，这表明砂岩地层内超压主要源自相邻泥岩。

对于第4种砂岩地层异常压力的成因，笔者认为除了泥岩地层欠压实产生的超压之外，还存在其他增压机制的作用。分析发现，存在此种现象的井均位于牛庄洼陷内部烃源岩富集区，烃源岩的热演化和生烃作用也是超压形成的重要机制，其最大生烃增压约为上覆静岩压力的54.2%［12-15］。当然，黏土矿物脱水作用、流体热增压作用、扩散作用、渗析作用以及断裂成因的他源高压也可能是异常压力形成的原因［16］，但总体贡献较小，其各自对超压的贡献，尚需进一步研究。

3.3超压的平面分布特征

在单井地层压力分析的基础上，以沙三下亚段为例，利用实测砂岩压力数据，对超压的平面分布特征进行分析。根据绘制的泥岩地层过剩压力等值线图（图4）可看出，平面上可分为强超压区（压力系数大于1.5，压力大于15 MPa）和超压区（压力系数1.1～1.5，压力2～15 MPa）。由图4可知，泥岩地层超压的分布范围广泛，构造继承性较强，强超压中心位于牛庄洼陷中心部位，过剩压力向南部凸起带逐渐降低，到广饶凸起已变为常压。实测砂岩地层压力确定的超压和计算的泥岩地层过剩压力的分布规律具有较强的相似性，超压高值也位于牛庄洼陷内部，但是其分布范围明显小于泥岩超压，这也说明泥岩地层欠压实是研究区超压形成的重要机制。

图4　东营凹陷东南斜坡沙三下亚段泥岩地层过剩压力等值线与砂岩地层超压分布

3.4超压与油气富集的关系

根据上述研究可以推测地下流体的宏观运移规律，在压力系统内流体从高势区向低势区运移。油气也随之通过泄压通道从烃源岩排入渗透层，在超压驱使下，油气先是充注断层附近的断块圈闭及岩性圈闭，然后通过砂岩渗透层进行侧向运移，遇到遮挡（如地层不整合圈闭等）就会聚集成藏。牛庄洼陷内部发育的断块圈闭和构造-岩性圈闭，在烃源岩排烃时期与烃源岩距离最近，得以最先充注，周围的地层圈闭后充注，在油气运移路径上分布的圈闭应是近期勘探的主要目标。

4　结论

（1）东营凹陷南斜坡地层压实在平面上具有分带性。斜坡南部的广饶凸起为正常压实，牛庄洼陷内部和王家岗斜坡过渡带发育泥岩欠压实。

（2）研究区地层压实纵向上分为浅部正常压实段和深部欠压实段，正常压实段具有明显的分段现象；欠压实段主要分布在沙二段（不稳定压实带）、沙三段和沙四段，从牛庄洼陷到王家岗斜坡过渡带，欠压实出现层位基本不变，出现的深度逐渐变浅，欠压实的幅度也逐渐变小。

（3）研究区超压分布大致与泥岩欠压实的分布规律基本一致，砂岩的超压范围略小于泥岩，欠压实是超压形成的主要机制。超压主要分布在沙三段和沙四段，过剩压力高值中心位于牛庄深洼陷部位。

（4）研究区牛庄洼陷周围的低压区和相对低势区是油气运移的最终指向区，在主要运移路径上分布的各类圈闭是勘探的有利目标区域。

［1］陈荷立，江继钢，罗晓容，等.江汉盆地泥岩压实及新沟咀组油气运移条件分析［J］.石油与天然气地质，1988，9（3）：268-277.

Chen Heli，Jiang Jigang，Luo Xiaorong，et al.Research on the shale compaction of Jianghan basin and migration condition of Xingouzui formation［J］.Oil&Gas Geology，1988，9（3）：268-277.

［2］翁望飞，王建强，张蓉蓉，等.利用声波测井技术计算地层剥蚀厚度——以鄂尔多斯盆地为例［J］.新疆石油地质，2011，32（2）：143-146.

Weng Wangfei，Wang Jianqiang，Zhang Rongrong，et al.Denudation thickness estimation of sedimentary formation in Ordos basin by acoustic logging information［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2011，32（2）：143-146.

［3］Burykovskiy L A.Mathematical simulation of sediment compaction［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，1991，5（2）：151-161.

［4］陈荷立，罗晓容.泥岩压实曲线研究与油气运移条件分析［J］.石油与天然气地质，1987，8（3）：233-242.

Chen Heli，Luo Xiaorong.Study of the shale compaction curve and analysis of the condition of oil/gas migration［J］.Oil&Gas Geolo⁃gy，1987，8（3）：233-242.

［5］陈荷立，汤锡元.山东东营凹陷泥岩压实作用及油气初次运移问题探讨［J］.石油学报，1983，4（2）：9-16.

Chen Heli，Tang Xiyuan.A discussion on the compaction of argilla⁃ceous rocks and primary migration of oil and gas in Dongying sag of Shandongprovince［J］.ActaPetrolei Sinica，1983，4（2）：9-16.

［6］邱桂强，凌云，樊洪海.东营凹陷古近系烃源岩超压特征及分布规律［J］.石油勘探与开发，2003，30（3）：71-75.

Qiu Guiqiang，Ling Yun，Fan Honghai.The characteristics and dis⁃tribution of abnormal pressure in the Paleogene source rocks of Don⁃gying sag［J］.Petroleum Exploration and Development，2003，30（3）：71-75.

［7］胜利油田石油地质志编写组.中国石油地质志（卷6）：胜利油田［M］.北京：石油工业出版社，1993：5-22.

Editing Group for Petroleum Geology of Shengli Oilfield.Petroleum geology of China（Vol.6）：Shengli oilfield［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1993：5-22.

［8］范昌育，王震亮，李萍.对沉积盆地被剥蚀地层超补偿沉积的新认识——以东濮凹陷为例［J］.沉积学报，2010，28（4）：730-734.

Fan Changyu，Wang Zhenliang，Li Ping.The new cognition for com⁃pensation sediment of eroding strata in sedimentary basin：a case from the Dongpu depression［J］.ActaSedimentologicaSinica，2010，28（4）：730-734.

［9］张发强，王震亮，吴亚生，等.消除影响压实趋势线地质因素的方法——以莺歌海盆地为例［J］.沉积学报，2002，20（2）：326-332.

Zhang Faqiang，Wang Zhenliang，Wu Yasheng，et al.A method for eliminating geology factors of affecting compaction trendline：an ex⁃ample from Yinggehai basin［J］.ActaSedimentologicaSinica，2002，20（2）：326-332.

［10］陈荷立.油气运移研究的有效途径［J］.石油与天然气地质，1995，16（2）：123-131.

Chen Heli.An effective approach to hydrocarbon migration re⁃searches［J］.Oil&Gas Geology，1995，16（2）：123-131.

［11］王震亮，陈荷立.神木—榆林地区上古生界流体压力分布演化及对天然气成藏的影响［J］.中国科学：地球科学，2007，37（增刊1）：49-61.

Wang Zhenliang，Chen Heli.The distribution and evolution of fluid pressure and its influence on natural gas accumulation in the Up⁃per Paleozoic of Shenmu-Yulin area，Ordos basin［J］.Science Chi⁃na：Earth Sciences，2007，37（Suppl.1）：49-61.

［12］鲍晓欢，郝芳，方勇.东营凹陷牛庄洼陷地层压力演化及其成藏意义［J］.地球科学（中国地质大学学报），2007，32（2）：241-246.

Bao Xiaohuan，Hao Fang，Fang Yong.Evolution of geopressure field in Niuzhuang sag in Dongying depression and its effect on pe⁃troleum accumulation［J］.Earth Science（Journal of China Univer⁃ sity of Geosciences），2007，32（2）：241-246.

［13］马卫，王东良，李志生，等.湖相烃源岩生烃增压模拟实验［J］.石油学报，2013，34（增刊1）：65-69.

Ma Wei，Wang Dongliang，Li Zhisheng，et al.A simulation experi⁃ment of pressurization during hydrocarbon generation from lacus⁃trine source rocks［J］.Acta Petrolei Sinica，2013，34（Suppl.1）：65-69.

［14］赵喆，钟宁宁，黄志龙.碳酸盐岩烃源岩生烃增压规律及其含义［J］.石油与天然气地质，2005，26（3）：344-355.

Zhao Zhe，Zhong Ningning，Huang Zhilong.Pattern of pressuriza⁃tion from hydrocarbon generation in carbonate source rocks and its significance［J］.Oil&Gas Geology，2005，26（3）：344-355.

［15］查明，曲江秀，张卫海.异常高压与油气成藏机理［J］.石油勘探与开发，2002，29（1）：19-23.

Zha Ming，Qu Jiangxiu，Zhang Weihai.The relationship between overpressure and reservoir forming mechanis［J］.Petroleum Explo⁃ration and Development，2002，29（1）：19-23.

［16］罗晓容.断裂成因他源高压及其地质特征［J］.地质学报，2004，78（5）：641-648.

Luo Xiaorong.Allogenic overpressuring associated with faulting and geological consequences［J］.Acta Geologica Sinica，2004，78（5）：641-648.

Shale Compaction and Overpressure Distribution in Southeast Slope of Dongying Sag，Bohai Bay Basin

YANG Bin1，ZHANG Likuan2，ZHANG Liqiang3，LEI Yuhong2，CHENG Ming2，YU Lan2
（1.HaiyangOil Production Plant，Shengli Oilfield Company，Sinopec，Dongying，Shandong 257237，China；2.Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Beijing 100029，China；3.College of Geosciences，ChinaUniversity of Petroleum，Qingdao，Shandong266555，China）

The shale compaction curves from 99 wells in southeast slope of Dongying sag are studied in this paper，indicating that the shale compactions are characterized by transverse zonation and longitudinal segmentation.In transverse section，the shale undercompaction zone is distributed in Niuzhuang sub⁃sag and Wangjiagang slope transitional belt，in which salient zones are all normal compaction ones，while in longitudinal section，the compaction can be devided into the undercompaction segment in the lower part and the normal compaction seg⁃ment in the upper part.The undercompaction segment is mainly distributed in the second，third and fourth members of Shahejie formation with depth of 1 900～3 800 m；the normal compaction segment is in the second member and overlying strata.Also，the calculated shale fluid pressure and the measured sand fluid pressure show that the formation fluid pressure in the southeast slope is of obvious zonation：by taking the top of the third member as boundary line，the normal pressure section occurs in shallow part，while the abnormal overpressure section occurs in deep part.And such a shale overpressure appears in wide lateral distribution with strong inheritance，and the area with excess pressure high value is located in the Niuzhuang sub⁃sag.The overpressure is basically the same with the shale undercompaction in distribu⁃tion.The overpressure scale of sandstone is somewhat less than that of shale.The abnormal pressure in southeast slope in Dongying sag be⁃longs to deposit overpressure，and the shale undercompaction is the main mechanism of it.

Bahai Bay basin；Dongyingsag；southeast slope；shahejie formation；undercompaction；shale excess pressure；overpressure

TE112.221

A

1001-3873（2015）06-0714-05

10.7657/XJPG20150614

2015-04-19

2015-08-07

国家自然科学基金（41372151）；国家油气重大专项（2011ZX05008-004）

杨彬（1988-），男，山东肥城人，工程师，硕士，石油地质，（Tel）15265466646（E-mail）yangbin365y@163.com.

1001-3873（2015）06-071410.7657/XJPG20150614