临兴地区上古生界煤系致密砂岩气成藏条件分析

谢英刚，秦　勇，叶建平，潘新志，高丽军，段长江

(1.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州　221116； 2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津　300457； 3.中联煤层气有限责任公司，北京　100011)



临兴地区上古生界煤系致密砂岩气成藏条件分析

谢英刚1,2，秦勇1，叶建平3，潘新志2，高丽军2，段长江2

(1.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州221116； 2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津300457； 3.中联煤层气有限责任公司，北京100011)

摘要:鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带临兴地区致密砂岩气藏与邻区气藏相似，具有低平宽缓的构造背景和广覆式砂泥岩垂向间互分布的特征，但是由于处于不同的大地构造位置，其成藏条件具有显著差异性。针对研究区烃源条件、致密砂岩储层特征及封存条件，探讨致密气藏成藏特征。认为太原组主力煤层(8+9煤)和山西组主力煤层(4+5煤)是主力烃源岩，受紫金山构造岩浆作用影响，局部区域热演化程度进入干气阶段，为区内致密气藏提供充足的气源。岩相古地理和成岩相控制优质储层的发育和分布，本溪组向上到石千峰组，古地理环境由海变陆，频繁震荡的水体形成了多期次、多层位的储集体，潮汐砂坝、水下分流河道等粒度粗的砂体为优势致密储层，由北向南优势储层逐渐减少；砂岩储层总体孔渗性差，后期溶蚀作用对深部储层改造作用明显。煤岩、砂岩垂向组合决定了致密砂岩气藏的运聚模式，区内发育“源储接触”的原地匹配型气藏和受储层和运移通道双重控制的异地匹配型2类致密砂岩气藏，受断层和陷落柱影响而形成的微裂缝是垂向运移的主要通道。

关键词:煤系地层；致密砂岩；储层特征；成藏模式

近年来，深部煤系地层的非常规天然气勘探开发受到国内外学者的高度关注[1-4]。 临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，在二叠系含煤地层中已有多口探井钻遇致密砂岩气层，太原组及下石盒子组致密砂岩气层测试均见工业气流[5]；其西部附近的大牛地致密气田已经投入开发；其东部邻区的杨家坡煤层气区已申报为中型煤层气田；其南部附近的保德煤层气田也已投入开发[6]。 临兴地区具有煤层埋深较大、煤系致密砂岩产层数较多的特点，邻近区块煤层气潜力巨大，可推测出区内煤系烃源岩供气能力可观，如何在分析烃源岩以及煤系地层致密砂岩优势储层控制因素基础上，分析深部煤系地层致密砂岩气成藏特征，是指导后续勘探以及煤系天然气综合开发的重要基础。笔者针对这一特点与现状，系统分析了区内煤系地层的烃源条件和致密砂岩储层特征，确定了致密砂岩优势产层的控制因素，并结合沉积-构造演化以及储层垂相上的组合关系，阐述了区内致密气藏存在的2种富集成藏模式。

1地质背景

研究区位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带西缘(图1)，构造相对简单，总体为单斜，局部有差异，东侧中部为受紫金山构造岩浆作用影响的隆起区，断裂发育，呈环形放射状展布。

图1　研究区区域构造Fig.1　Regional tectonic of the studying area

研究区继承了鄂尔多斯盆地的构造演化[7]，在中晚元古代—古生代处于相对隆起状态，构造平缓；在中晚寒武世、早奥陶世、晚石炭世及早二叠世发育海陆过度相-陆相沉积物[8-10]。中生代侏罗纪末隆起，与华北地台分离，形成鄂尔多斯盆地东部边缘，其中晋西挠褶带成形于燕山运动时期[11]，区域构造东翘西伏，盆地西部边缘发育逆冲断裂带。研究区钻井及野外露头揭示晚古生代地层自上而下依次为：上二叠统石千峰组、中二叠统石盒子组、下二叠统山西组和太原组、上石炭统本溪组，基底为中奥陶统马家沟组。其中区内的上石炭统和下二叠统，为主要煤系地层，地层从东向西埋深逐渐加大，至区块西南侧埋深大于2 000 m。

2烃源条件分析

与鄂尔多斯盆地区域条件类似[13-15]，区内上古生界石炭二叠系发育一套海陆交互相的本溪组-山西组煤系烃源岩，主要包括煤、暗色泥岩(包括炭质泥岩)，其中煤层累计厚度15～24 m，暗色泥岩累计厚度80～100 m，丰富的烃源条件为大面积致密气藏的形成提供了物质基础。

区内泥页岩实验样品分析认为区内二叠系泥页岩以混合型-腐植型的II,III型干酪根为主，暗色泥岩TOC含量值主要分布在2%～3%，炭质泥岩TOC含量值主要分布在7%～10%，Tmax值在428～475 ℃。炭质泥岩具备较好地生烃潜力，暗色泥岩生烃潜力有限(图2)。

研究区内太原组-山西组含煤地层中，表征煤岩成熟度的Ro值1%～1.4%，达到气肥煤阶段，进入生气高峰期，北东部靠近紫金山构造，部分井区受岩浆作用影响，Ro值达到3.6%。山西组煤层累计厚度2.4～11.4 m，平均6 m，其中主力煤层为4+5号煤，其煤层厚度2.40 ～7.04 m，平均4.02 m，平面上表现为东北、西北、东南的局部地区煤层较厚，东中部隆起区煤层较薄。现今煤层含气量仍较高，10.01～20.19 m3/t，平均14.22 m3/t，平面上由北向南随着埋深的增大含气量逐渐增大，且北部局部地区含气量相对较低(图3)。

图2　不同煤系地层泥岩有机质丰度频率分布Fig.2　TOC histogram of mudstone of different coal seam

图3　山西组4+5煤煤层厚度及现今含气量等值线Fig.3　Thickness and gas contour map of 4+5 coal

图4　太原组8+9煤煤层厚度以及现今含气量等值线Fig.4　Thickness and gas contour map of 8+9 coal

太原组煤层累计厚度5～19 m，平均10 m，全区分布相对稳定，其主力煤层是8+9煤，厚度2.32～15.00 m，平均7.20 m，在东北方向的局部地区煤层较薄，煤层含气量9.37～27.01 m3/t，平均16.65 m3/t，在平面上紫金山附近煤层气含气量相对较高，北部煤层气含气量较低(图4)。综合分析认为，研究区内上古生界太原组8+9煤和山西组4+5煤是主力烃源岩，薄煤层、炭质泥岩和暗色泥岩生烃贡献率次之；且受到紫金山构造岩浆活动影响，局部区域热演化程度进入干气阶段，为致密气藏的成藏提供了充足的气源条件。

3砂岩储层特征

3.1砂岩岩石类型

依据临兴地区126块砂岩样品的薄片观察与统计，认为临兴地区石千峰组砂岩主要为岩屑砂岩和长石石英砂岩；上石盒子组砂岩主要为岩屑砂岩、其次为岩屑长石砂岩，见少量的长石石英砂岩；下石盒子组砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，有少量的岩屑石英砂岩及岩屑砂岩；山西组主要为岩屑石英砂岩，少量岩屑砂岩；太原组砂岩主要为岩屑石英砂岩，少量岩屑长石砂岩；本溪组砂岩主要为石英砂岩及岩屑砂岩(图5)。纵向上陆源碎屑总量、填隙物总量，石英、长石相对含量以及成熟度指数呈一定变化规律，反映了本溪组向上至石千峰组由海陆过渡相向陆相变迁，水体逐渐变浅的过程。

图5　研究区致密砂岩类型Fig.5　Tight sandstone types of the studying area

填隙物主要由泥质、碳酸盐和其他成分3种物质构成，其中泥质含量中主要成分是高岭石、伊利石和绿泥石(图6)。以山西组为分界点，山西组到石千峰组高岭石及绿泥石含量逐渐升高，伊利石含量逐渐减小，从本溪组到山西组情况相反。临兴地区绿泥石主要分布在上古生界的上部地层中，下部地层分布较少，这主要与晚古生代火山活动频繁有关，凝灰质等火山物质可转变为绿泥石胶结物；高岭石含量在太原组最低，在上部地层中较高，这是因为上部地层中碎屑颗粒含有较高的长石，易风化形成高岭石胶结物。

本文以0.125 g TNT、直径为5 mm的炸药球填实爆炸加载下花岗岩中实测球面波数据为基础，给出了球面波在花岗岩中传播演化的时域特征，结合黏弹性球面波传播理论对球面波传播的频率特征进行了近似分析，并对分析结果进行了评估。

图6　研究区致密砂岩填隙物种类统计Fig.6　Statistics of the type of sandstone cements in the studying area

3.2砂岩储层物性

根据临兴区块本溪组-石千峰组658块物性分析样品统计，孔隙度0.66%～18.1%，平均为6.65%；渗透率(0.01～11.1)×10-15m2，平均为0.43×10-15m2。平均孔隙度≤10%，平均渗透率≤1×10-15m2，属于致密储层，且上部地层物性要好于下部地层(图7)。

图7　上古生界地层孔渗分布直方图Fig.7　 Permeability and porosity histogram of upper Paleozoic formations

根据岩芯铸体薄片的统计分析，结合电镜扫描等试验手段，研究区上古生界砂岩储集层孔隙类型主要有残余粒间孔，粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝等，按成因可分为原生孔隙、次生孔隙[16-18]。其中石千峰组孔隙类型主要是次生孔隙组，上石盒子组储层主要由溶蚀粒间孔组成，下石盒子组储层主要发育原生孔隙，太原组储层主要发育溶蚀粒间孔，本溪组储层主要由溶蚀粒内孔构成(图8)。

图8　上古生界地层孔隙类型百分比直方图Fig.8　Permeability and porosity type histogram of upper Paleozoic formations

临兴地区储层具有微-纳米级双孔喉复杂结构，上古生界有2个次生增孔段，分别是上石盒子组、下石盒子组和太原组，储集条件优势明显(图9)。

3.3有利储层分布特征

图9　不同层组孔隙度以及孔隙类型随深部变化Fig.9　Variation diagram of porosity and its type with depth

从试气结果来看，本地区致密气有利储层主要集中在下石盒子组，其次为太原组、上石盒子组。其中试气效果好的气层对应的测井解释孔隙度3.9%～11.7%，平均7.7%；效果中等的气层其孔隙度3.5%～12.4%，平均7.4%；效果不佳的气层孔隙度4.9%～11.6%，平均6.6%；试气效果好-中等的储层孔隙度一般较高，试气效果差的气层孔隙度一般不超过8%，试气效果好-中等的气层孔隙度主要集中于6%～10%(图10)。

结合沉积微相划分，以下石盒子组、太原组优势产层为例，分析岩相古地理环境对储层的控制作用，认为本溪-太原组潮坪相砂坪物性最好，孔隙度在直方分布图上5%～10%的样品占65%，以及大于10%的样品占35%，平均孔隙度为8.62%，渗透率在直方分布图上(0.5～1)×10-15m2的样品占17.4%，大于1×10-15m2的样品占4.4%，平均渗透率为0.47×10-15m2；其次为混合坪，直方分布图上孔隙度在5%～10%的样品占27.8%，平均孔隙度为4.21%，平均渗透率为0.14×10-15m2；泥灰坪、灰坪、泥坪以及沼泽物性最差(图11)。下石盒子组辫状河三角洲相水下分流河道砂体物性最好，孔隙度在直方分布图上5%～10%的样品占74.8%，以及大于10%的样品占15.7%，平均孔隙度为8.12%，渗透率在直方分布图上(0.5～1)×10-15m2的样品占14.8%，大于1×10-15m2的样品占11.3%，平均渗透率为0.49×10-15m2；其次为河口坝和远砂坝，样品孔隙度在5%～10%和渗透率在(0.5～1) ×10-15m2均有分布；席状砂和分流河道间物性最差(图12)。

图10　研究区优势产层试气结果及孔隙度分布特征Fig.10　Well testing of dominant producing formation and the characteristic of porosity distribution

图11　本溪-太原组不同微相分布及孔渗频率直方分布Fig.11　Microfacies distribution of Benxi-Taiyuan Formation and the permeability and porosity histogram

图12　下石盒子组不同微相分布及孔渗频率直方分布Fig.12　Microfacies distribution of Lower Shihezi Formation and the permeability and porosity histogram

目前测井解释以及试气结果显示优势的致密砂岩产层主要发育于下石盒子组、山西组和太原组，且由北到南区内不同单井致密砂岩产层层数逐渐减少(表1)，分析认为区内煤系致密气优势产层主要受控于沉

积微相及成岩相，优势沉积微相为厚度大的潮坪砂坝和分流河道砂体。北部区域太原组潮坪砂坝和石盒子组分流河道砂体分布广泛，发育优质致密砂岩产层的可能性较高，即该区为致密砂岩气的潜力高值区。

表1　研究区由北到南不同单井致密砂岩产层层数统计

4成藏特征分析

4.1沉积地质作用

临兴地区从本溪组～石千峰组地层依次划分为潮坪相、曲流河三角洲相、辫状河三角洲相、浅水三角洲相、曲流河相5种沉积相，分析认为沉积相对区内致密气藏的形成至关重要，主要表现为聚煤环境对煤层及烃源岩厚度及展布的控制、对有利储层的控制、煤系地层流体对储层物性的改造和储层垂向组合关系。

区内煤层为致密气成藏主力烃源岩，因此聚煤作用影响着煤层厚度和分布，在一定程度上影响煤层对致密砂岩的气源供应能力，影响致密气垂向的成藏规模。例如本溪组-太原组为潮坪环境，其中潮坪(特别是泥坪)沼泽化后极易形成稳定的聚煤场所，形成稳定的厚煤层，以8+9主力煤层为例，单层煤层厚度可达8 m以上，具备大量生排烃的物质基础。山西组为曲流河三角洲相，受分流河道的影响，成煤场所相对不稳定，煤层厚度相对本溪-太原组有一定的降低，单层煤层厚度较薄，且在分流河道间煤层厚度相对较厚。总体来看，受控于沉积对煤层厚度的控制，本溪-太原组煤层烃源条件较好，供气能力较强，其煤系地层中的致密砂岩优势产层相对较多，山西组煤层较薄，供气能力相对有限，靠近煤系地层的致密砂岩层组发现致密气层的概率远远大于远离煤系地层的致密砂岩层组，如靠近山西组的下石盒子组的致密砂岩气层层数远远大于上石盒子组、石千峰组。

随之勘探开发认识，沉积环境对储层质量控制作用明显，不同沉积环境所形成的砂体具有不同的原始孔隙度和渗透率，经统计对比得出，区内本溪-太原组潮坪相的砂坪、山西组曲流河三角洲相的分支河道、下石盒子组辫状河三角洲相的水下分流河道、上石盒子组浅水三角洲相的分流河道、石千峰组曲流河相的边滩对应的砂体物性最好，为不同层组优选的致密砂岩。其中厚度大的潮坪砂坝、分支河道砂体，是本区太原组以及下石盒子组致密气层对应的优势沉积微相。

垂向沉积组合决定天然气运移的运移路径以及保存条件，对于本溪组-太原组的潮坪成煤环境，水动力相对频繁，多发育砂泥互层的垂向岩性组合，在区内岩芯观察中可见煤层顶板直接与砂岩层接触的组合类型(图13)，且受潮汐水道的影响，本溪组-太原组煤系地层中可现砂-煤直接接触的概率变大。山西组的曲流河三角州以及其他组对应的陆相成煤环境，往往保持了河流相的沉积特征，多见过渡型韵律组合，砂泥互层以及砂煤直接接触的垂向岩性组合类型较少。区内不同沉积环境的垂向组合类型对于区内“先致密后成藏”的致密气藏形成显得尤为重要，一方面表现为对储层物性的改造方面。本溪组-太原组这种砂煤接触关系易导致煤系地层中的有机酸溶蚀致密砂岩中矿物，形成次生孔隙，改善致密砂岩的物性，如太原组致密产层多发育次生溶蚀孔隙；另一方面不同的组合关系，决定了煤系天然气的运移。本溪组-太原组这种砂煤或者砂炭质泥岩相接触的组合关系，煤系天然气可以很好的突破薄层泥岩的封堵直接运移至致密砂体储层中，有利与致密气藏得形成(图14(a))。而石千峰组、上石盒子组、下石盒子组的这种泥砂韵律组合，仅与煤层较近的有利致密砂岩层能够突破泥岩的封盖直接运移到砂体，而随着砂体与煤层间隔距离的增大，地层封盖能力增大，煤系天然气则需通过内断层或者微裂缝才能运移到致密砂岩层(图14(b))，从而富集成藏。

图13　研究区煤岩与顶底岩性垂向组合关系Fig.13　Vertical combination between the coal seam and the surrounding rocks in the studying area

图14　研究区天然气运移路径模式Fig.14　Migrating mode of natural gas in the studying area

4.2成藏模式

图15　研究区埋藏史、源岩成熟史与储层成岩史图Fig.15　 Bury history,maturity history of source rock and the diagenetic history of reservoir of the studying area

结合区内单井演化史反演以及区域地质认识，得出区内三叠系末期开始生烃，晚侏罗世—早白垩世是上古生界烃源岩的生、排烃高峰期，晚侏罗世—早白垩世末期是重要的成藏期；晚白垩世至今，由于地层整体抬升，烃源岩演化终止，气藏形成于50 Ma前。之后的50 Ma里，供烃作用终止，气藏处于改造、调整状态，甚至散失(图15)。研究区具有多致密砂岩层系含气特点，深层(太原组—下石盒子组)气层分布主要受储层控制；中浅层(上石盒子组—石千峰组，三叠系)气层主要受储层和断层双重控制。致密气成藏要素组合存在2种基本类型：一是“源储接触”的原地匹配型气藏，有利的烃源条件、垂向组合集合于“厚煤层+潮坪砂坝或分支河道砂体”或“厚煤层与潮坪砂坝或分支河道砂体互层”这种烃源岩-优势储层直接接触的地质体，煤层生气排烃后直接运移到相邻的优势致密产层中，当达到过饱和时依次对垂向的叠置砂体进行充填；二是受储层和运移通道双重控制的异地匹配型[19-20]，优势储层相对远离源岩、垂向组合集合与“煤层+泥岩或致密砂岩+分支河道砂层”的下生补给上储型的地质体，单元内的厚层泥岩或者致密砂岩层封盖性较好，受断层和陷落柱影响而形成的微裂缝是该类气藏形成时期垂向运移的主要通道(图16)。

致密砂岩气有利成藏条件具体表现为如下方面：① 研究区2个关键时期：一是三叠世—侏罗纪晚期的成岩作用期次生溶蚀孔隙增加，二是晚侏罗世—早白垩世是上古生界烃源岩的生、排烃高峰期；② 沉积相控制储层质量，潮坪砂坝、分支河道砂体具有优势致密储层的物性条件；③ 聚煤环境主要为泥坪和三角洲平原泥炭沼泽，较有利于优质厚层煤层烃源岩的形成；④ 有利砂岩储层盖层以泥岩或者致密砂岩为主，致密化严重，封盖性好；⑤ 区内构造简单，受陷落柱和断层影响形成的微裂缝发育，有利于天然气垂向运移。

图16　临兴地区致密气成藏模式Fig.16　Reservoir forming model of the tight sandstone gas reservoir in Linxin Block

综合区内烃源岩生烃、储层演化以及整个鄂尔多斯盆地勘探实践，分析认为区内致密气藏成藏特点：① 受紫金山构造岩浆活动影响，主力煤层具有“多期广覆式生烃”的特点；② 物性遮挡的成岩圈闭和岩性遮挡形成的岩性圈闭都有发育；③ 沉积微相控制气藏的分布、物性决定储层的好坏、微裂缝的存在促进天然气垂向运移，形成平面非均质性强、纵向气层叠置的气藏。

5结论及勘探建议

(1)临兴地区上古生界太原组、山西组主力煤层是主要烃源岩，薄煤层、炭质泥岩和暗色泥岩的生烃潜力有限。受紫金山构造岩浆活动的影响，煤变质程度处于气-肥煤阶段，局部成熟度高，达到干气阶段，具有“广覆式生烃”的特点，供气能力强。

(2)研究区内太原组、下石盒子组、上石盒子组是优势储层，岩石类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩，含气砂岩储层孔隙类型以次生孔隙为主，储集空间的组合类型主要为粒间孔隙—溶蚀孔隙组合，同时存在粒间孔隙—溶蚀孔隙—微裂缝组合。

(3)上古生界优质储层的主控因素为沉积和成岩作用，沉积微相控制砂层体空间展布特征，优质储层多为粒度相对较粗的潮坪砂坝和分支河道砂体。成岩作用对储层性质的改造也非常明显，由于溶蚀作用，上、下石盒子组、太原组发育次生增孔段，为本区的优势储层。

(4)致密气藏平面非均质性强、纵向气层叠置，物性遮挡的成岩圈闭和岩性遮挡的岩性圈闭均有发育；煤岩、砂岩垂向组合决定了致密砂岩气藏的运聚模式，受断层和陷落柱影响而形成的微裂缝是垂向运移的主要通道；物性主导、微裂缝影响的差异式汇聚，使天然气进入砂中好砂，形成“源储接触”的原地匹配型气藏和受储层-运移通道双重控制的异地匹配型2类致密砂岩气藏。

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Accumulation conditions of tight gas in the Upper Paleozoic of Linxing Block

XIE Ying-gang1,2,QIN Yong1,YE Jian-ping3,PAN Xin-zhi2,GAO Li-jun2,DUAN Chang-jiang2

(1.SchoolofResourcesandGeoscience,ChinaUniversityofMining&Technology,Xuzhou221116,China;2.EnerTech-Drilling&ProductionCo.,ChinaNationalOffshoreOilCorporation,Tianjin300457,China;3.ChinaUnitedCoalbedMethaneCo.,Ltd.,Beijing100011,China)

Abstract:Tight gas reservoir at Linxin area in the east margin of Ordos basin had similar characteristics with its neighboring area,which were with flat tectonic background and widely distributed sand-mud interbred.Because of the reservoir in different tectonic positions,its forming conditions are significantly different.Based on the analysis of hydrocarbon source conditions,tight sandstone reservoir characteristics and tight gas reservoir forming conditions,the study shows that the main source rocks are the coal seams of Taiyuan formation (No.8+9 coal) and Shanxi formation (No.4+5 coal).Affected by the Zijinshan tectonic magmatic,the main source rocks had entered into dry gas phase which provided sufficient supply for tight gas reservoir in some areas.The development and distribution of high quality reservoir was controlled by lithofacies paleogeographic and diagenetic.Multi-period and multi-layer reservoirs were formed which was resulted in by ancient geographical environment changes from sea to land and the water shocking frequently from the Benxi formation to the Shiqianfeng group.The advantaged tight reservoirs were the coarse grained sand bodies,which mainly included the tidal bar and underwater distributary channel sandstones,and decreased from north to south gradually.The vertical combination of coal bed and sand which were controlled by depositional environment determines the accumulation modes of the tight sandstone gas reservoirs.Porosity and permeability of sandstone reservoir was poor,but significant dissolution was effectively reconstructed on deep reservoir.Based on the vertical combination of coal bed and sand which controlled the migration and accumulation methods of sandstone gas reservoir,the tight sandstone gas reservoirs were divided into two types,one is in-situ matching gas reservoir in which source and reservoir were contacted,the other is remote marching gas reservoir which dual controlled by reservoir and migration channels.Micro-fractures were the main vertical migration and formed in the influence of faults and collapse column.

Key words:coal measure strata;tight sandstone;reservoir characteristics;accumulation model

中图分类号:P618.13

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0181-11

作者简介:谢英刚(1977—)，男，辽宁昌图人，工程师，博士研究生。Tel：022-66907021,E-mail：xieyg2@cnooc.com.cn

基金项目:国家自然科学基金青年科学基金资助项目(41302131)；中海油能源发展重大专项资助项目(E-J613D002)

收稿日期:2015-08-09修回日期:2015-10-14责任编辑:许书阁

谢英刚，秦勇，叶建平,等.临兴地区上古生界煤系致密砂岩气成藏条件分析[J].煤炭学报,2016,41(1):181-191.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9010

Xie Yinggang,Qin Yong,Ye Jianping,et al.Accumulation conditions of tight gas in the Upper Paleozoic of Linxing Block[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):181-191.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9010