开发地震技术在苏里格气田的应用

庞崇友 ， 李大军 ， 章　雄 ， 张亚东 ， 夏　铭, 武铁岭

(1.中国石油集团　川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司，成都　610213；2.中国石油　长庆油田分公司勘探部，西安　710018)



开发地震技术在苏里格气田的应用

庞崇友1， 李大军1， 章雄1， 张亚东2， 夏铭1, 武铁岭2

(1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司，成都610213；2.中国石油长庆油田分公司勘探部，西安710018)

苏里格气田盒8气藏属低孔低渗气藏，已有的地震预测方法与技术已难以满足当前水平井开发的需求。针对这一现状，形成了以地震属性分析与岩石物理分析技术为基础、以高分辨率叠前反演技术与高精度时深转换技术为核心的开发地震预测技术系列。首先，通过地震属性分析宏观预测主砂带的展布，进行横波速度曲线预测与岩石物理分析；在此基础上，开展高分辨率叠前反演、高精度时深转换，准确落实有效砂层的空间分布及其深度。应用结果表明，均方根振幅属性能宏观反映盒8主砂带的空间展布；Xu-White模型法是预测横波速度曲线的有效方法，泊松比是准确识别砂岩、含气砂岩与泥岩的敏感参数;高分辨率叠前反演技术极大地提高了预测结果的纵向分辨率，有效解决了盒8段砂泥岩薄互层的单砂体地震识别难题;高精度时深转换技术与三维可视化技术相结合，为水平井位的部署、井轨迹的设计提供了直观、可靠的依据。这一技术系列是陆相致密碎屑岩性油气藏进行储层精细描述与高效开发的有效技术系列。

开发地震技术； 苏里格气田； 主砂带； 横波曲线预测； 岩石物理分析

0　引言

开发地震是在勘探地震的基础上，充分利用针对油气藏的观测方法和信息处理技术，紧密结合钻井、测井、岩石物理、油田地质和油藏工程等多学科资料，对油气藏特征进行横向预测，在油气田开发和开采过程中对油气藏做出完整描述和进行动态监测的一门新兴学科，其主要任务包括：①确定油气藏的圈闭形态与分布范围、断裂展布；②精细描述油藏参数，包括不同岩性体的空间展布特征及其连通性、储层的厚度、孔隙度与渗透率以及含油气饱和度、孔隙流体压力等；③监测水驱、气驱、注水、压裂等增产措施的实施效果，完善油气藏地质模型，优化井位部署和开发方案[1]。我国的开发地震自20世纪60年代末提出以来，受到了油气工作者的广泛关注并为处于开发后期老油气田的剩余油气开采与提高采收率发挥了重要的作用[2-10]。近年来，随着苏里格气田等大批大中型低渗透油气田的陆续发现并投入开发，如何实现此类气藏的经济有效开发已引起油气生产与科研人员的高度重视并取得了可喜的成效[11-15]。

1　开发现状及对地震技术的需求

苏里格气田是我国目前已发现的气田中最大的天然气气田，主力产气层为二叠系下石盒子组盒8段，储层岩性主要为三角洲平原分流河道砂泥岩薄互层沉积的中-粗粒石英砂岩、砂岩，储层的分布受岩性和物性的双重控制：①产层段砂体纵向多期叠置、横向复合连片，累计砂体厚度大，但单砂体规模小且多呈透镜状，厚度小于5 m的单砂层占78%以上；横向上物性、含气性变化快，储层平均孔隙度为2%～12%，平均渗透率为0.06 mD～2 mD，有效砂体的横向分布局限、连通性差，有效砂层厚为3 m～10 m，厚度小于5 m的有效单砂层更是占88%以上;②气藏大面积含气，但储量丰度低，钻井结果往往表现为井井有气而单井产量低的特点[11，13-14]。因此，如何提高单井产量与气田的采收率、实现经济有效开发是苏里格气田面临的重大难题。

苏里格气田自2001年发现并建成投产以来，截止2012年底已建成了年产300×108m3以上的天然气生产能力，当年产气量达290×108m3，已经成为了我国重要的天然气生产基地[15]。地震技术在苏里格气田的前期开发中,实现了储层的定性识别,并通过叠前叠后储层综合预测方法有效预测了砂岩储层含气富集区，为苏里格气田的开发做出了重要的贡献。尽管目前的开发井网已达到一定密度，但由于主力产层具有极强的非均质性，仅仅依靠完钻井资料的对比就对井间的地质及其含气特征进行推断是远远不够的，其结果也是非常不确定的；而地震资料具有横向采样率高、可追踪的优势，地震技术是目前唯一可对井间信息进行直接量化描述的技术，因此,必须充分利用地震信息与技术才能真实再现地下目标地质体的三维空间展布。近年来，苏里格气田的开发方式从初期以直井开发为主逐渐转变为丛式井、水平井开发并重，而随着大斜度水平井的规模应用，已有的地震预测方法与技术已越来越难以满足水平井开发的需求，存在的主要问题有：①受地震带宽的影响，地震预测结果纵向分辨率低，难以精细描述不同岩性体、储层的厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度等气藏参数的空间展布特征，也无法满足水平井开发对于单砂层、特别是有效单砂层的识别要求，准确确定水平实施段的目标层位置难度极大；②地震无法提供水平井开发所需的高精度构造成果与深度域储层成果，设计目标层深度与实钻深度往往偏差很大，也难以准确把握入靶的深度与水平段轨迹，常常造成提前或推后于实际目标层位置实施水平段而未达到预期效果。因此，为满足大斜度水平开发井规模应用的需求，必须建立精确的速度场，准确刻画目的层砂体的深度，进一步提高储层预测精度，精细识别单砂体、特别是有效单砂层的空间展布特征，为水平井的设计与实施提供准确的目标层、精确的入靶深度与有效的水平段轨迹。

通过持续的攻关研究，逐步形成了一套以地震属性分析与岩石物理分析为基础，以高分辨率叠前反演技术与高精度时深转换技术为核心的薄互储层开发地震预测技术系列，应用效果明显，为苏里格气田的经济有效开发提供了重要的技术保障。

2　开发地震技术在苏里格气田的应用

2.1基于地震属性分析的主砂带预测技术

地震属性是蕴含在地震反射波中的有关地震波的几何形态、运动学特征、动力学特征和统计学特征的信息，它能从多方面反映地下特殊地质现象、沉积现象、流体特征等。因此，地震属性分析已成为进行储层描述的常用手段之一，也是勘探地震与开发地震之间的桥梁。对于苏里格地区石盒子组盒8段这样的非均质性强的薄储层，虽然常规的地震分辩率很难达到对单一河道砂体的准确识别，但地震属性分析可以客观地反映储层岩性、物性的差异性特征，宏观反映出河道发育带的展布情况。

前期的勘探开发揭示，苏里格气田盒8段沉积时期为辫状河三角洲平原沉积环境，发育辫状河道、心滩、天然堤、决口扇、泛滥平原等微相类型。一般认为盒8段的辫状河道控制了河道砂体的规模，心滩控制了粗粒砂岩的分布，单一河道或心滩砂岩厚度往往较薄，而多期河道或心滩砂岩的叠置可以形成厚度较大的连续粗岩相沉积，从而发育良好的储层，因此通过寻找主砂带可以预测有效储层发育的有利区。

大量井震标定结果表明，Tp8h的波峰反射是盒8段砂泥岩的综合地震响应，而Tp8h反射的振幅能量横向变化与岩性、岩相密切相关，中强振幅区主要反映盒8段辫状河河道或心滩厚层砂岩沉积区，而弱振幅或空白反射区一般为河道间泛滥平原的细粒沉积(图1)。盒8沉积期，辫状河道虽然频繁改道，但主河道仍分布在一定范围内，因此通过分析Tp8h反射振幅的强弱，可以预测盒8段主河道的分布范围。通过多种振幅属性的比较分析，认为均方根振幅属性能较好地反映盒8段河道砂体的空间展布特征。

图1　苏里格气田A井区石盒子组盒8段地震相-沉积相解释剖面Fig.1　The seismic facies and sedimentary facies interpretation section of the 8th member of Shihezi formation in A well area of Sulige gas field

图2是苏里格气田A井区盒8段的均方根振幅平面图，图2中的中强振幅区(黄色和红色)呈近西北、南东向的条带状展布，辫状河主河道分布形态清晰可见；中强振幅区内的完钻井在盒8段钻遇厚砂岩的比例达82%。

2.2岩石物理分析技术

2.2.1横波速度曲线预测

横波速度是开展岩石物理分析、叠前弹性参数反演的关键岩石物理参数，对于储层岩性的识别、储层物性及含油气性的预测具有至关重要的作用，然而目前苏里格气田的横波测井曲线资料却十分匮乏。因此，准确预测盒8段的横波速度曲线，是苏里格气田开发地震所迫切需要解决的问题。目前，横波速度曲线的预测方法主要有经验公式法和岩石物理模型法两大类。经验公式方法以纵波测井数据为基础，通过拟合纵波速度、岩石矿物成分、密度、泥质含量等参数与横波速度的关系来求取横波速度，其中Greenberg-Castagna公式法是常用的经验公式法[16-18]；岩石物理理论模型法是通过建立横波速度与岩石物理参数之间的理论关系，由一条或多条测井曲线预测横波速度曲线的方法(Gassmann方程法、Xu-White模型法)。利用经验公式法预测横波速度较为方便、快捷，但由于各地区的经验参数差异较大而难以准确求取，得到的横波速度往往与实测横波速度存在较大的误差。Xu-White模型法是建立在Gassmann方程基础上的一种理论岩石物理模型，理论计算公式较为繁杂，在此不做阐述，可参阅文献[19-20]。利用Xu-White模型法计算横波速度的理论公式虽然相对繁杂，输入参数也较多，但该方法是一种完全的理论模型，预测结果能够同时获得横波速度和纵波速度，因此可以通过不断调整模型参数来减小预测纵波速度与实测纵波速度的误差，从而达到约束、提高横波速度的预测精度的目的，故其计算精度较高，是目前较为常用的一种横波速度预测方法。

图2　A井区盒8段均方根振幅平面图Fig.2　The RMS amplitude plan of the 8th member of Shihezi formation in A well area

X井是苏里格气田A井区内唯一具有实测横波测井曲线的井，图3是X井利用Greenberg - Castagna公式法与Xu-White模型法预测的横波速度结果。由图3可以看出，利用Greenberg-Castagna公式法预测的横波速度曲线(Vs_GC)与实测的横波速度曲线(DTS)存在较大的误差，而基于Xu-White模型法预测的横波速度曲线(Vs_Xu)与实测的横波速度曲线具有很好的一致性，吻合程度较高，误差较小。实验表明，Xu-White模型法是预测该区砂泥岩地层横波速度曲线的有效技术方法。在此基础上，根据X井测试获得的各项岩石物理模型输入参数，利用Xu-White模型法预测了其余井的横波速度曲线，预测精度均较高，为后续的岩石物理分析、叠前反演提供了可靠的横波速度数据。

第一道GR是自然伽马曲线；第二道DEN是密度曲线；第三道AC是声波时差曲线转换而来的纵波速度曲线；第四道的DTS为实测横波速度曲线，Vs_GC为利用Greenberg-Castagna公式法预测的横波速度曲线，Vs_Xu是利用Xu-White模型法预测的横波速度曲线；第五道是砂泥岩剖面，CARB为泥质含量，SAND为砂岩含量，POR为孔隙度(岩性剖面中的空白部分)图3　X井横波速度曲线预测图Fig.3　The shear-wave curve prediction map of X well

2.2.2岩石物理分析

岩石物理分析是建立油气藏特征参数与地震(反演)数据之间关系的桥梁，是利用地震反演结果开展岩性识别、储层精细描述与流体预测的前提和基础，是地震勘探识别精度从勘探阶段的定性向开发阶段的半定量到定量转变的重要手段。通过盒8段的测井岩石弹性参数交会分析可以看出(图4)，无论是纵波阻抗还是横波阻抗，盒8段的砂岩与泥岩间存在很大的重叠空间，难以直接将两者很好地分开；而泊松比与纵波阻抗、横波阻抗的交汇，可以很好地识别砂岩、含气砂岩与泥岩，通常砂岩的泊松比小于0.18；泊松比与纵波阻抗的交会识别含气砂岩效果更好。因此，采用常规的叠后纵波阻抗反演技术难以准确识别砂岩与泥岩，只有通过叠前反演技术，求取纵波阻抗、横波阻抗，进而获取纵横波速度比、泊松比等岩石弹性参数，才能将砂岩、含气砂岩与泥岩进行有效地区分。

孔隙度、渗透率是苏里格气田开发中储层预测与描述的重要物性参数，利用地震资料往往无法直接获取这些物性参数，但由于地震资料具有覆盖面广、横向分辨率高的优势，利用基于地震资料反演结果获得的地震岩石物理参数与测井解释孔隙度、渗透率之间的数学统计关系，进而估算这些参数值的方法是目前应用较为普遍、效果也较好的方法。盒8段的多种岩石物理参数交会分析表明，有效砂岩的纵波阻抗与孔隙度、孔隙度与渗透率之间存在良好的线性关系(图5)，其数学表达式如式(1)、式(2)所示。

φ=86.1701-0.0144862×ZP+

(1)

K=0.00120045+0.0453542×φ-

0.0104677×φ2+0.00125738×φ3

(2)

式中：φ为孔隙度，%；ZP为纵波阻抗，g·cm-3·m·s-1；K为渗透率，mD。

2.3高分辨率叠前反演技术

叠后波阻抗反演、叠前同时反演或弹性阻抗反演等确定性反演技术，是苏里格气田目前常用的储层地震反演技术，在苏里格气田的勘探阶段以及开发前期发挥了重要的作用。但由于苏里格气田盒8段砂岩与泥岩互层沉积，横向相变快，单砂体、有效砂体厚度薄，储层孔隙度、渗透率低，属典型的低孔低渗型储层，且砂岩的波阻抗特征与泥岩叠置严重，利用常规的确定性反演开展优质储层识别难度较大、预测精度较低，尤其是预测结果受到地震带宽的限制，纵向分辨率低，无法满足气田开发对识别单砂层特别是有效单砂层的需求，而准确识别盒8段单砂层的规模及其纵横向展布并优选出高孔砂层，是开发中进行定向井和大斜度水平井设计进而提高单井产能的前提和关键。近年来，基于地质统计学思想的地震随机反演受到了国内、外越来越多油气工作者的重视[21-23]，将叠前确定性反演技术与随机反演技术相结合的高分辨率叠前反演技术更是倍受关注[24-26]。

图4　苏里格气田A井区盒8段岩石物理参数交会图Fig.4　The petrophysical parameter cross-plot of the 8th member of Shihezi formation in A well area of Sulige gas field(a)泊松比与横波阻抗的交会图;(b)泊松比与纵波阻抗的交会图;(c)横波阻抗与纵波阻抗的交会图

图5　盒8段有效砂岩的物性参数交会图Fig.5　The physical parameters cross-plot of the effective sandstone in the 8thmember of Shihezi formation(a)纵波阻抗与孔隙度交会图; (b)孔隙度与渗透率交会图

高分辨率叠前反演技术是以测井、地震、地质信息为基础，采用严格的马尔科夫链-蒙特卡罗算法(Markov Chain- Monte Carlo，MCMC)，将叠前确定性反演与地质统计学随机模拟相结合的同时AVA随机反演方法[26]。在高分辨率叠前反演中，以地质统计学分析结果为基础，以叠前地震数据为约束，包括随机模拟过程和反演过程。模拟和反演均以井点出发，通过MCMC采样方法对概率密度函数进行充分采样，从而对确定性反演中丧失的高频数据信息进行了补偿，而井间严格遵从原始地震数据，每次模拟所对应的合成地震记录必须与实际的地震数据具有很高的相似性，因此反演的结果既获得了超过地震带宽的、与测井数据接近的纵向分辨率，同时也保证了与地震数据完全相同的空间分布趋势。

图6为苏里格气田A井区过X1、X2、X3井的高分辨率叠前反演结果。由图6可以看出：①泊松比反演结果具有很高的纵向分辨率，纵向上预测结果的各砂层(泊松比小于0.18)位置、厚度与伽马曲线解释结果吻合较好，X1井砂薄(13.6 m)、X2井砂厚(29.9 m)、X3井较厚(27.8 m)的横向展布特征刻画清晰，河道、心滩砂体表现出明显的纵向叠置、横向连片的展布特征，盲井(X3井)的反演结果与实钻结果的一致性高；②预测的盒8段砂体孔隙度、渗透率与测井解释结果吻合良好，孔隙度、渗透率的横向分布变化较大、非均质性极强，储层孔隙度主要分布在4%～12%，渗透率主要分布在0.2 mD～1.2 mD。利用预测的孔隙度、渗透率结果，可以清晰刻画出高孔隙度、高渗透率的有效单砂层的空间展布，为后续的储层精细描述、储量计算，以及为定向井和大斜度水平井的钻井轨迹和靶点的优选提供了可靠的依据。

图6　苏里格气田A井区盒8段高分辨率叠前反演结果Fig.6　The high-resolution pre-stack inversion result of the 8th member of Shihezi formation in A well area, Sulige gas field(a)泊松比剖面；(b)孔隙度剖面；(c)渗透率剖面

2.4高精度时深转换技术

在勘探阶段，基于大套层段的层控变层速度时深转换技术，能够很好满足目的层系顶、底界面构造成果的精度需求[27-28]，但已远远无法满足处于开发阶段的苏里格低渗透气田需要精确定位大套地质层段内部有效单砂层位置及其深度的精度要求。现场技术人员常常通过相邻已完钻井的目标层海拔、地层厚度、岩性等进行对比来确定拟钻井的目标层入靶点位置、深度[29]，由于盒8砂层尤其是有效砂层在横向上变化较快，导致预测精度往往不高。在苏里格气田开发地震解释中，提出一种基于地质统计学模拟的高精度时深转换方法，其关键是建立精确的三维空间时深转换速度场，主要技术思路与流程为：①通过对已完钻井VSP、声波测井的纵向速度结构分析与精细的井震标定，确定合适数量的区域性速度控制层的时间域地震反射界面并对其进行精细的对比解释，在此基础上建立由区域性速度控制层反射界面控制的全区三维地震层位框架模型；②利用已完钻井的VSP、声波测井等速度数据建立各速度控制层段的速度概率密度函数、速度纵向变差函数，根据各速度控制层段的地震属性、沉积相、岩相等研究成果建立各速度控制层段的横向变差函数；③在全区三维地震层位框架模型的控制下，利用各速度控制层段的速度概率密度函数、速度纵向变差函数和速度横向变差函数采用序贯高斯协模拟算法进行速度地质统计学模拟，得到多个速度模型实现，并对多个速度模型实现进行统计计算，建立全区三维时深转换速度场，该方法仍然采用了大套层段进行层控的变层速度建模这一基本思路，但井点位置的大套层段内部采用VSP、声波测井等实测速度数据，井点与井点之间的速度通过地质统计学模拟得到，这样既充分考虑了岩相、沉积相等地质因素对速度的控制作用，其速度求取算法也明显优于常规的线性插值方法，结果更符合地质规律、精度更高；④在此基础上，利用已建立的高精度三维空间时深转换速度场，将时间域的地震数据(叠加数据、偏移数据)、高分辨率叠前反演成果数据(纵波阻抗数据、横波阻抗数据、纵横波速度比数据、泊松比数据、孔隙度数据、渗透率数据等)转换为深度域，该方法在苏里格气田A井区的应用表明，利用转换得到的深度域数据，不仅可以准确落实各大套层段顶、底界面的构造起伏形态，而且能精细刻画目的层段盒8内部各砂层的深度位置及其空间展布，从而为定向井和大斜度水平井准确定位目标砂层的位置、入靶深度，并确定水平段穿越的砂层个数、水平段长度及钻井轨迹(图7)，极大地提高了有效储层钻遇率和井口产能，钻探效果达到了预期目的。

图7　A井区盒8段的深度域泊松比剖面与孔隙度剖面Fig.7　The poisson's ratio section and porosity section in depth field of the 8thmember of Shihezi formation in A well area(a)泊松比剖面;(b) 孔隙度剖面

2.5三维可视化技术

三维可视化技术是利用三维地震数据体显示、描述和理解地下诸多地质现象和特征的一种图像显示工具，已被广泛应用于油气勘探与开发的各个领域，成为地震资料解释及储层预测与精细描述的一项关键技术。它利用图形工作站的先进显示技术，通过改变可视化参数对不同的地震数据体进行全方位的透视，使三维数据体内的地质特征信息立体地显示出来。

苏里格气田盒8段储层虽然非均质性极强，但通过利用三维可视化技术精细刻画了砂体、有效砂体的空间展布特征，为开展定向井、大斜度水平井的井轨迹设计提供了快速的三维显示，大大节省了地震解释与开发人员的决策时间，提高了钻井成功率。①通过对常规的振幅数据体以及经过提取处理的各种属性(如均方根振幅属性、反射强度属性、分频属性)等数据体进行三维可视化，快速识别有利沉积相带、厚砂层分布区；②利用反演得到的纵波阻抗、横波阻抗、纵横波速度比、泊松比、孔隙度以及渗透率等数据体进行三维可视化透视显示，精细雕刻了苏里格气田A井区盒8段砂层、有效砂层的空间展布特征(图8)，为开发井位的部署、水平井轨迹的设计提供了直观、可靠的依据。

3　结论

1)均方根振幅属性能宏观反映盒8段主砂带的空间展布特征，中强振幅主要反映河道或心滩厚层砂岩沉积，弱振幅或空白反射一般为泥岩或薄砂岩沉积。

2)Xu-White模型法是该区盒8砂泥岩段预测横波速度的有效技术方法，泊松比是准确识别盒8段砂岩、含气砂岩与泥岩的敏感参数，砂岩的纵波阻抗与孔隙度、孔隙度与渗透率之间存在良好的线性关系。

3)高分辨率叠前反演技术极大地提高了预测结果的纵向分辨率，有效解决了砂泥岩薄互层的单砂体地震识别难题，是陆相致密碎屑岩性油气藏进行储层精细描述与高效开发的有效技术方法。

4)高精度时深转换技术与三维可视化技术相结合，准确落实并精细雕刻了各砂层、有效砂层的深度位置及其空间展布特征，为水平开发井位的部署、井轨迹的设计提供了直观、可靠的依据。

图8　盒8段高孔砂体的三维空间展布Fig.8　The 3D distribution of high- porosity sandstone in the 8th member of Shihezi formation(a)整个三维空间; (b)两条不同方向剖面

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The application of development seismic technology in Sulige gas field

PANG Chong-you1， LI Da-jun1， ZHANG Xiong1， ZHANG Ya-dong2， XIA Ming1, WU Tie-ling2

(1. Geophysical Prospecting Company, Chuanqing Drilling Engoneering Ltd Co., CNPC, Chengdu610213, China;2. Department of Exploration, Changqing Oilfield Company, PetroChina Company Limited, Xi’an710018, China)

The present seismic prediction methods and technologies cannot produce the demand for the development of horizontal wells in the Member 8 gas reservoir of Shihezi formation in Sulige gas field with low porosity and low permeability. Contrapose to this situation, the development seismic prediction technology series based on seismic attributes analysis technique and petrophysical analysis technique, and that is centering on high-resolution pre-stack incersion technology and high-precision time-depth conversion method is provided. Firstly, the distribution of host sand band is macroscopically forecasted according to seismic attributes analysis and the shear-wave velocity curves are calculated, and then the petrophysical analysis is developed. Based on the above situations, the spatial distribution and depth of the effective sand layer are accurately confirmed after high-resolution pre-stack incursion and high-precision time-depth conversion. The application results show that the RMS amplitude attribute can macroscopically response the spatial distribution of host sand band in the member 8 of Shihezi formation. The Xu-White model method is a valuable method for predicting shear-wave velocity curve and poisson's ratio is the sensitive parameter for identifying sandstone, gas sandstone and mudstone accurately. Besides, the high-resolution pre-stack incersion technology greatly improves the vertical resolution of seismic prediction results, thus the problem for identifying single sand body in thin alternating beds of sandstone and mudstone by seismic method has been solved effectively in the 8th member of Shihezi formation. In addition, the high-precision time-depth conversion method that combined with 3D visualization techniques provides intuitive and reliable basis for deploying horizontal well and designing well trajectory. Therfore, this technology series is a valuable technology series for fine reservoir description and high efficiency development in the continental tight clastic lithological oil-gas reservoir.

development seismic technology; Sulige gas field; host sand band; shear-wave curve prediction; petrophysical analysis

2015-05-19改回日期：2015-06-23

国家重大科技专项(2011ZX05013-001-02)

庞崇友(1979-)，男，硕士，工程师,研究方向为油气地震地质综合，E-mail：pangchy2015@163.com。

1001-1749(2016)04-0530-10

P 631.4

A

10.3969/j.issn.1001-1749.2016.04.15