李源流 郭彬程 楊兆平 高興軍 惠磊 蔡志成 郭艷琴

摘要：通過巖心觀察、薄片鑒定、測井分析等對研究區(qū)沉積相類型和特征進行分析，采用裘奕楠的儲層非均質(zhì)性劃分方案，從層內(nèi)、層間以及平面3個角度對區(qū)內(nèi)儲層非均質(zhì)性特征進行研究，并探討沉積相對儲層非均質(zhì)性的影響。結(jié)果表明，橫山地區(qū)長61油層亞組沉積相類型以三角洲平原沉積亞相為主，包括分流河道和河道間沉積微相。儲層非均質(zhì)性總體較強，層內(nèi)非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性長612小層最強，層間非均質(zhì)性長613小層最強。研究認為，研究區(qū)儲層層內(nèi)非均質(zhì)性隨單期河道寬度的變化范圍的增大而增強，層間非均質(zhì)性隨河道的改道頻次增加而增強，而平面非均質(zhì)性主要隨分流河道的疊加寬度的增加和相對厚砂體的連通性變差而增強。該研究結(jié)果對區(qū)內(nèi)長6油層組后期的有效開發(fā)及石油的穩(wěn)產(chǎn)增長提供了一定的理論依據(jù)。

關鍵詞：沉積微相; 非均質(zhì)性;長6油層組; 橫山地區(qū); 鄂爾多斯盆地

中圖分類號：TE122

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020-05-018

Characteristics of sedimentary microfacies of Triassic Yanchang

Formation Chang 61 in Hengshan Area and its effect onreservoir heterogeneity

LI Yuanliu1， GUO Bincheng2， YANG Zhaoping 3， GAO Xingjun1， HUI Lei4， CAI Zhicheng4， GUO Yanqin4

（1.Hengshan Oil Production Plant， Yanchang Company， Hengshan 719100， China;

2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development， PetroChina， Beijing 100083， China;

3.Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development-Northwest Branch， PetroChina， Lanzhou 730020， China;

4.School of Earth Sciences and Engineering/Shaanxi Key Laboratory of Petroleum AccumulationGeology， Xi′an Shiyou University， Xi′an 710065， China）

Abstract： The types and characteristics of sedimentary facies of the study area were analyzed by core observation， section identification and logging analysis， and the internal， interlayer and plane reservoir heterogeneity features were studied by using Qiu Yi′nan′s heterogeneity division scheme， and the effect of sedimentary facies on reservoir heterogeneity was researched. The results show that the main type of sedimetary facies includes delta plain， which can be divided into distributary channel and interchannel sedimentary microfacies. The reservoir heterogeneity is generally strong in the study area， among them， Chang 612 has the strongest internal heterogeneity and plane heterogeneity， while Chang 613 has the strongest interlayer heterogeneity. The heterogeneity of internal heterogeneity increases with the variation range of single channel width， interlayer heterogeneity increases with the frequency of channel diversion， but the plane heterogeneity mainly enhance with the increasing of the superposition width of the distributary channel and the deterioration of the connectivity of the relatively thick sand body. The results provide a theoretical basis for the effective development of Chang 6 oil-bearig formation and the steady growth of oil production.

Key words： sedimentary microfacies; heterogeneity; Chang 6 oil-bearing formation; Hengshan area; Ordos Basin

碎屑巖沉積相特征對儲層內(nèi)砂體的構(gòu)型及展布均具有控制作用，不同的沉積相類型以及同一沉積相在縱向上的變化（如河道期次、河道寬度與河道擺動頻次等）會造成儲層在平面及縱向上的非均質(zhì)性。儲層非均質(zhì)性的強弱對油田開發(fā)具有重要影響，尤其對于高含水、低采收率以及產(chǎn)量不穩(wěn)定的油田開發(fā)，意義更為深遠。因此，沉積相特征、儲層非均質(zhì)性以及二者之間的關系研究，對于此類油田的有效開發(fā)必不可少。橫山地區(qū)長6油層組自投產(chǎn)以來，一直呈現(xiàn)出高含水特征，石油采收率相對較低，穩(wěn)產(chǎn)困難。本研究通過巖心觀察、薄片鑒定、測井分析等對研究區(qū)的沉積相類型和特征進行分析，采用裘弈楠［1］的儲層非均質(zhì)性劃分方案，從層間、層內(nèi)以及平面3個角度對區(qū)內(nèi)儲層的非均質(zhì)性特征進行研究，并探討沉積相對儲層非均質(zhì)性的影響，從而為油田的合理開發(fā)、進一步提高石油采收率、保持石油穩(wěn)產(chǎn)增長提供一定的理論依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

橫山地區(qū)在構(gòu)造上隸屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部（見圖1），北接榆林氣田，東臨子洲氣田，南靠延安氣田［2］，區(qū)內(nèi)整體構(gòu)造相對平緩。延長組沉積時期，鄂爾多斯盆地整體為一湖盆從發(fā)生、演化到消亡的過程，其中長6油層組沉積時期，盆地東部和北部物源區(qū)隆升，湖盆進入了三角洲全面建設時期。由于該時期沉積物的堆積速率明顯高于盆地的沉降速率，因此普遍形成了進積型三角洲沉積體系［3-5］。研究區(qū)長61油層亞組是長6油層組的主力產(chǎn)油層，根據(jù)沉積旋回和巖性組合，可將長61油層亞組進一步劃分為長611，長612，長613三個小層。

2 沉積相標志

2.1 巖石類型及顏色

橫山地區(qū)長61油層亞組砂巖主要為長石砂巖（見圖2），碎屑顆粒主要為長石，其次為石英和巖屑。其中，長石體積分數(shù)為43%～73％，平均63.7％，石英體積分數(shù)為15%～30％，平均22.1％，巖屑體積分數(shù)為0～13％，平均6.1％。巖屑中主要為沉積巖巖屑（體積分數(shù)為0～11％，平均為4.1％），其次為火山巖巖屑（體積分數(shù)為0～6.5％，平均2.0％）和變質(zhì)巖巖屑（體積分數(shù)為0～7.2％，平均為1.9％）。X衍射、掃描電鏡資料分析表明，填隙物總體積分數(shù)為6.7％，以綠泥石、水云母和鐵方解石為主，平均體積分數(shù)分別為2.0％，1.4％，1.3％。巖心及薄片觀察結(jié)果顯示，區(qū)內(nèi)主要為淺灰色、灰色中—細砂巖、粉砂巖，灰色泥質(zhì)粉砂巖與深灰、灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖呈不等厚互層，巖性特征反映本區(qū)為三角洲平原沉積環(huán)境。

2.2 粒度分布特征

粒度概率累積曲線特征可以有效區(qū)分不同沉積物的粒度及其形成的沉積環(huán)境［6-11］。研究區(qū)的粒度概率累積曲線主要包括兩類：兩段式和三段式（見圖3），符合分流河道的沉積特征。其中，兩段式概率累積曲線中，一段斜率較小，說明其分選性較差，對應懸浮總體；而另一段斜率較大，表明分選性較好，對應跳躍總體。三段式粒度概率累積曲線中，有一段斜率較小，同樣反映其分選性較差，對應懸浮總體；而另兩段斜率較大，且差異不大，表明這兩段沉積組分分選性相似，且均較好，對應跳躍總體。由于兩個沉積總體均以跳躍性總體為主，因此，長61油層亞組砂巖的沉積水動力條件相對較強且穩(wěn)定，反映了水流強度較大的河道沉積環(huán)境。

2.3 沉積構(gòu)造及古生物化石

原生沉積構(gòu)造可反映沉積物形成過程中的沉積介質(zhì)的性質(zhì)、流體水動力情況、沉積物的搬運和沉積方式。因此，可以將某一特定沉積構(gòu)造或多種沉積構(gòu)造的組合作為判斷沉積物形成的沉積環(huán)境標志［7，9-10］。

研究區(qū)長61油層亞組砂巖中可見板狀交錯層理（見圖4A，B，C，I，J，K，L）、平行層理（見圖4A，E，F(xiàn)），反映水動力較強的河道中心沉積環(huán)境;還可見沙紋交錯層理（見圖4G）和小型槽狀層理（見圖4G，L）等，反映水動力條件相對較弱的河道側(cè)翼沉積環(huán)境;砂體底部偶見沖刷面和煤線，且在砂巖中有少量泥礫和泥質(zhì)團塊充填（見圖4H，I，M，J，O），部分位于沖刷面附近，部分直接出現(xiàn)在砂巖中部。泥巖中見煤線和植物莖干，部分植物莖干出現(xiàn)煤化現(xiàn)象。此外，巖心中還可見垂直生物鉆孔構(gòu)造（見圖4O），反映了還原條件下的河道間沉積環(huán)境。

2.4 測井相標志

測井曲線在幅度、形態(tài)、曲線的光滑程度和形態(tài)組合等方面的差異，可作為沉積相判別的測井相標志。長61測井曲線形態(tài)主要包括鐘形、箱形（見圖5）、疊置鐘形、齒化箱形以及鋸齒狀和低幅指狀（見圖6），其中鐘形、箱形、疊置鐘形和齒化箱形均反映了分流河道微相的沉積特征，而鋸齒狀和低幅指狀曲線反映了河道間微相的沉積特征。

3 主要沉積微相類型及特征

在巖石類型和顏色、沉積顆粒粒度、沉積結(jié)構(gòu)及構(gòu)造、古生物化石以及測井曲線等眾多沉積相標志識別的基礎上，結(jié)合已有的關于盆地長6油層組的區(qū)域沉積背景研究成果，認為研究區(qū)長61油層亞組主要為三角洲平原亞相，并發(fā)育分流河道和河道間兩種沉積微相。

3.1 分流河道微相

該沉積環(huán)境下，巖石類型主要為淺灰色厚層—塊狀中—細粒及細粒砂巖夾粉砂巖。砂巖常因含油而呈褐黑色，砂體具正粒序，分選較好，常見麻斑狀構(gòu)造。砂巖內(nèi)發(fā)育板狀交錯層理、平行層理、沙紋交錯層理或小型槽狀交錯層理等，砂體底部具沖刷構(gòu)造及同生泥礫。測井曲線主要呈現(xiàn)鐘形、箱形、疊置鐘形、齒化箱形等曲線形態(tài)（見圖7）。

3.2 河道間微相

此類沉積微相內(nèi)，巖石類型以深灰色及灰黑色中—厚層泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、炭質(zhì)泥巖為主，夾中—薄層狀細砂巖及少量斑脫巖薄層，局部夾薄煤層、煤巖條帶及煤線。巖石內(nèi)發(fā)育水平層理等，常見垂直蟲孔等生物遺跡構(gòu)造并富含植物化石碎片，局部炭質(zhì)泥巖中炭化植物根須化石豐富。測井曲線常表現(xiàn)為鋸齒狀和低幅指狀等曲線形態(tài)（見圖7）。

4 長61油層亞組沉積微相平面展布

長61油層亞組沉積時期，研究區(qū)整體發(fā)育三角洲平原沉積，根據(jù)各類沉積相標志可知，其主要以分流河道和河道間微相為主，砂體整體為北東—南西向?qū)拵钫共肌?/p>

4.1 長613小層沉積微相平面展布

研究區(qū)長613小層共發(fā)育4條分流河道，從西到東，第一條分流河道分布于A井—B井—C井一線，砂地比為30％～40％，平均砂厚7～10 m，河道寬度大于1.2 km;第二條分流河道沿D井—E井—F井一線發(fā)育，砂地比為30％～80％，平均砂厚為4～18 m，河道寬度0.7～2.6 km，且在G井處同第一條分流河道匯合;第三條分流河道分布于H井—I井—J井一帶，砂地比為30％～80％，平均砂厚為7～23 m，該河道寬度最大，大于3.5 km，且在K井處同第二條分流河道匯合;第四條分流河道沿L井—M井一帶發(fā)育，砂地比為30％～60％，平均砂厚為12～14 m，河道寬度大于1.5 km，并且在N井處同第三條分流河道匯合（見圖8A）。總體來看，東北部和西南部，分流河道寬度較大，而西北部和東南部，分流河道相對較窄，規(guī)模較小。

4.2 長612小層沉積微相平面展布

長612小層沉積微相展布特征整體繼承了長613小層的特點，但河道有明顯的遷移擺動。區(qū)內(nèi)整體發(fā)育5條分流河道，從西到東，第一條分流河道分布于O井—B井—C井一線，砂地比為30％～80％，平均砂厚5～11 m，河寬大于1 km;第二條分流河道發(fā)育在P井—Q井—F井一線，砂地比為30％～80％，平均砂厚4～18 m，河道寬度0.6～2.7 km，且在R井處同第一條分流河道匯合;第三條分流河道沿S井—K井—T井一帶展布，砂地比為30％～90％，平均砂厚8～14 m，河道寬度大于2 km，且在U井處同第二條分流河道匯合;第四條分流河道展布于H井—V井一帶，砂地比為30％～80％，平均砂厚9～16 m，河道寬度大于2 km，在W井處同第三條分流河道匯合;第五條分流河道沿L井—M井一線發(fā)育，砂地比介于30％～75％，平均砂厚9～10 m，河道寬度大于2 km，且在X井處同第四條分流河道匯合（見圖8B）。相比長613小層，該小層區(qū)內(nèi)西北部及東南部的分流河道寬度明顯增加。

4.3 長611小層沉積微相平面展布

長611小層沉積微相展布與長612小層有較好的繼承性。研究區(qū)內(nèi)仍然發(fā)育5條主河道，但河道與長612小層比較，有明顯的河流改道。從西到東，第一條分流河道延伸相對較近，分布在A井—B井—C井一線，砂地比為30％～60％，平均砂厚3～8 m，河道寬度1.01～1.51 km;第二條分流河道位于Y井—E井—F井一帶，砂地比為30％～80％，平均砂厚4～10 m，河道寬度0.2～3.3 km，且在Z井處同第一條分流河道匯合;第三條分流河道沿AA井—Q井—AB井一線發(fā)育，砂地比為30％～80％，平均砂厚4～18 m，河道寬度0.5～3.3 km，且在AC井處同第二條分流河道匯合;第四條分流河道分布于AD井—H井—V井一帶，砂地比為30％～90％，平均砂厚4～12 m，河道寬度大于0.9 km，在AE井處同第三條分流河道匯合;第五條分流河道發(fā)育在L井—M井一帶，砂地比為30％～90％，平均砂厚2～10 m，河道寬度大于1.5 km，并且在L井處同第四條分流河道匯合（見圖8C）。整體而言，該小層東北部地區(qū)3支河道具有明顯合并的趨勢，河道最寬處可達4 km。

5 儲層非均質(zhì)性特征

5.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性反映單砂層內(nèi)儲層在縱向上的性質(zhì)變化［11］，儲層層內(nèi)非均質(zhì)性通常用滲透率的非均質(zhì)程度來表征，包括滲透率級差、變異系數(shù)和突進系數(shù)，而單砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性常用粒度韻律特征來體現(xiàn)［12-18］。

5.1.1 滲透率非均質(zhì)程度 研究區(qū)長61油層亞組滲透率級差、變異系數(shù)和突進系數(shù)計算結(jié)果如表1所示。由表1可以看出，長611小層分流河道微相的滲透率級差平均為153.64（大于100），變異系數(shù)為1.33（0.5～1.5），突進系數(shù)為5.09（2～7），非均質(zhì)性為中等偏強;長612小層分流河道微相的滲透率級差平均為129.30（大于100），變異系數(shù)為1.60（大于1.5），突進系數(shù)為10.97（大于7），表現(xiàn)為強非均質(zhì)性特征;長613小層分流河道微相的滲透率級差平均為75.79（10～100），變異系數(shù)為1.28（0.5～1.5），突進系數(shù)為9.71（大于7），非均質(zhì)程度為中等偏強?？傮w來看，長612小層滲透率非均質(zhì)性最強，表明長612小層層內(nèi)非均質(zhì)性最強。

5.1.2 粒度韻律特征 碎屑顆粒大小和形態(tài)受沉積環(huán)境、物源遠近和搬運方式等多方面因素的影響，在垂向上表現(xiàn)出具有一定的韻律性。物性資料顯示，研究區(qū)長61油層亞組的粒度韻律較為發(fā)育，主要為下粗上細的正韻律，常發(fā)育在分流河道微相，河道間沉積組合為泥巖夾細砂巖或粉砂巖組合。

5.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是不同砂層間的垂向差異性，其非均質(zhì)程度可通過垂向上砂體的發(fā)育與分布、隔層的發(fā)育與分布情況及砂層間物性的變化來表征［12］。

5.2.1 砂層的發(fā)育與分布 分層系數(shù)是一定層段內(nèi)發(fā)育的砂層的層數(shù)，通常以平均單井鉆遇砂層層數(shù)表示。砂巖密度是在縱向上，一段地層內(nèi)發(fā)育的砂巖總厚度與該段地層總厚度之比［12-18］。其中，分層系數(shù)愈大，儲層層間非均質(zhì)性愈強;砂巖密度值越大，砂體越發(fā)育。

在研究區(qū)長61油層亞組的3個小層（長611，長612，長613）中，分流河道沉積微相中的平均分層系數(shù)分別為2.60，3.45，4.59，而3個小層的平均砂巖密度分別為0.57，0.61，0.57（見表2）。對比表明，長613小層分層系數(shù)最大，而長612小層平均砂巖密度最高。整體來看，長613小層砂體相對發(fā)育，但層間非均質(zhì)性最強。

5.2.2 層間隔層 層間隔層是分割垂向上不同砂體的非滲透層，其作用是將上、下油層完全隔開，使油層之間不發(fā)生油、氣、水的竄流，形成不同的開發(fā)單元［1］。研究區(qū)層間隔層的巖性主要為泥巖與泥質(zhì)粉砂巖，各小層隔層厚度和數(shù)量差異均較大。各小層層間隔層的數(shù)量和厚度統(tǒng)計結(jié)果顯示（見表3），長611小層單個隔層厚度一般0.125～4.586 m，平均1.22 m，單井隔層數(shù)量一般為1～6層;長612小層單個隔層厚度一般0.125～7.635 m，平均1.59 m，單井隔層數(shù)量一般1～6層;長613小層單井隔層厚度一般0.125～13.335 m，平均1.81 m，單井隔層數(shù)量一般1～11層。不難看出，長613小層的隔層數(shù)量和單井中單個隔層的厚度均大于長611和長612小層，這表明長613小層的層間非均質(zhì)性強于長611和長612小層。

5.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是由儲集層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、孔隙度、滲透率等空間變化引起的非均質(zhì)性［12-18］，主要受控于沉積相帶的發(fā)育狀況，通常由砂體的規(guī)模和連續(xù)性以及儲層物性參數(shù)等來表征。

5.3.1 砂體規(guī)模與連續(xù)性 砂層的鉆遇率是鉆遇砂層井數(shù)占統(tǒng)計區(qū)總井數(shù)的百分數(shù)，是用來表示砂層分布面積大小的一個參數(shù);砂體連通系數(shù)是砂層厚度大于平均厚度的井數(shù)與總井數(shù)之比，主要反映砂層組內(nèi)的砂層厚度變化。

統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明（見表4），研究區(qū)3個小層的分流河道砂體鉆遇率均為100％，長613小層平均砂巖厚度最大（13.6 m），砂體連通系數(shù)也相對較高（50.98）;長612平均砂厚為9.6 m，砂體連通系數(shù)最?。?7.59）;長611小層平均砂厚最小，但砂體連通系數(shù)最大（51.05）。綜上所述，長613小層砂體規(guī)模最大，連通性也較好，長611砂體規(guī)模最小，但連通性較好，長612砂體規(guī)模相對較小，砂體連通性最差。這表明，長613平面非均質(zhì)性最弱，而長612小層平面非均質(zhì)性最強，長611小層平面非均質(zhì)性中等。

5.3.2 物性變化 從沉積微相平面分布圖與孔隙度展布圖的疊合圖來看，長611小層的孔隙度主要分布于6％～12％，且大于12％的地區(qū)分布面積相對較廣（見圖8）;長612小層分流河道內(nèi)孔隙度變化范圍同樣為6％～12％，但僅局部地區(qū)大于12％，且在研究區(qū)東北部地區(qū)，孔隙度的連片性相對較差，多呈孤立狀分布（見圖9）;長613分流河道內(nèi)孔隙度整體為6％～10％，僅局部地區(qū)大于10％（見圖10）。總體來看，研究區(qū)西部地區(qū)，物性平面非均質(zhì)性相對較弱，而東部地區(qū)非均質(zhì)性相對較強。就縱向而言，長612小層平面非均質(zhì)性最強，長611小層次之，而長613小層平面非均質(zhì)性最弱。

6 沉積微相對儲層非均質(zhì)性的影響

6.1 對層內(nèi)非均質(zhì)的影響

層內(nèi)非均質(zhì)性研究結(jié)果表明，長612小層的層內(nèi)非均質(zhì)性強于長611和長613小層。統(tǒng)計不同小層的單期河道的寬度結(jié)果顯示（見圖9），長611小層單期河道寬度一般為0.4～1.6 km，長612單期河道寬度一般為0.4～2.2 km，而長613小層單期河道寬度一般為0.4～2.1 km。由此可以看出，長612小層的單期分流河道寬度變化范圍大于長611和長613小層。上述分析結(jié)果表明，小層內(nèi)分流河道微相中，單期河道寬度的變化范圍越大，儲層層內(nèi)非均質(zhì)性越強，反之越弱。

6.2 對層間非均質(zhì)性的影響

層間非均質(zhì)性研究結(jié)果表明，長613小層的層間非均質(zhì)性均比長611和長612小層強。而單井內(nèi)不同小層的分流河道期次（即河道改道頻次）統(tǒng)計結(jié)果顯示（見圖10），長611小層分流河道期次一般為1～7期，平均2.6期，長612小層的分流河道期次為1～7期，平均3.45期，而長613小層的分流河道期次相對較高，一般為1～12期，平均4.59期。上述分析結(jié)果表明，分流河道的期次越高，儲層的層間非均質(zhì)性越強，反之，儲層層間非均質(zhì)性相對較弱。

6.3 對平面非均質(zhì)性的影響

不同儲層的平面非均質(zhì)性強弱主要受控于分流河道的疊加寬度以及相對厚砂體的連通性。平面非均質(zhì)性研究結(jié)果表明，長612小層的平面非均質(zhì)性最強，長611小層中等，而長613小層最弱。統(tǒng)計各小層分流河道的疊加寬度結(jié)果顯示（見圖11），長611小層分流河道的疊加寬度一般為1.0～4.5 km，長612小層一般1.0～3.8 km，而長613小層的分流河道疊加寬度一般為1.0～5 km。由此可知，長612小層的分流河道疊加寬度小于長611和長613小層。此外，不同小層的沉積微相平面展布圖顯示，長612小層的相對厚砂體的連通性均比長611和長613小層差（見圖8）。上述分析表明，小層內(nèi)分流河道疊加寬度越小，相對厚砂體連通性越差，儲層的平面非均質(zhì)性就越強，反之越弱。

7 結(jié) 論

1）橫山地區(qū)長61油層亞組儲層巖石類型主要為長石砂巖，發(fā)育板狀交錯層理、沙紋交錯層理以及小型槽狀交錯層理等，沉積相類型以三角洲平原沉積亞相為主，包括分流河道和河道間沉積微相。

2）研究區(qū)長61油層亞組儲層非均質(zhì)性總體較強，其中，層內(nèi)非均質(zhì)性長612小層最強，長611和長613小層相對較弱;層間非均質(zhì)性長613小層比長611和長612小層強;而平面非均質(zhì)性長612小層同樣最強，長611小層中等，長613小層最弱。

3）研究區(qū)內(nèi)單期分流河道的寬度變化影響儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性強弱，即單期河道寬度的變化范圍越大，儲層層內(nèi)非均質(zhì)性越強;河道的改道頻次主要影響層間非均質(zhì)性，即河道改道頻次越高，儲層層間非均質(zhì)性越強;分流河道的疊加寬度和相對厚砂體的連通性主要影響儲層的平面非均質(zhì)性，即河道疊加寬度越小，相對厚砂體的連通性越差，儲層平面非均質(zhì)性越強。

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（編 輯 雷雁林）