中国石化页岩气“十三五”发展成果与展望

"十三五"期间,中国石化以大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全为己任,按照"加快开发志留系、攻关突破新类型、积极准备新区新层系"发展思路,加强勘探开发一体化、地质工程一体化,加大关键技术攻关,高效开发了北美以外最大的页岩气田——涪陵页岩气田,探明了中国首个深层页岩气田——威荣页岩气田,实现了中国首个常压页岩气田规模商业发现,落实了深层、常压5个千亿方资源规模新阵地,侏罗系陆相页岩油气、二叠系海相页岩气以及中扬子新区新层系勘探取得新发现。页岩气地质理论认识不断深化,深层页岩气富集机理、常压页岩气富集规律研究取得新认识,创新形成了海相页岩气提高采收率技术、3 800 m深层页岩气开发技术和常压页岩气低成本技术体系,助推页岩气储、产量快速增长,实现页岩气跨越式发展,持续引领中国页岩气发展。未来页岩气攻关方向将以四川盆地及周缘深层、常压、新区新层系为重点领域,加强不同类型页岩气富集机理、开发基础理论研究和关键技术攻关,在"十四五"期间形成涪陵万亿方规模大气田,深层、常压、新区新层系战略领域取得新突破,实现多类型页岩气商业发现和储、产量规模增长。     

四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状、潜力与展望

历经10余年的探索与发展,中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段,综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景,是关乎四川盆地能否建成"天然气大庆"的关键。为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持,通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效,分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①川南地区4 500 m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×10~(12)m~3,其中可采储量超过2×10~(12)m~3,具备建成1 000×10~8m~3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力,中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×10~(12)m~3,并建成百亿立方米年产量页岩气大气区;②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好,亦具有良好的勘探开发前景;③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系,即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩,其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育,是下一步页岩气勘探开发的重点,而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

本期导读

正自2010年中国南方海相页岩气率先在四川盆地南部上奥陶统五峰组一下志留统龙马溪组获得突破以来,川南地区现已建成200×108 m~3产量、万亿立方米探明储量的页岩气田,取得了一系列丰硕成果。特别是,2020年泸203井深层五峰组一龙马溪组获得了137.90×104 m~3/d页岩气测试产量,揭示出川南深层海相页岩气是未来该盆地天然气产量增长的主体。2021年,适逢"十四五"规划开局之年,为了全面展示中国南方海相页岩气勘探开发所取得的最新成果、展望与探讨深层页岩气核心科学与勘探实际问题,为"十四五"开篇奠定良好的基础,特策划组织了本期"中国深层页岩气勘探开发专辑"。     

中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望

"十三五"以来,中国石油化工股份有限公司(以下简称中国石化)全面贯彻落实"四个革命、一个合作"能源安全新战略和"大力提升国内油气勘探开发力度"重要批示的精神,油气勘探工作以战略突破与规模增储为核心,加强理论与技术创新,大打高质量勘探进攻仗,取得了一批重要的油气勘探成果。为了加快推动中国石化天然气业务的发展,在全面梳理"十三五"以来天然气勘探成果,理论、技术进展的基础上,展望了未来中国石化天然气勘探的方向和发展潜力。研究结果表明:(1)"十三五"以来,中国石化坚持"海相陆相并举、常规非常规并重"的战略部署,按照"做大海相常规气、做强海相页岩气、做优陆相致密气"的思路,创新发展了我国南方海相页岩气、中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩领域的油气成藏理论;(2)攻关形成了基于储层识别描述与甜点预测为核心的三维地震勘探技术,攻关集成了深层/超深层钻完井、酸压测试、长水平井压裂与超大功率电动成套压裂、易钻复合桥塞等配套装备与工具;(3)在海相页岩、海相碳酸盐岩、陆相致密碎屑岩等3大领域取得了一系列天然气勘探成果,新增天然气探明储量1.006 8×10~(12) m~3,为中国石化天然气产量快速增长提供了优质资源保障;(4)展望未来,中国石化探区具有较雄厚的天然气资源基础,我国中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩、海域深层碎屑岩、东部成熟探区深层碎屑岩与火成岩等领域是其天然气勘探发展的主要方向。结论认为,"十四五"期间,预计中国石化可新增天然气探明储量1.16×10~(12)～1.36×10~(12) m~3,可以为我国天然气大发展夯实资源基础。     

中国页岩气勘探开发新突破及发展前景思考

近5年来,中国页岩气勘探开发实现了跨越式发展,成为继美国、加拿大之后,第三个实现页岩气工业化生产的国家,截至2015年底,页岩气累计产量突破了60×10~8 m~3。基于近期中国页岩气勘探开发快速发展的主要成果,通过全面回顾勘探开发新突破和深入分析未来发展前景,进而指出中国的页岩气勘探开发整体尚处在发展初期,四川盆地海相页岩气是近期勘探开发的主要对象,海陆过渡相与陆相页岩气的突破和工业化生产是实现中国页岩气规模化发展的重要环节;低产—中等产量井是中国页岩气的生产常态,发展勘探开发关键技术非常重要;严格控制单井投资和大幅降低成本成为提升页岩气勘探开发效益的重要手段。为此,建议:①持续加强理论技术攻关,积极开展页岩气"甜点区"评价勘探,逐渐夯实发展基础;②高度重视勘探开发前期评价,突出有效页岩气资源的落实,把控好评价钻探与产能建设的节奏;③突出页岩气储层精细描述和评价,提升整体开发水平;④加大勘探开发技术攻关力度,突出技术的简化和实用性,有效降低成本;⑤全面总结页岩气勘探开发快速发展经验,突出关键指标论证及评价,加强新区、新领域及新层系突破和接替。     

中国“十二五”油气勘探开发规划目标后评估及“十三五”目标预测

在中国"十二五""十三五"两个五年规划交替之际,国际油气市场形势发生了巨大变化,开展"十二五"油气勘探开发规划目标后评估,对于科学合理编制"十三五"各类油气发展专项规划具有重要的意义。评估结果认为,"十二五"期间,全国油气勘探开发规划目标完成情况总体较好,但尚有差距:①石油年产量目标2×10~8 t超额完成、而储量目标65×10~8 t相差6.4%,天然气储量目标3.5×10~(12)m~3超额完成、年产量1 385×10~8 m~3目标相差6.2%;②非常规气规划目标完成情况相对较差,其中页岩气好于煤层气。新常态下,油气消费量增速放缓、油价暴跌、资源品位下降及统计口径的变化是导致"十二五"油气勘探开发部分规划目标未能完成的主要因素。预测结果表明,"十三五"期间,在国际油价介于50~70美元/桶的条件下,国内年均新增常规石油、天然气探明地质储量将分别为10.0×10~8~12.0×10~8 t、6 000×10~8~8 000×10~8 m~3;年均新增探明页岩气、煤层气地质储量将分别为1 000×10~8~2 000×10~8m~3、500×10~8~1 000×10~8 m~3;国内石油年产量将保持在约2.0×10~8 t;到2020年,天然气年产量将介于1 800×10~8~2 000×10~8 m~3,其中页岩气年产量将达200×10~8 m~3,煤层气年产量将达150×10~8 m~3。     

四川盆地天然气发展进入黄金时代

得益于勘探认识的深化和技术的进步,四川盆地近期陆续发现了9个千亿立方米级大气田,截至目前已累计探明天然气储量3.69×10~(12) m~3,天然气年产量位居全国第二位。中石油组织的最新油气资源评价结果表明,四川盆地天然气资源量位居全国各含油气盆地首位,但探明率仅10%,故勘探潜力巨大。几十年来,该盆地已形成了先进的天然气工业技术体系、最完善的天然气区域管网、最成熟的市场,被中石油确定为中国天然气工业基地,故该盆地天然气大发展的各方面条件均已成熟。为此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)适时推出五大天然气增储上产工程(川中地区多层系滚动勘探开发、川东北高含硫气田安全高效开发、川西北地区深层海相碳酸盐岩气藏勘探与开发示范、川东地区寒武系盐下大型构造气藏探索与发现、蜀南地区页岩气规模效益开发),以助推未来国内最大气区的早日建成。上述工程是实现中石油"西南增长极"的关键,涵盖四川盆地天然气重点、热点、难点领域,平面上几乎覆盖全盆地,纵向上包含多个含气层系。上述工程2020年预计天然气产量介于250×10~8~290×10~8m~3,占西南油气田规划产量300×10~8 m~3的绝大部分;2030年西南油气田有望达产500×10~8~700×10~8 m~3。可以预见,在未来相当长的一段时间内,四川盆地的天然气都将处于发展的黄金时代。     

中国页岩气发展前景及相关问题初探

中国近期页岩气勘探开发正在快速推进,取得了多领域页岩气勘探突破。对中国页岩气产业发展现状、发展基础、面临机遇与挑战、发展前景进行了宏观分析,认为中国页岩气勘探开发已取得巨大突破和规模商业发展。对比美国页岩气产业发展历程,判断中国页岩气产业目前处于快速发展初期阶段。从资源分布和质量分析看,四川盆地及其周缘海相页岩气应是近中期勘探开发重要领域,具备几百亿方产能建设资源基础。在页岩气勘探开发实践中,埋深小于3 500 m的海相页岩气高效开发技术系列和环境保护技术已较成熟,但对于深层海相页岩气、构造复杂区低压低丰度页岩气和陆相、海-陆过渡相页岩气还缺乏高效、适用的技术。在“十三五”期间,我国应采取积极发展战略,充分利用丰富的资源和当前良好的机遇,发展一批页岩气勘探开发核心技术,使页岩气产量达到（200~300）×10⁸ m³。为保障这一目标的实现,建议组织开展页岩气资源及目标评价,开展页岩气工程技术攻关,同时采取措施推进环境保护和规模效益开发。     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

长宁—威远国家级页岩气示范区日产气量突破400万立方米

<正>2015年9月1日,四川盆地中国石油长宁—威远国家级页岩气示范区日产页岩气量达到413×10~4 m~3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10~4 m~3大关后,再次迈上新台阶。中国石油西南油气田公司瞄准今年实现页岩气产量13×10~8 m~3和规模效益开发的目标,严格按照开发方案部署,强力推进页岩气示范区建设,不断创新体制机制,探索形成"平台化井位部署、工厂化钻井压裂、橇装化地面建设、数字化生产管理"的高效勘探     

页岩气资源开采现状、问题与前景

过去的5年间,页岩气开采工作取得了长足的进步,已成为世界天然气产量增长的主要推动力。凭借着页岩油气的开采,美国正迈向能源独立之路,而且在油价低位徘徊、钻井数量减少的情况下,依靠不断提高钻井效率和单井产量,仍然实现了页岩油气产量的持续增长。通过在四川盆地下古生界五峰组—龙马溪组页岩气开采所取得的突破,国内页岩气的储量和产量也获得了迅猛增长,并已成为未来天然气工业增储上产的一个重要领域;与此同时,在最初曾被寄予厚望的陆相和海陆过渡相页岩气两大领域,以及页岩气勘探投入最大的广大南方复杂构造区则未能取得实质性进展。对国内页岩气的发展基本形势与存在问题的分析结果表明,非海相领域和强改造、过成熟的南方复杂构造区海相领域尽管广泛分布富有机质页岩,但在页岩气资源禀赋以及水平井压裂技术等方面存在的诸多问题制约了其勘探开发前景。进而分析了未来中国页岩气发展值得关注的若干问题,结论认为:要现实"十三五"页岩气储量、产量的持续稳定增长,需要有新层系、新区块的发现与接替,而四川盆地内3 500 m以深超高压深层海相页岩气开采技术的突破则是页岩气增储上产的关键和希望之所在。     

论四川盆地页岩气资源勘探开发前景

四川盆地是目前中国页岩气勘探开发的重点地区,也是最成功的地区。四川盆地页岩气资源勘探开发前景,将在较大程度上反映和影响中国页岩气未来的发展前景。通过全面总结近年来该盆地页岩气勘探开发的新进展,得出了以下认识:1四川盆地经历了海相、陆相两大沉积演化,发育了海相、海陆过渡相、陆相三类富有机质页岩,形成了震旦系陡山沱组、寒武系筇竹寺组、奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、二叠系龙潭组、三叠系须家河组、侏罗系自流井组6套有利的页岩气富集层系;2深水陆棚相、集中段厚度大、热演化程度适中、正向构造背景下裂缝发育、储层超压是五峰组—龙马溪组页岩气富集的"五大"关键要素;3该盆地页岩气勘探开发仍面临资源富集"甜点区"及资源潜力不清、深度超过3 500 m的深层页岩气勘探开发技术不成熟等两大挑战。结论认为:四川盆地已在侏罗系、三叠系和寒武系初步实现了页岩气发现,在奥陶系—志留系实现了工业化突破和初步规模生产,未来发展前景较好;该盆地页岩气资源可以实现经济有效勘探开发,预期可实现年产量300×108~600×108m3;对该盆地页岩气资源勘探开发将为中国页岩气资源规模发展提供重要的理论与技术支撑。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

四川盆地未来十年天然气工业发展展望

四川盆地是世界上最早发现与利用天然气的地区,新中国现代天然气工业也在此起步。经过近70年的发展,已建成上中下游产业链完整的天然气工业体系,天然气产量领跑全国半个世纪,在改善一次能源消费结构、建设"美丽中国"的发展进程中发挥了重要作用。"十三五"全国油气资源评价结果表明,四川盆地天然气资源量达39.94×10~(12)m~3,居我国各含油气盆地之首,并且探明率仅15%,仍处于勘探早中期,天然气勘探开发潜力大;2020年该盆地天然气产量为565×10~8 m~3(包括在该盆地作业的中石油、中石化两家生产企业),居全国主产气区之首。未来10年,从发展环境看,国家提出了新的发展理念,在成渝地区推动双城经济圈建设,四川盆地将建成年产气1 000×10~8 m~3的国家天然气战略生产基地,标志着该盆地天然气工业发展进入了新的黄金时期。从发展潜力看,深层、超深层海相碳酸盐岩气藏,深层页岩气,陆相致密砂岩气是未来该盆地寻找大气田的重点勘探开发领域,按照"海陆并举、常非并举、构造与岩性并举"的思路,依托理论技术进步,加强核心技术攻关,未来将进入天然气资源品质不断提升、产量持续快速增长的大发展期。同时,利用大发展的契机,突破工作对象日趋复杂、管网输配系统不够完善、高端高附加值产业欠缺的发展瓶颈,在低油价常态化的形势下,构建天然气"产运储销"业务协同发展、全产业链创新创效的新型工业体系。总之,四川盆地天然气工业将迎来新的高峰增长期、高质量发展期,天然气年产量规模将超过1 000×10~8 m~3,2030年中国石油西南油气田公司天然气年产量将达到800×10~8m~3,成为世界一流的天然气生产供应基地。     

中国页岩气发展战略对策建议

从中国页岩气资源状况、勘探开发重要进展、关键技术与装备重要突破等方面,系统总结、分析了中国页岩气发展形势,指出现阶段中国页岩气发展仍存在认识误区、页岩气资源落实程度低且经济性不确定性大、3 500m以深核心勘探开发技术与装备尚未突破、勘探开发成本居高不下、多种非技术因素严重制约其发展等5大挑战。针对这5大挑战,提出了促进中国页岩气进一步发展的5条建议:1制定符合中国国情及勘探开发阶段的页岩气发展战略和目标,2020年确保实现页岩气年产量200×10~8m~3,力争实现300×10~8m3~;2重视海相低产低压页岩气成藏富集地质理论和勘探开发关键工程技术攻关,有序推动非海相页岩气勘探开发示范区建设;3国家应进一步出台政策并设立专项创新基金,支持各企业开展页岩气勘探开发相关技术与装备研发,强化3 500m以深页岩气勘探开发技术、装备、工艺体系研发,推动中国深层页岩气勘探开发突破;4持续推动中国页岩气地质理论、勘探开发技术与管理创新,强化钻井、压裂等全过程成本控制,努力实现中国页岩气经济有效规模开发;5改革矿权管理制度,建立页岩气勘探开发数据信息平台,正确引导非油气企业参与页岩气勘探开发。     

我国页岩气开发示范区进展与启示

对全球页岩气资源潜力及发展现状、中国页岩气示范区进展情况与美国页岩气发展历程进行了对比分析,取得以下认识:海相页岩气有机质丰度高、类型好,含气量高、分布稳定、面积广,是我国页岩气勘探开发首选领域;页岩气规模效益开发需要非常规管理和非常规技术。中国页岩气发展面临的主要问题是:页岩气资源、市场、政策和管网配套等条件与美国相比都有较大差距;资源潜力与规模效益开发尚不明朗;在目前单井成本下,2020年实现300×10~8m~3产量目标难度非常大。据此建议:立足四川盆地海相,稳步推进我国页岩气发展;创新管理,不断探索和应用经济适用技术,降本增效;优选"甜点"、锁定"富集层",提高单产;继续加大页岩气开发的政策扶持力度。     

四川盆地天然气资源潜力

近年来,四川盆地常规和非常规天然气勘探取得一系列进展和突破,地质认识和资源潜力等不断更新,急需对四川盆地天然气资源开展综合评价,进一步摸清天然气资源,为加快四川盆地天然气勘探开发提供依据。梳理总结四川盆地近10年来的勘探进展,确定评价资源类型,明确评价目标和评价方法,评价得到常规天然气地质资源量20.69×1012m~3,可采资源量11.20×1012m~3,包括致密气地质资源量5.87×1012m~3,可采资源量2.35×1012m~3;页岩气地质资源量57.46×1012m~3,可采资源量10.01×1012m~3,并总结天然气资源分布规律,分析评价结果与以往相比变化原因。研究结果表明,四川盆地天然气资源丰富、潜力巨大,勘探开发前景广阔,未来应加强深层、超深层勘探,推进多层系立体勘探,加快发展非常规油气勘探,力争实现天然气持续快速发展。要继续保持天然气勘探快速发展态势,必须加强油气地质理论、勘探开发技术、资源调查评价和管理体制改革等多个方面研究。     

涪陵页岩气年产量突破60×10~8m~3

正1月8日上午,2017年度国家科学技术奖励大会上,"涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发"项目获科技进步一等奖。2017年,中国石化江汉油田涪陵页岩气公司紧紧围绕"全年生产页岩气60×10~8m~3,销售57.6×10~8m~3"的工作目标,不断提高采气管理精度,加大技术攻关力度,加快新井投产进度,做好产销衔接,全年累计生产页岩气60.04×10~8m~3,销售57.63×10~8m~3,均比上年增长20%。自2017年底入冬以来,针对国内