CN117113717A - 一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，包括如下步骤，步骤一：构建高精度地质力学模型确定压裂过程应力扰动值；步骤二：根据应力扰动值确定支撑剂长期导流能力测试闭合压力值；步骤三：开展支撑剂长期导流能力实验，对比不同测试闭合压力下支撑剂导流能力变化；步骤四：评价应力扰动对支撑剂长期导流能力影响本，发明通过构建一套适用于纹层页岩油压裂地质模型，明确纹层页岩压裂过程中应力扰动规律；通过开展不同闭合压力下支撑剂长期导流能力测试，明确应力扰动对支撑剂导流影响规律，从而为纹层页岩水力压裂支撑剂用量优化提供支撑。
Description
技术领域
本发明涉及支撑剂导流能力评价技术领域，特别是涉及一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法。
背景技术
所谓支撑剂的裂缝导流能力，是指支撑剂在储层闭合压力作用下通过或输送储层流体的能力，通常以支撑裂缝渗透率与裂缝闭合宽度的乘积表示。对于支撑剂方面的研究集中在支撑剂表面改性技术研究方面，主要形成了树脂涂覆支撑剂、双涂层树脂支撑剂、支撑剂现场包覆注入和支撑剂表面改性等一系列成熟技术，已在世界范围内的各大油气产区得到广泛应用。而今，提高支撑剂的裂缝导流能力，即支撑剂的裂缝性能已成为新的研究热点，但是支撑剂导流能力的测试方法方面的研究较少。
但是在压裂施工中，支撑剂由压裂液携带进入储层，支撑剂填充带和附近储层被压裂液的滤失液所充满，当压裂井开始排液，即地层流体将压裂液驱出，生产一定时间后，油井见水，地层水又将支撑剂裂缝中的油相驱出，随着井、段、簇间距减小，压裂裂缝间应力干扰增强，在应力干扰的存在，使得对支撑剂的导流能力的评价不够准确，因此本发明提出了一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法来解决上述问题。
发明内容
针对上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法。
为实现上述目的，本发明提供了一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，包括如下步骤：
步骤一：构建高精度地质力学模型确定压裂过程应力扰动值；
步骤二：根据应力扰动值确定支撑剂长期导流能力测试闭合压力值；
步骤三：开展支撑剂长期导流能力实验，对比不同测试闭合压力下支撑剂导流能力变化；
步骤四：评价应力扰动对支撑剂长期导流能力影响。
进一步地，所述步骤一中，基于测井数据、现场和室内实验数据，构建区域地质力学模型，开展地质力学数据预处理和科学计算，将解释成果导入地质模型，构建三维原始地应力场，利用现场岩心Kaiser声发射实验结果对模型进行验证，基于现场数据，建立水平井动态地应力场演化几何模型，基于流固耦合和孔隙弹性理论，模拟生产过程中应力场的动态演化，所述步骤一中，生产导致水平井周围地层压力减小10MPa，水平井周围地应力场发生明显改变，水平最小地应力减小10MPa，井区水平地应力整体上呈现由东北向西南方向逐渐升高的趋势。
进一步地，所述步骤二中，基于XFEM方法建立裂缝扩展模型，探究裂缝扩展与应力之间关系，考虑了裂缝簇数、初始应力差、相邻段压裂影响等因素对应力的影响，裂缝尖端孔隙压力最大，压裂液的滤失集中在裂缝尖端附近，裂缝尖端哑铃型区域的Sh值小于初始Sh值，裂缝面两侧Sh方向发生了较大程度的偏转，压裂对裂缝尖端附近的Sh方向影响不大。
进一步地，所述步骤二中，裂缝扩展会对在周围地层产生附加应力场，基于断裂力学理论；利用解析解计算裂缝扩展附加应力场，裂缝附加应力场解析为，靠近裂缝面两侧地层，附加应力为压应力，附加应力沿路径1呈现逐渐减小的趋势，水平最大方向降低趋势更明显，沿路径1方向，水平应力差呈现减小趋势，且存在最值。
进一步地，沿Path-X方向，地应力差减小的程度不同，存在应力差最小值初始应力差越大，应力差的减小程度越大，应力差最小值距离裂缝面越近，分段分簇压裂导致裂缝面两侧地层的水平应力差减小，根据减小幅度，划分为三个区域，初始应力差越大，形成相对复杂缝网所需的簇间距越小，中间裂缝两侧压裂后Sh较压裂前增幅较大，导致中间缝止裂，远离裂缝面一定距离处水平最小地应力Sh也小幅增加，裂缝面两侧应力差减小，裂缝尖端附近应力差增加，压裂使部分区域的地应力方向发生偏转。
进一步地，所述步骤三中，基于扩展有限元理论，建立压裂井裂缝扩展模型，主要研究变量包括单段簇数、簇间距、初始应力差、井间距，研究距离压裂井不同井间距下的新井附近水平应力差变化规律，簇间距变化引起的应力差改变对井间距的选择影响不大，井距增加，应力干扰作用减弱，裂缝偏转角度增加，裂缝的复杂程度增加，交错布缝顺序拉链压裂可获得更大的SRA和更加复杂的缝网，依据井间应力差分布云图和不同井距时应力差增加图版，综合半缝长优选井距。
进一步地，压裂液粘度、泊松比对裂缝扩展形态和地应力的影响较小，应力差对裂缝扩展形态的影响大，主要体现在裂缝偏转程度上，应力差越高，裂缝偏转越小，从左至右外侧裂缝偏转角度为9°、4°，弹性模量越高，裂缝扩展的半缝长越长，两侧裂缝偏转程度也越大，压裂液排量增大，裂缝扩展的长度增加，地层压力也相应增加，为获得更好的改造效果，可以通过增加排量/液量实现，簇间距主要影响裂缝形态和长度，对缝宽和孔隙压力影响小，簇间距增大，对中间裂缝的抑制减弱，各簇裂缝扩展均匀程度增加，存在一定的簇间距范围，使得裂缝形态与SRA均处于较高水平。
进一步地，半缝长与SRA随着簇间距的增加，均呈现先增加后减小的变化规律，簇间距增大，外侧缝长与内侧裂缝长的比值不断下降，50m时缝长反转，由半缝长与SRA结果显示，簇间距在20～30m时压裂效果最佳，裂缝沿水平最大地应力SH方向扩展，缝间干扰导致相邻两簇裂缝相互排斥，垂直裂缝面方向(X)地应力差小于初始地应力差，裂缝尖端地应力差增大，排量越低、簇间距越小、地应力差越小，裂缝差异程度越大，扩展越不均匀，受到缝间和段间应力的同时干扰，后压裂段裂缝非平面化特征更强，综合考虑应力差、裂缝长度与SRA，推荐簇间距在20～25m较合适，考虑每段三簇裂缝，推荐段间距在60～75m较合适。
进一步地，所述步骤四中，利用非线性有限元法建立了基于渗流-应力-损伤耦合的压裂模型，基于三维cohesive水力压裂模型模拟不同层间压裂应力干扰及裂缝扩展情况，层间应力差超过5MPa，层间渗透率差异系数大于4，裂缝不穿层，排量越大、压裂液黏度越高，应力干扰区域越大，诱导应力也越大，注入排量越大，裂缝长度和高度均增加，即排量与SRV呈正相关，增加压裂液粘度有助于裂缝穿层，但不利于造长缝，补液增能可以有效恢复地应力偏转，保护老井缝网并降低层间干扰。
进一步地，微地震点云和缝网分布、渗流区域分布(SRV)在空间分布上具有一致性，模型采用的非均匀网格算法基于计算机图形学中的八叉树方法，该模型更为精细地去除事件点内部的空白区和低密度事件点区域，利用G函数压降分析方法，得到裂缝闭合压力为30.7MPa，关井后呈现正常滤失规律，储层渗透率较低，储层天然裂缝不发育，初次压裂后主要形成主裂缝。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明通过构建一套适用于纹层页岩油压裂地质模型，明确纹层页岩压裂过程中应力扰动规律；通过开展不同闭合压力下支撑剂长期导流能力测试，明确应力扰动对支撑剂导流影响规律，从而为纹层页岩水力压裂支撑剂用量优化提供支撑。
附图说明
为了更清楚地说明本发明中的方案，下面将对本发明实施例描述中所需要使用的附图作一个简单介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的流程示意图；
图2是本发明提供的声发射地应力测试数据图；
图3是本发明提供的井区声发射测试井位大致分布图；
图4是本发明提供的裂缝扩展模拟结果图；
图5是本发明提供的单缝模型示意图；
图6是本发明提供的地应力差变化云图；
图7是本发明提供的沿Path-X的水平应力差变化图；
图8是本发明提供的缝间应力差分布云图；
图9是本发明提供的平台压裂协同作业模式三种主要类型图；
图10是本发明提供的模型计算参数图；
图11是本发明提供的井现场第一次打液试验曲线结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的较佳实施例进行详细阐述，以使本发明的优点和特征能更易于被本领域技术人员理解，从而对本发明的保护范围做出更为清楚明确的界定。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施例，都属于本发明所保护的范围。
本发明的说明书和权利要求书及上述附图说明中的术语“包括”和“具有”以及它们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含。本发明的说明书和权利要求书或上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别不同对象，而不是用于描述特定顺序。
请参阅图1-11，一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，包括如下步骤：
步骤一：构建高精度地质力学模型确定压裂过程应力扰动值；
步骤二：根据应力扰动值确定支撑剂长期导流能力测试闭合压力值；
步骤三：开展支撑剂长期导流能力实验，对比不同测试闭合压力下支撑剂导流能力变化；
步骤四：评价应力扰动对支撑剂长期导流能力影响。
作为上述技术方案的改进，所述步骤一中，基于测井数据、现场和室内实验数据，构建区域地质力学模型，开展地质力学数据预处理和科学计算，将解释成果导入地质模型，构建三维原始地应力场，利用现场岩心Kaiser声发射实验结果对模型进行验证，基于现场数据，建立水平井动态地应力场演化几何模型，基于流固耦合和孔隙弹性理论，模拟生产过程中应力场的动态演化，所述步骤一中，生产导致水平井周围地层压力减小10MPa，水平井周围地应力场发生明显改变，水平最小地应力减小10MPa，井区水平地应力整体上呈现由东北向西南方向逐渐升高的趋势。
作为上述技术方案的改进，所述步骤二中，基于XFEM方法建立裂缝扩展模型，探究裂缝扩展与应力之间关系，考虑了裂缝簇数、初始应力差、相邻段压裂影响等因素对应力的影响，裂缝尖端孔隙压力最大，压裂液的滤失集中在裂缝尖端附近，裂缝尖端哑铃型区域的Sh值小于初始Sh值，裂缝面两侧Sh方向发生了较大程度的偏转，压裂对裂缝尖端附近的Sh方向影响不大。
作为上述技术方案的改进，所述步骤二中，裂缝扩展会对在周围地层产生附加应力场，基于断裂力学理论；利用解析解计算裂缝扩展附加应力场，裂缝附加应力场解析为：
靠近裂缝面两侧地层，附加应力为压应力，附加应力沿路径1呈现逐渐减小的趋势，水平最大方向降低趋势更明显，沿路径1方向，水平应力差呈现减小趋势，且存在最值。
作为上述技术方案的改进，沿Path-X方向，地应力差减小的程度不同，存在应力差最小值初始应力差越大，应力差的减小程度越大，应力差最小值距离裂缝面越近，分段分簇压裂导致裂缝面两侧地层的水平应力差减小，根据减小幅度，划分为三个区域，初始应力差越大，形成相对复杂缝网所需的簇间距越小，中间裂缝两侧压裂后Sh较压裂前增幅较大，导致中间缝止裂，远离裂缝面一定距离处水平最小地应力Sh也小幅增加，裂缝面两侧应力差减小，裂缝尖端附近应力差增加，压裂使部分区域的地应力方向发生偏转。
作为上述技术方案的改进，所述步骤三中，基于扩展有限元理论，建立压裂井裂缝扩展模型，主要研究变量包括单段簇数、簇间距、初始应力差、井间距，研究距离压裂井不同井间距下的新井附近水平应力差变化规律，簇间距变化引起的应力差改变对井间距的选择影响不大，井距增加，应力干扰作用减弱，裂缝偏转角度增加，裂缝的复杂程度增加，交错布缝顺序拉链压裂可获得更大的SRA和更加复杂的缝网，依据井间应力差分布云图和不同井距时应力差增加图版，综合半缝长优选井距。
作为上述技术方案的改进，压裂液粘度、泊松比对裂缝扩展形态和地应力的影响较小，应力差对裂缝扩展形态的影响大，主要体现在裂缝偏转程度上，应力差越高，裂缝偏转越小，从左至右外侧裂缝偏转角度为9°、4°，弹性模量越高，裂缝扩展的半缝长越长，两侧裂缝偏转程度也越大，压裂液排量增大，裂缝扩展的长度增加，地层压力也相应增加，为获得更好的改造效果，可以通过增加排量/液量实现，簇间距主要影响裂缝形态和长度，对缝宽和孔隙压力影响小，簇间距增大，对中间裂缝的抑制减弱，各簇裂缝扩展均匀程度增加，存在一定的簇间距范围，使得裂缝形态与SRA均处于较高水平。
作为上述技术方案的改进，半缝长与SRA随着簇间距的增加，均呈现先增加后减小的变化规律，簇间距增大，外侧缝长与内侧裂缝长的比值不断下降，50m时缝长反转，由半缝长与SRA结果显示，簇间距在20～30m时压裂效果最佳，裂缝沿水平最大地应力SH方向扩展，缝间干扰导致相邻两簇裂缝相互排斥，垂直裂缝面方向(X)地应力差小于初始地应力差，裂缝尖端地应力差增大，排量越低、簇间距越小、地应力差越小，裂缝差异程度越大，扩展越不均匀，受到缝间和段间应力的同时干扰，后压裂段裂缝非平面化特征更强，综合考虑应力差、裂缝长度与SRA，推荐簇间距在20～25m较合适，考虑每段三簇裂缝，推荐段间距在60～75m较合适。
作为上述技术方案的改进，所述步骤四中，利用非线性有限元法建立了基于渗流-应力-损伤耦合的压裂模型，基于三维cohesive水力压裂模型模拟不同层间压裂应力干扰及裂缝扩展情况，层间应力差超过5MPa，层间渗透率差异系数大于4，裂缝不穿层，排量越大、压裂液黏度越高，应力干扰区域越大，诱导应力也越大，注入排量越大，裂缝长度和高度均增加，即排量与SRV呈正相关，增加压裂液粘度有助于裂缝穿层，但不利于造长缝，补液增能可以有效恢复地应力偏转，保护老井缝网并降低层间干扰。
作为上述技术方案的改进，微地震点云和缝网分布、渗流区域分布(SRV)在空间分布上具有一致性，模型采用的非均匀网格算法基于计算机图形学中的八叉树方法，该模型更为精细地去除事件点内部的空白区和低密度事件点区域，利用G函数压降分析方法，得到裂缝闭合压力为30.7MPa，关井后呈现正常滤失规律，储层渗透率较低，储层天然裂缝不发育，初次压裂后主要形成主裂缝，分析了井第二次打液的现场压力数据，G函数叠加导数线(绿色)有“凸起”特征，关井后仍有裂缝开启，分析表明二次压裂，会产生次生裂缝。
本发明的工作原理和使用方法：
基于地质力学模型，分析了艾湖地区水平井的岩石力学参数及地应力剖面，综合脆性系数和可压性系数，分析水平段的压裂甜点，并设计射孔点位置，压裂甜点区簇间距25m，非甜点区簇间距30m，推荐井距大于240m，此时井间应力干扰引起的应力差变化小于2MPa，层间应力差约4MPa，依据图版裂缝有穿层可能，在选用高排量、高黏度压裂液时，应注意控制缝高，艾湖水平两向应力差为13.5MPa，属于较高应力差，依据图版选择簇间距，推荐簇间距25～30m、排量10～12m3/min，每段3簇，单缝砂量25～28m3，推荐井距大于240m，此时井间应力干扰引起的应力差变化小于2MPa，层间应力差约4MPa，依据图版裂缝有穿层可能，在选用高排量、高黏度压裂液时，应注意控制缝高，以施工顺序优化和科学注液为手段的人工干预地应力方法，根据井网部署、隔夹层发育情况、新老井位置关系建立三种平台井协同压裂模式，导33个大平台150余井次压裂实施，压裂施工符合率提升至98％，玛湖致密油套变丢段率由攻关前的2.24％降低至0.14％，吉木萨尔页岩油实现零丢段，通过构建一套适用于纹层页岩油压裂地质模型，明确纹层页岩压裂过程中应力扰动规律；通过开展不同闭合压力下支撑剂长期导流能力测试，明确应力扰动对支撑剂导流影响规律，从而为纹层页岩水力压裂支撑剂用量优化提供支撑。
以上所述仅用以说明本发明的技术方案，而非对其进行限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。
Claims (10)
1.一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一：构建高精度地质力学模型确定压裂过程应力扰动值；
步骤二：根据应力扰动值确定支撑剂长期导流能力测试闭合压力值；
步骤三：开展支撑剂长期导流能力实验，对比不同测试闭合压力下支撑剂导流能力变化；
步骤四：评价应力扰动对支撑剂长期导流能力影响。
2.根据权利要求1所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：所述步骤一中，基于测井数据、现场和室内实验数据，构建区域地质力学模型，开展地质力学数据预处理和科学计算，将解释成果导入地质模型，构建三维原始地应力场，利用现场岩心Kaiser声发射实验结果对模型进行验证，基于现场数据，建立水平井动态地应力场演化几何模型，基于流固耦合和孔隙弹性理论，模拟生产过程中应力场的动态演化，所述步骤一中，生产导致水平井周围地层压力减小10MPa，水平井周围地应力场发生明显改变，水平最小地应力减小10MPa，井区水平地应力整体上呈现由东北向西南方向逐渐升高的趋势。
3.根据权利要求2所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：所述步骤二中，基于XFEM方法建立裂缝扩展模型，探究裂缝扩展与应力之间关系，考虑了裂缝簇数、初始应力差、相邻段压裂影响等因素对应力的影响，裂缝尖端孔隙压力最大，压裂液的滤失集中在裂缝尖端附近，裂缝尖端哑铃型区域的Sh值小于初始Sh值，裂缝面两侧Sh方向发生了较大程度的偏转，压裂对裂缝尖端附近的Sh方向影响不大。
4.根据权利要求3所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：所述步骤二中，裂缝扩展会对在周围地层产生附加应力场，基于断裂力学理论；利用解析解计算裂缝扩展附加应力场，然后对裂缝附加应力场进行解析。
5.根据权利要求4所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：地应力差减小的程度不同，存在应力差最小值初始应力差越大，应力差的减小程度越大，应力差最小值距离裂缝面越近，分段分簇压裂导致裂缝面两侧地层的水平应力差减小，根据减小幅度，划分为三个区域，初始应力差越大，形成相对复杂缝网所需的簇间距越小，中间裂缝两侧压裂后Sh较压裂前增幅较大，导致中间缝止裂，远离裂缝面一定距离处水平最小地应力Sh也小幅增加，裂缝面两侧应力差减小，裂缝尖端附近应力差增加，压裂使部分区域的地应力方向发生偏转。
6.根据权利要求5所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：所述步骤三中，基于扩展有限元理论，建立压裂井裂缝扩展模型，主要研究变量包括单段簇数、簇间距、初始应力差、井间距，研究距离压裂井不同井间距下的新井附近水平应力差变化规律，簇间距变化引起的应力差改变对井间距的选择影响不大，井距增加，应力干扰作用减弱，裂缝偏转角度增加，裂缝的复杂程度增加，交错布缝顺序拉链压裂可获得更大的SRA和更加复杂的缝网，依据井间应力差分布云图和不同井距时应力差增加图版，综合半缝长优选井距。
7.根据权利要求6所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：压裂液粘度、泊松比对裂缝扩展形态和地应力的影响较小，应力差对裂缝扩展形态的影响大，主要体现在裂缝偏转程度上，应力差越高，裂缝偏转越小，从左至右外侧裂缝偏转角度为9°、4°，弹性模量越高，裂缝扩展的半缝长越长，两侧裂缝偏转程度也越大，压裂液排量增大，裂缝扩展的长度增加，地层压力也相应增加，为获得更好的改造效果，可以通过增加排量/液量实现，簇间距主要影响裂缝形态和长度，对缝宽和孔隙压力影响小，簇间距增大，对中间裂缝的抑制减弱，各簇裂缝扩展均匀程度增加，存在一定的簇间距范围，使得裂缝形态与SRA均处于较高水平。
8.根据权利要求7所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：半缝长与SRA随着簇间距的增加，均呈现先增加后减小的变化规律，簇间距增大，外侧缝长与内侧裂缝长的比值不断下降，50m时缝长反转，由半缝长与SRA结果显示，簇间距在20～30m时压裂效果最佳，裂缝沿水平最大地应力SH方向扩展，缝间干扰导致相邻两簇裂缝相互排斥，垂直裂缝面方向(X)地应力差小于初始地应力差，裂缝尖端地应力差增大，排量越低、簇间距越小、地应力差越小，裂缝差异程度越大，扩展越不均匀，受到缝间和段间应力的同时干扰，后压裂段裂缝非平面化特征更强，综合考虑应力差、裂缝长度与SRA，推荐簇间距在20～25m较合适，考虑每段三簇裂缝，推荐段间距在60～75m较合适。
9.根据权利要求8所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：所述步骤四中，利用非线性有限元法建立了基于渗流-应力-损伤耦合的压裂模型，基于三维cohesive水力压裂模型模拟不同层间压裂应力干扰及裂缝扩展情况，层间应力差超过5MPa，层间渗透率差异系数大于4，裂缝不穿层，排量越大、压裂液黏度越高，应力干扰区域越大，诱导应力也越大，注入排量越大，裂缝长度和高度均增加，即排量与SRV呈正相关，增加压裂液粘度有助于裂缝穿层，但不利于造长缝，补液增能可以有效恢复地应力偏转，保护老井缝网并降低层间干扰。
10.根据权利要求9所述的一种考虑应力扰动下支撑剂导流能力评价方法，其特征在于：微地震点云和缝网分布、渗流区域分布(SRV)在空间分布上具有一致性，模型采用的非均匀网格算法基于计算机图形学中的八叉树方法，该模型更为精细地去除事件点内部的空白区和低密度事件点区域，利用G函数压降分析方法，关井后呈现正常滤失规律，储层渗透率较低，储层天然裂缝不发育，初次压裂后主要形成主裂缝。
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| CN117866609A (zh) * | 2024-03-12 | 2024-04-12 | 西南石油大学 | 一种高导流支撑剂及其制备方法 |
| CN117866609B (zh) * | 2024-03-12 | 2024-05-07 | 西南石油大学 | 一种高导流支撑剂及其制备方法 |
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