鄂尔多斯盆地石盒子组-山西组致密储层形成主控因素与发育模式:以彬长地区为例

明确致密储层“甜点”的分布是致密储层油气勘探的重点。通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、包裹体均一温度测定、常规物性分析等手段,对鄂尔多斯盆地南部彬长地区上古生界致密砂岩沉积特征、储层特征、成岩作用进行了详细研究,明确了储层形成的主要控制因素并建立了优质储层的发育模式。结果表明:沉积相是储层形成的基础,辫状河三角洲平原分流河道心滩微相岩石粒度粗,孔隙结构为小孔-中细喉型,储层物性相对较好;曲流河三角洲前缘水下分流河道及河口坝微相岩石粒度细,孔喉结构为微孔-微喉型,储层物性相对较差。成岩作用对优质储层的发育与分布具有重要控制作用。间歇性火山凝灰质在酸性地层蚀变为高岭石,而在碱性地层蚀变为绿泥石套膜,抑制了石英次生加大和方解石胶结,保护了储集空间。石英次生加大主要为泥岩转化形成的SiO_(2)渗滤到砂岩中形成的,中晚期方解石充填长石、岩屑溶孔为方解石顶底板胶结的主要原因。晚期构造改造形成的微裂缝无方解石胶结,改善了储层物性,对气藏起调整作用。彬长地区在3 750 m和3 900 m埋深段附近为2个溶蚀孔发育带。最优储层为溶蚀孔发育带内火山凝灰质转化形成的富含绿泥石套膜的中-粗砂岩;次优储层主要分布在溶蚀孔发育带内单砂体厚度较大、有旋回且无泥岩隔档的砂体的中下部,主要为缺少绿泥石套膜的中-粗砂岩,方解石胶结与石英次生加大作用最低。研究成果进一步深化了鄂尔多斯盆地南部地区上古生界致密砂岩优质储层发育的成因,对该地区天然气勘探开发具有重要指导意义。

变质岩潜山多尺度裂缝发育特征及裂缝网络结构模式:以渤中Z变质岩潜山为例

天然裂缝是变质岩潜山储层重要的储集空间和有效的渗流通道。多尺度裂缝组合在空间形成连通性良好的连续网络是致密变质岩形成优质连片储层和获得高产、稳产的关键因素。综合利用成像测井、岩心、薄片和扫描电镜等资料,对变质岩潜山储层中不同尺度裂缝进行精细表征,建立了多尺度裂缝的幂律分布规律,明确了不同尺度裂缝对储层的贡献,分析了裂缝网络空间结构模式及其对产能的影响。结果表明:不同尺度裂缝系统相关参数发生规律性变化,随着裂缝规模的降低,裂缝发育程度呈幂律函数增加。宏观裂缝的规模大,连通性好,为致密储层提供重要的渗流通道,但裂缝密度相对较低,为储层提供的孔隙度有限。微观裂缝密度大,可以为致密储层提供储集空间,但裂缝规模较小,裂缝连通性有限,主要起到沟通基质孔隙的作用。根据不同尺度裂缝的空间组合模式,建立了5种缝网结构。其中,多尺度高密度多组系缝网和大尺度中密度多组系缝网能够形成大面积连续型优质储层,可以获得高产和稳产;小尺度高密度多组系缝网和大尺度低密度多组系缝网需要压裂改造才能获得稳产;小尺度低密度单组系缝网不能有效改善致密储层,很难获得工业油气流。

姬塬地区长8油层组储层特征分析

为确定长8油层储层现今表征,储层物性受黏土矿物胶结物控制模式,储层沉积作用和沉积后期所经历的成岩变化,通过铸体薄片、扫描电镜等方法研究了储层基本特征和成岩作用及沉积作用,在整体低渗的背景下,部分位于相对渗透率较高区域的油井有较高的产量,理清研究区长8储层富集规律,对地区内岩石孔隙度下降因素进行剖析。结果表明,姬塬地区有利储层多发育水下分流河道和河口坝沉积,特别是砂体中心部位储层物性是最好,可见长8油层组的储集性能和渗流性能好,即粒间孔型、粒间孔+溶孔型和溶孔+粒间孔型。溶孔型、粒间孔+微孔型两种孔隙组合类型的渗流性能较差。微孔型和溶孔+微孔型两种孔隙组合类型的储集空间主要由半径极小的微孔构成,连通性较差,其孔隙内表面积和渗流阻力,储集性能和渗流性能较差。

基于虚拟样本生成的致密砂岩储层参数预测

由于孔渗统计回归和测井解释方法在致密砂岩储层参数预测中表现不佳,人工智能方法被广泛应用于致密砂岩储层参数预测中。然而,可用的岩心数据很难满足人工智能大量学习样本的要求。因此,提出了基于高斯混合模型的虚拟样本生成方法,以解决缺乏训练样本的问题。该算法的通过拟合原始样本的分布来生成虚拟样本,填充了小样本数据之间的信息缺失。通过标准函数测试,该方法能有效生成训练数据,实际工区孔隙度和渗透率预测对比试验表明,经过虚拟样本扩充数据集后,模型的预测准确率分别提高了9.7%和18.6%,表明所提出的方法可以有效地提高小样本条件下的模型预测精度。

数理统计法确定物性下限的方法优选

针对数理统计法确定物性下限的一些问题进行了分析。在有效样本和非有效样本个数大致相当的情况下,依据不同含油产状岩心物性分析数据分别采用自然分布百分比法、块数折合百分比法、正逆累积法确定物性下限,结果基本一致,但受物性分类区间影响,精度不高。考虑样本数据体差异过大的影响,引入有效样本的折合系数或者样本归一化处理的百分比正逆累积法,在一定程度上克服了自然分布统计法中因有效样本占绝对优势而使统计出的下限偏低的问题,但仍然受物性分类区间的影响,精度不够高。为了更好地压制有效样本与非有效样本的统计数据体差异较大问题,提高精度,提出利用百分比正逆累积散点曲线法进行逐点绘图。经过A油田某目的层段岩心样本数据对比分析,利用百分比正逆累积散点曲线图确定孔隙度下限为7.4%,与实测油层最低孔隙度值7.4%一致;对B油田某目的层段岩心样本数据对比分析,百分比正逆累积散点曲线图确定渗透率下限为400 mD,与实测油层最低渗透率410 mD基本一致。两个实例均显示百分比正逆累积散点曲线法更可靠,确定的物性下限精度更高。

塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层裂缝特征及其对油气产能的影响

天然裂缝是深层致密砂岩储层重要的油气运移通道和储集空间,对库车坳陷博孜区块油气产能具有重要意义。利用岩心、薄片、成像测井以及实际生产资料,在明确塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层天然裂缝发育特征的基础上,厘定了天然裂缝对油气产能的影响。研究结果表明:库车坳陷博孜区块超深层储层构造裂缝发育,其中主要发育未充填-半充填的高角度剪切缝,局部发育半充填-全充填张性缝,受多期构造运动影响,区内主要发育N-S向和NW-SE向天然裂缝,部分呈近EW向;裂缝是研究区重要的储集空间和渗流通道,通过成像测井资料和试油资料构建了裂缝发育系数和裂缝有效系数用以定量表征裂缝对油气产能的影响,并建立了这两项表征参数和油气产能的定量评价图版,通过验证说明裂缝发育系数和裂缝有效系数可以较好地评价研究区裂缝的有效性,实现了通过裂缝参数对裂缝性储层品质的分类预测。研究成果不仅为研究区油气高效勘探开发提供了地质依据,同时提供了一个致密砂岩储层裂缝对油气产能影响的实例。

东营凹陷北带基岩风化壳储层发育特征及控制因素

东营凹陷北带西段王庄潜山油藏的发现,揭示了太古宙基岩储层极大的油气勘探潜力。本文基于露头、岩心、薄片、测井、成像测井、孔渗数据以及试油资料,对东营凹陷北带太古宙基岩风化壳储层发育特征进行了总结,对其主控因素进行了深入探索,取得了以下主要认识:(1)太古宙基岩主要为二长花岗岩和花岗闪长岩,局部发育花岗片麻岩,岩石脆性较强,容易产生裂缝,具备形成优质储层的岩性基础。(2)基岩风化壳储层纵向上可划分为崩解型储层、溶蚀崩解型储层以及残积崩解型储层三类。(3)崩解型储层主要以构造缝、溶蚀缝和节理缝为主,储层物性较差,平均孔隙度为2.2%,平均渗透率为0.25 mD,主要分布在构造高部位;溶蚀崩解型储层表现为明显的双层结构,上覆溶蚀层发育厚度为50~150 m,储层物性好,平均孔隙度为4.7%,平均渗透率为1.3 mD,储集空间以溶蚀孔、溶蚀增强缝为主,下伏的崩解层物性差,储集空间以裂缝为主,主要分布在构造中低部位;残积崩解型储层表现为上薄下厚特点,上覆残积层厚度分布在10~43 m,岩体松散破碎,储集空间以溶蚀孔为主,平均孔隙度为4.5%,平均渗透率为1.7 mD,下伏崩解层致密,块状结构明显,储集空间以各种成因的裂缝为主,主要分布在研究区临近构造高部位的缓坡带。(4)基岩风化壳储层物性及分布主要受控于4个因素:富含高脆性矿物含量的岩石影响裂缝的发育程度,构造应力控制裂缝的形成及产状分布,发达的断裂体系加速了基岩风化壳有效储层的形成,古海拔高程最终控制了基岩风化壳储层分布。研究成果对于东营凹陷以及其他断陷盆地基岩风化壳储层评价和油气勘探具有重要的借鉴意义。

吐哈盆地深层、超深层致密砂岩成岩作用及成岩相——以丘东洼陷J7井区三工河组二段为例

三工河组二段致密砂岩储层作为吐哈盆地重要的油气勘探目标,缺乏成岩作用及成岩相的定量评价。文中利用岩石薄片、物性分析、粒度分析、X射线衍射和扫描电镜等资料,并通过对视压实率、视胶结率、溶蚀增加孔隙度、破裂增加孔隙度以及成岩综合系数的计算,开展成岩相划分,同时运用灰色关联分析法,建立成岩综合系数的测井计算模型,实现对成岩作用及成岩相的定量评价。研究结果表明:吐哈盆地丘东洼陷J7井区三工河组二段岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,结构成熟度与成分成熟度差,孔隙度多小于6%,渗透率多小于1×10^(-3)μm^(2),为典型的特低孔-特低渗储层,在地质历史时期主要经历了压实、溶蚀、胶结和破裂等成岩作用改造;三工河组二段致密砂岩储层共发育6种成岩相,其中强压实-溶蚀相和强压实-溶蚀微裂缝相为研究区重要的建设性成岩作用相带;研究区目的层不同砂层组的成岩相分布有一定差异,但总体规律基本一致,在一定条件下受到了沉积作用的影响。该研究不仅明确了研究区三工河组二段成岩相纵横向展布特征,同时为成岩作用的定量评价及预测提供了方法和技术支持。

塔北隆起南斜坡带三道桥气田寒武系裂缝型白云岩储层裂缝期次差异与分布规律

塔里木盆地北部三道桥气田在深层寒武系发育典型的裂缝型白云岩储层。在岩心、显微镜下、成像测井等多尺度多视角下均显示白云岩储层溶蚀作用弱,构造裂缝是研究区白云岩储层储集空间及物性的主控因素。本研究综合岩心、镜下、显微CT视角下的裂缝交切关系、声发射实验对古构造强度的分析以及区域成岩与埋藏史,得到了研究区主要发育的两期裂缝的差异特征。结果显示:第一期为雁列式高角度裂缝,裂缝宽度大,缝面粗糙,充填胶结严重,主要形成期为加里东晚期—海西早期;第二期呈中高角度裂缝,裂缝宽度小,缝面平直,多呈半充填,推测形成期为海西晚期—印支期;第二期裂缝交切了先期裂缝,局部错位位移现象明显。通过岩心裂缝线密度和单井裂缝发育段定量参数的统计分析,定量表征了不同构造部位白云岩储层裂缝发育程度,指出了在三道桥气田寒武系白云岩古潜山的挤压褶皱背斜翼部高部位具有最高的裂缝发育程度,挤压褶皱背斜的翼部低部位与挤压向斜裂缝发育程度较低,并建立了研究区非对称挤压褶皱剖面裂缝发育模式。本研究对裂缝期次差异和分布规律的认识可为区域上的裂缝发育期次、有效裂缝识别及特征、裂缝定量分布预测和有利区的评价起到一定的参考意义。

致密砂岩储层孔隙结构特征对可动流体赋存的影响:以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段为例

分析孔隙结构和可动流体分布特征是储层研究的关键要素,也是当前研究的重点与热点,对致密砂岩油气勘探及提高油气采收率具有重要意义。以鄂尔多斯盆地庆城地区长7段致密砂岩储层为例,通过物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和核磁共振实验,结合分形理论,分析了致密砂岩储层孔隙结构、非均质性和可动流体分布特征,讨论了孔喉结构和非均质性对可动流体赋存的影响。结果表明:研究区长7段储层储集空间主要由微纳米级孔隙贡献,孔隙连通性较差,孔喉半径主要分布在0.050~0.500μm;孔喉结构非均质性较强,分形维数分布在2.65~2.90;流体可动性较差,可动流体饱和度分布在16.68%~51.74%,可动流体多分布在中孔和小孔内。研究区长7段储层可分为3类:从Ⅰ类到Ⅲ类储层,剩余粒间孔和粒间溶蚀孔发育变少,孔隙连通性变差,孔喉尺寸变小,较大孔喉变少,非均质性变强,流体可动性变差,中孔和大孔内可动流体含量趋于降低,可动流体倾向于在小孔内赋存。研究成果为致密砂岩油气勘探及油气采收率提高提供了理论依据。

塔里木盆地天山南地区古隆起周缘致密砂岩储层特征及主控因素

塔里木盆地天山南地区古隆起周缘砂岩储层发育的主控因素及致密化成因一直制约着该区的增储上产。综合利用薄片和阴极发光观察、物性测试、压汞分析等方法对下白垩统舒善河组-巴西盖组砂岩储层特征进行了研究,明确了制约储层物性发育的主控因素。研究表明:研究区目的层的孔隙度φ多<10%,渗透率k<1×10^(-3)μm^(2),是典型的致密砂岩储层,其中辫状河三角洲相砂岩储层的物性和孔隙结构均最好(φ=12.3%,k=60.4×10^(-3)μm^(2)),扇三角洲相砂岩次之(φ=6.9%,k=1.9×10^(-3)μm^(2)),滩坝相砂岩最差(φ=6.7%,k=0.34×10^(-3)μm^(2));古隆起的演化控制了沉积相的差异,同时也影响了砂岩的成岩作用,辫状河三角洲和扇三角洲沉积环境水动力较强,砂岩颗粒较粗,受胶结作用弱,因此孔隙度和渗透率较高;滩坝相砂岩沉积时远离陆源输入,颗粒较细,水下古隆起的发育在成岩阶段控制了其较高含量的碳酸盐胶结物的形成,堵塞孔喉,显著降低砂岩储层物性,导致砂岩呈现致密化。研究成果可以为天山南地区下白垩统致密油气的勘探开发提供参考。

吴起油田白河北部长8储层特征及其控制因素研究

为对吴起油田长8地区的储层特征存进行进一步深入的了解,利用研究区内高压压汞、岩石薄片、铸体薄片以及物性特征等资料,对吴起油田白河北部长8储层的岩石学特征、孔隙类型及结构、孔渗特征等进行研究,并对可能影响储层物性的因素进行讨论,得出:沉积微相和成岩作用是影响该储层的主要因素。储层特征:分流间湾、下分流河道和远砂坝是白河北部长8沉积微相主要的存在形式,其河口坝的发育程度较低,以浅灰、灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主要的岩石类型,研究区孔隙类型以岩屑溶孔、长石溶孔、粒间孔隙居多,晶间孔的数量较少,可见少量的微裂隙。总体上看长8储层的类型属特低孔、超低渗致密储层。分析研究范围各小层的物性可得,其中长8_(2)^(2)物性最好。

埕岛油田ZHX25井区沙河街组储层精细预测

埕岛油田ZHX25井区沙河街组储层埋藏深,厚度薄、变化快、受灰质影响储层预测难度大,已经成为制约本区油气勘探成效的一个短板。为有效解决此难题,在区域沉积规律指导下,结合岩心、测井、地震等资料首先开展了沉积相研究,并在此基础上结合叠后地震数据依次应用子波分解去强轴、属性融合等方法进行了储层精细预测,实现了沙河街组储层的精准展布。

鄂尔多斯盆地周家湾地区长4+5储层特征及控制因素分析

本文收集整理了周家湾地区延长组长4+5储层的岩心观察,扫描电镜和压汞等测试资料,从岩石学,物性,孔隙类型及结构特征等方面,统计分析了研究区长4+5储层特征及影响储层特征的主要控制因素。结果表明,研究区主要是三角洲前缘亚相中水下分流河道和水下分流间湾微相;区内长4+5储层受沉积作用影响,储层物性最好的区域分布在水下分流河道砂体,物性特征表现为以残余原生粒间孔为主;受成岩作用影响,岩石被压实而致密化,如绿泥石早期环边稳定,孔渗条件难改变,后期环边堵塞喉道使孔渗变差,碳酸盐胶结物降低原生粒间孔、储层孔渗性,但因增加了骨架颗粒强度而部分阻止压实作用;溶蚀作用改善储层孔渗条件。研究区长4+5储层属特低孔隙度,特低渗透率储层。

致密砂岩储层微观孔喉结构及可动流体分布特征:以鄂尔多斯盆地东部神木地区盒8段储层为例

致密砂岩复杂的孔喉结构导致多变的可动流体分布,而微观孔隙结构和可动流体分布又是研究致密砂岩储层的重点。基于核磁共振可动流体测试原理,采用离心试验、高压压汞、扫描电镜、X射线衍射及铸体薄片等方法,建立了神木地区盒8段储层孔隙结构分类标准,明确了3类岩石孔隙结构参数及孔隙、喉道类型,提出了适用于目标储层转换系数的新方法,并定量评价了3类岩石可动流体分布特征。研究结果表明,目标储层中Ⅰ、Ⅱ类岩石孔隙以孔径大于10μm的残余粒间孔和孔径大于1μm的溶蚀孔为主,喉道以缩小型和弯片状喉道为主,孔隙结构参数较好,大孔隙发育程度高、孔喉间连通性好、可动流体赋存量大,大部分可动流体赋存于T_(2)谱右峰对应的大孔隙中,而左峰对应的小孔隙中可动流体含量低。Ⅲ类岩石孔隙结构参数差、可动流体百分比低、孔喉以晶间孔和管束状喉道为主。目标储层平均转换系数为0.029μm/ms,但Ⅰ、Ⅱ类岩石转换系数小于Ⅲ类,转换后的Ⅰ、Ⅱ类岩石T_(2)谱的右峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应,而Ⅲ类岩石T_(2)谱的左峰与压汞孔隙半径分布的主峰相对应。Ⅰ、Ⅱ类岩石孔径大于1μm的孔隙中可动流体百分比高,是未来勘探开发的主要方向。研究成果为提高致密油藏采收率提供了参考和借鉴。

川南下志留统龙马溪组页岩岩相表征

页岩岩相表征是页岩气地质评价和选层、选区的基础性研究工作。本文以露头和钻井资料为基础,依据岩矿、薄片、地化和测井资料,建立了海相页岩岩相划分方法,对川南上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组主要岩相进行了精细表征,并形成4点认识:(1)应用岩石矿物三端员法+沉积微相划分页岩岩相类型及其组合,是开展海相页岩岩相表征的有效方法;(2)川南五峰组-龙马溪组页岩发育6种岩相类型和3种典型岩相组合,其中硅质页岩和钙质硅质混合页岩是(半)深水环境的特有岩相,黏土质页岩和黏土质钙质混合页岩是半深水-浅水环境的主要岩相,黏土质硅质混合页岩是浅水-深水环境下的共有岩相;(3)随着水体由深变浅和水动力条件逐渐增强以及陆源物质输入量增大,不同成因岩相组合的页岩矿物成分、基质组构、古生物和有机质富集程度、测井响应等基本特征均发生重大变化;(4)受海平面变化控制,主力产层为深水陆棚沉积的硅质页岩、钙质硅质混合页岩和黏土质硅质混合页岩组合,产层顶板为半深水-浅水陆棚沉积的黏土质页岩、黏土质硅质混合页岩和黏土质钙质混合页岩组合;前者因富含硅质和有机质,具有良好的脆性和物性,是形成页岩气产层的优质岩相;后者因富含黏土和贫有机质,脆性和渗透性差,是形成页岩气藏区域封盖层的优质岩相;两者自下而上构成良好的自封自储型储盖组合。

鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6—8段储层砂岩成岩作用研究

鄂尔多斯盆地西峰油田的储集岩—三叠系延长组长 6— 8段砂岩是典型的低孔低渗储集岩 ,具有粒径细、成分成熟度低、磨圆度较差、分选性较好的特点。运用薄片鉴定、粘土矿物、稳定同位素分析及物性分析等资料 ,研究了延长组长 6— 8段的成岩作用特征 ,分析了它们对储层物性的影响状况 ,确定了储层砂岩的成岩作用阶段 ,指出西峰油田优质储层的发育取决于储集砂岩中粘土膜形成作用。

川东南地区龙马溪组页岩孔隙结构全孔径表征及其对含气性的控制

页岩气主要赋存于页岩孔隙中,研究页岩孔隙结构特征是深入认识页岩气富集机理的关键。通过CO2吸附、N2吸附、CH4等温吸附和高压压汞实验,对川东南地区龙马溪组页岩的孔隙结构进行了全孔径表征,并阐明了孔隙结构对页岩含气性的控制作用。页岩的微孔（〈2.0nm）、中孔（2.0~50.0nm）和宏孔（〉50.0nm）都十分发育,且分布特征变化较大。在孔体积方面,中孔提供的孔体积最多,约40.8%,其次是微孔,约34.7%,宏孔的孔体积最少,只提供24.5%。在孔隙比表面积方面,微孔占有绝对优势,约提供76.87%,其次是中孔,约23.05%,宏孔只有0.07%。中孔和微孔提供了页岩中主要的孔体积,控制了游离气的含量。微孔的比表面积与CH4最大吸附量具有很好的正相关关系,且提供了页岩中主要的比表面积,控制了吸附气的含量。宏孔提供的孔体积和比表面积在页岩中不占优势,对吸附气和游离气含量的影响较弱,但可作为页岩气渗流的主要运移通道。因此,明确页岩的微孔、中孔和宏孔的分布特征,尤其是微孔对页岩中吸附气和游离气富集的贡献,对页岩气勘探与开发具有重要指导意义。

陆相页岩气资源评价初探:以延长直罗—下寺湾区中生界长7段为例

页岩气是一类非常规天然气聚集类型,在中国找页岩气的实践还处于初期阶段,如何合理评价其资源量目前还没有成熟的方法,尤其针对陆相页岩气评价更缺乏借鉴和参考。文中在分析海相、陆相页岩的差异和特点的基础上,明确陆相页岩资源评价的条件和标准。针对延长探区中生界三叠系延长组页岩开展研究,在样品测试、含气量初评的基础上,对陆相页岩气的资源进行初步评价。对不同勘探程度和地质条件采用不同的资源评价方法,综合不同方法获得的结果认为,延长直罗—下寺湾区中生界陆相页岩气资源量达到(626.4～6 037.2)×108 m3,具有很好的勘探开发价值。

重庆及其周缘地区下古生界页岩气成藏条件及有利区预测

从野外地表露头、井下岩心及典型剖面等基础资料出发,以富有机质页岩形成地质背景及其展布特征-页岩气成藏条件-有利区预测为主线,对重庆及周缘地区下古生界页岩气成藏条件进行分析,并采用综合信息叠合法对该区有利区进行预测。指出研究区下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组两套富有机质页岩普遍发育,分布广,厚度大,埋藏适中,有机质类型好,有机质含量高,具有充足的储集空间和运移通道,并且等温吸附模拟和现场解析实验也表明,这两套页岩均具有较强的气体吸附、较好的含气性能;多口井钻遇黑色页岩段气显异常普遍,也为页岩气的存在提供证据。总之,该区与美国东部典型页岩气盆地有诸多地质可比性,具有形成页岩气藏的有利地质条件,是页岩气勘探研究值得关注的重要领域。