温压耦合作用下四川盆地深层龙马溪组页岩孔渗和岩石力学特征

为了研究温压耦合变化对深层页岩孔隙度、渗透率和岩石力学特征的影响,选择四川盆地威荣和永川地区下志留统龙马溪组深层页岩岩心样品,设计开展温压条件的上限为120℃、70 MPa的孔渗实验和三轴压缩岩石力学—声波一体化实验。研究结果表明:(1)微观上的孔渗变化与宏观上的岩石变形相互约束,均呈现先快后缓的变化特征,最大温压实验条件下孔隙度降低34%~71%、渗透率降低85%~97%。随着温压的升高,深层页岩经历了以有机质孔、黏土矿物孔被压缩和微裂缝受压闭合的塑性变形和脆性矿物孔、岩石骨架颗粒本体被压缩的弹性变形;(2)与常温高围压实验对比,高温对孔渗应力敏感的影响显著。高温通过增加岩石塑性,加剧高围压对孔隙的压缩,同时引发岩石骨架颗粒间产生热应力,页岩层理易重新开启或沿层理等软弱面产生新缝,使得页岩渗透率随温度和围压升高而降低的程度减弱;(3)与常温三轴力学实验对比,深层页岩在高温高压耦合作用下,抗压强度和峰值应变量显著增加,抗压强度最高达435 MPa、峰值应变超过2%,说明高温增加了岩石塑性,不利于页岩的破裂和裂缝扩展;(4)岩相和矿物组分对深层页岩孔渗和岩石力学特征具有重要影响。不同岩性页岩发生脆性破坏的难度和充分程度不同,实际地质条件下页岩的应力应变特征是压裂方案优化调整的重要依据。

东营凹陷南坡东段油气成藏模式及勘探潜力

东营凹陷油气资源丰富,但油气分布差异大。东营凹陷南坡东段成藏及油气分布特征研究结果表明,研究区内凸起带、斜坡带和缓坡带的沉积环境和构造条件差异大,油气成藏模式不同。凸起带以不整合遮挡油藏为主,斜坡带以构造油气藏为主并含少量小规模地层超覆油藏,缓坡带以岩性油气藏为主。研究区内断层对油气运移、聚集和油气藏分布都有明显的控制作用。在断层发育区,通过断层、不整合和砂体的三维输导体系,油气可以发生长距离运移,形成构造和不整合油气藏;在断层稀少区,油气以近源运移为主,形成岩性油气藏。初步勘探开发结果显示,岩性油气藏的地层压力高、产量好、前景大,成藏模式为油田老区的“增储上产”指明了方向。

四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“源-盖控藏”富集

根据页岩气地质理论研究进展和勘探发现,基于"源-盖控烃"论分析了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的主控因素。1"源控"主要表现在优质页岩厚度、面积、有机碳含量等物质基础参数控制了页岩的生烃能力和储集能力,上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)具有沉积速率低、有机质类型好、有机碳含量高和生烃能力强等特点,具备良好的页岩气发育生烃物质基础;浮游藻类来源的成烃生物有利于大量生烃和有机质孔大量发育,且高有机碳含量保证了发育大量有机质孔并形成三维连通的有机质孔孔隙网络,为天然气提供良好的赋存空间和渗流通道。2"盖控"的盖层包括直接盖层和间接盖层,直接盖层指龙马溪组一段中上部(LM5笔石页岩段及其以上)页岩对五峰组和龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)的封闭;中下三叠统膏盐岩、泥岩间接盖层(区域盖层)保证了一定的压力封闭,使得其下的五峰组和龙马溪组页岩气能有效富集,形成高压富集的页岩气藏(焦石坝、富顺—永川、长宁等地区);在中下三叠统缺失的地区,先存的高压封闭体系被破坏,页岩气保存失去有效性,形成低压—常压富集的页岩气藏(渝东南彭水、云南昭通等地区)。源-盖空间匹配关系的数量(静态匹配)和质量(动态匹配)控制着页岩气富集位置和富集程度。四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段下部页岩(WF2—LM4笔石页岩段)发育厚度大,中下三叠统膏盐岩、泥岩盖层发育,主成藏期在J3—K1以新的地区,是四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气富集的有利地区。

中国页岩气勘探开发现状与优选方向

中国已成为世界上第3个掌握页岩气勘探开发技术的国家.为了总结页岩气地质理论研究成果、勘探开发经验及教训,基于我国页岩气勘探开发实践和理论研究进展,在解剖商业开发页岩气田和典型页岩气钻井特征基础上,系统分析了富有机质页岩发育、储层类型和特征、页岩含气能力和含气量等基础地质理论的研究现状和关键科学问题,并对页岩气富集主控因素进行了分析.建议加强富有机质页岩发育、页岩成岩作用、有机-无机相互作用及优质储层形成机制、含气量的控制因素和定量评价、不同类型页岩气藏富集主控因素和分布规律等研究;提出了战略展开、战略突破和战略准备3个层次的勘探优选方向.战略展开区主要是四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气和常压页岩气;战略突破区主要指四川盆地海相寒武系、海陆过渡相二叠系和陆相侏罗系;战略准备区主要包括四川盆地三叠系、鄂尔多斯盆地三叠系以及东部陆相盆地白垩系、古近系、新近系等.四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气和常压页岩气面积和资源量较大,其中深层页岩气埋深大于3500 m的面积为12.8×10~4 km^2,钻井也取得良好效果,建议优先开展四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气和常压页岩气开发技术攻关.

四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2HF为例

涪陵页岩气田开发的巨大成功(JY6-2HF井累产超过3×10^8 m^3)为五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发提供了新的启示,这一成功的关键在于①焦石坝地区位于鄂西-渝东五峰组-龙马溪组深水沉积区,WF2-LM4笔石带页岩厚度较大,具有较好的页岩气富集的物质基础;②JY6-2HF井主要穿行在WF2-LM4笔石带页岩层位中,该套优质页岩与中东-北非的"Lower Hot Shale"具有全球可对比性。涪陵、威远和长宁等页岩气田开发井的主要水平段也都在这段笔石带之中,该笔石带页岩具有有机碳含量高(TOC>3%)、有机质孔最发育(有机质孔隙度>4%)和含气量高(6.87^9.02 m^3/t)等特点。综合分析认为,在类似的地质和工程条件下,页岩气井水平轨迹在WF2-LM4笔石带页岩中穿行比例决定了页岩气单井产量和最终可采储量(EUR)。研究成果将为四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气和世界其他地区志留系页岩气勘探开发提供参考。

特提斯域板块构造约束下上扬子地区二叠系龙潭组页岩气的差异性赋存

全球页岩气勘探开发在海相页岩中取得了巨大成功,在海-陆过渡相和陆相页岩中也进行了积极探索,但尚未形成商业开发局面。在分析华南地区二叠纪板块构造对原型盆地和富有机质页岩形成分布控制的基础上,研究了龙潭组岩相、地化、矿物组合、储层特征,通过与具有相似沉积背景且已进行商业开发的国内外典型页岩层系的对比,明确了龙潭组海-陆过渡相-海相页岩气赋存特征及资源前景。研究认为:①受秦岭洋和金沙江洋俯冲消减的拖拽作用和“峨眉地裂运动”等构造事件的影响,扬子台地内部和边缘分别发育了一系列的裂陷盆地,发生了强烈的构造-沉积分异作用,形成了一套陆相-海-陆过渡相-海相的沉积体系。②四川盆地龙潭组富有机质层段可以划分为泥页岩夹灰岩型、砂泥灰互层型、泥页岩夹煤层型3种类型,分别形成于深水陆棚、浅水陆棚、潮坪-潟湖环境。③川东北地区二叠系龙潭组页岩沉积时古水深大,沉积水体滞留严重,封闭性和还原性增强,是有机质富集的理想场所。该区不仅具有下三叠统膏盐岩优质区域盖层,而且具备良好的顶板(长兴组灰岩)和底板(茅口组灰岩)条件,保存条件总体较好。④川东北地区龙潭组泥页岩具有“高有机碳含量(TOC>2%)、高热演化程度(R o>2%)、高孔隙度(Φ>5%)、高石英含量(>40%)、高含气量(解吸气含量>3 m^3/t)、高压力系数(~1.5)”六高特征,具有良好的页岩气赋存条件和资源潜力。⑤四川盆地二叠系龙潭组与五峰组-龙马溪组、Barnett、Ohio、Antrim、New Albany等国内外典型海相页岩类似,具备形成规模性页岩气赋存的良好地质条件,有望在埋深相对较浅、硅质页岩厚度较大的川东北-川东地区率先获得战略性突破。

高演化富有机质页岩储层特征及孔隙形成演化——以黔南地区下寒武统九门冲组为例

为厘清高演化富有机质页岩孔隙特征及形成机理,以上扬子黔南地区下寒武统九门冲组页岩为例,采用岩石薄片、全岩X射线衍射、低温氮气吸附、高压压汞-吸附联合测定、氦气孔隙度测试、氩离子抛光-扫描电镜、热演化史及孔隙演化史恢复等多种技术方法,开展了高演化富有机质页岩孔隙结构、类型及储集性能研究,并基于成岩压实和热演化过程建立了富有机质页岩微观孔隙形成演化模式。研究结果表明:(1)下寒武统高演化富有机质页岩总比表面积平均值为12.66 m2/g,总孔容平均值为11.54×10-3cm3/g,两者具有较好的正相关关系,与下志留统页岩相比,总比表面积与总孔容均略低。孔隙以微孔和介孔为主,宏孔基本不发育。(2)富有机质页岩孔隙类型以有机质孔为主,孔径极小,一般以小于30nm为主,孔边界形态不规则,无机质矿物质孔基本不发育。(3)与志留系页岩相比,其储集性能相对较差,平均孔隙度仅为2.80%,水平渗透率为垂直渗透率的1~3倍,平均值约2倍,反映其水平页理欠发育。(4)高演化富有机质页岩孔隙形成演化主要受成岩压实作用控制的无机质矿物粒间孔隙演化过程、热演化作用控制的生烃—成油—油气转化序列中有机质孔隙的形成过程及后期孔隙保存状态下天然气散失与补给平衡过程共同控制。

复杂构造区页岩气富集特征——以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区,尽管已有多口井获得高产页岩气试气产量,但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低,导致该区尚未获得商业开发。为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征,预测有利目标区,通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段,对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。研究结果表明:川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种,其中优质页岩为WF2—LM4笔石带的硅质页岩,厚度介于6~10 m。储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝,靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育,反映了较差的页岩气保存条件。与涪陵页岩气田的对比分析表明,丁山地区五峰组-龙马溪组WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度较薄,在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅,页岩气藏压力系数低,为浅层常压页岩气藏;向盆内方向压力系数增加,埋深较大,属于深层超压页岩气藏。建议在川东南地区WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。

一种考虑气藏特征的页岩含气量计算方法——以四川盆地及其周缘焦页1井和彭页1井为例

损失气含量是页岩气含气量的重要组成部分,是页岩气总气量的确定、页岩气资源量和储量计算的重要参数。基于煤层气岩心解吸测试中采用的损失气计算方法——USBM方法及其改进方法不能真实反映页岩气藏损失气含量。综合考虑页岩气藏特征、储层类型及特征、孔隙结构、孔喉大小、气藏压力、取心时间、解吸气含量和解吸时间等因素,重点考虑了钻遇岩心时的瞬间散失气量和解吸速率,提出了一种页岩损失气含量和含气量的计算方法。以超压页岩气藏JY1井和常压页岩气藏PY1井为例,采用该方法计算JY1井下部优质页岩层段的总含气量为6. 87~9. 02 m^3/t,平均7. 47 m^3/t,上部页岩层段的总含气量为3. 25~3. 82 m^3/t,平均3. 64 m^3/t;PY1井下部优质页岩层段的总含气量为3. 18~4. 29 m^3/t,平均3. 83 m^3/t;上部页岩层段的总含气量为1. 67~2. 28 m^3/t,平均1. 94 m^3/t。明显高于常用算法计算的总含气量数值。采用理论计算法和依据焦石坝页岩气井生产特征计算法两种方法对本文提出的页岩含气量计算方法进行了验证,吻合度较好。研究成果为页岩气藏、尤其是超高压页岩气藏含气量、储量计算和产能评价提供理论依据和计算方法支撑。

四川盆地及邻区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组底部笔石带及沉积特征

根据四川盆地五峰组—龙马溪组主要页岩气井和典型剖面的资料,分析了不同笔石带页岩的沉积环境、厚度等特征,明确了五峰组下部WF2—WF3笔石页岩段(奥陶纪凯迪阶晚期447.62~445.16 Ma)、五峰组观音桥层WF4灰岩/泥质灰岩/灰质泥页岩段(奥陶纪赫南特阶早期445.16~444.43 Ma)和龙马溪组底部LM1—LM4笔石页岩段(奥陶纪赫南特阶晚期444.43~443.83 Ma和志留纪鲁丹阶早中期443.83~441.57 Ma)3个层段的沉积环境、岩性和厚度特征,分析了页岩平面展布特征。研究表明:1五峰组下部WF2—WF3笔石页岩段沉积期,研究区主体上受广西运动的影响较小,沉积环境为广海深水环境,主要沉积了黑色页岩,沉积中心发育在黔东北—川东北和川南2个区域,沉积中心最大厚度为4~6 m。2五峰组观音桥层WF4笔石页岩段沉积期,受全球海平面下降和广西运动增强的影响,研究区沉积环境发生重大变化,川中古隆起、黔中古隆起和江南—雪峰古隆起进一步扩大,沉积盆地面积减小,沉积环境变为以浅海碳酸盐生屑滩沉积为主,少量深水沉积环境为辅(仅分布在川东—川东北地区的石柱—涪陵—巫溪一带和川南地区的长宁—永川一带),浅水沉积物以富含赫南特贝的灰岩、泥质灰岩等沉积为主,深水沉积物主体为含赫南特贝的灰质泥岩、页岩沉积。3龙马溪组底部LM1—LM4笔石页岩段沉积期,受全球海平面上升和广西运动的控制沉积范围比观音桥层沉积期大,主体为滞留的深水沉积环境,沉积了厚度较大的LM1—LM4笔石页岩段黑色页岩,最大厚度超过20 m。进一步分析了川中古隆起、黔中古隆起及江南雪峰古隆起对黑色页岩的控制作用,探讨了自流井水下高地/隆起、华蓥山水下高地、丁山水下高地和湘鄂西水下高地/隆起对黑色页岩沉积与保存的控制作用。

东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段细粒沉积岩沉积环境及控制因素

探究细粒沉积岩沉积环境及其控制因素有助于从成因上把握泥页岩储层的特征与分布,从而更有效指导非常规油气勘探。岩心观察、薄片分析、X-射线衍射实验及地球化学分析发现,东营凹陷沙河街组四段上亚段细粒沉积岩沉积环境要素中,气候、水深及还原性变化由4个阶段组成且整体呈现旋回性。其中第2个阶段受海侵影响,盐度从异常高值逐渐降低。细粒沉积岩发育的主控因素包括物源、气候、水体物理化学条件、构造作用及突发事件等:研究区母岩包括变质岩、沉积岩(碳酸盐岩与石英砂岩等)及火成岩,经风化提供黏土、碳酸盐及粉砂作为细粒沉积岩的物质基础;气候及水体物理化学条件的旋回性导致了细粒沉积岩垂向上的规律变化;构造作用通过控制沉积相而影响细粒沉积岩的展布;突发事件(浊流等)亦影响细粒沉积岩的发育。

东营凹陷沙河街组四段上亚段细粒沉积岩岩相特征及与沉积环境的关系

细粒沉积岩的岩相特征影响泥页岩的生烃能力与储集性能,与沉积环境的相互关系分析亦可丰富细粒沉积的研究。然而目前针对陆相细粒沉积岩岩相的研究较为薄弱,基于岩相成因,与沉积环境相结合的岩相特征分析较少。基于大量岩心、薄片、X射线衍射及地球化学数据,以成分为第一要素,以东营凹陷沙河街组四段上亚段细粒沉积岩为例,划分出4大类、12种岩相类型,分析每一种岩相的宏观、微观、成分及成因特征。通过矿物成分、地球化学等多参数的分析发现,沙河街组四段上亚段沉积环境分为4个阶段。沉积环境通过控制岩相主要成分而控制了岩相的类别与发育;沉积环境的旋回性与阶段性变化导致岩相的旋回性与阶段性变化;沉积环境控制岩相发育,岩相亦能反应沉积环境的变化。在细粒沉积分析中,不能排除突发事件(海侵、浊流等)对岩相及沉积环境的影响。

常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中—低丰度、中—低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深—大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气富集特征与“建造—改造”评价思路

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是中国目前页岩气勘探开发的重点层系之一,已发现了涪陵、威远、长宁和昭通等页岩气藏。通过页岩气藏的详细解剖,将五峰组—龙马溪组下部龙一段页岩气富集特征概括为"高、帅、富":"高"主要指页岩层系形成页岩气的原始物质基础条件优越,有机质类型好、丰度高、脆性矿物含量高、热演化程度适中;"帅"主要表现为构造变形较晚、变形强度较弱、变形方式与构造样式有利、抬升幅度以及现今埋深适中;"富"表现为含气量高、地层压力系数大、储层物性好、有利于储层规模改造、初始产量高、最终产出量大,开发难度相对较小,经济效益明显。优越的原始沉积条件与成岩过程(地质建造作用)与后期适度的构造变形改造与抬升剥蚀(地质改造作用)的有机组合,是页岩气的富集高产前提与关键。基于"建造"(生—储演化序列)的评价内容包括层序地层与沉积、生烃和储层孔隙形成3个方面内容,基于"改造"(储—保演化序列)的评价内容主要包括构造变形、储层裂缝形成和页岩气保存2个方面。"建造—改造"的评价思路就是沿着页岩气形成与保存的全过程,既分析页岩气形成的建造条件优劣,又评价构造改造方式、程度的正面、负面影响。基于这种评价思路所建立的各种评价要素的组合模型,更符合页岩气形成与富集规律,也能更有效地消除简单将各种要素不作区别地统一纳入评价体系所带来的偏差。

石英矿物类型及其对页岩气富集开采的控制:以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

页岩矿物组成控制着页岩的储层类型和岩石力学性质,并影响着页岩气的富集和开发.为了分析不同类型石英矿物的纵向变化特征及其对页岩气富集开采的控制作用,以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组WF2-LM4和LM5-LM8两个笔石带页岩为主要研究对象,利用普通薄片观察、扫描电镜、矿物成岩世代关系、能谱分析等手段,识别出陆源碎屑石英、生物成因石英和黏土矿物转化过程中形成的3种石英类型.结果表明不同的页岩层段,3种成因的石英含量不同.生物成因石英在WF2-LM4笔石带页岩最为富集,向上到LM5-LM8笔石带页岩逐渐减少.在WF2-LM4笔石带页岩,生物成因石英与有机碳含量呈明显的正相关性,有利于页岩优质储层的形成,对页岩储层的压裂改造具有积极作用,实现了页岩赋气和改造的有机统一.研究认为四川盆地及其周缘地区五峰组-龙马溪组一段下部黑色页岩(WF2-LM4笔石带页岩)具有生物成因石英含量高,页岩生烃、储集能力和可压裂性最优的特点,是页岩气富集开采的有利层段.

焦石坝背斜上部气层开发特征及影响因素

为研究上部气层(⑥~⑨小层)与下部气层(①~⑤小层)气井开发效果存在明显差异的原因,结合压裂数据、现场生产动态、可采储量预测和地质分析等手段,评价上部气层和下部气层在页岩岩性、地化特征和储层物性等方面存在的差异.结合气井生产特征分析,认为上部气层可能存在烃源岩内的一次运移,导致上部气层构造高部位天然气富集程度高,这是造成上部气层评价井开发效果差异以及上部气层、下部气层页岩气井差异的主要原因.焦石坝背斜高部位为上部气层开发有利区,但受技术工艺水平和气价控制,其有效开发范围需要根据页岩气井的可采储量、经济性来圈定,结合上部气层页岩气井稳产能力及可采储量评价,认为上部气层开发应从构造高部位开始,逐步向低部位扩展.

基于笔石带特征的页岩等时地层测井划分方法及意义--以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩生物地层研究中,笔石作为全球公认的主导门类,为五峰组-龙马溪组页岩的精细划分提供依据。在四川盆地及其周缘地区,五峰组-龙马溪组的WF2-LM4笔石带页岩是页岩气的富集高产层段,目前主要通过岩心鉴定来划分笔石带,但取心井数量少限制了这一技术的大规模推广应用。为了克服现有技术的不足,有必要开发一种基于笔石带特征的页岩等时地层测井划分方法及系统,以达到快速、精准评价页岩气高产层段的目的。技术上,可通过标准井的笔石鉴定确定研究区的笔石带类型与自然伽马(GR)测井曲线的对应关系;对于研究区的新井,可根据GR测井曲线的各个局部峰初步确定各个笔石带的位置;某个局部峰在向上(浅层)方向上邻近的局部极小值或极大值所对应的半幅值可确定为该局部峰值所对应笔石带的上边界,也即上覆笔石带的下边界。平面上可依据沉积环境和沉积相首先划分出不同的地层分区,再在每个分区分别建立标准井笔石带与GR测井曲线的对应关系。页岩笔石带的测井划分方案能够对五峰组-龙马溪组页岩气富集高产层段的纵向和平面分布进行快速划分,为预测和评价页岩气勘探开发的富集高产层段提供技术手段。