鄂尔多斯盆地神木–佳县区块深部煤层气地质特征及勘探开发潜力

我国深部(以下均指埋深大于2000 m)煤层气资源丰富,勘探开发潜力巨大。与中浅部相比,深部煤层气在富集成藏规律与开发方式方面均具有显著的差异性,急需针对重点区块开展解剖性分析研究。神木–佳县区块位于鄂尔多斯盆地东北部,目前尚处于深部煤层气勘探的起步阶段,深部煤层气富集特征及开发潜力等尚不明确。基于研究区近期实施的地震资料、300余口井的测井资料和4口取心井的参数资料等,系统分析煤储层基础地质特征,总结煤层气富集主控因素与富集规律,类比剖析研究区深部煤层气勘探开发潜力。研究区深8号煤的镜质体反射率介于0.7%~1.8%,大部分区域煤层演化已处于热解生气高峰,区域上煤层净煤厚度高达7~8 m,煤层发育稳定,构造相对简单、水动力封闭性较强、顶底板封盖条件较好,为煤层气大面积连续成藏提供了优越条件,其中佳县南区的煤层气资源条件最好。与鄂尔多斯盆地东部其他区块深部煤层相比,研究区煤层中游离气占比明显更高(15.21%~46.47%),煤层中吸附气主要受吸附压力封存控制,而游离气受毛管力封闭与浮力重力分异双重控制,两种封存机制共同决定了深部煤层含气量的垂向分带与平面分区,以佳县南部为例总结了吸附气吸附压力主控、游离气毛管压力封闭与重力分异耦合控制的典型深部煤层气富集模式。与临兴区块和大宁–吉县区块类比分析结果表明,神木–佳县区块具有较好的煤层气资源基础、储层改造条件和高产潜力,预示了此区块深部煤层气规模化开发的美好前景。此外,大宁–吉县区块深部属典型的高煤阶煤,而神木–佳县深部为中煤阶煤,因此,该研究认识进一步丰富完善了深部煤层气富集理论,对于全国深部煤层气勘探开发实践有重要指示意义。

煤层CO_(2)地质封存的微观机理研究

煤层CO_(2)地质封存可实现CO_(2)减排和增产煤层气双重目标,是一种极具发展前景的碳封存技术。相对于其他封存地质体而言,煤的微孔极其发育,煤层CO_(2)封存机制与煤中气、水微观作用关系密切,其内在影响机理尚不清楚。以2个烟煤样品的系统煤岩学分析测试为基础,构建了煤的大分子结构及板状孔隙空间模型,进一步采用分子动力学方法模拟了不同温、压条件下、不同煤基质类型表面的CO_(2)和水的润湿行为,揭示煤层CO_(2)注入后引起的水润湿性变化规律,初步阐明煤层CO_(2)封存的可注性、封存潜力、封存有效性等影响因素及微观作用机理。结果表明:(1)影响煤润湿性的主要因素是煤中极性含氧官能团,其含量越高煤的润湿性越强;(2)煤中注入CO_(2)后,CO_(2)通过溶解作用穿透水分子层与水分子发生竞争吸附,从而减小水在煤表面润湿性;(3)随注入压力增大和温度降低,煤表面CO_(2)吸附量增多,对氢键破坏作用增强,润湿性减弱越明显;(4)亲水性煤层CO_(2)的可注性及封存潜力均相对较差,然而其封存安全性相对较好;(5)影响煤层CO_(2)封存潜力主要是吸附封存和毛管封存,而影响封存有效性、安全性的主要是毛管封存和构造封存;(6)煤中CO_(2)封存以吸附封存为主,需同时考虑含水条件下毛管封存;相对于低煤阶煤,高阶煤封存潜力较高,但封存注入时需要克服“水锁”效应。进一步开展原位条件下深部煤层中气水作用与CO_(2)地质封存机理研究,这对于CO_(2)-ECBM技术发展具有重要意义。

煤层气储层可改造性评价——以郑庄区块为例

我国煤层气资源探明率与动用率“双低”,导致煤层气增产显著放缓,已经成为制约我国煤层气产业发展的瓶颈问题。常规煤储层评价较少考虑煤储层的可改造性潜力,导致发现的优质储量偏少,已发现的储量动用率偏低,因此,迫切需要开展煤储层可改造性评价研究。以沁水盆地南部郑庄区块为例,系统开展了岩心与大样物理模拟实验、测井与地震反演分析等;通过对比分析典型井储层地质特征与微地震水力压裂裂缝监测结果,指出影响煤储层可改造性的关键地质因素为煤体结构、宏观煤岩类型、煤层构造变形、煤层地应力、煤层与顶底板的抗拉强度之差,建立了煤储层可改造性综合定量评价模型;并对郑庄区块煤储层可改造性进行了评价分区,其结果得到了区内千余口产气井的验证。研究成果可用于指导尚未动用储量区的煤层气建产和已动用储量区的开发方案优化调整,根据不同区块储层地质特点选择适应性的工程技术与改造方案,以实现地质工程一体化,是我国煤层气“增储上产”的关键。

沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用

在我国华北地区,煤层气藏的水文地质条件与煤层气的运移、散失、保存、富集等关系密切,但过去很少有学者采取动态监测地下水特征的方式来分析其对煤层气藏的影响。为此,以山西沁水盆地安泽区块煤层气藏为研究对象,在动态监测煤层气产出水离子浓度、水质水型及矿化度变化的基础上,结合该区煤层气井开发实际与地下水动力场分布特征,讨论了不同水文地质单元的产气、产水情况,并利用微量元素检测结果分析了合层排采的井间干扰。最后,结合构造、煤质特征探讨了水文地质条件对煤层气富集与产出的控制作用。结果表明:①该区主力煤层为下二叠统山西组3号煤和上石炭统太原组15号煤,煤层顶底板大部分为砂岩和泥质砂岩:②煤层气产出水离子浓度和矿化度随排采时间的增加不断降低,水型以NaCl型和NaHCO_3型为主;③将该区划分为弱径流区、径流区和滞流区3个水文地质单元,其中径流区产气量最高,滞流区产气量最低,合层排采井受15号煤的干扰较大。结论认为:该区煤层气的富集主要受断层及水动力条件的控制,下一步应加大对煤层气优势富集区的开发力度。

乌鲁木齐河东矿区煤储层渗流孔孔隙分形特征研究

为准确描述乌鲁木齐河东矿区煤储层渗流孔孔隙特性,结合压汞试验及煤质分析试验,采取分段分形方法定量探讨了煤储层渗流孔孔隙结构特征及其影响因素,将渗流孔孔隙度与孔隙结构参数进行耦合,并进行了煤岩渗透率预测。研究结果表明:乌鲁木齐河东矿区43号和45号主力煤层孔隙结构较为复杂,但连通性较好,43号煤层样品压汞曲线表现进汞饱和度相似,退汞效率较高,煤样微小孔及大孔较为发育。45号煤层样品进汞饱和度为45%~85%,且退汞效率较低,煤样微小孔隙占有绝对优势,故43号煤层孔渗性优于45号煤层;煤岩渗流孔隙分形维数分布在2~3,中、大型孔隙均存在明显的分形特征,煤样的中孔分形维数D2高于大孔分形维数D1,故研究区煤储层中孔较大孔复杂;大孔分形维数随着镜质组含量的增加而减小,随着惰质组含量的增加而增加,随着煤中水分的增加而呈现倒"U"型的相关关系,随着灰分的增加呈现下降的趋势等;煤岩渗透率高低是渗流孔孔隙度和孔隙结构耦合而决定的,在95%置信带内大孔孔隙度P1与渗透率呈现强相关关系,中孔孔隙度P2与渗透率呈现中等程度相关,分形维数D1、D2则呈现弱相关关系。基于支持向量机方法将渗流孔孔隙度和分形维数作为煤岩渗透率的自变量进行训练,经检验得出的渗透率与实际测试渗透率拟合程度很好,渗流孔孔隙度与孔隙结构耦合可有效反映煤岩渗透率。

基于X-CT技术不同煤岩类型煤储层非均质性表征

为了深入探究煤岩类型与煤储层孔裂隙的耦合关系,表征韩城矿区煤储层孔隙纵向非均质性,选取了韩城矿区4种煤岩类型的煤样,采用X射线层析扫描技术,模拟和重构了韩城矿区煤储层内部孔裂隙、煤岩基质和矿物的形态与空间分布格架,建立了三维立体重构模型,实现了对不同煤岩类型孔裂隙分布的三维可视化精细表征。试验结果表明:不同的煤岩类型,孔裂隙的发育程度不同,但CT变化值较为一致,基本呈双峰分布,相较于半亮煤、半暗煤和暗淡煤,光亮煤孔裂隙发育程度最高,孔隙分布非均质性最强,孔裂隙连通性最好,并且从光亮煤到暗淡煤,呈现出孔裂隙的发育程度和连通性逐渐变差,矿物充填程度和小孔含量逐渐升高的趋势。

欠饱和煤储层气水有效渗透率动态变化规律

为准确量化正负效应对相渗曲线的影响,采用欠饱和物质平衡方程,将改进的PMG绝对渗透率模型与CPL相对渗透率模型在相同储层压力与含水饱和度下耦合,建立了考虑水侵的欠饱和煤储层有效渗透率动态预测模型,并分析了气水有效渗透率动态变化规律.研究表明:模型将有效渗透率统一为储层压力的函数,能很好反映煤储层正负效应,特别是基质收缩对于气相有效渗透率的改善作用;水侵引起净产水减少,导致含水饱和度降低变缓,抑制气相有效渗透率的升高与水相有效渗透率的下降,但对曲线形态影响微弱;若水侵量不再变化,定速水侵就转化为定量水侵.适当提高排水速度有助于降低水侵的影响.

基于核磁共振弛豫谱技术的页岩储层物性与流体特征研究

页岩以纳米级孔隙为主,具有特殊的孔隙结构、复杂的岩石组成和超低的渗透性等特点,这给常规表征技术手段的应用带来了困难。基于对四川盆地龙马溪组海相页岩的低场核磁共振系统实验分析,提出了一套较为完善的针对页岩孔隙度、渗透率、孔隙类型、孔隙结构和甲烷吸附能力的精细定量表征技术,从理论和技术两个角度阐明了核磁共振弛豫谱技术在页岩储层物性与流体特征分析中的应用。结果表明:核磁共振技术可有效识别页岩的黏土束缚流体、毛管束缚流体和可动流体,并计算它们的孔隙度;提出的基于双T2截止值的页岩孔径划分方案可有效应用于评价页岩的储集和产出性能;提出的基于饱和流体和束缚流体双T2几何平均值的SDR渗透率计算模型在页岩渗透率预测方面具有较强的适应性;利用核磁共振技术可定量识别页岩中吸附态、孔束缚态甲烷和游离态,可获得样品的等温吸附曲线;利用核磁共振实验模拟页岩中注CO2后甲烷的相态变化过程,发现注CO2可有效提高页岩中吸附气的采收率。总体上,基于低场核磁共振的页岩储层物性和流体特征表征为页岩储层研究提供了一种全新的技术思路。

原位地应力约束下煤储层自封闭作用及其成藏效应

关于煤层气叠置成藏效应的研究通常注重煤系地层层序地层格架的时空配置,对于原位地应力制约下储层的“自封闭效应”关注不足,应力场垂向转换诱导的煤储层渗透性的非单调性变化及其对储层压力、含气性等成藏特征参数的调控作用常被忽视。系统分析了黔西地区煤储层地应力场的垂向分布规律及其构造控制效应,揭示了渗透率随埋深的非指数变化规律及其在沁水、鄂东等含煤盆地的普适性,探讨了储层压力、压力系数垂向差异性分布及其与地应力-渗透率的匹配关系。黔西地区煤储层水平主应力(200~1300 m)是埋深和构造综合作用的结果,含煤向斜轴部是水平主应力最为集中的区域。根据应力梯度垂向演变规律可以将其划分为应力挤压区(200~500 m,水平构造应力主导)、应力释放区(500~750 m,垂直应力主导)、应力过渡区(750~1000 m,近向斜轴部)和构造集中区(>1000 m,向斜轴部低点部位,高应力区)。埋深中段的应力释放区有利于相对高渗储层的形成(平均0.2×10^(-15)m^(2)),在此深度区间上下(200~500 m,平均0.06×10^(-15)m^(2);>750 m,平均0.02×10^(-15)m^(2))渗透率普遍较低。渗透率随埋深的这种非单调性变化规律具有普遍性,黔西盘关—土城向斜、比德—三塘向斜埋深中段均存在渗透率相对高值区,沁南(650~800 m)、鄂东(800~950 m)、滇东(600~800 m)、准南(600~800 m)等含煤盆地内这一现象也并不鲜见。原位条件下,低渗储层(<0.1×10^(-15)m^(2))的“自封闭”作用使其可以不依赖于盖层等封堵条件,即可构成层间相对独立的流体单元。例如,黔西地区200~500 m,>750 m埋深段的低渗储层自封闭成藏作用显著,储层压力与埋深相关性较差,含气量与压力系数垂向呈“波动式”的无规律变化,常压、欠压、超压储层均有分布,流体压力系统叠置发育。500~750 m的相对高渗储层需外围形成致密的封堵盖层才能阻断层间的流体联系,相对于其他埋深区间更有利于形成统一的流体压力系统,储层压力随埋深增加或层位降低而单调递增,压力系数无明显波动,基本以常压储层为主,含气量随着埋深增大而增大。在同一煤层或气藏内部,储层相对致密部分也可能会封堵高孔渗部分的流体,导致流体压力系统横向上多段叠置。

煤岩类型控制下的微观孔隙结构及吸附特征研究

为了深入研究煤储层微观孔隙结构及其吸附特征,选取了韩城矿区石炭系上统和二叠系下统的煤岩进行了低温二氧化碳吸附和液氮吸附/脱附实验,探讨了不同煤岩类型的微观孔隙结构,并在此基础上采用甲烷等温吸附技术,对比了不同煤岩类型的吸附特征。实验结果表明,煤岩类型不同,D-R比表面积和D-A总孔容不同,从暗淡煤到光亮煤随着镜质组含量的增加微孔含量变大,D-R比表面积和D-A总孔容呈现出增加的趋势,而中孔的BET比表面积和BJH总孔容则恰恰相反,因此,与微孔含量较高的光亮煤相比,微孔含量较低的暗煤吸附能力较差,半亮煤和半暗煤次之。就煤岩类型孔隙结构而言,光亮煤和半亮煤一般以一端封闭的Ⅰ型孔为主,半暗煤以Ⅱ型开放孔为主,而暗淡煤则以Ⅲ型墨水瓶孔为主。

考虑孔渗变化的非稳态渗流煤储层压降传播规律

基于平面径向渗流理论及煤岩特殊性质,建立了内边界定产水、外边界无限大条件下,排采初期单相水非稳态渗流模型。应用Matlab软件模拟计算了韩城地区两类压降漏斗变化形态;并分析了储层压降传播规律及控制因素。研究表明:纵向压降与扩展半径及时间的比值λ可以用来表征煤储层压降能力强弱,λ越小,压降漏斗水平扩展越明显;λ越大,纵向加深越明显;控制压降漏斗形状、影响压降传播的主要因素分为工程和地质因素,包括排水速度、井网井距、煤层厚度、孔渗条件、水文地质条件等。

高煤级煤储层含水性特征及其对吸附能力的影响

为了研究高煤级煤储层含水性对吸附能力的影响,对阳泉—寿阳区块8件代表性煤样开展了镜质体反射率、显微组分、孔隙度、压汞、核磁共振和甲烷等温吸附等实验,分析了煤储层孔径分布、核磁共振T2谱响应特征、核磁孔隙度以及煤岩吸附能力,同时对煤储层含水性和煤储层吸附能力的相互关系进行了分析。研究结果表明:高煤级煤储层孔隙以微孔发育为主,孔隙含水性以微小孔中的束缚水赋存状态为主,且其含水量随最大镜质体反射率(Ro,m)的增大而增加。在影响高煤级煤储层吸附能力的多种因素中,煤储层含水性对煤岩吸附能力起着决定性的作用,尤其体现在微小孔中的束缚水对吸附能力的影响,束缚水含量越高,煤岩吸附能力越差。

基于核磁共振的煤岩注CO_(2)吸附置换CH4试验研究

注CO_(2)强化煤层气开采(CO_(2)-ECBM)过程的实质是吸附态甲烷在CO_(2)-CH_(4)竞争吸附作用下相变为游离态的过程,研究煤岩注CO_(2)吸附置换甲烷的动态化相变过程对于理解CO_(2)-ECBM微观作用机理和现场工程实施具有重要的理论意义和工程价值。基于低场核磁共振技术开展一系列不同压力状态下游离态甲烷实验,首先建立游离态甲烷核磁共振标定系数;随后选取准噶尔盆地南缘长焰煤和沁水盆地无烟煤,基于自主研发搭建的低场核磁共振CO_(2)置换CH_(4)装置开展不同注入压力、不同温度约束条件下CO_(2)吸附置换CH_(4)核磁共振实验,建立吸附态甲烷核磁共振标定系数,并定量评价不同煤阶煤样CO_(2)注入压力及实验温度对置换甲烷微观作用机理。结果表明:煤岩甲烷吸附核磁共振T_(2)弛豫谱呈三峰分布,从左至右分别代表了吸附态甲烷(P1峰)、颗粒间游离态甲烷(P2峰)和自由空间游离态甲烷核磁共振响应(P3峰);随着CO_(2)注入气体压力的增大,煤岩吸附态甲烷核磁共振信号幅度明显减小;而随着CO_(2)置换甲烷实验温度的增加,游离态甲烷核磁共振信号幅度(P2和P3峰)呈下降趋势。煤岩注CO_(2)吸附置换CH_(4)过程中,最大甲烷吸附量随CO_(2)注入气体压力的变化呈明显两阶段分布特征:低压阶段,最大甲烷吸附量随CO_(2)压力明显下降;高压阶段最大甲烷吸附量的变化趋于平缓;同时,煤储层温度的升高会降低煤样CO_(2)置换甲烷的能力。

基于低温氮吸附法的海拉尔盆地褐煤孔隙特征研究

为了研究海拉尔盆褐煤的孔隙发育特征,采集了海拉尔盆地7个矿区的煤样,利用低温液氮吸附法对褐煤孔隙结构特征以及孔径分布特征进行研究,讨论了分形维数与比表面积、孔隙结构之间的关系。结果表明:研究区褐煤低温氮吸附回线可以划分为3类;三种类型的吸附回线对应不同的孔径分布特征,从I型到III型,褐煤样品的孔径分布表现为从10～100nm向小于10nm过渡,煤岩样品的比表面积和孔体积逐渐增加;以相对压力0.5为分界点,存在两个分形维数D_1和D_2,不同吸附曲线类型的煤样分形维数D_2呈现出Ⅰ型<Ⅱ型<Ⅲ型的规律。

柳林地区煤层气勘探开发模式研究

柳林地区是全国煤层气开发先导示范区,勘探开发技术逐渐完善。基于区域地质规律,分析了煤层气组成、地应力和地温场特点以及不同储层的差异;结合开发方案和技术选择,从开发效果、开发层位、钻完井设计等方面进行了规律探究。山西组煤层气CH4含量、兰氏体积和含气饱和度均较太原组高;地应力和地温场在垂向上呈现分带,以700～850m埋深最小水平主应力最高,地层呈挤压状态;不同煤层物性差异大,水动力变化是层间矛盾的主要因素。在开发效果上,山西组直井较太原组好,太原组产水量普遍较高;水平井产能效果最好,且产量相对稳定。钻井设计中创新性地采用双煤层多分支水平井,充分调用了资源潜力。在煤层气勘探开发实践中,以平衡产能为导向,由地应力、地温场和储层压力3个要素组成地质能量内循环,激励渗透率、产气量和产水量组成的响应外循环;同时以合理的气水排采制度控制内循环,其中钻井和储层改造是释放产能的驱动,合理的排采方案是维系开发平衡的驱动。

基于二氧化碳吸附实验的页岩微孔结构精细表征

为精细表征页岩储层微孔结构,采用低温二氧化碳吸附法,测定了临兴地区石炭系上统太原组和二叠系下统山西组页岩样品二氧化碳吸附等温线,计算并对比了山西组和太原组页岩的比表面积、单分子层吸附面积、总孔容等孔隙结构参数,探讨了页岩微孔发育的控制因素。研究表明:临兴地区山西组和太原组页岩微孔较为发育,页岩TOC含量越高,微孔比表面积越大,黏土矿物含量越丰富,总孔容越大;热成熟度对临兴地区页岩微孔发育影响不大。受沉积环境的影响,陆相的山西组页岩有机质、黏土矿物含量较海相的太原组页岩更高,因而山西组页岩具有更大的比表面积和总孔容,页岩气的吸附存储能力更强。

基于核磁共振不同煤岩类型储渗空间精细描述

为了深入探究不同煤岩类型储渗空间的特征及其差异性,选取了韩城矿区4种不同煤岩类型的中煤阶样品,采用低场核磁共振技术,实现了对韩城矿区不同煤岩类型孔裂隙的识别和有效孔隙度差异性的精细描述和定量表征,并在此基础上基于离心前后累计振幅曲线求取了孔裂隙系统划分的阀值T_(2C1)和T_(2C2),实现了对不同煤岩类型孔径结构分布的重构。实验结果表明:不同煤岩类型煤样的T_(2)谱形态差异较大,从光亮煤到暗淡煤,T_(2)谱由双峰大孔隙型逐渐过渡到双峰小孔隙型,且T_(2)C截止值和有效孔隙度均呈现出逐渐降低的趋势;并由求取的阀值T_(2C1)和T_(2C2)计算得到的三大孔裂隙系统孔径分布可知,从光亮煤到暗淡煤,储层的孔裂隙结构由渗流孔型逐渐向综合型和扩散孔型过渡。

不同围压下中煤阶煤岩孔裂隙核磁共振响应特征

为揭示煤储层孔裂隙应力变形特征,基于简支架弯曲变形理论建立了煤岩孔裂隙应力变形模型,并以韩城矿区中煤阶煤岩样品为例,通过变围压核磁共振实验,探讨了不同围压下孔裂隙的核磁共振信号强度变化,对比验证了应力变形模型的正确性。结果表明,煤岩孔裂隙应力伤害率具有随孔径增大而非线性增大的特点;在加压过程中,应力作用初期伤害程度明显大于后期,但后期应力伤害增长率逐渐降低。在相同围压条件下,裂隙核磁共振信号衰减率最大,大中孔次之,微小孔最低;随着围压的增加,核磁信号衰减率逐渐增加,但信号衰减幅度逐渐降低。变围压核磁共振实验结果和应力变形模型的一致性证明了应力变形模型能够真实反映煤岩应力伤害作用过程,具有较高的可靠性。

中美典型含油气页岩地质特征及开发现状

为进一步了解页岩油气资源,洞悉国外成功开发经验,通过对比北美地区俄亥俄(Ohio)、马塞勒斯(Marcellus)、巴耐特(Barnett)、沃夫坎组(Wolfcamp)页岩与中国龙马溪组、沙河街组页岩的地质背景,明确了中外典型含油气页岩有机地球化学和储层发育特征的异同以及中美页岩油气资源开发动态,并给出了借鉴意义。结果表明:北美开发效果好的含油气页岩大多具有构造简单、厚层页岩发育、厚度变化小、总有机碳含量及有机质成熟度适中、多为Ⅱ型干酪根、脆性矿物含量高、储层压力高等特点。北美页岩油气开发商采用大液量、大砂量、小压裂簇间距和阶段间距来改进压裂工艺,采用井工厂模式来降低土地占用面积,并且在其上进行"拉链式"压裂缩短整体的工程时间,在油田的生产资料数据库中运用大数据分析不同生产参数对产量的影响权重,从而更好地配置生产参数、提高产量。美国页岩油气开发为中国提供的可借鉴的开发经验包括合并油气输送管网、引入民间资本和加大创新奖励。

鄂尔多斯韩城地区石炭—二叠系含煤沉积体系及其控气作用

鄂尔多斯韩城地区煤层气地质条件复杂,含煤沉积体系特征是影响煤层气富集的重要因素之一。通过对韩城地区石炭—二叠系含煤沉积特征的研究,发现太原组主要为潟湖—潮坪—障壁岛沉积和陆表海碳酸盐岩台地沉积,山西组主要为河控三角洲沉积。从主要可采煤层的沉积相变、煤层厚度变化、煤岩物性变化及煤层顶底板封盖特征方面分析了沉积作用对煤层气富集的影响。研究表明:3号煤厚度较小,甚至出现变薄尖灭的现象;5号煤在全区发育且厚度较大,横向连续性好。煤层顶底板主要以泥岩、砂岩、粉砂岩为主,其中以厚层泥岩为顶底板的结构稳定的煤层更有利于煤层气的富集成藏。白马滩镇以东地区为2套煤层的有利开发区块。