渤中19-6地區深層油氣賦存相態差異性及其成因機制*

王飛龍 燕 歌 陳容濤 湯國民 于 倩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海灣盆地是中國東部重要的富油氣盆地，近期勘探也逐步向深層轉移，并在渤中凹陷深層(埋深>3 500 m)天然氣領域勘探獲得了戰略性突破，首次發現了渤中19-6大型凝析氣田，深層潛山天然氣資源量達千億立方米，初步展現了環渤中凹陷深層廣闊的勘探領域和巨大的勘探潛力[1-6]。但隨著渤中19-6地區向北部和東部的進一步勘探評價，該區深層油氣賦存相態在平面上的復雜性進一步呈現，嚴重制約了深層凝析氣藏的勘探評價。

深層油氣相態問題已成為國內外學者關注的焦點，該問題不僅影響著油氣運移方式和成藏機理等，也關系到深層勘探找油和找氣的方向[7]。近年來，對渤中19-6地區凝析氣藏油氣相態的識別、差異分布和控制因素等方面的認識尚不清楚，因此，筆者基于該區油氣的組成和試油結果，利用多種方法對該凝析氣藏的相態類型進行了綜合判識，并結合前人對該區沉積—構造演化特征和油氣成藏關鍵要素的研究成果，系統分析了該區油氣賦存相態差異性及其成因機制，明確了主控因素和差異相變模式，以期為渤中凹陷深層油氣藏的勘探評價以及發展深層油氣成藏地質理論提供科學依據。

1 油氣藏地質特征及流體性質

渤中19-6地區位于渤中凹陷西南部的近南北向繼承性發育的深層構造脊之上，其南北兩側分別與渤南低凸起和沙壘田凸起相銜接，東西兩側被渤中凹陷主洼、南洼和西南1洼、西南2洼所夾持，以大型凹陷中的背斜隆起帶形式存在，成藏條件優越(圖1)。鉆井揭示，該區自上而下可劃分出3套油氣成藏組合，即上部新近系油氣藏組合、中部古近系油氣藏組合和下部潛山油氣藏組合[2-8]。

圖1 渤中19-6地區地理位置和綜合柱狀地質簡圖Fig.1 Geographical location and comprehensive columnar geological diagram of BZ19-6 area

1.1 地質特征

根據構造特征，渤中19-6地區平面上可分為渤中19-6(主體)、渤中13-2(北部)、渤中21-22(東部)等3個構造區(圖1)，走滑—伸展斷裂相互切割，形成了多個具有背斜、斷鼻形態的復雜斷塊圈閉；剖面上可分為2種結構類型，即僅發育太古界或古生界潛山的單層結構類型以及發育太古界潛山—孔店組砂礫巖體的雙層結構類型[4]。該區油氣藏埋深為3 800～5 600 m[5]。

渤中19-6含油氣層位主要為太古界低潛山變質巖和披覆于低潛山之上的孔店組砂礫巖，其中太古界儲層巖性主要為二長片麻巖、斜長片麻巖和混合片麻巖等，而北部渤中13-2和東部渤中21-22潛山儲層巖性分別為花崗片麻巖和碳酸鹽巖；儲集空間均以裂縫為主，可見沿裂縫的溶蝕孔隙。鉆井揭示，渤中19-6孔店組和太古界氣層最厚達340 m，最高日產氣超過30×104m3(油當量600 m3/d)，日產油超過300 m3，生產氣油比為1 023～1 438 m3/m3；渤中13-2太古界潛山為油藏，油層最厚超過200 m，最高日產氣接近15×104m3(油當量300 m3/d)，日產油超過300 m3，生產氣油比為486 m3/m3；渤中21-22古生界潛山為氣藏，氣層厚度達235.8 m，最高日產氣超過40×104m3(油當量800 m3/d)(表1)。可見，這些潛山油氣藏均表現出良好的產能。渤中19-6地區油氣藏地層溫度平均超過150 ℃，地溫梯度為3.3 ℃/100 m；地層壓力平均超過45 MPa，為常壓—弱超壓凝析氣田[4]。

表1 渤中19-6地區油氣藏測試數據Table 1 Oil and gas reservoir test data in BZ19-6 area

1.2 流體性質

原油物性方面，渤中13-2高揮發油藏地面凝析油密度(20 ℃)為0.812 g/cm3，黏度(50 ℃)為2.3 mPa·s，蠟含量高(為19.4%)，硫含量低(為0.024 3%)，膠質含量為1.96%，瀝青質含量為0.24%，姥植比為1.05，反映弱還原—弱氧化的沉積環境；渤中19-6凝析氣藏地面凝析油密度(20 ℃)平均為0.795 g/cm3，黏度(50 ℃)介于1.244～1.654 mPa·s(平均1.438 mPa·s)，蠟含量高(平均達14.67%)，硫含量低(平均為0.018%)；膠質含量平均為0.723%，瀝青質平均含量為0.227%，姥植比介于1.01～1.29，反映弱還原—弱氧化的沉積環境(表2)。天然氣組分方面，渤中19-6甲烷含量介于62.15%～69.83%(平均為65.97%)， CO2含量介于9.37%～15.76%(平均達11.87%)，N2含量低(介于0.12%～0.15%)；渤中13-2甲烷含量(為62.33%)與渤中19-6相當，CO2含量(為4.32%)低于渤中19-6，N2含量為0.33%；渤中21-22甲烷含量(為59.14%)略低于渤中19-6和渤中13-2，但CO2含量(為35.8%)遠高于渤中19-6和渤中13-2，N2含量為0.17%(表2)。

表2 渤中19-6地區油氣藏地層流體分析數據Table 2 Formation fluid analysis data of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

PVT實驗表明：渤中13-2油藏流體在地層條件下呈單一液相，其中C1+N2含量為62.66%，C2～C6+CO2含量為22.29%，C7+含量為15.06%，在油氣藏流體類型三角圖上處于高揮發油藏范圍；渤中19-6油氣藏流體在地層條件下呈單一氣相，其中C1+N2含量為62.27%～69.98%，C2～C6+CO2含量為22.91%～30.9%，C7+含量為6.95%～8.06%，在油氣藏流體類型三角圖上處于凝析氣藏—干氣范圍；渤中21-22構造流體在地層條件下呈單一氣相，其中C1+N2含量為59.31%，C2～C6+CO2含量為40.56%，C7+含量為0.12%，在油氣藏流體類型三角圖上處于凝析氣藏—干氣范圍(圖2)。其中，渤中19-6地層流體相態特征表現為臨界壓力低(介于33.73～49.11 MPa，平均41.2 MPa)、臨界溫度較低(介于24.10～72.25 ℃，平均49.6 ℃)，但露點壓力高(介于45.50～48.72 MPa)、地露壓差小(介于0～1.07MPa)，顯示地層流體中重烴含量較高；臨界凝析壓力平均為48.58 MPa，臨界凝析溫度平均為426.67 ℃，地層溫度處于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。定容衰竭實驗表明，渤中19-6最大反凝析液量達24.29%，地面凝析油含量平均達899.99 g/m3，具有特高含凝析油凝析氣藏特征。

圖2 渤中19-6地區油氣藏流體類型圖Fig.2 Diagram of fluid types of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

此外，由表2可以看出，渤中19-6地區油氣藏地層溫度和壓力均大于烴類流體臨界溫壓，且地層條件下烴類流體密度平均為0.452 3 g/cm3，黏度平均為4.95×10-5Pa·s，可能為超臨界流體，具有獨特的物理性質[9]，即表現為密度及溶解能力接近液體且對溫度和壓力變化敏感，擴散系數接近氣體，對分散有機質具有非凡的萃取能力，無明顯氣、液相界面，相際效應不明顯或不存在，這些特殊性質將有利于油氣的高效運移和成藏。

2 油氣藏相態類型

油氣藏相態類型的準確判識關系到油氣儲量的估算、開發方式的優化及開采動態的評估，可以總結為PVT實驗相圖判識和經驗統計判識兩種方法，其中PVT實驗相圖判識法最為可靠，但現場取樣、實驗分析的工作量和費用較大；而經驗統計判識法所需資料少、簡便易行，但有一定的局限性，使用時應注意綜合分析[10]。本文采用PVT實驗相圖判識法和經驗統計判識法對渤中19-6地區油氣藏相態類型進行了綜合判識。

2.1 PVT實驗相圖判識法

從渤中19-6和渤中13-2太古界氣層取得了合格PVT樣品，并根據實驗測試數據繪制了P-T相圖(圖3)。由圖3a可知，渤中19-6地層溫度(取樣點處)為171.9 ℃，針對該點的PVT測試結果表明其地層溫度低于臨界凝析溫度(378.33 ℃)，高于臨界溫度(72.25 ℃)，處在純氣相與液相之間的狀態；其地層壓力為48.72 MPa，低于臨界凝析壓力(50.25 MPa)，也低于臨界壓力(49.11 MPa)，處在氣液兩相區外的凝析氣相區，因此該點在地層條件下的烴類流體賦存相態為凝析氣。由圖3b可知，渤中13-2地層溫度(取樣點處)為168.3 ℃，針對該點的PVT測試結果表明其地層溫度低于臨界凝析溫度區間，既不屬于氣相區(>392.8 ℃)，也不屬于凝析氣相區(231.2～392.8 ℃)；而其地層壓力為47.23 MPa，高于臨界凝析壓力(41.79 MPa)，處在氣液兩相區外，因此該點在地層條件下的烴類流體只可能為單一液相。

圖3 渤中19-6/渤中13-2構造地層流體PVT模擬實驗相態圖Fig.3 Phase diagram of fluid PVT simulation experiment of BZ19-6 and BZ13-2 structures

2.2 經驗統計判識法

前人根據大量的油氣藏實例，利用能夠反映油氣藏相態類型的流體組分、平均相對分子質量、密度和氣油比等物性數據，運用數理統計方法總結出了許多相態類型經驗統計判別方法[11]。本文采用較為可靠的方框圖法對渤中19-6地區烴類流體相態進行了綜合判識。

根據渤中19-6地區孔店組及太古界潛山儲層流體PVT實驗測試組分數據，采用四組合參數方框圖法[18，20]的判別結果見圖4。由圖4可以看出，渤中13-2太古界潛山四組合參數分布在油藏方框左下角，結合流體性質判斷儲層流體類型屬于高揮發油藏；渤中21-22太古界潛山四組合參數分布在無油環凝析氣藏方框左下角，但地層流體具有高溫高壓物性特征，綜合判斷儲層流體類型屬于氣藏；渤中19-6孔店組及太古界潛山四組合參數集中分布在帶油環氣藏或凝析氣頂油藏方框左下角和無油環凝析氣藏方框右上角，綜合判斷儲層流體類型屬于凝析氣藏。

圖4 渤中19-6地區油氣藏四組合參數方框圖法相態類型判識Fig.4 Identification of phase state type by block diagram method of four combination parameters of oil and gas reservoirs in BZ19-6 area

3 油氣賦存相態多樣性成因機制

前人研究認為，烴類體系的化學組分和溫-壓系統是控制油氣賦存相態多樣性的關鍵因素[12-18]；多套烴源巖的發育、多期油氣的充注和成藏后的次生蝕變作用，導致了油氣相態的多樣性和成因的復雜性[19]；在富油氣凹陷中，不同成因類型的油氣藏在流體性質、相態特征、地化特征以及分布規律等方面都具有明顯的差異，這是判別不同成因類型油氣藏的理論依據，而且對同一油氣體系中的天然氣和原油進行分析是進一步研究深層油氣藏成因機制的重要途徑[20-26]。渤中19-6構造深層凝析氣藏成藏過程表現出先油后氣、多期次油型氣充注的特征，經歷了早期(距今24～5 Ma)油藏形成與破壞、晚期—超晚期(距今5～0 Ma)油藏調整與凝析氣藏轉換兩個主要的階段[4]。因此，分析油氣充注歷史與相態變化的關系是弄清渤中19-6地區深層油氣賦存相態差異性成因機制的關鍵。

3.1 烴源巖熱演化成因

渤中19-6地區新近系以來埋深大幅增加，渤中凹陷烴源巖成熟度迅速增高并開始大量生氣，深部的天然氣沿不整合面和深大斷裂充注到早期形成的油藏，而渤中19-6、渤中13-2、渤中21-22等構造區供烴源巖熱演化程度的差異造成晚期天然氣充注強度的差異，從而形成了不同相態類型的油氣藏。具體證據如下：

1) 油氣物理性質特征變化

天然氣碳同位素測試數據顯示，渤中19-6凝析氣藏甲烷碳同位素值為-38.5‰～-41.4‰，乙烷碳同位素值為-25.2‰～-27.0‰，丙烷碳同位素值為-23.7‰～-25.5‰。由于渤中19-6深層天然氣為典型熱成因氣[4]，因此利用戴金星和沈平等[27-28]總結的δ13C1—Ro經驗公式所計算的天然氣Ro值介于1.12%～1.71%；同理，渤中13-2天然氣Ro值在0.73%～0.89%，低于渤中19-6天然氣Ro值；渤中21-22天然氣Ro值在2.34%～2.73%，明顯高于渤中19-6天然氣Ro值(表3)。換言之，渤中13-2構造的天然氣為烴源巖在生油高峰期的副產物；而渤中19-6構造的天然氣是烴源巖在主生氣(濕氣)階段的產物，渤中21-22構造的天然氣是烴源巖在干氣階段的產物。

表3 渤中19-6地區天然氣碳同位素數據Table 3 Natural gas carbon isotope data in BZ19-6 area

分析認為，渤中凹陷深層烴源巖在進入高熱演化階段后所產生的大量天然氣充注到原始油藏，會使油氣藏烴類組分發生變化，從而改變油氣藏相態。研究發現，油氣賦存相態與重烴組分C7+含量密切相關，其含量直接決定流體臨界溫度與臨界壓力，進而決定油氣藏相態，因此，天然氣充注強度大小會影響油氣藏的最終相態：若天然氣充注強度大，即甲烷含量增加的多，使C7+組分在體系中的相對含量大幅降低，則可形成氣油比較大的凝析氣藏或氣藏；若天然氣充注強度小，C7+組分在體系中的相對含量始終維持在較高水平，則形成帶油環且氣油比較小的凝析氣藏或高揮發油藏。也就是說，天然氣充注強度的差異影響著油氣相態的多樣性。統計結果表明，當C7+含量大于32% 時，渤中19-6地區整個體系表現為油藏特征；當C7+含量降至11%～32% 時，體系表現為高揮發油藏特征，渤中13-2構造即處于此階段；當C7+含量介于5%～11% 時，體系表現為凝析氣藏特征，渤中19-6構造即處于此階段；當C7+含量小于5% 時，體系轉變為純氣藏，渤中21-22構造即處于此階段。由此可見，隨著重烴組分C7+含量的降低，渤中19-6地區流體兩相區先擴大后縮小，向氣液兩相或氣相轉化，最終形成凝析氣藏或氣藏；反之，則渤中19-6地區原始流體向氣液兩相或液相轉化，最終形成高揮發油藏或油藏[29]。這表明，渤中19-6地區烴源巖熱演化程度控制重烴組分C7+在體系中的相對含量，進而控制油氣賦存相態變化。

此外，渤中19-6地區晚期天然氣充注對早期油藏的改造作用也體現在原油物理性質的變化上，比如凝析油中蠟含量增高，油質比正常凝析油偏重[21]。測試結果表明，渤中19-6凝析油密度平均為0.795 g/cm3(20 ℃)，相對于正常凝析油密度(約0.74 g/cm3)偏大，且蠟含量平均高達14.7%(表2)，從而印證了渤中19-6遭受過大量的天然氣充注。

2) 成藏期烴源巖熱演化程度變化

本次研究中，通過測量含烴鹽水包裹體均一溫度，并結合烴源巖熱演化史分析，恢復了渤中19-6地區3個構造的油氣成藏期次，結果表明：渤中13-2構造為一期成藏，成藏期為6 Ma至今；渤中19-6構造深層孔店組和太古界潛山儲層至少經歷了2期油氣充注過程，早期(第1期)為低成熟輕質油先成藏，包裹體均一溫度為120～125 ℃，對應明化鎮組下段沉積期末，成藏時間為12～5.1 Ma；晚期(第2期)為較高成熟度天然氣后成藏，富氣包裹體均一溫度為130～135 ℃，對應明化鎮組上段沉積期末，成藏時間為5.1 Ma至今(是主力成藏期，具有明顯的晚期快速成藏特點)；渤中21-22構造為2期成藏，第1期成藏時間是15 Ma，第2期成藏時間為現今。

由渤中19-6地區3個構造的周邊供烴次洼生烴史可知：渤中13-2構造供烴次洼為渤中凹陷西南1洼，其烴源巖從16.5 Ma開始生油，且現今最高Ro值達1.3%，未進入大規模生氣階段。渤中19-6構造供烴次洼為渤中凹陷南洼、西南2洼、主洼，其烴源巖從21 Ma開始生油；從7.5 Ma開始Ro值達到1.3%，開始生成濕氣；從5 Ma開始Ro值達到1.6%，開始大規模生成天然氣。渤中21-22構造烴次洼為渤中凹陷主洼、南洼，其烴源巖從23 Ma開始生油；從13 Ma開始Ro值達到1.3%，開始生成濕氣；從3 Ma開始Ro值達到2.0%，開始生成干氣，且現今最高Ro值達2.6%，已進入大規模生成干氣階段。

根據渤中19-6地區3個構造主要油氣成藏期與周邊供烴次洼生烴史的耦合關系(圖5)，可以確定不同構造油氣充注時期的初始流體性質、改造流體性質以及充注時間。從圖5可以看出，該地區3個構造周邊供烴次洼成熟度演化程度與油氣成藏期密切相關，渤中13-2構造初始流體以原油為主，后期則以高成熟原油充注為主，未有大規模天然氣充注，因此最終形成高揮發油藏；渤中19-6構造早期有規模原油充注，后期經受長時間的規模濕氣充注，因此最終形成高含凝析油的凝析氣藏；而渤中21-22構造初始流體為少量高成熟原油，后期又經歷較長時間的規模濕氣充注，因此最終在規模干氣充注下定型為氣藏。

圖5 渤中19-6地區含油氣構造油氣成藏期次與供烴次洼生烴史匹配圖Fig.5 Matching graph of hydrocarbon accumulation period and hydrocarbon generation history of hydrocarbon-supplying secondary depressions in the oil-gas-bearing structure in BZ19-6 area

3.2 逆蒸發成因

深層油氣相變與地層溫度、壓力變化有關，隨埋深增大，溫度和壓力增高，原始流體臨界溫度、臨界壓力升高，體現為流體兩相區面積擴大，油氣藏中的液態烴逐漸在氣態烴中溶解和蒸發，從而形成逆蒸發成因型凝析氣藏[26]。

渤中19-6構造與逆蒸發成因凝析氣藏相態特征吻合，其形成過程如圖6所示。該構造在成藏期(12 Ma至今)以來，地層埋深增加，地層溫度從98 ℃升至152 ℃，地層壓力從19.8 MPa升至48.9 MPa；同時，油氣藏臨界溫度從473 ℃降至108 ℃，臨界壓力從19.1 MPa升至48.3 MPa；尤其是在天然氣充注期(5.1 Ma至今)，地層埋深增加超1 000 m，體系臨界溫度、壓力快速下降至地層溫度及壓力之下，流體發生相變，液態烴開始在氣態烴中溶解和蒸發，原始油藏逆蒸發轉變為凝析氣藏。因此，渤中19-6構造凝析氣藏的形成與逆蒸發作用的貢獻巨大有關，而渤中13-2構造體系內天然氣充注量較少，導致逆蒸發作用較弱而保持油藏特征。

圖6 渤中19-6構造烴類流體P-T相圖隨時間變化過程Fig.6 P-T phase diagram of hydrocarbon fluid in BZ19-6 structure over time

3.3 CO2氣體充注成因

渤中19-6地區地層流體組分中高含CO2，測得二氧化碳碳同位素值介于-3.2‰～14.4‰，判斷為無機成因氣。通過δ13CCO2和3He/4He(Ra)值判別圖版[30-31]，進一步證實該地區CO2為火山幔源無機成因氣，認為CO2氣體主要來源于富CO2地幔脫氣作用(圖7)。

圖7 渤中19-6地區CO2成因判別圖版Fig.7 Map of CO2 genesis discrimination in BZ19-6 area

分析認為，渤中19-6地區深層廣泛存在的幔源CO2氣侵對原始油氣藏具有改造作用，隨油氣藏內CO2含量增加，體系臨界溫度降低，臨界壓力和飽和壓力升高，且流體兩相區變化幅度較等體積CH4更大。以渤中22-1古生界油氣藏流體PVT模擬實驗為例，不斷增加體系中的CO2含量，模擬原始油藏遭氣侵過程(圖8)。從圖8可以看出，當CO2含量在10%以下，CO2對油氣藏相態影響不顯著；當CO2含量大于10%后，體系臨界溫度和臨界凝析溫度快速下降；當CO2含量超過35%時，流體兩相區收縮至臨界溫度低于地層溫度，地層流體進入凝析氣藏區間，原油轉化為凝析氣，這與渤中22-1古近系表現出的烴類流體性質(CO2含量為35.8%)較為一致；當CO2含量超過45%時，流體兩相區進一步收縮至臨界凝析溫度低于地層溫度，地層流體進入氣藏區間，流體轉化為天然氣形態。這表明，CO2能溶解更多液態烴，對油氣藏的改造作用更強烈，有利于油藏向凝析氣藏甚至氣藏轉變。

圖8 渤中22-1A古生界油氣藏地層流體相態隨CO2充注量增加變化過程Fig.8 The change process of the fluid phase state of the Paleozoic oil and gas reservoir in BZ22-1A with the increase of CO2 charge

因此，在渤中19-6地區主要油氣藏和含油氣構造中，渤中13-2高揮發油藏的CO2含量最低，平均為5%左右，該構造受CO2氣侵改造的影響最小；渤中21-22氣藏的CO2含量最高，平均為35%左右，該構造受CO2改造作用最為強烈；而渤中19-6構造凝析氣藏的CO2含量介于9.37%～15.76%，與渤中13-2相比，CO2氣侵在一定程度上促進了原始油藏向凝析氣藏的轉變，但這種對油氣藏的改造作用不及渤中21-22構造強烈。

由此可見，渤中19-6地區深層不同類型油氣藏的形成是烴源巖差異熱演化、逆蒸發作用和CO2氣體充注改造等3種因素共同作用的結果,該地區深層油氣賦存相態變化可總結為烴類氣充注漸變與CO2氣充注突變的差異充注油氣相變模式(圖9)：深層構造首先充注油藏，如果沒有后期天然氣充注，則主要形成油藏。當供烴源巖開始大量生成天然氣時，油藏中開始充注天然氣，當天然氣充注強度較弱時，天然氣溶解到油藏中形成溶解氣，開始形成高揮發性油藏，如渤中13-2構造高揮發性油藏。隨著天然氣充注強度的繼續增加，原始油藏變為兩相凝析氣相態，形成帶氣頂的凝析氣藏，如果天然氣繼續充注，則轉變為凝析氣相態，最終形成凝析氣藏，如渤中19-6構造凝析氣藏。另外，當早期油藏遭受破壞后，晚期大量天然氣注入，即可形成天然氣藏，如渤中21-22構造氣藏。特別需要強調的是，在凝析氣的形成過程中，晚期天然氣和深部幔源無機CO2氣體的大規模充注對于油氣藏的最終定型起到了決定性作用，隨著天然氣充注強度從小到大，依次形成油藏、高揮發油藏、帶油環凝析氣藏、凝析氣藏、氣藏，而大量CO2氣體充注會加速油藏向氣藏方向的轉變。

圖9 渤中19-6地區深層油氣差異充注相變模式Fig.9 Phase transition mode of differential charging of deep-seated oil and gas in BZ19-6 area

4 結論

1) 渤中19-6地區分為渤中13-2、渤中19-6、渤中21-22等3個構造區，多種相態類型判識方法綜合分析結果顯示，渤中13-2構造為高揮發油藏，渤中19-6 構造為特高含凝析油凝析氣藏，渤中21-22構造為高含CO2的濕氣氣藏。

2) 渤中19-6地區深層油氣賦存相態主要受控于烴源巖熱演化導致的晚期天然氣充注強度，此外新近紀以來埋深增溫引起的逆蒸發、深部無機CO2氣體充注作用也是所形成的次生凝析氣藏和高含CO2氣藏的重要因素。

3) 渤中19-6地區深層油氣賦存相態變化可總結為烴類氣充注漸變與CO2氣充注突變的差異充注的油氣相變模式，這為渤海海域深層未來勘探中油氣相態研究提供了科學依據，并對類似盆地的深層油氣勘探具有重要的借鑒意義。