本發(fā)明涉及一種基于雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)。

背景技術(shù)：

目前市場上地震儲層正演技術(shù)主要以單相介質(zhì)褶積模型為主，單相介質(zhì)褶積模型是一個相對簡化的地質(zhì)模型，有助于將復(fù)雜地質(zhì)問題簡單化分析處理。由于單相介質(zhì)褶積模型忽略了孔隙流體的各向異性特征，因此基于該模型的實際儲層正演技術(shù)只考慮儲層的巖石骨架反射特征，得到的正演成果只能反映儲層的巖性骨架特征。

單相介質(zhì)褶積模型假設(shè)儲層為均質(zhì)的單一速度模型，因此孔隙中流體的速度被忽略，實際工作中儲層的實際速度基本都用測井的聲波時差折算成速度來替代。在埋藏深度較淺，孔隙度較高（孔隙度為20%-40%）的情況下，單相介質(zhì)褶積模型儲層正演技術(shù)是可靠的。以勝利油田沾化洼陷館陶組上段為例：埋深800-1200m時，氣藏速度為1400-1600m/s左右、油層速度為1800-2000m/s左右；水層速度為2000-2200m/s；干層速度為2200-2500m/s；泥巖速度中值為2200m/s；不同的流體中儲層的速度差異較大，其中氣藏的速度與上伏泥巖速度差異最大，因此氣藏的阻抗差異和反射系數(shù)最強，單相介質(zhì)褶積模型的結(jié)果表現(xiàn)為振幅值最高，與實際地震剖面相一致，吻合度較好。實際儲層描述工作中利用“亮點”技術(shù)識別氣藏，就是利用這個原理。

傳統(tǒng)的單相介質(zhì)褶積模型正演存在如下缺點：（1）只適合于高孔高滲油氣藏類型，不適合于低孔低滲類型的油氣藏類型；（2）隨著埋藏深度的加大，壓實程度加強，孔隙度變小時，流體對儲層速度的影響也會變小，造成了油層和水層的反射系數(shù)相同，現(xiàn)有單相介質(zhì)褶積模型正演只能反映儲層巖石骨架的整體形態(tài)特征，難以將儲層進(jìn)一步細(xì)化區(qū)分，不具備識別有效儲層和無效儲層的能力。而且不具備識別有效儲層中油、氣、水等流體性質(zhì)的能力；（3）由于忽略了流體阻抗信息，油、氣、水在有效儲層中的信息全部消除，單相介質(zhì)褶積模型不能反映流體信息的差異，因此不具備油氣檢測等流體識別能力。

例如致密砂巖油氣藏的孔隙度一般在5-15%左右，部分特殊巖性油氣藏如：灰?guī)r、火山巖孔隙度也很低，一般在5-12%左右。當(dāng)孔隙度較小時，油氣藏和水層、干層之間的速度差異較小，以新疆地區(qū)侏羅系頭屯河組油藏為例（埋深3900m左右）：孔隙度6-14%，油層速度中值為3900m/s；水層速度中值為3900m/s，泥質(zhì)干砂速度為3900-4800m/s，泥巖速度為3300-4800m/s，其中油層和水層的速度一致，造成了油層和水層的反射系數(shù)相同，因此在單相介質(zhì)褶積模型中就無法區(qū)分和識別該類型的有效儲層，說明單相介質(zhì)褶積模型是有適用條件的。它不適用于低孔低滲類型的油氣藏。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

針對上述現(xiàn)有技術(shù)中存在的不足之處，本發(fā)明提供一種基于雙相介質(zhì)褶積模型的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)。該方法提高了儲層內(nèi)流體識別的能力，提高了儲層描述中正演精度和吻合度，擴(kuò)大了技術(shù)適用性，不僅適用于淺層的高孔高滲油氣藏，而且還適用于深層和特殊巖性的低孔低滲型油氣藏。

本發(fā)明提供了一種基于雙相介質(zhì)的有效儲層正演模擬的方法，其包括如下步驟：

確定儲層的成藏物性下限，高于成藏物性下限的儲層劃分為有效儲層；

計算有效儲層內(nèi)巖石骨架的縱波速度、流體的縱波速度；

根據(jù)巖石骨架的縱波速度和流體的縱波速度，分別計算巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)；

將巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)分別與地震的實際子波褶積，然后將褶積的各正演結(jié)果進(jìn)行疊加，得到有效儲層的地震正演模型。

確定儲層的成藏物性下限的具體方法為：所述儲層成藏物性分別與聲波時差折算的縱波速度、含水飽和度進(jìn)行交匯，從而判斷儲層成藏物性的下限。

通過公式（?。?/v儲層實測=φ/vf+(1-φ)/vr求得實際巖石骨架縱波速度和實際流體的縱波速度；其中，v儲層實測為測井的聲波時差曲線得到的實際儲層速度；vf為孔隙內(nèi)實際流體的縱波速度；vr為實際巖石骨架的縱波速度；φ為孔隙度。

通過公式（ⅱ）r=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2)計算巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)，其中，r為反射系數(shù)，ρ1v1為第一介質(zhì)相的波抗阻，ρ2v2為第二介質(zhì)相的波抗阻。

通過公式（ⅲ）st=wt*σ（r巖石+r流體）進(jìn)行褶積和疊加，其中，st為雙相介質(zhì)褶積模型結(jié)果，wt為地震子波，r巖石為巖石骨架的反射系數(shù)，r流體為儲層中氣體的反射系數(shù)。

本發(fā)明還提供了一種基于雙相介質(zhì)褶積的有效儲層正演模擬的系統(tǒng)，所述系統(tǒng)包括：儲層劃分模塊、速度獲取模塊、反射系數(shù)模塊和正演模塊；

所述儲層劃分模塊，用于確定儲層的成藏物性下限，高于成藏物性下限的儲層劃分為有效儲層；

所述速度獲取模塊，用于計算有效儲層內(nèi)巖石骨架的縱波速度、流體的縱波速度；

所述反射系數(shù)模塊，用于根據(jù)巖石骨架的縱波速度和流體的縱波速度，分別計算巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)；

所述正演模塊，用于將巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)分別與地震的實際子波褶積，然后將褶積的各正演結(jié)果進(jìn)行疊加，得到有效儲層的地震正演模型。

所述儲層劃分模塊，用于確定儲層的成藏物性下限的具體方法為：所述儲層成藏物性分別與聲波時差折算的縱波速度、含水飽和度進(jìn)行交匯，從而判斷儲層成藏物性的下限。

所述速度獲取模塊，用于通過公式（?。?/v儲層實測=φ/vf+(1-φ)/vr求得實際巖石骨架縱波速度和實際流體的縱波速度；其中，v儲層實測為測井的聲波時差曲線得到的實際儲層速度；vf為孔隙內(nèi)實際流體的縱波速度；vr為實際巖石骨架的縱波速度；φ為孔隙度。

所述反射系數(shù)模塊，用于通過公式（ⅱ）r=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2)計算巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)，其中，r為反射系數(shù)，ρ1v1為第一介質(zhì)相的波抗阻，ρ2v2為第二介質(zhì)相的波抗阻。

所述正演模塊，用于通過公式（ⅲ）st=wt*σ（r巖石+r流體）進(jìn)行褶積和疊加，其中，st為雙相介質(zhì)褶積模型結(jié)果，wt為地震子波，r巖石為巖石骨架的反射系數(shù)，r流體為儲層中氣體的反射系數(shù)。

與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明的基于雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)具有如下優(yōu)點：

（1）現(xiàn)有技術(shù)只能解決高孔高滲類型油氣藏的問題，適用條件一般為孔隙度大于20%，滲透率大于1000毫達(dá)西，泥質(zhì)含量低于20%。

本發(fā)明的雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)，擴(kuò)大技術(shù)適用性。本發(fā)明能夠解決孔隙度大于10%，滲透率大于200毫達(dá)西，泥質(zhì)含量低于40%的油氣藏問題。埋藏深度從淺層的1200m增加到了深層3000m左右，部分特殊巖性如灰?guī)r、火山巖也適用。因此，不僅適用于淺層的高孔高滲油氣藏，而且還能夠解決深層和特殊巖性的低孔低滲型油氣藏，適用性較好。

（2）現(xiàn)有技術(shù)只能正演儲層內(nèi)巖石骨架的第一縱波特征，反映的是儲層骨架整體形態(tài)，無法對儲層做進(jìn)一步的物性分類，因此儲層正演精度不夠，無法反饋儲層內(nèi)流體的信息，造成合成記錄標(biāo)定和儲層描述上的誤差。

本發(fā)明的雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)，提高了儲層描述中正演精度和吻合度。本發(fā)明通過對巖石骨架和流體雙相介質(zhì)的正演，可以利用有效儲層內(nèi)第二縱波的有無，將儲層分為有效儲層和無效儲層，進(jìn)而將儲層中干砂的特征從儲層描述中剔除，提高了儲層描述中的正演精度，更好的還原了真實儲層的信息，提高了儲層正演的吻合度。

（3）流體識別是目前地震解釋中的難點，現(xiàn)有單相介質(zhì)的正演技術(shù)未考慮流體信息，因此不具備流體識別的技術(shù)能力。

本發(fā)明的雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)，提高了儲層內(nèi)流體識別的能力。本發(fā)明可以很好的觀察到流體之間的第二縱波特征差異，為消除流體識別的多解性提供了理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持，根據(jù)勝利油田的吻合度評價，該技術(shù)儲層描述的吻合度由過去的40%以下提高到70%以上，驗證了該技術(shù)的先進(jìn)性。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的基于雙相介質(zhì)的有效儲層正演的方法流程示意圖；

圖2為曲流河平面特征的示意圖；

圖3為油藏示意圖；

圖4為單井曲線特征孔隙度和速度交匯的示意圖；

圖5為孔隙度與縱波速度交匯的示意圖；

圖6為泥質(zhì)含量與縱波速度交匯的示意圖；

圖7為正演結(jié)果與實際地震道的對比示意圖；

圖8為實際不同儲層的振幅的對比示意圖。

具體實施方式

下面通過附圖來進(jìn)一步說明本發(fā)明的有效儲層正演的方法及系統(tǒng)，但不應(yīng)認(rèn)為本發(fā)明僅局限于以下的實施方式中。

實際油氣藏儲層是具備孔隙度，有一定儲集空間的巖石與流體的混合介質(zhì)?；旌辖橘|(zhì)包括了高速的巖石骨架（固相）和孔隙內(nèi)可動流體（液相，受壓實作用的影響，地下都是高溫高壓環(huán)境，氣體在高溫高壓下溶解在地層水中也可以作為氣-液混合流體相來對待）兩部分，其中孔隙的不可動流體被認(rèn)為是巖石骨架的一部分。

目前，常規(guī)油氣藏均符合本發(fā)明的雙相介質(zhì)褶積模型的定義，包括非常規(guī)油氣藏，例如煤層氣、頁巖氣、烴源巖也可以看作為特殊的雙相介質(zhì)褶積模型。它的地震反射特征也符合雙相介質(zhì)褶積模型的反射規(guī)律。單相介質(zhì)褶積模型可看作為雙相介質(zhì)褶積模型的一種特殊類型，即不存在孔隙或者孔隙較小的儲層，例如泥巖蓋層、膏巖以及孔隙度較低的沒有達(dá)到成藏物性下限的致密砂巖、火山巖、灰?guī)r等。

本發(fā)明有效儲層正演技術(shù)詳細(xì)闡述如下：

基于雙相介質(zhì)的有效儲層正演技術(shù)的理論基礎(chǔ)是biot理論，該理論1956年由的biot提出，biot理論認(rèn)為存在來自于流體的慢縱波，biot理論提出后，plona在1978年在實驗室中驗證了該理論的正確性。

biot理論認(rèn)為，當(dāng)?shù)卣鸩ù┻^雙相介質(zhì)時，固相和流相之間產(chǎn)生相對位移并發(fā)生相互作用，產(chǎn)生第二縱波。第二縱波速度很低，且極性與第一縱波相反。實際地震記錄是第一縱波與第二縱波的疊加，其動力學(xué)特征與單相介質(zhì)模型不同。

本發(fā)明的雙相介質(zhì)褶積模型將有效儲層分為固相和液相兩部分，當(dāng)?shù)卣鸩ù┻^有效儲層后，巖石骨架的固相和孔隙可動流體的液相均存在相對獨立的波場特征（忽略摩擦、黏滯力等），其中巖石高速骨架產(chǎn)生第一縱波，流體產(chǎn)生第二縱波特征。雙相介質(zhì)褶積模型分別求取巖石骨架的固相和流體的液相反射系數(shù)，從而得到量化的褶積模型。本發(fā)明將復(fù)雜的實際地震反射特征簡單化處理為第一縱波和第二縱波的疊加過程。

如圖1所示，建立雙相介質(zhì)褶積模型的具體過程包括：

1、確立有效儲層的劃分標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)成藏動力學(xué)和地質(zhì)沉積理論，油氣在輸導(dǎo)運移的過程中總是選擇孔隙大、毛孔阻力小的優(yōu)勢通道成藏，因此根據(jù)儲層的成藏物性下限標(biāo)準(zhǔn)可以將儲層劃分為有效儲層和無效儲層。

確定有效儲層的物性下限：可以利用孔隙度、滲透率和泥質(zhì)含量分別與速度、含水飽和度做三項交匯，如：孔隙度做交匯圖y軸，速度為交匯圖x軸，含水飽和度做交匯圖z軸約束，含水飽和度低的油層速度與純水層的縱波速度存在一個明顯的速度下滑，該縱波速度下滑的孔隙度、滲透率和泥巖含量就是物性下限。不同地區(qū)的有效儲層物性下限是不一致的，例如勝利油田淺層館上段成藏物性下限為孔隙度24%，滲透率800毫達(dá)西，泥質(zhì)含量20%；深層沙三中段成藏物性下限為14%，滲透率200毫達(dá)西，泥質(zhì)含量30%。由于后續(xù)步驟公式中，只涉及成藏物性下限中的孔隙度，因此可以選用孔隙度（por）與速度（vel）的交匯圖。

高于成藏物性下限為有效儲層，流體飽和度較豐富，以可動流體為主，測井解釋為油層或水層，砂地比較高，一般為主河道亞相或者微裂縫發(fā)育區(qū)。常見的河道沉積的高孔高滲砂巖儲層、灰?guī)r的微裂縫和溶洞發(fā)育區(qū)以及生物礁體孔隙發(fā)育區(qū)都屬于有效儲層。

無效儲層中，由于孔隙度低于成藏物性下限，流體飽和度較低，流體性質(zhì)以束縛水為主，巖性一般解釋為干層和水層，測井曲線表現(xiàn)為速度偏高，密度較大，該類無效儲層流體所占比重較低，地質(zhì)沉積上表現(xiàn)為砂地比較低，如河流相沉積多劃為堤岸亞相和河漫灘亞相。常見的灰質(zhì)泥巖、灰質(zhì)砂巖以及不成藏的火山巖、灰?guī)r都?xì)w為無效儲層。

本發(fā)明對無效儲層作為單相介質(zhì)模型做褶積處理得到正演結(jié)果。具體為先求得實際巖石骨架速度，然后再求得巖石骨架反射系數(shù)，根據(jù)反射系數(shù)進(jìn)行做褶積，從而得到無效儲層的正演結(jié)果。

2、求取有效儲層內(nèi)巖石骨架速度、不同流體的實際速度

通過公式（ⅰ）1/v儲層實測=φ/vf+(1-φ)/vr求得實際巖石骨架縱波速度和實際流體的縱波速度；其中，v儲層實測為測井的聲波時差曲線得到的實際儲層速度；vf為孔隙內(nèi)流體的縱波速度；vr為實際巖石骨架的縱波速度；φ為孔隙度。具體方法可以為：

（1）已知v儲層實測（可以通過測井的聲波時差曲線的倒數(shù)折算出來），φ為已知曲線讀取，vf一般選取實驗實測數(shù)據(jù)，（水傳播速度為1500m/s，油的傳播速度為1200m/s，氣的速度為430m/s）。

（2）選取一段穩(wěn)定的含水率100%的儲層直接讀取實測速度v實測，代入已知的孔隙度φ和水的速度1500m/s，利用上述公式，可以求得骨架速度vr=v實測*vf（1-φ）/（vf-φv實測）。

（3）得到骨架速度vr后，再代入純油氣層段的巖石骨架速度，即可求出純油氣層段流體的實際速度。

3、根據(jù)換算的巖石骨架速度和不同流體速度分別計算雙相介質(zhì)的反射系數(shù)。

根據(jù)雙相介質(zhì)中存在兩種不同速度的特點，實際儲層的反射系數(shù)分別存在巖石骨架反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)。根據(jù)換算的巖石骨架和流體速度和密度分別求取巖石骨架的反射系數(shù)和儲層內(nèi)不同流體的反射系數(shù)，通過公式（ⅱ）r=（ρ1v1-ρ2v2）/(ρ1v1+ρ2v2)計算巖石骨架的反射系數(shù)和流體的反射系數(shù)，其中，r為反射系數(shù)，ρ1v1為第一介質(zhì)相的波抗阻，ρ2v2為第二介質(zhì)相的波抗阻。例如，具體對應(yīng)巖石骨架、流體公式可以為如下：

通過公式r巖石=（ρ蓋巖v蓋巖-ρ巖石v巖石）/(ρ蓋巖v蓋巖+ρ巖石v巖石)計算巖石骨架的反射系數(shù)，其中，r巖石為巖石骨架的反射系數(shù)，ρ蓋巖-為儲層上方蓋層巖石的密度，v蓋巖為儲層上方蓋層巖石縱波速度；

通過公式r流體=（ρ蓋巖v蓋巖-ρ流體v流體）/(ρ蓋巖v蓋巖+ρ流體v流體)計算水的反射系數(shù)，其中，r流體為儲層中水的反射系數(shù)，ρ流體為儲層中水的密度，v流體為儲層中實際水縱波速度。

4、制作有效儲層的正演模型

通過有效儲層的雙相介質(zhì)褶積模型公式（ⅲ）st=wt*σ（r巖石+r流體），將高于成藏物性下限儲層的巖石骨架反射系數(shù)rr和流體反射系數(shù)rf與實際地震子波wt褶積得到巖石骨架實際正演反射特征sr和流體正演反射特征sf，將得到的sr和sf疊加得到真實的有效儲層的正演模型（正演結(jié)果）st。

5、單井的完整正演模型為一系列單相介質(zhì)褶積模型和上述雙相介質(zhì)褶積模型的組合。

實施例1

采用本發(fā)明的方法進(jìn)行正演模擬，以勝利油田河流相淺層氣藏為例，實際應(yīng)用例及其效果如下：

勝利油田某油田淺層氣藏屬于典型的曲流河沉積，平面上呈現(xiàn)河流相特征（見圖2），縱剖面分為堤岸亞相、主河道亞相等特征（見圖3），其中主河道兩側(cè)的堤岸亞相砂巖泥質(zhì)含量較高屬于無效儲層，主河道亞相才是油氣富集的有效儲層。巖性油氣藏的識別首先要對儲層的物性做細(xì)分。曲線特征上（見圖4）泥質(zhì)含量sh和孔隙度por特征相近，但是通過不同砂體的縱波速度曲線差異較大。

（1）確定成藏物性下限，區(qū)分有效儲層和無效儲層。

由交匯圖5、6可知：典型氣藏埋深850m，根據(jù)孔隙度（por）與速度（vel）的交匯，確定該區(qū)成藏物性下限為孔隙度por35%，泥質(zhì)含量40%，低于物性下限的干砂巖（巖石骨架）縱波速度為2400-2800m/s，水砂縱波速度為2200-2400m/s，氣砂縱波速度為1400-2100m/s，泥巖縱波速度為2100-2600m/s。

高于該物性下限的砂體為有效儲層，適用于雙相介質(zhì)褶積模型，低于物性下限的砂體為無效儲層，適用于單相介質(zhì)褶積模型。根據(jù)交匯圖5、6投影，830-880m的五套砂體中三套屬于無效儲層，860-870m的氣層屬于有效儲層。

（2）計算有效儲層的不同介質(zhì)的速度。

通過公式（?。?/v儲層實測=φ/vo+(1-φ)/vr，在孔隙度42%情況下，已知純水儲層2200m/s，水的速度為1500m/s，求得干砂（巖石骨架）縱波速度3323m/s。

通過公式（?。?/v儲層實測=φ/vo+(1-φ)/vr，重新替代氣層的骨架速度后，已知含氣飽和度25-30%的氣砂縱波速度中值為1500m/s，折算含氣飽和度25-30%氣的實際流體的縱波速度853m/s。

（3）分別計算雙相介質(zhì)的巖石骨架反射系數(shù)和流體反射系數(shù)

通過公式r巖石=（ρ蓋巖v蓋巖-ρ巖石v巖石）/(ρ蓋巖v蓋巖+ρ巖石v巖石)計算巖石骨架的反射系數(shù)，由于缺乏密度曲線ρ泥巖、ρ巖石，故忽略密度的影響，取值為1，反射系數(shù)公式簡化為：r巖石=（v泥巖-v巖石）/(v泥巖+v巖石)，代入已知的v泥巖=2300m/s、v巖石=3323m/s，r巖石=-0.182。

通過公式（ⅳ）r流體=（ρ蓋巖v蓋巖-ρ流體v流體）/(ρ蓋巖v蓋巖+ρ流體v流體)計算流體的反射系數(shù)。代入已知的v水=1500m/s、v氣=853m/s，r水為0.378，r氣為0.459，氣藏不需要計算r油。

（4）雙相介質(zhì)的褶積模型正演

根據(jù)雙相介質(zhì)褶積模型st=wt*σ（rr+rf），代入地震實際提取子波，分別得到有效儲層的巖石骨架正演特征sr和流體正演特征sf，最終有效儲層的正演模型來自于不同介質(zhì)的正演模型的波形疊加。有效儲層的雙相介質(zhì)正演模型是不同波形的復(fù)合波。

與實際地震道對比（見圖7），巖性正演結(jié)果對應(yīng)性最差，表現(xiàn)為反極性較吻合，相似度只有0.483；常規(guī)正演吻合度處于中間，相似度為0.712；流體正演結(jié)果吻合度最好，相似度0.837。常規(guī)正演和流體正演與實際地震道吻合，流體正演結(jié)果與實際吻合，常規(guī)正演不吻合。

（5）實際驗證結(jié)果

根據(jù)單井實際地震道頻譜分析對比（見圖8），9-14m厚度水層的振幅為260，是8m干層振幅100的2.6倍；6m厚度的氣層振幅為400，是干層振幅值100的4倍。對比步驟（3、4）的常規(guī)單相介質(zhì)褶積模型和雙相介質(zhì)褶積模型的結(jié)果，氣層與干層的正演結(jié)果吻合度差異不大，比例兩者相近；但是對比水層與干層的比例結(jié)果，雙相介質(zhì)褶積模型更符合真實結(jié)果，反映了雙相介質(zhì)褶積模型比常規(guī)正演方法的適用性更好。

需要說明的是，在上述具體實施方式中所描述的各個具體技術(shù)特征，可以通過任何合適的方式進(jìn)行任意組合，其同樣落入本發(fā)明所公開的范圍之內(nèi)。另外，本發(fā)明的各種不同的實施方式之間也可以進(jìn)行任意組合，只要其不違背本發(fā)明的思想，其同樣應(yīng)當(dāng)視為本發(fā)明所公開的內(nèi)容。

以上結(jié)合附圖詳細(xì)描述了本發(fā)明的優(yōu)選實施方式，但是，本發(fā)明并不限于上述實施方式中的具體細(xì)節(jié)，在本發(fā)明的技術(shù)構(gòu)思范圍內(nèi)，可以對本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行多種簡單變型，這些簡單變型均屬于本發(fā)明的保護(hù)范圍。