中国石化页岩气工程技术新进展与发展展望

路保平， 丁士东

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

2009年以来，中国石化持续开展了页岩气水平井钻井完井和分段压裂技术攻关，形成了埋深2 000.00～3 500.00 m(下称中深层)页岩气工程技术链[1]，全面支撑了中国石化页岩气的勘探开发，发现了涪陵页岩气田并成功实现了商业开发，使我国成为继美国、加拿大之后第3个掌握页岩气成套工程技术并实现商业开发的国家[2]。2014年，中国石化被第5届世界页岩油气峰会授予“页岩油气国际先锋奖”。

近年来，中国石化加快了江东、平桥、丁山、威远-永川等深层页岩气区块(储层埋深3 500 m以深)以及武隆等常压页岩气区块(地层孔隙压力当量密度1.0～1.2 kg/L)勘探开发的步伐。深层与常压页岩气区块地质条件更为复杂，商业化开发难度更大，对工程技术提出了新的挑战，主要表现为：1)储层埋藏更深，温度更高，压力体系复杂，对钻井提速、钻井液和固井提出了更高要求；2)深层页岩塑性增强、闭合压力高、水平应力差异大，页岩地层的缝网改造难度更大；3)常压页岩气区块气井压裂后产量低且递减快，降本增效压力大。

针对上述页岩气工程技术挑战，中国石化在持续优化完善中深层页岩气工程技术的基础上，重点围绕深层和常压页岩气勘探开发在提高钻井速度与成井质量、实现有效压裂与提高产气量等方面的技术需求，开展了基于甜点评价的地质工程一体化设计、随钻地层精细评价、新型油基钻井液、新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井、高效压裂液等技术攻关，取得了新的技术进展，进一步完善了中深层页岩气工程技术链，初步形成了深层和常压页岩气工程技术链，有力支撑了深层与常压页岩气的勘探开发。

1　页岩气工程技术新进展

1.1　基于甜点评价的地质工程一体化设计技术

研究提出了基于甜点评价的地质工程一体化设计技术[3]，即地质构造建模、地质力学分析、气藏描述、井位布置与钻井工程设计、压裂工程设计、完井测试及压后评价为主体的一体化设计方法，其工作流程如图1所示。形成了页岩构造建模、气藏建模及“甜点”精确描述方法[4]，构建了基于地应力方向和“甜点”富集特点的水平井方位与井眼轨道设计理念，创建了综合考虑地质特征及水平井井网布置模式等因素的体积压裂设计理论及精细分段、簇射孔方法，通过裂缝监测、完井测试、产能评价及后评估技术，使地质工程一体化设计技术得到进一步完善和优化。

1.2　随钻地层精细评价技术

开发了适用于页岩气水平井的三维地质导向建模与预警系统，形成了基于随钻数据实时传输的随钻地层精细评价技术，提高了地质导向工作效率及优质页岩储层钻遇率。

图1　基于甜点评价的地质工程一体化设计技术工作流程Fig.1　Flow chart of geological and engineering integral design technology based on sweet spot evaluation

1) 建立了页岩储层品质、完井品质评价方法：提出了页岩岩性、孔隙度、TOC、含气量等页岩储层品质计算方法；引入断裂韧性指数评价页岩脆性，增强了评价效果；优选了页岩地层岩石力学参数、地层三压力等完井品质参数的计算方法；基于X射线荧光(XRF)分析技术的页岩工程、地质多参数随钻求取方法，提出了页岩地层工程甜点和地质甜点的随钻评价方法。

2) 开发了具有自主知识产权的随钻地质导向建模与预警系统：在利用区域地震、地质、测井、录井等数据进行三维地质建模的基础上，实现了基于OpenGL技术的井眼轨迹、地层模型三维可视化，建立了基于三维建模、二维地层等厚对比、电磁波电阻率正反演和随钻成像伽马测井的4种地质导向方法(见图2)；形成了基于地层界面、靶点位置、测井曲线数值等参数的4种工程预警模式，有效提高了井眼轨迹、随钻数据异常情况下决策的时效性。该系统在涪陵、丁山、武隆等地区50余口井进行了成功应用，优质页岩储层钻遇率达到91.2%。

图2　页岩气水平井随钻地质导向工作流程Fig.2　Flow chart of geo-steering while drilling in shale gas horizontal wells

1.3　优快钻井技术

针对深层页岩气井钻井周期长、成本高等问题，持续开展了页岩气水平井钻井优化设计、钻井提速技术集成和“井工厂”高效钻井模式等技术攻关，初步形成了深层页岩气井优快钻井技术，实现了安全、优质、快速钻井[5-7]。

1) 井身结构与井眼轨道优化设计。针对页岩气井钻井提速降本要求，将井身结构由“φ660.4 mm—φ444.5 mm—φ311.1 mm—φ215.9 mm”优化为“φ609.6 mm—φ406.4 mm—φ311.1 mm—φ215.9 mm”，技术套管下入深度由龙马溪组地层中部上提为龙马溪组地层顶部，从而显著提高了上部井段的机械钻速，减少了套管费用。针对常压页岩气井降本需求，提出了导眼+二开井身结构方案，即“φ609.6 mm—φ406.4 mm(φ311.1 mm)—φ215.9 mm”。隆页2HF井采用了该井身结构并应用了钻井提速技术，与邻井隆页1HF井相比，机械钻速提高72%，钻井周期缩短27%，钻井成本降低21%。为了满足储层动用最大化的布井需求，提出了大靶前距大井距三维井眼轨道和鱼钩形井眼轨道设计方案(见图3)[5-7]，储层有效动用率最大可达100%。

图3　页岩气水平井三维井眼轨道设计方案Fig.3　3D borehole trajectory profiles of shale gas horizontal wells

2) 钻井提速技术集成。为提高深层页岩气井钻井速度，应用了“LWD/MWD+短钻铤+稳定器”精准导向钻具组合及配套钻井工艺，并研发了涡轮式水力振荡器、短弯螺杆、高效CDE切削齿PDC钻头，提高了定向钻井效率，解决了定向钻井托压问题，同时配套研制了机械式冲击螺杆和射流式冲击器，实现了页岩气水平井钻井提速技术集成。该提速技术获得良好的现场应用效果，定向段稳斜钻进一趟钻最长进尺1 726.00 m，水平段最长2 163.00 m，最大井深5 820.00 m，水平段一趟钻最长进尺1 971.00 m，平均钻井周期较开发初期缩短30%以上。

3) 完善和深化了页岩气“井工厂”高效钻井模式。针对南方海相页岩气地质特征与地貌特点，提出了适用于不同地形、地势的井场地面布局设计，形成了滑轨式、轮轨式和步进式不同移动方式的钻井设备配套推荐做法，创建了以钻井开次为单元的“井工厂”高效钻井作业模式。该钻井模式已在30个平台140余口井推广应用，每口井占地面积与单井模式相比减少65.9%，与丛式井相比减少11.8%；钻机井间移动时间由72 h缩短为12 h，单井搬迁安装周期缩短61%，中完时间缩短55%，单井建井周期缩短31%，钻井液用量减少41%[7]。

1.4　新型油基钻井液

为满足武隆等地区常压页岩气钻井降本增效的需求，在低黏高切油基钻井液(LVHS-Ⅰ型)研究与应用的基础上[8-9]，研发了低油水比低黏高切油基钻井液(LVHS-Ⅱ型)[10]；为满足永川、丁山等地区深部高应力页岩气地层的地质与工程需求，开展了高温高密度油基钻井液(LVHS-Ⅲ型)研究与应用，各钻井液主要技术指标见表1。

1) 低油水比低黏高切油基钻井液(LVHS-Ⅱ型)。其基本配方为：基础油+ 1.5%～2.5% SMGEL+ 2.0% SMEMUL-1+1.2%SMEMUL-2+CaCl2溶液+ 2.0%CaO + 3.0% SMFLA-O+0～0.8%SMHFSA +加重剂，其中，SMEMUL-1、SMEMUL-2为自主研发的多活性高效乳化剂。该钻井液的油水比可达65/35～75/25，不但降低了钻井液成本，且具有良好的流变性与乳化稳定性。该钻井液在涪陵页岩气田多口井应用，均取得良好效果。例如，该钻井液在焦页54-3HF井应用时，油水比控制在67/33～76/24，破乳电压632～1 037 V，显著降低了基础油用量，大幅降低了钻井液成本，并创国内油基钻井液油水比最低纪录。

表1　LVHS系列油基钻井液的主要性能Table 1　Properties of LVHS series oil based drilling fluid

注：LVHS-Ⅰ与LVHS-Ⅱ钻井液性能均为在150 ℃热滚16 h后，50 ℃下测量；LVHS-Ⅲ钻井液性能为在200 ℃热滚16 h后，50 ℃下测量。

2) 高温高密度油基钻井液(LVHS-Ⅲ型)。自主研发了抗高温乳化剂SMEMUL-H、流型调节剂SMASA，形成了高温高密度油基钻井液，抗温可达200 ℃，密度可达2.40 kg/L，具有良好的高温稳定性与高密度沉降稳定性。该钻井液已在永川、丁山和威远等地区多口页岩气井应用，均取得良好效果。

1.5　新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井技术

在研发与应用弹韧性水泥浆(SFP-Ⅰ型)的基础上[12-13]，针对深层页岩地层高温、高应力的特点，系统开展了水泥环密封完整性试验评价、新型耐高温弹韧性水泥浆和泡沫水泥浆固井技术研究。

1) 建立了水泥环密封完整性设计方法。研发了全尺寸水泥环密封完整性评价装置，建立了基于生命周期内水泥环长效密封保障设计方法，提出了深层页岩气井固井水泥石性能设计要求，见表2。

表2深层页岩气井固井水泥石性能要求

Table2Cementmechanicalperformancerequirementsfordeepshalegaswells

压裂施工压力/MPa压裂段数水泥石性能设计要求弹性模量/GPa抗折强度/MPa抗压强度/MPa50～703～5>10>30>3012～167～9>30>2522～325～7>30>1690～1101>10>35>305～87～9>35>2515～264～6>35>14

2) 研发了新型耐高温弹韧性水泥浆(SFP-Ⅱ型)。在前期弹韧性水泥浆(SFP-Ⅰ型)研究与应用的基础上，开展了结晶相塑化和最优颗粒级配的水泥石改性技术及关键耐高温外加剂的研发，形成了耐温达150 ℃的新型弹韧性水泥浆，其水泥石的主要性能见表3。

表3　SFP系列水泥石的主要性能Table 3　Properties of SPF series cement

3) 研发了泡沫水泥浆固井技术。针对涪陵外围易漏失井的固井难题，研制了机械注氮装置及控制系统，设备耐压25 MPa以上，泡沫水泥浆地面密度小于0.8 kg/L，实现了供浆、供气、密度自动控制。研发了新型泡沫水泥浆[14]，水泥石弹性模量小于5 GPa，密度最低小于1.2 kg/L，满足了不同压力体系页岩气井固井要求，泡沫水泥浆的主要性能见表4。泡沫水泥浆固井技术在涪陵江东与平桥区块已应用12井次，较好地解决了页岩气井固井水泥浆易漏失的难题，提高了固井质量[15]。

表4　泡沫水泥浆的主要性能Table 4　Properties of foam slurry

注：泡沫水泥浆基浆的配方为 G级水泥+3.0%DZJ-Y+0.5%DZS+5.0%HT-1+0.1%XC+44.0%H2O。

1.6　页岩气水平井体积压裂工艺技术

通过持续技术攻关，形成了压前评价—压裂设计—压后评估一体化的页岩气水平井体积压裂工艺技术。

1) 建立了沿水平井筒连续的页岩“甜度”评价方法。页岩“甜度”为实际页岩参数与标杆页岩参数(用模糊集合表示)的欧氏贴近度，其值为基于13个独立地质参数的地质甜度和基于页岩施工特征参数的工程甜度的加权值[16]。页岩“甜度”可为段簇精细划分提供定量依据，与测试产量的相关性较以往的“甜点”更强。

2) 提高有效改造体积(ESRV)的差异化设计技术[17]。针对不同小层页岩的地质特征、地应力及岩石力学参数，建立了水力压裂大型物理模型和考虑层理弱面的三维水力压裂模型[18]，揭示了双簇射孔水力压裂裂缝起裂与扩展规律(见图4)。模拟结果表明，裂缝干扰可降低裂缝周围水平应力差异系数，有利于裂缝转向及沟通层理面，使裂缝形态更为复杂；有利于指导和优化不同小层体积改造的排量、规模、砂液比、前置液比例等压裂参数。

图4　双簇射孔模式下的裂缝起裂与扩展物理模拟试验结果Fig.4　Physical simulation of fracture initiation and propagation under dual-cluster perforation mode

3) 深化了“井工厂”多参数协同压裂优化设计技术。采用系统工程方法，结合BP神经网络模型和遗传变异算法，以整个平台经济效益最大化为优化目标函数，同步优化出考虑水平井筒长度、井间距、缝间距、裂缝长度、导流能力、裂缝复杂性、布缝模式、井位及生产压差等10余种影响因素的多参数组合，最大限度地实现降本增效目标。

4) 形成了特色体积压裂工艺技术。以主缝净压力优化与控制为基础，按照“设计一段—施工一段—分析一段—优化一段”的流程进行分段压裂施工，形成了不同排量组合、不同性质液体组合及不同粒径支撑剂组合为特色的体积压裂工艺技术[19]，即“前置酸+滑溜水+胶液+滑溜水+胶液”的注入模式及“70/140目+40/70目+30/50目”支撑剂组合的加砂模式。

5) 研究形成了基于施工参数的后评估及排采模拟技术。提出了利用压裂施工曲线表征页岩脆塑性、利用归一化等效砂液比表征远井可压性的新技术[20]，建立了“基质-裂缝-井底-井口”的大系统流动节点系统分析方法[21]，模拟储层渗流和井筒流动，形成了多段压裂排采优化模拟技术。

1.7　新型分段压裂工具

继成功研制易钻桥塞与多级滑套压裂工具后[22-25]，针对深层页岩气井增产增效要求，开展了全通径无限级分段压裂工具、大通径桥塞以及可溶式分段压裂工具的研发工作[26-28]。

1) 全通径无限级分段压裂工具。研制了φ139.7 mm全通径无限级分段压裂工艺管柱及配套工具，该管柱采用连续油管或油管下入，拖动管柱坐封封隔器后实现环空加砂压裂。其主要工具的技术参数如表5所示。全通径无限级分段压裂工具已进行了现场试验，施工最高压力45 MPa，施工排量2.2 m3/min，封隔器重复坐封2次，施工结束后对提出的封隔器进行测试，未发现损坏且坐封压力仍能达到70 MPa，可以再次入井作业。

表5全通径无限级分段压裂工具主要技术参数

Table5Maintechnicalparametersoffullborelimitlessstagedfracturingtools

工具外径/mm内径/mm长度/mm主要性能指标液压丢手790330520　丢手压力21MPa重复坐封封隔器11404001820　耐温120℃，封隔压力70MPa，坐封启动力15kN，重复坐封大于8次喷射器1000360240　最大过砂量45t接箍定位器1300380520　上提拉力12～22kN套管滑套200012142213　滑套打开压力16MPa

2) 大通径桥塞分段压裂工具。为满足深层页岩气井压裂需求，降低压裂综合成本，研制了φ139.7 mm大通径桥塞分段压裂工具，其外径110.0 mm，通径70.0 mm，耐压70 MPa，耐温150 ℃，坐封压力180 kN，憋压球可降解，压裂结束后无需进行桥塞钻除作业，较大的内通径有利于压裂液及时返排和快速进行测试投产，从而提高了施工效率，降低了施工成本。

3) 可溶式分段压裂工具。为满足高温高压深层页岩气井压裂需求，完成了φ114.3和φ139.7 mm可溶桥塞及配套坐封工具的试制及室内联机试验，桥塞顺利实现坐封及丢手。完成了φ114.3 mm球座可溶式分段压裂滑套的试制及地面性能测试，实现了滑套打开、液体通道连通、球座溶解功能。优选了可溶金属材料，抗拉强度400 MPa，屈服强度310 MPa，承压环地面承压70 MPa，平均降解速率30 mg/(cm2·h)。

1.8　页岩气井高效压裂液

针对深层以及常压页岩气储层特征和体积压裂对压裂液低摩阻、低黏度、低伤害、高携砂等性能要求，以自主研发的高效降阻剂SRFR-2、增稠剂SRFP、交联剂SRFC、黏土稳定剂SRCS和助排剂SRCA等关键处理剂为基础，在前期Ⅰ型滑溜水体系研发与应用的基础上[29]，研发形成了Ⅱ型滑溜水体系。2种滑溜水体系的主要性能见表6。

表6　Ⅰ型和Ⅱ型滑溜水体系的主要性能Table 6　Contrast of main properties between type I and type II slickwater systems

Ⅱ型滑溜水体系配方为：0.03%～0.10%高效降阻剂SRFR-2(粉末型)+0.30%黏土稳定剂SRCS+0.10%助排剂SRCA。由表6可以看出，该滑溜水体系具有低摩阻、低膨胀、低伤害、低成本、溶解速度快且能够实现在线配液等特点。该滑溜水体系在焦石坝、丁山、彭水、南川和东峰等地区应用几十井次，成功率100%，满足了中深层、深层页岩气储层体积压裂改造的需要。

1.9　页岩气测试及产能评价技术

在页岩气井渗流机理研究的基础上，建立了多段压裂页岩气水平井试井分析及产能评价模型，研发了产气剖面测试仪，形成了适合国内页岩气井的产能评价和产气剖面测试技术。

1) 页岩气井产能评价技术。基于多尺度流动机理分析，耦合吸附、扩散、滑脱、双孔、应力和复杂裂缝形态等因素，建立了多段压裂页岩气水平井试井分析和产能评价模型，编制了相应软件[30-32]，并基于国内页岩气井典型流场图版建立了适合国内高压、高产、长线性流生产时间的页岩气井产能递减模型[33-34]。该技术在涪陵、丁山、彭水等地区40余口页岩气井进行了应用，得到了产量变化规律、SRV体积、可采储量等关键参数，产能评价精度大于90%，有效评价了页岩气储层的压裂效果和生产潜力。

2) 页岩气井产气剖面测试技术。针对页岩气井产出规律认识困难、测试成本高的难点，研发了常规仪器与阵列仪器组合的产气剖面测试仪，可测量温度、压力、流量、持水率、磁定位、伽马等参数，其外径43.0 mm，抗温170 ℃，抗压105 MPa。同时，配套了水平井连续油管输送组合仪器的测试工艺，确立了连续油管及防喷器、防喷盒和防喷管等井口带压设备的优选方法，保障了测试管串安全下入，并形成了适于页岩气水平井复杂流型测试资料的解释方法[35-36]。现场应用表明，测试资料解释符合率达92%，测试成本降低30%，对页岩气井压裂方案优化、压后效果评估具有借鉴作用。

1.10　大型压裂机组的研发与应用

大型压裂机组是实现“孔渗低、埋深大、压力高”油气储层有效改造的决定性手段。中国石化自主研制了世界首台3000型超高压大功率大型压裂机组[37]，包括压裂车、混砂车、高压管汇系统、配液车、供砂装置和集群控制系统等。3000型压裂机组最大输出功率2 200 kW，最高工作压力140 MPa，最大控制终端40台，输砂能力20～13 000 kg/min，混配液排量20 m3/min。

目前，3000型成套压裂机组已完成140余口井(共计2 350层段)的压裂作业，最高施工压力达113 MPa，压裂机组单层持续泵注时间最长7.0 h，最大工作负荷85%，高档位工况下，负荷较2500型压裂车提高30%，泵头体寿命较其他压裂泵提高20%。在相同施工总功率的条件下，3000型压裂机组占地面积更小，更加适应复杂山地环境和高施工压力深层页岩气井压裂作业的要求。

2　技术发展展望

随着我国页岩气勘探开发的不断深入，持续完善中深层页岩气工程技术、突破深层和常压页岩气关键工程技术是今后的主要发展方向。

2.1　完善中深层页岩气工程技术

1) 钻井工程技术方面。优化完善地质工程一体化设计技术和进一步提速增效是主要攻关研究方向。一是提高耐油螺杆钻具寿命，提升φ311.1 mm井眼水力振荡器的降摩减阻性能，研制应用新型提速工具，并完善油基钻井液防漏堵漏功能。二是加强地层实时评价与地震预测的结合，提高地层建模的准确性；同时，推广应用随钻成像、远探测等技术，完善随钻测井技术，提高地层实时评价与预测能力，提高优质页岩储层钻遇率。

2) 压裂工程技术方面。完善精细压裂、突破重复压裂、实现降本增效是主要攻关研究方向。一是开展“山地井工厂”钻井-压裂一体化设计研究，充分考虑井眼方位及裂缝方位的整体布局，以实现页岩气储量动用程度最大化；深入开展水平井井眼轨迹穿行不同小层岩石可压性剖面的精细评价，由此进行段、簇精细化划分，避免无效段、减少低效段和重叠段。二是开展缝间暂堵与缝内多次暂堵相结合的压裂工艺技术研究、压裂液在页岩地层中滞留的微观作用机制及主控因素研究，为压后返排时机及返排制度优化奠定基础。三是开展重复压裂技术研究，以提高老井开发潜力，控制产量递减率。四是配套开展低成本裂缝监测及后评估技术研究，如气溶性示踪剂、光导纤维传感技术、铁磁流裂缝检测技术等，以提高裂缝监测解释的精度。

2.2　攻关深层页岩气工程技术

1) 钻井工程技术方面。围绕降低工程成本和提高成井质量开展攻关研究。一是持续优化井身结构和控压钻井技术，解决裂缝性浅层气和页岩地层裂缝发育带的涌漏问题。二是完善高造斜率短弯螺杆和宽适应性PDC钻头，提高耐油螺杆钻具和降摩减阻工具的抗温性能和寿命；研发新型提速工具，推广应用钻井提速集成技术，提高钻井效率；研发应用近钻头随钻地层评价技术，提高优质页岩储层钻遇率。三是推广新型低黏高切高密度油基钻井液，采用随钻与专用堵漏技术，降低井下故障率与施工成本。四是应用注氮泡沫低密度水泥浆固井技术、新型弹韧性水泥浆等，解决固井漏失问题，提高固井质量及水泥环的长期密封性。

2) 压裂工程技术方面。主要围绕提高压裂有效性开展技术攻关。一是开展降低施工压力技术研究，如平面射孔、多级交替注酸、超高降阻率滑溜水等。二是创新发展深层页岩气提高ESRV技术，如多尺度网络压裂(通过变排量变黏度组合注入实现)、前置液阶段微细支撑剂或纳米支撑剂注入、全程小粒径支撑剂加砂工艺、酸性滑溜水压裂、岩石自支撑酸压复合压裂等技术。三是研究页岩气井分段压裂套损机理及控制技术，形成适用于深层页岩气的配套压裂技术。

2.3　发展常压页岩气工程技术

针对常压页岩气的特点，重点开展低成本钻井工艺与有效压裂技术的攻关研究与技术集成，以大幅度降低工程成本，实现有效压裂。

1) 钻井工程技术方面。开展井筒强化技术攻关，提高造斜率以减少定向段长度，持续开展井身结构优化设计，形成适用于常压页岩气井的井身结构方案；研发低成本油基钻井液、高性能水基钻井液与固井配套技术；开发快速定向和水平段“一趟钻”优快钻井技术。

2) 压裂工程技术方面。主要围绕大幅度提高裂缝的复杂性及有效改造体积，开展“少段多簇+平面射孔”压裂、超临界二氧化碳混合压裂、脉冲压裂和超低浓度与一剂多效滑溜水体系等低成本压裂技术攻关；开展多井拉链式压裂、同步压裂技术试验，加大压裂返排液的重复利用、陶粒混合石英砂支撑剂等现场应用力度。

3　结束语

中国石化经过不懈的技术攻关，形成了中深层页岩气配套工程技术链，在国内率先实现了涪陵页岩气勘探突破与商业开发。近几年，围绕深层和常压页岩气勘探开发需求，通过工程技术攻关与应用研究，初步形成了深层和常压页岩气工程技术链，有力支撑了深层和常压页岩气勘探开发的顺利进行。但是，与国外先进技术相比还有一定的差距，需要在完善中深层页岩气工程技术链的基础上，通过优化提升、配套完善与研究攻关，形成完善的深层和常压页岩气工程技术链，以实现深层和常压页岩气经济有效规模开发。

致谢：在本文撰写过程中，中国石化石油工程技术研究院马广军、臧艳彬、王显光、陶谦、王海涛、张卫、魏辽和庞伟等同志在资料收集及论文修改等方面提供了大量帮助，牛新明、林永学、蒋廷学和王敏生等同志也提出了许多宝贵的修改意见，在此一并表示感谢。

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