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2024 , Vol. 39 >Issue 6: 2357 - 2367

DOI: https://doi.org/10.6038/pg2024HH0455

Geological characteristics of tight oil and evaluation of sweet spot in Chang 8 Member of Liuluoyu area, Ordos Basin

  • BaoHong ZHONG , 1 ,
  • JinFeng LI , 1, * ,
  • TaoTao WEI 1 ,
  • JiaShun GONG 1 ,
  • Hai ZHOU 2 ,
  • GaoRun ZHONG 2 ,
  • YinHui REN 2
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  • 1 Development Section of Xiasiwan Oilfield, Yanchang Petroleum(Group) Co., Ltd., Yan'an 716000, China
  • 2 School of Petroleum Engineering and Environmental Engineering, Yan'an University, Yan'an 716000, China

Received date: 2023-12-20

  Online published: 2025-01-14

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Copyright ©2024 Progress in Geophysics. All rights reserved.
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Abstract

Liuluoyu area is a new block in the tight oil exploration and development zone of Yanchang Oilfield, and Chang8 Member is the key level of tight oil development. Affected by source rock, reservoir characteristics, reservoir pressure, source-reservoir configuration relationship, and natural fractures, Chang 8 Member tight oil has obvious oil content differences. Therefore, based on the analysis of the characteristics of source rock and reservoir, the experimental data and logging data are combined to estimate the hydrocarbon generation intensity, calculate the reservoir formation power, analyze the relationship between source rock and reservoir, and evaluate the fracture development characteristics by using the fractal dimension method. The results show that: (1) The average organic carbon content of source rocks in Chang 7 member and Chang 9 member is 10.23% and 8.67% respectively; Hydrocarbon generation intensities were (50~470)×104 t/km2 and (10~130)×104 t/km2, respectively. The residual pressure difference of Chang 7-8 and 9-8 sections is 4.0~11.0 mpa and 3.0~9.0 mpa, respectively. (2) According to the four types of source rocks in the longitudinal direction, they are: Chang 73 bottom+Chang8middle+Chang9 top development type, Chang72 member+Chang9 top development type, Chang7 member continuous development+Chang 9 top development type, Chang7 undeveloped + Chang 9 top development type; There are five hydrocarbon supply modes: "top + bottom bidirectional strong hydrocarbon supply type", "top strong hydrocarbon supply type +bottom weak hydrocarbon supply type", "top + bottom weak hydrocarbon supply type", "top + bottom weak hydrocarbon supply type" and "top + bottom medium hydrocarbon supply type". (3) R/S method was used to predict the fracture development of Chang 8 member, and H curve was constructed with H value >0.04, indicating fracture development; 0<H < 0.04, the crack is more developed; When H < 0, cracks do not develop.

Key words： Tight oil; Dessert area; Source rock; Hydrocarbon supply model; Liuluoyu

Cite this article

BaoHong ZHONG , JinFeng LI , TaoTao WEI , JiaShun GONG , Hai ZHOU , GaoRun ZHONG , YinHui REN . Geological characteristics of tight oil and evaluation of sweet spot in Chang 8 Member of Liuluoyu area, Ordos Basin[J]. Progress in Geophysics, 2024 , 39(6) : 2357 -2367 . DOI: 10.6038/pg2024HH0455

0 引言

致密油是国内“进源找油”的主要对象，地质“甜点区”和开发“甜点体”是致密油研究的核心内容，打进“甜点层”和压好“甜点段”，改善储层渗透率，制造“人工甜点体”是高效开发致密油的关键所在(杨智和邹才能, 2019; 杨智等，2020；翟光明，2008；贾承造，2017).根据岩性组合、源储组合特征，中国陆相致密油主要为碎屑岩型、混积岩-沉凝灰岩型和碳酸盐岩型(胡素云等，2019).优质烃源岩是致密油形成的物质基础，生排烃强度决定致密油充注效率，充注动力与致密储集层孔喉阻力对比关系控制聚集效果和富集程度，适宜的“温度-压力-流体”场是致密油形成的地质条件之一，烃源岩、孔喉大小、储集层各向异性、裂缝、源储配置关系共同影响致密油的富集与开发效果(胡素云等，2023；罗群等，2022；陶士振等，2023).在致密油评价中，聚焦“烃源岩品质、储集体品质、地质工程品质”“三品质”评价，形成了以岩性、物性、电性、含油气性、脆性、烃源岩生烃特性、地应力各向异性为研究重点的“七性”测井方法体系(刘国强，2021).目前，致密油开发已成为中国油气产量稳产增长的重要补充，松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、四川、柴达木、三塘湖、酒泉、雅布赖、二连盆地累计探明储量15.76亿吨，地质资源量243.04亿吨，可采资源量18.07亿吨，探明可采储量1.92亿吨(陶士振等，2023).2021—2025年间，致密油预计新增探明储量15亿吨，动用储量12亿吨，新建产能1500万吨以上，新钻井7000余口，到2025年底，致密油年产量达到1300万吨(李国欣等，2022).
截止2022年底，鄂尔多斯盆地致密油完钻井2万余口，建成产能2000万吨，主要层位为长6段、长7段和长8段.在鄂尔多斯致密油研究中，肖正录等(2023)分析了鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6段-长8段烃源岩地球化学特征和油源差异，明确了致密油近源成藏的地球化学依据.王卓等(2022)研究认为：烃源岩、储层、输导条件、运移条件耦合特征决定了鄂尔多斯盆地柴上塬区长6段致密油分布与富集.袁媛等(2022)认为源-储压差是甘泉—富县地区长8段致密油成藏主控因素之一.成铭等(2023)对陇东地区长71亚段致密油研究结果表明：烃源岩品质和储层物性耦合条件决定储集体含油性，源夹储型、源储互层型、储夹源型含油性差异明显.王福伟等(2022)基于源-储结构，分析了致密砂岩差异性富集机理，源-储纵向组合序列控制差异性供烃、源-储异常压力决定差异性充注、源-储裂缝系统导致差异性运移.屈童等(2023)分析了庆城地区长7段黑色页岩和暗色泥岩的地球化学特征，黑色页岩生成A类原油，暗色泥岩主要生成C类原油，原油的黏度和密度影响其富集层位.代林锋等(2023)分析认为，陇东地区和陕北地区长7段致密砂岩储层含油性受储层物性控制明显，渗流能力受控于吼道半径.
柳洛峪地区是延长油田致密油勘探开发区的新区块，长8段是致密油开发的重点层位，受烃源岩、储层特征、成藏压力、源储配置关系、天然裂缝影响，长8段致密油含油性差异明显，其规模效益开发面临地质评价、“甜点”预测等系列挑战.为此，基于探井资料和分析化验资料，从烃源岩特征、储集体特征、成藏动力条件、源储配置关系、裂缝发育特征进行综合研究，进而为研究区“甜点区”评价提供方法支撑和理论依据.

1 致密油地质特征

1.1 烃源岩特征

柳洛峪地区长7张家滩页岩和长9李家畔页岩均较为发育，处于两套烃源岩发育叠合区.已有研究成果显示，长7烃源岩厚度为15~50 m，长9烃源岩为5~23 m；长7段、长9段烃源岩生烃强度分别为(25~150)×104 t/km2、(12.5~15.0)×104 t/km2 (图 1)；长7段、长9段烃源岩镜质体反射(Ro)分别为0.7% ~1.0%、0.7% ~1.1%.长7段、长9段烃源岩有机碳含量分别为0.96% ~10.2%、2.0% ~7.0%.
图1 研究区长7、长9段烃源岩厚度和生烃强度图(修改自钟高润，2022；师磊等，2011)

Fig 1 Source rock thickness and hydrocarbon generation intensity maps of Chang 7 and Chang 9 member in the study area (modified from Zhong GaoRun, 2022; Shi Lei et al., 2011)

在单井上，烃源岩纵向组合特征可为长73底部+长8中部+长9顶部发育型、长72段+长9段顶部发育型、长7段连续发育+长9顶部发育型、长7不发育+长9顶部发育型(图 2).
图2 研究区长7、长9段烃源岩纵向分布类型

Fig 2 The longitudinal distribution types of source rocks in Chang 7 and Chang 9 member of the study area

1.2 储层地质特征

1.2.1 储层物性特征

对研究区长8段171个砂岩样品进行了物性分析，结果显示，孔隙度介于0.5% ~14.48%, 平均为8.67%, 渗透率介于(0.005~1.845)×10-3 μm2，平均为0.215×10-3 μm2；其中，59.1%样品的孔隙度小于8.0%, 91.5%样品的孔隙度小于12.0%, 63.1%样品的渗透率小于0.2×10-3 μm2，89.8%样品的渗透率小于0.4×10-3 μm2(图 3)，少数样品渗透率超过2.0×10-3 μm2，由于裂缝的存在，部分样品渗透率可达到(10~200)×10-3 μm2，呈现出低孔高渗的特征，在薄片分析中，微裂缝较为常见(图 3)，具体表现为裂缝穿过刚性石英颗粒，顺塑性矿物分布带形成微裂缝高渗条带.
图3 研究区长8段物性和微裂缝发育特征

Fig 3 Physical properties and microfracture development characteristics of Chang 8 member in the study area

1.2.2 储层成岩特征

成岩作用是影响储层物性的关键因素之一.对研究区长8储层开展了阴极发光实验，研究表明，长8段致密砂岩经历了强烈的胶结、交代、压实、溶蚀作用，从交代残余判断，被交代的碎屑主要有长石、黑云母等，长石残余常常发灰蓝色光，黑云母则常常保留了原来的层状结构，在成岩过程中显示出水化膨胀特征(图 4a、b)；胶结作用主要为泥质胶结和钙质胶结，泥质不发光，钙质发明亮的橙黄色-橙红色光，钙质致密部分和泥质致密部分各自形成优势斑块、条带(图 4c、d)；压实作用表现为颗粒定向排列，刚性颗粒发生破裂，形成微裂缝，偶见亮蓝色长石的楔状破裂缝(图 4e)；溶蚀作用主要表现为长石溶蚀，其发光颜色多样，主要是亮蓝色，其次是黄褐色，少量见亮黄绿色、亮黄色光，其中亮蓝色、亮黄绿色、亮黄色三种长石发光明亮，黄褐色、灰褐色等长石发光微弱，是蚀变长石的发光特征，研究区长石的蚀变程度不同，部分长石仅局部蚀变，蚀变残余部分仍然发灰蓝色、黄绿色(图 4f).
图4 研究区长8段不同成岩作用对应的阴极发光特征

Fig 4 Cathode luminescence characteristics corresponding to different diagenesis in Chang 8 member of the study area

1.2.3 储层含油性特征

为研究储层物性与含油性关系，对研究区长8段砂岩样品开展了荧光分析，分析结果显示，长8段储层物性与荧光显示之间匹配关系一般，蒲126井1171.26 m，孔隙度为9.2%, 渗透率为0.271×10-3 μm2，粒间孔隙充填油质沥青，以中等强度-较弱的黄绿色荧光为主(图 5a)；新113井1573.78 m，孔隙度为10.7%, 渗透率为0.1123×10-3 μm2，粒间孔隙充填油质沥青，发黄绿色荧光，强度中等；但是，蒲101井1043.33 m，孔隙度为8.8%, 渗透率为0.058×10-3 μm2，荧光显示较弱，矿物颗粒溶孔充填油质沥青，发黄色、橙色荧光(图 5b)；桦64井1317.64 m、1318.61 m、1318.8 m处，荧光分别为中等强度—较弱的黄色、黄绿色荧光，发中等强度橙色、橙褐色荧光，发较强的黄色荧光，对应的孔隙度分别为5.2%、3.0%、5.0%, 渗透率分别为0.0408×10-3 μm2、0.0461×10-3 μm2、0.0542×10-3 μm2(图 5b—d)，综合反映，研究区长8段物性是影响储层含油性的参数之一，但仅从物性来分析储层含油性具有较强的局限性.
图5 研究区长8段储层含油性荧光特征

Fig 5 Oil-bearing fluorescence characteristics of Chang 8 member reservoir in the study area

2 “甜点区”测井评价

2.1 烃源岩测井评价

2.1.1 烃源岩有机碳含量计算

烃源岩有机碳含量是致密油评价的的重要参数之一，基于常规测井资料，形成了ΔlogR法、多元回归法、集成学习、人工智能、极限学习器、高斯过程回归、高斯序列模型等计算方法(Passey et al., 1990；Wolela, 2007；杜江民等，2016；钟高润等，2023).魏星(2018)利用改进的ΔlogR法，极大的简化了计算过程，在鄂尔多斯盆地延长组烃源岩有机碳计算中取得了良好效果，其相关系数达到0.85，验证了方法的可靠性.本次研究中，利用改进的ΔlogR方法，计算研究区烃源岩有机碳含量，计算公式见公式(1)，计算结果反映：区内长7段烃源岩有机碳含量平均为10.23%, 长9段烃源岩有机碳含量平均为8.67%, 单井计算见过见图 6.公式(1)为：
$\mathrm{TOC}_{\text {计算 }}=(25.63 \times \lg R+0.14 \times A C-68.57) / \mathrm{DEN}\;, $
图6 LP127井源储测井参数综合评价

Fig 6 Comprehensive evaluation of LP127 well source and reservoir logging parameters

式中R为地层视电阻率，单位为Ω · m；AC为声波时差，单位为μs/m；DEN为密度，单位为g/cm3.

2.1.2 排烃量计算

烃源岩排烃量决定储集体原油充注程度，为确定黑色页岩、暗色泥岩对致密油藏形成中的贡献程度，范柏江等(2012)，黄彩霞等(2013)和王葡萄(2017)，建立不同泥页岩的排烃量计算模型(式(2))，确定了Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型有机质的原始生烃潜力分别为900、650、450 mg/g TOC，其中长73黑色页岩、长73暗色泥岩、长72暗色泥岩、长71暗色泥岩原始生烃潜力分别为900、650、550、550 mg/g TOC，排烃效率分别为55%、50%、45%、38%, 贡献率分别为4.67%、12.43%、26.19%、56.72%.公式(2)为：
$Q=\int_1^n \int_{x_0}^x 10^{-5} \cdot H \cdot S \cdot \rho \cdot \operatorname{TOC} \cdot K \cdot q \cdot \mathrm{~d}z \mathrm{~d} n\;, $
式中: Q为排烃量，单位为t；Z为烃源岩埋深，单位为m；Zo为排烃门限，单位为m；H为有效源岩厚度，单位为m；S为有效源岩面积，单位为m2；ρ为烃源岩密度，单位为g/cm3；TOC为有机碳含量，单位为%; K为生烃率，单位为mg/g；q为排烃效率；n为网格数目.
该方法中有效烃源岩面积(S)、有机碳含量(TOC)、页岩密度(ρ)、原始生烃率(K)、排烃效率均为定值，计算排烃量计算受控于排烃门限深度、烃源岩埋深及网格数目的选择，未能与测井数据充分结合，刻画单井上生烃潜力变化.为此，研究中，将测井数据与该方法充分结合，基于测井参数和计算的烃源岩有机碳含量，计算烃源岩排烃量.研究中，以测井资料采样间隔0.125 m作为单位厚度，基于测井资料和实验分析数据，可实现烃源岩发育段排烃量的连续计算，总排烃量为单位厚度排烃量的累计值，计算过程如公式(3)、(4)所示：
$Q_{\mathrm{m}}=A * H * \rho * \mathrm{TOC}_0 * q * D /(1000-D), $
$Q_{\mathrm{a}}=\sum\nolimits_i^n Q_{\mathrm{m}}^i$
式中：Qm为烃源岩排烃量，单位为104 t/km2；Qa为总排烃量，单位为104 t/km2；H为测井识别烃源岩厚度，单位为m；ρ为烃源岩密度，单位为t/m3，测井资料获取；TOC0为烃源岩残余有机碳含量，单位为%; D为有机碳产烃率，单位为‰；排烃效率利用加权平均法求取，q=42.1%;A为单位换算系数(A=1.0)；n=H/0.125.
以柳评127井为例，长7段烃源岩排烃量为460.33×104 t/km2，长9段烃源岩排烃量为105.28× 104 t/km2(图 6).

2.1.3 异常压力计算

基于电阻率、声波时差等常规测井资料，计算泥页岩异常压力的方法目前已非常成熟，研究区目前共有探井91口，测井系列均包含声波时差、电阻率资料，能够利用平衡深度法计算泥页岩发育段的异常压力，计算公式为：
$P_Z=\rho_\gamma g Z+\frac{\left(\rho_\gamma-\rho_{\mathrm{w}}\right) g}{C} \ln \frac{\Delta t}{\Delta t_0}, $
式中Pz为欠压实泥岩孔隙压力，单位为Pa；ργ为沉积岩平均密度，单位为kg/m3；g为重力加速度，单位为m/s2；Z为欠压实泥岩埋藏深度，单位为m；ρw为地层水密度，单位为kg/m3；Δt为欠压实泥岩声波时差，单位为μs/m；Δt0为原始地表声波时差值，单位为μs/m；C为正常压实泥岩的压实系数，单位为m-1.
计算结果表明，研究区长7段、长9段烃源岩异常压力分别介于3~17 MPa、2~10 MPa，长7-长8段成藏压力差为4.0~11.0 MPa，长9-长8成藏压力差为3.0~9.0 MPa.以柳评127井为例，长7-长8段异常压力差为6.8 MPa，长9-长8段异常压力差为7.1 MPa(图 6).

2.2 裂缝发育情况评价

R/S方法将时间序列的最大累积偏差R(公式(6))与标准差S(公式(7))之比，定义为时间序列的相对变化强度，Hurst指数是通过log(n)对log(R/S)的所有可能值集的线性回归确定的(Hurst(1951).Hurst指数可以简单有效地定量评价一维时间序列的复杂性.钻井岩石物理测井曲线的采样频率和自相似分形特征是固定的，因此可以将其视为一维时间序列，并且可通过R/S方法测量曲线的粗糙度.研究发现，R/S方法中过多或过少的log (R/S)和log(n)数据集都不能有效挖掘构造裂缝的非线性和离散特征(Gao et al., 2023).此外，如果不约束计算间隔，则在每个计算过程中都会有重复数据参与计算，从而导致计算过程的过度重复.同时，重复数据的计算结果会影响H指数的计算结果.公式(6)、(7)为：
$\begin{aligned}R(n)= & \max _{o<u<n}\left\{\sum\nolimits_{i=1}^u Z(i)-\frac{u}{n} \sum\nolimits_{i=1}^u Z(j)\right\}- \\& \min _{o<u<n}\left\{\sum\nolimits_{i=1}^u Z(i)-\frac{u}{n} \sum\nolimits_{i=1}^u Z(j)\right\}\;, \end{aligned}$
$S(n)=\sqrt{\frac{1}{n} \sum\nolimits_{i=1}^u Z^2(i)-\left[\frac{1}{n} \sum\nolimits_{i=1}^u Z(i)^2\right]}, $
其中，Z为需要进行R/S分析的时间序列；n为测井数据采样点总数；u是在0和n之间开始增加的样本点；i和j表示样本点个数的变量(Gao et al., 2023). R/S为：
$R / S=\frac{R(n)}{S(n)} .$
变带宽R/S法：首先，将长度为L的数据划分为宽度为m的窗口或“波段”，计算该波段的H值.取中间点深度(t)作为波段H值的深度.R(t, n, m)为标度窗口m内岩石物理测井曲线的R/S值，t为标度窗口的深度，n为一步的点数(或步长)，m为标度窗口内岩石物理信号的点数.然后，以n为步长计算下一波段的H值.每个波段的H值依次计算，一系列特定深度的H值形成一个一维序列，称为H曲线.H曲线值越大，则表明发育裂缝的概率则越高.Gao等(2023)对鄂尔多斯盆地延长组裂缝发育情况研究表明，H值大于0.04时，裂缝发育.本次研究中，利用自然伽马、声波时差测井相结合的方法，来进行H曲线计算.通过该方法计算结果显示：H曲线值大于0.04，为裂缝发育段，H曲线值介于0~0.04，为裂缝可能发育段，H曲线值小于0时，裂缝不发育.以柳评184井为例，1683~1684 m，在薄片观察可见微裂缝，H曲线值为0.078~0.085，也印证了该段发育裂缝(图 7).
图7 R/S法预测的裂缝(LP184)

Fig 7 Fracture predicted by the R/S method(LP184)

2.3 源-储约束下的供烃能力评价

基于长8层位致密油地质特征和富集情况，将柳洛峪地区长8段致密油富集模式划分为5类，分别为“顶部+底部双向强供烃型”、“顶部强供烃-底部弱供烃型”、“顶部弱供烃-底部强供烃型”、“顶部+底部弱供烃型”、“顶部+底部中等供烃型”，砂体结构借鉴钟高润等(2016)的划分标准，分为块状砂体和层状砂体两类，将单层厚度大于5 m的砂体定为块状砂岩；单层砂体厚度2~5 m的砂体定为层状砂岩.
(1)“顶部+底部双向强供烃型”，其模式表现为长8段致密储集体与上覆的长73烃源岩、长9段烃源岩直接接触，其厚度分别大于35 m、15 m，有机碳含量大于10%, 排烃量大，剩余压差大于7 MPa，当长8段储层以块状砂岩为主，致密油在厚层储层“甜点”内呈大规模聚集；当长8段储层以层状砂岩为主，致密油则在紧邻烃源岩的层状储层中聚集，距离烃源岩较远的层状砂体，含油性变差.
(2)“顶部强供烃+底部弱供烃型”，其模式表现为长8段致密储集体与上覆的长73烃源岩有机碳含量大于10%, 厚度大于35 m，排烃量大，剩余压差大于8 MPa，当长8段顶部储层以块状砂岩为主，致密油在厚层储层“甜点”内呈大规模聚集，长8底部储层中的含油性变差；当长8段顶部储层以层状砂岩为主，致密油则在紧邻烃源岩的层状储层中聚集，距离烃源岩较远的层状砂体，含油性变差.
(3)“顶部弱供烃+底部强供烃型”，其模式表现为长8段致密储集体上覆的长73烃源岩有机碳含量小于5%, 排烃量小，剩余压差小于6 MPa，长9烃源岩有机碳含量大于10%, 厚度大于15 m，排烃量大，剩余压差大于8 MPa，当长8段顶部储层以块状砂岩为主，致密油在厚层储层内部差异性聚集，长8底部储层中的含油性较好；当长8顶段储层以层状砂岩为主，致密油则在层状储层中富集程度普遍较高，距离烃源岩较远的层状砂体，含油性变差.
(4)“顶部+底部弱供烃型”，其模式表现为长8段致密储集体上覆的长73烃源岩和下覆的长9烃源岩有机碳含量小于5%, 排烃量小，厚度分别小于20 m、5 m，剩余压差小于6 MPa，油源供给不足，在无裂缝沟通时，长8储集层中无论是块状砂体还是层状砂体，含油性均较差.
(5)“顶部+底部中等供烃型”，长7、长9段烃源岩有机碳含量均为5.0% ~10.0%, 厚度分别为25~35 m、5~15 m，异常压力差为6~8 MPa，排烃量中等，长8段储层以差油层为主.
以柳评168井为例，属于“顶部+底部中等供烃型”，长7段、长9段有机碳含量平均分别为5.40%、5.17%, 厚度分别为32 m、11 m，排烃量中等，长7-长81段异常压力差为6.11 MPa，长81段为层状砂岩，以差油层为主，长82段位块状砂岩，由于长9段的供烃能力中等，长7-长81段异常压力差为5.64 MPa，与长73段有泥岩隔夹层存在，长82段的块状砂岩为油水同层(图 8).
图8 “顶部+底部中等供烃型”测井综合评价(LP168)

Fig 8 Comprehensive evaluation of logging of "top+bottom medium hydrocarbon supply type"(LP168)

3 结论

(1) 研究区长7段、长9段烃源岩有机碳含量平均分别为10.23%、8.67%;生烃强度分别为(50~470)×104 t/km2、(10~130)×104 t/km2；长7-长8段、长9-长8段剩余压力差分别为4.0~11.0 MPa、3.0~9.0 MPa.
(2) 根据烃源岩在纵向上四种类型，分别为：长73底部+长8中部+长9顶部发育型、长72段+长9段顶部发育型，长7段连续发育+长9顶部发育型、长7不发育+长9顶部发育型；供烃模式有“顶部+底部双向强供烃型”、“顶部强供烃+底部弱供烃型”、“顶部弱供烃+底部强供烃型”、“顶部+底部弱供烃型”、“顶部+底部中等供烃型”五种模式.
(3) 利用R/S法预测长8段裂缝发育情况，构建H曲线，H值>0.04，裂缝发育；0.00 < H值< 0.04，裂缝较发育；当H < 0.00，裂缝不发育.

感谢延安大学石油工程与环境工程学院在论文完成中提供分析测试条件！

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