2016年, 第27卷, 第11期　刊出日期：2016-11-10

  

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  《天然气地球科学》2016-11期封面及目次

  《天然气地球科学》-期封面及目次

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1-2.

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  《天然气地球科学》2016-11期封面及目次
天然气地质学
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  储层物性对多期原油成藏的控制作用研究——以准东火烧山地区二叠系平地泉组为例

  陈世加, 黄海, 邹贤利, 王力, 马捷, 李勇

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1953-1962. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1953

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  为弄清火烧山地区二叠系平地泉组低渗透储层原油成藏规律，在烃源岩评价和原油特征研究的基础上，进行储层物性对多期原油成藏控制作用分析。研究表明，火北和火烧山背斜烃源岩均处于低成熟阶段，沉积环境和成岩作用导致的储层物性差异是造成这两个地区原油性质不一致的重要因素。火北储层岩石颗粒细小，压实作用较强，孔隙度、渗透率较低，储层物性较差，其对应的原油成熟度低；火烧山背斜储层孔隙度较高，渗透率相对较好，原油成熟度高于火北地区，具有混源的特征。在此基础上建立了火烧山地区二叠系平地泉组致密油控藏模式：火烧山背斜储层物性较好，具“两期成藏”的特征，原地低成熟原油仅占据部分孔隙，后期还捕获了经断裂向上调整而来的火东向斜的成熟原油；而火北地区储层致密，孔隙空间大部分被自身源岩低成熟原油充注，表现出“自生自储
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  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组湖相混合沉积中缝合线发育与有机质富集研究

  高岗, 向宝力, 王轩, 王熠, 周然然, 马万云, 任江铃, 赵克

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1963-1969. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1963

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  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组湖相混合沉积中有机质富集并且有缝合线分布。通过Jy74等井的岩心观察发现，沉积岩中有较多的微裂缝与缝合线，缝合线发育程度低，其中的锯齿状缝合线变化幅度较大，主要与单纯的压溶作用有关，往往延伸范围大，可以切穿层理；波状缝合线一般变化幅度小，主要在层面基础上通过压溶作用形成，延伸范围可大可小。缝合线有利于有机质富集，并与微裂缝组合利于油气运移。通过Jy74井有缝合线与无缝合线发育的岩石有机质丰度对比认为，缝合线的形成与有机质丰度和碳酸盐含量的关系不明显。通过不同岩性有机质丰度与矿物成分的相关分析可见，芦草沟组混合沉积的有机质富集受多种因素控制，砂岩、云岩与灰岩以运移烃为主，泥岩主要为残留烃，但部分云岩、砂岩与灰岩不同程度地含有原始固体有机质，具有生烃潜力，以泥岩类的生烃能力最强。
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  成岩阶段微生物作用及其油气地质意义

  王万春, 王成, 孙敏卓, 丁万仁

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1970-1978. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1970

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  成岩阶段微生物发育及其对有机质的改造对于生物甲烷聚集、优质烃源岩形成具有重要意义。在综合近年对沉积成岩过程相关的微生物作用研究的基础上，以柴达木盆地三湖坳陷第四系为例，论述了成岩阶段微生物在生物甲烷生成、有机质富集保存、可溶有机质生成等方面的作用。柴达木盆地三湖坳陷第四系生物标志化合物降解参数与产甲烷菌特征标志物的关系，指示原始沉积有机质降解与甲烷菌发育，是第四系沉积物中生物气聚集的关键因素；与细菌来源生物标志化合物相对丰度的关系，反映成岩阶段微生物发育改变了原始有机质性质；与氯仿沥青“A”转化率以及饱和烃相对丰度的关系，表明微生物发育是第四系沉积物中可溶有机质的重要来源。
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  砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

  胡勇, 徐轩, 李进步, 王继平, 朱秋影, 谢坤, 石林辉

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1979-1984. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1979

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  针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题，综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素，建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法，分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层，开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验，记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征，在此基础上，采用充注实验与核磁共振实验结合的方法，对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气，源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征，进气门限压力与储层渗透率关系密切，建立了门限压力与渗透率关系图版；②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律，拟合了含气饱和度经验计算公式，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例，通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比，建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版，为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导；③以取心井为基础，根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数，建立不同渗透率储层储量辟分方法，为储量分类评价提供了依据。
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  南海北部琼东南盆地深水区烃源条件及天然气成藏机制

  徐新德, 张迎朝, 梁刚, 熊小峰, 李兴, 郭潇潇, 刘海钰

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1985-1992. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1985

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  近年来，南海北部琼东南盆地深水西区天然气勘探取得了重大突破，证实深水区具备良好的烃源和油气成藏条件。但由于地质条件的复杂性，琼东南盆地深水区烃源岩规模及生烃潜力、油气成藏机制及分布规律、下一步勘探突破领域依然不是很清楚。针对上述关键问题，本研究综合运用地球化学与地质分析方法，开展琼东南盆地深水区烃源条件与油气成藏机制研究，进而指出琼东南盆地深水区下一步有利的油气勘探突破领域。研究认为：琼东南盆地中央坳陷深水区发育始新统湖相、渐新统崖城组海陆过渡相及半封闭浅海相2套3种类型的烃源岩，其规模大、热演化程度高，生烃潜力巨大，为琼东南盆地深水区天然气勘探提供了坚实的物质基础。琼东南盆地深水区油气成藏条件优越，但深水西区与深水东区油气成藏机制存在一定差异。深水西区乐东_陵水凹陷中央峡谷周缘上中新统轴向水道、海底扇岩性圈闭带和陵水凹陷南部斜坡古近系/潜山圈闭带以及深水东区的宝岛凹陷宝南断阶带、长昌凹陷西部环A洼圈闭带为下一步油气勘探的重要突破领域。上述成果对于解决琼东南盆地深水区天然气勘探瓶颈问题、指明下一步勘探突破方向具有重要的科学和勘探实践意义。
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  构造裂缝对低孔低渗储层的影响作用研究——以东濮凹陷沙三段为例

  刘卫彬, 周新桂, 李世臻, 张世奇

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 1993-2004. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.1993

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  裂缝在低孔低渗储层中所起的作用举足轻重。以东濮凹陷沙三段为例，综合利用野外测量、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、古地磁定向等方法，对研究区裂缝的类型、发育特征、表征参数等进行了分析，并研究了裂缝与储层含油性、产能及物性的关系。结果表明：东濮凹陷沙三段裂缝按规模可分为宏观裂缝和微观裂缝，宏观裂缝规模较大，微观裂缝发育密集；裂缝孔隙度可作为裂缝发育程度的综合定量评价参数，宏观裂缝平均孔隙度为0.048%，微观裂缝平均孔隙度为0.54%；裂缝既可以作为油气储集空间，又可作为油气运移通道，同时，还可以沿裂缝产生次生孔隙带，从而改善储层物性，提高储层含油概率及产能；宏观裂缝主要改善储层渗透率，起渗流作用，微观裂缝可增大储层储集空间，连通储层孔隙，宏观裂缝和微裂缝形成的一个连通立体的网络控制着油气的运移和富集。
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  鄂尔多斯盆地东部上古生界致密气储层石英溶蚀及其机理探讨

  田夏荷, 屈红军, 刘新社, 杨欢, 董文武, 陈雅晖

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2005-2012. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2005

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  鄂尔多斯盆地东部上古生界致密气储层主要以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，总体石英含量较高，在镜下观察中经常发现该区上古生界储层发育石英溶蚀现象，因此分析该区石英溶蚀特征、探讨其形成机理对储层评价具有重要的意义。通过铸体薄片鉴定、扫描电镜及X-射线衍射分析等测试手段，对鄂尔多斯上古生界致密气储层石英溶蚀特征、成因机理进行了详细研究。石英溶蚀表现为石英颗粒及硅质胶结物溶蚀成港湾状、锯齿状，部分颗粒表面发育溶蚀坑，可分为石英颗粒边缘被溶蚀、石英次生加大边被溶蚀及石英颗粒部分或整体被溶蚀这3种型式；石英溶蚀表现出2种伴生胶结物特征:一种是多酸性黏土矿物高岭石的石英溶蚀;另一种为富伊利石的石英溶蚀。石英溶蚀机理有2种：一种是有机酸条件下酸性孔隙水及游离水中的Al³⁺对石英的溶蚀，主要伴生以高岭石为主的酸性黏土矿物，对高岭石含量较高的本溪组及山2段储层孔隙改善明显；另一种是偏碱性成岩环境下碱性孔隙水对石英的溶蚀，主要伴生以伊利石为主的偏碱性_中性黏土矿物，对伊利石大量发育的太原组储层孔隙改善明显。
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  哈萨克斯坦南图尔盖盆地南肯尼斯油田油气分布特征及成藏主控因素

  吴亚东, 孙春岩, 王东旭, 蒋涛, 黄英, 龚建华

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2013-2022. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2013

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  南肯尼斯油田是哈萨克斯坦南图尔盖盆地重要的油田之一，为典型的构造_岩性地层复合型油气藏，油气成藏受大型走滑断裂带影响，其油气成藏方面的研究对扩大该区勘探、开发规模及丰富走滑裂谷盆地油气成藏理论具有重要意义。基于南肯尼斯油田的石油地质特征分析，通过油气藏解剖，总结了其油气分布特征，认为白垩系下达乌尔组M-Ⅱ层的油气分布受构造和岩性双重因素控制，主要表现为3个特征：①在构造高部位存在气顶；②油层厚度受砂体厚度和物性控制；③油藏类型为构造和岩性地层复合型油气藏。侏罗系阿克沙布拉克组J-0-1层、J-0-2层内砂体横向连续性较差，平面上存在非均质性，油气分布以薄层透镜状为主。结合研究区构造演化和断裂发育特征，对影响不同层系油气成藏的主控因素进行了探讨，认为成藏主要受3个方面因素控制：①断层活动控制白垩系上、下达乌尔组成藏组合油气成藏；②储层岩性尖灭带控制岩性油气藏平面分布；③区域性不整合面控制侏罗系岩性地层油气藏垂向发育。
天然气开发
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  页岩气藏水相损害评价与尺度性

  游利军, 王飞, 康毅力, 方朝合, 陈强

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2023-2029. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2023

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  页岩气藏基质储渗空间为纳米尺度，超低含水饱和度，高黏土矿物含量，发育微裂缝，需经压裂改造投产，气体产出是一个多尺度、多种传质过程，但压裂液易产生滞留，影响气体产出。页岩渗透率为纳达西级，难以利用测量损害前后渗透率的传统方法评价页岩气层损害。采用四川露头页岩岩样和4种滑溜水压裂液体系，利用压力衰减法，结合水相渗吸实验和气驱水返排实验，评价了压裂液滤液对岩心尺度的损害程度，分析了页岩气藏工作液损害评价的指标，认为传统渗透能力恢复率或渗透率恢复率不能作为页岩气层损害评价的唯一指标。基于评价结果，结合目前部分压裂液返排率低的气井产量反而比较高的非常规现象分析，指出页岩压裂液诱发水相圈闭损害是一个动态过程，具有尺度性，在评价过程还要考虑滞留压裂液对气体传递的积极作用，压裂液作用及返排制度是未来5~10年值得研究的重点问题。
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  基于三参数非线性渗流的致密气藏数值试井分析

  欧阳伟平, 张冕, 刘曰武, 万义钊, 袁冬蕊, 李杉杉

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2030-2036. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2030

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  目前在低渗透储层的试井模型中，常采用具有平均启动压力梯度的拟线性渗流方程，然而拟线性渗流方程只能反映低渗透流动的启动压力梯度特征，不能描述流动的非线性特征。三参数非线性渗流方程既反映了启动压力梯度特征，也描述了非线性凹形曲线。为了提高致密气藏试井资料的解释精度，完善低渗透非线性试井理论，建立了一种基于三参数非线性渗流方程的致密气藏数值试井模型。利用有限差分方法求解模型，获得了井底压力响应曲线及储层压力分布。分析了压力响应曲线和压力分布特征，对比了三参数非线性模型与拟线性模型的结果，并研究了最小启动压力梯度和平均启动压力梯度的影响。研究结果表明：系统径向流阶段的压力导数曲线偏离0.5线，压降曲线的上翘幅度取决于平均启动压力梯度，压力恢复曲线的上翘幅度取决于平均启动压力梯度与最小启动压力梯度的差值。外边界响应的早晚和动边界扩展速度取决于最小启动压力梯度。
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  火山岩气藏气井生产动态规律及预测方法

  任东, 董家辛, 王志平, 时文

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2037-2042. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2037

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  与常规层状沉积储层不同，火山岩储层储集空间复杂多样，发育有不同规模尺度的孔缝组合方式，非线性渗流机理复杂，存在应力敏感、滑脱效应及“接力”排供气机理。受非线性渗流机理的影响，气井生产动态规律与常规储层气井差异较大。基于火山岩储层多尺度、多介质的特点，结合火山岩气藏非线性渗流机理，利用多个火山岩气藏气井实际生产动态资料，将气井的开发过程划分为初期高产、产量递减和低产稳产3个阶段，并运用Eclipse数值模拟技术对实际气井的生产动态进行拟合预测分析。在气井生产动态分析的基础上，考虑滑脱效应及应力敏感的影响，形成了气井生产动态预测方法，并对12口生产井产能进行拟合预测，其中有10口井的计算结果与实际生产情况相符。研究结果对预测气井产量、合理配产具有重要意义。
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  水平井平行裂缝间诱导应力干扰机制的数值模拟研究

  李旺, 李连崇, 唐春安

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2043-2053. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2043

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  水平井平行裂缝间的诱导应力场相互叠加，造缝机理复杂化。应用数值模拟方法，对多平行裂缝诱导应力相互干扰的机制进行研究。首先对预制单裂缝在垂直和平行裂缝方向上诱导应力的数值解和解析解进行对比，结果表明垂直裂缝表面方向的诱导应力相对平行裂缝表面的诱导应力要大。其次对2条预制平行裂缝及2条同步扩展裂缝周边的诱导应力变化规律进行研究，结果表明小裂缝间距、长裂缝和小主应力差更有利于主应力反转和网状裂缝的形成。最后研究了3条同步扩展的平行裂缝的几何形态，研究表明较小缝间距和较大的水平应力差异系数会造成中间裂缝很难起裂或起裂后迅速止裂，不易形成有效裂缝。较小的主应力比值有利于裂缝转向，产生沿原始最小主应力方向的分支裂缝，更有利于在页岩储层中形成复杂裂缝网络。在合适的地应力条件和缝间距下，中间裂缝能突破“扩展抑制期”而进入“二次扩展期”。
天然气勘探
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  杭锦旗地区低阻气层成因及测井评价方法

  彭真, 秦臻, 潘和平, 纪扬, 郭博, 徐伟, 孙立洲

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2054-2063. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2054

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  杭锦旗地区上古生界的勘探和生产资料证实该区发育较多低阻气层，但低阻成因目前尚不明确，给该区低阻气层的流体识别和测井评价，尤其是含水饱和度的计算带来较大困难。为此，利用分析化验资料和测井资料，分析并总结出该区低阻气层的成因为黏土矿物附加导电、微孔隙发育和地层水矿化度的影响；并基于该区低阻成因，总结了影响地层水导电性能的3类导电流体，即泥质(束缚水)、微孔隙导电流体(毛细管水)和大孔隙导电流体(自由水)，建立了改进的“双水模型”及相关参数估算方案来计算低阻气层的饱和度。实际应用结果表明，该方法在杭锦旗地区低阻气层的测井解释评价中效果良好，与测试结果符合较好；可为低阻气层测井评价提供一种技术方案。
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  地震波形指示反演技术在薄储层预测中的应用——以准噶尔盆地B地区薄层砂岩气藏为例

  顾雯, 徐敏, 王铎翰, 郑虹, 章雄, 张洞君, 罗晶

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2064-2069. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2064

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  薄储层预测精度是目前制约油气勘探开发的热点问题。要实现薄层精确预测，关键在于如何井震结合、拓宽频带，获得合理的高频成分。传统的反演技术主要通过确定性或随机性模拟建立宽频模型，其高频成分主要来自于井，没有体现地震的横向约束，提高垂向分辨率的同时，降低了储层横向识别能力。地震波形指示反演技术充分利用地震波形的横向变化信息，代替传统变差函数进行高频成分的模拟，对井的分布要求低，比传统随机反演方法确定性更强。而且高频结构受波形变化控制，更好地体现了沉积环境的约束。在提高垂向分辨率的同时，横向预测性得到有效保证。利用地震波形指示反演技术在准噶尔盆地B地区薄层砂岩气藏中进行储层预测，取得了较好的效果，为钻探目标的评价_开发阶段提供了可靠的资料基础。
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  层控网格层析速度建模技术在陆上盐丘区的应用

  王兆旗, 叶月明, 庄锡进, 陈见伟, 张金陵

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2070-2076. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2070

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  陆上盐丘区盐下速度与围岩地层差异较大，且厚度横向存在较大变化，造成地震波场复杂。针对陆上复杂盐丘的地质特征和盐下速度建模的难点，提出了“层控网格层析速度建模技术”，层位约束较好解决了盐下速度异常问题，网格层析改善了速度准度，构造导向滤波提高了层析反演的精度。采用逆时偏移深度域成像技术，优选关键参数，实现了高角度反射界面、陡角度盐丘侧翼界面的反射波精确成像。上述方法解决了盐丘速度建模精度问题、盐丘侧翼的成像问题。消除了盐丘体对下伏地层的上拉效应,实现了复杂盐下地层的准确成像。
非常规天然气
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  潞安矿区山西组3^#煤储层低压特征及控制因素研究

  曹运兴, 柴学周, 刘同吉, 冯培文, 田林, 石玢, 曹永恒, 周丹

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2077-2085. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2077

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  煤储层压力是影响煤层气开发地质条件评价和钻完井、增产改造技术工艺设计以及排采制度制定的重要参数，获得可靠的煤储层压力参数并认识其区域分布规律，对于指导煤层气高效开发至关重要。以沁水盆地中南段潞安矿区山西组3#煤层为对象，分析发现前期煤储层压力数值可靠性不足，改进并应用大时长关井注入压降套管试井方法，完成了潞安矿区34口煤层气井的储层参数测试和压力特征的系统研究。结果表明：(1)大时长关井压降套管试井是潞安低渗透低压储层矿区获得可靠储层压力参数的先进技术和方法；(2)山西组3^#煤层为低压和超低压储层，在800m埋深以浅，平均储层压力梯度为4.2kPa/m，这远低于本世纪初期关于潞安矿区储层压力(6~7kPa/m)的水平；(3)3^#煤层的低压特征与煤层埋深和底板高程线性相关，其区域性分布规律的控制性地质因素是地下水流场和辛安泉域的地面排泄；(4)潞安矿区3^#煤层的低压和超低压储层的保护性增产改造技术工艺亟待开发，这包括压裂液体系，压裂泵注程序、压裂后返排，及时排采施工，以及排采制度的设计和实施；(5)潞安矿区山西组3#煤层低压_超低压现象的发现对重新认识沁水盆地煤储层压力规律具有重要启发和借鉴。
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  沁水盆地南部煤储层裂缝测井响应与参数重构

  汪剑, 崔永谦, 史今雄, 刘国平, 肖阳, 曾联波

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2086-2092. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2086

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  煤层气开发效果很大程度上受控于煤层裂缝发育特征，沁水盆地南部同样如此。根据相似露头区野外地质调查、岩心观测以及成像测井、常规测井等资料，对比分析该区煤储层裂缝发育特征及其常规测井裂缝响应，建立了煤储层裂缝的常规测井识别方法，分析了该方法的应用效果。结果表明，研究区煤储层裂缝以构造剪切缝为主，发育北东—南西向、北西—南东向、近东—西向和近南—北向4组；裂缝多为有效裂缝，以高角度和倾斜裂缝为主，规模较小，密度变化大。常规测井裂缝的响应特征主要表现为低电阻、深浅侧向电阻率呈现正幅度差，三孔隙度测井向孔隙度变大偏转但不明显，高伽马值、扩径现象明显，测井曲线会出现波动。在此基础上，重构了异常变化指数，对常规测井曲线进行处理，经过加权合成裂缝预测指数对煤储层裂缝发育情况进行预测，预测结果得到了岩心及成像测井资料的验证。
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  延川南区块煤层气富集高产的地质控制作用

  陈刚, 胡宗全, 张永贵, 苏坤

  天然气地球科学. 2016, 27(11): 2093-2102. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2016.11.2093

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  鄂尔多斯盆地延川南区块是我国第一个商业开发的深部煤层气田，目前处于上产阶段。构造分异作用导致煤层气井产气产水差异显著。综合分析了岩心、测录井、产出水地球化学数据及排采井生产等资料，探讨了该区块煤层气富集高产的地质控制作用。根据研究结果，将区块划分为东、西2个水文地质单元，其中东部谭坪水文地质单元的水动力强度较西部万宝山区大。延川南区块山西组2号煤层水处于弱径流_滞流区,地层水矿化度高，适宜的水文地球化学参数分布区有利于煤层气的富集。基于煤体结构测井解释，发现碎裂煤发育区煤层气井易高产，建立了区块范围内煤层气富集高产选区参数指标体系，优选出4个有利区，为区块后续开发提供了接替区。