塔里木盆地台盆区主力烃源岩表现为超深层古老特点，决定了塔里木盆地具备超深层油气勘探的有利地质条件。盆地多期构造运动、烃源岩多期生排烃、多套储盖组合纵向叠置、古油藏多期调整，决定了台盆区油气复式聚集特点^[1-3]；超深层下古生界碳酸盐岩以原生油气藏为主，深层与中浅层碎屑岩以次生调整油气藏为主。从中浅层碎屑岩到深层碳酸盐岩再到超深层寒武系盐下，塔里木石油人始终坚持逼近烃源岩寻找原生油气藏的勘探思路，促使塔里木盆地超深层油气勘探向更深、更古老地层推进。2020年1月，亚洲第一深井轮探1井获得工业油流，在8200m之下古克拉通碳酸盐岩层系中获得高产轻质原油，将塔里木盆地超深层油气勘探从7000m推进到超过8000m深度，揭示了一个重要的接替层系和勘探领域。

塔里木盆地位于中国新疆维吾尔自治区南部，被天山、昆仑山、阿尔金山围绕，面积约56×10⁴km²。盆地现今构造划分为“三隆四坳”7个一级构造单元，分别是塔北隆起、中央隆起、东南隆起、库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷与东南坳陷；轮探1井位于塔北隆起轮南低凸起上（图 1a）。

图 1

图 1 塔里木盆地构造区划与地质结构简图 Fig. 1 Structural division map and simplified strata profile of the Tarim Basin （a）构造单元划分图；(b)南北向地质结构剖面图

塔里木盆地是一个前寒武纪古克拉通背景下的叠合复合盆地：叠合特征表现为多期构造运动形成的大型不整合面垂向叠置形成多个纵向发育的构造层；复合特点表现为每期构造运动盆地边缘前陆体系与盆地内部相对稳定的台盆区复合。塔里木盆地台盆区纵向上可以划分为4个大的构造地层层序（图 1b）：①新元古界—下古生界碳酸盐岩构造层序，自下而上发育南华系—震旦系裂陷—坳陷碎屑岩、上震旦统—下寒武统碳酸盐岩、中寒武统蒸发盐岩、上寒武统—中奥陶统碳酸盐岩与上奥陶统碎屑岩。志留系沉积前，塔里木盆地发育周缘碰撞造山作用，塔里木盆地内部形成的大规模角度不整合面为构造层序顶界面。②上古生界—三叠系构造层序，由志留系—泥盆系海相碎屑岩、石炭系碳酸盐岩和蒸发盐岩、石炭系—二叠系碳酸盐岩、二叠系—三叠系海陆交互相碎屑岩构成。三叠纪末羌塘碰撞造山，三叠系底不整合面广泛分布，构成该构造层序顶界面。③侏罗系—古近系构造层序，由侏罗系裂陷—坳陷碎屑岩、白垩系碎屑岩及古近系碳酸盐岩、蒸发盐岩和碎屑岩构成。印藏碰撞应力传至塔里木盆地始于新近纪（约23Ma），新近系底形成大范围角度不整合面，构成该构造层序顶界面。④新近系至第四系构造层序，主要由巨厚碎屑岩沉积体系构成。4个构造层序中，新元古界—下古生界碳酸盐岩构造层序、上古生界—三叠系构造层序与侏罗系—古近系构造层序中部含蒸发盐岩，3套盐下是塔里木盆地主要油气产层。轮探1井的出油层位——下寒武统——位于新元古界—下古生界碳酸盐岩构造层序的中部，为蒸发盐下油藏。

塔里木盆地台盆区目前发现并探明油气田30余个，已探明油气藏主要表现为两个特点：一是多层系含油气，目前震旦系—新近系均获得发现（图 2a）（震旦系中国石化桥古与雅克拉凝析气田；二叠系英买461井获得发现未交储量；巴什托普油田东河砂岩属泥盆系），以奥陶系储量规模最大，塔北—塔中地区奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏累计探明石油地质储量约6.5×10⁸t、天然气地质储量约4800×10⁸m³，平均埋深为6200m（仅中国石油数据）；二是探明油气藏以超深为主，4500m以内探明石油地质储量约1.04×10⁸t、天然气地质储量约1000×10⁸m³，4500~6000m埋深探明石油地质储量约3.75×10⁸t、天然气地质储量约3900×10⁸m³，6000m以深探明石油地质储量约4.77×10⁸t、天然气地质储量约3200×10⁸m³（仅中国石油数据）（图 2b）。

图 2

图 2 塔里木盆地台盆区探明地质储量统计图 Fig. 2 Statistical chart of proven geological reserves in platform-basin area of the Tarim Basin （a）不同层系探明地质储量；(b)不同深度探明地质储量

轮探1井是部署在塔北隆起轮南低凸起的风险探井，钻探目的是探索轮南下寒武统白云岩与震旦系储盖组合的有效性及含油气性，突破寒武系盐下丘滩体白云岩新类型，开辟轮南油气勘探新领域。轮探1井完钻井深为8882m，完钻层位为震旦系（图 3）。轮探1井完井试油在吾松格尔组中获得高产油流，油管压力为11.714MPa，日产油134m³，日产气45917m³ (图 4)。

图 3

图 3 过轮探1井东西向地震剖面图 Fig. 3 E-W trend seismic profile cross well Luntan-1

图 4

图 4 轮探1井寒武系—震旦系综合柱状图 Fig. 4 Comprehensive column of Cambrian-Sinian strata in well Luntan-1

轮探1井震旦系与寒武系呈小角度不整合接触关系。震旦系由苏盖特布拉克组与奇格布拉克组组成；苏盖特布拉克组揭开105m，表现为两套碎屑岩夹一套石灰岩特点，下碎屑岩段由10m的辉绿岩与31m褐色—灰色泥岩组成，碳酸盐岩段由44m厚的灰色石灰岩组成，上碎屑岩段由22m厚的云质砂岩组成。奇格布拉克组由于顶部不整合面，上部地层被剥蚀，仅残留约87m厚的白云岩地层。中下寒武统地层结构与柯坪露头区一致，下寒武统由玉尔吐斯组、肖尔布拉克组、吾松格尔组构成，总厚度为524m；中寒武统由沙依里克组与阿瓦塔格组构成，厚500m。下寒武统玉尔吐斯组分为上下两段，下段以黑色泥岩为主，上段以泥质灰岩为主，夹灰黑色泥岩；肖尔布拉克组与新和1、星火1等井一致，以含泥灰岩为主；吾松格尔组以砂屑云岩为主。中寒武统沙依里克组以泥晶云岩、泥质云岩为主，夹膏泥岩；阿瓦塔格组主要以石膏岩为主，夹膏泥岩、泥质云岩与膏质云岩。

轮探1井钻揭寒武系盐下一套烃源岩与两套储盖组合。下寒武统玉尔吐斯组厚度为81m，下段灰黑色泥岩厚18m，TOC分布在2.43%~18.48%（样品数量n=22），平均为10.1%；R_o为1.5%~1.8%，为一套优质烃源岩；上段含泥灰岩段厚63m，TOC分布在0.02%~3.7%，平均为1.45%，达到中等烃源岩标准。

震旦系—中寒武统发育两套储盖组合，沙依里克组—吾松格尔组白云岩与上覆阿瓦塔格组膏岩构成的储盖组合，含石膏层段厚230m，单层石膏厚度10~15m不等。另一套是震旦系奇格布拉克组白云岩风化壳岩溶储层与上覆玉尔吐斯组泥岩构成的储盖组合。震旦系奇格布拉克组白云岩风化壳储层段岩性以藻云岩为主（图 5a），成像测井见岩溶角砾状构造（图 5c），以孔洞型储层为主，测井解释储层28.5m/4层，其中Ⅱ类储层9m/2层，厚度加权平均孔隙度为4.0%。吾松格尔组储层段岩性以砂屑云岩为主（图 5b），成像测井见大量高角度裂缝与沿裂缝发育的溶蚀孔洞（图 5d），以裂缝—孔洞型储层为主；测井解释储层51m/5层，其中Ⅱ类储层11m/2层，厚度加权平均孔隙度为3.3%。沙依里克组储层段岩性以泥晶云岩、泥质云岩为主，成像测井见高角度裂缝，测井解释储层56m/13层，其中Ⅱ类储层19m/6层，厚度加权平均孔隙度为4.4%。

图 5

图 5 震旦系奇格布拉克组与下寒武统吾松格尔组储层段岩性与成像测井特征图 Fig. 5 Lithology and FMI characteristics of the reservoir in Sinian Qigebulake Formation and Lower Cambrian Wusonggeer Formation （a）震旦系奇格布拉克组，8772m，藻云岩；（b）下寒武统吾松格尔组，8220m，残余颗粒细晶白云岩；（c）震旦系奇格布拉克组顶面风化岩溶角砾结构；（d）吾松格尔组成像裂缝与沿裂缝发育的溶蚀孔洞

根据酸化压裂储层改造效果分析，震旦系储层与沙依里克组储层停泵压力高、压降小、降速慢，储层偏致密；吾松格尔组储层停泵压力低、压降大、降速快，储层好。

轮探1井在钻进过程中震旦系—中寒武统见良好油气显示，共发现气测异常65.0m/29层，主要集中在4个层段，分别是中寒武统沙依里克组、下寒武统吾松格尔组、玉尔吐斯组与震旦系奇格布拉克组。沙依里克组见气测异常10m/6层，钻井液密度为1.4g/cm³，最大全烃由0.48%上涨至5.64%，其中C₁含量由0.24%上涨至2.86%，组分全，录井综合解释为油层；测井解释差油层19m/4层。吾松格尔组见气测异常5m/2层，钻井液密度为1.44g/cm³，最大全烃由0.42%上涨至2.84%，其中C₁含量由0.26%上涨至1.58%，组分全，录井综合解释为油层；测井解释差油层5m/2层。玉尔吐斯组见气测异常22m/5层，钻井液密度为1.44g/cm³，最大全烃由4.03%上涨至14.59%，其中C₁含量由2.87%上涨至10.83%，组分全，录井综合解释为气层；测井GR曲线具有高含铀特征。震旦系奇格布拉克组见气测异常12m/6层，钻井液密度为1.44g/cm³，最大全烃由2.58%上涨至15.23%，其中C₁含量由1.68%上涨至12.95%，组分全，录井综合解释为差气层；测井解释差气层9m/2层。

轮探1井分两次三段进行完井试油。第一次对震旦系奇格布拉克组单段射孔、酸化压裂；第二次对沙依里克组与吾松格尔组分段酸化压裂改造后合试（图 4）。

震旦系奇格布拉克组单段射孔、酸化压裂改造与联合放喷求产，深度段8737~8750m。酸化压裂挤入地层总液量473.1m³，最高泵压为122.9MPa，停泵测压降缓慢，开井求产后油压快速由70MPa降至零；气举敞放，举深3000m，油压快速落零，气微量，点火可燃，焰高0.5~1.0m；由于产出天然气较少，测试结论为暂不定性。地表取气样分析20件，主要以酸化生成的CO₂气体为主，占18.55%~77.29%；甲烷气体占21.07%~72.22%，干燥系数（C₁/C₁₊）约0.988，属于干气气藏（图 6）。

图 6

图 6 轮探1井流体识别三角图 Fig. 6 Triangular chart of fluid type in well Luntan-1

沙依里克组—吾松格尔组分段射孔、酸化压裂改造与联合放喷求产，联合放喷井段7940~8260m。沙依里克组射孔与酸化压裂井段7940~7996m，酸化压裂注入井筒总液量为660m³，泵压为125MPa，停泵测压降15min，油压仅从74.2MPa下降至72.0MPa，表明压力扩散缓慢，储层偏致密。吾松格尔组射孔与酸化压裂井段8203~8260m，注入井筒总液量为1160m³，泵压最高为122.1MPa，停泵测压降30min，油压由73.6MPa下降至53.5MPa，表明压力扩散快，储层物性好。测试结论：10mm油嘴，油管压力为11.714MPa，日产油134m³，日产气45917m³。

根据酸化压裂效果分析，轮探1井出油层位为吾松格尔组；吾松格尔组产层段测井温度为162℃，根据关井压力估算为90.8MPa，为正常温压系统。吾松格尔组气油比为340，地表取样天然气干燥系数（C₁/C₁₊）约0.8；非烃气体中N₂含量占2.6%~3.0%，H₂S含量为1590~1730mg/m³；原油20℃密度为0.8192g/cm³，50℃密度为0.7952g/cm³，黏度为2.158mPa·s，含蜡量为11.2%~11.6%，含硫量为0.25%~0.27%。PVT分析结果显示临界压力为19.03MPa，临界温度为358.2℃；临界凝析压力为38.76MPa，临界凝析温度为388.4℃；油藏温度小于临界温度，为原油流体特征；C₁+N₂为61.16%，C₂—C₆+CO₂为14.55%，C₇₊为24.29%，三角相图中落于挥发油范围（图 6）。

轮探1井在吾松格尔组获得工业油流，突破了新层系，发现一个新的领域；油层深度8200m刷新了全球古克拉通区油气藏深度纪录，完钻垂深8882m刷新了亚洲井深纪录。

轮探1井下寒武统油层深度为8200~8260m，是全球最深的克拉通油藏。全球范围内超深层油气勘探工作集中在被动大陆边缘盆地、前陆盆地、克拉通盆地和裂谷盆地四大领域，其中被动大陆边缘盆地最深的是墨西哥湾盆地深水区K2油田，埋深达8713m；前陆盆地最深的为巴布亚盆地Agogo油气田，埋深为8591m；克拉通盆地最深的油田为意大利PedealpineHomocline的Villafortuna/Trecate油田，埋深达7846m，最深的气田为中国四川盆地川东北气矿，埋深为8060m；裂谷盆地最深的为奥地利维也纳盆地Zistersdorf Ubertief 1气田，深度为8566m^[4]。塔里木盆地温度梯度相对较小，喜马拉雅运动晚期快速深埋，原油裂解时间不够，是8200m超深层依然能够保存液态烃的主要原因。

世界超深井—特深井钻井技术始于20世纪90年代，俄罗斯于1992年创造了12262m的特深井世界纪录，德国于1994年钻成一口9107m特深井。亚洲深井纪录一直在塔里木盆地被刷新，中国石化西北油田分公司塔深1井于2006年成功钻至井深8408m，当年被誉为陆上亚洲第一深井；2018年，顺北蓬1井完钻井深达8450m，打破了亚洲纪录；轮探1井完钻井深达8882m，再次打破了亚洲井深纪录，创造了新的亚洲之最。

轮探1井还创造了亚洲陆上最深井6项工程纪录:①取心深度为8649.5m，创造亚洲陆上最深取心纪录；②测井井深为8877m，创造亚洲陆上最深测井纪录；③7in套管下深8860m，创造亚洲陆上7in套管最深下深纪录；④射孔井深为8750m，创造亚洲陆上最深射孔纪录；⑤完井管柱下深8744.42m，创造亚洲陆上完井管柱最深下深纪录；⑥机械分层改造深度为8253.69m，创造亚洲陆上机械分层改造最深纪录。

1984年，沙参2井钻探发现了塔里木盆地海相油气，油气勘探从山前区走向台盆区。台盆区勘探经历了从碎屑岩到碳酸盐岩，从碳酸盐岩到盐下白云岩的两次战略转移（图 7）。轮探1井是从碳酸盐岩到盐下白云岩的第二次战略转移的重要标志，具有里程碑意义。

图 7

图 7 塔里木盆地台盆区两次勘探战略转移示意图 Fig. 7 Schematic diagram of twice exploration strategic shifts in platform-basin area of the Tarim Basin

1989年塔里木油田石油会战初期以浅层碎屑岩构造勘探为主，1989—1998年10年间发现和探明了塔里木盆地现有主要碎屑岩油田，包括塔北地区的轮南油田群、东河塘油气田、红旗油气田、哈得逊油气田和英买力—玉东油气田等，塔中地区塔中4油气田、塔中6油气田、塔中12油气田和塔中40油气田等，麦盖提斜坡和田河气田与巴什托普油田等；累计探明石油地质储量2.2×10⁸t、天然气地质储量2200×10⁸m³。这些中浅层碎屑岩油气田的发现直接为塔里木油田带来500×10⁴t/a原油产量，征战死亡之海的“六上塔里木”真正立足。当时的主要认识是这些油藏都是次生调整型油气藏，特别是油藏开发阶段发现部分油藏呈现倾斜油水界面，具有非稳态特点，表明喜马拉雅运动期仍在调整^[5]。在该阶段的后几年，奥陶系内幕区碳酸盐岩油气藏已经有发现，例如塔中24、塔中26和塔中45等，但没有形成规模储量；塔里木盆地油气勘探家们基于寻找深层原生油气藏思路构思碳酸盐岩油气大场面。

1996年，邱中建先生带领团队赴尤罗布钦考察碳酸盐岩勘探开发理论与技术，促成了轮南碳酸盐岩潜山油田试验区建设，建成了碳酸盐岩油气藏30×10⁴t/a产能；1998年前后，在高差相差2000余米的塔中Ⅰ号带东西两端均获得油气发现，表明碳酸盐岩油气藏可以不受构造控制，可以大面积成藏，彰显了碳酸盐岩的勘探潜力。基于3个基本判断，塔里木石油人做出向深层碳酸盐岩勘探转移的战略决策：一是已发现的碎屑岩油气藏都是次生调整型油气藏；二是烃源岩以寒武系和奥陶系为主，奥陶系具备发育原生油气藏的条件；三是碳酸盐岩油气藏可大面积成藏，连片含油气，勘探潜力大。

2003年，以塔中62井为里程碑，开启了碳酸盐岩勘探新阶段，从塔中Ⅰ号带良里塔格组台缘礁滩体到台内鹰山组风化壳，从塔北层间岩溶到目前断控岩溶勘探；2003—2017年15年间，塔北隆起南部斜坡、塔中北部斜坡以及满西低凸起奥陶系碳酸盐岩都发现大面积分布的油气藏，有塔中—塔北连片含油气的趋势；已累计探明石油地质储量约6.5×10⁸t、天然气地质储量4800×10⁸m³（仅中国石油数据），为塔里木油田3000×10⁴t/a建设与原油稳产做出了重要贡献。提出了层间岩溶和走滑断裂系统控制油气富集和塔中—塔北台隆整体含油气等重要认识，建立了以缝洞雕刻为核心的沙漠区超深层缝洞型碳酸盐岩地震勘探技术和超深层高温缝洞型碳酸盐岩精确中靶技术等系列工程技术^[6-8]。

实际上，老一辈油气勘探家在碎屑岩勘探阶段已经开始了盐下白云岩勘探的早期实践，1995—1997年，中国石油同一批次上钻3口探井（和4井、方1井、塔参1井），理清了寒武系地层结构，发现了优质的中下寒武统储盖组合。2005—2012年，中国石化在巴楚隆起与塔北隆起钻探了6口探井，星火1井首次在沙漠覆盖区发现玉尔吐斯组优质烃源岩，塔深1井在8408m取心见优质白云岩储层，证实储层深度无极限，增强了人们向超深层勘探的信心。2013年，中深1井在下寒武统白云岩中获得工业气流^[9-10]，取得了塔里木盆地寒武系盐下白云岩勘探的重要发现，将塔里木盆地勘探纵深推进至寒武系盐下白云岩领域；2014—2017年，钻探的玉龙6井、舒探1井、楚探1井、新和1井、夏河1井、和田2井及中寒1井等相继失利。这批井的实钻结果与钻前认识有不同程度的差异，例如巴楚隆起内普遍未钻揭优质烃源岩，不具有古构造背景等；玛东地区玉龙6井下寒武统白云岩目的层缺失；新和1井目的层相变；中寒1井由于保存条件问题而失利，盐下古油藏调整到上覆石炭系成藏。玉尔吐斯组烃源岩分布和肖尔布拉克组储层分布，以及继承性稳定古隆起内盐下油气藏保存条件等认识不清楚，已成为制约寒武系盐下白云岩勘探区带优选与选点突破的关键因素。

2018年，在库车坳陷克拉苏、塔北、塔中3个阵地战油气成藏规律、资源规模认识基本成熟，勘探开发技术基本定型的背景下，为加快3000×10⁴t/a产能建设，加强盆地新区新领域勘探，保障油田良性可持续发展，将原三大阵地战调整为“3+2”战略部署。“3”代表 3个新区新领域，包括库车坳陷克拉苏构造带外围、昆仑山前与台盆区寒武系盐下^[11]；“2”代表克拉苏构造带与台盆区缝洞型碳酸盐岩2个增储上产根据地。寒武系盐下白云岩领域能够列为“3+2”战略中3个重点风险勘探领域之一主要是根据3个基本判断：①塔里木盆地克拉通背景、地层与沉积结构与扬子克拉通、西伯利亚克拉通有很大的相似性^[12-14]，后两者寒武系与前寒武系都有规模性油气发现，塔里木盆地也应该有，而且寒武系盐下也有零星发现，例如中深1井^[9]；②寒武系盐下白云岩是台盆区主力烃源岩之上的第一套储盖组合^[15-19]，具有优先成藏的条件^[20-21]；③已发现碳酸盐岩缝洞型油气藏是含盐盆地幕式成藏的结果，油气资源在盐下保留的应该更多。

借鉴安岳气田四古成藏理论^[22]，优选塔北隆起轮南低凸起进行勘探，上钻轮探1目标。轮南地区于2006年完钻了塔深1井，揭示了8400m埋深的优质白云岩储层，因中寒武统相变为礁滩相导致盖层失效，没有获得工业发现。油气勘探家们重新认识轮南地区寒武系盐下成藏条件，提出的3点认识推动了轮探1井上钻：①轮南低凸起虽然处于塔北残余型古隆起上，但印支期轮台凸起在轮南低凸起北边界呈地垒特点，轮南低凸起本质上属于继承稳定古隆起^[23]，利于深层油气的聚集与保存；②重新认识轮南台缘带迁移结构，提出台缘带内两侧是中寒武统蒸发盐岩盖层有利分布区，下伏下寒武统—震旦系发育多套储层，储盖组合比塔深1井位置有利；③根据上组合与碎屑岩油气分布特点，提出轮西断裂以西构造定型于海西期，古油藏形成于海西期，晚期稳定，利于古油藏的聚集与保存；根据奥陶系上组合西油东气的特点，预测盐下西油东气、上油下气（图 8）。

图 8

图 8 轮南地区油气成藏模式图 Fig. 8 Diagram of oil and gas accumulation mode in Lunnan area

轮探1井的成功关键在于轮南地区具有继承性稳定古隆起背景、震旦系—中寒武统具有优质的生储盖组合配置。塔里木盆地加里东期发育3个古隆起，分别是塔中古隆起、塔北古隆起与和田古隆起；另外，柯坪—温宿地区海西期发育古隆起背景下的古冲断带，勘探前景广阔。由于4个古隆起的演化特点存在差异，生储盖组合配置也不相同，导致盐下成藏条件差异明显。塔里木盆地内，满足优质的生储盖组合与继承性古隆起的区域有两个，其一是塔中—古城地区，另一个是塔北地区（图 9中Ⅰ类区）；-9000m海拔范围内，塔中—巴东—古城有利区面积约2.2×10⁴km²，塔北有利区面积约1.7×10⁴km²，勘探潜力巨大。和田河气田周缘与柯坪断隆是寒武系盐下白云岩勘探的潜力区带（图 9中Ⅱ类区）。和田河气田周缘具有处于和田古隆起北斜坡、邻近麦盖提斜坡中段的南华系—震旦系沉积坳陷的有利条件；海西期和田古隆起北斜坡存在肖尔布拉克组超覆地层圈闭，具备古油气藏形成条件，喜马拉雅运动期构造反转，和田河气田南部存在调整油气藏的条件。柯坪地区具备海西期古隆起条件，具有玉尔吐斯组烃源岩、肖尔布拉克组储层与中寒武统蒸发盐岩盖层良好配置，具备古油气藏形成条件；由于喜马拉雅运动期构造运动强，构造复杂是勘探难点。

图 9

图 9 塔里木盆地台盆区寒武系盐下超深层有利区带预测图 Fig. 9 Favorable zones prediction of Cambrian pre-salt ultra-deep strata in platform-Basin area of the Tarim Basin

亚洲第一深井轮探1井在8200m之下古克拉通碳酸盐岩层系获得轻质原油，突破了新的层系，发现了一个全新勘探领域。轮探1井下寒武统油层深度8200~8260m刷新了世界克拉通区油气发现深度新纪录；8882m垂直完钻井深创造了亚洲新的井深纪录。轮探1井成藏的关键在于具备继承性稳定古隆起与优质的生储盖组合，塔里木盆地加里东—海西期发育4个古隆起，勘探前景广阔。盐下油气藏经历多次充注、多期调整的复杂过程；古隆起演化、生储盖配置、保存条件与成藏模式还需要进一步深化研究。