本发明涉及油田开发领域，具体涉及的是一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术。
背景技术：
目前，我国很多油田的油藏开发已进入中后期，存在油井含水率高，注水井注不进水，油、水井开发中暴露出的问题日益突出，投入产出比大，存在挖潜困难等问题，常规采油注水技术已不能满足生产需要，为了提高采收率采用化学驱油技术，如聚合物驱油、碱水驱、复合驱、表面活性驱油等，但随着油藏复杂情况增加，加大了化学驱油难度，由于化学驱油剂选择困难，如化学驱油剂高效性、经济性、环保性的要求，注入系统的要求、采出液处理等问题，同时在施工过程中存在碱驱结垢、指进，表面活性剂驱指进，复合驱成本高，注入管柱和工具的结垢等问题，注三元复合驱容易造成地层堵塞，返排废液难处理，环保压力大等问题，这些因素限制化学驱油技术应用。同时由于油田长期开采，使地层压力下降，有大量采油井地层亏空严重，能量不足，造成地下很多原油难以采出，使原油产量递减快，因此为了挖潜剩余油，提高原油采收率，采用注气技术进行驱油，注气技术如注二氧化碳、天然气、氮气等已被证明是一种高效的提高采收率技术，但注二氧化碳、天然气、氮气技术存在气源不足且成本高的问题，其应用受到限制，因此注空气技术受到越来越多的重视，应用注空气技术开采轻质油油藏是一项富有创造性的提高采收率新技术，它的优点是空气来源广，成本廉价，而对我国大多非均质薄层、无倾角的水平地层来说，由于气串和粘性指进，单纯注空气的驱油效率受到限制，也将导致氧气窜到油井引起一些安全隐患，特别是随着油田注水开发时间的延长，油层污染影响着油井产能，在油田开发的过程中与油井开采密切有关的工艺因素以及许多其他因素，造成近井地带污染，随着油田第三次开采，开发程度不断深入，开发的储层以非主力油层中、薄油层及表外层为主，在开发过程中，由于各种因素，致使近井地带渗透率下降而导致注水井吸水厚度降低、吸水能力变差，达不到配注要求，使油井产能得不到充分发挥，严重影响油田开发的效果，因此，为了解除油、水井近井地带堵塞，提到其渗透率充分发挥油层潜能，补充地层能量，本人发明了国家已授权的专利技术“二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺”，它能很好解除近井地带的堵塞污染问题，结合以上专利技术，本人研发了新的适合油田的油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，就是利用酸化和低氧混气驱油相结合，利用酸化技术解除有油、水井近井地带堵塞，利用泡沫低氧混气能降低水和气的相对渗透率，增加驱油效率和涉及体积，可大幅度提高油藏的采收率和驱油效果。
技术实现要素：
本发明的目的是针对上述问题提供一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，此技术是主要把混合气驱与解堵技术结合起来，油井或注水井在注入混合气前，首先注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，该解堵剂主要可溶解无机垢和蜡质及沥青质，并产生大量二氧化碳气体，同时使地层温度升高，从而使后续注入的从空气中分离出来的混合气充分与原油发生化学和物理反应，解堵剂和混合气共同作用解除地层的污染而达到油井增油和注水井降压、增注的目的。然后通过油井或注水井向地层中注入混合气，混合气源主要依靠混合气分离器分离出空气中大量的N2、O2和CO2混合气体，利用混合气分离器分离出空气中O2，控制含氧量在 5%-8%，因此可以控制O2注入地层中小于8%，混合气体中大量的N2补充地层的能量，O2与原油的氧化反应产生热量的降粘和表活剂的降粘及反应产物的降粘都具有驱油作用，利用泡沫能降低水和气的相对渗透率，封堵高渗透层，改善混合气在非均质油层内的流动状况，控制气体指进，降低气液产量比，推迟气体的突破时间，增加驱油效率和波及体积，从而大幅度提高油藏的采收率。该工艺技术解决了化学驱油技术存在的化学驱油剂选择困难，如化学驱油剂高效性、经济性、环保性要求，注入系统的要求、采出液处理等问题，同时在施工过程中存在碱驱结垢、指进，表面活性剂驱指进，复合驱成本高等问题，同时解决了注气技术存在的问题，如注二氧化碳、天然气、氮气存在的气源不足且成本高的问题，也解决了单纯注空气存在气窜和粘性指进，导致氧气窜到油井引起一些安全隐患。同时解决了地层亏空和注水井注水困难的油田生产难题，因此油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术是解堵、裂解降粘与稠油轻质化、表面活性剂驱油、混气驱、原油稀释法采油于一体的新型、高效的、低成本的采油技术，它适应油田生产的需要，适应环境保护的需要。
本发明通过以下技术方案来实现：包括油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺实现的，首先通过油井或注水井向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，然后在注入混合气体和表面活性剂液体，混合气体是空气通过混合气分离器分离出的N2、O2和CO2混合气体，同时通过混合气分离器控制混合气体的含氧量，表面活性剂液体现场配制，采用连续注入方式或多段塞交替注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，采用气液比为1:1，循环操作，至施工结束。
所述混合气体的含氧量在5%~8%，在地层内含氧量＜8%。
所述气液比为1:1是油层压力下混合气体体积与表面活性剂液体体积比。
油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺的施工程序：
1、井场准备、井口装置和井场周围的设施不漏油、漏气，施工前通知采油队安装好井口设备，注水井口用钢丝绳锚固定；
（1）对注气封隔器以上套管进行清水试压，满足要求后方可注气，套管试压20mPa，稳压30min，压降小于0.5mPa为合格；
（2）重新检查固井质量，需要满足注气强度要求；
（3）管柱下入过程中，油管丝扣连接处需涂抹好密封脂，且油管丝扣处缠绕密封胶带；
（4）封隔器承受上下压差均要达到要求，满足注气压力较高的需求；
（5）管柱座封后，在油套环空内灌清水至井口以下100m左右；
（6）施工前，检查采油树和油套管的所有阀门，发现松动及时紧固，损坏的及时更换，安装油、套压力表，管线耐压30mPa；
2、注入设备安装：
（1）空气压缩机、比例泵或泵车安装在距井口20m以外，注入管线使用耐压30mPa的管线，并安装；
（2）供电设备选型及安装，注入、产出流程使用的专用供电设备（变压器、配电柜、电缆等），满足施工期间空气压缩机、泵、系统保温、生活用电等用电要求，专用供电设备安装在油井或注入井所属计量站附近（3-5）米处；
（3）施工期间产出液气放空设计，油井产出流体进临时集输流程，产出气进高架敞口放空罐，套管气进放空管线放空；
（4）施工井组测产液剖面、施工井换偏心井口，套管安装放空管线，要求放空口距井口25m处，安装压力表和取样装置；
3、施工时现场工作人员应远离压力管线，无关人员应远离井场；
4、配制溶液：用注水井来水或自来水配液，在配液池加入高温泡沫剂和常温泡沫剂，配制表面活性剂液体备用；油井施工用10-15m3 1-2个配液池配液；
5、首先启动注入设备Ⅰ（泵车）向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂；
6、然后在注入混合气体和表面活性剂液体，采用气液比为1:1，先用注入设备Ⅰ（泵车）注入一定量的表面活性剂液体，然后启动分离设备（混合气分离器）和注入设备Ⅱ（空压机）注入一定量的混合气体，混合气分离器控制混合气体的含氧量在5%-8%，采用连续注入方式或多段塞交替注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，循环操作，至施工结束；
7、施工完成后注水井直接转注，按油藏要求配注注水；油井关井4-6小时，然后转抽生产。
本发明的有益效果是：本发明是一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，此技术是把混合气驱技术与酸化解堵技术结合起来，在油井或注水井注入混合气前，首先注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，该解堵剂主要可溶解无机垢和蜡质及沥青质，解堵剂和混合气共同作用解除地层的污染而达到油井增油、注水井降压和增注的目的；然后通过油井、注水井向地层中注入低氧混合气体和表面活性剂溶液，达到解堵驱油的目的，同时解决了地层液体亏空和注水井注不进水，使生产效率低和水井关井的生产难题。
本发明使用的驱油能源是低氧混合气体，注低氧混合气体有利于保持地层压力，注入地层后具有一定的弹性势能，补充地层的能量，气体的弹性驱动起到良好的气举、助排和驱油作用。
本发明注入油藏的低氧混合气体会优先占据多孔介质中的油孔道，并进入水无法进入的地层，将原来呈束缚状态的原油驱出孔道成为可流动的原油，同时占据上部油层，增加驱油压力，从而提高驱油效率，降低了残余油饱和度。
本发明注入油藏的低氧混合气体与原油氧化裂解轻质化，氧化产生二氧化碳及热量，增强原油流动性能，降低原油粘度。原油氧化产生表面活性物质，形成表面活性剂驱油，改善油田开发效果。
本发明的驱替作用：低氧混合气体、油、水三相形成乳状液，降低原油的粘度，从而提高了驱油效率，注入的流体和油藏流体之间出现重力分离，形成非混相驱，可提高油藏在纵向上的动用程度，从而改善开发效果。
本发明的技术是将气驱和化学驱的优点有效地结合在一起，不仅改善由于气、水粘度差异造成的粘性指进，控制了气体指进，降低气液产量比，推迟气体的突破时间，增加驱油效率和波及体积，同时利用泡沫能降低水和气的相对渗透率，封堵高渗透层，改善混合气体在非均质油层内的流动状况，从而大幅度提高油藏的采收率。
本发明的技术是高效的、低成本、生态环保的采油技术，使用的原材料具有高效性、经济性、安全生态环保、具有易注入的性能，注入的低氧混合气源主要依靠混合气分离器分离出空气中大量的N2、O2和CO2混合气体，应用气源广泛且成本低，且气驱和化学驱同时进行，降低了生产成本，使用的气源和表面活性剂生态环保，不会对地层造成污染，同时注入方便，满足油田的需求。
本发明的技术是安全环保技术，在施工注低氧混合气驱采油过程中，保证空压机在安全有效的条件下工作，控制合理的注气速度，保证地层中氧气能够完全发生氧化反应，在地层和生产中做到有效的监控，保证生产井中的氧气含量在安全范围内，由于低氧混合气驱和化学驱相结合，解决了单纯注空气存在气窜和粘性指进，同时解决了由于氧气窜到油井引起一些安全隐患的问题。
本发明的技术是利用酸化解堵和低氧混气驱油相结合，利用复合酸化解堵技术解除油、水井近井地带堵塞，增加地层的渗透率和地层温度，使混合气携带化学药剂更好地进入油层的机质里，与原油发生物理和化学反应，增加驱油效率和波及体积，可大幅度提高油藏的采收率。
本发明的技术是酸化解堵、裂解降粘与稠油轻质化、表面活性剂驱油、混气驱、原油稀释法采油于一体的新型、高效的低成本采油技术，它适应油田生产的需要，适应环境保护的需要。
附图说明
图1是本发明水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺图
图中：1注水井、2空压机、3混合气分离器、4配水间来水管柱、5解堵剂配料罐、6表面活性剂配液池、7生产阀门、8配药剂用水阀门、9返洗阀门、10泵车。
图2是本发明油井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺图
图中：1油井、2空压机、3混合气分离器、4水罐车、 5解堵剂配料罐、6表面活性剂配液池、7泵车、8套管阀门。
下面将结合实例对本发明作进一步说明：
实施例1
本发明是一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，首先通过注水井向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，然后在注入混合气体和表面活性剂液体，混合气体是空气通过混合气分离器分离出的N2、O2和CO2混合气体，同时通过混合气分离器控制混合气体的含氧量，表面活性剂液体现场配制，采用连续注入方式或多段塞交替注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，采用气液比为1:1循环操作，至施工结束。
油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺的施工程序：
1、井场准备、井口装置和井场周围的设施不漏油、漏气，施工前通知采油队安装好井口设备，注水井口用钢丝绳锚固定；
（1）对注气封隔器以上套管进行清水试压，满足要求后方可注气，套管试压20mPa，稳压30min，压降小于0.5mPa为合格；
（2）重新检查固井质量，需要满足注气强度要求；
（3）管柱下入过程中，油管丝扣连接处需涂抹好密封脂，且油管丝扣处缠绕密封胶带；
（4）封隔器承受上下压差均要达到要求，满足注气压力较高的需求；
（5）管柱座封后，在油套环空内灌清水至井口以下100m左右；
（6）施工前，检查采油树和油套管的所有阀门，发现松动及时紧固，损坏的及时更换，安装油、套压力表，管线耐压30mPa；
2、注入设备安装：
（1）空气压缩机、比例泵或泵车安装在距井口20m以外，注入管线使用耐压30mPa的管线，并安装；
（2）供电设备选型及安装，注入、产出流程使用的专用供电设备（变压器、配电柜、电缆等），满足施工期间空气压缩机、泵、系统保温、生活用电等用电要求，专用供电设备安装在油井或注入井所属计量站附近（3-5）米处；
（3）施工期间产出液气放空设计，油井产出流体进临时集输流程，产出气进高架敞口放空罐，套管气进放空管线放空；
（4）施工井组测产液剖面、施工井换偏心井口，套管安装放空管线，要求放空口距井口25m处，安装压力表和取样装置；
3、施工时现场工作人员应远离压力管线，无关人员应远离井场；
4、配制溶液：用注水井来水配液，通过配水间来水管柱4取水，在配液池加入高温泡沫剂和常温泡沫剂，配制表面活性剂液体备用；
5、首先启动注入设备Ⅰ（泵车10）向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂；
6、然后在注入混合气体和表面活性剂液体，采用气液比为1:1，先用注入设备Ⅰ（泵车10）注入一定量的表面活性剂液体，然后启动分离设备（混合气分离器3）和注入设备Ⅱ（空压机2）注入一定量的混合气体，混合气分离器控制混合气体的含氧量在5%-8%，采用连续注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，循环操作，至施工结束；
7、施工完成后注水井直接转注，按油藏要求配注注水。
实施例1的使用效果：2010年8月在辽河油田应用油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术对注水井进行了施工，由于注水井注入二氧化碳酸化解堵剂、低氧混合气和表面活性溶液，解除地层堵塞，实现增注，施工井组的动态变化，施工前注水压力最高达13.5mPa,日配水量80m３，而实际注入量20m3,该井注水层堵塞严重，基本上注不进水，我们在该进采用连续注入方式，注入二氧化碳酸化解堵剂、低氧混合气和表面活性剂溶液，初始注入压力为19mPa,采用高注入压力，注入一段时间后，压力下降到14mPa,按施工设计完成注入量，施工结束后注水量达80m３，注水压力稳定在7mPa,解除近井地带污染及堵塞，通过施工改善该注水层的吸水剖面，对应的油井多数井口套压升高，井含气量增大，取1口油井进行了取气样，做了含氧量分析，现场测试导气氧含量均＜1.0%，远远低于导气氧含量的控制指标＜8%，该井组注气前，一线井组日产油量由21.7t/d下降到16.2t/d，注气后日产油量由16.2t/d升到20.6t/d ，目前日产油量稳定在16.2t/d 左右，控制了井组产量下降趋势，动液面平均上升250m,最高上升500m,日产液量保持在228m3以上，见到了明显的效果，二线井组施工前日产油量由16.1t/d下降到 10.4t/d，在5个月内平均日产油量下降到5.7 t/d ，注气后日产油量由10.4t/d 升到13.2t/d ，目前日产油量稳定在12t/d左右，控制了井组产量下降趋势，见到了明显的效果 。
实施例2
本发明是一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，首先通过注水井向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，然后在注入混合气体和表面活性剂液体，混合气体是空气通过混合气分离器分离出的N2、O2和CO2混合气体，同时通过混合气分离器控制混合气体的含氧量，表面活性剂液体现场配制，采油连续注入方式或多段塞交替注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，采用气液比为1:1循环操作，至施工结束。
油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺的施工程序：
1、井场准备、井口装置和井场周围的设施不漏油、漏气，施工前通知采油队安装好井口设备，注水井口用钢丝绳锚固定；
（1）对注气封隔器以上套管进行清水试压，满足要求后方可注气，套管试压20mPa，稳压30min，压降小于0.5mPa为合格；
（2）重新检查固井质量，需要满足注气强度要求；
（3）管柱下入过程中，油管丝扣连接处需涂抹好密封脂，且油管丝扣处缠绕密封胶带；
（4）封隔器承受上下压差均要达到要求，满足注气压力较高的需求；
（5）管柱座封后，在油套环空内灌清水至井口以下100m左右；
（6）施工前，检查采油树和油套管的所有阀门，发现松动及时紧固，损坏的及时更换，安装油、套压力表，管线耐压30mPa；
2、注入设备安装：
（1）空气压缩机、比例泵或泵车安装在距井口20m以外，注入管线使用耐压30mPa的管线，并安装；
（2）供电设备选型及安装，注入、产出流程使用的专用供电设备（变压器、配电柜、电缆等），满足施工期间空气压缩机、泵、系统保温、生活用电等用电要求，专用供电设备安装在油井或注入井所属计量站附近（3-5）米处；
（3）施工期间产出液气放空设计，油井产出流体进临时集输流程，产出气进高架敞口放空罐，套管气进放空管线放空；
（4）施工井组测产液剖面、施工井换偏心井口，套管安装放空管线，要求放空口距井口25m处，安装压力表和取样装置；
3、施工时现场工作人员应远离压力管线，无关人员应远离井场；
4、配制溶液：用注水井来水配液，通过配水间来水管柱4取水，在配液池加入高温泡沫剂和常温泡沫剂，配制表面活性剂液体备用；
5、首先启动注入设备Ⅰ（泵车10）向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂；
6、然后在注入混合气体和表面活性剂液体，采用气液比为1:1，先用注入设备Ⅰ（泵车10）注入一定量的表面活性剂液体，然后启动分离设备（混合气分离器3）和注入设备Ⅱ（空压机2）注入一定量的混合气体，混合气分离器控制混合气体的含氧量在5%-8%，采用多段塞交替注入方式，注入表面活性剂液体和混合气体，循环操作，至施工结束；
7、施工完成后注水井直接转注，按油藏要求配注注水。
实施例2的使用效果：2013年6月在辽河油田应用油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术对注水井进行了施工，施工井组的动态变化，该井组施工前，多数油井产量下降，含水上升，个别井连通好，发生水窜，井组产量由42t/d下降到15t/d，2013年6月25日应用油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术进行了施工，首先注入井注入地层解堵剂，然后注入低氧混合气和表面活性剂溶液，该井采用多段塞交替注入方式注入4个段塞，施工初始注入压力为3mPa,按施工设计完成注入量，注入平均压力稳定在10mPa,使混合气体均匀推进，防止过早气窜的发生，施工结束后，注水压力稳定在7mPa左右,而注水量保持在配注的要求，
通过施工改善该注水层的吸水剖面，对应油井含水下降，提高采收率，对应的油井多数井口套压升高，井含气量增大，取1口油井进行了取气样，做了含氧量分析，现场测试导气氧含量均＜1.0%，远远低于导气氧含量的控制指标＜8%，该井组对应的油井效果明显，该井组日产液量由注气前41t/d上升到107.7t/d，日产油量由4.4t/d升到6.6t/d ，持续5个月，目前日产量稳定在生产，累计增油300t,动液面由1036m最高上升到1940m,可见在实施应用油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术过程中，提高驱油效率及系数，随着时间的延长，应用效果会更加明显。
实施例3
本发明是一种油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油技术，首先通过油井向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂，然后在注入混合气体和表面活性剂液体，混合气体是空气通过混合气分离器分离出的N2、O2和CO2混合气体，同时通过混合气分离器控制混合气体的含氧量，表面活性剂液体现场配制，采用多段塞交替注入方式注入表面活性剂液体和混合气体，采用气液比为1:1循环操作，至施工结束。
油、水井自生二氧化碳低温混气解堵驱油施工工艺的施工程序：
1、井场准备、井口装置和井场周围的设施不漏油、漏气，施工前通知采油队安装好井口设备；
（1）对注气封隔器以上套管进行清水试压，满足要求后方可注气，套管试压20mPa，稳压30min，压降小于0.5mPa为合格；
（2）重新检查固井质量，需要满足注气强度要求；
（3）管柱下入过程中，油管丝扣连接处需涂抹好密封脂，且油管丝扣处缠绕密封胶带；
（4）封隔器承受上下压差均要达到要求，满足注气压力较高的需求；
（5）管柱座封后，在油套环空内灌清水至井口以下100m左右；
（6）施工前，检查采油树和油套管的所有阀门，发现松动及时紧固，损坏的及时更换，安装油、套压力表，管线耐压30mPa；
2、注入设备安装：
（1）空气压缩机、比例泵或泵车安装在距井口20m以外，注入管线使用耐压30mPa的管线，并安装；
（2）供电设备选型及安装，注入、产出流程使用的专用供电设备（变压器、配电柜、电缆等），满足施工期间空气压缩机、泵、系统保温、生活用电等用电要求，专用供电设备安装在油井或注入井所属计量站附近（3-5）米处；
（3）施工期间产出液气放空设计，油井产出流体进临时集输流程，产出气进高架敞口放空罐，套管气进放空管线放空；
（4）施工井组测产液剖面、施工井换偏心井口，套管安装放空管线，要求放空口距井口25m处，安装压力表和取样装置；
3、施工时现场工作人员应远离压力管线，无关人员应远离井场；
4、配制溶液：用水罐车拉自来水配液，在配液池加入高温泡沫剂和常温泡沫剂，配制表面活性剂液体备用；
5、首先启动注入设备Ⅰ（泵车7）从套管向地层注入一定量的二氧化碳酸化解堵剂；
6、然后在注入混合气体和表面活性剂液体，采用气液比为1:1，先用注入设备Ⅰ（泵车7）注入一定量的表面活性剂液体，然后启动分离设备（混合气分离器3）和注入设备Ⅱ（空压机2）注入一定量的混合气体，混合气分离器控制混合气体的含氧量在5%-8%，采用多段塞交替注入方式，从套管注入表面活性剂液体和混合气体，循环操作，至施工结束；
7、施工完成后油井关井4-6小时，然后转抽生产。
实施例3的使用效果：2010年在辽河油田曙光采油厂应用油、水井自生二氧化碳低温混气解堵技术对曙1-42-039油井进行了吞吐试验施工，实施时间9月29日至10月2日，该井砂岩厚度32.9m,层数16，根据施工设计用量完成二氧化碳酸化解堵剂注入量、混合气注入量、表面活性剂注入量，施工后该井日产液量由注气前0t/d上升到4t/d，日产油量由0t/d升到1.4t/d ，注气后含水65%，生产时间317天，目前日产量稳定在生产，累计增油444t，增液1268t，增油效果明显，曙1-42-039井注混合气后临近的一线井（曙141038、曙14139、曙142038）和二线井（曙14239C、曙141039 ）分别增油18t、13t、17.4t、99t、21.6t，合计169t。措施前后同期液面测试资料，与上周期同期对比，泵的沉没率明显提高，说明通过注混合气后，空气的膨胀能补充了地层能量，提高了油井的供液能力,通过对辽河油田曙1-42-039井邻井套管气监测，2010年10月1日~11月19日，套管气中氧气含量为0.00%~0.24%，基本上在0.10%左右变化，远远低于8%，达到施工安全要求，开井生产：监测导管气中氧含量，氧含量＜8%可正常开井生产。