Ставропольская газоносная область

Эта область расположена в Центральном Предкавказье в пре­делах западной части Ставропольского края. Газ начали добывать с 1956 г., когда в разработку было введено Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторождение.

Основные черты геологического стро­ения. Территория Ставропольской газоносной области нахо­дится в пределах эпигерцинской платформы. В строении осадоч­ного чехла участвуют породы мезозоя-кайнозоя, залегающие на палеозойском складчатом фундаменте. Мощность меловых, палео­геновых и неогеновых отложений 1800—2200 м. Юрские, отчасти пермо-триасовые образования появляются на погружениях Став­ропольского свода и в прилегающих к нему впадинах и прогибах.

Основным тектоническим элементом области является Ставро­польский свод, в пределах которого в осадочном .чехле выделяются две валоподобные структуры — Севере- и Южно-Ставропольский валы, # локальным складкам которых приурочено большинство газовых месторождений.

Газоносность связана с караган-чокракскими, майкоп­скими, хадумскими, эоценовыми, нижнемеловыми и пермо-триасо-выми образованиями. Наибольшее число залежей газа-устано­влено в разрезе палеогена, в частности в отложениях хадумского горизонта. В неогеновых и мезозойских породах газовые залежи единичны. Газоносность отложений нижнего мела установлена в последние годы на Расшеватском, Мирненском и Веселовском месторождениях, пермо-триаса — только на Расшеватском ме­сторождении, расположенном на далеком западном погружении Ставропольского свода в направлении Восточно-Кубанского про­гиба, в зоне значительного увеличения мощности осадков.

Газы Ставропольской газоносной области метановые, бес­сернистые. В газах залежей неогена и палеогена метан составляет 96—100 %. Начиная с эоценовых отложений, вниз по разрезу значительно возрастает количество тяжелых углеводородов, а содержание метана снижается до 77—86 %; содержание кон­денсата достигает 120—150 см³/м³.

Месторождения газа располагаются в основном в пределах Северо-Ставропольского вала и связаны с брахианти-клинальными складками. Небольшие по запасам Северо-Ставро-польско-Пелагиадинское, Мирненское, Тахта-Кугультинское и Расшеватское месторождения приурочены к крупным подня­тиям и почти все содержат в разрезе по несколько газовых за­лежей.

Северо-Ставропольско-Пелагиадинское. месторождение (рис. 59) связано с одноименными поднятиями, в пределах которых в отло­жениях хадума установлена залежь газа с единым контуром газо­носности. На большей части площади залежь подстилается по­дошвенной водой. Газоводяной контакт наклонный. В связи

141

с этим этаж газоносности уменьшается с северо-запада на восток от 140—200 до 40—70 м. Залежь газа в зеленой свите развита только на Северо-Ставропольском поднятии и является водо­плавающей.

Восточно-Предкавказская и Тереке-Каспийская нефтегазоносные области

Данные нефтегазоносные области находятся на территории Ставропольского края, Чечено-Ингушской АССР, Дагестанской АССР и Калмыцкой АССР. Естественные выходы нефти и газа и добыча из них известны в Грозненском районе с давних времен. На протяжении многих лет Грозненский район занимал второе место в стране по добыче нефти, уступая лишь Азербайджану. Однако затем известные в то время залежи нефти в караган-чокракских отложениях были выработаны. Второе рождение неф­тедобывающая промышленность в Грозненском районе получила 142

в 1965 г., когда на площади Карабулак был получен мощный фон­тан нефти из верхнемеловых отложений.

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла рассматриваемых нефте-газоносных областей принимают участия отложения юры, мела, палеогена и неогена, залегающие на палеозойском складчатом фун­даменте, а местами на слабометаморфизованных породах триаса.

К основным тектоническим элементам относятся передовые складки Терско-Сунженской зоны, Предгорный Дагестан и Тер-ско-Кумекая платформенная впадина. Терско-Сунженская зона соответствует полосе передовой складчатости Большого Кавказа. Здесь выделяются две сложно построенные крупные структуры — Терский и Сунженский антиклинории, выраженные в рельефе одноименными хребтами. Эти антиклинории осложнены рядом поднятий, с которыми связаны почти все известные месторождения нефти Чечено-Ингушской АССР. Складки Терско-Сунженской зоны по отложениям неогена и палеогена характеризуются слож­ным геологическим строением, имеют крутые углы падения и многочисленные дизъюнктивные нарушения. По мезозойским отложениям они становятся более крупными и менее нарушен­ными.

В Предгорном Дагестане выделяются Восточная и Западная антиклинальные зоны. Эти зоны отличаются относительно простым строением входящих в их состав локальных складок. Более про­тяженная Восточная зона с коробчатыми складками, с ней свя­заны почти все выявленные месторождения нефти и газа Южного Дагестана.

Тереке-Кумекая платформенная впадина занимает большую территорию рассматриваемых нефтегазоносных областей. В цен­тральной части ее выделяется Прикумско-Тюленевский вал суб­широтного простирания, состоящий из нескольких групп струк­тур, к которым приурочены все нефтяные месторождения Ставро­полья и большинство газовых месторождений Дагестана.

Нефтегазоносность в песчано-глинистых отложе­ниях караганского и чокракского горизонтов (миоцен) Терско-Сунженской зоны и Предгорного Дагестана выделяется более двух десятков продуктивных пластов песчаников значительной мощ­ности. В настоящее время большинство известных залежей вы­работано. Верхнемеловые отложения дают большую часть добычи нефти на месторождениях этой зоны. Коллекторами являются трещиноватые известняки и мергели. На месторождениях Пред­горного Дагестана в известняках верхнего мела выявлены газо-конденсатные залежи. В разрезе нижнемеловых и юрских отло­жений наибольшее число залежей нефти и газа открыто на плат­форменной части территории в пределах Тереке-Кумской впа­дины. В Терско-Сунженской зоне нефтеносность нижнемеловых пород установлена на нескольких месторождениях, а юрских — только на одном месторождении. Дебиты скважин 70—150 т/сут.

143

В последние годы в Терско-Кумской впадине установлена про­мышленная нефтеносность карбонатных отложений пермо-триаса.

Месторождения нефти и газа Предгорного Кавказа отличаются сложным строением. Большинство из них — много пластовые, с двумя этажами нефтегазоносности: мезозойским и неоген-палеогеновым. Залежи нефти преимущественно пласто­вые сводовые и тектонически экранированные. В платформенной части территории наибольшее число месторождений, в основном нефтяных, выявлено в пределах Прикумско-Тюленевского вала. Месторождения здесь также многопластовые, связанные с поло­гими брахиантиклинальными складками простого строения.

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское нефтяное месторождение приурочено к западной части Терского антиклинория, который многочисленными нарушениями большой амплитуды (до 700 м) разбит на тектонические блоки. Углы падения пород на крыльях достигают 70—80° и нередко даже поставлены «на голову». Стро­ение месторождения по мезозойским отложениям значительно проще. Так, по отложениям верхнего мела прослеживается единая антиклиналь, протягивающаяся на 42 км при ширине 3 км. Свод складки широкий с углами падения 15—20°, которые возрастают в направлении ее крыльев до 50—70°. В пределах складки отме­чены нарушения небольшой амплитуды. Наибольшее число за­лежей нефти установлено в разрезе караган-чокракских отложе­ний. К трещиноватым известнякам верхнего мела приурочена высокопродуктивная залежь массивного типа. Залежь занимает всю сводовую часть структуры. Начальные дебиты скважин дости­гали 3000—4000 т/сут. На месторождении открыты небольшие залежи нефти также в отложениях нижнего мела и юры.

Озек-Суатское месторождение (рис. 60) связано с брахианти-клинальной складкой. Залежи нефти открыты в хадумских, ниж­немеловых и среднеюрских отложениях. Наиболее продуктивны 144

песчаники горизонтов IX и XIII нижнего мела, к которым при­урочены пластовые сводовые залежи. Характерной особенностью среднеюрских продуктивных горизонтов является их выклинива­ние или размыв, в результате чего они оказались трансгрессивно перекрыты отложениями нижнего мела, что обусловило [образова­ние стратиграфически и литологически экранированных залежей нефти.

Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область

Первые промышленные притоки нефти здесь получены в 1961 г. К настоящему времени в области открыто и разведано несколько нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений, в том числе месторождения Узень и Жетыбай.

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол сложен мощными образованиями от верхнепермского до современного возраста. Наиболее древние отложения представлены толщами пород верхней перми и триаса. На них с резким угловым несогласием залегают отложения юр­ского возраста. К средней юре относят песчано-глинистую пестро-цветную свиту, к верхней — глинисто-мергелистые породы с под­чиненными прослоями песчаников и алевролитов. Песчано-гли-нистые отложения нижнего мела с размывом и угловым несогла­сием залегают на породах различных горизонтов юры. Верхне­меловые отложения расчленяются на две толщи: терригенную (сеноман и нижний турон) и карбонатную (верхний турон — дат). На размытой поверхности верхнемеловых образований залегает терригенная толща палеогенового возраста. Разрез неогеновых отложений также представлен в основном глинами и мергелями.

В тектоническом отношении Южно-Мангышлакская нефте­газоносная область приурочена к Южно-Мангышлакско-Ассакеа-уданской зоне прогибов, осевая часть которой осложнена линейно вытянутой цепочкой ваннообразных впадин и мульд, разведанных структурными седловинами. Крупнейшие из них — Жазгурлин-ский прогиб, Учкудукская мульда и Ассакеауданский прогиб. Северный борт Южно-Мангышлакско-Ассакеауданской зоны про­гибов ступенями погружается к ее осевой части. К этим линейно вытянутым ступеням приурочены цепочки локальных поднятий антиклинального типа, служащих ловушками нефти .и газа. Анти­клинали асимметричные с крутыми южными и более пологими северными крыльями, нарушены дизъюнктивными дислока­циями.

Нефтегазоносность приурочена в основном к сред-неюрским терригенным отложениям. Нефтегазоносные горизонты с незначительными по запасам залежами выявлены в отложениях верхней и нижней юры. В последнее время получены данные, свидетельствующие о промышленной нефтеносности триасовых отложений. К меловым отложениям приурочены газоносные горизонты.

145

Нефти всех горизонтов лег­кие (0,870—0,820 г/см³), смо­листые (4,5—19,4 %), практиче­ски бессернистые, с высоким содержанием парафина (12— 30 %}. Газы в основном мета-новые (свыше 90 %), с незна­чительным содержанием тяже­лых углеводородов (1 — 2 %).

Месторождения нефти и газа северной части Южно-Мангышлакского прогиба (Жетыбай, Узень) преи­мущественно нефтяные. Южнее расположены газовые месторож­дения (Тенге, Тасбулат). В Ассакеауданском районе выяв­лено Шахпахтинское газокон-денсатное месторождение. За­лежи месторождений в основном пластовые сводовые, реже ли-тологически экранированные. В разрезе некоторых месторож­дений установлено до 20 про-мышленно нефтегазоносных го­ризонтов.

Месторождение Узень (рис. 61) приурочено к антикли­ нальному поднятию крупных размеров, расположенному на Жетыбай-Узеньской ступени. Северное крыло складки более пологое, южное — более кру­ тое. Нефтегазоносны юрские и меловые отложения, причем к меловым приурочены чисто газовые залежи, а к юрским — нефтяные и нефтяные с газовы­ ми шапками. В меловых отло­ жениях выделяется до 11 газо­ носных горизонтов. Дебиты скважин низкие, не превышают 20—25 тыс. м³/сут. В отложе­ ниях юры выделено 13 гори­ зонтов, составляющих нижний преимущественно нефтеносный этаж. От верхнего газоносного

этажа юрский нефтегазоносный комплекс отделен толщей гли­нисто-мергелистых отложений верхней юры мощностью до 100— 200 м.

Закавказская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяют Черноморскую, Курин-скую, Кобыстано-Нижнекуринскую, Апшероно-Прибалханскую нефтегазоносные и Западно-Туркменскую газонефтеносную области.

Кобыстано-Нижнекуринская и Апшероно-Прибалханская нефтегазоносные области

Рассматриваемые нефтегазоносные области расположены на территории Азербайджана. Это один из старейших нефтедобыва­ющих районов страны. Выходы горючих газов («священные огни») были известны здесь еще в древние времена. Промышленная раз­работка месторождений Балаханы, Биби-Эйбат и др. начата во второй половине XIX в. Долгое время (вплоть до 1950 г.) Азер­байджан занимал по добыче нефти первое место в стране. Впервые в Советском Союзе здесь началась разработка морских месторо­ждений в акватории Каспия. Добыча природного газа в промыш­ленных масштабах стала осуществляться в последние десятилетия, когда был открыт ряд глубокопогруженных газоконденсатных месторождений и залежей (Карадаг, Зыря, Южное, Бахор).

Основные черты геологического стро­ения. В строении осадочного чехла принимают участие мезо-кайнозойские отложения громадной мощности. Наибольшим рас­пространением характеризуются преимущественно терригенные отложения палеогена и неогена. С последними связано большин­ство выявленных месторождений нефти и газа. Основной нефте­газоносный комплекс — продуктивная толща среднего плио­цена, сложенная исключительно песчано-глинистыми породами. Мощность ее достигает 3500 м. В направлении к западным районам республики отложения продуктивной толщи выклиниваются. В этом же направлении уменьшается песчанистость толщи и ухуд­шаются ее коллекторские свойства.

Основными тектоническими элементами данной территории являются антиклинории Большого и Малого Кавказа и разделя­ющая их Куринская межгорная впадина. Указанные структуры к юго-востоку погружаются в сторону Южно-Каспийской внутри-геосинклинальной впадины. К северо-востоку от антиклинория Большого Кавказа располагается Среднекаспийская внутриплат-форменная впадина, которая от Южно-Каспийской отделяется Апшеронским порогом.

Нефтегазоносность связана в основном с продук­тивной толщей. Обычно она разделяется на три отдела. Нижний отдел включает свиты (снизу вверх): калинскую (КаС), подкирма-кинскую (ПК), кирмакинскую (КС), надкирмакинскую песчани-

147

146

ние на три участка, различных по условиям нефтегазонасыщения. На юго-западном поле нефтегазоносны все свиты нижнего отдела продуктивной толщи, на северо-восточном — свиты от сурахан­ской до калинской, на своде — только калинская свита.

Балаханы-Сабунчи-Раманинское месторождение (рис. 63) свя­зано с крупной антиклинальной складкой. Наиболее приподнятая ее часть поражена грязевым вулканом, вокруг которого обна­жаются породы кирмакинской свиты. Вдоль свода складки про­тягивается основной сброс, разделяющий месторождение на два изолированных участка. В разрезе отложений от апшеронских до кирмакинских выделяется до 30 нефтеносных горизонтов. Основными по запасам являются залежь горизонта V балаханской свиты и залежь подкирмакинской свиты.

стую (НКП), надкирмакинскую глинистую (НКГ). Средний отдел соответствует свите перерыва, а верхний — балаханской, сабун-чинской и сураханской свитам. Наибольшее число залежей нефти и газа установлено в разрезе подкирмакинской и кирмакинской свит.

Нефти бессернистые или малосернистые (до 0,5 % серы), смо­листые или высокосмолистые, беспарафинистые или слабопара-финистые. Газы метановые (90—98 %) с содержанием значитель­ного количества конденсата (215—280 г/м³).

Месторождения нефти и газа — наибольшее их число (около 50 %) открыто в Апшеронском районе и связано с брахиантиклинальными и куполовидными складками, в стро­ении которых принимают участие в основном отложения продук­тивной толщи. Для месторождений характерны сильная нарушен-ность дизъюнктивами, часто диапировое строение и осложнение грязевыми вулканами. Система нарушений делит месторождения на отдельные тектонические блоки. Наибольшее значение в рас­пределении нефтегазоносности по разрезу имеет продольная си­стема нарушений, распространенная, как правило, в нижнем отделе продуктивной толщи.

Месторождение Нефтяные Камни (рис. 62) приурочено к бра-хиантиклинальной складке. Продуктивная толща на своде складки размыта до кирмакинской свиты. В ее разрезе выделяется до 23 нефтегазоносных горизонтов. Нарушения разбивают месторожде-148

[Западно-Туркменская газонефтеносная область

Промышленная газоносность Западной Туркмении установлена в 1952 г., когда было открыто первое газоконденсатное место­рождение Кызылкум.

Основные черты геологического стро­ения. Западно-Туркменская газонефтеносная область в текто­ническом отношении соответствует одноименной межгорной впа­дине. На севере впадину обрамляют горные сооружения Большого и Малого Балхана, на востоке — Копет-Дага и на юге — Эль­бруса. Мезозойские и частично палеогеновые образования обна­жаются в обрамляющих впадину горных сооружениях, а в самой впадине погружаются на значительную глубину (6—12 км). Неоген представлен отложениями красноцветной толщи (средний плиоцен), акчагыльского и апшеронского ярусов (верхний плио­цен) и постплиоцена. Отложения красноцветной толщи выражены, монотонным и частым чередованием песчано-алевролитовых и глинистых отложений, резко изменчивых по площади. Общая мощность толщи около 2500 м. В направлении обрамления впадины отложения красноцветной толщи выклиниваются.

В пределах впадины выделяются две основные зоны подня­тий — Прибалханская и Гограньдаг-Окаремская, разделенные глубоким Кызылкумским прогибом. К указанным зонам при­урочены все известные месторождения нефти и газа. Прибалхан-

149

екая зона поднятии протягивается в северной части впадины. Она включает серию кулисообразно сочленяющихся субширотных брахиантиклинальных складок, сильно нарушенных, особенно в присводовой части, сбросами. Наиболее крупные складки при­урочены к западной части зоны (Котур-Тепе и др.). Складки Гог-раньдаг-Окаремской зоны поднятий преимущественно пологие, с широкими сводами, сравнительно небольшие по амплитуде (150—500 м), значительно менее осложнены разрывными наруше­ниями. Широко развиты грязевые вулканы, связанные с разло­мами преимущественно меридионального простирания.

Нефтегазо косность — апшеронские и акчагыль-ские отложения в основном продуктивны на месторождениях восточной части Прибалханской зоны поднятий. Дебиты нефти в скважинах 25—150 т/сут. Отложения верхней части красно-цветной толщи содержат основные залежи нефти иногда с обшир­ными газовыми шапками. Коллекторские свойства песчаников высо­кие. Дебиты нефти 500—800 т/сут, газа — 300—600 тыс. м³/сут. Нижняя часть красноцветных отложений представлена более гли­нистыми, с худшими коллекторскими свойствами, преимущественно газоносными породами. Из этих горизонтов также получены про­мышленные притоки нефти дебитами до 200 т/сут.

Нефти практически бессернистые, в основном парафинистые или высокопарафинистые, смолистые, легкие. Плотность нефтей, изменяясь в довольно широких пределах, уменьшается с глуби­ной. Свободные газы — метановые (92—96 %), с незначительным содержанием углекислоты и азота. В газе присутствует большое количество конденсата (500—600 см³/м³).

Месторождения нефти и газа расположены главным образом в Прибалханской зоне поднятий. Все месторо­ждения многопластовые; залежи нефти и газа в основном пласто­вые тектонически экранированные и пластовые сводовые, раз­битые на мелкие блоки. Меньше развиты литологически ограни­ченные залежи.

Месторождение Котур-Тепе (рис. 64) приурочено к крупной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Складка асимметричная, с крутым северным (15—30°) и более пологим южным (5—10°) крыльями, разбита множеством сбросов с амплитудами от 15—20 до 500—600 м на большое число тектони­ческих блоков и полей. Наиболее значительными поперечными сбросами складка расчленяется на несколько крупных тектони­ческих блоков, образующих три самостоятельных, гидродинами­чески изолированных участка: западный, центральный и восточ­ный. Эти участки ступенеобразно на 600—1000 м относительно друг друга погружаются в восточном направлении. Залежи нефти и газа выявлены в апшеронских, акчагыльских, верхне- и нижне-красноцветных отложениях на глубине 1450—3500 м. Основные залежи нефти связаны с горизонтами III, Ilia и IV верхней части красноцветной толщи. Песчаники этих горизонтов высокойро-

150

ницаемые (до 2'10~~¹³ м²). Дебиты нефти в эксплуатационных сква­жинах 120—150 т/сут. Залежи нефти обычно имеют газовые шапки. Наименее продуктивны апшеронские залежи (дебиты нефти 15— 28 т/сут). В разрезе нижней части красноцветной толщи открыты газоконденсатные залежи. Дебиты газа высокие — до 600 — 1000 тыс. м³/сут. Содержание конденсата 300—450 см³/м³.

Амударьинская нефтегазоносная провинция

В пределах этой провинции выделяются Предкопетдагская нефтегазоносная и Центральнокаракумская, Беурдешик-Хивин-ская, Заунгузская, Чарджоуская, Бухарская, Мары-Шатлык-ская, Мургабская и Бадхыз-Карабильская газоносные области. Рассматриваемая провинция в основном является газоносной. Месторождения газа выявлены главным образом в Западном Узбекистане и Восточной Туркмении,

151

Чарджоуская, Мары-Шатлыкская и Мургабская газоносные области (Восточная Туркмения)

Основные черты геологического стро­ения. Осадочный чехол рассматриваемой территории сложен образованиями мезо-кайнозоя. Они залегают либо на палеозой­ском фундаменте, либо на отложениях пермо-триаса. В верхней юре широко развиты хемогенные породы (мощностью 800—1200 м): каменная соль, ангидриты и гипсы. Эта толща служит региональ­ной покрышкой и контролирует распределение по разрезу залежей газа. Она выклинивается в северной части Восточной Туркмении.

В тектоническом отношении данная территория соответствует западной части Амударьинской синеклизы. В ее пределах рас­положены Заунгузский прогиб и Мургабская впадина с наиболее погруженным палеозойским фундаментом (6—10 км). На северо­восточном борту Амударьинской синеклизы выделяется Чарджо­уская ступень приподнятого положения палеозойского фунда­мента, на западном — предполагаемая Беурдешикская ступень.

Газоносность связана с отложениями дата, Маастрихта, турона, альба, апта, неокома, верхней и средней юры и даже с по­родами коры выветривания палеозойского фундамента и зависит от наличия и литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. В зоне полного отсутствия в разрезе толщи солей газоносен значительный диапазон мезозойских отложений (Ачакский и Кушкинский районы). При развитии непластичных и фациально неоднородных толщ солей залежи газа установлены и в надсолевых отложениях (Байрам-Алийский район). На уча­стках развития однородной пластичной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые отложения (Чарджоуский район).

Газы рассматриваемой области метановые, преимущественно сухие. Газы, связанные с терригенными отложениями, — бессер­нистые, а приуроченные к подсолевым известнякам — с повышен­ным содержанием сероводорода. Количество конденсата в газах до 40 см³/м³.

Месторождения газа и газоконденсата связаны с типичными платформенными складками преимуще­ственно брахиантиклинального типа. Большинство из них нена­рушенные. Подавляющая часть газовых залежей пластовые сво-довые. Лишь залежи подсолевых отложений Чарджоуского рай­она — сводовые массивные. Месторождения Ачакского и Куш-кинского районов, где толща солей верхней юры отсутствует, многопластовые. На Ачакском месторождении установлено 13 за­лежей газа. Месторождения Байрам-Алийского и Чарджоуского районов однопластовые.

Шатлыкское газовое месторождение (рис. 65) — одно из круп­нейших в стране — открыто в 1968 г. Оно приурочено к крупному поднятию субширотного простирания, осложненному двумя струк­турами: западной—Джуджуклинской и восточной—Шехитлинской. Размеры поднятия 60x20 км. Углы падения крыльев 1—2°.

152

Залежь газа установлена в песчаниках карабильской свиты ниж­него мела. Мощность газоносного пласта 55 м, высота залежи более 100 м. Дебиты газа в скважинах до 1 млн. м³/сут. В газе более 95 % метана, сероводород отсутствует. Содержание конден­сата незначительно.

Западно-Сибирская нефтегазоносная^ провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторождение в Западной Сибири — Березовское — открыто в 1953 г.

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пай-дугинская, Фроловская, Гыданская, Приуральская нефте-газоносные и Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Усть-Енисейская, Гыданская газонефтеносные области.