辽河油田稠油开发技术介绍
辽河油田稠油开采技术(2010.2.21)
钻采工艺研究院
（5）获奖及荣誉
获省部级科技进步奖31项，其中《辽河油田中深层稠油
提高采收率技术研究与应用》获中油集团技术创新特等奖； 市局级科技进步奖137项；获国家专利165项，其中发明专利 9项。2003年被中国石油集团公司授予“科技创新”单位。
第三部分
辽河油田稠油开采工艺技术
稠油开采配套工艺技术
169 402
250
全院在职员工பைடு நூலகம்计：882人
全院技术干部总计：702人
钻采工艺研究院
钻采工艺研究院
采 油 工 艺 研 究 所
井 下 工 具 研 究 所
矿 场 机 械 研 究 所
油 田 化 学 技 术 研 究 所
仪 器 仪 表 研 究 所
油 井 防 砂 中 心
海 洋 工 程 研 究 所
钻 井 工 程 设 计 中 心
辽河油田公司产品质量检验站 钻采机械质量检测室
辽 宁 省 级 井 下 工 具 检 测 室
1999
全国执法 (1994)
辽 宁 省 级 抽 油 泵 检 测 中 心
1999
辽 宁 省 级 橡 胶 检 测 室
1999
电 子 压 力 计 检 定 中 心
2003
1992
辽河油田稠油地面集输技术
辽河油田稠油地面集输技术[摘要]辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
因此，稠油地面集输技术的水平直接影响着辽河油田稠油的生产。
由于辽河油田稠油品种繁多，物性较差，相对集输处理的难度较大。
经过近二十年的研究和实践，总结出了一些适合辽河油田稠油特点的工艺流程。
这些典型的工艺流程具有流程简单、安全可靠、操作方便的特点，较好的满足了辽河油田稠油开发的总体需要。
目前，辽河油田在稠油的集输和脱水技术居国内领先水平。
辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题，通常采用的方法有：加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。
辽河油田稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程、热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程、一段热化学静止沉降脱水流程。
辽河油田主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。
[关键词]稠油地面集输技术中图分类号：te862 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）23-0269-021 辽河油田稠油特点与分布情况1.1 概述辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
辽河油田稠油资源主要分布在高升油田、曙光油田、欢喜岭油田、兴隆台油田以及冷家油田等地区。
1.2 稠油分类辽河油田稠油物性差异较大，根据辽河油田目前稠油的生产情况，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油三类。
1、普通稠油普通稠油粘度大部分在200mpa.s～5000mpa.s之间，这部分稠油约占稠油总产量的70%左右。
2、特稠油特稠油粘度大部分在5000mpa.s～50000mpa.s之间，生产难度较大，这部分稠油约占稠油总产量的15%左右。
3、超稠油超稠油粘度大部分在5×104 mpa.s～20×104mpa.s，这类稠油是近几年才开始规模开采的。
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展摘要：辽河油田超稠油具有动力粘度大，密度高等特点，解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。
依照超稠油开发的需要，对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究，形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程，有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。
关键词：超稠油；集油系统；静态沉降脱水；蒸汽辅助重力泄油引言辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18．7×104mPa·s，20"C时原油密度O．9980-0．10019g／cm3，超稠油储量较大，要紧散布在曙一区杜84块、杜32块和洼60块等。
但由于开采难度专门大，长期以来一直未被动用。
随着油田开发时刻的推移及油田稳产的需要，从1996年开始，慢慢进入了超稠油开发时期。
经历了十连年攻关研究和生产运行实践，成功地研制出一套完整的超稠油地面工艺及配套技术，为我国的超稠油开发开辟了一个全新的模式，填补了我国超稠油地面工艺及配套技术领域的空白。
1 超稠油集油系统工艺技术1．1 低含水期集油系统超稠油特点是密度大，粘度高，含胶质、沥青质高，流动性差。
因此，不易输送、脱水。
开采低含水期集油系统采取井口拉油方式，其条件及特点为：产液量小，含水少，管道集输热力、水力条件差，管输温降大、摩阻损失大；适于车运，建设速度快捷。
1．2 高含水期集油系统1．2．1油井平台技术1997年实现了油井平台集油生产工艺，所谓油井平台，是利用丛式井组和水平井组的采油平台。
依照工艺需要，井站集输系统设自压平台、泵平台．中心平台。
自压平台靠井口回压将单井超稠油输送至泵平台或中心平台，泵平台将所辖井和自压平台的超稠油通过提升泵输至中心平台或集输干线。
中心平台所辖井和泵平台的超稠油通过提升泵输至集输干线。
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化摘要：辽河油田稠油具有粘度大、密度高、油气比低等特点，在40多年的开发建设过程中，逐渐形成了独具特色的地面集输工艺技术体系，但随着油田开发的深入，开发初期形成的成熟技术与油田生产实际情况不相适应的矛盾日益突出。
本文对辽河油田稠油集输典型流程进行了分析、整理，并提出了如何对现有成熟稠油集输工艺进行优化简化，同时展望了稠油集输工艺技术发展方向。
关键词：稠油粘度集输优化。
1 稠油、超稠油集输工艺1.1 单管加热集输工艺井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。
具有流程简单，方便管理，投资少的特点。
1.2 双管掺水集输工艺所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。
回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。
双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。
1.3 双管掺稀油集输工艺稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。
稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。
应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。
掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。
248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术
辽河油田稠油热采井钻完井技术辽河石油勘探局工程技术研究院摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。
而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。
提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。
关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。
1．辽河油田稠油开发概述辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。
到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。
辽河油田探明稠油分布图如下图所示4272343515 15999深层900－1300m, 占41.79% 特深层1300－1700m, 占42.56%中深层600～900m15.65%248辽河油田稠油油藏具有以下特点：探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下：动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下：辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示：辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。
辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。
辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。
由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。
辽河稠油火驱开发地面工艺关键技术
0前言
火驱是以空气作为助燃剂，采取电点火或化学点火 等方式，持续燃烧地下原油中的重组分产生热能使重组 分在高温下(600 ~ 700 t)发生裂解,注入的高压空气、 燃烧产生的气体和水蒸气,以及裂解产生的轻质油驱动 原油流向采油井采出，火驱采收率可高达70%。
1辽河油田火驱发展历程
2005年起，辽河油田陆续在杜66块、高3块、锦91 块等区块实施火驱开发m。以辽河油田曙光地区杜66 块火驱为例,2005年首先进行2个井组单层火驱开采现 场试验,2006年增加5个井组进行火驱开采试验,2008 年调整为上层系多层火驱开采现场试验,2010至2012 年外扩20井组,2014年扩大实施火驱，新增114井组，共 进行141井组火驱生产。实际生产表明，对比蒸汽吞吐、 蒸汽驱、热水驱等传统开采方式,杜66块火驱具有较好 增油效果。同时其他火驱区块均实现产量上升，充分证 明火驱开发方式接替的有效性［21。
关键词：火驱;组合增压；系统优化;预脱水;尾气处理;高效溶气浮选 DOI：10. 3969 /j. issn. 1006 -5539. 2019. 04. 005
Key Technology of Fire-Flooding Development of Liaohe Heavy Oil
Lu Hongyuan China Liaoቤተ መጻሕፍቲ ባይዱe Petroleum Engineering Company Ltd, Paxrjin, Liaoning, 124010, China
2火驱地面关键技术
2.1火驱配套注空气技术 2.1.1空气增压技术
往复式压缩机适用于小排量、高压力工况，螺杆机 适用于中低压力、中小排气量工况,为满足现场高压力、 大流量空气注入的需求，创新采用螺杆空压机与往复空 压机组合增压技术,如杜66块火驱注空气站工艺流 程见图1。螺杆压缩机和往复压缩机自动关联启停，结 合杜66块现场运行调试指标，研究最优出口压力配比， 最终确定螺杆压缩机出口压力0. 95 MPa,往复压缩机出 口压力10 MPa,注气量可达到20 x 104 m3 /d,满足空压
稠油热采开发技术
注热站23t/h水处理器 (7.4 ×3.3×3.5m，7.24t)
注热站23t/h蒸汽锅炉
正在燃烧的炉膛情景－可以看见火焰和盘管
8、蒸汽吞吐开发效果的主要评价指标
1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量； 2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比，极限油气比； 3）采油速度：年采油量占开发区动用地质储量的百分数； 4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率； 5）阶段油层压力下降程度； 6）原油生产成本； 7）吞吐阶段采收率； 8）油井生产时率和利用率。
2、稠油与普通原油的主要差别
1)稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分很少，因此相对密度 及粘度比较高；粘度是影响稠油采收率的主要因素，稠油冷 采，由于粘度高，在油层条件下流动性差，导致低采收率。
2)稠油粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度很快下降。在 国际上通用的稠油标准粘度－温度坐标图上，无论哪个油田 粘－温曲线斜率几乎一样，这表明了稠油对温度敏感性的一 致规律（包括海上稠油油田）；
3）重力驱作用 对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱
动作用。 4）回采过程中吸收余热
被加热的原油及蒸汽凝结水采出，带走大量热能，加热带附近的冷原 油将以较低流速补充到降压的加热带，吸收油层、顶盖层及夹层中的余热 而降低粘度继续流到井筒，因而生产可以延长很长时间。
4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）
高压蒸汽和热水后，近井地带内的油层和原油被加热。加热带的原油粘度 大幅度降低到几毫帕秒，原油流动阻力大大减小，流动系数成几倍到几十 倍的增加，油井产量必然增加许多倍。 2）加热后油层弹性能量的释放
对于压力较高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来， 成为驱油能量。
4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）
石油工程技术 井下作业 稠油开发工艺简介
稠油开发工艺简介由于稠油和稠油油藏本身的特点，决定了开发工艺不同于稀油油藏。
到目前为止，稠油油藏主要采用热力开采，对油层加热的方式有两种：一是向油层中注入热流体，如热水、蒸汽等；二是油层内燃烧产生热量，称火烧油层方法。
很多油田也试验向油层中注入二氧化碳、氮气等气体，以及化学溶剂等来开采稠油。
1、蒸汽吞吐采油1.1蒸汽吞吐采油原理稠油蒸汽吞吐法又称周期性注汽或循环注蒸汽方法，是稠油开采中普遍采用的方法。
就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
注入蒸汽的数量按水当量计算，通常注入蒸汽的干度越高，注汽效果越好。
蒸汽吞吐的增产机理主要有如下几方面：1.1.1油层中原油加热后黏度大幅度降低，流动阻力大大减小；1.1.2对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量；1.1.3对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用；1.1.4原油采出过程中带走大量热量，冷油补充到压降的加热带；1.1.5蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用，在钻井完井、修井作业及采油过程中，入井流体及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层伤害，蒸汽吞吐可起到油层解堵作用；1.1.6高温下原油裂解，黏度降低；1.1.7油层加热后，油水相对渗透率发生变化，增加了流向井底的油量。
1.2蒸汽吞吐采油生产过程蒸汽吞吐采油的生产过程可分为三个阶段：油井注汽、焖井和回采。
1.2.1油井注汽油井注蒸汽前要做好注汽设备、地面注汽管线、热采井口、油井内注汽管柱和注汽量计量等准备工作，然后按注汽设计要求进行注汽。
注汽工艺参数主要有：注入压力、蒸汽干度、注汽速度、注汽强度和周期注汽量等。
1.2.2焖井完成设计注入量或满足开采技术参数要求后，停止注汽，关井，也称焖井。
焖井时间一般为2～7d，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。
1.2.3回采在回采阶段，当油井压力较高时，能够自喷生产，自喷结束后进行机械采油；有些油井放喷压力较低，直接进行机械采油。
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周期产油 t
1200
注汽强度60~80t/m
1000
注汽强度80~100t/m
801
800
953 687
600
394
444
400 291
200
0 1
2
周期
3
895 751
4
注汽焖井时间一般3-7天
累产油指标随焖井时间呈抛物线型变化，焖井时间再增加，油层 中的热量向周围隔、夹层损失就多，油层温度下降较快，累产油下降， 吞吐效果变差。
520
累产油 t
500
480
460 0
1
3
5
7
9
焖井时间 (天)
互层状油藏焖井时间优选结果
（5）方案调整与完善
（6）新技术应用
① 组合式蒸汽吞吐提高后期开发效果 ② 水平井技术应用
水平井应用领域
开发边际储量
滚动勘探开发
老油田 二次开发
应用领域
超稠油 转换方式
加密调整
难采储量
水平井开发特点
①水平井周期吞吐规律与直井类似，除油汽比外周期吞吐指标好于直井
二○一二年四月
前言
辽河稠油开发始于上世纪80年代，目前 已有20余个千万吨级油藏投入开发，年产最 高737万吨（热采）。已形成了中深层稠油蒸 汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧 油层、水平井等一系列开发技术，推动了稠 油开发新技术的发展，建成了中国最大的稠 油生产基地。
汇报提纲
一. 稠油开发基本情况 二. 稠油开发技术简介
300000 250000 200000
超油 特油 普通（I） 普通（II）
地面脱气油粘度 mPa.s
150000
100000
50000
0
0
20
40
60
80
100
120
温度℃
原油粘度对温度变化较敏感，存在温度拐点，呈现半对数关系
油水相渗曲线
kro/krw
1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0
（4）先降压、再驱替，动态调控和操作难
中深层稠油油藏需经历蒸汽吞吐降压后才能进行蒸汽驱和 SAGD，由此造成油藏温度、压力和含油饱和度不均衡，使平面、 层间、层内矛盾更加突出，生产动态调控难度加大。
（5）复杂的油藏条件，决定了方式转换面临巨大的挑战
中深层：500-900
(米)
深层：900-1300
8
10
PV
ED
蒸汽的驱油效率比热水高
稠油渗流不符合达西渗流规律
研究发现稠油渗流机理不同于稀油，是具有启动压力梯度的 非达西渗流。
渗 流 速 度
(10-5m/s)
达西流区
非达西流区
●●
●
启动压力梯度
压力梯度 (MPa/m)
室内物模数模研究蒸汽吞吐采收率较高,20-30%
驱油效率％
蒸汽吞吐数值模拟温度场
以上隔热技术难以满足中深层稠油蒸汽驱和SAGD高干度的需要。
隔热系数 0.07w/m.oC
光光油油管管条条件 件下下
蒸汽干度随深度变化曲线
12
（3）油藏埋藏深，高温大排量举升难
中深层稠油蒸汽驱和SAGD在举升方面存在三个难点(三高）： ①举升液量需达到300～500吨/天； ②抽油机载荷需达到22吨以上； ③抽油泵耐温需达到220℃以上。
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s
超稠油：μo（50℃） > 50000mPa·s
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
（2）油藏埋藏深，热损失大，高干度注汽难
井筒热损失理论计算与实测表明：在光油管注汽条件下，800米深 度以下变为热水；在蒸汽吞吐隔热技术条件下，800米深度以下蒸汽干 度降为30%～35%；
科尔沁
牛居
于楼 青龙台
兴隆台 双台子
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
可采储量采出程度（%）
年产油 万吨
1000
热采稠油
800
常规稠油
600
400
200
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 时间 年
(米)
特超深层：1300-2600
(米)
23.7% 33.7%
储量 20674.8万吨
34.8%
储量 29396.26万吨 41.3%
42.6%
储量 37109.6万吨
蒸汽在低压下释 放的热焓多
干度100% 干度80% 干度40% 饱和水
不同干度蒸汽的热量随压力变化曲线
稠油Ⅱ类油藏具有埋藏深、粘度大、油层薄、边底水更活跃等难点，其注汽 热损失大、热能利用率低、操控压力高。
1 2 3 45 6 7 8 9
周期生产时间（月）
一周期
不同层位递减规律 二周期
三周期
馆陶 Y=-0.1908x+1.8191
Y=-0.1082x+1.6478
Y=-0.0659x+1.3507
兴I
Y=-0.2226x+2.019
Y=-0.1382x+1.8807
冷41块-块状底水油藏
锦45块-多层边底水油藏
4. 开发历程
辽河稠油热采开发主要分为五个阶段：
年产量（万吨）
800 700 600 500 400 300 200 100
0 1978
热采技术 攻关
普通稠油 开发
357
189
342
175
1 4 53 4 3
特稠油 开发
632
570
496
94
33
538
层状边水油藏（锦612块兴隆台）
油水互层状油藏（杜80块兴隆台油层）
块状边、底、顶水油藏（曙一区馆陶组）
（4）油品性质多样
普通稠油：μo（50℃） 50～10000mPa·s 密度：0.9～0.95g/cm3 储量比例70.4%
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s 密度：0.95～0.98g/cm3 储量比例12.1%
0.4 高凝油:72.84%
0.2
0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 可采储量采出程度 %
无因次采油速度
无因次采油速度
无因次采油速度
1 0.8 0.6 0.4 0.2
0 0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
中深层：500-900 (m)
深层：900-1300 (m)
特、超深层：1300-2600 (m)
储量
24%
比例
35%
41%
储量 比例
储量 比例
（3）油藏类型多，油水关系复杂
根据油水关系划分，主要有六种油藏类型。
纯油藏（曙一区杜家台油层）
块状底水油藏（冷41块沙三段）
块状气顶油气藏（高2、3区莲花油层）
全国稠油总储量20.6亿吨
全国稠油年产量1510万吨
10.8亿吨
746万吨其它油田 Nhomakorabea辽河油田
全国稠油储量分布图
其它油田
辽河油田
全国稠油产量分布图
2. 稠油油藏地质特点
（1）构造复杂、断块多
发育三级断层100多条，四级断层300余条、四级断块450多个。
辽河盆地西部凹陷稠油分布图
（2）油层埋藏深
辽河稠油埋深属中深层以下，埋藏深度从600m到2300m。
反五点
行列
斜反七点
辽河油田普通－特稠油蒸汽吞吐开采井距下限不应小于100m；超稠油 蒸汽吞吐开采井距以70～100m为宜。
普 通 稠 油
基础井网200m、167m
一次加密141m、118m
超
稠
油
一次井网到位70、100m
油
藏
二次加密100m、83m
稠油油藏周期注汽强度最优范围是80～120t/m。 初期一般在80～90t/m，以后每周期递增15%。
0
冷家堡油田 欢喜岭油田
快速递减 2个
20
40可采储量采出程度 %60
80
100
欧利坨子
大洼
月海
曙光热采老区
牛心坨 热河台
静安堡
海外河
正常递减 20个
新开
荣兴屯
茨榆坨
10
20
30
40
50
60
可采储量采出程度（%）
大平房
小洼
黄金带
曙光油田稀油
黄沙坨
70
80
90
100
边台 大民屯
高升
低速递减
法哈牛
11个
➢ 直井
水平井\复杂结构井；
➢ 吞吐开发 蒸汽驱、SAGD、火驱等方式开发。
5. 开发现状
根据油田开发阶段划分标准，当可采储量采出程度达到60%即进入递减 阶段，辽河油田已采出可采储量的79%，剩余可采储量采油速度10%。
无因次采油速度
1
稠油：79.57%
0.8
全油区:78.39%
0.6 稀油:78.87%
0
60-kro 60-krw 120-kro 120-krw 200-kro 200-krw
50 Sw %
100
随温度升高，残余油饱和度降低，驱油条件得到改善
%
80
杜212－37－317井驱油效率曲线