在線核磁監測法優化裂縫性頁巖油藏賦能滲吸吞吐工藝

引用格式：陳洪才，王彪，李太偉，張鑫，朱杰，戴志鵬，孫敬，李思辰. 在線核磁監測法優化裂縫性頁巖油藏賦能滲吸吞吐工藝［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：228-237.

摘要：賦能滲吸采油可以通過補充地層能量、置換等方式提高原油采收率，目前已成為頁巖油藏開發的重要技術。設計合理的賦能滲吸工藝參數，可以更高效地開發頁巖油藏。通過4 輪次賦能滲吸吞吐實驗，利用在線核磁技術分析納米級原油微觀運移特征，優化了裂縫性頁巖油藏燜井時間、賦能時機、吞吐輪次等賦能滲吸工藝參數。實驗結果表明，首次燜井時間控制在12～15 d 即可，隨著吞吐輪次的增加，燜井時間應相應減少；吞吐3 輪次后對采收率的提升作用不明顯，具有明顯的有效輪次；壓力下降至原始地層壓力70% 后，繼續控壓生產效果較差，需及時對地層進行補能，以保證頁巖油井高效開發；賦能滲吸時不同液體注入量對采出油量有較大影響，注入量偏少，補充能量不充分，采出效果不佳；但由于儲層滲透率極低，補充能量作用半徑有限，補能流體量不能無限增加，一般達到壓裂裂縫控制體積的0.4 PV 左右即可。研究結果可為頁巖油藏賦能滲吸工藝參數優選提供技術支撐。

關鍵詞：頁巖油；微裂縫；在線核磁共振；燜井時間；賦能滲吸；吞吐時機；工藝優化

中圖分類號：TE34 文獻標識碼： A

0 引言

在非常規油氣開采技術不斷取得突破的背景下，頁巖油作為繼頁巖氣之后又一重要非常規能源，在全球能源替代戰略中扮演了不可或缺的角色。2022 年，中國蘇北盆地實現了頁巖油勘探開發的重大突破，江蘇探區頁巖油資源量達到了12.7×108t，其中高郵凹陷古近系阜寧組二段（阜二段） 資源量7.5×108t。目前，該區塊的頁巖油井有較高的產量，其中HY1 井和H2C 井分別獲得了29.7 t/d 和50.5t/d 的工業油流，均顯示出較好的開發潛力。

目前中國頁巖油藏的開發模式多為體積壓裂后衰竭式開發，導致水平井產量遞減迅速，單次開發采收率不足10%［1］，因此及時且有效補充地層能量，是提高頁巖油井產能的有效措施。頁巖儲層具有孔隙度小、滲透率低以及非均質性強的特點，吞吐采油作為高效開發致密油藏的關鍵技術被提出。吞吐采油可以通過向儲層注入流體，補充地層能量，增強油藏中原油的流動性［2］；又可以通過油層毛細管力的滲吸置換作用將原本賦存于小孔隙中的原油置換到更大孔隙，以便開采［3］。由于頁巖油儲層極其致密，孔喉窄小且驅替壓差難以建立，因此常規實驗手段由于難以準確計量頁巖油的產出量，導致實驗結果誤差偏大［4］。近年來，低場核磁共振技術被大規模應用到頁巖油儲層巖心實驗中，該技術可以有效提高實驗精度。

核磁共振技術能夠準確分析低孔、低滲頁巖樣品的孔隙度和孔徑分布，Huang 等［5］通過掃描電鏡、高壓壓汞以及核磁共振等技術對致密油不同類型儲層孔喉堵塞情況、孔滲參數進行了分析并分類，研究了不同儲層的滲流能力。Huang 等［6］通過低溫氮氣吸附實驗分析了頁巖樣品的孔徑分布、比表面積和孔體積等參數，進而標定了核磁共振實驗中的T2 馳豫時間與孔徑的換算系數。Zhang 等［7］通過核磁T1 和T2 技術分析了頁巖中的游離油和吸附油的主要賦存空間。

在二氧化碳吞吐方面，李鳳霞等［8］利用核磁共振技術研究了裂縫對頁巖油儲層二氧化碳吞吐采收率的影響，研究表明裂縫存在可以顯著提高采油速度和初期采收率，隨著吞吐輪次增加，提采效果變弱。尚勝祥［9］通過超臨界二氧化碳吞吐實驗，深入研究了注入壓力、燜井時間、吞吐輪次以及巖心物性對頁巖油采收率的影響。黃興等［10］開展了頁巖 CO2 吞吐核磁共振實驗，從微觀尺度研究了注氣壓力、燜井時間和裂縫對頁巖孔隙中原油動用特征的影響，定量評價了納米孔隙中原油的動用程度。

在滲吸特征研究方面，蒙冕模等［11］對巖心注入壓裂液，應用低磁場NMR 技術，研究了壓裂液在頁巖自發滲吸過程中的分布特征。馬明偉等［12］通過核磁共振技術研究了吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層的自發滲吸規律。于馥瑋等［13］結合核磁共振技術與巖心自發滲吸實驗，對致密水濕砂巖和中性砂巖的滲吸特性進行了深入研究。濮御等［14］利用核磁共振技術和靜態自發滲吸實驗，探究了致密巖心孔喉中的滲吸過程。Xu 等［15］對古龍區塊頁巖巖心進行了孔隙度和滲透率測試，并基于核磁共振分析了流體滲吸特征。羅強等［16］等利用低場核磁共振成像系統研究了陰離子表面活性劑在不同潤濕性和含油飽和度的天然頁巖油巖心滲吸效率。張奎等［17］利用掃描電鏡、接觸角測量儀、核磁共振儀和X 射線熒光光譜儀，對影響巖心滲吸效率的關鍵因素進行了評價分析，并結合核磁共振儀與該區儲層常規自發滲吸實驗，對滲吸驅動特征和滲吸采收率進行了研究。張佳亮等［18］結合核磁共振技術開展離心實驗，評價了重水滲吸、表活劑溶液滲吸以及CO2 吞吐對頁巖油采收率的影響。

由此可見，核磁共振技術的使用可以有效解決頁巖巖心室內實驗無法準確計量的問題。但是前人的研究大多數都集中在二氧化碳吞吐以及滲吸特性，對于滲吸劑賦能提采方面研究較少，對賦能滲吸工藝參數優化的研究，更是鮮有提及。綜合來看，針對頁巖油藏賦能滲吸工藝參數優選這一領域，目前尚未形成一套完整且具有代表性的評價方法。

蘇北盆地為中—新生代箕狀斷陷盆地，具有南斷北超的地質特點。江蘇探區主要包括高郵凹陷、金湖凹陷、海安凹陷及鹽城凹陷礦權，發育泰州組泰二段、阜寧組阜二段和阜四段三套頁巖層系。高郵凹陷、金湖凹陷、海安凹陷的阜二段和阜四段均為半深湖—深湖相沉積，泥頁巖落實程度高，厚度大，生烴指標有利。其中，蘇北盆地阜二段頁巖油形成條件最好，微裂縫發育，屬于裂縫性頁巖油藏，是下步勘探的潛力區。蘇北盆地高郵凹陷阜二段的頁巖油開發，亟需對賦能滲吸工藝參數進行優化，以合理的工藝參數有效提高單井產能。利用在線核磁共振技術，模擬賦能滲吸過程，分析原油微觀動用特征，優化工藝參數，可以有效指導現場頁巖油賦能滲吸采油的實施。

1 方法過程

1.1 室內研究

實驗用巖心為蘇北盆地高郵凹陷阜二段儲層（深度3 588～3 600 m） 的頁巖巖心21-2#和5#，基本參數見表1，可以看出，巖心的滲透率極低。由于頁巖油儲層開發需要進行體積壓裂，因此對巖樣進行巴西劈裂造縫處理以模擬真實礦場。

賦能滲吸介質采用現場使用的滲吸劑和重水配比，其中滲吸劑質量分數為0.1%。實驗用油為取自儲層中的原油和航空煤油配比的模擬油。在原始地層條件下，溫度78 ℃ 時，原油黏度為1.73 mPa·s。因此，需要將地面條件下黏度為3.82 mPa·s 的原油通過加入煤油，配比其黏度降低至1.73 mPa·s。

頁巖巖心具有極低的孔隙度和滲透率，特殊的孔隙結構和復雜的流體性質使得傳統的實驗手段很難對其進行有效表征。傳統實驗手段如常規巖心實驗在頁巖油的研究中存在諸多局限性，比如很難獲取足夠的樣品進行分析。

雖然目前已有諸多學者利用核磁技術開展了頁巖油滲吸、驅替等室內實驗，但大多都是在室內實驗結束前后對頁巖巖心分別進行核磁掃描，在這個過程中，當巖心被拿出巖心夾持器時，無法避免已賦存在巖心中流體的流失，這將造成較大的實驗誤差。另外，由于頁巖油實驗的難度較高，大部分學者都是對頁巖油賦存、滲吸、返排等各個環節進行單獨的實驗研究，不能與真實的頁巖油賦能滲吸開發步驟一致，實驗結果不具有說服力。

筆者利用在線核磁共振技術，設計了頁巖油藏賦能滲吸“注燜采”一體化室內實驗方法。該方法可以通過核磁共振設備，實時監測頁巖巖心在注入滲吸介質、燜井滲吸以及開采階段中原油的微觀運移情況。通過對比實驗過程中不同尺度孔隙中原油核磁T2 譜信號變化，研究頁巖油巖心在注入滲吸劑后的滲吸特征，計算相應采出程度，從而對賦能滲吸采油工藝中的多個參數進行優化。

1.1.1 賦能滲吸室內實驗

使用21-2#巖心進行4 輪次吞吐實驗，具體步驟如下。

（1） 測試巖心基本參數。利用巴西劈裂造縫法對巖心造縫后，使用抽真空高壓飽和裝置對巖心飽和模擬油，并對飽和后的巖心稱重。

（2） 將飽和模擬油量達到巖心孔隙體積60% 以上的巖心放入巖心夾持器后，設置自動圍壓追蹤，使圍壓始終高于系統壓力2 MPa。注入滲吸劑至系統壓力為25 MPa 后，關閉注入端。開始第1 輪燜井滲吸實驗，設定燜井時間80 h 以上，后續吞吐輪次燜井時間需根據核磁實驗數據再依次確定。

（3） 通過在線核磁共振設備實時監測巖心中模擬油在燜井過程的微觀運移情況，直至信號量基本不變化時，停止燜井實驗。

（4） 燜井階段結束后，打開注入端，模擬“同進同出”過程，開井生產。通過控制回壓閥，使壓差為1～5 MPa，持續下降壓力至系統壓力的68% 時（預實驗結果表明，當壓力下降至初始壓力68% 時，核磁曲線下降不明顯，即采出程度微乎其微），停止生產。在生產過程中，每下降一次壓力進行生產后，采集核磁數據。

（5） 對吞吐結束后的巖心重新注入滲吸劑，將系統壓力恢復到25 MPa，重復步驟（2）～（4）。共進行4 輪次吞吐過程。

賦能滲吸實驗流程如圖1 所示。整個實驗過程都處于全封閉的環境，賦存在巖心中的模擬油不會因為實驗流程的實施而流失，進一步保證了實驗結果的準確性和合理性。

1.1.2 賦能滲吸工藝參數優化

對實驗巖心進行4 輪次吞吐實驗，利用在線核磁共振設備對整個賦能滲吸實驗中賦存在巖心中原油體積進行計算，優化吞吐參數。

（1） 燜井時間優化。燜井階段滲吸劑在油藏中擴散和滲透，油水在毛管力作用下發生滲吸置換。由于油水滲吸置換過程相當緩慢，燜井時間不能過短，否則不能充分發揮毛管力滲吸作用，因此一定長度的燜井時間有助于提高采收率。通過在線核磁共振設備采集巖心中模擬油在不同燜井時間、不同尺度孔隙中的信號量變化，尋找到一個最優的燜井時間段。具體過程為，通過在線核磁共振設備實時監測燜井過程中不同尺度孔隙內原油核磁信號量變化，當信號量不再發生變化時，滲吸置換效果達到相對穩定狀態，則認為是最佳燜井時間。

（2） 賦能時機優化。在每輪次吞吐后觀察生產過程不同壓力下油的核磁信號量變化特征。通過核磁所用試劑對曲線核磁信號量進行標定，可以得到單位體積原油的核磁信號量，進而可以對各實驗過程核磁數據變化量化處理。標定的具體方法為，分別將實驗用流體（模擬油） 裝入定標器皿中，其中流體體積分別為1、2、4、6、8 mL，通過核磁共振設備多次采集不同體積下流體T2 譜信號量。從標定結果來看，不同流體體積與其對應的核磁信號量成線性關系，因此可以計算出單位體積下的流體核磁信號量。由于重水無核磁信號，且滲吸劑質量分數只有0.1%，因此可以忽略其對油水運移過程核磁信號量的影響。通過分析4 輪次吞吐后的生產核磁曲線，可以得到合理的賦能時機，以保證油井持續高效生產。

（3） 吞吐輪次優化。在賦能滲吸采油工藝的實施中，原油的置換效率會隨著吞吐輪次的增加而降低。通過4 輪次的吞吐實驗，分別計算巖心原油采出程度，將單輪次采出程度下降幅度最大的前輪吞吐次數作為最佳吞吐輪次。

（4） 滲吸介質注入量優化。通過向5#巖心注入不同體積的滲吸劑評價注入量對原油采出程度的影響。實驗步驟：①將高壓飽和巖心放入巖心夾持器，設置自動圍壓追蹤，要求始終高于系統壓力2 MPa；②從入口端注入滲吸劑，設計不同的累積注入量，使系統壓力上升至15 MPa；③注入滲吸劑后，燜井50 h，打開入口端閥門進行生產，降壓開采，共吞吐1 輪，直至系統壓力降至原始壓力的70%，采集核磁數據；④重新飽和巖心，保證每次飽和進去的原油體積差值在0.05 g 左右，接著重復上述實驗步驟1～3，使系統壓力分別上升至20、25 MPa。

1.2 現場試驗

江蘇油田A 井于2023 年5 月完成壓裂，該井水平段長1 795 m，壓裂垂直深度超過4 200 m，共分32 段197 簇壓裂，總加砂5 059.4 m3，壓裂過程中使用50 t 滲吸劑對壓裂目標地層進行了第1 輪賦能滲吸。現場通過混砂車液添系統將滲吸劑添加到滑溜水壓裂液中。滲吸劑以小分子量多頭基非離子表活劑為主劑，以苯環、雜環陰離子和含支鏈表活劑進行插層，體系整體呈“水包油”微乳液狀態，平均粒徑7.5 nm，耐溫120 ℃，耐鹽100 g/L，注入質量分數為0.1%，界面張力0.2 mN/m。壓裂作業完成后，對該井燜井15 d 后控壓生產，目前累產油超過1.4 萬t，油壓19.8 MPa，日產液67 m3/d，日產油29 t/d，含水率58%。

江蘇油田B 井于2022 年10 月完成壓裂，該井水平段長2 007 m， 壓裂垂深超過4 000 m， 共分32 段197 簇壓裂施工，共加砂4 575 m3，入井液量15.4 萬m3，壓裂過程中未使用滲吸劑進行補能。壓裂作業完成后，燜井15 d 后控壓生產，目前累產油超過0.7 萬 t，油壓6.2 MPa，日產液46 m3/d，日產油13 t/d，含水率70.3%。

兩口井日產油和累產油曲線如圖2 所示，可以看出，對比B 井，在壓裂規模一致的情況下，A 井由于賦能滲吸工藝的實施，呈現見油早、單井日產高的特征。可見針對裂縫性頁巖油儲層進行賦能滲吸可以有效改善油井開發效果。

2 結果現象討論

賦能滲吸可以有效提高裂縫性頁巖油藏的采出程度。同時，合理的工藝參數可以科學地節約時間成本，高效開發裂縫性頁巖油藏。

2.1 燜井時間

目前，最佳燜井時間的確定方法仍未有效形成，這是由于燜井過程中，存在裂縫系統壓力的傳遞、液體的擴散以及毛管力滲吸作用，這些因素都會對燜井效果產生明顯的影響。通過在線核磁共振技術對不同尺度孔隙中原油進行實時監測，每小時采集一次核磁數據，可以從原油納米級微觀運移情況解決上述難點。4 輪次燜井實驗過程中賦存在不同孔徑的原油信號量變化情況如圖3 所示。

高壓注入滲吸劑的過程，存在著驅替和滲吸對實驗巖心的共同作用。從圖3 中可以看出，在燜井的過程中，小孔（小于200 nm） 中的原油會隨著燜井時間的增加而運移到大孔（大于200 nm） 中，最終達到平衡（紅色線條），這個平衡時間可以作為最佳燜井時間。

從圖3（a） 可以看出，在燜井過程中賦存在小孔中的原油量呈現先增加后減小的趨勢，這是由于在燜井過程中，原本注入的滲吸劑會將原油驅替至小孔中，這個過程是滲吸劑侵入巖心的過程。圖3（a）中，當小孔核磁信號不再增加時（紫色線條），該過程結束，即滲吸劑從裂縫向巖心端面運移結束，此刻對應的時間為滲吸劑從巖心中部（人造裂縫） 運移到巖心外部的時間，該過程的位移距離最短為巖心半徑1.25 cm，時間為20 h，通過該過程可以估算到滲吸劑在頁巖巖心中的侵入速度。在20 h 之后，小孔中的原油信號量開始減少，即通過滲吸作用被置換到大孔中，在燜井55 h（圖中紅色線條） 后，達到滲吸平衡階段。在圖3（b） 中，滲吸劑注入起始階段小孔原油信號量上升現象消失，但是燜井滲吸平衡時間減小，僅40 h 便達到了滲吸平衡。圖3（c）、圖3（d） 中表現出的現象與圖3（b） 相似，根據上述實驗結果，將4 輪吞吐實驗的最佳燜井時間分別設定為55、40、25、19 h，可見隨著吞吐輪次的增加，最佳燜井時間可以適當減少。實驗過程中可通過核磁信號分析注入流體運移特征以及可波及孔隙情況，據此計算得到實際注入流體侵入巖心速度為1.5 cm/d 左右。依據儲層深度分析實際燜井過程，結合現場施工特點，首輪燜井時間控制在12～15 d 即可。

2.2 賦能時機

4 輪賦能滲吸吞吐實驗中生產過程實驗結果如圖4 所示，可以看出，核磁曲線隨著生產壓力的下降而不斷下移，當孔隙中的油基本不再運移時，即曲線形態變化不明顯時，可以作為下次吞吐的賦能時機。圖4（a）、（b）、（c）、（d） 分別為4 輪吞吐實驗系統壓力下降至初始壓力的68%、74%、74%、64% 時油信號量的變化特征，以及不同尺度孔隙中油的微觀運移情況。從圖4（a） 可以看出，在第1 輪吞吐實驗生產過程中，當系統壓力從18.5 MPa（初始壓力的74%） 下降至17 MPa（初始壓力的68%） 左右時，曲線的雙峰仍然有較為明顯的變化，即仍然有較多的原油被采出。量化后的不同尺度孔隙中原油的微觀運移情況如圖4 所示，可以看出較大孔隙中的原油在生產的開始階段迅速被采出，巖心中油的信號量隨著生產壓力的降低會有不同幅度的減小，當油的核磁信號量基本不發生變化時，需及時賦能。

從圖5（a） 中可以看出，當系統壓力從18.5 MPa降至17 MPa 時，賦存在孔隙半徑為200 nm 以下的原油體積減少明顯。圖5（b） 中，在第2 輪吞吐實驗生產過程中，當系統壓力從21 MPa 下降至18.5MPa 時，2 μm 以上孔隙中的原油基本不發生變化，其余尺度孔隙中的原油有不同幅度減少趨勢，但是較第1 輪吞吐生產過程幅度更小，即原油采出程度降低。圖5（c） 中可以看出，第3 輪吞吐實驗生產過程中，當系統壓力從21 MPa 下降至18.5 MPa 時，200 nm 以上孔隙中的原油體積未變化，僅有20～200 nm 孔徑中的原油有微量減少。同樣，從圖4（c）中可以看出，該系統壓力變化前后，核磁T2 譜曲線幾乎重合，可見該輪次吞吐后，當壓力下降至初始壓力的74% 時，階段采出程度偏低，若不及時賦能，油井生產效率會降低。因此在進行賦能滲吸采油時，當地層壓力下降至原始地層壓力的68%～75% 后，便需要注入滲吸劑，以及時補充地層能量，提高采出程度，且賦能時機要隨著吞吐輪次的增加而提前。

2.3 吞吐輪次

不同輪次吞吐后巖心中原油的核磁信號如圖6所示，可以看出，每輪次賦能滲吸實驗之后，核磁曲線中的雙峰高度都有不同程度的下降，基于飽和原油后的累計核磁信號量，對圖中不同曲線核磁信號進行累計，計算得到不同輪次賦能實驗后的原油采出程度，見表2。

從表2 可以看出不同生產狀態下的巖心中剩余原油的信號量和采出程度，4 輪次吞吐采出程度分別為11.44%、9.23%、5.27% 和2.90%，采出程度達到28.84%，其中前3 輪次吞吐后巖心原油階段采出程度分別占4 輪吞吐結束后采出程度的38.7%、32%、18%，可見隨著吞吐輪次的增加，巖心的階段原油采出程度在不斷降低。第4 輪次吞吐實驗中，即使生產壓力下降至10 MPa，遠小于其他輪次的生產壓力，提采效果依舊不明顯。因此，推薦最優吞吐輪次為3 次，此時巖心中原油的采出程度達到了25.94%，遠高于單次衰竭開采。

2.4 滲吸介質注入量

隨著滲吸介質注入量優化實驗的進行，巖心中原油會不斷減少，不同輪次的采出程度也會隨著減小，如果只分別注入不同量的滲吸介質進行賦能實驗，實驗結果并不能作為有效值。因此對于注入量優化實驗，需要進行單獨巖心的多次飽和，保證不同注入量實驗巖心初始含油量的一致性。在該實驗中，通過注入滲吸劑使系統壓力分別達到15 MPa、20 MPa 以及25 MPa，同時記錄注入量。注入到目標壓力后，進行50 h 的燜井過程，之后進行生產，直至壓力下降至初始壓力的70% 時停止生產，采集核磁共振數據，實驗結果如圖7 所示。

從圖7 中可以看出，在不同注入壓力下，經過50 h 燜井后的生產過程中曲線均出現了下降，其中圖7（c） 中兩條曲線的下降趨勢更為明顯，并且曲線中第2 個波峰形態發生了變化，有大孔增加的現象。通過核磁共振實驗數據，量化信號量后的實驗結果見表3。

通過表3 可以看出，巖心中原油的體積分別為0.69、0.68、0.69 mL，保證了巖心實驗初始狀態的一致性。將不同注入壓力下的注入量折算成孔隙體積倍數（PV），可以得到不同注入量下的采出油量以及采出程度，結果見表4。

從表4 中可以看出，隨著注入量的增加，采出程度逐漸增大。在滲吸劑注入孔隙體積倍數為0.32、0.42、0.54 PV 時，對應的采出程度分別為6.15%、9.86%、11.39%。繪制不同滲吸劑注入量下的采出程度變化曲線，如圖8 所示。

從圖8 中可以看出，當滲吸劑注入孔隙體積倍數大于0.4 PV，采出程度增加的幅度變緩，因此優選滲吸劑注入量為0.42 PV。雖然注入量偏少會導致地層補充能量不充分，采出效果不佳，但由于儲層滲透率極低，補充能量作用半徑有限，也不能無限增加注入補能流體量。

3 結論

（1） 通過對裂縫性頁巖巖心進行多輪次賦能滲吸實驗，利用在線核磁手段，實時監測了原油微觀運移情況，進而優化了賦能滲吸工藝參數。

（2） 裂縫性頁巖油最佳賦能時機為地層壓力下降25%～32%，且隨著吞吐輪次的增加需要提前注入補能液體以保證頁巖油井的高效開發；在燜井過程中，原油有從小孔向大孔運移的現象，首次燜井時間控制在10～12 d，最佳燜井時間會隨著吞吐輪次的增加而降低；原油采出程度隨著吞吐輪次的增加而增加，其中3 輪次吞吐效果明顯，可以達到25.94%，在3 輪次吞吐后若繼續進行吞吐，則提采效果明顯下降，可見滲吸補能有明顯有效次數。

（3） 室內實驗是基于小巖心得到不同條件下采出程度數據。由于在巖心尺度流體注入、波及和采出過程是理想狀態，均達到100% 效果，其值明顯高于現場實際，因此實驗數據僅是對現場起指導作用，說明不同賦能滲吸工藝參數條件下的整體趨勢和相對效果。

（4） 在線核磁共振技術受環境溫度影響較大，在以上研究中未模擬地層溫度，只是將室溫下的原油通過與煤油配比使其黏度降至地層條件下，在后續研究階段，實驗環境方面仍然需要改進。

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（修改稿收到日期 2024-03-03）

〔編輯 朱 偉〕