低滲透砂巖油藏水驅滲流特征

中圖分類號：TE122.2 文獻標志碼：A

Abstract： The pore structure of low-permeability sandstone is complex. The three-dimensional （3D） quantitative characterization of micro-nano scale fluid flow characteristics and the analysis of occurrence mechanisms are of great significance for fine reservoir description and enhanced oil recovery. Two waterwet sandstone samples with similar micro-pore structure characteristics from the upper Es₄ Member in G Oilfield were selected，and X-ray CT coreflooding experiments under relatively low and relatively high flooding rates were performed. The distribution of oil，water and particle phases in 3D pore space at diferent water flooding stages was obtained by image processing technology. The occurrence states and changes of oil phases in 3D pore space and individual pores during the water flooding process were discussed. In addition，combined with the finite volume method，the fluid flow characteristics under the control of multiple factors （e.g. microscopic pore structure heterogeneity，displacement mode and waterflooding rate） were also determined. The results indicate that the large and continuous oil drops were broken up and gradually separated into smal oil droplets during the water flooding process，and the small oil droplets distributed in a discrete state in the 3D pore space.After water flooding，the connectivity of oil droplets becomes poorer and the geometry becomes smoother and more regular. The dominant fluid flow channels are generally well developed in the sandstones with strong microscopic heterogeneity and good pore connectivity，resulting in the development of the flow around and crossflow behaviors. Therefore， the water sweep eficiency in the sandstones with strong microscopic heterogeneity is low. The water flooding rate is also an important factor affecting the oil displacement efficiency and oil/water migration path. Increasing water displacement rate can significantly increase the number of water injection capillaries，thus enhancing oil recovery rate. This study also indicates that the oil displacement efficiency of low-permeability sandstones can be effectively improved by increasing the oil-water viscosity ratio and the injected capillary number under an appropriate interfacial tension. The research results provide an important theoretical basis for enhancing oil recovery （EOR） of lowpermeability and water-wet sandstone reservoirs.

Key words： low-permeability sandstones; pore structure; oil-water two-phase displacement; finite volume method; fluid flow characteristics;recovery rate;oil reservoir

0 引言

低滲透砂巖油藏地下油水賦存規律復雜，宏觀剩余油分布高度分散，單從宏觀方面去表征、預測剩余油分布的工作變得越來越困難[1-2]。前人[3-5]研究表明孔隙尺度滲流行為是決定儲層宏觀剩余油分布的內在因素。因此，探究孔隙尺度的滲流特征和滲流機理對于宏觀剩余油預測及提高采收率研究意義重大，其研究內容主要包括微觀剩余油相在孔隙網絡中的賦存、分布及動用機理[6-7] O

低滲透砂巖儲層中發育多類型、多尺度的孔喉，進而控制了儲層不同的巖石物理性質[8-12]。此外，低滲透砂巖儲層復雜的孔隙網絡系統和孔喉連通性導致流體在儲層中的賦存狀態和滲流機理十分復雜。然而，前人[13-16]研究多聚焦于低滲透砂巖儲層微觀孔隙結構刻畫，導致孔隙尺度滲流機理及其與微觀孔隙結構特征之間的聯系成為低滲透砂巖地質研究中最薄弱的環節。由于缺乏對低滲透砂巖孔隙尺度下低采收率機理的清晰認識，當前已極大程度上限制了提高采收率研究的工業應用。因此，亟需引進先進的技術方法來改善開發現狀。

X射線計算機斷層（X-rayCT）成像掃描技術具有直觀、無損、準確率高的優點，能夠在不破壞巖心樣品的前提下，精細、準確地刻畫巖心樣品微米尺度的孔隙系統特征，使得微觀孔隙結構的定量化研究成為可能[17-21]。因此，本研究綜合了X－rayCT成像掃描系統和油水兩相流驅替實驗設備，通過對不同驅替階段的巖心樣品進行原位的X-rayCT成像掃描，進而實現了準確刻畫巖心樣品在不同驅替狀態下的流體賦存狀態及分布規律。此外，通過與基于有限體積法的滲流數值模擬研究成果相結合，詳細探討低滲透砂巖油藏孔隙尺度下的水驅滲流特征及影響滲流的主控因素，以期為油氣產能評價及提高采收率提供借鑒與指導。

1 CT掃描實驗設計

1.1 實驗材料

實驗中所用的巖心樣品選自G油田沙四上亞段的低滲透砂巖，樣品信息如表1所示。實驗溫度設定為 25°C ；圍壓為 2.0MPa 。實驗中采用的模擬油是與研究區砂巖油藏地下條件十分接近的十二烷烴，模擬地層油的密度是 0.75g/cm³ ，模擬地層油的黏度是 ；模擬地層水是 30% 的KI水溶液。通過在地層水中配置KI溶液，可以增強掃描圖像中油相和水相的對比度，以便更好的進行灰度圖像的分割。

表1X-rayCT掃描驅替實驗的巖心樣品信息

Table1 Core information forX-ray CT scan displacement experiment

1.2 實驗步驟

實驗過程共包括五次掃描，每進行一次X－rayCT成像掃描均需要關停泵注人系統，且均采用原位掃描。五次掃描的分辨率均為 1.0μm ，視域范圍為 8mm×8mm×20mm 。微米CT掃描驅替實驗的具體步驟如下所示： ① 將巖心樣品（C371_2692.0）洗油、烘干后放入巖心夾持器中穩定 5h ，并對干巖樣進行第一次X-rayCT掃描； ② 用 CO₂ 氣體驅替巖心樣品 30min 左右以排出巖心中的空氣，并進一步抽真空，盡量減少氣體在孔隙空間中的賦存； ③ 以低速率 （0.01mL/min） 將鹽水（配置 30% 的KI溶液）注入巖心樣品中，使樣品完全被鹽水飽和，并進行第二次X-rayCT掃描； ④ 靜置 ^12h 后，以低速率 （0.01mL/min） 將模擬油注入巖心樣品，逐次提高驅替速度至 0.2mL/min ，使樣品飽含油，并對巖心樣品進行第三次X-rayCT掃描； ⑤ 以0.01、0.03，0.05mL/min 的恒定速率進行水驅，并在注入50pv（pv為孔隙體積倍數，即注入量或采出量除以孔隙體積所得的值）鹽水后，對樣品進行第四次水驅油X-rayCT掃描； ⑥ 以 0.05mL/min 的恒定速率注入 500pv 左右的鹽水，并進行第五次水驅油 X一rayCT掃描； ⑦ 在完成巖心樣品（C371_2692.0）的所有實驗流程后，選取一組對照組巖心樣品（C371_2686.9），并單一改變注入速率條件，進行恒定低速率 （0.005mL/min） 下的油水驅替實驗，以探討不同驅替速率下的油水滲流特征。

1.3 圖像處理

研究采用AVIZO圖像處理軟件對驅替實驗過程獲取的CT掃描圖像進行處理分析。首先，對CT掃描圖像進行非局部均值濾波處理，以降低和去除原始CT圖像的噪音和偽影；其次，采用快速分水嶺分割算法對原始孔隙灰度圖像和原始油相灰度圖像進行分割，以便快速、準確地分離出顆粒、孔隙和油相；再次，采用減法運算來獲取油、水相流體的分布；最后，基于這些微米CT圖像的二值化分割結果，可以獲得不同橫截面和特定驅替階段的顆粒、孔隙、油相及水相分布信息（圖1）。圖像處理完成后，對這些處理好的二維CT圖像進行疊置即可構建三維數據體（圖1）。

圖1X-rayCT掃描驅替圖像處理流程

Fig.1Processing flow of X - ray CT scan displacement image

2 水驅過程中的油水兩相賦存狀態

2.1 微觀孔隙結構特征

通過構建數字巖心和孔隙網絡模型，提取了包括孔隙-喉道大小分布、配位數、遷曲度及連通孔隙度等在內的孔隙結構幾何學和拓撲學特征參數，以探討選取的兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結構特征（圖2，表2）。對孔隙-喉道大小分布的統計分析表明，選取的兩塊砂巖樣品普遍發育較大的孔喉（圖2c、f）。其中：樣品C3712692.0的孔隙和喉道半徑分別分布在 1.12～91.81 和 1.48～64.97μm 的范圍內；樣品C371_2686.9的孔隙和喉道半徑分別分布在 4.48～91.34 和 1.52～71.12μm 的范圍內（表2）。兩塊砂巖樣品的孔隙和喉道半徑的分布范圍都比較接近，但相較于孔隙半徑，喉道半徑的分布范圍略小（圖 2a，b，d，e ，表2）。對孔隙網絡模型的分析可知，砂巖樣品的連通性整體較好，三維孔隙空間內的連通通道十分發育，部分孤立孔隙呈離散狀態分布在三維孔隙空間（圖2a、d）。此外，對孔隙空間配位數、遷曲度及連通孔隙度的分析也進一步驗證了這一結論。如表2所示，樣品C371_2692.0的連通孔隙空間配位數頻率峰值分布在 2～10 的范圍內，中值配位數為7；而C371_2686.9的微觀連通性相對更好，更有利于流體在孔隙網絡中的滲流，連通孔隙空間配位數頻率峰值分布在 4～12 的范圍內，中值配位數為9。由于兩塊樣品的儲集物性較好，有效連通的大孔隙占比較高，故連通孔隙度和孔隙連通率均較高。樣品C371_2692.0和C371_2686.9的總孔隙遷曲度分別為1.94和2.06，表明孔喉具有較小的彎曲程度與毛細管阻力（表2）。此外，連通孔隙的迂曲度顯著低于不連通孔隙的迂曲度，故不連通的孔隙空間的滲流路徑更長，不利于流體在孔隙空間中的滲流行為。

2.2 油相在三維孔隙空間中的賦存特征

基于圖像處理技術重構了砂巖樣品在不同驅替階段的等效油滴三維數字巖心模型（圖3），以探討不同驅替階段等效油滴在三維孔隙空間內的幾何形態和連通性變化特征。圖3直觀地展示了不同驅替階段兩塊砂巖樣品等效油滴幾何形態變化情況，圖中不同的顏色代表單個孤立的油滴。如圖3a可知，巖心樣品C371_2692.0在飽含油階段的油滴整體呈現連續相態分布，此時對應束縛水狀態，油相的流動

a.樣品C371_2692.0孤立孔隙網絡模型;b.樣品C371_2692.0連通孔隙網絡模型;c.樣品C371_2692.0孔隙-喉道大小分布;d.樣品C371.

2686.9孤立孔隙網絡模型;e.樣品C371_2686.9連通孔隙網絡模型;f.樣品C371_2686.9孔隙-喉道大小分布。

圖2兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結構特征

Fig.2Microscopic pore structure characteristics of two sandstone samples

表2兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結構特征

Table 2 Microscopicpore structure characteristicsoftwo sandstone samples

圖3水驅油過程中油滴在三維空間中的形態變化

能力最強，而水相的流動能力最弱。隨著水驅過程的推進，油相逐漸被水相置換，連續相態的油滴逐漸被打散，呈離散狀態分布在三維孔隙空間（圖3b、c）。由于巖心樣品C371_2686.9反映相對低速的油驅水和水驅油過程，故飽含油和水驅油階段的油滴幾何形態變化較弱，但仍能觀察到油滴在水驅后變得離散（圖3d、e）。本研究還對比了砂巖樣品在不同驅替階段內油滴體積的變化情況（表3）。在飽含油階段，油滴在三維空間內的體積較大，而隨著水驅過程的推進，連續的大油滴逐漸被打散成小的油滴，而小油滴在水相帶動下逐漸被驅替排出，油滴在三維空間內的體積逐漸減小，采收率逐漸提高。而樣品C371_2686.9由于水驅速率較低，油滴體積隨著驅替階段的變化并不顯著（表3）。隨著水驅過程的推進，油滴的遷曲度逐漸增大，反映油滴在三維空間變得更加離散，連通性變差（表3）。此外，水驅油階段的等效油滴的分形維數較飽含油階段有所變小（表3），即油滴的表面變得更加光滑和規則，這進一步驗證了液滴破碎理論[5]

2.3 油相在單個孔隙中的賦存特征

為了闡明油相在單個孔隙中的分布情況，本研究對孔隙結構特征十分相似的兩塊親水型砂巖樣品進行了單個孔隙中的油相特征分析，包括單個孔隙中油相的飽和度、油相體積及驅替效率等。此外，以10和 25μm 作為孔隙半徑的分類界限可將孔隙空間劃分為小孔 （r?10μm ）、中孔 （1025μm） 三類，以探討油相在不同孔徑范圍的孔隙中的賦存情況和分布規律（圖4、圖5）。

水濕砂巖的飽含油過程中，油相進入大孔隙所克服的毛管阻力要小，故大孔的油相充注程度較高（圖4a）；而在水驅油過程中，毛管力轉變為動力的形式存在，故水相會優先進入小孔隙，小孔中的油相會率先被驅替排出，這就使得中孔和大孔中的剩余油相賦存程度較高（圖4b、c）。而巖心樣品C371_2686.9采用的是較低的驅替速率，故飽含油和水驅油的的效果均較差（圖5a、b）。

從不同孔徑范圍內油相統計情況來看（圖6），巖心樣品C371_2692.0的飽含油效果較好，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 43.95% 、52.44% 和 62.52% （圖6a）。第一次水驅油結束后大部分的油相被水相驅替排出，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 4.37%.6.34% 和14.24% （圖6a），對應的驅替效率分別為 87.07% 、83.94% 和 76.90% （圖6c）。第二次水驅結束后孔隙空間中的油相基本達到剩余油狀態，小孔中的剩余油飽和度多數在 20% 以下（平均為 0.06% 圖 4c ，6a），對應的驅替效率為 99.63% （圖6c）；而中孔和大孔的剩余油飽和度基本在 60% 以下（平均分別為4.05% 和 12.17% （圖4c，6a），對應的驅替效率分別為 88.66% 和 79.78% （圖6c）。從巖心樣品C371_2692.0對應狀態下單個孔隙的剩余油飽和度的分布情況來看，相對高速水驅條件下，不管是大孔還是中、小孔的含油飽和度都顯著降低，但小孔隙的驅替效果明顯好于中、大孔（圖6c）。而巖心樣品C371_2686.9在較低的驅替速率下，飽含油的效果較差，單個孔隙中的平均含油飽和度僅為 13.39% 。其中，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 11.22%.14.43% 和 21.03% （圖6b）。以相對低速的速率水驅50倍孔隙體積的鹽水后油相動用程度仍較差，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 0.98%6.07% 和 14.90% （圖6b）；對應的驅替效率分別為 97.15%.58.13% 和 30.50% （圖6d）。整體上，呈現出較差的驅替效果，但相對而言小孔的驅替效果明顯好于中、大孔。

3 水驅油滲流特征控制因素

微米X-rayCT掃描驅替實驗具有實驗周期長、成本高的特點，且難以實時地刻畫油水兩相驅替過程[6]。而孔隙尺度的滲流數值模擬可以通過在模擬過程中選取多個驅替時間節點，并對不同驅替階段的油水兩相運移路徑進行對比分析，以達到精細刻畫水驅油的滲流規律。因此，研究采用數值模擬方法，并與驅替實驗過程的微米X-rayCT成像相結合，重點探討了微觀孔隙結構非均質性、注人速率及驅替模式控制下的水驅滲流特征。數值模擬過程選取了兩個親水型砂巖樣品（F119_3292.6、C371_2689.8，圖7），并采用有限體積法和基于尺寸函數場約束的自適應多面體網格剖分方法。相較于傳統的四面體網格，自適應多面體網格具有內存占用率低、收斂性和可塑性強的優勢，更加適用于具有復雜孔隙結構的低滲透砂巖。圖7a展示了基于幾何模型構建的自適應多面體網格模型（藍色箭頭為入口；紅色箭頭為出口），并通過與四面體網格模型的對比（圖7b），驗證了新模型的優越性。

表3不同驅替階段的等效油滴屬性特征分析

Table3Characteristics of equivalent oil drops during different displacement stages

圖4水濕型砂巖中單個孔隙中的含油飽和度分布特征（樣品C371_2692.0）

3.1 微觀孔隙結構非均質性對水驅油的影響

通過選取兩個不同孔隙系統主導的砂巖樣品，詳細探討了微觀孔隙結構及其非均質性對水驅油的影響。滲流數值模擬研究發現，低滲透砂巖儲層孔喉組合的復雜性和差異性導致儲層內部普遍發育優勢水流通道，即水驅油過程中水相往往優先進入喉道較大、連通性較好的大孔喉系統，而在喉道細小的孔喉系統中產生繞流、卡斷行為，導致不同孔喉組合下驅替效率存在顯著差異性（圖8）。相同驅替條件下，小孔喉占據主導地位的親水砂巖的孔隙系統連通性較差、微觀非均質性較弱，水驅過程中水相波及范圍大，水驅效率較高（圖8a）；而連通性較好的砂巖由于孔徑分布跨度大，儲層微觀非均質性強，水驅開發過程中普遍發育優勢水流通道，水相的繞流和竄流作用導致其在孔隙空間中的波及效率較低（圖8b）。然而在實際油藏中，由于各種尺度的非均質性存在，注水開發時存在層間干擾，即使同一層內的巖石，其孔隙結構和滲透率不同，水驅速度也存在差異，最終呈現為物性好的砂巖水驅速度高，水驅采收率高。

3.2 水驅速率對水驅油的影響

水驅速率在一定程度上控制著油水兩相運移路徑和最終的驅替效率（圖9）。如圖9a所示，水驅25s后，樣品C371_2689.8在 0.1m/s 的水驅速率下發育明顯的優勢水流通道，水相沿優勢通道快速突進，連續油相在水驅油初始階段就被水相打散成分散的油滴。而樣品C371_2689.8在 0.01m/s 的水驅速率下水相在孔隙網絡中推進緩慢（圖9d—f）。水驅油初期（水驅25s后），水相只沿著小孔隙和孔隙角隅向前推進，水相波及效率較低（圖9d）；水驅100s后，樣品C371_2689.8在 0.1m/s 的水驅速率下形成了由大孔喉主導的優勢滲流網絡，遠離優勢滲流網絡的孔隙空間中的油相波及效率低，油相滯留形成孔喉充填型剩余油（圖9b）。而樣品C3712689.8在 0.01m/s 的水驅速率下沿著小孔隙和孔隙角隅處穩定、均勻地向前推進，但整體驅替效率較低（圖9e）；水驅150s后，樣品C371_2689.8在0.1m /s的水驅速率下靠近優勢滲流通道的孔隙空間中的油相基本被驅出，驅替效率較高（圖9c），而樣品C371_2689.8在 0.01m/s 的水驅速率下僅小孔隙和孔隙角隅處的油相被驅出，而在大孔隙中央仍有大量油相滯留，驅替效率較低（圖9f）。

圖5水濕型砂巖中單個孔隙中的含油飽和度分布特征（樣品C371_2686.9） Fig.5Distribution of oil saturation in a single pore of water-wet sandstone （Sample C371_2686.9）

圖6水驅油過程中不同孔徑范圍所對應的含油飽和度和驅替效率 Fig.6Oil saturation and displacement efficiency of core samples with different pore sizes

圖7四面體網格與多面體網格對比

圖8親水條件下不同孔隙系統主導的孔隙系統內的油相分布特征

圖9強親水巖石在不同注入速率下的油水運移路徑對比（樣品C371_2689.8）

Fig. 9 Comparison of oil-water migration pathsin strongly water-wet rocksunder diffrent flooding rates（Sample C371_2689.8）

綜上可知，在親水砂巖中采用較低的水驅速率（ _?v=0.01m/s） 進行水驅油時，孔隙壁面的黏滯力起主導作用，油水界面沿著小孔隙和孔隙角隅緩慢向前推進，而賦存在大、中孔隙中的油相由于受水相繞流作用的影響，動用程度很低。與之相反，當采用相對高速水驅的方式進行水驅油時（ ，注入水沿著優勢通道快速推進。同時，在高速水驅條件下，由于驅替壓差較大，水的波及范圍明顯增加（圖9）。這與物理實驗模擬結果（圖4、圖5、圖6）以及國內外學者[20]關于注水毛管數變化對兩相滲流的影響研究成果完全吻合。當其他因素不變時，可以通過提高水驅速率的方式來增大注水毛管數，進而降低剩余油在孔隙網絡中的富集，提高采收率。

3.3 驅替模式對水驅油的影響

根據經典的Lenormand 相圖[22-23]可知，在非混相驅替過程中的主導力一般為黏滯力或毛細管力，不同類型的主導力極大程度地控制著兩相驅替過程中的驅替模式和流體分布狀態。兩相滲流過程中的驅替模式可由毛管數 （C_a ）和黏度比 （M） 兩個關鍵參數來刻畫， C_a 和 M 的計算公式如下所示[22]：

式中： μ₁ 為驅替液的黏度， mPa?s;μ₂ 為被驅替相的黏 度， mPa?s;v 為驅替速度， m/s;σ 為界面張力， mN/m. 0

圖10 為Lenormand 等[22-23]提出的經典相圖，基于 C_a 和 M 可將兩相滲流驅替模式劃分為黏性指進、毛細指進和穩定驅替三種類型。較大的黏度比 有利于驅替過程的推進，一般不發生黏性指進現象。當黏度比和毛管數均較大時，可認為是穩定驅替；而當黏度比較小且毛管數較大時，黏滯力占主導作用，此時容易產生黏性指進；當毛管數較小，而黏度比足夠大時，則滲流類型以毛細指進為主[22-23]。

研究通過改變模型的注入速率、黏度比和界面張力來改變油水兩相的驅替方式，并模擬了三種不同狀態下的流體流動，即穩定驅替、黏性指進和毛細管指進（圖10、圖11）。結合Lenormand相圖和不同驅替模式下的滲流模擬結果可知，當增大界面張力和降低黏度比時會引發黏性指進，而以黏性指進主導的驅替模式進行水驅油時，注入水多沿大孔隙中央流動，波及效率較低（圖11a、d）。當驅替模式為毛細指進主導時注入水多沿孔隙壁面流動，而大孔隙中央的油相多滯留下來，形成孔隙充填型油相（圖11b、e）。當減小界面張力和提高黏度比時，驅替模式可能會轉變為穩定驅替，此時注入水以近似活塞式的方式穩定驅替油相，驅油效率達到最高（圖11c、f。以上分析表明，驅替模式很大程度上控制了油水兩相滲流的運移路徑和驅油效率。因此，探究滲流機理有利于規避不利的驅替模式，提高油田開發的效率。

圖10 基于毛管數和黏度比的驅替模式分類及實例分析 Fig.10 Classification and case study of displacement patterns based on capillary number and viscosity ratio

圖11強親水巖石在不同驅替模式下的油水相態分布

4結論

1）基于油相在三維孔隙空間及單個孔隙中的賦存狀態分析可知，隨著水驅油過程的推進，大而連續的油滴被打散，并呈離散狀態分布在三維孔隙空間。水驅過后油滴的連通性變差，幾何形態變得更加平滑。親水型砂巖水驅至穩定狀態后，小孔的剩余油飽和度較低，剩余油多滯留在中、大孔隙中。

2）孔隙結構及其非均質性極大地控制著油水兩相滲流過程。在親水型儲集巖石中，小孔喉占據主導地位的孔隙系統的連通性較差，微觀非均質性較弱，水驅過程中不易形成優勢水流通道，水相波及范圍大；而微觀非均質性強且連通性較好的砂巖，在水驅開發過程中受優勢水流通道影響而產生的繞流和竄流行為導致孔隙空間內存在大量未波及或波及較弱的區域。

3）水驅速率也是影響油水運移路徑的重要因素。對于親水型砂巖，相對高速水驅條件優勢水流通道普遍發育，水相沿優勢通道快速突進，連續油相被快速打散形成分散的油滴，驅替效率較高。而相對低速水驅條件下，僅中、小孔的油相動用明顯，油相多滯留在大孔隙中軸部位，呈孔喉充填型和半充填型。

4）低滲透砂巖水驅油過程中的油水兩相滲流特征還受控于驅替模式。當采用毛細指進的方式進行水驅油時，注入水多沿孔隙壁面流動，而大孔隙中央的油相多滯留下來，形成孔隙充填型油相。當增大界面張力和降低黏度比時會導致黏性指進的發生，此時注入水多沿大孔隙中央流動，波及效率較低。減小界面張力和提高黏度比時，兩相流體很可能過渡為穩定驅替，水驅采收率最高。因此，在低滲透砂巖油藏合適的界面張力條件下，采用提高油水黏度比和增加注水毛管數的驅替模式能夠有效提高驅油效率。

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