王天昊，王秀坤，盛家平, 2

(1. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京102200;2. 德克薩斯理工大學(xué) 石油工程系，德克薩斯 拉伯克 43111)

隨著世界經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，能源消耗日益增加。2018年全球一次能源消費(fèi)總量達(dá)135.1×108t，其中原油和天然氣的占比分別為34.2%和23.4%[1]，2050年之前全球范圍內(nèi)能源消耗仍主要為油氣資源。頁(yè)巖油是以游離、吸附等多種方式賦存于有效生烴泥頁(yè)巖地層層系中且具有勘探開(kāi)發(fā)意義的非氣態(tài)烴類[2]，特點(diǎn)體現(xiàn)為孔隙度、滲透率極低，油氣賦存狀態(tài)特殊[3]。在全世界范圍內(nèi)，長(zhǎng)水平井聯(lián)合大型滑溜水多段壓裂是非常規(guī)油氣藏經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)普遍采用的方式?，F(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)表明，頁(yè)巖油氣水力壓裂返排率極低，大部分低于30%，有些儲(chǔ)層甚至低于10%[4]，大量壓裂液滯留儲(chǔ)層。目前，對(duì)于壓裂液滯留地層的損益效應(yīng)仍存在爭(zhēng)議：一方面，壓裂液在地層中的滯留會(huì)引起水鎖效應(yīng)，降低油氣的導(dǎo)流能力，損害油氣田生產(chǎn)；另一方面，壓裂液在地層中的滯留可能有益于油氣田生產(chǎn)，即滯留壓裂液在頁(yè)巖儲(chǔ)層巨大的毛細(xì)管力作用下從基質(zhì)中“置換”出一部分油，同時(shí)壓裂液向基質(zhì)運(yùn)移的過(guò)程可能誘發(fā)生成新的微裂縫，侵入的壓裂液可以清洗裂縫，增大導(dǎo)流能力[5]。Le等[6]提出生產(chǎn)壓降大于毛細(xì)管壓力時(shí)，壓裂液隨著返排到地面上；生產(chǎn)壓降小于毛管壓力時(shí)，壓裂液滯留在地層中，造成“水鎖”效應(yīng)。Hassan等[7]提出，壓裂液自發(fā)滲吸會(huì)導(dǎo)致“水鎖”的形成及黏土膨脹，影響致密氣藏產(chǎn)能，水敏致密儲(chǔ)層更為明顯。Dehghanpour等[5]通過(guò)頁(yè)巖巖心實(shí)驗(yàn)表明，滯留壓裂液一方面損害儲(chǔ)層，但另一方面，滯留在儲(chǔ)層中的水誘發(fā)生成了新的微裂縫，從而提高生產(chǎn)能力。Meng等[8]通過(guò)核磁共振技術(shù)(NMR)對(duì)頁(yè)巖的自發(fā)滲吸過(guò)程進(jìn)行測(cè)試，結(jié)果發(fā)現(xiàn)得到的頁(yè)巖T2譜具有雙峰特征，但是自發(fā)滲吸過(guò)程雙峰增加不對(duì)稱，表明滲吸過(guò)程可能誘導(dǎo)生成了新的微裂縫。Cheng等[9]利用數(shù)值模擬方法，建立了頁(yè)巖氣數(shù)值模型，研究了返排、關(guān)井、長(zhǎng)期生產(chǎn)裂縫及基質(zhì)各處的含水飽和度的變化，表明壓裂液向基質(zhì)中滲吸，對(duì)提高生產(chǎn)初期產(chǎn)量有益。Taregh等[11]提出，在關(guān)井一段時(shí)間后開(kāi)始生產(chǎn)，原油與天然氣的產(chǎn)量都會(huì)顯著提升，但相比較起來(lái)原油的生產(chǎn)衰減的較天然氣更為明顯。Nur等[11]提出，在干燥的巖心中，返排前悶井不會(huì)影響裂縫基質(zhì)面吸收水的速度，并且不會(huì)提高最終的采收率。Zhang等[12]提出，悶井之后可以提高天然氣的初始產(chǎn)量，但是損害長(zhǎng)期生產(chǎn)效益。Nur等[13-14]提出，當(dāng)儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性嚴(yán)重或者水鎖現(xiàn)象嚴(yán)重時(shí)，長(zhǎng)時(shí)間的定產(chǎn)量的穩(wěn)定生產(chǎn)可能會(huì)提高最終的采收率，而對(duì)于悶井而言，并不會(huì)提高最終的采收率，卻可以在一定程度上削弱水鎖的影響。Nur等[15]通過(guò)數(shù)值模擬提出，定產(chǎn)量的穩(wěn)定生產(chǎn)在強(qiáng)滲吸頁(yè)巖儲(chǔ)層中對(duì)于提高最終采收率明顯有益。Wu等[16]通過(guò)實(shí)驗(yàn)證明了壓裂后未支撐裂縫的應(yīng)力敏感因素可能是導(dǎo)致壓裂液滯留的重要因素。Yu等[17]通過(guò)模擬壓后返排過(guò)程發(fā)現(xiàn)，低滲透儲(chǔ)層井口附近裂縫封閉現(xiàn)象更明顯，并且封閉現(xiàn)象具有局部性。Sabbir等[18]通過(guò)模擬不同壓裂液注入量以及返排速度發(fā)現(xiàn)，高注水量以及快速返排比低注水量慢返排更有益于提高最終采收率。

目前對(duì)于滯留壓裂液損益效應(yīng)的研究還不夠充分，尤其是孔縫系統(tǒng)內(nèi)的油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律認(rèn)識(shí)不足。該研究利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，基于礦場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)結(jié)合地質(zhì)資料建立了數(shù)值模擬模型，從壓裂液在地層中的分布以及悶井對(duì)于整個(gè)生產(chǎn)的影響兩方面來(lái)探究壓裂液滯留的損益效應(yīng)。

1 數(shù)值模擬模型的建立

目前CMG商業(yè)軟件對(duì)于頁(yè)巖油氣開(kāi)發(fā)的數(shù)值模擬相對(duì)比較成熟，利用CMG軟件中黑油模型搭建一水平井頁(yè)巖油藏?cái)?shù)值模型，基本參數(shù)見(jiàn)表1, 模擬區(qū)域網(wǎng)格及滲透率分布圖如圖1所示。水平井位于北美Bakken盆地中部，深度為3 000 m，共壓裂15段，模型具有良好的對(duì)稱性，在保證計(jì)算結(jié)果可靠性的情況下，為簡(jiǎn)化運(yùn)算模擬了一條人工裂縫的一半?yún)^(qū)域，僅考慮其在水平方向上的流動(dòng)。為保證運(yùn)算結(jié)果的精確可靠，裂縫附近區(qū)域采用局部網(wǎng)格加密，并假定滲透率等儲(chǔ)層物性參數(shù)恒定不變[19]。

圖1 模擬區(qū)域網(wǎng)格及滲透率分布圖Fig.1 Gridblocks and permeability distribution of the numerical model

相對(duì)滲透率代表著油水兩相流動(dòng)時(shí)的流動(dòng)能力，同常規(guī)儲(chǔ)層相比，頁(yè)巖儲(chǔ)層相對(duì)滲透率曲線更特殊，毛細(xì)管壓力更大，滯留壓裂液的損益效應(yīng)更明顯?？紤]到基質(zhì)滲透率為0.03 mD，通過(guò)理論計(jì)算以及對(duì)于該地區(qū)其他儲(chǔ)層物性相近地層調(diào)研，設(shè)置模型中基質(zhì)最大毛細(xì)管壓力為2 500 kPa。參考公式[20]計(jì)算分析得出該模型的毛細(xì)管壓力曲線如圖2所示。

圖2 相對(duì)滲透率和毛細(xì)管壓力曲線Fig.2 Relative permeability and capillary pressure curve

(1)

式中：pcD為驅(qū)替毛細(xì)管壓力，kPa；σ為油水界面張力，28 mN/m；Sw為含水飽和度；φ為孔隙度；K為絕對(duì)滲透率，mD；a1，a2，a3為常數(shù)，分別取值1.86，6.42和0.50。

在模型模擬開(kāi)發(fā)之前，為保證模型運(yùn)行結(jié)果可靠且具備參考價(jià)值，需對(duì)模型的可行性進(jìn)行驗(yàn)證。在該模型中，井底壓力設(shè)置為生產(chǎn)壓力并與礦場(chǎng)現(xiàn)場(chǎng)產(chǎn)量擬合，如圖3所示?？梢钥闯觯谏a(chǎn)早期，模型模擬結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)情況存在一定的差異，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，二者擬合程度逐漸變好。整體而言，模型模擬效果較好，運(yùn)行結(jié)果可信。

圖3 日產(chǎn)油量擬合曲線Fig.3 Curve of oil daily history matching

2 壓裂后油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律模擬結(jié)果分析

圖4所示為模型開(kāi)井生產(chǎn)后的生產(chǎn)曲線，從圖中可以看出，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，日產(chǎn)油量逐漸降低，該地區(qū)開(kāi)發(fā)方式屬于衰竭式開(kāi)采。當(dāng)生產(chǎn)超過(guò)10年之后，其產(chǎn)量?jī)H為初始產(chǎn)量的10%。為了探究壓裂液在儲(chǔ)層內(nèi)部的運(yùn)移規(guī)律，在不改變開(kāi)發(fā)方式的情況下，繪制不同生產(chǎn)時(shí)間情況下裂縫附近含水飽和度，如圖5和圖6所示。分析可知，壓裂液侵入到基質(zhì)內(nèi)部，且遠(yuǎn)裂縫區(qū)域的含水飽和度不斷升高，隨著時(shí)間的推進(jìn)，這部分壓裂液沒(méi)有返排至地表。表明有一部分壓裂液滯留儲(chǔ)層，且不斷向儲(chǔ)層基質(zhì)內(nèi)部運(yùn)移。但觀察圖6可以看出，在距離裂縫7.62 m以上距離區(qū)域時(shí)含水飽和度趨于不變，仍接近其初始的含水飽和度，可以看出滯留水的運(yùn)移距離不大。

圖4 日產(chǎn)油量以及累產(chǎn)油量曲線Fig.4 Curve of oil rate and cumulative oil

圖5 不同生產(chǎn)時(shí)間的含水分布Fig.5 Water distribution at different production times

圖6 裂縫附近含水飽和度的變化曲線Fig.6 Water saturation profile away from fracture

隨著開(kāi)井生產(chǎn)的進(jìn)行，油氣運(yùn)移方向?yàn)榛|(zhì)到井眼，而壓裂液向基質(zhì)深部運(yùn)移。進(jìn)一步地，將裂縫初始?jí)毫υO(shè)置為地層壓力(53.8 MPa)，生產(chǎn)井不進(jìn)行開(kāi)井生產(chǎn)，油氣不向井眼方向運(yùn)移，在整個(gè)儲(chǔ)層內(nèi)部物質(zhì)平衡的情況下，自由水均存在于裂縫之中，裂縫中壓裂液體積的減少量即為儲(chǔ)層基質(zhì)中滲吸的壓裂液體積。因此可以將裂縫的含水飽合度看作裂縫中含水量，其減少部分為基質(zhì)中含水量，由此模擬了10 000天結(jié)果，見(jiàn)表2。

表2 裂縫含水飽和度變化表Table 2 Water saturation of hydraulic fracture

從表2可以看出，隨著滲吸時(shí)間增加，裂縫中含水飽和度不斷下降，壓裂液不斷向基質(zhì)中運(yùn)移。這種運(yùn)移不是在壓力梯度作用下發(fā)生的，而是由于儲(chǔ)層自身存在的毛細(xì)管壓力引起的。并且滯留壓裂液在儲(chǔ)層中運(yùn)移是由快變慢的。

在當(dāng)前存在的滲吸的理論模型中，Handy模型[21]最被人所知，且適用范圍最廣。將巖心看作大量的平行毛管束，流體在毛管力作用下滲吸到巖心內(nèi)部的過(guò)程看成是活塞驅(qū)替的過(guò)程，忽略流體前緣的氣相壓力梯度和重力作用的影響，可得到滲吸量與滲吸時(shí)間的關(guān)系：

(2)

式中：Vimb為滲吸流體的體積，ml；pc為毛細(xì)管壓力，Pa；φ為孔隙度；kw為滲透率，mD；Sw為前緣含水飽和度；Ac為吸水截面積，cm2；μ為液體的黏度，mPa·s；t為滲吸時(shí)間，min。

參考Handy模型中對(duì)于基質(zhì)滲吸水量與滲吸時(shí)間的平方根之間正比例關(guān)系的描述，繪制滲吸水量與滲吸時(shí)間平方根的關(guān)系曲線，如圖7所示。滲吸的早期階段與Handy模型中匹配性更好，符合其正比例的描述，但晚期匹配性較差。由于后期裂縫中壓裂液的含量下降較多，含水飽和度低，毛管力難以從裂縫中吸收更多壓裂液，滲吸因此變緩。

圖7 滲吸水量隨滲吸時(shí)間平方根的關(guān)系Fig.7 The relationship between imbibition water and square root of imbibition time

油、氣、水隨著生產(chǎn)進(jìn)行不斷開(kāi)發(fā)至地表，未返排的壓裂液在儲(chǔ)層內(nèi)部同樣發(fā)生著運(yùn)移，生產(chǎn)過(guò)程以及生產(chǎn)方式等可能對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)部滯留壓裂液的損益效應(yīng)存在著影響。圖8模擬了整個(gè)生產(chǎn)過(guò)程中壓裂液的變化特征。分析發(fā)現(xiàn)，裂縫中的壓裂液分為3部分：仍然存在于裂縫中的這部分水包括一部分自由水和全部束縛水，隨著生產(chǎn)返排到地面的壓裂液，由于毛細(xì)管壓力的作用，不斷被“滲吸”到基質(zhì)中的壓裂液。經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期生產(chǎn)(15年)，有大量壓裂液(約40%)被吸入到基質(zhì)中，壓裂液的滲吸現(xiàn)象體現(xiàn)為早期快、晚期慢，毛管力引起的自發(fā)滲吸現(xiàn)象影響著滯留壓裂液在儲(chǔ)層內(nèi)的分布。

圖8 生產(chǎn)過(guò)程中水的運(yùn)移分布Fig.8 Water transport and distribution during production

圖9與圖10為相同生產(chǎn)狀況下，有無(wú)毛管力2種生產(chǎn)情況下儲(chǔ)層內(nèi)部的含水分布以及累產(chǎn)油量，借此分析毛細(xì)管壓力對(duì)于滯留壓裂液的影響。無(wú)毛管力生產(chǎn)深吸水量?jī)H在早期有所上升，表明基質(zhì)在壓裂結(jié)束時(shí)在壓力梯度作用下吸取一部分壓裂液，隨著生產(chǎn)進(jìn)行這部分壓裂液返排至地面；有毛管力儲(chǔ)層在滲吸作用下產(chǎn)油量提高，而壓裂液侵入儲(chǔ)層內(nèi)部，油相相對(duì)滲透率下降，從而導(dǎo)致增加的產(chǎn)油量(51.1 m3)略低于整個(gè)生產(chǎn)過(guò)程中基質(zhì)中滲吸的水量(52.2 m3)?？傮w而言，毛管力的存在導(dǎo)致產(chǎn)油量提高，益大于損。

圖9 無(wú)毛管力生產(chǎn)過(guò)程中水的運(yùn)移分布Fig.9 Water transport and distribution during production without capillary pressure

圖10 毛管力對(duì)累產(chǎn)油量的影響曲線Fig.10 Effect of capillary force on cumulative oil production

3 額外增加悶井時(shí)間對(duì)產(chǎn)能的影響研究

大規(guī)模水力壓裂的周期很長(zhǎng)，出于管線鋪設(shè)、安全角度的考慮，為了保證裂縫閉合，支撐劑支撐住裂縫，返排前都要經(jīng)歷一定的悶井時(shí)間。不同的儲(chǔ)層悶井效果的好壞不盡相同，在制定生產(chǎn)方案時(shí)需要綜合考慮。為探究?jī)?chǔ)層滲透率對(duì)悶井效果的影響，在保證裂縫的導(dǎo)流能力不變的情況下，繪制不同滲透率儲(chǔ)層的生產(chǎn)曲線。

圖11所示為不同儲(chǔ)層悶井后的日產(chǎn)油量，可以看出，悶井對(duì)于日產(chǎn)油量的影響主要體現(xiàn)在生產(chǎn)過(guò)程的初始階段。隨著悶井時(shí)間的增加，初始產(chǎn)量增大，對(duì)于后期開(kāi)發(fā)影響不大。悶井相對(duì)于開(kāi)井少生產(chǎn)一段時(shí)間，所提高的產(chǎn)量不足以彌補(bǔ)這一段時(shí)間內(nèi)少開(kāi)發(fā)的產(chǎn)量，因此體現(xiàn)為悶井時(shí)間越長(zhǎng)，累產(chǎn)油量越低，這在施工生產(chǎn)中需要綜合考慮，以確定合適悶井時(shí)間，提高經(jīng)濟(jì)效益。

圖11 不同儲(chǔ)層悶井后的日產(chǎn)油量Fig.11 Oil rate curves of different permeability reservoirs after shut-in

圖12所示為不同悶井時(shí)間情況下的累產(chǎn)水量，悶井時(shí)間對(duì)生產(chǎn)的影響見(jiàn)表3。綜合分析可以得出以下結(jié)論：產(chǎn)水量在生產(chǎn)前期較高，地層中大量滯留壓裂液隨著生產(chǎn)返排到地表。后期生產(chǎn)產(chǎn)水量較低，體現(xiàn)在累產(chǎn)水量增幅不高。悶井時(shí)間越長(zhǎng)，累產(chǎn)水量越降，返排率越低，滯留水在基質(zhì)中越多。主要因?yàn)樗疂駜?chǔ)層中，隨著悶井進(jìn)行，壓裂液不斷從裂縫中被滲吸到基質(zhì)中，開(kāi)井生產(chǎn)后不能全部返排到地表，返排率因此降低，基質(zhì)中含水升高，地層中滯留壓裂液的比例增大。

圖12 不同悶井時(shí)間情況下的累產(chǎn)水量Fig.12 Cumulative water production curves of different shut-in time

表3 悶井時(shí)間對(duì)生產(chǎn)的影響表(基質(zhì)滲透率為0.03 mD)Table 3 Effect of shut-in time on production(K=0.03 mD)

毛細(xì)管壓力為壓裂液向基質(zhì)中滲吸的動(dòng)力，為探究毛細(xì)管壓力的大小對(duì)開(kāi)發(fā)的影響，將毛管力設(shè)置為初始條件的0.1倍的情形下進(jìn)行分析，如圖13所示。由圖可知，生產(chǎn)初期高毛管力儲(chǔ)層產(chǎn)量高于低毛管力儲(chǔ)層，然而最終產(chǎn)量二者差距不大。其原因在于：毛管力較大的儲(chǔ)層基質(zhì)壓裂液滲吸量更多，裂縫中壓裂液含量更低，油相相滲更高，同時(shí)壓裂液向基質(zhì)中滲吸時(shí)置換出一部分油，從而導(dǎo)致生產(chǎn)的初始階段產(chǎn)量不同。在經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間開(kāi)井生產(chǎn)之后，2種情況下裂縫含水量較低，比較接近。因此生產(chǎn)晚期差距不大，在累產(chǎn)油曲線上表現(xiàn)為悶井條件不斷趨近不悶井條件。圖14所示為不同毛管力儲(chǔ)層悶井結(jié)束時(shí)的含水分布，可以看出，地層中的滯留水在有無(wú)悶井條件下都不斷被滲吸到儲(chǔ)層內(nèi)部，但是在高毛管力的儲(chǔ)層中，水被吸入的距離更遠(yuǎn)，在保證變量不變的情況下，水在高毛管力儲(chǔ)層中多運(yùn)移了0.975 4 m，從而可以推斷，在低毛管力儲(chǔ)層中，悶井對(duì)于整個(gè)生產(chǎn)過(guò)程影響并不如高毛管力儲(chǔ)層顯著。

圖13 不同悶井時(shí)間、毛細(xì)管壓力的累產(chǎn)油量Fig.13 Cumulative oil curves under different shut-in time and capillary force

圖14 不同毛細(xì)管壓力儲(chǔ)層悶井結(jié)束時(shí)的含水分布Fig.14 Water saturation distribution of different capillary force reservoirs at the end of shut-in

由上可知，在整個(gè)生產(chǎn)過(guò)程中，地層中的水不斷向基質(zhì)內(nèi)部運(yùn)移，然而，對(duì)于開(kāi)井生產(chǎn)前悶井階段水的運(yùn)移情況還不了解，圖15所示為滲透率0.03 mD的條件下，悶井0天、50天、150天后返排開(kāi)井生產(chǎn)時(shí)，裂縫附近的含水飽和度分布圖?？梢钥闯觯瑝毫岩涸诰嗔芽p近的區(qū)域含量較遠(yuǎn)的區(qū)域高，隨著悶井時(shí)間的提升，整個(gè)曲線向右運(yùn)移。結(jié)合前文可知，悶井期間，毛管力的存在導(dǎo)致壓裂液不斷運(yùn)移至儲(chǔ)層基質(zhì)內(nèi)部，近裂縫面的壓裂液含量逐漸降低，而在該模擬過(guò)程中，在悶井時(shí)間最長(zhǎng)為150天的情況下，壓裂液向儲(chǔ)層內(nèi)部運(yùn)移距離最遠(yuǎn)，大約為5.49 m。

圖15 悶井結(jié)束時(shí)不同位置的含水分布Fig.15 Water saturation distribution at the end of shut-in

對(duì)于大多數(shù)儲(chǔ)層而言，其內(nèi)部存在著油濕區(qū)域以及水濕區(qū)域，但是整體以水濕條件為主，油濕儲(chǔ)層與水濕儲(chǔ)層的最大差別是水在其表面的附著方式不同，表現(xiàn)為油濕儲(chǔ)層對(duì)于壓裂液不表現(xiàn)為引力甚至為斥力。為探究油濕儲(chǔ)層條件下延長(zhǎng)悶井時(shí)間是否影響開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，設(shè)定模型中儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力為0，改變悶井時(shí)間的長(zhǎng)短，模擬得出不同悶井時(shí)間條件下的日產(chǎn)油量以及累產(chǎn)水量，如圖16所示。觀察可知，在油濕儲(chǔ)層中，延長(zhǎng)悶井時(shí)間對(duì)滯留壓裂液的損益效應(yīng)無(wú)明顯影響。

圖16 油濕儲(chǔ)層不同悶井時(shí)間的日產(chǎn)油量與累產(chǎn)水量Fig.16 Oil rate and cumulative water curves under different shut-in time in oil wet reservoir

4 結(jié)論

1)壓裂液向基質(zhì)中滲吸的過(guò)程中，會(huì)“置換”出一部分油，但同時(shí)降低油相相對(duì)滲透率，但總體來(lái)說(shuō)，利大于弊。

2)自發(fā)滲吸發(fā)生在生產(chǎn)的全部過(guò)程，不只發(fā)生在悶井階段，隨著生產(chǎn)的不斷進(jìn)行，壓裂液自發(fā)地逆壓力梯度不斷向基質(zhì)中運(yùn)移。

3)滯留壓裂液對(duì)于頁(yè)巖油壓裂悶井后的早期開(kāi)發(fā)益處明顯，會(huì)得到較高的初始產(chǎn)量，且悶井時(shí)間越長(zhǎng)，初始產(chǎn)量越高，而對(duì)于生產(chǎn)中后期而言，其影響不大。對(duì)于現(xiàn)場(chǎng)施工而言，在單井產(chǎn)量明顯降低的情況下，可以采用悶井再開(kāi)井的方式提高重新開(kāi)井后的產(chǎn)量。

4)延長(zhǎng)悶井時(shí)間對(duì)滯留壓裂液長(zhǎng)期生產(chǎn)損益效應(yīng)的影響不大，不會(huì)顯著改變累產(chǎn)油量；然而對(duì)于累產(chǎn)水量有著較大影響，體現(xiàn)為悶井時(shí)間越長(zhǎng)，累產(chǎn)水量越低。