一种堵解一体化增产工艺 【技术领域】
本发明涉及油田开发中的一种堵水调剖技术， 特别涉及一种堵解一体化增产工艺。 背景技术
调剖堵水工作的意义十分重要， 其目的是控制油田水的产出， 保持地层能量。 因油 层是不均质的， 有高渗透层和中、 低渗透层， 当注水采油时， 水总是沿流动阻力最小的高渗 透层突入油井， 产生较高水驱采收率， 而波及不到中、 低渗透层， 故水驱采收率不高。 随着时 间的推移， 水对高渗透层的冲刷， 形成特高渗透层。 这时， 水在注水系统、 油层和污水处理与 回注系统构成的回路中无效循环， 水驱采收率就不再提高了。 因此， 必须从注水井或油井封 堵这些高渗透层和特高渗透层迫使注入的水进入含油饱和度高的中、 低渗透层， 以达到提 高原油采收率的目的。 值得注意的是调驱工艺有两个技术关键， 一是必须根据渗透率， 用岩 心优选驱替剂的粘度， 以保证调驱剂推进速度略快于新进水层段的水线推进速度 ； 二是为 了挤入调驱剂时尽量减少加强层的伤害， 注入压力必须大于调剖层段的启动压差， 小于加 强层段的启动压差。这两方面都可以用岩心 ( 或人造模拟岩心 ) 实测。油井堵水也有类似 问题， 由于堵塞半径有限， 增产量和有效期都很小， 所以对孔隙性油藏来说， 除非全层水淹 否则对层内某层段出水不宜采用堵水措施。而对块状裂缝性底水油藏， 由于无法在水井进 行调整， 只能利用这类油田的非均质性在油井进行堵水， 开始将大裂缝堵死， 这样虽然将出 水通道堵死， 同时也将与大裂缝连通的小裂缝的出油通道堵死， 所以效果也不理想。 以后发 展为有渗透性的堵大裂缝的堵剂， 效果有所改善。但是， 由于岩块系统的驱替压差很大， 大 裂缝中渗透率下降很大， 渗流阻力较大， 大裂缝中压力憋得较高， 形不成大的驱替压差， 岩 块系统中的油还是出不来。 发明内容
为了克服上述现有技术的缺陷， 本发明的目的在于提供一种堵解一体化增产工 艺， 该工艺适合于层间渗透性差异大、 隔层或夹层薄、 产液剖面、 吸水剖面不清楚或固井质 量差而引起窜槽的油水井， 控制注入速度和注入压力， 使调堵剂选择性地进入高吸水层段 或产水层段， 尽量减小含油层段伤害。
为了达到上述目的， 本发明的技术方案是通过以下方式实现的 ：
一种堵解一体化增产工艺， 包括以下步骤 ：
一、 当井是水井时， 利用井内原有的注水管柱或采油管柱， 从油管注入调堵剂 ； 当 井是油井时， 起出井下管和杆柱， 通刺检查， 并往井中下放施工管柱， 从施工管柱中注入调 堵剂 ；
二、 步骤一中所述的调堵剂分冻胶类调堵剂和颗粒型调堵剂两种， 地层出水通道 在 2000 米以上油藏时， 先注入颗粒型调堵剂， 后续注入冻胶类调堵剂， 颗粒型调堵剂与冻 胶类调堵剂的体积比为 ： 1 ∶ 2-5 ； 油藏小于等于 2000 米时， 单独注入冻胶类调堵剂 ；三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.2-0.5 ％的聚丙烯酰胺干 粉、 0.2-0.6％树脂类促凝剂、 0.2-0.5％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 颗粒型调堵剂的组 分为 ： 质量浓度为 0.1-0.3％的聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂， 聚丙烯酰胺水溶液 和油溶性颗粒堵剂的质量比为 ： 85-95 ∶ 5-15， 调堵剂的注入粘度≤ 50mPa.s， 成胶粘度大 于 100mpa.s， 堵水率≥ 95％ ； 注入调堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 5-15 ％的砂岩酸溶液， 顶替清 水； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ； ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ；hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 24-72 小时后， 水井开井恢复注水， 油井则开井后恢复正常生产。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。 堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ； K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ； ΔP- 注入压差， MPa ； M- 调剖剂粘度， mPa·s ；re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
在实际施工设计中， 一般根据封堵目的不同， 采用不同的注入速度 ： 对渗透率低于 3 50md 的低渗油藏， 注入速度不超过 10m /h， 达到封堵裂缝和大孔道， 减少地层污染并有序启 动低渗层的目的 ； 对物性较好， 层系单一的渗透率不低于 50md 的油藏， 注入速度为 8-12m3/ h。
本发明的工艺特点是 ： 通过注入调堵剂能够更加充分的调整注水地层的吸水剖 面， 封堵大的出水通道， 通过后续注入具有油藏保护特征的砂岩酸， 可以增强中低渗透层波 及系数和渗透率， 增加了中低渗透层的注水量， 提高油井产能， 达到油井增产、 水井降压增 注、 节能增效的效果 ； 工艺成功率高， 施工安全可靠， 通过调堵剂可以调整注水地层的吸水 剖面， 封堵大的出水通道， 封堵率高， 操作简单。 通过注入砂岩酸可以打开油流通道， 降低表 面张力， 并且具有腐蚀性小， 环保安全的特点。 具体实施方式实施例一 ( 水井 ) ：
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是水井时， 利用井内原有的注水管柱或采油管柱， 从油管挤入调堵剂 ；
二、 步骤一中所述的调堵剂分冻胶类调堵剂和颗粒型调堵剂两种， 地层出水在 2000 米以上油藏， 先注入颗粒型调堵剂， 后续注入冻胶类调堵剂， 颗粒型调堵剂与冻胶类调 堵剂的体积比 ： 1∶2；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.5 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.4％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 颗粒型调堵剂的组分为 ： 质量浓 度为 0.2％的聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂， 聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂 的质量比为 ： 90 ∶ 10， 调堵剂的注入粘度为 45mPa.s， 成胶粘度为 110mpa.s， 堵水率 96％ ； 注入调堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ；ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 10％的砂岩酸溶液， 顶替清水 ； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ； ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ； hi—— i 层段的厚度， m；Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 48 小时后， 水井开井恢复注水。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ；
K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ；
ΔP- 注入压差， MPa ；
M- 调剖剂粘度， mPa·s ；
re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
本 实 施 例 注 水 压 力 上 升 3MPa， 吸 水 指 数 下 降 12m3/(d·MPa) ； 压力指数上升 3.6MPa， 说明高渗透带或大的出水孔道得到了有效封堵 ； 吸水剖面得到了有效改善， 强吸水 层得到了有效封堵， 吸水量下降， 启动了不吸水层， 吸水差的层得到加强。周围油井产量上 升， 出水减少。
实施例二 ( 水井 ) ：
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是水井时， 利用井内原有的注水管柱或采油管柱， 从油管挤入调堵剂 ；
二、 步骤一中所述的调堵剂分冻胶类调堵剂和颗粒型调堵剂两种， 地层出水通道 在 2000 米以上油藏， 先注入颗粒型调堵剂， 后续注入冻胶类调堵剂， 颗粒型调堵剂与冻胶 类调堵剂的体积比 ： 1∶4；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.3 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.4％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 颗粒型调堵剂的组分为 ： 质量浓 度为 0.3％的聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂， 聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂 的质量比为 ： 85 ∶ 15， 调堵剂的注入粘度 40mPa.s， 成胶粘度 130mpa.s， 堵水率 95％ ； 注入 调堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 7.5％的砂岩酸溶液， 顶替清水 ； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 72 小时后， 水井开井恢复注水。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ；
K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ；
ΔP- 注入压差， MPa ；
M- 调剖剂粘度， mPa·s ；
re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
本 实 施 例 注 水 压 力 上 升 4MPa， 吸 水 指 数 下 降 13m3/(d·MPa) ； 压力指数上升 3.5MPa， 说明高渗透带或大的出水孔道得到了有效封堵 ； 吸水剖面得到了有效改善， 强吸水
层得到了有效封堵， 吸水量下降， 启动了不吸水层， 吸水差的层得到加强。周围油井产量上 升， 出水减少。
实施例三 ( 水井 )
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是水井时， 利用井内原有的注水管柱或采油管柱， 从油管挤入调堵剂 ；
二、 油藏小于 2000 米， 单独注入冻胶类的调堵剂 ；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.4 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.4％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 调堵剂的注入粘度为 45mPa.s， 成胶粘度 115mpa.s， 堵水率 97％ ； 注入调堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ； ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ； hi—— i 层段的厚度， m； Φi—— i 层段的有效孔隙度。四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 10％的砂岩酸溶液， 顶替清水 ； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 48 小时后， 水井开井恢复注水。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ；
K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ；
ΔP- 注入压差， MPa ；
M- 调剖剂粘度， mPa·s ；
re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
本实施例注水压力上升 5MPa， 吸水指数下降 15m3/(d·MPa) ； 压力指数上升 4MPa， 说明高渗透带或大的出水孔道得到了有效封堵 ； 吸水剖面得到了有效改善， 强吸水层得到 了有效封堵， 吸水量下降， 启动了不吸水层， 吸水差的层得到加强。 周围油井产量上升， 出水 减少。
实施例四 ( 油井 ) ：
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是油井时， 起出井下管和杆柱， 通刺检查， 并往井中下放施工管柱， 从施工 管柱中注入调堵剂 ； 二、 步骤一中所述的调堵剂分冻胶类调堵剂和颗粒型调堵剂两种， 地层出水通道 在 2000 米以上油藏， 先注入颗粒型调堵剂， 后续注入冻胶类调堵剂， 颗粒型调堵剂与冻胶 类调堵剂的体积比 ： 1∶3；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.4 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.4％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 颗粒型调堵剂的组分为 ： 质量浓 度为 0.2％的聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂， 聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂 的质量比为 ： 95 ∶ 5， 调堵剂的注入粘度 30mPa.s， 成胶粘度 130mpa.s， 堵水率 95％； 注入调 堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ； ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ； hi—— i 层段的厚度， m； Φi—— i 层段的有效孔隙度。四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 10％的砂岩酸溶液， 顶替清水 ； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ； ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ； hi—— i 层段的厚度， m； Φi—— i 层段的有效孔隙度。 五、 关井 48 小时后， 油井则开井后恢复正常生产。 以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ；
K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ；
ΔP- 注入压差， MPa ；
M- 调剖剂粘度， mPa·s ；
re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
本实施例施工后油井含水稳步下降， 日产油量迅速增加。
实施例五 ( 油井 ) ：
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是油井时， 起出井下管和杆柱， 通刺检查， 并往井中下放施工管柱， 从施工 管柱中注入调堵剂 ；
二、 油藏小于 2000 米， 单独注入冻胶类的调堵剂 ；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.5 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.3 ％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 调堵剂的注入粘度 45mPa.s， 成 胶粘度 130mpa.s， 堵水率 97％ ； 注入调堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 5-15 ％的砂岩酸溶液， 顶替清 水； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 24 小时后， 油井则开井后恢复正常生产。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ；
K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ；
ΔP- 注入压差， MPa ；
M- 调剖剂粘度， mPa·s ；
re- 泄油半径， m；
rw- 井筒半径， m；
S- 表皮系数
本实施例施工后油井含水稳步下降， 日产油量迅速增加。
实施例六 ( 油井 )
本实施例包括以下步骤 ：
一、 当井是油井时， 起出井下管和杆柱， 通刺检查， 并往井中下放施工管柱， 从施工 管柱中注入调堵剂 ；
二、 步骤一中所述的调堵剂分冻胶类调堵剂和颗粒型调堵剂两种， 地层出水通道 在 2000 米以上油藏， 先注入颗粒型调堵剂， 后续注入冻胶类调堵剂， 颗粒型调堵剂与冻胶 类调堵剂的体积比 ： 1∶3；
三、 冻胶类调堵剂的组分为 ： 占冻胶类调堵剂总质量 0.5 ％的聚丙烯酰胺干粉、 0.2％树脂类促凝剂、 0.3％有机铬交联剂， 其余组分为水 ； 颗粒型调堵剂的组分 ： 质量浓度
为 0.3％的聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂， 聚丙烯酰胺水溶液和油溶性颗粒堵剂的 质量比为 ： 90 ∶ 10， 调堵剂的注入粘度 45mPa.s， 成胶粘度 115mpa.s， 堵水率 96％ ； 注入调 堵剂的总量按下式计算 ：
式中 ： V——调堵剂用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， 实际使用时选择固定值 1.5m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
四、 注入调堵剂后， 在常温下再向井中注入浓度为 5-15 ％的砂岩酸溶液， 顶替清 水； 砂岩酸溶液的用量按下式计算 ：
式中 ： V——砂岩酸溶液用量， m3 ；
ri—— i 层段的处理半径， m， 实际使用时选择固定值 1m ；
hi—— i 层段的厚度， m；
Φi—— i 层段的有效孔隙度。
五、 关井 24 小时后， 油井则开井后恢复正常生产。
以上各步骤中， 注入调堵剂和砂岩酸溶液时， 必须控制注入泵压， 选择最高施工泵 压有两个原则 ： 一是不大于注水系统压力， 二是施工泵压小于折算至井口的油层破裂压力， 注入调堵剂， 为确保调堵剂有效地封堵目的层， 减少对非目的层的损害， 调堵剂和砂岩酸溶 液注入压力由下式确定 ：
0.8P 破≥ P 注≥ P 地 +Pfr-PH
式中 P 破 - 处理层破裂压力， MPa ；
P 注 - 调堵剂挤注压力， MPa ；
P 地 - 处理层地层压力， MPa ；
Pfr- 井筒内液柱压力， MPa ；
PH- 处理井液柱压力， MPa。
堵剂和砂岩酸溶液注入速递由下式确定 ：
式中 Q- 注入速度， m3/h ； K- 处理层段有效平均渗透率， ×10-3μm2 ； ΔP- 注入压差， MPa ； M- 调剖剂粘度， mPa·s ； re- 泄油半径， m； rw- 井筒半径， m；S- 表皮系数 本实施例施工后油井含水稳步下降， 日产油量迅速增加。20