试井资料检查总结

试井资料检查总结刘鹰电话：55761392013年4月23日开篇语

从2003年10月到2012年9月，我先后参加了油田公司、测试分公司和解释中心组织的各项检查共计十余次，从试井资料、试井仪器仪表、试井小队各方面对目前测试分公司各大队的试井工作做了全面细致的了解。学习主旨通过对历次试井资料、仪器仪表等相关方面工作检查情况的回顾，促进问题的整改，为解释业务再上新台阶起到推动作用。共同学习试井解释相关标准及细则，为今后的工作提供标尺和准绳。共同探讨试井解释上的相关问题，提供解释技巧，澄清模糊概念，起到传、帮、带的作用。目录历年试井资料检查情况汇报检查执行标准及检查细则目前检查中仍存在问题存在问题分析解决方案及建议历年试井资料检查情况2003年10月解释中心首次资料大检查2004年上半年解释中心解释业务检查2004年12月解释中心资料检查…………2009年11月油公司资料检查2010年油公司测试资料质量检查2010年11月“油田公司测试资料检查”试井仪器仪表检定情况

2011年7月分公司测试资料质量检查

2011年11月油田公司“三牌队”检查结果（试井仪器部分）2012年9月分公司资料检查检查执行标准及检查细则2004年制定的试井资料检查汇总表2010年质量监督检查细则2011年度分公司试井资料质量检查评分细则2012年度油公司试井资料质量检查细则

现行有效的试井标准（行业标准、企业标准、技术文件等）目前检查中仍存在问题

就近几年的检查情况看：试井资料解释工作正在逐步走向完善。取得的进步地质测压通知单的发放电子压力计回放出图格式的规范原始报表填写的规范性解释报告的规范性…………目前检查中存在问题2012年9月分公司资料检查验收：

压力计的标校及检定制度原始资料录取方面的问题异常测压曲线的验收流压施工方面执行标准不严格施工时间记录存在问题原始报表上相关数据填写不准确仪器下入深度的控制问题不满足测试条件的井进行试井施工测试过程不符合测试规程压力计采样间隔的设置不合理

目前检查中存在问题试井资料解释技术的不完善

解释中输入的基本参数意义不明确解释过程中存在的关键问题及解决方案变井储的调节及控制试井拟合时多解性的解决方案资料分析水平的欠缺重要区块井、重点关注井的应用效果复测井的历年资料分析，储层评价及开发建议解释及审核：1.异常测压曲线的验收仪器提出液面不合格资料

验收资料时，充分收集各方面的原始信息，如：动液面、油套压、准确详实的测试施工时间记录以及本井相应的动态信息等，并借助于温度曲线。实例1验收：原始资料录取

1.8h19.042MPa1.异常测压曲线的验收实例2温度线辅助判断测试井中高渗通道的存在1.异常测压曲线的验收实例3从曲线的历史延续性到该井所处的地质状况，从仪器的原因排查到具体施工情况。异常资料的初步分析和判断详述资料异常的情况，明确指出异常类型(压力异常或曲线异常)——原始测压资料了解现场施工全部情况，排除人为因素——现场写实报告、跟井根据仪器在测试前后的校验结果，对仪器作出评价——仪器检验书、追溯5口井邻井在本井测试期间的动态情况——井位图、井史、连通图（栅状图）给出此次测试与上次测试期间本井及其邻井生产动态情况——示功图、油田动态监测资料（动液面、流压）、施工总结、井史

从现场测试（工艺）、设备、仪器仪表、生产及地质动静态等方面对异常情况进行综合分析评价。2010.11.5曲线波动很大实例4利用异常测压曲线判断注采关系异常资料的初步分析和判断详述资料异常的情况，明确指出异常类型(压力异常或曲线异常)——原始测压资料了解现场施工全部情况，排除人为因素——现场写实报告、跟井根据仪器在测试前后的校验结果，对仪器作出评价——仪器检验书、追溯5口井邻井在本井测试期间的动态情况——井位图、连通图（栅状图）、井史——历次资料对比！给出此次测试与上次测试期间本井及其邻井生产动态情况——示功图、油田动态监测资料（动液面、流压）、施工总结、井史

从现场测试（工艺）、设备、仪器仪表、生产及地质动静态等方面对异常情况进行综合分析评价。油井2010.4.27曲线开始有波动2010.11.5曲线波动增大早期迅速上升2009.10.8之前四次曲线无波动井位图栅状图连通水井（2009.11.29投产）油井水井（2009.11.29投产）

2010.9.19日分层测压结果2010.4.27曲线开始有波动2010.11.5曲线波动增大2009.10.8前四次曲线无波动偏Ⅰ-偏Ⅲ层压力降落曲线油层中部静压为16.046MPa偏Ⅳ层压力降落曲线油层中部静压为8.986MPa9.265MPa早期迅速下降早期迅速上升N2Ⅱ16N2Ⅱ202.流压施工方面执行标准不严格

施工过程中不停流压；有效流压台阶停留时间不够20分钟；流压台阶逐渐上升，与压力恢复曲线间无明显分割记号，无法确定真实关井时刻，（大多是施工时未做到密闭测压）。验收：原始资料录取2.流压施工方面执行标准不严格实例53.施工时间记录存在问题在调取试井资料原始数据文件的检查中，认真核实每一口井的施工纪录时间，发现在原始施工时间纪录上的不准确和不详实的现象：主要表现在原始报表上的施工时间纪录与实测原始压力恢复（降落）数据反映的时间有出入，有的是流压测试时间不对扣，有的是总的测试时间不相符，有的是测试施工过程中异常情况纪录不清楚，这些造成了试井资料解释分析的困难。这一情况非常普遍，暴露了试井施工中未严格按照操作规程做好“现场记录”的懈怠心理。验收：原始资料录取4.原始报表上相关数据填写不准确试井资料原始报表上都不同程度地存在着相关信息与数据填写不齐全、不准确的问题。例如：施工井油、套压填写不齐全或不正确，音速填写不准确，动液面了解不清楚等。试井小队技术力量的薄弱——原始报表上的很多技术数据都要靠绘解室帮助填写，缺乏试井解释分析原理及其基础参数的最根本了解，产生脱节；另一方面反映了绘解室试井验收岗位技术力量的薄弱性，对于施工井生产动态的了解，试井操作经验的匮乏，以及试井理论水平的限制，都使得试井验收岗位失去了技术把关的实效，致使试井小队上报的第一手基础数据失去参考价值。验收：原始资料录取5.仪器下入情况的控制压力计的下放速度和下入深度控制

验收：原始资料录取15Q/SYDQ0732-2008偏心井口抽油机井流静压测试操作规程平稳操作绞车，缓慢下放仪器，下放速度控制在100m/min以内。5.仪器下入情况的控制压力计的下放速度和下入深度控制

验收：原始资料录取13Q/SYDQ0727-2008试井施工设计编制规范4.2下入深度（注入井、偏心井、电泵井、气井）不满足测试条件的井进行试井施工13Q/SYDQ0727-2008试井施工设计编制规范3.4调查测试井的生产动态情况a)测试井稳定生产时间应不少于5d以上；b)对于液面恢复测试井，动液面深度应大于200m；c)对于没有特殊要求的钻控区井，不宜进行测压。23Q/SYDQ0744-2010注入井（笼统/分层）测压操作规程3.1.4在分层测压前应按Q/SYDQ0746-2001要求对测试井进行验封，不密封层段不测分层压力。9Q/SYDQ0746-2001偏心注水井管住验封测试及绘解规程测试过程不符合测试规程13Q/SYDQ0727-2008试井施工设计编制规范4.2.1注入井下入深度4.2.1.1笼统注入井仪器正常下入深度为中部深。4.2.2偏心井下入深度4.2.2.3下不到中深的井要停测百米流压梯度台阶，流压台阶停留有效时间不少于20min。4.2.2.4整个测压过程中，仪器应处于液面以下。4.2.3电泵井下入深度电泵井下至阀深处坐阀测试。压力计采样间隔的设置不合理13Q/SYDQ0727-2008试井施工设计编制规范4.5采样时间间隔表1老区油田水井测压采样时间间隔设计表2老区油田油、气井测压采样时间间隔设计表3外围油田水井测压采样时间间隔设计表4外围油田油、气井测压采样时间间隔设计早期段加密采点——早期反映的信息较多（试井工艺）数据筛选方式大多选择“对数筛选”开井前2小时适当加密采点——消除边界效应

方便识别曲线的起、始点标准曲线图例（备注）电泵井静压偏心井流静压注水井（笼统）流静压注水井分层测压液面恢复资料气井压力恢复目前检查中存在问题试井资料解释技术的不完善

解释中输入的基本参数意义不明确解释过程中存在的关键问题及解决方案变井储的调节及控制试井拟合时多解性的解决方案资料分析水平的欠缺重要区块井、重点关注井的应用效果复测井的历年资料分析，储层评价及开发建议试井资料解释技术的不完善解释中输入的基本参数意义不明确Sunflower试井软件平台使用参数说明Sunflower试井软件平台具体参数输入操作

参数截图3.有关压力的概念试井资料解释技术的不完善平均地层压力：是指油藏在某一驱动方式下，压力分布按供油面积加权平均而计算的压力。供油边界压力：是指油藏在某一驱动方式下，根据压力分布而计算的供油边界处的压力，也称为地层压力，该压力反映供油能力的大小。目前注水井的地层压力就是在水压驱动下定压边界压力。外推压力：是Horner法在曲线上的直线部分外推趋于0时的压力。

解释：有关压力的概念试井资料解释技术的不完善关井末点压力：是指关井最后时刻井底压力，若关井时间相当长，地层压力恢复稳定，末点压力可以代表地层压力。对于不出径向流直线段的井，无法用关井末点压力进行油藏压力评价，只能用于相对的动态变化分析。稳定压力：是指关井后井底压力恢复达到稳定后的压力。随着油田开发时间的增长，油井的稳定压力测试越来越困难。原始地层压力：是指油田未开发时的地层压力，即为原始状态下的地层压力。有关压力的概念试井资料解释技术的不完善大庆油田原始地层压力＝海拔1200m水柱压力＝120atm＝11.77MPa投入开发后：推算原始地层压力＝（38+0.082（中部深度－补心海拔））atm基准面压力:将不同深度测得的地层压力折算到某一基准面（海平面或油水或气水接触面）的压力。利用基准面压力概念可以正确对比井与井之间、各层系之间的压力高低。大庆油田开发初期，通过基准面压力计算，发现萨、葡、高油层同属于一个压力系统。有关压力的概念试井资料解释技术的不完善总压差:目前地层压力与原始地层压力之差。是衡量油田是否保持旺盛开采能力的重要标志。总压差为正值，说明注入量大于采出量，油层能量充足；总压力差为负值，说明注入量小于采出量，产生地下亏空，油层能量不足。目前地层压力:目前地层压力是指油（气）田在开发过程中某一时期的地层压力，可通过试井解释推算得到。目前地层压力是衡量油气层压力水平的标志，因此需要定期监测。有关压力的概念目前检查中存在问题试井资料解释技术的不完善

解释中输入的基本参数意义不明确

解释过程中存在的关键问题及解决方案

变井储的调节及控制试井拟合时多解性的解决方案资料分析水平的欠缺重要区块井、重点关注井的应用效果复测井的历年资料分析，储层评价及开发建议解释及审核：1.变井储的调节及控制解释审核环节技术关键明确变井储的概念及实际存在的意义做好初拟合中试井曲线的流动段划分解释参数的对比与判断变井筒储存是指在井筒储集效应阶段，井筒中发生相态改变等情况，导致井筒储集系数发生变化。通常意义的井筒储集系数是在井筒充满单项流体、封隔器密封、井筒周围没有与井筒相连通的裂缝等条件下算出的，是井筒储集系数的最小值。实际井筒储集系数往往大于这个数值。发生变井储的情况井筒中有自由气时，由于气体的压缩系数比油大得多，所以C值将增大。如果封隔器不密封，井筒容积将大大增加，因而使得C值增大。在双重孔隙介质油藏情形和压裂井情形，有效井筒容积将由于与井筒相连通的裂缝的影响而增大，因而使C值增大。对于液面不到井口（井筒不充满）的情形，C值将会更大。如果在井筒储集效应阶段，井筒中发生相态改变的现象，则井筒储集系数也将发生变化。

实际油田生产中的变井储当井中存在有多相流时，井筒储存系数C不再是常数，曲线形态同C值变化有关。在高油、气比井，或有井底积液的气井中，多出现变井筒存储系数的曲线形态。油井受到污染、气井测试、高温气井关井、套损等原因都可以造成变井储现象。当C值由小变大，双对数图上的压力曲线成波形上升，而导数曲线成双峰状。同常井筒相比，径向流直线段出现滞后。双峰形态同C2，C1，K，S都有关。一般是K越小，后峰越高，S越小，后峰低且平坦。井筒储集系数增加的例子:假如在压降测试中，开始时P地稍高于P饱，井筒中充满单相原油，此时的井筒储集系数为纯油状态下的C1；开井后，整个井筒或井筒上部的流动压力低于P饱，原油开始脱气，井筒中的流体成为油气两相，此时的井筒储集系数便变成为油气两相状态下的C2(C2>C1)。

井筒储集系数减小的例子：

如果在刚关井进行恢复测试时，整个井筒或井筒上部的关井压力低于P饱，井筒中仍充满油和气，此时的井筒储集系数为两相状态下的C2；而在关井不久之后，整个井筒的压力恢复到了超过P饱，井筒中的流体成为单相，此时的井筒储集系数便变成为单相状态下的C1（C2＞C1）。当C值由大变小时，双对数图上压力曲线同导数曲线相交。1.变井储的调节及控制解释审核环节技术关键明确变井储的概念及实际存在的意义做好初拟合中试井曲线的流动段划分解释参数的对比与判断A现代试井解释过程框图初拟合划分流动段特种识别曲线分析计算参数终拟合双对数曲线分析计算参数用所得参数计算样板曲线与实测曲线拟合相符否？模拟检验相符否？结束相符相符不相符AA不A不相符相符否？划分流动阶段：读出并标出纯井筒储集阶段终止的大致时间和径向流动阶段开始的大致时间。

解释审核环节早期晚期中期lg∆tlg∆plg∆p’∆plg∆plg∆p’lg∆t在变井储情况下的双对数图上的压力曲线成波形上升，而导数曲线成双峰状。径向流直线段出现滞后后驼峰一般是K越小，后峰越高S越小，后峰低且平坦早期偏离纯井筒储存的单位1斜率线变井储的调节及控制测试井所在的实际油田生产中变井储的条件是否存在？该井所处地层的渗流条件如何？该井的产能如何？结合测试施工情况将测试曲线进行流动段划分（大致判断实际曲线应该是几个阶段？）依据所选模型的理论图版对曲线进行拟合（不断调整）将解释参数与实际油藏情况相结合，保证解释结果与动静态情况吻合。解释审核环节1.变井储的调节及控制解释审核环节技术关键明确变井储的概念及实际存在的意义做好初拟合中试井曲线的流动段划分解释参数的对比与判断外推压力(MPa)13.689063流动系数(um^2*m/mpa*s)0.10505032地层系数(um^2*m)0.063030196渗透率(um^2)0.0057825867井储系数(m^3/MPa)0.92751183表皮系数-5.2471992井储强度系数(m^3/h)2.9425705井储时间系数(1/h)8040.0229影响半径(m)195.46732平均压力(MPa)9.5353209实例6特征类型模型特征油藏类型均质地层内边界有效井径井储表皮变井储定表皮外边界无限大生产情况:聚合物驱油井关井前稳定生产时间(h)稳定产液/注入量（t/d）/（m3/d）含水动液面深度（m）泵况泵深m864068.91464.24正常955.66仪器下入深度(m)测试前油压(MPa)测试前套压(MPa)关井测试时间(h)关井测试后油压(MPa)关井测试后套压(MPa)1183.40.40.897.5499990.451.5实例7外推压力(MPa)18.131704流动系数(um^2*m/mpa*s)0.048198546地层系数(um^2*m)0.24099273渗透率(um^2)0.028689610井储系数(m^3/MPa)4.9376045表皮系数-3.8265311井储强度系数(m^3/h)11.804304井储时间系数(1/h)21960.479影响半径(m)171.18370平均压力(MPa)9.5776881特征类型模型特征油藏类型均质地层内边界有效井径井储表皮变井储定表皮外边界无限大关井前稳定生产时间(h)稳定产液/注入量（t/d）/（m3/d）含水动液面深度（m）泵况泵深m7632660.96518.56正常897.23仪器下入深度(m)测试前油压(MPa)测试前套压(MPa)关井测试时间(h)关井测试后油压(MPa)关井测试后套压(MPa)9410.70.5125.6666500.451.5生产情况:油井2.试井拟合时多解性的解决方案解释审核环节与地质动静态资料结合，确定准确试井模型历次试井资料对比，逐步加深储层认识利用好区块典型井库，总结区块模型特点塔19-264-t166井历次测压双对数曲线图？圆形封闭

圆形封闭

半无限大定压边界实例8模型选取依据三条U形封闭边界

1.测试井所在区域油藏沉积特征该井四周均有断层，三条断裂带紧靠主力生油凹陷中心，且周围破碎断裂带比较发育，“破碎”断带零星分布。该断块没有注水井，在T19-264-t166井周围有T19-266-t167一口油井。于2010年12月转注。基本概况及油藏沉积特征本案T19-264-t166井是塔木察格油田塔19-34区块的一口生产井

2.测试井基本情况

T19-264-t166井于2008年9月14日投产，开采层位为铜钵庙Ⅱ油组，射孔井段为1720.4m-1776.2m，射开砂岩厚度42.6m，有效厚度41.4m，原始地层压力为16.28MPa。23.04.4日产液(t)12.04.36地层压力(MPa)13.611.66投产初期2009.102010.102011.8投产初期2009.62009.107.95.52009.66.775.492010.102011.8T19-264-t166井四次测试解释成果对比测试时间试井模型关井时间h产液t/d渗透率10-3μm2流动系数10-3μm2.m/mPa.s表皮系数地层压力MPa边界距离m断层边界距离1m断层边界距离2m断层边界距离3m2009.6均质＋圆形封闭边界1607.91.5130.013-1.676.7749.6///2009.11均质＋圆形封闭边界1835.51.0310.009-1.485.4944.9///2010.10均质＋三条U形封闭边界1674.41.2620.011-2.254.3634.134.730.22011.8均质＋半无限大定压边界16923.04.6640.0410.74411.6657.49///3、测试资料变化原因分析2009年资料分析？边水、底水影响？全封闭边界影响？能量不足？T19-264-t166井2009年6月产液状况T19-264-t166井2009年10月产液状况

2009年T19-264-t166井的主产层为tⅡ22和tⅡ27层，占全井产液量的50%以上。tⅡ22小层沉积微相平面图tⅡ27小层沉积微相平面图该井四周均有断层，三条断裂带紧靠主力生油凹陷中心，且周围破碎断裂带比较发育该断块2009年没有注水井，处于弹性开采阶段TII22层主河道被一断层所遮挡，为次河道-河间-次河道连通类型TII27层为油层-干层连通类型，周围干层较发育封闭边界是断层和干层综合作用的结果。产量及压力明显下降说明该断块地层能量亏空严重，且周围没有注水井补充能量。储层状况分析2010年资料分析？半封闭边界的影响tⅡ22小层沉积微相平面图tⅡ27小层沉积微相平面图2010年曲线由下掉变为上翘，显示三条边界类型，说明与断层作用相当的干层的影响效果逐渐减弱直至消失，由此判断TII27层由于长期弹性开采，地层能量亏空，已不再是主产层，而TII22层由于两边同时开采，渗流通道越来越通畅，所以曲线形态显示地层边界由全封闭变为三条封闭边界。储层状况分析T19-264-t166井2011.6.12产液剖面生产日期生产天数（d）日产液量（t/d）日产油量（t/d）含水%20101024.44.44.4020101127.24.94.9020101229.34.84.8020110130.477020110219.21414020110330.815.115.102010年12月，地质部门将生产井T19-266-t167转为注水井。T19-266-t167转注后，T19-264-t166井注水明显受效，日产液量由4.4t上升到15.1t。周围连通油井转注后分析注水效果分析从产量和压力持续下降也说明了地层能量的损耗，该区块急需能量补充！生产日期生产天数d日产液量t/d日产油量t/d含水%20101024.44.44.4020101127.24.94.9020101229.34.84.8020110130.477020110219.21414020110330.815.115.102010年12月，地质部门将生产井T19-266-t167转为注水井。T19-266-t167转注后，T19-264-t166井注水明显受效，日产液量由4.4t上升到15.1t。

周围连通油井转注后分析注水效果2011年资料分析？圆形封闭模型？全封闭边界影响？边水、底水影响？4、井组油水井生产动态分析T19-266-t167井2011.9.6氧活化测井结果T19-266-t167井2011.10.10氧活化测井结果井组油水井生产动态分析T19-266-t167井2011.9.6氧活化测井结果T19-266-t167井2011.10.10氧活化测井结果TⅡ27小层重新开始变为主要注水受效层，并且T19-266-t167井的注水层位增多，注水效果良好。井组油水井生产动态分析T19-266-t167井2011.9.6氧活化测井结果T19-266-t167井2011.10.10氧活化测井结果TⅡ27小层重新开始变为主要注水受效层，并且T19-266-t167井的注水层位增多，注水效果良好。T19-264-t166井2011.9.16产液剖面结果2011年资料分析结论！边水的影响2011年曲线的下掉，是由于水井T19-266-t167井自2010年12月转注以来，对T19-264-t166井注水的结果。由于单方向的注水和断层密布、储层岩性发育不连续的特殊情况，就构成了在采出井一个方向上形成压力的恒定——选取半无限大定压边界模型。测试日期试井模型关井时间（h）日产量（t/d）渗透率(10-3μm2)流动系数(103μm2.m/mPa.s)表皮系数地层压力(MPa)边界距离(m)2011.8.19均质＋半无限大定压边界16923.04.6640.0410.74411.6657.49T19-264-t166井综合分析结论

1.该井2009年两次测试曲线下掉，显示封闭边界的影响，是由主产层tII27层内存在的干层和井周边断层综合作用的结果；2010年测试曲线上翘，显示三条封闭边界，说明tII27层不再是主产层，干层影响消失；2011年测试曲线再次下掉，是由于水井对其注水的结果，在油井周围形成了线性复合区域，即定压边界。

2.该井的测试过程从一个侧面全面反映了油田开发的过程。油井在弹性开采期间地层能量不断损耗，产量和压力持续下降；增加了一口注水井后，地层能量得到补充，产量上升，压力恢复正常。2.试井拟合时多解性的解决方案解释审核环节与地质动静态资料结合，确定准确试井模型历次试井资料对比，逐步加深储层认识利用好区块典型井库，总结区块模型特点试油试采井测试开发井试井监测指导油田开发、生产反映区块动、静态信息历次试井资料对比多学科相结合反映有价值地质、生产信息地质结合延续性仪器、工艺问题变化复测试井工作流程图

监测方案实例9曲线后期上翘，由于试井解释的多解性，解释有两种可能：1、存在流体复合区域2、存在岩性复合的情况（封闭边界存在）

历次试井资料对比德102-228井历次测压双对数分析图

德102-228井六次偏心压力测试曲线形态均相似，都选取均质完全复合模型进行解释，但复合边界距离有变化，大致呈推进状态。

德102-228井是海塔盆地苏德尔特油田兴安岭群油层贝16断块的一口生产井。该井2004年11月5日投产，投产后该井只在2006年进行过压裂改造，先后经过六次偏心静压测试。井位图反映该井旁边有一个断层，但是离该井的位置比较远。德102-228井基本概况实例91、从产出剖面解释成果分析主产层2009.4.5产出剖面图2010.4.16产出图2010.9.25产出剖面图主产层Ⅲ40，主产层Ⅲ40，主产层Ⅲ次产层Ⅳ11次产层Ⅳ25次产层Ⅲ38

2、从小层油砂体图分析岩性情况

兴安岭群Ⅳ25小层砂体图兴安岭群Ⅲ38小层砂体兴安岭群Ⅲ33小层砂体图

兴安岭群Ⅲ40小层砂体图

分别将历年来的主、次产层Ⅲ40、Ⅲ33、Ⅲ38、Ⅳ25等的小层油砂体图进行分析，确认：德102-228井所处储层的岩性非常均匀，未见岩性变化区域。3、从连通水井进行水驱效果分析

从井组栅状图分析，与德102-228井连通的有两口水井：德103-226和德104-229。德104-229井2008年8月重配后加强注水，在德102-228井2010年11月测试期间注水情况较稳定。德103-226井2010年6月以后吸水能力开始有明显下降，直至2010年11月。综合上述分析：德102-228井2010年11月8日的测试曲线上翘应该是流体复合边界所致。

连通水井德103-226井组

连通水井德104-229井组4、从历年试井资料分析水驱前缘推进情况测试时间日产液（t）

综合含水（%）

关井时