潿洲114油田東區(qū)水平井堵水實(shí)踐與認(rèn)識

1、 2 前前 言言 采用水平井開發(fā)是海上油田常用的開發(fā)方式，采用水平井開發(fā)是海上油田常用的開發(fā)方式， 由于受海上采油平臺作業(yè)條件的限制，水平井高含由于受海上采油平臺作業(yè)條件的限制，水平井高含 水后降水增油的措施較少。不動管柱籠統(tǒng)化學(xué)堵水水后降水增油的措施較少。不動管柱籠統(tǒng)化學(xué)堵水 受海上采油平臺作業(yè)條件限制較少，易于實(shí)施。受海上采油平臺作業(yè)條件限制較少，易于實(shí)施。 對潿洲對潿洲11-411-4油田東區(qū)實(shí)施了兩口水平井的不動油田東區(qū)實(shí)施了兩口水平井的不動 管柱化學(xué)堵水試驗(yàn)，取得了一些效果，積累了經(jīng)驗(yàn)管柱化學(xué)堵水試驗(yàn)，取得了一些效果，積累了經(jīng)驗(yàn) 教訓(xùn)，對今后類似油井的堵水具有一定指導(dǎo)意義。教訓(xùn)，對今

2、后類似油井的堵水具有一定指導(dǎo)意義。 3 3 3 匯報(bào)提綱匯報(bào)提綱 油田及油井概況油田及油井概況 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 結(jié)論及建議結(jié)論及建議 4 油田及油井概況油田及油井概況 潿洲潿洲11-411-4油田油田 5 3口油井 31口油井 1口油井 b13b a12b a平臺 b平臺 c平臺 a平臺 b平臺 c平臺 油田及油井概況油田及油井概況 6 油田及油井概況油田及油井概況 19991999年年8 8月投產(chǎn)，四口生產(chǎn)井，均為水平月投產(chǎn)，四口生產(chǎn)井，均為水平 井，水平段長度井，水平段長度250250607m607m，采用在裸眼

3、水平，采用在裸眼水平 段下入復(fù)合篩管方式完井，依靠天然能量開發(fā)段下入復(fù)合篩管方式完井，依靠天然能量開發(fā) ，電潛泵機(jī)采生產(chǎn)。，電潛泵機(jī)采生產(chǎn)。 截止到截止到20072007年底，平臺綜合含水年底，平臺綜合含水9797，采，采 出程度出程度11.411.4。20022002年年1212月和月和20072007年年8 8月分別月分別 對對c4c4井和井和c2c2井實(shí)施了化學(xué)堵水作業(yè)。井實(shí)施了化學(xué)堵水作業(yè)。 東區(qū)為海相沉積的底水塊狀油藏，儲東區(qū)為海相沉積的底水塊狀油藏，儲 層為下第三系角層為下第三系角二段二段油組，油層僅分油組，油層僅分 布于構(gòu)造的高部位，含油面積布于構(gòu)造的高部位，含油面積3.0km3

4、.0km2 2，油，油 層厚度較?。閷雍穸容^?。? 711m11m）。）。 c平臺平臺 東區(qū)東區(qū) 7 油田及油井概況油田及油井概況 8 油田及油井概況油田及油井概況 9 9 9 匯報(bào)提綱匯報(bào)提綱 油田及油井概況油田及油井概況 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 結(jié)論及建議結(jié)論及建議 10 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 （1 1）油層薄，水平段距油水界面近油層薄，水平段距油水界面近 東區(qū)油水界面為東區(qū)油水界面為-968m-968m，c2c2井水平段長度為井水平段長度為467m467m，油層厚度，油層厚度10.3m10.3m ，

5、水平段最低點(diǎn)距油水界面的距離為，水平段最低點(diǎn)距油水界面的距離為7.4m7.4m；c4c4井水平段長度為井水平段長度為250m250m， 油層厚度油層厚度5.9 m5.9 m，水平段最低點(diǎn)距油水界面的距離為，水平段最低點(diǎn)距油水界面的距離為4.02m4.02m。 11 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 （2 2）油層與底水之間無低滲隔層，油層內(nèi)部均質(zhì)性差）油層與底水之間無低滲隔層，油層內(nèi)部均質(zhì)性差 c2 c2井儲層的上鈣層水平滲透率值在井儲層的上鈣層水平滲透率值在436436595md595md之間，級差為之間，級差為 1.361.36，垂向滲透率在，垂向滲透率在4.24.25.8md5.8m

6、d之間，級差為之間，級差為1.381.38；儲層的下鈣；儲層的下鈣 層，水平滲透率值在層，水平滲透率值在6836831695md1695md之間，級差為之間，級差為2.482.48，垂向滲透率，垂向滲透率 值在值在6.26.215.8md15.8md之間，級差為之間，級差為2.552.55。其中，水平段趾端滲透率數(shù)。其中，水平段趾端滲透率數(shù) 值普遍比跟端數(shù)值高。值普遍比跟端數(shù)值高。 12 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 （2 2）油層與底水之間無低滲隔層，油層內(nèi)部均質(zhì)性差）油層與底水之間無低滲隔層，油層內(nèi)部均質(zhì)性差 c4 c4井儲層的上鈣層水平滲透率值在井儲層的上鈣層水平滲透率值在357

7、357478md478md之間，級差為之間，級差為 1.331.33，垂向滲透率在，垂向滲透率在4.04.05.9md5.9md之間，級差為之間，級差為1.471.47。在儲層的下鈣。在儲層的下鈣 層，各水平段間的水平滲透率值在層，各水平段間的水平滲透率值在380380650md650md之間，級差為之間，級差為1.711.71， 垂向滲透率在垂向滲透率在1.21.23.7md3.7md之間，級差為之間，級差為3.13.1。水平段中間部位的滲。水平段中間部位的滲 透率比趾端和根端偏高。透率比趾端和根端偏高。 13 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 （3 3）采油速度高，產(chǎn)液強(qiáng)度大）采油速度

8、高，產(chǎn)液強(qiáng)度大 東區(qū)投產(chǎn)初期采油速度高達(dá)東區(qū)投產(chǎn)初期采油速度高達(dá)22.622.6，其中，其中c2c2井采液強(qiáng)度為井采液強(qiáng)度為 24.2m24.2m3 3/d/d. .m m，c4c4井采液強(qiáng)度為井采液強(qiáng)度為47.5 m47.5 m3 3/d/d. .m m。 14 點(diǎn)狀見水局部水侵型點(diǎn)狀見水局部水侵型 點(diǎn)狀見水整體水侵型點(diǎn)狀見水整體水侵型線狀見水整體水侵型線狀見水整體水侵型 趾部趾部c2井 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 油層薄，水平段距油水界面近。加之油層底部無致密油層薄，水平段距油水界面近。加之油層底部無致密 層和油層縱向不均質(zhì)，以及采油速度高，生產(chǎn)壓差大等原層和油層縱向不均質(zhì)，以及

9、采油速度高，生產(chǎn)壓差大等原 因，使底水脊進(jìn)，造成油井水淹，導(dǎo)致含水上升。因，使底水脊進(jìn)，造成油井水淹，導(dǎo)致含水上升。 15 1515 匯報(bào)提綱匯報(bào)提綱 油田及油井概況油田及油井概況 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 結(jié)論及建議結(jié)論及建議 16 1616 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 由于由于c2c2、c4c4井均采用裸眼篩管完井，且井均采用裸眼篩管完井，且c c平臺為簡平臺為簡 易井口平臺，吊機(jī)能力僅有易井口平臺，吊機(jī)能力僅有2 2噸，無任何修井作業(yè)能力噸，無任何修井作業(yè)能力 ，所以堵水作業(yè)只能考慮以拖輪作為支持船，在不動管，所以

10、堵水作業(yè)只能考慮以拖輪作為支持船，在不動管 柱的情況下實(shí)施籠統(tǒng)的化學(xué)堵水，從油套環(huán)空注入堵水柱的情況下實(shí)施籠統(tǒng)的化學(xué)堵水，從油套環(huán)空注入堵水 工作液。工作液。 1、堵水方式：、堵水方式： 17 1717 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) （1 1）工作液類型：）工作液類型： 堵水工作液類型的選擇主要受地層溫度和地層水礦堵水工作液類型的選擇主要受地層溫度和地層水礦 化度的影響。潿洲化度的影響。潿洲11-411-4油田東區(qū)地層溫度為油田東區(qū)地層溫度為77770 0c c，地層，地層 水為水為mgclmgcl2 2水型，礦化度為水型，礦化度為19700-29800mg/l19700-29800mg/

11、l，選用單液，選用單液 法水基凍膠型堵劑作為堵水工作液。法水基凍膠型堵劑作為堵水工作液。 2、堵水工作液：、堵水工作液： 18 1818 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 水基凍膠型堵劑適用于中等地層溫度（水基凍膠型堵劑適用于中等地層溫度（45459090），中等地層水），中等地層水 礦化度（礦化度（0.50.510104 43 310104 4mg/lmg/l），滿足潿洲），滿足潿洲11-411-4油田東區(qū)的地層。油田東區(qū)的地層。 水基凍膠型堵劑可調(diào)整聚合物與交聯(lián)劑的濃度和比例，形成不同水基凍膠型堵劑可調(diào)整聚合物與交聯(lián)劑的濃度和比例，形成不同 成凍時(shí)間、不同強(qiáng)度的凍膠。成凍時(shí)間、不同強(qiáng)度的凍

12、膠。 根據(jù)油水相滲透率的差異，水基凍膠型堵劑將優(yōu)先進(jìn)入含水飽和根據(jù)油水相滲透率的差異，水基凍膠型堵劑將優(yōu)先進(jìn)入含水飽和 度高的地層，利于封堵底水脊進(jìn)的通道。度高的地層，利于封堵底水脊進(jìn)的通道。 水基凍膠型堵劑成本低。水基凍膠型堵劑成本低。 單液法注入簡單。單液法注入簡單。 單液法水基凍膠型堵劑其優(yōu)點(diǎn)如下：單液法水基凍膠型堵劑其優(yōu)點(diǎn)如下： 19 1919 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) （2 2） 工作液配方工作液配方 工作液包括遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地帶堵劑和過頂工作液包括遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地帶堵劑和過頂 替液，其中遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地帶堵劑的強(qiáng)度由弱替

13、液，其中遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地帶堵劑的強(qiáng)度由弱 到強(qiáng)，過頂替液為聚合物溶液。到強(qiáng)，過頂替液為聚合物溶液。 2、堵水工作液：、堵水工作液： 工作液名稱工作液名稱聚合物濃度聚合物濃度交聯(lián)劑濃度交聯(lián)劑濃度7575下成凍時(shí)間下成凍時(shí)間 遠(yuǎn)井地帶堵劑遠(yuǎn)井地帶堵劑 0.30% yg1000.30% yg1000.60% yg1030.60% yg1033.53.5天天 過渡地帶堵劑過渡地帶堵劑 0.40% yg1000.40% yg1000.10% yg102(i) + 0.20% yg102(ii)0.10% yg102(i) + 0.20% yg102(ii)2.02.0天天 近井地帶堵劑

14、近井地帶堵劑 0.40% yg1000.40% yg1000.10% yg101(i) + 0.2% yg101(ii)0.10% yg101(i) + 0.2% yg101(ii)1.01.0天天 過頂替液過頂替液0.45% yg1000.45% yg100 工作液配方 20 2020 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) （2 2） 工作液用量工作液用量 堵劑用量：堵劑用量：v = (r12-r22)l 過頂替液用量：過頂替液用量：v=r22l 式中式中,v 堵劑用量，堵劑用量，m3； v 過頂替液用量，過頂替液用量，m3。 r1 堵劑達(dá)到地層的半徑，堵劑達(dá)到地層的半徑，m； r2 過頂替液到

15、達(dá)地層的半徑，過頂替液到達(dá)地層的半徑，m； l 水平段長，水平段長，m； 地層的孔隙度，地層的孔隙度，%； 縱向高滲透寬度占水平段長度的百分?jǐn)?shù)。縱向高滲透寬度占水平段長度的百分?jǐn)?shù)。 2、堵水工作液：、堵水工作液： 21 2121 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) （2 2） 工作液用量工作液用量 根據(jù)水平段長度、設(shè)計(jì)的封堵半徑和頂替半徑、地層孔隙度等參根據(jù)水平段長度、設(shè)計(jì)的封堵半徑和頂替半徑、地層孔隙度等參 數(shù)按照以上公式計(jì)算堵劑的用量和頂替液的用量。數(shù)按照以上公式計(jì)算堵劑的用量和頂替液的用量。 2、堵水工作液：、堵水工作液： 工作液用量計(jì)算結(jié)果用量計(jì)算結(jié)果 井號井號 堵劑體積比堵劑體積比 （

16、遠(yuǎn)井帶（遠(yuǎn)井帶: :過渡帶過渡帶: :近井帶）近井帶） 堵劑用量堵劑用量 (m3)(m3) 過頂替液用量過頂替液用量 (m3)(m3) c4c43:2:13:2:1768768614614 c2c24:3:14:3:1961961310310 22 2222 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) （1）施工泵壓：電泵生產(chǎn)管柱電纜井口穿越密封耐壓能力為）施工泵壓：電泵生產(chǎn)管柱電纜井口穿越密封耐壓能力為7mpa， 故施工過程中最高泵壓要小于故施工過程中最高泵壓要小于7mpa。 （2）施工排量：海上油田作業(yè)成本高，若注入排量小，則時(shí)間長，）施工排量：海上油田作業(yè)成本高，若注入排量小，則時(shí)間長， 成本增加

17、。滿足注入過程中凍膠體系性能基本不變的前提下盡可能大成本增加。滿足注入過程中凍膠體系性能基本不變的前提下盡可能大 的排量注入。最大排量應(yīng)低于的排量注入。最大排量應(yīng)低于30m3/h。 3、堵水施工泵壓和排量：、堵水施工泵壓和排量： 注入排量對凍膠體系粘度的影響 23 2323 匯報(bào)提綱匯報(bào)提綱 油田及油井概況油田及油井概況 堵水井見水原因分析堵水井見水原因分析 堵水施工方案設(shè)計(jì)堵水施工方案設(shè)計(jì) 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 結(jié)論及建議結(jié)論及建議 24 2424 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 c4井和井和c2井分別于井分別于2002年年12和和2007年年8月進(jìn)行了現(xiàn)場施工作業(yè)，月進(jìn)行了現(xiàn)場施工作業(yè)， 兩口井施工

18、程序基本相同，主要施工步驟如下：兩口井施工程序基本相同，主要施工步驟如下： 1、現(xiàn)場實(shí)施：、現(xiàn)場實(shí)施： （1 1）連接拖輪和平臺的堵水施工流程。）連接拖輪和平臺的堵水施工流程。 （2 2）測試地層吸水能力。）測試地層吸水能力。 （3 3）配制堵水工作液。）配制堵水工作液。 （4 4）按設(shè)計(jì)用量分別連續(xù)注入遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地）按設(shè)計(jì)用量分別連續(xù)注入遠(yuǎn)井地帶堵劑、過渡地帶堵劑、近井地 帶堵劑和頂替液。帶堵劑和頂替液。 （5 5）關(guān)井）關(guān)井5 5天后開井生產(chǎn)。天后開井生產(chǎn)。 25 2525 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 時(shí)間時(shí)間 產(chǎn)液量產(chǎn)液量 m m3 3/d/d 產(chǎn)油量產(chǎn)油量 m m3 3

19、/d/d 含水率含水率 備注備注 2001-06-012001-06-01300 300 0 0 100.0 100.0 施工前施工前 2003-01-102003-01-10223 223 19 19 91.4 91.4 施工后施工后 2003-02-092003-02-09295 295 23 23 92.0 92.0 2003-03-272003-03-27300 300 25 25 91.6 91.6 2003-04-202003-04-20289 289 25 25 91.3 91.3 2003-05-082003-05-08293 293 25 25 91.5 91.5 2004-

20、05-012004-05-01300 300 18 18 94.0 94.0 2005-04-042005-04-04304 304 14 14 95.4 95.4 2006-04-042006-04-04316 316 8 8 97.5 97.5 c4井實(shí)施后取得了較好的增油效果，含水下降井實(shí)施后取得了較好的增油效果，含水下降8.5,初期產(chǎn)油量初期產(chǎn)油量 增加增加20m3/d以上，累計(jì)增油以上，累計(jì)增油2.34104m3。 c4井堵水效果數(shù)據(jù)表 2、效果分析：、效果分析： 26 2626 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 2、效果分析：、效果分析： 潿11-4油田-c4井水驅(qū)曲線 27 2727 實(shí)施及

21、效果實(shí)施及效果 時(shí)間時(shí)間 產(chǎn)液量產(chǎn)液量 m m3 3/d/d 產(chǎn)油量產(chǎn)油量 m m3 3/d/d 含水率含水率 備注備注 2007-08-022007-08-02406 406 15 15 96.3 96.3 施工前施工前 2007-09-092007-09-09392 392 0 0 100.0 100.0 堵后生產(chǎn)堵后生產(chǎn)1010天開始天開始 供液不足供液不足 c2井實(shí)施后生產(chǎn)情況變差。含水井實(shí)施后生產(chǎn)情況變差。含水100，生產(chǎn)，生產(chǎn)10天后電泵出現(xiàn)頻繁欠天后電泵出現(xiàn)頻繁欠 載而關(guān)停。通過對電泵運(yùn)行情況分析認(rèn)為造成電泵欠載的主要原因?yàn)榈貙虞d而關(guān)停。通過對電泵運(yùn)行情況分析認(rèn)為造成電泵欠載的主

22、要原因?yàn)榈貙?供液不足，說明篩管或井筒近井地帶已被堵塞。供液不足，說明篩管或井筒近井地帶已被堵塞。 c2井堵水效果數(shù)據(jù)表 28 2828 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 對對c2井的堵劑現(xiàn)場保留樣化驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，堵劑成凍強(qiáng)度遠(yuǎn)未達(dá)到設(shè)計(jì)強(qiáng)度。井的堵劑現(xiàn)場保留樣化驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，堵劑成凍強(qiáng)度遠(yuǎn)未達(dá)到設(shè)計(jì)強(qiáng)度。 序號序號 凍膠類型凍膠類型 堵劑類型堵劑類型 取樣日期取樣日期 取樣時(shí)間取樣時(shí)間 成膠液成膠液ph值值 成凍強(qiáng)度成凍強(qiáng)度 1 2 3 4 5 6 7 8 yg103 yg103 yg103 yg102 yg102 yg102 yg101 yg101 遠(yuǎn)井帶堵劑遠(yuǎn)井帶堵劑 遠(yuǎn)井帶堵劑遠(yuǎn)井帶堵劑 近井帶堵劑近井帶堵劑

23、 8-25 8-25 8-25 8-26 8-26 8-26 8-26 8-26 01:30 07:30 13:30 00:00 02:50 07:30 12:00 18:00 6 7 6 7 6 7 6 7 6 7 6 7 6 7 6 7 b b b a a a ga ga 遠(yuǎn)井帶堵劑遠(yuǎn)井帶堵劑 近井帶堵劑近井帶堵劑 過渡帶堵劑過渡帶堵劑 過渡帶堵劑過渡帶堵劑 過渡帶堵劑過渡帶堵劑 c2井失敗原因分析：井失敗原因分析： 29 2929 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析造成堵劑成凍強(qiáng)度低的主要原因?yàn)樵谂渲贫聞┻^程中，未進(jìn)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析造成堵劑成凍強(qiáng)度低的主要原因?yàn)樵谂渲贫聞┻^程中，未進(jìn) 行充分

24、攪拌，聚合物未充分溶解。行充分?jǐn)嚢?，聚合物未充分溶解?c2井失敗原因分析：井失敗原因分析： 剪切泵分散 聚合物于海水中 c2井?dāng)嚢钑r(shí)間約7 min 熟化艙 靜止熟化5h 經(jīng)緩沖罐泵入 攪拌罐混合 交聯(lián)劑注入井內(nèi) 現(xiàn)場堵劑配制流程示意圖 清液層清液層 溶脹層溶脹層 按現(xiàn)場堵劑配制方法配制按現(xiàn)場堵劑配制方法配制0.4%聚合物聚合物yg100溶液發(fā)生了分層現(xiàn)象。溶液發(fā)生了分層現(xiàn)象。 清液中聚合物的實(shí) 際濃度僅0.114% 。 溶脹層難以徹底溶開 ，不能配制堵劑。 30 3030 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 對清液進(jìn)行成凍實(shí)驗(yàn)，不能獲得強(qiáng)度較高的凍膠。同時(shí)采用原堵劑配方對清液進(jìn)行成凍實(shí)驗(yàn)，不能獲得強(qiáng)度較高

25、的凍膠。同時(shí)采用原堵劑配方 攪拌攪拌5小時(shí)配制的聚合物溶液進(jìn)行成凍實(shí)驗(yàn)，可以獲得強(qiáng)度較高的凍膠。小時(shí)配制的聚合物溶液進(jìn)行成凍實(shí)驗(yàn)，可以獲得強(qiáng)度較高的凍膠。 c2井失敗原因分析：井失敗原因分析： 堵劑類型堵劑類型對象對象配制方法配制方法成凍強(qiáng)度成凍強(qiáng)度成凍時(shí)間（成凍時(shí)間（h h） 遠(yuǎn)井帶堵劑遠(yuǎn)井帶堵劑聚合物溶液聚合物溶液攪拌配制攪拌配制5h5he e8686 過渡過渡帶堵劑帶堵劑聚合物溶液聚合物溶液攪拌配制攪拌配制5h5hg g5050 近井近井帶堵劑帶堵劑聚合物溶液聚合物溶液攪拌配制攪拌配制5h5hh h5 5 遠(yuǎn)井遠(yuǎn)井帶堵劑帶堵劑 上層清液上層清液靜止熟化靜止熟化5h5ha a 過渡過渡帶堵

26、劑帶堵劑 上層清液上層清液靜止熟化靜止熟化5h5ha a 近井近井帶堵劑帶堵劑 上層清液上層清液靜止熟化靜止熟化5h5ha a 31 3131 實(shí)施及效果實(shí)施及效果 聚合物溶解過程中聚合物溶解過程中攪拌時(shí)間的長短對其影響較大，聚合物配制過程中攪拌時(shí)間的長短對其影響較大，聚合物配制過程中 應(yīng)保證足夠的攪拌時(shí)間（大于應(yīng)保證足夠的攪拌時(shí)間（大于30分鐘）。分鐘）。 c2井失敗原因分析：井失敗原因分析： 靜止熟化時(shí)靜止熟化時(shí) 間間 （h h） a a組（攪拌時(shí)間組（攪拌時(shí)間7min7min）b b組（攪拌時(shí)間組（攪拌時(shí)間20min20min）c c組（攪拌時(shí)間組（攪拌時(shí)間30min30min） 清液中聚合物清液中聚合物 濃度濃度 (%)(%) 實(shí)際濃度與目實(shí)際濃度與目 標(biāo)濃度比值標(biāo)濃度比值 (%)(%) 清液中聚合物清液中聚合物 濃度濃度 (%)(%) 實(shí)際濃度與目實(shí)際濃度與目 標(biāo)濃度比值標(biāo)濃度比值 (%)(%) 清液中聚合物清液中聚合物 濃度濃度 (%)(%) 實(shí)際濃度與目實(shí)際濃度與目 標(biāo)濃度比值標(biāo)濃度