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室内通过改变围压的形式研究油气藏的应力敏感性，得到岩石的外应力敏感程度。实际油藏生产中上覆岩层压力不变，而地层压力（孔隙流体压力）变化，故油气藏生产时表现为对孔隙压力的敏感。因此，必须把外应力敏感曲线转换成内应力敏感曲线。另外，室内实验岩心的渗透率是从K0下降到K的，而油气藏条件下的渗透率是从Ki下降到K的，两个过程完全不同。因加载过程储层岩石存在软塑性矿物的重新压缩、压实，故应力敏感性评价尽可能采用卸载曲线（更接近于岩石的本体弹性变形）。
岩石孔隙度越小，岩石越致密，岩石的可压缩性越小，但孔隙压缩系数越大。渗透率与岩石压缩系数之间没有必然的联系，而是与渗流孔道的大小有直接关系。即渗透率与孔隙压缩系数相关性较强。渗透率对应力的敏感程度随孔隙度的降低而增强。低孔、低渗储层岩石骨架颗粒偏细且分选不好，胶结物和泥质含量高，并发育有极细的微裂隙[117,118]。在应力增大的初始阶段易发生压实变形，在这个阶段单位孔隙体积的变化幅度较大。因而使得渗透率急剧降低，由于这种压实变形是不可逆的，当应力减小后，岩石渗透率不能得到有效恢复（如岩石发育有明显微裂缝，这种现象更加显著）。
从流体方面考虑，低渗储层其孔隙系统基本由小孔道组成，比表面极大，孔道内流体边界层的影响也大，渗透率越低启动压力梯度效应越强。除了受力发生介质变形外，低渗储层渗透率强应力敏感的另一主要原因是油藏储层流体渗流存在启动压力梯度[119,120]。
（一）理论模型校正
1.渗透率与净覆压力的关系校正
由前述实验（内应力不变，外应力增大）得出的孔、渗与净覆压力的指数关系形式：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
随净覆压力增大，Ki值降低。降低的幅度可以用应力敏感指数表示，其定义式：
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：
为岩石应力敏感指数；Ki为某一净覆压力σi下的渗透率，10-3μm2;K0为初始渗透率（净覆压力为0，也即地面渗透率），10-3μm2。
储层敏感性评价标准为：当
，为负敏感；当
时，为弱敏感；当
时，为中等敏感；当
时，为强敏感；当
时，为极强敏感。
上述公式建立的基础是把岩石看作普通固体材料（φ→0），而初始状态是地面岩心，所得到的应力敏感指数是地面岩心的应力敏感指数。而实际岩石是多孔介质（1＞φ＞0），受本体有效应力和结构有效应力的双重作用。深层高压低渗油藏岩石受上覆岩层的压实作用颗粒排列紧凑，一般不会较大幅度发生颗粒与颗粒之间的相对位移（塑性变形），地下岩石以骨架的本体变形（弹性变形）为主。整个油藏开采过程中，上覆岩层压力（p岩）不变，变化的是孔隙流体压力。随储层流体的不断采出，孔隙流体压力下降致使储层岩石受到的有效应力增加，岩石向稳定状态过渡。原始地层压力（pi）及生产过程中某一地层压力（p）条件下储层岩心的渗透率分别为
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式中：Pi为原始地层条件下的地层压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%;p岩为油藏储层的上覆岩层压力，MPa。
此时，油藏储层的应力敏感指数为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
这里因孔隙度参数对有效应力的敏感性较弱，可以认为在油藏开发过程中孔隙度参数基本不变（孔隙度损失率的最大值为12%，一般储层孔隙度不超过15%，其孔隙度变化的最大值为1.8%）。比较式（4-4-30）与式（4-4-33），同样的储层流体压力下降幅度，式（4-4-33）中有效应力不足式（4-4-30）的20%（油藏储层孔隙度一般低于20%）。油田实际生产中，随着孔隙流体压力的下降有效应力不会有明显增加。
用校正后的渗透率与净覆压力关系得到多孔介质有效应力理论。据该理论大多数低渗透岩石为无－弱应力敏感，而用原未校正模型得到的结论为强－极强应力敏感。虽然用多孔介质有效应力理论评价油气藏大多为无－弱敏感，但也有特殊的情况。对于原始地层压力非常高的深层高压油气藏，当孔隙流体压力下降很大时，原始地层压力与孔隙流体压力的差值非常大，与孔隙度乘积后仍很大，这时仍会有应力敏感发生。也就是说，用多孔介质有效应力理论评价储层岩石的敏感性，会得出深层高压油气藏储层岩石存在应力敏感。而大多数的情况下低渗透储层岩石基质不敏感，而裂缝敏感。
取油藏埋深3360m，岩石密度2.32g/cm3，重力加速度g为9.8m/s2，油藏压力系数1.80。则储层上覆岩层压力76.39MPa，原始流体压力59.27MPa。上覆岩层压力与原始流体压力差值大于15MPa。随着油藏开发的进行，这个差值越来越大。地层压力最小取5.0MPa，用式（4-4-32）、式（4-4-33）计算，结果如表4-4-2所示。
表4-4-2 地层条件下的应力敏感指数
分析表4-4-2，中渗、低渗Ⅰ类、低渗Ⅱ类储层在开发过程中均为弱应力敏感，而低渗Ⅲ类储层为中等敏感。由气驱实验与油藏生产实际对比，深层高压油藏原始地层压力状态下的有效应力大于15MPa（以Terzaghi有效应力方程）。若以本体有效应力计算，则储层有效应力大于60MPa。也就是说，油藏开发中的应力敏感性是气驱实验渗透率百分数与净覆压力关系中净覆压力大于15MPa或20MPa之后的曲线。故如果气驱实验曲线不进行校正，则明显夸大了地下储层的应力敏感性。当然，此种分析假设储层为单纯孔隙介质且裂缝不发育。若裂缝、微裂缝发育，则油藏开发过程中储层应力敏感性会更强。
2.孔隙度与净覆压力的关系校正
应力敏感实验中首先测试、计算岩样孔隙度：
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式中：Vp为岩石孔隙体积，cm3；Vb为岩石的外表体积，cm3。
应力敏感实验应力加载过程中，岩石的孔隙体积为Vp-ΔVp,ΔVp是孔隙体积的变化量。实验室通过测量岩样排出流体的体积来确定孔隙体积变化量。按土壤力学的认识，岩石颗粒骨架本身变形可以不考虑，外观体积的变化等于孔隙流体变化量，即：Vb－ΔVp。
目前，岩石孔隙度计算式为
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实际的孔隙度计算式应该为
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式（4-4-35）中，由于借用了土壤力学的观点没有考虑岩石骨架颗粒△Vs的变形。结果是外观体积的变化比实际的要大（式中分母过大），造成测定加载过程中孔隙度变化幅度变小。用式（4-4-35）计算净覆压力增加过程中岩石的孔隙度，随净覆压力的增加，孔隙度会减小。不存在孔隙压力（驱替实验）时，孔隙度随净覆压力的变化可以用如下指数递减形式表示：
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式中：φi为净覆压力σi下的孔隙度，%；φ。为初始孔隙度（净覆压力为0时的孔隙度），%。
若存在孔隙压力时，按照双重有效应力理论，整个油藏开采过程中上覆岩层压力（p岩）不变，变化的是孔隙流体压力。随着储层中流体的不断采出，孔隙流体压力下降，致使储层岩石所受到的有效应力增加。原始地层压力（pi）及生产过程中某一地层压力（p）条件下储层岩石孔隙度分别为
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式中：Pi为原始条件下的地层压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa；φp，为原始地层压力（pi）下的孔隙度，%；φp为某一地层压力（p）下的孔隙度，%。
深层多孔介质在巨大的上覆压力作用下已发生了塑性变形（结构变形），颗粒与颗粒之间以紧凑方式排列。紧凑方式排列的颗粒一般不会再发生相对位移，塑性变形（结构变形）很弱。除了结构变形外还有岩石骨架颗粒本身的变形，这部分变形同岩石的结构变形不同，是弹性变形，弹性变形是可以恢复的。
式（4-4-35）孔隙度计算公式中，由于借用了土壤力学的观点没有考虑岩石骨架颗粒的变形。因此，外观体积的变化比实际外观体积的变化量大，造成测定加载过程中孔隙度变小。地表土壤多孔介质变形以塑性变形为主，地下多孔介质岩石变形以骨架颗粒的弹性变形为主。
（二）常规气测模型校正
将各类储层由实验得到的孔、渗参数与净覆压力的关系转换到地下油藏状态即得到以下各类油藏储层生产中的孔隙度、渗透率。其中若地层孔隙压力p取原始地层压力pi时，即可得到原始地层状态下的孔隙度、渗透率。
1.中渗储层（（50～90）×10-3μm2）
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式中：φ为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
2.低渗｜类（（30～50）×10-3μm2）
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式中：φ为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
3.低渗Ⅱ类（（10～30）×10-3pm2）
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式中：φ为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
4.低渗Ⅲ类（（1～10）×10-3μm2）
（1）低渗Ⅲ类－1（（5～10）×10-3μm2）
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式中：φ为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
（2）低渗Ⅲ类－2（（1～5）×10-3μm2）
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式中：φ为油藏储层孔隙度，%；φ0为地面孔隙度，%;K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。
（三）常规水测应力敏感模型校正
1.中渗储层（K50×10-3μm2）
203-35（2-1）样品，K∞＝65.1×10-3μm2校正后为
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式中：K∞为克氏渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗〓类
203-35（1-1）样品，K∞＝22.1×10-3μm2;13-173（2-1）样品，K∞＝26.5×10-3μm2，校正后为
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式中：K∞为克氏渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
（四）常规油测应力敏感性模型
1.低渗Ⅰ类
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式中：K0为地面渗透率，10-3μm2.p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗Ⅱ类
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10－3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
3.中渗储层
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa。φ为油藏储层孔隙度，%。
（五）地层条件水测应力敏感性模型
1.低渗Ⅰ类
K=38.3×10-3μm2样品渗透率百分数与有效应力关系如图4-4-24所示。这里的增压、降压过程是指有效应力的增加、降低过程。有效应力增加、降低分别对应流体压力的降低、增加过程（围压不变），又分别对应流体采出过程和注水过程。为模拟注水开发过程中储层应力敏感效应，这里选用流体压力增加（有效应力降低）的注水过程。
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
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式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
K=50.6×10-3μm2样品渗透率百分数与有效应力关系如图4-4-25所示。
图4-4-24 渗透率百分数与有效应力关系
图4-4-25 渗透率百分数与有效应力关系
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
2.低渗Ⅱ类
渗透率百分数与有效应力的相关关系如图4-4-26所示。选用有效应力降低过程。
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Kj为某一净覆压力oi下的渗透率值，10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3pm2。
或
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
3.超低渗样品（K1.0×10-3μm2）
渗透率百分数与有效应力的相关关系如图4-4-27所示。选用有效应力降低过程。
图4-4-26 渗透率百分数与有效应力关系
图4-4-27 渗透率百分数与有效应力关系
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：σi为岩心样品所承受的净覆压力，MPa;Ki为某一净覆压力σi下的渗透率值.10-3μm2;K0为地面渗透率，10-3μm2。
或
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层的上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
（六）地层条件气测模型校正
低渗Ⅲ类
K=3.54×10-3μm2，样品校正后为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;P岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
K=1.45×10-3μm2，样品校正后为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;p岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
低渗Ⅲ类校正后为
深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例
式中：K0为地面渗透率，10-3μm2;P岩为油藏储层上覆岩层压力，MPa;p为油藏生产中某一时刻的孔隙流体压力，MPa；φ为油藏储层孔隙度，%。
由文东油田沙三中油藏低渗Ⅱ类油层的注水开发过程，以上各应力敏感模型中地层条件水测应力敏感性模型与油田实际开发过程较为接近，但其所计算的应力损伤程度略小干实际油田开发中的应力敏感性伤害。
低渗透油藏岩石的压实程度较高，在有效应力较大的情况下，孔隙体的变化幅度较小，孔隙度的降低幅度也小。低渗油藏喉道为片状、弯片状及管束状，在有效应力增大时其喉道很容易变形，喉道半径急剧降低，从而严重影响渗透性。有效应力发生变化引起渗透率的变化，渗透率的变化主要与岩石的孔隙结构有关。对于低渗储层，小孔道数量占优势，大孔道相对较少。影响储层渗透率的平均孔喉半径较小，在有效应力作用下闭合的主要是小孔道。一旦小孔道被压缩，则渗透率下降幅度较大，所以有效应力对低渗储层渗透率的影响比较明显。相反，对于中，高渗储层，大孔道较多，对渗透率起主要作用的是大孔道，被压缩的小孔道基本可以忽略不计。因此，有效应力对中、高渗储层渗透率影响不明显。美国学者研究认为，在较为疏松的油藏中，有效应力作用下高渗区域渗透率下降得最严重。而在压实地层，其低渗区域渗透率的应力敏感性最强。此种现象用岩石颗粒几何特征及不同渗透率储层喉道几何形状可以解释。
低渗油藏储层泥质含量高，富含泥质岩石颗粒粒度不均，分选极差。岩石孔隙空间以微细喉道为主。当受压时颗粒间泥质产生塑性形变，泥质被挤向四周，从而堵塞孔道，再加上喉道的闭合，故在围压下低渗储层渗透率下降较多。
低渗油藏裂缝、微裂缝发育。裂缝性砂岩油藏在承受应力时渗透率变化具有明显的非线性特征。低有效应力阶段，裂缝闭合趋势最明显，此时岩石渗透率将随有效应力的改变而迅速改变，体现出较强的应力敏感特征。这个阶段的应力敏感系数比普通砂岩高得多。当有效应力逐渐增大时裂缝的闭合趋势减慢，裂缝的开裂度随应力的变化趋势减弱，其应力敏感性逐渐减弱[122]。在较高的应力条件下，裂缝的闭合量将趋于稳定，岩石的渗透率将不会有太大的改变，应力敏感特征减弱。这个阶段的变化规律与一般砂岩变化相同。
低渗储层，可供流体流动的孔喉半径存在临界值，孔喉半径大于临界值，其中的流体才能流动。当净覆压力变化时，一些毛细管半径发生变形而小于临界值，从而丧失流动性，有效流动毛细管数（M）小于总毛管数（N）。油、气藏的应力敏感性都是有针对性的，中、高渗透储层毛管较粗，应力敏感性较小，可以认为，其渗透率变化幅度与其初始值无关。低渗储层，孔道大小不同，其固－液界面表面张力不同，原油边界层的影响也不同，各种孔道有不同的启动压力梯度。由流变学理论可知，毛细管越细，启动压力梯度越大。低渗储层，当裂缝或微裂缝发生部分或完全闭合后，其孔隙系统基本由小孔道组成。应力增大时，渗流孔道变小，启动压力梯度增大，小孔道先丧失渗流能力；随着有效应力不断增大，越来越多的小孔道失去渗流能力，M≪N，渗透率表现出应力敏感性[123,124]。
有效应力变化过程中，若岩石仅发生弹性变形，则孔隙度和渗透率随有效应力的变化是线性的，实际上孔隙度和渗透率在不同有效应力区间的降低值不同。有效应力增加初期，岩石变形最大，曲线非线性较强，此过程是岩石的压缩过程，或裂缝（微裂缝）闭合过程。裂缝的应力敏感性比基质更强[125,126]。据此推断，在裂缝性深层高压油藏开发中，油藏的应力敏感性是制约其开发特性的重要因素。裂缝性深层高压油藏开发，油井井底压力不能下降得太快、太低，应保持稳定压力生产以防止因井底压力波动过大造成不可逆的渗透率损失。文东油田文13西储层岩心平均气测临界有效压力约为20MPa；平均水测临界有效压力约为15MPa。据此可估算出以防止储层渗透率不可逆损失量过大为原则的合理生产压差。
capillary number
毛细管数
capillary
[英][kəˈpɪləri][美][ˈkæpəleri]
n.毛细管; 毛细血管; 微管;
adj.毛细管的; 毛状的; 表面张力的; 细长的;
复数：capillaries
例句:
Each nephron contains a tuft of capillary blood vessels ( glomerulus) and tiny tubules thatlead to larger collecting tubes.
一个肾单元包含一个毛细血管丛（肾小球）和一个细小的小管（肾小管），进而引导到更粗大的收集管。
毛细数是一个无量纲数，反映了表面张力对液体流动的影响。它与黏性力和表面张力的比值成正比，一般用在动量传递、雾化以及固体床内两相流动的计算等方面。它等价于(Wb/Re), 一般采用下列定义式：
Ca=(μ.v)/σ
一是HDCS技术。通过优化注采参数，明晰技术经济政策界限，合理配置降黏剂、C02[z2]和蒸汽用量，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质、沥青质为分散、原油轻质组分为连续相的分散体系。
二是冷采技术。采用螺杆泵将原油和砂一起采出，通过使油层大量出砂形成“蚯蚓洞”和稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中的“蚯蚓洞”可提高油层渗透率，而形成泡沫油则为油层提供了内部驱动能量。该技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性。
三是添加降黏剂。乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力，提高毛细管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质——降黏剂，它在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降黏开采的目的。
四是电加热。采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。但它的可行性是建立在电力成本低或者原油价格高的基础上。
五是地下燃烧。地下燃烧，就是我们通常所说的火烧油层。受热的通道为可流动的原油到达生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽/燃烧法的综合应用，可在薄油藏以及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。
六是SAG D技术。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是开发超稠油的一项前沿技术，该方法的主要机理是热传导与流体热对流相结合。以蒸汽为热源，依靠注入蒸汽与加热的油和水之间的密度差来实现重力泄油作用而开采稠油。利用直井+水平井组合技术，大幅度提高油井周期产量。这项技术为稠油、超稠油开采接替技术开辟了新的领域。
七是掺稀油开采。该项技术的优点是不伤害油层。它不像掺活性水降黏开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本；有些区块附近无稀油源，掺稀油也比较麻烦。这项技术的可行性和合理性决定于原油的价格。
八是微生物驱油。通过细菌在油藏环境中繁殖，细菌生长代谢，对原油产生降解作用，生成的代谢产物使固一液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，从而提高了洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量及原油黏度。
九是地热辅助采油技术。统计C油田3400个井点地层温度资料。统计结果表明，地层温度与油层埋深成正比，埋藏越深、温度越高。利用广义丰富的地热资源，包括深层高温流体（油、气、水及其混合物），将大量的热量带入浅油层，降低原油黏度，提高原油流动能力。为减少热损失，更好度不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注人目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非常成熟，开发实践经验也非常丰富，为利用地热资源进行热水采油提供了便利。胜利油田通过深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济政策研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降茹举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。另外，还有太阳能、风能和重力能辅助采油技术。
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