高凝高黏高鹽均質(zhì)油藏聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比
——以大港孔南地區(qū)儲層條件為例

張　杰， 楊懷軍， 曹偉佳， 蘇　鑫， 盧祥國

(1.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

?

高凝高黏高鹽均質(zhì)油藏聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比
——以大港孔南地區(qū)儲層條件為例

張杰1， 楊懷軍1， 曹偉佳2， 蘇鑫2， 盧祥國2

(1.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

針對大港油田孔南地區(qū)高凝高黏高鹽油藏的特點(diǎn)，采用巖心流動實(shí)驗(yàn)裝置和巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置，開展了聚合物/表面活性劑二元復(fù)合體系驅(qū)油效率及其影響因素的研究，分析了聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅與巖心滲透率之間關(guān)系機(jī)理。結(jié)果表明，對于非均質(zhì)性較弱儲層，隨巖心滲透率增加，聚/表二元體系阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)減小。隨聚/表二元體系與原油黏度比(μsp/μo)和巖心滲透率增大，采收率增幅增加，但增幅增加速度減小。隨儲層平均滲透率增加，巖石吼道尺寸增大，不可及體積減小。因此，儲層平均滲透率大小會影響聚/表二元復(fù)合體系儲層適應(yīng)性，進(jìn)而影響聚/表二元復(fù)合驅(qū)增油效果。從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度考慮，目標(biāo)油藏均質(zhì)儲層聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

高凝高黏高鹽油藏；聚/表二元體系；均質(zhì)巖心；驅(qū)油效率；影響因素；物理模擬

自聚合物驅(qū)在大慶油田推廣應(yīng)用以來，其規(guī)模和范圍逐年擴(kuò)大，目前以聚驅(qū)為主的化學(xué)驅(qū)年產(chǎn)油量超過1 000×104t[1-3]。與聚合物驅(qū)相比較，三元復(fù)合驅(qū)增油降水效果更加明顯，在水驅(qū)基礎(chǔ)上可以提高采收率20%[4]。但現(xiàn)有三元體系中堿會與地層巖石礦物成分發(fā)生反應(yīng)，生成的溶解物會以垢的形式在采油井井壁附近區(qū)域、人工舉升系統(tǒng)和地面管線中沉積，進(jìn)而影響油井產(chǎn)能[5-6]。與三元復(fù)合驅(qū)相比，聚/表二元復(fù)合驅(qū)不僅可以避免結(jié)垢問題，而且還具有良好的流度控制能力。因此，無堿聚/表二元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)研究和礦場試驗(yàn)開始受到石油科技工作者的高度重視，2003年，勝利油田在孤東七區(qū)54-61開展了聚/表二元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)，取得了較好的增油降水效果[7-9]。為了進(jìn)一步完善復(fù)合驅(qū)油技術(shù)的發(fā)展，適應(yīng)大港油田孔南地區(qū)儲層高凝高黏高鹽油藏開發(fā)技術(shù)需求，本文以目標(biāo)油藏儲層巖石和流體物性為模擬對象，開展了聚/表二元復(fù)合體系驅(qū)油效率及其影響因素實(shí)驗(yàn)研究，確定了大港油田孔南地區(qū)均質(zhì)儲層合理黏度比，這為聚/表二元復(fù)合驅(qū)注入工藝參數(shù)優(yōu)選提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)材料

聚合物為疏水締合聚合物AP-P7，由中國石油大港油田采油工藝研究院提供，有效含量為90%。表面活性劑為官109PS985，由大港油田采油工藝研究院提供，有效含量為40%。

實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由大港孔南地區(qū)儲層高凝原油與煤油混合而成。實(shí)驗(yàn)用水為大港孔南地區(qū)注入水和地層水，注入水水質(zhì)分析見表1。

表1　水質(zhì)分析結(jié)果

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心[10]，滲流特性實(shí)驗(yàn)用巖心為柱狀巖心，外觀尺寸Φ2.5 cm×10 cm。驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)用巖心為均質(zhì)方巖心，外觀幾何尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2儀器設(shè)備

采用驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置評價聚/表二元復(fù)合體系滲流特性和驅(qū)油效率，該裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除手搖泵和平流泵外，其余部件置于油藏溫度保溫箱內(nèi)。

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)步驟：

① 在室溫下，巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積和孔隙度；

② 在油藏溫度為78 ℃條件下，水測滲透率；

③ 在油藏溫度為78 ℃條件下，飽和模擬油，計算含油飽和度；

④ 在油藏溫度為78 ℃條件下，水驅(qū)到設(shè)計含水率，計算水驅(qū)采收率；

⑤ 在油藏溫度為78 ℃條件下，注入化學(xué)劑段塞，后續(xù)水驅(qū)到含水率98%，計算采收率。

實(shí)驗(yàn)注入速度為0.8 mL/min。

1.3方案設(shè)計

1.3.1聚/表二元復(fù)合體系滲流特性在聚/表二元復(fù)合體系組成(聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%)和水型(注入水)一定條件下，考察巖心滲透率(Kg=100、300、600、3 500 mD)對滲流特性的影響。

1.3.2聚/表二元復(fù)合體系驅(qū)油效率及其影響因素

(1) 原油黏度和巖心滲透率的影響(其中聚/表二元體系注入體積為0.6 PV)

在聚/表二元復(fù)合體系黏度為50 mPa·s條件下，考察原油黏度(黏度比μsp/μo=0.25、0.33、0.5、1.0、2.0)和巖心滲透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)對聚/表二元復(fù)合驅(qū)油效率的影響。

(2) 聚/表二元復(fù)合體系黏度和巖心滲透率的影響(其中聚/表二元體系注入體積為0.6 PV)

在原油黏度為50 mPa·s條件下，考察聚/表二元復(fù)合體系黏度(黏度比μsp/μo=0.5、1.0、2.0、3.0、4.0)和巖心滲透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)對聚/表二元復(fù)合驅(qū)油效率的影響。

2　結(jié)果分析

2.1聚/表二元復(fù)合體系滲流特性

巖心滲透率對聚/表二元復(fù)合體系(注入水，聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%)滲流特性影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2，實(shí)驗(yàn)過程中注入壓力與PV數(shù)關(guān)系見圖1。

表2　阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

圖1　注入壓力與PV數(shù)關(guān)系

Fig.1Relation of injection pressure and PV

從表2和圖1中可以看出，巖心滲透率對聚/表二元體系滲流特性存在影響。隨巖心滲透率增加，巖心孔喉尺寸增大，聚合物滯留量減小，孔喉過流斷面增加，流動阻力減小，注入壓力降低，聚/表二元復(fù)合體系阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)減小。

2.2聚/表二元復(fù)合體系驅(qū)油效率及其影響因素

2.2.1原油黏度和巖心滲透率的影響

(1) 采收率

聚/表二元復(fù)合體系黏度固定(μsp=50 mPa·s)條件下，原油黏度(黏度比μsp/μo)和巖心滲透率對聚/表二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效率(采收率)影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2　采收率增幅與黏度比關(guān)系

Fig.2Relation of recovery and viscosity ratio

從圖2中可以看出，在巖心滲透率相同和聚/表二元復(fù)合體系黏度固定(μsp=50 mPa·s)條件下，隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增加，聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率增加，當(dāng)黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0時，采收率增速較快。在黏度比(μsp/μo)相同條件下，隨巖心滲透率增加，聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅增加，但增速趨于平緩。從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩方面考慮，合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

(2) 動態(tài)特征

當(dāng)巖心滲透率為Kg=100 mD，實(shí)驗(yàn)過程中壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖3。

圖3注入壓力、含水率、采收率與PV數(shù)關(guān)系(Kg=100 mD)

Fig.3Relation of injection pressure，moisture content，recovery and PV(Kg=100 mD)

從圖3中可以看出，在巖心滲透率Kg=100 mD條件下，在聚/表二元體系注入階段，隨注入PV數(shù)增加，化學(xué)藥劑在巖心中滯留量增大，孔隙過流斷面減小，流動阻力增加，注入壓力升高并趨于穩(wěn)定，含水率下降，采收率升高。隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增加，注入壓力降低，含水率降低，采收率增加。

2.2.2復(fù)合體系黏度和巖心滲透率的影響

(1)采收率

在原油黏度固定(μo=50 mPa·s)條件下，聚/表二元復(fù)合體系黏度(黏度比μsp/μo)和巖心滲透率對聚/表二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效率(采收率)影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4　采收率增幅與黏度比關(guān)系

Fig.4Relation of recovery and viscosity ratio

從圖4中可以看出，在原油黏度(μsp/μo)固定條件下，隨巖心滲透率增加，采收率增幅增加，但增加幅度降低。在巖心滲透率相同條件下，隨聚/表二元復(fù)合體系黏度減小即黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度減小。當(dāng)黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0變化時，采收率增幅變化較大。從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度考慮，合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

(2)動態(tài)特征

當(dāng)巖心滲透率為Kg=300 mD，實(shí)驗(yàn)過程中壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖5。

圖5　注入壓力、含水率、采收率與PV數(shù)關(guān)系(Kg =300 mD)

從圖5中可以看出，在聚/表二元復(fù)合體系注入階段，隨注入PV數(shù)增加，注入壓力逐漸升高并趨于穩(wěn)定。在巖心滲透率Kg=300 mD條件下，隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增大，注入壓力升高，含水率降低，采收率增加。

2.3機(jī)理分析

從圖2和圖4中可以看出，當(dāng)巖心滲透率值較小(Kg≤600 mD)時，隨滲透率增加，采收率增幅較大。巖心滲透率值較大(Kg>600 mD)時，隨滲透率增加，采收率增幅較小。聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅與巖心滲透率之間出現(xiàn)上述變化關(guān)系，是與聚/表二元復(fù)合體系中聚合物分子聚集體與巖心孔喉尺寸間適應(yīng)性關(guān)系變化密切相關(guān)。

疏水締合聚合物是近年來新開發(fā)的聚合物產(chǎn)品，它大分子鏈上帶有少量疏水基團(tuán)，通過它們間的疏水締合作用形成“網(wǎng)狀”分子聚集體，由此獲得優(yōu)良增黏和抗鹽性，進(jìn)而開始被應(yīng)用于高黏、高凝、高鹽油藏提高采收率技術(shù)實(shí)踐中[11-12]。研究表明，黏度是聚合物溶液內(nèi)摩擦力大小的評價指標(biāo)，它與聚合物分子聚集體結(jié)構(gòu)形態(tài)密切相關(guān)(見圖6)。普通超高分聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)擁有“線性-網(wǎng)狀”分子聚集體，疏水締合聚合物擁有“片-網(wǎng)狀”分子聚集體(見圖6)，前者分子線團(tuán)尺寸Dh較小，后者較大(見表3)。由于聚合物分子結(jié)構(gòu)形態(tài)差異，導(dǎo)致二者包絡(luò)水分子能力差異，進(jìn)而造成增黏性差異。通過疏水基團(tuán)間締合作用可以提高聚合物增黏性，但這也會引起聚合物分子聚集體與巖石孔喉間適應(yīng)性問題[13-14]。

圖6　聚合物分子聚集體電鏡

Fig.6Electron microscopy figure of Polymer molecules aggregate

表3　Dh測試結(jié)果

研究表明，化學(xué)驅(qū)油劑(聚合物、聚/表二元復(fù)合體系和堿/表/聚三元復(fù)合體系)在儲層巖石孔隙內(nèi)傳輸運(yùn)移和滯留(化學(xué)吸附和機(jī)械捕集)，這會造成高滲透層或大孔道滲流阻力增加[15-16]，導(dǎo)致全井注入壓力提高、中低滲透層(孔隙)吸液壓差增加，最終實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向、擴(kuò)大波及體積和提高采收率目的(見圖7)。因此，驅(qū)油劑中聚合物分子聚集體與巖石孔喉間匹配關(guān)系對于提高化學(xué)驅(qū)增油效果十分重要。

圖7　調(diào)驅(qū)劑液流轉(zhuǎn)向原理示意圖

Fig.7The principle diagram of oil displacement agent fluid flowing

巖心壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表4。由表4可知，隨滲透率增加，平均吼道半徑增大，聚合物分子聚集體不可及孔隙體積減小，可及孔隙體積增加。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，巖心滲透率與吼道半徑間關(guān)系并非線性關(guān)系，當(dāng)滲透率超過Kg=515 mD時(見表4)，吼道半徑增幅明顯增大，這也是聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅與巖心滲透率之間呈現(xiàn)圖2和圖4中變化特征的重要原因。

3　結(jié)論

(1) 隨聚/表二元體系與原油黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度減小。

(2) 從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度考慮，目標(biāo)油藏均質(zhì)儲層聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

表4　巖心壓汞測試數(shù)據(jù)

[1]王德民，程杰成，吳軍政，等．聚合物驅(qū)油技術(shù)在大慶油田的應(yīng)用[J]．石油學(xué)報，2005，26(1)：74-78．

Wang Demin，Cheng Jiecheng，Wu Junzheng，et al．Application of polymer flooding technology in Daqing oilfield[J]．Acta Petrolei Sinica，2005，26(1)：74-78．

[2]張曉芹，關(guān)恒，王洪濤．大慶油田三類油層聚合物驅(qū)開發(fā)實(shí)踐[J]．石油勘探與開發(fā)，2006，33(3)：374-377．

Zhang Xiaoqin, Guan Heng, Wang Hongtao．Practice of tertiary-main layers polymer flooding in Daqing oilfield[J]．Petroleum Exploration and Development，2006，33(3)：374-377．

[3]張賢松，王海江，唐恩高，等．渤海油區(qū)提高采收率技術(shù)油藏適應(yīng)性及聚合物驅(qū)可行性研究[J]．油氣地質(zhì)與采收率，2009，16(5)：56-59．

Zhang Xiansong, Wang Haijiang,Tang Engao, et al．Research on researvoir potential and polymer flooding feasibility for EOR technology in Bohai offshore oilfield[J]．Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2009，16(5)：56-59．

[4]郭萬奎，程杰成，廖廣志．大慶油田三次采油技術(shù)研究現(xiàn)狀及發(fā)展方向[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2002，21(3)：1-6．

Guo Wankui, Cheng Jiecheng, Liao Guangzhi．Present situation and direction of tertiary recovery technique in the future in Daqing oilfield[J]．Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing，2002，21(3)：1-6．

[5]劉東升，李金玲，李天德，等．強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)硅結(jié)垢特點(diǎn)及防垢措施研究[J]．石油學(xué)報，2007，28(5)：139-141．

Liu Dongsheng, Li Jinling, Li Tiande, et al．Scaling characteristics of silicon and anti-scaling measures in ASP flooding with alkal[J]．Acta Petrolei Sinica，2007，28(5)：139-141．

[6]何金鋼，楊晶，宋考平，等．弱堿三元復(fù)合驅(qū)結(jié)垢現(xiàn)象[J]．石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2014，27(5)：72-79．

He Jingang, Yang Jing, Song Kaoping, et al．Scaling phenomenon in base ASP flooding[J]．Journal of Petrochemical Universities，2014，27(5)：72-79．

[7]牛麗偉，盧祥國，楊懷軍，等．二元復(fù)合驅(qū)流度控制作用效果及其合理流度比研究[J]．中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2014，38(1)：148-154.

Niu Liwei, Lu Xiangguo, Yang Huaijun, et al．Study on mobility control of polymer/surfactant oil-displacing agent and reasonable mobility ratio[J]．Journal of China University of Petroleum，2014，38(1)：148-154.

[8]王榮健，盧祥國，牛麗偉，等． 大慶油田薩北開發(fā)區(qū)二類油層二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)研究[J]．海洋石油，2009，29(3)：57-61．

Wang Rongjian, Lu Xiangguo, Niu Liwei, et al．Study on surfactant/polymer flooding technology for under-productive oil layers in development zone of the north Saertu of Daqing oilfield[J]．Offshore Oil，2009，29(3)：57-61．

[9]張愛美．孤東油田七區(qū)西南二元復(fù)合驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)效果及動態(tài)特點(diǎn)[J]．油氣地質(zhì)與采收率，2007，14(5)：66-71．

Zhang Aimei. Results and dynamic characteristics of pilot test of surfactant/polymer binary combination flooding in western No.7 district in Gudong oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2007，14(5)：66-71．

[10]盧祥國，宋合龍，王景盛，等. 石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)非均質(zhì)模型制作方法：中國，ZL200510063665.8[P]. 2005-03-30．

[11]李振泉，宋新旺，曹緒龍，等．油田用表面活性劑與疏水締合聚合物相互作用研究 [J]．石油化工高等學(xué)校學(xué)報，2013，26(4)：52-56．

Li Zhengquan, Song Xinwang, Cao Xulong, et al．Interaction study of oillield used surfactants and hydrophobically associating water soluble polymers [J]．Journal of Petrochemical Universities，2013，26(4)：52-56．

[12]陳洪，韓麗娟，徐鵬，等．疏水改性聚丙烯酰胺的增粘機(jī)理研究[J]．物理化學(xué)學(xué)報，2003，19(11)：1020-1024．

Chen Hong, Han Lijuan, Xu Peng, et al．The thickening mechanism study of hydrophobieally modified polyaerylamide[J]．Acta Physico-Chimica Sinica，2003，19(11)：1020-1024．

[13]姜曉磊，王榮健，盧祥國，等．聚合物相對分子質(zhì)量與油藏儲層適應(yīng)性研究[J]．油田化學(xué)，2014，31(2)：269-273．

Jiang Xiaolei，Wang Rongjian，Lu Xiangguo，et al．Experimental study on the reservoir adaptability of polymer molecular weight[J]．Oilfield Chemistry，2014，31(2)：269-273．

[14]朱懷江，劉強(qiáng)，沈平平，等．聚合物分子尺寸與油藏孔喉的配伍性[J]．石油勘探與開發(fā)，2006,33(5)：609-613．

Zhu Huaijiang，Liu Qiang，Shen Pingping，et al．Compatibility between polymer molecular size and pore throat in reservoirs[J]．Petroleum Exploration and Development，2006,33(5)：609-613．

[15]杜慶軍，侯健，徐耀東，等．聚合物驅(qū)后剩余油分布成因模式研究[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2010，32(3)：107-111．

Du Qingjun,Hou Jian,Xu Yaodong, et al．Study ongenetic model of remaining oil distribution after polymer flooding[J]．Journal of Southwest Petroleum University，2010，32(3)：107-111．

[16]盧祥國，王樹霞，王榮健，等．深部液流轉(zhuǎn)向劑與油藏適應(yīng)性研究—以大慶喇嘛甸油田為例[J]．石油勘探與開發(fā)，2011，38(5)：1576-1582．

Lu Xiangguo, Wang Shuxia, Wang Rongjian, et al． Adaptability of a deep profile control agent to reservoirs: Taking the Lamadian oilfield in Daqing as an example[J]．Petroleum Exploration and Development，2011，38(5)：1576-1582．

(編輯宋官龍)

Reasonable Viscosity Ratio of Polymer/Surfactant Combination System in High Condensation and High Viscosity and High Salt and Homogeneous Reservoir:Take the Kongnan Reservoir of Dagang Oilfiled as Research Object

Zhang Jie1, Yang Huaijun1, Cao Weijia2, Su Xin2, Lu Xiangguo2

(1.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，PetroChina，Tianjin300280,China;2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In recent years, with the growth of oil consumption and the reduce of new proved reserves, the development of high viscosity oil reservoir was paid more and more attention. As Kongnan block of Dagang oilfield has characteristics of hypercoagulability, high viscosity and high salinity, core flow experimental apparatus and core displacement experiment apparatus were used to study the effect of oil displacement efficiency of polymer/surfactant combination system, and analyze the mechanism of the relationship between recovery growth and core permeability. The results showed that, for the weak heterogeneous reservoir, with the increase of core permeability, the resistance coefficient and residual resistance coefficient of the polymer/surfactant combination system were decreased. With the increase of viscosity ratio (μsp/μo) and core permeability, the oil recovery increased, but the increase rate decreased. With the increasing of the core permeability, the size of the rock increased, while the inaccessible pore volume decreased. So the adaptability of the reservoir and the polymer/surfactant combination system was affected by the average permeability, and then the effect of the polymer flooding of the polymer/surfactant combination system flooding was influenced. Comprehensively considering technical and economic effects，the reasonable viscosity ratio (μsp/μo) in polymer flooding should be about 0.5～1.0．

Hypercoagulable and high viscosity reservoir and high salt； Polymer/surfactant combination system； Homogeneous core； Oil displacement efficiency； Influencing factors； Physical simulation

1006-396X(2016)04-0029-06投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-07

2016-02-19

中國石油重大礦場試驗(yàn)項目(DGYT-2014-JS-306)。

張杰(1967-)，男，博士，高級工程師，從事提高采收率技術(shù)研究；E-mail: zhangjie@petrochina.com.cn。

TE345

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.006