風(fēng)城陸相稠油油砂親水性及潤濕性機理研究

林伯韜，史璨，于光哲，金衍

1 中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249

2 美國德克薩斯大學(xué)奧斯汀分?；瘜W(xué)工程系，奧斯汀 78712

*通信作者, guangzhe_yu@163.com

風(fēng)城陸相稠油油砂親水性及潤濕性機理研究

林伯韜1，史璨1，于光哲2*，金衍1

1 中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249

2 美國德克薩斯大學(xué)奧斯汀分?；瘜W(xué)工程系，奧斯汀 78712

*通信作者, guangzhe_yu@163.com

風(fēng)城陸相稠油油藏原油黏度高，通常采取擠液預(yù)處理儲層改造結(jié)合SAGD方式開采。為了理解注入液和冷凝液在油藏中的運移規(guī)律，需要掌握該油砂的親水和潤濕機理。本文選取風(fēng)城油砂樣品，通過X射線衍射、環(huán)境掃描電鏡、接觸角和核磁共振系列實驗，研究處于不同壓差和酸堿度環(huán)境下的樣品的親水性與潤濕性。研究發(fā)現(xiàn)風(fēng)城油砂發(fā)育疏松結(jié)構(gòu)，瀝青作為砂粒彼此間的膠結(jié)物存在而不呈現(xiàn)“油包砂”的結(jié)構(gòu)形式；風(fēng)城油砂傾向于親水，飽和鹽水在巖心中以水膜和孔隙水兩種形式存在；增大飽和壓差或飽和鹽水的酸堿度均會造成水膜變厚和孔隙水體積增加。綜合分析可知，風(fēng)城油砂親水且水潤濕，加大注入壓差可更高效地將汽液注入地層，且添加化學(xué)用劑不會損害儲層的可注性。

陸相；油砂；親水性；潤濕性

0 引言

蒸汽吞吐(cyclic steam injection)、蒸汽驅(qū)(steam drive)、蒸汽輔助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，簡稱SAGD)及火驅(qū)(in-situ combustion)為國內(nèi)外開采非固結(jié)砂巖儲層中的稠油及超稠油的主要技術(shù)[1-5]；前三者(蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及SAGD)皆為以蒸汽為注入媒介的熱采技術(shù)，已在多個國家如加拿大、俄羅斯、委內(nèi)瑞拉、哈薩克斯坦及中國得到廣泛應(yīng)用[3]。

新疆風(fēng)城油田的稠油/超稠油油藏具有陸相沉積、夾層發(fā)育、滲透率低、非均質(zhì)性強的特點，造成注汽階段能耗高、產(chǎn)出液處理壓力大、見產(chǎn)周期長、注采比高、油汽比低(相對加拿大阿爾伯塔地區(qū)油砂)等系列工程問題。目前，風(fēng)城油田規(guī)模采用SAGD水平井?dāng)D液預(yù)處理儲層改造技術(shù)(亦稱“微壓裂”)[6-8]來解決預(yù)熱周期長這一問題。該技術(shù)通過對SAGD井施加一定的井口壓力(0.5～3 MPa)及排量(0～300 L/min)、逐級擠注20oC～70oC前期SAGD工程產(chǎn)出液，力求形成包裹注采井的均勻高滲、帶微裂縫的擴容帶，從而建立注采井水力、熱力連通性，進而縮短預(yù)熱周期；同時增強凝析液對流作用以提高傳熱效率，改善后續(xù)循環(huán)預(yù)熱和注汽生產(chǎn)效果[6-8]。另一方面，在蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及SAGD注汽階段，蒸汽冷凝成液體釋放潛熱加熱原油，在壓差作用下通過油砂基質(zhì)中的水充填孔隙滲流并驅(qū)動降黏后的稠油運移。為了深入了解儲層改造時的注入液和注汽生產(chǎn)時的蒸汽冷凝液在稠油油藏中的運移規(guī)律，從而更好地做好地質(zhì)力學(xué)及油藏模擬分析工作，首先有必要研究水在油砂基質(zhì)中的潤濕機制。

稠油的瀝青質(zhì)含量隨著細粒成分(直徑小于75 μm，主要為黏土)含量的增加而減小[6-7]。若油砂顆粒為親水性，則毛細管力驅(qū)動外界水進入油砂基質(zhì)潤濕砂粒并在其表面形成水膜。在一般認識規(guī)律中，水濕性油砂中的滲流更容易被水基的驅(qū)油過程所主導(dǎo)，但這一結(jié)論由于不同油藏的黏度、酸堿度的區(qū)別而仍存在爭議[9-11]。需要注意的是親水性與潤濕性有所區(qū)別。親水性指砂粒礦物本身固有的極性基團分子對水分子的吸引能力，而潤濕性指與砂粒直接接觸的液體的性質(zhì)。如純石英顆粒雖然親水，但若浸潤于油中則為油潤濕[9]。因此在下面的討論中，親水性或親油性簡稱“親水”、“親油”，而潤濕性則描述成“水潤濕”、“油潤濕”。

Sobol等人[12]通過核磁共振實驗發(fā)現(xiàn)油砂內(nèi)部存在兩種分布類型的水：相鄰砂粒間橋接形成的擺動環(huán)狀的水與砂粒和黏土顆粒表層的水膜；該發(fā)現(xiàn)與Takamura的理論[13]研究結(jié)論一致，即油砂在地質(zhì)成巖時，稠油侵入充填水的砂粒對水進行不相溶的體積替代從而形成上述類型的水。然而，Zajic等人[8,14]通過透射電鏡研究油砂結(jié)構(gòu)發(fā)現(xiàn)水相以乳化的狀態(tài)分散于瀝青質(zhì)中，但未能確定其是否分布于砂粒或黏土顆粒表面。

如果水能在固體顆粒(油砂及黏土顆粒)表面形成水膜，且其厚度小于50 nm，則薄水膜的穩(wěn)定性受范德華分子間吸引力和擴散雙電層排斥力這兩種微觀作用力的相互制約；若其厚度大于50 nm，則厚水膜的穩(wěn)定性由重力和毛細管力綜合作用所決定[9]。本文選取新疆風(fēng)城陸相稠油油砂樣品，通過XRD礦物組分分析、環(huán)境掃描電鏡實驗、接觸角測試和核磁共振實驗，研究不同壓差和酸堿度下的風(fēng)城油砂的親水性與潤濕性，力求為油砂儲層改造和熱采中的微觀滲流機理提供部分理論解釋。

1 風(fēng)城油砂礦物組成及微觀結(jié)構(gòu)

加拿大的阿爾伯特是世界上油砂資源含量最豐富的地區(qū)之一,其中最具代表性的是Athabasca油砂。該油砂主要由瀝青，水，石英砂和黏土構(gòu)成，傾向于親水且水潤濕[9]。

實驗所用的巖心取自新疆克拉瑪依風(fēng)城油田重1井。該井位于齊古組J3q2砂層組，油藏埋深170～500 m，沉積厚度平均50 m，膠結(jié)類型以孔隙式為主且結(jié)構(gòu)疏松。對巖心進行全巖XRD礦物定量分析，得到其礦物組成比例為：石英34.9%，長石20.3%，白云石6.3%，方解石1.6%，硬石膏1.3%，石膏0.3%，黃鐵礦1.4%，菱鐵礦3.2%，伊蒙混層1.5%，伊利石9.8%，高嶺石8.3%，綠泥石11.1%。該油砂蒙脫石或伊蒙混層含量低，表明水敏性弱；且相對加拿大Athabasca油砂而言，其級配較差，細粒含量較高[6-7]。單從礦物組分而言，相對高的石英含量表明風(fēng)城油砂砂粒傾向于親水。

對樣品進行環(huán)境掃描電鏡(ESEM)實驗可得其微結(jié)構(gòu)如圖1所示。由圖可見砂粒分散鑲嵌于瀝青和黏土的混合基質(zhì)中，且表面覆蓋黏土片層。砂粒主要礦物成分為石英和長石，直徑為50～180 μm，彼此不接觸或接觸點少，呈現(xiàn)松散的微觀結(jié)構(gòu)。

2 風(fēng)城油砂接觸角與核磁共振實驗

本文共對6塊巖心樣品從事了核磁共振及接觸角實驗，樣品列表如表1所示。考慮到油砂的疏松性質(zhì)，根據(jù)土力學(xué)土工取樣方法，采用自制的薄壁取心筒與取心圓柱對油砂樣品進行片刀切削取樣，取心裝置如圖2所示。實驗過程共取6塊25 mm×50 mm油砂巖心樣品，編號1～6。首先，采用核磁共振實驗分析所選樣品的潤濕性。核磁共振實驗使用SPEC-023核磁共振(NMR)譜儀，采用CPMG脈沖序列。該儀器的磁場主頻為9.38 MHz，90度脈沖寬度為13.10 μs，180度脈沖寬度為26.20 μs，測量等待時間為3 000 ms，回波間隔為350 μm。使用數(shù)值較小的回波間隔可以減小擴散在測量橫向弛豫時間中的影響。

圖1 風(fēng)城油砂環(huán)境掃描電鏡微結(jié)構(gòu)圖Fig. 1 ESEM image of the microfabric of Fengcheng oil sand

首先對6塊未經(jīng)處理的原始巖心從事核磁共振實驗，獲取T2譜。之后將6塊巖心分為兩組進行下一步實驗：1、2、3號巖心用于不同壓差環(huán)境下的鹽水飽和實驗；4、5、6號巖心用于不同pH環(huán)境下的鹽水飽和實驗；其中4、5、6號巖心每隔24小時過濾更新一次等pH值溶液。基于現(xiàn)場SAGD產(chǎn)出液的化學(xué)分析結(jié)果，飽和所用鹽水基液采用5 000 ppm HCl和NaOH配置成的不同pH值的NaCl溶液。飽和結(jié)束后，對6個樣品再次進行核磁共振實驗測量，獲取對應(yīng)的T2譜。其次，對6個樣品進行了接觸角實驗以分析風(fēng)城油砂在不同環(huán)境條件下的親水性。接觸角實驗使用KRUSS-DSA25 接觸角測量儀。實驗溫度維持在21.2 ℃，采用座滴法測量樣品接觸角。

核磁共振實驗檢測法對巖心中的含氫流體信號異常敏感，這是因為氫的磁旋比很高，可在強磁環(huán)境下產(chǎn)生很強的信號，從而易被核磁共振儀器探測到。含氫流體信號可以反映微小孔隙甚至砂粒表面水膜的信號，是一種有效而準確的潤濕性測量方法。一維核磁共振實驗可以得到兩種不同的弛豫時間譜圖：T1(縱向弛豫時間)和T2(橫向弛豫時間)譜圖。Al-Mahrooqi 等人[16]使用核磁共振實驗研究兩種砂巖的潤濕性時對比了獲取的T1和T2弛豫時間譜，發(fā)現(xiàn)兩者波峰特征基本相同，而T1譜的測量耗時較長。由于T2譜測量高效省時，本文基于T2譜結(jié)果研究油砂的潤濕性。質(zhì)子的弛豫T2受表面弛豫T2,surface、體積弛豫T2,bulk和擴散弛豫T2,diffusion的影響，之間的關(guān)系為[15]

潤濕相流體在單個孔隙中的表面弛豫速率可寫成[15]

其中ρ2代表表面弛豫率，S為孔隙表面積，V為孔隙中流體體積。

上述情況可以推廣到兩種流體的情形，對單個孔隙來說，可以寫成

其中下標w、o分別代表水和油，Aw和Ao分別指水潤濕表面和油潤濕表面的面積，Sw和So分別指孔隙中水的飽和度和油的飽和度。

特別要指出的是，油砂與砂巖存在較大區(qū)別，因為油砂中的瀝青質(zhì)并非存在于巖石骨架所構(gòu)成的孔隙和吼道中，而是以膠結(jié)物的形式存在于油砂基質(zhì)中。因此，在實驗中無法對油砂巖心進行洗油處理(樣品洗油后成分散狀砂粒)，進而無法設(shè)計鹽水飽和以及油飽和的兩組對比實驗分析樣品的潤濕性。為了應(yīng)用核磁共振方法研究油砂的潤濕性，同時考慮現(xiàn)場施工中油砂的潤濕性受到注液壓差和化學(xué)用劑的影響。實驗中通過改變飽和鹽水的壓差和酸堿度的方法來進行研究。

圖2 薄壁取心筒和取心圓柱Fig. 2 Thin-wall coring cylinder and coring column

表1 實驗樣品列表Table 1 List of the test specimens

3 實驗結(jié)果及討論

3.1 接觸角實驗結(jié)果及討論

接觸角實驗結(jié)果如表1所示,可知所有樣品的接觸角均小于90°，表明該油砂在不同的壓差和pH值條件下皆表現(xiàn)為親水。XRD礦物組分分析結(jié)果表明風(fēng)城油砂顆粒的水性礦物如石英和長石顆粒含量較多，亦說明其傾于親水。

3.2 核磁共振實驗結(jié)果及討論

核磁共振實驗得到6塊巖心飽和前后的T2譜，若需進一步分析其潤濕性還需要獲取樣品中的瀝青的體積弛豫值。Zhang等人[17]建立了原油黏度與弛豫時間T2之間的函數(shù)模型為

其中，T2,M表示T2體積弛像時間分布的幾何平均值。η表示黏度，單位為cP。實驗所用的巖心所在地區(qū)稠油的黏度均大于20 000 cP，依據(jù)該模型可計算稠油的體積弛豫約為0.1 ms。Bryan等人[18]指出，黏度很大的稠油在NMR實驗中通常表現(xiàn)為體積弛豫；如果砂粒表面存在水膜，則水膜的弛豫信號會小于孔隙水的弛豫信號值并接近稠油的信號。未飽和的原始樣品的T2譜如圖3所示。

由圖3可知，所有樣品的T2譜均呈現(xiàn)單峰形態(tài)(1 000～10 000 ms處曲線為信號噪聲)，原始弛豫時間均集中在1 ms附近，而根據(jù)式(5)計算得稠油的體積弛豫約為0.1 ms。Yang等人[19]發(fā)現(xiàn)，使用普通的CPMG序列測量弛豫時間時，小于回波間隔時間(TE)的弛豫時間信號難以測取。由于稠油的體積弛豫時間為0.1 ms，實驗測得的信號中應(yīng)當(dāng)不包括重質(zhì)油的信號而對應(yīng)于其它流體的信號。圖3中反映的流體最可能為樣品中的水膜的信號，因為水膜的信號值很小，非常接近于稠油的體積弛豫時間。同時可觀察到圖3中不同T2譜的幅度和對應(yīng)曲線的包絡(luò)面積不同；而這兩個值則代表了巖心中流體的含量。這說明不同樣品初始的含水飽和度有所不同。

對飽和后的樣品再次進行核磁共振實驗，獲取T2譜如圖4所示。鹽水飽和處理后的巖心的T2譜曲線均呈現(xiàn)明顯的雙峰。對于1號樣品，T2弛豫時間譜的第一個峰約集中在5 ms左右，第二個峰的弛豫時間則遠大于第一個峰并且兩個峰之間存在一明顯界限。對于1號樣品，相比其原始狀態(tài)下的T2弛豫時間譜(圖3)，第一個峰的位置發(fā)生一向右的偏移，盡管這個偏移的弛豫時間依然集中在10 ms以下。該現(xiàn)象說明這部分對應(yīng)流體的T2弛豫時間整體增大。由公式(3)可知，當(dāng)單個孔隙中水的飽和度增加時，水的弛豫時間會相應(yīng)的增大，表明樣品在飽和鹽水之后，水的體積增加體現(xiàn)為水膜厚度增加。同時對比圖3和圖4可見，樣品1飽和后，第一個峰的包絡(luò)面積增加，說明第一個峰的信號包含了飽和鹽水的信號，并且鹽水在砂粒表面形成了新的水膜。根據(jù)Bryan的理論[18]，使信號發(fā)生這個小幅度偏移的原因最可能是水膜含量的增加。在飽和過程中，鹽水滲入砂粒之間或者砂粒和瀝青之間的微孔隙，從而在砂粒表面形成了吸附于砂粒的水膜；水能在浸泡環(huán)境下進入毛細管級孔道中，說明了水在該體系中最有可能是潤濕相。此時毛管壓力對鹽水是一個驅(qū)動力，在毛管壓力的驅(qū)動下，水可以進入孔隙直徑較小的微孔隙，并且在顆粒表面附著形成水膜。從圖4還可看出，第二個峰的弛豫時間明顯大于第一個峰。這部分信號反映的是粒間孔隙中的水信號，且信號集中在100～1 000 ms之間；該值仍遠遠小于水的體積弛豫時間3 000 ms，由此可以推斷吸附水膜之外的孔隙水在巖心仍然受到表面弛豫的影響，也就是說這部分水是和砂粒直接接觸的。從這一現(xiàn)象可知，稠油并不是將整個砂粒包裹住形成“油包砂”的模型，而是作為膠結(jié)物連接鄰近砂粒；基質(zhì)中依然存在原生粒間孔隙。其余樣品鹽水飽和前后的T2弛豫時間譜所反映的規(guī)律與樣品1基本一致。

圖3 巖心在原始狀態(tài)下的核磁共振T2譜Fig. 3 NMR T2spectra of the specimens at the original state

為了研究不同飽和壓差對鹽水在巖心中分布的影響，將1～3號樣品在不同壓差的環(huán)境中飽和。3塊樣品飽和鹽水前后的T2譜見圖5～圖7。從圖5～圖7可見，隨著壓差增大，飽和后樣品的T2譜曲線向更大的T2值方向偏移。為了描述飽和前后水膜體積的變化量，計算不同壓差飽和前后弛豫時間譜的包絡(luò)面積如表2所列。從表2中可見，隨著飽和壓差增大，水膜信號弛豫時間譜的包絡(luò)面積也在增加，同時在1 MPa和2 MPa飽和壓差條件下水膜體積的增加值差別很小。這部分增加的水膜體積可能由原有的水膜增厚或者新的水膜形成導(dǎo)致。在壓差較低的情況下，在某些孔隙處的毛管壓力依然大于水流動的阻力；只有提高壓差才能使水進入這部分孔隙中。

此外，飽和后樣品T2譜的第二個峰的包絡(luò)面積也隨壓差增大，說明了孔隙水體積的增加；同時兩個峰之間的分界線也逐漸減弱，說明隨著吸附水膜的增厚，吸附水受到的表面弛豫影響逐漸減少。T2譜中第二個峰是孔隙水的信號，這部分孔隙屬于超毛細管孔隙，水在其中的流動不受毛細管力的影響。隨著壓差增大，鹽水在流動過程中逐漸克服黏滯力、摩擦力等流動阻力，進入更小的孔隙中。對比圖5～圖7，可知隨著壓差增大，更多的飽和鹽水進入小孔隙中，促使表面的吸附水膜進一步增厚。在2 MPa的壓差下，第二峰的峰位也向T2更高值的方向移動，表明進入樣品的水占據(jù)了更大的空間，甚至開始撐開砂粒之間的原生縫隙。

圖4 飽和鹽水后巖心的核磁共振T2譜Fig. 4 NMR T2spectra of the samples saturated with saline

表2 T2弛豫時間譜包絡(luò)面積Table 2 Enveloped area of T2peaks

圖5 樣品1飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 5 NMR T2spectra of specimen 1 before and after saline saturation

圖6 樣品2飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 6 NMR T2spectra of specimen 2 before and after saline saturation

圖7 樣品3飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 7 NMR T2spectra of specimen 3 before and after saline saturation

進一步地，本文研究了飽和水的酸堿度對樣品潤濕程度的影響。對比飽和與原始樣品的T2譜如圖8～圖10所示。從圖8～圖10可見，飽和鹽水樣品的T2譜的第一個峰與原始狀態(tài)下的T2譜相比亦朝更高T2值的方向發(fā)生偏移。對比觀察前后包絡(luò)面積的變化(表2)可知，壓差對水膜發(fā)育的影響大于pH值的影響。在pH=3和pH=11的飽和環(huán)境下，T2譜第一個峰的包絡(luò)面積的增加值大于pH=7的環(huán)境下的增加值，這說明酸性和堿性環(huán)境均對水膜的形成均有正面影響，但是堿性環(huán)境下水膜體積的增加幅度較高。

Czarnecki等人[9]發(fā)現(xiàn)在堿性環(huán)境下，水更容易在油砂砂粒表面形成穩(wěn)定的水膜，這可以解釋強堿環(huán)境下水膜體積增加的原因；而認為在酸性環(huán)境下其水潤濕性大為減弱，甚至可能轉(zhuǎn)為油潤濕。本研究樣品在強酸環(huán)境下水膜體積仍增加的原因推測如下：該地區(qū)油砂中的長石和方解石含量較高，強酸性鹽水對砂粒表面附著物有一定的溶蝕作用，減少了水膜發(fā)育的阻礙物。強酸環(huán)境下水膜體積增加的原因仍待深入研究。同時對比圖5～圖7和圖8～圖10可見，隨著pH值的增加，T2譜第二個峰的包絡(luò)面積也有一定增加，但是相比于壓差作用來說其增加幅度不明顯。

圖8 樣品4飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 8 NMR T2spectra of specimen 4 before and after saline saturation

圖9 樣品5飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 9 NMR T2spectra of specimen 5 before and after saline saturation

圖10 樣品6飽和鹽水前后的核磁共振T2譜Fig. 10 NMR T2spectra of specimen 6 before and after saline saturation

4 結(jié)論

通過對風(fēng)城油砂顆粒進行礦物分析，發(fā)現(xiàn)其石英、長石含量相對較高，且油砂樣品的接觸角均小于90°，表明風(fēng)城油砂傾向于親水。從掃描電鏡圖像中觀察到其砂粒之間不接觸或接觸點少，呈現(xiàn)松散的微觀結(jié)構(gòu)。瀝青和砂粒之間不呈現(xiàn)“油包砂”的模式，而是前者與黏土混合構(gòu)成后者的膠結(jié)橋梁。

飽和鹽水前后的核磁共振實驗說明鹽水對于巖心來說為潤濕相。鹽水在巖心中有兩種存在形式：一種是以水膜的形式存在于砂粒表面，一種以孔隙水的形式存在于粒間孔隙和喉道之中。隨著飽和壓差的增加，砂粒表面的水膜體積也隨之增加：一方面鹽水滲流進入砂粒之間或者顆粒和瀝青之間的微孔隙形成水膜，另一方面巖心樣品中原本存在的水膜也會在毛細管力作用下變厚。同時可知飽和鹽水不僅僅存在于大孔隙中，也存在于微小孔隙中。使用酸性和堿性的鹽水飽和巖心均有利于砂粒表面水膜的形成；在堿性環(huán)境下，水更容易在砂粒表面形成穩(wěn)定的水膜。

綜上所述，與加拿大阿爾伯塔油砂一樣，風(fēng)城陸相油砂同為親水且水潤濕，不同之處在于風(fēng)城油砂在酸性條件下亦呈現(xiàn)水潤濕性加強的性狀(相對中性條件)。在現(xiàn)場擠液及熱采施工中，加大井筒與地層壓差可更有效地將汽液注入地層，且添加化學(xué)用劑不會損害儲層的可注性。

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AbstractThe terrestrial oil sand reservoirs in Fengcheng are characterized by their high viscosity and micro fracturing stimulation followed by SAGD has been commonly implemented. In order to understand how the injected fl uid and the steam condensate in fi ltrate the reservoirs, the wetting and hydrophilic mechanisms of the oil sand must be interpreted. To this end, this study investigated oil sand sampled from Fengcheng for its wettability and hydrophilicity under various pressure gradients and acidities, through a series of laboratory studies including XRD, ESEM, contact angle and NMR tests. It was found that the oil sand develops a loosely packed microfabric, with bitumen forming the cementing agent between sand grains rather than wrapping the grains. The oil sand tends to be water-wet, with the wetting saline existing as both a water fi lm and pore water in the matrix.Either increasing the pressure gradient or acidity/alkalinity is able to thicken the water fi lm or increase the pore water amount. In summary, the Fengcheng oil sand is water wet and hydrophilic. An increase in the injection pressure gradient can bring in more steam or water into a reservoir, while adding chemical ingredients will not cause harm to the injectivity of the reservoir.

Keywordsterrestrial; oil sand; wettability; hydrophilicity

(編輯 付娟娟)

Wettability and hydrophilicity of Fengcheng terrestrial oil sand

LIN Botao1, SHI Can1, YU Guangzhe2, JIN Yan1
1 College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China
2 McKetta Department of Chemical Engineering, University of Texas at Austin, Austin 78712, USA

2017-06-21

國家青年科學(xué)基金“超稠油SAGD開采陸相含泥巖夾層油砂擴容機理及滲流評價研究”(No.51404281)資助

林伯韜, 史璨, 于光哲, 金衍.風(fēng)城陸相稠油油砂親水性及潤濕性機理研究. 石油科學(xué)通報, 2017, 03: 355-363

LIN Botao, SHI Can, YU Guangzhe, JIN Yan. Wettability and hydrophilicity of Fengcheng terrestrial oil sand. Petroleum Science Bulletin, 2017, 03: 355-363. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2017.03.033

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.03.033