郭 艷，束華東，劉崢君，李 巖，姜建偉，李佩雲(yún)，楊永利

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 南陽 473132；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南 南陽 473132；3.華中科技大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，湖北 武漢 430074）

國內(nèi)外研究結(jié)果表明，聚合物驅(qū)適應(yīng)的地層原油黏度一般小于200 mPa·s［1-4］。河南油田從“九五”開始在雙河油田、下二門油田、古城油田的16 個區(qū)塊開展了化學(xué)驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用。其中，下二門油田H2Ⅱ油組（地層原油黏度72.6 mPa·s）、古城油田B123區(qū)塊（地層原油黏度59數(shù)138 mPa·s）、古城油田泌124 斷塊（地層原油黏度88數(shù) 130 mPa·s）普通稠油聚合物驅(qū)已取得顯著效益，為聚合物驅(qū)在普通稠油油藏的應(yīng)用奠定了礦場試驗(yàn)基礎(chǔ)。古城油田位于泌陽凹陷西北斜坡帶，泌125區(qū)位于古城油田中部，為東西相交的兩條反掉弧形正斷層形成的地壘式斷鼻油氣藏。Ⅴ2-5層系疊合含油面積1.12 km2，地質(zhì)儲量223×104t，單層滲透率為0.69數(shù) 2.77 μm2，平均1.6 μm2。原始油層中部溫度為40.9℃，原油密度為0.943 g/cm3。泌125 區(qū)塊Ⅴ2-5 層系地層原油黏度400數(shù) 1800 mPa·s，平均黏度652.7 mPa·s，區(qū)塊目前的采出程度為17.6%。借鑒下二門油田H2Ⅱ油組、古城油田泌124斷塊普通稠油聚合物驅(qū)經(jīng)驗(yàn)，首次在原油黏度超過600 mPa·s的普通稠油油藏實(shí)施聚合物驅(qū)。針對泌125區(qū)塊油藏條件進(jìn)行了剩余油潛力分析，提出超高分聚合物+井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)路線，對提高較高黏度普通稠油油藏采收率具有重要的意義。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

部分水解聚丙烯酰胺CGF-1，固含量89.03%，相對分子質(zhì)量3370 萬，水解度29.5%，法國愛森公司；部分水解聚丙烯酰胺PTP-1，相對分子質(zhì)量小于2800萬，固含量89.24%，水解度26.2%，河南正佳公司；普通部分水解聚丙烯酰胺PTP-2，固含量89.23%，水解度28.2%，法國愛森公司；古城油田注入污水，礦化度3457 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Na++K+1244.40、Ca2+0.63、Mg2+17.71、Cl-1311.39、，經(jīng)雙層濾紙過濾，注入性及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用時(shí)經(jīng)0.45 μm 微孔濾膜過濾；實(shí)驗(yàn)用原油為泌125 區(qū)塊多口油井原油等比例混合原油，油藏溫度下黏度為650 mPa·s；人造均質(zhì)短巖心，φ2.5 cm×8 cm，滲透率約為1.6 μm2。

DV-III 黏度計(jì)，美國 Brookfield 公司；Haake MARS III 流變儀、Caber 1 拉伸流變儀，德國Haake公司；OW-Ⅲ型全自動巖心驅(qū)替裝置，海安縣石油科技儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）聚合物溶液黏度的測定。在41℃、0 號轉(zhuǎn)子、6 r/min 的條件下，用DV-III 黏度計(jì)測定聚合物溶液的黏度。

（2）聚合物溶液的穩(wěn)定性。用注入水配制不同濃度的聚合物溶液，抽真空除氧后密閉封裝，控制聚合物溶液中的氧含量為1mg/L，置于41℃烘箱中老化，隔一定時(shí)間測試樣品黏度，考察CGF-1 聚合物的長期熱穩(wěn)定性。

（3）第一法向應(yīng)力差和儲能模量的測定。用注入水配制2000 mg/L 聚合物溶液，用MARS III 流變儀，在41℃、頻率1數(shù) 1000 s-1的條件下，在1°錐板測試模具間加入1 mL待測聚合物溶液，通過CS（定應(yīng)力測試）頻率掃描測定聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差；在41℃、震蕩頻率為0.01數(shù)10 Hz 的條件下，用MARS III流變儀測定聚合物溶液的儲能模量。

（4）聚合物抗剪切性能。①用注入水配制4500 mg/L 的聚合物母液，再用注入水稀釋至所需濃度，測定溶液的黏度；將巖心（φ2.5 cm×8 cm）切成長度為2 cm 的巖心片；采用全自動巖心驅(qū)替裝置，在41℃、不同注入速度下注入聚合物溶液，測定流出巖心的樣品黏度；測試過程中觀察壓力變化，壓力接近儀器控制壓力時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。②拉伸直徑的測定。在41℃下在拉伸流變儀測量板中間加入聚合物溶液，記錄拉伸直徑和黏度隨拉伸時(shí)間的變化，重復(fù)測試三次，取平均值。

（5）聚合物的注入性。①采用人造均質(zhì)短巖心（φ2.5 cm×8 cm），注入速度為30 mL/h。②氣測滲透率，飽和水，測定巖心孔隙度，測水相滲透率，分別注入2000、2500 mg/L的聚合物溶液，待注入壓力平穩(wěn)后，轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。如果壓力不穩(wěn)，注入10 PV 聚合物溶液后直接轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。③每轉(zhuǎn)注驅(qū)替液開始（3數(shù)5）min記錄壓力和液量；壓力穩(wěn)定后根據(jù)情況適當(dāng)延長記錄時(shí)間間隔。計(jì)算阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。

（6）聚合物的驅(qū)油性能。①將巖心經(jīng)空氣滲透率測定、飽和實(shí)驗(yàn)用水、測量孔隙度后，在41℃恒溫箱內(nèi)恒溫12 h 以上；②巖心飽和油約70%；③以30 mL/h的驅(qū)替速度水驅(qū)至模型出口含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；④注入聚合物溶液，待聚合物段塞全部注完后，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計(jì)算聚合物驅(qū)采收率，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過程中記錄壓力及液量。

（7）聚合物驅(qū)流度比的確定。①將巖心經(jīng)空氣滲透率測定、飽和實(shí)驗(yàn)用水、測量孔隙度后，在41℃恒溫箱內(nèi)恒溫12 h以上；②用煤油調(diào)節(jié)原油黏度為3數(shù)1000 mPa·s，巖心分別飽和不同黏度的油約70%；③以30 mL/h 的驅(qū)替速度水驅(qū)至模型出口含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；④注入0.5 PV 不同濃度的聚合物溶液，待聚合物段塞全部注完后，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計(jì)算聚合物驅(qū)采收率，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過程中記錄壓力及液量。⑤按式（1）計(jì)算流度比，作流度比—采收率增幅曲線，分別找出對應(yīng)原油黏度下采收率增幅為8%的流度比值。

式中，M—流度比，無量綱；λw—驅(qū)替項(xiàng)的流度（指聚合物體系黏度）；λo—被驅(qū)替項(xiàng)的流度（指油相黏度）；Kw—水相滲透率；Ko—油相滲透率；μo—油相黏度；μw—水相黏度。

2 結(jié)果與討論

2.1 剩余油潛力分析及井網(wǎng)調(diào)整

2.1.1 剩余油分布特征

應(yīng)用Petrel 建模軟件（斯倫貝謝科技服務(wù)（北京）有限公司）建立B125斷塊Ⅴ2-5層系地質(zhì)模型的三維角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，并直接輸出數(shù)值模擬軟件可接受的地質(zhì)模型和屬性模型數(shù)據(jù)體。為定量化三維地質(zhì)模型，利用曾經(jīng)注采本層系和鉆遇本層系的75口井的小層數(shù)據(jù)和測井結(jié)果，由軟件自動插值生成數(shù)值模擬所需的網(wǎng)格參數(shù)場。依據(jù)區(qū)塊的實(shí)際情況，確定建模范圍。該范圍西部以斷層為界，斷層附近模型平面網(wǎng)格采用5 m×5 m，主體區(qū)域采用10 m×10 m，邊部區(qū)域采用20 m×20 m?？v向上每個層劃分10 個網(wǎng)格，建模范圍Ⅴ2 至Ⅴ5 層的七個單層。三維網(wǎng)格是以地層構(gòu)造格架模型為基礎(chǔ)生成的，精細(xì)模型總網(wǎng)格數(shù)為130.6×104個［5-6］。

（1）油藏整體水淹狀況分析

該區(qū)平面54.4%剩余儲量分布在含水小于90%的區(qū)域。目前單元綜合含水91.9%，局部區(qū)域高達(dá)95%以上。不同含水級別剩余儲量統(tǒng)計(jì)結(jié)果為：45.6%剩余儲量分布在含水大于90%的區(qū)域，54.4%剩余儲量分布在含水小于90%的區(qū)域。

（2）平面剩余油分布特征

平均剩余油飽和度56.1%，井間及井網(wǎng)控制差區(qū)域含油飽和度相對較高。從平面上看，剩余儲量主要分布在油水井間注水波及不到的區(qū)域，特別部分注采井網(wǎng)相對不完善的區(qū)域，剩余油飽和度相對較高。從單層剩余油飽和度分布圖上看，剩余油主要存在井間平衡區(qū)域，成連片狀分布。對不同剩余油飽和度區(qū)間剩余儲量統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，井間及井網(wǎng)控制差區(qū)域剩余油飽和度達(dá)60%甚至更高，是下步聚合物驅(qū)的挖潛對象。

（3）層間剩余油分布特征

縱向上各單層采出程度差異小，剩余儲量豐富。從各單層剩余油分布狀況及剩余儲量結(jié)果可看出泌125 區(qū)Ⅴ2-5 層系各單層縱向上采出程度相差不大，只有滲透率相對較高的Ⅴ22、Ⅴ32層采出程度達(dá)到24.57%和21.30%，其他各單層采出程度均低于20%。由于小層Ⅴ32-3、Ⅴ42、Ⅴ51層原始地質(zhì)儲量大，剩余儲量仍較多，占單元總剩余儲量的75.1%。剖面上剩余油儲量豐度疊合最好區(qū)域分別位于井間壓力平衡區(qū)和井網(wǎng)未控制到的區(qū)域：如G4606、G4305 井區(qū)，其次是 G4206 井區(qū)、G4604 井區(qū)和B125-3井區(qū)。

綜上，古城油田泌125區(qū)塊Ⅴ2-5層系剩余油資源豐富，潛力較大，在該區(qū)塊實(shí)施聚合物驅(qū)來提高采收率具有較豐厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.1.2 井網(wǎng)調(diào)整

（1）井網(wǎng)部署原則

①以現(xiàn)有水驅(qū)井網(wǎng)為基礎(chǔ)，充分利用老井，對水驅(qū)井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整，使井網(wǎng)向規(guī)則五點(diǎn)法靠攏，縮小井距至141 m 以下，原油黏度高的區(qū)域井距約120 m［7］。②以儲層砂體展布、含油面積疊合情況、儲層物性、剩余油分布特征為依據(jù)，通過油井轉(zhuǎn)注、打更新井、新鉆采油井，力爭最大限度地改變液流方向、增加多向受效井?dāng)?shù)和擴(kuò)大聚合物驅(qū)井網(wǎng)儲量控制程度，完善注采井網(wǎng)。③充分利用老井，減少鉆井成本，實(shí)現(xiàn)效益最大化。注入井以原注水井為主，同時(shí)轉(zhuǎn)注部分采油井，適當(dāng)部署新井。油井轉(zhuǎn)注要選擇對注采系統(tǒng)完善起重要作用的井，同時(shí)井況良好方宜轉(zhuǎn)注。水驅(qū)轉(zhuǎn)注聚合物驅(qū)后，壓力上升幅度較大，因此對轉(zhuǎn)注的油水井需充分考慮其注入性和可調(diào)配的壓力空間。

（2）井網(wǎng)部署

根據(jù)井網(wǎng)部署原則，確定了兩個聚合物驅(qū)井網(wǎng)方案。方案一和方案二的平均注采井距分別為136 m 和128 m；井網(wǎng)控制程度方面，方案一為71.9%，比方案二的70.1%略高；液流方向轉(zhuǎn)變率方面，兩個方案兩向以上受效率相同，三向以上受效率方案一（46.2%）與方案二（48.7%）基本相平；總井?dāng)?shù)上方案二比方案一多3口，新鉆井?dāng)?shù)方案二比方案一多5口，油轉(zhuǎn)注井?dāng)?shù)方案二比方案一多3口，方案二實(shí)施成本高。

利用數(shù)值模擬對兩套方案聚驅(qū)效果進(jìn)行預(yù)測，設(shè)定基礎(chǔ)方案注入聚合物濃度2 g/L，注采比1.05，注入速度0.12 PV/年，注入段塞尺寸0.5 PV，數(shù)值模擬預(yù)測在相同注入?yún)?shù)條件下，方案一聚合物驅(qū)累積增油7.9×104t，提高采收率5.1 百分點(diǎn)；方案二聚合物驅(qū)累積增油8.5×104t，提高采收率5.5 百分點(diǎn)。方案一的投資回收期、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值分別為2.3年、26.0%和1374 萬元，好于方案二的3.1年、18.0%和538.9 萬元。通過上述各項(xiàng)指標(biāo)對比綜合分析認(rèn)為方案一優(yōu)于方案二，因此推薦方案一（采油井38口、注入井22口、油井新鉆4口、注入井新鉆2口）為Ⅴ2-5層系聚合物驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整方案。

2.1.3 聚合物驅(qū)效果預(yù)測

泌125 區(qū)塊Ⅴ2-5 層系注聚合物井組控制儲量為155.2×104t。按水驅(qū)、聚合物驅(qū)綜合含水到98.0%時(shí)，預(yù)測單元井網(wǎng)調(diào)整后聚合物驅(qū)比原井網(wǎng)水驅(qū)增產(chǎn)原油9.16×104t，按聚合物驅(qū)井網(wǎng)實(shí)際控制儲量計(jì)算，聚合物驅(qū)比水驅(qū)提高采收率5.9 百分點(diǎn)。單元增加可采儲量9.16×104t，每噸聚合物增油28.2 t，增油高峰期含水降低6.4百分點(diǎn)。

2.2 超高分子量聚合物性能評價(jià)

2.2.1 增黏性

用注入水配制4500 mg/L 聚合物母液，再用注入水稀釋至需要濃度。由聚合物溶液黏度與濃度的關(guān)系（圖1）可見，超高分CGF-1 聚合物溶液黏度隨濃度的增加而增加，當(dāng)質(zhì)量濃度高于1500 mg/L后，黏度增幅變大。由于超高分聚合物分子量較大，溶液黏度較高，同等濃度下溶液黏度比常規(guī)聚合物PTP-1 的大。同時(shí)濃度越高，CGF-1 聚合物溶液黏度優(yōu)勢越明顯。

圖1 聚合物溶液溶液黏度與濃度的關(guān)系

2.2.2 長期熱穩(wěn)定性

聚合物熱穩(wěn)定性是評價(jià)聚合物油藏適應(yīng)性的重要指標(biāo)，是聚合產(chǎn)品能否在地下運(yùn)移過程中長期發(fā)揮驅(qū)油作用的保證［8-9］。不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時(shí)間的變化見表1。隨著老化時(shí)間的延長，CGF-1 聚合物溶液黏度先增加后降低［10］。隨聚合物溶液濃度的增加，老化180 d 后的黏度均有所降低，但黏度保留率均大于90%，說明聚合物長期熱穩(wěn)定性較好［11-12］。

2.2.3 黏彈性

當(dāng)聚合物分子鏈在流經(jīng)孔隙喉道處時(shí)，受到劇烈拉伸而表現(xiàn)出明顯的彈性。這種特性使進(jìn)入盲端孔隙的聚合物溶液具有與流動方向垂直，指向連通孔道的法向力。聚合物溶液能進(jìn)入盲端孔隙驅(qū)動原油，可以顯著提高驅(qū)替相的驅(qū)油效率［13］。不同類型聚合物（2000 mg/L）的第一法向應(yīng)力差對比結(jié)果如圖2所示。高黏彈性可顯著提高聚合物的驅(qū)油效率，有利于聚合物驅(qū)原油采收率的大幅度提高。儲能模量是聚合物溶液彈性性能的表征數(shù)據(jù)，不同類型聚合物（2000 mg/L）的儲能模量（G'）對比結(jié)果如圖3所示。由圖2、圖3可見，與普通聚合物相比，超高分聚合物CGF-1第一法相應(yīng)力差高、儲能模量大，說明CGF-1比常規(guī)聚合物具有更為顯著的彈性性能，有利于聚合物發(fā)揮彈性驅(qū)油特性。

圖2 不同類型聚合物的第一法向應(yīng)力差隨剪切速率的變化

圖3 不同類型聚合物的儲能模量隨轉(zhuǎn)速的變化

2.2.4 抗剪切性

為了更為系統(tǒng)地描述聚合物的抗剪切性能，使實(shí)驗(yàn)更加接近現(xiàn)場實(shí)施情況，利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)考察了聚合物抗巖心剪切性能［14］。不同濃度CGF-1溶液經(jīng)不同泵速巖心剪切后的黏度變化見表2。隨著注入速度的增加，聚合物黏度降低。對比不同濃度下的黏度損失率，2500 mg/L的聚合物溶液在700 mL/h 注入速度下的黏度損失率為15.2%，較2000 mg/L 時(shí)的17.0%略低。不同濃度CGF-1 溶液的拉伸流變性如圖4所示。聚合物濃度越高，分子間的纏繞越充分，分子間的作用力也就越強(qiáng)，聚合物溶液拉伸強(qiáng)度更大。因此，隨著聚合物溶液濃度的增加，拉伸強(qiáng)度增大。聚合物質(zhì)量濃度為2500 mg/L時(shí)，CGF-1的拉伸直徑高于普通聚合物PTP-1，其他濃度下的結(jié)果類似。

表1 不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時(shí)間的變化

表2 不同樣品巖心剪切實(shí)驗(yàn)黏度變化

圖4 超高分聚合物CGF-1拉伸直徑隨作用時(shí)間的變化

2.2.5 注入性能

在人造巖心中注入2000、2500 mg/L 的CGF-1聚合物溶液，注入壓力隨注入量的變化見圖5，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)見表3。CGF-1聚合物溶液注入性良好，注聚合物階段壓力迅速上升而后平穩(wěn)，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后注入壓力快速下降。隨注入聚合物濃度的增加，注入壓力增大。CGF-1 聚合物溶液注入過程中的阻力系數(shù)約為430，有利于聚合物體系擴(kuò)大波及體積，同時(shí)后續(xù)水驅(qū)階段殘余阻力系數(shù)較低，高濃度聚合物調(diào)整剖面能力較弱。

圖5 CGF-1聚合物溶液注入壓力隨注入量的變化

2.2.6 驅(qū)油性能

流度比（M）的大小直接影響著注入驅(qū)劑的波及系數(shù)，進(jìn)而影響原油的采收率。當(dāng)M=1 時(shí)，說明油水的流動能力相同，油水前緣推進(jìn)均勻，波及面積大；當(dāng)M＜1時(shí)，說明驅(qū)動液（驅(qū)劑）的流度小于被驅(qū)動液（油）的流度，波及系數(shù)大，故把M＜1時(shí)的流度比稱為有利流度比；M＞1時(shí)通常油的黏度大于水的黏度，會影響波及效率和采收率。原油黏度為3、10、50、100、300、600、1000 mPa·s 時(shí)，對應(yīng)采收率增幅為8%的流度比分別為0.2、0.5、1.0、3.5、6.0、8.0。原油黏度為600數(shù)1000 mPa·s時(shí)，流度比M為6數(shù)8，驅(qū)替項(xiàng)黏度應(yīng)控制在100數(shù)130 mPa·s，提高采收率8%以上。因此依據(jù)黏濃關(guān)系曲線（圖1），選擇2000數(shù)2500 mg/L聚合物溶液開展物理模擬實(shí)驗(yàn)。

在考察超高分聚合物在不同注入濃度和注入體積下的驅(qū)油效率時(shí)［15-16］，CGF-1 聚合物的質(zhì)量濃度為2000、2200、2500 mg/L，注入量分別為0.5 PV和0.6 PV 原油（黏度650 mPa·s）。CGF-1 聚合物溶液的驅(qū)油效率如表4所示。當(dāng)注入量為0.6 PV 時(shí)，2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅(qū)再后續(xù)水驅(qū)的采收率增幅分別為17.7%、20.60%和21.11%，實(shí)現(xiàn)了原油采收率較大幅度的提高。當(dāng)注入量為0.5 PV 時(shí)，2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅(qū)再后續(xù)水驅(qū)的采收率增幅為11.14% 、15.44% 和16.67%。在相同的注入濃度條件下，注入量為0.5 PV 時(shí)的采收率增幅較注入量為0.6 PV 時(shí)的低約5百分點(diǎn)。綜合考慮成本和驅(qū)油效率，CGF-1 聚合物驅(qū)適宜的注入量為0.6 PV，聚合物適宜的質(zhì)量濃度為2200 mg/L。

表3 不同注入體系的阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)

表4 CGF-1聚合物溶液的驅(qū)油性能

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2015年8月在泌125區(qū)4口注入井進(jìn)行試注，試注期間CGF-1 聚合物溶液（現(xiàn)場根據(jù)各井的情況注入2000數(shù)2500 mg/L）注入性良好，聚合物驅(qū)后含水下降10%，日產(chǎn)油增加13.4 t，增油降水效果良好［17］。2017年4月開展了22口注入井、38口采油井（井網(wǎng)調(diào)整結(jié)果）超高分子量聚合物驅(qū)，CGF-1 聚合物注入平穩(wěn)，注入壓力緩慢上升，注入?yún)?shù)符合設(shè)計(jì)要求。截至2019年4月共注入CGF-1 聚合物0.25 PV，油井見效率65.9%，階段累計(jì)增油2.11×104t，階段提高采收率1.42%。

3 結(jié)論

通過剩余油分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，提出超高分聚合物CGF-1+井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)路線。

運(yùn)用數(shù)模技術(shù)優(yōu)化了井網(wǎng)并進(jìn)行了效果預(yù)測，完成了先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)。井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整后采用不規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng)，平均注采井距136 m，聚合物驅(qū)井網(wǎng)控制儲量155.2×104t，控制程度達(dá)到71.9%。預(yù)測最終增產(chǎn)原油9.16×104t，超高分子量聚合物驅(qū)比水驅(qū)可提高采收率5.9%。

CGF-1 聚合物分子量大，聚合物增黏性、黏彈性、耐溫性較好，在油藏條件下具有較好的長期熱穩(wěn)定性，注入性良好。在2500 mg/L 的加量下室內(nèi)驅(qū)油可實(shí)現(xiàn)水驅(qū)后提高采收率20%?，F(xiàn)場應(yīng)用取得較好的增油降水效果。