美国CO2驱油技术应用及启示

秦积舜，韩海水，刘晓蕾（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 提高石油采收率国家重点实验室；3. 国家能源二氧化碳驱油与埋存技术研发中心；4. 中国科学院渗流流体力学研究所）

美国CO2驱油技术应用及启示

秦积舜1, 2, 3，韩海水1, 2，刘晓蕾2, 4
（1. 中国石油勘探开发研究院；2. 提高石油采收率国家重点实验室；3. 国家能源二氧化碳驱油与埋存技术研发中心；4. 中国科学院渗流流体力学研究所）

摘要：分析、总结了美国CO2驱油技术的应用情况及项目特点，基于应用实例归纳了CO2驱油配套技术，并阐述了对中国发展CO2驱油技术的启示。在系统跟踪世界范围提高采收率技术调查数据和充分调研CO2驱油技术应用情况的基础上，总结分析了CO2驱油技术的发展历程及其形成原因。以项目数量、规模、产量等为指标，评价了美国CO2驱油技术发展现状，同时概括其项目特点及其发展的源动力。着重归纳了美国CO2混相驱在储集层特征、原油性质、项目实施时机等方面的特点，对比分析了美国CO2混相驱和非混相驱在规模和油藏适应性方面的差别。基于美国最典型、最成功的CO2混相驱实例（SACROC项目），阐明在发展CO2驱油技术的同时形成的一系列配套技术。分析了中国推广CO2混相驱技术面临的挑战和技术瓶颈，同时给出相应的建议。图6表8参36

关键词：CO2驱油；混相驱；非混相驱；气驱；提高采收率

0　引言

二氧化碳（CO2）驱油技术是指实现该驱替方式所涉及的油藏工程设计、CO2注采工艺、动态监测与调整、产出流体处理等技术的集成[1-5]。

20世纪中叶，美国大西洋炼油公司（The Atlantic Refining Company）发现其制氢工艺过程的副产品之一CO2可用于改善原油的流动性。后续研究表明[4,5]，CO2与原油接触过程中存在的相间传质、原油体积膨胀、黏度降低、油气界面张力降低、油气混相等是CO2驱油的主要机理。基于此发现，诞生了世界首个CO2驱油专利[6]。这是CO2驱油技术的开端。

1958年，Shell公司率先在美国二叠系储集层实施了井组规模的CO2驱油试验，该试验表明，向油藏中注CO2可以补充地层能量和提高原油产量[7-9]。Chevron公司于1972年在美国德克萨斯州Kelly-Snyder油田SACROC区块投产了世界首个CO2驱油商业项目，初期平均提高单井产量达3倍之多[10]。该项目的成功标志着CO2驱油技术开始走向成熟。

1970—1990年间发生的3次石油危机使石油生产国和消费国认识到石油自给和石油安全对国家经济的重要作用。为使本国原油增产进而减小石油对外依存度，以美国为代表的一些国家不断调整和更新能源政策和法规，激励本土油公司和民间资本投资开展EOR（提高采收率）技术研发与相关基础设施建设。例如，美国在1979年通过了石油超额利润税法，其中包括对利用EOR方法（含CO2驱油）获得的利润进行减税的规定，促进了EOR技术及其配套产业的发展。得益于该税法，1982—1984年间美国大规模开发了Mk Elmo Domo、Sheep Mountain等多个CO2气田，建设了Bravo Dome Pipeline等连接CO2气田和油田的输气管线[11-12]。这些工作为规模化实施CO2驱油项目提供了CO2气源保障。截至1986年底美国运行和在建的CO2驱油项目数达到40个。

1990年后的十数年间，亚太地区经济快速发展，对化石燃料需求激增，CO2排放逐年增加。合理开发和使用化石燃料成为新的挑战，CO2捕集、驱油与埋存一体化理念应运而生。在石油生产国、油公司和研究机构的响应下，对CO2驱油与埋存技术的研发和实践成为新的产业热点[13-17]。

自2000年初，原油价格持续攀升，给CO2驱油技术发展带来利润空间，新投建的项目不断增加。据2014年数据，全球已有152个CO2驱油项目在实施，年EOR产量已达到1 470×104t[18]。

经过60余年的不断探索与实践，CO2驱油技术逐渐形成并趋于成熟。美国是世界上利用CO2驱油技术最多的国家，2014年数据显示其CO2驱油年EOR产量已达1 371×104t，约占世界总CO2驱油年EOR产量的93%[18]。中国在应用和发展CO2驱油技术时可借鉴美国的成功经验，并考虑国情和油藏自身特点。

1　美国CO2-EOR技术应用概况

美国是较早研发和应用EOR技术的国家。由于联邦政府、州政府相关法规以及资源条件、生产成本等原因，美国的EOR技术应用主要集中在热力采油技术和气驱采油技术方面。

20世纪中叶，在美国本土油田开发过程中，伴随着原油生产，产出大量天然气，大大超出了市场需求。储运天然气不仅需要大型设备和装置，且存在安全问题。因此，美国政府相继出台了关于天然气管道建设、安全及联邦石油天然气公司运营等法案，一方面促进天然气管道和设备的建设，规定管道和设备的用途；另一方面调整管输过程中涉及的利益分配，鼓励各企业积极投资天然气的管输和利用。这是推动美国油公司研究和发展烃类气体驱油技术的主要原因。

为了应对1973年发生的世界石油危机，美国政府通过了能源安全紧急预案，促进了美国本土石油产量的大幅度增加以及油公司对EOR技术的探索。

1980年以后，油气需求增加，油气价格不断上升，美国政府相应调整了能源政策。CO2-EOR技术作为气驱技术的新生力量逐渐得到大规模推广，项目数量逐年增加，原油产量也不断上升，同期热力采油项目数量和产量均持续下降，2006年美国依靠气驱提高采收率的产量首次超过了热力采油产量（见图1、图2）[18-23]。

图1　美国热力采油、气驱、CO2驱项目数

图2　美国热力采油、气驱、CO2驱EOR产量

特定的历史时期加上国家对能源政策的调整使美国气驱技术的发展经历了两次飞跃。第1次飞跃发生在1980—1992年间，为了应对石油危机，美国出台了激励能源领域投资的相关法律法规，调动了石油公司和民间资本的积极性，扩大了CO2气源，促进了CO2-EOR技术快速发展。在此期间，CO2-EOR项目数从17个增加到54个（见图1），年EOR产量由10×104t增加到783×104t（见图2）。第2次飞跃发生在2002年以后，世界原油价格持续升高并突破了100美元/桶，这为CO2驱油项目创造了可观的利润空间。在此期间，CO2-EOR项目数从67个增加到137个（见图1），年EOR产量由963×104t增加到1 371×104t（见图2）。此时，美国CO2混相驱技术已较为成熟，因而CO2-EOR项目的规模进一步扩大。

随着美国CO2-EOR技术逐步成熟，人们认识到CO2驱油技术是一种有效的提高采收率方法。以Chevron公司实施的SACROC区块CO2驱油项目为例，该区块经过40年的生产运行，由初期（1972年）的9个井组扩展到现在的503个井组，2014年该区块平均单井EOR产量为9.7 t/d，年EOR产量为138× 104t[18]。

理论与实验均表明CO2混相驱的采收率明显高于非混相驱，因此长期以来美国CO2-EOR主要以混相驱的方式进行，混相驱项目数和EOR产量远大于非混相驱（见图3、图4）[18-23]。以2014年数据[18]为例，CO2驱总项目数为137个，其中混相驱项目数128个，非混相驱项目数仅9个；CO2驱总EOR产量为1 371×104t/a，其中混相驱产量1 264×104t/a，非混相驱产量仅107×104t/a。

图3　美国CO2混相驱、非混相驱项目数

图4　美国CO2混相驱、非混相驱EOR产量

美国CO2驱油项目2004—2014年的成功率均在80%以上[18-23]，例如，2014年美国128个CO2混相驱项目中，获得成功的项目为104个，成功率达81.25%[18]。政策法规支持和油价持续走高，使得CO2-EOR技术显现出较大的利润空间，美国诸多石油公司纷纷投入到CO2-EOR技术的研发与作业中。2014年在美国进行CO2混相驱作业的公司有22个（见表1），CO2混相驱项目年EOR产量共1 264×104t，其中Occidental、Kinder Morgan、Chevron、Hess等公司CO2混相驱项目年EOR产量均超过100×104t[18]。2014年在美国运行的CO2混相驱项目多达128个，但产量主要是由为数不多的大项目贡献的，油藏面积超过20 km2的24个混相驱项目的EOR总产量达798×104t/a，占63%[18]。

表1　2014年美国CO2混相驱作业公司及项目数、年产量

随着CO2驱油技术的发展，相应的法律和政策也在不断地完善，这为CO2驱油技术的持续发展提供了推动力。

2　美国CO2-EOR项目特点

2.1 CO2-EOR项目储集层特征2.1.1 岩性

岩性体现的是油藏沉积环境的差异，不同岩性的储集层矿物成分、孔喉系统大相径庭，所表现出来的油藏孔渗性质也大不相同，因此岩性对开发方式的选择有一定影响。

CO2混相驱技术可适用于多种岩性的油藏。美国CO2混相驱油藏岩性主要有砂岩、碳酸盐岩、硅藻土、未胶结砂岩等几种，其中砂岩和碳酸盐岩居多。2014年美国128个CO2混相驱项目中砂岩和碳酸盐岩油藏分别为39和55个，共占73%（见图5），年产量分别为265×104t和803×104t，单井日产量分别为4.59 t和8.12 t[18]。

值得一提的是，虽然石灰岩油藏CO2混相驱项目数较少，但单井产量较高。例如，2014年美国实施CO2混相驱项目的石灰岩油藏只有9个，但单井日产量达到5.33 t，年产量223×104t[18]，证实了石灰岩储集层实施CO2混相驱可以达到较好的效果。

图52014　年美国CO2混相驱油藏岩性构成

2.1.2 孔隙性和渗透性

总体来看，美国CO2混相驱项目主要集中在低孔低渗油藏（见表2、表3），平均孔隙度和渗透率分别为13.23%和38.1×10−3μm2，最小孔隙度和渗透率分别为3.00%和1.5×10−3μm2[18-23]。2014年美国油藏孔隙度小于20%的CO2混相驱项目为106个，占82.8%，其中有28个项目孔隙度小于10%，但平均单井日产量达到了3.51 t[18]，取得了很好的开发效果；油藏渗透率

小于50×10−3μm2的CO2混相驱项目为81个，占63.28%，其中有52个项目渗透率小于10×10−3μm2，平均单井日产量可达2.43 t[18]。

表2　2004—2014年美国CO2混相驱油藏孔隙度统计

表3　2004—2014年美国CO2混相驱油藏渗透率统计

2.1.3 油藏温度和埋深

油藏温度是影响CO2混相驱效果的重要参数之一，油藏温度过高会导致混相压力过高，使CO2与原油难于形成混相，从而降低驱油效率。油藏埋深是影响油藏温度和压力的关键因素。

大多数美国CO2混相驱项目的油藏温度较低（见表4）[18-23]。根据2014年数据[18]，油藏温度小于65 ℃的项目为97个，占75.8%，其中有16个项目油藏温度低于38 ℃；油藏温度小于38 ℃的项目平均单井日产量仅为1.00 t，而油藏温度在38～65 ℃的项目平均单井日产量达到了3.05 t。此外，美国CO2驱油藏多为中深层（见表5）[18-23]。

表4　2004—2014年美国CO2混相驱油藏温度统计

表5　2004—2014年美国CO2混相驱油藏深度统计

2.2 CO2混相驱项目原油性质

原油自身性质是CO2混相驱成功与否的内因。研究表明，轻质原油更容易与CO2发生相间传质。CO2与轻质原油的混相压力较低，容易通过多次接触实现混相。轻质原油的主要表观特征是黏度、相对密度均较低。

2.2.1 原油黏度

目前，王红等［8］在分析读者的内在知识需求特征基础上，借助读者与馆员的互动数据分析结果，探讨了人工智能技术在图书采访过程中的应用。廖宇峰［9］基于用户数据，研究了数据挖掘技术在提高图书采访效率方面的应用，由此可知对流通借阅数据的分析方法应该更加多维化与创新化，进而深刻理解数据背后的含义。

美国CO2混相驱项目原油均为稀油[18-23]（见表6）。2014年数据表明，美国CO2混相驱原油黏度在0.4～6.0 mPa·s，平均值仅为1.33 mPa·s[18]。

2.2.2 原油相对密度

美国CO2混相驱项目原油均为轻质油[18-23]（见表7）。2014年数据显示美国CO2混相驱油田原油的地面相对密度在0.802～0.893，平均值为0.840[18]，均属轻质油范畴。

表6　2004—2014年美国CO2混相驱油藏原油黏度统计

表7　2004—2014年美国CO2混相驱油藏原油相对密度统计

2.3 CO2混相驱技术应用时机

从油田实施CO2混相驱之前的开发方式来看，多数油田有着很长时间的水驱历史，只有少部分油田一次采油后直接进行CO2混相驱。这些油藏多是由于超低孔渗无法进行水驱的油藏。统计美国2004—2014年EOR数据[18-23]发现，有67%的CO2驱项目是在水驱后进行的，这表明CO2驱油技术是水驱油藏进一步提高采收率的有效技术方法。

同时美国油藏的低温、低压、低黏度等性质又使CO2驱油过程中原油与CO2较易形成混相，致使美国的CO2混相驱项目远多于非混相驱项目。

2.4 CO2非混相驱技术

美国CO2非混相驱技术于1980年前后开始应用，但其成熟度远远低于混相驱。技术发展的早期，美国曾进行过大量的矿场试验。1986年CO2非混相驱项目数达到28个，然而其对应的产量却只有7.104×104t/a（见图6）。这是因为美国CO2非混相驱项目的实施过程中遇到了一系列问题，如CO2气体快速突破导致的波及系数低、所筛选的储集层难以适应CO2非混相驱等。因此，自1990年后CO2非混相驱项目锐减。经过长时间的研究与探索，现已形成了对注入CO2进行有效监测、对注入层位和生产剖面进行调堵、有效筛选适合CO2非混相驱的油藏等方面的技术。2004年后，美国CO2非混相驱技术应用得到复苏。根据2014年数据[18]，美国CO2非混相驱生产井数已达到993口，年产量达106.89×104t。

图6　美国CO2非混相驱项目数及产量

相对于CO2混相驱，非混相驱有着自身的油藏特点。根据2014年数据[18]：CO2非混相驱项目多属中高孔渗油藏，孔隙度多分布在17%～30%，平均值为25.23%，渗透率分布在（325.78～3 000.00）×10−3μm2，平均值为1 000×10−3μm2；油藏平均埋深1 412 m，属于中等深度；平均油藏温度和混相驱温度相近，在60 ℃左右；原油偏重偏稠，相对密度0.85～0.99，平均0.90，黏度0.6～17.4 mPa·s，平均8.528 mPa·s。

美国CO2非混相驱项目实施初期的平均含油饱和度为47.43%，与混相驱项目初期的50.88%较为接近，但项目结束时的含油饱和度为39.00%，远高于混相驱项目结束时的29.37%[18-23]。这表明，与CO2混相驱相比，非混相驱的提高采收率程度较低。

3　典型实例

Kelly-Snyder油田SACROC区块实施的CO2驱油项目是美国最典型、最成功的CO2混相驱实例之一。该项目自1972年开始至今，先后经历了Chevron、Devon Resource、Kinder Morgan等多家作业公司，每次更换都会给项目注入新的理念，带来技术的进步，项目走向成熟的同时也形成了一系列关键配套技术[24-27]。

3.1 SACROC区块简介

该区块属低渗透碳酸盐岩油藏，主要产层Canyon Reef层为石炭系石灰岩，非均质性强，且发育平面上分布不连续的致密层隔夹层[10]。地层压力22.14 MPa，泡点压力12.76 MPa，孔隙度9.41%，渗透率3.03×10−3μm2，油藏深度2 043.5 m，体积系数1.472，原油相对密度0.82，原油黏度0.35 mPa·s。

SACROC区块发现于1948年，经历6年一次采油，油藏压力下降幅度较大。1954年开始注水开发，1970年进入高含水阶段。CO2混相驱分3个工区进行，开始时间分别为1972年1月（9个井组）、1973年3月和1976年11月，注入井网主要为反九点井网[10]。自实施CO2混相驱以来，油田取得了较好的开发效果。截至2014年，该项目已扩展到503口注入井和390口生产井，覆盖面积达到201.9 km2，平均单井产能为9.7 t/d[18]。

3.2 形成的关键技术

①扩大气驱波及体积技术。其技术内涵是向地层中适当注入低流度物质占据气体流动通道，从而起到抑制气体窜流的作用。WAG（水气交替）注入技术[28-29]和CO2泡沫调驱技术是典型的扩大气驱波及体积技术。1972年SACROC项目实施初期，Chevron公司就尝试了WAG注入技术：一方面成功地将试验区地层压力从11.03 MPa提高到16.55 MPa，使其高出最小混相压力（15.86 MPa），达到CO2混相的压力条件；另一方面有效地控制了驱替流体的流度，实现了注CO2提高微观驱油效率和注水提高宏观波及系数的有机结合，进而提高了该地区的石油采收率。

②智能CO2监测和注采调整技术[30]。由于CO2流度大及油藏非均质性强等原因，注入的CO2很容易形成指进或无效注入。利用智能CO2监测技术可以掌握CO2在油藏中的动态分布，通过遥控智能井的注入采出量，调整地层中油气分布规律，从而减少CO2无效循环，提高石油采收率。SACROC区块利用此项技术不断对注采井网进行调整，其年产量逐年攀升。2000 年SACROC区块仅57口CO2注入井和325口采油井，年EOR产量仅为47×104t。通过调整，2008年注气井和采油井数分别为444口和391口，年EOR产量升至126×104t；2012年进行了新一轮调整，注气井和采油井数分别为503口和390口，年EOR产量已达138× 104t。

③产出气处理及CO2循环注入技术。即使是混相驱，产出流体中也会伴随大量的CO2，如何分离和处理这些产出气十分重要。最理想的处理方式就是对CO2进行回注。在项目运行初期，SACROC区块采用Benfield方法（热钾碱法）回收CO2，随着生产规模的扩大，Benfield方法不能满足需求。1983年项目操作方与NATCOGROUP合作，建设了冷凝回收富烃装置和膜分离CO2装置[31]。回收的富烃用于销售，分离出的甲烷用于燃烧发电，富集的CO2管输回油田用于回注。目前，膜分离系统日处理气量已达509.7×104m3，产出气中CO2含量从处理前的65%～85%，富集为95%。采用这种技术既回收了产出气中烃组分，又减少了CO2的排放，降低了CO2成本。

近几年，由于传统CO2驱油技术黏性指进、混相能力差等问题的突显以及国家对埋存CO2进行财政补贴等因素，美国开展了新一代集成CO2驱油技术的研究攻关，内容包括增加注入量、增大注入气黏度和改进驱替方式等。新一代集成CO2驱油技术的目标是追求提高石油采收率与CO2有效埋存的技术平衡点以及经济效益最大化。该技术的注气量最高可达2～3倍孔隙体积，远大于传统的0.3～0.5倍孔隙体积，很好地诠释了CCUS（CO2的捕集、利用与埋存）技术理念。该技术已在加利福尼亚等6个州进行试验，预计可使这些地区的原油可采储量增加约40×108t[11]。

4　对中国的启示

4.1 中国面临巨大的碳排放压力

当前中国以煤为主的能源结构在短时间内难以发生根本性改变。据BP公司2013年数据（见表8），2012年，中国煤的消耗量占总能源消耗量的70.45%，远高于美国的22.95%和世界平均的29.63%。煤的碳排放系数远大于石油和天然气，因此与总能耗量大体相当的美国相比，中国面临着更大的碳排放压力，而CCUS技术是缓解压力的有效办法。

表8　2012年中国、美国和世界能源构成

4.2 中国政府和企业积极应对碳排放问题

中国政府高度重视CO2所带来的全球环境问题，并积极探求解决办法。1990年以来，中国不断参加有关环境问题的国际活动，2009年在哥本哈根世界气候大会上中国提出了2020年温室气体减排目标。2000年以来，中国设立多个科研攻关项目，推进CCUS技术的发展，2011年发布了中国CCUS技术路线图，2013年编制了中国CCUS技术发展规划[32]，同时也在着手制定相关的激励政策等。

在国家的宏观指导下，国企、民企、科研院所、高校等单位积极参与和自主开展CCUS领域的理论基础和应用技术的研究和实践[32-33]，目前已初见成效。例如，2008年中国石油在吉林油田建成了首个CO2-EOR国家示范工程。

4.3 中国CO2驱油技术的发展方向

中国具有CO2驱油和埋存的油藏条件和技术基础。建议在国家层面统筹和协调以下工作，以推进CCUS技术的发展和应用：

①尽快出台相应法律、法规和政策。激励和引导国企、民企及社会各界参与CCUS技术的研发和应用，同时明确各参与方的责权利。

②协调解决CO2源汇匹配问题。按照地域和油藏特征，文献[32]提出中国适合CO2驱油与埋存的8大战略区，可以此作为解决CO2源汇问题的基础。

③做好各参与方的协调工作。CCUS技术是跨部门、跨行业甚至跨地域的新兴集成技术，只有协调好各方利益，才能确保CCUS技术健康发展。

4.4 中国推广CO2驱油技术面临的挑战

通过多项国家级科研攻关项目的研究与实践，中国已取得了一批理论与技术成果，具备一定的CCUS技术实施基础，但仍然面临以下几个方面的挑战：

①中国油田油藏类型复杂，开发现状各异，如何评价并筛选出适合注CO2提高采收率的油藏是一大难题。

②与美国海相油藏相比，中国陆相油藏非均质性较强，部分低渗透油藏（动态）裂缝发育[34-35]，实施CO2驱油技术时如何有效地提高CO2的波及体积、尽量减少CO2的无效注入是亟待解决的又一问题。

③中国油田大多数原油偏重、黏度较大，油藏温度高。这造成原油与CO2的混相压力较高，地层压力条件下难以达到混相[34-36]。如何改善混相条件以提高CO2驱油效率成为一大挑战。

④中国油田开发历史较长，采取增产措施类型较多，井况复杂，保障注CO2气时的安全生产需要充分准备。

⑤中国油田多为陆相沉积，地质和构造特征复杂，能否对CO2进行有效埋存需要进行系统准确的评价。

5　结语

美国CO2-EOR技术取得了良好的开发效果，这与其资源特点（如易混相的油藏条件和MkElmo Domo等大型CO2气田）、政策支持（如相关税法）、企业积极响应（如相关油气公司和管道公司）等因素紧密相关。

中国具有实施CO2-EOR技术的巨大潜力，应在充分吸收和借鉴美国先进经验的基础上，积极制定合理政策，鼓励社会各界的加入，大力发展和推进CCUS技术。此外，中国应结合国内资源实际，从国家层面做好政策法规、源汇匹配、参与方责权利等协调工作，同时找准关键技术问题并予以解决。

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（编辑 胡苇玮）

Application and enlightenment of carbon dioxide flooding in the United States of America

Qin Jishun1,2,3, Han Haishui1,2, Liu Xiaolei2,4
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Beijing 100083, China; 3. National Energy(Experiment)Research Centre of CCUS, Beijing 100083,
China; 4. Institue of Porous Flow & Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Langfang 065007, China)

Abstract:The application and characteristics of CO2flooding in the USA were analyzed and summarized. Complementary techniques of CO2flooding were generalized by an application example, and then the enlightenment was expounded for CO2flooding in China. The development process and forming reasons of CO2flooding technology were analyzed and summarized based on the systematic tracking of EOR survey data all over the world and the sufficient investigation of CO2-EOR technology application. The current situation of American CO2-EOR technology was evaluated using the quantity, scale and EOR production of projects as indexes. The characteristics and development-driving force of the projects were summed up. The characteristics of American CO2miscible flooding were emphatically outlined about reservoir properties, crude oil properties and project timings. Meanwhile, the scale and reservoir adaptability differences between American CO2miscible and immiscible flooding were comparatively analyzed. A series of complementary techniques were illuminated with the development of SACROC CO2-EOR project as an example. The challenges, technical bottlenecks and suggestions were analyzed and proposed for the promotion of CO2miscible flooding technology in China.

Key words:CO2flooding; miscible flooding; immiscible flooding; gas driving; enhanced oil recovery

收稿日期：2014-07-17 修回日期：2015-01-27

作者简介：第一秦积舜（1958-），男，山东济南人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事油层物理与渗流力学等方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油采收率研究所，邮政编码：100083。E-mail：qinjs@petrochina.com.cn

DOI:10.11698/PED.2015.02.10

文章编号：1000-0747(2015)02-0209-08

文献标识码：A

中图分类号：TE357.4

基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB707304）；国家科技重大专项（2011ZX05016-001）