砾岩油藏复合驱过程中化学剂的吸附滞留规律

为研究砾岩油藏复合驱过程中化学剂在油藏运移过程中的吸附滞留规律,以不同液固比条件下研究复合驱油体系在砾岩油砂吸附后界面性能以及化学剂吸附损耗量。研究结果表明:不同固液比条件下,二元体系(0.2%KPS202+0.1%KYPAM2)/三元体系(0.3%KPS304+0.15%KYPAM1+1.2%碳酸钠)经过岩心砂4次吸附后界面张力未发生明显改变,平衡界面张力IFT_(120 min)均达到超低界面张力(10-3mN/m)的指标要求;二元体系/三元体系经过岩心砂4次吸附后各化学剂含量均随着吸附次数增加而减少,随着岩心砂含量增加各化学剂浓度逐渐降低。化学剂浓度随吸附次数增加降低幅度大小排序为:ASP碱浓度>ASP表面活性剂浓度>SP表面活性剂浓度>ASP聚合物浓度≈SP聚合物浓度。

酸渣用作驱油剂的室内实验研究

酸渣为生产驱油剂石油磺酸盐时产生的废料,通过一系列化学反应后,发现酸渣主要由未磺化油、硫酸以及磺酸组成。利用酸渣中大量的硫酸与十八烯烃进行马氏加成反应实验,结果表明:酸渣与十八烯最佳质量配比为1∶0.6;反应时间6 h后,可得到界面张力为8.8×10^(-2)mN/m的阴离子型表面活性剂;再与石油磺酸盐5∶5(质量比)复配后,界面张力可以达到10^(-3)mN/m。岩心驱替实验表明,水驱岩心至含水率为98%后,注入0.5 PV的石油磺酸盐与处理后酸渣复配体系可提高驱油效率18.53%,与石油磺酸盐的驱油效率(19.26%)相当。该实验为酸渣再利用提供了可行的思路。

准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩特征

东道海子凹陷是准噶尔盆地二叠系重要的勘探领域之一,二叠系平地泉组是该区烃源岩发育的重点层系。通过对东道海子凹陷烃源岩分布及有机质地球化学特征分析,明确了平地泉组烃源岩生烃潜力及生成油气的类型。研究结果表明:①东道海子凹陷平地泉组烃源岩的Pr/nC17值为0.35~1.18,Ph/nC18值为0.23~0.81,显示其生烃母质主要为混合源,既有陆地生物的贡献,也有水体生物的贡献。②纵向上,平一段和平二段烃源岩质量最好,平一段的好—优质烃源岩占比为81.1%,TOC平均值为1.88%,平二段的好—优质烃源岩占比为62.5%,TOC平均值为1.55%,而平三段的好—优质烃源岩仅占30.2%。平一段和平二段烃源岩主要为Ⅱ型,占比分别为66.7%和48.4%,既可生油也可生气,平三段烃源岩质量较差,以Ⅲ型干酪根为主,具有一定的生气潜力;平面上,烃源岩从边缘区向凹陷区逐渐变好。③凹陷边缘区的烃源岩达到成熟演化阶段,凹陷区烃源岩埋深较大,达到高—过成熟演化阶段,该套烃源岩在埋深约为2500m时达到生烃门限,在埋深为4350m处达到大量排烃门限,而当埋深大于5050m时,进入大量裂解生气阶段。④研究区油气分布明显受烃源岩分布及成熟度控制,在远源端剥蚀区浅层侏罗系八道湾组发现成熟油,下凹斜坡区二叠系以轻质油为主,而凹陷中心以平地泉组“自生自储”气藏为主。

玛湖油田井筒垢物的组成及结垢机理研究

近年来,玛湖油田多口油井在生产过程中均出现管壁结垢现象,导致井筒堵塞,严重影响了生产效果。研究了玛湖油田垢物的结构与组成;采用OLI-ScaleChem模拟方法,研究流体与岩石基质的作用,探究了垢物的形成机理。结果表明,油井的垢物主要为CaCO_(3),且井深越大,其结垢量越大;井筒的温度、压力以及流体的pH对结垢均有一定的影响;CaCO_(3)垢物是酸性入井流体条件下高矿化度流体与富钙岩石矿物的反应产物,其在聚合物作用下成球,进而堵塞孔缝和井筒。研究结果对油田后续结垢预防措施和处理措施的提出具有重要的指导意义。

火驱稠油开发对油田“双碳”目标实现的影响及分析

稠油热采是油田生产过程中碳排放的主要来源,也是影响实现“双碳”目标的重要环节。针对火驱生产开发现状,通过将火驱烟道气理论计算与实际生产相结合,研究了不同稠油开发方式对碳排放量的影响,分析结果表明:在三种不同稠油开发方式中,同一空气消耗量下,火驱产生的CO_(2)的排放量最大,燃气锅炉产生的CO_(2)的排放量最小;根据实际生产状况,在同一原油产量下,火驱产生的CO_(2)的排放量最小。依靠火驱烟道气回注地面配套工艺能显著降低碳排放量,有效提高稠油采收率。持续研究完善火驱烟道气回注工艺,有利于火驱开发方式的推广运用,为油田开发向绿色低碳转型提供理论参考。

准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组砂砾岩非均质储层孔隙结构特征与成因

为了揭示准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组砂砾岩储层孔隙结构特征与成因,本文首先明确沉积相和岩相类型,其次,开展光学显微镜和扫描电镜岩矿鉴定,并对全岩粉末和黏土矿物提取物进行X射线衍射(XRD)分析,确定矿物成分;最后,开展岩石物性和压汞测试,分析岩石孔隙和喉道特征。研究结果表明:研究区百口泉组沉积于浅水粗碎屑扇三角洲体系,储集层主要分布于块状含泥砾岩(Gm)、块状和叠瓦状砾岩(Gcm-Gci)、颗粒支撑的砂质细砾岩(Gcs)和水下分支河道交错层理砂岩(St)4大类岩相中;各岩相孔隙均以钾长石溶蚀形成的次生孔为主,原生孔仅在泥质质量分数低的Gcs和St岩相发育;孔隙间喉道主要由微裂缝和起连通作用的长石溶孔组成;不同岩相的孔隙结构差异显著,Gcs和St岩相的喉道半径(最大半径分别为20μm和27μm)整体大于Gm和Gcm-Gci岩相的喉道半径(最大半径分别为6μm和3μm);沉积作用奠定了砂砾岩孔隙结构的演化基础;发育于扇三角洲前缘Gcs和St岩相经过水下河道的不断淘洗,泥质质量分数显著降低,导致其初始孔喉半径大于扇三角洲平原至前缘Gm和Gcm−Gci岩相的孔喉半径;在成岩过程中,机械压实整体破坏了各岩相部分初始连通喉道,而钾长石的溶蚀则对各岩相孔隙连通性的改善有差异性影响;微弱的钾长石溶蚀只能产生半径小于2μm的微小喉道,对孔隙连通性的改善有限;而在油气输导断层上盘上倾方向的Gcs和St岩相中,在早侏罗世和早白垩世酸性含油气流体充注的促进下,强烈的钾长石(质量分数低于5%时)溶蚀导致微小孔喉连通,形成半径为2~20μm的较大孔喉,显著增大了流体渗流通道,是这2种优势岩相半径较大孔喉形成的主要原因,同时,钾长石溶蚀沉淀的高岭石堵塞了部分连通喉道。总体而言,扇三角洲前缘优势岩相Gcs和St的叠置沉积区叠加成岩过程中钾长石的强烈溶蚀,形成了百口泉组优质孔隙结构发育区,也导致百口泉组优质储层发育。

准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩优质储层特征

准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩油藏具有规模勘探潜力,是增储上产的有利领域。综合应用岩矿鉴定、SEM,XRD、孔渗分析等手段,系统分析乌尔禾组沉积微相、储集空间类型及物性等储层特征和成岩作用。结果表明,该组沉积于浅水扇三角洲体系,发育了7种沉积微相,其中水下河道砂质细砾岩和砂岩物性较好,是储层发育的优势沉积相带。成岩过程中,压实作用、浊沸石等胶结作用显著破坏了原生粒间孔隙,但浊沸石胶结物以及长石碎屑的溶蚀产生了大量的次生孔隙。最终导致储集空间以次生孔隙为主,其次为剩余粒间孔和微裂缝。优质储层的分布受沉积微相、沸石胶结物类型与含量、地质流体活动强度等因素的影响,其发育具有沉积控制、断裂沟通、流体改造“三位一体”的成因模式。断裂沟通下伏烃源灶和水下河道等优势沉积相带,使酸性含油气流体活动增强,有利于浊沸石等矿物发生溶蚀。靠近断裂的水下河道叠置沉积层为乌尔禾组优质储层。

部分润湿多孔介质渗流规律实验研究

利用自主研发的填砂模型压制与渗流实验仪器,制备了5种具有相似物性且不同油湿比例因子的部分润湿填砂模型,对其进行油水相对渗透率与毛细管压力实验,定量研究油湿比例因子对部分润湿多孔介质渗流规律的影响。实验结果表明:束缚水饱和度随油湿比例因子的增加而减小,残余油饱和度则随着油湿比例因子的增加而增加,且驱油效率随之变差;当含水饱和度<39.35%时,两相共渗阻力与油湿比例因子呈正比,而当含水饱和度>65.00%时呈现相反的规律,其余饱和度情况下两相共渗阻力现象更为复杂;在低含水饱和度处两相流动能力差异与油湿比例因子呈反比,而在高含水饱和度处呈现相反的规律。同一含水饱和度下的含水率与油湿比例因子呈正比关系,油湿比例因子为1/2、3/4和1时,润湿体系的含水率随着含水饱和度的增加先缓慢增加,然后快速增加,最后逐渐变缓;而油湿比例因子为1/4和0时,润湿体系先缓慢增加,然后快速增加至驱替过程结束。均匀水湿和均匀油湿体系的毛细管压力曲线分别仅具有排驱与自吸特征,而其余部分润湿体系同时具有排驱与自吸特征,且随着油湿比例因子的增加,自吸特征所占比例增大。

准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩类型及沉积模式

准噶尔盆地玛南地区乌尔禾组砂砾岩储层具较大规模勘探潜力。通过岩心观察、描述与测量,结合粒径及砾石成分微观分析,对玛南乌尔禾组砂砾岩储层进行岩石学特征、沉积序列与模式、沉积微相及展布特征的细化研究。研究表明,乌尔禾组砂砾岩分3种类型:含泥含砂砾岩、泥质砾岩、砂质细砾岩。砾石成分复杂,以基性至中酸性岩浆岩砾石为主,具体分3种:火山熔岩砾石、凝灰岩砾石与长英质砾石。玛南乌尔禾组沉积背景为扇三角洲体系,在扇三角洲斜坡广泛发育事件性高密度重力流沉积,主要沉积微相分为6种,包括4种重力流沉积,泥石流沉积、颗粒流沉积、浊流沉积和洪泛沉积;1种牵引流沉积相,水下河道沉积;还包含滨浅湖沉积微相。不同微相具不同储集能力,特别是渗透率差异显著、多期叠置的颗粒流沉积夹水下河道砂岩层段,为乌尔禾组优质储层主要层段。

准噶尔盆地南缘侏罗系煤生烃热模拟实验研究

采用黄金管-高压釜热模拟体系,开展准噶尔盆地南缘地区侏罗系八道湾组和西山窑组煤的生油和生气演化特征研究,对区域油气资源评价和油气资源研究具有重要意义。煤热模拟实验结果表明,准噶尔盆地南缘八道湾组煤生油潜力明显高于西山窑组煤,其生油高峰在Ro(镜质体反射率)=1.07%,最大生油产率的分布范围为60.13~83.27 mg/g,具有一定的排油能力;西山窑组煤生油高峰在Ro=0.96%,最大生油产率分布范围为27.14~62.14 mg/g,部分样品具有一定的排油能力。八道湾组煤和西山窑组煤生气能力接近且均较好,生气窗长。Ro为0.90%时,煤开始生气;Ro在1.07%~1.65%时,煤进入快速生湿气阶段,煤裂解气产量是最大产气量的50%左右;Ro达1.65%后,煤进入干酪根裂解生气阶段;Ro在3.60%时,煤生气基本结束,最大生气产率分布范围为92.23~141.26 mg/g。南缘西段艾卡构造带八道湾组煤层厚度为10~20 m,Ro在1.0%左右,处于煤生油高峰,生油量在57.10~81.19 mg/g,且煤具有有机碳含量高的特点,认为该区煤具有形成带气顶的油藏的潜力。准噶尔盆地南缘中段霍玛吐背斜带和昌吉—乌鲁木齐地区侏罗系煤层厚度大,最厚达60 m,烃源岩Ro在1.3%~2.0%之间,处于煤大量生干气阶段,生气量为60.21~104.27 mg/g,认为准噶尔盆地南缘中段煤具有形成凝析气藏和干气藏的条件。

甾烷和藿烷的国产X型分子筛分离制备实验研究

采用国产10X和13X型分子筛对甾烷和藿烷类生物标志物进行吸附和脱附实验,探讨两种分子筛在制备甾烷和藿烷类化合物过程中的稳定碳同位素分馏效应,为甾烷和藿烷单体化合物的分离技术提供一种可靠方法。结果表明,两种分子筛对不同类型化合物的吸附作用不同,对甾烷化合物中的5α,14α,17α-20S、5α,14β,17β-20R、5α,14β,17β-20S三种构型吸附能力最弱,其次是5α,14α,17α-20R构型的甾烷系列、β-胡萝卜烷和伽马蜡烷。13X型分子筛对藿烷组分吸附能力强于10X型分子筛,可用于藿烷类化合物的分离;而10X型分子筛对甾烷组分吸附能力强于13X型分子筛。通过控制淋洗液的用量,能够分别分离不同构型的甾烷化合物。获得的甾烷和藿烷化合物单体烃稳定碳同位素分析结果显示,分离过程中无碳同位素分馏现象,重复性非常好,说明国产10X和13X型分子筛可用于甾烷和藿烷类化合物的分离富集及其单体烃碳同位素研究。

砂砾岩储层多化学剂协同效应提高采收率机制研究

已有研究表明二氧化硅纳米颗粒注入储层,可以改变岩石和流体性质(如润湿性、界面张力和粘度),保护储层同时提高采收率.选择百21井区克下组油藏为研究对象,在储层温度压力下交替注入纳米颗粒、表面活性剂和低矿化度水,分析驱替过程中润湿性变化、提高采收率效果和微观剩余油.实验结果表明,在低矿化度水或者表面活性剂驱后注入二氧化硅纳米颗粒,二氧化硅纳米颗粒会沉积在岩心表面,使部分大孔隙被堵塞,二氧化硅纳米颗粒具有一定深部调剖的效果.二氧化硅纳米颗粒会增加低矿化度水和表面活性剂溶液粘度,从而提高流度比.交替注入二氧化硅纳米颗粒、低矿化度水和表明活性剂,使得润湿性呈现周期性改变,同时证明了不同注入方式对微观剩余油改变不同.分别注入纳米颗粒、表面活性剂、低矿化度水来提高采收率效果要优于将表面活性剂和低矿化度水与纳米二氧化硅复配后注入的效果.

高温高压油藏井壁沉淀物成因研究——以准噶尔盆地高探1井为例

油气藏开采过程中出现的井壁沉淀物会产生一系列地质和工程问题。以中国陆上油气勘探最近取得重大突破的准噶尔盆地南缘高探1井为例,针对高温高压条件下原油开采过程中井壁出现的大量黑色固体不溶沉淀物,通过对该沉淀物进行系统的岩石学和地球化学分析,包括族组分、气相色谱、液相色谱、含蜡量及热解实验等,明确了沉淀物的组成,进而探讨了其成因与意义。结果表明,高探1井井壁沉淀物由可溶有机质和泥粉砂质组成,其中可溶有机质主要由沥青质组成,泥粉砂质以细粉砂为主。高探1井原油开采过程中,从地层到井筒,温度和压力迅速下降,其轻质组分优先分逸流出,原油动态稳定体系被破坏,造成溶解于原油中的沥青质析出、絮凝,并吸附在井壁上,在此过程中,井底的泥沙随流体流动混入沥青析出物中,一起长大堆积。这可能是高温高压条件下油气开采过程的普遍现象,需筛选强极性沥青分散剂来增加原油体系稳定性,对已结垢的井筒采用强极性试剂进行化学清洗,增加井底滤网,减少砂泥固体颗粒。

火成岩风化壳储集层特征与油气产能关系研究:以准噶尔盆地红山嘴石炭系油藏为例

红山嘴油田是准噶尔盆地典型的风化壳型油藏,具有广阔的勘探前景。利用宏微观岩矿分析、地球物理、地球化学等多种实验分析手段,对红山嘴地区火成岩岩石学特征、结构发育特征及控制因素开展综合研究,结果表明:(1)红山嘴地区发育侵入岩、次火山岩、火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩和沉火山碎屑岩等6大类火成岩,其中安山岩和凝灰岩最为发育;(2)火成岩储集空间组合包括原生气孔-溶蚀孔-Ⅰ级裂缝型、溶蚀孔-Ⅰ/Ⅱ级裂缝型、Ⅲ级裂缝型和Ⅳ级裂缝型4类,Ⅰ-Ⅳ类储层物性依次变差;(3)风化壳自上而下发育水解带、淋蚀带、崩解Ⅰ带、崩解Ⅱ带、母岩带5个分带,顶部水解带风化强,多被分解成致密的泥土层,可作盖层,而淋蚀带和崩解Ⅰ带是风化淋蚀改造较好区,储层物性最好;(4)不同油气产能井与风化壳结构具有很好的对应关系,可为风化壳型火成岩油藏优势区带划分和产能预测提供指导。

砂砾岩压缩破坏形态及影响因素分析

砂砾岩组成结构和力学特性复杂,研究砂砾岩压缩破坏有利于砂砾岩油藏高效开发。基于三轴压缩实验,建立考虑界面性质的砂砾岩压缩破坏数值模型,研究砂砾岩压缩破坏特征,分析围压、砾石粒径和分布、弱胶结界面及岩样尺寸等因素对砂砾岩压缩破坏的影响。结果表明:与砂岩相比,砂砾岩压缩破坏呈现不规则特性,宏观破坏面与轴向载荷夹角明显增加,甚至接近垂直。随围压增加,砂砾岩破坏面趋于规则;砾石粒径增大时,砂砾岩在砾石分布和弱胶结界面的影响下更易产生不规则破坏面。岩样尺寸较小时,砂砾岩的压缩破坏特征表现出尺寸效应,破坏面为复杂不规则形态;岩样直径为砾石粒径25倍时,破坏面整体规则,围压、砾石粒径和分布及弱胶结界面的影响减弱。该结果对砂砾岩储层钻井、储层改造裂缝形成具有参考意义。

核磁共振测量甲醇汽油中甲醇含量的实验研究

为探索低场核磁共振测量甲醇汽油中甲醇含量的方法,用无水甲醇和93#汽油配制了不同甲醇浓度的甲醇汽油混合溶液和含MnCl_2·4H_2O甲醇汽油实验样品,采用核磁共振CPMG自旋回波法测量了T2谱,分析了横向弛豫时间和峰面积随甲醇浓度的变化关系。实验结果表明:甲醇汽油溶液中加入MnCl_2·4H_2O后,随甲醇浓度的增加,横向弛豫时间和峰面积的变化幅度显著增大,进而提出了基于核磁共振T2谱测量甲醇汽油中甲醇含量的新方法;验证实验证明了该方法的可行性和有效性。

晚期快速埋藏过程中微裂缝对深层不同成岩强度碎屑岩储集层的改造作用——来自准噶尔盆地南缘白垩系清水河组成岩物理模拟的启示

以准噶尔盆地南缘白垩系清水河组埋藏史为约束,利用露头区低成熟砂岩样品开展成岩物理模拟实验,并结合区域地质资料,探讨微裂缝对不同成岩强度储集层的改造作用及其对优质储集层发育的意义。研究结果表明:大尺度微裂缝主要形成于晚期快速埋深阶段,形成时间与有机酸充注基本发生在同一时期。微裂缝的发育为油气在深层、超深层碎屑岩中的运移创造了良好的条件,也为有机酸沿着微裂缝进入储集层促进胶结物与颗粒发生晚期持续性溶蚀提供了可能。快速埋深前储集层的基质孔隙、微裂缝的发育与否决定了快速埋深过程形成的微裂缝对储集层的改善程度。快速埋深前基质孔隙与微裂缝越发育、胶结程度越低,晚期快速埋深中的微裂缝越发育、溶蚀程度越高,储集层质量的改善程度越明显,实验中储集层渗透率最大增加55%。如果快速埋深前储集层胶结作用强烈、基质孔隙缺乏但已局部发育微裂缝,则晚期快速埋深中的微裂缝发育程度也相对较高,可使渗透率增加43%。但如果快速埋深前储集层的胶结作用强烈、基质孔隙缺乏,且不存在微裂缝,那么晚期快速埋深形成的微裂缝有限,渗透率仅增加16%。晚期快速埋深过程中大尺度微裂缝的形成及其对有机酸溶蚀的促进,是深层、超深层优质储集层发育的重要原因。

准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组储层成岩作用及孔隙演化

准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组具有十分优越的油气勘探前景,系统研究其成岩作用特征及孔隙演化过程,明确有利储层发育区,可以为后期油气精细勘探评价提供指导。基于普通薄片、铸体薄片、全岩X衍射、粒度、扫描电镜、碳酸盐胶结物碳氧同位素与流体包裹体分析,综合研究准南西段清水河组成岩特征及其孔隙演化过程,并进一步探讨了不同成岩相间的储层孔隙演化过程差异。研究表明:(1)研究区清水河组储层以砂砾岩为主,岩屑含量高,平均占比65.97%,并以凝灰岩岩屑为主。胶结物主要为方解石。储层平均孔隙度为6.2%,平均渗透率为7.45×10-3μm2,整体表现为低孔—低渗型的致密储层,但局部仍有优质储层发育;(2)储层埋藏方式以长期浅埋—晚期快速深埋为特征,并可进一步划分出长期浅埋、构造抬升至近地表、正常深埋和快速深埋4个演化阶段。其中在长期浅埋、构造抬升至近地表、正常深埋阶段储层成岩演化处于早成岩A期,而快速深埋阶段储层处于早成岩B期—中成岩A期;(3)清水河组储层可划分出4种典型成岩相,即强压实相、钙质/铁泥质强胶结相、凝灰质充填—弱溶蚀相和弱压实—孔隙发育相,并以成岩相为约束建立准噶尔盆地南缘清水河组碎屑岩储层孔隙演化模式。弱压实—孔隙发育相为优质储层成岩相类型,其次为凝灰质充填—弱溶蚀相。

准南中段呼探1井烃源岩条件及油气源分析

近年来,准噶尔盆地下组合油气勘探不断获得新发现。2020年12月16日,位于呼西背斜的呼探1井清水河组获得高产油气流,实现了下组合油气勘探的重大突破,预示了下组合巨大的勘探潜力,但目前呼探1井的油气主要来源于哪套烃源岩以及是否存在混源等问题尚未明确。本研究通过对准噶尔盆地南缘中段下组合主要烃源岩的评价,结合生物标志物参数、油气C同位素、全烃气相色谱以及热模拟实验结果,明确了主力烃源岩生油气能力,认为呼探1井清水河组原油为侏罗系和二叠系烃源岩生成的混源油,其中重烃部分主要来自二叠系烃源岩,轻烃部分来自侏罗系烃源岩,天然气主要来自侏罗系烃源岩。同时,建立了侏罗系煤系烃源岩生气图版,结合图版分析认为呼探1井清水河组天然气与侏罗系煤岩关系最为密切,Ro大致分布在1.66%~1.85%。

环烷基石油磺酸盐复配体系微乳液性能评价

优选表面活性剂环烷基石油磺酸盐(KPS)和脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠(AEC-9)组成微乳液驱油体系,考察微乳液体系的油水界面张力、复配比例、中相微乳液配方、最佳盐浓度、最佳助表面活性剂、最佳醇浓度和驱油性能。实验结果表明,KPS/AEC-9微乳液复配体系在质量分数为0.3%~2.0%范围内都可以达到超低界面张力;复配比例为5∶5时,形成的中相微乳液体积最大。随着NaCl和正丁醇浓度的增大,微乳液相态经历WinsorI型到WinsorIII型再到WinsorII型的转变。在KPS/AEC-9复配体系质量浓度为1%,复配比例为5∶5,NaCl质量浓度为36000 mg/L,正丁醇质量分数为1.25%时,微乳液驱含水率最大降幅为64.0%,提高采收率33.0%,显示出了良好的降水增油效果。