聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理实验

刘卫东，罗莉涛,，廖广志，左罗，魏云云，姜伟

（1. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007；3. 清华大学环境学院，北京 100084；4. 中国石油勘探与生产分公司，北京 100011；5. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理实验

刘卫东1,2，罗莉涛2,3，廖广志4，左罗5，魏云云1,2，姜伟1

（1. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007；3. 清华大学环境学院，北京 100084；4. 中国石油勘探与生产分公司，北京 100011；5. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

针对新疆油田七中区开发现状，设计聚合物-表面活性剂二元驱的填砂管、天然岩心及微观模型驱油实验，研究二元驱提高采收率机理，为油田现场提供二元驱优化配方。二元驱采收率增幅随着水油黏度比增大而增大，随着界面张力减小而增大。毛细管准数反映二元体系溶液黏度和界面张力的协同效应，应以其为准优化筛选最佳配方。新疆油田七中区二元驱溶液临界黏度比2.5、临界界面张力数量级为1×10-2mN/m、临界毛细管准数数量级为1×10-3；优选出配方为0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM，可提高采收率23.96%。二元驱通过聚合物增黏，降低驱替相流度，增加油相流度，使流度比减小，克服了注水指进，增加了吸水厚度，从而提高波及系数，进而启动盲端残余油；通过表面活性剂降低界面张力，降低黏附功，使残余油乳化、剥离、拉丝并易于启动，同时乳状液进一步增加驱替相黏度，在低界面张力和较高黏度下，毛细管准数大幅度提高，从而提高洗油效率，进而启动岛状、柱状及膜状残余油，最终提高了采收率。图13表3参16

聚合物；表面活性剂；二元驱；提高采收率；黏度比；界面张力；毛细管准数

0 引言

聚合物-表面活性剂二元驱是具有巨大发展潜力的三次采油技术[1-2]，利用聚合物和表面活性剂的协同效应，能够显著改善驱油效果、提高采收率[3-6]。与单纯聚合物驱相比，聚合物-表面活性剂二元驱具较强的乳化及低界面张力性能[7]；与三元复合驱相比，避免了因碱产生的管道腐蚀严重、采出液破乳难的问题[8]。20世纪60年代起，美国对聚合物-表面活性剂二元驱进行了一系列先导性试验，取得了显著成效[9-12]；20世纪80年代，中国胜利、新疆和大庆等油田也相继开展了相关研究[13-14]。

新疆油田七中区自 2008年开始进行聚合物-表面活性剂二元驱重大开发试验[15-16]，取得了明显的效果。该区块面积 1.21 km2，油层深度 1 146 m，有效厚度11.6 m，原始地质储量120.8×104t；油藏中孔中渗，主要由不等粒砂砾岩及砂岩组成，砾石含量33%～50%，粒径7～20 mm；有效孔隙度2.4%～27.0%，平均14.7%，渗透率（0.01～3 207.00）×10-3μm2，平均 54.1×10-3μm2；油藏温度40 ℃，原始地层压力16.1 MPa，饱和压力14.12 MPa，压力系数1.4；地层原油密度0.778 g/cm3，黏度6.0 mPa·s；地层水矿化度3 324.14 mg/L。

针对新疆油田七中区开发现状，设计聚合物-表面活性剂二元驱的填砂管、天然岩心、微观模型驱油实验，研究其黏度及界面张力对采收率的影响，揭示其驱油机理，并建立配方优化筛选方法，为油田现场提供聚合物-表面活性剂二元驱优化配方。

1 实验方法

1.1 实验材料及仪器

实验材料：新疆油田七中区的原油、注入水和地层水（参数见表 1）；地面脱气脱水原油（密度 0.858 g/cm3，黏度17.85 mPa·s，用于测界面张力）；表面活性剂（LAyL平均相对分子质量为476；KPS-1和KPS-2平均相对分子质量均为 486，二者分子结构不同）；聚合物（聚丙烯酰胺HPAM，相对分子质量2 500×104）；填砂管模型（内径1.98 cm，长度20 cm）；天然岩心（直径2.5 cm，长度7 cm，均质、无裂缝，32块）；微观刻蚀模型（尺寸62.0 mm×62.0 mm×3.0 mm，平面有效尺寸为45 mm×32 mm，孔隙直径0.1～100.0 µm）；航空煤油；模拟油（新疆油田七中区脱气脱水原油与航空煤油以 3∶2的体积比混合，40 ℃下黏度为 6.0 mPa·s）；石英砂粒径 3.4～61.0 μm，即 60～4 000目；环氧树脂胶。

表1 新疆油田七中区注入水及地层水参数

实验仪器：黏度计（Brookfield DV-II型+DIN5309）、界面张力仪（SVT20N）、电子天平（YP300001）、搅拌机、ISCO计量泵、活塞容器、压力传感器（-0.1～200.0 MPa）、微流量注射器（量程0.1 mL，精度0.01 mL）、高速摄像机Fastcam SA1、立体显微镜STEREO Discovery-V8、计算机、计量管、恒温箱、真空泵。填砂管模型驱油实验装置见图1。

图1 实验装置示意图

1.2 填砂管模型驱油实验

将注入水、聚合物、表面活性剂以一定比例混合，通过调整聚合物浓度、表面活性剂种类及浓度获取不同黏度比、不同界面张力的聚合物-表面活性剂二元体系溶液即注入体系（见表2）。

制备均质模型：①将环氧树脂胶与石英砂按比例混合后涂在管内壁，获取粗糙弱亲水表面。②将粒径为 250、80、48及 13 μm即 60、180、300及 1 000目的石英砂以质量比1∶2∶3∶4混合，放入干燥箱内烘干12 h；将其填充到管内，制备填砂管模型，称干重；抽真空12 h，饱和地层水12 h，称湿重；计算孔隙体积及孔隙度；利用地层水按照渗透率测定方法测定12个填砂管模型水测渗透率(见表2)。

表2 填砂管模型驱油实验方案

实验步骤：①在40 ℃下饱和模拟油，当计量管内水的体积3 h内不再增加，认为模型饱和油完成，记录饱和油体积；计算原始含油饱和度、束缚水饱和度（见表2）；在40 ℃下放置12 h进行老化，然后进行驱油实验。②根据油田现场注入速度1.5 m/d，以1.74×10-3cm/s速度水驱，待有液体流出时，监测出水体积及出油体积，计算不同时刻含水率、采收率。当含水率达到 95%时，停止水驱，计算水驱最终采收率。③将聚合物-表面活性剂二元体系溶液以 1.74×10-3cm/s速度注入模型，注入孔隙体积倍数为2.5，继续以相同速度水驱1.5倍孔隙体积至结束。最后计算出聚合物及表面活性剂的贡献率。

1.3 天然岩心驱油实验

取32块天然岩心，配液方法和实验步骤同填砂管模型驱替实验，实验方案见表3。计算采收率、毛细管准数和剩余油饱和度等相关参数。

表3 天然岩心驱油实验方案

1.4 微观模型驱油实验

在以上实验数据的基础上，针对新疆油田七中区油层特征确定了其聚合物-表面活性剂二元驱优化配方，配方为0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM（黏度比为2.5、界面张力为0.073 3 mN/m）。

用光刻法将岩心铸体薄片上的孔隙网络复制下来，经过制版、涂胶、光成像、化学刻蚀、烧结成型和润湿性处理等步骤，制成微观刻蚀模型。在模型对角线处分别打一小孔，作为注入井和采出井。

实验步骤：①将微观刻蚀模型抽真空2 h、饱和地层水24 h；②模拟油驱替地层水并稳定24 h；③以1.74×10-3cm/s速度水驱油至含水率100%为止，形成水驱残余油。④以 1.74×10-3cm/s速度注入聚合物-表面活性剂二元体系溶液驱替残余油，记录驱替过程；⑤实验结束，用石油醚清洗微观模型。

2 结果及分析

2.1 聚合物增黏作用

为了研究聚合物-表面活性剂二元驱中聚合物增黏作用对提高采收率的影响，开展了界面张力6.52×10-3mN/m条件下，不同黏度比的二元驱体系填砂管模型驱油实验，详细实验条件见表2。

由图 2可见，含水率在前置水驱阶段都随着注入孔隙体积倍数增加而急速增大至 95%，然后随着不同黏度比聚合物-表面活性剂二元体系溶液的注入而降低，二元驱结束时再次升至95%左右。对于聚合物-表面活性剂二元驱，含水率降低幅度随着黏度比增加而增大，同时维持低含水率的时间延长。

图2 不同黏度比条件下注入孔隙体积倍数与含水率关系

由图 3可见，前置水驱阶段采收率都随着注入孔隙体积倍数的增加而增大，然后随着不同黏度比二元体系溶液的注入而跳跃式地增加，二元驱结束后趋于平稳。对于聚合物-表面活性剂二元驱，采收率增幅随着黏度比的增加而增大。

图3 不同黏度比条件下注入孔隙体积倍数与采收率关系

由图4可见，随着黏度比的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都增大。当黏度比小于2.5时，采收率增幅、最大含水率降幅都上升较快；当黏度比大于2.5时，二者上升趋于平缓。说明当黏度比大于2.5时，在界面张力（6.52×10-3mN/m）不变的条件下通过提高黏度比来提高采收率的效果已经不明显，经济效益相对较小。因此，对于新疆油田七中区聚合物-表面活性剂二元驱，二元体系临界黏度比为2.5，即黏度为15 mPa·s。

图4 黏度比与采收率增幅及最大含水率降幅的关系

2.2 表面活性剂降低界面张力作用

为了研究聚合物-表面活性剂二元驱中表面活性剂降低界面张力作用对提高采收率的影响，开展了黏度比2.5即黏度15 mPa·s条件下，不同界面张力的二元驱体系填砂管模型驱油实验，详细实验条件见表2。

由图 5可见，前置水驱阶段，含水率都随着注入孔隙体积倍数的增加而急速增大至 95%，然后随着不同界面张力的二元体系溶液的注入而降低，二元驱结束时含水率再次上升至 95%左右。相比聚合物驱，聚合物-表面活性剂二元驱含水率降低幅度较大，维持低含水率的时间也较长，主要是其低界面张力的作用；对于二元驱，含水率降低幅度随着界面张力的降低逐渐增大，维持低含水率的时间也变长。

图5 不同界面张力二元体系注入孔隙体积倍数与含水率关系

由图 6可见，前置水驱阶段，采收率都随着注入孔隙体积倍数的增加而急速增大，然后随着不同界面张力的二元体系溶液的注入而跳跃式地增加，二元驱结束后趋于平稳。相比聚合物驱，聚合物-表面活性剂二元驱采收率增长幅度较大，主要是其低界面张力的作用；对于聚合物-表面活性剂二元驱，采收率增幅随着界面张力的降低逐渐增大。

图6 不同界面张力二元体系注入孔隙体积倍数与采收率关系

由图 7可见，随着界面张力的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都减小。当界面张力为 6.52×10-3mN/m（1×10-3mN/m数量级）时，采收率增幅和最大含水率降幅最大；当界面张力为 7.33×10-2mN/m（1×10-2mN/m数量级）时，二者较大；当界面张力为3.80×10-1mN/m（1×10-1mN/m数量级）时，二者较小；当界面张力为15.20 mN/m（1×101mN/m数量级）时，二者最小。为了获取较大的采收率增幅和最大含水率降幅，界面张力数量级初步定为1×10-2mN/m数量级和1×10-3mN/m数量级。同时1×10-2mN/m数量级与1×10-3mN/m数量级相比，采收率增幅和最大含水率降幅相差不大，以6.52×10-3mN/m和7.33×10-2mN/m为例，采收率增幅差值仅为1.56%，最大含水率降幅差值仅为2.57%。而从工程经济效益方面考虑，与界面张力达到1×10-3mN/m数量级的二元体系溶液相比，界面张力1×10-2mN/m数量级的二元体系溶液在表面活性剂选择方面范围更广、价格方面更有优势，也更符合经济效益开发油田的需求。说明在保证黏度不变的条件下，当界面张力降低至1×10-2mN/m数量级后，再通过降低界面张力来提高采收率的效果已经不明显，经济效益相对较小。

图7 界面张力与采收率增幅及最大含水率降幅关系

由图 8可见，随着界面张力的增大，聚合物贡献率增大，表面活性剂贡献率减小。当界面张力为6.52×10-3mN/m时，表面活性剂贡献率大于聚合物贡献率，二者差值较小，低界面张力作用主导；当界面张力为7.33×10-2mN/m时，表面活性剂贡献率近乎等于聚合物贡献率，二者差值最小，低界面张力和增黏作用共同主导且均衡协作；当界面张力为 3.80×10-1mN/m时，表面活性剂贡献率小于聚合物贡献率，增黏作用主导；当界面张力为15.20 mN/m时，表面活性剂贡献率远小于聚合物贡献率，二者差值最大，增黏作用主导。考虑工程经济效应，同时为了更加均衡聚合物和表面活性剂驱油功效，应保证界面张力为 1×10-2mN/m数量级。

图8 二元体系界面张力与聚合物及表面活性剂贡献率的关系

综合分析图7和图8可得，在保证较高采收率增幅的前提下，从经济效果和聚合物与表面活性剂均衡协作驱油两方面考虑，针对新疆油田七中区聚合物-表面活性剂二元驱，临界界面张力数量级为1×10-2mN/m。

2.3 聚合物增黏与表面活性剂降低界面张力协同效应

为了研究聚合物-表面活性剂二元驱中聚合物增黏与表面活性剂降低界面张力协同效应对提高采收率的影响，开展了8种黏度比与4种界面张力正交的32组二元驱天然岩心驱油实验，实验条件见表3。

由图 9可见，随着毛细管准数的增加，采收率增大，剩余油饱和度降低。由此，在一定渗流速度条件下，为提高采收率，必须增加毛细管准数。毛细管准数增加到一定数量级的方式：①界面张力保持不变，大幅度增加黏度，但会出现堵塞储集层的聚合物微胶，造成注入困难；②黏度保持不变，大幅度降低界面张力，但毛细管力会大大降低，导致窜流；③在小幅度增加黏度的同时，小幅度降低界面张力，既能保证顺利注入，也能避免窜流。

图9 毛细管准数与采收率及剩余油饱和度的关系

由图9可见，当毛细管准数小于4.27×10-3时，随着毛细管准数的增大，采收率缓慢增加，剩余油饱和度缓慢降低；当毛细管准数大于4.27×10-3时，随着毛细管准数的增大，采收率急剧增加，剩余油饱和度急剧降低。由此，针对新疆油田七中区，在一定渗流速度下二元驱临界毛细管准数为4.27×10-3即达到1×10-3数量级时，聚合物和表面活性剂均衡协同作用，可显著提高采收率。

当渗流速度一定时，毛细管准数可反映二元驱溶液黏度和界面张力的协同效应。应以毛细管准数为准，先确定黏度和界面张力最优组合值，均衡聚合物和表面活性剂贡献率，进而确定聚合物和表面活性剂浓度及类型，由此优化筛选出最佳聚合物-表面活性剂二元驱配方。

对于新疆油田七中区，在原油黏度 6.0 mPa·s、注入速度1.74×10-3cm/s、注入段塞2.5倍孔隙体积的条件下，优选出配方：0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM，黏度15 mPa·s、界面张力为7.33×10-2mN/m；计算出此配方下毛细管准数为4.27×10-3，采收率68.76%，剩余油饱和度26.27%，采收率增幅23.96%。

2.4 聚合物-表面活性剂二元驱微观驱油机理

根据微观模型驱油实验，研究聚合物-表面活性剂二元驱微观驱油机理。

水驱后，模型中滞留了大量的残余油。聚合物-表面活性剂二元驱后，只有少量的残余油滞留在模型中。说明二元驱明显提高波及系数和洗油效率，达到了提高采收率的目的。图10—图13为各种形式残余油的启动方式。

图10 岛状残余油启动方式

图11 柱状残余油启动方式

图12 膜状残余油启动方式

图13 盲端状残余油启动方式

位于孔道中的岛状残余油，由于处于二元体系溶液包裹中，所以沿驱替方向，在油滴周侧剪切应力和低界面张力作用下，逐渐从球形被拉伸为长圆柱形；在本身内聚力作用下，会收缩并在中间部位内凹（见图10），随后发生断裂，形成前后两个油滴；前缘小油滴成为水包油珠，被驱替液携带走，而后缘油滴重复上述过程，直至被驱体液完全携带走。

存在于孔隙内的柱状残余油，由于此区域二元体系溶液流速较快，同时界面张力较低，所以在二元体系溶液的携带下，易形成细长且易于变形的油丝（见图11）；油丝从一个孔隙中沿着驱替液流线轨迹穿过狭长窄小的喉道运移到下一个孔隙中；在喉道内，形成了一个贯通上下游孔隙、不与喉道周壁接触的“油桥”通道，油丝在大大减小运移阻力的通道上能够连续且顺畅地随驱替液穿过狭长窄小的喉道。

膜状残余油一般附着在壁面上。沿驱替方向，二元体系溶液首先对膜状残余油后缘产生剪切拉动作用，后缘与壁面接触部分出现细小间隙（见图12）；驱替液逐渐渗入细小间隙中，使壁面润湿性由亲油转变为亲水，驱替液的低界面张力性能使得油膜的黏附能力大大减弱，分离的油膜不能再次在壁面上吸附，使后缘小部分油膜剥离壁面；驱替液进一步剥离吸附在亲油壁面的油膜，经过渐进的剥离作用，油膜最终被完全剥离壁面，且不易再次黏附在亲水壁面上，进而被驱替液携带。

盲端残余油具有膜状残余油特征，被二元体系溶液剥离壁面的过程与膜状残余油相同（见图13）；区别在于其位于凹形盲端，水驱无法有效波及。与水驱相比，聚合物-表面活性剂二元驱一方面本身具有增黏作用；另一方面，二元体系的低界面张力性能促进原油乳化形成乳状液，乳状液具有增黏作用，进一步增大了驱替液黏度；黏度的增加使聚合物-表面活性剂二元体系溶液能够波及到水驱无法波及的盲端，进而按照剥离膜状残余油的方式使盲端残余油剥离壁面，最终启动盲端残余油。

聚合物-表面活性剂二元驱主要以低界面张力性能达到高洗油效率，从而启动岛状、柱状、膜状残余油；主要以增黏性能扩大波及系数，从而启动盲端残余油，最终提高了采收率。

2.5 聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理

原油采收率由波及系数和驱油效率决定[16]，所以分析聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理即为分析其提高波及系数和提高驱油效率的机理。

聚合物-表面活性剂二元驱提高波及系数的机理：聚合物-表面活性剂二元驱通过聚合物增加驱替液黏度，由于聚合物黏度的增加会使其较多地吸附及滞留在孔隙中，降低了驱替液的相渗透率，造成驱替液流度减小。而驱替液对油的黏度影响很小，油聚集在驱替液前缘，油相渗透率增加，油相流度变大。这样流度比减小，克服了注水指进，增加了吸水厚度，提高了波及系数，进而提高采收率。

聚合物-表面活性剂二元驱提高洗油效率的机理：通过表面活性剂降低油水界面张力，降低了黏附功，使残余油乳化、剥离、拉丝并易于启动，同时乳状液进一步增加驱替液黏度，从而启动水驱无法启动的区域内残余油。在降低界面张力和增黏作用下，其毛细管准数大幅度提升，提高了洗油效率，进而提高采收率。

3 结论

当聚合物-表面活性剂二元体系溶液界面张力一定时，随着黏度比的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都增大；当二元体系溶液黏度比一定时，随着界面张力的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都减小。对于新疆油田七中区二元驱，临界黏度比为2.5、临界界面张力数量级为1×10-2mN/m、临界毛细管准数数量级为 1×10-3。

毛细管准数可以反映聚合物-表面活性剂二元体系溶液黏度和界面张力的协同效应，应以毛细管准数为准，先确定黏度和界面张力最优组合值，均衡聚合物和表面活性剂贡献率，进而确定聚合物和表面活性剂浓度及类型，优选出最佳配方。

水驱后，残余油主要以岛状、柱状、膜状及盲端的形式存在。聚合物-表面活性剂二元驱主要以低界面张力性能达到高洗油效率，从而启动岛状、柱状及膜状残余油；主要以增黏性能扩大波及系数，从而启动盲端残余油，最终提高了采收率。

聚合物-表面活性剂二元驱通过聚合物增黏作用，使驱替液与油相之间流度比减小，提高了波及体积；通过表面活性剂降低界面张力作用，降低黏附功，使残余油易于启动，其乳状液进一步增黏，使毛细管准数大幅度提高，提高了洗油效率，由此提高了采收率。

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（编辑 郭海莉）

Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer - surfactant binary flooding

LIU Weidong1,2, LUO Litao2,3, LIAO Guangzhi4, ZUO Luo5, WEI Yunyun1,2, JIANG Wei1
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007, China; 2. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Science, Langfang 065007, China; 3. School of Environment, Tsinghua University,Beijing 100084, China; 4. PetroChina Exploration & Production Company, Beijing 100007, China;5. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China)

Aiming at the development situation of the Xinjiang oil field, the mechanism of enhancing oil recovery by the Polymer-Surfactant Binary Flooding (SP Flooding) was studied through SP Flooding sand pack, natural core and micro model experiments, and Optimum SP Flooding formula is provided. The results show that the enhanced oil recovery by the SP Flooding increases with the increase of the viscosity ratio between water and oil or the decrease of the interfacial tension. Capillary displacement ratio can reflect the synergetic effect of viscosity and interfacial tension and help screen out the optimum formula of the SP Flooding. For Qizhong block in Xinjiang Oilfield, where the critical viscosity ratio of SP flooding solution is 2.5, the order of magnitude of the critical interfacial tension is 1×10-2mN/m, and the order of magnitude of the critical capillary displacement ratio is 1×10-3, the optimum formula of the SP Flooding composed of 0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM can enhance the oil recovery by 23.96%. The polymer in the SP Flooding system increases the viscosity of the displacement fluid, accordingly the fluidity of the aqueous phase reduces and that of the oil phase increases, and the resulting decrease of the mobility ratio can control waterflood fingering, make water absorption thickness increase, enhance sweep efficiency and thus activate the residual oil trapped in dead ends. The surfactant decreases interfacial tension,and the resulting decrease of adhesion work makes residual oil emulsified, stripped, wiredrawn and easy to move. In addition, the emulsion liquid further increases the viscosity of the aqueous phase, and with interaction of lower interfacial tension and high viscosity of the emulsion liquid, the capillary displacement ratio is greatly enhanced, which in turn improves the oil displacement efficiency by displacing isolated-island, columnar and membranous residual oil, and consequently a higher oil recovery.

polymer; surfactant; binary flooding; enhanced oil recovery; viscosity ratio; interfacial tension; capillary displacement ratio

国家科技重大专项（2011ZX05013-006）；中国石油科技攻关项目（2014B-1203）

TE357

A

1000-0747(2017)04-0600-08

10.11698/PED.2017.04.13

刘卫东, 罗莉涛, 廖广志, 等. 聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率机理实验[J]. 石油勘探与开发, 2017,44(4)： 600-607.

LIU Weidong, LUO Litao, LIAO Guangzhi, et al. Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer -surfactant binary flooding[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 600-607.

刘卫东（1970-），男，河北唐山人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事化学驱提高采收率等方面的研究工作。地址：河北省廊坊市广阳区，中国石油勘探开发研究院渗流流体力学研究所，邮政编码：065007。E-mail： lwd69@petrochina.com.cn

联系作者简介：罗莉涛（1987-），男，湖北襄阳人，博士，现为清华大学在站博士后，主要从事多孔介质物理化学渗流、油气田废水及油泥污染治理等方面的研究工作。地址：北京市海淀区双清路30号，清华大学环境学院，邮政编码：100084。E-mail： mhlpphlt6184@126.com

2016-11-17

2017-06-02