一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法

摘要

本发明公开了一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法，属于稠油开采技术领域。上述方法包括以下步骤：(1)深层稠油油藏进行水驱开发；(2)注高浓度牺牲剂段塞；(3)氮气与起泡剂溶液段塞交替注入阶段；(4)氮气与起泡剂溶液段塞同时注入阶段；(5)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；(6)氮气与生产交替进行阶段。本发明的粘弹性泡沫驱可以有效改善深层稠油油藏水驱后开发效果，提高波及系数和洗油效率，提高采收率8.0％‑15.0％。

说明书

技术领域

本发明涉及稠油开采技术领域，具体涉及一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法。

背景技术

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油，在原始油藏温度下脱气原油粘度大于100mPa.s。我国稠油资源分布广泛，陆上稠油资源约占石油资源总量的20％以上，探明地质资源量为79.8亿吨，年产量超2800万吨，占国内原油产量的14％，已成为我国原油生产的重要组成部分。进一步提高稠油产量是维持我国产油量稳定，维护国家能源安全的重要保障。

油层埋深大于1000m的深层稠油油藏开发面临较多问题。由于稠油粘度高，原油流动性差，注水开发水窜现象严重，水驱效果差。由于油藏埋深较深，注蒸汽压力较高，井筒、地层热损失增大，造成深层稠油油藏注蒸汽热采开发效果较差。另外由于油层深，油层温度较高，聚合物驱等开发方式并不适用，因此急需探索深层稠油油藏有效开发方式。

泡沫驱目前已在不同类型油藏开展了应用，并且取得了一定的开发效果，但是目前泡沫驱存在泡沫稳定性较差的问题，特别是在油藏条件下，泡沫遇到原油后不稳定，无法形成稳定的泡沫驱，而是产生了明显的气体窜流，从而影响了泡沫驱的开发。

与《一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法》的区别：《一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法》通过向稠油油井内注入固相颗粒堵水段塞，然后依次注入泡沫段塞和氮气段塞、氮气段塞、封口段塞，最后进行蒸汽吞吐生产，本方法可以有效补充地层能量，调整油层吸汽剖面，达到改善高轮次低效蒸汽吞吐井恢复产能的目的。但是对于深层稠油油藏，由于埋深较深，注蒸汽压力较高，井筒、地层热损失增大，深层稠油油藏无法进行蒸汽吞吐开发。特别是如果在蒸汽吞吐前先注入固相颗粒堵水段塞、泡沫段塞、氮气段塞、封口段塞后，更会增大地层压力，从而更无法注入蒸汽，因此方法无法用于深层稠油油藏开发。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法。

为解决上述技术问题，本发明提供技术方案如下：

本发明提供一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法，包括以下步骤：

(1)深层稠油油藏进行水驱开发；

(2)注高浓度牺牲剂段塞；

(3)氮气与起泡剂溶液段塞交替注入阶段；

(4)氮气与起泡剂溶液段塞同时注入阶段；

(5)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；

(6)氮气与生产交替进行阶段。

进一步的，所述深层稠油油藏为油层埋深大于1500m；50℃地面原油粘度大于100mPa.s，小于20000mPa.s；原油中胶质、沥青质含量大于5％；含油饱和度>0.50，油层厚度>15.0m，水平渗透率>1000md，垂直与水平渗透率比值>0.1，油层孔隙度>0.25。

进一步的，所述步骤(1)具体为：在油层内钻1口注入井和4口生产井，井网形式为五点法井网，中间一口为注入井，周围4口为生产井，注入井与生产井的井距在100-200m之内；进行水驱开发，注入井进行注水，生产井进行生产，注水速度为0.05-0.1PV/年，采注比保持在1.0-1.2之间，直至生产井含水率超过90％，注入井停止注水。

进一步的，所述步骤(2)具体为：注入初始起泡剂溶液段塞，起泡剂溶液浓度1-2wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，注入量为0.01-0.05PV；生产井正常生产，采注比为1.0-1.2。

进一步的，所述步骤(3)具体为：注入完初始高浓度牺牲剂段塞后，开始注入氮气，氮气的注入速度为油层条件下0.04-0.1PV/年，注入量为0.01-0.03PV，然后再注入起泡剂溶液段塞，注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，注入量为0.01-0.05PV，该阶段交替注入氮气段塞与起泡剂溶液段塞1-3次，生产井一直生产，注采比为1-1.2，直至生产井产生氮气气窜。

进一步的，所述步骤(4)具体为：当氮气与起泡剂溶液段塞交替注入阶段产生气窜后，注入井的注入方式调整为氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，起泡剂的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为1:1-3:1；该阶段氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，生产井一直生产，注采比为1-1.2，直至生产井再次产生氮气气窜。

进一步的，所述步骤(5)具体为：氮气与起泡剂溶液段塞同时注入后产生气窜后，转为固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；先把固相颗粒分散在起泡剂溶液内，固相颗粒浓度为0.2-0.5wt％，起泡剂的浓度为0.3-0.5wt％，然后在注入井内注入固相颗粒与起泡剂的分散体系，并同时注入氮气，分散体系注入速度为0.02-0.05PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为1:1-3:1；该阶段，生产井一直生产，注采比为1-1.2，直至生产井再次产生氮气气窜。

进一步的，所述固相颗粒为粉煤灰、疏水纳米颗粒、粘土、微球中的一种或几种；

所述疏水纳米颗粒为疏水纳米SiO₂颗粒，粒径为10-100nm；

所述微球为聚合物微球，本发明使用的聚合物微球是一种交联聚合物弹性颗粒，采用悬浮聚合法合成的，具体制备方法参考文献[姚传进.孔喉尺度弹性微球渗流机理的实验和模拟研究[D].中国石油大学(华东),2014.]；粒径为10-30μm。

进一步的，所述步骤(6)具体为：氮气与起泡剂段塞同时注入也发生气窜后，该油层调整为氮气与生产交替进行阶段；停止注入氮气，注入井内注入起泡剂溶液段塞，起泡剂段塞的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2，注入0.01-0.03PV起泡剂溶液后，停止注起泡剂溶液，关闭生产井；然后在注入井内注入氮气段塞，生产井仍然关闭，氮气的注入速度为油层条件下0.04-0.1PV/年，注入量为0.02-0.05PV；注完氮气段塞后，再注入起泡剂溶液段塞，并打开生产井生产，起泡剂段塞的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2；然后交替注入氮气段塞与生产。

进一步的，所述起泡剂为阴离子型表面活性剂，需要说明的是，本发明使用的阴离子型表面活性剂购买于山东科瑞油田服务集团股份有限公司、货号为HY-2或HY-4；起泡剂具有耐油性，实施区块稠油饱和度为0.3时，起泡剂的半衰期要大于50min。

本发明具有以下有益效果：

本发明泡沫驱中泡沫在地层的稳定性直接影响泡沫驱的效果，稠油中由于含油胶质、沥青质等重质组分，这些重质组分具有稳定泡沫的作用，因此相对于稀油，泡沫遇到稠油后更为稳定，可以发挥泡沫液膜的粘弹性作用驱替原油，改善稠油开发效果。

本发明提出的不同阶段注入方法，可以有效解决泡沫驱中的气窜问题。氮气与起泡剂溶液段塞同时注入可以提高泡沫的稳定性，在一定程度上抑制气窜；固相颗粒可以稳定泡沫，减缓气窜现象；氮气与生产交替进行的目的是生产阶段不注入氮气，防止氮气与生产井大量窜流；注氮气阶段不生产，也可以减缓注入氮气的迅速产出；本发明粘弹性泡沫驱可以有效改善深层稠油油藏水驱后开发效果，提高采出程度8.0％-15.0％。

附图说明

图1为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中粘弹性泡沫驱替稠油微观实验图片；

图2为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中步骤(3)的氮气与起泡剂溶液段塞交替注采示意图；

图3为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中步骤(4)的氮气与起泡剂溶液段塞同时注采示意图；

图4为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中步骤(5)的固相颗粒强化氮气泡沫注采示意图；

图5为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中步骤(6)的氮气与生产交替进行阶段注采示意图；

图6为本发明实施例1的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法中不同开发阶段生产气油比变化曲线。

具体实施方式

为使本发明要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例进行详细描述。但本发明绝非限于这些例子。以下所述仅为本发明较好的实施例，仅仅用以解释本发明，并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，凡在本发明的精神和原则之内所做的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

除特殊说明，本发明所用组分均为市售产品。

本发明提供一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法，能够有效改善深层稠油油藏水驱后开发效果。

实施例1

某深层稠油油藏油层埋深为1850m，地面脱气原油粘度为3141mPa.s，原油中胶质和沥青质总含量为8.5％，初始含油饱和度为0.65，油层厚度22m，水平渗透率为1880mD，垂直渗透率为240mD，油层孔隙度为0.35.该深层稠油油藏前期先进行了蒸汽吞吐开发，注入蒸汽量2000t，焖井5天后开始生产，但周期产出油量仅为25t，产出油量太低，因此蒸汽吞吐等热采开发方式并不适用于该深层稠油油藏。

在该深层稠油油藏实施了本发明提出的粘弹性泡沫驱开发方式。

(1)首先在该油层内建立了五点法井网形式，中间一口直井为注入井，周围四口直井为生产井，注入井与生产井间的距离为120m。然后进行水驱开发，在中间1口注入井进行注水，周围4口生产井进行生产，注水速度为0.08PV/年，采注比保持在1.2，开发三年后，生产井含水率超过90％，注入井停止注水。

(2)在注入井内注入初始起泡剂溶液段塞，起泡剂溶液浓度1.5wt％，注入速度为0.05PV/年，注入量为0.05PV，注入时间为1年，生产井正常生产，采注比为1.2。

(3)注入井注入完初始高浓度牺牲剂段塞后，开始注入氮气，氮气的注入速度为油层条件下0.04PV/年，注入量为0.02PV，然后再注入起泡剂溶液段塞，注入浓度为0.5wt％，注入速度为0.02PV/年，注入量为0.01PV，生产井一直生产，注采比为1-1.2，该阶段交替注入氮气段塞与起泡剂溶液段塞3次，该阶段注采示意图如图2所示，图6为泡沫驱开发阶段不同生产时间下生产井的生产气油比(产出气体体积与产出油体积比m³/m³)，可以看出开发过程中，生产气油比逐渐增大，生产3年后，生产气油比已经增长超过5000m³/m³，生产井已经产生了气窜。

(4)注入井的注入方式调整为氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，起泡剂的注入浓度为0.5wt％，注入速度为0.02PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为2:1；该阶段氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，生产井一直生产，注采比为1.2，该阶段注采示意图如图3所示。调整为该注入方式后，从图6可以看出，生产气油比迅速降低，也就是说调整为氮气与起泡剂溶液段塞同时注入后可以在一定程度上抑制气窜。但该方式生产2年后，生产气油比又逐渐增大到5000m³/m³。

(5)氮气与起泡剂溶液段塞同时注入产生气窜后，转为固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；选用的固相颗粒为聚合物微球，先把聚合物微球分散在起泡剂溶液内，聚合物微球浓度为0.2wt％，起泡剂的浓度为0.5wt％，然后在注入井内注入聚合物微球与起泡剂的分散体系，并同时注入氮气，分散体系注入速度为0.02PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为2:1；该阶段生产井一直生产，注采比为1.2，该阶段注采示意图如图4所示。从图6可以看出，生产气油比迅速降低，也就是说调整为固相颗粒强化氮气泡沫驱替后可以在一定程度上抑制气窜。但该方式生产1年后，生产气油比又逐渐增大到5000m³/m³。

(6)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段气窜后转为氮气与生产交替进行阶段，停止注入氮气，注入井内注入起泡剂溶液段塞，起泡剂段塞的注入浓度为0.5wt％，注入速度为0.02PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2，注入0.01PV起泡剂溶液后，停止注起泡剂溶液，关闭生产井。然后在注入井内注入氮气段塞，生产井仍然关闭，氮气的注入速度为油层条件下0.04PV/年，注入量为0.02PV。注完氮气段塞后，再注入起泡剂溶液段塞，并打开生产井生产，起泡剂段塞的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2。然后交替注入氮气段塞与生产，该阶段注采示意图如图5所示。从图6可以看出，转为氮气与生产交替进行阶段后，生产气油比明显下降，交替的注入和生产，可以抑制气窜的发生。

泡沫驱中泡沫在地层的稳定性直接影响泡沫驱的效果，稠油中由于含油胶质、沥青质等重质组分，这些重质组分具有稳定泡沫的作用，因此相对于稀油，泡沫遇到稠油后更为稳定，可以发挥泡沫液膜的粘弹性作用驱替原油，改善稠油开发效果，如图1所示，图1中的气泡1遇到稠油后并没有消失，而是稳定的存在，随着实验的进行，气泡1逐渐驱替稠油。起泡剂具有耐油性，实施区块稠油饱和度为0.3时，起泡剂的半衰期要大于50min。

本实施例深层稠油蒸汽吞吐开发无法有效开发，水驱三年的采出程度仅为0.35％，水驱后实施粘弹性泡沫驱，在不同阶段调整不同注采方式，粘弹性泡沫驱实施九年后，采出程度提高到了12.83％，提高了12.48％。

实施例2

某深层稠油油藏油层埋深为1779m，地面脱气原油粘度为2569mPa.s，原油中胶质和沥青质总含量为9.1％，初始含油饱和度为0.61，油层厚度19m，水平渗透率为1720mD，垂直渗透率为314mD，油层孔隙度为0.41。该深层稠油油藏前期先进行了蒸汽吞吐开发，注入蒸汽量1900t，焖井5天后开始生产，但周期产出油量仅为21t，产出油量太低，因此蒸汽吞吐等热采开发方式并不适用于该深层稠油油藏。

在该深层稠油油藏实施了本发明提出的粘弹性泡沫驱开发方式。

(1)首先在该油层内建立了五点法井网形式，中间一口直井为注入井，周围四口直井为生产井，注入井与生产井间的距离为120m。然后进行水驱开发，在中间1口注入井进行注水，周围4口生产井进行生产，注水速度为0.09PV/年，采注比保持在1.0，开发三年后，生产井含水率超过90％，注入井停止注水。

(2)在注入井内注入初始起泡剂溶液段塞，起泡剂溶液浓度2wt％，注入速度为0.04PV/年，注入量为0.03PV，注入时间为1年，生产井正常生产，采注比为1.0。

(3)注入井注入完初始高浓度牺牲剂段塞后，开始注入氮气，氮气的注入速度为油层条件下0.06PV/年，注入量为0.03PV，然后再注入起泡剂溶液段塞，注入浓度为0.4wt％，注入速度为0.05PV/年，注入量为0.05PV，生产井一直生产，注采比为1.0，该阶段交替注入氮气段塞与起泡剂溶液段塞3次，直至生产井产生气窜。

(4)注入井的注入方式调整为氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，起泡剂的注入浓度为0.3wt％，注入速度为0.05PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为3:1；该阶段氮气与起泡剂溶液段塞同时注入，生产井一直生产，注采比为1.0，直至生产井再次产生氮气气窜。

(5)氮气与起泡剂溶液段塞同时注入产生气窜后，转为固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；选用的固相颗粒为疏水纳米SiO₂颗粒(粒径为10-100nm)，先把疏水纳米SiO₂颗粒分散在起泡剂溶液内，疏水纳米SiO₂颗粒浓度为0.4wt％，起泡剂的浓度为0.5wt％，然后在注入井内注入疏水纳米SiO₂颗粒与起泡剂的分散体系，并同时注入氮气，分散体系注入速度为0.03PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为3:1；该阶段生产井一直生产，注采比为1.2，直至生产井再次产生氮气气窜。

(6)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段气窜后转为氮气与生产交替进行阶段，停止注入氮气，注入井内注入起泡剂溶液段塞，起泡剂段塞的注入浓度为0.4wt％，注入速度为0.03PV/年，生产井生产，注采比为1.0，注入0.03PV起泡剂溶液后，停止注起泡剂溶液，关闭生产井。然后在注入井内注入氮气段塞，生产井仍然关闭，氮气的注入速度为油层条件下0.04PV/年，注入量为0.02PV。注完氮气段塞后，再注入起泡剂溶液段塞，并打开生产井生产，起泡剂段塞的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2。然后交替注入氮气段塞与生产，直至生产井再次产生氮气气窜。

本实施例深层稠油蒸汽吞吐开发无法有效开发，水驱三年的采出程度仅为0.41％，水驱后实施粘弹性泡沫驱，在不同阶段调整不同注采方式，粘弹性泡沫驱实施九年后，采出程度提高到了15.38％，提高了14.97％。

为进一步说明本发明的粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法的优点，因篇幅有限，仅以实施例2为例构建如下对比例。

对比例1

本对比例提供了一种稠油吞吐开发方法，其包括以下步骤：

步骤(1)、向稠油油井中注入固相颗粒堵水段塞，以对油层进行封堵；

步骤(2)、待注入压力上升1.0MPa以上时，向油井中依次注入泡沫段塞和氮气段塞，以封堵油层中的高渗透孔道；所述氮气段塞和泡沫段塞的气液体积比为0.5:1-2:1；

步骤(3)、当泡沫段塞注入量达到设计量时，停注泡沫段塞，只向油井中注入氮气段塞；

步骤(4)、当氮气注入量达到设计量时，再向油井中注入封口段塞，以将所注入的氮气以及泡沫封闭于油层中，最后进行注蒸汽吞吐生产；所述氮气为以700-900m3/h的速率匀速注入。

具体实施方式见现有专利文献CN106761627A实施例1。

与实施例2相同的时间内，本对比例深层稠油采出程度仅为4.23％。

对比例2

某深层稠油油藏油层埋深为1760m，地面脱气原油粘度为2452mPa.s，原油中胶质和沥青质总含量为8.9％，初始含油饱和度为0.63，油层厚度18m，水平渗透率为1700mD，垂直渗透率为307mD，油层孔隙度为0.43。该深层稠油油藏前期先进行了蒸汽吞吐开发，注入蒸汽量1900t，焖井5天后开始生产，但周期产出油量仅为25t，产出油量太低，因此蒸汽吞吐等热采开发方式并不适用于该深层稠油油藏。

在该深层稠油油藏实施了本发明提出的粘弹性泡沫驱开发方式，包括以下步骤：

(1)与实施例2中步骤(1)相同；

(2)注入氮气，氮气的注入速度为油层条件下0.06PV/年，注入量为0.03PV，然后再注入起泡剂溶液段塞，注入浓度为0.4wt％，注入速度为0.05PV/年，注入量为0.05PV，生产井一直生产，注采比为1.0，该阶段交替注入氮气段塞与起泡剂溶液段塞3次，直至生产井产生气窜。

(3)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；选用的固相颗粒为疏水纳米SiO₂颗粒(粒径为10-100nm)，先把疏水纳米SiO₂颗粒分散在起泡剂溶液内，疏水纳米SiO₂颗粒浓度为0.4wt％，起泡剂的浓度为0.5wt％，然后在注入井内注入疏水纳米SiO₂颗粒与起泡剂的分散体系，并同时注入氮气，分散体系注入速度为0.03PV/年，油层条件下氮气注入速度与起泡剂溶液注入速度为3:1；该阶段生产井一直生产，注采比为1.2，直至生产井再次产生氮气气窜。

(4)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段气窜后转为氮气与生产交替进行阶段，停止注入氮气，注入井内注入起泡剂溶液段塞，起泡剂段塞的注入浓度为0.4wt％，注入速度为0.03PV/年，生产井生产，注采比为1.0，注入0.03PV起泡剂溶液后，停止注起泡剂溶液，关闭生产井。然后在注入井内注入氮气段塞，生产井仍然关闭，氮气的注入速度为油层条件下0.04PV/年，注入量为0.02PV。注完氮气段塞后，再注入起泡剂溶液段塞，并打开生产井生产，起泡剂段塞的注入浓度为0.3-0.5wt％，注入速度为0.02-0.05PV/年，生产井生产，注采比为1-1.2。然后交替注入氮气段塞与生产，直至生产井再次产生氮气气窜。

本对比例深层稠油蒸汽吞吐开发无法有效开发，水驱三年的采出程度仅为0.35％，水驱后实施粘弹性泡沫驱，在不同阶段调整不同注采方式，粘弹性泡沫驱实施九年后，采出程度为7.5％。

对比例3

某深层稠油油藏油层埋深为1760m，地面脱气原油粘度为2452mPa.s，原油中胶质和沥青质总含量为8.9％，初始含油饱和度为0.63，油层厚度18m，水平渗透率为1700mD，垂直渗透率为307mD，油层孔隙度为0.43。该深层稠油油藏前期先进行了蒸汽吞吐开发，注入蒸汽量1900t，焖井5天后开始生产，但周期产出油量仅为25t，产出油量太低，因此蒸汽吞吐等热采开发方式并不适用于该深层稠油油藏。

在该深层稠油油藏实施了本发明提出的粘弹性泡沫驱开发方式，包括以下步骤：

(1)与实施例2中步骤(1)相同；

(2)注入氮气，氮气的注入速度为油层条件下0.05PV/年，注入量为0.03PV，然后再注入起泡剂溶液段塞，注入浓度为0.4wt％，注入速度为0.05PV/年，注入量为0.05PV，生产井一直生产，注采比为1.0，该阶段交替注入氮气段塞与起泡剂溶液段塞，氮气段塞和起泡剂段塞分别交替9个轮次，生产9年。

本对比例深层稠油蒸汽吞吐开发无法有效开发，水驱三年的采出程度仅为0.35％，水驱后实施粘弹性泡沫驱，粘弹性泡沫驱实施九年后，采出程度为4.15％。

由上述实施例和对比例可知，本发明提供的粘弹性泡沫驱开发方法，通过特定阶段不同注入方法，有效解决泡沫驱中的气窜问题，大幅度提高深层稠油油藏的开采程度。

综上，本发明的粘弹性泡沫驱可以有效改善深层稠油油藏水驱后开发效果，提高波及系数和洗油效率，提高采收率8.0％-15.0％。

以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以作出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。