王志超

（中國(guó)石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

油氣工程

王府氣田致密低滲氣藏毛管壓力影響因素實(shí)驗(yàn)研究

王志超

（中國(guó)石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

水鎖傷害廣泛存在于致密低滲透氣藏中，嚴(yán)重影響氣藏的開(kāi)發(fā)效果，而毛管壓力是影響水鎖傷害的根本因素。分析了毛管壓力產(chǎn)生的機(jī)理，推導(dǎo)了儲(chǔ)層毛管壓力的計(jì)算公式，并討論了毛管壓力的影響因素。基于所取得的巖心以及工作液樣品，設(shè)計(jì)了針對(duì)不同層位、不同工作液組合的實(shí)驗(yàn)方案。由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)、計(jì)算分析可知，王府氣田城深X井各層位毛管壓力大小順序是：登婁庫(kù)組>沙河子組>火石嶺組，即登婁庫(kù)組的潛在水鎖傷害程度最大；從減小水鎖傷害的角度來(lái)講，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系是最優(yōu)的；此外，壓井液有利于促進(jìn)儲(chǔ)層親水性的減弱，而使壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層后使儲(chǔ)層巖石親水性變得更弱。

低滲透；氣藏；水鎖傷害；毛管壓力；壓井液；壓裂液

低滲透致密親水氣藏在鉆完井、修井、壓裂等作業(yè)過(guò)程中，外來(lái)工作液或鄰近含水層的大量地層水進(jìn)入目的儲(chǔ)層，在一定程度上堵塞滲透通道，引起氣相相對(duì)滲透率降低，造成“水鎖氣”的現(xiàn)象，使地下的天然氣不能夠理想的開(kāi)采出來(lái)，即為“水鎖效應(yīng)”。大量研究表明，水鎖傷害是低滲透致密氣藏最主要的傷害形式[1-7]。

王府氣田是吉林油田的主力天然氣開(kāi)發(fā)區(qū)塊之一，位于松遼盆地南部的東部斷陷帶中間位置，從上到下主要產(chǎn)層分別為泉頭組、登婁庫(kù)組、沙河子組以及火石嶺組。該區(qū)塊儲(chǔ)層物性較差，是典型的致密低滲透-超低滲透砂巖及火山巖儲(chǔ)層，并且各個(gè)層位壓力系數(shù)偏低[8，9]，局部發(fā)育有天然裂縫，因此在施工過(guò)程中容易發(fā)生工作液漏失，從而引起嚴(yán)重的水鎖傷害。以城深6區(qū)塊城深X井為例，在鉆完井過(guò)程中為保持井口壓力穩(wěn)定，使用了大量的壓井液，并發(fā)生了大量的壓井液漏失，此外，還有鉆井液、少量射孔液，特別是完井過(guò)后進(jìn)行壓裂投產(chǎn)，大量壓裂液泵入地層，破膠后濾失進(jìn)入儲(chǔ)層孔喉引起了較為嚴(yán)重的水鎖傷害[10，11]。

水鎖傷害的本質(zhì)就是毛細(xì)管力的存在，毛管壓力越大，水鎖傷害越嚴(yán)重。因此有必要分析毛細(xì)管力的產(chǎn)生機(jī)理，討論影響毛細(xì)管力的影響因素[12，13]，從而進(jìn)一步對(duì)比各種工作液產(chǎn)生的毛管壓力大小，分析變化趨勢(shì)，從而指導(dǎo)工作液優(yōu)選。由于條件限制，并未能取得鉆井液樣品，但取得了1種壓井液、3種壓裂液體系樣品以及3個(gè)層位的巖心，故可以對(duì)比分析各個(gè)層位的毛管壓力大小，然后根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果指導(dǎo)壓裂液體系的優(yōu)選，分析壓井液的作用。

1 實(shí)驗(yàn)原理

1.1 毛細(xì)管現(xiàn)象

在一個(gè)大的容器中，靜止液體的表面一般是平面。但在特殊情況下，例如毛細(xì)管中，由于液體和固體間相互潤(rùn)濕，液體會(huì)沿固體表面延展，使液-氣相間的界面是一個(gè)彎曲表面。對(duì)于形狀簡(jiǎn)單的彎曲液面（見(jiàn)圖1），其壓強(qiáng)的方向與液面的凹向一致，曲面附加壓力的大小由拉普拉斯方程確定，即為：

式中：Pc－曲面的附加力，Pa；σ－氣液兩相界面張力，mN/m；R1、R2－任意曲面的兩個(gè)主曲率半徑，mm。

圖1 任意彎曲界面的附加壓強(qiáng)

這種曲面附加壓力在大的容器中是可以忽略的，只有在細(xì)小毛細(xì)管中不能忽視，因此常稱這種附加壓力為毛管壓力。油氣藏中的巖石喉道就可以看為毛細(xì)管，在喉道中會(huì)發(fā)生毛細(xì)管現(xiàn)象。親水毛管中的油氣界面（毛管壓力為阻力）（見(jiàn)圖2），一般認(rèn)為彎曲界面為球面，因此曲率半徑R1=R2=R，帶入式（1）可得：

從圖2可得到：

式中：r-毛管半徑，mm；θ-潤(rùn)濕接觸角，°。

聯(lián)合式（2）和式（3）可得毛管壓力計(jì)算公式：

圖2 親水毛管中的油氣界面

可以看出，氣藏巖石毛管壓力主要由孔喉半徑、表面張力（氣液界面張力）以及潤(rùn)濕角（親水性）大小決定?？缀戆霃皆叫?，毛管壓力越大；表面張力越大，接觸角越小（越容易潤(rùn)濕），則毛管力也越大。并且毛管力越大，從理論上講，儲(chǔ)層的水鎖傷害更嚴(yán)重，因此可以求得毛管壓力大小，來(lái)反映水鎖傷害的潛在大小。而且，以上3個(gè)影響參數(shù)是可以通過(guò)實(shí)驗(yàn)測(cè)得的。不同工作液含有的表面活性劑等添加劑不一樣，因此其表面張力不一樣，并且不同的工作液進(jìn)入儲(chǔ)層還可以改變巖石的潤(rùn)濕角，甚至改變其潤(rùn)濕性，因此工作液對(duì)毛管壓力的影響是一個(gè)復(fù)雜的過(guò)程。

1.2 表面張力測(cè)定

通過(guò)高溫表面張力儀可測(cè)得地層溫度條件下的液體（工作液）表面張力[14]。表面張力是指液體表面層由于分子引力不均衡而產(chǎn)生的沿表面作用于任意界線上的張力。界面張力指的是不相溶的兩相間的張力，而表面張力是界面張力的一種特殊形式，是指氣-液或氣-固界面間的張力。液體表面張力測(cè)量原理是基于Wilhelmy白金板法，當(dāng)感測(cè)白金板浸入到被測(cè)液體后，白金板周圍就會(huì)受到表面張力的作用，液體的表面張力會(huì)將白金板盡量地往下拉。當(dāng)液體表面張力及其他相關(guān)的力與平衡力達(dá)到均衡時(shí)，感測(cè)白金板就會(huì)停止向液體內(nèi)部浸入。這時(shí)候，儀器的平衡感應(yīng)器就會(huì)測(cè)量浸入深度，并通過(guò)軟件將它轉(zhuǎn)化為液體的表面張力。

實(shí)驗(yàn)室內(nèi)，只能測(cè)得液體與空氣間的表面張力，而很難測(cè)定液體與地層內(nèi)天然氣之間的表面張力，但事實(shí)上二者測(cè)量值幾乎一樣，可以近似處理。高溫表面張力儀的測(cè)量范圍：0～500 mN/m；溫控范圍：室溫～400℃；測(cè)試數(shù)據(jù)精確，重復(fù)性好。

1.3 潤(rùn)濕角測(cè)定

利用QPatch全自動(dòng)光學(xué)接觸角測(cè)試儀來(lái)測(cè)定儲(chǔ)層巖石的水潤(rùn)濕角[15]。在固體水平平面上滴一液滴，固體表面上的固－液－氣三相交界點(diǎn)處，其氣－液界面和固－液界面兩切線把液相夾在其中時(shí)所成的角即為接觸角（見(jiàn)圖3），而這里的接觸角就等于儲(chǔ)層喉道中的水潤(rùn)濕角。當(dāng)接觸角小于90°時(shí)，巖石親水；接觸角等于90°時(shí)，巖石呈中性；接觸角大于90°時(shí)，巖石親油。一般情況下儲(chǔ)層巖石是親水的。

圖3 液體在固體表面的接觸角

光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x可以記錄液滴圖像并且自動(dòng)分析液滴的形狀，并自動(dòng)經(jīng)過(guò)氣液固三相交點(diǎn)對(duì)液滴表面作切線，自動(dòng)讀出接觸角大小，其讀數(shù)精度為±0.1°。為保證實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)準(zhǔn)確，要求實(shí)驗(yàn)巖樣制成平整的薄片。

1.4 孔喉半徑測(cè)定

壓汞法是研究孔隙結(jié)構(gòu)常用的手段，通過(guò)壓汞法來(lái)測(cè)定巖石孔喉平均半徑。其原理是汞對(duì)一般固體不潤(rùn)濕，欲使汞進(jìn)入孔喉需借助氮?dú)馐┘油鈮?，外壓越大，汞能進(jìn)入的孔半徑越小。根據(jù)不斷進(jìn)汞，得到不同的含汞飽和度及其對(duì)應(yīng)的毛管壓力，得到壓汞曲線[16]。由于汞和氮?dú)獾谋砻鎻埩κ枪潭ǖ?，?rùn)濕角也是固定的，因此基于式（4）可以把毛管壓力換算成毛管半徑，從而得到毛管半徑與含汞飽和度的變化曲線，再結(jié)合退汞曲線，就可以求得儲(chǔ)層巖石樣品的平均孔喉半徑。

圖4 巖心壓汞法毛管壓力曲線

壓汞法最大的優(yōu)點(diǎn)是測(cè)量速度快，對(duì)樣品的形狀及大小要求不嚴(yán)。目前所用壓汞儀使用壓力最大約為200 MPa，可測(cè)孔范圍：0.006 4 μm～>950 μm（孔直徑），基本滿足實(shí)驗(yàn)要求（見(jiàn)圖4）。

2 實(shí)驗(yàn)方案

測(cè)定毛管壓力的實(shí)驗(yàn)是基于工作液以及巖心樣品進(jìn)行的。以王府氣田城深6區(qū)塊城深X井為例，在該井登婁庫(kù)組、沙河子組以及火石嶺組儲(chǔ)層分別取得若干巖心，并取得所在區(qū)塊普遍使用的壓井液樣品，以及在該區(qū)塊使用過(guò)的3種胍膠壓裂液體系，分別為ZX49速溶胍膠壓裂液、JK1002羧甲基胍膠壓裂液以及羥丙基胍膠壓裂液。無(wú)論是這3種壓裂液體系的基液配方，還是交聯(lián)液以及破膠劑配方皆完全不同。因此分別評(píng)價(jià)壓井液以及這3種壓裂液體系分別對(duì)以上3個(gè)層位的儲(chǔ)層毛管壓力的影響，借以定性比較分析各個(gè)層位的水鎖潛在傷害大小，并且在一定程度上可以指導(dǎo)壓裂液體系的選擇。

雖然城深X井為氣井，但井口有極少量見(jiàn)油的情況，因此首先對(duì)現(xiàn)場(chǎng)取樣巖心進(jìn)行洗油，處理方法為甲苯抽提。全尺寸巖心鉆取的標(biāo)準(zhǔn)柱狀巖心（直徑2.5 cm）的長(zhǎng)度在10 cm以上，認(rèn)為這個(gè)柱狀巖心的儲(chǔ)層性質(zhì)基本一致，可以在其基礎(chǔ)上獲得壓汞實(shí)驗(yàn)所需的柱狀巖心（4 cm～5 cm）以及測(cè)表面張力所需的巖心薄片。為模擬現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，按如下實(shí)驗(yàn)步驟進(jìn)行：（1）先對(duì)巖心薄片用模擬地層水浸泡48 h，然后烘干進(jìn)行水潤(rùn)濕角測(cè)定，并測(cè)得模擬地層水在3個(gè)井層對(duì)應(yīng)溫度下的表面張力；（2）將巖心薄片在壓井液中浸泡6 h（見(jiàn)圖5），然后烘干測(cè)巖心薄片的水潤(rùn)濕角，并測(cè)得壓井液在3個(gè)井層對(duì)應(yīng)溫度下的表面張力；（3）配制3種壓裂液的破膠液，并浸泡巖心薄片6 h（見(jiàn)圖6），烘干后測(cè)其水潤(rùn)濕角，并測(cè)得3種壓裂液在3個(gè)井層對(duì)應(yīng)溫度下的表面張力；（4）基于巖心壓汞實(shí)驗(yàn)測(cè)得不同層位巖心的平均孔喉半徑。以上實(shí)驗(yàn)涉及3個(gè)層位以及3種壓裂液體系，因此對(duì)應(yīng)9組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，即可以算出9組毛管壓力值。

圖5 城深6區(qū)塊使用的壓井液樣品

圖6 壓井液浸泡

為了對(duì)比分析壓井液對(duì)于改變儲(chǔ)層毛管壓力的作用，設(shè)計(jì)相應(yīng)的參照實(shí)驗(yàn)，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，減少壓裂液浸泡的環(huán)節(jié)。地層水浸泡24 h后測(cè)得相關(guān)數(shù)據(jù)后，直接利用壓裂液破膠液浸泡6 h（見(jiàn)圖7）。同樣對(duì)應(yīng)的是3個(gè)層位以及3種壓裂液體系，即對(duì)應(yīng)9組毛管壓力值。

圖7 壓裂液破膠液浸泡

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

實(shí)驗(yàn)測(cè)定了儲(chǔ)層孔喉平均半徑、不同工作液的表面張力以及不同工作液浸泡后的巖心潤(rùn)濕角，相關(guān)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表1）。由孔喉半徑數(shù)據(jù)可以看出，埋藏最深的火石嶺組儲(chǔ)層孔喉半徑最大，達(dá)到了微米級(jí)，平均為1.26 μm，其次為沙河子組，孔喉半徑平均為0.14 μm，最小為登婁庫(kù)組，其孔喉半徑平均僅為0.044 μm。儲(chǔ)層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素，而火石嶺組的孔喉比登婁庫(kù)組發(fā)育得多，其孔喉半徑是后者的30倍左右。因此從理論上來(lái)講，登婁庫(kù)組的毛管壓力比火石嶺組要大，水鎖傷害也要更嚴(yán)重一些。

分析潤(rùn)濕角可以看出，在儲(chǔ)層原始條件下，城深X井登婁庫(kù)組儲(chǔ)層的潤(rùn)濕角平均為13.6°，呈較強(qiáng)親水性，沙河子組和火石嶺組儲(chǔ)層幾乎呈完全水潤(rùn)濕（潤(rùn)濕角接近為0）。經(jīng)過(guò)壓井液浸泡后，各個(gè)儲(chǔ)層的巖心的潤(rùn)濕角都得到了極大的改變，潤(rùn)濕角增幅都在50°～80°，可見(jiàn)壓井液浸泡后使儲(chǔ)層的水潤(rùn)濕性大幅減弱，但并未使儲(chǔ)層發(fā)生潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)。對(duì)于油藏，發(fā)生水潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)將不利于驅(qū)油，而氣藏發(fā)生水潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)是有利的。然后，壓裂液浸泡后可以發(fā)現(xiàn)各個(gè)儲(chǔ)層潤(rùn)濕角都減小，使儲(chǔ)層反而更加親水，潤(rùn)濕角降幅最多達(dá)到60多度，但與最開(kāi)始儲(chǔ)層的強(qiáng)親水以及完全潤(rùn)濕相比，親水性還是有所減弱的。

表1 孔喉半徑、表面張力以及潤(rùn)濕角實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

在原始條件下，儲(chǔ)層中只有地層水，測(cè)得登婁庫(kù)組、沙河子組以及火石嶺組的表面張力分別為60.2 mN/m、57.0 mN/m以及55.9 mN/m，可以看出隨溫度的增加，表面張力有一定減小的趨勢(shì)。相應(yīng)地，可以測(cè)得壓井液的表面張力明顯小于地層水，因?yàn)閴壕褐泻蟹琅騽⒈砻婊钚詣?、增黏劑等添加劑，這些物質(zhì)（特別是表面活性劑）對(duì)于減小表面張力，改善工作液表面性能是有利的。同樣，壓裂液中也含有能改變表面性能的添加劑，并且3種壓裂液在各個(gè)層位溫度條件下的表面張力相對(duì)于壓井液都有一定程度減小，減小程度介于10 mN/m～20 mN/m。

3.2 工作液對(duì)毛管壓力的影響

毛管壓力是多種因素影響的結(jié)果，工作液進(jìn)入儲(chǔ)層將同時(shí)改變儲(chǔ)層的表面張力以及潤(rùn)濕角。壓井液浸泡后，各層位液體表面張力都降低，潤(rùn)濕角都升高，根據(jù)式（4），可以判斷壓井液浸泡后儲(chǔ)層毛管壓力將降低。但這并不是說(shuō)壓井液進(jìn)入儲(chǔ)層反而降低了水鎖傷害，因?yàn)檫@是與原始地層中存在較嚴(yán)重水鎖的情況相對(duì)比的，而原始儲(chǔ)層含水飽和度一般低于束縛水飽和度，因此原始儲(chǔ)層一般不會(huì)發(fā)生水鎖。由表2可知，壓井液進(jìn)入儲(chǔ)層后毛管壓力仍然很大，其中登婁庫(kù)組平均為722 kPa，沙河子為202 kPa，就連儲(chǔ)層孔喉相對(duì)發(fā)育的火石嶺儲(chǔ)層毛管壓力仍達(dá)到了13 kPa，因此大量壓井液的漏失仍然會(huì)引起較為嚴(yán)重的水鎖傷害。從表1可以看出，壓裂液浸泡后，表面張力相比于前者降低，但潤(rùn)濕角同時(shí)也降低，因此毛管壓力的變化需要具體分析。但從表2可以看出，壓裂液浸泡后，總體上毛管壓力有一定上升，因此有必要研究毛管壓力上升的程度。

表2 各井層毛管壓力計(jì)算值

利用壓裂液毛管壓力改變率這個(gè)參數(shù)來(lái)對(duì)比各種壓裂液的性能，該值越小，說(shuō)明對(duì)應(yīng)的壓裂液體系使毛管壓力增加的越少，其性能越優(yōu)異，越有利于減小儲(chǔ)層發(fā)生水鎖的程度，壓裂液毛管壓力改變率用下式計(jì)算：

不同層組、不同壓裂液類型對(duì)應(yīng)的基于壓井液的壓裂液毛管壓力變化率（見(jiàn)圖8），可以看出，在登婁庫(kù)組，毛管壓力改變率較為接近，大小關(guān)系為：ZX49速溶胍膠>JK1002羧甲基胍膠>羥丙基胍膠。在沙河子組中，ZX49速溶胍膠以及羥丙基胍膠壓裂液都使儲(chǔ)層毛管壓力有一定程度上升，反而JK1002羧甲基胍膠壓裂液使儲(chǔ)層毛管壓力下降了37%。同樣，在火石嶺組中，JK1002羧甲基胍膠壓裂液使儲(chǔ)層毛管壓力有少量下降，而另外兩種壓裂液很大程度增大了儲(chǔ)層毛管壓力，其中ZX49速溶胍膠壓裂液使毛管壓力上升了400%，這對(duì)儲(chǔ)層是較為不利的。綜合來(lái)看，JK1002胍膠壓裂液體系能夠較好地抑制各個(gè)層位儲(chǔ)層毛管壓力的上升。因此，從減少水鎖傷害的角度來(lái)講，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系在這三種壓裂液類型中是最優(yōu)的。

圖8 各種胍膠壓裂液浸泡后毛管壓力變化率

從縱向上看，無(wú)論是壓井液浸泡后，還是壓裂液浸泡后，各層位的毛管壓力大小順序是：登婁庫(kù)組>沙河子組>火石嶺組，證明了儲(chǔ)層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素。

3.3 對(duì)照實(shí)驗(yàn)

為進(jìn)一步分析壓井液在中間扮演的角色，故設(shè)置對(duì)照組實(shí)驗(yàn)，在用地層水浸泡后直接用壓裂液浸泡，測(cè)得其潤(rùn)濕角，相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表3）。對(duì)比分析可知，在各個(gè)層組，如果在壓裂液浸泡之前對(duì)巖心進(jìn)行壓井液浸泡，則有利于增大潤(rùn)濕角，這對(duì)減少水鎖傷害是有利的。而且這3種壓裂液浸泡后都有近似的變化趨勢(shì)，這說(shuō)明壓井液有利于促進(jìn)儲(chǔ)層親水性的減弱是普遍的趨勢(shì)，這可能是壓井液中含有表面活性劑等添加劑的緣故。因此，前期壓井液的使用，對(duì)于壓裂液大量進(jìn)入儲(chǔ)層后減少儲(chǔ)層水鎖傷害是有利的。

表3 測(cè)得的潤(rùn)濕角數(shù)據(jù)對(duì)比

4 結(jié)論

（1）從理論上揭示了毛細(xì)管現(xiàn)象，推導(dǎo)了儲(chǔ)層毛管壓力的計(jì)算公式，并分析了毛管壓力的影響因素。

（2）介紹了表面張力、潤(rùn)濕角、儲(chǔ)層孔喉半徑的實(shí)驗(yàn)原理以及測(cè)量方法。設(shè)計(jì)了3個(gè)層位以及3種壓裂液體系的實(shí)驗(yàn)方案。

（3）各層位的毛管壓力大小順序是：登婁庫(kù)組>沙河子組>火石嶺組，儲(chǔ)層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素。

（4）JK1002胍膠壓裂液體系能夠較好地抑制各個(gè)層位儲(chǔ)層毛管壓力的上升。從減少水鎖傷害的角度來(lái)看，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系在三種壓裂液類型中是最優(yōu)的。

（5）對(duì)比分析可知，壓井液有利于促進(jìn)儲(chǔ)層親水性的減弱，而使壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層后使儲(chǔ)層巖石親水性變得更弱。

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Experimental research of influencing factors on capillary pressure in tight low-permeability formation in Wangfu gasfield

WANG Zhichao
（PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan Jilin 138000，China）

Water blocking is one of the major types of damage to tight low-permeability gas reservoir,which adversely affects the developing effect.It is known that capillary pressure is a key factor to influence the degree of water blocking.In this paper,the mechanism of producing capillary pressure is analyzed.Then the computational formula of capillary pressure in reservoir is deduced,and the influencing factors are discussed.Based on obtained drilling cores and operating fluid,a set of experiment scheme aimed at different reservoir layers and different combination of operating fluid systems is finished.After analyzing the experimental results,we can find that the longitudinal rank of capillary pressure in well Chengshen X atWangfu gasfield is as follows,Denglouku formation>Shahezi formation>Huoshiling formation,and it can be found that water blocking in Denglouku formation will be more serious theoretically.From the view of decreasing water blocking,carboxymethyl guar gum fracturing fluid of JK1002 is most excellent between these three sorts.Finally,it is proved that the well killing fluid can help to reduce the hydrophilicity of reservoir,then reservoir will be much less hydrophilic after a large amount of fracturing fluid enters.

low permeability；gas reservoir；water blocking damage；capillary pressure；well killing fluid；fracturing fluid

P618.13

A

1673-5285（2017）02-0017-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.005

2016－12-26

國(guó)家油氣科技重大專項(xiàng)資助項(xiàng)目，項(xiàng)目編號(hào)：2011ZX05054。

王志超，男（1982-），工程師，畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，現(xiàn)主要從事采氣工藝技術(shù)研究工作。