耐溫抗鹽凝膠調(diào)剖劑研究進(jìn)展

胡紹彬, 王 鵬, 王 哲, 陳長亮張成君

(1. 東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318; 2. 大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠作業(yè)大隊(duì), 黑龍江 大慶 163511)

綜合評述

耐溫抗鹽凝膠調(diào)剖劑研究進(jìn)展

胡紹彬1, 王 鵬1, 王 哲2, 陳長亮1張成君1

(1. 東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318; 2. 大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠作業(yè)大隊(duì), 黑龍江 大慶 163511)

針對凝膠調(diào)剖劑用于封堵高溫高鹽油藏時(shí)需要滿足耐溫抗鹽要求，綜述了近年來國內(nèi)外凝膠調(diào)剖劑的研究進(jìn)展；探討了聚合物類、生物類、木質(zhì)素磺酸鹽類、膨脹型顆粒類、泡沫類等凝膠調(diào)剖劑的作用機(jī)理、配方和性能；指出了凝膠調(diào)剖技術(shù)存在的不足及發(fā)展趨勢，即現(xiàn)有的凝膠調(diào)剖劑未能很好地滿足高溫高鹽等復(fù)雜油藏的實(shí)際需求，特別是蒸汽驅(qū)過程中汽竄現(xiàn)象導(dǎo)致的驅(qū)替波及體積小、采出程度低、油藏動(dòng)用程度差、邊底水錐進(jìn)等問題還未得到實(shí)質(zhì)性的解決，今后凝膠調(diào)剖劑主要朝著耐高溫、抗高鹽、環(huán)保廉價(jià)等方向發(fā)展。

耐溫抗鹽；調(diào)剖劑；研究現(xiàn)狀；發(fā)展趨勢

在注水井中注入調(diào)剖堵劑是國內(nèi)外油田封堵高滲透層（帶）的主要方法，調(diào)剖堵劑可使注入水發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，從而轉(zhuǎn)入低滲透層（帶），起到擴(kuò)大注入水的波及體積、改善驅(qū)油效率的作用，將低滲透層（帶）中的原油采出。就國內(nèi)油田而言，大部分油田已進(jìn)入開發(fā)后期，含水飽和度逐漸升高，當(dāng)前國內(nèi)主要含油區(qū)域集中在西部地區(qū)，如塔里木油田、克拉瑪依油田等，含油豐富的西部地區(qū)卻受高溫高鹽等條件的制約，使常規(guī)調(diào)剖劑的應(yīng)用受到了嚴(yán)重的限制。另外，隨著常規(guī)原油儲量的減少，稠油油藏的有效開采越來越重要。我國大部分稠油油藏分布在松散的砂巖地層中，儲層膠結(jié)疏松，滲透率高，孔隙度大，非均質(zhì)性嚴(yán)重。因?yàn)榇嬖趦訕?gòu)造、非均質(zhì)性、不利的油汽流度比和蒸汽超覆等現(xiàn)象，致使儲層吸汽剖面不均勻，指進(jìn)、竄流等頻繁發(fā)生，進(jìn)而影響了蒸汽利用率和體積波及系數(shù)。研究適用于非常規(guī)油氣藏的耐高溫抗高鹽調(diào)剖劑迫在眉睫。

1 耐溫抗鹽凝膠調(diào)剖劑研究現(xiàn)狀

能用于耐溫凝膠調(diào)剖堵劑的高分子聚合物多種多樣，聚合物凝膠堵劑具備膠凝強(qiáng)度可控、交聯(lián)時(shí)間可調(diào)、價(jià)格便宜等長處，因此被廣泛的應(yīng)用于高溫油藏。按照調(diào)剖體系中聚合物類主劑的不同，調(diào)剖劑可分為很多種，應(yīng)用最廣泛的是聚丙烯酰胺類調(diào)堵劑，再就是聚丙烯腈類調(diào)堵劑、聚乙烯胺類調(diào)堵劑、聚乙烯醇類調(diào)堵劑、生物聚合物類調(diào)堵劑、木質(zhì)素磺酸鹽類調(diào)堵劑、膨脹型凝膠顆粒調(diào)堵劑、泡沫型凝膠調(diào)堵劑等。

1.1 聚丙烯酰胺類凝膠體系

早在上世紀(jì)70年代，Needham等人[1]建議利用聚丙烯酰胺（PAM）在多孔介質(zhì)中的吸附及機(jī)械捕集效應(yīng)，有效地對高含水層位進(jìn)行封堵，由此使化學(xué)調(diào)剖作業(yè)技術(shù)的發(fā)展進(jìn)入了一個(gè)新階段。

聚丙烯酰胺在油田堵水調(diào)剖方面的應(yīng)用最為廣泛，一般應(yīng)用于70 ℃以下的地層[2]。近年來，針對其耐溫性能差，相繼開展應(yīng)用了聚丙烯酰胺共聚體系[3]、HPAM/無機(jī)延遲交聯(lián)體系、HPAM/有機(jī)交聯(lián)體系[4]，很大程度上改善了其耐溫性及抗鹽性能。

焦新萍等[5]利用部分水解聚丙烯酰胺作凝膠主劑，乙酸鉻作交聯(lián)劑，木質(zhì)素磺酸鈉作延遲增粘劑，研制出一種延緩型凝膠調(diào)剖劑，膠凝時(shí)間為3～15 d，最佳適用溫范圍度為30～90 ℃，強(qiáng)度大，穩(wěn)定性好，可用油田采出水配制。Al-Muntasheri等[6-7]用聚丙烯酰胺和聚乙烯亞胺制備的有機(jī)凝膠能夠在100 ℃下穩(wěn)定3周。Sengupta等[8]用聚丙烯酰胺為主劑，對苯二酚和六亞甲基四胺為交聯(lián)劑，制備出有機(jī)交聯(lián)聚丙烯酰胺凝膠，能耐120 ℃高溫。張恩臣[9]研制的部分水解聚丙烯酰胺、甲醛、間苯二酚凝膠體系，在添加熱穩(wěn)定劑后，耐溫可達(dá)200 ℃，在稠油油藏蒸汽吞吐井的調(diào)剖封竄作業(yè)中表現(xiàn)突出。

聚丙烯酰胺調(diào)剖堵劑在高溫條件下降解，封堵率較低，致使其不適用于高溫油藏的調(diào)驅(qū)，所以必須對其進(jìn)行改性，比如一些具有耐高溫性能基團(tuán)的引入，是提高聚丙烯酰胺類凝膠耐溫耐鹽性能的常用方法。

1.2 聚丙烯腈類凝膠體系

部分水解聚丙烯腈（HPAN）是腈類廢料堿性水解的產(chǎn)物，通過酚醛樹脂（或六次甲基四胺和苯酚體系，延緩膠凝時(shí)間）交聯(lián)[10]，該體系可耐溫150℃，非常適用于100～150 ℃砂巖地層的調(diào)剖，但該調(diào)剖體系成膠反應(yīng)受pH值的的影響嚴(yán)重，使用范圍為4～8；若pH值過大，則體系膠凝困難；若pH值過小，則聚丙烯腈在水中析出；適用范圍較窄。

將聚丙烯腈與聚丙烯酰胺復(fù)配，在分別加入適量的無機(jī)交聯(lián)劑SCN-1、有機(jī)交聯(lián)劑SCY-1和化學(xué)添加劑后，得到的凝膠體系特別適用于溫度為60～140 ℃，礦化度為16×104mg/L的油藏[11]。

聚丙烯腈凝膠調(diào)剖體系可耐最高溫度150 ℃，尤為適用于溫度為100～150 ℃砂巖油藏的調(diào)剖堵水，但該凝膠調(diào)剖體系對pH值的要求過于苛刻，不利于對其全面推廣應(yīng)用。

1.3 聚乙烯胺類凝膠體系

聚乙烯胺是一種人工合成的高分子聚合物，選擇分子量104～105的聚乙烯胺與甲醛、苯酚混溶于水，注入地層后關(guān)井以使體系交聯(lián)[12]。該凝膠體系成膠前粘度較低，并與地層水具有良好的配伍性[13-14]，調(diào)剖體系最佳成膠溫度在205 ℃左右，可用于蒸汽驅(qū)油藏的調(diào)剖作業(yè)，具有良好的應(yīng)用前景。

聚乙烯胺-酚醛樹脂凝膠體系擁有良好的耐溫性能及耐鹽性能，顯示了該體系在高溫高鹽油藏特別是蒸汽驅(qū)油藏的開采中具有很好的應(yīng)用前景，但因原料特別成本昂貴而限制了其使用范圍。

1.4 聚乙烯醇類凝膠體系

聚乙烯醇（PVA）凝膠體系一般是聚乙烯醇和醛類的交聯(lián)體系，具備較好的耐溫、耐鹽性能，可以用于高溫高鹽地層（溫度在80～130 ℃，地層水礦化度在1 000 mg/L以上）的調(diào)剖作業(yè)；將此體系用于蒸汽驅(qū)油藏調(diào)剖獲得了一定得成功，并取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益[15]。

聚乙烯醇的共聚物體系種類較多，例如，乙烯醇-甲基丙烯酸的共聚物體系、乙烯醇-丙烯醇的共聚物體系、乙烯醇-丁烯醇的共聚物體系等，但上述體系對儲層的pH值要求甚是敏感，適用于pH值為2～5酸性范疇之間，致使其對弱堿性及堿性地層的應(yīng)用成效較差，需對其體系進(jìn)行改進(jìn)創(chuàng)新。

1.5 腐殖酸鈉類凝膠體系

趙曉非等[16]對腐殖酸鈉做了硝化改性，且研制了把腐殖酸鈉或硝基腐殖酸鈉作為凝膠主劑，把交聯(lián)劑與聚丙烯酰胺作為輔劑的兩種耐高溫調(diào)剖堵劑，并通過實(shí)驗(yàn)證明了腐殖酸鈉調(diào)剖體系與硝基腐殖酸鈉調(diào)剖體系在儲層溫度80～200 ℃范圍內(nèi)，溫度對兩體系的影響不大；兩體系pH的適用范圍均為7～10。兩體系的耐溫抗鹽性都很好，且后者的耐溫性能優(yōu)于前者。

張弦等[17]對腐殖酸鈉進(jìn)行了硝化改性處理，并輔以交聯(lián)劑，配制出了硝基腐殖酸鈉凝膠調(diào)剖體系，該體系的配方為：8.0%～10.0%硝基腐殖酸鈉+1.5%～2.5%甲醛+1.0%～2.0%間苯二酚，可耐290℃的高溫，且具備較好的抗鹽性能。

腐殖酸鈉/硝基腐殖酸鈉凝膠調(diào)剖體系具有良好的耐溫抗鹽性能、長期穩(wěn)定性能、封堵性能及廉價(jià)易得等優(yōu)點(diǎn)，適用于高溫低滲透及蒸汽驅(qū)油藏，具有廣闊的應(yīng)用前景。

1.6 生物類聚合物凝膠體系

在石油行業(yè)中涉及的生物類聚合物的種類繁多，例如黃原膠、磺化栲膠、纖維素、卡拉膠、瓜膠、硬葡萄糖等，它們具有原料來源廣泛，抗高溫性能較好，抗剪切性能也較強(qiáng)的特點(diǎn)，引起國內(nèi)外的廣泛研究，在實(shí)際生產(chǎn)實(shí)踐中取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。

黃原膠主要是由葡萄糖、葡萄糖醛酸、乙?；?、甘露糖、丙酮酸等聚合而成的一種生物類聚合物，其分子鏈中的羧基與多價(jià)金屬離子Cr3+、Al3+產(chǎn)生交聯(lián)作用[18]。與聚丙烯酰胺類凝膠相比較而言，耐鹽性能及抗機(jī)械剪切稀釋性能更加優(yōu)異，即使在高礦化度條件下，黃原膠體系也不會(huì)出現(xiàn)絮凝或沉淀，且在強(qiáng)剪切作用下，體系粘度明顯變稀，但不會(huì)出現(xiàn)機(jī)械降解，當(dāng)剪切力減弱或消失時(shí)，粘度便可恢復(fù)，體系可逆性較強(qiáng)，應(yīng)用于高溫高鹽高剪切的油藏，取得了較好的效果[19-21]。美國Shovel-Tum油田采用了黃原膠體系對44口注水井進(jìn)行深部調(diào)堵[22]，共注入0.1%的黃原膠與0.05%的乙酸鉻交聯(lián)體系13 100 m3，共增產(chǎn)原油10 300 t，取得了非?？捎^的經(jīng)濟(jì)效益。但是因?yàn)辄S原膠價(jià)格昂貴，使其在國內(nèi)外石油行業(yè)中的推廣受到了嚴(yán)重的限制。

夏翠[23]采用來源廣泛的魔芋粉（KGM）作為凝膠主劑，并輔以適量的聚丙烯酰胺，調(diào)節(jié)劑，通過與交聯(lián)主劑和延遲交聯(lián)劑復(fù)配并膠凝反應(yīng)，配制了一種耐高溫的魔芋凝膠。該凝膠體系在90～155 ℃溫度范圍內(nèi)狀態(tài)良好，且強(qiáng)度很高；在90 ℃條件下在恒溫裝置中放置15 d后，凝膠強(qiáng)度依然很高且具備良好的耐鹽性能。

Navratil采用磺化栲膠與醛類（甲醛、糠醛或多聚甲醛）、酚類（苯酚或間苯二酚）復(fù)配，配制了另一種可耐250 ℃的抗高溫調(diào)剖劑[24]。

劉素敏優(yōu)化了磺化栲膠調(diào)剖體系的配比，配比為(wt)5%磺化栲膠，0.2% HPAM，1.5%交聯(lián)劑I、1.4%交聯(lián)劑Ⅱ；在室溫（25 ℃）、100 r/min轉(zhuǎn)速下，測得體系的初始粘度為9.4 mPa·s；該體系可耐220℃的高溫；凝膠耐鹽性能優(yōu)異，適用于12 000 mg/L以下較高礦化度地層；溫度（80～200 ℃）對體系性能影響不大；體系適用于pH為5～10地層的調(diào)剖作業(yè)[25]。

王建偉配制的改性栲膠調(diào)堵劑在密閉條件下，凝膠在120 ℃條件下放置2 d后，其重量變化在5%之內(nèi)，凝膠未出現(xiàn)脫水或降解。在330 ℃下放置5 d后，凝膠狀態(tài)良好，其重量變化在8%之內(nèi)，可表明其耐溫性能優(yōu)異。同時(shí)，利用改性栲膠所制配的凝膠均具備一定的抗酸、堿、鹽的能力[26]。

黃原膠凝膠體系具有可逆性，其應(yīng)用于高溫高鹽高剪切的油藏，取得了良好的效果，但因?yàn)辄S原膠的價(jià)格因素，使其在國內(nèi)外的石油行業(yè)中推廣應(yīng)用遭到了嚴(yán)重的限制；魔芋粉凝膠體系在90～150℃溫度范圍內(nèi)形態(tài)穩(wěn)定，強(qiáng)度較高，抗鹽性能較強(qiáng)；改性栲膠調(diào)剖體系能耐200 ℃以上的高溫，且具有很好的抗鹽能力，在稠油油藏的調(diào)剖施工作業(yè)中應(yīng)用效果良好。

1.7 木質(zhì)素磺酸鹽類調(diào)剖體系

近年來，對木質(zhì)素磺酸鹽調(diào)剖堵水體系的應(yīng)用較為普遍。木質(zhì)素磺酸鹽一般分為兩種類型，即鈉鹽與鈣鹽，其主要源自造紙廢液。

劉素敏研制的木質(zhì)素磺酸鈉調(diào)剖體系的初始粘度為11.3 mPa·s；可耐240 ℃的高溫；該體系在10 000×10-6以內(nèi)的礦化度條件下，調(diào)剖施工作業(yè)效果顯著；在80～200 ℃范圍內(nèi)，溫度不是調(diào)剖體系的主要影響因素，適用于pH值范圍為8～11的油藏。

Betty 研制的木質(zhì)素磺酸鹽凝膠在300～450 ℉下脫水失效，并且木質(zhì)素磺酸鹽凝膠常被用在高溫油藏或蒸汽驅(qū)中[27]。

Dovan選用改性木質(zhì)素磺酸鹽（濃度4%～10%）與密胺樹脂（濃度2%～5%）復(fù)配，并選用多價(jià)金屬離子（如鑭系金屬離子）交聯(lián)反應(yīng)[28]。體系中輔以0.5%～1.0%的聚丙烯酰胺可提高凝膠體系的粘彈性，對pH值要求較為寬泛。該體系耐溫性能良好，適用于100～210 ℃儲層的調(diào)剖。

一般木質(zhì)素磺酸鹽與交聯(lián)劑復(fù)配使用，常用的無機(jī)交聯(lián)劑是Cr3+離子，這類凝膠相對較脆弱，毒性大、污染環(huán)境，因此限制了其使用范圍。

1.8 膨脹型凝膠顆粒調(diào)剖體系

近年來，采用膨脹型凝膠顆粒作為調(diào)驅(qū)調(diào)剖劑的工藝技術(shù)也逐步發(fā)展起來[29]。使用較多的顆粒調(diào)剖劑是體膨性顆粒與礦物類。

張桂意等[30]在部分水解聚丙烯酰胺溶液中加入適量交聯(lián)劑與交聯(lián)促進(jìn)劑，再加適量的碳酸鈣與鈉土，使得水膨體耐溫達(dá)120 ℃，耐鹽1.8×104mg/L，膨脹倍數(shù)可達(dá)到30倍，并通過在勝坨28斷塊西南井區(qū)的現(xiàn)場調(diào)剖作業(yè)，取得了很好的應(yīng)用效果。

朱懷江等[31]將34%含芳基的新式單體、60%的酯類（DAP單體）、5%輔料混合后加入特質(zhì)的捏合機(jī)中，攪拌升溫至75 ℃，再輔以1% BPO引發(fā)膠凝反應(yīng)，得到柔性堵劑凝膠，并經(jīng)過造粒得到柔性堵劑。用塔河模擬地層水（礦化度為19.8×104mg/L，鈣、鎂離子含量為1.4×104mg/L）配制的20%柔性堵劑懸浮液在130 ℃條件下老化100 d后，未出現(xiàn)因膠體降解，但是膨脹型凝膠體系不適合于更高溫度的油藏。

膨脹型顆粒體系遇水膨脹，增強(qiáng)了其封堵性能，其更加適合在有裂縫和大孔道的油藏中進(jìn)行封堵，但膨脹型凝膠顆粒體系并不適合在油藏溫度較高的油田進(jìn)行調(diào)剖作業(yè)。

1.9 泡沫型凝膠調(diào)剖體系

泡沫型凝膠體系是由凝膠泡沫劑、交聯(lián)劑及高分子溶液在氣體作用下起泡形成的，它是一種氣體均勻擴(kuò)散在凝膠中的分散體系[32]。泡沫凝膠在油藏中與原油接觸時(shí)會(huì)產(chǎn)生消泡現(xiàn)象，故它是一種較為理想的堵水劑。泡沫凝膠體系具備良好的熱穩(wěn)定性及機(jī)械強(qiáng)度，適合在有裂縫及中、高滲透層的儲層進(jìn)行封堵。

氮?dú)馀菽z具有封堵強(qiáng)度高、耐溫高等特點(diǎn)，耐溫范圍為220～300 ℃。該技術(shù)在遼河油田稠油區(qū)塊實(shí)施6口井，實(shí)施后與上周期同期對比累計(jì)增油2 047 t，排水期縮短，油氣比與注汽壓力得到提高，明顯的改善了蒸汽吞吐的效果[33]。蓋帥[34]研究的泡沫凝膠能夠優(yōu)先封堵高滲透層位，具有較強(qiáng)的選擇性，且黏度較高的凝膠能夠改善泡沫的穩(wěn)定性。此體系在300 ℃高溫條件下的蒸汽驅(qū)阻力因子大于凝膠，更大于泡沫，相比之下，其具有更強(qiáng)的抗溫性能。

泡沫凝膠調(diào)剖劑具有較好的熱穩(wěn)定性、高滲層選擇性以及機(jī)械強(qiáng)度，更加適用于對高產(chǎn)液量裂縫性含水層以及中、高滲透層進(jìn)行封堵。由于其具有液量少、價(jià)格低及對地層傷害小等特點(diǎn)，泡沫凝膠在蒸汽驅(qū)中已取得了一定的效益。

2 耐溫抗鹽凝膠調(diào)剖的發(fā)展趨勢

（1）研制耐溫、抗鹽的聚合物。聚合物是耐溫抗鹽凝膠的主劑，研發(fā)耐溫、抗鹽的聚合物有助于提高凝膠的耐溫、抗鹽強(qiáng)度。

（2）增強(qiáng)凝膠的抗剪切性。凝膠抗剪切性的增強(qiáng)有助于提高凝膠對裂縫及中、高滲透層的封堵率，使調(diào)剖效果更加明顯。

（3）加強(qiáng)對廉價(jià)原料及化工廢液的利用。盡可能的降低凝膠成本，提高凝膠調(diào)剖的經(jīng)濟(jì)效益。

（4）研制環(huán)保型凝膠。目前，酚醛樹脂與多價(jià)金屬離子仍為多數(shù)現(xiàn)用凝膠的交聯(lián)主劑，這些交聯(lián)主劑均有一定的毒性，對環(huán)境及作業(yè)人員造成嚴(yán)重的威脅。所以對環(huán)保型凝膠調(diào)剖體系的攻克是未來堵水劑的一大發(fā)展方向。

（5）合理調(diào)整調(diào)剖體系的注入時(shí)機(jī)，延長調(diào)剖體系有效封堵期，改善調(diào)剖的整體效果。

3 結(jié)束語

調(diào)剖堵水、深部調(diào)驅(qū)等技術(shù)通過科研人員數(shù)十年的研發(fā)與完善，已經(jīng)形成了一系列適用于不同儲層條件的穩(wěn)油控水、改善水驅(qū)的有效技術(shù)。但如西部高溫高鹽油藏，海上油藏、水平井開發(fā)油藏、裂縫大孔道油藏等特殊油藏的穩(wěn)油控水技術(shù)還不夠完善。另外，隨著我國近年來對稠油油藏開采力度的加大，有效的抑制蒸汽驅(qū)開采過程中出現(xiàn)的蒸汽超覆、竄流已越來越重要，對凝膠調(diào)剖體系提出了更高的耐溫抗鹽及高封堵性能要求。為適應(yīng)這些特殊油藏的調(diào)剖堵水需求，需逐步提高與之相適應(yīng)的調(diào)剖堵水、深部液流轉(zhuǎn)向技能，為改善我國高溫高鹽等非均質(zhì)矛盾突出油藏的開發(fā)效果提供可靠、有效的技術(shù)保障。

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Research Progress of Temperature-resistant and Salt-tolerant Gel for Profile Control

HU Shao-bin1，WANG Peng1，WANG Zhe2，CHEN Chang-liang1，ZHANG Cheng-jun1
（1. Key Laboratory of Educational Ministry for Improving Oil and Gas Recovery, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China； 2. Daqing Oilfield Company No.4 Oil Extraction Plant, Heilongjiang Daqing163511, China）

Gel must meet the requirements of temperature resistance and salinity tolerance when it is used as a profile agent to seal the high temperature and high salinity reservoir. In this paper, research progress of gel plugging agents was reviewed. The mechanism, formulation and performance of different gel plugging agents were discussed, such as polymer-type, biology-type, lignosulfonate-type, inflating particle-type and foam-type. The shortage and development trend of gel profile control technology have been pointed out, namely the existing gel plugging agents can not completely meet the requirements of complex reservoirs of high temperature or high salinity, and particularly the issues of small swept volume, low level of recovery, poor degree of reservoir utilization and edge-bottom water coning caused by steam channeling in steam flooding are still not solved. Therefore, higher temperature resistance and salinity tolerance, more environmental friendly and less expensive gel plugging agents are the development trend in the future.

Temperature resistance and salinity tolerance; Profile control agent; Research status; Development trend

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）02-0263-05

黑龍江省自然科學(xué)基金項(xiàng)目，項(xiàng)目號：E201338。

2014-09-17

胡紹彬（1975-），男，四川彭州人，副教授，博士，研究方向：從事采油采氣化學(xué)理論與工程研究。E-mail：hsbpaper@163.com。

王鵬（1986-），男，碩士，研究方向：從事采油采氣化學(xué)理論與工程研究。E-mail：wpengpaper@163.com。