深水钻完井天然气水合物风险及预防措施——以南中国海琼东南盆地QDN-X井为例

张亮，张崇，黄海东，齐东明，张宇，任韶然，吴志明，方满宗

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；3.斯伦贝谢中国公司；4.山东科瑞集团工程技术研究院）

深水钻完井天然气水合物风险及预防措施
——以南中国海琼东南盆地QDN-X井为例

张亮1，张崇2，黄海东3，齐东明4，张宇1，任韶然1，吴志明2，方满宗2

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司；3.斯伦贝谢中国公司；4.山东科瑞集团工程技术研究院）

以南中国海琼东南盆地某深水天然气探井为例，分析钻完井过程中不同工况下的水合物风险，提出了预防措施，并进行了实验验证和现场应用。预测了水合物相态曲线，并计算了不同工况下井筒温度、压力场，在此基础上分析了水合物风险，结果表明：正常钻进时最大过冷度为6.5 ℃，水合物风险区较小；停钻和停测时最大过冷度分别为19.0 ℃和23.0 ℃，水合物风险区较大；测试初期最大过冷度不超过停测状态；节流放喷过程中水合物风险井段减小，当产气量大于25×104m3/d时水合物风险消失。设计的水合物预防措施为：正常钻进和停钻时钻井液中添加氯化钠+乙二醇；测试液中添加氯化钠/甲酸钾+乙二醇；节流放喷过程中产气量小于25×104m3/d时，井下注入甲醇；长期关井时采用测试液充填测试管柱。室内实验和现场应用结果表明，设计的预防措施满足水合物抑制要求。图11表6参34

天然气水合物；钻井液；井筒温度；过冷度；水合物抑制剂；深水钻井

0 引言

深水区域是全球油气资源的主要接替领域，但深水油气资源的勘探开发还存在诸多问题，其中深水钻完井及油气开发过程中的天然气水合物风险是不可避免的挑战之一。深水海域海底附近井筒及管线内流体处于高压低温环境，窜入或产出的天然气和自由水共存，极易形成水合物而堵塞流通管路，造成作业事故和经济损失。因此，天然气水合物预防是确保深水钻完井顺利施工及生产安全的重要保障之一[1-5]。

近年来，中国油气田开发正向深海领域迈进。2006—2012年，中国海洋石油总公司与国外石油公司合作在南中国海荔湾气田和琼东南盆地钻探了30多口井，水深1 300～2 150 m，为避免水合物风险，均采用了油基钻井液[6-7]。2011年，中国首座自主设计建造的第六代深水半潜式钻井平台“海洋石油981”投入使用。目前，位于南中国海琼东南盆地的QDN-X井由“海洋石油981”平台独立承担钻探任务。该井为中国自营深水天然气探井，西北方向距离海南省三亚市155 km，水深约1 455 m，海底温度3～4 ℃，地热梯度4.4 ℃/100 m，压力系数1.24～1.30，设计井深3 561 m，井底温度95 ℃，最大井底压力45.32 MPa。基于环保及成本考虑，QDN-X井在钻完井过程中将采用水基钻井液和测试液，水合物风险远高于采用油基钻井液，且目前中国深水油气资源勘探开发刚刚起步，在深水钻完井水合物防治方面的现场经验不足，因此QDN-X井的水合物预防和控制工作受到高度重视。本文在借鉴国内外经验的基础上，综合分析该井在钻井及测试过程中不同工况条件下的水合物风险，提出预防措施，并进行室内实验和现场应用验证。

1 钻完井过程水合物风险分析

钻完井过程中，不同工况尤其是极端工况下的水合物风险，应作为制定水合物预防措施的主要依据。长时间停钻或停测时，井筒内流体温度接近环境温度，水合物最易在海底附近井筒内形成，特别是在关井后重新启动时，水合物很快就会形成。当遭遇紧急情况（如台风、平台和井内事故）需要长时间封井时，水合物的风险也不可避免。

1.1 天然气水合物相态曲线

水合物相态曲线是进行钻完井水合物风险分析的主要依据。目前，QDN-X井周围已钻5口深水探井，其中距离较近的LS22-Y井与QDN-X井均位于琼东南盆地中央峡谷带，两井相距33 km，目标气层具有相同的成藏条件，因此利用基于LS22-Y井测试资料的水合物相态曲线分析QDN-X井的水合物风险具有较大的可靠性。LS22-Y井取样分析表明，目标气层天然气中CH4含量大于91.1%，CO2含量在0.30%～0.76%，地层水矿化度为26 970 mg/L，天然气组成及地层水离子组分分别如表1、表2所示。

采用相平衡热力学方法[8-9]预测得到天然气水合物相态曲线（见图1）。假设海底井口温度与环境温度一致，为3～4 ℃（停钻或关井状态），海底井口压力为静水压力14.3 MPa，此时海底井口处于水合物稳定区（见图1中黄点），至少具有16.5 ℃过冷度（工况温度与相同压力下水合物相态温度的差值），说明钻完井过程井筒中存在着极大的水合物风险。地层水中矿物质对水合物形成有一定抑制作用（见图1中红色曲线），但为保险起见，采用基于天然气和纯水（矿化度为0）预测的水合物相态曲线（见图1中绿色曲线）作为钻井（天然气主要与钻井液混合）及测试（天然气主要与测试液和地层水混合）过程中的水合物风险分析依据。

表1 天然气平均组成

表2 地层水离子组分

图1 天然气水合物相态曲线

1.2 钻井过程中水合物风险

QDN-X井井身结构设计为914.4 mm×1 554 m+ 660.4 mm×2 180 m+476.3 mm×2 730 m+444.5 mm× 3 260 m+311.2 mm×3 561 m。311.2 mm井段采用的钻井液相对密度最大（为1.35），井筒内液柱压力最高，水合物风险最大。采用深水钻井井筒传热传质模型计算QDN-X井在不同钻井液排量下的井筒温度、压力场：温度场以原始环境温度为基础，考虑钻柱内流体、钻柱壁、环空内流体及周围环境之间的热传递，按照时间逆钻井液流动方向进行迭代计算，直至温度场达到稳定；压力场则主要根据钻柱及环空内流体的摩擦损失，以及钻井液在钻头处的压降进行计算[10-13]。

图2为钻至311.2 mm井段时不同钻井液排量下井筒温度场（井筒温度曲线与水合物相态温度曲线相交叉的区域即为水合物风险井段），表3为钻井过程中水合物风险。由图2、表3可知：不同钻井液排量下，水合物风险井段不同；停钻时，水深300～1 963 m处井段处于水合物风险区，最大过冷度出现在泥线处，为19.0 ℃；正常钻进时（钻井液排量63 L/s），循环钻井液被下部地层加热，水合物风险井段缩短，但仍存在水合物风险，最大过冷度出现在895 m深处，为6.5 ℃。

图2 钻井过程中不同钻井液排量下井筒温度场

表3 钻井过程中水合物风险

1.3 测试过程中水合物风险

QDN-X井完钻后，将下入244.5 mm套管固井，采用114.3 mm管柱进行清喷测试。目标地层射开后，涌入井筒的天然气首先将测试管柱中的测试液顶出，然后伴随着少量地层水进行节流放喷。不同产气量和含水率下的井筒温度、压力场可采用深水生产井筒传热传质模型进行计算[14-15]：压力场计算采用描述两相垂直管流的Orkiszewski方法；温度场计算考虑油管和环空内流体、水泥环以及周围环境之间的热传递，通过求解离散化井筒温度、压力场耦合方程，由井底条件反算至井口，得到整个井筒的温度压力剖面。

图3为含水率0.06 m3/104m3时不同产气量下井筒温度场（图中水合物相态温度为产气量为0时对应的水合物相态温度），表4为测试过程中水合物风险（含水率在0.06～0.80 m3/104m3）。由图3、表4可知：在停测状态下，井筒温度与环境温度一致，井筒内气体产生的重力压差较小，因此整个井筒将承受35～45 MPa的高压，从海面至水深1 981 m处均处于水合物风险区，最大过冷度将出现在泥线附近，为23 ℃；在测试初期，天然气顶替测试液过程中测试管柱内压力逐渐升高，但最大过冷度不会超过井筒充满天然气的停测状态；在节流放喷过程中，井筒内将充满天然气和少量地层水，天然气产量和含水率增大，都有利于降低井筒压力和提高井筒温度，使得水合物风险井段减小，当产气量大于25×104m3/d时，可避免整个井筒的水合物风险。

图3 测试过程中不同产气量下井筒温度场

表4 测试过程中水合物风险

2 钻完井过程水合物预防措施

钻井过程中，主要考虑向钻井液中添加水合物抑制剂，保证钻井液在正常钻进和停钻时不会在井筒内形成水合物。测试过程中，主要考虑采用含水合物抑制剂的盐水溶液作为测试液以及井下注入抑制剂等方法预防水合物[2-3,16-17]。现场应用表明，热力学抑制剂仍是目前钻完井水合物防治的主要选择，动力学抑制剂和防聚剂存在通用性差、受外界环境影响大等诸多缺点，一般不作为主要抑制剂，但可用于辅助热力学抑制剂[18-23]。

2.1 钻井过程中水合物预防措施

目前，深水水基钻井液通常采用NaCl和乙二醇（MEG）作为主要的水合物抑制剂组合。NaCl可用于调节钻井液相对密度，MEG可用于调节水合物抑制效果。甲醇（MeOH）抑制效果好，但挥发性强、用量大、可回收，主要用于生产过程中的水合物抑制[24-27]。图4为QDN-X井在311.2 mm井段钻进过程中采用不同抑制剂配方时的水合物抑制效果，可以看出：随着抑制剂加量增大，水合物风险井段逐渐减小，直到消失；配方为20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制剂预计可提供19.5～25.0 ℃的过冷度保护，超出停钻时泥线附近井筒的最大过冷度0.5～6.0 ℃，可用于停钻时的水合物预防；正常钻进时，配方为17% NaCl+2% MEG的抑制剂可提供超出最大过冷度3 ℃的过冷度保护，可用于正常钻进时的水合物预防。

图4 不同抑制剂配方的水合物抑制效果（实线为不同钻井液排量下井筒环空温度，虚线为不同抑制剂配方下水合物相态温度）

在设计钻井液中抑制剂配方时需要注意的是，盐类抑制剂在盐-醇-水混合体系中的溶解度有限。由图5可知，当NaCl在NaCl-MEG-水混合体系中的含量为20%时，MEG的含量只能在0～18%变化，若MEG含量超过18%，则部分溶解的NaCl会析出，导致混合体系中NaCl含量低于20%。因此，18%是保证20% NaCl不会析出的最大MEG含量。此外，水合物抑制剂的加量对钻井液的密度和矿化度影响较大，进而影响钻井和测井作业。

图5 25 ℃时盐类在盐-醇-水混合体系中的溶解度

对于QDN-X井，为降低成本，正常钻进时可采用抑制剂配方为17% NaCl+2% MEG的钻井液；停钻时采用抑制剂配方为20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的钻井液填充300～1 963 m水合物风险井段环空。由于设计的钻井液相对密度在1.12～1.18，小于所需钻井液相对密度（1.15～1.35），因此可向其中添加其他添加剂来达到钻井液相对密度要求。

2.2 测试过程中水合物预防措施

清喷测试初期，上涌的天然气会与测试液、地层水和钻井液滤液混合，在到达海底附近井筒时处于低温高压环境，容易形成水合物，因此需要向测试液中添加一定量盐和醇，提供23 ℃以上的过冷度保护。考虑地层压力及水合物抑制效果，设计了不同相对密度和抑制剂配方的测试液（见表5）。较低密度测试液主要采用CaCl2（CaCl2溶解度可达40%，密度1.39 g/cm3）或CaCl2+MEG，较高密度测试液采用甲酸钾（KFo，溶解度可达78%，密度1.60 g/cm3）或KFo+MEG。所设计的CaCl2+MEG配方预计可提供23.1～25.7 ℃的过冷度保护，KFo+MEG抑制效果无理论计算模型和参考文献，需要进行实验验证。

表5 测试液相对密度及水合物抑制剂配方

清喷测试初期，在地面获得稳定产气和产水后，改为井下持续注入MeOH。注入的MeOH一部分会溶解在产出水中，一部分会挥发至天然气中。图6为QDN-X井在节流放喷过程中产出水中含有不同浓度MeOH时的水合物抑制效果，可以看出：产气量较低时（（0～5）×104m3/d），注入的MeOH在产出水中的浓度需要达到31%～35%，才能有效避免水合物风险；随着产气量增加，井筒温度升高，产出水中MeOH浓度要求逐渐降低，当产气量大于25×104m3/d时，井筒中水合物风险消失，不必再注入MeOH。

图6 产出水中不同浓度MeOH的水合物抑制效果（实线为不同产气量下井筒环空温度，虚线为不同MeOH浓度下水合物相态温度）

由于水合物风险井段下端深度最大为1 981 m，取5%的安全余量，则MeOH注入深度确定在2 080 m（泥线以下625 m）。MeOH的注入速度采用下式计算[28-29]：

式中 QMeOH——MeOH注入速度，kg/d；Q——产气量，104m3/d；fw——含水率，m3/104m3；X——MeOH在产出水中的浓度，%；C——注入MeOH的纯度，%；p——注入井段压力，MPa；T——注入井段温度，K。

图7为不同产气量和含水率下MeOH在产出水中的浓度及注入速度要求，假设MeOH密度为0.8 g/cm3，将MeOH注入速度换算成体积流量（0～1.86 L/min）。由图7可知：随着产气量和含水率增大，MeOH在产出水中的浓度要求逐渐降低，但MeOH注入速度随含水率增大而增大，随产气量升高先增大后降低；当产气量大于25×104m3/d时，可停止注入MeOH。随着产气量增大，井筒温度和产水量同时增加，但两者对抑制剂的注入要求相反，导致抑制剂注入速度存在一个峰值。

图7 不同产气量和含水率下MeOH注入要求

节流放喷过程中，井筒温度场达到稳定状态时的MeOH注入要求可参照图7。但从短时间关井重启（井筒温度与环境温度接近）到井筒温度、压力场达到基本稳定的时间段（2～4 h）内，MeOH在产出水中的浓度要求较高，需按照最大值35%设计，相应的MeOH注入速度应根据最大浓度与井筒温度、压力场达到稳定时的浓度要求之间的倍数提高。如果测试时间较短，建议整个测试过程按照产出水中MeOH的最大浓度要求注入。MeOH注入管线（内径6～10 mm）安装于测试管柱外壁，随着测试管柱一起下入井中，注入点深度2 080 m，注入泵安装于钻井平台，注入压力在25～30 MPa。当长时间停测关井时，可通过井底环空向测试管柱内注入并全部充满测试液。

2.3 其他水合物预防及处理措施

为确保深水钻完井过程中水合物在需要的时间和空间内不形成或不导致堵塞，应综合运用抑制剂、保温、加热、降压等各种水合物预防措施。除前文中措施外，还可以考虑的其他措施有[2-6,30]：①加强钻井气侵监控，优化固井设计和作业，使用防气窜添加剂；②向可能发生气侵的管路（如井控管汇、防喷器及海底井口）预充填抑制剂溶液或非水基工作流体；③降低井筒压力，如采用钻井液最小安全密度；④对隔水管进行保温，对海底井口进行加热；⑤实时监测井筒关键部位的温度、压力变化，确保其始终处于水合物相态稳定区外。

若水合物形成并堵塞井筒，常用的处理措施有[2-4,17]：①采用连续油管泵入加热的热力学抑制剂段塞（如MeOH、MEG、NaCl和CaCl2）冲洗并消除水合物；②向隔水管中替入轻质钻井液，通过降低压力来消除水合物；③起出防喷器。其中最常用的方法是采用热力学抑制剂冲洗解堵。

3 水合物风险及预防措施实验验证

为确保设计的水合物抑制剂配方安全可靠，对水合物风险及抑制剂抑制效果进行了室内实验验证。

3.1 实验设备、材料及流程

实验设备为高压搅拌式水合物实验装置（见图8），可以用于气体水合物的生成及分解实验、各类水合物抑制剂的抑制效果评价等[31-32]。该装置由高压反应釜、恒温水浴、数据采集系统等组成，其中高压反应釜容积1 000 mL，耐压25 MPa，带有无级变速磁力搅拌装置和温度、压力传感器（压力传感器量程0～30 MPa，精度±0.1%；温度传感器量程−20～120 ℃，精度±0.1 ℃）。恒温水浴采用MEG水溶液作为循环介质，控温范围−20～90 ℃（精度±1 ℃）。

图8 高压搅拌式水合物实验装置

实验材料包括配制的标准气（93.26% CH4+4.96% C2H6+1.38% C3H8+0.4% CO2）、水合物抑制剂溶液（17% NaCl+2% MEG+其他添加剂）、现场提供的真实钻井液、蒸馏水（即纯水）等。

实验步骤为：①向反应釜中通入标准气，控制压力9～12 MPa，温度15～25 ℃；②向反应釜中通入水合物抑制剂溶液/钻井液/蒸馏水，使反应釜压力上升至15～25 MPa；③利用恒温水浴对反应釜降温，并开动磁力搅拌（转速300 r/min），打开传感器记录反应釜温度、压力变化；④随着反应釜温度降低，水合物大量形成，转子停止转动；⑤利用恒温水浴对反应釜加热（升温速度0.5～1.0 ℃/h），直至反应釜温度、压力恢复初始状态，实验终止；⑥根据实验数据，绘制反应釜温度和压力的关系曲线（见图9），降温曲线与升温曲线的交点即为水合物相态点。

图9 典型水合物生成和分解曲线

3.2 实验结果及分析

设计并完成13组实验（见表6）：方案F1用于验证水合物风险；F2—F4用于验证钻井液抑制剂配方，F2、F3针对正常钻进，F4针对停钻；F5—F13用于验证测试液抑制剂配方。由于MeOH的水合物抑制效果理论预测精度较高，且易挥发、有毒性，未进行室内实验评价。

由表6可知：实验测得的标准气+纯水的水合物相态温度与理论值相差仅0.8 ℃，说明水合物相态曲线预测模型具有较高的精度；现场提供的真实钻井液和17% NaCl+2% MEG的抑制剂配方均满足正常钻进时的水合物抑制要求，可提供8.7～10.5 ℃（>6.5 ℃）的过冷度保护，实验值与理论值误差为0.1～1.8 ℃；20.00% NaCl+10.71% MEG的抑制剂配方满足停钻时的水合物抑制要求，可提供20 ℃的过冷度保护（>19 ℃），实验值与理论值误差为0.5 ℃；对于较低密度测试液（F5—F7），20.53% CaCl2+13.26% MEG、28.06% CaCl2和31.67% CaCl2的抑制剂配方均满足水合物抑制要求，可提供23.0～26.7 ℃（≥23 ℃）过冷度保护，实验值与理论值误差在0.1～1.1 ℃；对于较高密度测试液（F8—F10），由于实验设备耐压及低温控制条件限制，水合物相态点未测得，但反应釜温度低于基准相态温度（相同压力下标准气+纯水的水合物相态温度）30 ℃以上，持续搅拌2 d未见水合物形成，说明设计的抑制剂配方至少能够保证测试液在2 d内不会形成水合物。

表6 实验方案及结果

图10 不同浓度KFo和MEG的水合物抑制效果

为了进一步研究KFo的水合物抑制效果，设计了方案F11—F13，测试了低浓度KFo溶液的水合物相态点，并与MEG的水合物抑制效果进行了等效分析。由图10、图11可知：5%、15%、30% KFo的水合物抑制效果分别相当于10%、18%、45% MEG，通过线性回归推测，34% KFo的水合物抑制效果相当于48% MEG，而后者可提供大于23 ℃的过冷度保护。有研究也表明，10%～30% KFo的水合物抑制效果相当于12.1%～37.1% MEG[33-34]，则49.24% KFo的抑制效果相当于61.91% MEG，而当采用真实天然气组成时，50% MEG就可以提供25.4 ℃的过冷度保护。因此，方案F8—F10的抑制剂配方可以满足测试液的水合物抑制要求。

图11 具有相同水合物抑制效果的KFo和MEG等效浓度

4 水合物预防措施现场应用

QDN-X井的钻完井方案设计采用了本文的水合物预防措施。该井于2014年1月10日开钻，2月21日完钻，历时43 d，实际完钻井深3 510 m，水深1 447 m，泥线温度3.60 ℃，目的层钻井液排量63 L/s，井口钻井液返排温度11.90 ℃，泥线环空温度23.50 ℃。钻井过程中采取的水合物预防措施包括采用添加NaCl+MEG作为水合物抑制剂的钻井液，向可能发生气侵的控制管路预充填抑制剂溶液，加强钻井气侵监控，实时监测海底防喷器和平台井口温度压力变化等。钻井期间未发生水合物堵塞管路现象，且预测的井筒温度与实测结果误差较小（预测泥线温度3.04 ℃，井口钻井液返排温度12.99 ℃，泥线环空温度24.05 ℃）。目前该井已完成测井任务，并通过向井筒中充填含有高浓度水合物抑制剂（20% NaCl+18% MEG）的钻井液进行了临时弃井。由于该井还未进行完井测试，本文的测试过程水合物预防措施有待进一步现场检验。

5 结论

QDN-X井在钻完井过程中存在着较大的水合物风险。正常钻进时，水合物风险区位于325～1 426 m井段，最大过冷度6.5 ℃；停钻时，水合物风险区增大至300～1 963 m井段，最大过冷度19.0 ℃；停测时，水合物风险区位于0～1 981 m井段，最大过冷度23.0 ℃；测试初期，最大过冷度不超过停测状态；节流放喷过程中，水合物风险井段减小，当产气量大于25×104m3/d时，井筒中水合物风险消失。

为避免水合物风险，建议正常钻进时钻井液采用17% NaCl+2% MEG的抑制剂配方；停钻时钻井液采用20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制剂配方；测试时采用CaCl2/KFo+MEG；节流放喷过程中，井下注入MeOH，注入深度2 080 m，注入速度最大为1.86 L/min，当产气量大于25×104m3/d时停止注入；长期关井时，采用测试液充填测试管柱。

室内实验证明，所推荐的抑制剂配方能够满足水合物抑制要求。现场应用结果表明，采用本文的水合物预防措施时钻井过程中未发生水合物堵塞现象。

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（编辑 胡苇玮 绘图 刘方方）

Gas hydrate risks and prevention for deep water drilling and completion:A case study of well QDN-X in Qiongdongnan Basin,South China Sea

Zhang Liang1,Zhang Chong2,Huang Haidong3,Qi Dongming4,Zhang Yu1,Ren Shaoran1,Wu Zhiming2,Fang Manzong2
(1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Zhanjiang Branch Company,CNOOC,Zhanjiang 524000,China;3.Schlumberger Limited (China),Beijing 100015,China;4.Research Institute of Engineering Technology,Shandong Kerui Group,Dongying 257067,China)

Taking a deep-water exploration well of natural gas located in the Qiongdongnan Basin in the South China Sea as an example,the hydrate risks of the well under operational conditions during drilling and testing processes were analyzed,and the corresponding hydrate prevention solutions were presented and verified by lab experiments and field application.Based on the predicted gas hydrate equilibrium curves and the calculated wellbore pressure-temperature fields,the hydrate risks were analyzed.The maximum sub-cooling temperature is 6.5 ℃ during normal drilling with a small hydrate stability zone in the wellbore;when the drilling or testing stops,the hydrate stability zone in the wellbore becomes larger and the maximum sub-cooling temperatures are 19 ℃ and 23 ℃ respectively;the maximum sub-cooling temperature at the beginning of testing is no more than that when testing stops;when the tested production rate of natural gas increases,the hydrate stability zone in the wellbore decreases or even disappears if the gas rate is more than 25×104m3/d.The designed hydrate prevention solutions include:adding muriate of potash and ethylene glycol into drilling fluid during normal drilling and when drilling stops;adding calcium chloride/potassium formate and ethylene glycol into testing fluid;applying downhole methyl alcohol injection when the production rate of natural gas is lower than 25×104m3/d;filling the testing string with testing fluid when the test shuts down for a long time.Lab experiments and field operations have indicated that all the designed solutions can meet the requirements of hydrate prevention.

gas hydrate;drilling fluid;wellbore temperature;sub-cooling temperature;hydrate inhibitor;deep water drilling

国家高技术研究发展计划（863）项目“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”（2006AA09A106）；长江学者和创新团队发展计划资助项目（IRT1294）

TE243

：A

1000-0747(2014)06-0755-08

10.11698/PED.2014.06.17

张亮（1983-），男，山东泰安人，博士，中国石油大学（华东）讲师，主要从事注气提高采收率、CO2埋存及利用、非常规油气开发、油气田生产安全等方面的教学和研究工作。地址：山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号，中国石油大学（华东）石油工程学院油藏工程系，邮政编码：266580。E-mail：zhangliangkb@163.com;zhlupc@upc.edu.cn

2014-01-01

2014-08-27