黃曉東

（中海石油 （中國）有限公司天津分公司生產(chǎn)部，天津塘沽300452）

渤海海上油田深部液流轉(zhuǎn)向配套技術(shù)研究與應(yīng)用

黃曉東

（中海石油 （中國）有限公司天津分公司生產(chǎn)部，天津塘沽300452）

渤海秦皇島32-6油田是一個多油水系統(tǒng)稠油底水油藏，儲層物性好，長期注水開發(fā)，造成油藏平面波及系數(shù)和縱向波及系數(shù)降低，注入水突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，注入水無效、低效循環(huán)加劇，嚴(yán)重影響水驅(qū)開發(fā)效果。傳統(tǒng)的調(diào)剖只能封堵近井地帶高滲條帶，處理半徑太小，儲層不能得到有效開發(fā)。深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)是以深部調(diào)剖為主，驅(qū)油效果為輔，將 “調(diào)”和 “驅(qū)”有機結(jié)合起來。通過深入油藏精細(xì)描述研究，開發(fā)出簡捷、快速、準(zhǔn)確、可靠的深部液流轉(zhuǎn)向決策技術(shù)，為選井選層提供科學(xué)可靠的決策依據(jù)；同時根據(jù)孔道發(fā)育情況，研發(fā)出適應(yīng)性強的深部轉(zhuǎn)向劑封堵高滲透條帶和挖潛中低滲透層剩余油；通過采用多段塞交替注入工藝實現(xiàn)了高滲調(diào)、堵，低滲解、驅(qū)、洗油的效果，達(dá)到了高效波及控制，提高了原油采收率的目的。通過該技術(shù)在秦皇島32-6油田的應(yīng)用，有效解決注入水突進(jìn)和中、低滲剩余油挖潛困難的技術(shù)難題；證明該技術(shù)是可行的，增加了油井的產(chǎn)量，提高了經(jīng)濟效益，對今后渤海海上其他稠油油田的增產(chǎn)、挖潛具有指導(dǎo)和借鑒意義。

深部液流轉(zhuǎn)向；波及系數(shù)；水驅(qū)；采收率

1　問題提出

海上油田因油層厚、非均質(zhì)性強、油稠等因素導(dǎo)致含水上升快、注入水突進(jìn)嚴(yán)重，造成注入水無效循環(huán)，嚴(yán)重影響水驅(qū)效率［1-4］。目前渤海主力油田綜合含水率達(dá)80%以上，整體進(jìn)入中—高含水期，而平均采出程度僅10.86%，因此迫切需要有效的穩(wěn)油控水技術(shù)來改善注水開發(fā)狀況。調(diào)剖、調(diào)驅(qū)作為穩(wěn)油控水的重要手段，2002年開始在渤海油田推廣應(yīng)用，2002—2013年，僅渤海自營油田調(diào)剖累計達(dá)142井次、調(diào)驅(qū)12井次，累計增油629190t，取得了一定的增油降水效果；但隨著調(diào)剖、調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上油田規(guī)模化應(yīng)用，在實施過程中諸多問題也逐漸顯現(xiàn)出來，主要表現(xiàn)為：①調(diào)剖側(cè)重于近井高滲透條帶封堵，易造成注入壓力高、注入困難及中低滲透層受到傷害，影響措施效果；②常規(guī)調(diào)剖設(shè)計處理半徑小，不能進(jìn)入深部［5］；③調(diào)驅(qū)側(cè)重于解決平面矛盾，施工工期長，占用平臺作業(yè)空間，一次性投入大［6-8］；④缺少大孔道識別的有效方法，在工藝方案設(shè)計上缺少針對性［9-12］。

針對調(diào)剖調(diào)驅(qū)現(xiàn)場應(yīng)用中存在的問題及秦皇島32-6油田開發(fā)生產(chǎn)現(xiàn)狀，急需開發(fā)一種新的配套工藝技術(shù)，以滿足礦場需求。

2　深部液流轉(zhuǎn)向配套技術(shù)研究

研究思路：針對渤海海上稠油油田儲層非均質(zhì)嚴(yán)重、水淹程度和剩余油等實際情況，為了提高深部液流轉(zhuǎn)向配套技術(shù)的適應(yīng)性和實施成功率。

首先需要開展油藏大孔道識別方法研究，重點研究油藏注采水淹優(yōu)勢通道多方法識別與定量描述技術(shù)。

其次，在確定了油藏大孔道之后，才能有針對性地進(jìn)行深部液流轉(zhuǎn)向優(yōu)化決策技術(shù)研究，即研究水驅(qū)油藏快速建模、自動歷史擬合、油藏精細(xì)描述及深部液流轉(zhuǎn)向優(yōu)化決策為一體的油藏工程軟件，對油藏深部液流轉(zhuǎn)向注采水驅(qū)油藏地質(zhì)再認(rèn)識和選井選層進(jìn)行決策。

第三，在大孔道識別、定量描述及油藏精細(xì)描述和優(yōu)化決策研究的基礎(chǔ)上，針對海上油田地質(zhì)特征、開發(fā)特征和流體性質(zhì) （普通稠油），采用高滲調(diào)、驅(qū)結(jié)合，低滲解、驅(qū)、洗油結(jié)合的研究思路，開展適合目標(biāo)油藏的深部轉(zhuǎn)向劑開發(fā)和性能評價研究。

第四，利用數(shù)值模擬法優(yōu)化深部液流轉(zhuǎn)向劑的用量，采用物理模型實驗法進(jìn)行段塞結(jié)構(gòu)設(shè)計，使用公式經(jīng)驗法進(jìn)行注入壓力設(shè)計，開展工藝參數(shù)優(yōu)化、效果預(yù)測與評估的一體化工藝設(shè)計技術(shù)研究。

2.1模糊綜合評判法識別大孔道方法研究

利用模糊綜合評判法定性判別大孔道的存在和發(fā)展程度，研究工作主要從油藏地質(zhì)和開發(fā)動態(tài)入手，判別篩選影響高滲透竄流通道形成的因素并分析其相關(guān)性，之后確定各因素的范圍、權(quán)重，最后利用模糊綜合判別理論來處理各種靜、動態(tài)因素，最終建立高滲透竄流通道定性識別系統(tǒng)模型。

2.1.1大孔道識別的模糊綜合評判模型

（1）大孔道的動態(tài)判度FD：將各動態(tài)地質(zhì)指標(biāo)值FDi和其權(quán)重值ωDi乘積并累加，其公式為：

（2）大孔道的靜態(tài)判度FJ：將各靜態(tài)地質(zhì)指標(biāo)值FJi和其權(quán)重值ωJi相乘的累加值，其公式為：

（3）大孔道的綜合判度FZ公式為：

FZ=FJωJ+FDωD（3）

在大孔道識別評判模型中ωD、ωJ分別取0.66 和0.33。

2.1.2大孔道識別評判標(biāo)準(zhǔn)

（1）FJ＜0.3：當(dāng)FZ＜0.4時，表示地層情況無異常；當(dāng)0.4≤FZ＜0.6時，表示存在高滲透條帶；當(dāng)0.6≤FZ＜1時，表示存在裂縫。

（2）FJ≥0.3：當(dāng)FZ＜0.4時，表示地層情況無異常；當(dāng)0.4≤FZ＜0.6時，表示存在高滲透條帶；當(dāng)0.6≤FZ＜1時，表示存在大孔道。

2.1.3大孔道識別判別類型

通過上述評判標(biāo)準(zhǔn)，可以將不同靜態(tài)地質(zhì)條件和動態(tài)開發(fā)指標(biāo)下的大孔道的發(fā)展?fàn)顩r劃分為4種類型：地層情況無異常、存在高滲透條帶、存在裂縫、存在大孔道。

一般說來，大孔道形成和發(fā)展的有利條件可以歸納為：泥質(zhì)砂巖油藏，非均質(zhì)性嚴(yán)重，膠結(jié)程度疏松，油水黏度比大，長期高強度注水開發(fā)，孔隙結(jié)構(gòu)不斷變化。

2.2深部液流轉(zhuǎn)向優(yōu)化決策技術(shù)研究

深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)決策方法是基于 “油藏精細(xì)描述及分析管理系統(tǒng)”Rdos的一種油藏工程方法，是基于微機平臺的三維可視化技術(shù)，綜合應(yīng)用地質(zhì)、生產(chǎn)動態(tài)、測試等多種資料，簡捷、快速地建立地質(zhì)模型，自適應(yīng)進(jìn)行流動模擬針對開發(fā)中后期的層狀水驅(qū)砂巖油藏，應(yīng)用井位、小層數(shù)據(jù)、構(gòu)造圖、沉積相圖等靜態(tài)資料，簡捷、快速地建立地質(zhì)模型；綜合應(yīng)用射孔、油水井月報、吸水剖面等資料，根據(jù)滲流力學(xué)原理自適應(yīng)地模擬生產(chǎn)過程中油水流動，對比計算結(jié)果與實測資料，自動進(jìn)行參數(shù)修正與歷史擬合；針對剩余油分布，提出油水井的調(diào)整建議并預(yù)測優(yōu)化后的效果。能夠提供了油藏工程分析模塊，如采收率經(jīng)驗公式、水驅(qū)特征曲線、產(chǎn)量遞減、含水率圖版、物質(zhì)平衡、常規(guī)試井、井網(wǎng)密度等。并且能夠提供圖形顯示、圖形編輯及三維動畫功能，可以實現(xiàn)井位圖、等值圖、餅狀圖、柱狀圖、曲線圖、水井分流量圖等平面圖形的任意疊合，以及行列剖面、連井剖面、任意剖面、柵狀圖、地質(zhì)體圖等三維圖形基礎(chǔ)上的流動動畫。

2.3深部液流轉(zhuǎn)向劑實驗評價研究

針對海上油田地質(zhì)特征、開發(fā)特征 （高孔高滲，油水井間形成了水驅(qū)優(yōu)勢通道）和流體性質(zhì)（普通稠油），采用高滲調(diào)、驅(qū)結(jié)合和低滲解、驅(qū)、洗油結(jié)合開發(fā)出適合目標(biāo)油藏的深部轉(zhuǎn)向劑SBZXT-01和SBZXT-02。要求SBZXT-01具有很好的調(diào)堵能力、抗鹽性、耐溫性、長期穩(wěn)定性和SBZXT-02具有同步調(diào)驅(qū)功能；利用深部轉(zhuǎn)向劑SBZXT-01和SBZXT-02之間協(xié)同效應(yīng)，把堵劑注入地層深部，迫使后續(xù)注入介質(zhì)轉(zhuǎn)向流向中低滲透殘余油富集驅(qū)，達(dá)到提高水驅(qū)效率的目的，實現(xiàn) “1+1＞2”的效果。

2.3.1深部轉(zhuǎn)向劑SBZXT-01研發(fā)

2.3.1.1聚合物篩選

實驗方法與目的：采用秦皇島32-6油田注入水，選擇不同聚合物類型，在油藏溫度條件（65℃）下進(jìn)行成膠實驗 （實驗配方為0.5%聚合物+0.09%JLJ-1A+0.3%JLJ-1B+0.02%CJJ-01，以下體系配方優(yōu)化實驗以此濃度為基準(zhǔn)配方），以優(yōu)選出適合目標(biāo)區(qū)塊的聚合物。

實驗條件：配制水用現(xiàn)場注入水；實驗溫度（油藏）為65℃。（以下實驗條件相同）。

通過比對不同聚合物凝膠穩(wěn)定性評價結(jié)果，得出KYPAM-6一個月后黏度保持率達(dá)92%，其穩(wěn)定性能要優(yōu)于其他聚合物。結(jié)合其成膠性能，最終選擇KYPAM-6作為目標(biāo)聚合物。

2.3.1.2凝膠配方優(yōu)化及穩(wěn)定性評價

實驗方法與目的：按照配方1（0.40%KYPAM-6+0.07%JLJ-1A+0.25%-1B+0.02%CJJ -01）和配方2（0.60%KYPAM-6+0.09%JLJ-1A+0.30%JLJ-1B+0.02%CJJ-01），用現(xiàn)場注入水配制體系溶液，65℃恒溫放置，定期觀察溶液的成膠級別并測定凝膠強度，評價體系穩(wěn)定性。

結(jié)果表明，體系放置60天后，體系強度基本無變化，表明體系穩(wěn)定性良好。

2.3.1.3主要性能評價

深部液流轉(zhuǎn)向劑體系SBZXT-01體系主要性能如表1所示。

表1　深部液流轉(zhuǎn)向劑體系SBZXT-01體系主要性能表Table 1　Main performance of deep fluid flow diverting agent system SBZXT-01

2.3.2深部轉(zhuǎn)向劑SBZXT-02研發(fā)

主要由聚合物膠團、乳化劑、控制劑、穩(wěn)定劑、活性劑等成分組成，在水中具有良好的分散性，表觀黏度低，易進(jìn)入儲層深部，微觀上通過對水流通道 （孔喉）暫堵—突破—再暫堵—再突破的過程，增加大孔隙喉道的阻力，不斷改變深部液流方向；同時體系具有洗油和降低界面張力的能力，進(jìn)入低滲區(qū)、小孔喉，直接作用于其中的剩余油，達(dá)到同步調(diào)驅(qū)、洗油解堵的目的，實現(xiàn)高效的波及控制，提高后續(xù)注入水利用效率。

2.3.2.1粒徑選擇

選擇原則：孔吼直徑與體系粒徑一致性原則

粒徑選?。焊鶕?jù)秦皇島32-6油田滲透率為1380.8～3159.5mD，計算得到孔喉直徑16.36～24.75μm，根據(jù)孔隙喉道直徑確定選用毫米級轉(zhuǎn)向劑作為深部液流轉(zhuǎn)向體系SBZXT-02（初始為100～500μm，溶脹后為1000～5000μm）。

圖1　粒徑分布圖Fig.1　Particle size distribution

2.3.2.2深部運移性物理模擬實驗

實驗方法與目的：采用可多點測壓的填砂長巖心管，直徑為3.8cm，長度為80cm，試驗溫度為65℃。將制備好的巖心以1mL/min的排量將SBZXT-02體系注入巖心管 （約0.3PV體積），然后關(guān)閉閥門，在65℃恒溫箱中候凝3天，再用水驅(qū)替 （排量為1mL/min），觀察各壓力點變化情況，實驗流程及結(jié)果如圖2、圖3所示。

圖2　實驗流程圖Fig.2　Flow chart of the experiment

圖3　各段注入壓差變化曲線圖Fig.3　paragraphs injection pressure differential change curve

由圖3可知，在SBZXT-02成膠后水驅(qū)過程中，第一段由于被SBZXT-02注滿 （0.1PV），在水驅(qū)過程中，隨著注入壓差的增大，形成部分突破或推動部分SBZXT-02向前運移，從而注入壓差呈下降趨勢，并逐漸保持平穩(wěn)，當(dāng)形成水流通道后，造成注入壓差下降，但當(dāng)壓差降低到不足以維持SBZXT-02向前運移以后，即運移在巖心后部SBZXT-02形成阻塞后，注入水開始尋找新的水流通道，表現(xiàn)出注入壓差上升，直到壓差足以推動剩余在第一段中的SBZXT-02開始向前運移為止，從而表現(xiàn)出壓差略微下降，并在水驅(qū)試驗結(jié)束前基本保持平穩(wěn)；第二段隨著SBZXT-02的進(jìn)入和堆積，表現(xiàn)出注入壓差升高的趨勢，直至壓差升至可以推動SBZXT-02繼續(xù)運移為止，從而出現(xiàn)壓差降低的趨勢，同第一段的情況類似，隨著水驅(qū)過程中SBZXT-02繼續(xù)運移，壓差和滲透率維持一段時間的穩(wěn)定后，當(dāng)SBZXT-02貫穿整個第二段時，壓差開始降低，并最終保持平穩(wěn)；第三段和第四段類似，在注入水的推動下，SBZXT -02進(jìn)入段塞，提高注入壓差，并最終保持平穩(wěn)。

通過上述分析可知，SBZXT-02在地層中成膠后，在后續(xù)注入水的驅(qū)動下能夠向地層更深部運移，改變地層深部的壓力場分布，也就是說能夠調(diào)整液流在地層深部的滲流方向，起到深部液流轉(zhuǎn)向的作用。

2.3.2.3主要性能評價

深部液流轉(zhuǎn)向劑SBZXT-02體系主要性能如表2所示。

表2　深部液流轉(zhuǎn)向劑體系SBZXT-02體系主要性能表Table 2　Main performance of deep fluid flow diverting agent system SBZXT-02

2.4深部液流轉(zhuǎn)向工藝設(shè)計技術(shù)

在進(jìn)行深部液流轉(zhuǎn)向工藝設(shè)計的過程中，本項目利用數(shù)值模擬法優(yōu)化深部液流轉(zhuǎn)向劑的用量，采用物理模擬實驗法進(jìn)行段塞結(jié)構(gòu)設(shè)計，使用公式經(jīng)驗法進(jìn)行注入壓力設(shè)計，以保證現(xiàn)場實施的成功。

2.4.1用量與段塞設(shè)計

利用專業(yè)軟件進(jìn)行數(shù)值模擬，優(yōu)化體系用量與工藝參數(shù)，提高注水波及體積，提高措施效果。CMG-Stars模擬器可以通過描述聚合物與交聯(lián)劑反應(yīng)生成凝膠的過程來模擬弱凝膠調(diào)驅(qū)過程，通過設(shè)置化學(xué)反應(yīng)速率等反應(yīng)方程的各種參數(shù)來實現(xiàn)。通過CMG-Stars模擬器預(yù)測不同段塞用量深部液流轉(zhuǎn)向劑對應(yīng)油井增油降水效果，從而得到不同注入量條件下的經(jīng)濟產(chǎn)出，以最高產(chǎn)出投入比為評價指標(biāo)，優(yōu)化轉(zhuǎn)向劑的段塞用量。

2.4.2注入排量與壓力設(shè)計

利用數(shù)值模擬技術(shù)和物理模擬技術(shù)，保持堵劑體系總注入量0.3PV不變，模擬不同注入速度情況下的驅(qū)油效果，注入速度越低，提高采收率值越高；但在調(diào)驅(qū)總量不變的條件下，施工天數(shù)越多，費用越高；排量設(shè)計綜合考量確定，注入壓力應(yīng)用公式法設(shè)計。

3　礦場應(yīng)用

深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)自2012年6月以來，先后在秦皇島32-6油田和渤中25-1南油田實施9井次，工藝成功率100%，措施有效率100%，對應(yīng)油井見效率87.5%；措施后增油降水效果明顯，累計取得增油66958m3，降水123157m3，平均有效期350天，最長有效期達(dá)821天，增效約2.58億元，取得良好應(yīng)用效果。效果情況見表3。

表3　秦皇島32-6油田深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)應(yīng)用效果表Table 3　Application results of deep fluid flow diverting technology in QHD 32-6 Oilfield

下面以秦皇島32-6油田C05井申報液流轉(zhuǎn)向現(xiàn)場應(yīng)用為例。

3.1生產(chǎn)概況

C05井于2008年4月13日轉(zhuǎn)注，措施前注水量 624m3/d，注入壓力 7.3MPa，井組產(chǎn)液1160.9m3/d，產(chǎn)油 242.41m3/d，井組綜合含水79.12%，處于中—高含水期。

3.2現(xiàn)場實施

2012年12月8日至2013年1月8日，C05井進(jìn)行深部液流轉(zhuǎn)向現(xiàn)場施工，累計注入深部液流轉(zhuǎn)向液9733m3。措施起始壓力5.0MPa，結(jié)束壓力6.8MPa，爬坡壓力1.8MPa。施工過程表明，深部液流轉(zhuǎn)向劑可以進(jìn)入地層深部，實現(xiàn)地層深部液流轉(zhuǎn)向 （圖4）。

圖4　C05井施工曲線圖Fig.4　Construction curves of Well C05

3.3實施效果

3.3.1水井效果

壓降曲線：實施前后的壓降曲線見圖5。由C05井措施前后的壓降曲線明顯變緩說明，深部液流轉(zhuǎn)向體系能夠進(jìn)入到地層深部，并對油水井間的水流優(yōu)勢通道進(jìn)行封堵。

視吸水指數(shù)：C05井深部液流轉(zhuǎn)向的視吸水指數(shù)，在措施前為87.55m3/（d·MPa），措施后為70.86m3/（d·MPa），下降了 16.69m3/（d· MPa）。

圖5　C05井深部液流轉(zhuǎn)向措施前后壓降曲線圖Fig.5　Pressure drop curves of Well C05 before and after applying the deep fluid flow diverting technology

3.3.2油井效果

2012年12月實施深部液流轉(zhuǎn)向作業(yè)，增油效果明顯。截止2014年7月底，增油25298m3，降水44961m3，有效期24個月以上。

4　結(jié)束語

（1）開發(fā)出調(diào)堵功能的深部液流轉(zhuǎn)向劑SBZXT-01系列和兼具調(diào)驅(qū)、洗油功能的深部液流轉(zhuǎn)向劑SBZXT-0 2體系。

（2）首次綜合應(yīng)用地質(zhì)、生產(chǎn)動態(tài)、測試等多種資料快速建模、模糊數(shù)學(xué)決策和動態(tài)自動擬合與修正相結(jié)合的方法深度刻畫地質(zhì)模型、剩余油分布、水淹優(yōu)勢通道，為深部液流轉(zhuǎn)向優(yōu)化決策奠定了有力油藏工程技術(shù)基礎(chǔ)。

（3）首次開發(fā)并應(yīng)用了水驅(qū)油藏快速建模、自動歷史擬合、油藏精細(xì)描述及深部液流轉(zhuǎn)向優(yōu)化決策為一體的油藏工程軟件技術(shù)，有效地實現(xiàn)了液流轉(zhuǎn)向技術(shù)地質(zhì)—油藏—工藝的有機結(jié)合，對工藝的選井選層、堵劑決策、工藝優(yōu)化、效果預(yù)測與評估提供有力的技術(shù)支撐，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著。

（4）基于注采水淹優(yōu)勢通道定量描述，創(chuàng)新研發(fā)并應(yīng)用了優(yōu)勢通道有效封堵劑和深部持續(xù)“運移—暫堵—運移”液流轉(zhuǎn)向劑，優(yōu)化堵劑逐級段塞結(jié)構(gòu)與大小，采用多段塞交替注入工藝，有效地實現(xiàn)了高滲調(diào)/堵，低滲驅(qū)油的技術(shù)路線，從而有效地提高了液流轉(zhuǎn)向的波及效率與驅(qū)油效率。技術(shù)首次在海上油田應(yīng)用，取得良好增油降水效果。

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Deep Fluid Flow Diverting Technology and Its Application to Bohai Offshore Oilfields

Huang Xiaodong
（CNOOC Tianjin Branch，Tanggu，Tianjin 300452，China）

Bohai QHD32-6 Oilfield is heavy oil bottom-water reservoir of a multiple oil/water system，with good reservoir physical property.It has been waterflooding for a long time.As a result，the reservoir plane sweep coefficient and vertical sweep coefficient were reduced，injected water breakthrough was serious，injection water was invalid and inefficient circulation got fierce.All this exerted serious effect on waterflooding.Traditional profile control could only block high-permeability channel near wellbore area with small treatment radius，so reservoir development efficiency was low.Deep fluid flow diverting technology gives priority to deep profile control，taking the displacement effect as complementary and integrating"control"with"flooding".Through in-depth research on fine reservoir description，we developed a simple，rapid，accurate，reliable and deep fluid flow steering technology，to provide scientific and reliable decision basis for well selection and layer selection.Meanwhile，according to the channel development status，we developed deep diverter of high adaptability to block high-permeability channel and tap potential of remaining oil in low-permeability formations.With the multi-block alternating injection technology，we achieved the results of high-permeability profile control and plugging and low-permeability flooding and displacement，fulfilled high-efficiency sweep control，and enhanced crude oil recovery.After applying it to QHD 32-6 Oilfield，we solved the technical difficulties in injected water breakthrough and mid-low-permeability remai-ning oil potential tapping.It was proved that the technology was feasible，and it could increase the production of oil wells，improve the economic results，and be of significant guidance and reference to production increasing and potential tapping of other heavy oil oilfields in Bohai offshore area in future.

deep fluid flow diverting；sweep coefficient；waterflooding；recovery

TE357

B

中國海洋石油總公司 “十二五”重大科技專項 “海上在生產(chǎn)油氣田挖潛增效技術(shù)研究”（CNOOCKJ125ZDXM06LTD）部分成果。

黃曉東 （1974年生），男，工程師，現(xiàn)主要從事海上油氣田提高采收率采油工藝技術(shù)的研究和推廣應(yīng)用工作。郵箱：huangxd@cnooc.com.cn。