楊同玉 何 青 付 娜 陳世軍 趙 靜

1.中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司工程技術(shù)管理部2.大連知微生物科技有限公司

超低濃度胍膠壓裂液體系在大牛地致密氣田的現(xiàn)場試驗

楊同玉1何 青1付 娜2陳世軍2趙 靜2

1.中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司工程技術(shù)管理部2.大連知微生物科技有限公司

大牛地氣田具有低壓致密、儲層物性差、易水鎖傷害及敏感性等特征，不經(jīng)過儲層改造措施無法獲得高產(chǎn)能。在常規(guī)0.45%(w)胍膠壓裂液體系的基礎(chǔ)上，通過對交聯(lián)劑、助排劑和破膠劑進行優(yōu)化調(diào)整，研發(fā)出一種超低濃度胍膠壓裂液體系。結(jié)果表明，使用強交聯(lián)劑SITAR-11，可將羥丙基胍膠的質(zhì)量分數(shù)由常規(guī)的0.45%降低至0.30%，交聯(lián)后的凍膠在90 ℃、170 s-1下剪切120 min后，黏度大于140 mPa·s，在38%的高砂比時，仍具有優(yōu)良的攜砂能力。使用生化復(fù)配型高效助排劑ZITHE-34，破膠液表面張力降至22.4 mN/m，界面張力降至0.9 mN/m。使用壓裂破膠酶FANFA-06和APS耦合式破膠技術(shù)，殘渣量由常規(guī)體系破膠后的300 mg/L降至180 mg/L，降低了對地層的傷害。在大牛地氣田山1和盒1儲層進行了2口水平井的壓裂施工，壓裂過程中加砂比和施工壓力均滿足設(shè)計要求，壓后返排率為28.2%和30.1%，無阻流量為7.7×104m3/d和10.8×104m3/d，增產(chǎn)效果顯著。

大牛地 致密氣田 超低濃度胍膠 強交聯(lián)劑 高效助排劑 壓裂破膠酶 地層傷害

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中段，屬于大型致密低滲巖性氣藏，儲層的平均滲透率0.54×10-3μm2，埋深2 500～2 900 m，地層溫度76.00～90.96 ℃，平均溫度梯度2.86 ℃/100 m，屬中溫深井[1]。目前，探明儲量為4 093×108m3，截至2010年底，天然氣產(chǎn)能25×108m3，是中國石化重要的天然氣產(chǎn)區(qū)之一[2]。大牛地氣田儲層具有低壓、低孔、低滲，有效應(yīng)力高、基塊毛管壓力高的“3低2高”特征；其儲層物性差、氣層較薄、巖屑含量高，不經(jīng)過壓裂改造產(chǎn)能較小，很難獲得經(jīng)濟效益。因此，壓裂改造技術(shù)的運用對于提高現(xiàn)有井網(wǎng)與人工裂縫的匹配度、改善近井端的滲流能力，增加單井產(chǎn)能，對于大牛地氣田的有效開發(fā)具有重要意義[3-4]。

針對大牛地氣田儲層特點，結(jié)合壓裂工藝對壓裂液體系的要求，目前所選用的壓裂液體系具有高攜砂、低傷害、低摩阻、易返排的綜合性能，滿足儲層壓裂改造的需要。通過現(xiàn)場實踐，不斷總結(jié)和完善壓裂體系，使之達到最優(yōu)的目的。目前，大牛地氣田壓裂措施中常規(guī)壓裂液體系的胍膠濃度為0.45%(w)，后經(jīng)優(yōu)化改進，部分措施應(yīng)用低濃度壓裂液體系，胍膠濃度0.42%(w)。但是，現(xiàn)階段的壓裂體系應(yīng)用過程中仍然存在一些問題，如壓裂液成本高，殘渣傷害大，返排液處理困難，回收利用成本高，環(huán)保要求高，研制超低濃度胍膠壓裂液體系(胍膠質(zhì)量分數(shù)降低至0.30%乃至更低)的需求也愈發(fā)急迫與重要。

在常規(guī)壓裂液體系的基礎(chǔ)上進行優(yōu)化研究，成功研制出超低濃度胍膠、低傷害壓裂液體系。該體系具有低傷害、抗剪切、攜砂性好且低成本等特點，為低孔致密氣藏的經(jīng)濟有效開發(fā)以及該類型的油氣藏改造提供了新的方法和途徑。優(yōu)選出的胍膠壓裂液體系可以降低胍膠使用量，降低破膠液表界面張力，降低破膠殘渣量[5-6]，從而減小對巖心的傷害，具有經(jīng)濟可行性和技術(shù)可行性[7-8]。大牛地低孔致密氣藏的特殊地質(zhì)特點具有典型意義，該研究中衍生的理論認識及研發(fā)成果，有望在相似區(qū)塊進行的壓裂施工中得到推廣及應(yīng)用。同時，可以完善國內(nèi)在這一技術(shù)領(lǐng)域的研究現(xiàn)狀，為壓裂液體系的研究和推廣提供新的技術(shù)指導(dǎo)。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器與試劑

實驗儀器：HTP313電子天平；BSM200.4電子天平；D90-300大功率攪拌機；JSM-6360LV型掃描電子顯微鏡；OFITE900型數(shù)字式自動黏度計；MARSⅢ-J流變儀；KRUSS100表/界面張力儀；HC-3018高速離心機；GGS42-2A高溫高壓濾失儀；DQ-IV巖心流動驅(qū)替儀；HWS-28電熱恒溫水浴鍋；GZX-9023MBE電熱鼓風(fēng)干燥箱；PHS-3C型pH計。

實驗試劑：羥丙基胍膠(東營施普瑞)；0.420/0.841 mm陶粒支撐劑(山西富森)；稠化劑羥丙基胍膠(昆山)；黏土穩(wěn)定劑(中農(nóng))；環(huán)保殺菌劑FHS18(新鄉(xiāng)華林)；起泡劑YFP-1(東營施普瑞)；Na2CO3(內(nèi)蒙古烏海)；強交聯(lián)劑SITAR-11(大連奧普森)；高效助排劑ZITHE-34(大連奧普森)；壓裂破膠酶FANTA-06(大連奧普森)。

1.2 實驗方法

實驗參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》、SY/T 6376-2008《壓裂液通用技術(shù)條件》、SY/T 5370-1999《表面及界面張力測定方法》、SY/T 5755-1995《壓裂酸化用助排劑性能評價方法》和SY/T 6380-2008《壓裂用破膠劑性能試驗方法》進行。

2 結(jié)果與討論

2.1 超低濃度體系配方優(yōu)化

超低濃度壓裂液體系優(yōu)化的前提是要保證體系良好的攜砂能力，在此基礎(chǔ)上，從減少稠化劑胍膠的使用量和提高交聯(lián)劑的性能入手，優(yōu)化體系性能。針對大牛地氣田儲層物性及流體特征，在常規(guī)壓裂液體系的基礎(chǔ)上通過對交聯(lián)劑、助排劑和破膠劑的篩選優(yōu)化，研發(fā)出一套具有超低胍膠濃度的壓裂液體系配方。

2.1.1 強交聯(lián)劑SITAR-11

壓裂液體系中羥丙基胍膠濃度降低，使水溶液中順式鄰位羥基減少，空間距離增加，導(dǎo)致凍膠的強度變差。因此，需要交聯(lián)劑具有較強的交聯(lián)性能[9]。

強交聯(lián)劑SITAR-11屬于改性有機硼交聯(lián)劑，通過有機配位體與硼原子的配位作用，使在溶液中顆粒粒徑較小的B(OH)4-體積大幅度增加，形成微米級的有機硼絡(luò)合物(見圖1)[10]。其優(yōu)勢為：①反應(yīng)形成凍膠，降低了稠化劑用量，節(jié)約成本，破膠后的殘渣量減少，降低了地層傷害；②與羥丙基胍膠形成凍膠的過程中，有機配位體起到屏蔽及競爭作用，使壓裂液體系具有一定延遲交聯(lián)效果；③交聯(lián)形成的凍膠中存在相對穩(wěn)定的橋連化學(xué)鍵，使凍膠具有更好的耐溫、耐剪切性能(見表1)[11-13]。

表1 強交聯(lián)劑SITAR-11性能Table1 PerformancesofsupercrosslinkingagentSITAR-11w(羥丙基胍膠)/%交聯(lián)比延遲交聯(lián)時間/s耐溫能力/℃凍膠黏度/(mPa·s)0.25～0.30100∶0.525～3530～100150～190

2.1.2 高效助排劑ZITHE-34

大牛地低孔致密氣藏孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道半徑小，儲層中大部分流體受毛細管阻力影響大，因而容易造成壓裂液破膠困難，難以返排，產(chǎn)量降低[14-15]。

ZITHE-34為水溶性助排劑，在ZITHE-34溶液中加入表面呈親水性的陶粒后，陶粒在清水中完全分散。將帶有ZITHE-34溶液的陶粒加入煤油中，可以觀察到陶粒發(fā)生聚集，并且表面形成一層水膜(見圖2)。這是由于在煤油-水介質(zhì)中，ZITHE-34吸附于煤油-水界面上，使煤油能夠在陶粒表面上發(fā)生潤濕，表明ZITHE-34具有優(yōu)良的降低油-水界面張力，提高油-水界面活性的效果。并且，高效助排劑ZITHE-34在30～115 ℃、pH值 7～12、礦化度≤10×104mg/L的范圍內(nèi)，都能保持良好的表、界面活性，表面張力22.04 mN/m，界面張力0.91 mN/m(見表2)。可使破膠液順利返排，從而降低井底的水鎖效應(yīng)；并且可以攜帶一部分羥丙基胍膠殘渣碎片，降低對地層的傷害[16]。

表2 高效助排劑ZITHE-34性能Table2 PerformancesofefficientdischargeaidingagentZITHE-34溫度適應(yīng)性/℃pH值適應(yīng)性礦化度適應(yīng)性/(mg·L-1)表面張力/(mN·m-1)界面張力/(mN·m-1)30～1157～120～10×10422.040.91

2.1.3 壓裂破膠酶FANTA-06

油田壓裂破膠中常用的化學(xué)破膠劑APS在高溫下半衰期短，反應(yīng)迅速，易使凍膠破膠過快，從而降低輸送支撐劑的能力；膠囊破膠劑破膠時間相對緩慢，但成本較高、經(jīng)濟效益差[17]。

壓裂破膠酶FANTA-06是多糖聚合物糖苷鍵特異性水解酶，在30～100 ℃，pH 值4～10的范圍內(nèi)，都可以保持較高的生物活性。在中高溫條件下將壓裂破膠酶與少量APS復(fù)配使用，既可以充分發(fā)揮APS作用速度快的特點，又可以避免其破膠過快的弊端，實現(xiàn)破膠時間可調(diào)、破膠后降低殘渣、減小對地層傷害并降低施工成本的目的(見表3和圖3)[18]。

表3 壓裂破膠酶FANTA-06性能Table3 PerformancesoffracturinggelbreakingenzymeFANTA-06ρ/(mg·L-1)溫度適應(yīng)性/℃pH值適應(yīng)性剪切黏度保持率/%殘渣量/(mg·L-1)10～2030～1004～1090℃,60min,>75150～180

通過優(yōu)化獲得超低濃度胍膠壓裂液體系配方：0.30%(w)羥丙基胍膠+0.5%(w)黏土穩(wěn)定劑KCl+0.2%(w)助排劑ZITHE-34+1%(w)起泡劑YFP-1+0.05%(w)殺菌劑FHS18+0.2%(w)Na2CO3。交聯(lián)劑：強交聯(lián)劑SITAR-11，交聯(lián)比100∶0.5；破膠劑：ρ(APS)100～500 mg/L；壓裂破膠酶：ρ(FANTA-06)10～20 mg/L。

2.2 超低濃度胍膠壓裂液體系性能

2.2.1 交聯(lián)性能

稠化劑羥丙基胍膠質(zhì)量分數(shù)為0.30%，強交聯(lián)劑SITAR-11，交聯(lián)比為100∶0.5，基液pH值為9.5，交聯(lián)時間為32 s。凍膠黏度186 mPa·s，表面光滑，可挑掛(見圖4(a))。加入35%的0.420/0.841 mm陶粒支撐劑，靜態(tài)懸砂速度為0.1 mm/s，攜砂凍膠仍具有超強的耐挑掛能力[19](見圖4(b))。表明該凍膠體系具有良好的挑掛性、黏彈性、攜砂能力，可以滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求。

用掃描電鏡研究強交聯(lián)劑SITAR-11交聯(lián)0.30%(w)羥丙基胍膠后凍膠的微觀狀態(tài)。0.30%(w)羥丙基胍膠交聯(lián)后的凍膠在放大2 000倍的掃描電鏡照片中，存在大量形態(tài)不規(guī)則的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)(見圖5(a))；當(dāng)放大倍數(shù)為10 000倍時，可以更清晰地看到凍膠大分子內(nèi)部相互交疊形成了三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)(見圖5(b))；0.45%(w)羥丙基胍膠交聯(lián)后形成的凍膠如圖5(c)和5(d)所示。對比圖5(a)和5(c)可知，當(dāng)質(zhì)量分數(shù)為0.30%時，凍膠中三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的大分子數(shù)量雖然相對較少，但大分子的狀態(tài)更加舒展；當(dāng)質(zhì)量分數(shù)為0.45%時，凍膠中大分子數(shù)量雖然相對較多，但很多大分子呈收縮、團聚的狀態(tài)。由此可見，0.30%(w)的羥丙基胍膠與強交聯(lián)劑SITAR-11形成的體系，可以提高凍膠中單個胍膠分子的利用率，使胍膠分子與分子間的聯(lián)系更加緊密。產(chǎn)生這種現(xiàn)象有可能是：由于強交聯(lián)劑SITAR-11的粒子尺寸較大，使溶液中原本空間距離較遠的羥丙基胍膠大分子之間產(chǎn)生交聯(lián)作用，不僅可以降低羥丙基胍膠用量，節(jié)省成本；同時，較少的羥丙基胍膠加量也減少了破膠后的胍膠殘渣，使儲層傷害降低；而且，凍膠形成后，大分子中的孔隙較多，孔徑較大，更有利于小分子物質(zhì)的進出，也使形成的凍膠剛性下降，彈性上升，耐溫耐剪切性能得到提升。

2.2.2 耐溫耐剪切性能評價

在90 ℃、170 s-1下連續(xù)剪切120 min，凍膠黏度≥140 mPa·s(見圖6)，遠高于SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》的要求(≥50 mPa·s)，說明此壓裂液體系具有非常好的耐溫耐剪切能力，可以滿足大牛地氣田高溫加砂壓裂施工的需要。超低濃度胍膠壓裂液凍膠具有優(yōu)異的耐溫耐剪切性能的原因在于：0.30%(w)羥丙基胍膠濃度在SITAR-11交聯(lián)劑作用下，凍膠大分子完全舒展，較強的分子間作用賦予了凍膠較高的機械強度和耐溫耐剪切性能。

2.2.3 破膠液性能

現(xiàn)場應(yīng)用中，壓裂液體系不但要能夠保證良好的懸砂造縫能力，又要控制破膠時間和破膠速度，降低地層傷害。為更好地契合由地面到儲層的溫度變化，采用APS與壓裂破膠酶FANTA-06相結(jié)合的生化耦合式破膠新技術(shù)和楔形加入的方式，體系可以實現(xiàn)1～7 h的可控破膠，破膠徹底，破膠液黏度低，殘渣量小。APS質(zhì)量濃度100～500 mg/L，壓裂破膠酶質(zhì)量濃度10～20 mg/L，破膠液黏度<2.35 mPa·s，殘渣量150～180 mg/L，僅為常規(guī)體系(羥丙基胍膠濃度為0.45%(w))殘渣量的30%～36%。破膠液表面張力22.4 mN/m，界面張力0.9 mN/m(見表4)。表明超低濃度胍膠壓裂液體系在規(guī)定時間內(nèi)可使凍膠徹底液化，破膠液殘渣量更低，可有效降低地層傷害[20]。

一般來說，壓裂液凍膠的強度與破膠性能呈負相關(guān)的關(guān)系，凍膠強度越高，破膠越難以徹底，破膠液殘渣量越大，儲層傷害越高，反之亦然。0.30%(w)羥丙基胍膠，以SITAR-11為交聯(lián)劑，交聯(lián)之后凍膠分子間數(shù)量較少，分子呈較為舒展、蓬松的狀態(tài)，有利于APS/FANTA-06生化耦合式破膠劑的進出，使破膠劑的作用效果更好，降低了形成大體積殘渣的可能性。

表4 90℃凍膠的破膠能力Table4 Gelbreakingcapacityat90℃w(HPG)/%ρ(APS)/(mg·L-1)ρ(FANTA-06)/(mg·L-1)破膠時間/h破膠液黏度/(mPa·s)殘渣量/(mg·L-1)表面張力/(mN·m-1)界面張力/(mN·m-1)0.30100～50010～201～7<2.35150～18022.40.9

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

2.3.1 壓裂措施基本概況

該低傷害、超低濃度胍膠壓裂液體系主要是針對鄂爾多斯盆地大牛地氣田低孔致密儲層改造而開發(fā)的。2015～2016年，在大牛地氣田進行了2口井的先導(dǎo)性實驗，以0.30%(w)的羥丙基胍膠為稠化劑，較常規(guī)壓裂液體系(羥丙基胍膠濃度為0.45%(w))降低用量33.33%，是目前鄂爾多斯盆地現(xiàn)場實際應(yīng)用中稠化劑用量最低的壓裂液體系。壓裂措施排量為4.0～4.5 m3/min，最高砂比為38%，最高加砂量為43.08 m3，滿足或優(yōu)于常規(guī)壓裂液體系的性能指標(biāo)，施工成功率為100%。超低濃度胍膠壓裂液體系滿足70～90 ℃條件下，儲層大排量、大砂量、高砂比的施工措施要求，取得了較好的壓裂效果，實現(xiàn)了低殘渣、低傷害，有效進行儲層改造和實現(xiàn)增產(chǎn)的目的。

2.3.2 典型井措施效果分析

試驗井A位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，山1層位，儲層巖性主要為石英砂巖。井底溫度為84.42 ℃，孔隙度平均值為7.88%，滲透率平均值為0.675×10-3μm2，為低孔、低滲儲層，平均孔隙半徑相對較大，中值半徑相對較小、中值壓力相對較高。于2015年12月11日開始壓裂施工，施工地面溫度為0 ℃，施工過程中，排量穩(wěn)定維持在4.0～4.5 m3/min，最高砂比為37%，高加砂量滿足設(shè)計要求，油壓穩(wěn)定。施工結(jié)束1 h后即開始返排，超低濃度胍膠壓裂液體系返排液pH值中性，黏度低于3 mPa·s，返排率為28.2%。利用8 mm油嘴控制，經(jīng)18 mm孔板臨界速度流量計計產(chǎn)，無阻流量7.7×104m3/d。

表5 超低濃度胍膠壓裂液體系試驗井施工參數(shù)及產(chǎn)量Table5 Constructionparametersandgasproductionoftestwells試驗井層位有效氣層厚度/m孔隙度/%滲透率/10-3μm2含氣飽和度/%最高砂比/%排量/(m3·min-1)平均砂比/%返排率/%無阻流量/(104m3·d-1)A山167.880.67540～60374.022.628.27.7B盒1108.510.37039384.522.630.110.8對照井盒1108.510.37039354.522.647.36.2

試驗井B位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，盒1層位，儲層巖性主要為巖屑砂巖。井底溫度為77.8 ℃，孔隙度平均值為8.51%，滲透率平均值為0.370×10-3μm2，中值壓力較高。于2016年4月23日開始壓裂施工，施工地面溫度為10 ℃，壓裂施工過程中，排量穩(wěn)定維持在4.0～4.5 m3/min，最高砂比為38%，高加砂量滿足設(shè)計要求，油壓穩(wěn)定。施工結(jié)束1 h后即開始返排，超低濃度胍膠壓裂液體系返排液pH值中性，黏度低于3 mPa·s，返排率為30.1%。利用6 mm油嘴控制，經(jīng)18 mm孔板臨界速度流量計計產(chǎn)，無阻流量10.8×104m3/d。試驗井B壓裂掛旗作業(yè)的同時，同井場、同層位、地質(zhì)條件相同的對照井，采用0.42%(w)壓裂液體系，連續(xù)油管壓裂后無阻流量約為6.2×104m3/d?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，超低濃度胍膠壓裂液體系可以顯著提高儲層改造后地層的產(chǎn)能(見表5)。

3 結(jié) 論

在保持羥丙基胍膠交聯(lián)形成凍膠的耐溫、耐剪切能力和攜砂能力的前提下，開發(fā)出的低傷害、超低濃度胍膠壓裂液體系具有如下特性：

(1) 應(yīng)用強交聯(lián)劑SITAR-11、高效助排劑ZITHE-34、壓裂破膠酶FANTA-06與APS的生化耦合式破膠新技術(shù)，可將羥丙基胍膠質(zhì)量分數(shù)由0.45%降低至超低濃度的0.30%，不僅保持了原體系良好的交聯(lián)、攜砂、耐溫耐剪切能力，同時還提高了體系的表界面活性，保證破膠時間和速度可控，破膠液殘渣量降低，相對分子質(zhì)量減小，降低了對儲層的傷害。

(2) 超低濃度胍膠壓裂液體系在大牛地氣田山1和盒1致密儲層的壓裂現(xiàn)場試驗成功實施表明，該壓裂液體系質(zhì)量穩(wěn)定、攜砂性能好、破膠可控、返排迅速，過程中壓力排量穩(wěn)定，延遲交聯(lián)降低了摩阻，返排液黏度低，降低了對地層的傷害，滿足超大規(guī)模加砂壓裂施工要求。

(3) 試驗井A和試驗井B壓裂后，無阻流量分別為7.7×104m3/d和10.8×104m3/d，增產(chǎn)效果顯著。

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Field trials of ultra-low concentration guar gum fracturing fluid system in Daniudi tight gas reservoir

Yang Tongyu1, He Qing1, Fu Na2, Chen Shijun2, Zhao Jing2

1. Department of Engineering Technology Management, North China Oil and Gas Company, Sinopec, Zhengzhou, Henan, China; 2. Dalian Chivy Biotechnology Limited Company, Dalian, Liaoning, China

The Daniudi gas field had the characteristics of low pressure, tight, poor physical property, water locking damage and sensibility etc., and only reformation measures of reservoir could obtain high productivity. On the basis of conventional 0.45% guar gum fracturing fluid system, a guar gum fracturing fluid system with ultra-low concentration was developed through the adjustment and optimization of the cross-linking agent, cleanup additive and gel breaker. The result showed that the concentration of hydroxypropyl guar gum could decrease from 0.45% to 0.30% by using the ultra-strong crosslinker SITAR-11, the viscosity of crosslinked jelly was more than 140 mPa·s under 90 ℃, 170 s-1after shearing 120 min, and it still had fine prop-carrying ability under 38% high sand concentration. By using biochemical mixed efficient cleanup additive ZITHE-34, the surface tension of the gel breaking fluid reduced to 22.4 mN/m, and the interfacial tension reduced to 0.9 mN/m respectively. By using fracturing gel breaking enzymes FANFA-06 and APS coupling gel breaking technology, the residue value reduced from 300 mg/L (after gel breaking by conventional system) to 180 mg/L, which greatly reduced the formation damage. The fracturing operation was conducted to two horizontal wells in reservoirs of Shan 1 and He 1 in Daniudi gas field respectively, sand proportion and construction pressure all met the design requirements in the process of fracture, the flowback rates after fracturing were 28.2% and 30.1%, the open-flow capacities were 7.7×104m3/d and 10.8×104m3/d, and the yield-increasing effect was remarkable.

Daniudi, tight gas field, ultra-low concentration gum, super cross-linker, high efficiency cleanup additive, hydraulic fracturing gel enzyme breaker, low damage

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)；中石化科技部項目“致密砂巖油藏有效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用研究”(P14076-1)；遼寧省“百千萬人才工程”重點項目“高效降解氯酚類污染物的海洋漆酶”(2015-4)；大連市科技計劃項目“新型環(huán)境酶制劑開發(fā)與產(chǎn)業(yè)化”(2015F11GH089)。

楊同玉(1966-)，現(xiàn)就職于中國石油化工股份有限公司工程技術(shù)管理部，主要從事低孔致密氣藏儲層改造工藝方案設(shè)計及壓裂助劑評價的研究工作。E-mail:hbjyty@126.com

TE357.1

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.03.013

2016-09-27；編輯：馮學(xué)軍