贾虎（西南石油大学石油工程学院教师）

人物经历

2012年7月获博士学位并留校任教。

2012年9月至2013年1月在美国雪佛龙公司川东北项目部担任实习工程师。

2015年4月—2016年4月美国德克萨斯理工大学石油工程系，博士后。

2012年7月—2014年9月在西南石油大学石油与天然气工程学院担任讲师。

2012年12月至今获聘油气藏地质与开发工程国家重点实验室固定研究人员。主要从事提高油气采收率与油田化学方面的科研与教学工作。

2014年10月—2018年12月在西南石油大学石油与天然气工程学院担任副教授。

2018年12月—至今在西南石油大学石油与天然气工程学院担任教授。

社会任职

中国石油学会青年工作委员会首届委员

全国渗流力学会青年委员会委员

国家科技奖励评审专家库成员

中国石油集团公司科技奖励评审专家

教育部学位中心优秀学位论文评审专家

《Petroleum》首届青年编委

《天然气工业》首届青年编委

Journal of Petrochemical Sciences and Reaction Engineering 编委

International Journal of Oil, Gas and Coal Engineering 编委

International Journal of Petroleum Technology 编委

The Open Petroleum Engineering Journal 编委

International Journal of Polymer Science 客座编辑

四川省科技青年联合会理事

国际石油工程师协会（SPE）成都分部秘书

美国化学会（ACS）会员

近20种国际SCI刊物审稿人：《SPE Journal》《Fuel》《Journal of Petroleum Science and Engineering》《Energy Fuels》《Petroleum Science and Technology》《New Journal of Chemistry》《Journal of Dispersion Science and Technology》《Petroleum Science》《Nanoscale》《Chemical Engineering Science》《Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering》《Journal of Applied Polymer Science》《RSC Advance》《Royal Society Open Science》《Energy Exploration and Exploitation》^[1]

主要成就

近五年来主持或技术负责国家自然科学基金、省部级及三大石油公司科研项目10余项，在Energy & Fuels,Industrial & Engineering Chemistry Research,石油勘探与开发等国内外重要刊物上发表学术论文30余篇，SCI收录16篇，授权发明专利3项，受邀国际大会报告2次。担任Fuel, Energy & Fuels, Journal of Petroleum Science and Engineering等杂志审稿人。

国家“万人计划”青年拔尖人才（我国石油工程专业教师中第1个）、四川省“天府万人计划”天府科技菁英、霍英东教育基金会优秀青年教师基金、四川省杰出青年科技人才、四川省优秀博士毕业生、四川省优秀博士学位论文、首届中国高校矿业石油与安全工程领域优秀青年科技人才提名奖获得者。主要从事油田化学与提高油气采收率领域科研，主要包括油藏优势流表征与调控、油气井安全高效增产井筒工作液、非常规油气藏EOR。近来，主持国家、省部级项目和石油公司委托科技攻关项目近40项。在石油工程顶级期刊《SPE Journal》《SPE Production and Operations》《石油勘探与开发》《石油学报》《力学学报》等上发表论文75篇，第1或通讯SCI论文40篇，SCI他引1000余次，1篇入选领跑者F5000-中国精品科技期刊顶尖论文，申请和授权发明专利25件。成果获省部级科技进步一、二等奖7项。主讲《油藏工程英文》《油层物理》和《提高采收率原理》3门本科生课程。近来，指导的多名研究生获各类学术竞赛奖励10次，10余人次获国家和校长奖学金，1人被评为2019年度四川省优秀毕业生。^[1]

1. 国家“万人计划”青年拔尖人才项目，中央组织部，2020/12-2023/12，主持
2. 霍英东教育基金会第十七届高等院校青年教师基金，171043，离子液体纳米复合凝胶的构筑及堵水堵漏机理研究，2020/02-2023/02，主持
3. 四川省区域创新合作项目，2020YFQ0036，准噶尔盆地南缘深层油气藏钻完井离子液体凝胶堵漏机理研究，2020/01-2022/12，主持
4. 四川省重点研发项目，2018JZ0079，四川盆地深层页岩气藏非线性渗流规律与缝网压裂基础研究，2018/12-2020/12，主研
5. 国家科技重大专项，2016ZX050048-007，致密油藏气驱封窜工艺评价测试项目，2020/05-2020/12，主持
6. 国家科技重大专项，2016ZX05027003-007，深层低渗致密储层解堵增产-高密度测试液-抗盐型固化水完井液技术测试项目，2016/01-2020/12，主持
7. 四川省杰出青年科技人才项目，2019JDJQ0036，油气钻采用纳米复合凝胶的构效关系及其封堵适应性研究，2018/12-2021/12，主持
8. 四川省杰出青年学术技术带头人培育基金，2015JQO038，注空气开发致密油藏气体-原油体系非平衡扩散传质行为及预测模型，2015/01-2017/12，主持
9. 国家自然科学基金青年基金，51404202，轻质油藏空气驱原油氧化自燃理论及预测模型研究，2015/01-2017/12，主持
10. 中国石油科技创新基金，2017D-5007-0202，基于化学封堵缝网调控技术的致密油藏注空气吞吐开采潜力研究，2017/09-2019/09，主持
11. 中国石油科技创新基金，2013D-5006-0201，注空气原油氧化自燃机理研究，2013/10-2015/11，主持
12. 西南石油大学青年科技创新团队基金，2018CXTD08，油气井化学封堵与增产，2018/12-2021/12，主持
13. 中海石油（中国）有限公司湛江分公司，文昌19-1油田非均质储层选择性化学堵水适应性研究，2020/09-2021/10，主持
14. 中海油能源发展股份有限公司，复合调驱体系评价与技术服务，2019/07-2020/12，主持
15. 中国石油长庆油田分公司，白239区水平井控水见效规律研究，2020/08-2020/12，主持
16. 中国石油长庆油田分公司，下古碳酸盐岩储层暂堵压井液研究及性能评价，2017/06-2018/06，主持
17. 中国石油长庆油田分公司，下古暂堵压井液现场试验及工艺参数优化研究，2018/06-2019/10，主持
18. 中国石油长庆油田分公司，低压储层降低漏失修井液研发与试验，2018/09-2019/05，主持
19. 中国石化西北油田分公司，顺北油田新型修井液体系研究，2020/07-2020/12，主持
20. 中国石油大港油田分公司，低渗油藏贫氧空气驱低温氧化对驱油效率的影响程度研究，2014/10-2015/10，主持
21. 中国石油大港油田分公司，港东二区五油藏空气泡沫驱数值模拟研究，2013/11-2014/12，主持
22. 中国石油吉林油田分公司项目，空气驱油藏机理研究，2012/10-2014/11，技术负责
23. 中国石化河南油田分公司项目，宝浪油田裂缝高强度深部封堵技术研究，2009/01-2010/12，技术负责 中国海洋石油天津分公司项目，非连续性深部调堵技术研究，2010/05-2010/12，技术负责^[1]

在《石油勘探与开发》《石油学报》《SPE Journal》《SPE Production and Operations》《Fuel》《Journal of Petroleum Science and Engineering》《Journal of Natural Gas Science and Engineering》等刊物发表论文75篇。

1. Jia H*,Niu C C,Dai C L.Solid-Free Flexible Colloidal Completion Fluid with Variable Density for Gas Well Completion in HTHP Reservoirs: Experimental Study and Pilot Test[J]. SPE Journal,2021, SPE-208590-PA(in press).
2. Jia H*,Chen H, Zhao J Z,et al. Development of a highly elastic composite gel through novel polymer intercalation crosslinking method for wellbore temporary plugging in high-temperature reservoirs[J]. SPE Journal,2020,25(6):2853-2866.
3. Jia H*,Yang X Y,Zhao J Z. Development of a novel in-situ generated foamed gel as temporary plugging agent used for well workover: affecting factors and working performance[J]. SPE Journal,2019,24(4):1757-1776.
4. Jia H*,Hu Y X,Zhao S J,et al. The Feasibility for Potassium-Based Phosphate Brines To Serve as High-Density Solid-Free Well-Completion Fluids in High-Temperature/High-Pressure Formations[J]. SPE Journal,2019,24(5):2033-2046.
5. Jia Hu*; Kang Z,Zhu J,et al. High density bromide-based nanocomposite gel for temporary plugging in fractured reservoirs with multi-pressure systems[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 205(2021)108778.
6. Jia H*,Niu C C,Yang X Y. High-strength nanocomposite gel for temporary plugging wellbore： from laboratory investigation to pilot test[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191(2020)107214.
7. Jia H*,Xie D S,Kang Z. Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering,191(2020)107116.
8. Jia H*,Yang X Y, Li S X, et al. Nanocomposite Gel of High-Strength and Degradability for Temporary Plugging in Ultralow-Pressure Fracture Reservoirs[J].Colloids and Surfaces A： Physicochemical and Engineering Aspects,585(2020)124108.
9. Jia H*, Niu C C, Hu Y X. The potential study of ultra-high density heteropolysate solid free brine as well completion fluid for deep reservoir development[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering,84(2020)103638.
10. Jia Hu*; Kang Z,Li Z J. Using 1,2 dimethylimidazole to improve gel thermalstability for wellbore plugging in ultra-high temperature fractured reservoirs[J]. Journal of Dispersion Science and Technology, 2021, DOI: 10.1080/01932691.2021.1974878
11. Jia H*, Kang Z, Li S X, et al. Thermal degradation behavior of seawater based temporary plugging gel crosslinked by polyethyleneimine for fluid loss control in gas well：Kinetics Study and Degradation Prediction[J]. Journal of Dispersion Science and Technology,2020, DOI:10.1080/01932691.2020.1740727.
12. Jia H*, Jiang P, Yan Z, et al. Modelling air injection in shale oil reservoirs： physical process and recovery mechanism[J]. International Journal of Oil Gas and Coal Technology,2020,DOI：10.1504/IJOGCT.2020.107025.
13. Jia H*, Chen S H, Zhou Z M. Strength-enhanced nanocomposite foamed gel as a temporary wellbore plugging fluid：Formulation design and working performance[J].Journal of Dispersion Science and Technology,2019,DOI:10.1080/01932691.2020.1737104.
14. Jia H*, Chen H. The Potential of Using Cr3+/Salt-Tolerant Polymer Gel for Well Workover in Low-Temperature Reservoir: Laboratory Investigation and Pilot Test[J].SPE Production and Operations,2018,33(4)：569-582.
15. Jia H*, Chen H. Using DSC technique to investigate the non-isothermal gelation kinetics of the multi-crosslinked Chromium acetate (Cr3+)-Polyethyleneimine (PEI)-Polymer gel sealant[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2018,165, 105-113. 
16. Jia H*,Deng L H. Non-equilibrium 3-D simulator applied to air injection EOR in light oil reservoirs[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2018,168,310-329. 
17. Jia H*, Yang X Y. Environmental and Strength-enhanced Nano-silica Based Composite Gel for Well Temporary Plugging in High-Temperature Reservoirs[J]. Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering,2018,14, e2270.    
18. Jia H*,Yin S P, Ma X P. Enhanced oil recovery mechanism of low oxygen air injection in high water cut reservoir[J].Journal of Petroleum Exploration and Production Technology,2018,8,917-923.    
19. Jia H*,Sheng J J. Simulation study of huff-n-puff air injection for enhanced oil recovery in shale oil reservoirs[J].Petroleum,2018,4(1)：7-14.    
20. Jia H*. Effect of reservoir heterogeneity on air injection performance in a light oil reservoir,Petroleum,2018,4(1)：15-24.    
21. Jia H*, Chen H, Guo S S. Fluid loss control mechanism of using polymer gel pill based on multi-crosslinking during overbalanced well workover and completion[J]. Fuel,2017,210,207-216.    
22. Jia H*,Sheng J. Discussion of the feasibility of air injection for enhanced oil recovery in shale oil reservoirs[J].Petroleum,2017,3(2)：249-257.       
23. Jia H*,Ren Q. Evidence of the Gelation Acceleration Mechanism of HPAM Gel with Ammonium Salt at Ultralow Temperature by SEM Study[J]. SPE Production and Operations,2016,31(3)： 238-246.    
24. Jia H*,Sheng J J. Numerical modeling on air injection in a light oil reservoir： Recovery mechanism and scheme optimization[J]. Fuel,2016,172, 70-80.    
25. Jia H*, Liu P G, Pu W F. et al. In situ catalytic upgrading of heavy crude oil through low-temperature oxidation[J].Petroleum Science,2016,13(3)：476-488.    
26. Jia H*,Ren Q,Li Y M et al. Evaluation of polyacrylamide gels with accelerator ammonium salts for water shutoff in ultralow temperature reservoirs：Gelation performance and application recommendations[J]. Petroleum,2016,2(1)：90-97.    
27. Huang S Y,Jia H,Sheng J J*. Exothermicity and oxidation behavior of tight oil with cuttings from the Wolfcamp shale reservoir[J]. Petroleum Science and Technology,2016,34(21)：1735-1741.    
28. Huang S Y,Jia H,Sheng J J*. Effect of shale core on combustion reactions of tight oil from Wolfcamp reservoir[J]. Petroleum Science and Technology,2016,34(13)：1172-1179.    
29. Huang S Y*,Jia H,Sheng J J. Research on oxidation kinetics of tight oil from Wolfcamp field[J]. Petroleum Science and Technology,2016,34(10)：903-910.    
30. Pu W F,Pang S S,Jia H*.Using DSC/TG/DTA techniques to re-evaluate the effect of clays on crude oil oxidation kinetics[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2015,134,123-130.    
31. Jia H*,Ren Q,Pu W F. et al. Swelling Mechanism Investigation of Microgel with Double-Cross-Linking Structures[J].Energy Fuels,2014,28(11)：6735-6744.      
32. Jia H*, Ni J H,Pu W F. et al. New view on the oxidation mechanisms of crude oil through combined thermal analysis methods[J].Journal of Thermal Analysis and Calorimetry,2014,118,1707-1714.   
33. Ren Q,Jia H*,Yu D. et al. New insights into phenol–formaldehyde‐based gel systems with ammonium salt for low‐temperature reservoirs[J].Journal of Applied Polymer Science,2014,DOI: 10.1002/app.40657.
34. Ni J H,Jia H*,Pu W F. et al. Thermal Kinetics Study of Light Oil Oxidation using TG/DTG Techniques[J].Journal of Thermal Analysis and Calorimetry,2014,117(3)：1349-1355.    
35. Jia H*,Zhao J Z,Jin F Y. et al. New Insights into the Gelation Behavior of Polyethyleneimine Cross-Linking Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Gels[J].Industrial and Engineering Chemistry Research,2012,51(38)：12155-12166.    
36. Jia H*,Zhao J Z,Pu W F. et al. Thermal Study on Light Crude Oil for Application of High-Pressure Air Injection (HPAI) Process by TG/DTG and DTA Tests[J].Energy  Fuels,2012,26(3)：1575-1584.    
37. Jia H*,Zhao J Z,Pu W F. et al. Laboratory Investigation on the Feasibility of Light-Oil Autoignition for Application of the High-Pressure Air Injection (HPAI) Process[J].Energy Fuels,2012,26(9)：5638-5645.  
38. Jia H*,Zhao J Z,Pu W F. et al. The Influence of Clay Minerals Types on the Oxidation Thermokinetics of Crude Oil[J].Energy Sources,Part A,2012,34(10)： 877-886.     
39. Zhao J Z,Jia H*,Pu W F. et al. Sensitivity Studies on the Oxidation Behavior of Crude Oil in Porous Media[J].Energy Fuels,2012,26(11)：6815-6823.    
40. Jia H*,Pu W F, Zhao J Z. et al. Experimental Investigation of the Novel Phenol-Formaldehyde Cross-Linking HPAM Gel System：Based on the Secondary Cross-Linking Method of Organic Cross-Linkers and Its Gelation Performance Study after Flowing through Porous Media[J].Energy Fuels,2011,25(2)：727-736.    
41. Zhao J Z,Jia H*,Pu W F. et al. Influences of Fracture Aperture on the Water-Shutoff Performance of Polyethyleneimine Cross-Linking Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Gels in Hydraulic Fractured Reservoirs[J].Energy Fuels,2011,25(6)：2616-2624.    
42. Jia H*,Pu W F, Zhao J Z. et al. Research on the Gelation Performance of Low Toxic PEI Cross-Linking PHPAM Gel Systems as Water Shutoff Agents in Low Temperature Reservoirs[J].Industrial  Engineering Chemistry Research,2010,49(20)：9618-9624.  
43. 张瑞,贾虎.基于多变量时间序列及向量自回归机器学习模型的水驱油藏产量预测方法[J].石油勘探与开发,2021,48(1): 175-184.
44. 贾虎,邓力珲.基于流线聚类人工智能方法的水驱油藏流场识别[J].石油勘探与开发,2018,45(2)：312-319.
45. 贾虎,吴晓虎.考虑相态变化的凝析气藏压井液漏失机理与产能恢复[J].石油勘探与开发,2017,(4)：622-629.
46. 贾虎,赵金洲,杨怀军,等.轻质油藏空气驱机理数值模拟[J].石油勘探与开发,2014,41(2)：215-222.
47. 贾虎, 张瑞,黎棚武.电磁场−渗流场耦合作用下离子液体多孔介质流动模型[J].力学学报, 2021, 53(8): 2214-2224.
48. 贾虎,陈昊,陈波.弹性液体胶塞修井防漏机理及应用[J].石油学报,2018,39(3)：349-356.
49. 贾虎,杨欣雨,李三喜,等.双交联型泡沫凝胶的制备及其暂堵压井防漏机理[J].钻井液与完井液,2019,36(3)：384-390.
50. 李三喜,贾虎,吴晓虎.压井液漏失对气井井筒储集效应的影响研究[J].钻采工艺,2019,42(5)：12-15.
51. 贾虎,赵金洲,廖然,等.气体压迫多孔介质中聚合物凝胶行为[J].中国石油大学学报(自然科学版),2013,37(2)：146-152.
52. 贾虎,蒲万芬.有机凝胶控水及堵水技术研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2013,(6)：141-152.
53. 贾虎,杨宪民.东海地区低孔低渗透气田完井液优化技术[J].天然气工业,2010,30(9)：60-64.
54. 贾虎,蒲万芬,赵金洲.裂缝性油藏控水堵水方法研究与应用[J].地质科技情报,2010,29(5)：62-70.
55. 贾虎,蒲万芬,廖然,等.缝洞型油气藏物理模拟试验方法研究[J].石油钻探技术,2010,38(6)：102-108.
56. 贾虎,杨宪民.固化水工作液在压井修井过程中的成功应用[J].钻井液与完井液,2007,24：115-117.^[1]

1. 水驱流场生产方法及装置[P].ZL：2017110853042
2. 低渗透油藏空气驱数值模拟方法及装置[P].ZL：201710401892.X
3. 一种压井液及其制备方法、应用[P].ZL：201610972574.4
4. 一种耐温耐盐高温自交联就地聚合堵水凝胶[P].ZL：201510004908.4
5. 一种用于低温油藏快速成胶的酚醛弱凝胶调驱剂[P].ZL：201510232844.3
6. 一种用于油井堵水的新型选择性堵水剂[P].ZL：201110239167.X
7. 一种用于高温油藏延缓成胶的就地聚合堵水凝胶[P].ZL：201110235593.6
8. 一种高压注空气氧化热效应检测跟踪实验装置及方法[P].ZL：201610006446.4
9. 一种耐温抗盐两亲共聚物及其制备方法[P].ZL：201310533660.1
10. 一种与堵水联作的压井修井方法[P].ZL：201510290186.3
11. 一种中高密度弹性液体胶塞及修井方法[P].ZL：2017102066558
12. 一种与堵水联作的泡沫凝胶修井增产方法及其应用[P].ZL：2017102688236
13. 一种自生泡沫压井液及其制备方法以及自生泡沫组合物[P].ZL：201710148748X
14. 一种抗温型低腐蚀高密度无固相测试液及其制备方法[P].ZL：2017108317850
15. 基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法[P].ZL：2019106356050
16. 一种基于向量自回归模型的水驱油藏渗流场评价方法[P].ZL：2019106361311
17. 一种多孔凝胶封堵剂、其制备方法及应用[P].ZL：2019107083525
18. 液体胶塞暂堵剂及其制备方法[P].ZL：2019107105914
19. 一种降漏失柔性胶粒洗井液的制备及其应用[P].ZL：201910590238.7
20. 一种无固相超高密度完井测试液及其制备方法[P].ZL：201911189907.6
21. 一种可循环高密度液体胶塞的制备及其降解预测方法[P].ZL：202010083413.6 
22. 一种基于离子液体胶塞的井筒隔离方法[P].ZL：202010924483.X
23. 一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法[P].ZL：2020115023302
24. 高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用[P].ZL：202010094980.1
25. Cross-linked plugging agent stimulated by high density brine and preparing method thereof. PCT/CN2020/076004^[1]

获得荣誉