《石油学报(石油加工)》刊载论文获“第五届中国科协期刊优秀学术论文”奖
2002西安石油大学科技成果奖励
2002年度西安石油大学科技成果奖励学术论文奖励：一等奖1. The research of the deep-hole strong honing of titanium alloy ，《 Key Engineering Materials》， v 202-203 2001， SCI光盘收录，朱琳、赵洪兵， 2人每月工资共增加500.00元，为期1年零10个月。
（EI光盘收录，2000/2001学年已奖励1000.00元）2. Karst-controlled diagenesis and reservoir development: Example from the Ordovician main reservoir carbonate rocks on the eastern margin of the Ordos basin,China ,《AAPG BULLETIN》 volume 86 number 9 september 2002 , SCI源期刊收录，王宝清, 每月工资增加500.00元,为期2年。
3. Joint inversion of induction/lateral/normal logs,case studies at Shenli field site,China , 《JOURNAL OF PETROLEUM SCIENCE AND ENGINEERING》 2002,Vol 34, SCI源期刊收录，刘振华，每月工资增加500.00元,为期2年。
4. Phase chemistry of the Ybcl3 center dot 3H2O-18C6-C2H5OH system at 298.15 k and synthesis and properties of complexes, 《CHEMICAL PAPERS-CHEMICKE ZVEST》 56（2）：104-108 2002 ，SCI源期刊收录，李谦定, 每月工资增加500.00元,为期2年。
西安石油大学2003年度科技成果奖励 - 西安石油大学科技处
西安石油大学2003年度科技成果奖励一、学术论文奖励1、Timing and History of Marine Hydrocarbon Accumulation in Tarim Craton ，《CHINESE SCIENCE BULLETIN 2002, Vol 47, Iss S》，SCI光盘收录，赵靖舟，每月工资增加500.00元，为期2年。
2、The Reliability and Self-Diagnosis of Sensors in a Multisensor Data Fusion Diagnostic System，《JOURNAL OF TESTING AND EVALUATION 2003, Vol 31, Iss 5》，SCI光盘收录，王江萍，每月工资增加500.00元，为期2年。
3、科学蕴涵真善美的统一，《哲学研究》，2003年第5期，2003年5月，闫平，每月工资增加500.00元，为期2年。
4、协同式远程钻井事故诊断与处理系统研究，《石油学报》，2003年第5期，2003年9月，徐英卓，每月工资增加300.00元，为期2年。
5、现代导向钻井技术的新进展及发展方向，《石油学报》，2003年第3期，2003年5月，张绍槐，每月工资增加300.00元，为期2年。
6、基于数据仓库的钻井工程智能决策支持系统研究，《石油学报》，2003年第4期，2003年7月，李琪、徐英卓，2人每月工资共增加300.00元，为期2年。
7、斜直井眼中管柱变形参数仿真实验，《石油学报》，2003年第3期，2003年5月，王宇，每月工资增加300.00元，为期2年。
8、用废弃聚苯乙烯催化裂解馏分制备石油树脂，《石油学报（石油加工）》，2003年第四期，EI光盘收录，李聚源，奖励3000.00元。
9、Determination of trace vanadium in crude oil and diesel oil by catalytic spectrophotometry，《石油学报（石油加工）》，2003年第四期，EI光盘收录，刘树仁、任晓娟，奖励3000.00元。
三元复合驱结垢防治关键技术进展
文章编号：1000 − 7393(2022)05 − 0540 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.05.002三元复合驱结垢防治关键技术进展程杰成中国石油大庆油田有限责任公司引用格式：程杰成. 三元复合驱结垢防治关键技术进展［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（5）：540-545.摘要：大庆油田提高采收率的现场应用中，三元复合驱比水驱提高采收率20个百分点左右，比聚合物驱提高采收率6~10个百分点。
但是由于碱的存在，油井结垢严重，增加了生产难度及维护强度，成为限制其工业化应用的关键性因素之一。
大庆油田经过多年的研究与实践，通过先导试验对结垢动态变化、三元体系与油层岩石长期作用进行研究，揭示了钙硅复合结垢机理和规律，首次建立了结垢定性和定量的预测方法；通过独特结构设计和低表面能材料改性，研发出系列防垢举升设备；依据成垢机理，发明了复合垢清防垢剂，清垢率、防垢率均达 85%以上。
通过物理、化学防治措施相结合的方法，油井检泵周期大幅延长，解决了油井因结垢无法长期连续生产的难题，保障了三元复合驱的大规模应用。
关键词：三元复合驱；防垢；清垢；人工举升中图分类号：TE358.5 文献标识码： AProgress in key technologies of scaling prevention and treatment in ASP floodingCHENG JiechengPetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing 163000, Heilongjiang , ChinaCitation: CHENG Jiecheng. Progress in key technologies of scaling prevention and treatment in ASP flooding ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(5): 540-545.Abstract: In application of enhanced oil recovery in Daqing Oilfield, ASP flooding increases the oil recovery by about 20% and 6%−10% compared with water flooding and polymer flooding respectively. Nevertheless, existence of alkali causes serious scaling in the mechanically pumping wells, which increases the difficulty in oil production and the intensity of maintenance, and it is a factor restricting industrial application of ASP flooding. Pilot in ASP flooding and research on dynamics of scaling and the long-term interaction between the ASP system and the reservoir rock have been carried out in Daqing Oilfield. The mechanism of calcium-silicon composite scaling was revealed, and the method of qualitative and quantitative prediction of scaling was established. The anti-scaling artificial lifting equipment was developed through structural design and nano-spraying modification of low surface energy materials. A composite anti-scaling agent with the scale-cleaning and anti-scaling rate above 85% was developed based on the scaling mechanism. Through combination of physical and chemical prevention, the pump inspection period of oil wells is greatly extended,and the problem of short continuous production period due to scaling is resolved. This promotes large-scale application of ASP flooding.Key words: ASP flooding; scale prevention; scale cleaning; artificial lift基金项目: 国家科技重大专项“大庆长垣特高含水油田提高采收率示范工程”资助(编号：2016ZX05054)。
《石油学报(石油加工)》投稿须知
《石油学报(石油加工)》投稿须知
佚名
【期刊名称】《石油学报(石油加工)》
【年(卷),期】2023(39)1
【摘要】1.刊物简介《石油学报(石油加工)》是由中国科学技术协会主管、中国石油学会主办、中国石化石油化工科学研究院承办的学术刊物,是中国科协精品期刊。
主要刊登有关原油的性质与组成、石油加工和石油化工工艺和催化剂、替代燃料和新能源技术、石油化学品及助剂、化学工程、反应动力学、系统工程、节能环保、油品分析等方面的基础理论和应用研究论文及研究结果的综合述评;优先报道这些
方面的最新成果。
刊载的各类基金资助的项目论文达80%以上。
每期论文均被Eicompendex、Scopus、CA、API、AJ、CBST、CSCD、《中国学术期刊文摘》、《中国石油文摘》、《中国化学化工文摘》、《中国科技论文统计与分析数据库》等国内外许多重要检索性刊物所收录,是Ei核心期刊。
【总页数】1页(PF0003-F0003)
【正文语种】中文
【中图分类】F42
【相关文献】
1.《石油学报(石油加工)》投稿须知
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石油类的核心期刊发表
石油类的核心期刊发表石油是当今世界上最重要的能源资源之一，其在全球能源结构中占据着举足轻重的地位。
石油类的核心期刊发表对于石油领域的研究人员来说具有极其重要的意义，它不仅是对研究成果的认可，更是学术交流和合作的桥梁。
本文将就石油类的核心期刊发表进行探讨和分析。
首先，石油类的核心期刊发表对于研究人员来说是一种学术荣誉。
在石油领域，能够在核心期刊上发表论文代表着研究成果的高水平和学术价值。
这不仅可以提升研究人员的学术声誉，也能够为其未来的学术发展打下坚实的基础。
因此，研究人员们都非常重视石油类核心期刊的发表机会，努力提高自己的研究水平，以期能够在该领域取得更多的成就。
其次，石油类的核心期刊发表对于学术交流和合作具有重要意义。
研究人员们通过在核心期刊上发表论文，可以将自己的研究成果分享给全球同行，与其他研究人员展开学术交流与合作。
这有利于促进石油领域内部的学术交流与合作，推动该领域的科研成果不断向前发展。
同时，这也有利于促进国际间的学术交流与合作，提高我国在石油领域的学术地位和国际影响力。
再次，石油类的核心期刊发表对于石油领域的发展具有重要的推动作用。
石油作为重要的能源资源，其开发利用对于全球能源安全和可持续发展具有重要意义。
研究人员们通过在核心期刊上发表高水平的研究成果，可以推动石油领域的科研技术进步，为石油资源的高效开发和利用提供更多的科学依据和技术支撑。
这有利于提高石油产业的技术水平和竞争力，推动石油领域的可持续发展。
综上所述，石油类的核心期刊发表对于研究人员、学术交流与合作以及石油领域的发展都具有重要的意义。
因此，我们应该高度重视石油类核心期刊的发表机会，努力提高自己的研究水平，促进学术交流与合作，推动石油领域的科研技术进步，为全球能源安全和可持续发展做出更大的贡献。
希望石油领域的研究人员们能够共同努力，不断提高研究水平，为该领域的发展做出更多的贡献。
《石油科学通报》投稿须知及简介
《石油科学通报》投稿须知及简介Petroleum Science（《石油科学》英文版[，国内刊号：11-4995/TE，国际刊号：1672-5107，季刊，1998年创刊）是由教育部主管，中国石油大学主办的石油综合学术期刊。
Petroleum Science办刊宗旨是向国外介绍中国石油界最新的学术成果，开展国际间学术交流，促进中国石油科学技术的发展，全面报道石油地质与地球物理、石油工程、石油化学与化工、石油机械、石油经济与管理等领域的应用基础研究和应用研究的科技新成果。
已被下列数据库系统收录：1.SCI-E（科学引文索引）来源期刊数据库2.万方数据3.中国英文版科技期刊统计源数据库4.美国化学文摘5.剑桥科学文摘6.美国石油文摘7.俄罗斯文摘杂志8.中国学术期刊全文数据库刊办刊宗旨在于向国外介绍中国石油界最新的学术、科研成果，广泛开展国际间的学术交流，促进中国石油科学技术的发展。
主要刊登反映中国石油石油科学技术领域最新、最高水平科研成果的科技论文。
其专业内容包括石油勘探与开发、石油储运工程、石油炼制与化工、石油机电工程、油田化工、石油工业经济管理与营销以及与石油工业有关的各个学科。
《石油科学通报》是教育部主管，中国石油大学(北京)和清华大学出版社有限公司主办，清华大学出版社有限公司出版的学术期刊。
国内连续出版物号为CN10-1405/TE，中文，季刊，大16 开，国内外公开发行。
办刊宗旨为：发表石油地质、石油地球物理、石油工程、石油机械、石油化工、石油经济等领域新思想、新成果，综合反映石油自然科学与社会科学多学科交叉基础研究进展，为石油科学研究者提供高水平的学术交流平台，推动石油科学创新发展。
国内外石油科学研究人员均可为本刊投稿。
为了尽快地、高质量地发表您的论文，请作者投稿前务必详细阅读如下各项要求，并以此为规范撰写论文和投稿。
全国统一投稿邮箱：sykxqk@。
1．来稿全文请用中文5 号字撰写，并附英文详细摘要、英文关键词和英文图表题。
10 纳米-膜结构新型水基钻井液技术研究
第２５卷第２期２００８年３月钻井液与完井液ＤＲＩＬＬＩＮＧＦＬＵＩＤ＆ＣＯＭＰＬＥＴＩＯＮＦＬＵＩＤＶ０１．２５Ｎｏ．２Ｍａｒ．２００８文章编号：１００１—５６２０（２００８）０２—０００１—０３纳米一膜结构新型水基钻井液技术研究屈沅治孙金声苏义脑（中国石油集团钻井工程技术研究院，北京）摘要从纳米技术与钻井液技术相结合的角度出发，通过在水基钻井液中添加纳米复合型抗高温降滤失剂ＮＣ（两亲性嵌段聚合物／蒙脱土纳米复合材料），优化设计出了具有优良降滤失性能及高膜效率的纳米一膜结构新型水基钻井液。
性能评价和膜效率测试结果表明，优选出的ＮＣ加量为１％的纳米一膜结构新型水基钻井液在２２０℃高温下具有优良的降滤失性和抑制性能，能抗２％ＮａＣＩ或０．５％ＣａＣｌ２的污染，膜效率为７８．２％。
借助ＳＥＭ从微观角度探讨了纳米复合型抗高温降滤失剂的作用机理。
关键词纳米复合材料降滤失剂膜效率半透膜水基钻井液中囤分类号：ＴＥ２５４．３文献标识码：Ａ在油气钻井过程中，为确保井壁稳定，有效避免泥页岩的水化膨胀［１］，应充分运用半透膜渗透原理，在钻井液中添加能使其形成膜结构的处理剂比］。
从纳米技术与钻井液技术相结合的角度出发，通过在水基钻井液中添加纳米复合型抗高温降滤失剂［３．４］，优化设计出了具有优良降滤失性能及高膜效率的纳米一膜结构新型水基钻井液。
该钻井液利用其含有的纳米复合型抗高温降滤失剂与泥页岩相互作用形成具有半透膜性质的膜结构，通过调控钻井液中水的活度，使泥页岩在渗透作用下产生去水化作用，从而增强泥页岩的强度，保持钻井过程中的井壁稳定，有效避免一系列井下复杂情况的发生。
１性能评价纳米复合型抗高温降滤失剂（ＮＣ）Ｈ］是一种蒙脱土片层以纳米级分散在两亲性嵌段聚合物基体中的新型纳米复合材料，其两亲性嵌段聚合物是苯乙烯、丙烯酰胺两种极性不同的单体在引发剂及链转移剂作用下生成的含有亲水性聚丙烯酰胺链段和疏水性聚苯乙烯链段的嵌段聚合物。
致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用
文章编号：１００１－６１１２（２０２１）０１－００７７－０９㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｄｏｉ：１０．１１７８１／ｓｙｓｙｄｚ２０２１０１０７７致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用钟红利１，张凤奇２，赵振宇３，魏㊀驰２，４，刘㊀阳２（１．西安科技大学地质与环境学院，西安㊀７１００５４；２．西安石油大学地球科学与工程学院，西安㊀７１００６５；３．中国石油勘探开发研究院，北京㊀１０００８３；４．中交一公局集团有限公司，北京㊀１０００２４）摘要：为分析致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布对可动流体的控制作用，以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系延长组长６㊁长７和长８油层组为例，将高压压汞与核磁共振技术结合，研究致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布特征，将离心实验与核磁共振Ｔ２谱分析技术相结合，探讨致密砂岩储层可动流体的分布特征，两者结合研究致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用㊂研究区延长组致密砂岩储层微观孔喉半径分布范围宽，分布在０．６ ３０５０．８ｎｍ，主体分布在１０ ５００ｎｍ，表明该致密砂岩储层主要发育微㊁纳米级孔喉，主体为纳米级孔喉；致密砂岩储层中可动流体饱和度为９．８３％ ２５．６４％，平均值为１７．５３％，普遍较低㊂储层孔隙度和储层渗透率与可动流体孔隙度具有较好的正相关性，表明储层物性条件对致密砂岩储层可动流体分布具有较好的控制作用；大于５０ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁大于１００ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁最大孔喉半径㊁峰值孔喉半径等参数与储层可动流体孔隙度均具有较好的正相关性，表明储层中相对较大孔喉，尤其大于１００ｎｍ孔喉的分布对致密砂岩储层可动流体含量具有重要的控制作用；孔喉的分选系数与可动流体含量表现为正相关，这主要与致密砂岩储层中孔喉半径分布较宽且分选好的致密砂岩主要以细小孔喉为主有关㊂关键词：高压压汞；核磁共振；可动流体；致密砂岩；延长组；鄂尔多斯盆地中图分类号：ＴＥ１２２．２㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码：ＡＭｉｃｒｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｔｓｃｏｎｓｔｒａｉｎｔｏｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄＺＨＯＮＧＨｏｎｇｌｉ１，ＺＨＡＮＧＦｅｎｇｑｉ２，ＺＨＡＯＺｈｅｎｙｕ３，ＷＥＩＣｈｉ２，４，ＬＩＵＹａｎｇ２（１．ＣｏｌｌｅｇｅｏｆＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，Ｘｉ ａｎＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｘｉ ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００５４，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥａｒｔｈＳｃｉｅｎｃｅｓａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；３．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；４．ＣＣＣＣＦｉｒｓｔＨｉｇｈｗａｙＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｍｐａｎｙＬｔｄ．，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００２４，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｏｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｔｈｅｃｏｎｓｔｒａｉｎｓｏｆｍｕｌｔｉ⁃ｓｃａｌｅｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｔｏｔｈｅｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｈｉｇｈ⁃ｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｎｄｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅ（ＮＭＲ）ｗｅｒｅｅｍｐｌｏｙｅｄｔｏｏｂｔａｉｎｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｉｃｒｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｏｆＣｈａｎｇ６，Ｃｈａｎｇ７ａｎｄＣｈａｎｇ８ｏｉｌ⁃ｂｅａｒｉｎｇｓｅｃｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎｐａｒｔｏｆｔｈｅＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ．ＴｈｅｏｃｃｕｒｒｅｎｃｅｓｆｅａｔｕｒｅｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｅｒｅａｌｓｏｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄｂｙｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｎｄｔｈｅＴ２ｓｐｅｃｔｒｕｍａｎａｌｙｓｉｓｏｆＮＭＲ．Ｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｈｅｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｏｆＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｈａｓａｗｉｄｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ（ｒａｎｇｉｎｇｆｒｏｍ１．１３ｔｏ３０５０．８０ｎｍ），ｍａｉｎｌｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｆｒｏｍ１０ｔｏ５００ｎｍ，ｒｅｆｅｒｒｉｎｇｔｏｍｉｃｒｏ⁃ａｎｄｎａｎｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓａｎｄｍａｉｎｌｙｗｅｒｅｎａｎｏ⁃ｓｃａｌｅ．Ｔｈｅｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓａｔｕｒａｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｒａｎｇｅｄｆｒｏｍ９．８３％ｔｏ２５．６４％ｗｉｔｈａｎａｖｅｒａｇｅｖａｌｕｅｏｆ１７．５３％，ｉｎｄｉｃａｔｉｎｇａｌｏｗｃｏｎｔｅｎｔｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｕｄｉｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｅｒｅｐｏｓｉｔｉｖｅｌｙｃｏｒｒｅｌａｔｅｄｔｏｔｈｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｈａｖｉｎｇｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄ，ｉｎｄｉｃａｔｉｎｇｔｈｅｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｐｌａｙｉｎｇａｒｏｌｅｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．收稿日期：２０１９－０８－１４；修订日期：２０２０－１２－０４㊂作者简介：钟红利（１９７９ ），女，博士，讲师，从事储层地质学和地震资料解释方面的研究㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：４９７３２２７２５＠ｑｑ．ｃｏｍ㊂通信作者：张凤奇（１９８１ ），男，博士，副教授，从事非常规油气形成机制与富集规律方面的研究㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：１５５２０５４１７＠ｑｑ．ｃｏｍ㊂基金项目：国家自然科学基金项目（４１５０２１３７）㊁国家油气重大专项项目（２０１７ＺＸ０５０３９－００１－００３）㊁陕西省自然科学基础研究计划（２０１７ＪＭ４００４）和陕西省教育厅重点实验室科研计划项目（１７ＪＳ１１０）联合资助㊂㊀第４３卷第１期２０２１年１月㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ＆ＥＸＰＥＲＩＭＥＮＴ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀Ｖｏｌ．４３，Ｎｏ．１Ｊａｎ．，２０２１Ｔｈｅｒａｔｉｏｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｗｈｉｃｈｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ５０ｎｍ，ａｎｄｒａｔｉｏｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ１００ｎｍ，ｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓ，ｐｅａｋｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｅｔｃ．，ｓｈｏｗｅｄａｐｏｓｉｔｉｖｅｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｗｉｔｈｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｉｔｃａｎｂｅｉｎｄｉｃａｔｅｄｔｈａｔｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｒｅｌａｔｉｖｅｌａｒｇｅｒｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｓｔｓ，ｅｓｐｅｃｉａｌｌｙｔｈｏｓｅｌａｒｇｅｒｔｈａｎ１００ｎｍ，ｈａｖｅｓｔｒｏｎｇｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇａｆｆｅｃｔｉｏｎｔｏｔｈｅｒｅｌａｔｉｖｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄ⁃ｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｓｏｒｔｉｎｇｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｉｓｐｏｓｉｔｉｖｅｌｙｃｏｒｒｅｌａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｆｌｅｘｉｂｌｅｆｌｕｉｄｄｕｅｔｏｔｈｅｗｅｌｌ⁃ｓｏｒｔｅｄｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｗｉｔｈａｗｉｄｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｄｏｍｉｎａｔｅｄｂｙｆｉｎｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｈｉｇｈ⁃ｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎ；ｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅ；ｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄ；ｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅ；Ｙａｎ⁃ｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ；ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊀㊀非常规油气中致密砂岩油气的勘探开发在我国油气勘探领域占据着越来越重要的地位［１－４］㊂其中，鄂尔多斯盆地延长组发育有多套致密砂岩油储层，其孔隙结构较为复杂，主要发育微㊁纳米级孔喉，且以纳米级孔喉为主［５－８］，流体在该尺度孔喉中流动性如何？孔隙结构的分布对流体流动性如何影响？目前，在这些方面研究和认识程度较低［９］㊂对国内外文献调研发现，致密砂岩储层的孔隙结构研究方法较多［１０－１２］，这其中核磁共振与高压压汞联合可较好地获取致密砂岩储层中多尺度孔喉的大小分布［１３－１４］；而离心实验和核磁共振结合可较好地分析致密砂岩储层中可动流体的赋存孔喉范围及含量［９，１５］㊂本文以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部延长组长６㊁长７和长８致密砂岩储层为研究对象，将核磁共振与高压压汞分析测试技术结合，精细表征致密砂岩储层中孔喉大小，利用离心实验和核磁共振Ｔ２谱分析相结合，来定量表征致密砂岩储层可动流体的分布，两者结合，揭示致密砂岩储层中孔喉大小分布对可流动流体的控制作用㊂该研究对致密砂岩储层中油气的勘探开发具有一定的指导作用㊂１㊀实验１．１㊀实验原理核磁共振方法研究岩石孔隙结构的理论基础在于流体储层岩石孔隙大小与氢核弛豫率成反比［１６］㊂当岩样中孔隙表面对孔隙中流体作用力较强时，岩样中部分流体会处于不可流动状态或束缚状态，它的核磁共振Ｔ２弛豫时间较小；反之，流体处于可流动状态或自由状态，它的核磁共振Ｔ２弛豫时间较大㊂当对饱和流体的岩样进行核磁共振测试时，得到的横向弛豫时间Ｔ２值是岩样孔隙㊁岩石矿物和孔隙中流体的综合体现㊂因此，利用核磁共振Ｔ２谱可对岩心孔隙中水的赋存（束缚或可动）状态进行分析，定量给出束缚流体饱和度及可动流体饱和度㊂离心实验中，离心机以不同大小离心力高速旋转，促使岩心孔隙中的可动流体（水／油）克服毛细管力而不断被分离出来，不同大小的离心力值对应不同的岩心孔喉半径值，孔喉半径值与离心力大小之间遵循毛管压力计算公式［１５，１７－１８］；本次实验气 水系统的界面张力δ＝７１．８ｍＮ／ｍ，润湿角θ＝０ʎ㊂岩样每次离心后都进行核磁共振Ｔ２谱测试，离心实验和核磁共振结合可获得不同孔喉大小区间的可动流体饱和度信息［１５］㊂本次离心实验选用４级不同离心力，分别为０．１４ＭＰａ（２１ｐｓｉ），０．２９ＭＰａ（４２ｐｓｉ），１．４３ＭＰａ（２０８ｐｓｉ），２．８８ＭＰａ（４１７ｐｓｉ），分别对应的孔喉半径大小为１．００，０．５０，０．１０，０．０５μｍ㊂高压压汞实验是研究致密砂岩储层孔喉结构特征最重要的方法之一㊂实验时将非润湿相汞注入储层孔隙，每个压力点对应一定的累积进汞量，利用毛管压力公式可求出每个压力值对应的孔喉半径值［１１］，从而计算出不同大小孔喉在岩石孔隙中的体积占比［１９］㊂根据进汞饱和度与进汞压力可做出毛管压力曲线，该曲线不仅可以描述岩样连通孔喉的大小分布［２０］，还可以反映储层孔隙度和渗透率与孔喉大小分布的关系㊂１．２㊀样品及实验步骤１．２．１㊀样品研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，中生界主力油层为三叠系延长组长６㊁长７㊁长８油层组，其中，长６和长８油层组储层主要为三角洲前缘沉积砂体，长７储层则主要为浊积砂体（图１）㊂对６口井４０个铸体薄片的观察统计表明：长６㊁长７和长８储层的岩性主要为浅灰色细粒长石砂岩或岩屑长石砂岩；碎屑组成主要为长石，次为石英，再者为岩屑和云母；填隙物主要为（铁）方解石㊁绿泥石和水云母等㊂其储层孔隙度和渗透率均较低，属于典型的致密砂岩储层［１０－１１］（表１）㊂长６ 长８储层的面孔率为０ ３．８％；孔隙类型主要㊃８７㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区位置及地层综合柱状图Ｆｉｇ．１㊀Ｌｏｃａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｓｔｒａｔａｐｒｏｆｉｌｅｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ表１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区核磁共振实验样品基本参数Ｔａｂｌｅ１㊀Ｂａｓｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｅｓｔｉｎｇｓａｍｐｌｅｓｆｏｒｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ样品号井号取心资料油层组顶深／ｍ岩性常规物性气测孔隙度／％水测孔隙度／％渗透率平均值／（１０－３μｍ２）核磁共振Ｔ２谱转换孔喉分布转化系数／（ｎｍ㊃ｍｓ－１）最小孔喉半径／ｎｍ最大孔喉半径／ｎｍ１Ｍ５７－１长６９０８．７８砂岩５．１５５．３４０．００４１３．０１．３０１６１８．８２Ｍ５７－１长６９０９．４２砂岩６．１３６．１００．０２２１３．０１．３０２３３３．０３Ｍ１０１长７８５９．９８砂岩８．７３８．３５０．１０４１０．０１．００２１５４．４４Ｍ６６－２长７９７５．３３砂岩５．０７４．６８０．００１８．００．８０８２９．８５Ｍ１４－２长７７３９．２４砂岩８．９０８．３４０．１２４１２．０１．２０１７９３．８６Ｍ１４－２长７７４２．６９砂岩１１．２９１０．７９０．０５１１７．０１．７０３０５０．８７Ｍ１４－２长８９１１．９４砂岩５．５９５．２９０．００２６．００．６０１８６３．０平均值１１．３１．１３１９４９．１为剩余粒间孔㊁溶蚀孔和晶间孔㊂本次实验选取了４口井中长６㊁长７和长８储层的７块样品，进行饱和水和４级不同离心力核磁共振实验及高压压汞测试，实验样品参数见表１㊂１．２．２㊀实验仪器及步骤本次实验使用的仪器为ＰＣ－１８型专用岩样离心机以及ＲｅｃＣｏｒｅ－０４型岩心核磁共振分析仪㊂实验方法严格按照‘岩心分析方法：ＳＹ／Ｔ５３３６－２００６“和‘岩样核磁共振参数实验室测量规范：ＳＹ／Ｔ６４９０－２０１４“执行㊂实验在２２ħ恒温下开展㊂具体实验步骤如下：（１）岩心洗油，烘干，气测孔隙度，气测渗透率；（２）抽真空加压饱和盐水，利用湿重与干重差计算孔隙度（水测孔隙度），进行核磁共振Ｔ２测量；（３）利用高速离心机，以０．１４，０．２９，１．４３，２．８８ＭＰａ离心力对岩心进行离心实验，并分别进行核磁共振Ｔ２谱测量；（４）将做完核磁共振测试的剩余样品分别进行高压压汞测试，与不同离心力下的核磁共振Ｔ２谱结合，计算样品不同大小孔喉的分布和不同孔喉半径控制的可动流体㊂２㊀实验结果讨论２．１㊀致密砂岩储层微观孔喉分布特征核磁共振横向弛豫时间Ｔ２与喉道半径ｒ存在幂指数相关关系［１４］；利用伪毛细管曲线法，通过高㊃９７㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀压压汞累积频率曲线的标定（图２），可将核磁共振Ｔ２谱分布转换为孔喉半径分布［２１］，它们之间的对应关系可用下式表示：ｒ＝ＣＴ２（１）式中：ｒ表示孔喉半径，ｎｍ；Ｔ２为弛豫时间，ｍｓ；Ｃ为转换系数，ｎｍ／ｍｓ㊂因此，确定Ｃ值之后，就可以将核磁共振Ｔ２分布转换为孔喉半径分布㊂通过计算，可得研究区７块核磁共振样品转换系数Ｃ值分布在６ １７ｎｍ／ｍｓ，平均值为１１．３ｎｍ／ｍｓ（表１）㊂分析７块核磁共振样品的孔喉分布，得到研究区致密砂岩储层最小孔喉半径为０．６０ １．７０ｎｍ，平均值为１．１３ｎｍ；最大孔喉半径为８２９．８３０５０．８ｎｍ，平均值为１９４９．１ｎｍ；主体孔喉半径分布在１０ ５００ｎｍ，占全部孔喉的８１．２％ ９５．４％（图３）㊂因此，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部延长组长６㊁长７和长８致密砂岩储层主要发育微㊁纳米级孔喉，主体为１０ ５００ｎｍ的纳米级孔喉㊂图２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品５核磁共振Ｔ２谱标定Ｆｉｇ．２㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒｕｍｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎｄｉａｇｒａｍｏｆｓａｍｐｌｅ５ｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图３㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区７个致密砂岩样品的孔喉半径分布Ｆｉｇ．３㊀Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｏｆｓｅｖｅｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓａｍｐｌｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ２．２㊀致密砂岩储层中的可动流体分布研究区３个典型致密砂岩样品在不同离心力离心后，核磁共振Ｔ２谱形态发生了不同程度的变化（图４－６），主要有３个阶段㊂（１）初始状态：Ｔ２谱在饱和水状态下，３块样品的含水饱和度均为１００％㊂（２）饱和度曲线缓慢变化阶段：当离心力为０．１４ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９６．５４％，９７．７９％和９８．８９％，此时，岩心含水饱和度下降幅度均较小，核磁共振Ｔ２谱变化也较小；当离心力为０．２９ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９４．５４％，９５．３９％和９６．１６％，其含水饱和度下降幅度仍不明显，表明此时样品中还有大量的可动流体未被分离出来㊂（３）饱和度明显变化阶段：当离心力为１．４３ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９０．６５％，９３．１０％和９０．３１％，岩心含水饱和度变化相对较大，核磁共振Ｔ２谱变化也相对较大；当离心力为２．８８ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为８５．３９％，８６．５５％和８２．３６％，岩心含水饱和度变化最大㊂图４㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品５不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化Ｆｉｇ．４㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ５ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊃０８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图５㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品６不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化Ｆｉｇ．５㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ６ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图６㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品７不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化特征Ｆｉｇ．６㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ７ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊀㊀可动流体Ｔ２谱截止值（Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ）及最佳离心力，一般是通过观察不同离心力累积Ｔ２谱曲线的变化趋势［１７－１８］来确定的㊂本次７块样品最佳离心力取２．８６ＭＰａ（４１７ｐｓｉ），离心力累积Ｔ２谱曲线水平延伸线与饱和水样Ｔ２累积曲线的交点对应Ｔ２截止值；７块样品Ｔ２截止值分布于３．８６６３５ １３．０６４６８ｍｓ，平均值７．５１ｍｓ㊂从不同离心力对应的Ｔ２谱累积曲线可看出（图４－６），可动流体在不同大小孔喉中的分布：小于Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ的孔喉流体体积占比，随着离心力的增大，没有明显变化，应主要为束缚态毛细管水；大于Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ的孔喉流体体积，离心力的增加使各孔隙区间中离心出的流体量相差不大，反映这部分孔喉中多为可动流体及以束缚水膜的形式存在的束缚水㊂研究区７块岩心样品的可动流体饱和度介于９．８３％ ２５．６４％之间，平均值为１７．５３％（表２），样品可动流体饱和度普遍偏低㊂为了描述可动流体在整个岩样中的发育程度，求取了可动流体孔隙度（Φｍ）：Φｍ＝Φ㊃ＳＤ（２）式中：Φ为岩石孔隙度，％，ＳＤ为可动流体饱和度，％㊂结果显示研究区７块样品的可动流体孔隙度介于０．４９％ １．８４％之间，平均值为１．２５％㊂可动流体在不同孔喉区间的分布特征如下：０．０５ ０．１０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为５．２６％ １３．６８％，平均值为８．８８％；０．１０ ０．５μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为２．２２％ ６．７８％，平均值为４．２１％；０．５ １．０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为１．４３％ ３．３９％，平均值为２．４７％；大于１．０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为０．４５％ ３．４６％，平均值为１．９７％（表２）㊂对比发现，每个测试样品的４个孔喉区间控制的可动流体饱和度不同，其中０．０５ ０．１０μｍ孔喉区间的最高，大于１．０μｍ孔喉区间的普遍最小，而纳米级的０．０５ １μｍ孔喉区间控制的可动流体占总可动流动的７６．３２％ ９５．３２％，平均值为８８．４６％㊂综上所述，认为研究区致密砂岩储层中可动流体主要被０．０５㊃１８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀表２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区７个致密砂岩样品不同孔喉半径区间所控制的可动流体饱和度Ｔａｂｌｅ２㊀Ｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓａｔｕｒａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｂｙｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｉｎｔｅｒｖａｌｓｏｆｓｅｖｅｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓａｍｐｌｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ样品号不同状态下岩心含水饱和度／％０．１４ＭＰａ离心后０．２９ＭＰａ离心后１．４３ＭＰａ离心后２．８８ＭＰａ离心后不同孔喉半径区间控制的可动流体饱和度／％大于１．０μｍ０．５１．０μｍ０．１００．５μｍ０．０５０．１０μｍ大于０．０５μｍ总和１９８．５０９６．２７９２．６０７９．６１１．５０２．２３３．６６１３．００２０．３９２９８．２１９４．８２８８．０４７４．３６１．７９３．３９６．７８１３．６８２５．６４３９６．７６９３．６６８８．８８７８．８６３．２４３．１０４．７８１０．０２２１．１４４９９．５５９８．１２９５．８９９０．１７０．４５１．４３２．２２５．７２９．８３５９６．５４９４．５４９０．６５８５．３９３．４６２．００３．８９５．２６１４．６１６９７．７９９５．３９９３．１０８６．５５２．２１２．４０２．２９６．５５１３．４５７９８．８９９６．１６９０．３１８２．３６１．１１２．７３５．８５７．９５１７．６４１μｍ的纳米孔喉所控制，为研究区致密砂岩储层赋存可动流体的主体孔喉空间（表２）㊂２．３㊀致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用２．３．１㊀储层物性储集性能㊁渗流性共同影响着流体在孔喉中的流动㊂由于致密砂岩储层孔喉的大小分布㊁孔隙类型与常规砂岩储层存在较大差异，所以致密砂岩储层物性与可动流体参数之间不一定具有明显的正相关关系［１５，１７－１８，２２－２３］㊂研究区７块样品的可动流体孔隙度与储层孔隙度㊁渗透率之间均表现出明显正相关性，而且，其与渗透率的相关性更高（图７），反映了渗透率对可动流体具有更显著的控制作用㊂原因可能是核磁共振和高压压汞所揭示的７块样品的峰值孔喉半径值分布在２０ ８０ｎｍ区间内（图３，８），对应的孔喉类型主要为黏土矿物晶间孔以及细小喉道；而对渗透率贡献最大的是半径值为１００ ７００ｎｍ的孔喉（图８），这部分孔喉空间主要为剩余粒间孔㊁溶蚀孔㊁微裂缝等㊂因此，较细小孔图７㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与孔隙度及渗透率的关系Ｆｉｇ．７㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图８㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区高压压汞孔喉分布及渗透率贡献Ｆｉｇ．８㊀Ｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎｂｙｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｔｅｓｔｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ喉数量的增加不能显著改善流体的自由流动，孔径更大的孔隙及喉道数量的增加才能提高可动流体含量㊂２．３．２㊀孔喉大小及分布前人研究认为，孔喉大小及分布对致密储层的可动流体含量具有重要的控制作用［２４－２７］㊂统计７块测试样品的孔喉分布，得到大于５０ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁大于１００ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁最大孔喉半径㊁峰值孔喉半径和孔喉分选系数等定量表征孔喉分布的５个代表性参数，分别将其与可动流体孔隙度建立关系，分析致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的影响㊂其中，孔喉分选系数是孔喉分布累计曲线上累积频率７５％时所对应的孔喉半径（ｒ７５）与累积频率２５％时所对应的孔喉半径（ｒ２５）之比㊂从图９可看出可动流体孔隙度与不同孔喉区间占比存在相关性，孔喉半径小于５０ｎｍ的孔喉占㊃２８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图９㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与不同孔喉区间占比的关系Ｆｉｇ．９㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｔｈｅｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｉｎｔｈｅｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ比与可动流体孔隙度呈负相关，表明小孔隙限制着可动流体的发育；孔喉半径５０ １００ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度呈弱正相关，表明这一区间既有不利可动流体发育的小孔喉，也有利于可动流体发育的较大孔喉；孔喉半径１００ ５００ｎｍ及５００ １０００ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度均呈显著正相关，表明大于１００ｎｍ的孔喉对可动流体的分布具有较强的控制作用㊂图１０也反映了这一点，虽然可动流体孔隙度与大于５０ｎｍ孔喉占比和大于１００ｎｍ孔喉占比两者均具有明显的正相关性，但是，大于１００ｎｍ孔喉占比要比大于５０ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度的相关性更高，反映了５０ １００ｎｍ孔喉半径是可动流体开始在孔喉中分布的关键孔径范围㊂７块样品核磁共振Ｔ２谱求取的最大孔喉半径值图１０㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与大于５０ｎｍ及大于１００ｎｍ孔喉占比的关系Ｆｉｇ．１０㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｔｈｅｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ５０ａｎｄ１００ｎｍｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ均小于３０５０ｎｍ，峰值孔喉半径值均小于３８ｎｍ㊂可动流体孔隙度与最大孔喉半径呈正相关，与峰值孔喉半径略具正相关性（图１１），也表明致密砂岩储层中相对较大的孔喉分布对可动流体的发育程度具有重要的控制作用㊂７块样品的孔喉分选系数分布范围为２．４８ ６．４５，平均值为４．０９㊂相关分析表明：致密砂岩储层可动流体孔隙度与孔喉分选系数略具正相关（图１２）㊂原因是孔喉分选系数越小，孔喉的分选程度就越好，但对于致密砂岩储层来说，分选系数较小时，细小孔喉占主要地位，这时就可导致可动流体孔隙度较小；孔喉分选系数变大时，孔喉分布范围就变大，这时大孔喉占比就会有所增加，可动流体孔隙度也会相应增大㊂因此，致密砂岩储层中孔喉分选系数与可动流体孔隙度会表现图１１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与最大孔喉半径及峰值孔喉半径的关系Ｆｉｇ．１１㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｒａｔｉｏｏｆｍａｘｉｍｕｍｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓａｎｄｐｅａｋｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图１２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与孔喉分选系数的关系Ｆｉｇ．１２㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｓｏｒｔｉｎｇｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊃３８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀出正相关关系㊂３㊀结论（１）鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系长６ 长８油层组致密砂岩储层孔喉大小分布范围较宽，半径值分布在０．６ ３０５０．８ｎｍ，主体分布在１０ ５００ｎｍ，主要为微㊁纳米级孔喉，主体为纳米级孔喉㊂（２）研究区长６ 长８致密砂岩储层的可动流体含量普遍较低，可动流体饱和度为９．８３％ ２５．６４％，平均值为１７．５３％；可动流体孔隙度为０．４９％ １．８４％，平均值为１．２５％㊂（３）研究区致密砂岩储层中可动流体含量和分布受孔喉大小分布的影响㊂主体孔喉类型为黏土矿物晶间孔及细小喉道，由于孔喉半径较小，不利于可动流体渗流，孔喉数量增加不能显著提高可动流体饱和度㊂小于５０ｎｍ的孔喉不利于可动流体的发育；５０ １００ｎｍ范围内的孔喉开始有利于可动流体的发育；大于１００ｎｍ的孔喉对致密砂岩储层可动流体含量具有重要控制作用㊂（４）孔喉分选系数与可动流体含量呈现正相关，原因是研究区致密砂岩储层非常致密，分选系数小时，孔隙半径往往集中在５０ｎｍ以下；分选系数较大时，孔喉半径分布较宽，大孔喉数量增加，从而可动流体含量增加㊂参考文献：［１］㊀付金华，喻建，徐黎明，等．鄂尔多斯盆地致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素［Ｊ］．中国石油勘探，２０１５，２０（５）：９－１９．㊀㊀㊀ＦＵＪｉｎｈｕａ，ＹＵＪｉａｎ，ＸＵＬｉｍｉｎｇ，ｅｔａｌ．ＮｅｗｐｒｏｇｒｅｓｓｉｎｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎａｎｄｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｌａｒｇｅ⁃ｓｃａｌｅｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔａｎｄｅｘｐｌｏｉｔａｂｌｅｃａｐａｃｉｔｙ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，２０１５，２０（５）：９－１９．［２］㊀杨华，李士祥，刘显阳．鄂尔多斯盆地致密油㊁页岩油特征及资源潜力［Ｊ］．石油学报，２０１３，３４（１）：１－１１．㊀㊀㊀ＹＡＮＧＨｕａ，ＬＩＳｈｉｘｉａｎｇ，ＬＩＵＸｉａｎｙａｎｇ．ＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｒｅｓｏｕｒｃｅｐｒｏｓｐｅｃｔｓｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌａｎｄｓｈａｌｅｏｉｌｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１３，３４（１）：１－１１．［３］㊀杨智，付金华，郭秋麟，等．鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相致密油发现㊁特征及潜力［Ｊ］．中国石油勘探，２０１７，２２（６）：９－１５．㊀㊀㊀ＹＡＮＧＺｈｉ，ＦＵＪｉｎｈｕａ，ＧＵＯＱｉｕｌｉｎ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｃｏｖｅｒｙ，ｃｈａｒａｃｔｅ⁃ｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｒｅｓｏｕｒｃｅｐｏｔｅｎｔｉａｌｏｆｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｔｉｇｈｔｏｉｌｉｎＴｒｉａｓｓｉｃＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏ⁃ｒａｔｉｏｎ，２０１７，２２（６）：９－１５．［４］㊀邹才能．非常规油气地质［Ｍ］．北京：地质出版社，２０１１．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ．Ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｐｅｔｒｏｌｅｕｍｇｅｏｌｏｇｙ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＰｕｂｌｉｓｈｉｎｇＨｏｕｓｅ，２０１１．［５］㊀邹才能，陶士振，袁选俊，等． 连续型 油气藏及其在全球的重要性：成藏㊁分布与评价［Ｊ］．石油勘探与开发，２００９，３６（６）：６６９－６８２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＵＡＮＸｕａｎｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｇｌｏｂａｌｉｍｐｏｒ⁃ｔａｎｃｅｏｆ ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕ⁃ｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００９，３６（６）：６６９－６８２．［６］㊀陶士振，邹才能，高晓辉，等．不同类型油气运移动力㊁聚集机理与分布规律［Ｃ］／／中国地球物理学会第二十七届年会论文集．长沙：中国地球物理学会，２０１１：７２－７３．㊀㊀㊀ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＧＡＯＸｉａｏｈｕｉ，ｅｔａｌ．Ｍｉｇｒａｔｉｏｎｄｙｎａｍｉｃ，ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｌａｗｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｉｎｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓ［Ｃ］／／ＣｈｉｎｅｓｅＧｅｏｐｈｙｓｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙＳｙｍｐｏｓｉｕｍ．Ｃｈａｎｇｓｈａ：ＣｈｉｎｅｓｅＧｅｏｐｈｙｓｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１１：７２－７３．［７］㊀贾承造，郑民，张永峰．中国非常规油气资源与勘探开发前景［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（２）：１２９－１３６．㊀㊀㊀ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ，ＺＨＥＮＧＭｉｎ，ＺＨＡＮＧＹｏｎｇｆｅｎｇ．ＵｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｓｏｕｒｃｅｓｉｎＣｈｉｎａａｎｄｔｈｅｐｒｏｓｐｅｃｔｏｆｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（２）：１２９－１３６．［８］㊀邹才能，陶士振，杨智，等．中国非常规油气勘探与研究新进展［Ｊ］．矿物岩石地球化学通报，２０１２，３１（４）：３１２－３２２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＡＮＧＺｈｉ，ｅｔａｌ．ＮｅｗａｄｖａｎｃｅｉｎｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｐｅｔｒｏｌｅｕｍｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＢｕｌｌｅｔｉｎｏｆＭｉｎｅｒａｌｏｇｙ，ＰｅｔｒｏｌｏｇｙａｎｄＧｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２０１２，３１（４）：３１２－３２２．［９］㊀ＬＩＰｅｎｇ，ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ，ＪＩＮＺｈｉｊｕｎ，ｅｔａｌ．ＴｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｈｅＴｒｉａｓｓｉｃｌａｃｕｓｔｒｉｎｅｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆｔｈｅＣｈａｎｇ７ｍｅｍｂｅｒｏｆＸｉｎ ａｎｂｉａｎＢｌｏｃｋ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．ＭａｒｉｎｅａｎｄＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ，２０１９，１０２：１２６－１３７．［１０］㊀朱如凯，白斌，崔景伟，等．非常规油气致密储集层微观结构研究进展［Ｊ］．古地理学报，２０１３，１５（５）：６１５－６２３．㊀㊀㊀ＺＨＵＲｕｋａｉ，ＢＡＩＢｉｎ，ＣＵＩＪｉｎｇｗｅｉ，ｅｔａｌ．Ｒｅｓｅａｒｃｈａｄｖａｎｃｅｓｏｆｍｉｃｒｏｓｔｒｕｃｔｕｒｅｉｎｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｔｉｇｈｔｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＰａｌａｅｏｇｅｏｇｒａｐｈｙ，２０１３，１５（５）：６１５－６２３．［１１］㊀蒋裕强，陈林，蒋婵，等．致密储层孔隙结构表征技术及发展趋势［Ｊ］．地质科技情报，２０１４，３３（３）：６３－７０．㊀㊀㊀ＪＩＡＮＧＹｕｑｉａｎｇ，ＣＨＥＮＬｉｎ，ＪＩＡＮＧＣｈａｎ，ｅｔａｌ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓａｎｄｔｒｅｎｄｓｏｆｔｈｅｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ，２０１４，３３（３）：６３－７０．［１２］㊀ＬＡＩＪｉｎ，ＷＡＮＧＧｕｉｗｅｎ，ＷＡＮＧＺｉｙｕａｎ，ｅｔａｌ．Ａｒｅｖｉｅｗｏｎｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ［Ｊ］．Ｅａｒｔｈ⁃ＳｃｉｅｎｃｅＲｅｖｉｅｗｓ，２０１８，１７７：４３６－４５７．［１３］㊀公言杰，柳少波，赵孟军，等．核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１６，３８（３）：３８９－３９４．㊀㊀㊀ＧＯＮＧＹａｎｊｉｅ，ＬＩＵＳｈａｏｂｏ，ＺＨＡＯＭｅｎｇｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａ⁃ｔｉｏｎｏｆｍｉｃｒｏｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂｙＮＭＲａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１６，３８（３）：３８９－３９４．［１４］㊀刘刚，吴浩，张春林，等．基于压汞和核磁共振对致密油储层㊃４８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀渗透率的评价：以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长７油层组为例［Ｊ］．高校地质学报，２０１７，２３（３）：５１１－５２０．㊀㊀㊀ＬＩＵＧａｎｇ，ＷＵＨａｏ，ＺＨＡＮＧＣｈｕｎｌｉｎ，ｅｔａｌ．ＰｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂａｓｅｄｏｎＭＩＣＰａｎｄＮＭＲｄａｔａ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆｔｈｅＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｔｈｅＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＪｏｕｒｎａｌｏｆＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｉｅｓ，２０１７，２３（３）：５１１－５２０．［１５］㊀雷启鸿，成良丙，王冲，等．鄂尔多斯盆地长７致密储层可动流体分布特征［Ｊ］．天然气地球科学，２０１７，２８（１）：２６－３１．㊀㊀㊀ＬＥＩＱｉｈｏｎｇ，ＣＨＥＮＧＬｉａｎｇｂｉｎｇ，ＷＡＮＧＣｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．ＡｓｔｕｄｙｏｎｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｆｅａｔｕｒｅｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓｆｏｒＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１７，２８（１）：２６－３１．［１６］㊀王学武，杨正明，李海波，等．核磁共振研究低渗透储层孔隙结构方法［Ｊ］．西南石油大学学报（自然科学版），２０１０，３２（２）：６９－７２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＸｕｅｗｕ，ＹＡＮＧＺｈｅｎｇｍｉｎｇ，ＬＩＨａｉｂｏ，ｅｔａｌ．ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｓｔｕｄｙｏｎｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｏｒｅｗｉｔｈＮＭＲｓｐｅｃｔｒａ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎｏ⁃ｌｏｇｙＥｄｉｔｉｏｎ），２０１０，３２（２）：６９－７２．［１７］㊀吴浩，牛小兵，张春林，等．鄂尔多斯盆地陇东地区长７段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素［Ｊ］．地质科技情报，２０１５，３４（３）：１２０－１２５．㊀㊀㊀ＷＵＨａｏ，ＮＩＵＸｉａｏｂｉｎｇ，ＺＨＡＮＧＣｈｕｎｌｉｎ，ｅｔａｌ．ＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒ⁃ｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ，２０１５，３４（３）：１２０－１２５．［１８］㊀时建超，屈雪峰，雷启鸿，等．致密油储层可动流体分布特征及主控因素分析：以鄂尔多斯盆地长７储层为例［Ｊ］．天然气地球科学，２０１６，２７（５）：８２７－８３４．㊀㊀㊀ＳＨＩＪｉａｎｃｈａｏ，ＱＵＸｕｅｆｅｎｇ，ＬＥＩＱｉｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏ⁃ｓｃｉｅｎｃｅ，２０１６，２７（５）：８２７－８３４．［１９］㊀李海波，郭和坤，杨正明，等．鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长７致密油赋存空间［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１５，４２（３）：３９６－４００．㊀㊀㊀ＬＩＨａｉｂｏ，ＧＵＯＨｅｋｕｎ，ＹＡＮＧＺｈｅｎｇｍｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｔｉｇｈｔｏｉｌｏｃｃｕｒ⁃ｒｅｎｃｅｓｐａｃｅｏｆＴｒｉａｓｓｉｃＣｈａｎｇ７ＭｅｍｂｅｒｉｎｎｏｒｔｈｅｒｎＳｈａａｎｘｉａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ＮＷＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐ⁃ｍｅｎｔ，２０１５，４２（３）：３９６－４００．［２０］㊀高辉，解伟，杨建鹏，等．基于恒速压汞技术的特低 超低渗砂岩储层微观孔喉特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１１，３３（２）：２０６－２１１．㊀㊀㊀ＧＡＯＨｕｉ，ＸＩＥＷｅｉ，ＹＡＮＧＪｉａｎｐｅｎｇ，ｅｔａｌ．Ｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓｏｆｅｘｔｒａ－ｕｌｔｒａｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｂａｓｅｄｏｎｃｏｎｓｔａｎｔ⁃ｒａｔｅｍｅｒｃｕｒｙｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏ⁃ｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１１，３３（２）：２０６－２１１．［２１］㊀郭睿良，陈小东，马晓峰，等．鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长７段致密储层水平向可动流体特征及其影响因素分析［Ｊ］．天然气地球科学，２０１８，２９（５）：６６５－６７４．㊀㊀㊀ＧＵＯＲｕｉｌｉａｎｇ，ＣＨＥＮＸｉａｏｄｏｎｇ，ＭＡＸｉａｏｆｅｎｇ，ｅｔａｌ．ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｈｅＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１８，２９（５）：６６５－６７４．［２２］㊀黄兴，李天太，王香增，等．致密砂岩储层可动流体分布特征及影响因素：以鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长８油层组为例［Ｊ］．石油学报，２０１９，４０（５）：５５７－５６７．㊀㊀㊀ＨＵＡＮＧＸｉｎｇ，ＬＩＴｉａｎｔａｉ，ＷＡＮＧＸｉａｎｇｚｅｎｇ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｅｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍＣｈａｎｇ⁃８ｏｉｌｌａｙｅｒｏｆＹａｎ⁃ｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉｙｕａｎｏｉｌｆｉｅｌｄ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１９，４０（５）：５５７－５６７．［２３］㊀董鑫旭，冯强汉，王冰，等．苏里格西部致密砂岩储层不同孔隙类型下的气水渗流规律［Ｊ］．油气地质与采收率，２０１９，２６（６）：３６－４５．㊀㊀㊀ＤＯＮＧＸｉｎｘｕ，ＦＥＮＧＱｉａｎｇｈａｎ，ＷＡＮＧＢｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｇａｓ⁃ｗａｔｅｒｐｅｒｃｏｌａｔｉｏｎｌａｗｏｆｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅｔｙｐｅｓｉｎｗｅｓｔｅｒｎＳｕｌｉｇｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＲｅｃｏｖｅｒｙＥｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，２０１９，２６（６）：３６－４５．［２４］㊀徐永强，何永宏，卜广平，等．基于微观孔喉结构及渗流特征建立致密储层分类评价标准：以鄂尔多斯盆地陇东地区长７储层为例［Ｊ］．石油实验地质，２０１９，４１（３）：４５１－４６０．㊀㊀㊀ＸＵＹｏｎｇｑｉａｎｇ，ＨＥＹｏｎｇｈｏｎｇ，ＢＵＧｕａｎｇｐｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｅｓｔａｂｌｉｓｈ⁃ｍｅｎｔｏｆｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎｃｒｉｔｅｒｉａｆｏｒｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂａｓｅｄｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｓｔｒｕｃｔｕｒｅａｎｄｐｅｒｃｏｌａｔｉｏｎ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１９，４１（３）：４５１－４６０．［２５］㊀李闽，王浩，陈猛．致密砂岩储层可动流体分布及影响因素研究：以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例［Ｊ］．岩性油气藏，２０１８，３０（１）：１４０－１４９．㊀㊀㊀ＬＩＭｉｎ，ＷＡＮＧＨａｏ，ＣＨＥＮＭｅｎｇ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒ⁃ｖｏｉｒｓ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＬｕｃａｏｇｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉｍｓａｒＳａｇ，ＮＷＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＬｉｔｈｏｌｏｇｉｃＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，２０１８，３０（１）：１４０－１４９．［２６］㊀王瑞飞，陈明强．特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素［Ｊ］．石油学报，２００８，２９（４）：５５８－５６１．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＲｕｉｆｅｉ，ＣＨＥＮＭｉｎｇｑｉａｎｇ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｕｌｔｒａ⁃ｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２００８，２９（４）：５５８－５６１．［２７］㊀邱隆伟，穆相骥，李浩等．杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层成岩作用对孔隙发育的影响［Ｊ］．油气地质与采收率，２０１９，２６（２）：４２－５０．㊀㊀㊀ＱＩＵＬｏｎｇｗｅｉ，ＭＵＸｉａｎｇｊｉ，ＬＩＨａｏ，ｅｔａｌ．ＩｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｄｉａｇｅｎｅｓｉｓｏｆｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｎｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆＬｏｗｅｒＳｈｉｈｅｚｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＨａｎｇｊｉｎｑｉａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＲｅｃｏｖｅｒｙＥｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，２０１９，２６（２）：４２－５０．（编辑㊀黄㊀娟）㊃５８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀。
石油学报
第28卷 第5期2007年9月石油学报AC TA PETROL EI SIN ICAVol.28Sept. No.52007基金项目:国家重点基础研究发展规划(973)项目(2001G B 209104)资助。
作者简介:吕延防,男,1957年12月生,1992年获中国地质大学(北京)博士学位,现为大庆石油学院教授,博士生导师,主要从事油气保存条件、油气运移和油气资源评价研究。
E 2mail :571128lyf @dqpi 1edu 1cn文章编号:0253Ο2697(2007)05Ο0034Ο05断层垂向封闭性定量评价方法及其应用吕延防 沙子萱 付晓飞 付 广(大庆石油学院 黑龙江大庆 163318)摘要:断层垂向封闭性主要取决于断裂充填物的排替压力,而排替压力的大小与充填物的成岩程度有关,成岩程度又受控于断面所承受的正压力大小。
据此提出了定量评价断层垂向封闭性的方法,其基本原理是:首先计算断点处断面正压力;根据地静压力与地层埋深关系计算该断面压力所相当的地层埋深;最后,根据研究区所建立起来的盖岩排替压力与埋深关系,确定该地层埋深下断裂充填物的排替压力。
如果所断移的盖层段内存在地层孔隙流体超压,断层的垂向封闭能力应是断裂充填物排替压力与孔隙流体超压之和。
用断层垂向封闭性研究结果同研究区与断层有关的圈闭的闭合高度比较,可预测圈闭的油气充满程度。
该方法在库车坳陷得到了成功应用。
关键词:断层;垂向封闭性;盖层;断裂;充填物;排替压力;定量评价方法中图分类号:TE 11211 文献标识码:AQ uantitative evaluation method for fault vertical sealing ability and its applicationL üYanfang Sha Zixuan Fu Xiaofei Fu Guang(Daqing Pet roleum I nstitute ,Daqing 163318,China )Abstract :The vertical sealing ability of fault is mainly determined by the displacement pressure of filler in fault ,while the displace 2ment pressure has some relation with the diagenesis grade being controlled by the positive pressure exerted on the f racture surface.A quantitative method for evaluating the vertical sealing ability of fault was proposed.The positive pressure in the break point and the buried depth of strata corresponding to the pressure exerted on the f racture surface are calculated according to the relationship be 2tween geostatic pressure and buried depth of strata.The displacement pressure of filler in the f racture corresponding to the buried depth of strata is determined according to the relationship between the displacement pressure of caprock and buried depth.The verti 2cal sealing ability should be the combination of displacement pressure of fillers in the f ractures and porous fluid overpressure of stra 2ta.The filling degree of oil and gas in trap can be predicted by comparing the vertical sealing ability of fault and closure altitude of trap.This method is applicable to Kuche Depression.K ey w ords :fault ;vertical sealing ability ;caprock ;fracture ;filler ;displacement pressure ;quantitative evaluation method 断层既作为油气运移的重要输导通道,也作为油气聚集的重要遮挡条件,其在油气运移和聚集过程中,这两种不同性质作用的决定因素是断层本身的封闭性,断层开启时起输导通道作用,断层封闭时起遮挡油气作用。
双端面机械密封辅助系统泄漏原因分析及预防措施
图 + 串联弹簧式双端面机械密封结构示图
%#3#4 离心泵 !"356"- 投用!截止至 !"3563! 已 经 运 行 了 大 约 37-"")8% 期 间 观 察 密 封 辅 助 系 统 储液罐显示器!发现储液罐液位逐步降低%通过排 查 发 现 !%#3#4 离 心 泵 运 行 过 程 中 机 械 密 封 外 侧 端面出现了泄漏!从而导致二级密封泄漏!缓冲液 泄漏到 %#3#4 离心泵外部% 若储液罐内缓冲液泄 漏而没有被及时发现! 可能会因缓冲液完全泄漏
双端面机械密封工作时& 在流体压力和弹性 元件弹力等合力作用下& 密封环端面上形成一个 适当的压紧力&产生端面比压&使得动环和静环两 端面相互紧密贴合& 并且在两端面之间极小的间 隙中维持一层极薄的液膜&进而达到密封效果#对 双端面机械密封& 需要通过外围密封辅助系统向 密封腔内注入缓冲液进行冲洗%润滑和冷却等#缓 冲液既可以冲洗摩擦副& 改善机械密封的工作环 境&又可以检测一级密封面是否泄漏#
机械密封辅助系统结构及原理
结构功能 在机泵工作过程中&机械密封端面摩擦%动环
和静环摩擦以及密封环搅拌均会产生热量& 这些 热量必须及时排除&以避免密封元件发生热变形# 另外&在运行过程中&若机泵输送的是高温介质& 则需要降低轴封箱温度& 才能保证机械密封正常 工作# 热量排除和轴封箱温度降低需通过密封辅 助系统来实现&避免出现摩擦副密封环变形%辅助 密封元件失效% 介质结晶和固化以及密封端面间 液 膜 黏 度 变 化 等 情 况 !"#
摘要 轻质烃类机泵双端面机械密封常采用 !"#$ %%&!"#$ '( 辅助系统 通过分析双端面机械 密封的密封原理 密封辅助系统的结构功能 结合 !)%)* 离心泵双端面机械密封泄漏现状 对 密封辅助系统中储液罐内缓冲液液位升高和降低的原因进行了分析 并提出了确保冷却水循环系 统畅通 选用合适的缓冲液 定期检查缓冲液液位变化情况以及定期检测出入口管线温度等预防 机械密封失效的措施 可为机泵的平稳安全运行提供保障 关键词 离心泵 双端面机械密封 辅助系统 泄漏 预防措施 中图分类号 !"#$%&'($!)*+,--文献标志码 .--!"#$%/&0*+*12&3445&%///67,++&'/'0&/,&/%+
《石油学报》投稿须知(官方认证)
《石油学报》投稿须知（官方认证）《石油学报》是中国石油学会主办，国内外公开发行的石油及天然气科学技术方面的综合性学术期刊；主要刊载石油和天然气地质勘探、油气田开发技术与工艺、石油与天然气钻井、海洋油气工程、油气储运、石油矿场机械以及相关分支学科、交叉学科的基础和应用研究的创新性成果和高水平论文。
主要设立 3 大固定专栏，即地质勘探、油田开发和石油工程，同时不定期开设学术论坛、综述、特约来稿等专栏。
《石油学报》为月刊，每月25 日出版。
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石油分子工程及其管理的研究与应用(Ⅱ)
石油分子工程及其管理的研究与应用(Ⅱ)吴青【摘要】This paper is mainly focused on the simulation and computing techniques of "Molecular Engineering & Management for Petroleum",such as Molecular Type Homologous Series matrix (MTHS),MonteCarlo,Lumping and Refactoring of Entropy Maximum (REM),etc.Examples of the application in research and production & operations management were also introduced in this paper,such as,the appIication of petroleum molecular database for property prediction of new crude oil or mixed crude oil fraction cutting and the property prediction of product oil,the application of complex reaction network modulation and precise conversion for product oil upgrading and value addition,and the molecular engineering in development of new catalyst and selection of catalyst materials.%着重介绍用于石油分子工程及其管理的主要模拟技术与计算技术,如分子同系物矩阵法(MTHS)、蒙特卡罗法(Monte Carlo)、集总法(Lumping)、熵最大化重构法(REM)等,并对研究与生产经营管理方面的应用进行了案例分享,如石油分子信息库在新原油或混合原油馏分切割和性质预测以及汽油、柴油性质预测中的应用;复杂化学反应网络调变与精准转化在汽油、柴油等不同馏分提质增效中的应用;新型催化剂开发与催化材料筛选中的分子工程等.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2017(047)002【总页数】14页(P1-14)【关键词】石油分子工程;分子管理;模拟与计算技术;石油分子信息库;原油与产品性质预测;复杂化学反应网络调变;精准转化;催化材料筛选【作者】吴青【作者单位】中海石油炼化有限责任公司,北京市100029【正文语种】中文石油分子多达几十万种，且结构类型各异，虽然质谱技术的进步使石油分子水平认识不断加深，但要将石油中的所有分子一一鉴别出来，目前的技术条件下尚难以实现，并且也没有必要进行全部的鉴别。
银额盆地哈日凹陷异常高压储层测试压裂的探究与实践
２０２４年３月第３９卷第２期西安石油大学学报（自然科学版）ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ）Ｍａｒ．２０２４Ｖｏｌ．３９Ｎｏ．２收稿日期：２０２３ ０６ １０基金项目：国土资源部重点项目“十三五全国油气资源评价”（２０１７ＹＱＺＹＰＪ０１）；延长石油集团科技攻关项目“银额盆地延长探区储层改造技术研究”（ｙｃｓｙ２０１８ｋｙ－Ａ－１０）第一作者：王卫刚（１９８３ ），男，硕士，高级工程师，研究方向：油气藏储层改造技和现场技术服务。
Ｅ ｍａｉｌ：６３２５４０９９＠ｑｑ．ｃｏｍＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３ ０６４Ｘ．２０２４．０２．００５中图分类号：ＴＥ３５７文章编号：１６７３ ０６４Ｘ（２０２４）０２ ００３９ ０７文献标识码：Ａ银额盆地哈日凹陷异常高压储层测试压裂的探究与实践王卫刚１，张军涛１，高志亮１，乔红军１，陈治军１，曹天军２（１．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安７１００６５；２．陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西延安７１６０００）摘要：银根－额济纳旗盆地哈日凹陷多口探井已获得工业油气流，但该凹陷油气地质条件极为复杂，钻遇的储层埋藏深、岩性复杂，主要表现为地层压力高、岩性致密、抗压强度高。
同时该区域处于勘探初期，同等埋深储层无可借鉴的邻井压裂资料，严重制约后续压裂工艺及勘探工作的开展。
为此，提出了测试压裂的概念，通过对ＹＨ６井实施测试压裂压降数据的分析，求取储层的闭合压力、闭合时间、地应力、地层孔隙压力等参数，为主压裂的方案设计和优化，提供技术支撑基础，保证主压裂的成功实施。
本研究对银额盆地高压、高应力储层的压裂试油作业和后续深层油气的勘探开发具有重大意义。
关键词：银额盆地；哈日凹陷；异常高压；测试压裂ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒａｃｔｉｃｅｏｆＴｅｓｔＦｒａｃｔｕｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒＡｂｎｏｒｍａｌＨｉｇｈＰｒｅｓｓｕｒｅＲｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＨａｒｉＳａｇ，Ｙｉｎｇｅｎ ＥｊｉｎａｑｉＢａｓｉｎＷＡＮＧＷｅｉｇａｎｇ１，ＺＨＡＮＧＪｕｎｔａｏ１，ＧＡＯＺｈｉｌｉａｎｇ１，ＱＩＡＯＨｏｎｇｊｕｎ１，ＣＨＥＮＺｈｉｊｕｎ１，ＣＡＯＴｉａｎｊｕｎ２（１．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＳｈａａｎｘｉＹａｎｃｈａｎｇＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｇｒｏｕｐ）Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｘｉ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００７５，Ｃｈｉｎａ；２．ＯｉｌａｎｄＧａｓＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙ，ＳｈａａｎｘｉＹａｎｃｈａｎｇＰｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｇｒｏｕｐ）Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｙａｎ’ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１６０００，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＭｕｌｔｉｐｌｅｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＨａｒｉＳａｇｏｆｔｈｅＹｉｎｇｅｎ ＥｊｉｎａｑｉＢａｓｉｎｈａｖｅｏｂｔａｉｎｅｄｉｎｄｕｓｔｒｉａｌｏｉｌａｎｄｇａｓｆｌｏｗ，ｂｕｔｔｈｅｏｉｌａｎｄｇａｓｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｉｎｔｈｅＳａｇａｒｅｅｘｔｒｅｍｅｌｙｃｏｍｐｌｅｘ．Ｔｈｅｄｒｉｌｌｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｄｅｅｐｌｙｂｕｒｉｅｄａｎｄｈａｖｅｃｏｍｐｌｅｘｌｉｔｈｏｌｏｇｙ，ｍａｉｎｌｙｍａｎｉｆｅｓｔｅｄｂｙｈｉｇｈｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｄｅｎｓｅｌｉｔｈｏｌｏｇｙ，ａｎｄｈｉｇｈｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅｓｔｒｅｎｇｔｈ．Ａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅ，ｔｈｅａｒｅａｉｓｉｎｔｈｅｅａｒｌｙｓｔａｇｅｏｆｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，ａｎｄｔｈｅｒｅｉｓｎｏａｄｊａｃｅｎｔｗｅｌｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｄａｔａｔｈａｔｃａｎｂｅｕｓｅｄａｓａｒｅｆｅｒｅｎｃｅｆｏｒｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｉｔｈｔｈｅｓａｍｅｂｕｒｉａｌｄｅｐｔｈ，ｗｈｉｃｈｓｅｒｉｏｕｓｌｙｒｅｓｔｒｉｃｔｓｔｈｅｓｕｂｓｅｑｕｅｎｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｗｏｒｋ．Ｔｏｔｈｉｓｅｎｄ，ｔｈｅｃｏｎｃｅｐｔｏｆｔｅｓｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ．ＢｙａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｄｒｏｐｄａｔａｏｆＹＨ６ｗｅｌｌｄｕｒｉｎｇｔｅｓｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ，ｐａｒａｍｅｔｅｒｓｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｌｏｓｕｒｅｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｃｌｏｓｕｒｅｔｉｍｅ，ｇｅｏｓｔｒｅｓｓ，ａｎｄｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｏｒｅｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｒｅｏｂｔａｉｎｅｄｔｏｄｅｓｉｇｎａｎｄｏｐｔｉｍｉｚｅｔｈｅｍａｉｎｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｓｃｈｅｍｅ，ｐｒｏｖｉｄｉｎｇｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｕｐ ｐｏｒｔａｎｄｅｎｓｕｒｉｎｇｔｈｅｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｍａｉｎｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ．Ｔｈｉｓｓｔｕｄｙｉｓｏｆｇｒｅａｔｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｃｅｆｏｒｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇａｎｄｏｉｌｔｅｓ ｔｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｓｏｆｈｉｇｈ ｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｓｔｒｅｓｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｔｈｅＹｉｎｇｅｎ ＥｊｉｎａｑｉＢａｓｉｎ，ａｓｗｅｌｌａｓｔｈｅｓｕｂｓｅｑｕｅｎｔｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌ ｏｐｍｅｎｔｏｆｄｅｅｐｏｉｌａｎｄｇａｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｙｉｎｇｅｎ ＥｊｉｎａｑｉＢａｓｉｎ；Ｈａｒｉｓａｇ；ａｂｎｏｒｍａｌｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅ；ｔｅｓｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ［Ｃｉｔａｔｉｏｎ］王卫刚，张军涛，高志亮，等．银额盆地哈日凹陷异常高压储层测试压裂的探究与实践［Ｊ］．西安石油大学学报（自然科学版），２０２４，３９（２）：３９ ４６．ＷＡＮＧＷｅｉｇａｎｇ，ＺＨＡＮＧＪｕｎｔａｏ，ＧＡＯＺｈｉｌｉａｎｇ，ｅｔａｌ．Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｐｒａｃｔｉｃｅｏｆｔｅｓｔｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒａｂ ｎｏｒｍａｌｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＨａｒｉＳａｇ，Ｙｉｎｇｅｎ ＥｊｉｎａｑｉＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ），２０２４，３９（２）：３９ ４６．西安石油大学学报（自然科学版）引 言银额盆地是国内仅存的未进行系统油气勘探和开发的大型古、新生代叠合沉积盆地。
表面活性剂剥离固体表面原油机理_蒋平
石油学报(石油加工)2008年4月 AC TA PE TRO LEI SINICA(PE TRO LE UM P ROC ESSING S ECTION) 第24卷第2期 文章编号:1001-8719(2008)02-0222-05表面活性剂剥离固体表面原油机理蒋 平1,张贵才1,葛际江1,王东方1,马 涛2(1.中国石油大学石油工程学院,山东东营257061;2.中国地质大学能源学院,北京100083)摘要:在原油中加入含非离子-阴离子型表面活性剂N PM-4-4的NaCl水溶液,观察在表面活性剂作用下原油从固体表面剥离的现象。
当在原油中加入表面活性剂溶液后,油-水界面张力迅速降低,在亲油固体表面上,界面张力降低到一定程度后,原油与固体的接触角变小,形成油珠,并且油珠被不断拉长直至拉断。
对于亲水固体表面,如果油珠体积较小,在表面活性剂作用下,油珠不断收缩,同时由于表面活性剂对吸附在油-固界面上的胶质和沥青质成分的渗透增溶作用,体积较小的油珠会从固体表面完全脱落;对于体积较大的油珠,在表面活性剂作用下,油珠被拉长,使部分油珠脱落,剩余的部分油珠继续收缩,直到全部脱落。
分别从杨氏方程和油珠整体受力的角度分析了油珠从固体表面脱落的机理,证明了实验现象。
关 键 词:表面活性剂;亲油;亲水;剥离中图分类号:T E357 文献标识码:ATHE MECHANISM OF OIL DISPLAC EMENT FR OM S OLID S URFACE BY S URFACTANTJIANG Ping1,ZHANG Gui-cai1,GE Ji-jiang1,WA NG Dong-fang1,M A Tao2(1.Petro leum E ng ineer in g C o llege,China Un iver sity o f Petro leum,Dong ying257061,C h ina;2.Ener gy College,China University o f Geos ciences,Beijin g100083,China)A bstract:The phenom ena o f oil displacem ent from so lid surface under the actio n o f surfactant w ereobserved,w hen the NaCl aqueo us solutio n of nonio nic-anio nic ampho teric surfactant NPM-4-4w as added into crude oil.After additio n of surfactant solutio n,the interfacial tension(IFT)betw een oil and w ater reduced im mediately.For the oil-w et so lid surface,the contact ang le betw een oil and solid surface under the action of surfactant w o uld reduce to fo rm oil drips,w hich w as further leng thened and bro ken.For the w ater-w et so lid surface,if the volume of the oil drip w as small enough,the oil drip w o uld contract and finally drop dow n from solid surface due to the interfacial tension,and the permeation and so lubilizatio n of surfactant to the asphaltene and resin adso rbed o n oil-solid surface.If the v olume of the oil drip w as large,the oil drip w as leng thened,a part o f w hich dro pped dow n from so lid surface,left part of w hich w ould continue contract until the drip w as small enough to drop dow n from the surface.Finally,above phenomena we re ex plained by the Young Equation and mechanics.Key words:surfactant;oil-w et;w ater-w et;desorptio n 在三次采油方法中,表面活性剂驱是一种极具发展潜力的提高采收率方法。
石油大学学报(自然科学版)
石油大学学报（自然科学版）石油大学学报（自然科学版）是一本致力于传播石油及相关领域科学研究成果的学术期刊。
自创刊以来，石油大学学报（自然科学版）始终坚持“立足石油、面向世界、服务社会”的办刊宗旨，积极推动石油科学技术的进步，为我国石油工业的发展做出了重要贡献。
石油大学学报（自然科学版）主要刊登石油地质、石油工程、油气储运、石油化工、石油机械、环境工程等领域的学术论文。
期刊设有研究论文、综述、研究简报、学术讨论等栏目，涵盖了石油科学技术的各个方面。
同时，石油大学学报（自然科学版）还注重国际交流与合作，积极刊登国际知名学者的研究成果，提升期刊的国际化水平。
石油大学学报（自然科学版）拥有一支高水平的编委会和审稿团队，他们由国内外石油及相关领域的知名专家组成，确保了期刊的学术质量和权威性。
期刊还采用严格的同行评审制度，对所有投稿进行严格把关，确保发表的文章具有创新性和实用性。
石油大学学报（自然科学版）致力于为石油科技工作者提供一个展示研究成果、交流学术思想的平台。
期刊注重时效性，力求在最短的时间内发表最新的研究成果，为石油工业的发展提供理论支持和技术指导。
同时，石油大学学报（自然科学版）还积极参与国内外学术会议和交流活动，扩大期刊的影响力。
石油大学学报（自然科学版）的读者群体主要包括石油及相关领域的科研人员、工程技术人员、高校师生等。
期刊为读者提供了丰富的学术资源，帮助他们了解石油科学技术的最新动态和发展趋势。
同时，期刊还积极回应读者的需求，不断提高期刊的质量和服务水平。
石油大学学报（自然科学版）将继续秉承“立足石油、面向世界、服务社会”的办刊宗旨，不断提升期刊的学术质量和影响力，为石油工业的发展做出更大的贡献。
我们诚挚邀请国内外石油及相关领域的专家学者踊跃投稿，共同推动石油科学技术的进步。
石油大学学报（自然科学版）石油大学学报（自然科学版）自创刊以来，始终秉承“立足石油、面向世界、服务社会”的办刊宗旨，致力于传播石油及相关领域的科学研究成果。
苯酚在超临界二氧化碳中溶解度的测定与关联
收稿日期:2008206217 基金项目:国家自然科学基金项目(20076036),湖北省新型反应器与绿色化学工艺重点实验室开放基金项目(20040604)资助 通讯联系人:应卫勇,E 2mail :wying @文章编号:100128719(2009)0320407207苯酚在超临界二氧化碳中溶解度的测定与关联肖 杨1,3,吴元欣2,王存文2,应卫勇1(1.华东理工大学化学工程联合国家重点实验室,上海200237;2.武汉工程大学湖北省新型反应器与绿色化学工艺重点实验室,湖北武汉430073;3.中南民族大学催化材料科学国家民委2教育部共建重点实验室,湖北武汉430074)摘要:测定了苯酚在压力8.5～16.0MPa 、温度373.15～398.15K 范围内超临界CO 2中的溶解度。
结果表明,苯酚溶解度随压力的增加而增大;温度对溶解度的影响要相对复杂,当压力低于转变压力11.0MPa 时,溶解度随温度的增加而减小,当压力高于11.0MPa 时,溶解度随温度的增加而增加。
分别用Peng 2Robinson 状态方程和Chrastil 密度型模型关联了溶解度数据,平均绝对偏差分别为9.25%和6.33%,两者吻合良好。
关 键 词:溶解度;苯酚;超临界二氧化碳;测定;关联中图分类号:TQ013.1 文献标识码:AMEASUREMENT AN D CORRE LATION FOR THE SOL UBI L IT Y OF PHEN OL INSUPERCRITICAL CARBON DIOXIDEXIAO Yang 1,3,WU Yuan 2xin 2,WAN G Cun 2wen 2,YIN G Wei 2yong 1(1.S tate Key L aboratory of Chemical Engineering ,East China Universit y of S cience and Technology ,S hanghai 200237,China;2.H ubei Key L aboratory of N ovel Reactor &Green Chemical Technology ,W uhan I nstit ute of Technolog y ,W uhan 430073,China;3.Key L aboratory of Catal ysis and M ateri al Science of t he S tate Et hnic A f f ai rs Commission &Minist ry of Education ,S out h 2Cent ral Universit y f or N ationalities ,W uhan 430074,China )Abstract :The solubility of p henol in supercritical carbon dioxide was measured under t he p ressure ranging f rom 8.5to 16.0M Pa and t he temperat ure f rom 373.15to 398.15K.The experimental result s showed t hat t he solubility of p henol in supercritical CO 2increased wit h pressure ,while t he effect of temperat ure on t he solubility of p henol was co mplicated.To be exact ,t he solubility increased wit h temperat ure when t he pressure exceeded t he ret rograde p ressure of 11.0M Pa ,while t he increasing temperat ure led to decrease of t he p henol solubility when t he pressure was below 11.0M Pa.The experimental solubility data were correlated by using t he Peng 2Robinson equation of state wit h t he van der Waals mixing rule ,and t he density 2based model proposed by Chrastil ,in which t he values of t he average absolute relative deviation were 9.25%and 6.33%,respectively ,indicating t he correlatio n result s were fairly good.K ey w ords :solubility ;p henol ;supercritical carbon dioxide ;measurement ;correlation Bisp henol A polycarbonate (B PA 2PC )is animportant t hermoplastic wit h numerous applications due to it s excellent toughness ,elect rical properties ,t hermal stability and optical properties.Twoindust rially significant synt hetic routes of B PA 2PC weredevelopedvirt uallysimultaneouslybyBayer A G and General Elect ric Co :a two 2p hase interfacial reaction between p hosgene and bisp henol石油学报(石油加工)2009年6月 ACTA PETROL EI SINICA (PETROL EUM PROCESSIN G SECTION ) 第25卷第3期 A(B PA)in a bip hasic reaction system of met hylene chloride and alkaline water(GE)and a melt p hase t ransesterification between a bisp henol and a diaryl carbonate(Bayer).The interfacial p rocess uses p hosgene which is a highly regulated hazardous chemical.Additionally,it is necessary to t reat or dispo se an ext remely large amount of wastewater and met hylene chloride.The melt t ransesterification met hod is solvent2free,and avoids t he direct use of p hosgene.However,t he high visco sity of t he melt p hase decreases t he diff usion of a condensation by2p roduct p henol,which limit s t he final molecular mass of t he polymer[1-4].The novel synt hetic process for preparing B PA2PC by t ransesterification between B PA and dip henyl carbonate(DPC)in supercritical carbon dio xide(ScCO2)was developed[5-7].ScCO2is an excellent plasticizing agent and a good solvent for p henol,t he by2p roduct of t he reaction.In t he p rocess,p henol formed f rom t he reaction was dissolved and diff used into ScCO2p hase.In t he p resent st udy,t he main focus is to explore t he solubility of p henol in ScCO2.As a quantitative representation of t he p hase equilibrium between t he p henol and t he solvent,it is required to evaluate t he optimal condition for t he synt hetic process. Alt hough some result s[8-10]have been reported for t he solubility of p henol in ScCO2,no solubility data of p henol have been p ublished under t he temperat ure ranging fro m373.15to398.15K and t he pressure ranging from8.5to16.0M Pa,which are our interest for t he synt hesis of B PA2PC in ScCO2.The solubility data of p henol under t he experimental condition were correlated by using t he density2based model p ropo sed by Chrastil and by t he Peng2Robinson equation of state wit h t he conventional van der Waals mixing rule.1 Experimental section1.1 MaterialsCarbon dioxide(p urity>99.996%)was used as a supercritical fluid.Nap ht halene and p henol wit h a minimum p urity of99.5%were provided by Shanghai National Pharmaceutical Group Chemical Reagent Corporation L TD.All chemicals were used directly wit hout f urt her p urification.1.2 Apparatus and procedureFig.1shows a schematic diagram of t he apparat us assembled in our laboratory to perform solubility measurement s.In a typical experiment, t he redundant solid solutes(about25g)were loaded into t he equilibrium cell(9)whose internal volume was100mL wit h60mm inner diameter.Air was initially removed from t he system by passing CO2gas t hrough it.The system was t hermo statized to desired temperat ure wit hin0.1K,which was indicated by a t hermo2couple and cont rolled by t he device(10).CO2was pressurized wit h a high2 p ressure p ump(5)and t hen charged into t he equilibrium cell to desired pressure.The pressure was cont rolled to t he value wit h an accuracy of abo ut1%over t he measuring range.After a given p ressure was reached,t he magnetic force stirrer was activated for3h to make t he equilibrium more sufficient.The stirrer rotary speed was500r/min controlled by a speed controller(10).The ScCO2 wit h dissolved compounds passed t hrough a heated micrometer valve(13),and was subsequently expanded to ambient pressure.The solid solutes were collected by two U2shaped t ubes(14,15)in a cold t rap(16)of ice temperat ure.The seco nd U2shaped t ube was used to demonst rate t hat theFig.1 Schematic diagram of experimental apparatusfor solubility measurement1—CO2cylinder;2—Filter;3,6,12—Pressure gauges;4,7,8,13—Metering valves;5—High pressure pump;9—Equilibrium cell;10—Temperature&speed controller;11—Rupture disk;14,15—U2shaped tubes;16—Ice bat h;17—Rotameter;18—Wet gas meter804 石油学报(石油加工) 第25卷 solid solutes have been collected entirely in t he first one.The amo unt collected was determined by weighing.A calibrated wet gas meter (18)at known temperat ure and p ressure was used to measure t he total amount of CO 2.The solubility measurement s were undertaken at the temperatures ranging from 373.15to 398.15K and t he pressures ranging f rom 8.5to 16.0M Pa.2 R esults and discussion2.1 R eliability of the apparatus for solubility measurement in ScCO 2The reliability and efficiency of t he solubility measurement apparat us were tested by measuring t he solubility of nap ht halene in CO 2at 308.15K and underdifferentpressures.Fig.2showedt hecomparison between t he data from t his work (filled symbols )and t ho se of t hree ot her researchers (open symbols )[11-13].Each data point in t his workrepresent s t he average of t hree measurement s.As it can be seen f rom Fig.2,t he experimental result s in t his work were in a good agreement wit h t ho se of ot hers.The relative deviations were only wit hin 1.41%.These result s confirmed t hat t he developed apparat us guaranteed t he adequate precision and accuracy of t he measurements.Fig.2 Solubility of naphthalene in ScCO 2at 308.15Kand under different pressures□Ref.11;○Ref.12;△Ref.13;▼This work ;y is t he mole fraction of napht halene2.2 Solubility of solute in ScCO 2The experimental result s are listed in Table 1in terms of t he mole f raction of solute.The reported values are t he average of t hree measurement s wit h a percentage relative standard deviation of 5%.2.2.1 Effect of temperat ureThe effect of temperat ure on t he solubility of solute in ScCO 2was complex.The increase oftemperat ure can reduce t he density of ScCO 2and it s solvating ability ,however ,increase t he solute vapor p ressure and make t he solute more easily dissolved.The result of t he mut ual competitio n is t hat at lower p ressure t he density of ScCO 2plays a leading role and t he solubility of t he solute will become lower wit h t he temperat ure increasing ;at higher pressure t he solute vapor pressure plays a leading role and t he solubility of t he solute will become higher wit h t he temperat ure increasing.It was observed f rom Table 1t hat t here was a retrograde p ressure wit h t he value of 11.50M Pa.Thesolubility ofp henoldecreasedwit ht hetemperat ure increasing ,when t he pressure was lower t han 11.0M Pa ,but increased wit h t he temperat ure increasing ,when t he p ressure exceeded 11.0M Pa ,which is more p ronounced at higher temperat ures.2.2.2 Effect of pressureIt can also be seen from Table 1t hat t he solubility of p henol increased wit h t he pressure increasing at a certain temperat ure.This is because t he density of ScCO 2increases when t he pressure get s up ,which reduces t he distance between CO 2molecules ,enhances t he interaction force between p henolandCO 2molecules ,resultingint hesolubility of p henol increase.Conversely ,t hedecline in pressure result s in t he decreases of ScCO 2density and t he interaction force between p henol and CO 2molecules as well as t he solubility of p henol.2.3 Correlation of the experimental solubility dataIn order to flexibility and convenient calculate t hesolubilityof p henolinScCO 2atot hertemperat uresandp ressures ,t heexperimentalsolubility data were correlated wit h t he Peng 2Robinson equation of state (EOS ),toget her wit h t he conventional van der Waals mixing rule ,and t he904第3期 苯酚在超临界二氧化碳中溶解度的测定与关联 T able1 Solubilities of phenol in ScCO2p/MPaT=373.15Kρ/(kg・m-3)y/%T=383.15Kρ/(kg・m-3)y/%T=393.15Kρ/(kg・m-3)y/%T=398.15Kρ/(kg・m-3)y/%8.51730.5221630.4081540.3451500.26710.02210.7682060.6561930.5791870.48811.52790.949256 1.034238 1.129230 1.27213.0344 1.436312 1.573287 1.723276 1.93514.5411 1.658371 1.925339 2.036326 2.35716.0472 1.829428 2.078392 2.372376 2.895density2based model p ropo sed by Chrastil,respectively.2.3.1 Correlation wit h t he Peng2Robinson EOSIn t he field of supercritical fluids,t he Peng2Robinson EOS[14]was employed widely,which isgiven by Eq(1).p=R Tν-bm-a mν(ν+bm)+b m(ν-b m)(1)where p is t he absolute p ressure(Pa);T is t he t hermodynamic absolute temperat ure(K);R is t he universal gas constant(8.314J/(mol・K));νis t he molar volume(m3/mol);a m is t he att raction parameter as a f unction of temperat ure and composition(J・m3/mol2);b m is t he co2volume as a f unction of compo sition(m3/mol).The classical van der Waals(vdW)mixing rules were used,shown in Eq(2)2Eq(5). a m=∑i∑j y i y j a ij; a ij=a ii a jj(1-k ij)(2) b m=∑i∑j y i y j b ij; b ij=(b ii+b jj)/2(3) a ii=0.45724R2T2C iip C ii[1+(1-T/T C ii× (0.37464+1.54226ωii-0.26992ω2ii)]2(4)b ii=0.07780R T C iip C ii(5)where a ii and b ii are t he characteristic parameters of Peng2Robinson EOS,which depend on t he critical temperat ure T C,critical pressure p C and acent ric factorωof t he p ure substances;k ij is t he binary interaction parameter obtained by fitting t he experimental solubility data t hrough t he minimizatio n of an objective f unction(OF)defined as Eq(6).O F=∑y cal2-y exp2y exp22(6)In Eq(6),y cal2is t he calculated solubility of solute (mole f raction),and y exp2is t he experimental data.The solubility of solute,y2,at equilibrium wit h ScCO2can be calculated by using t he Eq(7).y2=p s2(T)<sat2expνs2(p-p s2(T))R T<scf2p(7) where p s2(T)andνs2is t he vapor p ressure and molar volume of solute at temperat ure T,respectively; when t he solute is in t he state of sat uration,t he f ugacity coefficient<sat2=1.The f ugacity coefficient of solute in supercritical fluid,<scf2can be calculated by Eq(8).ln<scf2=b22b mpνR T-1-lnp(ν-b m)R T-a m22R T×2∑jy j a ija m-b22b m×lnν+(1+2)bmν+(1-2)bm(8) Physical p roperties of p ure compounds used in correlating t he solubility data are listed in Table2. The vapor p ressures of p henol were calculated by Antoine formula,ot hers are taken f rom literat ure [15].T able2 Physical properties of pure compounds used in correlating the solubility d ataCompound T C/K p C/MPaων/(m3・mol-1)p s2/kPaT=373.15K T=383.15K T=393.15K T=398.15KCO2304.257.3820.225-----Phenol694.3 5.9300.42696.02×10-6 5.4968.56812.98215.824014 石油学报(石油加工) 第25卷 The average absolute relative deviations (AARD)were used to test t he correlation result s, which are defined as Eq(9).AA RD/%=100N ∑Ni=1|y exp-y cal|y exp(9)where N is t he number of experimental data point s. Table3listed t he interaction parameters and t he AA RDs of solubility correlation of p henol in ScCO2 wit h Peng2Robinso n EOS.G ood agreement between t he calculated and experimental values was found, as t he AA RD value of t he solubility of p henol in ScCO2under t he investigation conditions was 9.25%.T able3 Interaction parameters and AAR D of solubilitycorrelation of phenol in ScCO2with Peng2R obinson E OS T/K k12AARD/%373.150.155610.46383.150.16378.92393.150.14969.25398.150.17438.352.3.2 Correlation wit h Chrastil ModelEmpirical models for solubility determination are advantageous since t hey discharge t he use of p hysical2chemical p roperties,normally difficult to obtain.The density2based model p roposed by Chrastil[16]relates t he solubility of a solute in a supercritical fluid as a f unction of t he density of t he p ure supercritical fluid and of t he absolute temperat ure.It is based on t he supposition t hat one molecule of solute A associates wit h k molecules of solvent B to form a solvate complex AB k in equilibrium wit h it s surrounding.A logarit hmic relationship between t he solute concent ration (c,kg/m3),t he supercritical fluid solvent density (ρ,kg/m3)and t he system temperat ure(T,K) was derived,as p resented by Eq(10).ln c=k lnρ+a/T+b(10) In Eq(10),t he associatio n constant k is t he average number of solvent molecules in t he solvate complex;a is a constant depending on t he association heat (t he sum of t he ent halpies of vaporization and solvation of solute),corresponding to temperat ure effect;b is anot her constant relating to t he p hysical p roperties of solute and solvent.The parameters k, a and b are obtained by a multiple linear regression on t he experimental solubility data.In t his work,t he density of ScCO2were calculated by t he Peng2Robinson EOS[17].The correlation result s of p henol solubility in ScCO2wit h Chrastil Model are presented in Fig.3 and Table4.It can be found f rom Table4t hat t he values of association constant k increase wit h t he temperat ure increasing,which may be due to t hat t he enhanced molecular t hermal motion can improve t he association between p henol and ScCO2,and increase t he average number of solvent molecules in t he solvated complex.U nder t he investigated conditions,t he value of k is f rom1.293to2.718, meaning t hat one molecule of p henol associates wit h abo ut2-3molecules of ScCO2to form a solvate complex in equilibrium wit h t he system.But,t he mean value of k is only 1.989,a relatively low value.The association action is relatively weak. The po ssible reason may be t hat ScCO2is a small nonpolar molecule,and p henol is a large polarsubstance.Fig.3 Logarithmic relationship betw een the solubility of phenol in ScCO2and the density of pureCO2correlated by Chrastil modelT/K:〇373.15;●383.15;△393.15;▲398.15The mean value of k is1.989and t he Chrastil equation at t he st udied conditions is as shown in Eq(11). ln c=1.989lnρ-12728.694/T+25.645(11)114第3期 苯酚在超临界二氧化碳中溶解度的测定与关联 T able4 Linear regression parameters of Chrastil model T/K k a b373.15 1.293383.15 1.777393.15 2.166398.15 2.718-12728.69425.645According to t he Chrastil model,t he total association reaction heat can be shown as Eq(12).ΔH=aR(12) where R is the gas constant,equal to8.314J/(mol・K). In t his work,ΔH=-105.826kJ/mol.Though t he association constant k is low,t he reactio n heat is high.It is known t hat t he CO2has a large quadrupole moment as a result of it s highly electronegative oxygen atoms[18],and it is credible t hat it may lead to a favorable quadrupole2dipole interaction between CO2and p henol.The value of AA RD is±6.33%,showing t hat t he agreement between t he calculated and experimental values is quite good.This AARD is lower t han t he AARD obtained by using t he Peng2Robinson EOS,indicating t hat t he Chrastil model has better correlation accuracy t han EOS. The po ssible cause may be t he critical and p hysicochemical p roperties of p henol,which were p redicated by several estimation and group2 cont ribution met hods.3 ConclusionsThe solubility of p henol in supercritical carbon dio xide was investigated at various p ressures and temperat ures(at373.15,383.15,393.15,and 398.15K,in t he pressure range f rom8.5M Pa up to16.0MPa).The ret rograde solubility behavior caused by opposite effect of temperat ure on t he density of ScCO2and on t he sublimation pressure of p henol was found.The ret rograde pressure was located around11.0M Pa.The Peng2Robinson EOS wit h t he van der Waals mixing rule and Chrastil model were used to correlate t he experimental solubility data.The values of t he AA RD were 9.25%and 6.33%for t he correlations of Peng2Robinson EOS and Chrastil model, respectively,indicating t he correlation result s were fairly good.According to Chrastil model,one molecule of p henol associates wit h about2-3 molecules of ScCO2to form a solvate complex in equilibrium wit h t he system and t he total reaction heat was-105.826kJ/mol.Acknow ledgmentsThe aut hors gratef ully acknowledge t he financial support p rovided by t he National Nat ural Science Foundation of China(20076036)and t he Open Foundation of Hubei Key Laboratory of Novel Reactor&Green Chemical Technology(20040604).R eferences[1]STEP H EN M G,RAMON E D G,MITSU TOSHI J,et al.Synthesis and swelling of poly(bisphenol acarbonate)using supercritical CO2[J].Macromolecules,1998,31(25):9090-9092.[2]STEP H EN M G,DEVIN F,GEOR GE R,et al.Solid2state polymerization of polycarbonates using supercritical CO2[J].Macromolecules,1999,32(9):3167-3169. 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立管_翼阀系统的研究__负压差下旋风分离器料腿内的气固流动
收稿日期:2000-06-21 基金项目:中国石油化工集团公司资助项目(X393019) 通讯联系人:孙国刚文章编号:1001-8719(2001)03-0046-11立管-翼阀系统的研究Ⅰ.负压差下旋风分离器料腿内的气固流动石爱军1,陈丙瑜1,夏麟培1,孙国刚2(1.中国科学院化工冶金研究所,北京100080; 2.石油大学,北京100083)摘要:对负压差下立管-翼阀系统的气固流动特性进行了理论分析,并系统地考察了翼阀结构、操作条件、颗粒物性等对立管-翼阀系统中气固两相流动的影响,得到了稳定操作状态下料腿中料封高度的计算式。
h D =M F A b D (10.10sin sin( - )+76.26)+(p 2-p 1) b gD -112.3W 2s sin( - ) 2b gD +19.8W 2s 2b gD + 2.70关 键 词:立管;翼阀;气固流动;料封高度中图分类号:T E 624.4;T E966 文献标识码:A立管-翼阀系统是颗粒循环和颗粒回收系统中的重要组成部分,广泛应用于炼油、石油化工、发电等领域。
在炼油催化裂化装置中,立管-翼阀系统设计为旋风分离器的料腿。
工作时将料腿置于高温流化床中,要求在负压差下操作时保证颗粒物料(催化剂)从低压区流向高压区,在立管内维持一定的料封高度,翼阀维持一定的开度,保持连续稳定地排料,不会产生物料堵塞或立管被吹通,即立管内完全是密相或稀相状态,从而实现催化剂在系统内的稳定循环流动。
立管中固体颗粒的流动状态对装置操作的稳定性、负荷调节、温度控制,以至产品的产率和质量[1～3]有重大的影响。
立管-翼阀系统的稳定操作受结构参数、固体流率、系统中松动气量、窜气量等多种因素的影响。
有关立管-翼阀系统的深入研究,迄今除Leung的研究[1、2、4]以外,其它的报道不多[5]。
本课题中用散体力学和多相流体力学原理对立管-翼阀系统内气固两相的流动特性进行了分析,探讨其稳定工作的机理与条件。