首页 | 本学科首页   官方微博 | 高级检索  
文章检索
  按 检索   检索词:      
出版年份:   被引次数:   他引次数: 提示:输入*表示无穷大
  收费全文   137篇
  免费   16篇
  国内免费   20篇
电工技术   1篇
综合类   8篇
化学工业   25篇
建筑科学   3篇
矿业工程   2篇
能源动力   4篇
轻工业   12篇
水利工程   3篇
石油天然气   112篇
一般工业技术   3篇
  2023年   3篇
  2022年   11篇
  2021年   15篇
  2020年   13篇
  2019年   7篇
  2018年   8篇
  2017年   16篇
  2016年   6篇
  2015年   6篇
  2014年   5篇
  2013年   11篇
  2012年   6篇
  2011年   8篇
  2010年   3篇
  2009年   11篇
  2008年   1篇
  2007年   6篇
  2006年   9篇
  2005年   3篇
  2004年   2篇
  2003年   5篇
  2002年   2篇
  2001年   3篇
  2000年   4篇
  1999年   2篇
  1998年   2篇
  1997年   2篇
  1995年   2篇
  1990年   1篇
排序方式: 共有173条查询结果,搜索用时 15 毫秒
1.
为了表征二维混凝土的传输过程,制备厚度为1 mm的混凝土薄片. 采用X射线透射成像(TXR)技术,联合扫描电镜、背散射和能谱分析技术(SEM/BSE/EDS)原位追踪水在2维混凝土薄片中的毛细自吸过程. 测试不同质量分数CsCl溶液对X射线透射图像的增强效果. 结果表明,CsCl能够提高吸水过程中混凝土薄片的TXR图像对比度,使得水在混凝土中的渗流路径更清晰、可辨. 水泥浆体在吸收CsCl后,扫描电子背散射图像的对比度显著增强. 不同位置铯原子的EDS能谱结果验证了TXR技术确定吸水前锋位置的准确性.  相似文献   
2.
自发渗吸是致密油藏中一种重要开发机理,构建准确的渗吸驱油数学模型对明确致密油藏渗吸驱油规律具有重要意义。基于毛管束模型,考虑束缚水和残余油饱和度,利用二维高斯分布函数拟合从高压压汞测量得到的致密砂岩孔喉分布,构建岩心尺度致密砂岩基质渗吸驱油数学模型,并通过致密砂岩渗吸实验对数学模型进行验证,开展渗吸规律影响因素分析,明确孔喉分布、润湿角、界面张力等因素对渗吸驱油速率的影响。结果表明,致密砂岩微纳米孔喉分布在半对数图中呈二维高斯分布特征;在自发渗吸初期,渗吸驱油速率主要取决于大孔分布特征,岩心渗透率越高,渗吸驱油速率越大;在自发渗吸中后期,渗吸驱油速率主要受纳米孔喉分布影响;渗吸驱油速率随润湿角降低、油水界面张力增大、原油黏度降低而增大。明确致密储层孔喉分布特征能够准确预测致密油藏渗吸驱油速率,对致密油藏开采制度的确定具有一定的指导作用。  相似文献   
3.
以正辛基三乙氧基硅烷和3-巯基丙基三乙氧基硅烷为改性剂,以双氧水为氧化剂,在水基环境下对亲水纳米SiO2颗粒表面进行改性,得到具有磺酸基和辛基的双亲纳米SiO2颗粒,并通过红外和热重对其化学结构和热稳定性进行分析。将双亲纳米SiO2颗粒分散在地层水中制备纳米流体,并评价纳米流体的稳定性、界面性质和渗吸效率。利用核磁共振技术探究纳米流体渗吸过程中岩心孔隙内原油运移规律。结果表明,纳米流体储存30 d未出现分层现象,表现出良好的稳定性;经纳米流体处理的岩心亲水性增强。此外,双亲纳米SiO2颗粒将油水界面张力降低至1.7 mN/m;纳米流体渗吸采收率高达22.6%,渗吸初始阶段小孔隙中的原油被动用,而在渗吸后期阶段大孔隙中的原油才被动用。  相似文献   
4.
《云南化工》2020,(2):111-112
以鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段致密砂岩气藏储层为研究对象,对其天然岩心进行了室内自发渗吸模拟实验,具体选择采用质量法和体积法,分析研究了影响致密砂岩储层自吸的因素。实验表明,渗透率、温度因素对致密砂岩岩心渗吸采收率的影响较大,且都为积极影响。  相似文献   
5.
《石油化工》2019,48(11):1157
采用不同类型的表面活性剂进行自发渗吸实验,并对表面活性剂改善岩石润湿性、降低界面张力的能力进行了分析。实验结果表明,阴离子型表面活性剂改善润湿性的能力好于其他类型的表面活性剂,且在岩心中的自发渗吸效果最好,这是由于阴离子型表面活性剂改善润湿性的机理为离子对形成机理,强于阳离子的吸附机理;接触角是决定渗吸能否发生的决定性因素,只有接触角小于70°时渗吸才能发生;界面张力影响渗吸速度和最终采出程度,对于渗透率为1 mD的岩心,最佳界面张力为10~(-1) mN/m。  相似文献   
6.
Experimental works have proved that imbibition under forced pressure (FP, the difference between hydraulic fluid pressure and original pore pressure) has a positive effect on fossil hydrogen energy development in tight oil reservoir. However, the knowledge of the influence of imbibition under forced pressure (forced imbibition, FI) on fracturing fluid flowback and water retention is still limited. In this paper, experiments were designed and conducted to reveal the mechanism of fracturing fluid flowback and water retention under imbibition effect in tight sandstones. As a comparison, unconsolidated sandstones were also investigated in this study. Core samples were divided into two categories: the imbibition ones (treated by imbibition) and the filtration ones (treated by displacement), in accordance with the real oil-water distribution after well shut-in. An imbibition core and a filtration core were stitched together to conduct a flowback experiment. During the experiment, fluid distribution in different pore sizes was monitored continuously by using a low-field nuclear magnetic resonance device. Results show that the flowback recovery in tight sandstones is much lower than that in unconsolidated sandstones due to the difference of pore structure. Meanwhile, forced imbibition leads to higher oil recovery than spontaneous imbibition (SI) in tight sandstones since forced pressure enhances water imbibition. The water imbibed into small-macro and macro pores contributes the major flowback recovery, but the imbibed water in micro pores is rather difficult to displace and finally retains in these pores during the flowback process. Overall, forced imbibition not only enhances oil recovery but also increases water retention, explaining the mechanism of well productivity increase by using the shut-in method in the field. This study can help to clarify the influence of forced imbibition on fracturing fluid flowback and enhancement of fossil hydrogen development, and further provide guidance for flowback designs.  相似文献   
7.
8.
致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律   总被引:5,自引:4,他引:1  
为明确裂缝性致密油藏注水动态渗吸特征,解决水驱采收率低下等问题,以姬塬油田延长组长6油层组为研究对象,采用高压压汞、核磁共振T2谱、扫描电镜和铸体薄片分析等方法研究了目标储层微观孔隙结构特征,建立了3类储层分类评价标准,并对代表性岩心开展了基于核磁共振在线扫描的动态渗吸实验,模拟了水驱过程中裂缝-基质间的动态渗吸过程,从微观孔隙尺度定量表征了不同孔径孔隙原油的动用程度,评价了8个储层物性参数对动态渗吸效率的影响程度。实验结果表明,目标储层孔隙结构可划分为3类,随着储层孔隙结构变差,孔隙类型逐渐单一化、储集性能和渗流能力不断降低,导致动态渗吸效率不断下降。Ⅰ类和Ⅱ类储层动态渗吸过程可以划分为3个阶段:大孔隙在驱替作用下采出程度快速上升阶段、微小孔隙在渗吸作用下采出程度缓慢上升阶段和动态渗吸平衡阶段;而Ⅲ类储层在实验中仅存在前2个阶段。随着储层孔隙结构变差,微小孔隙动用比例增大,渗吸作用明显,虽然对岩心总采收率贡献程度增加,但总采收率低下。渗透率、可动原油饱和度、孔隙半径、可动原油孔隙度、黏土矿物含量和润湿性是影响动态渗吸效率的主要因素,对渗吸效率的影响程度依次逐渐减弱。分选系数和孔隙度是影响动态渗吸效率的次要因素,对渗吸效率的影响程度相对较小。  相似文献   
9.
针对致密油藏低孔低渗的特点,笔者通过核磁共振测试的方法开展了致密水湿砂岩的自发渗吸实验,研究了表面活性剂作用下的致密岩心自发渗吸驱油机理及其对不同孔隙中油相的动用程度。实验证明,小孔隙吸水大孔隙排油是致密水湿砂岩渗吸驱油的主要机理,渗吸对小孔隙中原油的动用程度远高于其他孔隙,达到了70%以上,渗吸采油可以成为致密油藏开发的一种有效开采方式。研究也发现,十二烷基硫酸钠与其他表面活性剂相比表面活性剂,在促进油滴活化,提高洗油效率等方面效果更明显,提高了渗吸效率,乳化作用可能在渗吸采油中发挥着重要的作用。  相似文献   
10.
This study addresses adsorption kinetics of silica nanoparticles on sandstone mineral surfaces and Enhanced oil recovery (EOR) by nanoparticles. It was shown that nanoparticle adsorption on quartz which is the major constituent of sandstone reservoirs was best described as second order process. Both rate and equilibrium adsorption increases with salinity. However, salinity reduces Intraparticle diffusion while enhancing film diffusion. Spontaneous imbibition with nanoparticles dispersed in low salinity water showed higher incremental recovery which may be due to increased structural disjoining pressure. This was supported by surface forces analysis based on particle size and zeta potential measurements of the nanofluids.  相似文献   
设为首页 | 免责声明 | 关于勤云 | 加入收藏

Copyright©北京勤云科技发展有限公司  京ICP备09084417号