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提出了一种预测油气田开发指标和评价调整效果的新型增长曲线：ＮＰ＝ＮＲｍａｘｔｂｔｂ＋ａ；推导了这种增长曲线的Ｑｔ—ｔ、ｔｍ、Ｑｔｍａｘ以及ＲＰＲ的计算公式；用图形研究了这种增长曲线的Ｑｔ—ｔ关系的变化特点。根据研究发现了一个重要的关系，即油气田生产时间（ｔ）与相应的产量（Ｑｔ）的乘积达到最大值（ｔＱｔ）ｍａｘ时的累积产量Ｎｐ（ｔＱｔ）ｍａｘ与最大可采储量ＮＲｍａｘ的比值恒等于０５，即Ｎｐ（ｔＱｔ）ｍａｘＮＲｍａｘ≡０５，称为Ｎｐ＝ＮＲｍａｘｔｂｔｂ＋ａ型增长曲线预测油气田开发指标的０５准数。提出了根据实际资料计算ＮＲｍａｘ、ｂ、ａ等参数的方法以及应用这种增长曲线评价油气田重大调整措施效果的方法，推导了相应的计算公式。港东油田的计算实例表明了这种增长曲线实际应用的重大价值。     

一种新型增长曲线预测油田开发指标方法

提出了一种预测油田开发指标的新型的增长曲线，推导了这种增长曲线的Ｑｔ￣ｔ、ｔｍ、、Ｑｍａｘ以及ＲＰＲ的计算公式。用图形研究了这种增长曲线的Ｑｔ￣ｔ关系的变化特点。根据研究发现了一个重要的关系，即油田生产时间ｔ与相应的产量Ｑｔ的乘积达到最大值（ｔＱｔ）ｍａｘ时的累积产油量Ｎｐ（ｔＱｔ）ｍａｘ与最大可采储量ＮＲｍａｘ的比值恒等于０．６４７９２，称为Ｎｐ＝ＮＲｍａｘ（ｅ＾ａｔ＾ｂ－１／ｅ＾ａｔ＾ｂ＋１型     

Np型增长曲线预测油田开发指标的0.5准数及其应用

提出了一种预测油田开发指标的新型增长曲线，Ｎｐ＝ＮＲｍａｘ２／πａｒｃｔｇ（ａｔ＾ｂ），推导，了这种增长 曲线的Ｑ１－ｔ、ｔｍ、Ｑｔｍａｘ以及ＲＰＲ的计算公式。     

增长曲线评价油田调整效果方法

提出了应用威布尔（Ｗｅｉｂｕｌ）增长曲线和一种新型增长曲线ＮＰ＝ＮＲ（ｂｔ－１）／（ｂｔ＋ａ）评价油田调整效果的方法。评价的指标是调整前后油田最终可采储量ＮＲ的变化。提出了实际油田有重大调整措施时的ｔＱｔ－ＮＰ或Ｑｔ－ＮＰ变化的６种模式,及用它们评价调整效果时,增长曲线的适用条件。垦西油田的算例表明,所提的评价方法是合理的和可以实现的。     

增长曲线评价油田调整效果方法

提出了应用威尔布增长曲线和一种新型增长曲线Ｎｐ＝ＮＲ（ｂ＾ｔ－１）／（ｂ＾ｔ＋ａ）评价油田调整效果的方法。评价的指标是调整前后油田最终可采储量ＮＲ的变化。     

水驱特征曲线研究（一）

根据水驱特征曲线所对应的不同含水上升规律，将水驱特征曲线分为Ｎｐ＝ｆ（１－ｆｗ））、Ｎｐ＝ｆ（１－ｆｗ／ｆｗ））、Ｎｐ＝ｆ（ｆｗ）、Ｎｐ＝ｆ（ｌｇ（ｆｗ／１－ｆｗ））、Ｎｐ＝ｆ（ｌｇ１／１－ｆｗ））和广义水驱特征曲线共７种类型。介绍了迄今为止已发表的和我们研究出的水驱特征曲线关系式及相应的Ｎｐ－ｆｗ、ｆｗ－Ｒ、（ｄｆｗ／ｄＲ）－Ｒ关系以及对应的递减曲线Ｑｔ－ｔ和Ｎｐ－ｔ的关系式，它们的推导过程和曲线变化特点。本文首先介绍了Ｎｐ＝ｆ（（１－ｆｗ））类型的共８种水驱特征曲线。     

Ni改性的Cu-Mn/ZrO_2催化剂CO加氢合成低碳醇

中科院山西煤化所采用Ｎｉ改性的Ｃｕ－Ｍｎ／ＺｒＯ２催化剂进行ＣＯ加氢合成低碳混合醇的研究，在较温和的条件（Ｔ＝５７３Ｋ，ｐ＝８．０ＭＰａ，ＧＨＳＶ＝４５００ｈ－１）下，醇的时空产率为０．３６ｇ／（ｍｌ．ｈ），总醇中Ｃ２＋醇的选择性为３０％。催化剂以共...     

APS－STS及Ce~（4＋）引发丙烯腈与壳聚糖的接枝共聚反应

采用过硫酸铵（ＡＰＳ）－硫代硫酸钠（ＳＴＳ）及Ｃｅ￣（４＋）分别引发丙烯腈与壳聚糖接枝共聚反应，ＩＲ及ＳＥＭ表征了接枝共聚物的结构。当［Ｃｅ￣（４＋）］＝（６－８）×１０￣（－３）ｍｏｌ／ｌ；［ＡＮ］＝（５－６）×１０｀（－１）ｍｏｌ／ｌ；壳聚糖＝０．７５ｇ／１００ｍ１；４０°Ｃ；反应５小时及当［ＡＰＳ］＝［ＳＴＳ］５×１０￣－３ｍｏｌ／ｌ；［ＡＮ］＝６×ｌ０￣（－１）ｍｏｌ／ｌ；壳聚糖＝２．０ｇ／１００ｍ１；６０°Ｃ；反应５小时时，所得接枝共聚物的接枝率（Ｇ）及接枝支链的分子量均较高。     

Weibull增长曲线预测油田开发指标的0.63212准数

根据威布尔（Ｗｅｉｂｕｌ）增长曲线应用于油田开发指标预测的方法，推导了相应的计算最大可采储量ＮＲｍａｘ的公式，发现了一个重要的关系：当时间与产量Ｑｔ的乘积ｔＱｔ达到最大值时，累积产量Ｎｐ／ＮＲｍａｘ为０．６３２１２。使用这一准数，可以准确而简便地计算出ＮＲｍａｘ及ａ和ｂ等系数。算例表明，这种关系的使用方法有很好的效果，进一步证明威布尔增长曲线在油田开发指标计算和预测中的重大价值。图２表１参２（陈志宏摘）     

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神经网络时间序列预测模型　　设有一组随时间ｔ变化的序列｛ｘｔ｝（ｔ＝１，２，…，Ｔ），那么传统的一维时间序列模型可以广义地用映射表示为　　　　ｘｔ＋ｋ－１＝φ（ｘｔ，ｘｔ－１，…，ｘｔ－ｌ）（１）如果将ｘｔ替换为向量，那么相应地式（１）中的映射变为向量值映射，从而演变为多维时间序列问题。要使时间序列模型具有较高的拟合精度，关键在于映射与实际值的逼近程度。应用神经网络技术处理时间序列预测问题要解决的关键，一是如何针对不同类型的时间序列预测问题构造相应的神经网络预测模型；二是如何选择数据作预测；三是…     

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根据用于预测油气田开发指标的增长曲线的定义,提出了一种新型b^t^c因子型增长曲线－Gp＝GRmax b^t^c-1/b^t^c a,并推导了其对应的产量（Qg)的计算式。特性研究表明其（Gp/GRmax)Qgmax和（Gp/GRmax)(tQR)max的最大变化范围均为0－0．6492,说明其峰值产量可出现在中期靠后,因而符合绝大多数油气田的产量变化规律;其Qt-Np关系曲线在后期可向下凹或接近直线的向上凹;其待定系数有4个,因而描述产量变化更加灵活,但系数可用线性回归简单求出;相国寺气田和庆祖集油田的计算实例表明,计算曲线与实际值符合得相当好。以上都表明提出的增长曲线是一种预测功能很强的增长曲线。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西部盒8段地层水地球化学特征及成因

通过对苏里格气田西部盒8段地层水性质及地球化学特征研究,推断地层水的成因,寻找天然气富集区,揭示气田油、气、水分布规律。苏里格气田西部39口井的地层水具有如下地球化学特征:①地层水阴、阳离子含量(r)高低差异悬殊,阴离子以Cl^-占绝对优势,HCO₃^-和SO^2-₄含量很低,阳离子以Ca²⁺占优势,K⁺+Na⁺含量也较高,Mg²⁺含量低;②地层水呈弱酸性,具中-高矿化度;③水型以氯化钙Ⅴ型水为主,局部有氯化钙Ⅳ型和Ⅲ型水;④地层水化学特征参数具有钠氯系数(r_Na⁺/r_Cl^-)低、脱硫系数(2×100×r_SO4^2-/r_Cl^-)高、变质系数[1/2(r_Cl^--r_Na⁺)/r_Mg²⁺]高和镁钙系数(r_Mg²⁺/r_Ca²⁺)低的特征。研究结果表明:苏里格气田西部盒8段地层水具有油气伴生水特点,属于天然气充注时留下的残余地层水,形成于封闭、还原的水文地球化学环境。地层水分布受砂体和成藏条件控制,可能有3种成因类型:孤立砂体封闭地层水、弱动力生烃气水驱替不完全的残留水及大砂体低部位滞水。     

微-纳米受限空间原油-天然气最小混相压力预测方法

微-纳米受限空间原油-天然气的最小混相压力(MMP)对致密/页岩油储层注天然气提高采收率参数优化、方案设计及产能预测至关重要,但至今尚缺少获取该参数的可靠方法。针对这一关键问题,提出一种微-纳米受限空间原油-天然气界面张力(IFT)计算方法,通过原油-天然气相平衡计算得到Parachor模型参数从而计算出IFT,并基于界面张力消失法(VIT)预测MMP。该方法改进了气液平衡计算及Peng-Robinson状态方程,考虑了毛细管压力并修正了流体的临界压力和临界温度,简化了传统计算方法,并将气/液相压力考虑到平衡常数K_i的迭代公式中。通过设计8组不同组分天然气并以长庆油田原油和拟注入天然气为实例,分别计算了孔隙半径r_p为5 000 nm、1 000 nm、500 nm、100 nm、10 nm时的IFT和MMP。计算结果表明,压力越高,IFT越小;在r_p为100~5 000 nm时,原油-天然气体系的IFT和MMP基本不受r_p的影响;当r_p≤100 nm时,IFT和MMP显著降低,MMP最大降幅达38.76%,说明致密/页岩油储层注天然气提高采收率相比常规储层注天然气更容易混相。原油-天然气体系的MMP与C₂—C₄含量呈现负相关性,且r_p越小,MMP递减速度越快,最大降幅达57.33%(r_p=10 nm,C₂—C₄摩尔分数增至40%)。将计算结果与文献报道数据进行对比,进一步验证了模型的可靠性。     

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陕甘宁气田奥陶系马五１＾４层是该区重要的天然气后备储层，岩性为白云岩，泥质含量低，层厚４－８ｍ，孔隙度１％－９％，气藏无统一气水界面。章运用单层测试，测井信息研究了干层，气层及水层的规律，总结出一套现场解释方法。电阻率曲线上，Ｒｔｃｐ＞１５０Ω·ｍ为含气层或干层，反之则为气层或水层；声波测井曲线上，△ｔｃｐ＞１５８μｓ／ｍ基本上是干层；自然电位曲线上，其基线选择马五＾５亚段致密灰岩层的ＳＰ曲线，     

含水饱和度指数n的理论及实验

含水饱和度指数n是用电阻率评价地层流体性质的重要参数.本文通过理论推导,得出了影响n指数的几大因素,分别为地层水电阻率R_w、阳离子交换容量Q_v、含水饱和度S_w以及地层因素F.并发现砂岩影响n的因素是F和R_w,而泥质砂岩则分别是R_w,Q_v和F.以上某些结论已在实验中得到验证.     

Removing Naphthenic Acids from Diesel Oil by Microwave Irradiation

Microwave technology is introduced for removal of naphthenic acid from diesel oil. The decrease of Zeta-potential of interface and the viscosity of diesel oil are responsible for the acceleration of separation of naphthenic acid with microwave irradiation. It was observed that the separation percentage changed with the dosage of alkali compound solvent, irradiation pressure, irradiation time, irradiation power, settling time, and oil phase-to-solvent phase volume ratio (O/S). The removal rate of naphthenic acid was maximum when the optimum conditions were suggested to be M_p/M_T = 1.5, 0.05 MPa, 6 min, 375 W, 25 min, and O/S = 10, respectively.     

异常压力气藏储量和综合压缩系数的确定

若异常压力气藏生产中存在反凝析现象,相态变化会使p/Z-G_p图中直线段明显偏转.若以没有考虑相态变化的物质平衡方程为基础核实储量,即使考虑储层压实等因素,也必须选择压力高于储层气露点压力的数据,即对应p/Z-G_p图中的第一直线段.提出一种综合考虑流体及岩石压缩性、小范围稳态含水层和页岩水流入条件下只依据生产和气体组分数据唯一确定原始储量和综合压缩系数的最优化方法,给出了应用实例.     

Synthesis and Surface Active Properties of Novel Nonionic Aryl Oleic Diethanolamide Surfactants

A series of novel aryl oleic diethanolamide (AOD) surfactants with different hydrophobic groups were synthesized. An aromatic ring introduced to a long alkyl chain had a significant effect on reducing water surface tension. The critical micelle concentration (CMC) and the surface tension (γ_cmc) at the CMC were investigated. The CMC was 4.56 × 10^-8 mol/L to 5.83 × 10^-6 mol/L for AOD1:1 (molar ratio of aryl oleic acid: diethanolamide = 1:1) and corresponding γ_cmc was 36.4 mN/m to 39.3 mN/m. The CMC of AOD1:2 (molar ratio of aryl oleic acid: diethanolamide = 1:2) were in 1.21 × 10^-7-9.98 × 10^-6 mol/L and γ_cmc were in 31.6-34.4 mN/m.