一、气相色谱模拟实验的开发与应用（论文文献综述）
栾治盛,杜江峰,孙平昌,侯丽云,丁聪[1]（2021）在《生烃热模拟研究进展及对非常规油气成藏研究约束》文中认为生烃热模拟实验是烃源岩成烃潜力与资源评价的重要手段,也是揭示页岩油气等非常规能源成藏序列的重要正演方法。生烃热模拟实验可以根据体系的开放性分为开放体系、封闭体系和半开放体系热模拟实验,选择不同的模拟实验方法应用于不同的研究目的。开放体系是与干酪根初始裂解反应最相近的热模拟方法,半开放体系是最为接近实际地质体中烃源岩热演化的热模拟体系,封闭体系更适用于Ⅲ型干酪根生烃模拟的研究,是认识重烃二次裂解的重要方法。在有机质热演化过程中,生成油气会受温度、压力、水介质、催化剂等条件的影响,这些外界因素也会对热模拟实验产生重要影响。热模拟实验在非常规资源中应用较广泛,既可以研究烃源岩的生排烃特征、成烃潜力及油气滞留特征;也可以分析作为储层的泥页岩的储集物性及孔隙类型演化特征等。目前热模拟实验在碳酸盐岩烃源岩热模拟实验、页岩热演化过程中的微米-纳米孔隙结构变化特征,有机质生排烃与泥页岩储集物性的协同演化关系这三个方面取得重要进展,也是未来的主攻方向。
尹丰丰[2]（2021）在《适于油田集输系统用可溶性清蜡球的开发》文中指出含蜡原油在管输过程中易发生蜡沉积,导致管道流通面积减小,甚至堵塞管道。目前普遍采用向管道中投加清管器的方法清除管壁沉积蜡,但传统清管器本身不具备可溶性,清管过程中易发生卡球或蜡堵等安全事故。针对目前清管器存在的问题,通过室内实验与现场测试,在传统橡胶球的基础上研发了一类适用于油田集输系统的可溶性清蜡球,此外,利用自制的管道结蜡模拟装置研究了不同条件下管道结蜡规律,对降低清管风险和制定合理的清蜡方案意义重大。设计了一种原油管道结蜡模拟实验装置及其配套实验工艺。研究分析了不同条件下管道中的结蜡速率,总结了管道结蜡规律。基于结蜡模拟实验结果,根据分子扩散机理,建立了管道结蜡模型。采用所建立的结蜡模型对结蜡量进行模拟,对不同条件下管道中的结蜡情况进行了分析,结果表明,（1）所选油样在设定的温度区间内,结蜡速率随原油温度的增加先升高后降低,当油温处于20℃左右时,为结蜡高峰区。（2）随原油含水率、流量的增加,管道中结蜡速率逐渐降低。（3）所选油样在设定的温度区间内,随着油壁温差的增加结蜡速率升高。在传统橡胶清蜡球的基础上,研发了4种可溶性清蜡球。（1）设计了一套能快速给橡胶球内部添加化学防蜡剂的装置,此外经过筛选,将硬脂酸钠作为防蜡剂,乙醇作为助剂,最终得到了担载型清蜡球QL-1,室内实验结果表明,QL-1在不同含水率的条件下可持续释放防蜡剂48 h以上。（2）非回收型清蜡球QL-2由防蜡剂硬脂酸钠与增稠剂羧甲基纤维素钠经乙醇作为助剂,利用球型模具制成,室内实验结果表明,QL-2机械性能良好,在不同管线条件下能持续作用50 h。（3）通过药剂筛选、配方优化,选择将C9氢化石油树脂与硬脂酸钠复配作为外壳,高密度聚乙烯球体作为内核,得到了回收型清蜡球QL-3,室内实验结果表明,不同配方的清蜡球QL-3承压能力均在2 MPa以上,此外,通过改变球体中C9氢化石油树脂的含量,可改变球体外壳溶解速度,能在确保物理清蜡效果不变的前提下,满足不同条件管线的清蜡需求。（4）以放热量和放热速率为主要指标,对生热体系加入量、催化剂种类及加入量、压片填充剂加入量进行了优选实验,得到了自生热内核,其中氯化铵5.4 g,亚硝酸钠6.9 g,催化剂柠檬酸2 g,压片填充剂硬脂酸钠6 g。利用QL-3的外壳包裹自生热内核,得到了定点自生热型清蜡球QL-4,室内实验结果表明,QL-4最高可承受1.3 MPa压力,持续放热30 min,且随着蜡层厚度的增加,清蜡率逐渐升高。同时筛选了7条管线对QL-3与QL-4进行了现场试验,制定了合理的投球方案。试验结果表明,球体性能稳定,对结蜡较严重的管线清蜡效果尤为显着,为解决区块管线结蜡的生产困境提供了必要的指导。
关瑞[3]（2021）在《延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征》文中进行了进一步梳理页岩气是一种非常规油气,是我国未来天然气主要的接替选区,具有“持续式”聚集的特点。我国鄂尔多斯盆地延安地区山西组页岩气资源丰富,但目前尚未对该地区山西组建立页岩气的富集模式。本文选取延安地区山西组泥岩样品,以一大整块样品,钻取直径为2.5cm的岩心柱子,利用WYMN-3型温—压生烃模拟仪对岩心柱进行生烃模拟实验,研究其生排烃潜力,并利用扫描电镜和氮气吸附的方法对延安地区山西组储层孔隙进行分析,并与实际地质条件相结合,以探讨在研究区中影响页岩气富集的主要因素,建立页岩气藏的富集模式。本文根据测井曲线和地层划分标准对山西组进行了小层划分和沉积微相划分,认为研究区山西组整体处于三角洲沉积相,山1段和山2段泥岩厚度普遍在20～40m之间。在此基础上利用微量元素分析测试数据分析还原了山西组各小层的古沉积环境和古生产力,结果显示在山西组沉积时期整体处于水下,基本处于温暖潮湿的还原环境中,沉积的古生产力较高,有机碳含量较高,有机质的成熟度达到了高成熟—过成熟的阶段,大量发育以生气为主的Ⅲ型干酪根。而生烃模拟实验的结果显示山西组不同岩性组合,对不同成熟阶段的生排烃均有影响。目前山西组发育泥—砂—泥、煤—泥—砂及煤—泥三种岩性组合,在有机质成熟度过高时,泥岩中生成的烃类滞留泥岩地层中,可以形成较高的超压,可以大量排出。电镜扫描和氮气吸附实验的结果显示该地区主要发育大小以介孔为主矿物粒间孔和粒内孔,是油气运移与吸附的主要通道。在对泥页岩埋藏地质条件研究的基础上,与研究区生烃强度及孔隙特征相联系,建立了延安地区山西组的两种页岩气富集模式,分别是厚层泥岩夹薄砂层富气模式和厚层泥页岩与粉细砂岩富气模式。
孙佳楠[4]（2021）在《东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理》文中提出为了研究东营凹陷页岩中可动油情况以及页岩油生烃过程中形成的页岩油与烃源岩两者之间存在的关系,对东营凹陷沙三下段和沙四上段烃源岩进行了热解实验和留烃实验。分析了干酪根热解产物的组成,对产物进行了动力学软件模拟,结合东营凹陷实际的埋藏史和受热史,得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段生烃史和留烃史。对东营凹陷烃源岩进行了无机矿物研究,研究了无机矿物对页岩油的滞留能力。结合东营凹陷生留烃史、烃源岩的基础地球化学和储层的基本参数信息,对东营凹陷页岩油的可动量进行了评价,并得到了页岩油可动量的评价模型。对生烃过后的残余干酪根进行了红外光谱实验,初步探讨了干酪根在生烃过程中,干酪根分子的结构变化。干酪根热解实验产物分析结果表明,对于比较王57和王161干酪根,总烃的产率都是随着热解温度的升高呈现先升高后下降的趋势,C1-C5气体的产率随着热解温度的升高而升高,C6-C14轻烃和C14+重烃的产率随着热解温度的升高,呈先升高后降低的趋势,这是因为,随着热解温度的升高,干酪根生成的重质组分分解形成轻质组分,导致气态烃和产率不断升高,C6-C14轻烃先升高后下降,并且产率拐点出现的重质烃晚。通过生烃动力学对王57和王161两个干酪根进行研究,研究表明,王57烃源岩现在正进入主要的生烃阶段,而王161烃源岩已经进入生烃后期。对王57和王161干酪根进行留烃实验,根据干酪根的溶解度参数范围,我们用五种不同溶剂溶解度参数在7-13（cal/cm3）0.5范围内来进行溶胀实验,得到溶胀曲线,用来模拟不同成熟度下页岩油在残余干酪根中的滞留量。实验结果表明:干酪根对有机溶剂的吸附能力会随着成熟度的增加而降低,并且吸附量会逐渐平衡,不会降低为0。这是由于随着干酪根热演化程度的增加,干酪根的结构也会趋渐于稳定,一部分页岩油很难从干酪根中排出。用樊页1井原油配制五种不同浓度的原油样品进行无机矿物的表面吸附实验,分别得到了粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油能力。结果表明:粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油量分别为18 mg/g、3 mg/g和1.8 mg/g。统计得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段的总有机碳和矿物含量。通过公式计算得到了烃源岩中无机矿物表面吸附原油的质量。尽管在页岩油评价中不经常使用抽提氯仿沥青“A”作为评价指标,但是,抽提氯仿沥青“A”无论是在成分组成还是在化学性质上,与页岩油都更为接近。基于孔隙度、气油比、岩石吸附量和油层参数随着成熟度的变化情况,结合生留烃动力学,建立了页岩油可动量模型。这有助于确定潜在的页岩油层、评价可动量的页岩油资源。该模型显示,东营凹陷高质量的页岩油资源的成熟度范围0.7-1.0%Ro之间:成熟度小于0.7%Ro时,有少量运移来的油;成熟度大于1.0%Ro,从烃源岩中排出的原油量增加,但可能进入常规储层中。通过对残余干酪根的红外光谱实验结果分析表明,干酪根分子在生烃过程中,分子中脂肪族化合物的含量逐渐减少,芳化程度逐渐增高,干酪根分子的缩聚程度逐渐增大,含氧官能团含量减少。在没有过油窗前,干酪根的生烃潜力会随着干酪根的成熟度增加而升高,过油窗之后,干酪根虽然有生烃潜力,但生烃潜力会大大降低;生烃过程中,干酪根的热演化程度也逐渐增加。
王雅丽[5]（2021）在《超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性实验研究》文中研究指明压裂增产煤层气技术是一种有效储层增渗技术,作为主要压裂增产技术之一的水力压裂在工程应用中存在诸如:裂缝形式单一、成网困难、水污染严重等问题。当前,超临界CO2压裂作为新兴技术具有裂缝扩展形式多样、成网能力强、近乎零储层伤害等特点备受关注。同时,超临界CO2与煤体作用过程中可溶蚀萃取煤中部分有机质,致使煤体化学结构与力学特性发生改变。为在压裂过程中充分体现超临界CO2化学-力学改造煤体效能,本文预先开展了煤超临界CO2溶浸试验,采用气相色谱-质谱检测技术、傅里叶变换红外光谱检测技术、低温液氮吸附技术以及渗透率测试技术等分析了溶浸过后萃取液中有机成分随溶浸时间变化规律、萃余煤官能团结构变化、煤微观孔隙结构变化规律以及煤体渗流特性演变规律等。随后,开展了预浸泡-压裂煤体实验、超临界CO2与Nano-silica耦合压裂实验,借助于压力-时间曲线、裂缝表面扩展图像等与单一超临界CO2压裂进行比较,探究了预浸泡以及Nano-silica的添加对起裂压力、裂缝扩展延伸等变化的影响。实验结果表明:煤超临界CO2溶浸过后萃取得到的有机物种类数量随溶浸时间的延长3天时先增加至30种,7天时降至9种。短期溶浸（≤3天）过程中,煤中提取出的低分子芳香烃、脂肪烃类化合物占比较高,约为51%～55%。其中,C分子量小于10的芳香烃化合物3天时的百分比含量高达38.32%。而长期溶浸（>3天）后萃取得到的醇类及酯类等含氧化合物的相对含量约为60%～85%。其中,醇类物质相对含量由3天时的24.34%逐渐降至7天时的3.89%;而酯类物质主要以C>20系列的邻苯二甲酸酯为主。同时,超临界CO2降低了煤中芳香官能团以及含氧官能团的含量,引起相应特征吸收峰强度降低。故超临界CO2溶浸作用可改变煤化学结构。煤中孔容及比表面积随溶浸时间延长均有不同程度的增加。其中,短期溶浸（≤3天）过后,煤孔隙口颈处、孔隙内表面的有机物分子得以被提取,引起大量微孔向中孔及大孔方向转变,中孔孔容、比表面积持续增大,总孔容及比表面积呈现不断增加的趋势。而长期溶浸（>3天）过程中,孔隙受压缩现象明显,微孔孔容及比表面积显着增大,引起总孔容略微下降,但总比表面积仍持续上升。此外,煤样平均孔径在短期溶浸过后不断增大,3天时的最大增幅为17.53%;同时,煤样吸附量随比表面积的增加而不断增大,且3天时最大吸附量可达原煤的2.60倍。煤体渗透率随溶浸时间的延长不断增大。短期溶浸（≤3天）过后,受煤中有机质的溶解以及煤基质膨胀形成新裂缝能力的影响,渗透率增速较大;而长期溶浸过后,煤孔隙体积压缩,有机物运移受阻,渗透率增速放缓。7天溶浸过后,2～6MPa孔隙压力下,煤体渗透率增大至原煤的4～7倍,最大渗透率值较原煤提高了1个数量级。煤体预浸泡（3天）后部分有机质的提取改变了煤化学结构,引起孔容及比表面积的不断增大、煤体渗透率增加、力学特性弱化,体现为煤体起裂压力值的降低。同时,与单一超临界CO2压裂相比,预浸泡-压裂时起裂压力值降低了约8%～19%。此外,煤体预浸泡后可引起层理裂缝的重启及扩展,形成较多连通型“回”字或“工”字裂缝网络。而对于预先存在明显裂缝的煤体而言,6MPa水平应力差条件下,剪切破坏形成的平行层理裂缝及次生裂缝数量较多、延展性较好,裂缝网络结构更复杂。因此,预浸泡-压裂更有利于充分利用超临界CO2化学-力学耦合作用改性增透煤体,形成复杂缝网结构、提高压裂效果。与单一超临界CO2压裂相比,超临界CO2与Nano-silica耦合压裂后,可有效增大孔隙压力,降低煤体有效应力,致使起裂压力值降低了约30%～43%。同时,Nano-silica在超临界CO2压裂煤体过程中可起到支撑裂缝结构、维持裂缝网络结构长期稳定作用。且耦合压裂过后煤样裂缝宽度增加了2～4倍,有效维持了压裂效果。
马綦镇[6]（2021）在《微生物絮凝剂强化电厂循环水处理效能的研究》文中指出我国是缺水问题十分严重,全国有超过300个城市存在水资源短缺的现象;水污染导致的水质恶化更是使水短缺问题雪上加霜。絮凝工艺借助其成本低廉和工艺简便的特点在多种污水净化方法中脱颖而出,在各个领域中广泛应用。相比于具有毒性、易产生二次污染的无机和有机絮凝剂,绿色、无毒而且高效的微生物絮凝剂便成为了当下研究开发的热点。本研究通过对培养基的优化、对微生物絮凝剂的分离提纯、组分分析和对电厂循环水的实际处理效果进行研究,以期对微生物絮凝剂后续的理论研究和实际应用提供些许参考。选取产絮菌的发酵培养基中使用量最多的三种营养物质进行响应面分析实验,用响应面设计的培养基配比发酵得到的微生物絮凝剂进行絮凝实验,使用Design-Expert软件对实验结果进行计算,并结合不同因素两两之间的交互影响图来分析最佳的培养基配比。本研究结果表明,微生物絮凝剂存在于产絮菌的发酵液中,是由产絮菌分泌到细胞外的代谢产物,且产絮菌胞体的存在不影响微生物絮凝剂的使用效果,因此在实际使用中不必进行分离提取的步骤。微生物絮凝剂的热稳定性较好,但絮凝效果会随着p H值的变化有较大改变,只有p H在7-8之间是才能起到最好的效果。微生物絮凝剂的组成成份基本上是多糖和蛋白质,且多糖的含量远远多于蛋白质,二者的比值为41:1,起主要絮凝作用的成分是多糖。根据红外光谱分析图和气相色谱分析图显示,微生物絮凝剂同时具有糖类和蛋白质的特征基团,其糖类成分包括甘露糖、葡萄糖和半乳糖,单糖为吡喃糖。基于动态模拟实验的结果,微生物絮凝剂对于电厂循环水的处理效果远优于或持平于化学絮凝剂。根据水体污染指标在30天内的变化情况,发现产絮菌的使用周期基本为20天左右。进一步使用微生物絮凝剂在电厂进行实地运行试验,在为期5个多月的试运行中,电厂循环水体系中的污染指标基本都在当地污水排放的控制要求范围之内,还能通过减少补充水量而达到提升电厂收益的结果。证实了微生物絮凝剂能够维持循环冷却水水质的稳定,可以实际应用于电厂循环水的处理中。
贺文同[7]（2021）在《油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究》文中进行了进一步梳理油页岩是一种非常规油气资源,有效开发油页岩资源,能在全世界范围内缓解能源危机。油页岩中富含的干酪根有机质属于未成熟阶段,在加热条件下可以产生出裂解油与裂解气。目前油页岩的开发技术,主要分为地表干馏与原位转化。地表干馏在中国的应用时间久远,主要用途是供热与发电,而其利用的主要是浅层地层中赋存的油页岩,这极大限制了油页岩可利用的规模。另一方面利用地表干馏方法对油页岩进行裂解,会造成大气污染,水污染,废渣污染等环境问题,所以油页岩地表干馏无法大规模长时间应用。而近20年针对于资源量巨大,赋存于地层较深的油页岩资源的原位转化方法成为研究热点。吉林大学研究团队近几年分别在农安与扶余进行野外油页岩原位转化先导试验,研究中发现高压条件下不同加热阶段的油页岩中半焦-裂解气-裂解油的有机质演化规律,与各反应阶段油页岩的生烃潜力变化规律,对油页岩原位工程的有效进行与页岩油气产品的利用很重要。而且不同实验条件不同阶段的有机质演化程度与生烃量常常以岩心实验Ro值与Tmax值来界定,而实际原位转化实验工程中无法获得油页岩岩石样品,只能利用开采井获得油页岩热解产生的裂解油与裂解气,所以无法测定已经热解的油页岩半焦的Ro值与Tmax。由于原位转化实验工程中油页岩层有机质分布不均质性,以及受加热程度不同等问题,依据加热温度与加热时间难以确定地下油页岩中有机质转化程度,为开采带来很多不确定因素,也导致投入能源的浪费。因此,针对工程上可获得的裂解油与裂解气为主要研究对象,寻求能够指示油页岩原位开采过程中有机质演化进程的地球化学控制方法将有重要的现实意义。为进一步研究这一问题,本次首先研究选取吉林大学正在松辽盆地两个开展油页岩原位转化工程中的油页岩岩心样品进行高压加热实验,采用模拟现场工程的工艺方法对块状岩心进行符合具体现场地下施工环境与施工工艺的方法进行高压升温实验。实验结果表明,根据油页岩在热解过程中按照产物的生成量,主要分为三个阶段:室温～300℃、300～475℃与475～520℃,在300～475℃温度下油页岩排出的产品主要是裂解油,而且相比第一阶段产量显着增加。热解过程中产生的烃类气体中以甲烷为主,450℃以上的样品甲烷含量百分比均超过90%,在520℃时分别达到98.09%与98.69%,说明干酪根在热作用下逐渐成熟,产生的烃类化合物逐渐倾向于变成分子量更小的碳氢化合物。模拟实验中产生的裂解油一部分保存在油页岩孔隙中,一部分由油页岩孔隙与裂隙排出,残留在油页岩中的裂解油非烃组分（NSO）与沥青质之和的比例高于饱和烃与芳香烃的比例,而裂解温度超过350℃时裂解油的生成量快速增长并排出,排出的油页岩中饱和烃的含量最高。油页岩在热解初期生成的非烃与沥青质可能是干酪根转化过程中的中间产物。对于原位开采工程,油页岩中干酪根随温度增加产生的有机质中以大分子的非烃与沥青质的比例为主,这势必会占据油页岩内部有机质孔隙。只有不断地持续升温并保温使沥青质与非烃进一步热解成小分子的烃类化合物,才不至于造成油页岩内部孔隙空间堵塞,因此加热温度不能低于350℃。而通过岩石热解实验结果分析可知,低受热温度的油页岩样品都具有好的生烃潜力,而425～450℃是一个转折点,超过450℃温度的油页岩将不具备好的前景,这个温度结点对油页岩原位开采工程中井下温度的选择控制非常重要。第4章中关于油页岩热解过程中有机质成熟度参数的研究发现,热解产生的烃类气体中In C1/C2与In C2/C3交互图判定干酪根的成熟度变化并呈现良好的规律变化,表明干酪根成熟度不断提高。油页岩半焦样品的Ro值随热解温度逐渐上升而不断提高,显示干酪根成熟度从未成熟到成熟,有很好的指示性。岩石热解评价Tmax只能应用在热解温度为450℃以下的样品,并可以指示未成熟-低熟-成熟的油页岩有机质成熟度状态。随热解温度的升高,裂解油饱和烃的主峰碳与CPI值逐渐降低。对于裂解油生物标志化合物研究发现,Ts/（Ts+Tm）、藿烷C3222S/（22S+22R）、甾烷C2920S/20（R+S）与ββ/（αα+ββ）随热解温度的升高有良好且稳定的变化趋势,针对原样到热解温度425℃的油页岩有机质成熟度进程有良好的指示而且区分度明显并涵盖了主要的热解生烃高峰。有机质稳定碳同位素的研究发现,必须对特定地区同一层段的油页岩进行稳定同位素分馏研究后,将总油碳同位素与各组分碳同位素综合投点分析,确定有机质热解程度。所以本次研究认为,油页岩原位开采工程中可以通过开采井的打开而获得裂解油与裂解气,再利用多种成熟度参数对油页岩有机质热解进程进行有效的跟踪控制,并建议将井下加热器的温度设置在425℃左右,以便获得最大的能源回报。第5章对通过前文对农安油页岩的系统研究与对农安开采井获得的裂解油进行有机地球化学分析,包括裂解油生物标志化合物参数与裂解油各组分稳定碳同位素,结合本次模拟实验中裂解油的地化分析,综合研究可知,目前农安油页岩原位转化工程中地下油页岩目标层位的有机质热解程度相当于模拟实验400～425℃的阶段,正处于生油窗顶峰。目前采用的加热工艺是符合工程预期实验目的并且具有经济价值的。本论文提出的采用地球化学综合研究的方法对油页岩原位开采工程将是必不可少的,应该贯穿于全程决策与工程进程把控,使经济回报率最大化。同时应用时需要注意在区域详细资源评价工作的基础上,获得目标开采层油页岩热模拟实验系统的地球化学参数,进而判定在有地下油页岩机质热解过程,研究过程中应进行各种地球化学数据的综合研究,同时注意地球化学研究对象的时空差距。希望本文的研究工作可以完善油页岩原位开采理论,成为油页岩原位转化实验工程的关键技术。
翟光麾[8]（2021）在《鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究》文中提出鄂尔多斯盆地西部上古生界的石炭-二叠系发育多套烃源岩,其中有些煤层（0～2m）过薄的地区依然发现了低流量的天然气,说明其来源可来自除煤之外的其他烃源。本论文以鄂尔多斯盆地西部上古生界煤系地层为研究对象,结合区域野外地质、钻井、录井等资料,利用油气地球化学测试分析手段,总结并分析了鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩的展布特征、岩石学特征、油气地球化学特征,并通过生烃模拟实验对本地区煤和暗色泥岩的生烃强度进行计算,进一步探讨其生排烃特征。本文研究结果将会对鄂尔多斯盆地西部的天然气资源的勘探开发和预测评价提供科学参考依据。通过钻井资料对各层的煤与暗色泥岩进行统计与分析,认为鄂尔多斯盆地西部的煤岩主要在北部富集,北部厚度可达30m,南部煤层较薄,一般在10m左右;暗色泥岩的分布特征与煤岩有所不同,北部泥岩厚度在10～40m左右,而南部则普遍在60～100m左右,总体上呈现出北低南高的态势。对鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩进行油气地球化学分析,暗色泥岩有机碳平均含量为1.58%,炭质泥岩的有机碳平均含量为21.25%,煤岩有机碳含量平均值为56.1%。烃源岩干酪根类型主要为III型干酪根,少部分为II2型干酪根。Ro基本介于1.2～2.0%之间,处于高成熟阶段,有机质热演化程度较高,普遍达到过成熟干气阶段。研究区内烃源岩主要以生气为主,生油能力有限。分别选取盆地上古生界低熟煤、暗色泥岩和炭质泥岩进行生烃模拟实验,结合研究区TOC含量,对研究区进行了生烃强度计算,结果表明研究区现今的烃源岩累计生烃强度为（10-17）×108m3/km2,其中研究区北部铁克苏庙与鄂托克旗附近与研究区南部青石峁附近生烃强度最高。北部与中部的煤岩生烃强度高于泥岩,而南部煤岩层较薄的区域,泥岩对生烃强度的贡献更高。研究区烃源岩排烃强度在中南部,即青石峁史家湾附近,泥岩排烃强度高于10×108m3/km2,最高可达23.3×108m3/km2,源岩的有机碳含量特征与镜质体反射率特征具有相同的趋势,即在研究区北侧较低,高值区与平均值最高的区域都集中在中南部,即青石峁-史家湾一带,围绕这一带形成了有机碳含量,镜质体反射率,生排烃强度的高值区,根据实验结果分析,该区域暗色泥岩对于排烃强度的贡献高于煤岩,是十分重要的烃源岩。最终认为,炭质泥岩是生气能力最强的烃源岩,而在上古生界中,太原组中的烃源岩是最好烃源。
刘卫民[9]（2020）在《生物降解和热蚀变叠加作用对原油组成及生烃行为的影响》文中研究表明我国不少含油气盆地是典型的叠合盆地,经历了复杂的构造运动,导致其中的油藏发生了复杂的次生蚀变,包括早期生物降解作用和晚期热蚀变作用的叠加,也即本论文中所提到的叠加次生蚀变作用。油藏中原油复杂的化学组成在生物降解和热蚀变叠加作用影响下的变化过程难以被捕捉,目前研究程度较低。本论文通过生物降解模拟实验和黄金管封闭体系热模拟实验,综合运用高分辨率和高灵敏度的电喷雾电离-傅里叶变换离子回旋共振质谱仪（ESI FT-ICR MS）以及其他常规的分析测试手段和方法,揭示了原油的化学组成在叠加次生蚀变作用影响下的变化过程和机理。本论文首先以江汉盆地低熟原油为例,综合运用ESI FT-ICR MS和气相色谱-质谱联用（GC-MS）研究了原油中含杂原子极性化合物的组成。结果表明,原油复杂的化学组成可以被GC-MS结合ESI FT-ICR MS较为全面地表征:江汉盆地低熟原油中含有丰富的极性有机硫化物,并且其中的硫原子主要以环状结构存在。这些极性有机硫化物很可能是由沉积可溶有机质中一些包含活跃官能团（如共轭的C=C双键）的前驱体在成岩阶段早期经由分子内硫化作用形成的。本论文还通过好氧生物降解模拟实验揭示了江汉盆地低熟原油的生物降解过程和机理,发现了在轻度–中度生物降解作用的影响下,原油中富氢的正构烷烃几乎被完全移除。原油中的有机硫化物也会在生物降解过程中不断减少,并且环状结构越少的有机硫化物会越快地被移除。这些有机硫化物的生物降解途径与正构烷烃类似,即通过侧链的末端氧化形成含硫的有机酸。本论文的生物降解模拟实验结果和前人的研究都表明原油中的富氢有机质如正构烷烃等会在生物降解过程中被优先消耗。这必然会影响残余原油在后期热蚀变作用下的生气潜力和热稳定性。为了揭示不同程度生物降解对原油生气潜力和生气时机的具体影响,本论文以同源但生物降解程度不同的原油样品为实验对象,进行了黄金管封闭体系热模拟实验以及生烃动力学数值模拟。结果表明,轻度–中度的生物降解会导致残余原油生气潜力的明显降低。同时,在Easy%Ro为1.6–2.5的范围内,生物降解原油的产焦率是正常原油的2–4倍,因此在利用储层残余固体沥青的量反推原油裂解气资源量时如果不考虑生物降解作用的影响就可能会造成高估。此外,生烃动力学计算的结果表明,遭受了中度和严重生物降解的原油热稳定性变差,相较于正常原油会在更早的热演化阶段二次裂解生气。一些油藏在叠加次生蚀变作用的影响下,虽然没有大规模裂解生气,但是原油的化学组成发生了不同程度的改变。本论文还利用GC-MS和ESI FT-ICR MS分析了热模拟实验残余液态烃中烃类化合物和含杂原子极性化合物的变化。在烃类生物标志化合物中,常用的油源对比指标如C27–29规则甾烷的分布会在中度生物降解阶段失效,而TT23/H30和H29/H30的比值会在严重生物降解阶段失效。同时,这些参数又都会被Easy%Ro≥0.91的热成熟作用改造而失去指示油源的意义。相比之下,三环萜比值TT23/(TT23+TT24)既抗严重生物降解又耐热蚀变,适合用于叠合盆地油藏的油源对比工作。常用的热成熟度指标也会受到早期生物降解的影响。中度生物降解会导致甾烷异构化指数C29ααα20S/（20S+20R）和C29αββ/（ααα+αββ）的升高以及甲基菲指数MPI-R的降低,而严重生物降解会导致萜烷类热成熟度指标如C32升藿烷异构化指数22S/（22S+22R）发生变化。这些差异会在热成熟作用下逐渐减小。例如,中度–严重生物降解原油中的甲基菲指数MPI-R在Easy%Ro为0.91–2.11的范围内与正常原油差别不大。含杂原子极性化合物中,中性氮化合物和有机酸的分布受叠加次生蚀变作用的影响最大。生物降解会导致原油中有机酸的相对富集和中性氮化合物的相对减少,而热成熟作用则恰好相反。在中性氮化合物中,生物降解和热成熟作用都会导致咔唑类化合物相对苯并咔唑和二苯并咔唑减少。此外,脂肪酸要比环烷酸更容易受到生物降解作用的影响,而脂肪酸的热稳定性又要高于环烷酸。基于不同DBE值有机酸含量的主成分分析可以快速区分样品间相对的生物降解程度和热演化程度。
黄越义,廖玉宏,刘卫民,陈承声,许涛,王云鹏,彭平安[10]（2020）在《黄金管封闭体系热模拟实验中两种液态烃收集方法对比及其对相态特征的影响》文中提出原油在热裂解过程中会生成大量的轻烃(C6～C13),这些轻烃组分的性质介于气体和液体之间,易挥发,在常温下不以单独的气相或者液相存在,因而往往难以收集完全。本次工作先进行原油裂解生烃动力学模拟实验,在每个温度点都采用了两根黄金管作为平行样,其中一根黄金管按照传统液态烃收集方法,先在线测试完气态烃,然后用液氮冷冻1个跟真空系统相连的细胞瓶来收集轻烃,随后将黄金管剪开并投入加入了正戊烷的细胞瓶中,使两部分液态烃合并。另一根黄金管采用液氮直接冷冻收集的方法,即先用液氮充分冷冻黄金管,然后再快速剪破并浸入正戊烷中,以尽可能地减少轻烃组分的挥发。通过对比这两种收集方法获得的液态烃组分(C6～C13和C14+)定量数据,揭示液态烃组分在组成和产率上的差异。在此基础上,借助PVTsim相态模拟软件,将这两种收集方法获得的数据进行油气相态数值模拟,以研究两种收集方法导致的相行为差异。研究结果表明,液氮直接冷冻收集方法能更有效地收集轻烃组分,获得的轻烃产率明显高于传统液态烃收集方法。当Ro,Easy=0.62%～0.87%时,传统液态烃收集方法少收集了近40%的轻烃;当Ro,Easy=0.87%～2.47%时,传统液态烃收集方法损失了近1/6的轻烃,这些损失主要为C6～C9。当Ro,Easy<1.67%时,传统液态烃收集方法获得的热解产物的泡点压力偏高,最大偏差达3.3MPa(Ro,Easy=0.62%),随热解温度升高,泡点压力偏差逐渐减小;当Ro,Easy>1.67%时,由于轻烃的热解加剧使得含量减少,对泡点压力的影响变小。因此,通过液氮直接冷冻液态烃的收集方法能够更准确地反映热解产物中轻烃组分的组成和产率。
二、气相色谱模拟实验的开发与应用（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、气相色谱模拟实验的开发与应用（论文提纲范文）
（1）生烃热模拟研究进展及对非常规油气成藏研究约束（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 热模拟实验的发展历史 |
| 2 生烃热模拟实验体系 |
| 2.1 开放体系热模拟实验 |
| 2.2 封闭体系热模拟实验 |
| 2.3 半开放体系热模拟实验 |
| 3 热模拟实验的影响因素 |
| 3.1 有机质类型及样品特征 |
| 3.2 温度与压力 |
| 3.3 水介质 |
| 3.4 催化剂 |
| 4 热模拟实验在非常规油气成藏方面的应用 |
| 4.1 生烃规律 |
| 4.2 烃类滞留 |
| 4.3 储层演化 |
| 4.4 黏土矿物转化 |
| 5 展望 |
| 6 结论 |
（2）适于油田集输系统用可溶性清蜡球的开发（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 管线结蜡国内外研究现状 |
| 1.2.1 管线结蜡过程 |
| 1.2.2 管线结蜡机理 |
| 1.2.3 管线结蜡影响因素 |
| 1.2.4 典型结蜡模型 |
| 1.2.5 管线清防蜡技术 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 集输管线结蜡规律研究 |
| 2.1 集输管线结蜡模拟实验设计 |
| 2.1.1 实验装置 |
| 2.1.2 实验步骤 |
| 2.2 油样及蜡样基础物性 |
| 2.2.1 实验试剂 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.2.3 蜡样物性检测分析 |
| 2.2.4 原油物性检测分析 |
| 2.3 集输管线结蜡规律 |
| 2.3.1 油温对结蜡的影响 |
| 2.3.2 油壁温差对结蜡的影响 |
| 2.3.3 含水率对结蜡的影响 |
| 2.3.4 流量对结蜡的影响 |
| 2.4 管线结蜡模型分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 可溶性清蜡球的研制 |
| 3.1 实验试剂与仪器 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 机械性能测定 |
| 3.2.2 溶解性能测定 |
| 3.2.3 放热性能测定 |
| 3.3 担载型清蜡球QL-1 研制 |
| 3.3.1 作用原理 |
| 3.3.2 实验装置 |
| 3.3.3 防蜡剂筛选 |
| 3.3.4 制备方法 |
| 3.3.5 清蜡球QL-1 室内评价 |
| 3.4 非回收型清蜡球QL-2 研制 |
| 3.4.1 作用原理 |
| 3.4.2 组成及配方 |
| 3.4.3 制备方法 |
| 3.4.4 清蜡球QL-2 室内评价 |
| 3.5 回收型清蜡球QL-3 研制 |
| 3.5.1 作用原理 |
| 3.5.2 主剂筛选与实验评价 |
| 3.5.3 缓释材料与防蜡剂的复配 |
| 3.5.4 制备方法 |
| 3.5.5 清蜡球QL-3 室内评价 |
| 3.6 定点自热型清蜡球QL-4 研制 |
| 3.6.1 作用原理 |
| 3.6.2 生热体系的筛选 |
| 3.6.3 生热体系用量确定 |
| 3.6.4 生热体系催化剂及用量优选 |
| 3.6.5 清蜡球QL-4 室内评价 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 可溶性清蜡球现场应用试验 |
| 4.1 可溶性清蜡球投球方案设计 |
| 4.2 现场试验方案设计 |
| 4.2.1 管线筛选及方案设计 |
| 4.2.2 投球方法 |
| 4.3 可溶性清蜡球现场试验效果评价 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 结论与展望 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 展望 |
| 5.3 创新点 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 项目依托 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 研究区概况 |
| 1.3.2 生烃模拟 |
| 1.3.3 生烃动力学 |
| 1.3.4 页岩气富集模式 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地层发育特征 |
| 2.2 沉积相特征 |
| 2.2.1 沉积相标志 |
| 2.2.2 古沉积环境 |
| 2.3 古生物及古生产力 |
| 2.3.1 古生物 |
| 2.3.2 古生产力 |
| 第三章 山西组页岩地球化学特征 |
| 3.1 页岩的空间展布特征 |
| 3.2 页岩地球化学特征 |
| 3.2.1 有机质丰度 |
| 3.2.2 有机质类型 |
| 3.2.3 有机质成熟度 |
| 3.3 页岩气特征 |
| 3.3.1 页岩气地球化学特征 |
| 3.3.2 页岩气成因 |
| 第四章 泥页岩生烃特征 |
| 4.1 生烃模拟方法 |
| 4.2 生烃模拟实验 |
| 4.2.1 样品采集和制备 |
| 4.2.2 实验方法和原理 |
| 4.2.3 实验流程 |
| 4.2.4 实验产物收集与定性 |
| 4.3 实验结果分析 |
| 第五章 页岩气富集模式 |
| 5.1 不同气藏赋存特征及山西组岩性组合 |
| 5.1.1 不同岩相中页岩气赋存特征 |
| 5.1.2 山西组岩性叠置 |
| 5.2 山西组页岩气富集模式 |
| 5.2.1 页岩气富集条件 |
| 5.2.2 页岩气富集模式 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（4）东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.1.1 国内外研究概况 |
| 1.1.2 课题来源及意义 |
| 1.2 研究方案 |
| 1.2.1 研究方法及主要研究内容 |
| 1.2.2 研究方案与技术路线 |
| 1.2.3 主要工作量 |
| 第二章 渤海湾盆地东营凹陷区域地质背景 |
| 2.1 东营凹陷区域构造背景 |
| 2.2 东营凹陷形成与演化特征 |
| 2.3 东营凹陷构造特征 |
| 2.4 东营凹陷地层特征 |
| 2.5 东营凹陷烃源岩特征 |
| 2.5.1 有机质丰度 |
| 2.5.2 有机质类型 |
| 2.5.3 有机质成熟度 |
| 第三章 生烃动力学理论与实验技术 |
| 3.1 化学动力学基础 |
| 3.1.1 基元反应、简单反应和复杂反应 |
| 3.1.2 化学反应速度方程式 |
| 3.1.3 温度对反应速度的影响 |
| 3.1.4 活化能及其对应反应速度的影响 |
| 3.2 生烃动力学模型 |
| 3.2.1 总包反应动力学模型 |
| 3.2.2 串联反应模型 |
| 3.2.3 平行一级反应动力学模型 |
| 3.3 生烃动力学模型的适用性及存在问题 |
| 3.3.1 生烃动力学模型的局限性 |
| 3.3.2 生烃动力学模型存在问题 |
| 3.4 生烃动力学热模拟系统 |
| 3.4.1 开放系统 |
| 3.4.2 半封闭系统 |
| 3.4.3 封闭系统 |
| 第四章 黄金管高压釜封闭体系生烃动力学研究 |
| 4.1 实验装置 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 提取干酪根 |
| 4.2.2 黄金管封闭体系热模拟实验 |
| 4.2.3 产物提取 |
| 4.3 样品地球化学特征 |
| 4.4 产物产率特征 |
| 4.4.1 总烃产率特征 |
| 4.4.2 热解C_1-C_5气态烃和C_6-C_(14)轻烃产率特征 |
| 4.5 干酪根生烃动力学参数 |
| 第五章 原油组分分离及组分生成动力学 |
| 5.1 原油族组分分离方法简介 |
| 5.1.1 柱色谱法(Column Chromatography,CC) |
| 5.1.2 薄层色谱法(Thin Layer Chromatography,TLC) |
| 5.1.3 高压液相色谱法 |
| 5.1.4 微型柱色谱 |
| 5.2 实验结果与讨论 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 烃源岩留烃实验及留烃机理 |
| 6.1 留烃实验发展 |
| 6.1.1 油气初次运移的研究状况 |
| 6.1.2 有机质留烃实验发展现状 |
| 6.1.3 有机质溶胀实验方法简介 |
| 6.2 有机质溶胀实验方法及实验过程 |
| 6.2.1 质量法 |
| 6.2.2 溶剂的选择 |
| 6.2.3 溶胀实验及原油在残余干酪根的滞留量 |
| 6.3 岩石中有机质组成及性质 |
| 6.3.1 岩石中粘土矿物与有机质 |
| 6.3.2 泥岩中有机质特征 |
| 6.3.3 有机质的物理化学特征 |
| 6.4 无机矿物吸附有机质能力 |
| 6.4.1 东营凹陷矿物含量 |
| 6.4.2 矿物特征 |
| 6.4.3 矿物分离 |
| 6.4.4 矿物表面吸附 |
| 6.5 生烃过程中干酪根结构变化—红外光谱分析 |
| 6.5.1 红外光谱的基本概念 |
| 6.5.2 实验方法 |
| 6.5.3 红外光谱图谱解析 |
| 6.5.4 干酪根红外光谱分析 |
| 6.5.5 结果讨论 |
| 6.6 留烃机理 |
| 6.7 本章小结 |
| 第七章 东营凹陷页岩可动油评价 |
| 7.1 东营凹陷埋藏史 |
| 7.2 东营凹陷烃源岩生留烃史评价 |
| 7.2.1 留烃曲线及动力学参数 |
| 7.2.2 封闭体系下烃源岩留烃史评价 |
| 7.3 东营凹陷页岩油可动油评价 |
| 7.3.1 影响储层原油滞留量参数 |
| 7.3.2 页岩可动油评价模型 |
| 7.4 本章小结 |
| 第八章 结论 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 论文创新点 |
| 8.3 本文的不足之处及今后工作建议 |
| 8.3.1 不足之处 |
| 8.3.2 今后的工作建议 |
| 参考文献 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
| 致谢 |
（5）超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 煤层气开发技术理论研究与发展现状 |
| 1.2.2 渗透率强化增产技术发展历程 |
| 1.3 超临界CO_2改性煤岩体理论研究进展 |
| 1.3.1 超临界CO_2强化煤体渗透率 |
| 1.3.2 超临界CO_2萃取溶蚀效能 |
| 1.3.3 超临界CO_2力学特性弱化 |
| 1.3.4 超临界CO_2压裂煤岩体研究进展 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 煤化学结构超临界CO_2溶浸改性演变规律研究 |
| 2.1 煤超临界CO_2溶浸实验方案及程序 |
| 2.1.1 煤样制备与加工 |
| 2.1.2 煤样工业分析及元素分析 |
| 2.1.3 实验装置系统及步骤 |
| 2.1.4 液相有机物成分及萃余煤结构特性测定 |
| 2.2 萃取液中有机物成分及相对含量变化分析 |
| 2.2.1 有机物成分测定 |
| 2.2.2 有机物种类数量时间变化规律 |
| 2.2.3 有机物类型相对含量变化规律 |
| 2.2.4 主要有机物相对含量变化规律 |
| 2.3 萃余煤化学官能团变化分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 煤孔裂隙结构超临界CO_2溶浸改性演变规律研究 |
| 3.1 煤孔裂隙结构测定实验及方法 |
| 3.1.1 煤孔隙结构测定方法 |
| 3.1.2 煤体渗透特性测定实验及方法 |
| 3.2 微观孔隙结构变化分析 |
| 3.2.1 孔容及比表面积时间变化规律 |
| 3.2.2 平均孔径分布时间变化规律 |
| 3.2.3 等温吸附量时间变化规律 |
| 3.3 煤体渗透特性影响分析 |
| 3.3.1 孔隙压力对渗透率变化的影响 |
| 3.3.2 溶浸时间对渗透率变化的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 TCHSFM-I真三轴超临界CO_2压裂煤体物理模拟实验 |
| 4.1 实验方案及步骤 |
| 4.1.1 实验样品制备 |
| 4.1.2 实验设备系统 |
| 4.1.3 实验参数设定 |
| 4.1.4 实验步骤 |
| 4.2 起裂压力变化规律研究 |
| 4.2.1 起裂压力基本理论及起裂过程分析 |
| 4.2.2 原煤水平应力差对起裂压力的影响 |
| 4.2.3 预浸泡-压裂对起裂压力的影响 |
| 4.2.4 Nano-silica对起裂压力的影响 |
| 4.3 裂缝扩展延伸规律分析 |
| 4.3.1 原煤水平应力差对裂缝扩展的影响 |
| 4.3.2 预浸泡后煤体裂缝生成情况 |
| 4.3.3 Nano-silica对裂缝扩展的影响 |
| 4.3.4 Nano-silica对裂缝宽度的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与展望 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（6）微生物絮凝剂强化电厂循环水处理效能的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 絮凝剂概述 |
| 1.2.1 无机絮凝剂 |
| 1.2.2 有机絮凝剂 |
| 1.2.3 微生物絮凝剂 |
| 1.3 微生物絮凝剂的研究现状 |
| 1.3.1 微生物絮凝剂的作用机理 |
| 1.3.2 微生物絮凝剂的应用现状 |
| 1.3.2.1 印染废水 |
| 1.3.2.2 重金属废水 |
| 1.3.2.3 食品工业废水废水 |
| 1.3.2.4 含油废水 |
| 1.3.2.5 污泥脱水 |
| 1.3.2.6 微藻采集 |
| 1.3.3 复合型微生物絮凝剂 |
| 1.3.4 微生物絮凝剂现存问题 |
| 1.4 课题研究目的及内容 |
| 1.4.1 研究目的 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 第二章 实验材料与方法 |
| 2.1 实验材料 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验试剂 |
| 2.3 菌株 |
| 2.4 培养基 |
| 2.5 实验方法 |
| 2.5.1 灭菌 |
| 2.5.2 微生物絮凝剂的制备 |
| 2.5.2.1 种子培养 |
| 2.5.2.2 摇瓶发酵 |
| 2.5.3 微生物絮凝剂的分离提纯 |
| 2.5.4 絮凝实验 |
| 2.5.5 微生物絮凝剂的稳定性分析 |
| 2.5.5.1 微生物絮凝剂的热稳定性 |
| 2.5.5.2 微生物絮凝剂的p H稳定性 |
| 2.5.6 微生物絮凝剂的组分分析 |
| 2.5.6.1 Molish反应 |
| 2.5.6.2 蒽酮反应 |
| 2.5.6.3 茚三酮反应 |
| 2.5.6.4 双缩脲反应 |
| 2.5.7 糖的定量测定 |
| 2.5.8 蛋白质的定量测定 |
| 2.5.9 红外光谱分析 |
| 2.5.10 气相色谱分析 |
| 2.5.11 pH、电导率、浊度的测定 |
| 2.5.12 钙离子硬度的测定 |
| 2.5.13 COD的测定 |
| 第三章 絮凝剂的培养基优化及稳定性研究 |
| 3.1 培养基优化 |
| 3.1.1 响应面设计 |
| 3.1.2 响应面分析结果及方差分析 |
| 3.1.3 絮凝率优化响应曲面分析 |
| 3.1.4 模型验证 |
| 3.2 絮凝活性成分分布位置的确定 |
| 3.3 微生物絮凝剂的稳定性 |
| 3.3.1 微生物絮凝剂的稳定性 |
| 3.3.2 微生物絮凝剂的p H稳定性 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 微生物絮凝剂组分研究 |
| 4.1 糖和蛋白质的定性测定 |
| 4.2 糖和蛋白质的定量测定 |
| 4.3 红外光谱分析 |
| 4.4 气相色谱分析 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 循环冷却水实际处理效能研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 动态模拟运行 |
| 5.3 现场运行效果研究 |
| 5.3.1 现场状况 |
| 5.3.2 现场运行结果 |
| 5.4 节水性分析 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的学术论文及参加科研情况 |
（7）油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.1.1 世界油页岩资源分布与开发利用现状 |
| 1.1.2 中国油页岩资源分布与开发利用现状 |
| 1.2 国内外油页岩开采技术研究现状及分析 |
| 1.2.1 油页岩资源地面利用技术 |
| 1.2.2 油页岩原位开采技术 |
| 1.2.3 油页岩生烃模拟及产物特征研究 |
| 1.2.4 油页岩原位开采模拟研究存在的问题 |
| 1.3 本文主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 拟采用的研究方法 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 研究区地质条件与实验方法 |
| 2.1 研究区地质条件与取样 |
| 2.1.1 松辽盆地地质概况 |
| 2.1.2 松辽盆地油页岩特征 |
| 2.1.3 油页岩原位转化研究区内油页岩地质特征与实验取样 |
| 2.2 实验方案与测试方法 |
| 2.2.1 实验方案 |
| 2.2.2 实验方法 |
| 第3章 油页岩高压热解实验中有机质演化与生烃潜力研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 高压热失重实验结果讨论 |
| 3.3 热解模拟实验分析 |
| 3.4 烃类裂解产物演化特征与分析 |
| 3.4.1 裂解气组分演化规律 |
| 3.4.2 裂解油组分与烃类化合物演化研究 |
| 3.5 半焦有机质丰度与生烃潜力变化 |
| 3.5.1 油页岩半焦各阶段总有机碳研究 |
| 3.5.2 岩石热解实验 |
| 3.5.3 油页岩半焦生烃潜力变化 |
| 3.6 对油页岩地下原位转化实验的意义 |
| 3.7 小结 |
| 第4章 油页岩的原位转化反应进程成熟度参数研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 各阶段裂解气组分演化特征与分析 |
| 4.3 各阶段油页岩热解半焦产物成熟度分析 |
| 4.3.1 岩石热解参数分析 |
| 4.3.2 镜质体反射率与有机光片分析 |
| 4.4 裂解油有机地球化学特征分析 |
| 4.5 油页岩各有机组分稳定碳同位素演化 |
| 4.5.1 研究区基础同位素值研究 |
| 4.5.2 不同温度阶段油页岩干酪根与总油碳同位素变化分析 |
| 4.5.3 有机质各组分稳定碳同位素对比 |
| 4.5.4 有机质总反应进程与碳同位素分馏 |
| 4.6 对油页岩原位开采的意义 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 油页岩反应进程地化控制参数实际应用与方法可行性研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 现场原位转化工程 |
| 5.3 现场原位转化工程有机质地球化学数据特征 |
| 5.4 农安油页岩地下反应进程推算与方法可行性 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 主要结论与下一步工作设想 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 下一步工作设想 |
| 参考文献 |
| 个人简介与攻读博士学位期间的学术成果 |
| 致谢 |
（8）鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题背景和意义 |
| 1.1.1 鄂尔多斯盆地西部上古生界有效潜在烃源 |
| 1.1.2 煤系烃源、暗色泥岩的区分与贡献 |
| 1.1.3 不同烃源类型的生烃演化特征 |
| 1.1.4 生烃强度计算 |
| 1.1.5 目前存在的问题 |
| 1.2 研究思路及方法: |
| 1.2.1 研究思路 |
| 1.2.2 研究方法 |
| 1.2.3 研究内容 |
| 1.3 主要完成工作量 |
| 1.4 主要认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 构造位置及演化 |
| 2.2 上古生界沉积地层特征 |
| 2.2.1 石炭系 |
| 2.2.2 二叠系 |
| 2.3 上古生界沉积构造背景 |
| 2.3.1 上古生界沉积背景特征 |
| 2.3.2 烃源岩展布特征 |
| 2.3.3 烃源岩黏土矿物特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 烃源岩地球化学特征 |
| 3.1 有机质丰度特征 |
| 3.1.1 有机碳含量特征 |
| 3.1.2 氯仿沥青“A” |
| 3.1.3 生烃潜量 |
| 3.1.4 有机质丰度特征总结 |
| 3.2 有机质成熟度特征 |
| 3.2.1 镜质体反射率 |
| 3.2.2 最大热解峰温 |
| 3.3 有机质类型特征 |
| 3.3.1 干酪根元素组成 |
| 3.3.2 干酪根同位素特征 |
| 第四章 烃源岩生烃演化研究 |
| 4.1 黄金管热模拟 |
| 4.1.1 样品选择 |
| 4.1.2 黄金管热模拟实验 |
| 4.1.3 实验结果 |
| 4.2 生烃演化特征 |
| 4.3 生排烃强度特征 |
| 4.3.1 生烃强度计算 |
| 4.3.2 生烃贡献分析 |
| 第五章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（9）生物降解和热蚀变叠加作用对原油组成及生烃行为的影响（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1. 选题的意义和目的 |
| 1.2. 研究背景和现状 |
| 1.3. 存在的问题 |
| 1.4. 研究思路、内容和技术路线 |
| 1.4.1. 研究思路 |
| 1.4.2. 主要研究内容 |
| 1.4.3. 论文的技术路线 |
| 1.5. 完成的主要工作量 |
| 第2章 复杂原油的化学组成及其生物降解过程 |
| 2.1. 样品与实验 |
| 2.1.1. 样品 |
| 2.1.2. 好氧生物降解模拟实验 |
| 2.1.3. GC-MS分析 |
| 2.1.4. ESI FT-ICR MS分析 |
| 2.1.5. FT-ICR MS数据处理方法 |
| 2.2. 复杂原油化学组成的表征 |
| 2.2.1 负离子模式ESI下检测到的N_1和N_1S_x类化合物 |
| 2.2.2. 正离子模式ESI下检测到的N_1和N_1S_x类化合物 |
| 2.2.3 负离子模式ESI下检测到的O_1和O_1S_x类化合物 |
| 2.2.4 负离子模式ESI检测到的O_2和O_2S_x类化合物 |
| 2.2.5 正离子模式ESI下检测到的S_x类化合物 |
| 2.3. 极性有机硫化物的可能来源 |
| 2.4. 原油的生物降解过程及机理 |
| 2.4.1 原油生物降解程度的划分 |
| 2.4.2. 含杂原子极性化合物在生物降解过程中的变化 |
| 2.4.3. S_x类化合物在生物降解过程中的变化 |
| 2.4.4. O_1和O_1S_1类化合物在生物降解过程中的变化 |
| 2.4.5. O_2和O_2S_1类化合物在生物降解过程中的变化 |
| 2.5. 本章小结 |
| 第3章 生物降解对原油生气行为的影响 |
| 3.1. 样品与实验 |
| 3.1.1. 样品信息及预处理方法 |
| 3.1.2. 热模拟实验及热解产物定量分析 |
| 3.1.3. GC-MS、GC-FID和Py-GC分析 |
| 3.1.4. 生烃动力学参数计算 |
| 3.2. 原油和储层沥青的地球化学特征 |
| 3.3. 可溶有机质和固体沥青在热解过程中的变化 |
| 3.4. 气态烃的产率和组成变化 |
| 3.5. 气态烃的稳定碳同位素组成 |
| 3.6. 生物降解对残余原油生气潜力的影响 |
| 3.7. 气态烃的化学组成以及稳定碳同位素组成 |
| 3.8. 生烃动力学模拟及地质意义 |
| 3.9. 本章小结 |
| 第4章 叠加次生蚀变作用对原油生物标志化合物的影响 |
| 4.1. 样品与实验 |
| 4.1.1.样品信息与预处理方法 |
| 4.1.2. GC-MS分析 |
| 4.2. 生物降解程度不同的原油及其热解产物中生物标志化合物的分布特征 |
| 4.2.1. 烷烃的分布特征 |
| 4.2.2. 甾烷的分布特征 |
| 4.2.3. 萜烷的分布特征 |
| 4.2.4. 芳烃类生物标志化合物 |
| 4.3. 叠合盆地中常见生物标志化合物的适用范围 |
| 4.3.1. 油源对比指标 |
| 4.3.2. 热成熟度指标 |
| 4.3.3. 早期生物降解程度的判断 |
| 4.4. 本章小结 |
| 第5章 叠加次生蚀变作用对含杂原子极性化合物分布的影响 |
| 5.1. 样品与实验 |
| 5.1.1. 样品信息 |
| 5.1.2. ESI FT-ICR MS分析 |
| 5.1.3. 统计学分析 |
| 5.2. 叠加次生蚀变作用对原油中含杂原子极性化合物分布的影响 |
| 5.2.1. 含杂原子极性化合物的总体分布 |
| 5.2.2. N_1类化合物的分布 |
| 5.2.3. O_2类化合物的分布 |
| 5.3. 主成分分析 |
| 5.4. 本章小结 |
| 第6章 论文主要结论及创新 |
| 6.1. 主要结论和认识 |
| 6.2. 论文创新之处 |
| 6.3. 论文不足之处及研究展望 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 致谢 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
（10）黄金管封闭体系热模拟实验中两种液态烃收集方法对比及其对相态特征的影响（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 样品与实验 |
| 1.1 样品 |
| 1.2 实验 |
| 2 实验结果与讨论 |
| 2.1 热模拟实验气体产物特征 |
| 2.2 热模拟实验液态产物组分特征 |
| 2.3 热解原油相态特征 |
| 3 结论 |
四、气相色谱模拟实验的开发与应用（论文参考文献）
- [1]生烃热模拟研究进展及对非常规油气成藏研究约束[J]. 栾治盛,杜江峰,孙平昌,侯丽云,丁聪. 中国煤炭地质, 2021(07)
- [2]适于油田集输系统用可溶性清蜡球的开发[D]. 尹丰丰. 西安石油大学, 2021(09)
- [3]延安探区山西组细粒沉积物生烃及页岩气富集特征[D]. 关瑞. 西安石油大学, 2021(09)
- [4]东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理[D]. 孙佳楠. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2021(01)
- [5]超临界CO2压裂煤体的化学及力学特性实验研究[D]. 王雅丽. 太原理工大学, 2021(01)
- [6]微生物絮凝剂强化电厂循环水处理效能的研究[D]. 马綦镇. 辽宁大学, 2021(12)
- [7]油页岩原位转化条件下热解产物演化规律与反应进程研究[D]. 贺文同. 吉林大学, 2021(01)
- [8]鄂尔多斯盆地西部上古生界烃源岩研究[D]. 翟光麾. 西北大学, 2021(12)
- [9]生物降解和热蚀变叠加作用对原油组成及生烃行为的影响[D]. 刘卫民. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2020(01)
- [10]黄金管封闭体系热模拟实验中两种液态烃收集方法对比及其对相态特征的影响[J]. 黄越义,廖玉宏,刘卫民,陈承声,许涛,王云鹏,彭平安. 地球化学, 2020(05)