前　　言

　　岩石热解录井以岩芯或岩屑为分析对象，可以定量检测储集层的油气含量，是发现评价油气层的有效手段。目前，岩石热解录井技术包括热解地化录井、热蒸发烃色谱录井等内容。这些检测分析方法都是成熟的油气显示检测评价技术，它与常规的现场地质录井、气测录井同步进行，获取定量评价油气资源的可靠基础数据。

　　自1998年DH-910型岩石热解地化录井仪投入使用以来，现场岩石热解录井设备得到了很好的发展。国内出现了多种型号的岩石热解分析仪器，原来鲁南化工仪器厂的DH-910型岩石热解地化录井仪，升级到DH-980型岩石热解地化录井仪；海城市石油化工仪器厂开发了YQ系列油气显示评价仪，并开发出了YQZF-II型油气组分综合评价仪，用于储集层原油热蒸发烃色谱指纹图的分析。设备的完善为评价技术的提高打下了基础，使地化录井技术在具备发现油气层、评价储集层性质、评价油质、预测产能以及对生油岩进行评价等能力的基础上，功能又有新的发展，可以用于水淹层的识别和评价，为油田开发做工作。从而拓展了录井技术的应用范围。

　　岩石热解录井分析技术以其应用价值受到诸多石油公司的眷顾，在国内各大油气勘探开发区得到了较广泛的推广应用。据报道，国外的一些石油公司也把热解分析等技术应用于储集层评价，用于及时发现油气显示，评价油气层。　　

　　1 、岩石热解录井技术概述　　
　　1.1 热解地化录井技术
　　热解地化的基本原理是在特制制的热解炉中对生油岩、储集层的岩石样品进行程序升温，使岩石样品中的烃类和干酪根在不同温度下挥发和裂解，通过载气携带进入氢焰离子化鉴定器（FID），将其浓度转化为相应的电流信号，经微机进行运算处理，记录各温度区间的组分含量和S₂峰顶温度Tmax，得出热解地化分析参数，根据所得到的参数，可以对生油岩、储集层进行评价。　　
　　热解地化录井对储层进行分析时，通常采用的温控区间和参数获得机制见表—1：

表—1             热解地化录井仪热解参数获得机制

　　表中：S_0­的组成是气态烃；S₁是液态烃，是原油的主要组分；S₂是裂解烃，它来源于源油中胶质、沥青质以及C₃₃以上的重质烃类在—600℃温度区间的裂解物；S₄是残余烃，为储集层岩石热解后的残余碳量所相当的烃含量；地化录井参数Tmax是Ｓ₂达到最高峰时对应的热解炉温度。

　　1.2热蒸发烃色谱分析技术
　　 热蒸发烃色谱（目前国内录井现场使用较多的是YQZF-II型油气组分综合评价仪）对储层样品进行分析时，将储层样品送进恒温300℃的热解炉中加热，使其中所含的烃类物质蒸发出来，由载气（高纯氮气，99.999%）携带进入毛细管色谱柱实施分离，而后进入氢焰鉴定器进行检测，从而获得油气组分的分析数据和色谱分析曲线（热蒸发烃色谱指纹图）。

　　热解色谱技术的10项参数，包括：色谱分析曲线、碳数范围、主峰碳数、碳优势指数（CPI值）、奇偶优势（OEP值）、ΣC₂₁-/ΣC₂₂+＼、（Ｃ₂₁+C₂₂）/(C₂₈+C₂₉)、Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈、Pr/Ph。

　　２．岩石热解录井优势分析岩石热解录井应用于发现和评价油气层有多方面的优势。是发现评价油气层的有效手段，在特殊情况下，还有其特殊功用。

　　2.1热解地化录井的功能及优势
　　１) 热解地化录井油气储集层评价
　　热解地化录井在量化评价油气储集层方面具有良好的表现。可以定量判断储层性质（油层、油水同层、水层、干层），实践证明，使用热解地化录井含油饱和度评价储层性质有较高的符合率。可以定量评价储层原油性质（天然气、凝析油、轻质油、中质油、重质油、稠油）。使用热解地化录井含油饱和度可以定量判定储层的含油级别。热解地化录井可以对储集层的产能进行预测，基本原理是采用达西定律，将井筒中储集层的产液面积和储层与井筒间的压差进行稳定化考虑之后，影响产能的因素是储层含油饱和度、原油粘度、有效含油厚度。热解地化法预测的产能与试油结论相比有可能存在差距，但对衡量储集层是否有产能，参考意义很大。采用热解地化分析技术，还可以对储集层进行油气地质储量评价。

　　２)  排除钻井液污染的影响热解地化录井分析评价结果不受钻井液中混油及钻进液油气侵的影响；在钻井液密度过高，抑制了气测录井显示时，不影响使用热解地化录井方法发现评价油气层。
　　钻井液混油或井筒发生油气侵时所造成的影响，对气测录井的影响是很严重的。气侵造成气测基值升高，居高不下，这种情况会掩蔽源于地层的真正的油气显示，无法确定显示的幅度，最终导致无法使用气测资料对储集层进行准确评价。
　　另外一种情况，当外钻井液密度过大时，抑制地层流体进入井筒，气测录井数据会偏低，对储层无法进行合理评价。而热解地化录井方法则不受钻进液密度变化影响。另一方面，热解地化录井方法在检测评价不同油质的油气层时，也很有优势。凝析油气藏、轻质油乃至中质油在气测录井显示良好，但在气测组分特征上无大的区别，而重质油、稠油层气测显示不佳。使用地化录井方法可以轻松发现显示、判别油质，评价储层性质。

　　３)  水淹层评价
　　油气开发区水淹层评价是特殊的储集层评价技术。在评价油气储集层的开发程度方面，通过定量检测，可以评价开发层位剩余油含量、估算驱油效率、评价油层水先程度。
　　在油田注水开发过程中，由于水的驱动作用，随着原油的被采出，油层的含油饱和度降低。由于原油组分中烃类和胶质、沥青质在流动性方面的差异，导致开发区储集层中烃类、胶质、沥青质相对含量发生变化，从而引起地化参数S₀、S₁、S₂、S₁/S₂、S₄/St等发生变化。这些参数的变化可以作为识别水淹层的标志，判断水淹层的存在，达到识别水淹层的目的，进而评价水淹状况。
　　从原始含油饱和度与剩余油饱和度的关系，就可以判断水淹层的状况、剩余油的分布和采出程度等方面的问题。
　　实验证明，使用三峰法和使用五峰法的对水淹层评价结论是一致的。这方面的工作，在中原油田某油区的水淹层评价研究中已经初步取得进展，进一步的深化研究可以完善热解地化方法评价水淹层的技术。

　　2.2热蒸发烃色谱录井的功能及优势
　　热蒸发烃色谱分析得出的是原油的组分特征，把握了储集层中原油的组分特征，就可以较准确的定位储集层。目前热蒸发烃色谱较成熟的现场用途包括判断储集层性质、判断原油的性质、鉴别真假油气显示、对注水驱油以及水淹状况分析解释等。其它的用途诸如确定各单层油的产状、对焦油垫的特征及位置研究测定等，也有较好的开发前景。

　　1)  热蒸发烃色谱录井评价储集层性质根据热蒸发烃色谱分析谱图形态、未分辨化合物含量、碳数范围等特征可以定性描述储层性质，判断油质的轻重中稠。
　　（１）判断储集层性质识别油层    油层的组份曲线特征明显，它们都具有含油特征，碳数分布范围窄，为nC13—nC32左右。主峰碳nC19—nC23，正构烷烃组分齐全，呈规则梳状结构。由于水的含水量量相对较低，氧化和菌解作用弱，形成的未分辨化合物的含量低，基线较平直。
　　 识别油水同层   油水混相共存，含油饱和度大于残余油饱和度，含水饱和度大于束缚水饱和度，这类储层样品其组份曲线具有与纯油层相似的特征。它们也都具有含油特征，碳数分布范围宽，为nC14—nC32左右，主峰碳nC21—nC23，正构烷烃组份齐全，呈规则梳状结构。与纯油层组份流出曲线不同的是，这类储层由于水的含量高，水动力强，水与油的接触关系密切，而导致原油的菌解和氧化作用越强烈，形成的未分辩化合物含量高，基线具明显的穹窿状。
　　识别含油水层   含油水层是指具含油产状，但含油饱和度低，多在残余油饱和度范畴，这类储层多数具有较好的孔渗物性，所含原油既可以是凝析油、轻质原油、中质油或重质油。主峰碳以及碳数分布范围因油质不同而异，其组份谱图特征相当明显，主峰碳明显，正构烷烃组份不全，分布呈不规则梳状或马鞍形。基线下的未分辩化合物含量高低不等。
　　识别气层    依据甲烷的含量，可分为湿气和干气。干气由于甲烷气的易挥发性，还含有一定量的乙烷、丙烷和丁烷，这类气体多与凝析油相伴生，这类储层样品其气相色谱流出曲线具有碳数范围窄，基线较平直。

　　（２）判断储集层原油的性质
　　储集层原油性质化分为：天然气、凝析油、轻质原油、中质原油和重质原油（稠油），这些的，实际上，它们之间均以过渡状态存在，无明显的界限。要想勘探、开发和利用好这些油气资源，必须清楚它们的化学组成、物理性质、地下储存状态和开发过程中的相态变化。根据它们各自的特征谱图很容易鉴别各种油气藏的详细情况。
　　天然气  干气藏是以甲烷为主的气态烃，甲烷含量度一般在90%以上，有少量的C2以上的组份。湿气藏含有一定量的C2—Ｃ5组份，甲烷含量偏低。
　　凝析油  是轻质油藏和凝析气藏中产出的油，正构烷烃碳数分布窄，主要分布在nC1-nC20，主峰碳nC6-nC8，ΣC21-/ΣC22＋值很大。
　　轻质原油   轻质原油组份峰谱主要特征是：轻质烃类丰富，正构烷烃碳数主要分布在nC1-nC28，主峰碳nC9-nC12, ΣC21-/ΣC22+>1.5。
　　中质原油  中质原油组份峰谱主要特征是：族组份中饱和烃含量丰富，正构烷烃碳数主要分布在nC1-nC32，主峰碳nC15-nC25，ΣC21-/ΣC22+比轻质原油水。
　　重质原油（稠油）  重质原油异构烃和和环烷烃含量丰富，胶质、沥青质含量较高，链烷烃含量度特别少。重质原油份峰谱主要特征是正构烷烃碳数主要分布在nC10-nC33，主峰碳碳数高，ΣC21-/ΣC22+值小，谱图基线隆起。

　　２)  热蒸发烃色谱资料的水淹层特征
　　应用热解色谱检测所得到的储集层正烷烃峰谱特征、储层烃类碳数范围、主峰碳数、ΣC21-/ΣC22+等参数，捕捉水淹层的油气组分特征。
　　热解色谱技术在解决水淹层的解释和评价技术方面的理论与实践的依据是：水驱油过程中，储油层好像是个具有天然层析作用的“巨大的色谱柱”，油气组份在其中运动时，组份轻、分子小、粘度低、结构简单的化合物“跑”在前边，反之结构复杂的化合物“走”在后边。前进的动力是加压注水。
　　由于密度低、粘度小的原油组份流动性好，被首先采出，造成粘度、密度较高的组分相对富集。随着开发程度的增加，导致采出原油的密度和粘度逐渐升高。油层注水开发后，随着油田注水采油过程的进行，对油样进行热解色谱分析，就可以看到热蒸发烃的轻组份峰值逐渐变小，谱图的色谱曲线丰度降低，碳数范围变窄，主峰碳数后移等规律现象。捕捉储集层原油热蒸发烃谱图中的这些特征，可以达到识别水淹层的目的。
　　在注水采油时，从理论上讲，对热解总值相同的储集层，物性好的部位驱油效果好，水淹程度大；物性差的部位，水淹程度相对较低。通过油田生产实践也说明了这一点。这些问题均可以从热蒸烃的含量，组份特征曲线、峰形、丰度等变化中反映出来。对开发区单井储集层进行系统的分析，就可以确定水淹层中剩余油富集带。

　　3．岩石热解录井技术评价油气储集层实例

　　3.1热解地化随钻分析评价储集层
　　Ｐ137井是一口滚动评价井。录井过程中，于Ｓ2下4砂组井段和S3中５砂 、７－８砂组井段的地层中均见到油气显示。施工过程进行了实时综合录井，钻时录井在显示层反映明显，钻时可以定性说明储层的可钻性以及孔隙发育程度；地质录井准确的描述了储层的岩性以及常规荧光录井的显示级别；气测录井实时录取了整口井的气测录井参数，检测记录了储集层被钻开时释放出的C1-C4碳数范围内的气态烃；热解地化录井对各显示层的含油气情况进行了检测，将储层孔隙中的烃类物质定量检测出来，从量化的角度直接反映储层的含油气情况，从而提供了定量评价储层性质的基础。在录井过程中，于S₂下４砂组井段和S₃中５砂组、７－８砂组进段的地层中均见到油气显示。
　　１）3625.0-3630.1米，厚度5.10米；岩性：灰色油迹粉沙岩；气测全烃由1.710%上 升到6.618%，热解地化参数： S0：0.1597mg/g，S1：8.0168mg/g，S2：3.4802mg/g，Ｐg：11.6567mg/g，Soil：35.4%，地化解释本层为油层。
　　２）3635.6-3637.9米，厚度1.40米；岩性：灰色油迹粉沙岩；钻井液密度1.47g/cm³；气测全烃由5.141%上升到5.181%，热解地化参数：S0：0.89mg/g，S1：10.9307mg/g，S2：3.6635mg/g,Ｐg：14.6832mg/g，Soil：39.5%，地化解释本层为油层。在钻穿本层时，上覆显示层含油气情况良好， 地层油气进入钻井液造成油气侵，使气测基值居高不下，使用气测参数已无法判断油气层的真实显示情况，此时，热解地化录进参数不受油气侵的影响，显示出的复杂情况下判断、解释油气层的优势。
　　３）3652.1-3653.5 米、3654.8-3656.0米，岩性：灰色油迹粉沙岩；累计厚度2.6米；钻井液密度1.49g/cm³；气测全烃由2.478％上升到2.859％，热解地化参数：S0：0.704mg/g，S1：4.4261mg/g，S2：3.7006mg/g,Ｐg：8.1971mg/g，Soil：23.6%，地化解释本层为油水同层。
　　在钻穿本层时，由于上覆显示层含油气情况良好，钻井液存在油气侵现象，钻井液密度由1.47g/cm³加重到1.49g/cm³,使气测显示逐步受到抑制。使用气测参数无法准确判断储层含油气的真实情况，此时，热解地化录井参数不受油气侵的影响的优势仍可显现出来。
　　４）3658.4-3659.6 米、厚度1.2米，岩性：灰色油迹粉沙岩；累计；钻井液密度1.49g/cm³；气测全烃由1.536％上升到1.749％，热解地化参数：S0：0.2368mg/g，S1：4.3684mg/g，S2：2.8467mg/g, Ｐg：7.4519mg/g，Soil：20.6%，地化解释本层为油水同层。

　　在钻穿本层时，钻井液加重的作用已经很明显，油气侵现象减弱，使气测基值降到1.5%左右。新钻开的含油气地层气测显示被抑制，使用气测参数不能准确判断储集层的含油气情况，热解地化录井参数不受油气侵影响和钻井液密度的影响，可准确反映储层含油状况。
　　Ｐ137井在3625-3630.10米井段进行了试油作业，获得25吨／天的成果，储集层性质与地化解释结论吻合。

　　3.2探井储集层的热解地化、热蒸发烃色谱评价
　　Ｑ８井是一口预探井。在施工过程中，进行了综合录井、热解地化录井、热蒸发烃色谱录井以及定量荧光录井。在3976-4069米井段录井共见显示层15.7米/10层。岩石热解录井解释轻质油层12.3米/7层，干层3.4米／3层。

　　如：4044.3－4045.2米，热蒸发烃色谱分析参数：碳数范围nC12-nC33，主峰碳C16，ΣC₂₁-/ΣC₂₂₊=1.3425，根据峰谱特征和分析数据，可判断本储层为轻质油层。

　　热解地化参数简述如下：4044.3-4045.2米，热解地化分析参数：S0：1.2157mg/g，S1：16.6424mg/g，S2：2.9426mg/g，Ｐg：20.8007mg/g，S1/S2：5.66，OPI：0.80，含油饱和度Soil：49.6%，热解地化解释结论为轻质油层。

　　对4001-4069米的测试结果为：轻质油77.25m³/d，原油密度0.8118g/cm³,粘度5.07mPa.S。天然气38746m³/d。

　　3.3真假油气显示的识别
　　在排除钻井液污染方面，岩石热解录井具有其独到之处。当钻井液中混入原油时，地质录井及常规荧光录井受原油的影响，会导致一系列的偏差，难以准确确定显示的存在以及显示的级别。

　　钻井液混油能造成很严重的荧光显示假象，对岩屑、井壁取心的污染假象能达到荧光、油迹乃至油斑的程度。但对热解地化录井参数而言，混油对岩屑 样品的分析结果影响不大。统计数据表明，钻井液混油对S0的影响平均值不大于0.05mg/g，对S1的影响平均值不大于0.32mg/g，对S2的影响平均值不大于0.23mg/g，对S4基本不产生影响，对Pg的影响平均值不大于0.60mg/g。这种影响水平不影响使用地化录井参数对储集层的评价结果。相反，使用地化录井参数可以有效地鉴别此类假油气显示，解决常规气测录井、常规荧光录井所遇到的难题。

　　特殊情况，特殊处理。水包油泥浆钻井条件下，使用岩石热解录井方法解决污染问题，就显示了其它方法所没有的优越性。

　　在WG2井，奥陶系古潜山是主要目的层，储层为裂缝型碳酸盐岩。为了有效地发现古潜山地层的油气显示，采用了解负压钻井技术。使用水包油钻井液，出现了岩屑受钻井液严重污染的现象。从钻井液样品和4519 m岩屑样品的热解地化分析峰图可以看出，显示层和污染物（白油）的峰谱明显不同。从而排除干扰，确认4519m的油气显示，进行了合理的解释。

　　3.4  水淹层的评价
　　在油层投入开采以后，油层的剩余油饱和度降低；微观分子级的组分含量也会发生变化，使原油的物理化学性质发生变化。从定量和定性两个角度入手，对储集层进行分析，利用各种参数之间的互相联系和差异，找出规律性，可以综合判断油层的水洗程度、水淹状况，剩余油分布、剩余油饱和度及剩余油烃类组成等，进而计算采出程度、剩余油储量，得到开发效果的综合评价及油田开发决策所需的分析资料。对开发井油层取心井段进行密集分析，可以准确建立单井垂向地化录井剖面，使用各项地化参数，绘制出地化录井剖面图，准确反映油层之间以及油层内部的开采情况的差异，确认产层中的水进情况，找出水淹层段以及剩余余油富集区，为稳油控水、提高采收率所应采取的措施提供依据。

　　1） 取样与分析 
　　XP3-38井处于中原油田××构成造老开发区，该区块的主力油层位于上第三系油河街组沙二段。为评价产层的水淹情况，对该井上第三系沙河街组沙二上亚段主要产层进行了取心，以获取储集层中剩余油的分布情况资料。
　　XP3-38井从2345.00—2385.73m连续取心5筒，获取油斑、油浸、富含油级别的含油岩心共计29.17m。岩心观察表明，含油岩心性为棕褐色油斑（油浸、富含油）粉砂岩。钻井现场彩了密闭取心技术，在岩心出筒后，对储集层按0.20—0.30m的间距，尽快取样，密封保存，共取样品81块，进行了热解地化和热蒸发烃色谱分析。
　　分析采用YQ-VI油气显示评价仪和TOC-II残余碳分析仪测定样品的含油量，分析时的温控设置如表-1所述。采用YQZF-II油气组分综合评价进行含油岩样的热蒸发烃色谱色谱分析。色谱条件：弹性石英毛细柱（×0.259mm），升温程序：100℃恒温1min后，以10℃/min的速度升温到℃，恒温12min，进样器温度℃,载气为高纯氮气。

　　２）  数据分析与评价结果
　　在这里，以XP3-38井取心井段最厚的一个砂层（2375.22—2379.80m，厚4.58m）主，探讨采用岩石热解分析方法，识别、评价水淹层的技术方法问题。

　　在2375.22-2379.80m为厚4.58m的储集层，岩性为棕褐色油浸粉砂岩。通过孔渗参数可以看出，该层中上部渗透率较高，而底部渗透性较差，反映出该层为反粒序（上粗下细）沉积。该层的水进情况比较典型，定性为水淹油层。通过参数分析比较，可以看到一种现象，在水洗程度强的部位，S4在总含烃量中的比例（S4/St值）增大。其中2377~2378m水洗程度最高，S4/St可达到8.99~23.44%；水淹层度较弱的下部S4/St为2.93~7.23%。

　　绘图井段储集层的热解地化含油饱和度为7.91-64.1%，肉眼描述时含油级别均定为油浸，显然有较大的误差。而使用热解地化含油饱和度，就可以对含油级别精确定位，避免这种误差。

　　通过整体分析，在XP3-38井所在的中质油油田，S4/St可以作为储集层水淹情况的一个评价指标，反映水淹程度。

　　从热蒸发烃色谱资料分析，也可以捕捉水淹层的信息。

　　储集层烃类组分组成受水洗程度的影响而发生变化。反映在热蒸发烃色谱谱图上，可以看到随着水洗程程度的从强至弱的部位，正烷烃峰高（峰面积）的高低变化情况以及碳数范围的变化。在水洗程度弱的部位，正烷烃峰高（峰面积）数值保持较高，可以分辩的nC11-nC33成分齐全完整，如2380.43m，Ero=16.7% ；2383.03m，Ero=28.7%；属于水洗程度弱-中的水淹层。

　　在水洗程度中等部位，2379.43m，Ero=38.7%，正烷烃峰高（峰面积）数值已经发生了较大的变化，整体数值降低，热蒸发烃色谱组分碳数范围变窄，反映出储集层中的烃类在含量和组分两个方面的变化特征。总的看来，在本井所处的中质油油中，综合热解地化和热蒸发烃色谱资料，进行水淹层识别，其效果是比较理想的。

　　3）  剩余油数量的计算
　　利用热解地化分析手段，测定油气产层的剩余油饱和度，计算出小层剩余油单位面积储量，得到油层内垂向剩余油分布情况。

　　剩余油储量的计算：Q'=10·St·H·F·X
　　式中：Q'-----剩余油储量，10⁴t；St-----单位岩石含油总量，g/mg；    
　　H------油层有效厚度，m；F-----含油面积，km²；X----储集层密度，g/cm²。

　　依据剩余油储量的计算公式，可以计算出在目标评价层内中上部强水洗井段，1km2的剩余油储量为Q'=St·H·F·X/10=4.936×3.18×1×2.34×10=36.73×10⁴t；
　　底部弱水洗井段剩余油储量为Q'=St·H·F·X/10=11.80×1.42×1×2.34×10=39.0×10⁴t；
　　可以看出底部弱水洗井段1.42m的剩余油储量与中上部3.18m的剩余油储量相当，开发潜力相当大。

结　语

　　岩石热解录井技术现场的应用价值是无可置疑的。
　　１）  将热解地化和热蒸发烃色谱分析结合起来，进行储集层性质以及油质的随钻评价，快捷、方便，有较高的实用价值。
　　２）  在原油性质为中质油的油田以及重质油（稠油）油田，S4的数值在储层评价中应该被重视。水淹层热解地化分析数据表明，水淹程度高的部位，S4/St值相对升高幅度较大。初步认为，可以采用S4/St作为储集层水淹情况的一个识别评价指标，反映水淹程度。
　　３)  使用热蒸发烃色谱峰谱特征，可以判断储集层性质、储集层液体性质。热蒸发烃色谱图在识别水淹层方面，有碳数范围减小，轻质烃类峰值减小等峰谱特征，且在单层纵向上随水淹程度的不同变化明显。
　　４)  使用热解地化评价方法，对单井水淹层剩余油储量进行计算，可以明确指标可采剩余油的纵向分布情况，为增产措施的采取提供技术支持；也可以为进行剩余油横向分布情况描述奠定基础。
　　５)  使用热解地化录井数据确定的水淹油层的含油级别与肉眼观察定级相比，对储集层含油情况的描述方面要准确得多。
　　６)  从分析效果看，应用岩石热解分析方法进行钻井液污染识别效果良好。
　　总之，在发现、评价油气显示层，确定原油性质，描述显示级别，识别真假油气显示，识别评价水淹层方面，岩石热解分析方法可靠，效果良好，经得起实践的检验，具有其它录井方法所没有的优势。

参考文献：

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李玉恒  开发井地化录井评价技术  录井技术文集   石油工业出版社  1999.09：184-198
邬立言   油气储集岩热解快速定性定量评价   石油工业出版社  2000.03.
罗蛰潭   油层物理   地质出版社    1985.09.

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