基于EDFM的致密油藏分段压裂水平井数值模拟

张烈辉, 刘沙, 雍锐, 李博, 赵玉龙

2019, 41(4): 1-11. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.21.05

摘要 ( 453 )

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为了解决致密油藏分段压裂水平井由于裂缝模型建立难度大导致的产量评价困难的问题，通过引入嵌入式离散裂缝模型（Embedded Discrete Fracture Model，EDFM），采用矩形网格，建立了考虑重力和应力敏感效应的三维致密油藏分段压裂水平井模型。首先，用Saphir对该模型的准确性进行了检验；然后，利用该模型进行了三维致密油藏、天然裂缝性致密油藏以及裂缝分布形态影响的数值模拟研究。结果表明，嵌入式离散裂缝模型能较好反映流体在天然裂缝和压裂缝网内的流动特征；压裂施工位置应选择天然裂缝发育的区域；分段压裂水平井的裂缝分布形态对产能影响显著，缝网与基质接触面积越大，油井产能越大，因此，最优化的裂缝分布可作为体积压裂施工目标。

咸化湖盆过渡相组沉积控储作用浅析

夏志远, 李森明, 庞皓, 李文研

2019, 41(4): 12-22. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.05.04.01

摘要 ( 452 )

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咸化湖盆过渡相组（三角洲前缘与浅湖亚相）沉积特征与淡水湖盆存在显著差异，尤其在骨架砂体微相类型、分布等方面。研究其沉积控储机制，既是对湖盆沉积学理论的重要发展，也对中国陆相盆地碎屑岩油气勘探开发具有实际指导意义。应用大量岩芯、测录井及铸体薄片资料，分析了柴达木盆地英东地区下油砂山组（N₂¹）与上油砂山组（N₂²）三角洲前缘浅湖沉积特征及优质储层形成主控因素。研究表明，咸化湖盆三角洲前缘浅湖主要发育水下分流河道与滩坝两种储集砂体沉积微相类型。两者在沉积构造、粒度分布、微观组构及测井曲线叠加样式等方面存在显著差异。沉积微相是优质储层形成的物质基础，与湖盆水体咸化程度共同控制了优质储层的分布。咸化湖盆碎屑岩储层整体成分成熟度偏低，以原生孔隙为主，溶蚀作用较弱，次生孔隙相对欠发育。强烈的早成岩期碳酸盐胶结作用增加了岩石的抗压能力。储层物性主要受控于岩石粒度与胶结物含量。

安次地区奥陶系潜山裂缝特征及油气地质意义

薛辉, 韩春元, 肖博雅, 赵文龙, 李文战

2019, 41(4): 23-32. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.04.26.05

摘要 ( 408 )

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针对安次地区奥陶系潜山储层非均质性强、井间生产差异性大等问题，利用岩芯、薄片及测录井等资料，对研究区内裂缝类型、发育程度及有效性进行分析，认为工区内发育构造缝、溶蚀缝和成岩缝3类，其中，构造缝最为发育，以NE走向的高角度缝为主；岩性和断层控制裂缝的发育程度，厚度薄、岩性纯、靠近断层发育的白云岩储层裂缝最为发育；张开度和充填程度反映裂缝有效性，研究区裂缝发育，多数裂缝半填充未填充，裂缝有效性好。多口井钻探证实，裂缝具有重要的油气地质意义，它不仅可以改善储层物性条件，还提供油气运移优势通道，提高单井产能，同时，裂缝的形成时期和发育部位控制油气运聚成藏：新近纪以后形成的裂缝发育程度高、有效性好；油气藏内部的裂缝发育，有利于油气运聚，形成富油气聚集区。

花岗岩潜山双重孔隙介质油藏地质建模方法

潘晓庆, 宋来明, 牛涛, 张雨晴, 高玉飞

2019, 41(4): 33-44. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.04.28.01

摘要 ( 405 )

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花岗岩潜山裂缝型油藏受构造、风化、溶蚀等作用影响，其储层具有双重孔隙特征，其地质建模研究一直为业内难点和热点。为此，综合运用测井、地震、岩芯、试井等多方面资料，深入剖析了裂缝成因，明确了断层和“沟脊”地貌为该区裂缝分布的主控因素；进而，采用DFN（Discrete Fracture Network）建模技术，形成了以裂缝成因控制的花岗岩潜山地质建模方法。即以裂缝成因为依据建立了裂缝分布的趋势体，以之为约束，建立花岗岩潜山裂缝网络模型，进而得到等效裂缝属性模型，并通过测井、试井等资料校验模型的可靠性。应用该方法，建立渤海A油田花岗岩潜山的地质模型，该模型较好地表征了油田裂缝分布特征，为开发方案编制奠定了基础。

鄂南三叠系延长组自生成岩矿物成因及期次

杨超, 贺永红, 雷裕红, 庞飞, 李晓路

2019, 41(4): 45-54. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.05.18.02

摘要 ( 436 )

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为弄清鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组关键成岩矿物形成的时间与过程，通过对自生矿物之间的产状及其与其他矿物互生关系的镜下观察，并利用流体包裹体、碳酸盐碳氧同位素记录的成岩流体信息，深入讨论了盆地南部自生成岩矿物成因及期次。研究认为，泥-微晶方解石、菱铁矿和白云石（旬邑地区）为成岩早期沉淀的矿物，其中，菱铁矿的形成时间早于自生绿泥石包膜；泥-微晶方解石沉淀时间与菱铁矿大致同期；旬邑地区白云石胶结物与北部物源区的泥-微晶方解石和菱铁矿胶结物的形成同期；中-晚期亮晶方解石和铁方解石等的形成时间整体早于白云石和铁白云石。石英次生加大边的两个世代分别对应90.0~100.0 ℃和110.0~120.0 ℃；自生微晶石英生长的时间略早于或同时于自生绿泥石的形成时间。自生绿泥石包膜主要形成于成岩早期，一般呈两个世代生长，第一世代自生绿泥石形成于20.0~50.0 ℃，以颗粒绿泥石环边赋存状态为主；第二世代形成于部分机械压实作用以后，只生长于孔隙接触的颗粒表面或第一世代绿泥石形成的微晶石英晶体表面，形成温度约为50.0~70.0 ℃。研究区延长组自生伊利石的分布较为广泛，其形成具有多源性的特点。

基于地质成因的多参数碳酸盐岩储层定量评价

陈培元, 王峙博, 郭丽娜, 王龙, 齐明明

2019, 41(4): 55-64. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.04.25.02

摘要 ( 423 )

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研究区碳酸盐岩储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂、储层非均质性强，平面上单井产能差异明显。通过毛管压力曲线特征分析，采用流动带指数法将储层划分为6个流动带，建立了不同流动带的高精度渗透率解释模型。在对储层主控因素认识的基础上，优选储层厚度、渗透率非均质程度系数、电阻率、孔隙度、泥质含量及古地貌等6个参数，利用灰色关联分析法确定了各评价参数的权重，进而采用“综合评价指标”对储层进行定量分类评价。结果表明，单井储层综合评价结果与实际产能之间具有较好的正相关性。进一步分析认为综合利用流动带指标法进行渗透率精细解释、灰色关联法确定指标权重和综合评价指标进行分类评价具有较高的可靠性。该方法能够快速有效地指导油藏研究和井位部署，为类似碳酸盐岩储层评价提供了新的思路。

苏里格气田东区马五5储层白云岩成因机理分析

白慧, 冯敏, 侯科锋, 杨特波, 郭思文

2019, 41(4): 65-73. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.05.07.01

摘要 ( 435 )

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鄂尔多斯盆地苏里格气田东区马家沟组马五5储层白云岩的成因争议较大，通过对该区马五5白云岩沉积背景、地球化学特征和岩石学特征详细研究后，认为该区马五5段白云岩是以潮间潮下带沉积为主的沉积产物，主要发育准同生白云岩和埋藏白云岩两种类型，白云石化流体是高盐度海水与粒间孔隙内海水二者并存的海源流体，形成了准同生白云岩和埋藏白云岩两种成因模式。准同生白云岩以泥微晶白云岩为主，有少部分粉晶白云岩，具有水平纹层、膏模孔和鸟眼构造，常与石膏晶体共生，晶粒以自形为主，有序度较差，微量元素Sr和Na含量高，表明其沉积环境为水体较浅、高盐度及气候干燥的强蒸发环境，属于准同生白云岩成因；埋藏白云岩为粉细晶及中晶白云岩，晶粒总体较大，晶形以半自形为主，晶间孔较发育，有序度较高，与黄铁矿共生，呈团块状或不均匀状分布，微量元素Fe和Mn含量较高，δ¹⁸O_PDB值偏负，反映出埋藏还原条件下形成的产物，属于埋藏白云岩成因。

涠西南凹陷TY油田断层封闭性定量评价

吴碧波, 邹明生, 陆江, 严恒, 曾小明

2019, 41(4): 74-80. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.29.01

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涠西南凹陷低凸起TY油田的块1构造为涠洲组的断块圈闭，高部位F₂断层是成藏主控因素。从断层封闭机理及影响因素入手，综合考虑岩石泥质含量及压实强度，建立了岩石排驱压力与深度和泥质含量的定量关系式，利用该关系式分别计算目标储层和起封堵作用断层岩的排驱压力，对二者大小进行比较，实现定量评价断层封闭性。利用该方法对涠西南凹陷TY油田块1控圈断层F₂的侧向封闭能力进行了分析。结果表明，H1和H2两个目的层对接的断层岩的排驱压力大于储层的排驱压力，具有封闭能力； H3和H4两层对接的断层岩与储层的排驱压力差为负值，不具备封闭油气能力。

北部湾盆地乌石凹陷低阻油层微观成因机理

杨毅, 袁伟, 杨冬, 谭伟, 吴进波

2019, 41(4): 81-89. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.05.09.04

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北部湾盆地乌石凹陷古近系流沙港组砂砾岩油藏电阻率差异较大，高、低阻油层并存，流体性质难以识别，给油田开发带来一定难度。为此，利用测丼、录井、试井、岩芯分析化验等资料，对低阻油层成因机理开展系统深入的剖析。结果表明，泥浆侵入、导电矿物、地层水矿化度等对电阻率影响较小，高束缚水饱和度是油层电阻率偏低的主要影响因素。在此认识基础上，通过微观孔隙结构的精细评价，发现低阻油层储集空间为原生粒间孔、次生铸模孔混合孔隙组合，发育片状、弯片状喉道，排驱压力大，孔喉半径小，孔隙结构复杂是储层高束缚水饱和度的根本原因。

东海油气田深部泥页岩特性及钻井液技术研究

罗勇, 张海山, 王荐, 蔡斌, 吴彬

2019, 41(4): 90-98. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.14.01

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针对东海油气田从玉泉组到平湖组钻井过程经常出现剥落掉块导致蹩钻、蹩扭矩、起下钻遇阻等问题，开展了东海油气田泥页岩特性及钻井液技术研究，研究中采用了X射线衍射、理化性能测试、扫描电镜以及高压压汞分析了东海地区泥页岩井壁失稳的机理，提出了纳微米微孔封堵和活度平衡的钻井液技术对策，获得了一套适合于东海油气田深层泥页岩井壁稳定的海上反渗透型钻井液技术并开展了室内评价和现场应用，应用井与邻井相比，12(1/4)"井段划眼时间从137.75 h减少到39.50 h，循环时间从56.75 h减少到35.75 h，单井划眼和循环时间节约近5 d。

水驱气藏生产数据分析方法研究及应用

郑永建, 段永刚, 魏明强

2019, 41(4): 99-106. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.12.11.01

摘要 ( 460 )

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水驱气藏动态储量核算和水体大小的研究一直是此类气藏动态分析的重要内容。常规生产数据分析技术主要针对定容封闭气藏，而对于水驱气藏适应性差。为此，以气藏不稳定渗流理论为基础，考虑气藏水侵特征建立了水驱气藏渗流模型，利用Laplace变换法推导获得了水驱气藏不稳定产量响应解，计算并绘制了现代产量递减典型曲线。根据曲线特征将产量递减过程划分成4个典型流动阶段，讨论了无因次水侵量和无因次水侵时间对产量递减典型曲线的影响。结合现代生产数据分析技术，利用气井产量与压力的相互关系，提出了定量评价水侵强度和水侵开始时间，求取动储量、渗透率等气藏参数的方法。现场实际生产数据分析结果表明，该方法满足水驱气藏动态分析的工程实际要求，对于指导此类气藏的开发具有重要意义。

海上稠油火烧油层物理模拟实验研究

郑伟, 朱国金, 谭先红, 刘新光, 王磊

2019, 41(4): 107-112. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.06.15.01

摘要 ( 404 )

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为探索海上稠油火烧油层开发的可行性，针对渤海稠油油藏开展了火烧油层物理模拟实验。根据石油沥青组分测定法，分析渤海稠油原油组分；通过热失重与扫描量热同步热分析仪测试活化能等高温氧化反应动力学参数；采用一维燃烧管实验模拟评价燃烧稳定性及驱油效果。研究结果表明，渤海稠油组分特征与国内陆上油田相似；稠油高温氧化活化能为157 kJ/mol，与陆上油田相近；油藏火驱前缘推进稳定，燃烧前缘最高温度773 K左右，出口CO₂浓度长期稳定在12%以上，高温氧化燃烧状态良好；火烧驱油效率95.1%，空气油比548 m³/t，驱油效果较好。研究成果为海上稠油油藏火烧油层开发提供技术支持。

提高三元复合驱现场应用效果的技术途径

李永太, 孔柏岭

2019, 41(4): 113-119. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.04.22.01

摘要 ( 395 )

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双河油田IV5~IV11层系油藏温度81 ℃、原油黏度3.3 mPa·s、综合含水97.9%、采出程度53.3%，呈现出典型的东部老油田水驱低效益开发特征。为了改善IV5~IV11层系开发效果、大幅度提高采收率，集成应用了驱油效率高的三元复合驱技术、扩大波及体积的层系重组井网调整技术和防止窜流的化学驱全过程调剖技术。室内研究和现场应用效果表明，3项关键技术产生多种协同效应，在扩大波及体积的基础上大幅度提高了驱油效率，取得优异的增油降水效果。截至2017年12月，IV5~IV11层系累计注入0.72 PV化学体系，累计增油26.09×10⁴ t，中心区峰值含水由97.9%降至90.2%，日产油由23.0 t升至106.1 t；阶段提高采收率10.2%，预计最终提高采收率14.2%。

高CO₂含量天然气偏差因子影响研究

雷霄, 代金城, 陈健, 韩鑫, 鲁瑞彬

2019, 41(4): 120-126. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.06.20.01

摘要 ( 429 )

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天然气偏差因子是天然气物性参数和地质储量计算的基础，其不仅受温度压力的影响，也是天然气组分与组成的函数。目前，对低含量CO₂的天然气偏差因子计算方法精度较高，但对以DF气田典型代表的高含CO₂天然气偏差因子，其计算精度难以得到保障。针对不同CO₂含量天然气采用PVT实验方法，分析了CO₂含量对天然气偏差因子的影响规律，并以实验结果为基础，用麦夸特法及通用全局优化法修正了DAK计算天然气偏差因子经验公式。结果表明，与重烃（乙烷、丙烷）对天然气偏差因子的影响规律相似，CO₂的存在明显降低了天然气的偏差因子，且影响幅度随CO₂含量增加而逐渐增大；当CO₂含量较低时，DAK经验公式能够较准确计算天然气偏差因子，而当CO₂含量大于50%时，应用修正的DAK经验公式能够获得满意的效果。

一种调流控水装置设计及原理仿真分析

赵旭

2019, 41(4): 127-134. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.05.01

摘要 ( 395 )

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针对长水平段水平井生产过程中易过早见水，提前降低生产效率，传统调流控水装置控水效率低的问题，开展了一种新型调流控水装置结构设计研究，采用数值仿真的方法，分析装置内部流动规律，研究了相关设计参数对控水能力的作用原理，对调流控水装置内部进行结构优化，改变限流器内部水相和油相流道，利用两者黏度不同导致流动状态不同达到稳油控水的效果，研究表明，流槽开口方向和数量对调流控水装置控水能力影响较大、较敏感，对流槽形状进行了优化设计，达到了可以改变控制室入射速度和角度增强流入控制装置的控水能力，研究结果为设计新型的自适应控水装置提供了新的参考思路，具有重要的推广应用价值。

CO₂吞吐井套管腐蚀规律及极限吞吐轮次研究

张智, 宋闯, 窦雪锋, 杨昆, 丁剑

2019, 41(4): 135-143. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.07.17.04

摘要 ( 410 )

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部分老油田进入高含水开发后期，为提高采收率，在注水开发中陆续配套实施了二氧化碳吞吐工艺，使得采出液中二氧化碳含量升高，对井筒管柱造成严重腐蚀，引起管柱强度降低，腐蚀穿孔甚至管柱断裂事故时有发生。为此，基于电化学腐蚀的热、动力学原理和管柱力学相关理论，结合现场实际工况，考虑温度、压力、含水率、CO₂分压、流速、井斜角、pH值等因素的影响，采用腐蚀预测模型计算得到了二氧化碳吞吐井不同阶段的腐蚀速度。建立了腐蚀后剩余强度计算方法及极限吞吐轮次计算方法，开展了大量模拟计算，得到了在该吞吐井腐蚀条件下注气、焖井、放压和生产4个阶段的套管腐蚀规律、剩余壁厚及该井的极限吞吐轮次。

上倾管内油水两相流流型实验研究

朱珊珊, 牟星洁, 李旺, 宋晓琴, 古丽

2019, 41(4): 144-151. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.05.30.01

摘要 ( 415 )

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国内多条成品油输送管道在投产和运行过程中，采用“水联运”投产方式所造成的上倾管道低洼处积水现象引起了严重的管道内腐蚀问题。利用上游来油将低洼处积水携出管道能有效缓解内腐蚀。采用0#柴油、去离子水在内径100 mm的上倾管道内观察油水两相流流型并测量油携水临界流速。结果表明，随油流黏性力增大和管道倾角增大，油水两相流依次呈现波状分层流、有水滴的波状分层流和油相占主导的分散流3种流型；同一流型下，油相能将水相携入上倾段的最低临界流速随倾角增大而增大；倾角从20°增大到25°使流型从波状分层流转化为有液滴的波状分层流时，油相能将水相携入上倾段的临界流速从0.203 m/s减小为0.187 m/s；倾角从30°增大至35°时，使初始流型从有液滴的波状分层流转换为水相在油相中的分散流，油相能将水相携入上倾段的临界流速从0.205 m/s减小为0.194 m/s；油相能将水相完全携出上倾段的临界流速随倾角增大而略有增大；发生流型转化的流速随倾角增大而减小。

纯水体系下水合物的生成及堵塞实验研究

李乐, 朱倩谊, 陈小康

2019, 41(4): 152-158. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.15.01

摘要 ( 389 )

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为了保障水合物浆液在管路中安全流动，开展了CO₂水合物生成及堵塞实验，探究纯水体系下CO₂水合物生成到堵塞管路的形态变化以及系统压力、泵速等因素对水合物浆液流动形态的影响。实验结果表明，（1）在纯水体系下，管道中水合物呈浆状和泥状两种形态，且CO₂水合物从生成到堵塞管路时间较短。（2）实验过程中，临界泵速为35 Hz；当泵速大于35 Hz时，水合物在管输过程中不会发生堵塞现象；当泵速小于35 Hz时，在系统压力相同的条件下，随着泵速的增加，水合物发生堵塞的时间延长。（3）同一泵速条件下，随着系统压力升高，水合物发生堵塞时间缩短；且系统压力为3.4 MPa时，水合物发生堵塞的时间为2 100 s；系统压力为2.4 MPa时，水合物发生堵塞的时间为6 225 s。

压裂混砂搅拌装置搅拌叶轮结构优化设计研究

黄天成, 周思柱, 袁新梅, 王德国

2019, 41(4): 159-165. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.03.18.02

摘要 ( 458 )

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为了提高压裂混砂搅拌装置的搅拌效果，以混砂搅拌装置混合时间为实验指标，针对搅拌叶轮的结构特点，采用正交实验及CFD数值模拟相结合的方法研究了搅拌叶轮的主要几何尺寸对混合时间的影响规律，得到了搅拌装置叶轮最佳结构参数，为搅拌叶轮结构优化设计提供了理论支撑。结果表明，搅拌叶轮的几何尺寸变化对混合时间具有一定的影响，其中，上叶轮直径影响最大，下叶轮直径和下叶轮导流筒与叶轮直径比值次之，上叶轮导流筒与叶轮直径比值影响相对较小；搅拌叶轮几何尺寸最优方案对应的混合时间最短，值为11.0 s。

基于平移窗信号自相关分析的振动稳定性研究

刘广孚, 周凯迪, 朱赫, 冯连雷, 姚爱军

2019, 41(4): 166-174. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.03.26.02

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针对目前潜油电泵的振动信号稳定性分析方法存在的不足，提出了基于平移窗信号自相关分析方法，并定义了稳定指数用于定量评价振动信号的稳定性。首先利用滑动叠加平均法获得一个能够最大程度地代表振动信号周期性特征的窗信号；然后将该窗信号在振动信号上平移并进行自相关分析，从而获得自相关系数序列；最后对自相关系数序列进行处理得到稳定指数。仿真及实验结果表明，本方法可有效地评判信号是否存在振动幅度不稳定或振动周期不稳定的现象，并成功地检验出具有潜在故障的电泵，验证了该方法在评价振动信号稳定性方面的可行性和有效性。

稠油硫酸盐热化学还原生成H₂S实验研究

马强, 林日亿, 韩超杰, 袁高亮, 于万民

2019, 41(4): 175-182. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.06.01.01

摘要 ( 408 )

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为了研究稠油注汽热采过程中生成H₂S机理，以Na₂SO₄，CaSO₄，MgSO₄，Fe₂（SO₄）₃，Al₂（SO₄）₃与稠油硫酸盐热化学还原（TSR）实验为基础，探究稠油TSR生成H₂S机理。实验表明，不同硫酸盐与稠油反应生成H₂S不尽相同，硫酸盐的阳离子所带电荷数决定TSR反应程度的难易，电荷数越多越容易进行反应，且H₂S生成量顺序为Al₂（SO₄）₃>Fe₂（SO₄）₃ > MgSO₄ > CaSO₄ > Na₂SO₄，但生成的烃量顺序为Fe₂（SO₄）₃ > Al₂（SO₄）₃ > MgSO₄ > CaSO₄ > Na₂SO₄。与其他硫酸盐不同的是，由于Fe₂（SO₄）₃的氧化性，Fe³⁺可能与生成的H₂S进一步反应。通过傅里叶红外变换光谱（FT-IR）对固相检测发现，不仅存在金属氧化物（CaO，MgO，Fe₂O₃，Al₂O₃）还存在FeS₂。最后，通过对MgSO₄油相硫含量的检测发现，反应后硫含量高于原油硫含量，证明了无机硫向有机硫的转化。

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