Arthur H.Saller
Unocal Corporation,Sugar Land,Texas,U.S.A.
Skip Walden
Unocal Corporation,Sugar Land,Texas,U.S.A.
Steve Robertson
Pure Resources,Midland,Texas,U.S.A.
Robert Nims
Pure Resources,Midland,Texas,U.S.A.
Joe Schwab
Pure Resources,Midland,Texas,U.S.A.
Hiroshi Hagiwara
目前地址：Japan Oil Development Company,Abu Dhabi,United Arab Emirates.
Japan National Oil Company,Chiba,Japan
Shigeharu Mizohata
Japan National Oil Company,Chiba,Japan
摘要
赖纳克（Reinecke）油田位于美国西得克萨斯州，坐落在一个马蹄形环礁的南部，是一个形成于晚宾夕法尼亚纪到早二叠世的碳酸盐建隆。已有大量的钻井和三维地震资料对该油田及围区进行了地震成像。虽然赖纳克油田常被称为生物礁储层，但其地层多为15～30m厚的层状层序，其成分主要有粒泥灰岩、泥粒灰岩和颗粒灰岩。生物粘结灰岩（富含叶状藻类）仅占16%。地震反射界面在碳酸盐建隆内部平行于层序边界，在碳酸盐建隆的边缘则表现为削截现象。三维工区显示，赖纳克碳酸盐建隆顶部地形极不规则，起伏至少在143m以上。后期的深海页岩覆盖在储层之上并对地层圈闭起到了盖层的作用。这种不规则的丘状起伏是由于各局部碳酸盐岩生长和侵蚀削截的不均一造成的。其中，大部分的侵蚀削截可能发生在深海环境。
赖纳克的南部穹窿作为一个独立的、连通的油藏，主要由70%的灰岩和25%的白云岩组成。灰岩的孔隙度一般为5%～18%（平均约为11.2%），渗透率为1～1000md（平均166md）（1md=10-3μm2）。白云岩的孔隙度较低（平均约8.3%），但白云岩的渗透率很高（平均为894md）。呈平行层状不连续的低渗层可起到低渗透隔层的作用；然而，呈斑片状替代的白云岩贯穿整个低渗透层，可形成高渗透率的垂直通道。在具有较好的储层连通性、低渗透率隔层，再加上人工水驱的情况下，可使原油的采收率达到50%以上。在赖纳克油田，对垂直连通性很好的油藏，还可以采用CO2脊部气驱技术。将CO2注入到构造顶部，以驱使油藏上部的剩余原油以及旁支的可移动原油向下运移，从而使其在油藏的下部得以开采。
前言
赖纳克油田是一个位于礁建隆之上的地层圈闭油田，属美国西得克萨斯州内陆盆地一个马蹄形环礁的一部分。该环礁的开口向北，为晚宾夕法尼亚纪的碳酸盐建隆（图1，图2）。位于该环礁上的油田由一系列地层圈闭组成，原油产量已超过20亿桶；此处油田的共同特点是都具有较高的渗透率和采收率，采用水驱技术后原油采收率接近50%（Galloway等，1983）。环礁东部的油田，层间孔隙的垂向连通性较差，而赖纳克以及其他位于南部和西部的油田垂直渗透性较好。这有利于油藏顶部和下伏含水层之间压力交换的进行（也就是说，它们更偏向于礁建隆形成的油藏）（Crawford等，1984;Saller等，1999）。
自1950年发现以来，赖纳克油田（面积约8km2，图3）已产原油约8300万桶。本章的重点是位于赖纳克油田南部的一个穹窿（约2.6km2），已产原油4600万桶。以原始的油水界面（水下1400m）为基面，该穹窿上的碳酸盐岩储层约有143m由沉积、侵蚀造成的地形起伏。另外，该区域不存在明显的构造变形。这些浅海的碳酸盐岩薄层顶部和侧面均被深海页岩所覆盖，形成垂向和侧向的盖层。而赖纳克油田的油源普遍认为来自于宾夕法尼亚纪和早二叠世的深海页岩。
尤尼科与日本合资的国家石油公司所承担的油藏描述项目，旨在更好地了解这个南部穹窿，以实施脊部CO2气驱开采技术。该项目主要包括以下几个部分：
（1）对于诸多只钻到了油藏顶部的钻井，进行进一步加深钻探和取心。
（2）开展多重三维地震的采集和解释工作。
（3）建立储层地质结构模型（geocellular reservoir model）。
（4）模拟自1950年油藏发现以来的流体流动及其历史匹配。
（5）应用所建立的模型，预测油藏对CO2气驱的响应。
在该项目启动之前，南部穹窿上只有少数的几口钻井钻穿了整个油藏。项目实施早期，对绝大部分钻井进行了加深，均钻到了初始的油水界面。项目所用的数据库主要包括12口井的取心和60口井的电缆测井资料。
储层描述包括若干重要步骤，关键地层界面首先在岩心上识别，然后通过测井及地震资料外推至整个油田。储层的孔隙度和渗透率也首先由岩心测量获取，再用所得结果对测井曲线进行标定，然后通过已标定的曲线（主要是中子和密度曲线）估算未取心钻井的孔隙度。未取心井的渗透率借助岩心上实测的孔隙度与渗透率的转换关系进行计算。将钻井识别的地层顶界面和地震识别的层面联合起来互相标定，在地质软件EarthVision中生成地质体的地层界面，再用这些地层界面对建立的地质模型进行网格化。井间的孔隙度和渗透率利用普通克里金法外推得出，然后在EarthVision中进行网格化。最终建立起一个具有35个地层界面的三维地质体模型。在地质体网格化模型和Eclipse流体模拟系统之间有一个补充的输出格式作为数据的交换接口。本文重点是以下三点：
（1）对赖纳克油田南部穹窿的礁建隆储层特征进行三维描述。
（2）展示三维地震如何更好地对礁建隆进行成像。
（3）总结该建隆隆起的三维开采历史。
图1 赖纳克油田的位置及其晚宾夕法尼亚纪的古地貌。
三维地震数据体
在赖纳克共有3个三维地震工区。最早的一个是1993年施工采集的，其主要目的是寻找赖纳克油田内可能存在的高部位和远离主要油田的构造。该工区覆盖面积约72km2（图3），其当时的贡献是帮助发现了附近的一个小油田。为了获得南部穹窿的地震影像，以便进行精细的储层描述并作为以后第三个三维工区的基线，1997年进行了第二个三维工区的施工（面积约13km2）。第三个工区于1999年施工，目的是为采用脊部CO2气驱技术提供所需的影像。
图2 穿过内陆盆地中部的剖面示意图（据Gallway等，1983）。
图3 赖纳克油田及围区晚宾夕法尼亚纪—早二叠世碳酸盐岩，基于三维地震的等时间构造图。这一区域自宾夕法尼亚期以来只经历了较轻微的构造变形，因此，本图代表的是该碳酸盐建隆经过剥蚀之后的构造（晚宾夕法尼亚世—早二叠世）。图中等值线的间隔为5ms（双程旅行时间）。地震剖面AA′见图4,BB′见图6,CC′和DD′见图7。后期的三维工区对南部穹窿也进行了成像（图5），并建立了模型（图12，图14）。
1993年的三维地震工区首先揭示了赖纳克区域碳酸盐岩的顶部形态（图3）。中、晚宾夕法尼亚世碳酸盐岩是在一个相对平坦的底面上生长起来的（图4），因此其顶部的构造起伏基本上反映了各局部碳酸盐岩自身的生长、侵蚀特征（图3）。与以前的工区相比，1997年的工区进一步提高了对南部穹窿复杂顶部的成像质量。图5A是仅依据钻井资料绘制的赖纳克南部穹窿的顶部构造图，图5B是单独利用地震数据描绘的顶部构造，若将地震和井的资料相结合，所得的顶部构造则最为精确（如图5C所示）。赖纳克碳酸盐岩地层的地震反射特征，在内部通常为平行结构，边缘部位则显示为削截关系（图6，图7）。岩层内储层层段的层序界面是在岩心上识别出的，若单独通过地震反射则是无法识别的（图6）。油藏上覆的地层由盆地相沉积组成，与下伏的碳酸盐建隆呈下超的接触关系，并有明显向西进积的现象（图2，图7）。
在赖纳克油田，利用地震成像反映储层的侧向非均质性（孔隙度、渗透率、岩性等）是很困难的，这主要由于以下两方面的原因：
（1）碳酸盐岩储层的顶面非常不规则，碳酸盐岩储层的波阻抗与上覆页岩具有很大的差别（图6）。这就使得储层顶面的振幅非常强，而经折射进入油藏内的地震波也很不均匀。大部分储层的厚度达不到一个子波的长度，因此导致储层处大部分的地震同相轴都以对页岩和灰岩接触界面的响应为主。
（2）石灰岩与白云岩之间的岩性变化，以及单一岩性内孔隙度的变化，两者在地震响应上是极为相似的。因为灰岩－白云岩间的变化和孔隙度的变化在储层中普遍发育，因此对它们进行区分就显得非常困难。
图4 三维地震任意线显示的赖纳克油田及其周边的古生代地层剖面。可注意到，这里的地层没有明显的构造变形。图中只显示了部分地层界面。包括，中宾夕法尼亚统（Strawn组/Desmoinesian阶）、上宾夕法尼亚系（Canyon组/Missourian阶和Cisco组/Virgilian阶），以及Lowest Wolfcampian组（下二叠统），这些浅海的碳酸盐岩发育在相对平坦的基底之上。其后的盆地相页岩和Wolfcampian组的碳酸盐岩则沉积于这些早期碳酸盐岩储层形成的不规则表面之上。再往上的Sprayberry段地层主要含有盆地相的砂、粉砂和Leonardian时代的碳酸盐岩。接下来是由东向西（从右往左）沿陆架边缘进积的San Andres地层，其顶部为下Guadalupian阶。最上面的Yates组在时代上属晚Guadalupian期，是形成于内陆架与middle Capitan礁同期的地层。测线位置见图3。TWT＝双程旅行时。
图5 赖纳克油田南部穹窿碳酸盐岩的顶部构造图。视角均为东南方向。垂直方向比例放大了4倍。（A）仅用钻井资料生成的构造图（纵坐标单位：ft）。（B）仅依据地震资料生成的构造图（纵坐标单位：ms）。（C）综合钻井和三维地震的构造图（纵坐标单位：ft）。
图6 三维地震选线的波形表现了依据岩心确定的层序，并插入了井、震合成记录。注意建隆边缘的削截反射。测线位置见图3和图5B。
沉积相和地层
赖纳克油田的储层主要为上宾夕法尼亚系到下二叠统的碳酸盐岩地层，上覆盖层由下二叠统的硅质碎屑岩和钙质泥岩组成。该油田主要以石灰岩储层为主（70%），还有相当一部分为白云岩储层（25%），另外，还有少量混合岩性（其中白云岩占20%～80%）的储层，约占5%。页岩储层不到1%。赖纳克的油藏一般为15～30m 厚的岩层，大多数都集中在由界面100～400所限定的3个层序内（图8，图9）。这3个层序在时代上为维尔吉尔期，属Cisco组的一部分（G.Wilde,personal communication,1997）。在紧靠各层序界面下方的岩心上，均可见裂缝、根迹、钙质壳、角砾岩等特征。另外，Wolfcompian统（早二叠世）和密苏里统（Canyon组）的地层中也有少量的原油显示。其中，Wolfcompian统内的原油位于界面100之上的高点处；下部密苏里统的原油位于界面400之下，但高于油水界面。
据Veevers和Powell（1987）的研究，这些层序是在“冰室”（iec-house）时期沉积的，都受到了大幅度的海平面升降的影响。层序都是典型的三层结构，下部基底层很薄，中间部分较厚，上部厚度则变化较大（图8，图9）。层序底部一般以薄的页岩以及生物碎屑泥粒－粒泥灰岩为主。中部主要由含有化石的泥粒灰岩（一般为页状的藻类粒泥灰岩）和叶状的藻类粘结灰岩组成。上部则普遍以颗粒灰岩为主（图8，图9）。宾夕法尼亚系上部的两个层序顶部含有海百合颗粒灰岩，下部的两个层序的顶部普遍含有鲕粒灰岩（图9）。总体上看，在该礁体建隆上出现的9个主要碳酸盐岩沉积相中，生物粘结灰岩仅占了16%（表1）。
在界面100之上，碳酸盐岩的厚度变化极大，展布很不均一；与上覆页岩之间形成了很明显的接触界面。值得注意的是，在靠近穹窿边缘的钻井上没有发现Wolfcamp组（图9）。另外，在界面100之上，发育含化石的泥粒灰岩和颗粒灰岩薄层，而其他层位以含化石的粒泥灰岩为主。其中的化石以海百合类和叶状的藻类较为普遍。再有，许多被粗粒、纤维状至棱柱状胶结物填充的裂隙和孔洞也出现在界面100之上。277井最上部的Wolfcamp组为黑色的石灰质泥岩，紧接其上为一薄层含海绵骨针状燧石，最上面是作为油藏盖层的黑色页岩（图8）。
沉积历史解释
虽然赖纳克油田的南部穹窿在地貌上为丘状或岩礁状，但其内部结构仍由相当成分的层状层序组成。这些层状层序的形成明显的受到了相对和全球海平面变化的影响。层序界面可以根据岩心上观察到的一些与暴露有关的特征（裂缝、根迹、钙质壳、角砾岩等）予以识别。另外，层序界面之下全岩稳定碳同位素值的突然降低也说明了界面处地层经历了地表暴露（图8）。图10为一个典型层序的沉积模型。然而，赖纳克建隆顶部的碳酸盐岩地层（下wolfcampian统，界面100之上）无论在岩相、阴极发光或稳定同位素测试方面都没有淡水成岩或陆表暴露的证据（J.A.D.Dickson,personal communication,1999），意味着最后一期的侵蚀与陆表暴露无关。
图7 测线237（CC′）及其交叉线243（DD′），显示赖纳克碳酸盐礁之上Wolfcamp组盆地相地层的平反射。地震剖面上，Wolfcamp组地层对下伏台地呈明显的上超现象，但实际上为上覆盆地相地层对该建隆自东向西的下超或底超。该盆地相地层沉积时，陆架边缘位于向东（右）50～100km 处。测线位置见图3及图5B。
图8 南部穹窿上具代表性的277钻井的岩心及测井数据。100,200,300和400,4条水平线的下方发育古土壤，定为层序界面。紧靠界面300和400之上，都发育有页岩沉积。稳定同位素数据是对全岩测试的结果。图中，GRNST表示颗粒灰岩；PKST表示泥粒灰岩；WKST表示粒泥灰岩；MUDST表示泥岩。
图9 穿过赖纳克油田南部穹窿的构造横剖面的地层和沉积相的分布图。其中沉积相通过岩心资料确定。100、200、300、400,4条水平线所示的位置是具有古土壤特征的层序界面。剖面位置见图5A。
赖纳克碳酸盐岩顶部的起伏可能与碳酸盐岩的差异生长、陆表喀斯特化以及其后被淹没时遭受的深海侵蚀有关。如三维地震资料所揭示的（图3，图6，图7），赖纳克碳酸盐建隆的顶部表面是极不规则的。一些层序（Wolfcampian统和宾夕法尼亚系的部分地层）被该顶面削截，说明顶部的碳酸盐岩遭受了侵蚀或至少是部分地遭受了侵蚀。接下来，在赖纳克及环礁上其他油田的上部，发生了深水页岩和碳酸盐岩滑塌的重力流沉积（Vest,1970;Galloway等，1983）。地震上观察到的盆地相地层的明显上超现象（图6，图7），实际上是wolfcampian统层序的远端对下伏不规则地层的下超或底超，该处的陆架边缘与东面的陆架边缘相距约50～100km（图1，图2）。在wolfcampian阶早期（二叠纪的最初期）台地开始消亡，一直贯穿纳伦德阶（中二叠世）的大部分时期，赖纳克地区一直处于深海环境（图2）。在此期间，该内陆盆地沉积了大量来自北面和东面的低位碎屑岩和沿斜坡进积的碳酸盐岩地层。盆地最后充填的是圣安德列亚斯组地层（伦纳德上段和瓜达鲁普下段，图2）。接下来，在之后的早瓜达鲁普阶以及奥霍世（中晚二叠世，圣安德列亚斯世之后），赖纳克地区以浅海碳酸盐岩和蒸发岩沉积为主。
孔隙度、白云岩以及渗透率的分布
赖纳克油田层序中的绝大部分孔隙都与地表暴露和大气成岩作用有关。在暴露及与之相关的成岩作用下，经成岩作用形成了坚固的骨架，这对埋藏后的压实起到了抑制作用，从而有利于粒间孔隙和泥晶灰岩中微孔隙的保存。紧靠层序界面100之下，碳酸盐岩中的孔隙普遍发育（图8），而该界面之上的碳酸盐岩中孔隙均不发育。赖纳克建隆中的方解石胶结物在体积上占次要地位。油藏内的大部分孔隙（铸模、晶洞、岩穴等），都是生物成分淋滤和白云岩化作用形成的（Crawford等，1984）。
除石灰质泥岩外，石灰岩沉积相的平均孔隙度都很接近（9.3%～12.9%；表1）。但由于具体相带内的孔隙类型不同，其渗透率变化很大。一般地，叶状藻类形成的生物粘结灰岩具有最高的渗透率；以晶粒间微孔隙为主的石灰质粒泥灰岩、泥粒灰岩，平均渗透率较低（表1）；而明显具有粒间孔隙的生物碎屑灰岩，渗透率居中。
储层中的白云岩，一般形成于中等埋深的成岩作用的晚期，是诸多沉积环境中形成的沉积物部分转换生成的（J.A.D.Dickson，个人通信，1989）。与石灰岩相比，白云岩具有孔隙度普遍较低，但渗透率较高的特点（白云岩平均孔隙度8.3%，石灰岩为平均11.2%；白云岩水平和垂直方向的平均渗透率分别为894md和334md，石灰岩分别为165md和llmd）（如表2，图10）。在白云岩、与地表暴露有关的孔洞以及晶粒间的孔隙都比较发育的情况下，储层的渗透率可达到500md以上。赖纳克的油页岩含量虽然不到1%，但在某些局部却起着阻挡流体垂向流动的重要作用。
虽然孔隙度和渗透率都不均一，但从整个油藏规模来看孔隙度均在4%以上，渗透率在1md以上，油藏的垂向和侧向连通性都还是相当不错的。在油藏的大部分地方都没有发现油田规模的垂向或侧向隔挡层的存在，仅有致密的钙质泥岩和页岩形成了局部的隔挡或隔层。缺少油田规模的隔层，在一定程度上是由于侧向伸展的潮坪粒泥－泥粒灰岩或蒸发岩不发育。而在许多隔挡层发育的情况下，碳酸盐礁中的流体可被有效的控制，使其仅在层间流动。另外，高渗透率的白云岩贯穿层序，也极大地提高了流体的垂向连通性。因此，整个赖纳克油藏，具有较好的垂向和侧向连通性。如表1、表2和图11所示，储层的渗透率与其岩石类型（石灰岩或白云岩）有关。计算方法是，先将井上的数据在地震上标定、外推，得出孔隙度和白云岩的三维分布（图12A,12B）。然后再根据孔隙度与渗透率的转换关系计算出各处的渗透率值（图12C）。
图10 典型层序的沉积模型。
表1 赖纳克沉积相—灰岩参数
表2 赖纳克沉积相—白云岩参数
图11 赖纳克油田灰岩、白云岩中孔隙度与渗透率关系的回归曲线。
开采历史
赖纳克油田在1950年发现于水下约1310m处。所产原油按API标准为42，气油比为1266立方英尺/桶。早期认为底部的锥形水流是制约油田开发的一个难题。因此，当时的大多数钻井都只钻到了油藏上部几英尺的位置。最初以40英亩/口排列的钻井，在地层自身压力下开发了近20年。另外，赖纳克油田的生产还受到了得克萨斯州铁路委员会的限制，直到1968年才得以在其可能达到的最大产率下进行开采（图13）。从1950年到1970年间，赖纳克油藏的压力从3162磅/平方英寸下降到了1984磅/平方英寸，比饱和压力2000磅/平方英寸略低。为了保持油藏压力，60年代后期开始向油藏下部含水层注水。到1972年，又启动了针对整个油田范围的油藏压力保持项目。随着水的不断注入，油藏压力和原油产率都开始升高（图13）。到70年代早期，由于得克萨斯州铁路委员会放宽了对产量的限制，产量上升到约11000桶/天。1977年，又在生产井上加装了抽油泵，此时油井的出水率已开始显著升高。自1980年开始，在出水率不断升高的同时，原油产量不断下滑。到80年代中晚期，随着20英亩/口加密井的钻探，原油产量又有所提高（图13）。通过初次、二次开采和加密井生产，赖纳克油田共产出原油已超过8300万桶，达到了原始石油地质储量的46%以上。在南部穹窿区，甚至达到了原始石油地质储量的52%。
图12 赖纳克南部穹窿的油藏描述，自东北向西南方向俯视。垂向放大4倍。（A）南部穹窿的孔隙度分布模型。（B）白云岩分布模型，数值表示白云岩的百分含量。（C）渗透率分布模型，单位为md。
图13 赖纳克油田的开采历史。
南部穹窿的碳酸盐礁油藏，是一个人为增大底部水驱，提高采收率的典型实例。图14A模拟的是1970年时的油气饱和度和与之相对应的油水界面。随着顶部油气的不断采出，该界面在不断上移。图14B是在人为增大底水驱动的情况下，大量的可动油进入到油藏顶部的井孔中。到1996年（图14C），大量的水进入油藏顶部，导致出水率超过98%。
由图14C的模型可以看出，仍有大量的剩余油滞留在赖纳克的油藏中。为采出这些潜在的剩余油以及部分滞留的可动油（mobile oil），采用了CO2顶部气驱的方案。如图15所示，CO2气体通过5口井注入到油藏顶部，其上部的页岩作为隔挡层，可防止CO，向上溢出。注入的CO2优先充填于油藏的高部位，并将油、水依次向下驱替。这时，油藏内将形成一个相对水平的层状集油带，随着油藏顶部孔隙不断被CO2气体所充填，该集油带在油藏内将不断下移。另外为保持水层压力，大量的水也要不断注入到油水界面之下。与此同时，其余的生产井被加深到油水界面的深度，当集油带向下穿过气顶之下的储层时，这些井即可将其中的原油采出（图15）。该方案之所以是可行的，主要是由于赖纳克油藏的孔隙度和渗透率在垂向和侧向上均有很好的连通性。若是储层中具有高渗透的夹层，或者缺少地层封闭，也会使该方案的效果大大降低。
结论
赖纳克油田的储层是一个形成于晚宾夕法尼亚纪到早二叠世期间的碳酸盐建隆。通过三维地震对该建隆的顶部地貌进行了精细的刻画，而这是仅通过钻井控制完全不可能实现的。赖纳克建隆最终的几何形态，是不同部位的碳酸盐岩生长速率、局部喀斯特化及其被水淹没后遭受深水侵蚀的共同结果。深水侵蚀同时也是造成其顶部地貌极不规则的主要原因。尽管赖纳克建隆在外形上为礁体，但油藏内部主要还是由层状的层序构成，而且生物粘结灰岩的含量很少。由于储层的孔隙度和渗透率具有较好的连通性，赖纳克的南部穹窿可作为一个独立的“储油器”（container）。赖纳克油藏是一个典型的礁岩油藏，其中的原油在下伏水层压力的作用下，向上注入油藏顶部的井孔中。这种机制对于开采非常有利，通过初次和注水开采，采收率已达到了50%。近来，CO2顶部气驱的措施正在实施，由于储层连通性极好，使得该方案极为可行。此处，三维地震的价值主要体现在它对整体油藏的几何特征进行了精细地刻画。这是精确计算油藏体积，成功进行油藏模拟和设计CO2脊部气驱方案的关键。
图14 南部穹窿的油藏模拟含油饱和度图，图中可以看出从1970年经1977年，最后到1996年含油饱和度的变化过程。三图的视角均为西南—东北方向。如图所示储层内只有部分孔隙中的原油达到了饱和。其中原始水的饱和度约占孔隙空间的20%。（油藏）顶部的起伏最大约有143m，南部穹窿的横向跨度约1.6km。1950年到1970年间，油藏水从原始的油水界面（图中蓝色层的顶部）向上驱替了3～5层的可动油层（图中绿色层所示），1970～1977年，底层水仍以较均一的速率对可动油向上驱替。随着水层向上到达油藏顶部的井眼部位（图B-C），水层开始变成“锥形”，从而导致可动油的分布变得非常不均一。另外，仍有相当数量的剩余油滞留在油藏中（约占原始石油地质储量的25%～40%），这也是采用CO2脊部气驱采油的主要目标。
图15 CO2顶驱采油的原理图。
致谢
本文内容属于尤尼科石油公司与日本国家石油合资的公司所承担的油藏描述项目的一部分。双方公司的许多工作人员为本文编写提供了帮助，包括Merle Steckel,Brian Ball,Stan Frost,John Gogas,Phil Johnston和Tim Anderson。Steve Bachtel,Charlie Kerans以及Jose Luis Masaferro对原稿进行了审阅，并提出了建设性意见，使本文得到了很大改进。最后，我们还要感谢日本国家石油公司和尤尼科石油公司允许本文的发表。
参考文献
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（刘占红译；李春荣，李秋芬校）