徐建永武爱俊

2010, 17(5): 1.

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随着北美地区页岩气勘探的巨大成功，页岩气资源勘探在全球范围内持续升温，现已有10多个国家开展了页岩气的勘探与开发试验工作。研究认为，中国页岩气资源丰富，许多盆地或地区具有页岩气大规模成藏的地质条件，中国的南方地区、华北一东北地区、西北和青藏地区都具有良好的页岩气勘探前景。通过分析比较上述地区页岩气成藏主控因素后认为，中国的南方、西北(包括鄂尔多斯盆地及其周缘)和青藏地区都是比较有利页岩气勘探区域，其中南方地区应作为中国实现页岩气勘探突破的首选地区。中国的页岩气勘探目前还处于起步阶段。

油藏生物气研究进展

王俊俞理黄立信

2010, 17(5): 1.

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油藏微生物可以产气，这些气体能够增大油藏压力、降低原油黏度，是微生物采油非常重要的因素。研究发现，CO2 贯穿于整个油藏微生物的代谢，CH4是石油烃的最终代谢产物，这些气体都能够促进微生物采油；硫酸盐还原菌代谢会产生H2s腐蚀性气体，是微生物采油中必须避免的气体。然而细菌代谢产气是一个非常复杂的生物化学过程，通过调研CO2 、CH4 和 H2S气体，了解油藏微生物的产气特性，可以促进有益气体的产生，抑制有害气体H2s的产生，使生物气更好地服务于采油率。

储集岩对原油组分选择性吸附宏-微观地质效应概述

王月蕾陈红汉刘建章

2010, 17(5): 1.

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摘要：对选择性吸附的机理进行分析，认为储集岩和原油之间的选择性吸附机理可归结为储集岩矿物与原油极性组分间化学键力的形成。同时对选择性吸附所带来的宏观及微观地质效应进行总结，认为储层润湿性反转主要由非烃、沥青质与矿物之间的选择性吸附引起，而选择性吸附对有机包裹体的形成及组分的影响表现为：一方面导致油包裹体相对富集极性有机化合物，使得被封存在包裹体中的原油组分并不能完全反映同期同源的原油组分；另一方面被选择性吸附到石英表面的有机酸可以溶蚀石英表面促使孔洞产生和裂隙扩大，从而有利于有机包裹体的形成。

准噶尔盆地排6区块浅层稠油实用勘探技术

宋明水王学忠

2010, 17(5): 1.

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排6区块位于准噶尔盆地西缘车排子地区，曾因油层薄、油稠而放缓了勘探步伐。借鉴排2块勘探的成功经验，采集高精度的三维地震资料，应用地震拓频处理等新的解释技术，对排6区块油气源、油气输导体系、油气成藏期次及沉积体系进行研究，明确了油气来源，证实了油气输导通道，发现了2期成藏的特点，为储层预测提供了理论依据。在此基础上，部署探井和滚动井22口，成功20口。

珠江口盆地NH25油藏沉积微相研究

薛永超程林松梁卫刘伟新

2010, 17(5): 1.

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以岩心描述为基础，综合各种分析化验资料，对珠江口盆地NH25油藏岩石学特征、岩石相特征、生物遗迹化石等方面开展深入研究。结果表明储层成分成熟度较高，结构成熟度中等，发育6种岩石相，海生迹遗迹化石丰富、分布广泛，成岩作用较弱，对物性影响不大。综合确定研究区属滨岸相临滨亚相沉积，进一步分为上}临滨、中临滨、下临滨，利用孔隙度和渗透率对沉积微相进行定量识别。沉积微相与油藏开发关系表明：上临滨产能高于中临滨，中临滨产能高于下临滨产能，下临滨和中临滨及不同沉积微相过渡区是剩余油富集区。

泌阳凹陷深凹区岩性油藏发育规律

吕明久马义忠曾兴何斌

2010, 17(5): 1.

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通过对深凹区岩性油藏成藏条件的分析认为：沉积控制了深凹区岩性油藏的空间分布；三角洲前缘发育优质储集体及优质烃源岩；湖侵体系域是优质烃源岩发育的有利层位，也是油气富集的有利层位。以此指导泌阳凹陷深凹区岩性油藏勘探，选择泌阳凹陷较大型沉积体系— — 侯庄三角洲前缘、古城三角洲前缘及平氏扇三角洲前缘为岩性油藏勘探突破点，其湖侵体系域为岩性油藏勘探突破的层系。在侯庄三角洲前缘安店地区泌354井及多物源交汇处的毕店地区泌359井取得新突破，打破了深凹区油气勘探的阻滞局面。

福山凹陷古近系流一段重力流沉积特征

李媛刘菊马庆林卢政环张国涛

2010, 17(5): 1.

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福山凹陷流一段沉积时期，主要以辫状河三角洲沉积为主，同时在半深湖一深湖区发育重力流沉积。以A、B井为例，根据岩心测井资料，对重力流发育特征进行剖析，结合该区的构造特征和沉积背景建立了福山凹陷流一段的重力流沉积平面展布与沉积模式。根据单井相分析识别出该研究区的重力流沉积为远端湖底扇沉积，并分为碎屑流沉积和浊流沉积2种类型。总体垂向上由下至上发育着湖底扇一辫状河三角洲前缘一辫状河三角洲平原的沉积演化序列。该研究将为福山凹陷岩性油气藏的进一步寻找和评价提供依据。

鄂尔多斯延长气田下二叠统山西组山2段储层特征

袁珍邢晓莉

2010, 17(5): 1.

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针对鄂尔多斯东部延长气区下二叠统山西组山2段低渗透气藏的特点，结合薄片观察、扫描电镜、包裹体测温、压汞等资料分析，认为该区山2段储层是1套远离岸线背景上的浅水三角洲前缘相的岩屑砂岩，受压实、胶结等成岩作用的影响，各区表现出不同的微观特征。在此分析基础上预测了延长气区山2段的勘探远号，为鄂尔多斯东部延长气田下一步勘探和开发提供了一定依据。

相控储层地质建模研究

胡望水张宇规牛世忠秦刚

2010, 17(5): 1.

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在储层构造、沉积微相、测井解释等研究基础上，以松辽盆地大安油田H90井区高台子油层为研究对象，应用Petrel储层建模软件，建立研究区的构造模型和沉积微相模型，并采用随机模拟的方法，以沉积微相为约束条件，对砂岩油气储层进行井间参数预测，进而得到研究区的油气储层属性模型。对比相控与非相控模型可以得出，相控建模技术实现储集层属性分布和沉积微相的对应性，使模拟结果更符合地下实际情况，证实了相控建模的合理性和先进性，为油藏的后续开发提供了有力依据。

肇州油田北部扶杨油层沉积微相研究

戴跃进钟建华肖芳伟

2010, 17(5): 1.

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肇州油田北部扶杨油层沉积属浅水湖泊一三角洲体系，发育有浅水湖泊三角洲相和湖泊相。通过精细岩心观察和单井相分析，识别出水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、水下分流间湾、河口坝、前缘薄层席状砂，滨湖泥滩、混合滩、砂滩，浅湖砂坝、浅湖泥等沉积微相类型。其中，河口坝相对不发育是该区沉积体系最为显著的特征。在对以上各种沉积微相特征进行精细研究基础上，通过详细的储层物性特征研究，根据录井油气显示、地层测试、试油资料及开发动态资料分析，确定了水下分流河道砂、水下决口扇砂体、前缘席状砂和滨浅湖滩坝砂等主要储集砂体类型，为扶杨油层的储层评价与预测提供了有力依据。

火山岩气藏温度压力系统分析方法

陈福利冉启全孙圆辉雷征东

2010, 17(5): 1.

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火山岩气藏地质条件复杂多变，能否进行火山岩气藏科学分类，严重制约着火山岩气藏的开发水平。温度和压力是火山岩气藏分类的关键要素，依据温度压力参数的科学定义，进行气藏温度压力系统分析，研究建立火山岩气藏温度压力分类评价标准。该方法在大庆、吉林、新疆等国内主要火山岩气藏开发方案编制中进行了应用，取得了良好应用效果。该系统分析方法对火山岩气藏分类和气藏开发方案编制具有指导意义。

北三台地区火山岩储层特征

杜洋罗明高李青周强

2010, 17(5): 1.

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北三台地区石炭系火山岩地层作为储层的岩性主要包括安山岩、玄武岩、火山角砾岩以及凝灰岩，详细叙述了其岩石学特征，同时阐述了对该地区储层产生影响的主要因素。在对火山岩孔渗基本特征，孔隙结构和孔渗关系的研究基础上，对储层进行综合评价，将其分为5类，较好的火山岩储层平面分布呈带状或块状分布，西地一号背斜带及台50井阜康断裂东部区域储层类型级别较高，台48井以南和吉木萨尔凹陷为较差区域。

YB地区长兴期生物礁控制因素浅论

胡伟光赵卓男肖伟陈山林

2010, 17(5): 1.

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YB地区长兴期生物礁具有独特的平面分布形状，呈倒“w”状。其独特的生物礁带平面分布形态揭示了多种因素共同作用的结果，主要是古地理和海平面的升降变化造成。长兴期生物礁带共分为9个礁期，其中高位期成因5个，海侵期成因4个，并与钻井资料分析的沉积旋回相对应，研究该区礁期对研究长兴期的海平面变化和古地理环境有积极意义。

济阳坳陷桥东油田成藏特征及其主控因素分析

杨贵丽

2010, 17(5): 1.

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对桥东油田进行了石油地质综合研究，明确了该油田的油气成藏条件、油藏类型、油气分布规律及其主控因素。桥东油田具有有利的油源奈件、储盖组合和圈闭条件，油藏类型为构造油藏和复合油藏，纵向上分布于古近系沙河街组沙三上亚段和沙四上亚段，平面上富集于有利的正向构造带；断层控制油气的运移与成藏，构造背景控制油气的平面分布，储盖组合条件制约油气藏的发育；取得的认识对油田下一步勘探具有一定的指导作用。

鄂尔多斯盆地华庆地区长6 3油层沉积相研究

刘九洲张春生狄贵东肖梦华王延奇

2010, 17(5): 1.

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上三叠统延长组长6 3油层是鄂尔多斯盆地华庆地区重要的勘探目的层。笔者从取心井岩心与测井资料入手，通过对长6 3油层沉积相精细研究，认为长6 3油层为三角洲前缘湖底滑塌浊积扇沉积。按沉积特征可进一步划分出内扇、中扇和外扇3个亚相及若干微相，并对各亚相、微相特征进行了描述。其中以中扇分支水道微相最为发育，占整个浊积扇面积的80％。在此基础上，对有利沉积微相、沉积相平面展布规律及沉积模式进行了预测。

松辽盆地东部地区火山岩储层裂缝预测研究

吴满杨风丽陆建林

2010, 17(5): 1.

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基于三维地震资料，从构造裂缝产生的应力驱动因素出发，采用构造应力场正反演的思路对松辽盆地东部地区火山岩储层裂缝的密度、方位与开启性三项特征参数进行预测并展开分析，结果表明开启性是相对最好的有效储层预测参数。预测结果符合火山岩裂缝发育规律并得到实际资料验证，构造应力场正反演方法可以为有效火山岩储层的预测提供一定的指导。

特低渗油层非达西渗流压裂水平井非定常渗流产能预测新方法

朱维耀王明刘合张玉广王文军

2010, 17(5): 1.

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建立了反映特低渗透油层基质一裂缝非达西渗流条件下水平井耦合非定常流动的渗流数学模型，形成了非达西渗流条件下压裂水平井非定常渗流产能预测新方法。利用优化设计数值模拟研究裂缝长度、裂缝条数、裂缝分布、水平井长度、裂缝间距、裂缝导流能力等对压裂水平井开发效果的影响，揭示了压裂水平井基质一裂缝耦合两相流动开采变化规律。计算结果与试验动态数据变化规律相符，有效指导矿场压裂水平井优化设计。

低渗透油藏CO2驱最小混相压力预测研究

郑强程林松黄世军祝春生

2010, 17(5): 1.

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注CO 2提高低渗透油藏采收率研究中，最小混相压力是CO 2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象，在室内相态实验研究基础上，综合运用多级接触和多因素回归分析方法，考虑原油组分和温度，建立适合目标油藏实际的CO 2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比，该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度，为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法，为低渗透油藏CO 2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。

低渗透油藏单井CO2吞吐参数优选研究

战菲宋考平尚文涛杨二龙刘丽

2010, 17(5): 1.

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通过选井选层研究结果，建立低渗透油藏目的区块精细地质模型。运用ECLIPSE中PV—Ti和E300模块相结合的方法，建立三维三相组分数值模拟模型，模拟水驱后CO 2吞吐过程，以增油量和换油率为依据评价吞吐效果。研究表明：CO 2注入量、注入速度以及闷井时间均为影响单井CO 2吞吐效果的重要因素。通过模拟计算确定CO 2注入量、注入速度以及闷井时间的最优值。该研究工作可为同类低渗透油藏实施CO2吞吐工艺提供有益的借鉴。

低渗透气田合理井网井距研究

李爽朱新佳靳辉井元帅

2010, 17(5): 1.

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苏里格气田苏53区块盒8、山1段气藏为低渗低丰度岩性气藏。在分析该区块地质特征基础上，结合气井生产动态资料，采用经济极限单井面积法、技术最优单井面积法及数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性气藏合理井网井距。3种井距设计方案结果表明：采用南北向排距大于东西向井距的600 II1 x1 200 m近似菱形基础井网能最大限度地提高采收率，并获得最佳经济效益，而且便于后期开发加密调整。

应力敏感油藏压裂直井分区模型

张政程林松廉培庆李涛

2010, 17(5): 1.

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建立了低渗透应力敏感油藏压裂直井产能计算的分区模型，该模型内区为压裂改善区，外区为未改善区，本模型可用来预测井底改造后油井的产能，实例计算表明：内区和外区的渗透率变形系数都对产能有很大的影响；随着内区和外区渗透率的增加，产能逐渐增加，当内区渗透率增加到一定数值后，产能变化不大；内区半径越大，产能越高；随着外区启动压力的增加，产能逐渐减小。

一种简便计算边水体积的新方法

王学忠

2010, 17(5): 1.

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合理利用边水对于边水活跃的油藏开发非常有意义，前提条件是准确计算天然水体体积。针对天然水体体积计算难题，从水侵量的定义公式出发，以春光油田排2理想边水驱油藏为例，采用综合压缩系数进行校正，获得理想边水驱油藏天然水体体积的简便估算方法。经廖运涛方法获得的精确解验证，新方法计算精确度较高。对于井网完善，已全面投入开发，完全依靠边水补充能量，以自喷为主的高渗透、稀油油藏，在有明显油层压降的情况下，只要能够落实清楚总压降值和与之对应的水侵量，就可以准确估算出天然水体的体积。根据水体体积与原油体积的比值，判断该油藏天然能量的充沛程度，决定是否人工补充能量或者依靠天然能量开采。

烟道气在超稠油中的溶解特性

李兆敏王勇李宾飞陶磊杨建平

2010, 17(5): 1.

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辽河油田杜84块馆陶油层SAGD试验区属巨厚型顶水油藏，随着蒸汽腔的扩展将面临顶水突破的问题，以利用烟道气辅助SAGD技术减缓顶水突破时间。通过室内实验研究烟道气在辽河脱水超稠油中的溶解度及不同溶解度下超稠油体积系数、密度、黏度特征。实验结果表明，在实验温度范围内，烟道气在超稠油中溶解度较小，体积系数较小；烟道气溶解于超稠油后，油气混合物黏度有较大幅度下降，降黏率基本呈线性增加。该研究结果为超稠油数值模拟提供了可靠的物性参数。

双河油田Ⅳ5-11层系密闭取心井饱和度校正方法研究

韩怀

2010, 17(5): 1.

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双河油田Ⅳ5—11层系密闭取心过程中，由于岩心受降压脱气油水溢出的影响，室内分析油、水饱和度值普遍偏低，两相之和远低于100％。针对该问题，分析影响室内岩心含水饱和度测量值的相关因素。采用物理模拟校正方法，模拟密闭取心降压脱气全过程，建立地下饱和度真实值与地面分析饱和度之间的关系，并利用岩石变形公式对饱和度进行修正，从而确定适合本区块的密闭取心校正饱和度公式，使其更接近实际地层中的真实含水饱和度。对校正后油水饱和度结果进行分析，发现该方法有助于准确判断油层水淹状况，提高油气采收率。

锦16块二元驱原油脱水集输系统研究

白玉斌

2010, 17(5): 1.

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为确保辽河油田锦16块油藏持续有效开采，已转变开发方式，开展二元化学驱三次采油工艺试验。转变开发方式后，原油物性发生变化，原地面集输系统无法适应新的开采模式。通过大量室内实验研究，确定出新集输系统的脱水技术，即二段大罐热化学沉降脱水技术和二段电化学脱水技术，并确定相应关键技术参数。现场试验表明，两种脱水技术均可满足化学驱原油脱水工艺需要。同时，提出3个原油脱水工艺方案，通过对比分析，优选方案3为最佳脱水系统。

岩心渗透率对聚丙烯酰胺溶液流变性的影响

彭昱强何顺利郁鲁彬

2010, 17(5): 1.

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使用露头岩心研究部分水解聚丙烯酰胺溶液通过岩心后，在不同时间的产出液黏度变化及聚合物溶液通过岩心时的压差。研究结果表明，随着时间的延长，聚合物通过岩心后的液体黏度逐渐增大，并最终趋于稳定。低渗岩心的阻力远远大于高渗岩心，且岩心渗透率稍有下降，压差快速增加。设计聚合物驱方案时，应考虑岩心中聚合物溶液有效黏度的渐变规律，且要谨慎确定聚合物驱油藏渗透率下限。

二元复合驱注入参数优化实验研究

陈文林卢祥国于涛肖传明

2010, 17(5): 1.

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新型无碱二元复合驱油体系现已成为三次采油技术研究的新方向。针对辽河油田锦16块综合含水率高、开发难度大、水驱经济效益差等问题，利用现代物理模拟和理论分析等方法，在前期聚合物和表面活性剂筛选及其二元复合体系和三元复合体系性能评价的基础上，对优选出的二元复合驱油体系增油效果进行物理模拟研究，并对二元驱油体系注入参数进行优化。推荐二元复合体系配方组成为聚合物(c ：l 400—1 600 mg／L)+表面活性刺(cs=0．20％～0.30％ )。

深层火山岩油气藏滑脱效应及启动压力梯度研究

何学文杨胜来唐嘉

2010, 17(5): 1.

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以不同深层火山岩气藏岩心渗流特征实验为基础，在不同温度、不同气体的情况下，测定压力平方差与流量的关系。实验表明，深层火山岩气藏气体渗流存在滑脱效应和启动压力梯度现象；气体的滑脱效应与气体的性质有关，气体的分子质量越小，滑脱效应越严重；测定了不同岩心类型的气体启动压力梯度值，认为岩心的渗透率大小、温度以及气体的性质是影响气体启动压力梯度值的主要因素。

新型防塌钻井液体系在苏丹六区储层的应用

张凤英鄢捷年林永学刘四海

2010, 17(5): 1.

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针对苏丹油田六区储层钻井过程中易于发生井壁失稳、扩径、缩径、取心效率低及起下钻阻卡等井下事故问题，结合苏丹六区储层岩性、孔隙、孔喉及渗透率的特点，基于“理想充填理论”和成膜技术，对具有不同粒径的暂堵剂产品按一定比例进行合理的复配组合，形成了1种新型低伤害防塌钻井液体系，并应用于苏丹六区。实验结果表明，原用钻井液对岩心损害较为严重，新型钻井液所用处理剂均对环境无污染，处理剂没有荧光，钻屑具较好代表性，且容易清洗，能明显提高岩心渗透率恢复值，且可降低钻井液的动滤失量，能有效阻止钻井液中固相颗粒和滤液侵入油气层，满足苏丹六区安全、快速、经济钻井的要求，在钻遇Aradeiba页岩地层过程中得到了成功的应用，具有十分理想的储层保护效果。

靖平33-13井下筛管完井技术分析与认识

王文斌刘小利魏周胜

2010, 17(5): 1.

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靖平33—13井是2009年长庆油田完钻的1口气井水平井，由于储层垂深多次调整，导致井眼轨迹形成2个分支。针对水平段完井情况和下筛管完井过程存在的问题，进行了下筛管技术难点分析，下筛管固井附件优选。通过多次通井施_Y-和细化下套管技术措施，最终顺利将生产筛管下到设计位置，保证了后期储层改造和生产。研究认为，选用具备旋转拨物功能的旋转引鞋，为套管顺利下入到井底提供了保障；选用合理的通井钻具结构及通井措施，合理加放扶正器，对保证 l14．3 mm 筛管顺利下入起到了关键作用。

模糊分析方法在大牛地气田优选压裂酸化井层中的应用

李国锋秦玉英李哲隋明政成勇

2010, 17(5): 1.

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针对目前大牛地气田压裂酸化选井方法的经验性、盲目性，借助现代数学方法一模糊数学和系统工程层次分析原理，考虑影响选井选层因素的复杂性和不均衡性，将各因素按其在不同层次上对事物的影响程度分类，然后确定各因素最终的权重，形成了一种压裂酸化选井选层的模糊分析方法。应用该方法对大牛地气田的5口井进行了实例计算，优选出最适合压裂的井，符合现场施工实际，计算简单、方便，具有一定的现场实用价值。

大港港西油田套管受力与修复可行性分析

任丽华王凤祥窦守进王奎升曹小梅

2010, 17(5): 1.

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目前大港油田解决套管缩径的主要技术是机械整形扩径技术，包括梨形胀管器和套管磨铣技术，但普遍存在着损伤套管，牺牲套管厚度，修复成功率低等缺憾。为此，对港西油田套管首次变形与再次变形受力情况分析，提出了套管缩径力学机理，分析预测了套管修复的可行性，避免了无效作业带来的经济损失，提高了套管修复成功的几率，为套管损伤井修复提供了科学的预测方法。

深井超深井地层水泥环特性对套管载荷的影响

卢亚锋唐庚刘殿富林元华于林

2010, 17(5): 1.

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由于软岩层在深井高温高压环境下具有一定的流变性，为了更加真实地反应不同地层岩性情况下水泥环特性对套管外载的影响，采用有限元方法建立了套管一水泥环一地层组合体三维空间有限元模型，研究了不同地层岩性情况下套管载荷的差异，同时结合实例分析水泥环弹性模量和泊松比对套管载荷的影响。研究认为，在岩性较软的地层，应优选刚度较大的水泥环，可帮助套管抵御一部分外载；在地层岩性较硬时，应该降低水泥环刚度，有助于吸收一部分外挤压力，达到保护套管的目的；在深井超深井固井过程中应根据不同地层情况适时调整水泥浆特性，以降低套管外载，保证油气井安全。

正确对待岩石孔隙压缩系数是认识低渗透储层的基础——兼答《应科学看待低渗透储集层》一文作者

窦宏恩

2010, 17(5): 1.

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由于岩石的应力敏感性与岩石孔隙压缩系数有关，在油田开发中，岩石孔隙体积压缩系数和岩石压缩系数不能混淆。岩石的压缩系数较岩石孔隙体积压缩系数小，国内外许多学者通过实验已经证实，低渗透储集层比中高渗透储层有较强的应力敏感性，生产过程中不可将其忽略。同时，文章强调指出：实验是科学研究中一门基础科学，而且是检验真理的唯一标准。低渗透储层存在应力敏感性和启动压力是一种客观存在的科学现象，不属于一种实验假象；油气运移是学说而不是理论，油气运移的一些认识人们无法在实践中证实。

气井试井分析中气体物性参数使用原始物性参数之探讨

李传亮姚淑影

2010, 17(5): 1.

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运用渗流力学和油层物理知识，采用理论分析方法，对气井试井分析中物性参数的选用问题进行了研究。传统的气井试井理论一般选择平均地层压力下的气体物性参数。因为平均地层压力并非常数，平均压力下的气体物性参数也不是常数，因此，试井解释将因此出现问题。研究结果表明，气井试井分析采用原始地层压力下的气体物性参数即可，这样做的理论依据十分充分，试井解释工作也变得十分方便。

特超稠油区块油井火烧芯罐鹤管水循环加热工艺改进

白鹏

2010, 17(5): 1.

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利用水比热容大、易流动的特点，对特超稠油油井火烧芯罐鹤管进行循环加热，满足了储油罐鹤管安全卸油，保障生产的目的。通过试验，对水套保温效果、水循环速度、外界温度、储油罐烟道热能进行量化分析，实现了鹤管水循环的本质安全加热，并根据鹤管结构的不同，研发出不同的水循环加热装置，实现了特超稠油储油罐卸油安全、节能的目的。

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