油气藏评价与开发

编号	密闭热释法/(mg/g)	冷冻热解法/(mg/g)	多温阶热解法/(mg/g)	二维核磁共振法/(mg/g)	抽提后热解/(mg/g)
1	0.20	0.31	0.68	1.03	1.36	6.27	0.65	0.96	1.60	5.84	3.30	3.43
2	0.39	0.45	0.97	1.19	1.61	5.12	1.09	1.35	2.09	4.57	2.72	3.14
3	0.22	0.50	1.19	1.02	1.78	4.49	1.33	1.31	2.52	4.28	2.36	3.03
4	0.35	0.66	1.48	1.56	2.01	4.90	1.66	1.46	2.69	5.71	3.40	3.16
5	0.59	0.73	1.31	1.49	2.24	4.01	1.84	1.58	1.02	5.96	5.07	2.44
6	0.26	0.66	0.98	1.53	2.05	4.99	1.34	1.57	1.23	6.27	4.73	2.92
7	0.22	0.26	0.58	1.01	1.29	5.02	0.66	0.86	1.55	3.91	2.19	3.04
8	0.34	0.49	1.21	1.27	1.53	1.00	0.72	0.86	0.68	3.19	2.40	0.66
9	0.17	0.29	0.49	0.76	1.01	3.85	0.39	0.34	0.88	3.07	1.61	2.57
10	0.34	0.39	0.74	0.74	1.23	3.62	0.88	0.88	1.22	3.00	1.95	2.38

编号	密闭热释法/(mg/g)	冷冻热解法/(mg/g)	多温阶热解法/(mg/g)	二维核磁共振法/(mg/g)	抽提后热解/(mg/g)
1	0.20	0.31	0.68	1.03	1.36	6.27	0.65	0.96	1.60	5.84	3.30	3.43
2	0.39	0.45	0.97	1.19	1.61	5.12	1.09	1.35	2.09	4.57	2.72	3.14
3	0.22	0.50	1.19	1.02	1.78	4.49	1.33	1.31	2.52	4.28	2.36	3.03
4	0.35	0.66	1.48	1.56	2.01	4.90	1.66	1.46	2.69	5.71	3.40	3.16
5	0.59	0.73	1.31	1.49	2.24	4.01	1.84	1.58	1.02	5.96	5.07	2.44
6	0.26	0.66	0.98	1.53	2.05	4.99	1.34	1.57	1.23	6.27	4.73	2.92
7	0.22	0.26	0.58	1.01	1.29	5.02	0.66	0.86	1.55	3.91	2.19	3.04
8	0.34	0.49	1.21	1.27	1.53	1.00	0.72	0.86	0.68	3.19	2.40	0.66
9	0.17	0.29	0.49	0.76	1.01	3.85	0.39	0.34	0.88	3.07	1.61	2.57
10	0.34	0.39	0.74	0.74	1.23	3.62	0.88	0.88	1.22	3.00	1.95	2.38

样品编号	S₁/(mg/g)	恢复系数K₁
平均					1.06	1.10	1.11
1	2.03	1.85	1.72	1.71	1.1	1.18	1.19
2	2.08	2.02	1.86	1.85	1.03	1.12	1.12
3	4.58	3.93	3.85	3.72	1.17	1.19	1.23
4	1.75	1.72	1.71	1.70	1.02	1.02	1.03
5	1.74	1.74	1.69	1.66	1.04	1.03	1.05
6	1.55	1.49	1.44	1.41	1.04	1.08	1.10
7	3.71	3.44	3.37	3.36	1.08	1.10	1.10
8	3.41	3.26	3.20	3.12	1.05	1.07	1.09

样品编号	S₁/(mg/g)	恢复系数K₁
平均					1.06	1.10	1.11
1	2.03	1.85	1.72	1.71	1.1	1.18	1.19
2	2.08	2.02	1.86	1.85	1.03	1.12	1.12
3	4.58	3.93	3.85	3.72	1.17	1.19	1.23
4	1.75	1.72	1.71	1.70	1.02	1.02	1.03
5	1.74	1.74	1.69	1.66	1.04	1.03	1.05
6	1.55	1.49	1.44	1.41	1.04	1.08	1.10
7	3.71	3.44	3.37	3.36	1.08	1.10	1.10
8	3.41	3.26	3.20	3.12	1.05	1.07	1.09

苏北盆地阜二段页岩油含油性及可动性实验评价

姜志高 1^,2^,3 , 马晓东 1^,2^,3 , 丁安徐 1^,2^,3 , 高和群 1^,2^,3 , 曾隽 1^,2^,3 , 王雨梦 1^,2^,3 , 吴艳艳 1^,2^,3

油气藏评价与开发 | 油气勘探 2026,16(2): 266-273

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油气藏评价与开发 |油气勘探 2026 , 16 (2) : 266 -273

苏北盆地阜二段页岩油含油性及可动性实验评价

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姜志高1^,2^,3, 马晓东1^,2^,3, 丁安徐1^,2^,3, 高和群1^,2^,3, 曾隽1^,2^,3, 王雨梦1^,2^,3, 吴艳艳1^,2^,3

作者信息

¹　页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，北京　　102206

²　中国石化页岩油气勘探开发重点实验室，北京　　102206

³　中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏　　扬州　　225007

作者简介:

姜志高（1986—），男，硕士，工程师，主要从事非常规实验研究工作。地址：江苏省扬州市邗江区邗沟路50号，邮政编码：225007。 E-mail：294029854@qq.com

Experimental evaluation of oil content and mobility of shale oil in second member of Funing Formation, Subei Basin: A case study of well H

ZHIGAO JIANG1^,2^,3, XIAODONG MA1^,2^,3, ANXU DING1^,2^,3, HEQUN GAO1^,2^,3, JUN ZENG1^,2^,3, YUMENG WANG1^,2^,3, YANYAN WU1^,2^,3

Affiliations

¹ National Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 102206, China

² Sinopec Key Laboratory of Shale Oil/Gas Exploration and Production, Beijing 102206, China

³ Research Institute of Exploration and Development, Sinopec East China Oil & Gas Company, Yangzhou, Jiangsu 225007, China

出版时间: 2026-03-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024455

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关键词

页岩油 / 轻烃恢复 / 重烃校正 / 含油性 / 二维核磁共振（2D-NMR）

Key words

shale oil / light hydrocarbon recovery / heavy hydrocarbon correction / oil content / two-dimensional nuclear magnetic resonance (2D-NMR)

引用本文

姜志高, 马晓东, 丁安徐, 高和群, 曾隽, 王雨梦, 吴艳艳. 苏北盆地阜二段页岩油含油性及可动性实验评价. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (2) : 266 -273 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024455

ZHIGAO JIANG, XIAODONG MA, ANXU DING, HEQUN GAO, JUN ZENG, YUMENG WANG, YANYAN WU. Experimental evaluation of oil content and mobility of shale oil in second member of Funing Formation, Subei Basin: A case study of well H[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (2) : 266 -273 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024455

正文

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近年来，页岩油作为重要的非常规资源备受关注。松辽盆地^[1]、渤海湾盆地^[2]、准噶尔盆地^[3]、鄂尔多斯盆地^[4-5]等区块已实现页岩油勘探开发的突破，页岩油成为中国目前的研究重点。苏北盆地SD1井、SD2井、QY1井等相继勘探成功，并取得日产60 t以上的工业油流，标志着苏北盆地页岩油取得突破^[6-8]。国内外页岩油勘探的成功案例均表明高含油性是页岩油具备商业开采价值的前提，其评价对页岩油“甜点段”筛选具有决定性作用^[9-11]。因此，准确评价页岩油样品含油性成为亟待攻关的关键方向。然而，现有实验手段难以精准测定岩石中滞留烃总量，主要受限于两方面因素：其一，页岩质地紧密，导致抽提过程难以实现完全提取；其二，页岩油具有自生自储特性，轻烃组分含量高且易挥发散失^[12]。上述困难使得页岩油储量精确计算面临挑战，迫切需要开发新的评估方法。

针对滞留烃量化难题，学界主要采用轻烃恢复技术与重烃校正方法^[13-15]。此外，页岩油赋存形式可分为游离态与吸附态^[16]，其中吸附态页岩油因技术限制难以有效开发，而游离态页岩油成为当前主要开采对象。因此，准确界定页岩油赋存状态（尤其是游离油量）成为另一关键问题。前人研究多采用多温阶热解法与溶剂分步抽提法进行分类与评估^[17-21]，但上述方法存在实验流程复杂等局限性。

为突破现有技术瓶颈，本研究提出一种创新解决方案：通过密闭热释法与抽提前后热解实验恢复滞留烃，结合二维核磁共振（2D-NMR）技术对不同质量原油进行标定，建立基于2D-NMR的含油量计算方法；同时，通过对比洗油前后核磁谱图，确定可动油与吸附油的T₂截止值，进而计算游离油占比及含量。实验结果表明，该方法测定的含油量与恢复后数据高度吻合，验证了其对页岩油含油性及可动性评价的准确性与高效性。

1　样品

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在常规取心过程中，岩石自起钻至实验分析阶段，轻烃损失主要发生于以下环节：起钻时因压力降低导致部分轻烃逸散至井筒；岩心出筒后暴露于地表环境；实验分析阶段的碎样及上机操作。鉴于上述损失机制，页岩油资源评价中，对热解参数S₁进行轻烃恢复已成为行业共识^[13-15]。为规避轻烃在取心、运输及预处理环节的损失，H井采用密闭取心技术：取心筒到达地面后，将岩心连同衬筒切割为100 cm分段，编号后立即用密封帽封堵衬筒两端，并安装卡紧箍完成密封。密封样品随即置于-60 ℃冷冻环境保存24 h，并连同冷冻装置全程冷链运输至实验室。在实验室处理阶段，使用切割机对铝合金衬筒进行环切并排出密闭液后，将岩心纵向剖切，其中1/3留存备用，2/3部分取中间段作为实验样本，该样本均分为4份，分别用于液氮冷冻碎样后开展常规热解实验、密闭热释实验、2D-NMR实验，以及常温静置24 h后开展冷冻热解实验。

2　实验方法

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2.1　冷冻热解

在热解实验分析前，需对样品进行粉碎处理。常规碎样法因产生高温易导致轻烃损失，为最大限度减少轻质油在粉碎过程中的散失并确保测试准确性，本研究采用冷冻碎样仪进行低温处理：将样品置于密闭环境中，碎样过程中持续注入液氮，使粉碎温度维持在-196 ℃的低温环境，且粉碎完成后立即进行上机测试。岩石热解分析严格遵循中华人民共和国国家标准《岩石热解分析》（GB/T 18602-2012），采用程序升温法测定S₀、S₁、S₂等热解参数。其中，S₀、S₁、S₂是评价烃源岩的核心指标，分别对应气态烃（90 ℃）、游离烃（90~300 ℃）和热解烃（300 ~600 ℃）的生成量。为模拟常规取心起钻及岩心出筒后暴露导致的轻烃损失，将同一块密闭取心岩心样品分割为若干块状样品。冷冻样品送达后立即开展一次冷冻热解实验，其余比对样品置于常温环境中。以此为基础，分别在2 、24 、48 h 3个时间节点进行热解比对实验，并重点对比其游离烃S₁值的变化特征（图1）。

2.2　多温阶热解

前处理流程与冷冻热解方法保持一致，仅上机升温程序存在差异：首先在200 ℃恒温1 min测定S_1-1值，随后以25 ℃/min速率升温至350 ℃并恒温1 min测定S_1-2值，再以相同速率升温至450 ℃并恒温1 min测定S_2-1值^[22-23]。其中，S_1-1值以轻质油组分为主，S_1-2值以轻-中质油组分为主，S_2-1值以重烃、胶质沥青质组分为主^[24]。基于上述热解参数特征，游离油占比的计算公式为：

S f = S 1 ‒ 1 + S 1 ‒ 2 S 1 ‒ 1 + S 1 ‒ 2 + S 2 ‒ 1 × 100 %

（1）

式中：S_f为游离油占比，%；S_1-1为轻质油组分，单位mg/g；S_1-2为轻-中质油组分，单位mg/g；S_2-1为重烃、胶质沥青质组分，单位mg/g。

2.3　密闭热释实验

密闭热释实验分析系统主要由样品密封罐、低温粉碎仪、烃类含量检测器及气体发生器等核心部件组成^[25]。其操作流程如下：密闭取心样品取出后立即进行采样称重，并密封于样品罐中；随后将样品罐冷却至0~5 ℃，在保持密封状态下通过低温粉碎仪将样品粉碎至80~100目粒径；粉碎完成后，将样品罐与烃类检测器连接，测定样品中烃类含量。该分析方法采用程序升温法结合氢火焰离子检测器（FID）进行检测，具体升温程序为：先在低温条件下恒温3 min测定S_g值，再以50 ℃/min升温速率升至90 ℃并恒温5 min测定S₀值，随后以相同速率升至200 ℃恒温12 min测定S_1-1值，最后以50 ℃/min升至300 ℃恒温12 min测定S_1-2值。根据热解参数特征，密闭热释法含油量计算公式为：密闭热释法含油量=S_g+S₀+S_1-1+S_1-2，由于该方法最高升温至300 ℃，与冷冻热解中S₁参数的测定温度一致，因此在方法比对中，将密闭热释法含油量与冷冻热解的S₁值进行对比分析。该系统的优势在于实现了样品仓与密封罐的一体化设计，可有效避免样品转移及处理过程中的烃类损失。

2.4　二维核磁共振实验

核磁共振（NMR）信号强度与测试样品的氢含量呈正相关关系。目前中国主流利用2D-NMR技术测定含油饱和度，在分析油相与水相核磁信号时，对其采用了相同的校准系数，即相同体积的原油和水在核磁信号量上具有可比性。然而，不同地区、不同性质的原油存在显著物性差异，且地层岩石孔隙中除油、水外还赋存一定量的气体组分，而该气体组分无法被NMR技术检测。因此，直接利用2D-NMR技术计算的含油饱和度与真实值存在一定偏差。为提升2D-NMR技术对含油性的评价精度，需对目标层位页岩油进行核磁信号标定。

具体操作流程包括：首先准确称取5组以上不同质量的页岩油样品（质量范围覆盖目标层位原油物性特征），随后采用2D-NMR仪测定各油样的氢核信号量，最后以氢核信号量（x）为横坐标、油样质量（y）为纵坐标绘制标准曲线（图2），经线性回归得到标准曲线方程y=10⁻⁵x-0.000 8。

接下来将冷冻的块状岩心样品解冻后进行称重，得到其质量m₁，然后进行二维核磁共振上机测试，并且测试参数与原油标定时参数保持一致，根据2D-NMR油水分布图版^[26]，得到油的信号量A。

通过上述标准曲线y=10^-5x - 0.000 8，将信号量A代入x，可得到油的质量y值为m₂。因此，可得到二维核磁共振法含油量计算公式：

二维 核磁 法含 油量 = m 2 m 1 × 100 %

（2）

式中：m₁为岩心初始质量，单位g；m₂为公式计算出油的质量，单位g。

3　实验结果与分析

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3.1　实验结果

不同实验方法所得结果如表1所示。

3.2　轻烃恢复

通过不同放置时间的热解比对实验，获得各时间点的轻烃恢复系数K₁。如表2所示，放置24 h与48 h的恢复系数平均值差异较小，且常规取心作业中，起钻至地面暴露的总时间通常不超过24 h。因此，本研究采用24 h条件下的恢复系数K₁=1.10作为常规取心轻烃损失的校正参数。

如表2密闭热释结果所示，S_g与S₀之和占密闭热释含油量的平均值为27%，表明轻烃组分含量较高且不可忽视。然而，该部分组分无法通过常规热解方法直接测定。为校正样品粉碎及常规热解过程中的烃类损失，结合图3的冷冻热解与密闭热释结果分析发现，密闭热释含油量与热解S₁值呈显著相关性。基于相关性分析，可确定密闭热释含油量与热解S₁的恢复系数K₂为1.81。

通过模拟起钻过程中及出筒后岩心暴露的恢复系数K₁与热解测试过程中轻烃损失的恢复系数K₂。得到轻烃总恢复系数K= K₁×K₂=1.10×1.81=1.99。因此，轻烃= K×S₁=1.99×S₁

3.3　重烃校正

前人通过抽提前后的热解S₂差值来进行重烃校正。根据样品抽提前、后岩样热解所得S₂差值进行重烃补偿校正^[27-28]，抽提前S₂与抽提后S'₂的差值（ΔS₂）即为页岩油进入S₂中的重质组分。通过页岩样品实验数据分析，如图4所示，发现ΔS₂与S₂有很好的线性关系。

重烃=抽提前S₂-抽提后S'₂=0.452 6×S₂-0.307 9

总滞留油量=轻烃+重烃=1.99×S₁+0.452 6×S₂-0.307 9

3.4　2D-NMR法测试含油性及可动性

二维核磁含油量优点：无需升温或洗油，直接通过氢核信号检测，覆盖轻烃至重烃，测试范围广，结果更接近真实含油性。缺点为无法测试岩石样品中的气态烃含量，即密闭热释法中的S_g含量，此外，由于核磁共振只能检测氢核信号，对于不同层位、不同地区的原油，由于其组分存在差异，测试结果无法通用，因此，当不同地区原油组分存在差异时，需重新进行建立标准曲线。对2D-NMR测试出来的含油量与密闭热释法去除S_g的含油量与重烃校正后的含油量之和进行比对（图5），发现其具有较强的正相关性，说明了2D-NMR测试出的含油量具有较强的指导意义。

对抽提前后岩心样品进行2D-NMR测试（图6），通过对比油区信号变化特征，可明确抽提后信号完全消失的区域为游离油赋存区，而信号保持稳定的区域为吸附油赋存区。基于此，可确定游离油与吸附油的T₂弛豫时间截止值界限，并通过信号强度积分计算各自含量，进而实现页岩油赋存状态的定量评价，具体包括游离油含量及游离油占比的精确计算。

通过2D-NMR与多温阶热解法获得的游离油占比数据进行相关性分析（图7），结果显示二者呈显著正相关。由于多温阶热解法在样品粉碎及上机测试过程中存在轻烃损失，导致其游离油占比计算结果较真实值偏低。相较而言，2D-NMR法因无需样品前处理，其游离油占比计算结果更接近真实赋存状态，验证了该技术在页岩油赋存状态定量评价中的优越性。

3.5　应用效果

基于2D-NMR在含油性及可动性评价中的测试原理，对H井取心井段岩心实施系统性2D-NMR测试，并针对该方法的应用效果展开验证分析。测试结果表明，该方法可有效识别页岩油赋存状态及可动性特征，相关成果已整合形成H井综合柱状图（图8）。

由图8可知，阜宁组Ⅱ-3小层S₁值介于0.76~4.36 mg/g（平均值1.90 mg/g），恢复后含油量介于2.36~12.33 mg/g（平均值6.72 mg/g），二维核磁含油量介于2.11~13.46 mg/g（平均值7.37 mg/g），核磁法游离油占比47.3%~78.7%（平均值55.0%）。Ⅱ-2小层S₁值介于0.44~1.29 mg/g（平均0.87 mg/g），恢复后含油量介于1.74~14.67 mg/g（平均值4.29 mg/g），二维核磁含油量介于1.12~17.87 mg/g（平均值为4.73 mg/g），核磁法游离油占比28.3%~84.7%（平均值51.8%）。Ⅰ-5小层S₁值介于0.79~3.27 mg/g（平均值1.64 mg/g），恢复后含油量介于2.16~7.68 mg/g（平均值4.46 mg/g），二维核磁含油量介于0.78~9.73 mg/g（平均值4.72 mg/g），核磁法游离油占比44.5%~84.8%（平均值64.9%）。Ⅰ-4小层S₁值介于0.70~3.23 mg/g（平均值1.68 mg/g），恢复后含油量介于1.56~7.73 mg/g（平均值4.66 mg/g），二维核磁含油量介于1.52~10.12 mg/g（平均值5.18 mg/g），核磁法游离油占比45.4%~92.8%（平均值68.9%）。综合分析表明，Ⅱ-3小层虽游离油占比略低，但其游离油含量的绝对值达到4.05 mg/g，为几个小层中最高，综合含油性最优，可作为H井页岩油开发的优质“甜点段”。

4　结论

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通过对苏北盆地H井开展密闭取心冷冻热解、多温阶热解、密闭热释及2D-NMR等系列实验研究，系统分析了阜二段页岩滞留烃含量评价方法与页岩油赋存状态特征，得出以下结论：

1）通过不同放置时间比对实验及密闭热释恢复实验，得出苏北盆地页岩油轻烃含量较高，S_g和S₀含量占比平均为27%。热解S₁密闭热释含油量具有较强相关性，可对其进行轻烃恢复，阜二段页岩油轻烃恢复系数为1.99。再通过抽提前后比对实验，热解S₂和抽提前后的S₂差值ΔS₂相关性明显，得出重烃校正公式为重烃=0.452 6×S₂-0.307 9。在此基础上得出总滞留烃量=1.99×S₁+0.452 6×S₂-0.307 9。

2）通过开展不同质量页岩油原油的2D-NMR测试，得出其氢核信号量，在此基础上，得出原油与氢核信号量之间的标准曲线，实现样品氢核信号量至原油质量的精准转换，获得含油量数据；经与恢复后含油量比对，二者具有很强的相关性，验证了该方法的可靠性；进一步通过抽提前后核磁谱图分析，确定游离油与吸附油界限，计算得到游离油含量及占比，并与多温阶热解结果比对，二者游离油占比相关性显著，有效验证了2D-NMR法对页岩油赋存状态定量评价的准确性。该方法具有快速、无损、精度高的特点，为页岩油含油性及可动性评价提供了高效技术手段。

参考文献

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文献

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2026年第16卷第2期

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doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024455

接收时间：2024-12-25
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-03-26

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作者

出版历史

收稿日期：2024-12-25

基金

作者信息

¹　页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，北京　　102206

²　中国石化页岩油气勘探开发重点实验室，北京　　102206

³　中国石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏　　扬州　　225007

参考文献

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https://castjournals.cast.org.cn/joweb/yqcpjykf/CN/10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024455

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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TxT

编号	密闭热释法/(mg/g)				冷冻热解法/(mg/g)		多温阶热解法/(mg/g)			二维核磁共振法/(mg/g)		抽提后热解/(mg/g)
编号	S_g	S₀	S_1-1	S_1-2	S₁	S₂	S_1-1	S_1-2	S_2-1	二维核磁含油量	游离油含量	S'₂
1	0.20	0.31	0.68	1.03	1.36	6.27	0.65	0.96	1.60	5.84	3.30	3.43
2	0.39	0.45	0.97	1.19	1.61	5.12	1.09	1.35	2.09	4.57	2.72	3.14
3	0.22	0.50	1.19	1.02	1.78	4.49	1.33	1.31	2.52	4.28	2.36	3.03
4	0.35	0.66	1.48	1.56	2.01	4.90	1.66	1.46	2.69	5.71	3.40	3.16
5	0.59	0.73	1.31	1.49	2.24	4.01	1.84	1.58	1.02	5.96	5.07	2.44
6	0.26	0.66	0.98	1.53	2.05	4.99	1.34	1.57	1.23	6.27	4.73	2.92
7	0.22	0.26	0.58	1.01	1.29	5.02	0.66	0.86	1.55	3.91	2.19	3.04
8	0.34	0.49	1.21	1.27	1.53	1.00	0.72	0.86	0.68	3.19	2.40	0.66
9	0.17	0.29	0.49	0.76	1.01	3.85	0.39	0.34	0.88	3.07	1.61	2.57
10	0.34	0.39	0.74	0.74	1.23	3.62	0.88	0.88	1.22	3.00	1.95	2.38

样品编号	S₁/(mg/g)				恢复系数K₁
样品编号	0 h	2 h	24 h	48 h	2 h	24 h	48 h
平均					1.06	1.10	1.11
1	2.03	1.85	1.72	1.71	1.1	1.18	1.19
2	2.08	2.02	1.86	1.85	1.03	1.12	1.12
3	4.58	3.93	3.85	3.72	1.17	1.19	1.23
4	1.75	1.72	1.71	1.70	1.02	1.02	1.03
5	1.74	1.74	1.69	1.66	1.04	1.03	1.05
6	1.55	1.49	1.44	1.41	1.04	1.08	1.10
7	3.71	3.44	3.37	3.36	1.08	1.10	1.10
8	3.41	3.26	3.20	3.12	1.05	1.07	1.09