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写过论文的都知道，在论文的最后要写上所有的参考文献，但是参考文献通常比较长而且还有复杂的格式。
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理论和知识都是站在前人的肩膀上的，不可能是凭空造出的，所以你写论文时的查阅的资料，和参考的数据依据都作为放到后面，作为参考文献。参考文献的写法也是有规则的，具体你要查一下书写格式
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可以适当引用，引用太多查重的时候会过不了的
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可以，但是不要太多，否则影响你的论文的查重率。
41志丹油区滚动开发石油地质研究1青藏高原基础石油地质数字平台构建及关键问题研究青东凹陷石油地质特征和勘探方向分析.pdf这样的可以不？？？要的话说声
王 锐 吕成远 伦增珉 赵志峰 王海涛
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 腰英台油田是低孔、低渗透油藏，原油含蜡量较高，CO2驱很难达到真正混相。通过该油田长岩心CO2驱替实验，明确了低渗透油藏CO2驱过程中的注采参数变化规律。CO2的注入压力变化较大，呈现出先升后降的趋势，CO2驱属于混相、近混相和非混相的交替变化过程。基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典的毛管数理论。结合CO2溶解前后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，运用该理论评价并优化了腰英台油田低渗透油藏CO2驱的注采参数，确定了该油田CO2驱的临界毛管数区域，并得到了该油田最佳的注入速度和油藏平均压力。
关键词 低渗透 CO2驱 驱替特征 混相 临界毛管数
Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs
WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 flooding.The characteristics of injection-production parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability cores.The results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then decreases.CO2 flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible flooding.Based on the mechanisms of CO2 flooding，the classical capillary number was revised.Moreover，the theory was applied to evaluate the injection-production parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude oil.Eventually，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.
Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number
大多数气驱过程均被划分为非混相驱和混相驱。非混相过程中，注入气通过与油藏流体的相互作用，使得原油黏度降低、体积膨胀，驱替相与被驱替相的流度比改善，界面张力降低，从而增大了毛管数，降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。在混相驱中，注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳。当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱［1］。
气驱过程中是否必须达到混相或非混相的程度或近混相一直是争论的焦点。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，并在Shyeh-Yung的长细管实验中得到了验证，即在最小混相压力以下时，CO2驱采收率不会急剧降低［2，3］。Christensen观察到多次接触混相过程中很难区分混相和非混相过程。这就导致实际驱替过程中存在着诸多不确定性，实际油藏中的诸多因素引起的注入性损失或压力保持失败均会导致混相和非混相过程存在波动［4］。Rogers和Grigg认为毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，因此混相驱中降低界面张力是成本相对较低的措施。但是，非混相、近混相、混相驱的界面张力值存在重叠区域。在改善毛管数时，黏滞力也是一个必须考虑的因素。而黏滞力与油藏非均质性、岩石的物理性质、油藏中的窜流等因素紧密相关［5］。Rao认为当混相状态达到时，非水湿油藏中化学物改变油藏润湿性的作用可能没有水湿油藏中混相作用最大化孔隙驱替效率显得重要。计秉玉等考虑了低渗透油藏中压力分布的不均匀性，提出了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数的概念，综合考虑了油藏压力分布对CO2驱混相状态的影响［6］。
在油藏条件下，混相与非混相没有严格的界限，仅仅以最小混相压力来评价CO2驱，特别是在低渗透油藏中的驱油效果存在着严重的不足和缺陷。本文针对腰英台油田腰西区块的油藏特征，结合CO2与油藏流体的相态变化规律及界面特性，进行了CO2驱长岩心实验，并运用修正的经典毛管数理论对该油藏CO2驱效果进行了综合评价。
1 腰英台低渗油藏CO2驱替特征
腰英台腰西区块油藏温度为97.53℃，原始地层压力为22.64MPa。地层原油黏度为2.12mPa·s，密度为0.7792g/cm3，属于含蜡量较高的轻质黑油油藏。选取腰英台油田现场岩心6块，用热缩套拼接后装入铅套夹持器中。在油藏温度下，将岩心抽空24h后，直接饱和原油，并在一定回压下进行CO2驱替实验，实验完毕后用石油醚和酒精清洗岩心至产出液清澈为止，重复上述操作，完成不同回压条件下的驱替实验。
1.1 低渗透油藏CO2驱注入压力变化特征
在CO2驱油矿场试验中，观察到一些不用于常规开发方式的生产特征，油藏条件下的生产特征影响因素众多，难以分析压力的变化原因［7～9］。通过低渗透长岩心CO2注入实验，可以观察到注入端驱替压力的变化特征，结果如图1所示。其中，岩心长度为30.4cm，直径为2.54cm，渗透率为4.034×10-3μm2，孔隙度为16.4％。
从图1中可以看出，CO2驱存在一定的启动压力，当驱替压力大于该值后，CO2才能注入岩心中。CO2从注入到产出，其注入压力变化范围为1.0～3.5MPa。CO2驱注入压力变化曲线可分为3个阶段，即压力上升阶段、压力急剧降低阶段、压力稳定阶段。压力上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力及两相流动阻力，导致注入压力不断升高。压力急剧下降的原因有两种：CO2在原油中的溶解效应造成压力缓慢降低；CO2气体突破使得流动阻力降低。压力稳定阶段为气体完全突破阶段，即产出端气油比较大，此时的压降主要是由于气体流动产生的。
图1 低渗透长岩心CO2驱注入压力变化曲线
1.2 低渗透油藏CO2驱产油特征曲线
通过低渗透长岩心CO2驱替实验，记录并观察CO2驱产油及采收率变化规律，结果如图2所示。
图2 低渗透长岩心CO2驱产油特征曲线
从图2中可知，CO2注入初始阶段，原油产出较少。随着CO2注入量的增大，采油速度缓慢增大。当注入压力达到最大时，采油速度最大。当注入压力急剧降低时，采油速度缓慢下降。当注入气完全突破时，采油速度急剧降低。
通过对低渗透长岩心CO2驱替特征的认识可知，在CO2注入过程中，驱替压力是一个先升后降的动态过程，相应的产油规律也表现出相应的特征。显然，在常规长细管法测得的最小混相压力以上注入CO2，并不能保证驱替过程中或者注采压力的沿程分布在最小混相压力以上，即实际CO2驱替过程中很难达到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替变化。因此，本文从这一角度出发，综合考虑了CO2与原油的相互作用，确定了优化评价CO2驱替效果的方法。
2 腰英台低渗油藏CO2驱优化开采方法
2.1 CO2与油藏原油相互作用后的参数变化
CO2注入油藏后，与油藏流体间的相互作用将会使其性质产生较大的变化，进而对原油的产出产生较大影响。通过CO2与原油的高压物性实验，得到了CO2对原油性质的影响规律。
2.1.1 不同压力下原油中CO2的溶解特性
在油藏温度下，通过高温高压PVT系统测量不同压力下的CO2在腰英台原油中溶解规律，结果如图3所示。
图3 单位摩尔原油中溶解气体量与压力的关系
从图3中可知，随着体系压力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在实验压力范围内，通过回归，得到单位摩尔原油中溶解CO2的量与体系压力p的关系式，拟合相关系数为0.995。
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
2.1.2 CO2溶解前后的流体黏度比变化
当CO2溶解进入原油后，驱替相与被驱替相的黏度比会产生变化，通过高温高压毛细管黏度计测量得到不同压力下溶解CO2后的黏度比，结果如图4所示。
图4 溶解CO2 前后CO2 与原油教度比变化曲线
从图4中可知，在溶解CO2前后，CO2与原油的黏度比即驱替相与被驱替相之比随着CO2溶解的增大而增大，且当CO2溶解量较大时，两者的黏度比变化变缓。通过回归得到黏度比变化值与单位摩尔原油中溶解的CO2的量的关系式，拟合系数为0.971。
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
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2.1.3 CO2溶解后原油的膨胀系数
随着CO2溶解进入原油中，原油的体积会产生膨胀，这种膨胀作用将有利于原油的产出。通过体积膨胀实验，研究了不同注入比时的原油的体积膨胀系数（图5）。
图5 溶解CO2后的体积膨胀系数变化曲线
由图5可知，随着溶解CO2量的增大，原油的体积膨胀系数也逐步增大。通过回归，得到体积膨胀系数与单位摩尔原油中溶解气量的关系式，拟合系数为0.996。
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式中：β＝Vog/ Vo，Vog为溶解CO2后的原油体积，Vo为未溶解CO2时的原油体积。
2.1.4 CO2与原油间的界面张力变化
CO2注入油藏后，CO2不断抽提原油中的轻质组分，同时CO2不断溶解进入原油中，使得原油与CO2间的界面张力不断降低。通过高温高压界面张力仪进行了腰英台油藏温度下压力对CO2/原油间界面张力的影响实验（图6）。
图6 CO2与原油间的界面张力与体系压力的关系
从图6可知，CO2与原油的界面张力随着体系压力的增大逐步降低。当体系压力较大时，CO2与原油间的界面张力降低幅度变缓，但并没有达到零值。通过回归得到界面张力值与体系压力的关系式，拟合系数0.998。
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式中：σog为CO2与原油间的界面张力；p为体系压力。
2.2 低渗透油藏CO2驱的综合评价方法
CO2注入过程中，在较高压力下，CO2与原油间的界面张力值没有达到零值，且驱替压力是一个动态变化量，随着驱替过程的进行，驱替压力会降低，表明腰英台油田CO2驱很难达到真正混相，其应该是一个混相、近混相和非混相的渐变过程。那么，如何评价CO2驱的综合驱油效果。最初人们研究混相驱的出发点是毛管数的定义，即毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，既可以达到零值，又能增至无穷大。腰英台油田原油与CO2的界面张力值在很高的压力下不为零。因此，应该从最初的毛管数理论来评价CO2驱。本文综合考虑了CO2溶解进入原油前后两个状态下油藏原油物性的变化，并结合不同注入速度和油藏压力下的驱油实验，通过修正的毛管数理论来优化CO2驱的注采参数。
2.2.1 修正毛管数理论
经典的毛管数理论是为了研究水驱或气驱过程中残余油与毛管数之间的关系，毛管数即为黏滞力与毛管力之比，与流体黏度、驱替速度和界面张力有关。气驱提高采收率机理除了与上述因素有关外，还包括气体的溶解膨胀作用、黏度降低作用、界面张力降低作用、黏度比改善作用等。因此，应该综合上述因素，对毛管数进行修正，如下所示：
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式中：v为渗流速度；β为体积膨胀系数；α为黏度比改善系数；n为常数；σog为油气界面张力；θ为气液润湿接触角；μo为注入气体的黏度。
气体溶解进入原油后，体积发生膨胀，促进了原油的产出，即使得原油流动速度增大；原油黏度降低，降低了流动阻力；同时，气油的黏度比改善有利于提高平面波及效率，抑制黏性指进的发生；CO2与原油间的相互作用降低了相间的界面张力。气驱过程中，体积膨胀系数的增大、原油黏度的降低、气油黏度比的改善为驱油的有利因素，油气界面张力为驱油的阻力。根据Habermann关于气驱过程中黏度比对平面波及效率的影响研究，取n＝0.2734［10］。根据实验测得CO2驱过程中的润湿接触角接近0°，故忽略润湿性的变化。
2.2.2 低渗油藏CO2驱实验综合评价
在腰英台低渗长岩心中分别进行了不同注入速度（0.08、0.10、0.15、0.20、0.40、0.80mL/min）和不同油藏压力（7.66、12.05、18.05、22.05、26.05、30.05、34.05MPa）下的CO2驱油实验，通过修正毛管数综合评价并优选注采参数，结果如图7所示。
图7 CO2驱过程中毛管数与残余油饱和度之间的关系
从图7中可以看到，CO2驱毛管数与残余油饱和度的关系可分为两个区域：残余油饱和度快速降低区、残余油饱和度缓慢降低区。在第一个区域中，随着毛管数的缓慢增大，残余油饱和度急剧降低；在第二个区域中，随着毛管数的持续增大，残余油饱和度降低幅度变缓。两个区域交叉的区域为临界毛管数区域，即毛管数在5.0×10-5～6.0×10-5之间。当毛管数超过该区域后，随着毛管数的增大，残余油饱和度降低幅度很小，即增大毛管数对于提高原油采收率作用不大。在临界毛管数区域内，注入速度为0.4mL/min，油藏平均压力在27.2～31.4MPa之间，CO2驱能达到最佳驱油效果。
3 结 论
1）腰英台低渗透油藏CO2驱替过程中，注入压力先升后降，注采参数呈现出相应的变化趋势。基于这种驱替特征，CO2的驱替过程应为混相驱、近混相驱和非混相驱的交替变化过程。
2）CO2溶解前后，油藏流体物性参数变化较大。随着溶解CO2量的增大，气油黏度比逐步改善，原油体积膨胀系数逐步增大。同时，CO2与原油的相互作用使得相间界面张力逐步降低。当体系压力较高时，CO2与原油间的界面张力并没有达到零值。
3）基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典毛管数理论。运用该理论优化并评价了该油藏CO2的注采参数，确定了临界毛管数区域为：5.0×10-5～6.0×10-5，即最佳的驱替条件为：注入速度0.4mL/min，油藏平均压力27.2～31.4MPa。
参考文献
［1］岳湘安，王尤富，王克亮.提高石油采收率基础［M］.北京：石油工业出版社，2007.
［2］Zick A A，A combined condensing/vaporizing mechanism in the displacement of oil by enriched gases，SPE 15493，presented at the 61st Annual Conference and Exhibition of the SPE held in New Orleans，LA，October 5-8，1986.
［3］Yung Shyeh，J J-G.Mechanisms of Miscible oil recovery：effects of pressure on Miscible and near-miscible displacements of oil by carbon dioxide.paper SPE 22651 presented at 1991 Annual Technical Conference at Dallas，Texas，October6～9.
［4］Christensen J R，Stenby E H，Skauge A.Review of the WAG field experience，SPE 71203，revised paper 39883，presented at the 1998 SPE International petroleum conference and exhibition of Mexico，Villhermosa，March 3 ～5，1998.
［5］Rogers J D，Grigg R B.A literature analysis of the WAG injectivity abnormalities in the CO2 process，SPE 59329，presented at the 2000 review SPE/DOE Improved Oil Recovery symposium on held in Tulsa，OK，April 3～5，2000.
［6］Rao D N.Gas injection EOR—A new meaning in the New Millennium.Journal of Canadian Petroleum Technology，2001，41（2）：11～19.
［7］沈平平，陈兴隆，秦积舜.CO2驱替实验压力变化特征［J］.石油勘探与开发，2010，37（2）：211～215.
［8］Zain Z M，Kechut N I，Nadeson G，et al.Evaluation of CO2 gas injection formajor oil production fields in Malaysia experimental approach case study［A］.SPE 72106，2001.
［9］Malik Q M，Jslam M R.CO2 injection in the Weyburn Field of Canada：Optimization of enhanced oil recovery and greenhouse gas storage with horizontal wells［A］.SPE 59327，2000.
［10］Habermann B.The efficiency of miscible displacement as a function of mobility ratio［J］.Petroleum Transactions，AIME，1960，219：264～272.
接转站输油设备改造效果论文分析
摘 要：伴随着我国油田的不断勘察和开采进程，原有的采油厂接转站输油设备出现原油产量不断下降而能耗不断升高的矛盾，这种突出的问题已经成为目前采油接转站输油过程中的重要课题。针对这一冲突现状，油田企业的接转站要以输油设备为重点，进行现有的集输系统设备的调整和改造，大力开发节能降耗技术，使输油设备与油田生产实际相结合，达到提高系统效率、节能降耗的目的。
关键词：油田企业；接转站；输油设备；改造；节能降耗
油气集输是油田生产经营中的一个重要环节，由于油气集输与各钻井相连，牵涉范围较广，存在诸多难题，油田企业中油气的集输环节与整个油田的整体开发密切相连，直接影响决定了油田的整体水平。本文从油气集输的工艺流程入手，在分析其系统功能的基础上，探讨接转站的输油工艺，并以节能降耗为工作目标，对接转站的输油设备进行调整和改造，以满足油田企业集输系统的高效率要求。
1 油田企业中的油气集输的功能及操作任务阐述
在整个油田系统中，油气集输有四个功能：
①收集各个油田分散的油井抽出物；
②分离提取物，并将其分离成原油、天然气和采出水；
③将采出的原油加工炼制成人们所需的成品油，如：汽油、柴油等；
④可以辅助进行地下油藏动态分析，如：油气水产量、油气比例、气液比例、油井油压等参数，它们表面上与集输系统没有关系，实际上它与后续的油田油藏储量有重大的意义，可以在分析的基础上对后续的开采进行有针对性的调整，从而提高油藏开采效率。
油气集输的主要操作任务包括以下内容：首先，该系统要将开采出的石油气、液的混合物传送到接转处理站，将油气进行脱水分离，生成合格的原油；其次，由管道分别输送原油和天然气，将合格的原油至储存库，并将天然气送至再加工车间进行脱水、脱酸、脱氢处理；最后，将再加工处理过的油气输送给各售点。
2 油气集输流程分类及原则把握
2.1 油气集输工艺流程分类
通过一定的泵制设备将油井中的产物进行采集，收集而成的油气水混合物要按照顺序由管道负责输送至各种设备和装置之中，按照相关质量标准进行加工处理，形成合格的成品油气产品，最后输送至指定地点。这即为油气集输系统的工艺流程。根据油田的具体不同情况，油气集输工艺流程可以按不同的方式加以分类：
①根据加热方式的不同，分为不加热集油流程、井场加热集油流程、热水伴随流程、蒸汽伴随流程等。
②根据管线的数目多少，分为单管流程、双管流程和三管流程。
③根据管网的形态分布，分为米字型、树枝型、辐射状、环状以及串联式集油流程。
④根据系统的步站级数，分为一级步站流程、二级步站流程和三级步站流程，而接转站一般为三级步站流程。
⑤根据系统的密闭性可以分为：开放式和密闭式集油流程。
2.2 油气集输工艺流程原则把握
由于油气物理和化学性质的差异以及地理自然条件的制约性影响，油气集输系统设计要遵循基本的原则：其一，要采用全程封闭的流程，以减少油气运输过程中的损耗。其二，要将采集出的油气资源进行最大可能的再加工和处理，以生成更多的合格的原油和天然气产品。其三，要适当扩大油气输出半径，控制流程系统内部的压力，尽可能地避免油气损耗。其四，对油气集输流程的温度进行合理控制，科学利用热能并减少热耗。
3 接转站的输油工艺流程现状及问题分析
接转站的输油工艺流程主要采用两种，一种工艺流程是“旁接罐”式，其原理是将上站来的油在油罐中处理后再运送进输油泵，其特点主要表现在：由于油罐是中间的缓冲带，因而它在上下管段之间的油输送量不相等的情况下，可以起到缓冲的作用。同时，上下各管段自成一体，可以减少运行过程中的参数调节的相互影响。另一种工艺流程是“密闭输送”式，其原理的关键是去除了油罐这个中间缓冲环节，而是将上站进来的油全部直接进泵。其主要特点表现在：减少由于中间缓冲环节的存在而产生的挥发损耗；同时，上下各管道形成了一个连体，就可以充分利用上站的余压，减少节流的损耗。
目前，在我们的'油田企业中的接转站输送设备中存在不少问题，亟待解决和更新改造，其主要表现为：
①输送设备陈旧，大修费用较高。目前接转站使用的输油泵使用年限已久，各零件与现在厂家生产的配件都不匹配，致使在使用过程中零部件损耗严重，同时，也使这些设备的维修费用日益增高，带来较大的成本费用负担。
②老化设备耗电量较大。由于输送设备老化现象严重，在运行过程中运行缓慢而迟滞，导致耗电量加大。
③接转站输送的原油含水率居高不下，经过分离后的效果也都不尽如人意。
④使用的离心泵与当前的输送介质不符。由于离心泵的输送介质与效率密切相连，一旦介质粘度增加，则会导致离心泵的运行效率下降。其原理是：当介质的粘度增大时，各参数指标如：流量、扬程等都会下降，离心泵的轴功率增大。同时，由于介质粘度的增大，离心泵的吸入条件变差易产生汽蚀，影响效率。
4 接转站输油设备更新改造分析
4.1 改造原有的离心泵为螺杆泵输油，提升效率。新型的螺杆泵输油具有离心泵不可比拟的优点，螺杆泵的流量呈现稳定的线性流动状态，而且自吸能力强、吸入高度也较强。同时，螺杆泵还可以输送各种混合杂质、高粘度物质以及腐蚀性物质。
4.2 改造优化输油工艺流程，降低局部水头损耗。在油气液流输送至管路进口时，由于半径截面的扩充或缩小，导致油气液流的方向和大小发生改变，产生旋涡，在粘滞力的作用下液流发生剧烈的摩擦和碰撞，产生局部阻力，而油气液流在这一局部阻力下会出现局部水头损失。为了减少油气液流的局部水头损耗，可以进行相关设备的优化改造，将工艺流程改造放在首要位置，取消多余的弯头等局部装置，就可以极大地降低局部水头损耗，提高效率。
4.3 尽可能地减少接转站的动力费用支出。在将接转站的输油设备进行优化改造之后，输油工艺流程由原先的“旁接罐”式改为“密闭输送”式，极大地减少了原油热量的损失，也同时降低了轻质油的蒸发损耗。
综上所述，接转站的输油设备在针对其内部输油设备的问题下，进行更新改造，优化输油工艺流程，保证了平稳输油，提升了输油效率。
参考文献：
阎志.油田地面建设工程的质量监督管理探析[J].中国石油和化工标准与质量，2011（05）.
硕士毕业论文参考文献格式如下：
1.期刊类
【格式】[序号]作者.篇名[J].刊名，出版年份，卷号(期号)：起止页码。
2.专著类
【格式】[序号]作者.书名[M].出版地：出版社，出版年份：起止页码。
3.报纸类
【格式】[序号]作者.篇名[N].报纸名，出版日期(版次)。
4.论文集
【格式】[序号]作者.篇名[C].出版地：出版者，出版年份：起始页码。
5.学位论文
【格式】[序号]作者.篇名[D].出版地：保存者，出版年份：起始页码。
6.研究报告
【格式】[序号]作者.篇名[R].出版地：出版者，出版年份：起始页码。
7.条例
【格式】[序号]颁布单位.条例名称.发布日期。
8.译著
【格式】[序号]原著作者. 书名[M].译者，译.出版地：出版社，出版年份：起止页码。
参考文献与文中注(王小龙，2005)对应。标号在标点符号内。多个都需要标注出来，而不是1-6等等 ，并列写出来。
论文注释按照注释放置的位置可以分为当页页下注和参考文献。当页页下注就是在论文的当也下面对文中提到的资料进行注释，而参考文献就是放在论文的最后，单独作为一个板块。我们分两部分来说明这两种注释怎么弄。word2007，如果你的word是2003或者更低版本，同样适合此经验，但是有些功能不太容易找到当页下注怎么弄知道你需要在哪里写注释：你的论文中用到了某一个资料中的某一个观点;你的论文中出现了一个术语来自某个文献;某个并不太熟悉但是很重要人物等等。这些情况都需要你进行注释。在需要注释的位置输入一个脚注，方法是点击引用，然后找到插入脚注。我们选择插入脚注。这时候我们的光标自动跳转到了页脚，这里就是我们插入脚注的地方。我们看到在正文和页脚都多了一个小1这是脚注的序号。如果你觉得脚注序号的格式不对，你需要点击这个位置，展开脚注对话框。然后选择编号格式。点击右边的小三角可以展开看到有很多格式可以选择，根据论文的格式要求进行选择。知道了怎样添加脚注还要知道脚注的书写格式。