不同类型支撑剂组合导流能力实验研究

根据大庆长垣内部油田聚合物驱油井使用多种支撑剂组合的实际情况,运用FCES-100裂缝导流仪,对不同类型支撑剂组合导流能力进行了实验研究,以石英砂为主体,尾随不同比例的核桃壳或树脂砂,发挥出不同类型支撑剂的优势,以获得最大导流能力为目标,优化出了支撑剂组合的最佳比例,并从理论上做出解释,研究结果对矿场压裂设计合理尾随比的确定具有重要的指导意义。实验结果表明,不同类型支撑剂组合的导流能力随闭合压力的增加都有很大程度的下降,当闭合压力达到40MPa时导流能力已降至很低;石英砂尾随核桃壳其体积比为85%∶15%时支撑剂组合的导流能力最大,石英砂尾随树脂砂时随着树脂砂所占比例的增加支撑剂组合的导流能力逐渐增大。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。     

页岩储层水力压裂支撑剂嵌入影响因素研究

页岩储层水力压裂过程中,支撑剂嵌入会对裂缝的导流能力产生一定的影响,从而影响页岩储层压裂施工的效果。为了研究支撑剂嵌入对页岩储层裂缝导流能力的影响,采用改进型的裂缝导流能力测试仪评价了不同因素对支撑剂嵌入深度和裂缝导流能力的影响。结果表明,随着闭合压力的增大,支撑剂嵌入深度和导流能力下降幅度逐渐增大,当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入深度为0.94 mm,页岩板导流能力降低率达到了53.5%;支撑剂粒径越小、铺砂浓度越大、页岩杨氏模量越大,支撑剂嵌入深度和导流能力降低率就越小;另外,页岩板使用清水浸泡24 h后,支撑剂的嵌入深度明显增大,导流能力降低幅度明显增大,而使用3%KCl和压裂返排液浸泡后,支撑剂的嵌入深度和导流能力降低率均变化不大。该研究结果可以为页岩储层现场压裂施工设计提供参考。     

通道压裂支撑裂缝影响因素分析

为了检测通道压裂所能提供导流能力大小及裂缝的有效性,利用某地层构造的砂岩、页岩进行室内导流能力测试。实验结果表明:通道压裂纤维用量为0.6%比较合适;支撑剂粒径对裂缝的导流能力影响较弱,在相同铺砂浓度下,不同粒径间支撑剂的导流能力差别很小;铺砂浓度对通道压裂导流能力影响较大,大量的支撑剂嵌入对低铺砂浓度导流能力伤害较为明显,高闭合压力下易造成明显的导流能力损失;陶粒、石英砂、覆膜砂3种支撑剂,在相同铺砂浓度下,随着闭合压力的增加,导流能力逐渐下降,覆膜砂的导流能力优于陶粒、石英砂;在相同铺砂条件下,支撑剂在砂岩中的嵌入程度高于页岩,导致其导流能力低于页岩中的导流能力。同时全面分析总结了在通道压裂中,影响支撑剂嵌入的各种因素,从而对优化通道压裂具有一定指导意义。     

杭锦旗地区致密气藏石英砂替代陶粒可行性实验研究

为了满足鄂尔多斯盆地杭锦旗地区低成本压裂改造的需要,根据杭锦旗地区不同区块闭合压力特点,开展了不同岩板对长期导流能力的影响、不同粒径对长期导流能力的影响、石英砂铺砂浓度的界定以及石英砂替代陶粒导流能力分析等实验研究工作。结果表明：1)在相同的闭合压力加载条件下,长期导流能力大小与石英砂所占支撑剂比例呈负相关;2)随着闭合压力加载时间的延长,支撑剂破碎和嵌入程度逐渐严重,30 h以后,人工裂缝导流能力损失明显;3)石英砂与陶粒的混合比例为2∶8,3∶7和4∶6时,其导流能力均满足闭合压力为35～50 MPa的要求,能够实现用石英砂替代陶粒而达到降低压裂成本的目的。以上成果认识,对杭锦旗地区石英砂替代陶粒压裂改造及实现低成本战略具有一定指导意义。     

页岩气网络压裂支撑剂导流特性评价

页岩气水平井长缝网络压裂支撑剂铺置浓度低,嵌入伤害大,导流特性与常规油气藏不同,与北美页岩气水平井中短缝压裂也有明显差异。为评价不同类型支撑剂在低铺砂浓度下的导流特性,采集龙马溪组地层页岩露头制作试验岩样,使用 FCES-100 裂缝导流仪对陶粒、石英砂、覆膜砂3种类型支撑剂在不同粒径、不同铺砂浓度和不同闭合压力条件下的导流特性进行了评价。结果表明:支撑剂类型、闭合压力和铺砂浓度对页岩支撑裂缝的导流能力影响较大;中高闭合压力和低铺砂浓度条件下,覆膜砂的导流能力最大,陶粒次之,石英砂最小。评价结果可为页岩气ESRV（effective stimulation reservoir volume）网络压裂裂缝导流能力的优化、支撑剂的优选和压裂设计提供依据。      

致密油储层支撑裂缝导流能力预测模型

压裂改造是提高致密油储层初始产量和最终采收率的有效手段,其中裂缝导流能力保持是压裂设计的目标之一。现有支撑裂缝导流能力预测模型由于考虑影响因素不全,理论计算值与实际值存在较大偏差,文章基于Kozeny公式,以弹性力学理论为基础,考虑支撑剂强度、粒径、铺砂浓度、闭合压力、支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形综合影响,推导出支撑裂缝导流能力预测数学模型,通过室内实验可以知道,不同类型支撑剂、不同闭合压力下的支撑剂裂缝导流能力相差较大,当闭合压力和铺砂浓度一定时,陶粒和树脂砂的裂缝导流能力远大于石英砂。在铺砂浓度相同条件下,支撑剂的粒径对裂缝导流能力的影响也很大,在闭合压力未达到支撑剂的最大抗压强度时,支撑剂的粒径越大,其裂缝导流能力就越高。利用文章新推出的模型预测实验支撑剂的裂缝导流能力,计算结果表明,预测值与实验值吻合度较高,说明新模型具有良好的实用性。从实验和计算结果可以看出,支撑剂嵌入、破碎、支撑剂与裂缝壁面变形对支撑裂缝导流能力影响较大。仅考虑单一影响并不能完全反映真实情况。文章研究成果为致密油储层在考虑支撑剂嵌入、破碎和变形等情况下的支撑剂强度、粒径、铺砂浓度等优选提供了参考。     

页岩储层水力压裂支撑裂缝导流能力影响因素

支撑裂缝的导流能力是评价页岩储层水力压裂施工效果的一项重要参数,其大小受到多种因素影响。文中开展了支撑剂类型、颗粒大小、铺砂浓度等对支撑裂缝导流能力影响的室内实验研究。结果表明:陶粒的导流能力明显高于石英砂和覆膜砂,在低闭合压力条件下,20~40目陶粒的导流能力最大,在高闭合压力条件下,组合支撑剂的导流能力明显高于单一支撑剂;铺砂浓度越大,裂缝导流能力越大;循环应力加载模式下,裂缝导流能力比稳载时下降了31.7%,经过滑溜水和胍胶压裂返排液污染后,裂缝导流能力分别下降了33.9%和76.5%。研究成果指导了X-4井的现场压裂施工,该井措施后产气量较高且稳定生产,压裂增产效果较好。     

防回流纤维对支撑剂导流能力影响实验研究

水力压裂裂缝内的导流能力是影响油气井压后产量的重要因素。为研究防回流纤维对裂缝内支撑剂导流能力的影响,运用FCES-100裂缝导流仪,对不同粒径支撑剂在纤维以及压裂液影响下的导流能力进行实验测试,掌握了其影响规律。实验结果表明,纤维对不同粒径支撑剂导流能力的影响具有相似规律,在闭合压力较低时几乎无影响,而随闭合压力的增高其影响逐渐增大,当闭合压力达到70MPa后由于纤维的影响可导致导流能力下降30%～40%。压裂液残渣可导致支撑剂导流能力下降50%以上,而在较高闭合压力下由于纤维和压裂液残渣的共同影响可导致支撑剂导流能力下降70%以上。因此对于闭合压力较高的地层应慎重使用纤维防止支撑剂回流。     

高速通道压裂支撑裂缝导流能力实验评价

支撑裂缝导流能力是评价压裂施工效果的重要参数,通过室内导流能力实验,研究支撑剂粒径和段塞数、纤维浓度及其加入方式对高速通道压裂支撑裂缝导流能力的影响,并采用正交试验和灰色关联分析法分析各参数对支撑裂缝导流能力的影响程度。结果表明:支撑剂粒径越大,支撑裂缝的导流能力越强;支撑剂段塞数越多,通过增加支撑剂段塞数得到的支撑裂缝导流能力增幅越小;当闭合压力小于41 MPa时,支撑剂段塞数越多,支撑裂缝导流能力随着闭合压力的增大降幅越大;支撑裂缝导流能力随纤维浓度的增加而降低,以纤维包裹支撑剂这种纤维加入方式对支撑裂缝导流能力的影响最大;各参数对支撑裂缝导流能力影响程度由大到小依次为闭合压力、支撑剂段塞数、纤维浓度、纤维加入方式、支撑剂粒径。     

胺甲基化聚丙烯酰胺阳离子度的测定

本文讨论了用胶体滴定法测定胺甲基化聚丙烯酰胺(APAM)阳离子度的原理和方法,提出了计算阳离子度的新公式,确定了测定条件和方法的测定准确度(≤1％)。     

USE OF THERMOGRAVIMETRY FOR CLASSIFICATION OF CHEMICAL NATURE OF DEPOSITS OF PETROLEUM INDUSTRY

Based on the recognition of three main classes of materials in deposits found in petroleum production operations, i.e., paraffins, asphaltenes and inorganics, it is proposed that the classification of these deposits may be performed by thermogravimetry. The analysis of organic deposits consists of the vaporization of paraffinic material until 700°C under inert atmosphere, and further burning of the residue yielded. Materials may also be classified as inorganics if there are large amounts of residue after burning. This approached has allowed ready classification of deposits from several origins.     

地堑两侧块体分离方向的确定

本文提出利用地堑构造的几何学资料,确定地堑形成时两侧块体分离方向的简易方法,并应用此方法确定辽东湾盆地的地堑分离方向为N6°W,这与辽东湾盆地北延的伊兰-伊舒地堑根据野外调查和应用微构造应力张量反演方法得出的地堑两侧块体分高方向N5°W的一致佐互为印证。      

两种灰岩的生气特征比较研究

依据较纯灰岩和泥灰岩的加水热模拟实验结果,探讨了二者的生气特征。认为二者生气特征存在差异主要与有机质类型和岩石矿物成分有关。泥灰岩比纯灰岩所产气体中含有更多的甲烷、乙烷、异丁烷和异戊烷。在中、低温度段,泥灰岩所产气体的C1/ΣC+1、C2/C3值和所产氢气、氮气的量高于纯灰岩。氢气主要形成于较高和较低温度段,氮气主要形成于中、低温度段。二氧化碳含量与碳酸盐含量有关。在中、低温度段,纯灰岩的总气体、总烃气产率高于泥灰岩,当温度更高时,烃气产率大小则相反。     

快速测定精制后润滑油中和值方法的探讨

介绍一种精制后润滑油中和值快速测定方法,通过对ＧＢ／Ｔ４９４５－８５《石油产品和润滑剂中和值测定法（颜色指标剂法）》计算公式的变型推导。转化为精制后润滑油中和值快速测定法的计算公式。通过实验条件的摸索及数据对比,结果表明该方法操作简便、快速、准确,特别适用于生产现场、生产车间及化验室对中间产品的控制分析。     

不同类型砂体储层参数测井解释模型优化

大庆油田萨中开发区已进入特高含水开发阶段,地下储层参数和测井曲线的响应均发生变化,非均质性进一步增强.精细地质研究已经精细到储层的每个沉积单元,而目前的储层参数解释模型只是按储层薄厚建立,不同的沉积特征储层用相同的模型解释储层参数,不能满足油田深入挖潜精细研究的需要.为此,根据研究区域不同沉积环境下储层发育的特点,研究建立了优化的储层参数测井解释模型:基于密闭取心井资料、测井资料及精细地质研究成果等,采用多元回归分析等方法,分不同油层组和不同类型砂体建立岩电对应关系,实现储层参数测井解释模型的优化.一是建立了葡二组Ⅰ类表外储层参数测井解释优化模型,为表外储层的油藏描述和开发创造条件;二是建立了三角洲内前缘相萨二组河道砂体和葡二组非河道砂体储层参数解释优化模型,为不同类型砂体储层的油藏描述创造了条件,提高了测井解释参数计算精度.     

用发光菌评价油田采油污水综合毒性

本文通过发光菌发光强度与发光时间,发光菌发光强度与pH值的两个影响关系实验。确定了发光菌稳定发光时间和pH值范围,通过8种单因子生物毒性实验,确定了金属离子,非金属离子对发光菌的半致死浓度,在此基础上,评价了某油田不达标采油污水的综合毒性以及有机化合物对生物的致毒机理。     

孤北洼陷沙四段油气成藏规律分析

孤北洼陷沙四段具有良好的油气成藏条件，但油气控制因素非常复杂。本文系统研究了孤北洼陷沙四段的沉积及储层特征，分析了油气成藏条件与油藏类型，总结了油气控制因素与油藏分布规律，指出了孤北鼻状构造带的缓坡扇三角洲砂体与滨浅湖滩坝是主要的勘探方向．对指导孤北洼陷沙四段的油气勘探具有重要意义。     

香菇精的合成方法改进

研究了香菇精的合成方法,以二溴甲烷代替二碘甲烷降低了生产成本,减少了操作步骤,反应时间缩短至12h,收率由35%提高到38%。产物经IR、1HNMR、MS分析,证实该化合物为香菇精。     

涡流式传感器在下部钻柱运动状态研究中的应用

介绍了涡流式传感器的工作原理,并设计制作了测试下部钻柱运动状态的涡流传感器。在自行设计建立的钻柱模拟实验来上做了直井中钻柱运动状态模拟试验,并用计算机采集和处理数据。试验得出了一些对理论研究和现场应用有价值的结论:1.涡流传感器可实现模拟钻柱横向运动的非接触测量;2同一钻柱组合,正反进动的断面都存在,但以正进动为主;3.下部钻柱存在运动位移连续点,而不存在应为连续点。指出反进动和应力不连续是钻仅及稳定器与螺纹失效的重要原因。