基于离散裂缝模型的页岩油储层压裂渗吸数值模拟

对于含黏土矿物较高的页岩油储层,地层水的矿化度可高达4.786×103 mol·m?3,压裂过程中与注入的低矿化度压裂液形成的渗透压作用显著。为探究渗透压对渗吸的影响作用,建立了综合考虑渗透压和毛管力渗吸作用的油水两相二维离散裂缝网络模型,开展了页岩油储层压裂液泵注和关井阶段渗透压、毛管力、关井时间、盐浓度、膜效率、分支缝面积占比等对渗吸的影响规律研究。结果表明:①滤失主要由压力差、毛管力和渗透压3种机制驱动,其中压力差是滤失的关键控制机制;②关井时间对压裂液的渗吸作用影响较大,关井50 d时,前15 d渗吸量可达到总渗吸量的80%,且关井压力扩散会波及到两侧压裂段;③与压力扩散相比,渗透压达到平衡的时间较长,对于地层水矿化度为4.786×103 mol·m?3的情况,裂缝附近的矿化度达到600 mol·m?3左右所需关井时间为50 d;④由于压力差是渗吸主要驱动力,页岩膜效率对渗透压力扩散影响微弱,页岩膜效率30%与5%相比渗吸量仅增加4%;⑤对于密切割压裂,关井后,含水饱和度受小间距水力裂缝控制,分支缝对渗吸含水饱和度的影响有限。      

缝洞型碳酸盐岩储层酸液流动反应建模

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩储层常采用酸化去除近井地带污染、提高单井产能,其改造效果受酸液在储层中流动、反应、缝洞溶蚀规律影响,但目前缝洞型储层中酸液流动反应规律还未系统研究过.针对该问题,本文进行缝洞型碳酸盐岩储层酸化数学建模研究,首先利用序贯高斯模拟方法生成基质孔隙、溶洞孔隙空间分布,其次利用概率分布函数生成符合地质统...     

综合应用层次分析和变权法优化压裂防砂选井选层

层次分析法相对来说较适于定性的分析,有较强的灵活性和决策倾向性;变权评价法相对来说比较适合定量的分析,有较多数据支撑结果较为可信。在本文中层次分析法应用于最高层的决策;端部脱砂压裂评价用变权法评价方法。两种方法结合,既有比较精确的数据基础;又对不同特殊的井层有较灵活的不同侧重应用,取得与预期输出一致的较好效果。     

新型阴离子表面活性剂D3F-AS05压裂液的性能研究

针对陕北低渗透油田地质特征和温度（80℃）,按配方3% 20碳磺酸盐类阴离子表面活性剂（D3F-AS05,自制）+6% KCl+0.6% KOH+0.2% EDTA得到阴离子型表面活性剂压裂液。研究了该压裂液的流变性、黏弹性、抗剪切性、悬砂性和气体破胶性能。结果表明,剪切速率为170 s^-1时,80℃下压裂液黏度为90~100 mPa·s,随剪切时间增加,压裂液黏度基本不变,流变性良好。压裂液的储能模量和耗能模量比值为39.2,远高于瓜胶压裂液的储能模量和耗能模量的比值（2）,表现出较好的低黏高弹特性。剪切速率从170 s^-1变为0、200、500 s^-1后再恢复至170 s^-1,压裂液黏度随之变化后再恢复至90~100 mPa·s,抗剪切性较好。二氧化碳气体注入压力由0增至4 MPa,压裂液黏度由65 mPa·s迅速降至2 mPa·s;天然气注入压力由0增至12 MPa,压裂液黏度降低一半;氮气不改变压裂液黏度。温度变化分别为40℃、60℃、80℃、100℃,该阴离子型表面活性剂压裂液黏度先增加后降低,在80℃时达到最大,平均为94 mPa·s左右;单粒径陶粒支撑剂在其中的平均沉降速率逐渐增大。相同温度下（不超过100℃）,单粒径陶粒在瓜胶中的平均沉降速率明显大于在阴离子压裂液中的值,而10%砂比陶粒在阴离子压裂液中的平均沉降速率最小。     

定向射孔完井FLAC3D模型的建立与力学仿真

针对定向射孔完井工艺,以FLAC3D软件为平台对其进行了三维仿真,并运用应力坐标转换理论实现了任意井斜、井身方位和射孔方位的工况分析。应用建立的仿真模型对川西地区3口定向射孔井进行了仿真分析,实例应用表明,仿真结果与实际施工数据吻合性较好。建立的仿真模型与仿真方法可以较为合理地用于定向射孔完井的仿真研究,为油气井增产措施的制定提供了实用的仿真模型和简捷的仿真方法。     

新型阴离子表活剂压裂液性能评价及现场应用

阴离子表活剂压裂液是新型清洁压裂液,为了深入了解其特性,更好地指导现场施工作业,室内进行了多项实验研究.结果证明,压裂液黏度可调性强,可实现分批配制后混合或即配即用;在100℃条件下,压裂液黏度保持在72 mPa·s以上,悬砂性能满足现场施工要求;压裂液遇到原油破胶,随着原油含量增加,交联液体破胶程度增大,破胶受温度影响较大,温度越高破胶越彻底,破胶后无残渣,对储层伤害小.现场试验证明,该类压裂液摩阻低,沿程损耗小,控缝高,破胶彻底,返排效果好,开发效果显著.     

深层低渗透储层压裂裂缝处理技术

针对水力压裂时造成储层伤害、支撑裂缝导流能力低、人工裂缝壁面渗透率低等问题,考虑了黏性流体、压裂液残渣及滤饼的影响,对支撑裂缝的伤害进行了定量试验评价,研制出一种压后裂缝处理剂.室内实验表明,该裂缝处理剂能有效提高支撑裂缝的导流能力.在中原油田23口井的现场试验,说明裂缝处理技术能明显提高返排率,提高低渗透储层的压裂效果.     

高89块低孔、特低渗薄互层大型压裂技术研究与应用

针对高89块沙四段低孔、特低渗储层存在层多、层薄及微裂缝发育等特点,从分析该区块压裂改造难点入手,找出了影响压裂效果的关键因素,针对性地提出了压裂液体系优化、综合降滤技术、综合控缝高技术和压裂测试技术,实现了区块大型压裂改造。现场应用证明,新投产井压裂后均自喷生产,稳产期长且增产效果显著。     

羊乳清蛋白部分和深度水解工艺、水解物致敏性及肽谱分析

利用羊乳清蛋白制备低致敏性配料是目前乳品工业的研究热点。乳清蛋白是乳中主要的蛋白质之一,也是引起婴幼儿过敏反应的主要成分,将蛋白质水解为小分子肽是降低其致敏性的有效方法。以山羊乳清蛋白为原料,研究了部分水解乳清蛋白和深度水解乳清蛋白的水解工艺和水解物特性(水解度、分子质量分布和β-乳球蛋白抗原性),并利用液相色谱串联质谱法(LC-MS/MS) 比较了部分水解和深度水解工艺中过敏表位酶切位点的差异。研究结果表明,中性蛋白酶和碱性蛋白酶对羊乳清蛋白水解效果较好,其中碱性蛋白酶的水解度最高,达21.26%。经电泳分析,单酶水解后的产物中仍存在大分子多肽链,深度水解工艺需要复合酶水解。在酶底比为4000U/g时,使用碱性蛋白酶在pH值为10.0、温度为55℃条件下水解羊乳清蛋白1.0h,部分水解产物的水解度为12.31%,分子质量在5kDa以下的多肽占95.18%,β-乳球蛋白抗原性下降率为9.40%。中性蛋白酶和碱性蛋白酶的质量比为1∶1,酶底比为6000U/g,在pH值为8.5、温度为50℃条件下,水解羊乳清蛋白3.0h,深度水解产物的水解度为35.58%,分子质量低于3kDa的多肽为97.26%,β-乳球蛋白抗原性下降率为40.97%。部分水解和深度水解均能破坏β-乳球蛋白的大部分过敏表位,但相较于部分水解,深度水解能更大程度地降低乳清蛋白的致敏性。研究旨在为低致敏性羊水解乳清蛋白的生产提供一定的理论参考。     

前置蓄能压裂中的CO2在玛湖凹陷砾岩油藏中的作用

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩储集层致密,渗流能力差,油藏产量递减快,稳产难度大.CO2前置蓄能压裂比水力压裂效果好,但对CO2与玛湖凹陷原油及储集层岩石间的作用规律尚未有系统研究.因此,对CO2水溶液的置换能力及其对岩心矿物的溶蚀、岩心孔隙度和渗透率的改变等进行了研究.对于玛湖凹陷砾岩油藏,CO2水溶液置换原油率高于纯CO2...