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深层凝析气藏伤害机理与水力压裂改造研究

1 绪论第1-24页
 1.1 目的和意义第9-10页
 1.2 国内外发展现状第10-21页
  1.2.1 状态方程与相态分析第10-12页
  1.2.2 凝析气藏伤害与产能分析第12-15页
  1.2.3 凝析气藏井筒流动状态第15页
  1.2.4 水力压裂技术发展现状第15-16页
  1. 2. 5 水力压裂中温度分析第16-19页
  1.2.6 高温压裂液体系第19页
  1.2.7 压裂井生产预测第19-21页
 1.3 本文的研究内容与创新点第21-24页
  1.3.1 本文的研究内容第21-22页
  1.3.2 本文的创新点第22-24页
2 凝析气藏伤害机理实验研究第24-46页
 2.1 凝析气藏伤害特征第24-25页
  2.1.1 多孔介质吸附对相平衡的影响第24-25页
  2.1.2 多孔介质毛细凝聚影响凝析气藏露点第25页
  2.1.3 其他因素的影响第25页
 2.2 凝析气藏凝析油对气藏伤害机理实验研究第25-28页
  2.2.1 实验测定原理第26页
  2.2.2 实验仪器第26-27页
  2.2.3 实验材料第27-28页
 2.3 实验结果分析第28-46页
  2.3.1 气测岩石绝对渗透率与液测岩石绝对渗透率的差异第28-29页
  2.3.2 束缚水及残余凝析油的吸附作用对地层渗透率的伤害第29-32页
  2.3.3 井底不同凝析油和凝析水吸附量对地层渗透率的伤害第32-40页
  2.3.4 井底凝析水聚集及地层水敏性对渗透率伤害第40-41页
  2.3.5 岩心承载大压差后渗透率变化特征第41-42页
  2.3.6 应力敏感性实验评价第42-43页
  2.3.7 解除水锁与油锁所需的压力梯度或条件第43-46页
3 抗高温压裂液研究第46-70页
 3.1 硼交联的反应机理及研究思路第46-49页
  3.1.1 交联机理第47页
  3.1.2 延缓交联机理第47-49页
 3.2 压裂液配方研究第49-56页
  3.2.1 稠化剂的选择第49-50页
  3.3.2 交联性能的评价第50-52页
  3.2.3 粘土稳定性试验第52页
  3.2.4 压裂液的表面活性第52-53页
  3.2.5 HPG用量对液体性能的影响第53-54页
  3.2.6 高温稳定剂用量的影响第54页
  3.2.7 pH值调节剂用量第54-55页
  3.2.8 交联比对液体性能的影响第55-56页
 3.3 深井抗高温压裂液性能评价第56-64页
  3.3.1 冻胶抗剪切耐温能力第56-59页
  3.3.2 配伍性试验第59页
  3.3.3 导流能力伤害评价和岩芯伤害试验第59-60页
  3.3.4 压裂液的返排能力评价试验第60-61页
  3.3.5 压裂液的破胶试验第61-62页
  3.3.6 温度对压裂液粘度的影响第62-64页
  3.3.7 压裂液滤失性第64页
 3.4 压裂工艺技术研究第64-70页
  3.4.1 压裂技术难点及效果影响因素第64-65页
  3.4.2 小型测试压裂技术第65-66页
  3.4.3 连续加砂装置的研制应用第66页
  3.4.4 小油管环空压裂工艺技术第66-67页
  3.4.5 裂缝强制闭合快速排液技术第67页
  3.4.6 复合压裂技术第67-68页
  3.4.7 储层保护技术第68页
  3.4.8 中原深层凝析气藏压裂工艺第68-70页
4.凝析气藏相态计算第70-83页
 4.1 物料平衡方程第70-71页
 4.2 热力学方程第71-72页
 4.3 相态数学模型第72-80页
  4.3.1 露点、泡点及闪蒸计算模型第73-78页
  4.3.2 状态方程的计算第78-80页
 4.4 参数确定第80-83页
  4.4.1 对比压力与对比温度第80页
  4.4.2 逸度系数第80-83页
5.凝析气藏压裂生产动态分析第83-100页
 5.1 组分模型第83-87页
  5.1.1 模型的基本假设第83页
  5.1.2 数学模型第83-85页
  5.1.3 平衡条件第85-86页
  5.1.4 约束条件第86页
  5.1.5 定解条件第86-87页
 5.2 IMPES解法第87-92页
  5.2.1 模型的IMPES解法第87-91页
  5.2.2 产量方程第91-92页
 5.3 数值计算分析第92-100页
  5.3.1 拟压力计算第93-95页
  5.3.2 非达西流校正第95页
  5.3.3 网格剖分第95页
  5.3.4 凝析气藏压裂后产能模拟分析第95-100页
6 实施效果第100-103页
7 结论与认识第103-105页
致谢第105-106页
参考文献第106-111页

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