一、煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究（论文文献综述）
周正鹏[1]（2020）在《压裂用助排剂与评价方法研究》文中指出压裂用助排剂由表面活性剂组成,其中含氟表面活性剂有良好的抗温及降低表面张力的性能,但它的使用成本较高且对环境有一定的污染。本文以亚硫酸氢钠、环氧氯丙烷、十二烷基叔胺和异丙醇等为原料,合成SQHT表面活性剂,然后与低表、界面张力的表面活性剂为原料复配出压裂用助排剂SY-3。通过对助排剂的助排机理及助排剂的使用特点进行探讨,围绕助排剂的表面张力、界面张力、稳定性、与亲油、亲水玻璃片的润湿角、与压裂液的配伍性、助排性能以及岩心伤害进行了综合评价。（1）SQHT表面活性剂最佳的合成条件为:溶剂（异丙醇和水）比例3:1,反应温度90℃,反应时间4h,产率达到了 97%以上。室温下,SQHT表面活性剂水溶液的临界胶束浓度（CMC）在质量浓度0.1%左右,CMC点对应的表面张力为29.8mN/m。在浓度大于等于0.3%时,界面张力达到了 10-2数量级。说明该表面活性剂的临界胶束浓度较低,同时也具有较低的表面张力和界面张力。在抗盐性能测试中,随着Na+、K+、Mg2+和Ca2+四种盐的矿化度增加,当浓度达1000000ppm时表面张力变化率均在10%左右,表现出了良好的抗盐性能。在相同温度下,随着浓度的增大,SQHT表面活性剂水溶液的析水率减小,120min的析水率均小于40%。（2）SY-3助排剂水溶液的临界胶束浓度（CMC）在质量浓度0.1%左右,CMC点对应的表面张力为22.8mN/m,浓度大于0.05%时,与煤油的界面张力均达到了 10-2数量级,在60℃下恒温6h,表面张力改变量≤0.5mN/m,界面张力改变量小于0.12mN/m。复配后的表、界面张力皆低于复配前且均符合行业标准;SY-3助排剂溶液浓度为0.2%,温度分别为60℃、70℃和80℃时,在亲油玻璃片表面接触角分别为69.7°、65.3°和62.8°,在亲水玻璃片表面接触角分别为69.5°、63.9°和62.5°,均表现出弱亲水性,有利于压裂工作液的反排;助排剂不同浓度加量的五个组与空白对照组相比:基液和冻胶液黏度影响率远小于15%,且能够有效的降低破胶液滤液的表、界面张力。表明SY-3助排剂与压裂液配伍性良好;助排剂浓度为0时,排出效率平均值为48.74%,加入不同浓度助排剂后,排出效率均大于87%,助排率均大于79%,表明SY-3助排剂的助排效果良好。助排剂浓度为0时,压裂液岩心伤害率为16.7%,加有不同浓度助排剂的压裂液岩心伤害率在-5.8%～16.9%之间,对压裂液岩心伤害的影响率最大在5%左右,所以在压裂液中加入SY-3助排剂对岩心伤害的影响极小。（3）通过对最优比例的不同浓度的SY-3助排剂进行各种性能测试,综合各种性能的评价结果和经济合理因素,最终确定压裂用助排剂SY-3的最佳比例为有机硅:BDE（B:D:E=1:1:2）=1:4,浓度 0.1%。
杨萌萌[2]（2020）在《VES烃链和复配对清洁压裂液改造煤岩孔裂隙影响机理研究》文中研究说明煤层气（瓦斯）是煤炭的伴生资源,煤与煤层气共采是国家能源战略的重大需求。我国煤矿地质条件复杂,低透气性煤层约占80%。水力压裂技术是煤层增透的有效措施。压裂液是水力压裂作业成功的关键。煤矿井下压裂要求压裂液滤失低,可以促进瓦斯解吸和运移,所以压裂液的粘度、耐温性、失水性、润湿性以及对孔、裂隙的影响、造缝效果是配制、优选和评价压裂液的重要指标。由于地质条件和施工工艺差异,传统油气藏和煤矿地面用压裂液不适用于煤矿井下压裂。清洁压裂液具有良好的粘弹性和环境友好性可用于煤矿井下压裂。清洁压裂液的性能及对煤岩孔、裂隙的影响受其主剂粘弹性表面活性剂（VES）分子结构（亲水基和疏水基）及试剂配合的影响。然而,VES的种类（阳离子、阴离子等）、疏水基及试剂配合影响煤层清洁压裂液性能及其改造煤岩孔、裂隙的机理尚缺乏研究。本论文采用室内试验和理论分析相结合的方法,选用阳离子、阴离子和两性离子VES配制清洁压裂液,探究了VES疏水基烃链及复配对煤层清洁压裂液性能的影响规律,分析了不同疏水基烃链链长及复配VES清洁压裂液对煤岩不同尺度孔、裂隙的敏感性及影响机理。主要研究结论如下:（1）获得了VES疏水基烃链链长及阳-两性、阴-两性离子VES复配对清洁压裂液胶束自组装结构、束缚水分子能力、润湿性、粘度、耐温性等性能的影响规律。研究发现疏水基烃链较长的VES分子聚集性强,束缚的水分子更多。使用十八烷基三甲基氯化铵（STAC）配制的清洁压裂液的最大粘度大约是使用十六烷基三甲基氯化铵（CTAC）配制的同类压裂液的2倍,达到最大粘度所需的STAC用量比达到CTAC压裂液最大粘度所需的CTAC用量少0.19 wt%。加入0.5 wt%椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）的STAC清洁压裂液粘度比未加入CAB的压裂液高10 mPa·s。阳-两性离子VES复配、阴-两性离子VES复配有利于增加清洁压裂液的粘度,且存在达到最大粘度的最优配比。（2）阐述了不同疏水基烃链链长及阳-两性、阴-两性离子复配VES清洁压裂液作用煤岩不同尺度孔、裂隙的敏感性。优选出改善不同尺度孔、裂隙的清洁压裂液最佳配方。阴-两性离子VES复配清洁压裂液降低了14 nm–1μm范围的孔隙率约90%,增加了125–180μm（塔山）和70–180μm（南川）范围的孔隙率约100%。阳-两性离子VES复配清洁压裂液增加了2–300 nm范围的纳米孔隙平均孔宽（塔山:570.44%,南川:158.38%）。揭示了煤层温度对清洁压裂液作用煤岩孔隙的影响规律。提出了阳离子VES CTAC清洁压裂液增加孔隙率、孔体积、孔面积的最佳温度范围。温度变化对微孔的影响比过渡孔大。（3）揭示了不同疏水基烃链链长和阳-两性、阴-两性离子复配VES清洁压裂液对煤岩孔、裂隙特性的影响机理。阳离子VES及阳-两性离子VES复配清洁压裂液有利于方解石、黄铁矿、伊利石和蒙脱石的溶解。离子型VES清洁压裂液会增强孔隙壁面和煤颗粒之间静电斥力,有利于煤表面的颗粒清除。阳-两性离子VES复配清洁压裂液最有利于使煤及矿物表面暴露更多的亲水性官能团,增加润湿性,影响纳米孔隙。阴-两性离子VES复配清洁压裂液会使煤样芳香晶核中芳香层片延展度La增大,层面间距d002变小,从而增大微孔孔体积。温度通过改变清洁压裂液表面张力γlg和含氧官能团数量,改变压裂液在煤表面的润湿性,影响孔隙内煤颗粒和矿物杂质的清除。（4）获得了不同温度下清洁压裂液压裂原煤的裂缝扩展规律。阳离子VES清洁压裂液会形成呈星状（*）分布的裂缝网络,造缝效果不受温度的影响,易造成试件中心位置微裂隙和孔隙增多。阴-两性离子VES复配清洁压裂液易溶解或清除矿物杂质增大原有孔隙或产生新的孔隙,形成的孔、裂隙多分布在含矿物杂质位置周围。本文研究成果丰富了清洁压裂液在煤层中应用的相关理论,可为清洁压裂液配方优选和现场大规模应用提供理论支撑,有助于提高煤层气抽采效果。
钟颖[3]（2020）在《页岩气储层压裂改造暂堵支撑协同增效机理》文中认为中国页岩气资源丰富,可采储量36.1万亿立方米,其高效勘探开发对缓解我国能源紧缺现状具有重要的战略意义。目前全国页岩气年产量约150亿立方米,四川盆地作为我国页岩气的主要产区,其开发实践显示,页岩气储层可压性差、水平主应力差大、天然裂缝复杂,体积改造效果并不理想。进行大规模压裂固然可以增加改造体积,而在同等规模下开启微裂缝或未支撑裂缝的体积改造增效技术研究,有望为解决页岩气储层体积改造效果差的难题提供新的思路。基于页岩气储层体积改造效果的相关因素分析,提出暂堵剂和支撑剂复合的“暂堵支撑协同改造增效”的研究思路,通过开展室内实验、理论模型和软件模拟等综合研究,取得了以下主要成果和认识:明确了微裂缝系统改造不足是制约页岩气储层体积改造效果的重要因素,利用四川盆地不同区块页岩气储层微裂缝激活和沟通的定量表征,证实微裂缝系统对页岩气储层体积缝网构成的重要性,储层水平主应力差大及未支撑微裂缝导流能力较小且不稳定,影响了微裂缝系统的改造效果。提出了“暂堵支撑协同改造增效技术”的研究思路,利用暂堵剂与支撑剂在缝内形成复合暂堵带,实现主次裂缝的“暂堵”和多次“转向”,提高微裂缝激活和沟通的程度,利用暂堵剂降解及微裂缝支撑技术,构建了多级支撑裂缝系统,从而提高页岩气储层体积改造效果。揭示了缝内暂堵剂和支撑剂的复合暂堵行为及协同作用机制,暂堵剂和支撑剂的复合暂堵过程伴随了暂堵剂的水化膨胀、形变、充填和粘附,支撑剂具有刚性架桥作用,暂堵剂的形变和粘附特性增强了复合暂堵带致密性和稳定性。基于Hertz接触理论微裂缝面弹性变形分析,建立了支撑微裂缝导流能力数学模型,揭示了支撑裂缝截面渗流面积与支撑微裂缝导流能力的关系,探索了支撑微裂缝导流能力的强化机制,根据模型研究和模拟,推荐了微支撑剂最优铺置浓度参数。基于流体压力传递和流体应力致复合暂堵带结构失稳的分析,建立了复合暂堵带结构稳定性预测模型,利用复合暂堵带失稳临界渗透率预测模型和临界承压能力预测模型,通过CFD-DEM暂堵效果仿真模拟研究,验证了利用支撑剂与暂堵剂组合,能在缝内短时间形成具有较高承压能力的致密复合暂堵带。论文研究揭示了缝内暂堵支撑协同作用机理、探索了微裂缝导流能力强化机制、形成了页岩气储层暂堵支撑协同改造增效技术及理论方法。明确了暂堵支撑协同改造增效技术具有理论与实际意义。
陆雷超[4]（2019）在《致密油藏胍胶压裂液不返排破胶降解机理研究》文中指出致密油是非常规能源中勘探开发的新亮点,其开发主要依赖水平井大型压裂和体积压裂,此过程中入地压裂液体积巨大,有效降低压裂液对储层的伤害并利用破胶液进行渗吸采油的不返排压裂渗吸采油技术前景广阔。因此,本文进行了胍胶压裂液高效破胶、降解残渣的研究,以期提高压裂液破胶效果、减少破胶液残渣含量,有效降低压裂液对储层的伤害。首先,通过室内实验评价了研究区现场压裂液体系破胶性能和岩心伤害水平。在此基础上优选了稠化剂和交联剂,并通过压裂液破胶实验,以压裂液耐温耐剪切性、破胶液粘度及残渣含量为评价指标,从常规的11种破胶剂和9中降解剂体系中筛选、优化出高效的破胶剂和残渣降解剂组分。进一步设计五因素四水平的正交实验将破胶剂和降解剂进行有机复配,分析了破胶降解剂作用效果主控因素影响规律,优化出高效破胶降解剂体系及其最佳使用条件,通过室内实验评价了低伤害不返排胍胶压裂液体系常用性能。最后,通过分子量和残渣粒径测试分析,明确了该体系低伤害的作用机理。研究结果显示:优选的稠化剂为羟丙基胍胶G-3,交联剂为有机硼J-3,确定交联比100:10时其合理使用浓度分别为0.3%和3.5%;优化出的高效破胶剂和降解剂组分为P8和M2;各主控因素对破胶降解剂作用效果的影响程度大小为:温度>p H>破胶剂浓度>降解剂浓度>矿化度,高效破胶降解剂体系最佳适用温度为60℃,矿化度为40000 mg/L,p H值为9.0,交联比100:10时破胶剂和降解剂复配使用最优浓度分别为0.06%、0.007%;低伤害不返排胍胶压裂液体系交联时间、静态携砂性能、耐温耐剪切性、静动态滤失性均满足相应标准要求;破胶液粘度为1.93 m Pa·s,与现场配方相比降低约23.7%;残渣含量为212 mg/L,与现场配方相比降低约56.0%;压裂液滤液、压裂液动态滤失及其破胶液滤液对岩心基质渗透率损害率分别为16.06%、27.93%、14.88%,均略低于现场配方的伤害;破胶液动态滤失对岩心基质渗透率损害率为19.08%,比现场配方的伤害降低约23.8%。氧化破胶剂与生物酶相比,前者降低破胶液粘度的能力更强,后者减少破胶液残渣含量的能力更强;破胶液粘度大小与其中的胍胶平均分子量大小呈正相关,破胶液残渣含量多少与其中的粒径大小呈正相关。
胡晓宇[5]（2019）在《高温碳酸盐岩储层酸压暂堵体系优选》文中研究指明酸化压裂是深层高温碳酸盐岩储层开采和后期增产的重要投产方式。高温碳酸盐岩储层温度高、溶缝发育、非均质严重等特点,且常规暂堵剂类型抗温能力差、封堵能力弱,给酸压作业储层封堵带来很大挑战,不利于深层高温碳酸盐岩油藏增产稳产。为此,本文理论和实验方法相结合,从高温碳酸盐岩储层特点出发,调研国内外暂堵剂研究现状,优选抗温能力好,封堵能力强的暂堵剂类型。并优化暂堵剂配方,形成一套高温碳酸盐岩储层酸压适配暂堵体系。研究发现:（1）惰性暂堵剂酸压作业后无法降解,储层产能损害严重;活性暂堵剂可实现降解,储层保护效果良好,且其中的无固相暂堵剂储层伤害低,封堵性能优良。理论优选出可降解纤维和绒囊暂堵体系。（2）对比纤维暂堵剂,绒囊暂堵剂体系抗温能力强、封堵强度高、降滤失性好、储层伤害低、降解彻底。（3）绒囊暂堵剂配方优化发现,囊层剂、绒毛剂和高温稳定剂加量为2.5%、1.0%和0.9%时,暂堵剂体系封堵能力最大提高12.32MPa,最高封堵能力达60.51MPa,抗温能力提升至160℃。确定绒囊暂堵剂最优配方为2.50%囊层剂+1.0%绒毛剂+0.4%成核剂+0.6%成膜剂+0.9%高温稳定剂。（4）现场应用显示两次绒囊暂堵剂注入过程,储层裂缝封堵能力分别提高22.8MPa和45.4MPa,酸压效果明显。实践证明,优选的绒囊暂堵体系封堵效果可行,能够满足高温碳酸盐岩储层酸压作业的暂堵需求。
廖凯丽[6]（2018）在《胍胶压裂液对致密储层基质伤害及控制方法研究》文中指出水力压裂技术是开发致密油气资源最重要的增产措施。然而在创建油气运移通道的同时,压裂液会侵入储层基质,并对基质渗透率产生伤害,降低增产效果。因此,本文通过实验研究胍胶压裂液对致密储层基质的伤害性,探索控制水相伤害措施,开发低伤害的助排剂和粘土稳定剂,为高效开发致密油气资源提供指导。以渗透率为0.10×10-3μm2(0.08×10-3μm2-0.17×10-3μm2区间)、0.05×10-3μm2(0.035×10-3μm2-0.065×10-3μm2区间)和0.01×10-3μm2(0.007×10-3μm2-0.020×10-3μm2区间)的新疆油田某区块致密砂岩岩心为研究对象,通过物理模拟实验与核磁共振相结合的方法考察了胍胶压裂液对致密岩心的伤害性,发现其固相伤害小于液相伤害,即液相伤害是压裂液侵入致密储层而产生的主要伤害,由此提出致密储层压裂液伤害应以减小水锁伤害和水敏伤害为主。针对该致密储层水锁伤害问题,在渗透率为0.10×10-3μm2、0.05×10-3μm2和0.01×10-3μm2的岩心中考察了不同界面张力助排剂对侵入液返排率及岩心水锁伤害率的影响,发现水锁伤害率小于10%时助排剂体系的界面张力应分别小于0.85m N/m、0.26m N/m和0.092m N/m,由此建议渗透率低于0.05×10-3μm2的致密储层压裂用助排剂体系的界面张力应小于0.10m N/m。以该结果为指导,开发了基于全氟壬烯氧基苯磺酸钠和烷醇酰胺的助排剂体系,对于渗透率为0.01×10-3μm2的岩心,水锁伤害减小率为44.37%。通过对该助排剂体系的界面扩张流变性和界面组装行为研究表明其降低油水界面张力的作用机理在于复配体系的协同效应增大了表面活性剂在油水界面上的吸附密度及吸附速度。粘土稳定剂可抑制粘土膨胀和运移,但大分子粘土稳定剂可能在致密储层中滞留堵塞造成渗透率伤害。为探明岩心渗透率与粘土稳定剂相对分子质量匹配关系,以聚二甲基二烯丙基氯化铵和聚乙烯亚胺为研究对象,在渗透率为0.10×10-3μm2、0.05×10-3μm2和0.01×10-3μm2的岩心中考察了不同相对分子质量聚合物型粘土稳定剂对岩心渗透率的影响,发现不因粘土稳定剂滞留堵塞而产生岩心渗透率伤害的粘土稳定剂相对分子质量应分别低于10000、5000和2000。针对该致密储层水敏伤害问题,制备了低相对分子质量（小于1000）双季铵盐粘土稳定剂,对渗透率为0.01×10-3μm2的岩心水敏伤害减小率为50.77%。通过总有机碳、红外光谱、扫描电镜、热重、Zeta电位及X-射线衍射等分析表明,双季铵盐依靠静电及氢键作用牢固吸附于粘土表面,其疏水链段可增强粘土表面的疏水性,阻止水分子在粘土表面吸附,降低粘土层间含水量,减弱粘土的水化作用;同时其正电性可降低粘土颗粒表面的负电量,减小粘土片层间的斥力作用,压缩水化层间距,抑制粘土膨胀,从而使粘土保持稳定状态。与原压裂液相比,该粘土稳定剂与开发的助排剂构筑的压裂液对渗透率为0.01×10-3μm2的岩心的水相伤害减小率为47.61%。
张松柏[7]（2018）在《苏里格气田压裂液配方优化研究》文中认为苏里格气田是典型的“低渗透、低压、低产、低丰度”四低气田,这种致密气田开发难度大,随着进一步的开发,Ⅱ+Ⅲ类中-低、中-差品位储层在近几年的实际开发中所占比例进一步提高,所以研制适合于苏里格压裂施工工艺、地层和地层温度的低伤害压裂液及其配方优化显得尤为必要。本文仅从新型压裂液核心材料增稠剂着手,主要研究如何减少储层伤害、提高压裂效率、降低施工成本等方面来达到低产低效井增产增效的目的。利用水性聚合物在油相基液中悬浮原理,配制无固相连续混配型液体瓜胶,3分钟内粘度释放率达80%以上,岩心伤害率为25%左右,跟普通固体瓜胶压裂液体系对岩心的伤害相当,甚至更低,适用于连续混配压裂施工;利用丙烯酰胺单体与其它烯烃类单体根据间歇法聚合而成一种新的聚合物压裂液增稠剂,合成的无残渣聚合物压裂液残渣含量为13mg/L左右,岩心伤害12%左右,对地层伤害极小,可以达到有效保护地层提高气井产能的目的;对天然淀粉进行磷酸酯化、醋酸酯化双化学改性和预糊化物理改性,使稠化剂在冷水中可以快速溶解,流变性能良好,残渣含量40mg/L左右,岩心渗伤害率大约为14%,并且耐温能力提高到了140℃;测试大量不同种降阻剂的性能,筛选出性能最优的降阻剂合成的减阻剂,耐剪切性良好,减阻率达到70%左右,可以有效提高裂缝改造能力,并且岩心伤害率小于10%,从而有效保护地层、提高单井控制面积达到增产的目的,Ⅲ、Ⅳ类低品位储层改造效果显着。配制或合成的增稠剂压裂液进行了现场应用评价,结果表明,液体瓜胶适合于连续混配压裂施工;无残渣低伤害压裂液、低残渣淀粉基压裂液对Ⅱ、Ⅲ类储层的改造效果良好;减阻剂减阻性能优良,减阻率达70%以上。4种增稠剂在苏里格气田开发中取得了良好的开发效果。
宋帅[8]（2018）在《七元矿区煤层气水平井分段压裂优化研究》文中研究说明寿阳区块七元矿区15#煤层主要以高阶煤为主,具有低孔低渗的特点,各向异性及非均质性显着,并且煤层较薄。现场应用过多种增产技术进行增产,但从生产情况来看,大多数生产井都表现为产气量低,产水量大,甚至不产气等。因此,需要对水平井分段压裂进行优化研究,提高矿区煤层气产量。本文在掌握目标煤层基本特征的前提下,通过室内实验,分析了不同类型压裂液对高阶煤岩的伤害机理,然后在此基础上研发出一种低伤害压裂液体系;利用数值模拟进行了水平井分段压裂的裂缝参数和施工参数的优化等。研究结果表明,CF-1清洁压裂液各项性能良好,适用于矿区高阶煤层压裂;裂缝参数为:缝长120m,导流能力1015D·cm,裂缝条数57条时,能获得最佳产能;施工参数为:液量300350m3,前置液比例20%,排量35m3/min,砂比15%左右时,裂缝形态达到最优。通过现场应用,QY-XH井稳产达到7000m3/d,增产效果显着。本研究为高阶煤层分段压裂增产提供理论指导。
刘帅[9]（2018）在《混合气体泡沫压裂液的研究》文中研究表明目前,国内煤层气压裂液选择主要以水基压裂液为主,作为水基压裂液的一种,泡沫压裂液的应用愈发成熟。但是,泡沫压裂液仍存在一些问题,包括:泡沫质量不高、气体组分为单一气体等。针对上述问题,本文通过研发一种新型Gemini双子表面活性剂（QSL-1型）作为增粘剂和起泡剂,优选出NH4Cl作为反离子来进一步增粘,设计不同体积比的二氧化碳和氮气作为气体组分,研发一种改性纳米颗粒作为稳泡剂,从而初步形成一种新型混合气体泡沫压裂液体系,即:1%QSL-1型Gemini表面活性剂+0.7%NH4Cl+0.5%改性纳米颗粒+混合气体（二氧化碳/氮气,体积比5:1）+模拟地层水的泡沫压裂液体系配方。为了验证优选出来的泡沫压裂液体系配方可行性,进行了综合性能评价实验,其中包括:流变性能、携砂性能、滤失性能、伤害性能测试等室内实验。研究结果表明:当QSL-1型Gemini表面活性剂浓度为1%、NH4Cl浓度为0.7%、二氧化碳/氮气体积比为5:1、改性纳米颗粒浓度为0.5%时,泡沫质量为81%,半衰期超过1h,并且综合性能良好。该体系可以有效解决泡沫质量不高、气体组分为单一气体、稳定性差的问题,满足现场施工要求,为煤层气泡沫压裂提供技术支持和理论指导。
张阳[10]（2018）在《一种耐高温压裂液稠化剂的制备及性能研究》文中研究说明全世界的油气资源开发逐渐向高温甚至超高温储层发展,但目前国内外没有形成与之相适应的耐高温压裂液体系,极大地限制了对高温地层油气资源的增产开发。为了解决这个技术难题,合成了一种耐温性能优异的四元聚合物NFT。通过将两个自制的功能性单体DM-12和AMBS与丙烯酰胺（AM）和丙烯酸（AA）在水溶液中进行自由基聚合,获得了一种耐温性能优异的四元聚合物NFT。通过室内单因素实验优选了 NFT的反应条件,最佳条件即为四种单体的摩尔比为79.0%:19.8%:0.8%:0.4%、单体总浓度28%、引发剂V50加量为0.07%、反应温度为60℃、pH为7、反应时间为4h。对产物进行了红外谱图分析,证明实验制备的四元聚合物为理论产物。接着对四元聚合物NFT进行TGA、DTG及XRD分析,表明NFT为一种热稳定性较好的非晶体聚合物。接着将NFT与聚乙烯亚胺PEI进行复配,并在实验中得到NFT与PEI交联所需的活化能为27.60kJ/mol,其小于PAM和PEI所需的活化能41.57kJ/mol,因此可以满足压裂液使用时交联剂与稠化剂短时间交联的目的,证明PEI在压裂液中的使用是可行的。在得到了压裂液基础配方后,接着对压裂液体系的性能进行评价。首先通过变剪切实验得到该压裂液体系为假塑性流体且在180℃时其具有优异的剪切恢复性能,利于携砂和形成长的裂缝;考察了压裂液的抗温抗剪切性能,在180℃和200℃下剪切120min后,剪切后期粘度均出现增大趋势,说明发生交联反应,并且最终粘度分别达到100mPa·s和80mPa·s;接着在170s-1、220℃下剪切120min发现压裂液粘度始终维持在24mPa·s附近,没有任何增大的趋势,说明在170s-1剪切的最高耐温达到了 220℃。然后对该压裂液体系在100s-1下进行实验,220℃和240℃下剪切120min后,剪切后期粘度均出现增大趋势,说明发生交联反应,并且最终粘度分别达到120mPa·s和124mPa·s;接着在100s-1、260℃下剪切120min发现压裂液粘度始终维持在35mPa·s附近,没有任何增大的趋势,说明在100s-1剪切的最高耐温达到了 260℃。通过粘弹性测试及触变性测试的研究结果证明NFT溶液具有较强的空间网络结构。除此之外,研究了该压裂液体系的破胶性能,当破胶剂加量为0.04%时,压裂液在2h内完全破胶,因此破胶时间可满足现场施工的要求,并且破胶液粘度为2.4 mPa·s,清澈透明,无明显残渣。最后在180℃下,该压裂液的支撑剂沉降速率和滤失速率分别为1.401 min/cm和0.2637×10-5m/min。除此之外,该压裂液体系在25℃、60℃以及90℃下对岩心的损害率分别为19.4%、18.2%以及18.8%,均小于行标的推荐值（30%）。因此本次研究得到的压裂液体系对推动非常规低渗透油气藏的开发具有重要意义,特别是对于超高温储层的开发。
二、煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究（论文提纲范文）
（1）压裂用助排剂与评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 压裂液及其添加剂 |
| 1.1.1 压裂液类别及其优缺点 |
| 1.1.2 压裂液性能要求 |
| 1.1.3 压裂液添加剂 |
| 1.2 压裂液施工流程及破胶后的反排方法 |
| 1.3 压裂液对地层的伤害 |
| 1.3.1 残渣伤害 |
| 1.3.2 毛管力影响 |
| 1.3.3 流体乳化影响 |
| 1.3.4 地层中黏土矿物膨胀和颗粒运移的影响 |
| 1.4 助排剂的国内外研究现状 |
| 1.5 助排剂的作用机理及复配理论 |
| 1.5.1 助排剂的作用机理 |
| 1.5.2 助排剂的复配理论 |
| 1.6 研究目的及意义 |
| 1.7 研究内容及技术路线 |
| 1.7.1 研究内容 |
| 1.7.2 技术路线 |
| 第二章 甜菜碱型表面活性剂SQHT合成及性能评价 |
| 2.1 表面活性剂的合成 |
| 2.1.1 主要仪器与材料 |
| 2.1.2 3-氯-2-羟基丙磺酸的合成 |
| 2.1.3 十二烷基羟基磺基甜菜碱的合成 |
| 2.2 表面活性剂性能测试 |
| 2.2.1 主要仪器与材料 |
| 2.2.2 表面张力性能测试 |
| 2.2.3 界面张力性能测试 |
| 2.2.4 抗盐性能测试 |
| 2.2.5 乳化性能测试 |
| 2.3 性能测试结果与讨论 |
| 2.3.1 表面张力性能评价 |
| 2.3.2 界面张力性能评价 |
| 2.3.3 抗盐性能评价 |
| 2.3.4 乳化性能评价 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 压裂用助排剂研制及其性能评价 |
| 3.1 压裂用助排剂的研制 |
| 3.1.1 主要仪器与材料 |
| 3.1.2 SY-3助排剂的研制 |
| 3.1.3 压裂用助排剂的研制结果 |
| 3.2 压裂用助排剂的性能测试 |
| 3.2.1 主要仪器与材料 |
| 3.2.2 SY-3助排剂的表面张力测试 |
| 3.2.3 SY-3助排剂的界面张力测试 |
| 3.2.4 SY-3助排剂的稳定性测试 |
| 3.2.5 SY-3助排剂的接触角测试 |
| 3.2.6 SY-3助排剂与压裂液的配伍性测试 |
| 3.2.7 SY-3助排剂的助排性能测试 |
| 3.2.8 SY-3助排剂的岩心伤害测试 |
| 3.3 性能测试结果与评价 |
| 3.3.1 SY-3助排剂的表面张力评价 |
| 3.3.2 SY-3助排剂的界面张力评价 |
| 3.3.3 SY-3助排剂的稳定性评价 |
| 3.3.4 SY-3助排剂的接触角评价 |
| 3.3.5 SY-3助排剂与压裂液的配伍性评价 |
| 3.3.6 SY-3助排剂的助排性能评价 |
| 3.3.7 SY-3助排剂的岩心伤害评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）VES烃链和复配对清洁压裂液改造煤岩孔裂隙影响机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 问题的提出及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状综述 |
| 1.2.1 VES清洁压裂液及其性能研究现状 |
| 1.2.2 VES清洁压裂液对煤层中孔裂隙影响研究现状 |
| 1.2.3 VES清洁压裂液对煤岩物理化学性质影响研究现状 |
| 1.3 研究内容、方法及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及技术路线 |
| 2 VES疏水基烃链长及复配对清洁压裂液性能的影响规律 |
| 2.1 试验用VES优选 |
| 2.2 VES清洁压裂液配制及试验设备 |
| 2.2.1 化学药剂 |
| 2.2.2 VES清洁压裂液制备 |
| 2.2.3 试验设备 |
| 2.3 VES疏水基烃链链长对清洁压裂液性能的影响分析 |
| 2.3.1 对胶束束缚水分子能力的影响 |
| 2.3.2 对清洁压裂液在煤表面润湿性的影响 |
| 2.3.3 对清洁压裂液粘度的影响 |
| 2.3.4 对清洁压裂液耐温性的影响 |
| 2.4 VES复配对清洁压裂液性能的影响分析 |
| 2.4.1 阳-两性离子VES复配对清洁压裂液性能的影响分析 |
| 2.4.3 阴-两性离子VES复配对清洁压裂液性能的影响分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 不同烃链长及复配VES清洁压裂液对煤孔裂隙的敏感性 |
| 3.1 对煤岩孔隙率影响的敏感性分析 |
| 3.1.1 煤样制备 |
| 3.1.2 煤样孔隙率测试设备 |
| 3.1.3 对煤岩孔隙率影响分析 |
| 3.2 对煤岩不同尺度孔、裂隙影响的敏感性分析 |
| 3.2.1 煤样处理 |
| 3.2.2 试验设备 |
| 3.2.3 对小于3μm孔隙特征影响敏感性分析 |
| 3.2.4 对14 nm-180μm孔裂隙影响敏感性分析 |
| 3.2.5 对2-300 nm孔隙影响敏感性分析 |
| 3.3 煤层温度对VES清洁压裂液作用煤岩孔裂隙的影响规律 |
| 3.3.1 实验方案 |
| 3.3.2 对煤岩孔裂隙特征影响分析 |
| 3.4 煤岩孔裂隙结构改变对渗透率影响分析 |
| 3.4.1 渗透率测试设备 |
| 3.4.2 不同烃链长及复配VES清洁压裂液对煤岩渗透率的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 VES清洁压裂液物化作用改变煤岩孔裂隙机理 |
| 4.1 处理煤样后VES清洁压裂液元素分析 |
| 4.2 处理煤样Zeta电位分析 |
| 4.3 处理煤样矿物成分及含量分析 |
| 4.4 处理煤样含氧官能团分析 |
| 4.5 处理煤样微晶结构分析 |
| 4.6 温度对VES清洁压裂液作用煤孔隙特征影响机理 |
| 4.6.1 对煤岩孔隙表面润湿性的影响 |
| 4.6.2 对清除煤岩孔隙中矿物杂质的影响 |
| 4.7 本章小结 |
| 5 VES清洁压裂液不同温度下压裂煤岩裂缝扩展规律 |
| 5.1 VES清洁压裂液压裂煤岩试验 |
| 5.1.1 试验煤样 |
| 5.1.2 压裂用清洁压裂液 |
| 5.1.3 试验设备 |
| 5.2 VES清洁压裂液压裂煤岩裂缝扩展规律 |
| 5.3 VES清洁压裂液对煤岩微裂隙的影响规律 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 主要创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| A.作者在攻读博士学位期间发表的论文目录 |
| B.作者在攻读博士学位期间所参加的科研项目 |
| C.作者在攻读博士学位期间申请发明专利 |
| D.学位论文数据集 |
| 致谢 |
（3）页岩气储层压裂改造暂堵支撑协同增效机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩气藏体积改造技术研究进展 |
| 1.2.2 页岩气藏体积改造增效关键因素 |
| 1.2.3 暂堵剂和支撑剂研究现状 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 关键科学问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 主要创新点 |
| 第2章 页岩气储层微裂缝系统改造效果影响机制 |
| 2.1 页岩气储层体积改造工程地质特征 |
| 2.1.1 页岩气储层天然裂缝发育特征 |
| 2.1.2 页岩气储层岩石力学及地应力特征 |
| 2.2 水力压裂试验微裂缝扩展特征 |
| 2.2.1 水力压裂裂缝扩展规律 |
| 2.2.2 微裂缝扩展及其几何形态 |
| 2.3 未支撑微裂缝导流能力评价 |
| 2.3.1 实验原理及评价方法 |
| 2.3.2 未支撑微裂缝导流能力/视裂缝宽度与闭合应力关系 |
| 2.4 体积改造增效技术研究思路 |
| 2.4.1 微裂缝系统改造效果影响因素分析 |
| 2.4.2 体积改造增效技术思想 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 缝内暂堵支撑协同作用机理 |
| 3.1 暂堵剂优选评价 |
| 3.1.1 暂堵剂类型及尺寸密度 |
| 3.1.2 暂堵剂分散悬浮性及降解规律 |
| 3.1.3 暂堵剂与地层流体配伍性 |
| 3.1.4 暂堵剂优选指标及推荐 |
| 3.2 暂堵支撑协同作用试验评价 |
| 3.2.1 暂堵支撑协同作用试验评价方法 |
| 3.2.2 暂堵支撑效果及暂堵剂浓度优化 |
| 3.3 复合暂堵带动态封堵承压评价 |
| 3.3.1 复合暂堵动态试验评价方法 |
| 3.3.2 复合暂堵带动态封堵承压规律及机制 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 微裂缝导流能力强化机制 |
| 4.1 模拟真实微裂缝支撑剂动态铺置实验平台和评价方法 |
| 4.1.1 实验平台构建 |
| 4.1.2 实验评价方法 |
| 4.2 支撑微裂缝导流能力评价 |
| 4.2.1 支撑微裂缝导流能力与闭合应力/铺砂浓度关系 |
| 4.2.2 支撑微裂缝导流能力影响因素分析 |
| 4.3 支撑微裂缝导流能力数学模型 |
| 4.3.1 支撑微裂缝的弹性变形 |
| 4.3.2 支撑微裂缝导流能力数学模型 |
| 4.3.3 支撑剂的最优铺置浓度 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 复合暂堵带结构稳定性预测模型 |
| 5.1 复合暂堵带失稳物理模型 |
| 5.1.1 流体压力传递裂缝扩展致复合暂堵带结构失稳 |
| 5.1.2 流体应力剪切破坏致复合暂堵带结构失稳 |
| 5.2 复合暂堵带失稳临界渗透率预测模型 |
| 5.2.1 流体压力传递裂缝扩展物理模型 |
| 5.2.2 裂缝扩展临界流体压力 |
| 5.2.3 复合暂堵带失稳临界渗透率 |
| 5.3 复合暂堵带失稳临界承压能力预测模型 |
| 5.3.1 复合暂堵带结构受力分析 |
| 5.3.2 滑移失稳临界承压能力 |
| 5.3.3 剪切失稳临界承压能力 |
| 5.3.4 影响参数敏感性分析 |
| 5.4 缝内暂堵效果CFD-DEM仿真模拟 |
| 5.4.1 CFD-DEM耦合计算方法 |
| 5.4.2 CFD-DEM耦合计算理论模型 |
| 5.4.3 不同缝宽裂缝暂堵效果分析 |
| 5.4.4 暂堵材料优化策略 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（4）致密油藏胍胶压裂液不返排破胶降解机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状进展 |
| 1.2.1 压裂液研究现状 |
| 1.2.2 压裂液伤害研究及处理措施 |
| 1.2.3 压裂液破胶、残渣降解研究现状 |
| 1.2.4 破胶剂性能影响因素研究现状 |
| 1.2.5 胍胶压裂液破胶理论 |
| 1.3 研究内容、技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术关键 |
| 1.3.4 技术路线 |
| 第2章 现场压裂液伤害性能评价 |
| 2.1 实验仪器与药剂 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 基液表观粘度的测定 |
| 2.2.2 水不溶物含量测定 |
| 2.2.3 压裂液的配制 |
| 2.2.4 交联时间测定 |
| 2.2.5 耐温耐剪切能力测定 |
| 2.2.6 破胶性能测定 |
| 2.2.7 破胶液残渣含量测定 |
| 2.2.8 压裂液静态滤失性能测定 |
| 2.2.9 压裂液动态滤失性能测定 |
| 2.2.10 压裂液滤液对岩心伤害评价 |
| 2.2.11 压裂液动态滤失对岩心伤害评价 |
| 2.2.12 破胶液滤液对岩心伤害评价 |
| 2.2.13 破胶液动态滤失对岩心伤害评价 |
| 2.3 现场压裂液伤害性能 |
| 2.3.1 静态滤失性能 |
| 2.3.2 动态滤失性能 |
| 2.3.3 破胶性能 |
| 2.3.4 压裂液滤液对岩心伤害结果 |
| 2.3.5 压裂液动态滤失对岩心伤害结果 |
| 2.3.6 破胶液滤液对岩心伤害结果 |
| 2.3.7 破胶液动态滤失对岩心伤害结果 |
| 2.4 稠化剂和交联剂优化 |
| 2.4.1 稠化剂和交联剂评价优选 |
| 2.4.2 稠化剂和交联剂浓度优化 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 破胶降解剂功能组分研究 |
| 3.1 破胶剂优选 |
| 3.1.1 实验仪器与药剂 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验结果与讨论 |
| 3.2 降解剂优选 |
| 3.2.1 实验仪器与药剂 |
| 3.2.2 实验方法 |
| 3.2.3 实验结果与讨论 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 破胶降解剂体系主控因素影响规律研究 |
| 4.1 实验仪器与药剂 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 实验思路 |
| 4.2.2 压裂液配方 |
| 4.3 实验结果与讨论 |
| 4.3.1 压裂液耐温耐剪切曲线 |
| 4.3.2 破胶液粘度、残渣含量 |
| 4.3.3 正交实验结果分析 |
| 4.4 优选的压裂液体系性能评价 |
| 4.4.1 实验仪器与药剂 |
| 4.4.2 实验方法 |
| 4.4.3 实验结果与讨论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 高效破胶降解剂体系作用机理研究 |
| 5.1 实验仪器与药剂 |
| 5.2 实验方法 |
| 5.2.1 分子量测试 |
| 5.2.2 残渣粒径测试 |
| 5.2.3 实验思路 |
| 5.3 实验结果与讨论 |
| 5.3.1 破胶液粘度、残渣含量 |
| 5.3.2 分子量测试结果 |
| 5.3.3 残渣粒径测试结果 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）高温碳酸盐岩储层酸压暂堵体系优选（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外暂堵剂研究现状 |
| 1.2.2 高温碳酸盐岩储层酸压暂堵剂研究现状 |
| 1.2.3 小结 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 高温碳酸盐岩储层适配暂堵剂种类优选 |
| 2.1 高温碳酸盐岩酸压暂堵剂理论优选 |
| 2.2 暂堵剂稳定性评价实验 |
| 2.2.1 暂堵剂体系稳定性评价 |
| 2.2.2 暂堵剂承压结构稳定性评价 |
| 2.3 暂堵剂滤失性评价实验 |
| 2.4 暂堵剂封堵性能对比评价实验 |
| 2.5 暂堵剂破胶性能评价实验 |
| 2.6 暂堵剂储层伤害性能对比评价实验 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 耐高温绒囊暂堵剂研制 |
| 3.1 绒囊暂堵剂封堵能力优化 |
| 3.2 绒囊暂堵剂高温稳定性能优化 |
| 3.3 绒囊暂堵剂封堵性能评价实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 现场应用 |
| 4.1 塔河X井基本情况 |
| 4.2 塔河X井酸压施工设计 |
| 4.3 现场施工总结 |
| 4.3.1 绒囊暂堵剂配制 |
| 4.3.2 酸化压裂泵注 |
| 4.3.3 酸压效果评价 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 5.1 论文工作量 |
| 5.2 结论 |
| 5.3 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
（6）胍胶压裂液对致密储层基质伤害及控制方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 压裂液伤害研究现状 |
| 1.1.1 压裂液对填砂裂缝的伤害研究 |
| 1.1.2 压裂液对储层基质的伤害研究 |
| 1.2 抑制压裂液水相伤害方法研究现状 |
| 1.2.1 减小水敏伤害 |
| 1.2.2 减小水锁伤害 |
| 1.3 研究目的及主要研究内容 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 第2章 胍胶压裂液对致密储层伤害研究 |
| 2.1 实验材料与方法 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验试剂 |
| 2.1.3 实验方法 |
| 2.2 压裂液对致密储层基质伤害研究 |
| 2.2.1 储层岩石表征 |
| 2.2.2 压裂液基本性能测定 |
| 2.2.3 压裂液伤害研究 |
| 2.3 压裂液对致密储层基质伤害机理研究 |
| 2.3.1 水敏伤害 |
| 2.3.2 水锁伤害 |
| 2.3.3 固相伤害 |
| 2.4 减小压裂液伤害措施分析 |
| 2.4.1 减小水敏伤害 |
| 2.4.2 减小水锁伤害 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 致密储层压裂用助排剂研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验试剂 |
| 3.2 高界面活性助排剂构建 |
| 3.2.1 复配表面活性剂确定 |
| 3.2.2 助排剂确定 |
| 3.2.3 降低油水界面张力机理研究 |
| 3.3 高界面活性助排剂性能研究 |
| 3.3.1 热稳定性 |
| 3.3.2 耐酸碱性 |
| 3.3.3 耐盐性 |
| 3.3.4 配伍性评价 |
| 3.4 助排剂界面张力上限确定 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 粘土稳定剂与致密储层渗透率匹配关系研究 |
| 4.1 实验材料与方法 |
| 4.1.1 实验药品 |
| 4.1.2 实验方法 |
| 4.2 PDMDAAC的合成与表征 |
| 4.2.1 PDMDAAC的合成 |
| 4.2.2 PDMDAAC的表征 |
| 4.3 PDMDAAC与储层渗透率匹配关系研究 |
| 4.3.1 对残余阻力系数的影响 |
| 4.3.2 对岩心渗透率的损害 |
| 4.3.3 PDMDAAC与致密岩心渗透率匹配机理研究 |
| 4.4 PEI与储层渗透率匹配关系研究 |
| 4.4.1 PEI基本性能评价 |
| 4.4.2 PEI与致密岩心渗透率匹配关系研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 低相对分子质量粘土稳定剂研制及作用机理研究 |
| 5.1 双季铵盐粘土稳定剂的合成与表征 |
| 5.1.1 双季铵盐的合成 |
| 5.1.2 双季铵盐的表征 |
| 5.2 双季铵盐粘土稳定剂性能评价 |
| 5.2.1 离心法评价防膨性能 |
| 5.2.2 防膨持久性评价 |
| 5.2.3 抑制页岩膨胀评价 |
| 5.3 双季铵盐对致密岩心伤害研究 |
| 5.4 双季铵盐粘土稳定剂作用机理研究 |
| 5.4.1 双季铵盐在粘土表面的吸附特性 |
| 5.4.2 双季铵盐对粘土水化作用的影响 |
| 5.4.3 双季铵盐对粘土膨胀作用的影响 |
| 5.4.4 双季铵盐粘土稳定剂防膨机理小结 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（7）苏里格气田压裂液配方优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 研究背景 |
| 1.2.1 苏里格储层分类评价 |
| 1.2.2 项目研究背景 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 研究内容和方法 |
| 第2章 液体瓜胶压裂液体系实验研究 |
| 2.1 液体瓜胶性能影响因素分析 |
| 2.2 连续混配液体瓜胶的配制 |
| 2.2.1 触变剂有机粘土改性物的合成 |
| 2.2.2 连续混配液体瓜胶初步配方 |
| 2.2.3 连续混配液体瓜胶配方优化 |
| 2.3 液体瓜胶压裂液性能评价 |
| 2.3.1 液体瓜胶样品流变性能评价 |
| 2.3.2 液体瓜胶溶胀性能评价 |
| 2.3.3 液体瓜胶助排性能评价 |
| 2.3.4 液体瓜胶岩心伤害评价 |
| 2.3.5 液体瓜胶压裂液破胶性能评价 |
| 2.4 液体瓜胶压裂液配方优化 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 无残渣低伤害压裂液体系实验研究 |
| 3.1 聚合物增稠剂室内合成与性能评价 |
| 3.1.1 聚合物增稠剂的合成原理 |
| 3.1.2 聚合物增稠剂的合成及结构表征 |
| 3.1.3 聚合物增稠剂性能评价 |
| 3.2 无残渣低伤害压裂液性能评价 |
| 3.2.1 无残渣低伤害压裂液携砂性能评价 |
| 3.2.2 无残渣低伤害压裂液破胶性能评价 |
| 3.2.3 无残渣低伤害压裂液残渣含量测定 |
| 3.2.4 无残渣低伤害压裂液岩心伤害评价 |
| 3.3 无残渣低伤害压裂液体系配方优化 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 低残渣淀粉基压裂液体系实验研究 |
| 4.1 淀粉基压裂液稠化剂的改性研究 |
| 4.1.1 淀粉的磷酸酯化改性 |
| 4.1.2 淀粉的醋酸酯化改性 |
| 4.1.3 双改性淀粉的预糊化物理改性 |
| 4.2 双改性淀粉稠化剂微观形貌和优选 |
| 4.2.1 双改性淀粉稠化剂的微观形貌 |
| 4.2.2 预糊化改性淀粉稠化剂种类的优选 |
| 4.3 双改性淀粉基压裂液性能评价 |
| 4.3.1 淀粉基压裂液流变性能评价 |
| 4.3.2 淀粉基压裂液耐温性能评价 |
| 4.3.3 淀粉基压裂液残渣含量评价 |
| 4.3.4 淀粉基压裂液岩心伤害评价 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低摩阻压裂液体系研究 |
| 5.1 减阻剂评价方法 |
| 5.1.1 减阻剂性能评价方法 |
| 5.1.2 减阻率测试方法 |
| 5.2 减阻剂的合成和配方优化 |
| 5.2.1 减阻剂的合成 |
| 5.2.2 减阻剂配方优化 |
| 5.3 减阻剂的性能评价 |
| 5.3.1 减阻剂速溶性评价 |
| 5.3.2 减阻剂耐剪切性测试 |
| 5.3.3 低摩阻压裂液体系配伍性评价 |
| 5.3.4 低摩阻压裂液体系减阻性能测试 |
| 5.3.5 低摩阻压裂液体系岩心伤害评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 现场应用实验研究 |
| 6.1 现场试验综述 |
| 6.2 液体瓜胶压裂液应用典型井例 |
| 6.2.1 设计情况 |
| 6.2.2 现场施工情况 |
| 6.2.3 与临井效果对比情况 |
| 6.3 无残渣低伤害压裂液应用典型井例 |
| 6.3.1 设计情况 |
| 6.3.2 现场施工情况 |
| 6.3.3 与临井效果对比情况 |
| 6.4 低残渣淀粉基压裂液应用典型井例 |
| 6.4.1 设计情况 |
| 6.4.2 现场施工情况 |
| 6.4.3 与临井效果对比情况 |
| 6.5 低摩阻压裂液应用典型井例 |
| 6.5.1 设计情况 |
| 6.5.2 现场施工情况与降阻效果分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）七元矿区煤层气水平井分段压裂优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 煤层气增产技术现状分析 |
| 1.2.2 水平井分段压裂技术现状分析 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第2章 目标区块地层特征评价 |
| 2.1 交通位置 |
| 2.2 煤层基本特征 |
| 2.3 煤岩矿物成分分析 |
| 2.3.1 矿物元素分析 |
| 2.3.2 矿物成分分析 |
| 2.4 敏感性分析 |
| 2.4.1 速敏实验 |
| 2.4.2 应力敏感实验 |
| 2.5 孔隙度、渗透率测试 |
| 2.6 岩石力学参数分析 |
| 2.6.1 三轴压缩实验 |
| 2.6.2 抗拉实验 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 高阶煤低伤害压裂液体系研究 |
| 3.1 压裂液对高阶煤层的伤害机理 |
| 3.1.1 压裂液对煤岩伤害微观机理 |
| 3.1.2 压裂液对煤岩伤害实验 |
| 3.2 高阶煤低伤害压裂液体系优选 |
| 3.2.1 表面活性剂优选 |
| 3.2.2 无机盐离子优选 |
| 3.2.3 清洁压裂液配方优选 |
| 3.2.4 清洁压裂液性能评价 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 水平井分段压裂参数优化 |
| 4.1 压裂工艺优化 |
| 4.2 裂缝参数优化 |
| 4.2.1 裂缝长度优化 |
| 4.2.2 裂缝导流能力优化 |
| 4.2.3 水平井分段裂缝条数优化 |
| 4.2.4 裂缝参数优化结果 |
| 4.3 施工参数优化 |
| 4.3.1 压裂液量优化 |
| 4.3.2 前置液比例优化 |
| 4.3.3 加砂量及平均砂比优化 |
| 4.3.4 施工排量优化 |
| 4.3.5 施工参数优化结果 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 QY-XH井现场压裂应用 |
| 5.1 QY-XH井基本数据 |
| 5.1.1 钻井基本数据 |
| 5.1.2 录井基本数据 |
| 5.1.3 测井基本数据 |
| 5.1.4 井身结构 |
| 5.2 压裂施工原则 |
| 5.2.1 压裂思路 |
| 5.2.2 施工原则 |
| 5.3 压裂方案设计 |
| 5.3.1 压裂层段选择 |
| 5.3.2 射孔方式 |
| 5.3.3 泵注程序优化 |
| 5.4 现场压裂施工 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）混合气体泡沫压裂液的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 泡沫压裂液概述 |
| 2.1 泡沫压裂液的组成 |
| 2.2 泡沫压裂液的特点 |
| 2.3 存在问题 |
| 2.4 混合气体泡沫压裂液的优势 |
| 第3章 泡沫压裂液体系的研制 |
| 3.1 起泡剂的优选 |
| 3.1.1 表面活性剂的种类和功能 |
| 3.1.2 起泡剂的优选 |
| 3.2 反离子的优选 |
| 3.3 气体的优选 |
| 3.4 泡沫压裂液的稳定性理论分析 |
| 3.5 纳米颗粒—表面活性剂协同体系 |
| 3.5.1 纳米颗粒的制备 |
| 3.5.2 纳米颗粒—表面活性剂协同体系配方 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 泡沫压裂液的综合性能实验研究 |
| 4.1 流变性能实验测试 |
| 4.2 携砂性能实验测试 |
| 4.3 滤失特性分析 |
| 4.4 煤岩伤害实验分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）一种耐高温压裂液稠化剂的制备及性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 前言 |
| 1.2 压裂液的分类 |
| 1.2.1 水基压裂液 |
| 1.2.2 油基压裂液 |
| 1.2.3 LPG压裂液 |
| 1.2.4 乳化压裂液 |
| 1.2.5 泡沫压裂液 |
| 1.2.6 酸基压裂液 |
| 1.3 耐高温压裂液研究进展 |
| 1.3.1 耐高温压裂液稠化剂 |
| 1.3.2 耐高温压裂液交联剂 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.4.1 耐高温聚合物的设计 |
| 1.4.2 主要研究内容 |
| 1.4.3 技术路线 |
| 第2章 功能单体的制备 |
| 2.1 主要试剂及仪器 |
| 2.1.1 实验试剂 |
| 2.1.2 实验仪器 |
| 2.2 阳离子表面活性剂单体DM-12的制备及表征 |
| 2.2.1 阳离子表面活性剂单体DM-12的制备 |
| 2.2.2 阳离子表面活性剂单体DM-12的表征 |
| 2.2.3 阳离子表面活性剂单体DM-12的表面活性 |
| 2.3 阴离子单体的制备及表征 |
| 2.3.1 阴离子单体的制备 |
| 2.3.2 阴离子单体的表征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 聚合物NFT的制备 |
| 3.1 主要试剂与仪器 |
| 3.1.1 实验试剂 |
| 3.1.2 实验仪器 |
| 3.2 聚合反应原理 |
| 3.3 聚合物反应步骤 |
| 3.4 聚合物合成条件优化 |
| 3.4.1 单体AMBS加量的影响 |
| 3.4.2 阳离子表面活性剂单体DM-12加量的影响 |
| 3.4.3 单体总浓度的影响 |
| 3.4.4 引发剂加量的影响 |
| 3.4.5 反应温度的影响 |
| 3.4.6 最佳反应条件的确定 |
| 3.5 聚合物的表征 |
| 3.5.1 红外分析 |
| 3.5.2 热重分析 |
| 3.5.3 XRD分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 耐高温压裂液体系的性能评价 |
| 4.1 实验药品及仪器 |
| 4.1.1 实验试剂 |
| 4.1.2 实验仪器 |
| 4.2 交联机理 |
| 4.2.1 温度对交联时间的影响 |
| 4.3 剪切恢复性测试 |
| 4.3.1 实验方法 |
| 4.3.2 实验结果与讨论 |
| 4.4 抗温剪切性测试 |
| 4.4.1 170s~(-1)、180℃压裂液抗温性测试 |
| 4.4.2 170s~(-1)、200℃压裂液抗温性测试 |
| 4.4.3 170s~(-1)、220℃压裂液抗温性测试 |
| 4.4.4 100s~(-1)、220℃压裂液抗温性测试 |
| 4.4.5 100s~(-1)、240℃压裂液抗温性测试 |
| 4.4.6 100s~(-1)、260℃压裂液抗温性测试 |
| 4.5 粘弹性测试 |
| 4.5.1 压裂液应力扫描 |
| 4.5.2 压裂液频率扫描 |
| 4.6 触变性测试 |
| 4.6.1 实验方法 |
| 4.6.2 实验结果与讨论 |
| 4.7 携砂性能测试 |
| 4.7.1 实验方法 |
| 4.7.2 实验结果与讨论 |
| 4.8 静态滤失实验 |
| 4.8.1 实验方法 |
| 4.8.2 实验结果与讨论 |
| 4.9 破胶剂加量的优选 |
| 4.9.1 实验方法 |
| 4.9.2 实验结果与讨论 |
| 4.10 岩心伤害实验 |
| 4.10.1 实验方法 |
| 4.10.2 实验结果与讨论 |
| 4.11 新型耐高温压裂液的综合性能 |
| 4.12 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
四、煤层压裂用压裂液性能室内实验评价研究（论文参考文献）
- [1]压裂用助排剂与评价方法研究[D]. 周正鹏. 西安石油大学, 2020(02)
- [2]VES烃链和复配对清洁压裂液改造煤岩孔裂隙影响机理研究[D]. 杨萌萌. 重庆大学, 2020
- [3]页岩气储层压裂改造暂堵支撑协同增效机理[D]. 钟颖. 成都理工大学, 2020
- [4]致密油藏胍胶压裂液不返排破胶降解机理研究[D]. 陆雷超. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [5]高温碳酸盐岩储层酸压暂堵体系优选[D]. 胡晓宇. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]胍胶压裂液对致密储层基质伤害及控制方法研究[D]. 廖凯丽. 中国石油大学(华东), 2018(01)
- [7]苏里格气田压裂液配方优化研究[D]. 张松柏. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [8]七元矿区煤层气水平井分段压裂优化研究[D]. 宋帅. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [9]混合气体泡沫压裂液的研究[D]. 刘帅. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]一种耐高温压裂液稠化剂的制备及性能研究[D]. 张阳. 西南石油大学, 2018(02)