一、开发中后期凝析气藏产能的改善途径及认识（论文文献综述）
张露[1]（2019）在《注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究》文中研究说明L4断块凝析气藏经过衰竭开采后,目前地层压力衰减严重,地层中存在大量的凝析油尚未采出。因此有必要开展相关措施提高凝析油的采出效率。邻近L4断块的L21断块属富含C02天然气藏,将L21断块富含CO2的天然气回注至L4断块一方面能有效提高L4断块地层剩余油采收率,另一方面也达到了 L21断块富含CO2天然气的综合利用。本文通过物理模拟实验以及数值模拟实验相结合的方法,对注富含CO2天然气提高凝析气藏后期相态变化、混相特征以及渗流规律进行了相关探索,最后从实际应用的角度明确了衰竭后期凝析气藏注富含CO2天然气提高地层反凝析油驱油以及提高采收率机理。研究在对目标区块和外源气区块地质构造以及动态特征充分调研认识的基础上,从相态变化和渗流规律两方面着手研究,对L4断块凝析气藏流体相态特征、油气层不同部位注气相态特征进行了室内实验研究,在对地层流体高压物性的认识上进行了长细管最小混相压力以及不同压力下渗流规律的研究;进一步开展L4断块2注3采富含CO2天然气提高凝析油采收率应用。通过研究得到了以下结论与认识:（1）基于近临界饱和凝析气藏,进一步完善了相态分析→混相特征→驱油效率→实际应用的提高凝析油采收率研究方法;（2）富含CO2天然气藏流体相态特征研究表明:该类流体在地层条件下露点较一般凝析气藏偏低,且会出现临界乳光现象的黑褐色雾状相态特征,L4断块目前地层凝析气体系注气能够降低饱和压力,从而减小地层反凝析伤害;目前地层凝析油体系注富含CO2天然气能够达到很好的增容膨胀效果,有利于混相驱提高采收率;（3）驱替实验表明:注入压力大于蒸发气驱最小混相压力时,注富含CO2天然气能大幅提高地层剩余油采出程度;同时发现在近混相压力区间延长驱替倍数能够在注入端发生凝析气驱混相从而提高驱油效率;相比于蒸发气驱混相压力区,延长驱替倍数后近混相压力区驱替的采收率所能提高的幅度更大;（4）基于实际地质模型的数值模拟应用表明:富含CO2天然气在地层中波及面积广、溶解能力强,能够有效补偿地层压力同时与地层凝析油达到混相,在蒸发-抽提双机理的作用下,有效提高地层凝析油采出程度。
刘文峰[2]（2019）在《川西GM致密砂岩凝析气藏产能分析与应用》文中研究说明川西凹陷致密砂岩气储量巨大,在我国致密气藏资源中占到了很大部分,因而对其的开发具有强烈的现实意义,但该区块储层构造复杂、岩性致密、非均质性强、含水饱和度高且存在反凝析现象,最终使得气藏开发难度大,产水现象严重,总体来说稳产期很短、采收率低、开发效果差。所以对川西凹陷致密砂岩凝析气藏的物性特征、敏感性分析及不同井型产能的研究就显得更为迫切。本文在对致密凝析气藏渗流机理及不同井型产能研究现状充分调研的基础上,开展的主要工作及得到的认识主要有以下几方面:（1）开展了储层物性、不同压差下的束缚水饱和度及解除水锁压力测试,结果表明储层纵向上非均质性强,岩心孔渗相关性差,总体属于中孔特低渗储层;不同的驱替压差下岩心的束缚水饱和度不同,增大驱替压差将使更多的束缚水转化为可动水从而被驱出,气相渗透率也相应发生变化;压裂使得气体解除水锁更易突破,所需的压力也大大降低,一定程度上改善了气水渗流效果;（2）开展了储层产能敏感性因素研究,采用实验的方式测试了储层应力敏感、启动压力梯度及不同覆压下的气水相渗曲线,认识到储层应力敏感使岩心发生弹塑性变形,岩心渗透率与压力呈指数型函数关系,应力敏感性强;基质岩心启动压力梯度会随含水饱和度的增大而增大,两者呈指数相关,而裂缝岩心的渗透率较大,其启动压力梯度可忽略不计;有效覆压的增加将使相渗曲线等渗点右移,两相渗流阻力增加,采出率下降,不易于两相渗流;（3）在前期各项实验研究的基础上,分别建立了直井油气两相产能模型,综合考虑应力敏感、启动压力梯度、高速非达西效应及表皮效应的直井和压裂水平井气水两相产能模型。结合气藏实际进行计算,结果表明随着地层压力下降,反凝析对气井产能的影响不断增加。由于地层中启动压力梯度的存在,所以气井刚开井压差很低时并没有产量,直井和压裂水平井产气量与启动压力梯度呈线性负相关关系,与应力敏感系数呈二项式负相关关系。启动压力梯度对产能的影响不超过5%,应力敏感对产能的影响较大,超过20%,综合考虑覆压、应力敏感和启动压力梯度时气井产能下降30%左右。通过以上的研究,明确了川西致密砂岩凝析气藏特征及各个敏感性因素对产能影响程度,具有较高的应用价值,对该区块气藏的开发提供了理论支持。
欧世兴[3]（2018）在《海上气田降压开采技术方案研究》文中进行了进一步梳理中海油近年来在南海发现不少大的天然气田,特别是在沿海南岛区域。由于海上装置的特殊性,生产的天然气一般通过海底管线输送到香港或海南等下游用户。随着气田的持续开发,往往在气田生产的中后期,随着生产年限的增加,气藏压力不断下降,产能快速递减。为保证下游用户用气需求及提高本身气田采收率需要,本文通过对气田地下油气储藏状况的分析研究,在地下油藏能量逐步衰减,井下调整措施效果不够明显的情况下,结合平台空间有限的特点,研究设计了海上气田降压开采技术方案,在地下油藏工程和地面气体处理的有机配合下,通过地面设施进行挖潜,其核心技术是通过压缩机转子更换改造,从而实现气田的初步整体降压开采,在此基础上,应用天然气喷射器技术方案,实现气田进一步的局部深度降压开采,并对相关工艺子系统如生产水、凝析油处理流程等进行优化改造,最大限度利用现有设备和最大限度减少工艺流程改造,综合考虑主体与辅助配套的系统工程设计,包括工艺、设备、自动控制的全面技术改造,从而降低井口整体回压和单井生产压力,实现气田的降压开采和生产,最后达到提高气田产能、延长气田经济生产年限和提高气田整体采收率的目的,对解决海上老气田的后期开发生产中面临的常见问题,具有积极的借鉴意义。同时本文在降压开采工艺改造优化方案设计中,根据国家对海上平台节能的要求,实施闪蒸罐低压燃料气再利用方案,这些设计可以节约大量的能源,还有较好的经济效益。
熊钰[4]（2018）在《凝析气藏循环注气动态分析理论及应用》文中进行了进一步梳理在全球已发现的凝析油气田（藏）超过12200多个,由于技术条件及供气需求等原因,部分高含凝析油的凝析气藏多采用衰竭式开发,从资料统计来看,目前国内外凝析气藏的开发效果大都不是很理想,如我国最早正式投入开发的板Ⅱ凝析气藏废弃时天然气、凝析油和底原油的采出程度分别为48.9%、37.21%。天然气、凝析油、原油的采出程度均较低。我国牙哈凝析气田复杂程度更高,高温、高压、高含凝析油、高含蜡,对气藏埋藏深、达到5000m,地层压力高,地面回注压力超过60MPa,凝析油储量达到2300万吨,天然气储量达到250亿方。规模如此之大的凝析气田采取高压循环注气开发在国内是首开先例,在国际上也寥寥可数。与此类型气田开发相对应的高压循环注气气藏工程理论,国外起步略早,但也是在摸索中研究分析理论,特别是气藏动态分析方法和开发效果评价及开发水平分级评价方面均没有系统的进行过研究。国内牙哈凝析气田从2000年开始大规模循环注气保压开采,经过十七年开发实践,通过产学研结合研究,特别是塔里木检测到回注干气的超覆气窜对完善循环注气下的渗流理论和指导类似气田的高效开发提供了新的研究基础。本文主要为在2006-2012年间承担的塔里木凝析气田《凝析气田循环注气开发动态评价方法研究》项目和相关项目的研究成果和持续跟踪研究基础上写成的,2012年-2018年的持续性跟踪研究是在没有项目支持下自行进行的,在资料上得到了塔里木相关负责同志的支持,上并取得了以下5个方面的创新性认识和观点成果:（1）高含凝析油的凝析气藏循环注气过程中,基于二元体系的“气-气”平衡,提出注入干气和原地凝析气之间存在“微界面现象”假说,把注入干气运动归纳为驱替作用和扩散混合作用。扩散混合作用含重力分异和热梯度的影响及组分梯度,“微界面现象”和组分梯度共同形成了注入气的宏观超覆运动,导致注入干气的向气藏顶部聚集,使气窜并不遵循按高渗条带气窜的规律。（2）建立了高温高压环境下的气液两相界面张力新公式,完善了适合深层高温高压环境下的气井井筒动态描述方法和凝析气井井底压力精确计算方法,使井底压力的预测和计算精度提高到0.5%。（3）应用泰勒级数展开方法、证明了凝析气井反凝析污染对井底压力的影响表达方法,并用阻塞表皮系数概念建立了产能测试曲线异常的修正方法。建立了基于凝析油气分相拟压力的生产动态拟合产能评价方法,所给出的近井带反凝析饱和度变化显示该方法是合理的。（4）进一步用实际动态数据验证所建立的含有回注比循环注气压降储量的正确性,并从物质平衡方程通式和注采差异法多途径证明了考虑水侵动态影响的循环注气物质平衡方程通用形式。采用函数对比法证明和实践验证证明了水体影响函数形式的统一性。（5）基于“微界面现象”假设,建立了标准通用图版和采收率标定方法,并给出了图版系数确定的基本原理和方法;建立了一套凝析气藏循环注气开发效果评价方法体系和凝析气藏循环注气开发水平评价分级指标体系;这些在持续跟踪研究中显示具有明显的通用性理论特点。
衡勇[5]（2018）在《基于储层构型分析的气水分布规律及治水对策研究 ——以苏里格南区盒8段低渗砂岩气藏为例》文中认为苏里格气田南区为苏里格气田上产和长期稳产的重要接替区,其上古生界主产气层盒8段为低孔、低渗砂岩储层。自投产以来,苏里格南区出现了不同程度的产水现象,表现出复杂的气水分布特征,目前关于苏里格南区气水分布特征的研究尚处于空白。本文在前人研究的基础上,以沉积学、开发地质学、油层物理学和采气工程等学科的相关理论为指导,综合运用测井、试气、生产和地层水化学等资料,从微观和宏观两个层面对地层水的赋存状态和分布规律进行了研究。微观方面,通过压汞、气水驱替和核磁共振等资料对微观孔隙结构、地层水的微观赋存状态及其可动性进行了研究,探讨了地层水对气相渗流的影响;宏观方面,首次将储层构型分析与气水分布规律相结合,在砂体规模、大小和叠置关系研究的基础上,结合气水层测井识别成果,明确了地层水的宏观分布规律。最后,在气水分布规律研究的基础上,对气井产水来源及生产特征进行了分析,提出产水气井的治水对策。论文取得的主要成果和认识如下:（1）苏里格南区盒8段储层孔隙以溶孔和晶间微孔为主,具有孔喉小、分选差、排驱压力高、主贡献喉道小、退汞效率低的特点。地层水以气态水、束缚薄膜水、毛细管水和自由水的形式赋存于孔隙中,小孔隙中地层水可动性较弱,大孔隙中地层水可动较强,束缚水饱和度与渗透率呈良好的对数关系。（2）地层水对气相相对渗透率的影响较大,含水饱和度大于束缚水饱和度时,表现为气、水两相渗流。随着含水饱和度的增加,气相相对渗透率呈下降趋势。气、水两相共渗范围与渗透率成正比,渗透率越低的样品气水两相共渗范围越窄。（3）以垂向分期和侧向划界的思路,利用经验公式法和密井网井间对比法对苏里格南区盒8段辫状河储层进行了构型分析,明确了砂体形态、规模、叠置关系及构型单元内部隔夹层发育情况。苏里格南区单一辫流带宽度在139.6m1646.7m之间,平均1008.5m;心滩宽度在89m1064.6m之间,平均650.4m,心滩长度在400m3000m之间,平均1904m。垂向上各构型单元的叠置关系以叠加型和切叠型为主,可见部分孤立型河道砂体发育与主河道外,横向上砂体呈带状和片状分布,连续性较好。（4）利用试气和测井资料,建立了气水层定量判识的标准,并对气水层进行了识别。将气水层测井识别成果与构型分析相结合,研究了气水分布规律,并对宏观水体体积进行了估算。结果表明:研究区盒8段不存在传统意义上的边水和底水,无统一的气水分界面,水体零散分布于心滩和河道砂体内,水体类型主要为透镜体水、低部位滞留水和气层残留水,水体体积较小。（5）利用产出水矿化度法、水气比判别法和生产动态分析法等方法对气井出水来源进行了分析,建立了苏里格南区盒8段产水气井出水来源的识别标准,并对气井产水来源和产水特征进行了分析。矿化度小于20 g/l,水气比小于0.25m3/104m3,且水气比较为稳定时,气井出水来源为凝析水;矿化度大于20 g/l,水气比大于0.25 m3/104m3,且水气比保持稳定或缓慢变化时,气井出水来源为毛细管水和束缚水;矿化度大于20 g/l,水气比大于0.25 m3/104m3,水气比急剧变化时,产水来源主要为低部位滞留水和透镜体水。（6）对不同气井的产能及其影响因素、气井携液情况进行了分析,提出了不同产水特征气井的治水对策,结果表明苏里格南区盒8段产水气井以中-低无阻流量为主,井底积液较为普遍,开采对策主要为在合理配产的基础上,以排水为主,且排水以自身能量为主,泡沫排水和速度管柱排水为辅。
杨显成[6]（2018）在《济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律》文中指出近期济阳坳陷深层裂解气勘探取得突破,展示了深层裂解气的勘探潜力;但是深层砂岩储层致密化、有效储层评价与裂解气成藏等认识影响了深层气勘探。本文是在东营北带和渤南洼陷沙四段致密砂岩岩性特征、岩石矿物学、沉积相等分析基础上,指出致密砂岩储层主要为近岸水下扇和扇三角洲等沉积体系的含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩等,岩石矿物组成主要为长石、岩屑和石英等,孔隙结构表现为小孔-细喉型,孔隙为毛管-微毛管孔隙;储集空间主要为原生残余粒间孔、次生溶孔以及裂缝;储层物性总体表现为低孔低渗或低孔特低渗的特征。提出了济阳坳陷深层四种储层致密化类型:杂基沉淀致密化、强烈压实致密化、胶结物晶出致密化和沥青充填致密化;分析了近岸水下扇和扇三角洲相的砂砾岩和砂岩储层的储层致密化过程,建立了富杂基砾岩、富杂基砂岩、贫杂基砾岩、贫杂基砂岩等孔隙演化模式,定量评价了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、沥青充填等在致密化过程中对储层孔隙演化的作用;通过沉积埋藏史、成岩演化史、生烃演化史、孔隙演化史等,提出了致密砂岩早期衰竭型和溶蚀改造型的储层孔隙演化模式,早期衰竭型主要为扇根亚相和扇端亚相的富杂基砾岩和富杂基泥质粉砂岩,早期压实作用和胶结作用对储层减孔较大、后期溶蚀作用增孔较小;溶蚀改造型主要为扇中亚相的含砾砂岩和砂岩,溶蚀作用对储层增孔较大,贫杂基砾岩、贫杂基中粗砂岩的溶蚀增孔分别为11.8%和16.5%,提高了储层的储集性,溶蚀改造型是致密砂岩储层的重要类型。利用试油法、含油产状法、分布函数法等多种方法界定了凝析气藏和气藏有效储层孔隙度和渗透率下限值,其中东营凹陷北带沙四下亚段致密砂岩凝析气藏和气藏的有效储层孔隙度下限值分别为3.8%和3.0%,渗透率下限值分别为0.4%×10-3um2和0.2×10-3um2;渤南洼陷沙四上亚段致密砂岩气藏有效储层孔隙度下限值为4.8%,渗透率下限值为0.2×10-3um2。提出沉积微相、成岩相、裂缝相等“三相”与地温压力对有效储层的控制作用,预测了东营凹陷民丰地区丰深1、丰8等冲沟和渤南洼陷渤深8区带等为有效储层分布区。应用天然气地化性质鉴定了原油裂解气和干酪根裂解气成因,东营凹陷民丰地区天然气藏主要为原油裂解气,利津地区和沾化凹陷渤南洼陷天然气藏主要为干酪根裂解气;利用盆地模拟,计算了东营凹陷原油裂解气和干酪根裂解气的资源量。通过生烃演化、储层致密化、流体压力变化等研究了原油裂解气和干酪根裂解气的聚集差异性,建立了原油裂解气和干酪根裂气的成藏演化模式;民丰地区原油裂解气主要为早期原油充注后期原油裂解,利津地区干酪根裂解气主要为早期大部份散失后期充注。进一步提出了“温—相—势”耦合控制富集高产,地层温度直接控制了油气生成和烃类相态;沉积相、成岩相、裂缝相等“三相”匹配控制了致密砂岩有效储层,流体势不仅对储层物性有影响,更重要的是运移和充注的主要动力因素。
伍建军[7]（2018）在《塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析》文中研究表明自塔中地区进入勘探以来,塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩已经成为塔里木碳酸盐岩勘探开发的重点地区。但该研究区从开发前期产量稳步上升,到逐渐产能快速下降,后期稳产压力较大。本文基于塔中Ⅰ区油气特征、烃源岩生排烃特征、储层特征为基础,深入分析塔中Ⅰ区油气产能的主要控制因素,提出塔中地区碳酸盐岩油气开发技术对策。结果表明,塔中地区奥陶系原油总体处于高-过熟阶段,原油成熟度总体具有从西往东逐渐降低的趋势。鹰山组天然气甲烷含量相对较富集,天然气干燥系数分布范围变化较大,其地球化学特征非均质性表现明显。平面上塔中Ⅰ号断裂带中东部地区天然气干燥系数明显高于西部地区及内带,纵向上,上奥陶统良里塔格组天然气比奥陶统鹰山组（O1y）天然气偏湿。塔中Ⅰ区的奥陶系主要发育上奥陶统良里塔格组礁滩复合体和下奥陶统鹰山组层间岩溶两套碳酸盐岩储层。储层储集空间主要包括孔隙、裂缝和裂缝-孔隙三类。裂缝-孔隙为I类储层,裂缝型为II类储层,孔隙型为Ⅲ类储层。储层平均孔隙度1.51%,平均渗透率1.1902×10-3μm2。白云岩化作用及其伴随的储层物性的大幅度改善。静态物性分析、测井解释、地震预测及完井测试结果等均证实了储层非均质性,进一步研究表明,该非均质性主要是由储层微观孔喉结构造成。塔中Ⅰ区奥陶系油气分布受构造特征的控制,其中高效井集中分布于沿台缘展布的背斜带局部构造高部位。此外,储层是油气产能的重要控制因素。具体而言,I类储层（裂缝-孔隙型储层）中气井日产气量较高,井底供给能力比较强;II类储层（裂缝型储层）气井油压初期下降较快,表现为地层能量不足。注入介质、注入时机、注入量以及关井焖井时间等参数对凝析气藏油气采收率影响较大。通过提高高效井和有效井的数量比例、控制相变提高油气采收率和采用合理的注水注气方案,补充地层能量,可以提高油气藏产量。
杜鹏斌[8]（2018）在《高含凝析油凝析气藏开发中后期注气提高采收率机理研究》文中认为凝析气藏开发中后期储层反凝析污染现象加剧、气相有效渗透率急剧降低、注入气低效循环、凝析油采收率不高等问题,很大程度上降低了凝析气藏的开发效率。尤其对于那些开发中后期的高含凝析油凝析气藏,这些问题则显得更加突出。因而,明确高含凝析油凝析气藏开发中后期注气提高采收率机理,对气藏中后期凝析油采出程的提升意义重大。鉴于以上所述,本文主要利用数值模拟和室内实验相结合的手段,开展了高含凝析油凝析气藏开发中后期储层反凝析污染、注气相态、注CO2提高凝析油采出程度实验及模拟研究。重点分析了不同凝析油含量的凝析气样在不同渗流区域的气相有效渗透率变化情况、注入CO2气体与剩余凝析油的混相问题、注CO2提高凝析油采收率机理问题;定量评价了高含凝析油凝析气藏开发中后期储层反凝析污染程度、CO2～剩余凝析油混相机理;有效对比了不同CO2注入方案对凝析油采收率的影响。根据本文对上述问题的研究,形成的主要认识如下:（1）高含凝析油凝析气样反凝析污染评价实验表明:压降幅度和驱替倍数变化越大,气相有效渗透率变化幅度越大。气相有效渗透率在远井区（单独衰竭）和近井区（联合衰竭）变化趋势较为一致,近井区渗透率下降幅度大于远井区。对于相同的渗流区域,无论是近井区还是远井区,凝析油含量越高,气相有效渗透率损伤越严重,反凝析污染程度越大。（2）目前地层剩余凝析油注CO2相态实验表明:随着注入CO2含量的增加,剩余凝析油体系饱和压力和溶解气油比不断增大,注入CO2含量越多,溶解气油比增加的幅度就越大,但总体上饱和压力上升幅度不大。（3）目前地层剩余凝析油注CO2相态模拟表明:随着注入CO2含量的升高,剩余凝析油组分变轻,凝析油反蒸发作用增强,体系饱和压力上升,P-T相图临界点逐渐向左上方移动,临界温度逐渐减小,临界压力先升高再降低。当CO2注入量达到80%～90%时体系发生相态反转,剩余凝析油体系逐渐变为凝析气。（4）目前地层剩余凝析油注CO2混相实验表明:随着注入CO2含量和注入压力的增加,凝析油采出程度逐渐升高;CO2突破前,体系气油比变化较小,凝析油采出程度变化较大;CO2突破后,体系气油比急剧变大,凝析油采收率上升迟缓。（5）目前地层剩余凝析油注COO混相模拟表明:地层温度（92.8℃）、压力（11MPa）条件下,剩余凝析油体系与注入CO2气体并不混相;注入CO2气体与剩余凝析油多次接触过程中,凝析油中的重质组分虽有减少,但变化并不明显。随着CO2气体的注入,细管中气相饱和度逐渐减小,油相饱和度逐渐变大。注入CO2未突破前,注入CO2量越多,气体波及范围就越广,油气过渡带就越长;注入压力升高,油气过渡带变短,CO2驱替接近活塞驱替,驱油效率升高。（6）高含凝析油凝析气藏注CO2提高凝析油采出程度数值模拟表明:采用方案2井网注CO2,驱油效果要好过方案1;注入CO2气体速率越高,驱油效率越高;注入压力越高,凝析油采收率增幅越大;采用底部注入方式的最终凝析油采收率高于中部和顶部注气。
张晨阳[9]（2016）在《塔里木油田典型油气藏开发规划方法研究》文中提出油田开发规划是油田一系列技术措施、生产经营决策的综合性计划,对于认识油田开发现状、研究油田开发趋势、分析油田开发潜力、规划实现油田长远目标具有十分重要的意义。塔里木油田是全国重要的油气产区,具有油品种类较多,油气藏类型复杂,储层类型多样等特点,鉴于此,加强开发规划的基础研究,建立开发规划关键技术方法体系,对于塔里木油田开发规划方案编制十分重要。本文在凝析气藏可采储量标定方法筛选研究的基础上,利用现代油气藏工程理论,提出了一种适用于循环注气开采方式的凝析油可采储量标定新方法（阶段划分法）,并通过数值模拟法和凝析油含量递减法验证了方法的可靠性,标定了X凝析气藏E+K循环注气开发单元凝析油可采储量。之后,以塔里木油田多个碎屑岩油田、碳酸盐岩油田为例,分析了原油产能建设主要指标的特点、变化规律和取值范围。最后,根据塔里木油田短期、中期和长期规划特点,分别采用年度产量构成法、五年产量构成法和储采比控制法,确定了各阶段新井、无措施老井以及措施井的产量构成。研究表明:塔里木X凝析气藏E+K开发单元凝析油采收率为60%,可采储量为1172.64×104t。老区砂岩油藏产能建设规律符合油田开发的自然规律,原油开发中后期的调整潜力及效果逐年变差。新区碳酸盐岩油藏受储集体规模和非均质性的影响,具有初期高产、快速递减的特点。新、老区平均产能完成率为86%,贡献率为54%,到位率为85%,影响产能三率的主要因素是新井投产成功率、单井产量、递减率等。塔里木油田短期内新井、无措施老井、措施井产量构成为中12%、82%和6%。中长期规划中老井和新井均符合指数递减,初始递减率分别为17.5%和20.4%。
汪鹏[10]（2015）在《丘东凝析气藏开发中后期提高采收率实验研究》文中提出凝析气田因其可观的储量和极高的经济价值,在我国乃至世界气田开发中占有重要地位。而目前我国相当部分凝析气田已进入开发中后期且大多由于严重的反凝析污染而处于低产低效状态,因此探索凝析气藏开发中后期如何提高凝析油采收率对凝析气藏开发具有非常重要意义。本论文在中石油“凝析气藏开发中后期提高采收率机理及技术可行性”项目的资助下开展实验研究,对指导凝析气藏合理高效开发具有重要意义。丘东凝析气藏属于中等凝析油含量的低渗气藏。开发进入中后期,凝析油和天然气采收率较低。本文通过在室内配制有地层代表性的流体并开展凝析气体系注气膨胀实验,研究不同注入介质、不同注入压力条件下对反凝析液的抽提规律。在此基础上采用实际储层岩心,在室内开展长岩心驱替实验模拟凝析气藏开发中后期不同注入流体、不同注气方式条件下提高凝析油采出程度的差异以及储层层间物性差异对注气效果的影响,并结合实际优选出合适注入流体和注气方式,同时定量评价了层间干扰对注气效果的影响。本文主要取得了以下结论与认识：（1）注气膨胀实验结果表明：目前地层压力下,CO2对反凝析液的抽提能力最强、其次为干气,N2最弱;注气压力越高,对反凝析液抽提能力越强。（2）不同注入流体长岩心实验表明：目前地层压力下注干气驱凝析油累计采收率可达到38.68%,且总注入量较少（2.6HCPV）,故考虑干气为补充地层能量的首选介质。（3）不同注气方式长岩心实验表明：目前地层压力下脉冲注气凝析油采出程度达到64.96%,但注入量高达4.51HCPV;其次是连续气驱,凝析油采出程度达到38.68%,注入量2.04HCPV。故针对丘东凝析气田,建议首先选择连续气驱开发方式,气量充足的情况下可选择脉冲注气。（4）层间干扰实验结果表明：笼统注气时,高渗层凝析油采出程度增加迅速且大于低渗层。与分层注气比较,相同注气速度下注入相同体积气量1.48HCPV时,笼统注气比分层注气凝析油采出程度低5.77%。
二、开发中后期凝析气藏产能的改善途径及认识（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、开发中后期凝析气藏产能的改善途径及认识（论文提纲范文）
（1）注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出及研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 断块油气藏注气开发及进展 |
| 1.2.2 富含CO_2天然气藏开发及进展 |
| 1.2.3 凝析气藏注气开发数值模拟 |
| 1.2.4 蒸发气驱及凝析气驱混相机理 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 目标结论及认识 |
| 第2章 断块凝析气藏地质及开发动态特征 |
| 2.1 油气藏地质特征 |
| 2.1.1 断块构造特征 |
| 2.1.2 断块储层特征 |
| 2.1.3 断块气藏特征 |
| 2.2 断块储量计算 |
| 2.2.1 参数确定 |
| 2.2.2 储量计算 |
| 2.3 动态特征分析 |
| 2.3.1 L4区块生产数据分析 |
| 2.3.2 L21区块生产数据分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 凝析气藏注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.1 设备及测试流程 |
| 3.2 原始地层流体PVT相态实验 |
| 3.2.1 实验样品准备与单次闪蒸测试 |
| 3.2.2 露点测试与等组成膨胀测试 |
| 3.2.3 定容衰竭实验测试 |
| 3.2.4 P-T相图计算 |
| 3.3 L4区块目前地层流体注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.3.1 测试方法及注气方案设计 |
| 3.3.2 凝析气体系注气配伍性实验 |
| 3.3.3 凝析油体系注气配伍性实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 凝析油注富含CO_2天然气长细管MMP实验 |
| 4.1 实验设备及测试流程 |
| 4.2 多次接触传质机理及混相机理 |
| 4.2.1 多次接触理论模型 |
| 4.2.2 蒸发气驱向前接触混相机理 |
| 4.2.3 凝析气驱向后接触混相机理 |
| 4.3 最小混相压力实验测试 |
| 4.3.1 蒸发气驱混相长细管实验测试分析 |
| 4.3.2 凝析气驱长细管实验测试分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 凝析油注富含CO_2天然气长岩心驱替实验 |
| 5.1 储层岩样孔渗及非均质性评价 |
| 5.1.1 岩心孔渗测试 |
| 5.1.2 岩样孔渗关联性分析 |
| 5.1.3 岩样孔渗物性分析 |
| 5.1.4 储层岩样非均质性分析 |
| 5.2 实验装置、流程及准备 |
| 5.2.1 设备与流程 |
| 5.2.2 样品准备 |
| 5.3 方案设计及实验步骤 |
| 5.3.1 方案设计 |
| 5.3.2 测试步骤 |
| 5.4 实验结果及分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 富含CO_2天然气驱提高采收率应用及机理分析 |
| 6.1 模型的建立、初始化及历史拟合 |
| 6.1.1 网格划分 |
| 6.1.2 基本参数确定 |
| 6.1.3 流体参数及相渗曲线 |
| 6.1.4 生产历史拟合 |
| 6.2 注富含CO_2天然气驱机理分析 |
| 6.2.1 富含CO_2天然气波及效果 |
| 6.2.2 油相中富含CO_2天然气组分分布 |
| 6.2.3 凝析油饱和度降低效果 |
| 6.2.4 地层流体高压物性变化情况 |
| 6.3 方案设计及提高采收率开发指标预测 |
| 6.3.1 开发方案设计 |
| 6.3.2 开发指标预测 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 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 |
（2）川西GM致密砂岩凝析气藏产能分析与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 致密砂岩凝析气藏渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 致密气藏产能国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.4 研究取得的认识 |
| 第2章 气藏地质特征及开发状态 |
| 2.1 气藏地质特征 |
| 2.1.1 储层构造特征 |
| 2.1.2 储层岩性特征 |
| 2.1.3 储层物性特征 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 岩心物性及不同物性下水锁特征研究 |
| 3.1 储层岩心孔渗关系 |
| 3.1.1 基质岩心孔渗关系 |
| 3.1.2 裂缝岩心孔渗关系 |
| 3.1.3 储层岩心非均质性 |
| 3.2 岩心气驱解除水锁压力实验测试 |
| 3.2.1 实验步骤与设备 |
| 3.2.2 基质和裂缝岩心解除水锁压力特征 |
| 3.3 不同压差下约束束缚水饱和度 |
| 3.3.1 实验测试方法和步骤 |
| 3.3.2 实验测试结果分析 |
| 3.3.3 驱替压差对含水饱和度的影响 |
| 3.3.4 不同束缚水饱和度下渗透率随驱替压力变化规律 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 气藏储层渗流敏感性因素研究 |
| 4.1 应力敏感 |
| 4.1.1 实验设备及原理 |
| 4.1.2 致密气藏应力敏感特征分析 |
| 4.1.3 储层应力敏感定量化关系 |
| 4.2 启动压力梯度 |
| 4.2.1 实验方法及设备 |
| 4.2.2 启动压力梯度特征分析 |
| 4.2.3 启动压力梯度定量化关系 |
| 4.3 气水两相渗流 |
| 4.3.1 实验方法及流程 |
| 4.3.2 两相渗流特征分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 气藏产能方程推导及应用 |
| 5.1 凝析气井产能方程的建立与应用 |
| 5.1.1 凝析气井产能方程 |
| 5.1.2 凝析油对产能的影响分析 |
| 5.2 直井产能数学模型的建立 |
| 5.2.1 直井产能方程 |
| 5.2.2 直井产能方程的应用 |
| 5.3 压裂水平井产能方程的建立与应用 |
| 5.3.1 压裂水平井产能数学模型的建立 |
| 5.3.2 压裂水平井产能方程的应用 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（3）海上气田降压开采技术方案研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 现有工艺直接整体降压生产 |
| 1.2.2 增加压缩机组进行降压开采 |
| 1.2.3 分阶段降压开采 |
| 1.2.4 天然气喷射引流技术 |
| 1.3 主要研究目标及内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.4 论文的技术路线 |
| 第2章 XX气田降压开采可行性研究 |
| 2.1 XX气田开发现状 |
| 2.1.1 XX气田简介 |
| 2.1.2 XX气田勘探开发及调整措施阶段 |
| 2.1.3 XX气田产量递减阶段 |
| 2.1.4 降压开采前气藏现状 |
| 2.2 XX气田生产流程与降压开采面临的问题 |
| 2.2.1 海上气田及生产装置的特殊性 |
| 2.2.2 XX气田天然气生产流程 |
| 2.2.3 XX气田主要工艺设备及处理 |
| 2.2.4 XX气田生产压力控制流程 |
| 2.2.5 XX气田生产瓶颈 |
| 2.2.6 降压开采面临问题 |
| 2.3 降压开采时的气藏数值模拟与增产潜力分析 |
| 2.3.1 降压开采气藏理论分析 |
| 2.3.2 降压开采气藏治水分析 |
| 2.3.3 降压开采气藏数值模拟研究方法 |
| 2.3.4 降压开采气藏数值模拟流程 |
| 2.3.5 降压开采气藏数值模拟结果 |
| 2.4 降压开采的流程运行模拟与可行性分析 |
| 2.4.1 生产产能及湿气压缩机串联测试 |
| 2.4.2 降压开采流程运行模拟分析 |
| 2.4.3 降压开采主要工艺设备校核 |
| 2.4.4 压缩机及附属设备评估校核 |
| 2.4.5 流程运行模拟及可行性分析结论 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 降压开采技术方案设计 |
| 3.1 总体设计和基础数据 |
| 3.1.1 设计原则和研究内容 |
| 3.1.2 设计基础数据 |
| 3.2 总体工艺改造方案设计 |
| 3.2.1 生产分离器降压操作方案设计 |
| 3.2.2 天然气流程改造方案设计 |
| 3.2.3 凝析油流程改造方案设计 |
| 3.2.4 闪蒸罐低压天然气流程改造方案设计 |
| 3.2.5 生产水流程改造方案设计 |
| 3.2.6 总体工艺流程改造方案设计 |
| 3.3 压缩机改造方案 |
| 3.3.1 机组本体的改造 |
| 3.3.2 机组改造方案设计 |
| 3.3.3 压缩机附属设备的改造方案 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 天然气喷射降压技术方案研究 |
| 4.1 热力压力机及喷射技术原理 |
| 4.1.1 热力压力机及喷射技术基本原理 |
| 4.1.2 天然气喷射技术应用 |
| 4.1.3 海上气田天然气喷射技术可行性分析 |
| 4.2 天然气喷射技术方案设计 |
| 4.2.1 方案设计基本条件 |
| 4.2.2 设计工况选择 |
| 4.2.3 工艺流程方案设计 |
| 4.2.4 具体方案设计 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 降压开采技术应用及效果分析 |
| 5.1 压缩机改造降压开采技术应用效果分析 |
| 5.1.1 压缩机机组改造方案设计工艺测试 |
| 5.1.2 工艺流程优化方案设计的工艺测试 |
| 5.1.3 气田降压开采技术效果分析 |
| 5.1.4 降压开采技术方案的效果预测及经济效益 |
| 5.2 天然气喷射降压开采技术方案应用效果分析 |
| 5.2.1 喷射器效率及降压效果测试 |
| 5.2.2 天然气喷射降压开采技术方案的气田产量预测 |
| 5.2.3 节能及经济性分析 |
| 5.2.4 推广性分析 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）凝析气藏循环注气动态分析理论及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气田循环注气开发特点 |
| 1.2.2 国内外研究现状 |
| 1.2.2.1 关于地层凝析露点变化和气窜发生机理现状 |
| 1.2.2.2 关于高温高压凝析气井的井底压力计算现状 |
| 1.2.2.3 关于反凝析污染对产能的影响研究 |
| 1.2.2.4 循环注气下的动储量计算 |
| 1.2.2.5 循环注气凝析气藏的开发效果评价及采收率标定 |
| 1.3 本文研究的技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 1.5.1 主要创新点 |
| 第2章 牙哈凝析气藏的基本特征概述 |
| 2.1 牙哈构造特征 |
| 2.1.1 牙哈地层层序及构造要素 |
| 2.2 牙哈基本沉积特征 |
| 2.3 岩石学特征 |
| 2.4 孔隙类型 |
| 2.5 储层物性及非均质特征 |
| 2.5.1 基本物性特征 |
| 2.5.2 层内非均质性 |
| 2.5.3 层间非均质性 |
| 2.5.4 平面非均质性 |
| 2.6 气藏类型 |
| 2.6.1 气藏温度压力系统 |
| 2.6.2 流体性质 |
| 2.6.3 纵向上气水关系 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 气窜动态分析基本理论与方法研究 |
| 3.1 高温高压凝析气井井底压力的准确计算方法研究 |
| 3.1.1 不稳定传热下的温度压力耦合计算方法与改进 |
| 3.1.1.1 半稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.1.2 非稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.2 有水凝析气井的井底压力计算方法与改进 |
| 3.2 油气组分非平衡状态下的梯度理论与注气运动规律研究 |
| 3.2.1 非平衡气窜的组分梯度推证 |
| 3.2.2 注入干气运动规律的现场测试与认识讨论 |
| 3.3 气窜判别方法研究 |
| 3.3.1 经验判断法 |
| 3.3.2 采出气组分变化图版判断法 |
| 3.3.2.1 图版的制作和功能 |
| 3.3.2.2 实例应用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 循环注气条件下气井产能评价方法研究 |
| 4.0 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三区的特点简述 |
| 4.1 多孔介质中凝析油、气两相渗流的数学模型建立 |
| 4.1.1 考虑Ⅰ区为主体的理论产能方程建立 |
| 4.2 基于油气两相流动区边界扩展的饱和度约束求解法研究 |
| 4.2.1 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个区各自的拟压力方程 |
| 4.2.2 近井地带油气两相流动区动边界的确定方法 |
| 4.2.3 Ⅰ区向外扩展动边界的求解方法建立与改进 |
| 4.2.4 实例与应用分析 |
| 4.3 基于阻塞表皮系数法的产能试井解释方法研究 |
| 4.3.1 考虑反凝析阻塞影响的产能数据处理理论与方法 |
| 4.3.2 反凝析因子及阻塞压降的计算方法论述 |
| 4.3.3 实例应用与分析 |
| 4.4 基于分相拟压力的生产动态拟合法产能评价方法研究 |
| 4.4.1 分相拟压力基本理论的建立 |
| 4.4.2 基于分相拟压力的生产动态拟合法的实现 |
| 4.4.3 实例分析与讨论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 循环注气条件下的动储量计算方法研究 |
| 5.1 循环注气下物质平衡方程及改进研究 |
| 5.1.1 物质平衡方程法的改进与检验 |
| 5.1.2 改进方法的实例分析与对比 |
| 5.2 基于水侵动态分析的储量计算方法对比与讨论 |
| 5.2.1 生产指示曲线法 |
| 5.2.2 非线性物质平衡法的改进与应用讨论 |
| 5.2.3 边底水体影响函数的统一性证明与应用分析 |
| 5.3 非线性拟合最优拟合求取AIF函数的算法浅析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 循环注气开发效果评价体系研究 |
| 6.1 循环注气开发采收率标定方法研究 |
| 6.1.1 干气采收率的标定方法 |
| 6.1.2 凝析油采收标定方法建立与对比论证 |
| 6.1.3 凝析油采收率经验式的跟踪检验与对比评价 |
| 6.2 开发效果评价通用图版建立的基本理论和方法研究 |
| 6.2.1 通用图版建立的基本理论与假设 |
| 6.2.2 生产气油比评价图版建立与标准化 |
| 6.2.3 无因次气窜程度评价标准图版建立 |
| 6.2.4 通用标准图版的应用检验 |
| 6.3 注气波及效率及利用率分析方法建立 |
| 6.3.1 注气波及效率计算方法研究 |
| 6.3.2 注气利用率评价基本方法 |
| 6.3.3 实例应用与检验 |
| 6.4 循环注气开发效果评价指标定义与应用 |
| 6.4.1 注采井开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.2 循环注气开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.3 循环注气凝析气藏综合开发水平评价指标集及应用 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间的部分学术成果 |
（5）基于储层构型分析的气水分布规律及治水对策研究 ——以苏里格南区盒8段低渗砂岩气藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层构型研究现状 |
| 1.2.2 地层水对气、水渗流的影响研究现状 |
| 1.2.3 低渗砂岩气藏气水分布规律研究现状 |
| 1.2.4 低渗砂岩气藏产水机理及治水对策研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 主要研究成果及创新点 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第2章 苏里格南区地质和开发概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 苏里格南区地质概况 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.2.3 沉积特征 |
| 2.2.4 储层岩石学及物性特征 |
| 2.3 苏里格南区开发概况 |
| 2.3.1 开发阶段划分 |
| 2.3.2 地层水出水概况 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 地层水微观赋存状态及其可动性 |
| 3.1 储层微观孔隙特征 |
| 3.1.1 孔隙类型特征 |
| 3.1.2 孔隙结构特征 |
| 3.2 地层水微观赋存状态及其可动性 |
| 3.2.1 地层水微观赋存状态分类 |
| 3.2.2 地层水可动性分析 |
| 3.3 地层水对气、水渗流的影响 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 储层构型分析 |
| 4.1 构型单元层次划分及井上识别 |
| 4.1.1 单一辫流带的划分及识别 |
| 4.1.2 心滩构型单元划分及界面识别 |
| 4.2 不同层次构型单元侧向规模 |
| 4.2.1 经验公式法 |
| 4.2.2 密井网精细对比 |
| 4.3 构型单元展布特征 |
| 4.3.1 构型单元剖面展布特征 |
| 4.3.2 构型单元平面展布特征 |
| 4.4 不同层次构型单元非均质特征 |
| 4.4.1 不同构型单元物性特征 |
| 4.4.2 不同层次构型单元隔夹层发育特征 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 基于储层构型分析气水分布规律 |
| 5.1 气、水层测井识别 |
| 5.1.1 典型气、水层特征分析 |
| 5.1.2 可动水判别法 |
| 5.1.3 地层水孔隙度法 |
| 5.1.4 交会图版法 |
| 5.1.5 气、水层测井识别结果 |
| 5.2 气、水分布剖面特征 |
| 5.2.1 构型单元内部气水分布规律 |
| 5.2.2 气水剖面分布特征 |
| 5.2.3 地层水宏观水体类型 |
| 5.3 基于构型分析的地层水平面分布特征 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 气井产水来源及产水特征 |
| 6.1 气井出水来源及机理 |
| 6.1.1 工程用水及凝析水产出 |
| 6.1.2 毛细管水转化为可动水产出 |
| 6.1.3 薄膜水转化为可动水产出 |
| 6.1.4 “低部位滞留水”和“透镜体水”中可动水 |
| 6.2 出水来源判别方法及思路 |
| 6.2.1 测井解释判别法 |
| 6.2.2 产出水矿化度法 |
| 6.2.3 水气比判别法 |
| 6.2.4 生产动态分析法 |
| 6.2.5 产水来源判别思路及标准 |
| 6.3 气井产水特征及分类 |
| 6.3.1 气井产水静态分析 |
| 6.3.2 气井产水动态特征及分类 |
| 6.4 小结 |
| 第7章 不同类型产水气井治水对策 |
| 7.1 不同构型单元气井产能分析 |
| 7.1.1 不同构型单元产水气井产能评价 |
| 7.1.2 产水气井产能影响因素分析 |
| 7.2 产水气井合理配产研究 |
| 7.2.1 产水气井合理产量确定原则及方法 |
| 7.2.2 不同类型产水气井合理产量确定 |
| 7.3 强化排水采气 |
| 7.3.1 井底积液机理及诊断 |
| 7.3.2 排水采气工艺优选 |
| 7.3.3 不同类型产水气井治水对策 |
| 7.4 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（6）济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、采取的研究思路和技术路线 |
| 1.4 主要工作及创新成果 |
| 第二章 致密砂岩气储层静态特征 |
| 2.1 储层岩石学 |
| 2.2 沉积相分析 |
| 2.3 储层物性 |
| 第三章 储层致密化类型及致密化过程 |
| 3.1 储层致密化类型 |
| 3.2 储层致密化形成机制 |
| 3.3 储层致密化过程研究 |
| 3.4 储层致密化模式 |
| 第四章 致密砂岩有效储层分布 |
| 4.1 致密砂岩储层有效下限 |
| 4.2 有效储层物性控制因素分析 |
| 4.3 有效致密砂岩储层展布 |
| 第五章 致密砂岩气成因与资源潜力 |
| 5.1 致密砂岩气成因 |
| 5.2 裂解气源分析 |
| 5.3 不同类型裂解气资源潜力 |
| 第六章 致密砂岩气成藏规律 |
| 6.1 致密砂岩气藏类型 |
| 6.2 流体包裹体分析与天然气成藏期次 |
| 6.3 天然气成藏演化分析 |
| 6.4 富集高产主控因素 |
| 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）塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.2 研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 1.5 论文工作量 |
| 1.5.1 文献调研、资料收集与整理 |
| 1.5.2 取样和实验 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 塔中I区构造特征 |
| 2.2 塔中I区地层发育特征 |
| 2.3 塔中Ⅰ区碳酸盐岩油气勘探和开发现状 |
| 2.3.1 勘探开发概况 |
| 2.3.2 勘探开发历程 |
| 2.3.3 开发现状与形势 |
| 第3章 塔中I区油气分布特征 |
| 3.1 油气显示与分布特征 |
| 3.2 原油特征与分布 |
| 3.3 天然气特征与分布 |
| 3.4 地层水特征与分布 |
| 第4章 塔中I区碳酸盐岩油气藏特征 |
| 4.1 烃源岩生排烃特征 |
| 4.1.1 烃源岩地化特征 |
| 4.2 储层特征 |
| 4.2.1 储层物性特征 |
| 4.2.2 储层成岩作用 |
| 4.2.3 储层非均质性 |
| 第5章 油气产能主控因素分析 |
| 5.1 油气产能描述 |
| 5.1.1 产能建设概要 |
| 5.1.2 产能方案实施 |
| 5.1.3 油气产能评价 |
| 5.2 生产动态特征 |
| 5.2.1 生产动态变化 |
| 5.2.2 气油比特征和相态变化 |
| 5.2.3 含水变化特征 |
| 5.3 产能主控因素分析 |
| 5.3.1 构造特征 |
| 5.3.2 储层特征 |
| 5.3.3 采油工艺 |
| 5.4 开发技术对策 |
| 5.4.1 存在的问题 |
| 5.4.2 技术对策 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）高含凝析油凝析气藏开发中后期注气提高采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气藏反凝析污染研究现状 |
| 1.2.2 凝析气藏开发中后期注气提高采收率研究现状 |
| 1.2.3 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 主要创新点 |
| 第2章 凝析气藏储层反凝析污染研究 |
| 2.1 原始地层流体配制 |
| 2.1.1 流体取样 |
| 2.1.2 流体配制 |
| 2.2 配制流体相态测试 |
| 2.2.1 流体组成测试 |
| 2.2.2 闪蒸分离测试 |
| 2.2.3 恒质膨胀测试 |
| 2.2.4 定容衰竭测试 |
| 2.3 反凝析污染实验 |
| 2.3.1 实验装置 |
| 2.3.2 实验条件 |
| 2.3.3 实验内容 |
| 2.3.4 实验步骤 |
| 2.4 高含凝析油凝析气藏反凝析污染评价 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 高含凝析油凝析气藏开发中后期注CO_2提高采收率实验研究 |
| 3.1 注气相态理论 |
| 3.2 目前地层剩余流体注CO_2膨胀实验 |
| 3.2.1 实验目的与方案 |
| 3.2.2 实验过程与结果 |
| 3.3 目前地层剩余流体注CO_2相态模拟 |
| 3.3.1 注入CO_2对剩余凝析油体系PVT参数的影响 |
| 3.3.2 注入CO_2对剩余凝析油体系P-T相图的影响 |
| 3.3.3 注入CO_2对剩余凝析油体系反蒸发的影响 |
| 3.3.4 注入CO_2对剩余凝析油体系P-X相图的影响 |
| 3.3.5 注入CO_2对剩余凝析油体系拟三元相图的影响 |
| 3.4 剩余凝析油体系注CO_2最小混相压力研究 |
| 3.4.1 实验目的与方案 |
| 3.4.2 实验过程与结果 |
| 3.5 剩余凝析油体系注CO_2细管模拟研究 |
| 3.5.1 注入CO_2含量对混相的影响 |
| 3.5.2 注入CO_2压力对混相的影响 |
| 3.6 长岩心注CO_2驱替实验 |
| 3.6.1 实验目的与方案 |
| 3.6.2 实验过程与结果 |
| 3.7 长岩心注CO_2数值模拟 |
| 3.7.1 衰竭开采模拟 |
| 3.7.2 衰竭后注CO_2保压开采模拟 |
| 3.8 本章小结 |
| 第4章 高含凝析油凝析气藏开发中后期注CO_2提高采收率模拟研究 |
| 4.1 气藏模型建立 |
| 4.1.1 模型网格建立 |
| 4.1.2 模型地质参数 |
| 4.1.3 模型流体参数 |
| 4.2 模拟方案设计 |
| 4.3 注采参数优化 |
| 4.3.1 注采井网 |
| 4.3.2 注气速度 |
| 4.3.3 注气时机 |
| 4.3.4 注气位置 |
| 4.4 注气方案对比 |
| 4.5 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 |
（9）塔里木油田典型油气藏开发规划方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及目前存在问题 |
| 1.2.1 凝析气藏可采储量标定研究现状 |
| 1.2.2 原油产能建设规律研究现状 |
| 1.2.3 油田产量规划部署研究现状 |
| 1.2.4 目前存在的问题 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 凝析气藏可采储量标定研究 |
| 2.1 凝析气藏的分类及开发阶段划分 |
| 2.1.1 分类方法 |
| 2.1.2 开发阶段划分 |
| 2.2 凝析气藏可采储量标定方法评价 |
| 2.2.1 静态方法 |
| 2.2.2 动态计算方法 |
| 2.3 X凝析气藏E+K开发单元实例分析 |
| 2.3.1 气田概况 |
| 2.3.2 凝析油可采储量计算 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 原油产能建设规律研究 |
| 3.1 产能的定义和分析 |
| 3.1.1 产能的定义 |
| 3.1.2 产能的核实方法 |
| 3.2 原油产能建设的特点 |
| 3.2.1 老区产能建设特点 |
| 3.2.2 新区产能建设特点 |
| 3.3 原油产能建设指标分析 |
| 3.3.1 产能建设指标影响因素 |
| 3.3.2 提高产能建设质量的途径 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 油田产量规划部署研究 |
| 4.1 产量变化规律分析 |
| 4.1.1 产量变化特点及影响因素 |
| 4.1.2 产量递减率分析 |
| 4.2 油田实用的产量预测方法 |
| 4.2.1 年度部署目标产量预测 |
| 4.2.2 中期规划目标产量预测 |
| 4.2.3 长期规划目标产量预测 |
| 4.3 油田开发规划应用实例 |
| 4.3.1 油田基本情况 |
| 4.3.2 开发规划产量预测 |
| 4.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）丘东凝析气藏开发中后期提高采收率实验研究（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 反凝析污染对气井产能的影响 |
| 1.2.2 凝析气藏开发中后期提高采收率技术研究现状 |
| 1.2.3 层间干扰对凝析气藏开发的影响 |
| 1.2.4 小结 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法和技术路线 |
| 第2章 地层流体配制及高压物性分析 |
| 2.1 地层流体配制 |
| 2.2 配制流体高压物性测试 |
| 2.2.1 实验设备及流程 |
| 2.2.2 实验准备 |
| 2.2.3 流体组成测试 |
| 2.2.4 闪蒸分离测试 |
| 2.2.5 等组成膨胀及露点压力测试 |
| 2.2.6 定容衰竭测试 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 凝析气体系注气膨胀实验研究 |
| 3.1 实验装置及流程 |
| 3.2 流体样品准备 |
| 3.2.1 凝析气样品 |
| 3.2.2 注入气 |
| 3.3 实验方法及过程 |
| 3.4 实验结果及分析 |
| 3.4.1 注N_2膨胀实验 |
| 3.4.2 注CO_2膨胀实验 |
| 3.4.3 注干气膨胀实验 |
| 3.5 实验结果对比分析 |
| 3.5.1 不同注入介质膨胀实验比较 |
| 3.5.2 不同注入压力膨胀实验比较 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 长岩心驱替物理模拟实验研究 |
| 4.1 实验装置及流程 |
| 4.2 岩心样品的准备 |
| 4.2.1 岩心物性参数的确定 |
| 4.2.2 长岩心的排列方式 |
| 4.3 流体样品的准备 |
| 4.3.1 驱替凝析气的准备 |
| 4.3.2 注入气的准备 |
| 4.3.3 地层水的准备 |
| 4.4 实验方案 |
| 4.5 不同注入流体提高凝析油采出程度对比实验 |
| 4.5.1 实验测试过程及方法 |
| 4.5.2 实验结果及分析 |
| 4.6 不同注入方式提高凝析油采出程度对比实验 |
| 4.6.1 实验测试过程及方法 |
| 4.6.2 实验结果及分析 |
| 4.7 层间物性差异对凝析气藏注气效果影响实验 |
| 4.7.1 实验测试过程及方法 |
| 4.7.2 实验结果及分析 |
| 4.8 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 |
| 攻读硕士学位期间的参研项目 |
四、开发中后期凝析气藏产能的改善途径及认识（论文参考文献）
- [1]注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究[D]. 张露. 西南石油大学, 2019(06)
- [2]川西GM致密砂岩凝析气藏产能分析与应用[D]. 刘文峰. 西南石油大学, 2019(06)
- [3]海上气田降压开采技术方案研究[D]. 欧世兴. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]凝析气藏循环注气动态分析理论及应用[D]. 熊钰. 西南石油大学, 2018(06)
- [5]基于储层构型分析的气水分布规律及治水对策研究 ——以苏里格南区盒8段低渗砂岩气藏为例[D]. 衡勇. 成都理工大学, 2018(02)
- [6]济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律[D]. 杨显成. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [7]塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析[D]. 伍建军. 中国石油大学(北京), 2018(04)
- [8]高含凝析油凝析气藏开发中后期注气提高采收率机理研究[D]. 杜鹏斌. 西南石油大学, 2018(07)
- [9]塔里木油田典型油气藏开发规划方法研究[D]. 张晨阳. 中国石油大学(华东), 2016(07)
- [10]丘东凝析气藏开发中后期提高采收率实验研究[D]. 汪鹏. 西南石油大学, 2015(09)