一、低效井的判别模型及控制措施（论文文献综述）
李勇,胡海涛,王延斌,韩文龙,吴翔,吴鹏,刘度[1]（2022）在《煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析》文中认为我国多数煤层气储层低孔低渗、构造煤发育,储层改造效果难以保障,单井产气量和采收率低。选择高效的储层改造和增产技术,提高低效井产量,是当前煤层气产业发展的关键任务。本文系统剖析"地质储层条件、工程施工改造和排采管理控制"影响的低产原因,分析煤层气井二次改造相关技术及应用效果,为不同类型低效井针对性改造提供建议。煤层气井可二次改造的低产原因主要包括压裂裂缝扩展不足、裂缝/管柱煤粉堵塞和压降面积受限等,改造中需考虑煤体结构分布、初次裂缝形态、储层渗透性、产气产水量变化、排采及控制设备适用性等因素。二次改造技术分为物理法、化学法、微生物法和其他方法,物理法中二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中酸化增透和泡沫酸洗技术运用较广泛。二次改造应根据地质条件、初次改造效果、工程排采情况选择针对性技术,避免储层再次伤害,以实现有效改造,提高煤层气单井和井网产气量。
沈健[2]（2020）在《樊庄区块煤层气开发单元-井底流压协同排采研究》文中进行了进一步梳理由于煤储层强敏感性,排采制度和措施对煤层气高效开发影响极为显着,而协同储层地质条件实现井底流压动态调节是构建高效煤层气排采体系关键途径。本研究以沁水盆地樊庄区块高阶煤为研究对象,通过系统整理和分析樊庄区块不同类型煤层气井的生产规律,建立了不同类型地质条件下煤层气井井底流压控制模型,优化了智能稳定监测与动态调节技术,提高了煤层气开发效率与效益。主要取得了如下认识:（1）分析了樊庄区块煤层气地质特征,指出区内构造较复杂,储层非均质性很强,煤层含气量分布不一,富集规律井区间差异很大,排采技术体系需要因地制宜;（2）聚焦地质条件和改造效果两大要素,建立了开发单元划分依据和原则,划分了研究区开发单元,指出直井I类单元主要分布在南部裂隙发育较好区域、II类单元分布在中部裂隙整体不发育区域、III类开发单元位于北部裂隙过度发育或欠发育的区域,为煤层气井排采制度制定、增产措施提供了可靠的依据和技术支撑;（3）根据开发单元划分结果,结合排采机理的研究认为:Ⅰ类开发单元坚持连续排采,不追求短期的高产,保持井底流压平稳缓慢下降,气量逐步上升,保持高产稳产;Ⅱ类开发单元努力控制其压降范围,保证其排采连续性,确保稳产;Ⅲ类开发单元压裂改造差,单井压降范围小,其理论地质产能低;（4）采用井底流压协同排采的模式实现了高效开发,以地层压力为基准值,设定井底流压下降速率,通过闭环反馈控制,不断调整实际下降幅度和原有设定值偏差,直到井底流压满足要求,从而达到连续、缓慢、平稳的排采制度,实现煤层气井的高效开发。
刘泽[3]（2020）在《M采油厂成本管理存在的问题及对策研究》文中进行了进一步梳理近年来,国际油价持续走低,石油企业利润下滑。M采油厂经过五十多年的开采已进入开发中后期,产量递减,含水率升高,原油成本逐年上升,在国际油价低迷的背景下利润空间越来越小甚至出现负利润的情况,产品成本与国际石油企业相比毫无优势,M采油厂面临着前所未有的成本管理压力。只有加强M采油厂的成本管理水平,有效抑制其成本上升势头,提高M采油厂的核心竞争力,才能适应复杂多变的石油市场,实现M采油厂创建百年油田的宏伟目标。本文以M采油厂作为研究对象,运用文献分析和问卷调查相结合的研究方法,深入分析M采油厂成本管理存在的问题及对策。首先,介绍了M采油厂的基本概况及成本管理的现状,并以2015年到2019年的成本数据为基础分析M采油厂成本变化趋势;其次在前期所做的文献查询、现状分析等工作的基础上,结合调查问卷确定M采油厂成本管理在成本预算、成本核算、成本分析与控制、成本考核等方面存在的问题,分别为成本预算指标不合理、成本核算不够精细、重点成本控制不到位、成本动态分析不及时和成本考核基层员工参与度低,并深度剖析问题产生的原因。最后,针对性地提出M采油厂加强成本管理的对策:引入成本动因预算法、建立分系统单井成本核算体系、重点成本重点控制、建立成本实时预警机制和建立基层员工绩效考核体系,从而对M采油厂成本管理薄弱环节进行优化,提高成本管理水平。
陈立群[4]（2018）在《Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目技术经济评价研究》文中研究说明近些年来,缘于氮气泡沫技术特色致使其在渤海等海上油气田呈现出来的方兴未艾之势,为了做大做强氮气泡沫相关油服产业,增强Z公司的油服竞争力,从而巩固并扩大自身油服市场,Z公司急需购置一套总价980万元的1200方氮气泡沫作业设备。由于价值巨大,纵然形势紧迫,本套拟购设备尚需Z公司合规认真开展好相应的技术经济评价研究工作。具体包括项目立项与组建、项目必要性与市场可行性分析、项目的技术可行性论证、项目的财务可行性评价、项目的不确定性与风险分析等等。技术经济评价是项目可行性研究的核心内容之一,其评价结论也是最终可行性研究报告的一个重要组成部分。根据国家第三版项目经济评价方法与参数的规定并结合项目实情,本文对Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目开展了详细的技术经济评价研究,旨在为Z公司科学合理的设备采购决策提供一定的借鉴。本文首先进行了 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目市场、技术与环境可行性分析,接着依次进行了项目的投资估算和损益估算,在此基础上又对项目开展了全面的财务可行性评价（具体进行了项目的盈利能力评价、偿债能力评价、财务生存能力评价）,之后又对项目开展了进一步的不确定性与风险分析。全文研究最终结论表明该设备购置项目具有良好的财务可行性和较强的抗风险能力,建议应加快设备购置进度并做好后期各项相应的设备管理工作。
陈伟[5]（2017）在《大洼油田水驱、聚驱压裂井选井方法研究》文中研究说明本文根据大洼油田的地质特征,结合水驱、聚驱的应用情况,按照地质研究和动态分析完善水驱、聚驱压裂选井选层标准,分析在不同条件压裂措施的不同效果,研究探索实施压裂选井的相关理论方法。本研究给出了措施效果与试井参数之间的相关表达式,并提出了措施选井评判方法,二者相结合可以量化措施选井标准;对于水驱油层,根据不同砂体沉积类型确定了措施井选层标准和压开厚度标准;聚驱油层合理措施时机是见效初期和低含水期,试井曲线特征是半对数中续流段加长,径向流直线段缩短,甚至消失;本研究给出了聚驱井压裂措施效果与试井参数之间的相关表达式;聚驱油层措施改造选井原则是,优选低渗、污染和流动效率低的油井,试井曲线特征是,双对数导数曲线驼峰大,半对数续流段长,直线斜率大,呈“厂”字型;聚驱油层措施改造选井选层标准是:注采系统为完善型、日产液量为递减型、剩余油为相对富集型、聚合物体系为均匀推进型和油层动用状况为不均衡型。
刘梦轩[6]（2017）在《萨尔图油田北三区东部水驱剩余油分布及层系优化调整研究》文中研究表明随着大部分油田进入到特高含水期,油田从真正意义上进入到了充分挖掘剩余油潜力的时期,在特高含水的条件下,准确的掌握剩余油的分布情况对于开发时间较早的油田在动态开发方案的调整与实施上可以给出明确的指导方向,同时,在制定措施挖潜方案井上,也有着较为强烈的针对性的指向。本文研究的地区是北三区东部水驱,于1965年投入开发,经过近五十多年注水开发,目前已进入特高含水阶段,剩余油分布复杂,调整难度逐渐加大,现有调整措施效果逐渐变差。北三区东部水驱作为最早进行三次加密和注采系统调整的区块,主要采取新钻、转注、补孔相结合方式,未进行层系调整,目前存在加密层系射孔井段长,层系井网交错、注采关系复杂,局部区域注采关系不完善等问题,需进一步优化注采系统,改善区块开发效果。北二东层系重组试验区调整后,井段缩短、层间差异减小、井网完善、注采关系清晰,投产后效果较好,为此,根据北三区东部储层特征、剩余油潜力,结合北二东层系重组试验区成功思路,以减缓层间干扰,完善注采关系为目标,按照“层系细分、井网独立、井距优化、注采完善、利于调整”的整体思路,根据北三区东部油层发育及井网部署特点,优化层系组合与井网部署方式,结合同步开展的二类油层三次采油,对北三区东部层系井网进行优化调整,取得了较好的开发效果。
李炳锋[7]（2016）在《浅析长关井安全管理及捞油技术改进》文中研究说明长期关闭油田井口很容易出现因为积蓄的余压和溢流现象而发生井喷,一旦出现井喷就很容易造成安全事故。对于一些具有捞油价值的油井采取捞油采油措施排除里面的积液,不仅能够消除安全隐患问题,还能够为油井提供一定的石油产量。本文以马厂油田作为研究对象,该油田经过三十多年的开采已经进入开发后期,也就是高含水开发后期,研究该油田的捞油技术对长关井安全管理工作及捞油技术的进步具有很强的参考价值。
李肃[8]（2014）在《塔河油田产量递减因素分析与控制对策》文中进行了进一步梳理产量自然递减是衡量油田开发管理水平的一项综合性指标,它反映了油田在生产潜力和能力一定的情况下,油田产量自然减少的速度。产量自然递减是油田开发的必然规律,但在油藏开发过程中由于调整不及时、技术对策缺乏针对性、管理运行不到位等客观因素造成自然递减加大,制约油田开发水平的提高和原油产量的平稳运行。因此,通过依靠管理创新和技术进步,不断挖掘油田生产潜力、提高油田生产能力,在一定程度上是可以控制产量自然递减速度,提高油田生命力的。针对目前塔河油田递减率较高的现状,本文对塔河油田递减影响因素和控制对策进行了深入研究,主要完成了以下工作：（1）以塔河油田所管辖缝洞型碳酸盐岩油藏、碎屑岩底水油藏、碎屑岩岩性油藏和凝析气藏为研究对象,以“十一五”以来各类油藏递减变化分析为基础,结合不同类型油藏特点及目前所处开发阶段和现场开发实践,总结了塔河油田不同类型油藏的产量递减规律。（2）通过应用执果索因分析法总结出了适合塔河油田的影响产量自然递减因素和因素控制点。（3）通过应用产量递减分因素模糊判别分析法,分单井、单元、区块、采油气队、采油气矿按月度落实影响产量递减分因素及统计各分因素影响的产量,明确了影响塔河油田特殊性油藏产量递减的可控因素和不可控因素。（4）借鉴东部油田自然递减控制管理成功经验,在准确把握油田产量递减规律基础上,根据系统分析影响自然递减的分因素,编制了塔河油田分因素控制产量递减管理办法。本文通过对递减规律的研究、递减影响因素分析和控制办法制定,使塔河油田递减分析方法更加系统化,递减控制管理体系更加完善,油气田开发管理水平进一步提高。
刘梦轩[9]（2014）在《纯油区东部低产低效井的成因与治理》文中提出本文在现场调查的基础上,结合纯油区东部的实际生产情况,明确了低产低效井的定义,并对低产低效井进行了细致的分类,从剩余可采储量、砂体发育、储层非均质性、层间及平面矛盾等方面入手,深入系统地分析了不同类型低产低效井的成因,对不同类型低产低效井的治理技术进行了研究,总结出了"以注水调整为主、调压补堵关并用,最大限度发挥油层潜力和提高经济效益"的技术对策。从效益最大化方面深入探讨了低产低效井综合治理的经济对策明确了效益界限,有效地指导了现场低产低效井的治理工作。
田晓川[10]（2011）在《北二区西部低效井开发效果评价及治理对策研究》文中研究表明随着开发时间的延长,油田进入高含水期后,低效井的比例增加,影响了油田的经济效益,必须对低效井采取有效的手段进行治理,以保证油田的生产质量。为了给低效井的治理提供充分的依据,需要研究各种因素对低效井形成影响的范围和程度,根据低效井的不同成因,有针对性的采取工艺技术措施进行治理,从而达到优化治理途径的目的。萨北开发区经过四十多年的水驱开采,步入高含水后期开发阶段,多套井网开发、不同的布井方式,使得层间、层内干扰严重。本文分析了油区低效井的现状,从注采井网的适应性,储层的非均质性,地层条件,水井注入状况等因素进行定量分析,研究每一种因素对低效井形成的影响范围和程度,进一步对低产低效井的经济治理对策进行探讨,低效井主要集中在一次加密井网和二次加密井网,应根据不同的适应状况、不同的现井网条件、不同的剩余油分布特点,采取不同的调整方式。以完善注采井网、优化油水井数比,提高水驱控制程度,增加可采储量为主。调整的措施手段也由单一的油井转注转变为以油井转注为主,与油水井大修、更新、补孔相结合,并采取相应的压裂、换泵等综合调整措施。根据成本和产量规模的变化,在分析成本对低效井影响的基础上,依据技术经济学理论,建立了最优经济低效井模型,计算低效井的最佳比例,并在措施操作成本一定的情况下,优化方案,最终形成一套低产低效井治理办法。
二、低效井的判别模型及控制措施（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、低效井的判别模型及控制措施（论文提纲范文）
（1）煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析（论文提纲范文）
| 1 煤层气井低产原因 |
| 1.1 地质储层条件 |
| 1.2 工程施工改造 |
| 1.3 井网设计和排采控制 |
| 2 二次改造技术进展 |
| 2.1 二次水力压裂 |
| 2.1.1 关键参数指标 |
| 2.1.2 二次压裂前后评价 |
| 2.2 二次无水压裂技术 |
| 2.3 间接压裂技术 |
| 2.4 微生物增透技术 |
| 2.5 酸化增透和泡沫酸洗 |
| 2.6 洗井、动压调节、负压抽采和井网改造 |
| 2.7 其他改造增产技术 |
| 3 二次改造技术综合应用分析 |
| 3.1 郑庄区块 |
| 3.2 柿庄区块 |
| 3.3 筠连地区 |
| 4 结 论 |
（2）樊庄区块煤层气开发单元-井底流压协同排采研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 变量注释表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 现存问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 实物工作量 |
| 2 地质背景 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层与含煤地层 |
| 2.3 构造地质特征 |
| 2.4 水文地质条件 |
| 2.5 煤层气地质与工程特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 煤层气开发单元 |
| 3.1 开发单元理论依据 |
| 3.2 开发单元划分原则 |
| 3.3 开发单元划分结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 煤层气井生产特征 |
| 4.1 煤层气井产气特征 |
| 4.2 排采规律研究 |
| 4.3 排采特征的地质单元约束 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 煤层气储层-井底流压协同模型 |
| 5.1 井底流压控制适应性 |
| 5.2 高效开发储层-井底流压协同模型构建 |
| 5.3 动态调节模式 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 煤层气高效开发井底流压动态控制技术 |
| 6.1 动态调节技术 |
| 6.2 动态调节应用 |
| 6.3 本章小结 |
| 7 主要结论 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（3）M采油厂成本管理存在的问题及对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究述评 |
| 1.2.1 国外研究综述 |
| 1.2.2 国内研究综述 |
| 1.2.3 国内外研究评价 |
| 1.3 研究内容和方法 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 第2章 相关基本理论 |
| 2.1 成本管理相关理论 |
| 2.1.1 成本管理的定义 |
| 2.1.2 成本管理的内容 |
| 2.1.3 成本管理的方法 |
| 2.2 油田企业成本管理模式 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 M采油厂成本管理现状分析 |
| 3.1 M采油厂简介 |
| 3.1.1 基本情况 |
| 3.1.2 组织结构 |
| 3.1.3 开采方式 |
| 3.2 M采油厂成本构成及变化趋势分析 |
| 3.2.1 M采油厂成本构成 |
| 3.2.2 M采油厂成本变化趋势分析 |
| 3.3 M采油厂成本管理框架及主要做法 |
| 3.3.1 M采油厂成本管理框架 |
| 3.3.2 M采油厂成本管理主要做法 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 M采油厂成本管理存在的问题及原因分析 |
| 4.1 M采油厂成本管理状况调查问卷 |
| 4.1.1 问卷A调查结果统计 |
| 4.1.2 问卷B调查结果统计 |
| 4.2 M采油厂成本管理存在的问题 |
| 4.2.1 成本预算指标不合理 |
| 4.2.2 成本核算不够精细 |
| 4.2.3 重点成本控制不到位 |
| 4.2.4 成本动态分析不及时 |
| 4.2.5 成本考核基层员工参与度低 |
| 4.3 M采油厂成本管理存在问题的原因分析 |
| 4.3.1 增量预算模式无法满足现阶段成本管理需求 |
| 4.3.2 单井成本核算缺乏标准和依据 |
| 4.3.3 重点成本控制不到位的原因 |
| 4.3.4 缺少成本动态分析的有效手段 |
| 4.3.5 缺失对基层员工绩效考核 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 M采油厂加强成本管理的对策 |
| 5.1 引入成本动因预算法 |
| 5.1.1 油气生产流程及四大系统划分 |
| 5.1.2 成本动因预算法的编制 |
| 5.2 建立分系统单井成本核算体系 |
| 5.2.1 分系统单井成本核算体系的核算流程 |
| 5.2.2 各系统精细到单井的具体核算过程 |
| 5.3 重点成本重点控制 |
| 5.3.1 建设数字化油田降低员工成本 |
| 5.3.2 降低无效低效能耗 |
| 5.3.3 建立有效的措施决策机制 |
| 5.4 建立成本实时预警机制 |
| 5.5 建立基层员工绩效考核体系 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录一 :调查问卷(A) |
| 附录二 :调查问卷(B) |
| 个人简介 |
| 致谢 |
（4）Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目技术经济评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 国内研究现状 |
| 1.3.2 国外研究现状 |
| 1.4 研究内容、方法及思路 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.4.3 研究思路 |
| 第二章 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目市场、技术与环境可行性分析 |
| 2.1 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目建设必要性与市场可行性分析 |
| 2.1.1 项目建设必要性分析 |
| 2.1.2 项目市场可行性分析 |
| 2.2 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目设备工作原理与技术适用性分析 |
| 2.2.1 1200方氮气泡沫作业设备的主要构成与工作原理 |
| 2.2.2 1200方氮气泡沫作业设备在海洋平台的适用性 |
| 2.2.3 氮气泡沫相关技术在油田生产中的适用性 |
| 2.3 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目节能措施与环评影响合格性分析 |
| 2.3.1 1200方氮气泡沫作业设备的节能措施 |
| 2.3.2 1200方氮气泡沫作业设备的环境影响合格性分析 |
| 第三章 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目投资估算 |
| 3.1 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目投资估算概说 |
| 3.1.1 投资估算的原则 |
| 3.1.2 投资估算的范围 |
| 3.1.3 投资估算的依据 |
| 3.2 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目总投资估算 |
| 3.2.1 总设备购置费估算 |
| 3.2.2 建设期利息估算 |
| 3.2.3 流动资金估算 |
| 3.3 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目总投资结果与总资产形成 |
| 3.3.1 总投资结果 |
| 3.3.2 总资产形成 |
| 第四章 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目损益估算 |
| 4.1 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目总成本费用估算 |
| 4.1.1 生产成本估算 |
| 4.1.2 管理费用估算 |
| 4.1.3 财务费用估算 |
| 4.1.4 营业费用估算 |
| 4.1.5 总成本费用求和与分解 |
| 4.2 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目营业收入税金与利润估算 |
| 4.2.1 营业收入估算 |
| 4.2.2 营业税金及附加估算 |
| 4.2.3 利润估算 |
| 第五章 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目财务评价 |
| 5.1 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目财务可行性评价概述 |
| 5.1.1 评价原则 |
| 5.1.2 评价方法 |
| 5.1.3 评价依据 |
| 5.2 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目盈利能力评价 |
| 5.2.1 财务内部收益率 |
| 5.2.2 财务净现值 |
| 5.2.3 投资回收期 |
| 5.2.4 总投资收益率 |
| 5.2.5 资本金净利润率 |
| 5.3 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目偿债能力评价 |
| 5.3.1 利息备付率 |
| 5.3.2 偿债备付率 |
| 5.3.3 资产负债率 |
| 5.4 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目财务生存能力评价 |
| 5.4.1 年净现金流量 |
| 5.4.2 累计盈余资金 |
| 第六章 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目不确定性与风险分析 |
| 6.1 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目不确定性分析 |
| 6.1.1 线性盈亏平衡分析 |
| 6.1.2 单因素敏感性分析 |
| 6.2 Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目风险分析 |
| 6.2.1 主要风险识别 |
| 6.2.2 风险应对措施 |
| 第七章 研究结论及建议 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 研究建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附表 |
（5）大洼油田水驱、聚驱压裂井选井方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 前言 |
| 第一章 大洼油田基本概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 地层特征 |
| 1.1.2 构造概况 |
| 1.1.3 沉积特征 |
| 1.1.4 储层特征 |
| 1.1.5 油层分布特征 |
| 1.1.6 流体性质及渗流规律 |
| 1.2 水驱生产概况 |
| 1.3 聚驱生产概况 |
| 第二章 水驱井组压裂选井 |
| 2.1 压裂效果主要影响因素 |
| 2.2 水驱油层措施改造前后试井曲线形态变化特点与措施效果的关系 |
| 2.2.1 解释参数 |
| 2.2.2 措施前后试井曲线形态特点与措施效果之间的关系 |
| 2.3 措施效果与试井参数之间的关系 |
| 2.3.1 表皮系数 |
| 2.3.2 油层渗透率 |
| 2.3.3 流度 |
| 2.3.4 油井含水率 |
| 2.3.5 油层压力 |
| 2.3.6 压开层位和压开厚度 |
| 2.4 措施井选井判别标准 |
| 2.4.1 定性判别方法 |
| 2.4.2 定量判别方法 |
| 2.4.3 模糊综合评判方法 |
| 2.4.4 措施井压裂效果预测与模糊综合评判计算软件研制 |
| 2.5.措施井选层判别标准 |
| 2.5.1 压开层位砂体性质判别标准 |
| 2.5.2 压开层位厚度判别标准 |
| 第三章 聚驱井组压裂选井 |
| 3.1 聚驱阶段油藏参数变化与试井曲线变化的关系 |
| 3.2 应用试井资料确定聚驱井措施时机 |
| 3.3 聚驱油层措施前后试井曲线形态特点与措施效果关系 |
| 3.4 聚驱油层措施效果与试井参数间的关系 |
| 3.4.1 表皮系数 |
| 3.4.2 油层渗透率 |
| 3.4.3 流度 |
| 3.4.4 含水率 |
| 3.4.5 油层压力 |
| 3.5 聚驱阶段压裂措施选井、选层方法 |
| 3.5.1 应用试井曲线优选压裂措施井 |
| 3.5.2 结合地质研究和动态分析完善聚驱压裂选井选层标准 |
| 第四章 实施效果 |
| 4.1 压裂组合工艺 |
| 4.2 井下防砂工艺 |
| 4.3 水驱采出井压裂效果分析 |
| 4.4 聚驱采出井压裂效果分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）萨尔图油田北三区东部水驱剩余油分布及层系优化调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 北三区东部基本概况 |
| 1.1 北三东地区地质特征 |
| 1.1.1 区域概况 |
| 1.1.2 构造特征 |
| 1.2 沉积特征 |
| 1.3 流体性质 |
| 1.4 地质储量的计算 |
| 第二章 储层精细描述 |
| 2.1 储层沉积特征 |
| 2.1.1 泛滥平原相 |
| 2.1.2 三角洲分流平原相 |
| 2.1.3 三角洲内前缘相 |
| 2.1.4 三角洲外前缘相 |
| 2.2 油层发育状况 |
| 2.3 油层发育特点 |
| 2.3.1 葡二组油层发育厚度大、渗透性好 |
| 2.3.2 高台子油层薄层发育，平、纵向上存在差异 |
| 2.4 油层非均质性 |
| 2.5 隔层发育状况 |
| 第三章 剩余油分析 |
| 3.1 剩余油研究的意义 |
| 3.2 研究区剩余油研究采用的方法 |
| 3.3 研究区剩余油潜力分析 |
| 3.4 研究区剩余油分布类型 |
| 第四章 北三东东部水驱层系调整依据 |
| 4.1 北二东层系优化调整效果分析 |
| 4.1.1 调整区概况 |
| 4.1.2 调整效果分析 |
| 4.1.3 需进一步研究的问题 |
| 4.2 北三东东部水驱层系开发上存在的矛盾 |
| 4.2.1 一次加密调整层系射孔井段长，层间矛盾突出 |
| 4.2.2 井网间开采层系交错，注采关系复杂 |
| 4.2.3 局部区域注采系统不完善 |
| 第五章 层系优化调整研究 |
| 5.1 层系优化调整原则 |
| 5.2 层系组合方案设计 |
| 5.2.1 层系组合方案设计及优选 |
| 5.2.2 层系组合方案优选结果 |
| 5.3 井网优化调整思路 |
| 5.3.1 层系井网调整部署区域的确定 |
| 5.3.2 层系优化调整井网部署思路 |
| 5.4 井号命名 |
| 5.5 层系优化调整射、补孔原则 |
| 5.6 层系优化调整工作量 |
| 第六章 层系优化调整效果与经济效益评价 |
| 6.1 北三东东部水驱层系优化调整意义 |
| 6.2 北三东东部水驱层系优化的主要的做法 |
| 6.3 北三东东部水驱层系优化调整影响因素 |
| 6.4 北三东东部水驱层系优化调整效果 |
| 6.5 直接经济效益 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（8）塔河油田产量递减因素分析与控制对策（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 国内油田研究现状 |
| 1.2.1 胜利油田胜利采油厂影响产量递减分因素及控制对策 |
| 1.2.2 胜利油田东辛采油厂影响产量递减分因素及控制对策 |
| 1.2.3 中原油田采油一厂影响产量递减分因素及控制对策 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术关键和技术路线 |
| 第2章 塔河油田产量递减规律分析 |
| 2.1 不同类型油藏产量变化特点 |
| 2.2 塔河油田产量递减规律 |
| 2.2.1 不同类型油藏的递减规律 |
| 2.2.2 不同类型油气井的递减规律 |
| 第3章 油田开发各环节影响产量递减因素 |
| 3.1 影响产量递减因素分析现状 |
| 3.2 产量递减分因素执果索因分析法 |
| 3.3 影响产量递减因素分析 |
| 3.3.1 油藏管理因素 |
| 3.3.2 井筒管理因素 |
| 3.3.3 井下作业因素 |
| 3.3.4 地面管理因素 |
| 3.3.5 生产运行因素 |
| 3.3.6 不同油藏类型主要油藏细分因素 |
| 3.4 自然递减分因素影响产量统计方法 |
| 3.4.1 油藏管理因素 |
| 3.4.2 井筒管理因素 |
| 3.4.3 井下作业因素 |
| 3.4.4 地面管理因素 |
| 3.4.5 生产运行因素 |
| 3.4.6 统计注意事项 |
| 第4章 塔河油田产量递减控制对策研究 |
| 4.1 分因素控制产量递减管理办法 |
| 4.1.1 产量递减分因素管理职责 |
| 4.1.2 产量递减分因素管理办法 |
| 4.1.3 产量递减分因素控制实施要求 |
| 4.1.4 产量递减分因素控制考核办法 |
| 4.2 分因素控制产量递减对策、措施及对应部门和岗位 |
| 4.2.1 分因素控制产量递减对策、措施 |
| 4.2.2 分因素控制产量递减对应部门和岗位 |
| 4.3 产量递减控制岗位责任和操作流程 |
| 4.3.1 产量递减控制岗位责任书 |
| 4.3.2 产量递减控制岗位操作流程图 |
| 第5章 产量递减分因素统计分析软件系统 |
| 5.1 自然递减分因素模糊判别分析法 |
| 5.2 软件设计 |
| 5.3 软件编制 |
| 5.3.1 编制内容 |
| 5.3.2 系统架构 |
| 5.4 软件功能 |
| 第6章 递减分因素分析控制效果 |
| 6.1 自然递减分因素分析 |
| 6.2 减缓自然递减工作及效果 |
| 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 |
（10）北二区西部低效井开发效果评价及治理对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 萨北开发区北二区西部概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 区块地理位置 |
| 1.1.2 开发概况 |
| 1.2 油层地质特征 |
| 第二章 注水开发效果评价 |
| 2.1 储层的非均质性分析 |
| 2.1.1 非均质性分析 |
| 2.1.2 层系组合 |
| 2.1.3 调整措施 |
| 2.1.4 发展控制无效水循环技术，提高高含水期注水利用率 |
| 2.2 注采井网适应性研究 |
| 2.2.1 注采系统适应性 |
| 2.2.2 井网适应性 |
| 2.2.3 反九点面积井网方式适应性评价 |
| 2.2.4 井网调整模式 |
| 2.2.5 合理注采井距研究 |
| 2.3 注水质量对油井生产的影响研究 |
| 2.3.1 注水效果评价 |
| 2.3.2 水井渗透率级差评价 |
| 2.3.3 注采系统调整时机 |
| 2.3.4 注水结构调整措施 |
| 2.4 低效井综合治理对策分析 |
| 2.4.1 低效井综合治理原则 |
| 2.4.2 低效井综合治理效果评价 |
| 第三章 特高含水期水驱产量结构调整技术研究 |
| 3.1 成本对低效井的影响分析 |
| 3.1.1 单井经济指标 |
| 3.1.2 成本构成分析 |
| 3.1.3 吨油成本构成 |
| 3.2 特高含水期水驱产量结构调整技术研究 |
| 3.2.1 最优低效井经济模型 |
| 3.2.2 措施增油经济界限模型 |
| 3.2.3 油井关井经济界限模型 |
| 3.2.4 风险性分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
四、低效井的判别模型及控制措施（论文参考文献）
- [1]煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析[J]. 李勇,胡海涛,王延斌,韩文龙,吴翔,吴鹏,刘度. 矿业科学学报, 2022(01)
- [2]樊庄区块煤层气开发单元-井底流压协同排采研究[D]. 沈健. 中国矿业大学, 2020(03)
- [3]M采油厂成本管理存在的问题及对策研究[D]. 刘泽. 东北石油大学, 2020(04)
- [4]Z公司1200方氮气泡沫作业设备购置项目技术经济评价研究[D]. 陈立群. 西南石油大学, 2018(06)
- [5]大洼油田水驱、聚驱压裂井选井方法研究[D]. 陈伟. 东北石油大学, 2017(02)
- [6]萨尔图油田北三区东部水驱剩余油分布及层系优化调整研究[D]. 刘梦轩. 东北石油大学, 2017(02)
- [7]浅析长关井安全管理及捞油技术改进[J]. 李炳锋. 化学工程与装备, 2016(11)
- [8]塔河油田产量递减因素分析与控制对策[D]. 李肃. 西南石油大学, 2014(09)
- [9]纯油区东部低产低效井的成因与治理[J]. 刘梦轩. 化学工程与装备, 2014(01)
- [10]北二区西部低效井开发效果评价及治理对策研究[D]. 田晓川. 东北石油大学, 2011(04)