一、应用经济边际值计算油田经济可采储量（论文文献综述）
范佳乐[1]（2020）在《S油田局部加密潜力研究》文中研究说明我国海域蕴藏着丰富的油气资源,目前陆地油气产量呈现递减趋势,而国家的石油需求量稳步增长,海上油田产量的持续增长已经成为国家石油产量增长和产量接替的重要组成部分。因此,本文针对海上S油田进行研究,采用油藏工程和数值模拟等技术对S油田二次局部加密潜力进行圈定,并最终得到局部层系细分和井网加密方案。首先通过选取采收率、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水上升率、递减率、阶段存水率、阶段水驱指数、地层压力保持水平八项评价指标对S油田整体开发效果进行了单指标评价和综合评价。通过对S油田的评价得到,评价结果为一类油田,整体开发效果较好,但局部仍然具有进一步提高油田采收率的潜力。基于油藏工程和数值模拟技术,得到油藏数值模型拟合新方法。在历史拟合完成前,计算值与实际值的采出程度与含水率的关系曲线存在差别较大。基于油藏工程理论,推导证明Kro/Krw～Sw关系曲线与水油比～采出程度关系曲线的斜率和截距之间存在函数关系。根据油田实际数据计算的水油比～采出程度关系曲线,确定相渗曲线平移距离,反演得到修正相渗曲线,利用该相渗再次进行数值模拟计算,可以得到计算值与油田实际值相同的开发效果,实现快速历史拟合。采用该方法对S油田实际井组模型进行验证后得到拟合精度为96.84%,拟合精度较好。为了进一步寻找S油田整体加密后二次局部加密潜力,首先采用油藏数值模型拟合新方法运用Eclipse数值模拟软件对S油田进行历史拟合,进而对剩余油进行预测。为了凸显目前井网存在的不足,确定合理的局部井网加密位置,基于目前开发制度将模型预测到2041年6月。通过计算阶段采出程度和剩余油饱和度并进行对比分析,得到了S1和S2两个局部加密潜力区。通过整理、筛选潜力区地质油藏数据,并基于油藏工程、数值模拟和物理模拟等方法,得到了单井有效厚度界限、渗透率级差界限和生产井段跨度界限,从而为潜力区进行层系细分提供理论依据。通过采油速度法、井网密度法和经济极限井距等方法进一步优化了潜力区的井距界限,为S油田二次局部加密奠定理论基础。结合层系井网调整技术界限,采用不同层系与井网组合的方式共设计5套开发方案。通过预测得到:S1潜力区最优开发方案为Ⅰ上和Ⅰ下油组分为一套层系,以原有井为基础,构建两排油井邻一排水井井距排距均为175米的井网形式。Ⅱ油组为一套层系,构建井距排距均为175米的一排间注间采、一排采油井和一排注水井相组合的井网形式。累积增油量为343.92×104m3,单井增油量为9.05×104m3。S2潜力区最优开发方案为将Ⅰ上油组为一套层系,以原有井为基础,转注部分原采油井,构建一排间注间采、一排采油井和一排注水井的井网形式。Ⅰ下和Ⅱ油组为一套层系,构建井距排距均为175米的两排油井邻一排水井的井网形式。累积增油量为495.2×104m3,单井增油量为12.38×104m3。
张山江[2]（2016）在《油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究》文中研究指明油田开采的过程中,随着开采时间的推进,其原油产量会经历明显的变化。原油产量在投产阶段产量上升,在稳产阶段产量维持在高产水平,在快速下降阶段产量大幅下降,在衰竭阶段产量以低产状态保持平稳递减。随着油田开发的进行,产油量逐渐下降,含水率不断上升,开采难度日益增加,生产成本不断上升,因此在油田开发的后期要实施增产措施以提高产量。所以需要研究单井增产措施的效益问题来指导油田开发单井增产措施投入实施的顺利开展,提高油田整体开发的经济效益,为油田企业的精细化管理提供理论依据和技术支持。通过经济极限产量方法和边际理论方法的使用,利用净收益和增量成本这两种指标对油田开发后期单井的七种增产措施的效益进行了分析和计算,证明七种增产措施都是有效益的。在此基础上,建立关于油田开发后期的单井增产措施效益指标体系,并通过多因素分析的灰色模糊综合评价方法对七种增产措施进行了最终的分析和评价,结果证明在综合考虑效益指标的前提下,补层的效益最优,化学防砂的效益最差。事实证明单因素的效益计算方法不适用于增产措施的效益评价,而以建立效益指标体系为评价依据的多因素综合评价方法则能较好的考察油田开发后期单井增产措施效益的优秀程度,为油田效益最大化的实现提了决策依据。这是油田精细化管理的深化,对于石油企业降低成本、实施现代化管理、提高油田开发决策水平具有普遍指导意义。
周锴[3]（2015）在《苏里格气田东区盒8段致密砂岩储层水平井开发地质条件研究》文中认为苏里格气田东区盒8段砂岩储层岩性致密,地质特征较为复杂。针对研究区地质特征的研究已日趋成熟,水平井在苏里格气田应用也日渐广泛。然而,由于地质因素复杂,水平井产能差异较大,受气藏水平井投资成本的影响,苏里格气田东区水平井开发仍处于试验阶段。为了搞清楚影响产能差异的因素,针对大规模应用水平井开发中存在的矛盾,本文结合储层微观地质实验,论证了适合水平井开发的经济和地质条件,并划分了适合水平井开发有利区带。在对研究区基础地质特征及微观地质特征研究的基础上,取得以下研究成果：①根据研究区盒8段储层开发生产的实际情况,采用财务净现值法对研究区水平井开发进行经济评价,获得以下四个经济评价参数：单井累积产气量>2493×104m3,控制地质储量>0.5×108m3,储量丰度>0.45×108m3/km2,单井日产气量>0.76×104m3/d,为进一步标定适合水平井开发的地质参数提供依据。②计算适合研究区水平井有效开发的储层厚度、物性、含气性、电性下限和储层微观地质实验特征参数,在给定条件下（气价为1.1元/m3）确定相应评价参数：有效储层厚度下限取4m时,渗透率>0.28×10-3μm2；孔隙度>8.85%；含气饱和度>53.4%。根据以上研究,利用测井基本原理、阿尔奇公式和交会图等方法标定出声波时差、电阻率、密度及泥质含量的电性下限,分别为：声波时差△t>230μs,电阻率>30Ω·m,密度<2.55g/cm3,泥质含量<14%。③根据经济及地质评价标准,通过岩样渗透率与微观实验特征参数相关性分析,以极限渗透率0.28×10-3μm2为标准标定适合水平井开发的高压压汞排驱压力<0.98MPa,中值半径>0.9gm,气水相渗束缚水饱和度<50.4%,两相共渗区范围>43.0%。适合水平井开发的高压压汞及相渗曲线类型为Ⅰ、Ⅱ类曲线。④结合研究区盒8段储层水平井开发砂体、孔隙度、渗透率与含气饱和度的极限值,对盒8上与盒8下小层适合水平井开发的区域进行优选,其中盒8上段有利区范围约413.11km2,盒8下段有利区范围约589.86km2。以上成果的研究,结合了经济和地质两方面因素,对研究区水平井开发条件参数进行综合标定,这有利于苏里格气田东区高效合理的开发,对实际生产具有指导意义。
张悦[4]（2014）在《低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究》文中研究说明‘近年来,我国已探明天然气储量中低渗透气藏高达90%,且所占比例呈逐年上涨趋势。基于这种原因,把勘探开发目标瞄准在低渗透气田已势在必行。对于天然气开发企业来说,天然气产量越高,并非意味着经济效益就越好,如果天然气产量的增长是以投资和成本的大幅度增加为代价,势必会造成天然气单位利润的下降甚至亏损。因此,为更加经济、有效地对低渗透气田进行开发,满足天然气开发企业的目标收益,同时提高企业的开发质量和管理水平,对低渗透气田开发经济临界产量进行深入研究是至关重要的。本研究通过分析低渗透气田不同开发时期的开发特点及气田开发投资成本、天然气产量的构成及变化,结合天然气开发企业实际经营情况,引入了产能计算系数、产能建设临界值等经济指标,运用净现值法、边际分析法、动态盈亏平衡分析法等原理,分别建立了低渗透气田开发初期、开发中期、开发中后期及开发后期四个阶段的天然气经济临界产量计算模型并将其应用到N气田的实际生产开发中。各阶段模型充分考虑了天然气价格、天然气产量、操作成本、投资金额、营业税金及附加、商品率等经济指标,计算结果贴近低渗透气田的生产开发实际。各阶段经济临界产量计算模型不仅能计算气田不同开发时期的天然气经济临界产量,还可分析经济临界产量对天然气价格、基准收益率、操作成本等经济参数的敏感性。深入研究低渗透气田对实现天然气开发企业利润最大化,降低生产投资成本,加强气藏经营管理,提高天然气开发企业组织生产和投资决策能力具有重要的指导性意义。
谢志明[5]（2012）在《燃煤发电企业循环经济资源价值流研究》文中认为“能源节约、环境友好、经济发展”是本世纪人类所面临的三大主题。尽管燃煤发电消耗大量不可再生能源、环境污染严重,但燃煤发电因其成本和技术优势,在电力能源结构中仍将占绝对比重。这一现实决定了燃煤发电企业循环经济转型的发展趋势。如何按照减量化（Reduce）、再利用（Reuse）、再循环（Recycle）原则融合物质流与价值流,谋求能源资源节约、环境负荷降低、经济价值增值共赢目标,已经成为工业生态学、经济学与环境会计学等各界学者关注的焦点。偏重技术型的物质流分析方法,可于工程角度探求资源节约与环境友好的相关解决措施,但不能充分挖掘与经济决策有关的价值流信息,导致煤电企业循环经济实践被动追求物质技术循环链接的盲目性；基于战略管理与精益生产的传统价值流分析方法,注重自身经济价值最大化,却忽略资源消耗、环境排放以及废弃物资源外部损害价值,致使燃煤发电企业循环经济缺乏内生化和自运行的动力。鉴于此,本文立足于燃煤发电企业循环经济发展的基本特征,采用调查分析、比较分析和实证分析等方法,构建了燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的基本理论与方法体系。首先,文章分析了燃煤发电企业循环经济物质流与价值流的融合基础与过程。摒弃传统价值流分析不考虑资源与环境约束的局限,综合考虑资源节约和环境友好的技术与经济可行性,分析了物质流转环节中价值投入、价值物化以及价值增值的价值流运行规律。其次,构建了燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的理论框架。界定了研究边界以及循环经济资源价值流的内涵,结合生产工艺特点,分析了资源价值流的层次结构、特征及其影响因素,明确了燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的主要内容。第三,构建了与资源流转环节相匹配的资源价值流核算模型。利用该模型得到了内部资源价值流矩阵、外部环境损害价值以及二者的综合评价结果等结构化信息,为利用价值流规律优化物质流,实现价值流对物质流的生态导引作用指明了方向。第四,通过对美国、德国和日本等发达国家燃煤发电企业资源价值流报告进行比较研究,设计了适合我国煤电企业循环经济发展的资源价值流报告模式。并以案例企业资源价值流核算与分析数据为基础,对循环经济资源价值流报告内容、形式及报告方式等进行了分析。第五,深入到燃煤发电企业资源流转过程,计算了输入、消耗、循环和输出等环节的物质流与价值流量指标,构建了燃煤发电企业循环经济资源价值流效率的多层次可拓综合评价（MESE）模型。各环节的资源价值流效率指数、综合效率水平以及根据计算结果绘制的资源价值流效率晴雨图等,为燃煤发电企业资源流管理、环境保护以及循环经济发展提供了实际数据支持和合理的评价手段。最后,分析了燃煤发电企业循环经济资源价值流分析及应用的保障条件,主要是经济利益驱动、技术指引、法律规制以及公众参与机制保障等。论文在国内外相关研究的基础上,希望在以下方面能有所突破：分析物质流与价值流的融合运动过程（物质流是价值流的载体,价值流反作用于物质流路线优化）,这为解决物质流调控困境,促进燃煤发电企业积极参与循环经济指明了方向；借鉴与资源价值流管理密切相关的工业生态学、环境经济学和现代环境会计学前沿,首次较系统地提出了燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的理论框架,是集成创新的体现；提出了内部资源价值流核算（MFCA）和外部环境损害价值评估（LIME）的融合分析方法,价值流转模式、计量属性都有一定的前沿性；燃煤发电企业循环经济资源价值流报告“嵌入”了物质流与价值流信息,内容全面、形式较为新颖；MESE显现了流程层面的资源消耗、资源损失、废弃排放的物质流与价值流相互作用的效果,拓展了循环经济评价研究的广度与深度。尽管服务于燃煤发电企业循环经济发展的资源价值流决策支持系统的设计仍需持续探索,但本文研究结果综合反映了物质流转对价值流的影响以及价值流对物质流的生态引导作用,对促进燃煤发电企业循环经济发展,实现共赢目标具有重要的理论意义与实践价值。
胡海霞[6]（2012）在《彩9井区西山窑组油藏综合调整研究》文中提出彩9西山窑组油藏递减期采油速度下降迅速,含水继续上升,大批油井相继见水后效果变差甚至失效。截至2011年9月30日,彩9区西山窑组油井开井数58口,仅占总数四分之一。油井大面积关井,油井利用率低。目前全区采出程度为22.5%,综合含水88.2%,含水小于60%的油井占25%,含水>80%的油井占57%。注采矛盾进一步加剧。注采总压差逐步增大至10MPa以上,压力场分布极不均匀,采油井水窜,高含水和供液不足的现象并存,难以形成有效的水驱系统。因此,针对目前彩9井区西山窑组油藏高含水低产低能开发状况,综合分析油藏开发效果及制约因素,研究认识油藏开采规律、剩余油分布特点及开采潜力,确定油藏合理的开发调整方式及提高最终采收率已迫在眉睫。针对彩9西山窑组油藏的开发现状,本文针对油藏的实际情况,对该油藏的见水特征、含水规律、含水上升率、压力系统等开发特征进行了分析。对目前油藏的开发效果进行了评价,认为正韵律厚油层水驱油效果较差,是注水开发效果变差的根本原因；裂缝及高渗条带制约了注入水的波及体积；部分油井射孔位置偏低,加剧了含水上升速度；人工压裂投产加速了见水速度；早期过高的采油速度,使地层压力下降过快；反九点生产井网目前难以保证合理的注入速度。针对水驱曲线末端明显呈上翘趋势,开发效果变差,甲乙型水驱曲线不适用这一问题,通过对含水上翘问题的调研,找到了水驱曲线上翘的校正方法,并对彩9西山窑组油藏的采收率进行了预测。同时也用童氏图版法、变形介质一维水驱油模型法对该油藏的采收率进行了预测。常规产量劈分方法主要是基于h或Kh进行劈分、根据产液剖面劈分、产液剖面模型法等。由于均未考虑油藏开发动态变化,如含水率变化、井底流压变化等而进行,无法结合油井生产动态实际,因此准确度都较低。鉴于目前常规产量劈分方法存在的不足,由此得来的剩余油分布也是不可靠的。因此本次研究中,我们使用的是基于改进反距离加权方法及遗传算法,建立产水/油劈分模型。在此基础上预测出了该油藏的剩余油分布。并对剩余油分布富集区带和剩余潜力分布类型进行了分析本文通过对国内外低渗油藏提高采收率方法进行了调研,针对油藏的实际情况,筛选出了适合彩9西山窑组油藏特征的措施调整和提高采收率方法。通过研究,本文取得的主要成果有：1、通过油藏动态分析认为,油藏整体水驱波及体积小,动用程度低。剩余潜力大,剩余油分布面积广。2、针对水驱曲线末端明显呈上翘趋势,开发效果变差,甲乙型水驱曲线不适用这一问题,通过对含水上翘问题的调研,找到了水驱曲线上翘的校正方法,并对彩9西山窑组油藏的采收率进行了预测,甲型水驱曲线预测采收率为25.8%,乙型水驱曲线预测的采收率为27.1%。同时也用童氏图版法进行了预测,预测采收率为26%。3、利用变形介质油藏一维水驱油模型,计算了出考虑储层变形采出程度与含水率的关系曲线,和常规一维水驱油模型下计算出采出程度与含水率的关系曲线对比分析可知。考虑变形,西山窑理论采收率为30%,比不考虑变形的低11%考虑变形的采收率与标定采收率32%比较接近,说明考虑变形评价油藏的开发效果更准确。4、用基于改进反距离加权方法及遗传算法,建立产水/油劈分模型。对彩9西山窑组油藏油井进行了产量劈分。得出单井累产油在各个小层的累计产油量,由各单井产量劈分结果,应用Discovery软件,插值得到全区剩余储量分布。对剩余油富集区带进行了分析,认为垂直地应力方向剩余油相对富集；裂缝发育井区剩余油相对富集；水下分流浅滩剩余油相对富集；油井排间剩余油相对富集；纵向上剩余油集中在物性相对较差的地方。将剩余潜力分布类型分为平面上剩余潜力分布和纵向上剩余潜力分布。平面上主要分布在：1)井网控制不住区；2)平面注入水失调区块；3)河道边部薄差层；4)注采不完善区；5)二线受效区；6)单向受效区；7)滞留区；8)断层遮挡处的剩余油。纵向上主要分布在：1)裂缝窜吸带；2)层间干扰层段；3)层内未水淹层段；4)隔层损失层段；5)未射潜力层段；6)纵向上分布稳定的差油层；7)吸水较差的层段。5、对低渗油藏提高采收率方法进行了调研,并筛选出了适合彩9西山窑组油藏特征的挖潜措施、方法和三次采油提高采收率的方法。挖潜措施、方法：井网加密调整措施、压裂、周期注水。三次采油提高采收率的方法：氮气驱、空气驱、空气-泡沫驱。
韦方娥[7]（2012）在《河南油田低品位油藏开发经济评价研究》文中研究指明我国国民经济持续快速发展加剧了对石油的刚性需求,石油对外依存度逐年攀升并将成为长期趋势。为进一步提高国内石油产量、保证国家石油安全,加快、加大低品位油藏的动用显得十分迫切和必要。近年来,油价的上涨和开发技术的突破使得低品位油藏得到了积极的评价和动用,各油田根据需要自行评价,评价方法、标准和参数各不相同,加大决策和管理的难度。为此,研究系统、科学、适用的经济评价方法体系作为油藏筛选和生产绩效管理的指导,对推动低品位油藏高效开发具有积极的现实意义。本文以河南油田低品位油藏为研究对象,梳理了低品位油藏的定义,结合当前低品位油藏动用规模和技术发展情况,确定了当前低品位油藏的外延。总结分析前人油藏开发经济评价理论成果,并结合低品位油藏开发的特点,引入了油藏经营、价值管理（EVA）、风险评价等相关理念和方法,丰富了低品位油藏开发发经济评价理论基础。在此基础上,完善了低品位油藏开发现行的经济评价方法,丰富了评价指标体系,强化了经济增加值考核和风险评价,提出了合理的评价判定基准值。并结合国内开发实际,规范了低品位油藏开发经济评价各要素的含义,并明确了计算方法。再以油藏经营管理思想为指导,对项目实行全过程经济评价机制,建立了开发决策、生产运行和油藏弃置等3个关键阶段的经济评价方法。随后运用建立的经济评价方法对河南油田的低品位油藏进行评价筛选。对低渗透油藏进行了生产运行评价,对超薄层稠油油藏进行了经济界限评价,找出了挖潜方向。为促进河南油田低品位油藏高效开发,结合实际情况,最后从政策、技术与管理等方面提出了开发建议措施。
吴亚丽[8]（2011）在《海外油气项目经济极限值测算》文中研究说明海外油气项目经济评价复杂,涉及的评价指标很多,关键指标包括"最小经济储量规模"和"单井经济界限"测算,海外油气项目中这两个指标与国内油气项目的测算方法和思路是不同的。在海外项目中,资源国获得的收益一般占到整个项目收益的60%～80%。海外油气勘探开发项目的经济极限值测算,必须研究项目的合同财税条款及相关因数,并根据合同财税条款编制经济评价模型,严格按经济评价模型进行测算,才能获得正确的、有价值的评价结果。探讨了海外油气勘探开发项目经济极限值的测算方法,举例分析了最小经济储量规模、单井经济界限值的计算方法。最小经济储量规模的测算应用贴现现金流法,根据具体项目的财税条款编制经济评价模型,结合项目的技术及经济参数进行测算;单井经济界限的测算,主要应用增量法,并举例说明单井初始日产量及经济可采储量的测算。
李红斌[9]（2011）在《油田开发单井经济边界分析模型及其应用》文中提出随着油田开发的进行,产油量逐渐下降,含水率不断上升,开采难度日益增加,生产成本不断上升,每一口单井的生产未必可以满足企业经营的目标,所以需要研究单井经济边界来指导油田开发单井经营活动的顺利开展,提高油田整体开发的经济效益,为油田企业的精细化管理提供理论依据和技术支持。通过对油田开发初期、开发中期、开发中后期、开发后期四个开发阶段的特点及成本、产量的变化和构成进行分析,确定了单井成本费用的分摊和核算方法,特别说明了税金的计算与原油产量、原油价格、原油商品率、操作成本、其他管理费、营业费用以及税率有关,结合油田经营管理实际,综合运用净现值法、动态盈亏平衡法和边际分析法等原理,分别建立了油田开发四个阶段中单井各个经济指标的边界分析模型,包括产油量、投资额、操作成本和原油价格等指标,并应用建立的经济边界模型对某油田不同阶段的单井经济边界值进行测算。单井经济边界研究可以从多个角度评价单井的经济效益,确保单井生产的每一吨原油都有利润,为油田效益最大化的实现提供了决策依据,是油田精细化管理的深化,对于石油企业降低成本、实施现代化管理、提高油田开发决策水平具有普遍指导意义。
肖毓[10]（2011）在《稠油油藏经济可采储量的计算方法研究》文中研究表明稠油油藏的开发项目投资较高、风险较大,项目的可行与优劣,不仅取决于技术的先进可行以及效果的好坏,更重要的是经济的合理与效益的高低。即项目是否具有商业价值,经济可行的。经济可采储量正是反映了处于不同开发阶段油藏储量的经济价值和工业开采价值,为经济、高效的开发稠油油藏提供了合理的科学依据。本文借鉴前人的研究成果,在调研大量的文献资料和综合分析的基础上,针对以往稠油油藏经济可采储量计算的局限性,提出了一种改进的稠油油藏经济可采储量的计算方法。经济可采储量是受多种因素制约的综合性的经济指标,本文从地质因素、开发技术、经济因素、科技进步等四个方面,系统和全面的详细阐述了影响稠油油藏经济可采储量的20个因素,科学配置和合理控制这些影响因素是提高经济可采储量的有效途径。计算经济可采储量的主要方法有现金流量法、经济极限含水法、经济极限油汽比法、经济时间开采法、经济极限井网密度法、产量递减法和类比法,根据这七种计算方法不同的适用条件,经过归纳分析,编制出一套完整的稠油油藏经济可采储量计算方法系列表,确立了稠油油藏在不同的开采阶段的经济可采储量的计算方法。通过对技术和经济的双重角度分析,筛选出经济可采储量的七个主要影响因素。在此基础上,利用灰色关联分析方法对经济可采储量模型的建立进行可行性论证,依据灰色关联算法对经济可采储量的影响因素进行关联度分析,通过各影响因素之间关系建立了经济可采储量的数学模型。联系某油区各油田的地质特征、开发与勘探概况,采用不同的计算方法对该油区的经济可采储量进行分析对比,结果表明结合灰色关联分析的比其它算法的误差相对较小,更接近于真实值,进一步证实了此方法的实用性。
二、应用经济边际值计算油田经济可采储量（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、应用经济边际值计算油田经济可采储量（论文提纲范文）
（1）S油田局部加密潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 绪论 |
| 一、研究目的及意义 |
| 二、国内外研究现状 |
| 三、研究内容 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.2 原油性质 |
| 1.2.1 地面原油性质 |
| 1.2.2 地层原油性质 |
| 1.3 开发状况 |
| 第二章 S油田开发效果评价 |
| 2.1 采收率 |
| 2.1.1 标定采收率 |
| 2.1.2 目标采收率 |
| 2.1.3 评价油田采收率 |
| 2.2 水驱储量控制程度 |
| 2.3 水驱储量动用程度 |
| 2.4 含水上升率 |
| 2.4.1 理论含水上升率 |
| 2.4.2 实际含水上升率 |
| 2.4.3 含水上升率开发效果评价 |
| 2.5 递减率 |
| 2.5.1 理论递减率 |
| 2.5.2 实际递减率 |
| 2.5.3 递减率开发效果评价 |
| 2.6 阶段存水率 |
| 2.7 阶段水驱指数 |
| 2.8 地层压力保持水平 |
| 2.9 开发效果综合评价 |
| 2.10 S油田目前存在的问题 |
| 第三章 油藏数值模拟拟合新方法 |
| 3.1 历史拟合中存在的问题 |
| 3.2 水油比与采出程度关系式与相渗曲线的关系推导 |
| 3.3 相渗曲线修改方法 |
| 3.3.1 计算油水相对渗透率的比值 |
| 3.3.2 平移相对渗透率曲线法 |
| 3.4 分段平移相渗 |
| 3.5 实例验证 |
| 3.5.1 井组模型建立 |
| 3.5.2 井组模型平移规律验证 |
| 第四章 S油田局部加密潜力分析 |
| 4.1 S油田历史拟合 |
| 4.2 局部加密潜力区圈定 |
| 4.3 潜力区剩余油分析 |
| 第五章 潜力区层系井网调整界限 |
| 5.1 层系细分技术界限 |
| 5.1.1 单井有效厚度界限 |
| 5.1.2 渗透率级差界限 |
| 5.1.3 生产井段跨度界限 |
| 5.2 井距调整界限 |
| 5.2.1 采油速度法 |
| 5.2.2 井网密度法 |
| 5.2.3 经济极限井距 |
| 5.3 层系井网调整界限研究成果 |
| 5.3.1 层系细分界限研究结果 |
| 5.3.2 井距界限研究结果 |
| 第六章 S油田层系组合与井网加密方案 |
| 6.1 层系组合方案 |
| 6.2 井网加密方案 |
| 6.2.1 井网加密原则 |
| 6.2.2 井网加密位置 |
| 6.2.3 井网加密部署方式 |
| 6.3 加密方案效果预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读研究生期间研究成果 |
| 致谢 |
（2）油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的目的与意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.3 选题的依据 |
| 1.3.1 理论依据 |
| 1.3.2 技术依据 |
| 1.4 研究思路与方法 |
| 1.4.1 研究思路与内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.5 预期的研究成果 |
| 1.6 研究的难点 |
| 1.7 研究工作中面临的技术难点和拟采取的解决办法 |
| 1.7.1 面临的技术难点 |
| 1.7.2 拟采取的解决办法 |
| 第2章 油田开发后期单井增产措施效益分析与评价基础 |
| 2.1 油田开发后期特点及增产措施概述 |
| 2.1.1 油田开发后期特点 |
| 2.1.2 已用增产措施概述 |
| 2.2 效益分析与指标体系理论基础 |
| 2.2.1 效益分析原则 |
| 2.2.2 效益分析的基本思路 |
| 2.2.3 指标体系建立的基本原则 |
| 2.2.4 指标体系建立的基本步骤 |
| 2.4 应用案例及其原始数据简述 |
| 2.5 沙二油藏措施作业现状 |
| 第3章 油田开发后期单井增产措施效益指标体系的构建与分析 |
| 3.1 增产措施效益指标体系的构建 |
| 3.1.1 增产措施效益分析的内容与指标来源 |
| 3.1.2 增产措施效益分析的内容与指标解释 |
| 3.2 增产措施效益分析的内容与指标计算 |
| 3.2.1 经济性指标的计算 |
| 3.2.2 生产性指标的计算 |
| 第4章 油田开发后期单井增产措施效益计算 |
| 4.1 油田开发后期单井增产措施效益计算的基础 |
| 4.1.1 经济极限产量方法的基本原理 |
| 4.1.2 增产措施经济极限产量的计算 |
| 4.1.3 效益井类型分类标准的确定与计算 |
| 4.2 边际理论与方法 |
| 4.2.1 边际分析法的基本原理 |
| 4.2.2 边际分析法的应用 |
| 第5章 油田开发后期单井增产措施效益的综合评价 |
| 5.1 效益综合评价的基本内涵 |
| 5.1.1 效益综合评价的基本原理 |
| 5.1.2 效益综合评价的步骤与原则 |
| 5.1.3 效益综合评价的基本要素 |
| 5.2 灰色模糊评价方法的选择 |
| 5.3 灰色模糊综合评价方法的基本内容 |
| 5.3.1 灰色评价法的基本原理 |
| 5.3.2 模糊数学理论评价法的基本原理 |
| 5.3.3 灰色模糊综合评价方法的基本原理 |
| 5.4 灰色模糊综合评价方法的应用 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表论文情况 |
（3）苏里格气田东区盒8段致密砂岩储层水平井开发地质条件研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 水平井开发研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 苏里格气田东区水平井应用现状 |
| 1.3 研究思路与方法 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置及构造特征 |
| 2.2 地层发育特征 |
| 2.3 沉积环境 |
| 2.4 盒_8段岩性、物性及含气性特征 |
| 2.4.1 岩性特征 |
| 2.4.2 物性特征 |
| 2.4.3 含气性特征 |
| 第三章 储层微观地质特征 |
| 3.1 储层微观孔隙结构特征 |
| 3.1.1 常规薄片微观孔隙结构特征研究 |
| 3.1.2 高压压汞微观孔隙结构特征研究 |
| 3.2 储层微观渗流特征 |
| 3.2.1 气水相渗实验过程 |
| 3.2.2 气水相渗曲线分类及特征 |
| 第四章 水平井开发条件研究 |
| 4.1 水平井开发条件标准 |
| 4.2 评价方法 |
| 4.2.1 经济极限产量(最小累计采气量) |
| 4.2.2 经济极限储量(最小控制地质储量) |
| 4.2.3 经济极限日产量 |
| 4.3 水平井开发有效厚度下限 |
| 4.4 水平井开发物性下限 |
| 4.4.1 极限渗透率 |
| 4.4.2 极限孔隙度 |
| 4.5 水平井开发含气饱和度下限 |
| 4.6 水平井开发电性标准 |
| 4.6.1 声波时差标准 |
| 4.6.2 电阻率标准 |
| 4.6.3 密度与泥质含量标准 |
| 4.7 储层微观地质特征参数标定 |
| 4.7.1 高压压汞实验特征参数标定 |
| 4.7.2 气水相渗实验特征参数标定 |
| 第五章 水平井开发条件综合评价 |
| 5.1 水平井开发地质影响因素分析 |
| 5.2 水平井开发条件参数及有利区筛选 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（4）低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状及其存在的问题 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 研究存在的问题 |
| 1.3 研究的目的和意义 |
| 1.3.1 研究的目的 |
| 1.3.2 研究的意义 |
| 1.4 研究方法及研究思路 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 研究思路 |
| 1.5 研究的主要内容及创新 |
| 1.5.1 主要内容 |
| 1.5.2 研究的创新点 |
| 第2章 低渗透气田开发经济临界产量相关理论及影响因素分析 |
| 2.1 低渗透气田开发经济临界产量相关概念 |
| 2.1.1 低渗透气田的含义及特点 |
| 2.1.2 经济产量含义 |
| 2.1.3 经济临界产量含义 |
| 2.1.4 经济临界产量的界定 |
| 2.2 经济临界产量确定原理 |
| 2.3 低渗透气田开发的基本规律与开发阶段的划分 |
| 2.3.1 气田开发划分方法概述 |
| 2.3.2 气田开发各阶段的划分特点 |
| 2.4 低渗透气田开发成本费用及分摊方法 |
| 2.4.1 操作成本和折旧折耗分析 |
| 2.4.2 间接费用分析 |
| 2.4.3 成本费用气井分摊与核算方法 |
| 2.5 低渗透气田开发天然气产量预测理论与方法概述 |
| 2.5.1 气田开发天然气产量预测基本理论 |
| 2.5.2 自然产量预测方法概述 |
| 2.5.3 措施产量预测方法概述 |
| 2.5.4 新井产量预测方法概述 |
| 2.6 低渗透气田经济产量影响因素分析 |
| 第3章 低渗透气田开发初期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 3.1 气田开发初期经济临界产量计算方法分析 |
| 3.2 气田开发初期经济临界产量计算模型 |
| 3.3 气田开发初期经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第4章 低渗透气田开发中期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 4.1 气田开发中期经济临界产量计算方法分析 |
| 4.2 气田开发中期经济临界产量计算模型 |
| 4.3 气田开发中期经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第5章 低渗透气田开发中后期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 5.1 气田开发中后期加密新井经济临界产量计算方法分析 |
| 5.2 加密新井经济临界产量计算模型 |
| 5.3 谢尔卡乔夫加密井经济临界产量计算模型 |
| 5.4 气田开发中后期加密新井经济临界产量模型在N气田的应用 |
| 5.5 气田开发中后期增产措施井经济临界产量计算方法分析 |
| 5.6 措施井措施增气经济临界产量计算模型 |
| 5.7 气田开发中后期增产措施井经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第6章 低渗透气田开发后期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 6.1 气田开发后期经济极限水气比分析 |
| 6.2 气田开发后期经济极限水气比计算模型 |
| 6.3 气田开发后期经济极限水气比计算模型在N气田的应用 |
| 6.4 气田开发末期气井关井经济临界产量计算分析 |
| 6.5 气田开发末期气井关井经济临界产量计算模型 |
| 6.6 气田开发末期气井关井经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第7章 结论与不足 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 研究存在的不足 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）燃煤发电企业循环经济资源价值流研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 导论 |
| 1.1 问题的提出 |
| 1.1.1 中国燃煤发电业资源、环境现状与循环经济发展的压力 |
| 1.1.2 传统资源价值理论与循环经济发展的矛盾 |
| 1.1.3 传统的价值核算方法不能满足循环经济发展要求 |
| 1.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究综述与评价 |
| 1.3.1 循环经济的理论基础,逻辑过程与实现路径 |
| 1.3.2 燃煤发电企业循环经济实践与评价研究 |
| 1.3.3 循环经济资源价值流研究 |
| 1.3.4 国内外研究评价 |
| 1.4 研究内容与研究方法 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究思路与研究方法 |
| 第二章 燃煤发电循环经济发展：物质流与价值流的融合分析 |
| 2.1 燃煤发电循环经济发展的现实基础 |
| 2.1.1 燃煤发电在电力能源生产中的构成及比较优势 |
| 2.1.2 粗放型燃煤发电物质流对环境的影响 |
| 2.2 燃煤发电企业循环模式、物质流分析方法及其困境 |
| 2.2.1 燃煤发电企业循环经济模式 |
| 2.2.2 燃煤发电企业循环经济调控的基本手段：物质流分析 |
| 2.2.3 燃煤发电企业循环经济物质流分析的困境 |
| 2.3 煤电企业循环经济资源价值流与物质流的融合 |
| 2.3.1 融合基础：资源流的“二元”属性 |
| 2.3.2 融合过程：物质流动过程中的价值循环 |
| 第三章 燃煤发电企业资源价值流研究的理论分析 |
| 3.1 燃煤发电企业资源价值流研究的理论基础 |
| 3.1.1 工业生态学理论 |
| 3.1.2 环境资源产权理论 |
| 3.1.3 生命周期理论 |
| 3.1.4 现代环境会计理论 |
| 3.2 循环经济资源价值流的内涵分析 |
| 3.2.1 循环经济资源价值流界定 |
| 3.2.2 循环经济资源价值流的分类 |
| 3.2.3 循环经济资源价值流的特征 |
| 3.2.4 循环经济资源价值流的影响因素 |
| 3.3 燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的理论框架 |
| 3.3.1 燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的定位与目标 |
| 3.3.2 燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的基本原则 |
| 3.3.3 燃煤发电企业循环经济资源价值流分析的主要内容 |
| 第四章 燃煤发电企业循环经济资源价值流核算研究 |
| 4.1 燃煤发电企业资源价值流核算原理与功效 |
| 4.1.1 燃煤发电企业资源价值流核算的必要性 |
| 4.1.2 燃煤发电企业资源价值流核算的基本原理 |
| 4.1.3 燃煤发电企业资源价值流核算的功效 |
| 4.2 燃煤发电企业循环经济资源价值流核算模型与方法体系 |
| 4.2.1 燃煤发电企业物料能源流转与资源价值流模型构建 |
| 4.2.2 燃煤发电企业内部资源价值流核算程序 |
| 4.2.3 燃煤发电企业外部环境污染损害价值核算模型 |
| 4.2.4 内部资源损失价值与外部环境损害价值核算的融合分析 |
| 4.3 燃煤发电企业资源价值流核算的案例研究 |
| 4.3.1 案例企业背景与基本数据 |
| 4.3.2 资源价值流核算模型与结构 |
| 4.3.3 资源价值流核算结果分析 |
| 第五章 燃煤发电企业循环经济资源价值流报告研究 |
| 5.1 燃煤发电企业资源价值流报告的原因探析：深绿受托责任 |
| 5.1.1 循环经济条件下燃煤发电企业受托责任的扩大化 |
| 5.1.2 燃煤发电企业循环经济经营系统构建：受托责任的履行 |
| 5.1.3 燃煤发电企业循环经济价值流报告：受托责任的解除 |
| 5.2 燃煤发电企业资源价值流报告的国际比较及借鉴 |
| 5.2.1 美国燃煤发电企业循环经济资源价值流报告 |
| 5.2.2 德国燃煤发电企业循环经济资源价值流报告 |
| 5.2.3 日本燃煤发电企业循环经济资源价值流报告 |
| 5.2.4 国际比较及经验借鉴 |
| 5.3 我国燃煤发电企业循环经济资源价值流报告编制的案例分析 |
| 5.3.1 案例企业循环经济资源价值流报告现状 |
| 5.3.2 循环经济资源价值流报告的新形式：环境报告书的引入 |
| 5.3.3 案例企业环境报告书的编制流程 |
| 5.3.4 案例企业环境报告书的内容及形式 |
| 第六章 燃煤发电企业循环经济资源价值流效率评价研究 |
| 6.1 循环经济资源价值流效率评价：煤电企业经济—生态效率的融合 |
| 6.1.1 循环经济资源价值流效率相关概念诠释 |
| 6.1.2 煤电企业循环经济资源价值流效率评价的内涵 |
| 6.2 煤电企业循环经济资源价值流效率评价指标体系的构建 |
| 6.2.1 构建评价指标体系的基本原则与评价流程 |
| 6.2.2 构建循环经济资源价值流效率评价指标体系 |
| 6.2.3 评价标准及权重的确定 |
| 6.3 综合评价方法与模型 |
| 6.3.1 综合评价方法的选择 |
| 6.3.2 多层次可拓综合评价模型的构建 |
| 6.3.3 评价实施步骤 |
| 6.3.4 综合评价结果 |
| 6.4 实证分析 |
| 6.4.1 循环经济发展情况与资源流数据的获取 |
| 6.4.2 资源价值流数据获取 |
| 6.4.3 循环经济资源价值流效率评价指标值计算 |
| 6.4.4 循环经济资源价值流效率评价与结果分析 |
| 第七章 燃煤发电企业循环经济资源价值流分析及应用的保障条件 |
| 7.1 经济保障 |
| 7.1.1 利用市场的经济保障 |
| 7.1.2 创建市场的经济保障 |
| 7.2 技术保障 |
| 7.2.1 在发电侧开展ISO14000认证 |
| 7.2.2 建立资源价值流分析及应用的标准指引 |
| 7.3 政府规制与法律保障 |
| 7.4 公众参与机制保障 |
| 第八章 研究结论与展望 |
| 8.1 本文的主要研究结论 |
| 8.2 本文的创新之处 |
| 8.3 研究局限与未来研究展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读学位期间主要研究成果 |
（6）彩9井区西山窑组油藏综合调整研究（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 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.2 油藏特征 |
| 第3章 油藏开发特征及效果评价 |
| 3.1 开发历程 |
| 3.2 开采现状 |
| 3.3 产量递减规律 |
| 3.4 开发特征 |
| 3.5 开发效果评价 |
| 第4章 油藏潜力分析及剩余油研究 |
| 4.1 水淹状况分析 |
| 4.2 油藏采收率预测 |
| 4.3 油藏剩余油分布规律定量研究 |
| 4.4 油藏潜力及挖潜对策 |
| 第5章 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（7）河南油田低品位油藏开发经济评价研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究目标及研究内容 |
| 1.3 研究技术路线 |
| 1.4 研究取得的主要成果及创新点 |
| 1.4.1 取得的主要成果 |
| 1.4.2 取得的创新点 |
| 第2章 国内外研究综述及理论基础 |
| 2.1 国内外研究综述 |
| 2.1.1 低品位油藏概念与分类 |
| 2.1.2 油藏开发经济评价研究现状 |
| 2.1.3 低品位油藏开发经济评价研究现状 |
| 2.1.4 河南油田低品位油藏开发研究现状 |
| 2.2 相关理论基础 |
| 2.2.1 油藏开发经济评价理论 |
| 2.2.2 油藏经营理论 |
| 2.2.3 价值管理理论 |
| 2.2.4 风险评价理论 |
| 第3章 低品位油藏开发经济评价体系研究 |
| 3.1 低品位油藏开发经济评价体系的框架 |
| 3.2 低品位油藏经济评价方法研究 |
| 3.2.1 经济评价方法的确定 |
| 3.2.2 低品位油藏经济评价指标与判定标准 |
| 3.3 低品位油藏开发经济评价要素 |
| 3.3.1 项目投资构成及估算方法 |
| 3.3.2 销售收入及估算方法 |
| 3.3.3 销售税金及附加的估算 |
| 3.3.4 总成本费用构成及估算方法 |
| 3.4 全过程三阶段经济评价方法 |
| 3.4.1 前期决策阶段经济评价 |
| 3.4.2 生产运行阶段经济评价 |
| 3.4.3 油藏弃置阶段经济评价 |
| 第4章 河南油田低渗透油藏评价研究 |
| 4.1 河南油田低渗透油藏概况 |
| 4.1.1 宝浪油田 |
| 4.1.2 本布图油田 |
| 4.1.3 北马庄油田 |
| 4.1.4 东庄油田 |
| 4.1.5 安棚油田 |
| 4.2 河南油田低渗透油藏经济评价实例 |
| 第5章 河南油田超薄层稠油油藏评价研究 |
| 5.1 河南油田超薄层稠油油藏资源与分布 |
| 5.1.1 超薄层稠油储量 |
| 5.1.2 超薄层稠油油藏分布 |
| 5.2 河南油田超薄层稠油油藏整体评价 |
| 5.2.1 评价基础数据的确定 |
| 5.2.2 经济界限分析 |
| 5.2.3 可动用储量筛选评价结果 |
| 第6章 河南油田低品位油藏开发前景与对策建议 |
| 6.1 河南油田低品位油藏开发前景 |
| 6.1.1 低渗透油藏开发前景 |
| 6.1.2 超薄层稠油油藏开发前景 |
| 6.1.3 中石化推广前景 |
| 6.2 河南油田低品位油藏开发对策建议 |
| 6.2.1 宏观层面 |
| 6.2.2 微观层面 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（8）海外油气项目经济极限值测算（论文提纲范文）
| 1 前言 |
| 2 最小经济储量规模 |
| 2.1 国内最小经济储量规模测算 |
| 2.2 国外最小经济储量规模测算 |
| 2.2.1 最小经济储量规模评价思路 |
| 2.2.2 具体测算 |
| 2.3 实例分析 |
| 2.3.1 经济评价 |
| 2.3.2 计算结果 |
| 3 单井经济界限 |
| 3.1 海外单井经济界限评价思路 |
| 3.2 具体测算 |
| 4 结论 |
（9）油田开发单井经济边界分析模型及其应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出 |
| 1.2 油田经济边界研究现状及其存在的问题 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 目前研究存在的问题 |
| 1.3 本文研究的目的和意义 |
| 1.4 本文研究的思路和研究方法 |
| 1.4.1 本文研究的思路 |
| 1.4.2 本文研究的方法 |
| 1.5 本文研究的重点、难点及创新 |
| 1.5.1 本文研究的重点 |
| 1.5.2 本文研究的难点 |
| 1.5.3 本文研究的创新 |
| 第2章 油田开发单井经济边界分析基础 |
| 2.1 经济边界及其相关理论 |
| 2.1.1 油田开发经济边界的含义 |
| 2.1.2 单井经济边界确定的基本原理 |
| 2.2 油田开发基础知识 |
| 2.2.1 油田开发阶段划分 |
| 2.2.2 油田产量变化分析 |
| 2.2.3 开发新单井产量预测方法 |
| 2.3 原油成本费用构成及单井分摊方法 |
| 2.3.1 原油操作成本和折旧折耗分析 |
| 2.3.2 油田开发期间费用分析 |
| 2.3.3 单井成本费用分摊和核算方法 |
| 第3章 油田开发初期单井经济边界模型及应用 |
| 3.1 开发初期单井经济产量边界模型 |
| 3.1.1 开发初期单井经济产量分析的基础 |
| 3.1.2 开发初期单井经济产量边界计算 |
| 3.2 开发初期单井控制经济极限储量模型 |
| 3.3 开发初期单井投资边界模型 |
| 3.3.1 开发初期单井投资边界分析的基础 |
| 3.3.2 开发初期单井投资边界计算 |
| 3.4 开发初期单井操作成本边界模型 |
| 3.4.1 操作成本边界分析的基础 |
| 3.4.2 开发初期单位操作成本边界计算 |
| 3.5 开发初期临界价格分析模型 |
| 3.5.1 开发初期临界价格分析的基础 |
| 3.5.2 油田开发初期临界价格计算 |
| 3.6 开发初期单井经济边界模型的应用 |
| 3.6.1 开发初期单井经济产量边界模型的应用 |
| 3.6.2 开发初期单井控制经济极限储量模型的应用 |
| 3.6.3 开发初期单井投资边界模型的应用 |
| 3.6.4 开发初期单井操作成本边界模型的应用 |
| 3.6.5 开发初期单井临界价格模型的应用 |
| 第4章 油田开发中期单井经济边界模型及应用 |
| 4.1 开发中期单井经济产量边界模型 |
| 4.2 开发中期单井操作成本边界模型 |
| 4.3 开发中期单井临界价格模型 |
| 4.4 开发中期单井经济边界模型的应用 |
| 4.4.1 开发中期单井经济产量边界模型的应用 |
| 4.4.2 开发中期单井操作成本边界模型的应用 |
| 4.4.3 开发中期单井临界价格模型的应用 |
| 第5章 油田开发中后期单井经济边界模型及应用 |
| 5.1 开发中后期加密新井经济边界模型 |
| 5.1.1 开发中后期加密新井产量边界模型 |
| 5.1.2 开发中后期加密新井投资边界模型 |
| 5.1.3 开发中后期加密新井临界价格模型 |
| 5.1.4 开发中后期加密新井经济边界模型的应用 |
| 5.2 开发中后期措施单井经济边界模型 |
| 5.2.1 开发中后期措施单井措施增油量边界模型 |
| 5.2.2 开发中后期措施单井投资边界模型 |
| 5.2.3 开发中后期措施单井临界价格模型 |
| 5.2.4 开发中后期措施单井经济边界模型的应用 |
| 第6章 油田开发后期单井经济边界模型及应用 |
| 6.1 特高含水期单井经济边界模型 |
| 6.1.1 特高含水期单井经济极限含水率模型 |
| 6.1.2 特高含水期单井经济边界模型的应用 |
| 6.2 开发后期单井停注后关井经济边界模型 |
| 6.2.1 单井停注后关井产量模型 |
| 6.2.2 单井停注后关井产量边界模型的应用 |
| 第7章 结论与展望 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 研究展望 |
| 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）稠油油藏经济可采储量的计算方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 本文的研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及局限性 |
| 1.3 研究内容及成果 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第二章 稠油油藏的分类和开发阶段 |
| 2.1 稠油的定义及分类 |
| 2.2 稠油油藏分类方法 |
| 2.2.1 模糊评价法 |
| 2.2.2 因子分析法 |
| 2.2.3 功效系数法 |
| 2.2.4 层次分析法 |
| 2.2.5 模糊聚类分析法 |
| 2.3 世界稠油开采状况 |
| 2.4 稠油油藏开采规律 |
| 2.5 稠油油藏开发阶段的划分及其特点 |
| 第三章 稠油油藏经济可采储量的影响因素分析 |
| 3.1 地质因素对经济可采储量的影响 |
| 3.1.1 圈闭条件 |
| 3.1.2 原油粘度 |
| 3.1.3 油层非均质性 |
| 3.1.4 孔隙结构 |
| 3.1.5 油藏埋深 |
| 3.1.6 驱动类型 |
| 3.1.7 净总厚度比 |
| 3.1.8 地理环境 |
| 3.2 开发工艺技术对经济可采储量的影响 |
| 3.2.1 开采方式 |
| 3.2.2 井网密度 |
| 3.2.3 增产措施 |
| 3.3 经济因素对经济可采储量的影响 |
| 3.3.1 投资 |
| 3.3.2 开采成本 |
| 3.3.3 原油价格 |
| 3.3.4 利率 |
| 3.3.5 汇率 |
| 3.3.6 税费率 |
| 3.4 科技进步对经济可采储量的影响 |
| 3.4.1 科学技术进步 |
| 3.4.2 开发阶段技术水平 |
| 3.4.3 勘探阶段技术水平 |
| 第四章 稠油油藏经济可采储量的计算方法研究 |
| 4.1 经济可采储量的概念 |
| 4.2 稠油油藏经济可采储量计算方法 |
| 4.2.1 现金流通法 |
| 4.2.2 经济极限法 |
| 4.2.3 经济极限井网密度法 |
| 4.2.4 产量递减曲线法 |
| 4.2.5 类比法 |
| 4.3 应用范围和条件 |
| 第五章 稠油油藏经济可采储量灰色关联模型研究 |
| 5.1 影响经济可采储量的评价指标 |
| 5.1.1 原油流动系数 |
| 5.1.2 储量丰度 |
| 5.1.3 操作成本 |
| 5.1.4 单井投资 |
| 5.1.5 原油价格 |
| 5.2 稠油油藏经济可采储量灰色关联模型的建立 |
| 5.2.1 灰色关联度 |
| 5.2.2 可行性分析 |
| 5.2.3 灰色关联模型的建模方法 |
| 5.2.4 计算经济可采储量的新方法 |
| 第六章 实例分析与应用 |
| 6.1 油藏的基本情况 |
| 6.2 稠油油藏经济可采储量的计算 |
| 第七章 结论 |
| 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、应用经济边际值计算油田经济可采储量（论文参考文献）
- [1]S油田局部加密潜力研究[D]. 范佳乐. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究[D]. 张山江. 西南石油大学, 2016(03)
- [3]苏里格气田东区盒8段致密砂岩储层水平井开发地质条件研究[D]. 周锴. 西北大学, 2015(12)
- [4]低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究[D]. 张悦. 西南石油大学, 2014(03)
- [5]燃煤发电企业循环经济资源价值流研究[D]. 谢志明. 中南大学, 2012(12)
- [6]彩9井区西山窑组油藏综合调整研究[D]. 胡海霞. 长江大学, 2012(01)
- [7]河南油田低品位油藏开发经济评价研究[D]. 韦方娥. 中国地质大学（北京）, 2012(05)
- [8]海外油气项目经济极限值测算[J]. 吴亚丽. 中外能源, 2011(06)
- [9]油田开发单井经济边界分析模型及其应用[D]. 李红斌. 西南石油大学, 2011(05)
- [10]稠油油藏经济可采储量的计算方法研究[D]. 肖毓. 西南石油大学, 2011(05)