一、非均质多油层油藏降低成本配套技术研究与应用（论文文献综述）
魏学刚[1]（2021）在《多段塞化学堵水优化设计及软件开发 ——以安塞油田为例》文中认为安塞油田经过近40年的全面投入开发,部分油井已进入中高含水开发阶段,产能损失每年高达30×104t,常规增产工艺适应性差,稳产难度较大,因此考虑对油井采取堵水措施。本文主要通过综合分析堵剂在安塞油田中的适用性,提出优化堵剂的思路,并针对目前的开发现状,以安塞油田油藏地质特征和数据为基础,对高含水油井见水特征进行研究,分析见水原因主要受储层非均质性、裂缝、注水开发年限等影响,划分主要见水类型为裂缝性、孔隙性、裂缝-孔隙性见水。利用含水特征曲线法,对研究区近年来实施的一系列化学堵水措施井进行效果评价,可知堵水后虽取得一定的降水增油效果,但总体来说存在着“堵剂繁杂且与油藏特征适应性差、堵水见效率低,效果差异大、有效期短”等一系列问题,难以有效支撑安塞油田持续稳产增产。分析应用多段塞堵剂体系进行堵水作业未见效的主要原因,在此基础上进行优选,并分析堵水未见效的其他原因是受油藏地质特征、油田开发状况、施工参数和现场操作等因素的影响。由于地质因素非人为所能控制,井网影响因素十分复杂,很难量化,因此重点需对安塞油田现有的化学堵剂与段塞组合、施工参数进行优化设计。本文主要根据优化堵剂的思路方案,在室内对交联聚合物弱凝胶堵剂的性能进行评价,证明该堵剂能适应安塞油田的地层条件;选用粒径（1mm～2mm）和膨胀倍数较小（6倍）的预交联体膨颗粒,室内验证其具有一定的抗盐、抗剪切性、韧性和保水性能,且运移性好,封堵率可达97%以上,可替代安塞油田现有的预交联体膨颗粒和流向改变颗粒;此外,引入一种高强度裂缝封堵剂,具有硬度小、柔韧性强、黏弹性好、抗压形变能力好、与地层水的配伍性强等特点,可克服预交联体膨颗粒在多轮次实施应用后,表现出稳定性差、易破碎,效果逐渐变差等问题,能够加强封堵效果。同时确定了适合安塞油田堵水的多段塞堵剂组合方式,并对堵水施工工艺参数进行了优化,介绍了堵水施工前的准备工作以及施工具体步骤。在此基础上,编制开发了堵水软件,软件主要由选井决策模块、堵剂库模块、施工参数设计模块、堵水效果评价模块组成。通过编制堵水软件,能够较好地满足安塞油田现场实际需要。针对所优化设计的堵剂体系与段塞组合,在优化施工参数和开发堵水软件的基础上,对安塞油田三口高含水油井杏67-22井、山040-49井、山013-039井进行先导试验,并对施工作业后的堵水效果分析评价。结果表明,杏67-22井堵水后含水率下降为64.5%,平均日增油1.04t,有效期为251d,累计增油249.25t;山040-49井堵水后含水率下降为83.9%,平均日增油1.58t,有效期为191d,累计增油327.81t;山013-039井堵水后含水率下降为56.7%,平均日增油0.93t,有效期为302d,累计增油300.74t。综合分析认为,由此所优化设计的堵剂体系与段塞组合适合安塞油田油藏地质特征,能够对裂缝、大孔道及高渗透层进行有效封堵,且堵水效果显着,能够恢复高含水油井的正常产能,提高油井采出程度,改善油藏整体开发水平。
王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君[2]（2021）在《大庆油田公司勘探开发形势与发展战略》文中指出目前,中国石油大庆油田公司（简称大庆油田公司）面临"后备资源接替不足、开发难度日益增大"等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了"本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展"的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了"十四五"油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。
关彦磊[3]（2020）在《L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究》文中提出L区块于1997年采用300×300m反九点面积井网注水开发,2007年开展整体加密调整,目前已进入高含水开发阶段,现井网面临主力层水淹严重,采油速度低,开发效果逐年变差,非主力层水驱控制程度低,井网适应性差等问题,调整及措施潜力较小,有效控制含水上升难度较大。急需开展水淹层综合评价,落实剩余油分布特征,进行补充加密调整方案研究,从而改善油田开发效果,提高开发效益及最终采收率。本文首先根据加密井完钻后的砂体变化特征、测井解释资料以及动态监测资料,总结L区块均质韵律储层、正韵律储层和反韵律储层的测井响应特征,应用动静结合的方法对L区块加密井的水淹级别进行校正,为补充加密方案编制提供指导。然后在油藏数值模拟研究的基础上,得到可动剩余油储量丰度平面图,明确了剩余油平面分布规律,纵向上,通过模拟和计算给出了不同沉积单元、不同沉积相的剩余储量的分布规律,将剩余油划分为六种剩余油类型:平面干扰型、砂体边部型、层间干扰型、有采无注型、断层遮挡型、吸水差型。量化了不同类型剩余油的剩余可采储量及剩余比例,结果表明:造成L区块动用状况差的主要因素是断层边部剩余油难以得到有效控制和注水井吸水效果差。根据L区块剩余油分布规律及开发特征,基于合理的加密调整界限范围内确定三套不同的补充加密调整方案,根据各套加密方案的开发效果对比,确定了L区块最优加密方案为:井网中心及断层边部灵活加密方式为主,利用老井完善注采井网。同时,利用井网调整的有利时机,实施油水井对应治理措施,完善注采关系,最优方案预测采收率为34.64%,较未加密提高2.18%。本文能够指导类似油田高含水期开发调整和中长期开发规划,控制已开发高含水区块递减,改善油田开发效果,提高开发效益及最终采收率。
黄先科[4]（2020）在《泡沫驱见气特征及防气窜技术研究 ——以温西X区块泡沫试验区为例》文中研究指明温西X区块属于高温（84.2℃～90℃）、中盐（矿化度10967～15283mg/L）、低渗(平均渗透率为49×10-3μm2)稀油（原油粘度0.7m Pa·s～3.2m Pa·s）油藏。该区块于2015年1月开始实施泡沫驱以来,泡沫试验区主要生产井组的含水率小幅度降低（由98%降低到90%）、日产油量快速上升（由2t上升到8t）,增油降水效果较为明显。但2016年1月开始,试验区生产井开始间断见气,各井组生产气油比快速上升,在之后五个月里,试验区日产气量达到12142m2（地面）,氮气含量高达67.8%,泡沫驱效果开始逐渐减弱。而截至目前,试验区10口生产井全部气窜,累计增油5000余吨,虽然取得一定效果,但是与预期仍存在较大差距,温西X区块泡沫驱见效特征可总结为:泡沫驱先见效后见气,见气后快速气窜,泡沫驱时效性短。为解决泡沫驱后生产井快速见气、甚至气窜,导致泡沫驱措施提高采收率低的问题。本论文开展了泡沫驱见气特征及防气窜技术研究。首先,通过矿场产气动态特征（生产气油比）及油井产出组分,分析试验区生产井见气特征,区分泡沫驱是否正常产气还是气窜,最后从优化泡沫体系、加入封窜体系以及分层分注等防窜思路研究适合于此类温度高、非均质性严重、原油黏度低且为低渗透油藏的泡沫驱防气窜技术。本文针对温西X区块地层流体性质,通过Waring Blender法对多种防气窜起泡剂进行初筛选及泡沫体系性能评价,得到油层温度条件下起泡能力强、具有高抗油性、耐盐性且动态吸附滞留率低的泡沫体系KX-37-FC体系,并在油层条件下,利用单管驱替实验对比评价了有效浓度、气液比、注入方式、注入速度以及注入段塞等气窜影响因素对泡沫体系中氮气封堵、滞留能力的影响规律。然后通过双管并联填砂管岩心研究在不同渗透率级差及主力油层高度差条件下,泡沫驱的见气规律和驱油效果。单管结果表明:起泡剂KX-37-FC在有效浓度0.10%、气液比为1.0:1.0、采用泡沫发生器注入、注入速度1m/d及注入段塞为0.3PV条件下,KX-37-FC体系具有理想的控气性能;而并联驱替实验结果表明:仅从优化泡沫体系角度进行气窜调控,该类技术存在一定的技术上限,渗透率级差为1～14.6或油层高度差为小于80m,优选体系能稳定控气（泡沫驱正常产气）,渗透率级差为14.6～38.4或油层高度差为80～300m,整体表现为缓窜型气窜特征,而渗透率级差大于38.4或油层高度差大于300m,整体则表现为速窜型的气窜特征,但总体而言,优选体系控气性能远优于矿场使用的XHY-4体系。在室内实验的基础上,结合各生产井组渗透率级差及油层高度差,设计井组泡沫驱防气窜方案,并使用CMG数值模拟软件,模拟预测各井组防气窜技术气窜控制及驱油效果,结果表明:（1）试验区WX1-63井组渗透率级差为11.2,主力油层高度差为67m,整体表现为缓窜型的见气特征,仅使用KX-37-FC泡沫气窜控制方案,能达到理想的稳油控气效果,措施后90d,生产气油比降低百分数为73.6%,（2）WX1-64井组渗透率级差为32.1,主力油层高度差为217m,整体表现为速窜型的气窜阶段。需使用KX-37-FC泡沫+0.6%微球封窜体系气窜控制方案,才能达到理想的稳油控气效果,措施后90d,生产气油比降低百分数为86.2%,（3）WX1-74井组渗透率级差为74.3,主力油层高度差为315m,整体表现为速窜型严重气窜阶段,需在分层分注的基础上使用KX-37-FC泡沫气窜控制方案,才能达到理想的稳油控气效果,措施后90d,生产气油比降低百分数为93.9%。最终,各井组使用相应的防气窜措施后,预测试验区的泡沫驱较水驱提高采收率12.98%OOIP,累计增油15.71×104t。
王玉霞[5]（2019）在《致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例》文中认为世界范围内（尤其是在北美）关于常规油藏CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究已有数十年,且形成了相对成熟的认识,并有效地应用于常规油藏CO2驱提高石油采收率的实践过程中。但是在世界范围内,关于非常规油藏（特别是致密砂岩油藏）的CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究才刚刚开始。陕北地区延长组砂岩油藏绝大多数属于致密砂岩油藏,其特点是往往发育有规模不等的裂缝和微裂缝。因此,裂缝和微裂缝发育是陕北地区延长组致密砂岩油藏最本质的地质特征之一,同时也是不同于常规储层CO2-EOR驱油机理的主控因素之一。陕北地区延长组致密砂岩油藏裂缝和微裂缝的广泛发育,一定程度上造成了CO2与原油作用机理和流体在储层中流动机制的复杂化。由此引发以下系列问题:一是CO2在陕北致密砂岩储层中的渗流特征如何?二是在裂缝发育的致密储层中,除了传统的常规机理外,是否还有其他作用机制存在?三是裂缝发育的陕北致密砂岩储层对CO2在储层中的流动到底有何影响?四是“注不进,采不出”是陕北地区致密砂岩储层原油开采中的现实问题,能否提出一种具强针对性的注采方案?本论文将围绕研究区地质特征,力图解决以上问题,为陕北地区致密砂岩油藏高效低成本注CO2开发提供理论依据。本论文从陕北地区致密砂岩储层的基本地质特点出发,以储层特征为基础,把握研究区致密储层不同于常规储层的基本特点,以地层流体—CO2系统、地层流体—CO2—储层系统作用机理为出发点和立足点,采用室内测试分析、物理模拟以及数值模拟的方法,着重研究流体在致密介质中的多相流动以及相之间的相互作用,着重研究致密砂岩储层中流体的流动特征及驱油效果,着重研究CO2窜流规律,以此诠释致密砂岩油藏CO2-EOR驱油机理,最终提出符合陕北地区延长组致密砂岩真实油藏特征的CO2-EOR驱油技术,并进行开发效果的数值模拟,切实指导油田开发。论文主要取得以下成果和结论:（1）研究区具有应用CO2驱油技术的基本条件。A油区由于其地理位置优越、交通便利、气源充足,且其长4+5储层砂体规模大,厚度稳定,连片性好,油层分布范围广,可作为陕北地区致密砂岩储层CO2驱油的典范。（2）研究区长4+5致密砂岩储层的岩石学类型及特征（类型为细粒长石砂岩,分选较差,成分成熟度偏低）以及复杂的微观孔隙结构特征决定了其具有物性差,且渗透率受孔隙度控制作用不明显的特点。（3）通过对露头、岩心、成像测井等资料的系统研究,研究区长4+5储层裂缝与延长组区域性裂缝产状特征类似,呈现以下特点:一是裂缝以倾角>60度的高角度裂缝为主;二是在区域上主要存在NEE、NNE 2个优势走向方位;三是裂缝延伸长3?20 m,高0.53 m,发育密度大于1条/米。（4）研究区CO2驱油机理体现在常规性和非常规性两个方面。在常规性方面,主要体现在其膨胀能力较强,降黏效果较好。在非常规性方面,主要体现在:一是储层的致密性会引起流体临界性质的改变,将可能引起最小混相压力等关键参数的改变;二是分子扩散作用在裂缝发育的致密储层中CO2驱油过程中不可忽视,并获得了CO2-原油体系在研究区储层中的有效扩散系数数量级为10-610-5。（5）以致密储层的三参数非线性渗流规律为基础,获得了以下三点认识:一是建立了致密砂岩油藏非稳态CO2非混相驱相渗计算模型,并进行非稳态CO2驱油实验;二是不仅获得了针对致密砂岩油藏CO2非混相驱的典型相渗曲线,同时研究了CO2驱油效率影响因素及影响程度;三是指出压力是影响驱油效率的最大因素,其它影响因素依次为注入速度、渗透率。（6）非均质线性及二维模型模拟结果表明,储层非均质性和裂缝是影响研究区气窜的主要因素。储层非均质性对研究区气窜的影响主要表现为:一是非均质性越强,高渗区域对CO2气体的“掠夺性”越强,气窜越严重;二是物性较好、渗透率较高的区域,气体波及范围较广,但是波及区的含气饱和度较低;三是渗透率较低时,纵向波及范围较小,但是波及区的含气饱和度较大。储层裂缝对研究区气窜的影响主要表现为:一是裂缝走向与注采方向夹角越大,累计注气量越高,注入气体的利用率较高,年产油量、采收率越高;二是裂缝延伸越长,气体波及面积越大,生产井越不易见气并突破;三是裂缝密度越大,气体波及面积越大,有利于减缓气体向生产井方向的突破和窜流。上述影响具体反映在注采模式上呈现出的规律和特点是:一是高渗区注、低渗区采的模式可以首先保证气体的注入能力,在整个生产期都保持较高的压力水平,且更不容易发生气窜,驱油效率较高;二是针对研究区地质特征,合理制定注采模式,对注气开发效果有重要意义。（7）综合考虑研究区气驱机理及渗流规律,以高拟合度的流体模型和切实可靠的地质模型为基础,针对陕北地区致密砂岩储层的地质特征以及注CO2驱油面临的现实问题,提出了适宜研究区致密砂岩注CO2单砂体吞吐技术,并进行了数值模拟运算。其结果是:一是该注采方案预测期末累计增油量1.48百万吨,其采收率与预测期前相比可提高25%,期末比水驱可提高近11%。二是为研究区高效注气开采提供了理论依据。
高楠[6]（2019）在《榆树林油田树103区块葡萄花油层调剖研究》文中研究表明榆树林油田作为低渗透油藏,早期开发的区块含水已经达到60%以上,进入了中高含水阶段,目前存在明显的水驱优势通道、产液低,产油递减快、注水困难的问题,研究发现采用诸如层系细分、优化井网布局、注水方案调整等常规调整技术往往难以挖掘区块剩余油潜力,只有开展调剖剂在葡萄花油层的适应性研究及调剖剂的优选,提出合理注入方案,才能达到减缓产量递减、控制含水上升的目的,提高油田采收率。本文根据榆树林油田低渗透的特点,筛选出了聚/Cr3+调剖体系,并确定了分子量1200万的聚合物,适宜的浓度为500-1500mg/L。交联剂以氯化铬与乳酸摩尔比1:3配比,适宜浓度130160mg/L,硫脲适宜浓度为9001000mg/L,氯化钠适宜浓度为600-800mg/L,凝胶成胶前粘度较低,能够保证注入效果,成胶后,具有较好的地层水配伍性、稳定性、流变性,封堵率较高。通过对树103区块进行三维地质建模,完成历史拟合,从而完成对区块剩余油分布进行了分析,初步筛选调剖井,对RS调剖选井方法进行简化,建立调剖井筛选体系,最终确定调剖井,通过CMG数值模拟方法,对调剖剂用量,注入速度,注入时机,进行优化,得出用量为0.125PV,注入速度30m3/d,注入时机建议在含水60%70%调剖。
陶冶[7]（2019）在《普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例》文中认为目前全球石油剩余地质储量中,稠油（含沥青和油砂）储量占70%以上。蒸汽驱是最为有效,也是国内外应用最为广泛且成功的稠油热采技术,主要应用于地下原油粘度在1000 mPa×s以上的稠油或特稠油油藏。油藏数值模拟是利用计算机模型模拟油气田开发过程,拟合动态开发历史,进行剩余油分布规律研究、开发指标预测及参数优选等有效的工具。对于在地下原油粘度低于500 mPa×s的普通稠油油藏进行蒸汽驱,由于其剩余油分布规律、合理井网井距和最优注采参数均不同于地下原油粘度大于1000mPa×s的稠油油藏,目前尚无成熟的经验可供参考。本文以中亚M油田M-Ⅲ油藏为例,对浅层普通稠油油藏的地质特征和开发效果进行深入分析,利用动态监测资料和实际生产数据结合数值模拟方法对蒸汽驱剩余油分布规律、蒸汽驱开发效果及其影响因素、油藏工程优化设计进行了研究,提出了改善蒸汽驱开发效果以及蒸汽驱中后期转换开发方式的时机与可行性的策略。取得以下认识:（1）蒸汽驱在浅层普通稠油油藏（M-Ⅲ油藏）的应用已取得成功,但也暴露出注汽速率低、层间矛盾突出、蒸汽前缘突进不均匀、井网井距不合理、油层厚度大导致开发效率低、稳产难度大等一些问题和矛盾;（2）普通稠油流变性实验结果反映出,当油藏温度在60 oC以上时,研究区原油为牛顿流体,油气渗流符合达西定律。不同温度下热水与蒸汽的驱油效率实验证明,蒸汽驱驱油效率明显高于热水驱,温度越高驱油效率越高;（3）蒸汽驱开发的影响因素主要包括沉积微相、油层有效厚度等,以及注汽量、注汽干度和完井方式等方面;（4）经过论证,合理井网密度在0.3-0.5ha/井之间,合理井距在73-114m之间;（5）对于地下原油粘度小于500mPa×s的普通稠油油藏,注汽速率应不低于1.0t/（d×ha×m）,井底蒸汽干度大于30%,采注比大于1.1;（6）井网二次加密试验区生产实际反映出,油藏开发平面矛盾得到了改善,采油速度提高了0.5%,最终采收率达43%以上,与现井网相比提高11个百分点;（7）对油层厚度超过10m的区域应实施避射顶部油层,充分提高蒸汽热利用率,对油层厚度大于24m的区域应实施分层蒸汽驱开发,以提高纵向蒸汽驱波及系数;（8）通过论证对比蒸汽驱接替技术方案,水-汽交替段塞驱的开发效果优于热水驱、间歇蒸汽驱、连续蒸汽驱,综合考虑推荐水-汽交替段塞驱为蒸汽驱后期开发方式转换的接替技术。通过以上研究和取得的认识,明确了下步M-Ⅲ油藏蒸汽驱开发调整优化思路,即现阶段在平面上全面推进井网二次加密,纵向上在D2层和J1层之间实施分层注汽,同时优化注采参数,蒸汽驱后期适时转换开发方式为水-蒸汽交替段塞驱。本文的研究成果对浅层普通稠油油藏蒸汽驱开发具有指导和借鉴意义。
吴婧[8]（2019）在《海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究》文中研究说明位于渤海湾中南部海域的P油田属于大跨度薄互层岩性-构造油藏,该油藏具有埋藏浅、储量丰度高的特点。在前期笼统合注-主力层分采开发模式条件下,油田开发暴露出一系列复杂问题,主要表现出“低采出程度对应高含水率,剩余可采储量高”的主要矛盾。对于这类具有多油组、含油井段跨度大、非均质性强和纵向均衡动用难度大的薄互层油田,层系重组是油田开发中后期减小层间干扰影响、提高采收率的重要手段。从油田各种地质资料、实验室测试化验资料和生产数据入手,利用油藏工程方法和数值模拟技术开展了油田高效开发模式研究,论文取得了相应研究成果:（1）将钻取的储层岩心进行室内相渗实验测试,对储层油水多相渗流特点进行研究并分析了油水多相渗流、有效储层纵向高度分散性（渗透率差异、原油粘度差异和储层厚度差异）对油田高效开发的影响,确定了油田高效开发难点。（2）采用渗流力学油水两相非活塞驱替理论,研究了单层水驱过程中油水两相的渗流动态,按照流管分析法,将平面及纵向多流管水驱油动态进行等时叠加,得到了多层合采时生产井总的生产动态特征,研究了多层纵向非均质性对油田均衡开发的影响。（3）基于油藏薄互层强非均质性特点,建立具有实际地质特征的数值模拟非均质模型并对合采时纵向各油组动用情况进行分析,明确了影响油田均衡开发的层间干扰主要因素是“渗透率和原油粘度”。用典型井生产数据、实验室测得的流体高压物性数据和现场分层产能测试资料等,定量研究了层间干扰系数。（4）以P油田1区北为靶区,对目前开发方式和井网有效性进行系统性评价研究,从纵向均衡动用角度确定了分层系开发的必要性,引入并建立经济界限和厚度下限的开发层系重组综合评判数学模型,确定了油藏开发层系的调整界限,并以1区北为典型区块进行分层系划分重组方案设计和优选。（5）根据P油田1区北的实际生产数据资料,利用油藏工程方法和数值模拟开展了改善开发效果的技术对策研究,配套研究并提出井网井型、地层压力保持水平、采油速度、注采比等技术政策指标。
魏梦园[9]（2019）在《复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究》文中进行了进一步梳理复杂断块油藏是是我国油田开发中占重要位置的一类油藏,目前投入开发的地质储量和年产油量约占全国总量的1/3。复杂断块油藏储层构造特征复杂,断层非常发育,储层内部往往分布着许多错综复杂的交叉分布的断层,导致复杂断块油藏储层被断层分割成大小不同的断块,使复杂断块油藏地下储层非均质性严重。因此,分析研究复杂断块油藏的产能计算评价及影响因素对此类油藏的开发具有非常重要的意义。具体来说,本文主要开展了以下几个方面的工作:在对复杂断块油藏基本地质特征调研的基础上,总结断块油藏的分类以及不同类型断块油藏的地质特征。根据油藏渗流基本理论,分析完全封闭断块油藏和半封闭断块油藏一口油井的压降传播,推导产能计算公式,并从断块形状、断块面积以及油井在断块油藏中的位置等方面来分析油井产能的变化规律,同时建立适用于复杂断块油藏的产能评价方法。研究表明,对于完全封闭断块油藏,油井越靠近中心位置、断块形状越接近圆形、生产压差越大、断块面积越小,油井产能越大;对于半封闭边水断块油藏,断块面积越小、沿边水方向上长度越小,油井越靠近断块油藏中心位置或两平行断层中间位置,油井产能越大。针对多层合采的断块油藏,以层间干扰系数定量判别多层合采层间干扰程度,总结层间干扰影响的地质及开发因素,确定层间干扰系数的求取方法,研究计算断块油藏多层合采时的产能,可以有效预测油藏多层合采时不同含水阶段油井的产能。根据等效渗流阻力方法,研究多层合采断块油藏的极限注采压差以及对应的合理液量界限,多层合采断块油藏的液量必须小于该液量界限,并分析知合理液量界限随渗透率差异的减小而增大。采用油藏数值模拟方法,对复杂断块油藏的影响因素及多层合采层间干扰问题进行分析。研究发现,模拟结果与油藏工程理论分析产能变化规律基本相同,多层油藏合采划分开发层系时,应尽量保证中、高渗主力层的开发不受干扰,对于层间干扰严重的多层油藏,应重新细分开发层系进行开发。在实际开发应用中,还应考虑经济成本因素,综合对比方案,结合油田情况确定最佳开采方式。
罗国[10]（2019）在《H水平井区注水开发调整措施研究》文中指出针对H水平井区注入水沿水力压裂缝快速突进、含水率高、水平井区整体注水利用效率较低、开发效果较差等问题,本文在动态评价基础上,提出异井异步注采开发方式,分析了压裂水平井-直井异井异步注采方式下注水、焖井、采油3个过程和开采周期内4个阶段的油水流动特征。研究表明水平井-直井异井异步注采能够充分发挥注入水与基质的渗吸作用,动用基质中剩余油,改变注入水驱替方向,扩大水驱效率,改善注水开发效果。综合油藏工程和数值模拟方法,基于H水平井区实际数据,分析了裂缝半长、裂缝间距、裂缝导流能力等压裂工艺参数和焖井时间、注水速度、采液速度等注采参数对多级压裂水平井-直井异井异步注采累产油量的影响。优选H水平井区裂缝半长125m,裂缝间距60m,裂缝导流能力60×10-3μm2·m,焖井时间10d,周期日注水量36m3,日采液量32m3。将优选的压裂和注采参数应用至HP8井组中,模拟计算了生产10年的开发指标,结果表明HP8井产量由不到1m3/d迅速上升至7.5m3/d左右,含水率由95%下降至75%左右,预计10年累积产油量将增加22350t,增产效果明显。同时采取注水量调整、油井转注和关井、井网加密、注水井酸化解堵、调剖堵水、细分注水等开发调整措施,预计整个H区块实施调整方案后累积增产5.61×104t,采收率提高1.8%,其中由水平井-直井异井异步注采开发方式提升的产量约4.07×104t,占总增油量的72.5%,预计异井异步注采措施是本次开发调整主要增油因素。本文工作不仅为H水平井区注水开发提供技术支持,同时为低渗透油藏水平井区注水开发调整提供了重要技术借鉴。
二、非均质多油层油藏降低成本配套技术研究与应用（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、非均质多油层油藏降低成本配套技术研究与应用（论文提纲范文）
（1）多段塞化学堵水优化设计及软件开发 ——以安塞油田为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 油井堵水技术的研究现状 |
| 1.3 化学堵剂的研究现状及发展趋势 |
| 1.3.1 化学堵剂的研究现状 |
| 1.3.2 化学堵剂的发展趋势 |
| 1.4 多段塞化学堵水的发展历程及必要性分析 |
| 1.4.1 多段塞化学堵水的发展历程 |
| 1.4.2 多段塞化学堵水的必要性分析 |
| 1.5 本文研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第二章 安塞油田主要堵剂评价及优化分析 |
| 2.1 安塞油田主要堵剂评价 |
| 2.1.1 交联聚合物冻胶堵剂 |
| 2.1.2 颗粒类堵剂 |
| 2.1.3 弱凝胶堵剂 |
| 2.1.4 高强度封口堵剂 |
| 2.2 优化堵剂必要性分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 安塞油田见水特征分析及多段塞堵剂体系优选 |
| 3.1 安塞油田见水特征分析 |
| 3.1.1 见水原因 |
| 3.1.2 见水类型 |
| 3.2 安塞油田多段塞堵剂体系优选 |
| 3.2.1 堵水效果评价方法 |
| 3.2.2 单井堵水效果评价 |
| 3.2.3 多段塞堵剂体系优选 |
| 3.3 优化堵水必要性分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 多段塞化学堵水优化设计 |
| 4.1 堵剂体系的优化设计 |
| 4.1.1 交联聚合物弱凝胶 |
| 4.1.2 预交联体膨颗粒 |
| 4.1.3 高强度裂缝封堵剂 |
| 4.2 多段塞组合的优化设计 |
| 4.2.1 压力梯度分布 |
| 4.2.2 裂缝性见水井段塞优化设计 |
| 4.2.3 孔隙性见水井段塞优化设计 |
| 4.2.4 裂缝-孔隙性见水井段塞优化设计 |
| 4.3 施工参数的优化设计 |
| 4.3.1 堵剂用量的确定 |
| 4.3.2 注入压力及施工排量的确定 |
| 4.3.3 施工前准备 |
| 4.3.4 施工具体步骤 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 堵水软件设计 |
| 5.1 软件概述 |
| 5.1.1 软件编制开发目的 |
| 5.1.2 软件主要模块组成 |
| 5.2 软件模块主要功能 |
| 5.2.1 选井决策模块 |
| 5.2.2 堵剂库模块 |
| 5.2.3 施工参数设计模块 |
| 5.2.4 堵水效果评价模块 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 现场应用效果评价 |
| 6.1 杏67-22 井 |
| 6.2 山040-49 井 |
| 6.3 山013-039 井 |
| 6.4 本章小结 |
| 第七章 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）大庆油田公司勘探开发形势与发展战略（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 勘探开发历程分析 |
| 2 勘探开发进展与展望 |
| 2.1 松辽盆地北部石油领域 |
| 2.1.1 大庆长垣油田 |
| 2.1.2 大庆长垣外围油田 |
| 2.1.3 双城油田 |
| 2.1.4 中浅层页岩油 |
| 2.2 海拉尔盆地石油领域 |
| 2.2.1 中部断陷带 |
| 2.2.2 外围凹陷 |
| 2.3 大杨树盆地石油领域 |
| 2.4 松辽盆地北部天然气领域 |
| 2.4.1 营城组火山岩气 |
| 2.4.2 沙河子组致密气 |
| 2.4.3 古中央隆起带基岩天然气 |
| 2.4.4 深层其他领域 |
| 2.5 流转区块天然气领域 |
| 2.5.1 四川盆地流转区块 |
| 2.5.2 塔里木盆地塔东流转区块 |
| 2.6 海外石油开发领域 |
| 2.6.1 蒙古国塔木察格油田 |
| 2.6.2 伊拉克哈法亚油田 |
| 3 发展战略 |
| 3.1 面临的矛盾和挑战 |
| 3.2 优势和潜力 |
| 3.3 发展战略目标 |
| 3.4 发展战略蓝图 |
| 3.4.1 本土油气业务持续有效发展，重点做好“三大支柱产业” |
| 3.4.2 海外油气业务规模跨越发展，重点建设“三大基地” |
| 3.4.3 新兴接替业务稳步有序发展，重点培育“三个增长极” |
| 3.4.4 服务业务优化升级发展，重点推进“四个一批” |
| 4“十四五”规划 |
| 4.1 规划部署 |
| 4.1.1 部署思路 |
| 4.1.2 部署原则 |
| 4.1.3 部署方案 |
| 4.1.3. 1 油气勘探方案 |
| 4.1.3. 2 油气开发方案 |
| 4.2 风险分析 |
| 4.2.1 资源与技术产量风险 |
| 4.2.2 投资与效益产量风险 |
| 4.2.3 环境与施工产量风险 |
| 4.3 保障措施及对策 |
| 4.3.1 核心技术攻关 |
| 4.3.2 创新体制机制 |
| 4.3.3 争取政策支持 |
| 5 结论 |
（3）L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油藏地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 砂体发育情况 |
| 1.3 沉积特征 |
| 1.4 开发简史及特征 |
| 1.5 目前开发中存在的主要问题 |
| 第二章 油层水淹特征分析 |
| 2.1 加密井水淹测井响应特征 |
| 2.1.1 不同韵律储层水淹模式 |
| 2.1.2 不同韵律地层测井响应特征 |
| 2.2 加密井测井响应分析方法 |
| 2.3 动静结合校正加密井的水淹程度 |
| 第三章 油藏数值模拟研究 |
| 3.1 三维地质建模 |
| 3.1.1 基础数据准备及网格划分 |
| 3.1.2 三维地质模型 |
| 3.2 油藏数值模拟 |
| 3.2.1 基础数据输入与网格划分 |
| 3.2.2 历史拟合 |
| 第四章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 油层动用状况分析 |
| 4.2 剩余油平面分布规律 |
| 4.3 剩余油分布的影响因素 |
| 4.3.1 沉积微相对剩余油分布的影响 |
| 4.3.2 非均质性对剩余油分布的影响 |
| 4.3.3 断层对剩余油的控制作用 |
| 4.3.4 井网完善程度对剩余油分布的影响 |
| 4.4 剩余油潜力分析 |
| 4.5 剩余油类型及挖潜措施 |
| 4.5.1 确定剩余油类型 |
| 4.5.2 量化不同类型剩余油地质储量 |
| 4.5.3 不同类型剩余油挖潜对策 |
| 第五章 补充加密调整方案研究 |
| 5.1 整体调整思路及对策 |
| 5.2 加密调整界限 |
| 5.2.1 基本经济参数 |
| 5.2.2 加密调整界限 |
| 5.2.3 有效厚度下限的确定 |
| 5.3 加密调整方案设计 |
| 5.4 加密调整方案部署 |
| 5.4.1 加密井部署 |
| 5.4.2 加密调整方案优选 |
| 5.5 油水井治理措施 |
| 5.5.1 措施井部署原则 |
| 5.5.2 措施井部署方法 |
| 5.5.3 措施井部署结果 |
| 5.6 优选方案开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）泡沫驱见气特征及防气窜技术研究 ——以温西X区块泡沫试验区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 泡沫驱油国内外研究现状 |
| 1.2.1 泡沫驱历史发展 |
| 1.2.2 泡沫驱矿场试验开发现状 |
| 1.2.3 泡沫驱气窜研究现状 |
| 1.3 泡沫驱缓窜型/速窜型见气特征 |
| 1.3.1 温西油藏概况 |
| 1.3.2 温西X区块泡沫试验区开发简史 |
| 1.3.3 温西X区块泡沫试验区单井见气特征 |
| 1.4 泡沫驱防窜技术现状 |
| 1.4.1 泡沫防气窜技术 |
| 1.4.2 封窜体系防气窜技术 |
| 1.4.3 参数优化防气窜技术 |
| 1.5 研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.6 论文创新点 |
| 第2章 泡沫体系优选及油藏适应性评价 |
| 2.1 试验区流体性质 |
| 2.1.1 地层水性质 |
| 2.1.2 原油物性 |
| 2.2 防窜泡沫体系评价 |
| 2.2.1 泡沫体系评价方法 |
| 2.2.2 实验仪器及试剂 |
| 2.2.3 实验步骤 |
| 2.2.4 实验结果及讨论 |
| 2.3 KX-37-FC油藏适应性评价 |
| 2.3.1 压力对KX-37-FC防窜体系参数的影响 |
| 2.3.2 矿化度对KX-37-FC防窜体系参数的影响 |
| 2.3.3 含油饱和度对KX-37-FC防窜体系参数的影响 |
| 2.3.4 KX-37-FC体系动态吸附实验 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 泡沫体系控气性能实验研究 |
| 3.1 实验准备 |
| 3.1.1 实验目的 |
| 3.1.2 实验仪器 |
| 3.1.3 实验流程 |
| 3.1.4 实验条件 |
| 3.1.5 实验步骤 |
| 3.2 有效浓度对体系控气性能的影响 |
| 3.3 气液比对体系控气性能的影响 |
| 3.4 注入方式对体系控气性能的影响 |
| 3.5 注入速度对体系控气性能的影响 |
| 3.6 注入段塞对体系控气性能的影响 |
| 3.7 小结 |
| 第4章 并联双管泡沫驱见气特征及驱油效果 |
| 4.1 实验仪器及流程 |
| 4.1.1 实验仪器 |
| 4.1.2 实验步骤 |
| 4.2 渗透率级差对泡沫驱见气特征及驱油效果的影响 |
| 4.2.1 渗透率级差对见气特征影响 |
| 4.2.2 渗透率级差对驱油效果影响 |
| 4.3 油层高度差对泡沫驱见气特征及驱油效果的影响 |
| 4.3.1 油层高度差对见气特征的影响 |
| 4.3.2 油层高度差对驱油效果的影响 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 泡沫驱防气窜技术数值模拟研究 |
| 5.1 泡沫驱防气窜数学模型的确定 |
| 5.2 数学模型及求解 |
| 5.2.1 基本假设 |
| 5.2.2 数学方程 |
| 5.3 历史动态拟合 |
| 5.3.1 储量拟合 |
| 5.3.2 水驱+泡沫驱(XHY-4体系)拟合结果 |
| 5.4 泡沫驱防气窜技术效果预测 |
| 5.4.1 配产配注及泡沫驱工作制度确定 |
| 5.4.2 泡沫防气窜效果预测(KX-37-FC体系) |
| 5.4.3 泡沫+封堵体系防气窜效果预测 |
| 5.4.4 泡沫+封堵体系+分层分注防气窜效果预测 |
| 5.4.5 防气窜措施后,全区泡沫驱效果预测 |
| 5.5 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2-EOR技术发展现状 |
| 1.2.2 CO_2-EOR驱替机理的研究现状及进展 |
| 1.3 陕北地区致密砂岩油藏CO_2-EOR机理研究面临的问题、挑战 |
| 1.4 课题研究成果的应用前景 |
| 1.5 研究思路及方法 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第二章 陕北地区延长组致密砂岩储层特征研究 |
| 2.1 区域地质概况及研究区优选 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 研究区晚三叠世沉积演化 |
| 2.1.3 研究区及目的层优选 |
| 2.2 长4+5 油层的岩石学特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.3.1 图像分析技术研究储层微观孔喉结构 |
| 2.3.2 常规压汞技术研究储层微观孔隙结构 |
| 2.3.3 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 |
| 2.4 物性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 2.5.1 延长组露头裂缝特征 |
| 2.5.2 岩心资料构造裂缝特征 |
| 2.5.3 成像测井资料裂缝特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 研究区原油与CO_2混溶相态行为研究 |
| 3.1 油藏流体的高压物性分析 |
| 3.1.1 实验方案 |
| 3.1.2 测试结果 |
| 3.2 地层油—CO_2体系加气膨胀实验 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 结果分析 |
| 3.3 常规最小混相压力研究 |
| 3.4 致密孔中流体相态行为研究 |
| 3.4.1 纳米孔中流体的临界参数偏移 |
| 3.4.2 致密储层流体相图偏移 |
| 3.5 关于致密储层MMP的探讨 |
| 3.6 相态拟合 |
| 3.6.1 拟合步骤 |
| 3.6.2 拟合结果 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 陕北地区致密砂岩油藏CO_2驱非线性渗流特征研究 |
| 4.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流规律研究 |
| 4.1.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流机理 |
| 4.1.2 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流模型 |
| 4.2 致密砂岩油藏CO_2驱油相渗特征研究 |
| 4.2.1 CO_2非混相驱相渗计算模型 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱相渗特征 |
| 4.3 真实岩心注CO_2驱油效率物理模拟 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 敏感性分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 致密砂岩油藏CO_2驱窜流规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 岩心尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.2.1 物理模型的建立 |
| 5.2.2 窜流实验 |
| 5.2.3 结果分析 |
| 5.3 油藏尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.3.1 垂向非均质模型 |
| 5.3.2 平面非均质模型 |
| 5.3.3 裂缝模型 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 裂缝发育的致密砂岩油藏CO_2驱分子扩散作用探讨 |
| 6.1 分子扩散机制 |
| 6.2 多孔介质中分子扩散类型 |
| 6.3 分子扩散物理模拟 |
| 6.4 研究区致密砂岩储层中的分子扩散 |
| 6.4.1 CO_2在原油中的扩散系数 |
| 6.4.2 CO_2在储层中有效扩散系数 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 陕北地区致密砂岩油藏高效注CO_2开发方案数值模拟 |
| 7.1 高效注CO_2开发方案 |
| 7.1.1 注CO_2必须考虑的三个关键问题 |
| 7.1.2 关于CO_2单砂体吞吐方案 |
| 7.1.3 离散裂缝网络模型(DFN) |
| 7.2 研究区生产历史拟合 |
| 7.3 注采动态预测 |
| 7.3.1 单井注入能力 |
| 7.3.2 混相时间 |
| 7.3.3 关井时机 |
| 7.3.4 焖井时间 |
| 7.3.5 注入效果 |
| 7.4 小结 |
| 第八章 结论及尚存的问题 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 尚存问题 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.申请(授权)专利 |
| 3.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1.基本情况 |
| 2.教育背景 |
（6）榆树林油田树103区块葡萄花油层调剖研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外调剖技术研究历史及现状 |
| 1.3 弱凝胶类别及驱油机理 |
| 第2章 树103 区块概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 岩性特征 |
| 2.1.2 岩矿特征 |
| 2.1.3 储层物性特征 |
| 2.1.4 储层非均质性 |
| 2.1.5 压力和温度 |
| 2.1.6 流体性质 |
| 2.2 开发简况 |
| 2.3 存在的问题 |
| 2.3.1 水驱优势通道突出 |
| 2.3.2 产液低,产油递减快 |
| 2.3.3 水井吸水能力逐年变差,注水困难 |
| 第3章 深度弱凝胶调剖剂筛选 |
| 3.1 交联剂优选 |
| 3.2 聚合物相对分子质量优选 |
| 3.3 聚合物浓度优选 |
| 3.4 辅剂浓度优选 |
| 3.5 稳定剂浓度优选 |
| 第4章 弱凝胶调剖体系性能评价 |
| 4.1 地层水配伍性 |
| 4.1.1 地层水稀释的调剖体系配伍性评价 |
| 4.1.2 地层水配置的调剖体系配伍性评价 |
| 4.2 热稳定性 |
| 4.3 流变性 |
| 4.4 可注入性 |
| 4.5 封堵性 |
| 第5章 弱凝胶调剖剂驱油效果评价 |
| 5.1 驱油效果评价 |
| 5.2 段塞组合方式优选 |
| 第6章 剩余油分布特征及调剖井筛选 |
| 6.1 树103 区块数值模拟 |
| 6.1.1 地质建模建立 |
| 6.1.2 拟合关键技术 |
| 6.1.3 历史拟合结果 |
| 6.2 树103 区块剩余油分布 |
| 6.2.1 平面剩余油分布 |
| 6.2.2 纵向剩余油分布 |
| 6.2.3 调剖井初步筛选 |
| 6.3 树103 区块调剖井层筛选 |
| 6.3.1 调剖井层筛选体系的建立 |
| 6.3.2 调剖选井指标体系建立 |
| 6.3.3 各井层综合评价指数 |
| 6.3.4 调剖井层的确定 |
| 第7章 树103 区块调剖方案优选 |
| 7.1 化学驱模型 |
| 7.2 调剖剂用量优选 |
| 7.3 注入速度优选 |
| 7.4 注入时机优选 |
| 7.5 单井调剖方案设计 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（7）普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内、外蒸汽驱技术研究进展 |
| 1.2.1 稠油开采技术 |
| 1.2.2 蒸汽驱开发技术研究进展 |
| 1.2.3 稠油热采数值模拟研究进展 |
| 1.2.4 改善蒸汽驱开发效果技术研究进展 |
| 1.3 蒸汽驱现场应用现状 |
| 1.3.1 美国克恩河油田(Kern River Field) |
| 1.3.2 印度尼西亚杜里油田(Duri oilfield) |
| 1.3.3 中国新疆油田六、九区 |
| 1.3.4 中国辽河油田齐40块 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 主要研究内容与创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 研究区基础地质特征 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 油田地层特征 |
| 2.3 油田构造特征 |
| 2.4 油田沉积特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 储层物性特征 |
| 2.5.3 砂体和油层分布 |
| 2.5.4 含油饱和度分布 |
| 2.5.5 隔夹层分布 |
| 2.5.6 储层非均质性 |
| 2.5.7 储层敏感性评价 |
| 2.5.8 岩石润湿性评价 |
| 2.6 油藏性质 |
| 2.6.1 油藏温度和压力系统 |
| 2.6.2 原油性质 |
| 2.6.3 地层水性质 |
| 第三章 普通稠油油藏渗流机理实验研究 |
| 3.1 普通稠油流变性评价 |
| 3.1.1 实验设计 |
| 3.1.2 屈服应力 |
| 3.1.3 流变性与本构方程 |
| 3.2 高温驱油机理实验研究 |
| 3.2.1 实验设计 |
| 3.2.2 热水驱油效率 |
| 3.2.3 蒸汽驱油效率 |
| 3.3 温度对储层渗流特征的影响 |
| 3.3.1 实验设计 |
| 3.3.2 热水驱油相渗特征 |
| 3.3.3 蒸汽驱油相渗特征 |
| 第四章 蒸汽驱开发效果与调整潜力分析 |
| 4.1 开发历程与开发现状 |
| 4.2 蒸汽驱生产特征与开发效果 |
| 4.3 蒸汽驱开发影响因素分析 |
| 4.3.1 地质因素 |
| 4.3.2 油藏工程因素 |
| 4.3.3 完井工艺方式 |
| 4.4 开发调整潜力研究 |
| 4.4.1 采收率评价 |
| 4.4.2 平面潜力分析 |
| 4.4.3 纵向潜力分析 |
| 第五章 蒸汽驱油藏数值模拟研究 |
| 5.1 蒸汽驱油数学模型 |
| 5.2 地质油藏模型 |
| 5.2.1 油藏地质建模 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 注汽速率 |
| 5.4.2 蒸汽干度 |
| 5.4.3 采注比 |
| 5.4.4 应用实例 |
| 5.5 井网三次加密可行性 |
| 第六章 开发方式转换接替技术可行性分析 |
| 6.1 间歇蒸汽驱 |
| 6.2 热水驱 |
| 6.2.1 热水驱原则 |
| 6.2.2 转热水驱方案可行性及预测 |
| 6.3 水-汽交替段塞驱 |
| 6.3.1 作用机理 |
| 6.3.2 方案预测与优选 |
| 6.4 开发方式对比 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 发表学术论文 |
| 作者简介 |
| 基本情况 |
| 教育背景 |
（8）海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究（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 油田高效开发经验 |
| 1.2.2 层间干扰研究 |
| 1.2.3 海洋油气田开发与陆地油气田开发的区别 |
| 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 |
| 1.4 工作量统计及创新点 |
| 第2章 油藏地质特征及生产特征分析 |
| 2.1 地理位置及构造背景 |
| 2.2 地层层序和油组划分 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石类型 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 非均质性特征 |
| 2.4 油藏温压系统与流体特征 |
| 2.5 油田生产特征分析总结 |
| 2.5.1 油田开发简况 |
| 2.5.2 区块开发暴露出的问题 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 储层油水多相渗流特点与油田高效开发难点 |
| 3.1 储层油水多相渗流特点研究 |
| 3.1.1 实验条件及方法 |
| 3.1.2 实验结果总体情况分析 |
| 3.2 油田高效开发难点分析 |
| 3.2.1 油水多相渗流对油田高效开发的影响分析 |
| 3.2.2 有效储层纵向高度分散性对高效开发的影响分析 |
| 3.2.3 区块高效开发难点归纳总结 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 大跨度薄互层油藏非均质性及层间干扰研究 |
| 4.1 多层纵向非均质对均衡开发的影响 |
| 4.1.1 单层水驱两相渗流动态 |
| 4.1.2 多层纵向非均质性对均衡开发的影响 |
| 4.2 多层油藏合采层间干扰的定性研究 |
| 4.2.1 数值模拟非均质模型的建立 |
| 4.2.2 层间干扰影响因素分析 |
| 4.3 多层合采层间干扰层数的确定 |
| 4.3.1 室内物理模拟实验 |
| 4.3.2 层间干扰系数的确定 |
| 4.4 层间干扰对油井产能影响分析 |
| 4.4.1 定向井产能计算模型 |
| 4.4.2 产能预测及层间干扰对产能影响程度分析 |
| 4.4.3 水平井产能计算模型及采油能力 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 目前开发模式适应性分析及优化研究 |
| 5.1 目前开发方式适应性评价 |
| 5.1.1 储层天然能量评价及开采潜力分析 |
| 5.1.2 油藏水驱开发潜力分析与合适的开发方式确定 |
| 5.2 目前注采井网的有效性分析 |
| 5.2.1 启动压力梯度与有效注采系统 |
| 5.2.2 油藏启注压力分析 |
| 5.2.3 开发层系组合的渗透率级差界限分析 |
| 5.2.4 目前井网合注合采下的纵向动用分析 |
| 5.3 开发层系调整界限研究 |
| 5.3.1 层系划分原则 |
| 5.3.2 综合评判模型及经济下限研究 |
| 5.3.3 确定分层系开发地层跨度界限 |
| 5.3.4 层系重组划分论证方法 |
| 5.3.5 P油藏层系划分重组方案设计 |
| 5.3.6 P油藏1区北层系划分重组方案优化论证 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 合理工作制度优化研究 |
| 6.1 生产井井型优选 |
| 6.2 开发井网优化研究 |
| 6.2.1 合理开发井网确定 |
| 6.2.2 合理井距确定 |
| 6.3 压力系统优化研究 |
| 6.3.1 油藏地层破裂压力的确定 |
| 6.3.2 油井最小井底流压确定 |
| 6.3.3 油藏合理地层压力保持水平 |
| 6.4 采油速度优化研究 |
| 6.4.1 油藏合理采油速度确定 |
| 6.4.2 不同开发阶段的合理采油速度确定 |
| 6.5 油藏合理注水时机、注采比分析 |
| 6.5.1 注水时机 |
| 6.5.2 注采比优化 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕±学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究（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 复杂断块油藏的开发研究现状 |
| 1.2.2 直井产能的研究现状 |
| 1.2.3 多层合采的研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 复杂断块油藏基本特征及分类 |
| 2.1 断块油田概念 |
| 2.2 断块油藏地质特征 |
| 2.2.1 地质构造 |
| 2.2.2 基本地质特点 |
| 2.3 断块油藏分类内容与基本特点 |
| 2.3.1 断块油藏分类内容 |
| 2.3.2 几种主要类型断块油藏的地质特点 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 复杂断块油藏直井产能研究 |
| 3.1 基本直井产能理论研究 |
| 3.1.1 定产量直井产能理论 |
| 3.1.2 对于变产量生产问题的研究 |
| 3.2 完全封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.2.1 产能公式的推导 |
| 3.2.2 产能影响因素 |
| 3.3 半封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.3.1 产能公式的推导 |
| 3.3.2 产能影响因素 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 复杂断块油藏产能评价研究 |
| 4.1 单相流油藏产能评价 |
| 4.1.1 稳定产能评价 |
| 4.1.2 非稳定产能评价 |
| 4.2 多相流油藏产能评价 |
| 4.2.1 多相流稳定产能评价 |
| 4.2.2 多相流非稳定产能评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 断块油藏多层合采产能研究 |
| 5.1 断块油藏多层合采层间干扰现象及产生因素 |
| 5.1.1 多层合采井的层间干扰现象 |
| 5.1.2 层间干扰因素 |
| 5.2 层间干扰系数的定义与求取新方法 |
| 5.2.1 层间干扰系数定义 |
| 5.2.2 层间干扰系数求取 |
| 5.3 多层合采存在层间干扰的产能研究 |
| 5.3.1 渗透率级差影响的层间干扰 |
| 5.3.2 层间干扰产能公式的推导 |
| 5.3.3 实例简析 |
| 5.4 多层断块油藏不同合采方式的产能研究 |
| 5.5 多层合采断块油藏合理液量界限研究 |
| 5.5.1 渗流阻力计算 |
| 5.5.2 极限压差计算 |
| 5.5.3 合理液量界限理论计算 |
| 5.5.4 实例计算与影响因素分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 产能影响因素及多层合采层间干扰分析 |
| 6.1 单一因素分析 |
| 6.1.1 油井位置离断层距离 |
| 6.1.2 油井位置离边水距离 |
| 6.1.3 断块面积 |
| 6.1.4 含油层层数 |
| 6.1.5 层间渗透率差异 |
| 6.2 复合因素分析 |
| 6.3 合采开发层系方案对比分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间的学术成果 |
（10）H水平井区注水开发调整措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井渗流理论研究 |
| 1.2.2 水平井开发调整研究 |
| 1.2.3 异步注采技术研究 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第2章 H区块开发动态分析 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 水驱油效率 |
| 2.1.4 油水两相渗流特征 |
| 2.2 H区块水驱状况及连通性分析 |
| 2.2.1 生产历史 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 2.2.3 射孔和压裂特征 |
| 2.2.4 平面及纵向水驱特征 |
| 2.2.5 水驱状况特征 |
| 2.2.6 注采连通性 |
| 2.2.7 单井产量递减类型 |
| 2.3 产量递减主控因素分析 |
| 2.3.1 注水量分析 |
| 2.3.2 渗透性分析 |
| 2.3.3 井底流压分析 |
| 2.3.4 注采对应关系分析 |
| 2.3.5 纵向非均质性分析 |
| 2.3.6 射孔压裂分析 |
| 2.3.7 产量递减主控因素总结 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 低渗透油藏异井异步注采开发机理 |
| 3.1 异井异步注采技术原理 |
| 3.1.1 水平井-直井异井异步注采方法 |
| 3.1.2 异步注采增油原理 |
| 3.2 不同开发时期水驱油机理 |
| 3.2.1 注水、焖井、采油等开发过程水驱油机理 |
| 3.2.2 四个开发阶段水驱油机理 |
| 3.3 异井异步注采可行性分析 |
| 3.3.1 储层物性 |
| 3.3.2 技术工艺 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井-直井异井异步注采参数优化 |
| 4.1 数值模型的建立 |
| 4.1.1 网格划分 |
| 4.1.2 参数选取 |
| 4.2 压裂工艺参数对水平井-直井异井异步注采开发效果影响 |
| 4.2.1 裂缝半长 |
| 4.2.2 裂缝间距 |
| 4.2.3 裂缝导流能力 |
| 4.3 注采参数对水平井-直井异井异步注采开发效果影响 |
| 4.3.1 焖井时间 |
| 4.3.2 注水速度 |
| 4.3.3 采液速度 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 开发调整技术措施 |
| 5.1 常规开发调整措施 |
| 5.1.1 注水量调整 |
| 5.1.2 油井转注及关井 |
| 5.1.3 井网加密 |
| 5.1.4 酸化解堵及调剖堵水 |
| 5.1.5 细分注水 |
| 5.2 异井异步注采措施 |
| 5.2.1 H区块异步注采选井 |
| 5.2.2 异步注采工作制度设计 |
| 5.2.3 异步注采实施效果预测 |
| 5.3 开发指标预测 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、非均质多油层油藏降低成本配套技术研究与应用（论文参考文献）
- [1]多段塞化学堵水优化设计及软件开发 ——以安塞油田为例[D]. 魏学刚. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]大庆油田公司勘探开发形势与发展战略[J]. 王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君. 中国石油勘探, 2021(01)
- [3]L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究[D]. 关彦磊. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]泡沫驱见气特征及防气窜技术研究 ——以温西X区块泡沫试验区为例[D]. 黄先科. 成都理工大学, 2020(04)
- [5]致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例[D]. 王玉霞. 西北大学, 2019(01)
- [6]榆树林油田树103区块葡萄花油层调剖研究[D]. 高楠. 东北石油大学, 2019(01)
- [7]普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例[D]. 陶冶. 西北大学, 2019(01)
- [8]海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究[D]. 吴婧. 西南石油大学, 2019(06)
- [9]复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究[D]. 魏梦园. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]H水平井区注水开发调整措施研究[D]. 罗国. 中国石油大学(北京), 2019(02)