一、濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究（论文文献综述）
阴艳芳[1]（2021）在《深层低渗油藏效益建产开发模式研究与实践》文中提出深层低渗油藏具有资源品质更差、单井产量更低、投资成本更高的特点,效益建产面临极大挑战。针对辽河油区深层低渗油藏储层特征差异大、油水关系复杂、单井产量低、常规开发方式效率低等难点,以"提高单井产量、提高储量动用率、提高油藏采收率"为目标,基于岩石力学参数测定和体积压裂改造,开展优质储层识别与预测、合理井型井网井距设计、配套压裂方式与施工参数优化、有效能量补充方式优选等研究,建立了超深层薄互层状特低渗油藏"直井+分层分质体积压裂+注气补能"、深层块状特低渗油藏"水平井+分段分簇体积压裂+吞吐补能"效益建产新模式,实现了井控储量向缝控储量、线性流向复杂缝网渗流的转变。新开发模式在深层低渗油藏的现场实践中已经初见成效,具有重要的推广价值。
张国威[2]（2021）在《非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究》文中研究说明目前国内大多数水驱开发砂岩油藏已进入开发中后期,开采成本持续走高,基于控制成本提高经济效益考虑,如何更高效利用已投产井,在较少措施和低操作成本情况下进一步提高水驱油藏采出程度,维持老井稳产,一直是提高油田经济效益的重要手段。保持老区产能稳定,成为当前维持油田经济有效开发的重要手段。水驱油藏开发效果的影响因素包括储层形态、非均质程度、渗透率各向异性程度等,油田在长期水驱过程中逐渐形成油水分布的不均匀,水淹状况日趋复杂、剩余油分散富集。随着时间和应用轮次的增加,常规注采优化措施收效甚微。通过储层方向性特征优化匹配的研究将储层静态特性与注水开发措施联合进行系统优化,能够进一步提高水驱开发效果,提高油藏水驱采收率。本文首先从储层静态方向性特征研究入手,分析了储层物源、主渗透率、地应力和压裂缝、断层、构造倾角和边底水方位等因素对油田开发的影响机理,归纳了储层方向性特征包含的内容;以储层渗透率矢量为代表,研究了渗透率矢量性特征的定量表征方法;基于古水流方向、沉积相和主渗透率方向三者之间存在的联系,提出了基于沉积相的渗透率矢量化方法,将储层沉积特征、渗透率标量有机结合用于渗透率矢量模型,通过数值模拟验证了方法的有效性。动态方面,以水驱程度和方向为代表分析了油田开发实施过程中的水驱的矢量性特征,通过井组灰色关联分析来实现水驱方向的定量表征。然后以渗透率矢量和井网两组核心参数为代表,采用数值模拟方法论证了各向异性地层中井型、井网与储层渗透率矢量的优化匹配关系,低渗透特低渗透储层中井型、井网与人工压裂缝的优化匹配关系。技术流程方面,以矢量化井网理论为指导,根据储层矢量性特征分析成果结合优化匹配方法,形成调整井优化部署原则。然后研制了流场优化算法,算法以均衡流场或常用生产指标为目标函数,以井类型、射孔空间位置界限、注采速度界限为边界条件,以部署原则为约束条件,建立最优化数学模型。模型求解过程中,针对老区调整过程中调整方案约束条件复杂的问题,对经典遗传算法进行了改进,增加了个体有效性检验模块,建立改进的多目标开发优化遗传算法,完成自动优化。结合计算机编程技术编制了软件来实现考虑储层矢量性特征的多目标注采优化。以濮城油田W51北区为实例,开展了储层方向性特征分析、矢量化调整方案设计、最优化方案模拟求解和最优化方案预测对比;优化方案增油量提高20t/d,综合含水降低约2%,证实了矢量性特征优化匹配技术及相关优化算法的有效性。
李士伦,孙雷,陈祖华,李健,汤勇,潘毅[3]（2020）在《再论CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式的发展》文中认为自上世纪70年代以来,CO2驱提高采收率技术在油藏工程理念上已形成连续CO2注入、恒定比例C-WAG（Constant Water-Alternating-Gas）注入、梯度/混合-WAG注入（Tapered/Hybrid WAG Injection）以及SWG（Simultaneous Water and Gas）或SSWG（Simultaneous Separated Water and Gas）注入等多种开发模式。CO2之所以成为极具活力的提高采收率注入气,得益于其所特有的超临界流体特征和显着的溶剂化能力。在对CO2主要的具有优势的驱油机理以及国内外典型CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式分析基础上,结合国内外不同类型油气藏的开发特征,特别是水平井技术、低渗油气藏体积压裂技术的成功应用经验,以及与CCUS（Carbon Capture, Utilization and Storage）一体化的CO2CCUS-EOR（Carbon Capture, Utilization and Storage-Enhanced Oil Recovery）的综合利用理念,进一步对国内CO2驱提高采收率油藏工程开发模式的发展提出建议,以期能为促进国内CO2驱提高采收率技术的规模化发展提供启示。
兰天庆[4]（2020）在《分压注水合理压力系统优化设计方法》文中认为国内大多数含水或高含水油田一贯采用分层定量注水技术来解决和实现上述问题,以达到稳产低耗的目的,但是由于分层定量注水技术存在一定的局限性,这势必无法实现目标储层注采平衡,进而很难达到预期的目的。分层定量注水无法实现真正意义上的定量注水,若想保证井底压力长期保持稳定,实现分层有效驱动,则必须进行分压注水合理压力系统优化设计,建立一个既能克服注水启动压力梯度的影响,又能对渗流压力实现动态监控的工艺流程。定压注水技术把注水目的和注水措施相结合,即能对注水压力和配水速度实施动态监测,又可有效规避了大量无效的注采循环,使井下各层均衡均用,水驱采油效果显着,但目前对于该方面的研究较少。本文以某试验区块为研究目标,基于生产背景和该区块地质概况,建立了三维地质模型,定量表征了目标油藏的静态特征,并建立了地层有效厚度及主要渗流物性等数据体。量化了该研究区剩余油分布,明确了各层各方向流量分布规律。基于该试验区块X-1试验井,结合该油井动态指标和静态资料,综合考虑剩余油的分布规律和油井联动受效等因素的影响,明确了该试验井的可动油饱和度高值区及渗透率增幅较大的层位,通过典型层分析,落实了X-1试验井可能存在优势通道的方向及层位,结合以上成果最终确定了该试验井分层位的措施类型。本文首次采用预置电缆智能配注测调系统测定了X-1试验井各层启动压力并基于渗流力学平面径向流产能计算公式,计算注水井各小层对应的启动压力梯度,建立了分层合理注水压力梯度的计算模型,进而确定分层合理注水压力。开展了室内分层定压注水实验,结合方岩心基本物性参数共设计了3类不同条件下三管并联人造岩心水驱油实验,实验结果显示采用控压-提压技术注水对应的平均采收率最高为56.29%。实验表明对于长期注水开发的多层系油藏,在储层内部形成优势渗流通道后,可通过控制高渗透层注入压力和提高低渗透层注入压力的方式,调控不同层系的吸水剖面,从根本上实现分层定压注水提高储层整体动用程度和注水合格率的目的。通过以上研究,得出定压注水能够在地质配注的基础上更大程度提高低渗透层注入压力和控制高渗透层注入压力,进而最大程度缓解层间矛盾及调整吸水剖面,最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度的目的。本论文在丰富和发展合理压力系统优化设计方法的同时,对分层定压注水技术的开发措施调整具有一定的理论和现实意义。
刘杨[5]（2020）在《长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究》文中研究表明胡尖山油田L区长6油藏位于陕西省榆林市定边县境内,在鄂尔多斯盆地中西部发育,构造位置位于陕北斜坡中北部,属于黄土塬地貌,根据地质资料显示,该区块物性差、产量低、天然能量匾乏,因在油田开发过程中地层压力的下降致使岩石有效压力的增加引起渗透率下降,能再恢复的压力很少,属于典型的低渗透油藏。为了解决这一难题,保持该区块地层压力稳定,提高油藏长期稳产水平,本论文将对胡尖山油田L区长6油藏进行超前注水研究。超前注水技术能够针对性的解决油田产量低、天然能量匾乏等问题,是当前低渗透油藏开发中的重要技术,本文将在L区块地质调研的基础上,运用地质建模、油藏工程以及数值模拟方法,对研究区的超前注水合理参数进行研究和优化,最后对胡尖山L区20年后的产能进行预测,为改善该区块的开发效果提供理论基础。研究结果表明:（1）胡尖山L区储层平均渗透率0.841mD,压力系数在0.7-0.8之间,原油粘度5.17mPa.s,均满足实施超前注水技术的条件,水驱油实验也表明在L区内实施这项技术能够取得良好的增产效果;（2）通过地质建模和数值模拟方法,最终确定开发初期油井合理流动压力为2.91MPa,合理井底流压在2.6-3.2MPa之间,合理压力保持水平81.0%,注水压力界限不超过21.97MPa,合理配注量为8.433m3,合理的注水强度为2.63m3/d·m,超前注水时间为374天;（3）方案一为将当前的实际开发状况作为基础方案;方案二为完善注采的43口井,方案三为低产低效井治理的24口井,方案四为优化开发界限。对这三种方案进行20年后的产能预测,可累计增油分别为4.9万吨、7.4万吨和11.7万吨,方案四效果最好。
史雪冬[6]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中提出在具有强非均质性或历经长期注水冲刷的高渗油藏和裂缝发育的低渗透油藏中,注入水沿窜流通道定向快速无效流动,导致井组或井组中特定方向上油井暴性水淹。本文以这类常见的强水窜油藏或其中局部强水窜区域为对象,采用物理模拟实验方法,研究其开采动态和剩/残余油分布的特殊性和提高采收率面临的特殊难点;探索适宜的提高采收率方法。研制注采井间具有特高渗条带的注采井组物理模型,模拟强非均质高渗油藏或其中局部区域。利用该模型所得到的含水饱和度动态分布结果表明,在无水采油期,水驱前缘向油井方向快速推进;水驱前缘突破后继续注水的波及区域没有明显扩大。这类特殊油藏或其局部区域注采井间提高采收率的主要潜力是未波及区内大面积连片剩余油。采用均质储层井网模型和非均质模型进行水驱实验,实验结果表明,即便不存在定向特高渗条带等极端的特殊情况,高渗油藏也会因长期注水冲刷形成强水窜通道,其含水饱和度分布严重不均。这类均质（或弱非均质）高渗油藏强水窜形成后,残余油饱和度较高的中/弱水洗区体积巨大,剩余油分布高度分散。本文研究结果表明,强非均质高渗油藏或注采井间具有特高渗条带局部区域,形成强水窜后,采用聚合物驱有效,但效果有限;在油藏中强水窜局部区域内,采用原井网注高浓度聚合物段塞与水窜方向油井改注的深调-井网调整复合方法,可有效地动用连片剩余油。据此,本文提出了强非均质（或局部强非均质）高渗油藏强水窜后整体调剖-驱油与局部井网调整相结合的提高采收率方法。均质储层井网模型和非均质模型水窜后提高采收率方法适应性的研究结果表明,高渗油藏中一旦形成强水窜,不论是持续长时间水驱还是表面活性剂驱,均只能驱出强水洗区和少量中水洗区内的残余油,剩余油动用状况基本未得到改善;聚合物驱等常规化学驱可提高中/弱水洗区残余油的驱替效率,但对强水窜通道的实际封堵能力和作用范围有限,对高度分散的剩余油启动效果受限。模拟实验结果表明,强乳化驱油剂兼具洗油与微调的双重功能,可有效驱替油藏中体积巨大的中/弱水洗区残余油;聚合胶体微粒（PCP）可以实现强水窜油藏深部驱替剖面的有效调整。据此提出并证实利用聚合胶体微粒（PCP）深调段塞与强乳化驱油剂段塞组合优势叠加的协同效应,是强水窜高渗油藏提高采收率的有效方法。由实测的水驱含水饱和度分布图可以直观地看出,非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱过程中,油水前缘沿油水井方向和高渗条带快速推进,形成远比高渗油藏更强的水窜;即使是在端面均匀注入理想条件下的低渗均质模型,也会很快形成狭窄的水窜通道。在低渗储层模型狭小的水驱波及区域内,强水洗区的比例远远小于高渗油藏。与高渗油藏水驱后剩余油高度分散的特征相比,低渗油藏水驱后剩余油主要为大量连片基质原油。几种典型模型水驱波及效率与渗透率均具有正相关性,随渗透率的降低波及效率急剧降低。定义驱替水采出量与驱替水注入量之比为无效循环水率,以此作为定量表征特定油井水窜程度的参数。基于无效循环水率动态曲线,建立了同比条件下评价不同油藏或不同区域（井组）水窜强度的水窜系数,得到了“水窜系数”与渗透率的实验规律——不论是非均质（裂缝）模型、注采井组模型,还是端面均匀注入的均质模型,水窜系数随着与渗透率降低而增加。据此,实现了对低渗油藏水驱比高渗油藏更容易形成强水窜的定性认识向量化规律的发展。根据本文的实验结果,明确了低渗油藏水驱后提高采收率的潜力为低渗（或致密）基质中连片剩余油和分布于狭窄弱/中水洗区的残余油。对比聚合物、超低界面张力活性剂和强乳化活性剂在低渗-高渗均质模型驱油实验结果,证明因注入性问题,聚合物驱在低渗储层中不适用。非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱后,采用超低界面张力活性剂驱,采收率增幅很低;实测的含水饱和度分布表明,超低界面张力活性剂仅仅驱出了模型中强水洗区的部分残余油,不仅是剩余油未被驱动,弱水洗区内的残余油也未被驱出。水驱后采用强乳化驱油剂驱,低渗模型的采收率增幅明显高于超低界面张力活性剂驱;由含水饱和度分布的分析对比可知,强乳化驱油剂驱不仅驱出弱水洗和中水洗区中的残余油,而且明显地扩大了波及区,驱动了部分剩余油。水驱后采用胶粒分散体系段塞与强乳化剂段塞组合,可大幅度提高采收率;由其含水饱和度分布可以地看到,不论是均质井组模型还是非均质模型中,波及区域明显增大,低渗基质中很大一部分剩余油被驱动。针对低渗油藏面临的基质剩余油驱动和水窜通道治理与利用的特殊难点,确定了利用聚合胶体微粒（PCP）分段式封堵水窜通道、利用强乳化剂段塞辅助封堵、利用低粘驱油剂局部驱动基质剩余油的分段调堵-局部驱动提高采收率方法。
陈祖华,孙雷,杨正茂,郑永旺,于晓伟[7]（2020）在《苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨》文中进行了进一步梳理CO2驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO2驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO2驱油方式选择具有借鉴价值。
张京伦[8]（2020）在《超低渗油藏非线性渗流特征与气水交替驱应用研究》文中指出超低渗油藏地层渗流能力弱,补充地层能量困难。气水交替驱兼顾了二次采油和三次采油的特点,是一种能够有效补充地层能量的技术手段。由于超低渗油藏具有显着的非线性渗流特征,因此开展研究区油藏非线性渗流特征与压力传播机理、气水交替驱在超低渗油藏中的压力传播与参数设计具有重要意义。本文基于沉积相与油藏连通特征,阐述了研究区油藏地质和储层特征,分析了储层非均质性和原始油水分布特征。基于非稳态法开展了研究区超低渗油藏启动压力梯度实验;基于注采井间压力梯度分布特征,以积分法和稳态逐次替换法分析了不稳定渗流状态下的压力传播特征;评价了超低渗油藏拟稳定状态下有效注采距离;基于长岩心驱替模型,开展了气水交替驱压力传导实验与参数优选实验;基于实际数值模型,以正交实验的方法,开展了注入参数影响程度评价与注入方案设计;评价了研究区注水开发特征,开展了现场效果分析。研究结果表明:研究区非均质性较弱,各项特征适合气水交替开发;启动压力梯度实验拟合结果表明,研究区启动压力梯度在0.0237MPa/m左右;启动压力梯度加大非线性特征的同时,扩大了不稳定状态下油水压力波传播的差异;气水交替驱过程中可以保持合理推进速度,延长压力释放时间,实验条件下相比油驱与水驱,气水交替驱方案后岩心自然泄压,压力波传播时间分别增加了 14.92min与26.96min;参数优化实验表明适当提高注入强度、越早注入,有利于提高开发效果,且段塞尺寸和气水比存在最优值,段塞尺寸过小导致注入难度加大,气水比过大容易发生气窜;数值模拟基础上的正交实验得到现场最优参数组合方案为:气水比3:1,注入速率14 m3/d、交替周期40d、注入时机（含水率）40%。对研究区实施气水交替一年后,平均含水率下降了 11.2%,稳产增产井数达到总井数的96%,气水交替驱对研究区具有明显的降水增油效果。
张秋歌[9]（2020）在《JS特低渗高饱和油藏合理开发策略研究》文中研究指明随着油田勘探开发的不断进行,特低渗透油气藏储量占国内新勘探石油储量中的比重日益增加。在今后很长的一段时间内,特低渗透油气藏的开采将为我国的增储上产、稳定能源供应提供强有力的支撑。在特低渗透油藏开采的过程中发现,由于部分油藏的饱和压力高、地饱压差小,深深地影响了特低渗透油藏的有效开采。因此,特低渗透高饱和油藏合理开发策略的研究对我国石油工业的发展具有重要的意义。在调研了大量文献的基础上,本文以松辽盆地JS油田为例,基于其特低渗透、高饱和压力、低地饱压差的特点,以数值模拟和理论研究相结合的方法,总结出特低渗透高饱和油藏的合理开发策略。首先考虑启动压力梯度和压敏效应综合影响,以椭圆渗流理论和平均质量守恒定律为基础,推导出了压裂井产能计算公式,并分析启动压力梯度、压敏效应、压裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力和变形系数对压裂井产能的影响;其次通过数值模拟的手段,对合理开发方式、井网主控因素、井网形式优化进行了研究;在合理开发方式的基础上,充分考虑高饱和油藏的特性,结合实际开发现状,对目标区域进行合理井网密度、合理压力系统、合理注采速度的优选,同时对JS油田的合理开发提出建议。研究结果表明:高饱和油藏在整个衰竭开采过程中,气油比变化趋势主要可以分为三个阶段,注采比先稳定后小幅度降低、快速升高,达到峰值、下降至平稳;对于高饱和油藏来说,在开采初期,衰竭式开采的产油量高于注水方式开采,在开采后期,注水采油见效显着;长裂缝、低导流、非均匀分布、非等长裂缝有利于特低渗透油藏均匀采油;初期开采时,特低渗透高饱和油藏需要40～60口/km2的井网密度进行开采,可实现30%左右的采收率;高饱和油藏需要根据生产气油比的变化进行调整注采比,以此得出较高的采出程度。研究成果对于JS油田特低渗透高饱和油藏的有效开发具有理论指导意义。
靳世磊[10]（2020）在《HH油田注气提高采收率可行性实验研究》文中提出HH油田为典型的低孔特低渗致密砂岩油藏,平均孔隙度为10.8%,平均渗透率为0.4m D。注水开发过程中,整体表现为:注水压力高、吸水指数低、注水开发效果差。选择合适的开发方式成为提高HH油田采收率的重中之重。注气驱作为一种有效的提高采收率技术极具潜力和发展前景,已经在国内外油藏开发中得到广泛应用。本文以HH油田为研究对象,在安全可控的基础上,选取CO2和10%减氧空气为注入气,设计并开展了一系列注气提高采收率室内实验研究,主要包括:地层原油相态特征实验、注气膨胀实验、长细管实验、单管基质长岩心驱替实验和基质+裂缝双管并联长岩心驱替实验,系统的评价了不同注入压力、不同注入介质、不同驱替方式等对驱油效率的影响及注气的可行性,取得了以下的结论和认识:（1）地层原油相态特征实验表明:地层原油的饱和压力为6.5MPa,为低饱和压力、低粘度、低气油比、地饱压差大的普通轻质油,具有一定的体积膨胀能量,在开发初期可依靠自身能量开采。（2）注气膨胀实验表明:随着两种气体（CO2/减氧空气）注入量的增加,地层原油饱和压力均呈现快速上升的趋势,在地层温度（72℃）、压力（19MPa）条件下难以形成混相,属于典型的非混相驱特征;两种气体的注入均能够起到增溶膨胀的作用,CO2的增溶膨胀和降粘能力优于减氧空气。（3）长细管驱替实验表明:注入压力越大,气驱采收率也就越大,压力变化对CO2驱的影响较大,对减氧空气驱影响较小,并且在地层温度压力下CO2驱和减氧空气驱最终采出程度均小于90%,表现为非混相驱,与注气膨胀实验结果相符;当减氧空气中含氧量低于10%时,含氧量变化对原油采收率的影响不大。（4）单管基质长岩心驱替实验表明:气水交替驱油效率高于纯气驱和纯水驱驱油效率,CO2的驱油效率高于减氧空气驱油效率。（5）基质+裂缝并联双管长岩心驱替实验表明:在裂缝发育的非均质储层中,注水开发易沿裂缝突破,高含水采油期长,气水交替驱能有效的改善流度比,在一定程度上降低裂缝储层非均质性的影响,从而更好的提高驱油效率;从基质岩心和裂缝岩心的采出程度对比可以看出,裂缝的存在严重阻碍了基质岩心中油的采出,裂缝储层的剩余挖潜机会不大,所以挖潜目标应放在基质储层或未波及区域。
二、濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究（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、濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究（论文提纲范文）
（1）深层低渗油藏效益建产开发模式研究与实践（论文提纲范文）
| 前言 |
| 一、深层低渗油藏效益建产的难点 |
| 二、深层低渗油藏建产新模式研究与实践 |
| 2.1超深层薄互层状特低渗油藏“直井+分层分质体积压裂+注气补能”建产模式 |
| 2.1.1有效储层识别 |
| 2.1.2合理井型井网井距设计 |
| 2.1.3直井分层分质体积压裂 |
| 2.1.4优选注气补能的开发方式 |
| 2.1.5实践应用成果 |
| 2.2深层块状特低渗油藏“水平井+分段分簇体积压裂+吞吐补能”建产模式 |
| 2.2.1岩石力学参数评价 |
| 2.2.2精细储层分类评价 |
| 2.2.3优化水平井缝网匹配设计 |
| 2.2.4水平井分段分簇体积压裂 |
| 2.2.5水平井注水吞吐渗吸采油 |
| 2.2.6实践应用成果 |
| 三、结论与认识 |
（2）非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 常规井网及注采优化方法 |
| 1.2.2 矢量井网及注采优化设计 |
| 1.2.3 基于优化算法的注采优化 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 第二章 储层的方向性特征 |
| 2.1 物源方向与沉积方向 |
| 2.2 主渗透率方向 |
| 2.3 主应力方向和裂缝方向 |
| 2.4 断层走向和构造倾角 |
| 2.5 边底水的侵入方向 |
| 第三章 渗透率的矢量性特征 |
| 3.1 渗透率的非均质性及其定量表征 |
| 3.1.1 渗透率的非均质性 |
| 3.1.2 渗透率非均质性的定量表征 |
| 3.2 渗透率的方向及其表征 |
| 3.2.1 渗透率各向异性的表征 |
| 3.2.2 差变函数分析储层渗透率方向性 |
| 3.2.3 TDS技术确定油藏平面渗透率各向异性 |
| 3.2.4 裂缝性油藏主渗透率及主裂缝方向识别方法 |
| 3.2.5 基于沉积相的渗透率矢量化方法 |
| 第四章 砂岩油藏水驱开发的矢量性特征 |
| 4.1 水驱程度的非均匀性及其表征 |
| 4.1.1 水驱程度的表征参数 |
| 4.1.2 水驱程度的时变特性 |
| 4.2 水驱方向的量化分析 |
| 4.2.1 基于灰色关联理论的水驱方向分析方法 |
| 4.2.2 方法的软件实现 |
| 第五章 井网与矢量性特征的优化匹配 |
| 5.1 矢量化井网的优化原则 |
| 5.2 排状井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3 面积注水井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3.1 反七点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.2 五点法、矩形五点、菱形五点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.3 九点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.4 水平井与储层方向性特征的优化匹配 |
| 5.4.1 水平段方位与储层方向性特征的匹配 |
| 5.4.2 水平段长度与储层砂体展布的匹配 |
| 5.4.3 水平井注采井网与主渗方向性特征的匹配 |
| 5.5 井网与裂缝方向的优化匹配 |
| 5.5.1 直井井网与裂缝方位的匹配 |
| 5.5.2 水平井井网与裂缝方位的匹配 |
| 第六章 基于油藏矢量性特征的优化方法 |
| 6.1 深度水驱均衡驱替模式 |
| 6.1.1 实施均衡驱替的优点 |
| 6.1.2 实施均衡驱替方式 |
| 6.1.3 实施均衡驱替的数值模拟分析 |
| 6.2 均衡驱替的流场表征与评价 |
| 6.2.1 水驱强度的综合表征参数体系 |
| 6.2.2 水驱强度的计算 |
| 6.2.3 流场优化调整原则与方法 |
| 6.3 最优化数学模型 |
| 6.3.1 目标函数 |
| 6.3.2 约束条件 |
| 6.4 数学模型求解 |
| 6.4.1 改进的多变量开发优化遗传算法 |
| 6.4.2 约束问题的处理 |
| 6.4.3 遗传编码方法 |
| 6.5 优化算法的软件实现 |
| 6.5.1 ECL数据接口 |
| 6.5.2 流场表征模块 |
| 6.5.3 约束条件设置模块 |
| 6.5.4 遗传算法模块 |
| 6.5.5 流场优化软件实现 |
| 6.5.6 测试实例 |
| 6.5.7 软件设置 |
| 6.5.8 测试结果分析 |
| 第七章 基于矢量性特征的矢量井网重构实例 |
| 7.1 油藏概况 |
| 7.1.1 地质概况 |
| 7.1.2 开发历史 |
| 7.1.3 开发现状及存在的主要问题 |
| 7.2 储层方向性特征分析 |
| 7.2.1 物源方向与砂体分布特征 |
| 7.2.2 渗透率的矢量化 |
| 7.2.3 断层走向与构造倾角特征 |
| 7.3 水驱的方向性特征 |
| 7.3.1 井排的方向性特征 |
| 7.3.2 水驱的方向性特征 |
| 7.3.3 剩余油分布的方向性特征 |
| 7.4 调整潜力区的识别 |
| 7.5 潜力区局部剩余油分布矢量特征 |
| 7.6 矢量化井网重构原则 |
| 7.7 调整方案设计优化 |
| 7.7.1 调整思路 |
| 7.7.2 调整方案优化计算 |
| 7.8 调整方案预测 |
| 第八章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（3）再论CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式的发展（论文提纲范文）
| 1 CO2占优势的驱油及控水机理 |
| 1.1 CO2超临界流体特征 |
| 1.2 CO2占优势的驱油机理 |
| 2 国内外典型CO2驱提高采收率油藏工程应用模式 |
| 2.1 国外典型CO2驱提高采收率油藏工程模式 |
| 2.1.1 Weyburn油田属性 |
| 2.1.2 Weyburn油田先期开发模式 |
| 2.1.3 CO2驱实验室技术支持 |
| 2.1.4 矿场试验油藏工程技术模式 |
| 2.1.5 油藏经营理念与策略 |
| 2.1.6 动态监测 |
| 2.2 国内典型CO2驱提高采收率油藏工程应用模式 |
| 2.2.1 草舍Et油藏CO2提高采收率油藏工程模式 |
| 2.2.2 国内已实施的其他油藏的CO2驱油藏工程模式 |
| 3 CO2驱提高采收率油藏工程理念及模式的发展 |
| 4 结论 |
（4）分压注水合理压力系统优化设计方法（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 分层注水研究现状 |
| 1.2.2 分层定量注水研究现状 |
| 1.2.3 分层启动压力梯度研究现状 |
| 1.2.4 合理注水压力确定方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 各层各方向流量分布量化与剩余油分布 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 三维地质精细模型建立 |
| 2.2.1 建立模型所需的基础数据 |
| 2.2.2 地质模型建立的步骤和原理 |
| 2.3 试验区块历史拟合及剩余油分布特征量化 |
| 2.3.1 数值模拟技术优选 |
| 2.3.2 目标区块历史拟合 |
| 2.3.3 剩余油分布特征量化 |
| 2.4 试验区块各层各方向流量分布量化 |
| 2.4.1 注采单元划分 |
| 2.4.2 注水量在流管中劈分 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 各层低效无效循环技术界限及水淹程度量化 |
| 3.1 优势水流通道成因、类型及影响因素 |
| 3.1.1 优势水流通道成因 |
| 3.1.2 优势水流通道类型 |
| 3.2 优势水流通道筛选方案 |
| 3.3 低效无效循环技术界限确定 |
| 3.4 流管内的水淹程度计算 |
| 3.5 X-1井优势渗流通道及各层措施类型量化 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 分层合理注水压力确定方法 |
| 4.1 破裂压力剖面预测方法 |
| 4.2 预置电缆智能配注测调软件介绍 |
| 4.3 分层启动压力测试结果 |
| 4.4 分层启动压力梯度计算方法 |
| 4.5 分层合理注水压力确定原则 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 分层定压注水实验研究 |
| 5.1 实验条件 |
| 5.2 实验原理与方案设计 |
| 5.2.1 实验原理 |
| 5.2.2 实验方案设计 |
| 5.3 实验步骤 |
| 5.4 实验数据与结果分析 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 胡尖山油田L区长6油藏地质特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.1 地层划分方案 |
| 2.2.2 标志层控制 |
| 2.2.3 地层对比 |
| 2.3 沉积相特征 |
| 2.3.1 沉积微相划分 |
| 2.3.2 沉积微相的平面展布 |
| 2.3.3 有效砂体展布特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩性特征 |
| 2.4.2 储层物性特征 |
| 2.4.3 储层非均质性 |
| 2.5 L区块超前注水可行性研究 |
| 2.5.1 超前注水的增产机理 |
| 2.5.2 超前注水适用的油藏条件 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 胡尖山油田L区块油藏地质模型建立 |
| 3.1 储层三维构造模型的建立 |
| 3.1.1 地质建模方法 |
| 3.1.2 建模思路 |
| 3.1.3 基础数据准备 |
| 3.1.4 网格设计 |
| 3.2 沉积相模型建立 |
| 3.2.1 沉积相建立方法选择 |
| 3.2.2 沉积相模型建立 |
| 3.3 建立储层三维构造模型 |
| 3.4 属性模型建立 |
| 3.4.1 孔隙度模型建立 |
| 3.4.2 渗透率模型建立 |
| 3.4.3 饱和度模型 |
| 3.4.4 储量计算 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 胡尖山油田L区块超前注水方案优化研究 |
| 4.1 油藏模型的建立 |
| 4.1.1 数值模拟基本原理 |
| 4.1.2 数学模型的选择 |
| 4.1.3 模拟模型的建立 |
| 4.2 胡尖山L区块历史拟合 |
| 4.2.1 历史拟合原则 |
| 4.2.2 地质储量拟合 |
| 4.2.3 生产动态指标拟合 |
| 4.2.4 部分单井拟合 |
| 4.3 井网适应性研究 |
| 4.3.1 井网概况 |
| 4.3.2 井网密度计算 |
| 4.3.3 极限注水影响半径 |
| 4.4 胡尖山L区块超前注水优化方案 |
| 4.4.1 合理的注水参数的影响因素 |
| 4.4.2 超前注水合理时机研究 |
| 4.4.3 井底流压优化 |
| 4.4.4 采液强度及采液量优化 |
| 4.4.5 注水强度优化 |
| 4.5 综合方案优化预测 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 结论与认识 |
| 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 |
（6）高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 实际油藏中不同类型的水窜现象 |
| 1.2.1 非均质性造成的导致水窜 |
| 1.2.2 储层及其流体特性导致的水窜 |
| 1.2.3 开采工艺导致的水窜 |
| 1.3 不同油藏中水窜治理的研究现状 |
| 1.3.1 高渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.3.2 低渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.4 水窜治理的存在的问题以及提高采收率技术方案分析 |
| 1.5 论文的研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 高渗油藏中强水窜的形成及残/剩余油分布特性 |
| 2.1 实验方法的改进 |
| 2.1.1 储层模型 |
| 2.1.2 含油饱和度电阻率测试技术原理 |
| 2.1.3 仪器校准以及数据标准量化 |
| 2.2 具有定向高渗条带的注采井间水窜及开采动态 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 井组采油动态曲线分析 |
| 2.2.3 单井采油动态曲线分析 |
| 2.2.4 强水窜油藏水驱开采动态综合分析 |
| 2.3 高渗油藏水窜后残余油和剩余油分布以及潜力 |
| 2.3.1 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油分布 |
| 2.3.2 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油潜力分析 |
| 2.3.3 强水窜油藏水驱后剩余油类型 |
| 2.3.4 强水窜油藏水驱后提高采收率技术方向 |
| 2.3.5 持续水驱提高驱油效率技术潜力评价 |
| 2.4 强水窜高渗油藏调整井网提高采收率技术评价 |
| 2.4.1 井网调整方案 |
| 2.4.2 调整井网水驱开采动态 |
| 2.4.3 单井水驱开采动态 |
| 2.4.4 调整井网油水饱和度动态分布 |
| 2.4.5 井网调整方案综合分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 强水窜高渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 3.1 强水窜高渗油藏残余油驱替的有效方法 |
| 3.1.1 超低界面张力体系的筛选 |
| 3.1.2 强乳化体系的筛选 |
| 3.1.3 强水窜油藏水洗区域的划分 |
| 3.1.4 不同水洗区域内不同体系驱油效果评价 |
| 3.2 强水窜高渗油藏提高波及效率的适宜方法 |
| 3.2.1 PCP聚合胶体微球的制备 |
| 3.2.2 强水窜高渗油藏不同体系提高波及效率分析 |
| 3.3 具有定向高渗条带的井网-聚驱提高采收率方法 |
| 3.3.1 井网调整与聚驱复合技术井组开采动态 |
| 3.3.2 井网调整与聚驱复合技术单井开采动态 |
| 3.3.3 井网调整-聚合物驱过程油水饱和度动态分布 |
| 3.3.4 井网调整与聚驱复合技术综合分析 |
| 3.4 强水窜高渗油藏深部-驱油方法适应性评价 |
| 3.4.1 聚驱和深部调剖-驱油体系井组开采动态 |
| 3.4.2 聚驱和深部调剖-驱油体系单井开采动态 |
| 3.4.3 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系油水饱和度动态分布 |
| 3.4.4 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系综合分析 |
| 3.5 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.5.1 波及效率与采收率分析比较 |
| 3.5.2 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.6 强水窜高渗油藏调驱后进一步提高采收率方法 |
| 3.6.1 二次EOR开采井组开采动态 |
| 3.6.2 二次EOR开采过程油水饱和度动态分布 |
| 3.6.3 二次EOR开采综合分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 强水窜低渗油藏残/剩余油分布特性及其潜力 |
| 4.1 低渗油藏均质模型水驱特征分析 |
| 4.1.1 表征油藏水窜的几个参数 |
| 4.1.2 端面注水均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.3 渗透率变化导致的水驱前缘突进 |
| 4.1.4 注采井间均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.5 渗透率变化导致注采井间强水窜现象 |
| 4.2 低渗非均质油藏水窜特征分析 |
| 4.2.1 非均质油藏模型以及实验装置 |
| 4.2.2 不同渗透率级差的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.3 不同渗透率级差的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.2.4 不同平均渗透率的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.5 不同平均渗透率的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.3 裂缝性油藏水窜特征分析 |
| 4.3.1 实验模型及材料 |
| 4.3.2 裂缝性非均质岩心水窜参数分析 |
| 4.3.3 基质渗透率对水驱波及效率的影响 |
| 4.4 低渗油藏提高采收率面临的主要矛盾 |
| 4.4.1 均匀低渗基质模型水驱特征 |
| 4.4.2 非均质低渗储层模型水驱特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 强水窜低渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 5.1 强水窜低渗油藏水洗区残余油有效驱替方法 |
| 5.1.1 低渗超低界面张力体系的筛选 |
| 5.1.2 低渗超低界面张力体系的驱油性能 |
| 5.1.3 低渗强乳化体系的筛选 |
| 5.1.4 低渗强乳化体系非均质调驱性能 |
| 5.2 强水窜低渗油藏剩余油驱动方法 |
| 5.2.1 超低界面张力体系对致密-低渗岩心两相驱油临界压力梯度的影响 |
| 5.2.2 强乳化体系在非均质模型中的波及效率 |
| 5.2.3 PCP聚合胶体微球体系对低渗储层孔隙的适应性评价 |
| 5.2.4 PCP聚合胶体微球在岩心中的深部运移性能 |
| 5.2.5 不同匹配因子的PCP聚合胶体微球调剖效果分析 |
| 5.3 低渗油藏水窜后提高采收率方法评价 |
| 5.3.1 聚合物在低渗油藏中驱油性能评价 |
| 5.3.2 均质岩心超低界面张力与强乳化体系提高采收率对比 |
| 5.3.3 渗透率级差对不同深部调剖-驱油体系的影响 |
| 5.3.4 深部调剖-驱油体系不同注入方式对比 |
| 5.4 调-驱协同效应驱动低渗基质原油 |
| 5.4.1 不同深部调剖-驱油体系对水驱前缘的影响 |
| 5.4.2 不同深部调剖-驱油体系对注采井间主流区的影响 |
| 5.4.3 不同深部调剖-驱油体系对非均质油藏强水窜的改善 |
| 5.4.4 不同深部调剖-驱油体系对裂缝性油藏强水窜的改善 |
| 5.4.5 低渗强水窜油藏调整思路分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（8）超低渗油藏非线性渗流特征与气水交替驱应用研究（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 国内外研究现状与存在的问题 |
| 1.2.1 低渗油藏非线性渗流研究现状 |
| 1.2.2 气水交替非混相驱与补充能量研究现状 |
| 1.2.3 存在的问题 |
| 1.3 研究目标 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 超低渗油藏地质储层与流体分布特征研究 |
| 2.1 储层地质特征 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 开发层系的划分 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.2 储层非均质性评价 |
| 2.2.1 层间非均质性 |
| 2.2.2 层内非均质性 |
| 2.3 储层油藏特征 |
| 2.3.1 油藏类型 |
| 2.3.2 原油与地层水性质 |
| 2.3.3 温压系统 |
| 2.4 储层物性特征 |
| 2.5 超低渗油藏原始油水分布特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 超低渗油藏非线性渗流特征与压力传播机理 |
| 3.1 超低渗油藏非线性渗流特征 |
| 3.2 超低渗油藏启动压力梯度研究 |
| 3.2.1 超低渗油藏启动压力梯度实验 |
| 3.2.2 超低渗油藏启动压力梯度应用计算 |
| 3.3 超低渗油藏非线性渗流压力传播规律 |
| 3.3.1 超低油藏注采井间压力梯度分布特征 |
| 3.3.2 不稳定渗流状态下的压力传播过程 |
| 3.3.3 拟稳定渗流状态下建立有效驱替压力系统 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 超低渗油藏气水交替压力传导与参数设计实验 |
| 4.1 实验设备与样品 |
| 4.2 实验流程与实验准备 |
| 4.3 长岩心气水交替驱压力传导与补充能量实验 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 实验结果分析 |
| 4.4 长岩心气水交替驱参数优化设计实验 |
| 4.4.1 气水交替段塞尺寸优选 |
| 4.4.2 气水交替注入能力评价 |
| 4.4.3 不同注入时机下气水交替驱替效果评价 |
| 4.4.4 不同注入强度下气水交替驱替效果评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 超低渗油藏气水交替方案优选与应用效果评价 |
| 5.1 三维地质模型建立 |
| 5.2 气水交替注入方案优选研究 |
| 5.2.1 建立典型井组数值模型 |
| 5.2.2 注入参数影响程度评价和注入方案设计 |
| 5.3 气水交替驱效果评价 |
| 5.3.1 注水开发特征 |
| 5.3.2 气水交替驱效果分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）JS特低渗高饱和油藏合理开发策略研究（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 压裂直井产能预测及产能影响因素研究现状 |
| 1.2.2 压裂水平井产能预测及产能影响因素研究现状 |
| 1.2.3 高饱和油藏开发策略研究现状 |
| 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 |
| 1.4 取得的主要认识及成果 |
| 第2章 JS油田地质及渗流特征 |
| 2.1 研究区地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 储层沉积特征 |
| 2.1.4 储层砂体展布特征 |
| 2.1.5 储层岩性、物性及含油性 |
| 2.2 油藏特征 |
| 2.2.1 油藏温度特征 |
| 2.2.2 流体性质 |
| 2.3 储层渗流情况 |
| 2.3.1 岩心孔渗分析 |
| 2.3.2 微观孔隙结构分析 |
| 2.3.3 启动压力梯度分析 |
| 2.3.4 相对渗透率分析 |
| 第3章 JS特低渗油藏产能计算及影响因素 |
| 3.1 特低渗透油藏压裂直井产能计算 |
| 3.1.1 人工压裂裂缝内的高速非达西渗流区产能模型 |
| 3.1.2 裂缝控制椭圆范围内的低速非达西渗流区产能模型 |
| 3.1.3 远离裂缝的非达西渗流区产能模型 |
| 3.2 特低渗透油藏压裂直井产能影响因素 |
| 3.2.1 井距对压裂直井产能的影响 |
| 3.2.2 导流能力对压裂直井产能的影响 |
| 3.2.3 启动压力梯度对压裂直井产能的影响 |
| 3.3 特低渗油藏压裂水平井产能计算 |
| 3.3.1 油藏-裂缝区域的渗流模型 |
| 3.3.2 裂缝-井筒区域的渗流模型 |
| 3.4 特低渗透压裂水平井产能影响因素分析 |
| 3.4.2 变形系数对压裂水平井产能的影响 |
| 3.4.3 压裂缝条数对压裂水平井产能的影响 |
| 3.4.4 压裂缝长度对压裂水平井产能的影响 |
| 3.4.5 压裂缝导流能力对压裂水平井产能的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 JS特低渗高饱和油藏合理动用方式研究 |
| 4.1 特低渗透高饱和油藏合理开发方式优选 |
| 4.1.1 特低渗透高饱和油藏开发特征 |
| 4.1.2 特低渗透高饱和油藏主要开发措施 |
| 4.1.3 特低渗高饱和油藏开发措施优选 |
| 4.2 井网主控因素及井网形式优化研究 |
| 4.2.1 目的区块主控因素分析 |
| 4.2.2 目的区块井网主控因素数值模拟 |
| 4.2.3 井网形式优化研究 |
| 4.2.4 井网合理布置方法 |
| 4.2.5 井网形式数值模拟研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 JS特低渗高饱和油藏合理开发策略研究 |
| 5.1 合理井网密度 |
| 5.1.1 井网密度技术界限 |
| 5.1.2 井距排距技术界限 |
| 5.1.3 合理井网密度数值模拟研究 |
| 5.2 合理压力系统 |
| 5.2.1 注采压力系统 |
| 5.2.2 地层压力系统 |
| 5.3 合理注采速度 |
| 5.3.1 合理注采比 |
| 5.3.2 合理配注强度 |
| 5.3.3 合理采出强度 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）HH油田注气提高采收率可行性实验研究（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 CO_2/减氧空气驱油机理 |
| 1.3 CO_2/减氧空气驱国内外研究现状综述 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 第2章 HH油田地质特征及开发现状 |
| 2.1 HH油田的地质特征 |
| 2.2 HH油田的开发现状 |
| 2.3 存在的主要问题 |
| 第3章 HH油田地层流体及注气相态特征实验研究 |
| 3.1 地层流体相态特征实验研究 |
| 3.2 地层流体注气膨胀实验研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 HH油田长细管驱替实验研究 |
| 4.1 实验目的 |
| 4.2 实验设备及流程 |
| 4.3 实验方案及样品 |
| 4.4 实验步骤 |
| 4.5 实验结果及分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 HH油田单管基质长岩心驱替实验研究 |
| 5.1 实验目的 |
| 5.2 实验设备及流程 |
| 5.3 实验方案及样品 |
| 5.4 实验步骤 |
| 5.5 实验结果及分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 HH油田基质+裂缝并联双管长岩心驱替实验研究 |
| 6.1 实验目的 |
| 6.2 实验设备及流程 |
| 6.3 实验方案及样品 |
| 6.4 实验步骤 |
| 6.5 实验结果及分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究（论文参考文献）
- [1]深层低渗油藏效益建产开发模式研究与实践[A]. 阴艳芳. 2021油气田勘探与开发国际会议论文集(下册), 2021
- [2]非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究[D]. 张国威. 中国地质大学, 2021(02)
- [3]再论CO2驱提高采收率油藏工程理念和开发模式的发展[J]. 李士伦,孙雷,陈祖华,李健,汤勇,潘毅. 油气藏评价与开发, 2020(03)
- [4]分压注水合理压力系统优化设计方法[D]. 兰天庆. 东北石油大学, 2020(03)
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- [6]高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究[D]. 史雪冬. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨[J]. 陈祖华,孙雷,杨正茂,郑永旺,于晓伟. 西南石油大学学报(自然科学版), 2020(03)
- [8]超低渗油藏非线性渗流特征与气水交替驱应用研究[D]. 张京伦. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [9]JS特低渗高饱和油藏合理开发策略研究[D]. 张秋歌. 中国石油大学(北京), 2020
- [10]HH油田注气提高采收率可行性实验研究[D]. 靳世磊. 长江大学, 2020(02)
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