一、三维油藏物理模拟的饱和度测量技术研究（论文文献综述）
方吉超[1]（2019）在《缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂研发及流道调整机理研究》文中提出碳酸盐岩缝洞型油藏储量丰富,仅塔里木盆地缝洞型油藏储量超过48亿吨,是我国原油增储上产的主阵地,对保障国家能源安全具有重要意义。注水开发是碳酸盐岩缝洞型油藏主要开采方式,但由于碳酸盐岩缝洞型油藏储集体结构复杂、尺度多变,优势流道发育严重,导致注水响应程度仅为33.4%,采收率仅为14.9%,亟需有效方法控制优势流道窜流,提高碳酸盐岩缝洞型油藏原油采收率。本文基于国内外缝洞型油藏提高采收率研究现状及塔河油田缝洞型油藏开发情况,针对大尺度高温高盐缝洞型油藏优势流道发育难题,提出了流道调整配合注水开发是缝洞型油藏提高采收率未来研究主方向。以碳酸盐岩缝洞型油藏条件和地质特征为基础,研发了等密度颗粒型调流剂,研究了等密度颗粒型调流剂调流性能。结合数学模拟方法和物理模拟方法,阐明了颗粒型调流剂优势流道调控机制,揭示了缝洞型油藏流道调整提高采收率机理。研发了适用于缝洞型油藏流道调整的两类等密度颗粒型调流剂,分别为耐温120℃、耐盐21×104 mg/L冻胶颗粒型调流剂和耐温140℃、耐盐21×104 mg/L复合有机颗粒型调流剂,粒径0.5-6.0 mm可调。优势流道调控实验表明,颗粒型调流剂在油藏条件下具有较好的油水选择性调控能力。冻胶颗粒型调流剂在120℃油藏条件下,流道调控后注水压力上升4.7倍,而遇油后优势流道调控能力降低40.4%;复合有机颗粒型调流剂在140℃油藏条件下,流道调控后注水压力上升19.2倍,而遇油后优势流道调控能力降低45.3%。创建了颗粒型调流剂在线生产及注入一体化方法,精简了流道调整措施工艺流程,有利于流道调整工业化推广应用。阐明了缩缝调流是优势流道调控的主要作用机制。结合数学模拟和物理模拟结果表明,等密度是实现颗粒型调流剂深部运移的主控因素,等密度因素可使颗粒型调流剂溶洞滞留量由77.3%-99.8%降低至5.8%-22.7%,显着提高了颗粒型调流剂的深部运移能力。提高携带液注入速度、增加携带液粘度有利于颗粒型调流剂深部运移,而“溶洞障碍”不利于颗粒型调流剂深部运移。缝端卡堵和缝内堆积是实现缩缝调流的主要方式,颗粒缝端卡堵的势垒压力是卡堵前10-20倍。缝内颗粒堆积造成流道自由流截面积减小,调控缝内液流速度,流道自由流截面直径与液流能力成3次方关系。揭示了深部流道转换、均衡驱替的流道调整提高采收率机理。碳酸盐岩缝洞型油藏可视化驱替实验结果表明,缝洞型油藏无水采油期较长,见水后易暴性水淹,水驱波及体积有限,连通屏蔽型剩余油约占储量的43.7%,为缝洞型油藏中潜力最大的一类剩余油。流道调整措施通过缩缝调流控制优势流道液流能力,实现深部流道转换,均衡驱替缝洞储集体,有效动用连通屏蔽型剩余油,扩大水驱波及体积43.8%,提高采收率22.2%。复杂砾石缝洞模型核磁实验结果表明,注入水易受重力影响,优势流道沿缝洞型油藏底部发育,无水采油期长,见水后油井暴性水淹,水驱采收率为57.8%。流道调整措施过程中,调流剂颗粒能够进入优势流道深部,调控优势流道深部液流能力,实现深部流道转换,均衡驱替缝洞型油藏,提高采收率达7.0%。矿场应用试验证实,流道调整是碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率的有效手段,施工井组主受效井含水率最低降至6%,施工6个月内增油超过1500 t,流道调整提高采收率效果显着。
高松阳[2]（2019）在《基于3D打印的缝洞模型改善水驱方式研究》文中指出目前缝洞型碳酸盐岩油藏开发程度仍然较低,由于油藏结构复杂水驱效率比较低,急需针对不同类型的剩余油,进行改善水驱方式的实验研究,满足油田提高采收率的要求。因此本文针对典型缝洞组合模型水驱后剩余油,开展了改善水驱方式及作用机理的实验研究。论文在调研缝洞型油藏物理模拟和矿场实践的基础上,结合塔河油田实际地质情况,采用逆向建模法,解决了根据塔河油田地质模型坐标逆向建立三维缝洞型油藏模型的问题。并优选典型的缝洞模型进行3D打印,制作充填和未充填的模型。采用电阻率探针的方法,解决了三维非可视化模型内油水界面以及充填介质内油水饱和度定量描述的问题,完善了非可视化三维模型的测试技术。然后利用制作的模型进行了改善水驱物理模拟实验,为缝洞型油藏不同类型的剩余油提出相应的改善水驱措施。研究结果表明,（1）阁楼油主要受缝洞形态的控制,对未充填溶洞的井间阁楼油,注水反转只能动用注入井周围的阁楼油,对井间阁楼油作用较差,采用注气可以动用井间阁楼油;改变注水强度对剩余油影响很小。（2）对于充填溶洞,注采反转可以动用注入井周围阁楼油,对井间阁楼油作用仍然较差,随着注采反转次数的增加,井间剩余油量有所减小。（3）对于连通性较差的缝洞,改变注水强度,水平方向上流速提高,可以有效地提高采出程度,但是不利于纵向上的油水重力分异,容易导致纵向上形成较多剩余油。（4）对于注采反转时机,见水时刻注采反转效果较好,第一次注采反转提高采出程度效果较好,随着反转次数增加效果减弱,但注采反转后仍存在一定的井间阁楼油。（5）周期注水可以提高洗油效率,有效降低充填介质内剩余油饱和度,提高采出程度略高于变强度注水。
汪誉高[3]（2019）在《厚层非均质边水气藏水侵剖面物理模拟及数值模拟研究》文中认为DH气田探明天然气地质储量1066.53亿方,本研究的对象为其主力层H1,H1层探明地质储量491.6亿方,占总储量的46.1%。相比一般的砂岩气藏,该气藏有其特殊性,属于埋藏深（3500m以下）、储层厚（100m以上）、纵向非均质性强的边水气藏,并且边水较为发育,水体能量大小未知,厚层韵律差异的水驱机理不清楚。目前还未形成同类气藏开发的渗流理论,开发技术政策难以确定。本文基于高温高压条件下的储层韵律特征,创建了大型高温高压厚层水侵剖面驱替模型及实验方法,通过物理实验模拟了气藏储层剖面的水侵过程,并使用可视化的监测手段实现了实时监控水侵剖面情况。另外结合数值模拟技术,针对储层较为复杂的特征,分析了水体大小、地层倾角、配产、储层打开程度、水溶气及应力敏感这6种因素对气藏开发的影响,为气藏的合理开发提供进一步的技术指导。本文取得的主要研究成果如下:1、建立了厚层真实韵律人造填砂模型的制作方法,方法主要包括如何将实际储层剖面转化为实验剖面、如何选取填砂颗粒类型及如何胶结压实。2、建立了高温高压下水侵剖面的物理实验方法,方法主要包括如何建立边水系统、含水饱和度检测系统及储层打开程度控制系统。3、运用数值模拟软件模拟分析了 6种因素对气藏开发的影响。（1）水体能量越大稳产期越长,但水体沿着高渗层侵入越快,井筒见水时间越早,最终采收率越低。（2）地层倾角越大,井筒见水时间越晚,无水采气期越长,采收率越高,地层倾角每提升5度,采收率约提升2.9%。（3）配产过大会导致井筒的见水时间大幅提前,采收率也随之降低,1/15～1/10无阻流量为比较合理的配产。（4）储层打开程度过低,气井产能不足,打开程度过高,高渗层见水快。储层打开程度为2/4～3/4之间时,即能够保证合理的产能,又能延缓气井水淹时间,达到最高的采收率。（5）水溶气对气藏地质储量影响明显,水体倍数越大,水溶气储量越高。水溶气的释放,会提高气藏采收率。（6）考虑应力敏感后,气井稳产时间降低,井筒见水时间变长,最终采收率下降了 4.51%。
郭红强[4]（2019）在《复杂断块油藏分区调控提高采收率机理研究》文中研究说明目前复杂断块油藏开发不断深入,经过多年的强注强采,越来越多的单元进入开发后期高含水阶段,储采比失调加剧,开发形势逐渐恶化。复杂断块油藏的地质特点导致开发单元中仍滞留大量的剩余油,呈现出分区富集的特点,因此明确复杂断块油藏分区调控提高采收率机理对油藏后期开发具有重要的现实意义。本次研究在明确复杂断块油藏剩余油分布特征的基础上,综合运用室内实验测试和数值模拟技术,开展复杂断块油藏水驱油波及规律和气驱油规律的基础研究工作,深入认识提高采收率的主控因素及作用机理,为复杂断块油藏开发后期提高采收率提供依据。通过研究取得了以下成果与认识:（1）设计并制作了可视化平面波及井网物理模型和可视化剖面高压井组物理模型,可用于复杂断块油藏水驱油渗流规律及高压气驱油渗流规律研究;制定了平面水驱油及剖面气驱油实验方案。（2）水驱油平面波及实验及机理模拟表明,注采控制单元中注采井距是影响采收率的主要因素,实验中注采井距从15cm增加至20cm,采收率增加6.07%,注采井型次之,注采对应方向影响最小;力学参数中,压力梯度对采收率影响最大,实验中压力梯度从0.3MPa/m提高至1.2MPa/m采收率提高6.72%,其次是粘滞力,重力差,毛管力作用较弱。水驱油平面波及提高采收率的主要机理是扩大注采井的控制程度,增大有效驱动力和提高体积波及系数。（3）剖面高压气驱油实验及机理模拟表明,选择高部位注气有利于形成次生气顶,同时降低油水界面,具有控水增油的效果,有效改善生产井的生产状况,实验中底水-气顶双向驱最终采收率可达34.78%,比底水驱采收率提高11.56%;依靠抽提作用及气顶辅助重力驱替对高部位的阁楼油和低渗带的剩余油具有较好的动用效果,可以有效提高复杂断块油藏的采收率。（4）建立了符合复杂断块油藏特征的机理模型,模拟结果表明角井转注的效果最好,最终采收率可以达到59.75%,水平井开发效果次之,最终采收率可以达到59.02%,变流线在开发后期效果不佳,最终采收率仅有51.86%。通过以上研究,明确了复杂断块油藏分区渗流规律及提高采收率机理,为复杂断块油藏开发后期提高采收率技术提供支撑。
马树山[5]（2019）在《碳酸盐岩缝洞型油藏流道调整增效技术适应性研究》文中认为碳酸盐岩缝洞水驱过程中的水窜问题可以通过流道调整增效技术得到改善。注入水总是倾向于进入容易进入的通道（主连通通道）,这将导致各连通通道内原油采出率存在很大差别。因此流道调整增效技术就是人为地调整注入水前端的流向,迫使注入水减少进入主连通通道,转而进入次连通通道内。流道调整增效技术是提高碳酸盐岩油藏采收率的重要方法之一。本文建立了不同裂缝宽度的裂缝模型,不同管径连接的溶洞模型和不同孔隙度填充的孔隙模型,采用模型研究了注入水在通过不同渗透率地层下的流动规律。在不同流量注入水的分流实验中,流体在大流通截面的分流比例较高,增加注入流量后,通过大截面支路的分流比例降低,通过小截面支路的分流比例增加。增加注入流体粘度时,通过大截面支路的分流比例增加,通过小截面支路的分流比例降低。在流动规律的基础上研究了不同种流道调整增效技术的适应性,研究了泡沫驱替体系、溶洞油水隔板体系、凝胶暂堵体系、增加驱替水粘度体系、降低模拟油粘度体系、表面活性剂体系,六种增效体系对于不同种剩余油类型的增效效果,并对水驱油流动规律进行了定性、定量的分析。研究了不同储层特征下的水驱剩余油的分布规律以及影响剩余油分布规律的主导因素。研究发现,油水密度差是驱油的主要动力,这种密度差是“阁楼油”的主要驱油机理;同时降低油水粘度差可以明显减弱指进现象,增大注入水的波及体积,是增加水驱油效率的关键因素;表面活性剂通过改变岩石的表面性质,增加了驱替液的洗油效率,进而提高原油的采收率。
郝宏达[6]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中指出在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
裴升杰[7]（2018）在《冀东油田柳102断块辫状河储层剩余油定量表征及预测》文中认为本论文采用油藏物理模拟实验、分阶段油藏数值模拟和微观驱替实验三种不同的方法,对柳102断块辫状河储层剩余油分别从油藏、单砂体和微观孔隙三种不同的规模进行了研究。通过研究得出:在油藏规模上,剩余油分布受夹层遮挡、井网分布、沉积韵率等多种因素综合影响,其中井网分布对整体油藏中的剩余油分布起主导作用,夹层通过改变驱替流体渗流方向而影响剩余油分布,沉积韵律对剩余油的控制作用不明显,油藏底部极易形成优势渗流通道,影响注水开发效果;在砂体规模上,剩余油主要受砂体构造、夹层、物性遮挡及井网分布等因素控制,其中剩余油在无井控制的构造高点区域聚集明显,具有一定规模且连续的夹层下的遮挡区域也是剩余油形成的主要区域,物性遮挡区域一般形不成具有规模的剩余油;在孔隙规模上,借助CT扫描技术,通过岩心驱替实验手段,对辫状河储层砂岩岩心微观剩余油进行定量化分析,首次实现了冀东油田疏松砂岩储层微观剩余油的三维可视化及定量表征,将该地区辫状河储层微观剩余油分为三大类八种赋存状态,其中半束缚态孔隙微观剩余油占据主导地位,为下一步剩余油挖潜的重点类型。
刘均荣,罗明良,陈德春,王卫阳,孙致学[8]（2017）在《水平井生产模拟实验平台构建及STEM创新型人才培养实践》文中认为从STEM教育理念出发,结合现场工程应用需求,设计并搭建了水平井生产模拟实验平台。以一注一采水平井生产控制模拟实验为例,介绍了水平井筒生产调控方法。该实验平台可以直观观察油藏和水平井的动态生产过程,加深学生对水驱油藏水平井开采知识和方法的理解;同时为不同层次的学生开展水平井开采自主实验、探究实验提供了基础实验平台。该实验平台锻炼了学生复杂工程问题设计与研究能力,提升了学生的STEM素养,培养了学生理论联系实际的工程意识和创新意识,实现了科研与教学的有机结合。
张惠敏[9]（2017）在《RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究》文中研究表明RQ潜山碳酸盐岩油藏是典型的双重介质油藏,储层类型以裂缝-孔隙为主,裂缝是主要的渗流通道。目前,该油藏的采收率为30%左右,含水率很高,剩余油较多,进一步提高采收率研究该油藏的开发机理成为一个关键问题。由于无法获得具有代表性的带微裂缝真实岩心,本文以RQ潜山碳酸盐油藏为背景,制作了满足储层物性的带有微裂缝的人造岩心,借助物理模拟的方法,利用新的耐高温高压的三维物理模拟装置,开展2种不同大裂缝组合方式的水驱油物理模型实验,分析和评价了水驱油效果。本论文是在中石油"RQ潜山碳酸盐岩油藏剩余油分布及开发机理研究"项目的资助下开展研究,对指导该油藏的开发有重要的意义。主要研究成果如下:（1）以相似理论为基础,通过敏感性数值分析,发现储层渗透率和流体饱和度在物理模拟实验中占据重要地位。利用数值模拟采用五点井网和九点井网对模型的网格尺寸（2.5cm、5cm、10cm）影响进行了研究,发现网格的大小对采收率和剩余油分布特征的影响不大,因此以10cm步长确定了阵列监控数据点数。（2）对三种不同渗透率级别的造缝岩心进行启动压力梯度实验和应力敏感实验并对基质岩心和裂缝岩心进行油水相渗实验,通过实验结果对比分析岩心的渗流特征,为大模型的实验结果提供基础性的认识。（3）在无法获得真实岩心的基础上,结合RQ潜山油藏的物性特征,最终通过对比分析,确定微裂缝的模型岩心按照水泥:砂:石=1:2:4质量比例加上总体积1%的油制作而成,创新性的寻找出微裂缝的制作方法,为大模型实验提供了依据。（4）利用一种新型的可测电阻率和压力分布的大模型装置,设计两种不同的大裂缝组合方式（高角度单裂缝和高角度双裂缝）,进行水驱实验,大模型单裂缝水驱油采收率是42.88%,双裂缝采收率是52.68%,对大模型的水驱油效果进行分析。
郭文敏[10]（2016）在《特高含水期注采调控水动力学方法研究》文中进行了进一步梳理我国多数油田已经步入特高含水阶段,对于剩余油分布的研究以及如何改善提高井网对剩余油的控制状况是特高含水阶段提高采收率方法的核心内容。本文以特高含水期剩余油微观、宏观分布机理、注采井网剩余油控制状况、水动力学控制改善对策为主线,利用渗流力学、油藏工程、数值模拟和物理模拟基本方法,建立了剩余油从微观平衡到宏观控制,以改善水驱控制强度为目标的特高含水期注采调控水动力学方法。（1）微观上基于毛细管数学模型,建立了考虑倾角的单毛细管、并联毛细管及岩心毛细管的水驱油过程数学模型,并利用实验证明了数学模型的正确性;研究结果表明,在持续注水阶段,剩余油处于细毛细管中,只有在构造低部位注高部位采且低速的特定条件下,才可能产生粗毛细管剩余油;当特高含水阶段取消注采压差时,细毛细管中剩余油将运移到粗毛细管中并形成顶部剩余油聚集。（2）在特高含水期微观剩余油基础上,用二维可视化物理模拟实验,研究了不同非均质下的水驱油过程以及剩余油分布,从宏观可视化角度进一步研究特高含水期在不同非均质下的注入水波及特征和剩余油分布规律,总结了9类非均质条件下的水窜特征及相应的剩余油潜力区;（3）在特高含水期剩余油微观平衡机理、宏观分布基础上,针对特高含水期部分油水井被迫关停,利用油水渗流数学模型,引入J函数,建立了油水再聚集数学模型;确定了特高含水阶段有利于形成剩余油富集区的政策界限;油水再聚集方法的建立弥补了目前数值模拟毛管力与物性无关的不足,能够更好地描述特高含水阶段地下油水的再聚集作用,借助微观机理提高了剩余油的宏观认识程度,深化了剩余油的研究方法。（4）针对宏观剩余油分布,基于渗流力学基本原理,建立了考虑储层物性、井网井距、注采动态的注采井网水驱控制强度计算方法;研究了不同非均质条件下剩余油水驱控制强度,从井网注采关系和注采井液量变化两个角度研究了水动力学注采调控技术在特高含水阶段的适用性;结果表明高注低采时井网和液量两种水动力学方法均可有效改善剩余油富集区的水驱控制状况,而低注高采时仅井网调整可以实现有效改善。（5）综合“剩余油再聚集方法”+“水驱控制强度”+“井网、液量调整技术”,形成了特高含水期水动力学调控技术,并将该技术应用到实际区块,预测结果表明该技术的使用可以取得了良好的调整效果。
二、三维油藏物理模拟的饱和度测量技术研究（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、三维油藏物理模拟的饱和度测量技术研究（论文提纲范文）
（1）缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂研发及流道调整机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 缝洞型油藏提高采收率国内外研究进展 |
| 1.2.1 缝洞型油藏储集体描述 |
| 1.2.2 提高缝洞型油藏采收率物理模拟方法 |
| 1.2.3 缝洞型油藏剩余油分布 |
| 1.2.4 缝洞型油藏提高采收率方法 |
| 1.3 调流剂研究进展 |
| 1.3.1 调流剂类型优选 |
| 1.3.2 有机颗粒型调流剂研发 |
| 1.3.3 颗粒型调流剂制备方法 |
| 1.4 颗粒型调流剂运移规律研究进展 |
| 1.5 本文的研究目标和研究内容 |
| 1.5.1 研究目标 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 1.5.3 研究路线 |
| 第2章 缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂研究 |
| 2.1 缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂研发方向 |
| 2.1.1 高温高盐油藏分类 |
| 2.1.2 颗粒型调流剂优势 |
| 2.1.3 颗粒型调流剂研发思路 |
| 2.2 中高温特高盐冻胶颗粒型调流剂研发 |
| 2.2.1 实验材料与实验方法 |
| 2.2.2 中高温特高盐冻胶颗粒本体材料研发 |
| 2.2.3 中高温特高盐冻胶颗粒型调流剂制备与表征 |
| 2.3 高高温特高盐复合有机颗粒型调流剂研发 |
| 2.3.1 实验材料与实验方法 |
| 2.3.2 高高温特高盐复合有机颗粒本体材料研发 |
| 2.3.3 高高温特高盐复合有机颗粒型调流剂制备与表征 |
| 2.4 调流剂在线生产及注入一体化方法建立 |
| 2.4.1 在线生产及注入一体化目的 |
| 2.4.2 在线生产及注入一体化方法 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂调流性能研究 |
| 3.1 调流剂耐温耐盐性能 |
| 3.1.1 实验方法 |
| 3.1.2 温度矿化度老化稳定性 |
| 3.1.3 静态油水选择性 |
| 3.1.4 结构破坏温度 |
| 3.2 调流剂粘弹特性 |
| 3.2.1 实验方法 |
| 3.2.2 流变特性 |
| 3.2.3 微观结构 |
| 3.3 调流剂优势流道调控性能 |
| 3.3.1 实验方法 |
| 3.3.2 裂缝流道调控性能 |
| 3.3.3 裂缝流道选择性调控性能 |
| 3.3.4 调流剂裂缝流道调控机理 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 缝洞型油藏优势流道调控机制研究 |
| 4.1 模型设计 |
| 4.1.1 碳酸盐岩缝洞型油藏模型简化 |
| 4.1.2 数值模型的建立 |
| 4.1.3 物理模型的建立 |
| 4.2 模拟方法建立 |
| 4.2.1 数值模拟方法 |
| 4.2.2 物理模拟方法 |
| 4.3 颗粒型调流剂深部运移的主控因素 |
| 4.3.1 数值模拟参数设置 |
| 4.3.2 非贯穿缝溶洞中颗粒运移规律 |
| 4.3.3 贯穿缝溶洞中颗粒运移规律 |
| 4.3.4 密度对调流剂颗粒运移的影响规律 |
| 4.4 调流剂颗粒深部运移的有利因素 |
| 4.4.1 调流剂颗粒密度 |
| 4.4.2 携带液注入速度 |
| 4.4.3 携带液粘度 |
| 4.4.4 溶洞发育程度 |
| 4.5 颗粒型调流剂流道调控机制研究 |
| 4.5.1 变径卡堵调流 |
| 4.5.2 缩缝调流 |
| 4.5.3 缝宽与粒径匹配规律 |
| 4.5.4 缩缝调流机制 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 缝洞型油藏流道调整提高采收率机理研究 |
| 5.1 缝洞型油藏物理模型设计与实验方法建立 |
| 5.1.1 模型设计 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.2 缝洞型油藏剩余油分布及动用机制 |
| 5.2.1 窜流通道演化 |
| 5.2.2 剩余油分布类型 |
| 5.2.3 剩余油动用机制 |
| 5.3 缝洞型油藏提高采收率机理 |
| 5.3.1 流道调整提高采收率潜力 |
| 5.3.2 水驱优势流道演化规律 |
| 5.3.3 颗粒型调流剂展布特征 |
| 5.3.4 流道调整均衡驱替机制 |
| 5.4 流道调整矿场应用研究 |
| 5.4.1 井组概况 |
| 5.4.2 井组生产动态 |
| 5.4.3 流道调整效果分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 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 |
（2）基于3D打印的缝洞模型改善水驱方式研究（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 缝洞型油藏物理模拟研究现状 |
| 1.2.2 矿场实践研究现状 |
| 1.2.3 水驱方式研究现状 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 课题的主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 三维模型的建立及制作方法 |
| 2.1 三维模型的建立方法 |
| 2.1.1 实际地质模型表面坐标的提取 |
| 2.1.2 3D打印所需格式文件的建立 |
| 2.2 三维模型的制作方法 |
| 2.2.1 3D打印机设备打印模型的原理 |
| 2.2.2 三维模型打印及后续制作流程 |
| 2.2.3 三维充填模型的制作 |
| 2.3 典型三维缝洞物理模型 |
| 2.4 缝洞模型内油水界面及含水饱和度的检测方法 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 未充填模型改善水驱方式物理模拟研究 |
| 3.1 二维模型改善水驱方式驱油效果 |
| 3.1.1 实验用模型 |
| 3.1.2 实验设计 |
| 3.1.3 注采反转的水驱结果及分析 |
| 3.1.4 水驱后注气的结果及分析 |
| 3.2 三维井间阁楼油改善水驱方式驱油效果 |
| 3.2.1 实验用模型 |
| 3.2.2 实验设计 |
| 3.2.3 井间单凸起模型水驱结果及分析 |
| 3.2.4 井间双凸起模型水驱结果及分析 |
| 3.3 三维盲端剩余油改善水驱方式驱油效果 |
| 3.3.1 实验用模型 |
| 3.3.2 实验设计 |
| 3.3.3 盲端剩余油模型水驱结果及分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 充填模型改善水驱方式物理模拟研究 |
| 4.1 二维模型改善水驱方式驱油效果 |
| 4.1.1 实验用模型 |
| 4.1.2 实验设计 |
| 4.1.3 改变注水强度的水驱结果及分析 |
| 4.1.4 加隔板模型的水驱结果及分析 |
| 4.2 三维井间阁楼油改善水驱方式驱油效果 |
| 4.2.1 实验用模型 |
| 4.2.2 实验设计 |
| 4.2.3 不同注采反转时机的水驱结果及分析 |
| 4.2.4 改变注采强度的水驱结果及分析 |
| 4.3 三维单洞模型改善水驱方式驱油效果 |
| 4.3.1 实验用模型 |
| 4.3.2 实验设计 |
| 4.3.3 单洞模型水驱结果及分析 |
| 4.4 三维盲端剩余油改善水驱方式驱油效果 |
| 4.4.1 实验用模型 |
| 4.4.2 实验设计 |
| 4.4.3 盲端剩余油模型水驱结果及分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（3）厚层非均质边水气藏水侵剖面物理模拟及数值模拟研究（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 三维人造填砂模型研究 |
| 1.2.2 剖面物理实验模型的研究 |
| 1.2.3 边底水油气藏数值模拟研究 |
| 1.2.4 考虑应力敏感性的数值模拟研究 |
| 1.2.5 考虑水溶气的数值模拟研究 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 厚层非均质人造填砂模型的研制 |
| 2.1 三维人造填砂模型制作的基本原理 |
| 2.2 岩心渗透率的影响因素 |
| 2.3 填砂模型制作 |
| 2.3.1 剖面填砂模型基础资料获取 |
| 2.3.2 填砂模型制作 |
| 2.4 填砂模型的物性检测 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 高温高压下水侵剖面物理实验研究 |
| 3.1 实验原理及方法 |
| 3.2 实验关键技术 |
| 3.2.1 平板模型系统 |
| 3.2.2 含水饱和度检测系统 |
| 3.2.3 边水系统和储层打开程度控制系统 |
| 3.2.4 采出控制系统 |
| 3.3 实验流程及装置 |
| 3.4 实验步骤 |
| 3.5 实验技术验证 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 水侵剖面数值模拟研究 |
| 4.1 数值模型建立 |
| 4.1.1 模型网格划分 |
| 4.1.2 模型参数 |
| 4.2 水体大小对气藏开采动态的影响 |
| 4.3 地层倾角对气藏开采动态的影响 |
| 4.4 不同配产对气藏开采动态的影响 |
| 4.5 储层打开程度对气藏气藏开采动态的影响 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 考虑水溶气和应力敏感的水侵剖面数值模拟研究 |
| 5.1 模拟参数获取 |
| 5.1.1 地层水溶解气含量测试 |
| 5.1.2 应力敏感实验测试 |
| 5.2 模拟方法 |
| 5.2.1 水溶气模拟方法 |
| 5.2.2 应力敏感模拟方法 |
| 5.3 水溶气对气藏开发指标的影响 |
| 5.4 应力敏感对气藏开采动态的影响 |
| 5.5 水溶气和应力敏感对气藏开采动态的综合影响 |
| 5.6 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）复杂断块油藏分区调控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 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 复杂断块油藏剩余油分布特征研究现状 |
| 1.2.2 实验物理模型研究现状 |
| 1.2.3 复杂断块油藏分区调控提高采收率研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术思路 |
| 1.5 主要结论与认识 |
| 第2章 复杂断块油藏水驱油平面波及提高采收率 |
| 2.1 研究目标区域地质概况 |
| 2.2 复杂断块油藏平面水驱油效率影响因素实验研究 |
| 2.2.1 水驱油相似准则 |
| 2.2.2 实验目的、方法及条件 |
| 2.2.3 实验样品及装置 |
| 2.2.4 实验流程 |
| 2.2.5 实验方案设计 |
| 2.2.6 实验结果及分析 |
| 2.3 平面水驱油提高采收率机理模拟 |
| 2.4 水驱油效率主控因素分析 |
| 2.5 平面水驱油提高采收率机理分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 复杂断块油藏气驱油提高采收率 |
| 3.1 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度评价 |
| 3.1.1 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度评价方法 |
| 3.1.2 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度计算 |
| 3.1.3 实例计算 |
| 3.2 复杂断块油藏剖面注气驱油渗流规律实验测试 |
| 3.2.1 实验目的、方法及条件 |
| 3.2.2 实验样品及装置 |
| 3.2.3 实验流程 |
| 3.2.4 实验方案设计 |
| 3.2.5 实验结果及分析 |
| 3.3 复杂断块油藏注气提高采收率机理模拟 |
| 3.4 复杂断块油藏注气提高采收率机理分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 复杂断块油藏纵向驱替前缘运移规律 |
| 4.1 分异流动与垂向平衡 |
| 4.2 分异流动前缘的重力稳定性 |
| 4.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 复杂断块油藏分区调控提高采收率机理模拟 |
| 5.1 模型建立 |
| 5.2 方案设计 |
| 5.3 模拟结果 |
| 5.4 模型放大方案模拟 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 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 |
（5）碳酸盐岩缝洞型油藏流道调整增效技术适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 前言 |
| 1.2 流道调整增效技术简介 |
| 1.2.1 降低油水密度差增效技术 |
| 1.2.2 降低油水粘度差增效技术 |
| 1.2.3 改变岩石表面性质增效技术 |
| 1.3 缝洞型油藏储层特性研究 |
| 1.3.1 裂缝系统 |
| 1.3.2 溶洞系统 |
| 1.3.3 储集空间连通特征 |
| 1.3.4 缝洞储集体水驱油规律 |
| 1.4 国内外缝洞型油藏物理模型研究现状 |
| 1.5 研究思路与研究内容 |
| 1.5.1 论文的研究思路 |
| 1.5.2 论文研究内容 |
| 第2章 缝洞型油藏物理模型的建立 |
| 2.1 物理模型材质的选择 |
| 2.2 指导模型建立的相似准则 |
| 2.3 缝洞型油藏物理模型的设计与建立 |
| 2.3.1 裂缝型油藏物理模型的设计与建立 |
| 2.3.2 溶洞型油藏物理模型的设计与建立 |
| 2.3.3 孔隙型油藏物理模型的设计与建立 |
| 第3章 物理模型分流特性研究 |
| 3.1 裂缝型油藏物理模型分流特性研究 |
| 3.1.1 裂缝模型分流装置简介 |
| 3.1.2 不同注入流体流量分流特性研究 |
| 3.1.3 不同注入流体粘度分流特性研究 |
| 3.2 溶洞型油藏物理模型分流特性研究 |
| 3.2.1 溶洞模型分流装置简介 |
| 3.2.2 不同注入流体流量分流特性研究 |
| 3.2.3 不同注入流体粘度分流特性研究 |
| 3.3 孔隙型油藏物理模型分流特性研究 |
| 3.3.1 孔隙模型分流装置简介 |
| 3.3.2 不同注入流体流量分流特性研究 |
| 3.3.3 不同注入流体粘度分流特性研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 流道调整增效技术适应性研究 |
| 4.1 降低油水密度差增效技术适应性评价 |
| 4.1.1 泡沫驱替体系增效效果评价 |
| 4.2 溶洞油水隔板增效技术适应性评价 |
| 4.3 凝胶暂堵增效技术适应性评价 |
| 4.4 降低油水粘度差增效技术适应性评价 |
| 4.4.1 增加驱替液粘度增效用剂增效效果评价 |
| 4.4.2 降低油相粘度增效用剂增效效果评价 |
| 4.5 改变岩石表面性质增效技术适应性评价 |
| 4.5.1 表面活性剂增效效果评价 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 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 |
（7）冀东油田柳102断块辫状河储层剩余油定量表征及预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏物理模拟实验研究现状 |
| 1.2.2 油藏数值模拟技术研究现状 |
| 1.2.3 微观剩余油实验研究现状 |
| 1.3 存在的问题及技术难点 |
| 1.3.1 存在的问题 |
| 1.3.2 技术难点 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 取得的主要成果 |
| 第2章 油藏地质概况 |
| 2.1 工区位置与区域构造 |
| 2.2 地层构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储层物性特征 |
| 2.5 三维地质模型的建立 |
| 2.5.1 构造模型的建立 |
| 2.5.2 沉积相模型的建立 |
| 2.5.3 单砂体模型的建立 |
| 2.5.4 属性模型的建立 |
| 第3章 物理模拟实验与油藏规模剩余油表征 |
| 3.1 物理模型设计 |
| 3.1.1 物理模型尺寸及井位分布 |
| 3.1.2 模型垂向物性 |
| 3.1.3 模型内部夹层设计 |
| 3.2 物理模拟实验 |
| 3.2.1 实验步骤 |
| 3.2.2 实验结果及分析 |
| 3.3 剩余油定量化表征 |
| 3.3.1 剩余油平面分布 |
| 3.3.2 剩余油纵向分布 |
| 第4章 分阶段数值模拟与单砂体规模剩余油表征 |
| 4.1 建立数值模拟工区 |
| 4.1.1 地质属性模型优选 |
| 4.1.2 数模模型的建立 |
| 4.2 分阶段历史拟合 |
| 4.2.1 历史拟合基本原则 |
| 4.2.2 分阶段历史拟合方法 |
| 4.2.3 分阶段历史拟合 |
| 4.3 历史拟合结果评价 |
| 4.4 剩余油定量表征 |
| 第5章 岩心微观驱替实验与孔隙规模剩余油表征 |
| 5.1 微观驱替实验设计 |
| 5.1.1 实验技术难点分析 |
| 5.1.2 实验设计思路与实验步骤 |
| 5.2 微观驱替实验及结果分析 |
| 5.3 微观剩余油分类 |
| 5.4 微观剩余油定量化表征 |
| 第6章 不同规模油藏剩余油形成机理及分布模式 |
| 6.1 油藏规模剩余油形成机理及分布模式 |
| 6.1.1 油藏规模剩余油形成机理 |
| 6.1.2 油藏规模剩余油分布模式 |
| 6.2 单砂体规模剩余油形成机理及分布模式 |
| 6.2.1 单砂体规模剩余油形成机理 |
| 6.2.2 单砂体规模剩余油分布模式 |
| 6.3 孔隙规模剩余油形成机理及分布模式 |
| 6.3.1 孔隙规模剩余油形成机理 |
| 6.3.2 孔隙规模剩余油分布模式 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 微观驱替实验过程记录 |
| 致谢 |
（8）水平井生产模拟实验平台构建及STEM创新型人才培养实践（论文提纲范文）
| 1 水平井生产模拟实验平台构建与实验设计 |
| 1.1 水平井生产模拟实验平台构建 |
| 1.1.1 油藏模型3D打印模块 |
| 1.1.2 水平井筒模块 |
| 1.1.3 可视化物理模型模块和油藏动态监测模块 |
| 1.1.4 油水流量计量模块 |
| 1.1.5 注入模块 |
| 1.1.6 数据采集与控制模块 |
| 1.2 水平井生产模拟实验设计 |
| 1.2.1 ICD控制油藏的水平井生产模拟实验 |
| 1.2.2 ICV控制油藏的水平井生产模拟实验 |
| 2 水平井生产模拟实验平台的功能与实践 |
| 2.1 实验平台功能 |
| 2.2 STEM教育实践效果 |
| 3 结语 |
（9）RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究（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 碳酸盐岩储层的特征 |
| 1.2.2 双重介质的渗流特征研究 |
| 1.2.3 油藏物理模拟研究 |
| 1.2.4 微裂缝制作方法研究 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 本文主要工作量及创新 |
| 1.4.1 研究工作量 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 第2章 三维物理模型参数确定 |
| 2.1 水驱油相似理论推导 |
| 2.1.1 假设条件 |
| 2.1.2 数学模型 |
| 2.1.3 相似准数的确定 |
| 2.2 数值模拟方法确定物理模型参数 |
| 2.2.1 物性参数选取 |
| 2.2.2 五点井网 |
| 2.2.3 九点井网 |
| 2.3 模型及实验参数设计 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层岩心渗流特征实验研究 |
| 3.1 启动压力梯度测试 |
| 3.1.1 实验原理 |
| 3.1.2 实验流程 |
| 3.1.3 实验条件 |
| 3.1.4 实验结果 |
| 3.2 应力敏感实验研究 |
| 3.2.1 实验原理与方法 |
| 3.2.2 实验流程 |
| 3.2.3 实验条件 |
| 3.2.4 实验步骤 |
| 3.2.5 实验数据处理 |
| 3.2.6 实验结果 |
| 3.3 双重孔隙介质油水相渗实验研究 |
| 3.3.1 岩心物性分析测试 |
| 3.3.2 相渗测试方法及准备 |
| 3.3.3 油水相渗曲线测试 |
| 3.3.4 油水测试相对渗透率归一化 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 大模型岩心制作研究 |
| 4.1 大模型装置介绍 |
| 4.1.1 大模型主要技术 |
| 4.1.2 大模型工作原理 |
| 4.2 模型岩心制作方法研究 |
| 4.2.1 微裂缝岩心制作过程 |
| 4.3 岩心配方论证 |
| 4.3.1 岩心孔渗测试 |
| 4.3.2 油水相渗测试 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 大模型水驱油实验研究 |
| 5.1 实验模型制备 |
| 5.2 实验流体配制 |
| 5.2.1 注N_2最小混相压力的确定 |
| 5.2.2 实验仪器及技术指标 |
| 5.2.3 实验条件 |
| 5.2.4 实验结果与分析 |
| 5.3 实验准备步骤 |
| 5.4 实验流程设计 |
| 5.5 实验结果分析 |
| 5.5.1 模型一结果分析 |
| 5.5.2 模型二结果分析 |
| 5.5.3 两种模型水驱效果对比分布 |
| 5.5.4 大模型钻取小岩心 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 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 |
（10）特高含水期注采调控水动力学方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题依据与目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 特高含水期剩余油分布研究现状 |
| 1.2.2 油水再聚集平衡渗吸机理 |
| 1.2.3 注采井网水驱控制研究现状 |
| 1.2.4 特高含水期水动力学调整技术现状 |
| 1.2.5 目前存在的问题 |
| 1.3 论文研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 技术关键 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 论文创新点 |
| 2 毛细管微观剩余油分布机理研究 |
| 2.1 单毛细管水驱数学模型研究 |
| 2.2 单毛细管水驱实验验证 |
| 2.2.1 实验目的 |
| 2.2.2 实验设备及样品基本参数 |
| 2.2.3 垂直毛细管渗吸高度实验 |
| 2.2.4 水平毛细管渗吸速度实验 |
| 2.3 单毛细管渗吸速度影响因素分析 |
| 2.3.1 毛细管倾角影响规律 |
| 2.3.2 毛细管半径影响规律 |
| 2.3.3 原油粘度影响规律 |
| 2.3.4 原油密度影响规律 |
| 2.3.5 界面张力影响规律 |
| 2.3.6 润湿角影响规律 |
| 2.3.7 影响因素小结 |
| 2.4 等径并联毛细管水驱机理及剩余油分布研究 |
| 2.4.1 水湿毛细管水平驱替 |
| 2.4.2 油湿毛细管水平驱替 |
| 2.4.3 水湿毛细管低注高采驱替 |
| 2.4.4 油湿毛细管低注高采驱替 |
| 2.4.5 水湿毛细管高注低采驱替 |
| 2.4.6 油湿毛细管高注低采驱替 |
| 2.5 特高含水期剩余油再聚集力学机理及分布规律研究 |
| 2.5.1 水湿油藏水平运移力学平衡 |
| 2.5.2 水湿油藏倾斜运移力学平衡 |
| 2.5.3 油湿油藏水平运移力学平衡 |
| 2.5.4 油湿油藏倾斜运移力学平衡 |
| 2.5.5 油水平衡剩余油分布规律小结 |
| 2.6 特高含水期不等径毛细管油水再聚集实验验证 |
| 2.6.1 实验目的 |
| 2.6.2 实验设备与样品参数 |
| 2.6.3 油水再聚集实验研究 |
| 2.7 考虑分形维数的岩心毛细管模型 |
| 2.7.1 分形单毛细管模型建立 |
| 2.7.2 孔隙分形维数计算研究 |
| 2.7.3 渗吸实验结果对比 |
| 2.7.4 分形维数影响规律分析 |
| 3 特高含水期平面宏观剩余油分布研究 |
| 3.1二维可视化注水波及实验 |
| 3.1.1 实验目的与原理 |
| 3.1.2 实验基本参数 |
| 3.1.3 二维可视化模型制作 |
| 3.1.4 实验步骤 |
| 3.2 平面均质模型模拟实验结果分析 |
| 3.3 高渗(粗砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.3.1 高注100+30 模型实验结果 |
| 3.3.2 高注100+50+140 模型实验结果 |
| 3.4 低渗(细砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.4.1 低注140+70 模型实验结果 |
| 3.4.2 低注50+140+100 模型实验结果 |
| 3.5 中渗(中砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.5.1 中注50+100+140 模型实验结果 |
| 3.5.2 中注30+100+140 模型实验结果 |
| 3.6 高渗(粗砂)注跨条带型模拟实验结果分析 |
| 3.6.1 高注(跨中)30+70+140 模型实验结果 |
| 3.6.2 高注(跨高)100+50+140 模型实验结果 |
| 3.7 低渗(细砂)注跨条带型模拟实验结果分析 |
| 3.7.1 低注(跨中)140+100+50 模型实验结果 |
| 3.7.2 低注(跨高)140+30+100 模型实验结果 |
| 3.8 二维平面实验小结 |
| 4 停采单元再聚集剩余油数值模拟方法研究 |
| 4.1 油水重力毛管力平衡运移数学模型 |
| 4.1.1 基本渗流方程 |
| 4.1.2 渗吸数学模型建立 |
| 4.2 毛管力曲线数学模型 |
| 4.2.1 考虑饱和度及渗透率非均质的毛管力表征 |
| 4.2.2 毛管力方程导数关系 |
| 4.3 渗吸守恒饱和度差分方程及求解 |
| 4.4 再平衡数学模型与商用软件结果对比 |
| 4.4.1 模型基本参数 |
| 4.4.2 计算结果与商用软件对比 |
| 4.5 油水再聚集参数影响规律分析 |
| 4.5.1 停采时间影响规律 |
| 4.5.2 地层倾角影响规律 |
| 4.5.3 地层厚度影响规律 |
| 4.5.4 渗透率影响规律 |
| 4.5.5 原油性质影响规律 |
| 4.5.6 油水毛管力影响规律 |
| 4.5.7 油饱和度影响规律 |
| 4.5.8 停采单元挖潜政策界限 |
| 5 基于剩余油分布的水驱强度表征方法研究 |
| 5.1 注采井网水驱强度油藏工程方法研究 |
| 5.1.1 注采井网水驱强度概念的构建 |
| 5.1.2 渗流力学流线轨迹模型 |
| 5.1.3 近似流线轨迹模型 |
| 5.1.4 非均质模型渗透率表征 |
| 5.1.5 控制能力宏观曲率校正 |
| 5.1.6 注采夹角控制能力 |
| 5.1.7 矢量强度模型 |
| 5.2 注采井网水驱强度单元划分方法研究 |
| 5.3 均质模型注采井网水驱强度演化过程 |
| 5.3.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.3.2 均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.3.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.4 高注低采同向型井网控制强度及单元划分 |
| 5.4.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.4.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.4.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.5 高注低采异向型井网控制强度及单元划分 |
| 5.5.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.5.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.5.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.6 低注高采同向型非均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.6.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.6.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.6.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.7 低注高采异向型非均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.7.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.7.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.7.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.8 注采调控分析小结 |
| 6 特高含水期水动力学调控技术研究 |
| 6.1 井网调整技术 |
| 6.1.1 合理井网密度 |
| 6.1.2 关停井经济极限含水率 |
| 6.1.3 新井投产经济极限累计产油量 |
| 6.2 液量调整选井决策技术研究 |
| 6.2.1 非均质性评价方法 |
| 6.2.2 决策指标建立方法 |
| 6.2.3 水动力学调整提液选井决策因子 |
| 6.3 液量大小调整技术研究 |
| 6.3.1 含水后最大产液量测算 |
| 6.3.2 差异化液量调控方法 |
| 6.4 特高含水期注采调控水动力学技术 |
| 7 现场应用实例 |
| 7.1 区块概况及开发历程 |
| 7.1.1 区块概况及开发历程 |
| 7.1.2 储层流体性质 |
| 7.1.3 模型基本情况 |
| 7.2 油水再平衡剩余油分布 |
| 7.2.1 停采油水平衡后饱和度变化 |
| 7.2.2 停采油水平衡后饱和度 |
| 7.2.3 目前井网储量整体控制状况评价 |
| 7.3 井网调控完善性方案设计 |
| 7.3.1 直线井排井网完善性设计原则 |
| 7.3.2 井网完善部署方案设计 |
| 7.3.3 直井完善井网控制单元评价 |
| 7.3.4 水驱效果对比评价 |
| 7.4 工作制度优化设计 |
| 7.4.1 工作制度优化设计原则 |
| 7.4.2 周期注水注采水驱控制对比评价 |
| 7.4.3 交替注采完善井网方案设计 |
| 7.4.4 轮换注采方案设计及水驱控制 |
| 7.4.5 开发效果对比 |
| 7.5 液量调控差异化水驱优化设计 |
| 7.5.1 差异化水驱设计 |
| 7.5.2 差异化水驱开发效果预测 |
| 7.6 推荐方案 |
| 8 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 在学期间研究成果 |
四、三维油藏物理模拟的饱和度测量技术研究（论文参考文献）
- [1]缝洞型油藏等密度颗粒型调流剂研发及流道调整机理研究[D]. 方吉超. 中国石油大学(华东), 2019(01)
- [2]基于3D打印的缝洞模型改善水驱方式研究[D]. 高松阳. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [3]厚层非均质边水气藏水侵剖面物理模拟及数值模拟研究[D]. 汪誉高. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]复杂断块油藏分区调控提高采收率机理研究[D]. 郭红强. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]碳酸盐岩缝洞型油藏流道调整增效技术适应性研究[D]. 马树山. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究[D]. 郝宏达. 中国石油大学(北京), 2018
- [7]冀东油田柳102断块辫状河储层剩余油定量表征及预测[D]. 裴升杰. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [8]水平井生产模拟实验平台构建及STEM创新型人才培养实践[J]. 刘均荣,罗明良,陈德春,王卫阳,孙致学. 实验技术与管理, 2017(08)
- [9]RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究[D]. 张惠敏. 西南石油大学, 2017(11)
- [10]特高含水期注采调控水动力学方法研究[D]. 郭文敏. 中国地质大学(北京), 2016(04)