一、坪北油田特低渗透油藏注采剖面调整（论文文献综述）
刘雪[1]（2021）在《柳洛峪西部长2油藏开发效果评价》文中提出下寺湾油田柳洛峪西部卢家畔长2油藏是延长油田股份有限公司重要区块,区块面积为73.22km2,预计含油面积58km2,总井数483口。随着油田的不断深入开发,油井产量逐渐下降,含水率逐年上升,油藏动、静态等环节的矛盾以及注水效果不佳的问题亟待解决。通过下寺湾油田柳洛峪区块长2地层精细划分对比、沉积微相及砂体展布特征研究,进一步细化分析柳洛峪区块的微构造特征、储层特征,在生产动态分析的基础上开展油藏开发效果评价研究,制定油藏注水开发技术政策,提出研究区井位部署建议。研究结果表明,柳洛峪西部地区长2组地层为三角洲前缘亚相、储层砂体以水下分流河道微相为主,为构造-岩性油藏,属低孔、低渗油藏。研究区依靠地层天然能量开采油井产能下降较快,日产油量较低,低产井比例较大。目前研究区注采井网完善程度低,水驱储量动用程度下降,水驱效率降低。研究确定长2油藏合理流动压力为0.9MPa,合理的生产压差为5.4～7MPa之间,注水井井口最大注入压力为8MPa,合理的注采比1.1左右,合理采油速度0.7%左右,平均单井产能0.9t/d左右。研究区采用菱形反九点井网,考虑研究区裂缝分布规律按照最优方案,井距225米整体部署柳洛峪西部注采井网。论文制定的切实可行的注水开发技术政策对鄂尔多斯盆地同类油藏高效注水开发具有一定借鉴意义。
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》文中提出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。
史雪冬[3]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中指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。
穆凌雨[4]（2020）在《气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用》文中提出大量实践和研究表明注气开发技术能大幅度提高原油采收率,适用范围广,具有非常广阔的前景。但是,油藏在气驱开发中后期,地层能量亏空严重,油气之间难以形成混相,并且常常伴随着严重的气窜,生产井产油量迅速下降,气驱开发效果变差。建立正确的气驱过程中评价体系,制定合理有效的气驱调整措施,对改善油藏的气驱开发效果及进一步推广应用气驱技术具有至关重要作用。本论文首先以相平衡理论和油藏数值模拟方法为基础,分析了气驱过程中油藏流体的组分分布及界面张力分布特征,提出了细分混相状态和波及系数的研究思路。然后定义了非混相及混相临界界面张力两个参数,将混相状态细分为完全混相、混相、近混相和非混相四种状态,进而应用混相体积系数和混相程度系数两个参数分别来表征不同混相状态的分布范围及对原油采收率的贡献率。考虑到气体较强的扩散能力,提出了组分波及系数、有效组分波及和相波及系数的概念,表征了注入气组分的波及范围。基于以上建立了组分数值模拟模型,分析了储层、开发参数对混相程度和波及系数的影响,并通过正交实验明确了主控因素。论文针对气窜识别问题,利用等效思想和流管束模型,将裂缝和基质等效为一系列流管束,将两维渗流问题转化为一维流管束渗流。通过叠加方法,求解了主裂缝型气窜和差异裂缝型气窜的组分产出模型,获得了不同类型气窜的产出气浓度方程,分析了不同参数对产出气中组分浓度及浓度导数的影响,并通过对矿场实际数据的拟合提出了裂缝气窜类型及裂缝关键参数识别方法。在以上两部分的基础上,提出了分区逐级调控方法以提高气驱的混相程度和波及系数。基于油藏气驱过程中波及与混相的表征参数,将油藏划分为未波及区、低潜力区、近混相区、高压非混相区和低压非混相区,提出了分区调控方法。针对气窜过程中多级裂缝窜流,利用气窜识别方法确定气窜类型及裂缝参数,提出了注入聚合物-水-气联合驱替体系的逐级调控方法。针对气驱油藏筛选出包括开发效果、动用状况、压力状况、混相状况的四类九项评价指标,应用模糊数学方法提出了油藏气驱开发效果的综合评价方法,并应用该方法评价分区逐级调控的效果。最后,将所建立的分区逐级调控技术应用于某大型碳酸盐油藏气驱开发模拟中,形成一套开发调整方案,对比并评价调整后的方案,为提高该油藏气驱开发效果提供了有效手段。
张京伦[5]（2020）在《超低渗油藏非线性渗流特征与气水交替驱应用研究》文中认为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。
冯月丽[6]（2019）在《特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究》文中研究指明特低渗裂缝性油藏基质渗透率低,裂缝是主要的渗流通道,而裂缝通常具有较强的压力敏感及各向异性特征。当油藏压力变化时,不同方向的裂缝会表现出不同的变形特征,导致油水渗流规律更加复杂,严重影响特低渗裂缝性油藏的水驱开发效果。本论文针对裂缝方向对裂缝压力敏感变形特征的影响,及其对特低渗裂缝性油藏渗流规律的影响进行研究,以期为此类油藏的开发调整提供新思路。首先基于相似理论建立了定容边界裂缝性介质渗流物理模拟方法,该方法具有造缝简单、模型可视、裂缝可控的优点。利用该方法开展了单组不同方向裂缝的压力敏感实验,结果表明:相同压力条件下,裂缝性介质的流量随裂缝角度（裂缝方向与宏观压力梯度方向的夹角）的增大而减小,裂缝开度和渗透率的变化率随裂缝角度的增大呈现出先增大后减小的特征。基于上述实验规律,结合理论分析,建立了考虑裂缝方向性的压力敏感方程,其计算结果与实验数据及半解析渗透率模型的计算结果均吻合较好。应用该压力敏感方程分析了单组裂缝对渗透率张量主值的影响,研究结果表明,单组裂缝渗流介质中裂缝变形只对渗透率主值大小有影响。其次利用多组多角度裂缝定容物理模拟实验和数值计算结果,分析了裂缝角度、间距、弹性参数对多组缝介质渗透率张量主值变化的影响:不同角度裂缝开度变化率不同,会改变两组裂缝渗透率的相对大小关系;不同角度裂缝在相同压力条件下变形程度不同使得渗透率主值方向发生旋转,这种现象将会导致油藏注水开发过程中注入水渗流方向发生改变,使得原井网难以实现预期的开发效果。随后以新建立的考虑裂缝方向性的压力敏感方程为基础推导建立了特低渗裂缝性油藏面积井网的产能模型,分别分析了不同裂缝方向、注采压差等参数对五点井网、反七点井网、反九点井网、菱形反九点井网产能的影响,结果表明裂缝角度为45°时产能最大;菱形反九点井网产能最高。裂缝开度变化率越大,相应井网单元的产量越小。压力敏感程度越强,相同井网条件下极限井距越小,说明压力敏感效应使得特低渗裂缝性油藏开发难度加大,需要加密井网开发。最后利用考虑裂缝方向性的压力敏感方程,建立了考虑不同方向裂缝压力敏感效应的油气水三相渗流数学模型,编制了裂缝压力敏感数值模拟软件模块,研究了裂缝方向对特低渗裂缝性压敏油藏渗流场的影响,研究结果表明:裂缝角度为45°时井网单元的采出程度最高;对于裂缝性压敏油藏,注采系统调整的原则是实现反九点井网面积注水。综合上述研究结果,结合裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏和重组作用,针对特低渗裂缝性油藏裂缝方向性压敏效应造成的注入水流动方向改变现象,提出了两条开发调整思路:1)为了使最大渗透率主值方向与井排方向夹角处在满足原始井网单元注采关系不被破坏的范围内,水驱开发过程中需要保持合理的地层压力;2)可利用裂缝方向性压敏效应造成的渗透率主值方向旋转现象,调整地层压力,使注入水沿有利方向流动。本论文的研究成果,发展了裂缝各向异性压敏介质渗流理论,能够为特低渗裂缝性压敏油藏的产能预测及注水井网调整提供理论基础。
黄天坤[7]（2019）在《鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究》文中研究说明靖边东南部地区长2油藏经过28年开发历程,已步入油田开发中后期阶段。为了实现油田增产稳产目的,提高水驱动用程度,提升注采工艺技术,需要重新开展油藏地质特征研究,特别需要加强流体性质研究,以便制定合理有效的开发对策。根据野外露头和岩心观察、地质录井和测井资料分析、以及实验数据分析,参考前人地质研究成果,将长2油层组划分为长21、长22、长23三个亚油层组,其中长21亚油层组是研究区的主力产层。长21亚油层组沉积体系主体为曲流河分流河道沉积相。储层岩性为灰色中-细砂岩。长2储层Ⅰ类低渗储层、Ⅱ类特低渗储层和Ⅲ类超低渗储层被划定为有效储层,第Ⅳ类致密层被划定为非有效储层。有效储层与非有效储层总比例为97.4∶2.6。长21各类储层总体平均渗透率为5.86×10-3μm2,平均孔隙度为11.4%,综合评价长2油藏储层为低孔隙度-特低渗透性储层。油藏圈闭类型整体为构造-岩性复合油藏,局部发育水动力油藏。测得研究区油田水总矿化度值分布在2.65g/L54.3g/L范围,平均值为34.1g/L,主体水型为CaCl2型和NaHCO3型。原油表现出常规原油和稠油两类性质。稠油密度、凝点、粘度、硫含量平均值分别为0.9478g/cm3、24.8℃、175.7mPa·S、0.66%,具有普通稠油特征。本研究项目首次在鄂尔多斯盆地含油气构造单元中部发现稠油。本文在苏林油田水理论基础上,以化学反应基本原理为指导,引入溶度积常数经验值ksp*物理量。计算出溶度积常数经验值ksp*是理论值ksp的12个数量级,指出应以ksp*值为根据去判断水体之间是否会发生化学反应。提出将矿化度和水型分别作为两项参数,围绕油田水化学反应这一核心,去划分油田水水性类别,并以水性类别确定水化学场分布特征。另外,建立了水体混合交替过程中离子含量变化的数学模型,可以计算离子浓度的变化量,据此分析水体交替程度。从而创建起一套较为系统的研究油田水水性特征及水化学场运动规律的理论与方法。该理论继承了以苏林为代表的前人的研究理论,将勘探与开发所共同关切的油田水性质紧密地联系在一起,丰富了油田水研究方法,发展了油田水研究内容。运用所创建的水性分类方法,将研究区油田水划分为中矿化度CaCl2型（Ⅰ类）、低矿化度CaCl2型（Ⅱ类）、低矿化度NaHCO3型（Ⅲ类）和特低矿化度Na2SO4型（Ⅳ类）四种油田水水性类别。研究表明,前三类水型具有明显的分区分带性,显示着不同的水化学场特征。在A区和C区水化学场内分别发现了一条TDS异常低值线,据此推测出场内分布着近NE-SW向断裂线,为地质研究提供了宝贵信息。通过比较2007年与2017年水化学场运动变化规律得出,水化学场受注水改造强度要比自然改造强度大很多,因此强调在开发过程中应特别关注油田水性质,协调解决地质特征与开发工艺的矛盾关系。运用引入的ksp*物理量概念,成功地开展了长2油田水结垢预测研究,弥补了《SY/T0600-2009油田水结垢趋势预测》行业标准的不足与缺陷,解答了水质配伍性客观物质世界与主观认知世界的对立统一性问题。设计了从原油中提取有机质悬浮体及微生物的操作步骤,以及观察油包水悬浊液微观结构的技术方法。按照这一方法成功地从本区稠油中提取出有机质悬浮体和疑似古生物标本,解析了顽强的油包水的形成机理。从稠油中初步鉴定出至少4种疑似古生物,表明该地区长2油藏流体中存在着丰富的古生物群落;这种从原油中成功地提取出生物标本的技术以及发现古生物的事例,在国内外各类文献中尚未有过相关报道,所以,这一发现极具创新意义,为油藏流体性质的研究提出了新的课题,找到了新的方向。在对油藏特征及开发现状研究的基础上,提出优化注采井网、改进注采工艺流程和制定稠油热采工艺三项开发对策。论文的不但注重理论研究的深度,也解决了生产实际困难。
吴龙[8]（2019）在《XW油田Y14井区长2储层注水开发方案优化》文中研究说明XW油田Y14井区地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡,现主力开发层位为长2油层组和延安油层组,开采初期以自然能量衰减开发方式为主,2012年进行小规模注水开发。目前研究区地层压力持续降低,地层能量下降较快,产油速度较低,产量低下,含水率高达88.4%。且开发层位上无完善注水井网,水驱控制程度较低,注水利用率低下。为了进一步提高油藏的开发程度,本文对Y14井区主力产层长2储层的注水开发方案进行了研究改进。本文在研究区现有资料的基础上,对Y14井区长2储层进行基础地质研究以及对现有注采系统的综合评价。通过测井资料用标志层对比法以及旋回对比原则将Y14井区长2地层细分到长222、长221、长21小层,长222小层在研究区整体稳定分布,长221、长21小层存在部分剥蚀,与上覆地层存在不整合接触;结合井位补心海拔资料,对长2个小层顶部构造特征研究,发现其构造整体变化平缓,呈东高西低趋势,局部发育小幅度鼻状隆起;通过取心观察以及粒度分析结合测井相特征,认为长2地层整体为河流相特征,长222为辫状河沉积,长221、长21为曲流河沉积。通过Y14井区长222储层砂岩薄片分析资料、压汞资料研究发现长222储层主要发育细粒长石石英砂岩,以含铁方解石胶结为主,平均孔隙度在13.5%,平均渗透率在5.25×10-3um2,整体为特低-中孔特低渗储层;结合试油试采资料,分析储层四性关系,建立测井解释模型,结合录井资料,发现长222储层层内,层间非均质性较强,平面孔渗分布受沉积相和砂体展布影响,确定长222储层有效厚度下限为油迹细砂岩,渗透率下限1.41×10-3um2,孔隙度下限9.8%,电阻率下限11.0Ω.m,含油饱和度30%;在此基础上确定长222储层含油面积为15.86km2,地质储量737.99×104t。结合生产资料以及动态资料分析,Y14井区地层压力衰减、采油速度持续下降,需要进行注水开发来维持地层能量,提高采收效率。通过五敏资料、地层原油数据分析,长2储层为弱速敏、中等偏弱水敏储层,原油为低比重、低粘度原油,结合储层岩性物性分析,长2储层适合注水开发。长222储层的水驱储量控制程度为55.84%,水驱控制程度低,综合含水率达到88.4%,注水利用率低,需要完善注采井网。最后综合地质研究,提出了针对XW油田Y14井区的注水井网调整方案。结合储层地质研究和历史生产情况,确定其合理注采井数比1:2.49,计算出保持合理压力为8.43Mpa。预计水驱储量控制程度可达到72.7%,采收率可达到12.09%。
胡利民[9]（2018）在《大路沟二区井网二次加密技术政策研究》文中研究表明本文基于大路沟二区加密区油藏地质特征及开发特点,进行了研究区开发动态分析,总结了油井生产动态特征类型,分析了主控因素。结果表明研究区油井能够根据生产动态特征分为4类,即:明显见效井、一般见效井、水淹井、不见效井,根据油井类型的分布将研究区分为西部见效区、东部见效区和中部未见效区,三个区见效差异是由沉积微相的展布特征、砂体的连续性、油水井的射孔对应程度、油水井的工作制度所导致的。同时,本文考虑启动压力梯度,优化得到了适应各向异性超低渗油藏的菱形反九点井网的合理排距计算新公式,并利用实际生产数据进行了验证,得到中部未见效区的合理排距为75100m,原排距140m偏大,急需调整井网。而东部西部见效区140m排距较为合理,井网无需整体调整。采用油藏工程方法并结合开发实践数据确定了合理的技术政策。考虑无效注水量后,全区合理注采比为2.52、西部见效区为2.02.2、东部见效区为1.51.6、中部未见效区为3.53.7。合理地层压力保持水平为114%116%;西部见效区注水量应维持在1819m3/d,合理单井日产液2.82.9m3/d、东部见效区注水量应维持在1718m3/d,合理单井日产液2.62.8m3/d、中部未见效区应维持在16.517.5m3/d,合理单井日产液1.82.0m3/d。老井合理井底流压应为3.03.5MPa,加密井为44.5MPa。合理采油速度为0.8%1.0%。设计5套菱形反九点井网二次加密方案,采用油藏数值模拟方法确定F5方案为最优方案,相比基础方案,F5方案15年提高采出程度4.4%。确定老井补孔24口、加密井补孔51口、酸化解堵措施井8口,调剖井9口。
蒋佩佳[10]（2018）在《H区块低渗透油藏开发规律及调整对策》文中指出JY油田位于陕北斜坡中西部,与天环坳陷毗邻,横跨甘、陕、宁三省,是我国典型的低渗透油田。JY油田长8油藏H区块作为长庆油田的重点油气开发区,该区域油层的储层物性差、非均质性强、油藏分布规律复杂,通过近几年的开发,部分区块暴露出含水率上升快,压力下降快回升慢,产量递减较快等问题,为了更好的开发目标油藏,提高单井产量,需要通过地质和开发规律有效地结合研究,改善油田开发效果,提高油田开发经济效益。本文在储层特征研究的基础上,通过对JY油田现状的开发规律,包括了储层厚度、改造强度、射开程度、含油饱和度、储层物性、地质构造进行了研究,从地质,压裂,井网,边底水类型及隔夹层发育情况等方面对开发的主控因素进行分析,最后从砂体连通及隔夹层因素、储层物性、井网完善性、裂缝因素等开发指标方面分析开发技术政策,最后提出适宜该区块的生产调整措施。本文对JY油田H区进行了系统全面的分析研究,全面客观评价了油田的开发效果以及目前面临的矛盾。本文始终以低渗透油藏开发面临的热点和难点问题开展研究,立足于生产实际,最终应用到油田开发的生产实践并指导生产。
二、坪北油田特低渗透油藏注采剖面调整（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、坪北油田特低渗透油藏注采剖面调整（论文提纲范文）
（1）柳洛峪西部长2油藏开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 论文主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 油藏地质特征研究 |
| 2.1 地层与构造特征 |
| 2.1.1 区域地层特征 |
| 2.1.2 小层划分及地层特征 |
| 2.1.3 小层精细划分 |
| 2.1.4 构造特征 |
| 2.2 沉积微相特征 |
| 2.2.1 岩石类型及特征 |
| 2.2.2 沉积结构特征 |
| 2.2.3 沉积微相类型及特征 |
| 2.2.4 沉积微相展布特征 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 孔隙结构特征 |
| 2.3.3 物性特征 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 流体特征 |
| 2.4.2 渗流特征 |
| 2.4.3 油藏类型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 油藏开发效果评价 |
| 3.1 动态特征分析 |
| 3.2 注水效果评价 |
| 3.2.1 目前生产、技术指标变化情况及分析 |
| 3.2.2 存水率分析 |
| 3.2.3 耗水率分析 |
| 3.2.4 水驱储量控制程度 |
| 3.2.5 水驱储量动用程度 |
| 3.2.6 存在的问题 |
| 3.3 油藏渗流特征研究 |
| 3.4 井网适应性分析 |
| 3.5 油田采收率预测 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 开发技术政策研究 |
| 4.1 油井合理流压的确定 |
| 4.2 地层压力保持水平及合理生产压差 |
| 4.3 合理注水压力 |
| 4.4 合理注采比 |
| 4.5 合理注水强度 |
| 4.6 合理采油速度 |
| 4.6.1 采油速度与流动系数关系法 |
| 4.6.2 采油速度与井网密度关系法 |
| 4.6.3 采油速度综合研究及预测图版制作 |
| 4.6.4 剩余可采储量采油速度法 |
| 4.6.5 采油速度及单井产能确定 |
| 4.7 油藏评价及井网部署 |
| 4.7.1 目前存在的主要问题 |
| 4.7.2 井网部署 |
| 4.8 本章小结 |
| 第五章 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）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）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 |
（4）气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 气驱波及系数的研究现状 |
| 1.2.2 气驱混相程度的研究现状 |
| 1.2.3 气窜识别方法的研究现状 |
| 1.2.4 改善开发效果的方法 |
| 1.2.5 目前存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第2章 气驱油藏中流体物性分布特征研究 |
| 2.1 流体的相态拟合方法研究 |
| 2.1.1 组分模型与相平衡原理 |
| 2.1.2 组分劈分和重组标准的研究 |
| 2.1.3 流体相态拟合 |
| 2.2 多孔介质中流体的组分及界面张力分布特征分析 |
| 2.2.1 多相多组分油藏数值模拟模型的建立 |
| 2.2.2 多孔介质中流体组分分布特征 |
| 2.2.3 多孔介质中流体界面张力分布特征 |
| 2.3 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.3.1 最小混相压力的确定 |
| 2.3.2 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 气驱过程中波及和混相的表征方法建立及影响因素研究 |
| 3.1 混相状态分级方法研究 |
| 3.1.1 混相状态的分级标准 |
| 3.1.2 临界界面张力的确定方法 |
| 3.2 气驱过程中波及和混相的表征方法研究 |
| 3.2.1 波及表征参数的确定 |
| 3.2.2 混相表征参数的确定 |
| 3.3 波及和混相的影响因素研究 |
| 3.3.1 油藏数值模拟模型的建立 |
| 3.3.2 波及表征参数的影响因素分析 |
| 3.3.3 混相表征参数的影响因素分析 |
| 3.4 波及和混相的主控因素研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气窜识别方法研究 |
| 4.1 气窜类型及物理模型的建立 |
| 4.1.1 两类裂缝窜流系统 |
| 4.1.2 裂缝和基质等效模型 |
| 4.2 气驱组分产出模型的建立 |
| 4.2.1 多相多组分渗流模型的推导 |
| 4.2.2 主裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.2.3 差异裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.3 参数敏感性分析 |
| 4.3.1 主裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.3.2 差异裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.4 注入气组分产出曲线解释方法 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究 |
| 5.1 分区调控方法研究 |
| 5.2 逐级调控方法研究 |
| 5.2.1 逐级调控的机理 |
| 5.2.2 逐级调控可行性分析 |
| 5.3 注气开发效果评价方法 |
| 5.3.1 评价指标体系的确定 |
| 5.3.2 评价指标隶属度的确定 |
| 5.3.3 评价指标权重的确定 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 6.1 目标区地质及流体概况 |
| 6.2 气驱油藏工程参数优化及开发效果评价 |
| 6.2.1 油藏工程参数优化 |
| 6.2.2 气驱开发效果评价 |
| 6.3 提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 第7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 |
（5）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 |
（6）特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究（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 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 裂缝性压敏油藏实验方法 |
| 1.2.2 油藏流固耦合问题研究现状 |
| 1.2.3 裂缝性储层压力敏感研究 |
| 1.2.4 考虑裂缝压力敏感的数值模拟方法 |
| 1.2.5 特低渗裂缝性油藏开发方法研究 |
| 1.2.6 存在的主要问题 |
| 1.3 拟解决的关键问题和主要研究内容 |
| 1.3.1 拟解决的关键问题 |
| 1.3.2 论文主要研究内容 |
| 1.4 主要研究思路与技术路线 |
| 1.5 论文完成的主要工作量 |
| 第2章 单组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 2.1 实际油藏背景 |
| 2.1.1 油藏应力边界条件 |
| 2.1.2 特征单元体边界条件 |
| 2.1.3 理论分析定容边界条件的合理性 |
| 2.2 可视化相似多孔介质定容物理模拟方法 |
| 2.2.1 实验原理 |
| 2.2.2 相似理论与实验模型参数设计 |
| 2.3 实验设计及实验流程 |
| 2.3.1 实验设计 |
| 2.3.2 主要测试内容及实验步骤 |
| 2.3.3 模型制作方法 |
| 2.4 不同方向裂缝变形特征及规律研究 |
| 2.4.1 实验现象 |
| 2.4.2 实验测试规律 |
| 2.5 考虑裂缝方向的新型压力敏感方程 |
| 2.5.1 压力敏感解析模型建立 |
| 2.5.2 压力敏感解析模型应用及规律分析 |
| 2.5.3 裂缝渗透率和流量半解析计算模型 |
| 2.5.4 裂缝压力敏感特征影响因素研究 |
| 2.5.5 不同方向单组裂缝渗透率张量变化特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 多组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 3.1 渗透率张量表征 |
| 3.2 多组裂缝介质渗透率张量主值大小和方向 |
| 3.3 多组裂缝渗流物理模拟实验 |
| 3.3.1 实验目的及实验装置设计 |
| 3.3.2 实验主要内容及实验步骤 |
| 3.3.3 实验现象分析 |
| 3.3.4 实验规律研究 |
| 3.4 多组裂缝各向异性渗透率张量分析 |
| 3.4.1 裂缝方向 |
| 3.4.2 裂缝间距 |
| 3.4.3 裂缝弹性参数 |
| 3.4.4 渗透率张量主值改变的原理 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 特低渗裂缝性压敏油藏渗流规律及井网产能研究 |
| 4.1 裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏与重组 |
| 4.2 特低渗裂缝性压敏油藏面积井网流管模型产能研究 |
| 4.2.1 流管法概述 |
| 4.2.2 单井产能研究 |
| 4.2.3 注水开发面积井网产能公式 |
| 4.2.4 各参数对井网单元产量的影响 |
| 4.3 裂缝压力敏感效应对注水开发效果的影响 |
| 4.3.1 不稳定流动见效时间计算模型 |
| 4.3.2 极限井距 |
| 4.3.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 特低渗裂缝性压敏油藏数值模拟及开发方法研究 |
| 5.1 渗流数学模型建立 |
| 5.1.1 等效渗透率 |
| 5.1.2 渗流数学模型 |
| 5.2 基础模型建立及参数设置 |
| 5.2.1 背景油藏概况 |
| 5.2.2 典型井网单元基础参数 |
| 5.2.3 裂缝压力敏感数值模拟软件模块 |
| 5.2.4 常用井网类型 |
| 5.2.5 模拟方案设计及生产制度制定 |
| 5.3 特低渗裂缝性压敏油藏合理注水开发方式研究 |
| 5.3.1 特低渗裂缝性油藏注采系统调整理论基础 |
| 5.3.2 裂缝角度对井网单元渗流场的影响 |
| 5.3.3 裂缝角度与注采方向优化研究 |
| 5.3.4 裂缝角度与井网型式优化研究 |
| 5.4 考虑裂缝压敏特征的特低渗油藏开发调整思路 |
| 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 |
（7）鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状及前沿 |
| 1.3.1 国内外研究历史与现状 |
| 1.3.2 研究区油藏地质特征研究现状 |
| 1.3.3 研究区存在的问题 |
| 1.4 研究内容及思路 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4.3 主要工作量 |
| 1.5 论文主要成果及特色创新点 |
| 1.5.1 取得的主要成果 |
| 1.5.2 特色创新点 |
| 第二章 研究区地质特征 |
| 2.1 鄂尔多斯盆地的形成与演化概述 |
| 2.1.1 盆地基底断裂与古地核构造格局 |
| 2.1.2 盆地构造单元划分 |
| 2.2 区域延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.1 延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.2 延长组地层岩性段特征 |
| 2.3 研究区长2地质构造特征 |
| 2.3.1 地层划分与对比 |
| 2.3.2 研究区地质构造特征 |
| 2.4 研究区长2层组地层沉积特征 |
| 2.4.1 沉积相标志 |
| 2.4.2 沉积相类型 |
| 2.4.3 单井相分析 |
| 2.4.4 剖面相分析 |
| 2.4.5 平面相及砂体展布特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 孔隙结构特征 |
| 2.5.3 储层物性特征 |
| 2.5.4 储层物性综合评价 |
| 小结 |
| 第三章 油藏特征及主控因素 |
| 3.1 油藏特征 |
| 3.1.1 油气分布规律 |
| 3.1.2 油藏温压系统 |
| 3.1.3 油田伴生气性质 |
| 3.1.4 油藏类型 |
| 3.2 油气聚集的主控因素分析 |
| 3.2.1 油气藏形成期次及年代 |
| 3.2.2 油气聚集主控因素分析 |
| 小结 |
| 第四章 油藏流体性质 |
| 4.1 油田水性质与分类方法 |
| 4.1.1 油田水苏林(B.A.ЩУЛИН,1946)分类方法简述 |
| 4.1.2 区域纵向地层水水型标准 |
| 4.1.3 长2 油田水物理性质与化学成分 |
| 4.1.4 长2 油田水性质及苏林水型解析 |
| 4.1.5 长2 层油田水化学反应类型及判别方法 |
| 4.1.6 油田水水性分类模型 |
| 4.1.7 油田水混合交替数学模型的建立 |
| 4.2 原油性质分析 |
| 4.2.1 原油常规性质分析 |
| 4.2.2 稠油性能分析 |
| 4.2.3 稠油形成机理 |
| 4.2.4 原油地化指标特征 |
| 4.3 原油中古生物群落的发现与初步鉴定 |
| 4.3.1 从原油中提取古生物的方法与步骤 |
| 4.3.2 原油中微生物的初步鉴定 |
| 小结 |
| 第五章 油藏流体场运动变化规律 |
| 5.1 运用水化学特性系数推断油藏成因 |
| 5.2 运用水性特征判定流体场运动变化规律 |
| 5.2.1 运用水性分类方法分析水化学场分布特征 |
| 5.2.2 通过水性特征预测断裂线 |
| 5.2.3 研究区水化学场运动变化规律 |
| 5.2.4 水化学场与油藏的统一性认识 |
| 5.3 用水性特征分析油田水结垢趋势 |
| 5.3.1 油田水油田水结垢趋势预测标准方法简述 |
| 5.3.2 依据标准方法预测水体结垢趋势 |
| 5.3.3 依据溶度积理论预测水体结垢趋势 |
| 小结 |
| 第六章 油田开发对策 |
| 6.1 研究区水文地理概况 |
| 6.2 油田开发现状及注采工艺技术简述 |
| 6.2.1 油田开发形势 |
| 6.2.2 注采工艺技术 |
| 6.3 油田注采工艺技术综合评价 |
| 6.3.1 A区、B区注水效果分析 |
| 6.3.2 注采工艺与水化学场的矛盾 |
| 6.3.3 注采井组中水性特征的矛盾 |
| 6.3.4 稠油分布与注采工艺的矛盾 |
| 6.4 油田开发技术对策 |
| 结论与展望 |
| 附录 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）XW油田Y14井区长2储层注水开发方案优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的、意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.3 研究方法和技术路线 |
| 1.4 本文研究的主要内容 |
| 第二章 研究区基本情况 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 油田生产概况 |
| 第三章 地层及沉积相特征 |
| 3.1 地层特征 |
| 3.2 沉积相特征 |
| 第四章 储层评价 |
| 4.1 储层岩性特征研究 |
| 4.2 储层物性特征 |
| 4.3 储层敏感性 |
| 4.4 流体性质 |
| 4.4.1 原油性质 |
| 4.4.2 地层水性质 |
| 4.5 “四性”关系研究 |
| 4.6 储层参数测井解释模型 |
| 4.6.1 孔隙度解释模型 |
| 4.6.2 渗透率解释模型 |
| 4.6.3 含油饱和度评价模型 |
| 4.7 储层非均质性评价 |
| 4.7.1 层间非均质性 |
| 4.7.2 层内非均质性 |
| 4.7.3 平面非均质性 |
| 4.8 有效厚度“四性”下限确定 |
| 4.9 石油地质储量计算 |
| 第五章 注水开发效果评价 |
| 5.1 开发现状 |
| 5.2 人工补充能量的必要性 |
| 5.2.1 地层压力的衰减 |
| 5.2.2 采油速度持续下降 |
| 5.3 单井产量变化特征 |
| 5.3.1 “波动”型 |
| 5.3.2 “递减”型 |
| 5.3.3 注水见效分析 |
| 5.4 水驱开发效果评价 |
| 5.4.1 注水开发油藏潜力分析 |
| 5.4.2 注采井网适应性评价 |
| 5.4.3 吸水能力 |
| 5.4.4 综合含水率评价 |
| 5.4.5 注水利用率分析 |
| 5.4.6 剩余可采储量采油速度 |
| 5.4.7 注水开发效果综合评价 |
| 第六章 注水开发方案调整建议 |
| 6.1 井网调整方案 |
| 6.1.1 确定合理注采比 |
| 6.1.2 井位部署 |
| 6.2 水驱控制程度分析 |
| 6.3 预测采收率 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（9）大路沟二区井网二次加密技术政策研究（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 低渗油藏直井井网优化及调整研究现状 |
| 1.2.2 低渗油藏注采井距排距研究现状 |
| 1.2.3 低渗油藏合理注采技术政策研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第2章 开发动态分析 |
| 2.1 油藏地质特征及开发现状 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 勘探开发历史 |
| 2.1.4 油藏开发现状 |
| 2.2 平面水驱特征分析 |
| 2.2.1 平面水驱规律 |
| 2.2.2 地层压力保持水平 |
| 2.3 垂向水驱特征分析 |
| 2.3.1 注水井吸水效果评价 |
| 2.3.2 生产井水洗规律分析 |
| 2.4 井网适应性评价 |
| 2.4.1 油井见效特征 |
| 2.4.2 油井动用范围 |
| 2.5 当前注采技术政策评价 |
| 2.5.1 注水利用率 |
| 2.5.2 地层压力递减情况 |
| 2.5.3 油井产量递减分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 生产动态特征及主控因素分析 |
| 3.1 油井生产动态特征 |
| 3.1.1 油井生产动态特征分类 |
| 3.1.2 油井生产动态类型分布特征 |
| 3.1.3 见效区与不见效区的划分 |
| 3.2 主控因素分析 |
| 3.2.1 沉积相的展布 |
| 3.2.2 砂体连通性 |
| 3.2.3 裂缝的分布 |
| 3.2.4 注采对应性 |
| 3.2.5 生产制度 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 合理技术政策研究 |
| 4.1 合理排距确定 |
| 4.1.1 合理排距计算方法 |
| 4.1.2 合理排距计算结果 |
| 4.1.3 方法验证 |
| 4.2 合理注采参数确定 |
| 4.2.1 合理注采比 |
| 4.2.2 合理压力保持水平 |
| 4.2.3 合理注水量及合理采液量 |
| 4.2.4 合理井底流压 |
| 4.2.5 合理注入压力 |
| 4.2.6 合理井网密度 |
| 4.2.7 合理采油速度 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 调整方案设计 |
| 5.1 井网二次加密方案 |
| 5.1.1 井网二次加密方案设计 |
| 5.1.2 井网二次加密方案优选 |
| 5.2 油水井补孔方案 |
| 5.3 注水井酸化调剖 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 符号注释 |
| 致谢 |
（10）H区块低渗透油藏开发规律及调整对策（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 低渗透油藏国内外研究现状调研 |
| 1.2.1 低渗透油藏见水开发主控因素调研 |
| 1.2.2 低渗透油藏注水开发调整技术发展现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 H区地质特征及开发规律研究 |
| 2.1 地质特征研究 |
| 2.1.1 研究区概况 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层物性特征 |
| 2.1.4 隔夹层识别与分布规律 |
| 2.2 H区开发动态规律研究 |
| 2.2.1 H区初期产能特征 |
| 2.2.2 H区递减规律分析 |
| 2.3 动态特征模式划分与对比 |
| 2.3.1 动态特征模式的提出 |
| 2.3.2 动态特征模式的划分 |
| 2.3.3 动态模式平面分布与对比 |
| 第3章 H区开发主控因素及渗流场特征分析 |
| 3.1 各类模式下主控因素分析 |
| 3.1.1 主控因素分类 |
| 3.1.2 见水模式主控因素分析 |
| 3.2 水淹模式划分 |
| 3.3 典型区块模型的建立及历史拟合 |
| 3.3.1 模型建立思路及流程 |
| 3.3.2 地质模型建立 |
| 3.3.3 数值模型的建立 |
| 3.3.4 历史拟合 |
| 3.4 H区渗流场特征分析 |
| 3.4.1 渗流场平面动用规律 |
| 3.4.2 渗流场纵向动用规律 |
| 第4章 H区开发矛盾分析及调整对策研究 |
| 4.1 开发矛盾分析 |
| 4.2 单井动态产能提高调整对策 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、坪北油田特低渗透油藏注采剖面调整（论文参考文献）
- [1]柳洛峪西部长2油藏开发效果评价[D]. 刘雪. 西安石油大学, 2021(09)
- [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]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)
- [4]气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用[D]. 穆凌雨. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]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)
- [6]特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究[D]. 冯月丽. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [7]鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究[D]. 黄天坤. 西北大学, 2019(01)
- [8]XW油田Y14井区长2储层注水开发方案优化[D]. 吴龙. 西北大学, 2019(01)
- [9]大路沟二区井网二次加密技术政策研究[D]. 胡利民. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]H区块低渗透油藏开发规律及调整对策[D]. 蒋佩佳. 中国石油大学(北京), 2018(01)