一、稠油油藏水驱开发调整及认识（论文文献综述）
叶天明[1]（2020）在《海上气顶边水油藏高强度水驱特征及开发对策研究》文中提出我国海上边底水油藏分布比较多,部分油藏边底水能量比较大,采用大排量的采液方式,波及范围内油藏的过水倍数比较大。经过高倍数水驱之后其相渗曲线、驱油效率、残余油饱和度的认识可能会出现与常规认识不一样的情况。首先,本文对目标油田的动态特征展开分析,将油田区域按照驱替特征分为边部区、中部区、气顶区,并对不同区域特征开展动态分析,研究其含水上升规律、产量递减规律等。研究发现:对于中部区油藏后期主要可以通过提高驱油效率的方式提高采收率;对于边部区油藏后期主要可以通过提高波及系数从而提高采收率。然后,结合高倍数水驱物理实验研究驱油效率与水驱倍数的关系。对于目标油藏,驱替到30PV时,岩心平均驱油效率为63%、平均残余油饱和度为25%,驱替2000PV时,岩心平均驱油效率为72%、平均残余油饱和度为20%,驱替30PV-2000PV时,驱油效率提高9个百分点,残余油饱和度降低8个百分点,说明高倍数水驱对CB油田降低残余油饱和度效果明显,是提高采收率的有效方法。为油藏中部区提高采收率提供了理论依据最后,基于CB油藏实际数据,采用数值模拟方法研究海上强边水普通稠油油藏驱替特征和波及规律,目标油田经过30年开发,水驱模式由原来的边水驱替转变为次生底水驱。水驱模式的转变与渗透率级差、地层倾角、原油粘度均有密切关系。研究表明:渗透率级差越小,驱替模式的转变速度越快;地层倾角越大,驱替模式的转变速度越快;原油粘度越小,驱替模式的转变速度越快;剩余油主要分布在油藏上部,因此对于边部区,在油田开发后期提高油田整体采收率的方向是提高波及系数。为油藏边部区提高采收率提供了理论依据。本文研究成果为目标油藏提高采收率提供借鉴,也为同类油藏的开发调整提供理论依据。
邱宇星[2]（2020）在《可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究》文中认为我国油气资源非常丰富,其中稠油资源在石油资源中的占比超过20%,对于储层非均质性严重,埋藏较深的稠油油藏,水驱开发较难见效,不能得到理想的采收率,以研究区为例,1997年5月开始注水开发,截止到2012年4月,已开发15年,含水率高达85%,目前采出程度仅6.18%,采出程度低,泡沫驱作为一种先进的提高油田采收率的技术,其在地层中优良的封堵性能及对流体的选择性,具备很大的发展前途。而针对研究区原油具有高粘度的特点,在泡沫驱提高波及效率的基础上,通过泡沫降低原油粘度从而调整流度比进一步提高驱油效率,进而提高最终采收率,这对稠油开发能起到关键性作用,因此进行可降粘的泡沫驱油体系研究十分必要。本文首先通过泡沫降粘实验确定了有效浓度为0.1%,温度70℃以上泡沫体系能达到最优降粘效果。然后采用搅动法,在研究区油层条件下,对多类起泡剂开展了筛选和评价,得到了发泡性能较好,稳定性较强的KX-048起泡剂,进而对该起泡剂进行适应性分析,结果证实了随矿化度的增加,起泡剂性能下降;原油存在消泡的作用,含油量上升将会降低泡沫的封堵能力,但当含油量为10%时,泡沫仍然能满足泡沫驱的性能要求。泡沫的压力测试表明,压力越高,其发泡能力和稳定性越强。泡沫的封堵能力测试表明,当有效浓度达到0.1%时,泡沫的阻力因子达到峰值58.9;当气液比为1.0:1.0,泡沫具有理想的封堵效果,当渗透率高于485×10-3μm2时,泡沫的阻力因子将趋于稳定,为65左右,泡沫体系具有较强的封堵性能。最后进行泡沫流度改善实验研究和提高采收率效果评价,KX-048起泡剂通过降低原油粘度明显降低水油流度比,降幅达70%以上,同时增强泡沫油流度比,控制驱油体系的平面推进,防止窜流和指进现象。对比KX-048与XHY-4,KX-048起泡剂对流度有更好的控制效果,见气时间更晚,综合含水率可降为68.32%,比XHY-4起泡剂降低了6.46%,XHY-4提高采收率为11.57%,KX-048提高采收率为19.96%,表明降低稠油粘度后,泡沫驱提高采收率更为明显。
马剑坤[3]（2020）在《新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究》文中研究指明随着国内稠油油藏的不断发现,目前稠油油藏在国内开发占据着一定的比例。而稠油油藏的开发方式多种多样,对于粘度较低的稠油油藏在天然能量损耗一定的情况下,大部分油田采取常规水驱开发方式开采原油来提高采收率。随着开发的不断进行,水驱开发稠油油藏的开发问题逐渐显现出来,如原油粘度增高,注入水突进严重;注水井网不完善;井网破坏严重,水驱储量控制程度低;平面压力分布不均,压力水平保持低。针对此类开发问题的存在,需要探索注水冷采后如何调整开发方式,改善开发效果。本论文以新疆克拉玛依三2+3区克下组的普通稠油油藏为例,收集研究对象相关资料,调研相关文献,主要开展了以下研究:（1）开展地质特征研究,包括地层划分、构造特征、沉积特征、孔隙特征、物性特征、储层非均质性、储层敏感性、流体性质以及温压特征研究。（2）开展注水冷采开发后采油能力特征分析,结合水驱储量控制程度、水驱指数与采出程度以及注水利用率分析目前研究对象注水开发效果,认识目前注水冷采开发中存在的问题及影响因素。（3）选取典型井区进行数值模拟研究,进行历史生产拟合,分析剩余油分布特征,为调整开发方式提供依据。（4）分析确定研究区粘温曲线特征,热采开采机理及开发特征,并对研究区稠油油藏进行热采可行性分析,通过对比油藏参数进行热采开发方式筛选。（5）CMG数值模拟软件对不同热采开发方式进行模拟分析对比,论证注水冷采后蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱以及热采多种方式组合方式的开发效果,确定合理的开发方式并进行注采参数设计,最终对研究区确定合理开发方式。研究分析得出目前研究区注水开发效果差以及冷采阶段剩余油分布差异大,而后通过热采理论上可行性与CMG数值模拟软件结合分析,验证了新疆三2+3区对于冷采后转热采的可行性,确定热采相关注采参数以及合理开发方式,对现存类似普通稠油冷采后采取合理热采方式具有一定的指导意义。
吴微[4]（2020）在《曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究》文中研究指明曙光稀油油藏于1975年投入开发,并于1976年开始注水,经过几年的快速上产,1980年该区域年产油量迅速上升至130×104t,并且随着后续不断新增动用储量,从1981年至1990年,曙光稀油油藏在1%的年采油速度上保持了10年之久,但是,伴随着开发时间的逐渐延长,地层压力低、注采井网欠完善、油藏动用不均等问题日益严重,于1991年起,该区域年产油量以平均每年4.5×104t的递减幅度快速下降,平均年综合递减率为10.4%,2011年该区域年产油量降至36.6×104t,随后进入缓慢递减阶段,平均年递减幅度2.1×104t,平均综合递减率7.6%,年产油跌至32.7×104t。为达到该区域稀油稳产目标,开展了稀油油藏开发后期稳产技术研究,集中对小断块潜力、复杂断块稳产技术、单砂体动用状况以及高采出区块剩余油分布状况进行研究,制定相应稳产技术路线。本文研究了曙光稀油油藏的储层物性以及相关开发历程,分析了曙光稀油油藏现阶段开发中存在的制约性问题,并针对此类制约因素制定相应技术对策,先后排查边部小断块未动用潜力,研究复杂断块稳产技术,寻找单砂体油藏注水开发低动用区域,并着重对高采出区域剩余油分布情况进行刻画。通过稀油稳产技术的持续研究实施,边部小断块实施注水辅助开发,复杂断块规划细分层系开发,单砂体油藏采用新工艺提高动用状况,并对高采出区块进行合理复产,曙光稀油油藏实现整体上产,综合递减率及自然递减率均有所下降,并形成了相应的稀油稳产技术体系,对同类型油藏有效开发具有重要意义。
潘麒[5]（2020）在《J油田蒸汽吞吐后注水开发方式研究》文中认为蒸汽吞吐是开采稠油油藏有效的一种方式,其原理为将高温高压蒸汽首先注入到生产井中,然后对注入蒸汽的井进行关井焖井处理,让注入的蒸汽在地层中进行有效扩散,从而降低原油粘度,达到增油的效果。但随着逐步开采,地层压力逐渐降低,同时井筒附近的温度,地层的含油饱和度,渗透条件变化等因素,蒸汽吞吐开发方式生产井的产液量、油汽比等指标均会随之降低。本文对J油田区块前期蒸汽吞吐开发效果及区块后期注水开发效果进行了评价,并对J油田区块构造特征、储层特征、沉积相、区块剩余油分布、注水试验效果等内容,开展了构造精细解释、储层特征及沉积相研究、剩余油分布规律研究、注水试验效果评价。进一步建立了J油田地质模型,拟合了全区块及单井生产历史;模拟了J油田剩余油分布规律;通过动态监测分析法、动边界无网格的计算法,结合数值模拟法研究了油藏在纵向和平面上储量动用状况。利用对比分析的方法,研究了蒸汽吞吐后不同开发方式,模拟了直接水驱和蒸汽吞吐引效后水驱两种条件下开发15年后的开发效果,确定了合理井网及井距,优化了注水参数。优选了J油田蒸汽吞吐后水驱调整方案,采用常规水驱方式开采,累产油量较大,开发效果较好。
刘影[6]（2019）在《蒸汽驱理论扩展和注采参数优化方法研究》文中认为本文以辽河油田齐40块蒸汽驱试验区生产实际为背景,紧密结合蒸汽驱不同阶段生产技术问题,重点开展蒸汽驱开发理论和现场应用技术基础研究,以便为齐40块蒸汽驱中后期注采参数优化调控提供依据,研究工作具有理论意义和明显的实用价值。在研究工作中,采用理论分析、数值模拟和现场试验相结合的方法,解决了Neuman蒸汽驱理论缺陷和经典蒸汽驱理论模型适用性需要扩展等问题,进一步完善了蒸汽驱理论基础。建立了上覆岩层和油层中温度分布数学模型。定量描述了持续注热后,任一时间t内在盖层任一点z处的温度分布,基于此得到了注入半无限固体空间表面处的热流量方程。研究发现:蒸汽带内的含水饱和度取决于重力泄流速率与上覆岩层/油层接触面处蒸汽冷凝速率之间的平衡;蒸汽带下部油藏内的温度分布规律几乎就是顶、底覆岩盖层内温度分布的镜像,同样遵循傅里叶定律,与其在顶、底覆岩盖层内的镜像之间差别仅在于油藏岩石导热性能参数上的不同,其它没有区别;油藏中蒸汽/蒸汽冷凝水界面之下油层内单位面积上的下泄水体积流速减去蒸汽带内的水流速率,等于蒸汽带下边界移动产生的驱替水的体积流量;油藏中蒸汽/蒸汽冷凝水界面之下油层内单位面积上的下泄油和水携带的焓减去蒸汽带下泄水携带的焓,等于蒸汽带下边界的移动速率与蒸汽/蒸汽冷凝水界面上下焓差的乘积;油藏中蒸汽/蒸汽冷凝水界面垂向移动不需要毗邻界面之下油藏内温度梯度的改变;界面的移动速率与冷凝水垂向流动速率之间存在函数关系。纠正了Neuman蒸汽驱理论的数学分析错误,重新建立并求解了蒸汽驱油藏能量平衡方程、蒸汽带覆盖面积、蒸汽带厚度和蒸汽带体积计算理论模型。揭示了油藏中各个参数间相互影响和变化的规律。建立了蒸汽驱蒸汽突破发生时、蒸汽带覆盖面积保持不变条件下的地面热量递减注入速率理论计算公式。扩展了Neuman蒸汽驱理论适用范围,给出了适用于蒸汽驱蒸汽突破前、突破后的蒸汽驱原油驱替量计算方法,构建了蒸汽驱原油驱替量分析与计算的完整理论体系。改进了Jones模型的不足,提出了蒸汽驱原油驱替量与产量之间的经验转换系数;在此基础上,建立了蒸汽驱原油产量计算模型,提出了计算蒸汽驱产量的数值分析方法。基于油藏实际参数,提出了一套经过现场实际验证的蒸汽驱最优注采参数确定方法和蒸汽驱经济开发期限估算方法。本文方法为蒸汽驱生产动态预测和现场施工技术参数优化提供了理论依据。文中,详细论述了作者参与完成的齐40块蒸汽驱现场先导试验（该试验的结果是业内公认的中深层普通稠油蒸汽驱成功范例）;而且,还用此先导试验结果与本文理论计算值做了对比,对比结果表明本文理论值与试验结果两者符合良好。这一对比结果充分地证明了本文理论模型的正确性及其实用价值。本文全部研究工作紧密结合蒸汽驱生产实际,其理论分析结论和试（实）验结果对推动蒸汽驱技术进步和进一步改善蒸汽驱中后期开发效果具有重要指导意义。
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》文中研究表明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。
范庆振[8]（2019）在《BW底水稠油油藏水驱调整研究》文中指出BW区块地层可划分为四个层组,层组之间互不连通。其储层表现为中孔高渗,非均质性强,层内泥质夹层发育。BW区块属于边底水稠油油藏,地层原油粘度为68～790mPa·s。该区块从2001年开始投产,各单井初始产量较高,截至2017年10月大部分井已进入高含水期,但其地层压力下降幅度较小。区块采出程度不高,仍有大量的剩余油储存在地层中。搞清水侵规律及剩余油分布成为目前提高区块开发效果的中心任务。本文通过建立BW区块数值模拟模型,在完成储量拟合和生产历史拟合的基础上结合地质及生产动态特征研究BW区块的水侵规律及剩余油的分布规律,最后针对不同剩余油分布类型提出相应的挖潜方案,为剩余油挖潜提供技术支持。通过油藏工程方法和数值模拟得出以下认识:油藏的水侵方式主要为底水水侵,Aradieba E和Bentiu 1A为边水水侵;剩余储量主要分布在Bentiu 1B、Bentiu2B和Bentiu 3;剩余油分布影响因素为构造、隔/夹层、断层、独立小砂体和开发井网等。通过单井蒸汽吞吐数值模拟研究,确立了合理的注采参数。针对不同剩余油挖潜的思路为:（1）平面上,钻新井或侧钻井,解决井网控制程度差的问题;（2）纵向上,调整射孔层位,解决单井高含水问题;（3）开发技术上,利用蒸汽吞吐进行热力采油,解决开发技术单一问题。在此基础上,共设计了包括层位调整、加密井以及蒸汽吞吐三类调整方案,通过数值模拟优化方案,最终优选的调整方案为层位调整井9口,采收率比基础方案提高0.48个百分点;在层位调整的基础上加密井1 5 口,采收率比基础方案提高1.94个百分点;在加密井的基础上实施蒸汽吞吐井5 口,采收率比基础方案提高2.21个百分点。
王振鹏[9]（2019）在《渤海SZ普通稠油油藏水驱后期流场调控研究》文中研究说明渤海SZ油田水驱开发后期,地下流场分布复杂,不同区域动用效果差异性明显,有必要对储层渗流场实施精细调控,以实现均衡驱替提高开发效果。注采井间流线分布能够直观地反映储层中的油水运动规律和分布规律,通过研究流线变化规律可为水驱后期油藏的流场调控提供有力的依据。本文综合流线法、油藏工程方法和渗流力学理论等,通过建立适宜的流线模型和流场评价方法,深入研究了调控措施后的流场变化规律和储层动用规律,确定了适宜于渤海SZ油藏特点的调控策略,主要开展并完成了以下工作:（1）建立考虑稠油非牛顿性、注采速度影响的流线数学模型,实现了不同条件下水驱稠油流线数值模拟计算;（2）基于井间流场变化规律和控制因素研究,建立了表征井间流线变化规律和水驱动用规律的评价方法;（3）开展了不同井网调整、水动力学调整方式下的流场变化规律和水驱动用规律研究,研究表明:综合考虑井网调整效果和现场实施可行性的基础上,反九点调整为排状井网、接替油井排加密、后期水井排加密的综合调整方式更有利于提高储层整体的动用效果;反九点井网、排状井网条件下的水动力学调整,随着边（角）部油井和中部油井产液量之比的增加,储层动用效果逐渐提高,两者之比大于2以后,进一步提高产液量之比,储层动用效果提升不再明显;（4）针对实际油田开发特点和开发需求,基于试验区流线数值模拟研究,确定了分阶段井网接替调整、辅助水动力学调整的流场调控策略。本文的研究认识对于渤海SZ油田水驱后期流场调控具有一定的指导意义,也可为此类油田的高效开发提供技术支持。
山珊[10]（2019）在《渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究》文中指出渤海SF稠油油藏开发初期采用350m井距的反九点注水方式,受到原油粘度高、注采井距大和储层非均质的影响,开发效果逐渐变差;通过的小井距加密调整试验,取得了较好的增产效果。在海上开发条件下,研究此类油田开发井网调整的经济技术界限是油田深度开发的基础。论文综合油藏工程方法、渗流力学方法和数值模拟,结合经济评价的收支平衡分析,全面研究了水驱稠油油藏在不同加密调整方式下的动用规律、加密井部署的经济技术界限,系统地开展了并完成了以下研究工作:（1）基于油田前期小井距加密调整试验开发实践的开发效果评价和储量动用变化规律分析,明确了水驱稠油油藏小井距加密调整的适应性;（2）基于渗流力学渗流场叠加理论,考虑稠油非牛顿流体性质的影响,建立了不同加密调整方式渗流场分布评价方法,得到了不同条件下水驱稠油井间动用规律;（3）基于海上油田实际经济、技术参数,通过收支平衡分析、产能计算和数值模拟效果预测和对比,确定了不同加密调整方式下加密井的经济、技术部署界限;（4）针对渤海SF稠油油藏目前开发状况,提出油田小井距加密调整开发部署建议。本论文基于渤海SF稠油油藏开发实践,通过研究确定了适合海上油田开发特点和需求的加密调整形式和技术策略,为渤海SF稠油油藏后续井网调整部署设计,以及此类水驱稠油油藏的深度开发提供了技术支持。
二、稠油油藏水驱开发调整及认识（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、稠油油藏水驱开发调整及认识（论文提纲范文）
（1）海上气顶边水油藏高强度水驱特征及开发对策研究（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 国内外水驱稠油技术进展 |
| 1.2.2 高倍数水驱相渗特征研究现状 |
| 1.2.3 高倍数水驱驱油效率规律 |
| 1.3 目前存在问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 CB边水油藏生产动态特征分析 |
| 2.1 全区动态特征 |
| 2.1.1 全区生产动态分析 |
| 2.1.2 开发区域划分 |
| 2.2 气顶区动态特征 |
| 2.2.1 含水上升规律分析 |
| 2.2.2 单井产量递减曲线分析 |
| 2.2.3 主控因素分析 |
| 2.3 中部区动态特征 |
| 2.3.1 含水上升规律分析 |
| 2.3.2 单井产量递减曲线分析 |
| 2.3.3 主控因素分析 |
| 2.4 边部区动态特征 |
| 2.4.1 含水上升规律分析 |
| 2.4.2 单井产量递减曲线分析 |
| 2.4.3 主控因素分析 |
| 2.5 动态模式总结 |
| 2.5.1 含水上升模式与水驱模式 |
| 2.5.2 无因次产量贡献模式 |
| 2.5.3 动态模式与开发矛盾总结 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 CB油田高倍数水驱油实验研究 |
| 3.1 CB油田高倍数水驱实验方案设计及流程 |
| 3.1.1 实验设计及思路 |
| 3.1.2 实验设备及材料 |
| 3.1.3 实验步骤及流程 |
| 3.2 CB油田高倍数水驱实验结果分析 |
| 3.2.1 油藏驱替倍数评价 |
| 3.2.2 高倍数水驱下储层相渗变化规律 |
| 3.2.3 高倍数水驱下储层驱油效率变化规律 |
| 3.2.4 高倍数水驱下储层残余油饱和度变化规律 |
| 3.2.5 高倍数水驱后各阶段产油量贡献情况 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 气顶边水油藏波及规律及调整对策 |
| 4.1 边水侵入波及规律 |
| 4.1.1 模型建立 |
| 4.1.2 渗透率级差影响 |
| 4.1.3 倾角影响 |
| 4.1.4 粘度影响 |
| 4.2 次生底水演生过程 |
| 4.3 CB油田不同区域、不同阶段波及规律分析 |
| 4.3.1 边部区域次生底水驱替分析 |
| 4.3.2 中部区域次生底水驱替分析 |
| 4.3.3 气顶区域次生底水驱替分析 |
| 4.4 剩余油分析及调整对策 |
| 4.4.1 剩余油分布模式 |
| 4.4.2 剩余油调整对策 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
| 1.2.1 稠油分类标准 |
| 1.2.2 国内外稠油油藏特征 |
| 1.2.3 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
| 1.3 泡沫驱油技术研究进展 |
| 1.3.1 泡沫驱概况 |
| 1.3.2 泡沫驱油技术在稠油油藏的应用 |
| 1.4 化学降粘技术发展现状 |
| 1.4.1 乳化降粘技术 |
| 1.4.2 油溶性降粘剂降粘技术 |
| 1.5 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 泡沫驱稠油降粘机理及实验评价 |
| 2.1 稠油降粘机理 |
| 2.2 试验区流体物性分析 |
| 2.2.1 原油组分 |
| 2.2.2 原油物性 |
| 2.2.3 地层水性质 |
| 2.3 降粘效果实验评价 |
| 2.3.1 实验目的及方法 |
| 2.3.2 实验仪器与试剂 |
| 2.3.3 实验步骤 |
| 2.4 稠油降粘实验结果及分析 |
| 2.4.1 胶质、沥青质光谱分析 |
| 2.4.2 有效浓度对降粘效果的影响 |
| 2.4.3 温度对降粘效果的影响 |
| 2.4.4 降粘时间对降粘效果的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 稠油泡沫驱油体系适应性评价 |
| 3.1 泡沫体系稳定性评价 |
| 3.1.1 实验目的 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验仪器与试剂 |
| 3.1.4 实验步骤 |
| 3.1.5 高温高压泡沫稳定性 |
| 3.2 KX-048起泡剂适应性评价 |
| 3.2.1 矿化度对起泡剂性能的影响 |
| 3.2.2 起泡剂抗油性能评价 |
| 3.2.3 压力对起泡剂性能的影响 |
| 3.2.4 泡沫在孔隙介质中的吸附特征 |
| 3.3 泡沫在孔隙介质中的封堵能力 |
| 3.3.1 实验方法 |
| 3.3.2 有效浓度对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.3.3 气液比对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.3.4 渗透率对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 泡沫体系改善流度比实验研究 |
| 4.1 泡沫驱流度控制机理 |
| 4.2 泡沫驱流度控制实验研究 |
| 4.2.1 实验仪器与试剂 |
| 4.2.2 实验流程及步骤 |
| 4.3 线速度对泡沫流度控制的影响 |
| 4.3.1 水油流度比 |
| 4.3.2 泡沫油流度比 |
| 4.4 有效浓度对泡沫流度控制的影响 |
| 4.4.1 水油流度比 |
| 4.4.2 泡沫油流度比 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 降粘型泡沫体系提高采收率研究 |
| 5.1 实验准备 |
| 5.1.1 实验目的及方法 |
| 5.1.2 实验仪器与试剂 |
| 5.1.3 实验步骤 |
| 5.2 XHY-4、KX-048驱油效果评价 |
| 5.3 泡沫驱见气特征 |
| 5.4 单管出口端泡沫体系降粘效果 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（3）新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 常规水驱 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐 |
| 1.2.3 蒸汽驱 |
| 1.2.4 热水驱 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.3.1 地质及开发特征研究 |
| 1.3.2 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 1.3.3 热采机理及可行性分析 |
| 1.3.4 注采参数及合理开发方式研究 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.4.1 研究思路 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 研究区地质特征研究 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积微相特征 |
| 2.4.1 沉积环境与沉积相 |
| 2.4.2 沉积亚相分析 |
| 2.4.3 沉积微相类型研究 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 岩性与孔隙结构 |
| 2.5.2 物性特征 |
| 2.5.3 物性非均质及隔夹层特征 |
| 2.5.4 储层敏感性 |
| 2.5.5 流体性质及温压特征 |
| 2.6 储量计算 |
| 2.7 小结 |
| 第3章 研究区冷采开发特征分析 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.2 采油能力特征分析 |
| 3.3 注水开发综合分析 |
| 3.3.1 注水井网不完善,水驱储量控制程度 |
| 3.3.2 水驱指数与采出程度分析 |
| 3.3.3 注水利用率分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 4.1 模型的建立 |
| 4.1.1 模型区域选取 |
| 4.1.2 油藏参数选取 |
| 4.2 生产历史拟合 |
| 4.2.1 调参原则 |
| 4.2.2 拟合结果分析 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 热力开采机理及可行性分析 |
| 5.1 稠油热力开采机理 |
| 5.1.1 注蒸汽开采 |
| 5.1.2 注热水开采 |
| 5.2 稠油油藏热采开发可行性分析 |
| 5.2.1 粘温曲线 |
| 5.2.2 油藏参数 |
| 第6章 注采参数及合理开发方式研究 |
| 6.1 注蒸汽开发可行性论证 |
| 6.1.1 蒸汽吞吐可行性论证 |
| 6.1.2 蒸汽驱可行性论证 |
| 6.2 热水驱开发可行性论证 |
| 6.3 热采方式组合开发可行性论证 |
| 6.4 合理开发方式确定 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（4）曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光油田稀油油藏开发概况 |
| 1.1 区域地质及勘探简史 |
| 1.2 油藏地质特征 |
| 1.2.1 地层层序及层组划分 |
| 1.2.2 构造特征与断裂特征 |
| 1.2.3 沉积体系及相关沉积特征 |
| 1.2.4 储层特征及油藏类型 |
| 1.3 油藏开发历程 |
| 第二章 曙光稀油油藏开发各阶段矛盾及存在问题 |
| 2.1 油藏开发初期存在问题 |
| 2.2 油藏开发中期存在问题 |
| 2.3 油藏开发后期存在问题 |
| 第三章 曙光稀油油藏稳产技术研究与分析 |
| 3.1 边部小断块增油潜力研究 |
| 3.1.1 目前存在问题 |
| 3.1.2 稳产技术研究 |
| 3.1.3 现场试验效果评价 |
| 3.2 稀油油藏中复杂断块稳产技术研究 |
| 3.2.1 目前存在问题 |
| 3.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 3.2.3 复杂断块稳产技术研究 |
| 3.3 低动用单砂体上产技术研究 |
| 3.3.1 目前存在问题 |
| 3.3.2 稳产技术研究 |
| 3.3.3 现场试验效果评价 |
| 3.4 高采出程度区块剩余油上产潜力研究 |
| 3.4.1 目前存在问题 |
| 3.4.2 稳产技术研究及现场试验效果评价 |
| 第四章 曙光稀油油藏开发后期稳产技术实施效果及评价 |
| 4.1 边部小断块开发增油效果已见成效 |
| 4.2 复杂断块开发技术实现相关油藏上产稳产 |
| 4.3 低动用单砂体区域纵向动用程度有所提高 |
| 4.4 高采出区块二次开发取得较好效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）J油田蒸汽吞吐后注水开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 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 |
| 第二章 J油田整体概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.1.1 断裂系统特征 |
| 2.1.2 构造格局及圈闭特征 |
| 2.2 沉积特征 |
| 2.2.1 沉积相划分 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 储层物性 |
| 2.3.2 储层非均质性 |
| 2.3.3 储层平面分布 |
| 2.3.4 砂体连通性 |
| 2.4 油层富集规律及油藏特征 |
| 2.4.1 油层纵向分布 |
| 2.4.2 油层平面分布 |
| 2.4.3 油藏类型 |
| 2.4.4 油藏油水界面 |
| 2.4.5 油藏温度及压力 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.5.1 原油性质 |
| 2.5.2 地层水性质 |
| 2.6 开发历程及开发阶段划分 |
| 2.6.1 开发历程 |
| 2.6.2 开发阶段划分 |
| 第三章 J油田开发效果评价 |
| 3.1 区块整体开发效果评价 |
| 3.1.1 常规抽油生产特点 |
| 3.1.2 吞吐采油生产特点 |
| 3.1.3 油藏压力水平评价 |
| 3.1.4 含水变化规律 |
| 3.1.5 采收率分析 |
| 3.1.6 油层射开动用情况分析 |
| 3.1.7 蒸汽吞吐开发效果综合评价 |
| 3.1.8 目前井况分析 |
| 3.1.9 目前开发中面临的主要问题 |
| 3.2 注水试验井组注水开发效果评价 |
| 3.2.1 水驱采收率分析 |
| 3.2.2 综合含水和含水上升率评价 |
| 3.2.3 耗水量大小分析 |
| 3.2.4 注入水波及体积大小分析 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 J油田地质模型建立及数值模拟历史拟合 |
| 4.1 油藏地质模型的建立 |
| 4.1.1 构造模型的建立 |
| 4.1.2 沉积相模型的建立 |
| 4.1.3 属性模型的建立 |
| 4.2 油藏数值模型的建立 |
| 4.2.1 地质模型的粗化 |
| 4.2.2 模型初始化参数 |
| 4.3 生产历史拟合 |
| 4.3.1 全区指标拟合 |
| 4.3.2 单井指标拟合 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 J油田剩余油分布规律研究 |
| 5.1 纵向上储量动用情况研究 |
| 5.2 平面上储量动用情况研究 |
| 5.3 剩余油分布规律 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 J油田蒸汽吞吐后水驱调整方案优选 |
| 6.1 开发方式筛选 |
| 6.2 蒸汽吞吐引效对注水开发的影响 |
| 6.3 水驱调整方案优选 |
| 6.3.1 开发层系的确定 |
| 6.3.2 合理井网的选择 |
| 6.3.3 合理井距的确定 |
| 6.3.4 井网部署方案优选 |
| 6.3.5 注水参数优化 |
| 6.3.6 经济评价 |
| 6.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）蒸汽驱理论扩展和注采参数优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 本文的研究目的及意义 |
| 1.2 蒸汽驱理论和技术研究进展 |
| 1.3 本文主要研究内容及基本思路 |
| 第二章 上覆岩层和油层中温度分布模型 |
| 2.1 上覆岩层中一维温度分布模型 |
| 2.2 上覆岩层中拟二维温度分布模型 |
| 2.3 油层中蒸汽与蒸汽冷凝水界面的下移速度分析 |
| 2.3.1 水的质量平衡方程 |
| 2.3.2 原油和蒸汽的质量平衡方程 |
| 2.3.3 能量平衡方程 |
| 2.4 蒸汽与蒸汽冷凝水界面之下油层内温度分布和流体流动 |
| 2.4.1 界面之下油层内的水流速度 |
| 2.4.2 界面之下油层内的温度分布 |
| 2.5 温度分布模型验证 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 油层中蒸汽带体积计算新模型及分析 |
| 3.1 蒸汽带厚度理论模型 |
| 3.2 蒸汽带覆盖面积理论模型 |
| 3.3 蒸汽突破之前油层中蒸汽带体积理论模型 |
| 3.4 蒸汽突破之后油层中蒸汽带体积理论模型 |
| 3.4.1 蒸汽突破之前恒速注热速率确定方法 |
| 3.4.2 蒸汽突破之后递减注热速率理论模型建立 |
| 3.4.3 蒸汽突破之后油层中蒸汽带体积理论模型建立 |
| 3.4.4 蒸汽突破之后油层中蒸汽带体积变化速率理论模型 |
| 3.5 计算实例及结果分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 主要开发指标预测和注采参数优化方法 |
| 4.1 蒸汽驱产量预测模型 |
| 4.1.1 原油驱替量模型改进与扩展 |
| 4.1.2 驱替量与产量的转换计算方法 |
| 4.1.3 产量预测模型 |
| 4.1.4 日产量预测模型 |
| 4.1.5 产量计算实例及分析 |
| 4.2 蒸汽驱经济开发期限确定 |
| 4.3 瞬时油汽比的计算 |
| 4.3.1 蒸汽突破之前瞬时油汽比计算 |
| 4.3.2 蒸汽突破之后瞬时油汽比计算 |
| 4.4 适用的蒸汽干度确定方法 |
| 4.4.1 蒸汽突破之前蒸汽干度计算 |
| 4.4.2 蒸汽突破之后蒸汽干度计算 |
| 4.4.3 蒸汽干度计算方法的验证和结果分析 |
| 4.5 最优注汽(热)速率确定 |
| 4.5.1 蒸汽突破之前最优注汽(热)速率计算 |
| 4.5.2 蒸汽突破之后最优注汽(热)速率计算 |
| 4.6 蒸汽驱最优方案设计方法 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 齐40块蒸汽驱先导试验及本文理论模型验证 |
| 5.1 齐40 块蒸汽驱先导试验区油藏基本特征描述 |
| 5.2 齐40 块莲花油层开发历程 |
| 5.3 齐40 块蒸汽驱先导试验的实施 |
| 5.4 基于本文理论模型设计的齐40 块蒸汽驱先导试验 |
| 5.5 先导试验结果与本文理论模型设计方案对比验证 |
| 5.6 先导试验实际情况描述与分析 |
| 5.6.1 热连通阶段生产动态描述与分析 |
| 5.6.2 驱替阶段生产动态描述与分析 |
| 5.6.3 突破阶段生产动态描述与分析 |
| 5.6.4 剥蚀阶段生产动态描述与分析 |
| 5.7 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文及授权专利 |
| 攻读博士学位期间的科学研究工作及科研获奖 |
| 致谢 |
| 附录一 面积方程函数比较表 |
| 附录二 程序部分代码及步骤说明 |
| 附录三 各部分程序计算算法流程 |
| 附录四 基于本文理论的齐 40 块蒸汽驱先导试验方案设计算例 |
（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）BW底水稠油油藏水驱调整研究（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 稠油油藏水驱开发研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐研究现状 |
| 1.2.3 水侵规律研究现状 |
| 1.2.4 剩余油影响因素研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 BW区块地质研究 |
| 2.1 油藏地理位置 |
| 2.2 地层层序 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 沉积相 |
| 2.4.2 储层非均质性 |
| 2.5 流体性质与油水界面分析 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 油藏温压系统 |
| 2.5.3 油水界面 |
| 2.5.4 油藏类型与特征 |
| 2.6 区块地质储量 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 油藏开发特征研究 |
| 3.1 开发简况 |
| 3.2 生产动态特征 |
| 3.3 含水率分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 BW区块剩余油分布研究 |
| 4.1 数值模拟器的选择 |
| 4.2 油藏数值模型的建立 |
| 4.3 生产历史拟合 |
| 4.3.1 储量拟合 |
| 4.3.2 生产历史拟合 |
| 4.4 剩余油分布规律 |
| 4.4.1 垂向剩余储量分布 |
| 4.4.2 平面剩余储量分布 |
| 4.4.3 剩余油分布影响因素研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 油藏水淹规律及影响因素研究 |
| 5.1 油水分布规律 |
| 5.2 水侵影响因素研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 开发调整研究 |
| 6.1 开发调整对策研究 |
| 6.1.1 开发调整措施研究 |
| 6.1.2 开发调整方案设计 |
| 6.2 基础方案 |
| 6.3 层位调整方案 |
| 6.4 补充加密调整井开发的效果研究 |
| 6.5 蒸汽吞吐研究 |
| 6.5.1 地质参数和流体性质参数影响规律分析 |
| 6.5.2 蒸汽吞吐注汽参数研究 |
| 6.5.3 蒸汽吞吐开发的效果研究 |
| 6.6 方案对比 |
| 6.7 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）渤海SZ普通稠油油藏水驱后期流场调控研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 流线法研究现状 |
| 1.2.2 稠油非牛顿性研究现状 |
| 1.2.3 油藏注采调整研究现状 |
| 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 |
| 第2章 渤海SZ油田水驱稠油开发状况 |
| 2.1 地质特点 |
| 2.2 开发特点 |
| 2.3 存在的主要问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 水驱稠油油藏渗流场分布流线法数值模拟 |
| 3.1 水驱稠油油藏渗流场分布影响因素 |
| 3.1.1 稠油非牛顿性对渗流场分布的影响 |
| 3.1.2 注采速度对驱替效果的影响 |
| 3.2 水驱稠油油藏流线模型的建立及求解 |
| 3.2.1 渗流数学模型的建立 |
| 3.2.2 压力方程的求解 |
| 3.2.3 速度场的求解 |
| 3.2.4 流线追踪 |
| 3.2.5 沿流线求解饱和度 |
| 3.2.6 流线更新 |
| 3.3 水驱稠油油藏渗流场分布流线模拟 |
| 3.3.1 多层稠油水驱流线模拟器的建立 |
| 3.3.2 模拟器可靠性验证 |
| 3.3.3 稠油非牛顿性对渗流场分布的影响 |
| 3.3.4 注采速度对渗流场分布的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 基于注采井网调整的流场调控研究 |
| 4.1 流场调控效果表征方法的建立 |
| 4.1.1 流线动用范围 |
| 4.1.2 流线动用强度 |
| 4.1.3 流线剩余储量控制程度 |
| 4.2 原基础井网条件下的注采转换调整 |
| 4.2.1 反九点井网转五点井网 |
| 4.2.2 反九点井网转排状井网 |
| 4.3 原基础井网条件下的加密调整 |
| 4.3.1 井网加密调整方式 |
| 4.3.2 井网调整后渗流场分布规律 |
| 4.3.3 不同调整方式下流场调控效果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 基于水动力学调整的流场调控研究 |
| 5.1 反九点井网条件下的水动力学调整 |
| 5.1.1 水动力学调整方式 |
| 5.1.2 不同调整方式下渗流场分布规律 |
| 5.1.3 不同调整方式下流场调控效果分析 |
| 5.2 排状井网条件下的水动力学调整 |
| 5.2.1 水动力学调整方式 |
| 5.2.2 不同调整方式下渗流场分布规律 |
| 5.2.3 不同调整方式下流场调控效果分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 渤海SZ油田试验区流场调控建议 |
| 6.1 试验区流线模型的建立 |
| 6.1.1 试验区概况 |
| 6.1.2 试验区流线模型的建立 |
| 6.1.3 试验区流场分布状况 |
| 6.2 试验区流场调控建议 |
| 6.2.1 分阶段注采井网调整 |
| 6.2.2 适宜的水动力学调整 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 主要结论和认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 国内外研究状况 |
| 1.1.1 油田开发状况与开发趋势 |
| 1.1.2 相关技术方法研究现状与发展趋势 |
| 1.1.3 国内外相关研究现状 |
| 1.1.4 目前研究存在的主要问题 |
| 1.2 研究的目的和意义 |
| 1.3 本文的研究内容和思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术方法和技术路线 |
| 第2章 渤海SF油田小井距加密调整开发可行性研究 |
| 2.1 渤海SF油田试验区基本状况 |
| 2.2 渤海SF油田开发状况 |
| 2.2.1 试验区开发基本情况 |
| 2.2.2 存在的问题 |
| 2.3 小井距试验井组开发效果评价 |
| 2.3.1 加密试验井组生产动态变化 |
| 2.3.2 加密试验井组产能变化分析 |
| 2.3.3 加密试验井组水驱变化规律 |
| 2.3.4 含水~采出程度关系变化分析 |
| 2.4 小井距对提高油井开发效果的原因 |
| 2.4.1 小井距加密前后平面各注采方向动用均衡程度分析 |
| 2.4.2 小井距加密前后纵向各层动用均衡程度分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 渤海SF油田水驱稠油井间动用规律研究 |
| 3.1 水驱稠油基本渗流问题分析 |
| 3.1.1 水驱稠油过程中的渗流阻力变化 |
| 3.1.2 水驱稠油波及规律分析 |
| 3.2 不同井网形式下渗流场分布计算方法建立 |
| 3.2.1 基础九点井网可行的加密调整方式 |
| 3.2.2 反九点基础井网渗流场分布计算方法 |
| 3.2.3 调整方式1-油井排加密井网渗流场分布 |
| 3.2.4 调整方式2-水井排加密井网渗流场分布 |
| 3.2.5 调整方式3-内部加密井网渗流场分布 |
| 3.3 不同井网形式下井间动用规律分析 |
| 3.3.1 参数取值及评价方法建立 |
| 3.3.2 反九点基础井网井间动用规律分析 |
| 3.3.3 调整方式1-油井排加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.4 调整方式2-水井排加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.5 调整方式3-内部加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.6 不同井网调整形式效果对比及合理调整方式选择 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 渤海SF油田小井距加密调整开发部署技术界限 |
| 4.1 SF油田小井距加密调整经济界限的确定 |
| 4.1.1 加密经济界限评价方法 |
| 4.1.2 新加密井经济极限日产油量计算 |
| 4.1.3 新加密井经济极限累产油量计算 |
| 4.2 加密调整井初期投产界限计算 |
| 4.2.1 不同井网下油井产量计算方法 |
| 4.2.2 不同井网调整方式下日产量变化分析 |
| 4.2.3 结果分析 |
| 4.3 加密调整井评价期内累产界限计算 |
| 4.3.1 基于实际条件的数值模型的建立 |
| 4.3.2 不同井网调整方式下累积产量变化分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 渤海SF油田小井距加密调整建议 |
| 5.1 油田加密调整区域的选择 |
| 5.2 油田加密调整方案初步设计 |
| 5.3 油田加密调整效果预测及评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 主要结论和认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、稠油油藏水驱开发调整及认识（论文参考文献）
- [1]海上气顶边水油藏高强度水驱特征及开发对策研究[D]. 叶天明. 中国石油大学(北京), 2020
- [2]可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究[D]. 邱宇星. 成都理工大学, 2020(04)
- [3]新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究[D]. 马剑坤. 成都理工大学, 2020(04)
- [4]曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D]. 吴微. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]J油田蒸汽吞吐后注水开发方式研究[D]. 潘麒. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]蒸汽驱理论扩展和注采参数优化方法研究[D]. 刘影. 东北石油大学, 2019(06)
- [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]BW底水稠油油藏水驱调整研究[D]. 范庆振. 西南石油大学, 2019(06)
- [9]渤海SZ普通稠油油藏水驱后期流场调控研究[D]. 王振鹏. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [10]渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究[D]. 山珊. 中国石油大学(北京), 2019(02)