一、厚油层水驱过程的相似准数及其应用（论文文献综述）
王九龙[1]（2021）在《非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用》文中指出我国大部分水驱油田普遍进入了开发中后期阶段,长期的注水开发导致储层水淹严重,形成了油水优势渗流通道,但是储层内仍然存在大量的剩余油,同时储层层间和层内的非均质性又加剧了这种矛盾,给挖潜带来了巨大的难度,归根结底是受储层构型（韵律、夹层遮挡、井控受限等因素）的限制,储层内部精细剩余油形成的机理和分布特征不明晰,进而不能提出有效的挖潜方法,现有流动模型也无法提供有效的理论支撑。特别对于大庆油田的非均质厚油层储层,构型影响下高含水期剩余油储量巨大,约占剩余可采储量的53.7%,如何实现这部分剩余油的有效挖潜成为我国目前和未来提高原油产量的重要努力方向。为了搞清厚油层不同非均质构型条件下储层的油水分布规律,揭示剩余油形成机理,本文在“十二五”国家重大专项提出二维有效驱动单元理论模型的基础上,基于渗流力学和流函数模型,将注采单元划分为4个区域:Ⅰ类（高速流动有效驱）、Ⅱ类（低速流动有效驱）、Ⅲ类（高速流动无效驱）、Ⅳ类（低速流动无效驱）。通过引入两个形状函数表征非均质构型的三维空间特征,实现三维流动与三维空间特征的融合,建立了考虑重力的三维有效驱动单元渗流数学模型、非稳态条件下沿流线方向上两相流动的饱和度模型,结合驱替实验和数值模拟方法揭示了注采单元内油水流动特征和饱和度（流线）变化规律。然后通过分别构建韵律、夹层以及注采不完善三类非均质储层的三维形状函数,结合流线密度和流线速度分布来表征了不同非均质构型条件下储层驱替单元内部有效驱动单元随时间和空间上的演化特征,弄清了驱替过程中含水率和油水饱和度随4类有效驱动单元转换的变化特征,进而明确了不同非均质条件下储层剩余油产生的区域和油水饱和度分布规律。依据三维有效驱动单元渗流数学模型,进行了大量数值分析。研究结果表明:（1）韵律储层受重力和纵向非均质性等因素的影响,在高渗透层形成优势渗流通道后,有效驱动的范围快速减小,导致整片状的剩余油产生,通过有效驱动单元模型可以跟踪含水率变化过程中4类驱动单元的变化范围,进而明确了不同韵律特征、不同韵律级差和不同储层厚度条件下剩余油产生的区域和规模;（2）夹层的存在改变厚油层层内和层间的流场分布,导致片状剩余油的产生,并且随着夹层延伸长度、夹层倾角等因素的影响驱动单元控制范围也发生变化,通过有效驱动单元理论可以明确了不同夹层条件下剩余油产生的区域和规模。（3）注采不完善性条件下,不完善区域形成压力平衡去无法实现有效驱动,导致散状剩余油的产生,通过有效驱动单元理论分析,明确了井网不完善、射孔不完善条件下剩余油随驱动单元变化产生的区域和饱和度分布。最后针对大庆油田厚油层三大类型六种模式储层剩余油分布的特征和剩余规模,基于流场转置方法利用三维有效驱动单元渗流模型提出了针对韵律型、夹层遮挡型以及注采不完善型三类主要剩余油类型储层的有效挖潜措施以及具体的挖潜方法和参数设置。根据目标区大庆南中西二区储层构型特征以及开发现状,对整个区块进行有效驱动的单元的划分,最终划分出3788个驱动单元,然后依据有效驱动单元理论分区域、分层位制定针对性的有效挖潜剩余油方案,结果显示调整后区块整体采收率提高4%左右,实现了剩余油的有效挖潜,本研究的成果对非均质厚油层剩余油的进一步挖潜提供了新的理论指导和技术支持。
拜杰[2]（2019）在《致密油CO2吞吐开发技术研究及应用》文中研究说明目前,致密油藏进入了亟需有效的能量补充方式接替衰竭模式的开发阶段。传统井间驱替在致密储层应用中存在或注入压力高或窜流严重等问题。因而吞吐模式被重点研究,而针对注入介质的选择上,CO2以其在传统储层表现出来的良好驱油机理和相比于水在致密储层中更优的注入性能,得到了国内外的广泛关注。但是致密储层不同于常规储层,其孔喉狭窄,微尺度效应显着,原油赋存状态特殊,CO2被注入地层后,在这种微尺度下对于原油的排驱还是否有效,需要运用更基础且有效的方法进行研究。同时致密油藏经过人工压裂之后,致密基质与裂缝在储层中共存,CO2吞吐在对致密储层中的排驱过程与排驱机理复杂。因此,本文针对上述科学问题,分为以下几个部分进行致密油藏CO2吞吐技术的研究首先运用分子动力学方法,对致密储层微尺度下CO2与岩石表面原油（不同烷烃分子）体系的分子动力学过程进行模拟,分析微观尺度下CO2对致密储层赋存原油（多以油膜存在）的剥离效果与剥离机理。并与N2和水进行比较,从微观机理上明确了 CO2对于致密储层的优势。其次,采用数值模拟方法,分别建立致密储层中最基本的裂缝-基质渗流单元岩心尺度数值模型。基于该模型,研究CO2对岩心内部原油的排驱过程,同时与N2和水进行对照研究,对比CO2与N2和水的排驱效果的差异,并分析可能造成这种差异的机理。重点分析岩心单元中裂缝性质（包括渗透率、密度和裂缝分散特征）对于CO2排驱效果的影响规律。进一步地,基于相似准则设计能够反映致密储层复杂缝网特征的三维尺度模型,通过该模型评价CO2吞吐对致密储层原油的排驱效果,并进一步分析可能由于裂缝与尺度效应造成的CO2吞吐机理的差异。同时发挥相似模型的评价结果的可靠性,预测了综合储层性质、吞吐参数、应力敏感等7因素8水平共74组正交实验的CO2吞吐致密油藏采收率分布范围,并分析采收率相对于各因素的敏感性。最终基于研究成果,优化设计吉木萨尔芦草沟组典型压裂水平井的吞吐开发参数（转吞吐时机、注气强度、焖井时间等）,并进行最优方案的开发效果预测,综合CO2经济换油率指标,对吞吐轮次优选,指导现场高效开发。综上,本研究进一步完善了致密油藏CO2吞吐的开发基础理论,对CO2吞吐技术在致密油藏中的应用一定的理论指导意义。
何令普[3]（2018）在《聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究》文中进行了进一步梳理S油田主要开发方式是水驱,然而由于油藏非均质性强、微裂缝普遍发育,侏罗系延安组延9层及三叠系延长组长6、长2、长4+5等主力油藏吸水剖面不均匀,注入水在油层中会出现“窜流”和“突进”现象,导致对应油井含水急剧上升,产量迅速下降,水驱效率降低,驱油效果变差,甚至出现油井暴性水淹,造成整个油藏采出程度下降,生产成本增加,经济效益下滑。常规堵水调剖能够有效的改善层间和层内矛盾,提高水驱储量动用程度,但存在封堵距离近,有效周期短,多轮次调剖效果变差等问题。聚合物微球改善水驱技术是针对老油田中高含水期试验的调驱新技术,S油田面对稳产难度大,油井措施效果差,常规调剖局限性较大的情况,及时调整措施方向,将措施重点向聚合物微球驱及区域连片调驱倾斜。本文通过调研国内外堵水调驱现状以及聚合物微球调驱的技术要求,基于S油田低渗油藏的地质特征和开发特征,分析出了水驱动用程度低的主要原因和研究聚合物微球调驱必要性;以渗流力学为理论基础,以填砂管试验为手段开展聚合物微球调驱技术优选研究,评价了微球在S油田油藏条件下的性能,筛选出了适合S油田的微球注入工艺参数,粒径以100-300nm为主,以800nm-5 μm为辅,总入地液量为0.3PV,注入浓度为2000-5000mg/L,注入排量为地质配注,对现场的应用提供了较好的技术支撑。通过对S油田重点区块进行多轮次聚合物微球注入,结合实施效果,不断优化工艺参数,主体工艺参数基本形成,A、B和C区最佳注入参数分别为5μm、100nm和300nm,注入浓度2000mg/L,实施后不同开发阶段油藏基本实现控水稳油,水驱状况得到有效改善。同时通过优化注入流程和施工组织模式,大大降低了施工成本,形成了一套完整的S油田聚合物微球改善水驱工艺体系,为S油田的高效稳产奠定了坚实的基础。
郝宏达[4]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中研究指明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。
石淦鹏[5]（2018）在《北二东区特高含水期水驱油特征物理模拟实验研究》文中认为北二东区储层岩石是一套白垩纪陆相湖盆沉积的碎屑岩,岩石成分以长石—石英砂为主,岩石以细砂为主,油层压实程度差,油层较厚,属于高孔、高渗、中高黏度油藏。研究区目前已进入特高含水期,为合理、有效的提高研究区块剩余油的动用情况,本文通过长岩心物理模拟实验研究驱替速度、提速时机、渗透率级差、注采方向、焖井和调剖对采出程度的影响,结合开发特征研究特高含水期水驱油机理。本文以北二东区基本地质特征为基础,利用相似原理,推导水驱油相似准则,将油田储层物性参数与实验模型参数进行转换。设计单根长岩心实验4组,模拟均质油层注水开发效果实验,设计并联长岩心实验4组,模拟非均质油层注水开发效果实验。单根长岩心水驱油实验结果表明:在综合含水率为98%时进行提速的效果要好于在累计含水率为98%提速的效果。综合含水率为98%时提速,能提高采出程度15%以上。并联长岩心水驱油实验结果表明:在单层综合含水率为98%时进行提速的效果要好于在三层总的综合含水率为98%时进行提速的效果。提速能提高总的采出程度,但也会增大高、低渗层采出程度的差值,使中、低渗层存在大量的剩余油。在综合含水率为98%时进行调剖,降低层间干扰对中、低渗层的影响,提高剩余油的动用,提高采出程度。在综合含水率为98%时改变注采方向和焖井难以提高采出程度。当提速至8ml/min时进行调剖,使低渗层在短时间内流量、压差、采出程度迅速增加,但同时出现油水乳化现象,增大了计量实验采出油水的难度。水驱特征曲线分析表明,不同孔渗结构的岩心在提速前后适合的水驱特征曲线均不同,选择与实际生产数据相吻合的水驱特征曲线能准确预测可采储量。丙型水驱特征曲线适用范围最广,适用于不同孔渗结构的岩心的不同水驱阶段。提速、调剖、焖井使水驱特征曲线下折,说明这些措施能改善水驱效果。改变注采方向对水驱特征曲线形态的改变没有影响,说明这一措施难以改善水驱效果。通过长岩心水驱油实验研究,结合油藏工程方法,进行不同阶段的水驱特征曲线研究,得出北二东区特高含水期水驱油提高采出程度的主要机理为:扩大波及体积、降低层间干扰和重置油水通道。
蔡玉川[6]（2017）在《倾斜油藏蒸汽驱中后期开发技术优化研究》文中进行了进一步梳理2006年辽河油田齐40块全面开始蒸汽驱工业化实施,共转驱149个井组,动用石油地质储量3774万吨。目前,齐40块蒸汽驱处于开发中后期,已经进入了剥蚀调整阶段,如果仍然使用常规蒸汽驱技术则产量持续递减是必然的;另外,辽河油田齐40块蒸汽驱区域内油层倾角>10°井组占据较大比例,其中仅倾角≥15°井组就有22个,占总井组数的22/149≈1/7;油层倾角的存在加剧了蒸汽超覆,对中后期开发效果影响严重,齐40块蒸汽驱目前的生产状况不容乐观。因此,本文针对齐40块地质特征和生产实际问题,深入开展高倾角油藏蒸汽驱中后期如何改善开发效果的理论和实（试）验研究工作,对缓解齐40块蒸汽驱当前的生产矛盾有明显作用,对提高我国蒸汽驱整体技术水平也是有重大意义的。在文中,通过对倾斜油藏蒸汽驱过程油、汽（水）运移规律理论分析,建立了倾斜油层中油汽运移力学模型,揭示了油层倾角与蒸汽运移方向、蒸汽超覆程度的关系。根据运移规律提出了倾斜油层重力辅助蒸汽驱新的技术方案,给出了应用新技术的具体方法和重要技术参数。本文这一结果对倾斜油藏蒸汽驱改善开发效果、优化注采参数具有指导意义和实用价值。依据因次分析和液流相似原理,提出了6个可用于模拟蒸汽驱油藏生产实际的相似准则;提出了模型与原型参数之间相互转换的计算方法,设计制造了蒸汽驱比例物理模拟实验装置。在此基础上进行倾斜油藏蒸汽驱比例物理模拟实验,取得了与齐40块生产实际相符合的实验结果。通过实验发现,油层倾角≥12°时,规则井网注汽井上倾部位生产井与下倾部位生产井相比较,上倾部位生产井蒸汽突破时间要提前8年左右,即在蒸汽驱有效时间内蒸汽几乎不可能到达下倾部位生产井,必须调整注汽井位置才能取得蒸汽驱预期效果。采用蒸汽腔高部位在油层顶、底部发育的速度差来表征蒸汽超覆程度,提出了一种蒸汽超覆程度分析方法和减缓蒸汽超覆措施。指出当油层倾角≥10°之后,应根据油层的厚度不同,确定不同射孔位置,单层厚度在2m5m的油层射开下部2/3、单层厚度大于5m的油层射开下部1/2;要根据油层的倾角不同来确定注汽井在井组中的不同位置,015°油层倾角,注汽井位于井组中心;1525°油层倾角,注汽井位于距离下倾3/7处;>25°油层倾角,注汽井位于距离下倾3/8处。基于齐40块高倾角油藏实际,以追求原油采收率、热利用率最高为目标,本文提出了倾斜油藏蒸汽驱中后期反九点井网调整方法。研究表明采用70m井距、反九点井网比较适合目前齐40块倾斜油藏蒸汽驱;在此井距、井网基础上,优选出了不同倾角油藏注汽井位置为:010°情况,注汽井位于距低部位生产井70m;11°20°情况,注汽井位于距低部位生产井60m;>20°情况,注汽井位于距低部位生产井46m;研究表明,倾斜油藏蒸汽驱高部位井产液量为低部位井的1/5时开发效果较好;在蒸汽驱的不同阶段应该采用不同的最优注采参数。本文还应用Petrel软件建立了三维地质模型、应用CMG-STARS软件建立了数值分析模型,数值模拟完成了4个典型井组的生产历史拟合,给出了生产动态分析结果,依据典型井组蒸汽驱数值模拟结果,提出齐40块倾斜油藏蒸汽驱中后期的接替开发方式可采用间歇汽驱或考虑重力辅助作用的连续蒸汽驱,部分区块可采用分层蒸汽驱方式。在文末,通过现场试验验证了本文提出的倾斜油层重力辅助蒸汽驱新技术可行性,确定了现场施工可用注采参数、收到了较好增产效果。经过采用本文新技术,试验区内有8口汽窜井已恢复正常生产;试验区日产油由原来的150吨上升到最高206吨,目前日产油177吨;截至目前,节约注汽量55000吨,增加产油量4760吨,油气比从试验前的0.13上升到目前的0.18,创经济效益920万元。成功的现场试验结果表明,本文的重力辅助蒸汽驱新技术是倾斜油藏（地层倾角≥120左右）蒸汽驱中后期有效增产技术之一。与本文试验条件相近的油藏,建议可考虑应用重力辅助蒸汽驱新技术来改善蒸汽驱效果。
朱学文[7]（2017）在《基于室内物理实验的稠油水驱油藏生产开发指标换算》文中指出我国的石油资源储量严重不足,而且投入开发的油田大多数已经进入了高含水的中后期开发阶段,含水率高达80%以上,提高产量的难度比较大,生产效率比较低。为提高采收率,必须对油藏中油、气、水的精细分布进行物理和数值模拟。物理模拟耗时长、成本高,如何快速进行油藏效果评价成为物理模拟工作的重中之重。实验室进行大量稠油水驱物理模拟实验,以往的研究只基于实验室分析,未将这些实验数据上升到矿场的角度进行研究,因此本文提出了稠油水驱油藏中生产开发指标的换算方法,有利于建立实验室与矿场实际的联系,更好地指导油田的生产与调整。本文从渗流力学的角度出发,首先分别建立一维、二维稠油水驱油藏的数学模型,应用方程分析法推导出一维和二维稠油水驱油藏的相似准则数群;然后根据实验室已有物理模拟实验数据,运用灰色关联法,编制出一个基于室内实验数据的相似准则数筛选软件,得到了室内实验条件下影响产油量的主要相似准则数,同时从渗流力学的角度出发,通过数值实验的方法,分析每个相似准则数对采出程度的影响大小,得到基于渗流方程的主要相似准则数,再通过理论分析方法,分析两种方法得到的相似准则数的主次关系,并加以整合得到最终的影响油水两相渗流的主要相似准则数;最后通过分析矿场实际和相似准则数的限制条件,确定每个无量纲相似准则数的比例因子,利用实验室得到的实验数据进行生产开发指标换算,这样就获得了一套基于室内实验数据的生产开发指标换算方法。本文的研究成果可以将已有的实验室物理模拟结果反算至矿场实际,建立了实验室与矿场实际的联系,从而有利于指导油藏的开发和调整。
李冠林[8]（2017）在《砂岩油藏层内纵向渗流规律及开发效果影响研究》文中研究说明油田开发进入特高含水阶段以后,产量大幅度递减,含水上升速度加快,且存在油层水洗厚度不高的情况,特别是在非均质性严重的正韵律储层,油层低部位已被完全水淹,而高部位仍有大量剩余油滞留,挖潜难度增大,层内矛盾突出,后期稳液增产的难度较大,这就需要明确层内纵向上的油水渗流规律和机理。砂岩油藏层内油水运动情况复杂多变,渗流规律受多种作用力的控制,本文阐述了影响层内油水纵向渗流规律的各作用力特点,明确了纵向渗流的发生条件,从储层物性、流体性质以及开发条件三方面对影响纵向渗流的因素进行了分析。通过建立单一作用力和多种力共同作用的四个典型模型,对不同作用力控制模型的纵向渗流特征进行了分析。在此基础上研制了纵向渗流规律性图版并提出开发效果综合评价指标,对不同类型储层和生产条件提出了具有针对性的增产措施,为高含水、特高含水阶段油田进一步挖潜剩余油提供了理论依据。
李源[9]（2017）在《特高含水期非线性渗流规律研究》文中研究指明我国主要的陆上老油田都已进入注水开发后期。由于注入水的长期冲刷以及储层的非均质性,优势渗流通道逐渐形成并大大影响了油田的产能,当油田处于特高含水期后,流动规律并不单纯的符合线性渗流规律。本文分析了优势渗流通道形成与发育,总结了现有的线性流与非线性流的运动规律及流动状态与阻力的关系,在此基础上开展高速非达西物理模拟实验,利用相似准则建立物理模拟模型。分析了优势通道内高速非达西流的运动规律、多孔介质粒径的影响规律与雷诺数Re的临界值,建立了相应的数学方程。并以此作为依据建立了一维径向流数学模型,得到了不同渗流指数与渗流模式下的井底压力分布曲线,分析了非线性渗流对井底流压所产生的影响。除优势通道的形成外,长期注水开发也导致了产出液含水率不断提高,地下液体的运移主要以水相流动为主,简单的油水两相或者水单相渗流并不能准确描述其流动规律,本文通过开展填砂管物理模拟实验,分析了高含水条件下含油饱和度与压力梯度之间的相对关系,剩余油存在类启动压力项,定性研究了模型渗透率、原油粘度与介质粒径对其的影响,之后应用人造岩心模拟实验对结果加以验证。根据实验结果,建立了改进后的油水两相数模模型,着重对比分析了类启动压力项对剩余油分布的影响,为油藏剩余油开发做出了理论指引。
仝婷婷[10]（2017）在《大庆长垣杏北开发区杏A1井区扶杨油层开发技术研究》文中指出随着油田开发的深入,常规油田开发已经不能满足社会对油气的需求,因此需要寻找油田开发后备潜力,低孔低渗透断层～岩性油藏成为勘探开发增储增产的重点。杏北开发区扶杨油层为低孔特低渗透断层～岩性油藏且具有较大油气潜力,需要开展扶杨油层的油藏评价工作。论文研究区按照物性差异可以划分为三类潜力区:Ⅰ类潜力区、Ⅱ类潜力区、Ⅲ类潜力区。为落实扶杨油层开发潜力及注水可行性,杏北开发区开展了扶杨油层Ⅰ类潜力区杏B1井区开发先导性矿场试验,试验表明杏北扶杨油层Ⅰ类区块注水开发是可行的,但杏B1井区规模小,注采井网不够完善,对扶杨油层Ⅱ类潜力区研究程度不够。因此论文针对扶杨油层Ⅱ类潜力区杏A1井区进行深入研究。本文首先深化对扶扬油层地质特征认识,形成了标准层控制下的溢岸薄层砂细分对比技术,油水层识别技术,储层变参数解释方法;在此基础上,确定超前注水技术界限,优化油水井压裂技术,分析研究了适合于杏北扶扬油层的综合配套技术方法,落实扶杨油层开发潜力,探索扶杨油层经济有效开发模式。研究结果表明,地质分析前提下的油层动用开发技术以及超目前注水、综合压裂技术可以较好的指导扶杨油层开发工作,为油藏经济有效开发提供了成功技术经验,提高了开发的经济效益,对长垣老区扶杨油层有效开发动用也具有一定的指导意义。
二、厚油层水驱过程的相似准数及其应用（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、厚油层水驱过程的相似准数及其应用（论文提纲范文）
（1）非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 非均质厚油层研究现状 |
| 1.2.2 非均质厚油层剩余油形成机理研究现状 |
| 1.2.3 流动单元法研究非均质厚油层剩余油分布现状 |
| 1.2.4 剩余油挖潜方法研究现状 |
| 1.3 课题研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容和研究目标 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 2 非均质厚油层剩余油受控因素实验研究 |
| 2.1 实验模型设计原理 |
| 2.2 实验设备与实验步骤 |
| 2.2.1 实验设备 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 不同非均质条件水驱特征研究 |
| 2.3.1 正韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.2 反韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.3 含夹层非均质模型水驱特征 |
| 2.3.4 夹层和韵律双非均质模型水驱特征 |
| 2.4 基于机器学习方法的重力对厚油层剩余油影响研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 非均质厚油层三维有效驱动单元渗流数学模型研究 |
| 3.1 有效驱动单元的定义 |
| 3.2 三维有效驱动单元数学模型建立 |
| 3.2.1 三维油水两相流动的模型 |
| 3.2.2 三维流函数法研究流体在驱动单元中流动 |
| 3.2.3 有效驱动单元三维流函数法的饱和度模型 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 有效驱动单元确定非均质厚油层剩余油分布特征方法研究 |
| 4.1 韵律条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.1.1 单韵律储层流线及饱和度分布 |
| 4.1.2 复合韵律流线及饱和度分布 |
| 4.2 夹层条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.2.1 夹层存在条件下储层有效驱动单元理论模型 |
| 4.2.2 注水井钻遇夹层时储层流线及饱和度分布 |
| 4.2.3 注水井未钻遇夹层储层流线及饱和度分布 |
| 4.3 注采不完善条件下储层流线表征模型及饱和度分布特征 |
| 4.3.1 注采完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.3.2 井网完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 基于有效驱动单元的流场重构及剩余油挖潜方法研究 |
| 5.1 构型影响下剩余油分布特征 |
| 5.2 构型影响下厚油层剩余油挖潜方法 |
| 5.2.1 韵律型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.2 夹层遮挡型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.3 井网未控制型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.4 其他类型剩余油挖潜方法 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 有效驱动单元理论在实际矿场中的应用及分析 |
| 6.1 区块地质特征 |
| 6.2 区块开发现状 |
| 6.3 开发存在的主要问题 |
| 6.3.1 无效驱替情况严重,开发效益差 |
| 6.3.2 综合含水高、剩余油分布高度零散,控水挖潜难度大 |
| 6.4 有效驱动单元理论在实际区块应用分析 |
| 6.4.1 三维有效驱动单元渗流模型在典型井组中的应用验证 |
| 6.4.2 实际区块整体挖潜方案设计 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论及创新点 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 目标区块有效驱动单元分区、分井划分结果 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（2）致密油CO2吞吐开发技术研究及应用（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 致密储层压裂水平井衰竭开发现状 |
| 1.2.2 致密储层CO_2吞吐提高采收率研究现状 |
| 1.2.3 分子动力学模拟方法在致密储层应用研究现状 |
| 1.2.4 目前存在的问题 |
| 1.3 本文的主要研究内容 |
| 1.4 本文的研究思路及技术路线 |
| 第2章 致密储层CO_2剥离原油微观分子模拟研究 |
| 2.1 微观原油-岩石壁面赋存特征分子动力学模拟 |
| 2.1.1 基础模型建立 |
| 2.1.2 基础参数设置 |
| 2.1.3 不同烷烃-α-SiO_2表面赋存特征模拟 |
| 2.2 CO_2剥离原油过程微观分子动力学模拟 |
| 2.2.1 基础模型的建立 |
| 2.2.2 模拟参数的设置 |
| 2.2.3 CO_2-原油-α-SiO_2表面剥离特征模拟 |
| 2.2.4 CO_2剥离烷烃的分子动力学机理分析 |
| 2.3 CO_2/N_2/水剥离原油分子运动过程对比 |
| 2.3.1 N_2-原油-α-SiO_2表面体系的微观分子动力学过程研究 |
| 2.3.2 水-原油-岩石表面体系的微观分子动力学过程研究 |
| 2.3.3 CO_2剥离储层表面原油的优势机理分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 致密油藏基本渗流单元CO_2排驱机理研究 |
| 3.1 致密油藏基本渗流单元模型建立 |
| 3.2 致密油藏基本渗流单元CO_2排驱机理分析 |
| 3.2.1 致密油藏基本渗流单元CO_2排驱效果评价 |
| 3.2.2 致密油藏基本渗流单元CO_2排驱机理分析 |
| 3.3 CO_2排驱致密储层与裂缝性质的关系研究 |
| 3.3.1 裂缝密度对CO_2吞吐开发效果的影响 |
| 3.3.2 裂缝渗透率对CO_2排驱效果的影响 |
| 3.3.3 不同裂缝形态对CO_2吞吐开发效果的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 复杂缝网致密油藏CO_2吞吐模拟研究 |
| 4.1 复杂缝网致密油藏相似模型设计 |
| 4.2 复杂缝网致密油藏CO_2吞吐开发机理分析 |
| 4.2.1 基于相似三维模型的CO_2吞吐开发效果评价 |
| 4.2.2 致密油藏复杂缝网CO_2吞吐开发机理研究 |
| 4.2.3 致密油藏复杂缝网CO_2吞吐剩余油分布特征 |
| 4.3 致密油藏CO_2吞吐开发影响因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 典型致密油藏CO_2吞吐开发技术应用 |
| 5.1 典型致密油藏压裂水平井单井模型建立 |
| 5.2 典型致密油CO_2吞吐开发参数优化研究 |
| 5.3 基于CO_2地层传热过程的焖井时间优化研究 |
| 5.4 典型致密油藏压裂水平井CO_2吞吐开发效果预测及轮次优选 |
| 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 |
（3）聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究（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 国外研究进展 |
| 1.2.2 国内研究进展 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究目标 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.3.4 完成的主要工作及创新点 |
| 第2章 S油田油藏概况及微球调驱必要性 |
| 2.1 S油田地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 地质概况 |
| 2.2 S油田流体渗流特点 |
| 2.3 S油田开发特征 |
| 2.4 聚合物微球调驱必要性 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 聚合物微球调驱技术优选研究 |
| 3.1 聚合物微球调驱方法 |
| 3.2 聚合物微球调驱特点 |
| 3.3 聚合物微球工艺参数研究 |
| 3.3.1 聚合物微球性能研究 |
| 3.3.2 粒径筛选研究 |
| 3.3.3 注入量研究 |
| 3.3.4 注入浓度研究 |
| 3.3.5 注入排量研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 聚合物微球调驱现场方案研究 |
| 4.1 聚合物微球调驱现场流程 |
| 4.2 设备、材料型号、规格及数量要求 |
| 4.3 施工组织 |
| 4.4 施工工序 |
| 4.5 安全环保及有关要求 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 现场应用及效果评价 |
| 5.1 选区选井思路 |
| 5.2 重点区块概况 |
| 5.3 先导试验情况 |
| 5.3.1 孔隙型渗流油藏效果 |
| 5.3.2 孔隙-裂缝型渗流油藏效果 |
| 5.4 扩大试验情况 |
| 5.4.1 整体效果 |
| 5.4.2 重点区块效果 |
| 5.5 与常规调剖对比情况 |
| 5.6 经济效益评价 |
| 5.7 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 |
（4）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 |
（5）北二东区特高含水期水驱油特征物理模拟实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的意义及背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 砂岩油藏基本地质特征及开发中存在的问题 |
| 1.2.2 砂岩油藏剩余油分布和波及系数研究现状 |
| 1.2.3 物理模拟技术研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 本文主要的研究成果 |
| 第2章 北二东区地质特征及开发现状 |
| 2.1 油田地理位置及概况 |
| 2.2 主要地质特征 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 沉积特征 |
| 2.2.3 储层孔渗特征 |
| 2.2.4 储层流体性质 |
| 2.2.5 储层温压特征 |
| 2.3 开发特征 |
| 2.3.1 开发历程 |
| 2.3.2 开发现状 |
| 2.3.3 存在的主要问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 水驱油实验相似准数及参数转化 |
| 3.1 水驱油相似准数的推导 |
| 3.1.1 假设条件 |
| 3.1.2 基本数学方程 |
| 3.1.3 方程归一化 |
| 3.1.4 相似准数的确定 |
| 3.2 模型参数与现场生产参数的转换 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 长岩心水驱油实验研究 |
| 4.1 实验目的 |
| 4.2 实验原理 |
| 4.3 实验方案 |
| 4.4 实验条件 |
| 4.5 实验流程图 |
| 4.6 实验步骤及实验仪器 |
| 4.7 实验结果分析 |
| 4.7.1 特高含水期提速时机优选实验结果分析 |
| 4.7.2 均质岩心特高含水期提速实验结果分析 |
| 4.7.3 三根长岩心并联特高含水期提速实验结果分析 |
| 4.7.4 驱替速度对采出程度的影响 |
| 4.7.5 提速时机对采出程度的影响 |
| 4.7.6 驱替速度与渗透率级差对采出程度的影响 |
| 4.7.7 驱替速度、渗透率级差对无水采油期的影响 |
| 4.7.8 驱替速度与乳化现象之间的联系 |
| 4.7.9 注水倍数对采出程度的影响 |
| 4.8 本章小结 |
| 第5章 水驱开发特征及水驱油机理研究 |
| 5.1 水驱特征曲线分析 |
| 5.1.1 单根长岩心实验水驱特征曲线分析 |
| 5.1.2 长岩心并联实验水驱特征曲线分析 |
| 5.2 实验数据与生产数据之间的转换 |
| 5.3 水驱油机理分析 |
| 5.4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 |
（6）倾斜油藏蒸汽驱中后期开发技术优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 蒸汽驱热力采油技术现状 |
| 1.2 蒸汽驱理论和实验研究进展 |
| 1.3 齐40块蒸汽驱亟待解决的一些问题 |
| 1.4 本文的主要研究内容 |
| 第二章 倾斜油层中油汽(水)运移规律研究 |
| 2.1 非倾斜油层中油汽(水)的运移规律 |
| 2.1.1 静态条件下油汽分离的机理 |
| 2.1.2 油层流体渗流过程中油汽的分异 |
| 2.2 倾斜油层中油汽(水)的运移规律 |
| 2.2.1 沿油层方向油汽的运移 |
| 2.2.2 垂直油层方向油汽运移 |
| 2.3 倾斜油层中影响油汽(水)运移的其它因素分析 |
| 2.3.1 非均质性的影响 |
| 2.3.2 开发井网的影响 |
| 2.3.3 注采参数的影响 |
| 2.4 倾斜油藏重力辅助蒸汽驱新技术方案的提出 |
| 2.4.1 新技术原理 |
| 2.4.2 操作方法 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 倾斜油藏蒸汽驱比例物理模拟实验研究 |
| 3.1 比例物理模拟实验相似准则的导出 |
| 3.1.1 模型与原型的相似性 |
| 3.1.2 蒸汽驱比例物理模拟实验相似准则 |
| 3.1.3 模型与原型参数之间的转换 |
| 3.2 井网模型 |
| 3.3 比例物理模拟实验系统 |
| 3.3.1 模型本体 |
| 3.3.2 倾角12°倾斜油层蒸汽驱比例物理模拟实验装置 |
| 3.4 比例物理模拟实验方法及步骤 |
| 3.4.1 实验前期准备 |
| 3.4.2 实验模型装填 |
| 3.4.3 模型密封 |
| 3.4.4 建立初始温度场 |
| 3.4.5 注入流体调试 |
| 3.4.6 实验运行 |
| 3.4.7 实验数据处理 |
| 3.5 实验结果及分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 蒸汽超覆及其减缓措施研究 |
| 4.1 VanLookeren法分析蒸汽超覆 |
| 4.1.1 VanLookeren理论公式推导与解析 |
| 4.1.2 应用VanLookeren理论分析蒸汽超覆 |
| 4.2 数值模拟法分析蒸汽超覆 |
| 4.2.1 模型简介 |
| 4.2.2 评价方法 |
| 4.2.3 油层倾角和油层厚度对蒸汽超覆程度影响 |
| 4.2.4 注汽速度对蒸汽超覆程度的影响 |
| 4.3 减缓蒸汽超覆的措施 |
| 4.3.1 调整射孔层位 |
| 4.3.2 优选注汽井位置 |
| 4.3.3 调整注汽速度 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 井网优化设计与调整方法研究 |
| 5.1 井网优化设计基本思路 |
| 5.2 高倾角部位油藏井网优化设计 |
| 5.2.1 油藏工程法设计结果与分析 |
| 5.2.2 数值模拟法设计结果与分析 |
| 5.3 倾斜油藏蒸汽驱井网调控对策 |
| 5.3.1 倾斜油藏蒸汽驱生产特征 |
| 5.3.2 注汽井位置优选方法 |
| 5.3.3 开发生产制度优选方法 |
| 5.4 倾斜油藏蒸汽驱后期反九点井网调整方法 |
| 5.4.1 沿油层倾斜方向调整井网 |
| 5.4.2 沿油层水平方向调整井网 |
| 5.4.3 反九点井网转变成五点井网 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 注采参数优选与分析 |
| 6.1 影响蒸汽驱效果的主要因素分析 |
| 6.2 蒸汽驱热连通阶段注采参数优化 |
| 6.2.1 注汽强度优化 |
| 6.2.2 采注比优化 |
| 6.2.3 蒸汽干度优化 |
| 6.2.4 操作压力优化 |
| 6.3 蒸汽驱驱替阶段注采参数优化 |
| 6.3.1 注汽强度优化 |
| 6.3.2 采注比优化 |
| 6.3.3 蒸汽干度优化 |
| 6.3.4 操作压力优化 |
| 6.4 蒸汽驱蒸汽突破阶段注采参数优化 |
| 6.4.1 注汽强度优化 |
| 6.4.2 采注比优化 |
| 6.4.3 蒸汽干度优化 |
| 6.4.4 操作压力优化 |
| 6.5 本章小结 |
| 第七章 中后期接替开发方式优选与分析 |
| 7.1 典型井组三维地质模型的建立 |
| 7.2 典型井组三维数值模型的建立 |
| 7.3 典型井组生产历史拟合 |
| 7.3.1 生产历史拟合的原则和指标 |
| 7.3.2 生产历史拟合的步骤 |
| 7.3.3 生产历史拟合结果 |
| 7.4 典型井组生产动态分析 |
| 7.5 典型井组“四场”分布特征 |
| 7.5.1 饱和度场分布特征 |
| 7.5.2 温度场分布特征 |
| 7.5.3 压力场分布特征 |
| 7.5.4 粘度场分布特征 |
| 7.6 倾斜油藏蒸汽驱中后期接替开发方式优化设计 |
| 7.6.1 分注合采 |
| 7.6.2 接替开发方式优选 |
| 7.7 本章小结 |
| 第八章 倾斜油层重力辅助蒸汽驱新技术现场试验研究 |
| 8.1 试验区块简介 |
| 8.2 重力辅助蒸汽驱新技术试验方案 |
| 8.3 试验结果与分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的文章 |
| 攻读博士学位期间参加的科研项目 |
| 致谢 |
（7）基于室内物理实验的稠油水驱油藏生产开发指标换算（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 相似理论 |
| 1.2.2 相似准数推导 |
| 1.2.3 相似准则数筛选 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 稠油油藏水驱油物理模拟的相似准则 |
| 2.1 问题引入 |
| 2.2 一维水驱油相似准则 |
| 2.1.1 定压差生产水驱油数学模型 |
| 2.1.2 定流量注入生产水驱油数学模型 |
| 2.3 二维水驱油相似准则 |
| 2.2.1 二维水驱油数学模型 |
| 2.2.2 相似准则数的推导 |
| 2.2.3 相似参数准确性验证 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 稠油水驱油藏开发指标换算的敏感性分析 |
| 3.1 基于物理模拟实验数据的相似准则数敏感性分析 |
| 3.1.1 基于实验数据的相似准则数敏感性分析软件介绍 |
| 3.1.2 一维相似准则数敏感性分析 |
| 3.1.3 二维相似准则数敏感性分析 |
| 3.2 基于数值实验的相似准则数敏感性分析 |
| 3.2.1 一维相似准则数敏感性分析 |
| 3.2.2 二维相似准则数敏感性分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 生产开发指标换算应用分析 |
| 4.1 秦皇岛32-6复杂河流相油田储层表征 |
| 4.1.1 构造特征 |
| 4.1.2 地层特征 |
| 4.1.3 石油地质特征 |
| 4.2 生产指标换算关系确定 |
| 4.3 生产开发指标换算 |
| 4.3.1 一维水驱油定压差生产生产开发指标换算 |
| 4.3.2 一维水驱油定流量注入生产开发指标换算 |
| 4.3.3 二维水驱油定流量注入生产开发指标换算 |
| 4.4 换算结果分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）砂岩油藏层内纵向渗流规律及开发效果影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文的研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 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 层内纵向渗流产生原因及机理分析 |
| 2.1 影响层内油水运动的各种力 |
| 2.1.1 黏滞力作用 |
| 2.1.2 毛管力作用 |
| 2.1.3 重力作用 |
| 2.2 层内纵向渗流的发生条件与特征 |
| 2.2.1 油水纵向渗流方程 |
| 2.2.2 黏滞力层内纵向渗流的发生条件与特征 |
| 2.2.3 毛管力层内纵向渗流的发生条件与特征 |
| 2.2.4 重力层内纵向渗流的发生条件与特征 |
| 2.3 影响层内纵向渗流的因素分析 |
| 2.3.1 典型模型的建立 |
| 2.3.2 储层物性的影响 |
| 2.3.3 流体性质的影响 |
| 2.3.4 开发条件的影响 |
| 第3章 不同作用力对纵向渗流的影响规律研究 |
| 3.1 典型模型的建立与流线模拟方法 |
| 3.1.1 模型参数 |
| 3.1.2 油水两相流线模拟方法 |
| 3.2 油水纵向渗流规律分析 |
| 3.2.1 黏滞力作用下的油水纵向渗流规律 |
| 3.2.2 黏滞力—毛管力作用下的油水纵向渗流规律 |
| 3.2.3 黏滞力—重力作用下的油水纵向渗流规律 |
| 3.2.4 三种作用力共同作用下的油水纵向渗流规律 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 层内纵向渗流与水驱油藏开发效果关系研究 |
| 4.1 影响水驱开发效果的因素分析 |
| 4.1.1 方差分析方法与模型的建立 |
| 4.1.2 层间模型影响因素分析 |
| 4.1.3 黏滞力模型影响因素分析 |
| 4.1.4 黏滞力—毛管力模型影响因素分析 |
| 4.1.5 黏滞力—重力模型影响因素分析 |
| 4.1.6 黏滞力—毛管力—重力模型影响因素分析 |
| 4.2 不存在纵向流动时作用力对采出程度的影响 |
| 4.2.1 重力影响分析 |
| 4.2.2 毛管力影响分析 |
| 4.3 存在纵向流动时作用力对采出程度的影响 |
| 4.3.1 黏滞力影响分析 |
| 4.3.2 重力影响分析 |
| 4.3.3 毛管力影响分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 层内纵向渗流变化规律图版的研制 |
| 5.1 纵向渗流采出程度图版 |
| 5.1.1 正韵律采出程度图版 |
| 5.1.2 反韵律采出程度图版 |
| 5.1.3 复合正—反韵律采出程度图版 |
| 5.1.4 复合反—正韵律采出程度图版 |
| 5.2 纵向渗流采收率差值图版 |
| 5.2.1 正韵律的采收率差值图版 |
| 5.2.2 反韵律的采收率差值图版 |
| 5.2.3 复合正—反韵律的采收率差值图版 |
| 5.2.4 复合反—正韵律的采收率差值图版 |
| 5.3 纵向渗流量图版 |
| 第6章 实际油藏水驱开发建议 |
| 6.1 实际油藏层内纵向流动规律分析 |
| 6.2 改善层内流动非均质性开发效果评价 |
| 6.2.1 开发效果判定指标 |
| 6.2.2 提高开发效果策略 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）特高含水期非线性渗流规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 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 |
| 第二章 高速非达西渗流特征及对开发动态影响研究 |
| 2.1 优势渗流通道的形成与对开发的影响 |
| 2.1.1 优势渗流通道的形成与发育 |
| 2.1.2 优势渗流通道对开发的影响 |
| 2.2 渗流阻力与相似原理 |
| 2.2.1 渗流阻力分析 |
| 2.2.2 相似原理 |
| 2.3 物理模拟实验 |
| 2.3.1 物理实验模型的建立 |
| 2.3.2 实验装置 |
| 2.3.3 实验流程 |
| 2.3.4 实验结果与数据处理 |
| 2.4 存在高速非达西流的一维径向流数值模拟 |
| 2.4.1 临界雷诺数研究 |
| 2.4.2 高速非达西运动方程 |
| 2.4.3 数学模型 |
| 2.4.4 差分方程的建立 |
| 2.4.5 数值模拟结果与分析 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 特高含水期非线性渗流规律特征实验研究 |
| 3.1填砂管物理模拟实验 |
| 3.1.1 实验原理与目的 |
| 3.1.2 实验装置 |
| 3.1.3 实验流程 |
| 3.2 实验结果处理与分析 |
| 3.2.1 实验数据处理 |
| 3.2.2 实验结果分析 |
| 3.2.3 渗透率的影响 |
| 3.2.4 原油粘度的影响 |
| 3.2.5 颗粒直径的影响 |
| 3.3 人造岩心物理实验模型 |
| 3.3.1 人造岩心的制作 |
| 3.3.2 实验数据 |
| 3.3.3 实验结果与分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 特高含水期剩余油分布影响研究 |
| 4.1 达西渗流数值模拟求解 |
| 4.1.1 数学模型的建立 |
| 4.1.2 差分方程的建立 |
| 4.1.3 求解差分方程组 |
| 4.1.4 实例运算 |
| 4.2 考虑油相启动压力梯度的数学模型 |
| 4.2.1 数学模型的建立 |
| 4.2.2 差分方程的建立 |
| 4.2.3 求解差分方程组 |
| 4.2.4 实例运算 |
| 4.3 剩余油饱和度分布对比 |
| 4.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）大庆长垣杏北开发区杏A1井区扶杨油层开发技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 试验区地质概况 |
| 1.1 试验区地质概况 |
| 1.2 试验区开采现状 |
| 第二章 扶杨油层地质特征及油层参数分析 |
| 2.1 扶杨油层沉积时间单元 |
| 2.2 扶杨油层参数解释方法 |
| 第三章 多层系综合布井技术及整体压裂方法优化 |
| 3.1 多层系综合利用布井技术 |
| 3.1.1 扶杨油层井网部署对策 |
| 3.1.2 试验区排距优选研究 |
| 3.1.3 试验区井距优选研究 |
| 3.1.4 试验区井排方向优选研究 |
| 3.1.5 井网完善性评价 |
| 3.2 整体压裂地质设计方法优化 |
| 3.2.1 完善资料 |
| 3.2.2 优化层段组合和优化缝长 |
| 3.2.3 压裂地层保护 |
| 3.2.4 压裂实施效果 |
| 第四章 超前注水技术界限研究 |
| 4.1 超前注水依据 |
| 4.2 地层压力界限确定 |
| 4.3 超前注水参数确定 |
| 4.3.1 合理配注强度确定 |
| 4.3.2 合理注采比确定 |
| 4.3.3 合理采油速度确定 |
| 4.4 效果评价 |
| 第五章 扶杨油层开发指标变化规律 |
| 5.1 杏A1试验区数值模拟历史拟合 |
| 5.1.1 地质模型粗化 |
| 5.1.2 地质储量拟合 |
| 5.1.3 含水率拟合 |
| 5.1.4 累积产油量与采出程度拟合 |
| 5.2 现井网开发效果现状 |
| 5.3 现井网开发效果预测 |
| 5.4 试验区开发指标运行情况及效果评价 |
| 5.4.1 注水效果分析 |
| 5.4.2 动用程度 |
| 5.4.3 注水见效状况 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
四、厚油层水驱过程的相似准数及其应用（论文参考文献）
- [1]非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用[D]. 王九龙. 北京科技大学, 2021
- [2]致密油CO2吞吐开发技术研究及应用[D]. 拜杰. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [3]聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究[D]. 何令普. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]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
- [5]北二东区特高含水期水驱油特征物理模拟实验研究[D]. 石淦鹏. 西南石油大学, 2018(02)
- [6]倾斜油藏蒸汽驱中后期开发技术优化研究[D]. 蔡玉川. 东北石油大学, 2017(01)
- [7]基于室内物理实验的稠油水驱油藏生产开发指标换算[D]. 朱学文. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [8]砂岩油藏层内纵向渗流规律及开发效果影响研究[D]. 李冠林. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [9]特高含水期非线性渗流规律研究[D]. 李源. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [10]大庆长垣杏北开发区杏A1井区扶杨油层开发技术研究[D]. 仝婷婷. 东北石油大学, 2017(02)