一、高压注水是国外提高油田采油速度的重要措施（论文文献综述）
孙晔[1]（2021）在《水驱油技术现状及发展趋势》文中提出水驱采油指向地层中注入水,用水驱替出地质储层中的剩余油,从注水井注入水,地层压力会升高,由此会将地层原油驱替到附近的生产井内,注水技术自20世纪50年代以来,被广泛使用。通过对水驱油技术现状进行阐述,通过分层注水,精细化注水比,控制采油速度,保证地层压力等方面进行分析,为水驱油技术未来的发展提供了强有力的支持。
王宏[2]（2021）在《水驱分类油层智能注水优化模型及算法研究》文中研究说明
李宜霖[3]（2021）在《海上Z油田水驱中后期多元热流体与水交替驱参数优化研究》文中指出
邓运华,徐建永,孙立春,曹静,许亮斌,喻西崇,刘丽芳,张会来,朱玥珺,刘志峰[4]（2021）在《国家科技重大专项支撑中国海油增储上产》文中研究表明海洋石油工业具有高技术、高投入、高风险"三高"特点,这决定了在海洋油气资源勘探开采过程中必须要不断进行理论技术创新和实践,实现海洋油气资源的高效、安全合理开发利用。中国海油以国家科技重大专项为依托,"产学研用"相结合,通过联合攻关,在海洋油气勘探、开发、钻采、工程建设等方面取得了丰硕的理论认识创新、技术进步和实践成果。建立并完善了中国近海深层湖相烃源岩大规模生气和成藏理论、近海高温高压天然气成藏理论、近海新近系岩性油气藏成藏理论、盆地边缘富烃凹陷形成机制地质认识,形成了适用于近海独特地质条件的高效地震勘探配套技术,推动了中国海域渤中19-6、垦利6-1、惠州26-6等26个大中型油气田的发现;形成并丰富了海上常规稠油水驱综合调整及高效开发钻采技术、非常规稠油多轮次吞吐与规模化热采配套技术、海上油田化学驱技术,大幅提高了海上油田开发采油速度和采收率;攻克海上高温高压钻井难题,促成中国海上最大高温高压气田东方13-2成功投产;形成了具有自主知识产权的深水油气开发工程技术体系及深水工程实验技术体系,建成流花油田群示范工程,自主设计建造了世界首个带凝析油储存功能的深水半潜式平台"深海一号"。以部分典型案例为代表,论述国家科技重大专项成果为中国海油增储上产起到了支撑作用。
何子琼[5]（2021）在《鄂尔多斯盆地麻地沟地区长6油藏描述》文中研究表明麻地沟地区上三叠统延长组长61油层亚组属于典型的特低渗透油藏,其油气资源开发潜力大,是该地区主力含油层段之一。但由于研究区该层段储层非均质性为强-中等,导致石油采收率相对较低,稳产维持较难。因此,加强油藏的精细描述,研究各小层储层特征及含油规律,能够为提高石油采收率、保证石油稳产提供重要的理论依据。本文依据沉积学、石油地质学、地层学、地球物理学、随机建模和地质统计学等多学科理论方法,主要运用钻井岩心资料、录井和测井资料等对研究区的沉积微相进行剖析,并对油藏地质特征进行精细描述和三维建模,最后结合生产动态资料对油田的注水开发效果进行全面评价。研究结果表明,研究区长61段为三角洲沉积体系,发育三角洲平原亚相,沉积微相以分流河道和河道间为主,河道砂岩的成分成熟度较低,为长石砂岩,储层属于低孔、特低渗透储层。油藏类型为典型的构造-岩性油藏,容积法计算地质储量为125.29×104t。利用petrel软件进行地质建模,所建立的构造模型、岩相模型和属性模型与地质研究吻合度较高。对逐个井组进行注水见效分析,注水井组见效达62.5%,平均采油速度0.11%,采出程度1.36%,标定采收率13.95%,合理采油速度0.59%,采液速度6.28%。研究结果对研究区的勘探开发具有一定的指导意义,同时对同一类型油藏的注水开发提供重要参考。
李科[6]（2021）在《环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究》文中研究指明环江油田L区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷区,主要产油层为三叠系延长组长8油层,属于典型的低渗透油藏,主要开发方式为注水开发。该油藏于2010年投入开发至今,油藏已进入开发中期,产量递减较快,稳产形势严峻。因此需要明确油藏剩余油的分布特征,从而对开发技术方案进行调整,这对油田剩余油的后续开发具有重要意义。本论文主要根据研究区地质资料、岩心资料、生产动态资料等,结合地层特征对地层进行了划分,将长8油层组分为5个小层,并对各小层进行了构造分析,发现储层构造对油藏的控制作用较小。对油藏储层特征和沉积特征进行研究分析,发现储层的非均质性较强,裂缝的发育程度较高,沉积类型为三角洲前缘亚相,长812层为主力层,砂体厚度较大;通过对油藏压力系统、水驱状况、含水变化规律等的分析研究,总结出目前油藏面临含水上升快、驱替系统难建立以及低产低效井多等开发矛盾。通过建立研究区长8油藏精细地质模型和数值模拟模型,对研究区剩余油分布特征进行精细刻画及描述,总结了剩余油分布概况、分布规律以及控制因素。最后根据剩余油分布特征结合研究区主要开发矛盾,运用油藏工程方法,结合数值模拟分析法对该区进行开发调整技术的研究,主要包括开发技术政策的优化、单井治理措施（包括动态监测、油水井补孔和补钻注水井等）以及井网的优化调整,进一步为L区长8油藏的后续开发工作提供了有效依据。
刘雪[7]（2021）在《柳洛峪西部长2油藏开发效果评价》文中研究表明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。
李政武[8]（2021）在《镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整》文中认为镇300区块于2010年开始建产,同年全面投入开发,开发前景巨大,储量丰富,当前主要开发层位延10、长3,属构造-岩性油藏,砂体为北东南西向展布。目前该区块存在以下开发矛盾:油藏注水敏感,平面多向见水;层间非均质强,剖面水驱不均;局部欠注,地层能量不足;低产井占比高等。为进一步缓解开发矛盾、提升油藏认识和开发水平,解决油田开发中存在的关键技术问题,论文对镇300区开展地质研究、动态分析和数值模拟等研究。通过单砂体展布规律、非均质性等储层精细研究、开发效果评价及单砂体见水见效规律研究,进行低产低效井影响因素分析,提出治理方案,制定了合理的开发技术政策以及剩余油动用措施进行优化开发方案,在对策措施实施与开发技术政策执行后,日产油水平及累计产油依次提高,含水上升较慢,通过数值模拟预测,评价期末（15年）预计增油12.0万吨,提高采出程度2.1%。论文结论对指导镇300区延10、长3油藏高效开发,为提高最终采收率夯实了基础。
王浩运[9]（2021）在《华庆油田长4+5油藏建产有利区预测》文中研究表明华庆油田长6以及长8油藏自2008年开采至今,地质条件优越的区块基本已经少之又少了。经过大量的勘探与实验工作的进一步深入,又新开发出了白131与白84以及白447等多处长符合长4+5建产的油藏区。初期依靠自然能量开发,由于储层物性好,油层厚度大、含油饱和度高,前期产量较高,但随着开发时间延长,地层能量下降,油井供液能力变差,边部油井含水上升等矛盾出现,开发形式变差。目前油田在开发过程中存在的主要问题是,一是常规测井解释图版法无法有效识别油水层,部分油藏油水关系复杂,常规的Rt-Ac交会图版无法有效识别油水层。二是已开发区单井产量未达标,阶段递减大;部分采油井含水高,无有效治理手段,需进一步对长4+5油藏开发方案进行优化调整。三是长4+5油藏提液降水技术尚未取得突破,储层改造以常规压裂、定点多级为主,试油油水同出,定点多级单井产量较常规压裂有明显提升,但初期含水较高,提液降水等提单产技术仍需进一步攻关。针对华庆油田存在的问题,在对层沉积特征、储层特征的研究,开展测井精细二次解释,结合白131区开发效果,深入剖析长4+5层油水分异特征及规律,探索提液降水等提单产技术,在充分考虑现有井网形式以及本地区砂体展布特征的基础上,筛选评价建产有利区,实现对探明未动用储量的有效开发。
毛振兴[10]（2021）在《西峰油田合水油区试井资料二次精细解释》文中研究说明目前特低渗透、致密油藏没有成熟的试井解释方法,在本次论文完成过程中,充分调研了国内外低渗透油藏的渗流理论、试井解释模型和方法,对采油十二厂18个区块512口油水井进行了精细解释,改进了二流量测试方法及压力资料解释方法,研究了注水诱发裂缝的试井解释模型和方法,针对油井、注水井、多级压裂水平井三种井型进行了试井曲线分类,总结了每类模型的特征及解释方法,提出了油水井测压建议,介绍了 Swift软件在试井资料二次解释中的应用。采油十二厂试井在长庆油田具有重要代表性,本次课题探索了长庆油田特色的特低渗透、致密油藏试井资料解释模式,发展了特低渗透油藏的试井资料录取和精细解释技术,为合水油田注水开发调整、提高注水开发效果提供了重要依据。
二、高压注水是国外提高油田采油速度的重要措施（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、高压注水是国外提高油田采油速度的重要措施（论文提纲范文）
（1）水驱油技术现状及发展趋势（论文提纲范文）
| 1 CT扫描技术的发展现状 |
| 2 精细注水技术发展现状 |
| 2.1 分层注水 |
| 2.2 注采比 |
| 2.3 采油速度 |
| 2.4 超前注水、地层压力保持水平方面 |
| 3 结论 |
（4）国家科技重大专项支撑中国海油增储上产（论文提纲范文）
| 1 海上油气勘探 |
| 1.1“油盆”找气，发现渤中19-6大型凝析气田 |
| 1.1.1“爆发式生气”奠定大气田的物质基础 |
| 1.1.2“岩性—应力—流体”三因素控制大型储集体发育 |
| 1.1.3超压“泥被子”封盖形成大型天然气田 |
| 1.2“汇聚脊”上找油气，发现垦利6-1亿吨级油田 |
| 1.2.1“汇聚脊”油气富集理论创新 |
| 1.2.2砂体发育演化新认识 |
| 1.3 突破“短风化”古潜山勘探难题，发现惠州26-6油气田 |
| 1.4 原型盆地恢复，发现阳江东凹新油区 |
| 2 海上油田开发 |
| 2.1 海上常规稠油开发 |
| 2.1.1 陆相砂岩稠油油田高速高效水驱开发理论与模式 |
| 2.1.2 复杂河流相油田剩余油定量描述及精准挖潜技术 |
| 2.1.3 海上稠油聚合物驱油技术体系 |
| 2.2 海上非常规稠油开发 |
| 2.2.1 海上不同类型油藏稠油热采高效开发模式 |
| 2.2.2 海上热采井井筒长效安全关键技术体系 |
| 2.2.3 海上平台规模化热采工程设计技术 |
| 2.3 南海海相砂岩油田开发 |
| 2.3.1 海相砂岩油田高速高效水驱开发理论和模式 |
| 2.3.2 海相砂岩油藏剩余油定量描述及精准挖潜技术 |
| 3 海上工程 |
| 3.1 攻克高温高压钻井难题，东方13-2气田成功投产 |
| 3.1.1 首创多机制超压成因地层压力预监测技术 |
| 3.1.2 优选基于全生命周期的油套管材质 |
| 3.1.3 研发适应于高温高压井的固井水泥浆体系 |
| 3.1.4 研发高温高密度钻井液体系 |
| 3.1.5 创新高温高压高含CO2井控关键技术 |
| 3.2 南海流花16-2/20-2/21-2油田联合开发工程 |
| 3.2.1 流花油田群工程总体开发方案比选 |
| 3.2.2 国内最深、最复杂、最庞大的FPSO及滑环数量最多的系泊系统 |
| 3.2.3 国内最长的水下含蜡原油长距离输送流动安全保障技术 |
| 3.2.4 世界最远距离的水下供电关键技术 |
| 3.3 陵水17-2深水气田开发工程 |
| 3.3.1 油藏、钻完井和工程一体化设计 |
| 3.3.2 半潜式平台、钢悬链式立管、系泊系统一体化设计 |
| 3.3.3 世界首座具备凝析油储存和外输功能半潜式平台 |
| 3.3.4 自主实现10万吨级“深海一号”上部组块与半潜式平台立柱高精度大合龙 |
| 3.3.5 10万吨级“深海一号”长距离湿拖作业 |
| 4 结束语 |
（5）鄂尔多斯盆地麻地沟地区长6油藏描述（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外现状 |
| 1.2.2 研究区现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及主要技术手段 |
| 1.5 工作概况及工作量 |
| 1.6 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造背景 |
| 2.2 区域沉积背景 |
| 第三章 地层对比与构造特征研究 |
| 3.1 地层划分对比方法 |
| 3.2 地层划分与对比结果 |
| 3.3 研究区构造特征 |
| 第四章 沉积微相和砂体展布特征 |
| 4.1 沉积微相类型及特征 |
| 4.2 沉积微相的连井剖面 |
| 4.3 沉积微相及砂体平面展布特征 |
| 第五章 储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.1.1 岩石类型及特征 |
| 5.1.2 成分成熟度 |
| 5.1.3 结构成熟度 |
| 5.1.4 储层填隙物特征 |
| 5.2 储层物性及非均性特征 |
| 5.2.1 储层物性特征 |
| 5.2.2 层内非均质性 |
| 5.2.3 层间非均质性 |
| 5.2.4 平面非均质性 |
| 第六章 油藏特征与储量计算 |
| 6.1 油气分布规律及主控因素 |
| 6.2 油藏类型 |
| 6.3 压力与温度 |
| 6.4 流体性质 |
| 6.4.1 地面原油性质 |
| 6.4.2 地层原油性质 |
| 6.4.3 地层水性质 |
| 6.5 储量计算 |
| 6.5.1 油层有效厚度确定 |
| 6.5.2 含油面积 |
| 6.5.3 原油体积系数和地面原油密度 |
| 6.5.4 储量计算结果 |
| 第七章 三维地质建模 |
| 7.1 储层建模的分类及方法 |
| 7.1.1 储层地质模型的分类 |
| 7.1.2 储层地质建模的方法 |
| 7.2 储层地质建模的流程 |
| 7.3 建模数据准备及网格设计 |
| 7.3.1 数据准备 |
| 7.3.2 网格设计 |
| 7.4 构造模型 |
| 7.5 岩相模型 |
| 7.6 属性模型 |
| 7.6.1 孔隙度模型 |
| 7.6.2 渗透率模型 |
| 7.6.3 含油饱和度模型 |
| 7.7 建模结果分析及其意义 |
| 第八章 注水开发效果评价 |
| 8.1 试油试采情况分析 |
| 8.2 开发历程与现状 |
| 8.3 注水利用率分析 |
| 8.3.1 采出程度与综合含水率关系 |
| 8.3.2 存水率评价 |
| 8.4 吸水能力及水驱动用状况变化特征 |
| 8.5 注采见效井组分析 |
| 8.6 注采井网适应性评价 |
| 8.7 采收率标定 |
| 8.8 采油速度评价 |
| 8.8.1 目前采油速度评价 |
| 8.8.2 合理采油速度评价 |
| 8.9 剩余油分布特征 |
| 第九章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间所发表的论文 |
（6）环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 剩余油分布规律研究 |
| 1.2.2 数值模拟方法 |
| 1.2.3 开发调整技术研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究思路及方法 |
| 第二章 油藏地质概况 |
| 2.1 地层特征及划分 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 相渗及水驱油特征 |
| 2.3.4 非均质性 |
| 2.3.5 油藏裂缝分布 |
| 2.4 沉积微相及砂体特征 |
| 2.4.1 沉积相标志 |
| 2.4.2 沉积微相类型 |
| 2.4.3 沉积微相及砂体展布特征 |
| 第三章 油藏开发特征研究 |
| 3.1 油藏开发现状 |
| 3.2 开发效果评价 |
| 3.2.1 压力系统分析 |
| 3.2.2 水驱状况评价 |
| 3.2.3 含水变化规律 |
| 3.2.4 产量递减规律 |
| 3.2.5 见效见水特征 |
| 3.2.6 低产低效分析 |
| 3.3 油藏开发矛盾分析 |
| 第四章 油藏地质建模及数值模拟研究 |
| 4.1 油藏地质建模 |
| 4.1.1 建模思路及流程 |
| 4.1.2 数据准备 |
| 4.1.3 模型建立 |
| 4.1.4 地质储量拟合 |
| 4.1.5 模型粗化 |
| 4.2 油藏数值模拟 |
| 4.2.1 模拟模型与模拟软件 |
| 4.2.2 数值模拟模型的建立 |
| 4.2.3 生产动态历史拟合 |
| 第五章 剩余油分布特征 |
| 5.1 剩余油分布概况 |
| 5.2 剩余油分布规律 |
| 5.2.1 平面剩余油分布 |
| 5.2.2 层内剩余油分布 |
| 5.3 剩余油分布控制因素 |
| 5.3.1 平面剩余油分布控制因素 |
| 5.3.2 纵向剩余油分布控制因素 |
| 第六章 开发调整技术研究 |
| 6.1 合理开发技术政策优化 |
| 6.1.1 合理注采比 |
| 6.1.2 合理采油速度 |
| 6.1.3 合理井底流压 |
| 6.1.4 合理地层压力保持水平 |
| 6.1.5 开发技术政策优化 |
| 6.2 单井治理措施 |
| 6.2.1 动态监测 |
| 6.2.2 油水井措施 |
| 6.2.3 补孔措施 |
| 6.2.4 部署注水井 |
| 6.3 井网优化 |
| 6.3.1 适应性分析 |
| 6.3.2 试验区优选 |
| 6.3.3 方案论证 |
| 6.4 方案调整效果预测 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（7）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 |
（8）镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 动态评价 |
| 1.2.2 数值模拟 |
| 1.3 论文主要研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域地质特征 |
| 2.1.1 区域构造背景 |
| 2.1.2 区域沉积背景 |
| 2.1.3 区域地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 填隙物及粘土矿物特征 |
| 2.3.3 孔隙类型 |
| 2.3.4 孔吼结构特征 |
| 2.3.5 储层孔渗特征 |
| 2.3.6 储层非均质性 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 流体性质 |
| 2.4.2 地层水性质 |
| 2.4.3 储层渗流特征 |
| 2.4.4 油藏类型 |
| 第三章 油藏开发动态分析 |
| 3.1 开发特征 |
| 3.2 产能特征 |
| 3.3 油藏含水变化规律 |
| 3.4 注水及水驱特征 |
| 3.4.1 注水井吸水能力 |
| 3.4.2 水驱储量控制及动用程度 |
| 3.4.3 水驱曲线特征 |
| 3.4.4 注入水利用状况 |
| 3.5 油藏压力特征 |
| 3.6 油井见效特征 |
| 3.6.1 见效类型及分布特征 |
| 3.6.2 见效比例及见效方向 |
| 3.6.3 见效周期 |
| 3.7 油井见水特征 |
| 3.7.1 见水类型 |
| 3.7.2 含水上升类型 |
| 3.8 低产低效井分析 |
| 第四章 数值模拟及剩余油分布 |
| 4.1 油藏模拟模型 |
| 4.2 研究区油藏开发生产历史拟合 |
| 4.2.1 模型初始化与拟合调参原则 |
| 4.2.2 生产动态指标拟合 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.3.1 剩余油分布特征 |
| 4.3.2 平面剩余油分布规律 |
| 4.3.3 纵向剩余油分布规律 |
| 4.3.4 控制剩余油分布的因素 |
| 第五章 合理政策优化与措施调整 |
| 5.1 合理注水开发技术政策优化 |
| 5.1.1 合理采油速度优化 |
| 5.1.2 合理井底流压 |
| 5.1.3 合理注采比 |
| 5.1.4 合理注水量 |
| 5.2 油藏综合调整方案 |
| 5.2.1 加强平面治理,实现精细注采 |
| 5.2.2 强化剖面治理,实现降水增油 |
| 5.2.3 精细挖潜,提高采出程度 |
| 5.2.4 综合治理效果预测 |
| 5.2.5 分层开发指标预测 |
| 第六章 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 |
（9）华庆油田长4+5油藏建产有利区预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.3 论文主要研究内容、技术路线和创新性 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 创新性 |
| 第二章 研究区地质概况及储层特征 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 地层划分与构造特征 |
| 2.2.1 研究区延长组地层特点 |
| 2.2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.3 长4+5 构造特征 |
| 2.3 沉积微相及砂体展布特征 |
| 2.3.1 沉积相研究方法 |
| 2.3.2 沉积构造特征 |
| 2.3.3 沉积相与测井相 |
| 2.3.4 沉积微相特征 |
| 2.3.5 单井沉积相分析 |
| 2.3.6 连井剖面微相特征 |
| 2.3.7 沉积微相平面展布特征 |
| 2.3.8 砂体展布特征 |
| 2.4 储层特征研究 |
| 2.4.1 储层岩石学特征 |
| 2.4.2 孔隙特征 |
| 2.4.3 储层非均质性 |
| 第三章 油水分异特征及规律 |
| 3.1 储层四性关系研究 |
| 3.1.1 岩性与测井响应 |
| 3.1.2 物性与测井解释 |
| 3.2 储层含油性评价 |
| 3.2.1 油水层定性识别 |
| 3.2.2 含油性下限标准 |
| 3.3 解释模型验证 |
| 3.3.1 关19-38 井 |
| 3.3.2 白265-5 井 |
| 3.4 油水分异特征 |
| 3.4.1 油水分异的阻力 |
| 3.4.2 油水分异的动力 |
| 3.5 油水分布规律 |
| 3.5.1 垂向油水分布规律 |
| 3.5.2 平面油水分布规律 |
| 第四章 建产有利区筛选 |
| 4.1 长4+5 油藏形成的主要控制因素 |
| 4.2 储层流动单元“甜点”综合评价 |
| 4.2.1 灰色系统理论储层流动单元分类评价方法 |
| 4.2.2 储层流动单元综合评价体系的建立 |
| 4.2.3 储层流动单元综合评价结果分析 |
| 4.3 含油有利区圈定标准 |
| 4.3.1 含油有利区划分标准 |
| 4.3.2 含油有利区预测及评价 |
| 第五章 综合调整措施建议 |
| 5.1 水驱采收率预测 |
| 5.1.1 经验公式法 |
| 5.1.2 校正童式图版法 |
| 5.1.3 水驱曲线法 |
| 5.2 合理采油速度 |
| 5.3 合理注采比 |
| 5.3.1 物质平衡法 |
| 5.3.2 水油比关系法 |
| 5.4 合理压力系统 |
| 5.4.1 合理地层压力 |
| 5.4.2 采油井合理油压 |
| 5.4.3 注水井最大注入压力 |
| 5.5 合理注水强度 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（10）西峰油田合水油区试井资料二次精细解释（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内试井解释研究现状 |
| 1.2.2 国外试井解释研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及创新点技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术创新点 |
| 1.3.3 技术研究路线 |
| 1.4 合水油区地质开发概况 |
| 第二章 合水油区油水井试井曲线与模型分类 |
| 2.1 试井资料二次解释概况 |
| 2.2 油水井试井曲线分类 |
| 2.2.1 油井试井曲线特征分类 |
| 2.2.2 注水井试井曲线特征分类 |
| 2.3 试井解释模型和方法 |
| 2.3.1 均质地层模型 |
| 2.3.2 压裂井模型 |
| 2.3.3 复合模型 |
| 2.3.4 注水井注水诱发微裂缝不稳定压力分析方法 |
| 2.3.5 多级压裂水平井干扰试井解释方法 |
| 2.3.6 二次解释用试井软件 |
| 第三章 各区块试井解释分析与评价 |
| 3.1 分区块解释结果分析 |
| 3.1.1 庄9区试井解释分析评价 |
| 3.1.2 庄36区试井解释分析评价 |
| 3.1.3 庄73区试井解释分析评价 |
| 3.2 油水井多次测压解释对比 |
| 3.3 压力保持水平和有效注水量估算 |
| 3.3.1 压力保持水平计算方法 |
| 3.3.2 利用物质平衡法估算有效注水量 |
| 3.4 水平井分段测试解释 |
| 3.4.1 水平井分段测试过程 |
| 3.4.2 水平分段产液测试资料解释 |
| 3.4.3 水平分段产液测试结果分析 |
| 第四章 油井措施效果和水驱动态效果评价 |
| 4.1 注水井水驱动态评价 |
| 4.1.1 判断注水井水驱前缘位置 |
| 4.1.2 判断注水井的水驱方向 |
| 4.2 油井增产措施效果评价 |
| 第五章 测压选井及测压时长优化 |
| 5.1 油井测压选井分析 |
| 5.2 油井测压时长评价 |
| 5.3 二流量测试方法评价 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
四、高压注水是国外提高油田采油速度的重要措施（论文参考文献）
- [1]水驱油技术现状及发展趋势[J]. 孙晔. 化工设计通讯, 2021(10)
- [2]水驱分类油层智能注水优化模型及算法研究[D]. 王宏. 东北石油大学, 2021
- [3]海上Z油田水驱中后期多元热流体与水交替驱参数优化研究[D]. 李宜霖. 东北石油大学, 2021
- [4]国家科技重大专项支撑中国海油增储上产[J]. 邓运华,徐建永,孙立春,曹静,许亮斌,喻西崇,刘丽芳,张会来,朱玥珺,刘志峰. 石油科技论坛, 2021(03)
- [5]鄂尔多斯盆地麻地沟地区长6油藏描述[D]. 何子琼. 西安石油大学, 2021(09)
- [6]环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究[D]. 李科. 西安石油大学, 2021(09)
- [7]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)
- [8]镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整[D]. 李政武. 西安石油大学, 2021(10)
- [9]华庆油田长4+5油藏建产有利区预测[D]. 王浩运. 西安石油大学, 2021(10)
- [10]西峰油田合水油区试井资料二次精细解释[D]. 毛振兴. 西安石油大学, 2021(09)