一、不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测（论文文献综述）
宋婷[1]（2021）在《X73油区长3油藏储层非均质性与水淹特征研究》文中研究指明X73油区长3低渗透油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部的西峰油田。研究区于2018年10月投入生产,从2019年6月开始进入大量建产阶段,初期为油层天然能量衰竭开发,截至2020年3月,油藏已进入了高含水期,出现产量递减加快,含水率上升等现象,同时还存在部分区域水淹、注水开发效果差等问题。针对研究区开发中存在的问题和矛盾,认为储层非均质性是造成这些问题的主要原因。本文以研究区的地质背景为基础,以沉积学、构造地质学、地球物理学、测井地质学、油藏工程等学科知识为理论指导,将研究储层细分为长311、长312、长313、长321、322共5个小层。依据岩心观察及粒度分析并结合测井曲线特征,将长3储层分为水下分流河道、河道侧翼、分流间湾、河口砂坝四种微相。揭示了储层非均质性的影响因素,认为沉积环境和成岩作用是影响储层非均质性的主控因素。在地质研究的基础上,通过定量求取储层非均质性参数及隔夹层研究,从微观、层内、层间、平面几个方面阐明了研究区非均质性特征。从含水率与采出程度、注水利用率、产量递减规律、采收率、地层能量等五个方面对注水开发效果进行了评价。明确了研究区的水淹特征,分析了造成油井水淹的地质因素,认为裂缝和储层非均质性强是该区水淹程度及特征的主控因素,沉积微相和微构造、层理、夹层等次之。持续加深对储层非均质性及其动态变化的了解和研究,清楚的认识油藏非均质性及水淹特征和水淹层的分布位置,对制定合理的开发技术政策,提高注水开发效果、保持油藏的稳产、高产具有重要意义。
刘凯[2]（2021）在《致密油藏压敏效应及基质裂缝间窜流规律研究》文中研究说明压敏效应和基质裂缝间窜流规律研究是致密油藏压裂开发的基本问题,直接关系到数值模拟精度,影响开发方案的制定。针对目前商业化数值模拟软件普遍基于稳定渗流理论、压敏模型形式简单、预测结果可信度低的问题,本论文通过开展济阳坳陷砂砾岩、浊积岩和滩坝砂致密储层基质压敏实验,明确了不同沉积类型致密储层基质压敏规律,建立了考虑杨氏模量和渗透率初值的基质压敏经验模型;为了拓展压敏模型的普适性,结合泊肃叶定律、Hertz接触变形理论及CT结构扫描实验,建立了基于岩石杨氏模量和孔隙结构参数的广义压敏模型。通过开展微裂缝压敏实验,明确了不同渗透率级别微裂缝压敏规律,建立了考虑裂缝渗透率初值的微裂缝压敏经验模型。通过开展主裂缝导流能力实验,明确了主裂缝导流能力长期变化分为闭合初期和闭合稳定期;基于力学变形理论,建立了主裂缝闭合初期考虑支撑剂性能、支撑剂浓度、储层沉积岩类型、储层渗透率和闭合应力的导流能力初值计算模型;基于实验结果,建立了致密储层考虑导流能力初值和时间因素的长期导流能力变化模型,用于计算主裂缝导流能力连续变化过程。根据致密储层压裂改造区基质、微裂缝的双重介质特性,建立了考虑启动压力梯度和压敏效应的基质/裂缝窜流压力扩散方程,分别求解了窜流早期（压力未传播到基质中心）和窜流晚期（拟稳定期）的基质系统压力分布和平均压力,从而建立了致密油藏基质/裂缝非线性窜流模型;通过设计基质/裂缝窜流实验,完成了理论窜流模型的不同基质渗透率、基岩尺寸、基质岩性和裂缝渗透率实验验证;依据窜流实验结果,对理论模型进行了修正,修正的窜流模型较W&R和Kazemi经典模型计算精度提高了26.5个百分点。通过引入建立的基质、微裂缝压敏模型、主裂缝导流能力模型和基质/裂缝非线性窜流模型,建立了致密油藏基质/微裂缝/主裂缝三重介质非线性渗流耦合数学模型;对数学模型进行差分离散,构建了大型稀疏系数矩阵,并提出了系数矩阵不完全LU预处理方法及广义总体共轭梯度平方求解算法。本论文建立了能够反映致密油藏开发特征的渗流数学模型、系数矩阵及求解方法,这为编制致密油藏数值模拟软件提供了理论支撑。将建立的非线性渗流耦合数学模型应用于渤海湾盆地济阳坳陷王587块浊积岩致密储层,与商业化软件Eclipse相比,开发初期产量计算精度提高了13.3个百分点;应用非线性渗流耦合模型优化的王587块合理开发政策是采用交错排状井网、井距350m、排距150m、裂缝半长120m及地层压力系数1.1。
赵秋胜[3]（2020）在《PX油田开发指标变化规律及影响因素研究》文中研究说明油田进入中高含水后期,开发矛盾进一步加剧,本文以PX油田为研究对象,通过理论分析、同类油藏开发经验总结及PX油田实际开发规律研究三种方法对含水率、采收率、注水利用率及递减率四个指标进行评价与分析,主要做了如下研究:（1）通过线性插值、加权平均等方法从开发经验角度建立同构造带7个相邻油藏的含水率与采出程度归一化曲线,并根据PX油田相渗曲线数据推导理论含水率变化规律,为PX油田含水变化规律评价及其它指标评价建立基础;通过拟合驱替规律曲线确定PX油田全过程及分阶段含水率变化型态函数,在此基础上进行含水率变化规律分阶段预测,量化各开发阶段的井网加密调整对含水率和含水上升率的影响。结果表明:一次加密短期内降低含水率20个百分点,提高了水驱控制程度,油田开发效果得到极大改善;二次加密规模较小,降低含水率5个百分点。（2）低含水率阶段,在明确PX油田开发初期的典型特征基础上通过优选经验公式的方法预测开发初期井网条件下的采收率;中高含水率阶段,结合实际油田开发曲线与理论分析进一步明确了不同水驱规律曲线采收率预测差异大的原因是不同水驱规律曲线后期的含水上升率不同,提出了将水驱规律曲线后期含水上升率规律与油田中高含水期含水上升率规律相结合的选型原则。通过拐点识别、分段预测、校正童氏图版等方法分别预测评价一次加密、二次加密、二次非均匀加密井网条件下的采收率,量化了井网加密对采收率的影响,结果表明:含水率越高,井网加密对采收率提高值越小。（3）根据相渗曲线确定含水率与采出程度理论变化规律,在注采平衡的基础上推导出了完全基于相渗曲线的理论存水率变化规律;将无因次注入曲线-采出曲线与水驱规律曲线联立建立了基于驱替规律的存水率和水驱指数的预测方法,建立了完全基于实际驱替规律的存水率评价图版;考虑到多因素影响且实际数据不稳定性的特点,采用秩相关系数方法分析采液速度、采油速度、井网密度、注采比和油水井数比等指标与存水率的相关性,结果表明:采液速度和井网密度对注水效果的影响最大。（4）在前人研究基础上,形成了PX油田理论产量递减类型判断、递减趋势稳定性分析、油田实际递减类型判别、递减类型校正、产量指标预测与评价、递减率影响因素分析等关于递减率研究的系统方法。结果表明:基础井网、一次加密井网、二次加密井网的理论递减类型均为双曲递减,与实际递减规律吻合;局部加密井网属于调和递减。含水率、采液速度和注采比对PX油田的产量递减影响较大,井网加密短期内显着减缓了全区的产量递减趋势。
赵宇璇[4]（2020）在《Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究》文中认为Z区块于2009年开始实施老油田二次开发工程,重建井网结构,采用两套井网开发,调整对象为有效厚度小于0.5m的薄差油层及表外储层为主的剩余油富集层位,对发育较好的GⅢ、GⅣ油层组封存,暂不开采。历经近10年开发后,该区块面临水驱控制程度低、含水上升快等问题,需针对原来封存的GⅢ、GⅣ油层组实施补孔,并进行井网井距和分层注水层段优化。本文在剩余油潜力研究基础上,通过数值模拟方法对补孔对象及时机进行了研究,并对补孔后层段、井网井距进行了优化。取得如下成果:利用含油饱和度与剩余储量丰度交汇图确定了具备补孔潜力的区域。本文根据Z区块G油层组数据资料,完成了精细三维地质模型建立及生产历史拟合,运用耗水率与含水率图版结合相渗-分流量关系曲线确定补孔的剩余油饱和度界限分别为0.35、0.45,剩余储量丰度界限为全区平均储量丰度5×104t/km2,提取模型中各网格点的含油饱和度与剩余储量丰度绘制交汇图联合评价,将剩余油划分为六大类并明确具备补孔潜力的区域,克服了单一指标评价剩余油潜力的局限性。运用数值模拟法预测补孔方案及补孔时机的开发效果,并对补孔后的油水井优化井网井距,综合技术指标、“开发均衡指数”和经济指标进行方案优选。本文选取小层有效厚度和单井小层水淹程度两个参数,结合潜力区域逐井逐层制定补孔方案,优选补孔对象为有效厚度0.5m以上、小层含水率低于97%的油层;以油水井不转注为前提,进行井网井距方案设计,得到五点法井网106m井距开发效果最佳;运用洛伦茨曲线法及提出的“开发均衡指数”量化评价二次开发前后的驱替均衡程度,平面驱替均衡指数提高了0.1030但仍差异较大,纵向各小层注、采驱替程度由差异较大变为相对均衡,开发均衡指数分别提高了0.1057和0.0942。明确层段组合界限并用最优分割法制定了层段组合方案。本文针对各影响因素建立概念模型确定其技术界限:层段渗透率极差上限为4.5,层段厚度小于8m,段内含油饱和度极差不超过1.4;选取单井小层渗透率、孔隙度、有效厚度、含油饱和度、压力五个动静态参数,利用灰色关联分析法确定单井综合评价参数;运用最优分割法将层段按顺序且性质相近的原则,在现有注水井分段数目基础上设计层段细分方案,最终优选层段划分方案为在现阶段水井分段数基础上增加1段,且保证水井分段数最大为7段,采收率预计提高2.44%,平面驱替均衡程度由差异悬殊调整为比较均衡。有效改善了开发现状,对老油田的二次开发具有一定的指导意义。
郎成山[5]（2020）在《蒸汽驱操作条件优化模型与动态调控方法研究》文中研究指明根据初步统计,目前全世界约有4-5万亿桶开发价值较高的稠油资源仍然埋藏在地下,因此,深入研究蒸汽驱等提高稠油采收率理论与实用技术的前景良好。稠油蒸汽驱开发实践证明,蒸汽驱不同阶段的工况不同,应该基于不同理论基础、采用不同的参数调控方法解决生产中出现的问题,前人的理论及其方法没有很好地注意这一点。因此,为了保证蒸汽驱全过程在最优操作条件下运行、进一步提高稠油采收率,亟待开展蒸汽驱分阶段优化设计理论和技术参数调控方法研究。本文紧密联系辽河油田齐40块蒸汽驱工业化试验区工程实际,结合蒸汽驱不同阶段出现的生产技术问题,采用理论研究、数值模拟和现场试验相结合的方法,系统、深入地研究了蒸汽驱分阶段优化理论模型与技术参数调控方法。基于蒸汽驱油藏上覆岩层热能损失速率、油层中热能散失速率、蒸汽带能量储存速率以及伴随采油过程被产出热能速率等参数与地面上热能注入速率之间关系的理论分析,纠正Marx-Langenheim经典理论忽略蒸汽超覆影响的缺陷,建立了蒸汽驱油藏能量平衡方程,奠定了蒸汽驱理论分析和工程设计计算基础。蒸汽驱油藏能量平衡分析表明,蒸汽带之上盖层和蒸汽带之下油层中存储着大约2/3的地面注入热能,有效利用这部分能量可以改善蒸汽驱开发效果和经济效益。以地下热能利用率最高为目标,建立了蒸汽驱油层中蒸汽带厚度、面积、体积计算数学模型和半解析半经验的蒸汽驱产量预测数学模型;提出了预测蒸汽驱经济开发年限及油汽比等重要指标的计算方法;建立了蒸汽突破前后两种条件下地面最优化注热（注汽）速率方程;这些研究结果丰富了稠油热采理论知识,形成了比较完整的蒸汽驱全过程地面注热理论分析和操作技术体系。文中阐明了蒸汽驱蒸汽突破之前、之后的注热量、稠油采收率影响因素及其随时间变化的规律,建立的新理论模型和方法为实现蒸汽驱全过程注采参数优化设计和调控提供了理论依据。研究表明,本文建立的蒸汽带覆盖面积数学模型解决了 Marx-Langenheim经典理论公式计算值小于实际值问题。研究发现:蒸汽带覆盖面积、蒸汽带体积不仅是地面注热时间、油藏岩石及流体热物性参数的函数,而且它与地面上恒速注热速率成正比例关系;蒸汽突破之前地面恒速注热总量对油层中蒸汽带的形成和扩展起着决定性作用。通过理论研究和深入地统计分析齐40块蒸汽驱先导试验等成功蒸汽驱案例,提出在蒸汽驱过程中分阶段优化操作条件和实时调控注采参数,可以保证蒸汽驱在最优操作条件下成功运行,从而提高蒸汽驱采收率:第一阶段为恒定蒸汽干度/恒定注汽速率阶段。这一阶段从转汽驱开始至蒸汽突破时刻止:在这一阶段内要基于油藏实际,优选注汽速率、蒸汽干度;要在整个阶段应用优选得到的注汽速率、蒸汽干度恒定不变地运行。第二阶段为恒定蒸汽干度/变化注汽速率阶段。这一阶段从蒸汽突破时刻至之后某一时刻t1止:这一阶段内要以采收率最高为目标优选运行时间t1,在蒸汽突破时刻至时间t1之间,保持应用上一阶段使用的蒸汽干度不变,同时依据本文建立的递减注热方程合理变化注汽速率运行。第三阶段为恒定注汽速率/变化蒸汽干度阶段。这一阶段从时刻t1至蒸汽驱经济开发年限tn止:这一阶段内,保持应用t1时刻的注汽速率不变,同时依据本文建立的递减注热方程改变蒸汽干度运行。基于蒸汽驱不同阶段的特殊性,提出了蒸汽驱操作条件全过程分阶段最优化设计、计算和参数调控方法及其具体实施步骤。应用本文的理论计算方法和计算机程序可以便捷地给出包括布井方式、井网密度、采注比等因素在内的蒸汽驱最优开发方案设计结果,可以为蒸汽驱全过程分阶段地在最优操作条件下运行提供指导。应用齐40块蒸汽驱先导试验和剥蚀阶段变干度开发方式现场试验对本文理论和方法进行了验证,取得了现场试验结果与本文理论分析、设计计算结果符合良好的结论,充分证明了本文蒸汽驱理论模型、注采参数优化设计及其调控方法的正确性和实用性。本文理论分析和现场试验研究结果表明,成功的蒸汽驱全过程需要经历热连通、蒸汽驱替、蒸汽突破及开发后期的剥蚀调整等阶段,每个阶段都遵循各自的科学规律。本文针对不同生产阶段实际工况建立理论模型、提出追求蒸汽驱适用的最优操作条件的新方法,对于有效地提高蒸汽驱采收率具有科学意义和重要实用价值。
焦钰嘉[6]（2019）在《杏十区东部开发指标变化规律及影响因素研究》文中指出杏十区东部1971年投入开发,2003年进入特高含水期,继2010年进行补孔为主的精细挖潜调整后,2016年开始实施以精控压裂和大位移井开发为主的控水提效调整,历经两次开发调整后,基本实现产量不降含水不升,开发指标变化规律较调整前发生了较大变化。因此,有必要开展开发指标变化规律研究,分析开发指标变化主控因素,明确水驱开发合理技术界限。本文采用数值模拟和油藏工程理论相结合的方法,研究了产量递减规律和含水上升规律,通过单因素和灰色关联多因素分析,给出了递减率和含水上升率的影响因素。本文在杏十区东部地质模型建立和水驱历史拟合基础上,开展了剩余油分布规律研究,结果表明,不同砂体动用程度差异大,河道砂体采出程度48.2%,河间砂采出程度44.2%,表外储层采出程度仅25.4%。对研究区和不同井网分阶段递减情况研究表明,精细挖潜前不同井网自然递减率和综合递减率大小关系为二、三次井网>一次加密井网>基础井网,精细挖潜后二、三次井对递减率的贡献超过50%,全区符合指数递减规律,全区递减率由精细挖潜阶段的8.4%降到控水提效阶段的4.3%,灰色关联分析表明,递减率的变化主要受采液速度、含水及生产压差影响。应用水驱特征曲线法对研究区含水上升规律进行了研究,结果表明,含水上升率由精细挖潜前2.19%下降到控水提效阶段-0.04%,含水上升率主要受存水率、注水量和产液量的影响。采用油藏工程方法对合理生产压差研究认为,应维持在6.0MPa,应用数值模拟方法对开发指标主控因素注水量和采液量进行了优化,结果表明,基础井网、一次加密井网和二三次井网的合理年注水量分别为39.7×104t、52.7×104t和150.2×104t,合理年产液量分别为71.6×104t、32.8×104t和93.6×104t。注采参数优化后,可累积增油12.1×104t,提高采收率0.51个百分点。
张军[7]（2019）在《B3区块钻关方案优化研究》文中研究说明当前各大油田在实际钻关过程中普遍出现了产油量受影响程度较大、开井恢复注水时含水上升速度较快等问题,解决这些矛盾和问题成为当务之急。现阶段周期注水理论趋于完善,且进行了大量的现场实践,但钻关与周期注水相结合技术缺少可借鉴的理论和经验。因此,有必要结合周期注水的作用机理和注水方式,针对钻关过程优化进行更加深入、全面的研究。首先,选定典型钻关试验区,建立精细地质模型,包括构造模型、沉积相模型以及属性模型。对全区和单井开发指标进行了历史拟合,包括产液量、产油量、含水率等,拟合精度达到90%以上。选取合适的地层参数,抽象出物理模型。然后根据渗流力学理论,建立了多油层合采条件下钻关地层压力分布和井底压力计算数学模型,确定不同井网的单井钻关范围技术界限和钻前关井时间技术界限。通过建立钻关概念模型,开展数值模拟研究,确定了不同井网、不同油层、不同阶段钻关关井期和恢复期产液量、产油量、含水率、注水量等指标的变化规律和技术界限。确定不同井网、不同油层钻关总的关井时间界限。计算精度达到80%以上。形成钻关与周期注水有机结合起来的技术思路和方案。确定了钻关与周期注水结合选井选层原则。给出不同井网、不同油层钻关与周期注水结合技术界限,包括:平面分批停注界限、纵向分段停注界限、恢复注水方式与时间界限、不同油层产液量恢复界限。最后,基于钻关与周期注水结合技术界限,设计合理的钻关方案,开展试验区数值模拟研究,预测开发效果。截止到2017年10月,与原方案相比,结合周期注水的优化方案累计产油量增加6329.99t,含水率降低0.14个百分点。
赵海峰[8]（2019）在《基于井间连通性反演的二元复合驱剂窜预测方法研究》文中研究表明聚合物/表面活性剂二元复合驱已成为我国高含水油田进一步提高原油采收率的重要方法,但开发过程中化学剂易沿注采井间高渗透区域发生窜流,造成大量化学剂无效产出,影响化学驱提高原油采收率效果。为监测剂窜情况并针对性制定防窜措施,目前多采用油藏数值模拟方法对化学剂产出浓度进行预测,但该方法在实际应用过程中存在建模复杂、模拟耗时等缺点。针对以上问题,本文建立了一套基于井间连通性反演的二元复合驱剂窜预测方法,可为矿场准确简便预测化学剂窜流提供有效技术手段,有利于调剖防窜措施的合理制定。本文基于系统分析思想和叠加原理,考虑注采井间连通程度、连通系统时滞和衰减性等特征,建立了注采井间动态连通性数学模型,通过Levenberg-Marquardt算法利用注采数据反演得到注采井间连通系数,典型油藏反演结果表明连通系数与油藏地质特征相符。基于传质扩散渗流理论,考虑扩散、吸附、化学降解、不可及孔隙体积等因素,建立了一注一采化学剂产出浓度解析模型,并运用Laplace变换求得化学剂浓度解,该方法与油藏数值模拟方法相比具有输入参数少、计算速度快等优点,在此基础上结合Plackett-Burman试验设计进行了影响因素敏感性分析。基于化学剂产出浓度曲线特征分析,建立了二元复合驱产剂浓度定量表征模型,模型参数物理意义明确,且能够较好拟合化学剂产出浓度解析解。采用注采井间动态连通性模型反演得到井间连通系数,借鉴流管法思路采用二元复合驱产剂浓度表征模型利用已有的部分化学剂产出浓度数据反演得到各流管内计算参数,采用化学剂产出浓度解析模型计算各流管产剂浓度,通过多流管叠加后预测得到生产井后续产剂动态,继而对窜流程度进行预测,综合形成二元复合驱剂窜预测方法。孤东油田二元复合驱先导试验区实际应用表明所建方法与产剂浓度监测数据拟合精度较高,具有良好的适用性。
薛乐[9]（2019）在《克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究》文中研究表明本文以克拉玛依油田八道湾组油藏530井区为研究对象,以沉积微相为主要的分类标准,划分为河道和心滩两个物性差异比较大的沉积相,进而分类型研究在不同沉积相上的生产规律,本文在不同沉积相的基础上系统的研究了八道湾组油藏530井区的开发特征和开发规律,主要包括含水上升规律、产量递减曲线和水驱特征曲线以及注采井间连通关系的表征类型。文中采用了统计学的和油藏数值模拟的方法;研究结果表明不同沉积相上上述规律呈现出明显的差异。其中含水上升曲线在心滩和河道上表现为明显的差异,结合油田现场的生产动态资料分析,将其划分为四种上升类型;心滩上的产量递减类型为指数递减,河道上的递减类型为双曲递减;通过绘制的同事图版和甲型、乙型水驱特征曲线对比,发现按照目前的开发方式,乙型水驱曲线预测的可采储量较为接近实际生产所表现出的特征。对注采井间连通关系进行了划分,通过建立静态和动态的识别标准,为后期方案的调整提供理论支撑。本文所研究的生产规律和注采连通关系对类似于八道湾组砾岩油藏的开发具有很好的借鉴意义。
陈志刚[10]（2019）在《缝洞型油藏油藏工程方法研究及软件研制》文中提出缝洞型油藏已探明储量十分丰富,经过科技人员多年的研究,该类型油藏在开发理论和油藏工程方法已经取得了很多成果,但其中一些方法仍存在一些问题,并且在实践方面仍然没有形成一套系统的方法和流程。论文对缝洞型油藏现有油藏工程方法进行研究与创新,最终形成一套实用的缝洞型油藏生产管理系统软件,通过系统的方法和流程,实时快速地进行生产分析,提出开发对策与建议,指导油田生产。论文以目前缝洞型油藏的研究为基础,充分调研各种已有的实用油藏工程方法,分析其在缝洞型油藏中的适用性及存在的问题,进行方法整理、汇总和创新,并根据这些研究的方法,编制了缝洞型油藏生产管理系统软件。论文的具体研究内容如下:（1）通过调研已有资料,对缝洞型油藏的地质特征、生产特征及机理、增产措施进行研究。（2）对缝洞型油藏的开发技术界限指标进行计算。包括储量计算、能量评价、见水时间。针对储量计算,首次引入流动物质平衡方法,储罐模型等方法。能量评价部分,建立了针对缝洞型油藏的特有的能量评价指标体系。见水时间方面考虑了缝洞型油藏储层的非均质性,提出一种更适用于缝洞型油藏的见水时间计算方法。（3）对缝洞型油藏的生产动态进行分析。包括含水规律分析、注水替油、注水压锥。含水规律分析中采用遗传算法、粒子群算法和支持向量机对含水上升规律进行预测。针对注水开发,建立效果评价指标体系,对现存的注水指示曲线进行改进,并对S80单元33口井建立水驱曲线,对曲线类型进行归纳总结,用于储层类型大致判断。针对注水压锥,根据不同的储层类型,计算焖井时间。（4）对缝洞型油藏进行产量预测。进行产量预测时,除去采用一些传统的产量预测方法,根据缝洞型油藏储层特点,引入拉伸指数递减模型和Li-Horne模型,对缝洞型油藏进行产量预测。（5）基于以上理论研究成果,利用VB.NET,研制了缝洞型油藏生产管理系统,用于指导缝洞型油藏的现场生产。经过以上研究,论文对缝洞型油藏开发技术界限指标、生产动态分析、产量预测三个方面进行研究,并将对应的油藏工程方法整合到缝洞型油藏生产管理系统,用于实时快速进行油藏提高工作效率,指导现场生产。
二、不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测（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、不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测（论文提纲范文）
（1）X73油区长3油藏储层非均质性与水淹特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层非均质性 |
| 1.2.2 水淹特征 |
| 1.3 研究区概况及主要问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 地层划分与对比 |
| 2.1 地层划分 |
| 2.1.1 测井曲线选取 |
| 2.1.2 确定标志层 |
| 2.1.3 地层划分结果 |
| 2.2 确定骨架剖面 |
| 2.3 地层对比 |
| 2.3.1 顺物源方向 |
| 2.3.2 切物源方向 |
| 2.3.3 地层对比结果 |
| 2.4 构造特征 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 沉积微相类型及砂体展布 |
| 3.1 沉积微相类型 |
| 3.1.1 水下分流河道 |
| 3.1.2 河道侧翼 |
| 3.1.3 分流间湾 |
| 3.1.4 河口砂坝 |
| 3.2 单井相分析 |
| 3.3 沉积微相展布特征 |
| 3.3.1 剖面展布特征 |
| 3.3.2 平面展布特征 |
| 3.4 砂体展布特征 |
| 3.4.1 剖面特征 |
| 3.4.2 平面特征 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 储层非均质性特征 |
| 4.1 微观非均质性 |
| 4.1.1 储层孔隙类型 |
| 4.1.2 孔喉形态 |
| 4.1.3 储层孔隙结构特征 |
| 4.1.4 裂缝特征 |
| 4.1.5 储层填隙物 |
| 4.2 层内非均质性 |
| 4.2.1 渗透率非均质性 |
| 4.2.2 粒度韵律特征 |
| 4.2.3 层内夹层分布 |
| 4.3 层间非均质性 |
| 4.3.1 分层系数和砂岩密度 |
| 4.3.2 层间岩性差异 |
| 4.3.3 隔层分布特征 |
| 4.4 平面非均质性 |
| 4.4.1 砂体平面连通性 |
| 4.4.2 孔隙度平面特征 |
| 4.4.3 渗透率平面特征 |
| 4.4.4 泥质含量 |
| 4.5 储层非均质性综合表征 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 水淹特征及影响因素 |
| 5.1 开发现状 |
| 5.2 注水开发效果评价 |
| 5.2.1 含水率与采出程度 |
| 5.2.2 产量递减规律 |
| 5.2.3 采收率 |
| 5.2.4 地层能量状况分析 |
| 5.3 水淹特征 |
| 5.3.1 单井水淹特征 |
| 5.3.2 平面水淹特征 |
| 5.4 见水类型 |
| 5.4.1 裂缝型见水 |
| 5.4.2 孔隙型见水 |
| 5.5 见水及水窜方向 |
| 5.5.1 采油井H56-68 |
| 5.5.2 注水井H52-50A |
| 5.6 水淹影响因素及程度 |
| 5.6.1 裂缝 |
| 5.6.2 沉积微相 |
| 5.6.3 层间差异 |
| 5.6.4 渗透率 |
| 5.6.5 油层厚度 |
| 5.6.6 储层构造 |
| 5.6.7 层内夹层 |
| 5.7 小结 |
| 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 |
（2）致密油藏压敏效应及基质裂缝间窜流规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 非线性渗流研究现状 |
| 1.2.2 压敏效应研究现状 |
| 1.2.3 基质/裂缝窜流研究现状 |
| 1.2.4 油藏数值模拟研究现状 |
| 1.2.5 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容及思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 第二章 致密储层基质及微裂缝压敏效应 |
| 2.1 致密储层基质压敏实验 |
| 2.1.1 储层有效应力特征 |
| 2.1.2 实验材料及方法 |
| 2.1.3 实验结果 |
| 2.1.4 基质压敏规律 |
| 2.2 致密储层基质压敏模型 |
| 2.2.1 压敏经验模型 |
| 2.2.2 压敏理论模型 |
| 2.3 致密储层微裂缝压敏实验 |
| 2.3.1 储层有效应力特征 |
| 2.3.2 微裂缝岩心制作 |
| 2.3.3 实验材料及方法 |
| 2.3.4 实验结果 |
| 2.3.5 微裂缝压敏规律 |
| 2.4 致密储层微裂缝压敏模型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 致密储层主裂缝长期导流能力变化规律 |
| 3.1 主裂缝长期导流能力实验方法 |
| 3.1.1 闭合应力范围 |
| 3.1.2 实验材料及方法 |
| 3.2 主裂缝长期导流能力影响因素 |
| 3.2.1 支撑剂性能 |
| 3.2.2 支撑剂浓度 |
| 3.2.3 储层沉积岩类型 |
| 3.2.4 储层渗透率 |
| 3.2.5 闭合应力 |
| 3.3 主裂缝长期导流能力计算模型 |
| 3.3.1 闭合不稳定期导流能力理论推导 |
| 3.3.2 闭合稳定期导流能力经验模型 |
| 3.3.3 模型验证及误差分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 致密储层基质/裂缝非线性窜流理论模型 |
| 4.1 非线性窜流模型的建立 |
| 4.1.1 非线性渗流方程 |
| 4.1.2 窜流压力扩散方程 |
| 4.2 窜流模型的求解 |
| 4.2.1 无量纲化 |
| 4.2.2 窜流早期基质的平均压力 |
| 4.2.3 窜流晚期基质的平均压力 |
| 4.3 理论窜流方程的确定 |
| 4.3.1 形状因子的半解析解 |
| 4.3.2 窜流方程的半解析解 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 致密储层基质/裂缝窜流实验验证 |
| 5.1 基质/裂缝窜流实验设计 |
| 5.1.1 实验物理模型设计 |
| 5.1.2 实验设备及流程 |
| 5.2 理论模型的实验验证 |
| 5.2.1 不同基质渗透率窜流实验 |
| 5.2.2 不同基岩尺寸窜流实验 |
| 5.2.3 不同基质岩性窜流实验 |
| 5.2.4 不同裂缝渗透率窜流实验 |
| 5.3 理论模型的实验修正 |
| 5.3.1 理论模型误差分析 |
| 5.3.2 理论模型修正 |
| 5.3.3 窜流新模型与传统模型对比评价 |
| 5.4 致密储层基质/裂缝窜流规律 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 致密油藏多重介质耦合数学模型及应用 |
| 6.1 多重介质耦合数学模型的建立 |
| 6.1.1 多重介质中的流动规律 |
| 6.1.2 多重介质间窜流规律 |
| 6.1.3 三维三相基质物质守恒方程 |
| 6.1.4 三维三相微裂缝物质守恒方程 |
| 6.1.5 三维三相压裂主裂缝物质守恒方程 |
| 6.2 模型的数值离散 |
| 6.2.1 基质模型数值离散 |
| 6.2.2 微裂缝模型数值离散 |
| 6.2.3 主裂缝模型数值离散 |
| 6.2.4 水平井筒处理 |
| 6.2.5 井点处理 |
| 6.3 离散模型系数矩阵的构建及求解方法 |
| 6.3.1 系数矩阵的构建方法 |
| 6.3.2 大型稀疏线性方程组预处理方法 |
| 6.4 致密油藏数值模拟的应用 |
| 6.4.1 区块概况 |
| 6.4.2 地质建模 |
| 6.4.3 数值模拟效果验证 |
| 6.4.4 合理注水井网优化 |
| 6.4.5 合理井距排距优化 |
| 6.4.6 合理压裂规模优化 |
| 6.4.7 合理地层压力优化 |
| 6.4.8 合理开发政策应用效果 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 A CT结构扫描实验 |
| 附录 B 压力控制方程的解 |
| 附录 C 基质差分方程组的全隐式方法展开 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（3）PX油田开发指标变化规律及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 含水率研究 |
| 1.2.2 采收率研究 |
| 1.2.3 注水利用率研究 |
| 1.2.4 产量递减率研究 |
| 1.3 本文研究的主要内容 |
| 第二章 含水率变化规律研究 |
| 2.1 理论含水变化规律 |
| 2.1.1 同构造带油藏含水曲线归一法 |
| 2.1.2 相渗曲线法 |
| 2.2 实际含水变化规律 |
| 2.2.1 含水率变化型态 |
| 2.2.2 井网加密对含水率的影响 |
| 第三章 采收率预测与评价研究 |
| 3.1 开发初期采收率研究 |
| 3.2 中高含水期采收率研究 |
| 3.2.1 典型水驱规律曲线 |
| 3.2.2 水驱规律曲线的选型 |
| 3.2.3 水驱规律曲线的拐点 |
| 3.2.4 采收率指标分段预测 |
| 3.3 采收率评价 |
| 3.4 井网加密对采收率的影响 |
| 第四章 注水利用率预测与评价研究 |
| 4.1 理论注水利用率变化规律研究 |
| 4.2 中高含水期注水利用率研究 |
| 4.2.1 注水利用率变化规律研究 |
| 4.2.2 注水利用率评价研究 |
| 4.3 注水利用率影响因素研究 |
| 4.3.1 秩相关系数分析方法 |
| 4.3.2 注水利用率影响因素分析 |
| 第五章 产量递减变化规律研究 |
| 5.1 全区产量递减变化规律 |
| 5.1.1 递减趋势稳定性分析 |
| 5.1.2 产量递减类型判别 |
| 5.1.3 确定分阶段递减类型 |
| 5.1.4 动态指标评价及预测 |
| 5.2 分井网产量递减变化规律 |
| 5.2.1 分井网理论递减规律 |
| 5.2.2 分井网实际递减规律 |
| 5.3 产量递减率影响因素 |
| 5.3.1 理论分析法 |
| 5.3.2 灰色关联法 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 区块开发现状及矛盾问题分析 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层及流体特征 |
| 1.2 开发现状 |
| 第二章 水驱开发剩余油潜力评价方法研究 |
| 2.1 三维地质建模及储量拟合 |
| 2.1.1 地质建模方法 |
| 2.1.2 网格划分及构造模型的建立 |
| 2.1.3 相模型的建立 |
| 2.1.4 属性模型的建立 |
| 2.1.5 地质储量拟合 |
| 2.2 Z区块数值模拟研究 |
| 2.2.1 相渗曲线的选择 |
| 2.2.2 高压物性曲线的选择 |
| 2.3 历史生产数据拟合 |
| 2.4 剩余油分布情况及补孔潜力区域的确定 |
| 2.4.1 平面剩余油分布特征 |
| 2.4.2 剩余储量丰度分析 |
| 2.4.3 垂向剩余油分布特征 |
| 2.4.4 剩余油潜力研究方法 |
| 第三章 二次开发补孔挖潜方法研究 |
| 3.1 补孔选层的界限研究 |
| 3.1.1 补孔方案 |
| 3.1.2 方案效果预测 |
| 3.1.3 方案开发指标对比分析 |
| 3.2 驱替均衡程度评价方法 |
| 3.3 补孔时机的模拟与预测 |
| 3.3.1 补孔时机方案 |
| 3.3.2 方案效果预测 |
| 3.3.3 方案开发指标对比分析 |
| 第四章 井网井距优化设计研究 |
| 4.1 井网井距方案设计 |
| 4.2 开发效果评价与预测 |
| 4.3 优选合理井网井距 |
| 第五章 层段组合方法及技术界限研究 |
| 5.1 层段划分的影响因素及界限 |
| 5.1.1 储层有效厚度 |
| 5.1.2 层间渗透率极差 |
| 5.1.3 层间含油饱和度极差 |
| 5.2 层段组合划分方法 |
| 5.3 开发效果评价与预测 |
| 5.4 方案开发指标对比分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（5）蒸汽驱操作条件优化模型与动态调控方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的背景和意义 |
| 1.2 蒸汽驱理论模型研究现状 |
| 1.3 蒸汽驱中后期开发方式研究现状 |
| 1.4 论文的主要研究内容 |
| 第二章 蒸汽驱油藏热能平衡理论模型建立 |
| 2.1 油藏上覆岩层中的热能损失速率 |
| 2.2 蒸汽带下部储层中的热能散失速率 |
| 2.2.1 蒸汽带之下油层内的水流速度 |
| 2.2.2 蒸汽带之下油层内的温度分布 |
| 2.3 满足蒸汽带扩展需要的油藏中热能储存速率 |
| 2.4 油井采液过程伴随的热能产出速率 |
| 2.5 蒸汽驱油藏热能平衡方程 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 蒸汽驱不同阶段合理注热方式解析 |
| 3.1 蒸汽突破前恒速注热方式 |
| 3.1.1 蒸汽带覆盖面积数学模型 |
| 3.1.2 蒸汽突破前的恒速注热方程 |
| 3.2 蒸汽突破后连续变速注热方式 |
| 3.3 蒸汽突破后周期性停/注交替注热方式 |
| 3.3.1 蒸汽突破后蒸汽带体积数学模型 |
| 3.3.2 停/注交替递减注热量的实施方法 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 蒸汽驱最优操作条件设计与调控方法研究 |
| 4.1 蒸汽驱操作条件优化设计理论与方法 |
| 4.1.1 操作条件优化设计理论模型 |
| 4.1.2 操作条件优化设计方法 |
| 4.1.3 操作条件优化设计数值模拟软件 |
| 4.2 蒸汽驱分阶段优化和调控注采参数方法 |
| 4.2.1 热连通阶段注采参数优化和调控方法 |
| 4.2.2 蒸汽驱替阶段注采参数优化和调控方法 |
| 4.2.3 蒸汽突破阶段注采参数优化和调控方法 |
| 4.2.4 蒸汽剥蚀阶段注采参数优化和调控方法 |
| 4.3 蒸汽驱开发效果预测与评价方法 |
| 4.3.1 蒸汽驱产量预测 |
| 4.3.2 蒸汽驱经济开发年限估算 |
| 4.3.3 瞬时油汽比计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 蒸汽驱现场试验及效果分析 |
| 5.1 齐40块蒸汽驱试验区概况 |
| 5.2 齐40块蒸汽驱先导试验与效果分析 |
| 5.2.1 齐40块蒸汽驱先导试验井组概况 |
| 5.2.2 先导试验操作条件优化设计 |
| 5.2.3 理论设计结果与试验实际效果对比分析 |
| 5.3 齐40块蒸汽驱剥蚀阶段低干度汽驱试验与效果分析 |
| 5.3.1 齐40块蒸汽驱剥蚀阶段低干度汽驱试验井组概况 |
| 5.3.2 低干度汽驱试验操作条件优化设计 |
| 5.3.3 理论设计结果与试验实际效果对比分析 |
| 5.3.4 蒸汽驱后期剥蚀阶段低干度汽驱现场试验结果的启示 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间参加科研及成果情况 |
| 致谢 |
（6）杏十区东部开发指标变化规律及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 开发指标变化规律研究 |
| 1.2.2 开发指标影响因素研究 |
| 1.2.3 合理注采参数研究 |
| 1.3 技术路线 |
| 第二章 杏十区东部水驱数值模拟研究 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏地质概况 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.2 地质模型建立 |
| 2.3 水驱历史拟合 |
| 2.3.1 数值模拟模型建立 |
| 2.3.2 历史拟合 |
| 2.4 剩余油分布规律研究 |
| 第三章 产量递减规律及影响因素研究 |
| 3.1 产量递减规律研究 |
| 3.1.1 自然递减率研究 |
| 3.1.2 综合递减率研究 |
| 3.1.3 不同井网对产量递减贡献研究 |
| 3.1.4 杏十区东部水驱递减规律研究 |
| 3.2 产量递减影响因素研究 |
| 3.2.1 单因素分析 |
| 3.2.2 多因素分析 |
| 第四章 含水上升规律及影响因素研究 |
| 4.1 含水上升规律研究 |
| 4.1.1 含水率变化研究 |
| 4.1.2 含水上升率变化规律研究 |
| 4.2 含水上升率影响因素研究 |
| 4.2.1 单因素分析法 |
| 4.2.2 多因素分析法 |
| 第五章 杏十区东部合理注采参数研究 |
| 5.1 合理生产压差研究 |
| 5.2 合理注采参数研究 |
| 5.2.1 正交方案设计 |
| 5.2.2 结果分析 |
| 5.3 经济评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）B3区块钻关方案优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 绪论 |
| 1 课题研究目的及意义 |
| 2 国内外研究现状 |
| 2.1 钻关压降规律与开采特征研究 |
| 2.2 钻关过程优化研究 |
| 3 本文研究内容 |
| 第一章 研究区地质与开发概况 |
| 1.1 地质特征 |
| 1.1.1 区域概况 |
| 1.1.2 构造特征 |
| 1.2 储集空间特征 |
| 1.3 流体特征 |
| 1.4 渗流物理特征 |
| 1.5 温压特征 |
| 1.6 开发概况 |
| 第二章 精细地质建模与历史拟合 |
| 2.1 数据准备 |
| 2.2 精细地质建模 |
| 2.2.1 井模型的建立 |
| 2.2.2 断层模型 |
| 2.2.3 三维地层骨架模型 |
| 2.2.4 层面模型 |
| 2.2.5 沉积相模型 |
| 2.2.6 储层属性模型 |
| 2.3 历史拟合 |
| 2.3.1 全区产液量、注水量及含水率历史拟合 |
| 2.3.2 单井产液量及含水率历史拟合 |
| 2.3.3 单井注水量历史拟合 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 关井范围与钻前关井时间界限 |
| 3.1 钻关区地层压力计算模型 |
| 3.1.1 概念模型 |
| 3.1.2 稳定渗流区 |
| 3.1.3 不稳定渗流区 |
| 3.2 钻关井底压力计算模型 |
| 3.3 单井钻关范围技术界限 |
| 3.4 钻前关井时间技术界限 |
| 3.5 不同井网对比 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 钻关区开采特征与总关井时间界限 |
| 4.1 建立概念模型 |
| 4.2 压降规律和开采特征 |
| 4.2.1 不同关井时间钻关动态 |
| 4.2.2 不同含水阶段钻关动态 |
| 4.2.3 不同压力条件钻关动态 |
| 4.2.4 不同油层钻关动态 |
| 4.3 总的关井时间界限 |
| 4.4 不同井网对比 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 钻关与周期注水结合技术界限 |
| 5.1 钻关与周期注水有机结合的可行性研究 |
| 5.1.1 周期注水的适用条件和技术参数 |
| 5.1.2 钻关与周期注水的对比分析 |
| 5.2 钻关与周期注水结合技术界限 |
| 5.2.1 周期注水选井选层原则 |
| 5.2.2 平面分批停注界限 |
| 5.2.3 纵向分段停注界限 |
| 5.2.4 恢复注水方式与时间界限 |
| 5.3 不同井网对比 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 钻关方案设计与开发效果预测 |
| 6.1 钻关方案设计 |
| 6.2 开发效果预测 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间科研成果 |
| 致谢 |
（8）基于井间连通性反演的二元复合驱剂窜预测方法研究（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 二元复合驱研究现状 |
| 1.2.2 井间连通性反演研究现状 |
| 1.2.3 化学驱剂窜研究现状 |
| 1.3 存在的问题 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 1.6 创新点 |
| 第2章 注采井间动态连通性反演方法研究 |
| 2.1 注采井间动态连通性模型建立 |
| 2.1.1 物理模型建立 |
| 2.1.2 数学模型建立 |
| 2.2 注采井间动态连通性模型求解 |
| 2.3 典型油藏计算实例 |
| 2.3.1 均质油藏 |
| 2.3.2 含封闭断层油藏 |
| 2.3.3 含高渗条带油藏 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 化学剂产出浓度计算方法研究 |
| 3.1 化学剂产出浓度解析模型建立 |
| 3.1.1 物理模型建立 |
| 3.1.2 数学模型建立 |
| 3.2 化学剂产出浓度解析模型求解及验证 |
| 3.2.1 解析模型求解 |
| 3.2.2 解析模型验证 |
| 3.3 化学剂产出浓度影响因素分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 二元复合驱剂窜预测方法研究 |
| 4.1 二元复合驱产剂浓度表征方法研究 |
| 4.1.1 产剂浓度表征模型建立 |
| 4.1.2 表征模型参数影响因素分析 |
| 4.1.3 表征模型参数回归关系建立 |
| 4.1.4 表征模型验证 |
| 4.2 二元复合驱剂窜预测方法建立 |
| 4.3 典型油藏计算实例 |
| 4.3.1 均质油藏 |
| 4.3.2 含封闭断层油藏 |
| 4.3.3 含高渗条带油藏 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 二元复合驱剂窜预测方法矿场应用 |
| 5.1 二元复合驱先导试验区概况 |
| 5.2 注采井间动态连通性反演 |
| 5.3 二元复合驱剂窜预测 |
| 5.3.1 聚合物窜流预测 |
| 5.3.2 表面活性剂窜流预测 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究（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 产量递减规律研究现状 |
| 1.2.2 井间连通关系研究现状 |
| 1.2.3 水驱特征曲线研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 油藏沉积相及砂体分布特征 |
| 2.1.1 地质分层 |
| 2.1.2 单井沉积相 |
| 2.1.3 沉积微相特征 |
| 2.1.4 储层物性特征 |
| 2.2 本章小结 |
| 第3章 油藏生产规律研究 |
| 3.1 油藏开发历程 |
| 3.2 含水上升规律分析 |
| 3.3 采液指数特征分析 |
| 3.3.1 采液指数理论公式 |
| 3.3.2 矿场分析 |
| 3.4 产量递减分析 |
| 3.4.1 矿场特征 |
| 3.5 水驱特征曲线分析 |
| 3.5.1 矿场特征 |
| 3.6 建立数值模型拟合储量 |
| 3.6.1 网格的划分 |
| 3.6.2 流体高压物性参数 |
| 3.6.3 油水相对渗透率曲线 |
| 3.6.4 历史拟合 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 注采井间连通关系分析 |
| 4.1 井间连通关系定性分析 |
| 4.1.1 井间连通关系综合识别流程 |
| 4.2 井间连通关系静态识别标准 |
| 4.2.1 储层分类型识别 |
| 4.2.2 渗透率参数识别 |
| 4.3 井间连通关系动态识别标准 |
| 4.3.1 产吸剖面特征分析 |
| 4.3.2 生产动态数据分析 |
| 4.4 对策分析 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）缝洞型油藏油藏工程方法研究及软件研制（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 缝洞型油藏天然能量评价 |
| 1.2.2 缝洞型油藏储量计算 |
| 1.2.3 缝洞型油藏见水时间 |
| 1.2.4 生产动态分析 |
| 1.2.5 缝洞型油藏产量递减分析 |
| 1.3 技术路线 |
| 第2章 缝洞型油藏开发技术界限指标计算 |
| 2.1 油藏天然能量评价 |
| 2.1.1 D_(pr)-N_(pr)法评价油藏天然能量 |
| 2.1.2 能量指示曲线评价油藏天然能量大小 |
| 2.1.3 能量评价指标体系 |
| 2.2 油藏动态储量计算 |
| 2.2.1 物质平衡法计算动态储量 |
| 2.2.2 流动物质平衡法计算(FMB)动态储量 |
| 2.2.3 多储罐模型计算动态储量 |
| 2.2.4 水驱曲线计算动态储量 |
| 2.3 缝洞型油藏见水时间 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 缝洞型油藏动态分析 |
| 3.1 注水开发 |
| 3.1.1 注水替油的开发机理 |
| 3.1.2 注水替油效果的影响因素 |
| 3.1.3 注水替油开发技术政策 |
| 3.1.4 注采比 |
| 3.1.5 日注水量 |
| 3.1.6 焖井时间 |
| 3.1.7 开井工作制度 |
| 3.1.8 注水替油效果评价指标 |
| 3.2 注水压锥 |
| 3.2.1 注水量 |
| 3.2.2 关井时间 |
| 3.2.3 开井工作制度 |
| 3.3 注水指示曲线 |
| 3.4 含水规律预测 |
| 3.4.1 支持向量机 |
| 3.4.2 GA与PSO的理论基础 |
| 3.4.3 缝洞型油藏含水影响因素分析 |
| 3.4.4 GA-SVM回归模型进行含水率预测 |
| 3.4.5 PSO-SVM进行进行含水率预测 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 缝洞型油藏产量预测 |
| 4.1 拉伸指数递减模型 |
| 4.2 Li-Horne递减模型 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 软件介绍 |
| 5.1 软件背景介绍 |
| 5.2 软件功能特点 |
| 5.3 软件运行环境 |
| 5.4 软件具体功能介绍 |
| 5.5 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 |
四、不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测（论文参考文献）
- [1]X73油区长3油藏储层非均质性与水淹特征研究[D]. 宋婷. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]致密油藏压敏效应及基质裂缝间窜流规律研究[D]. 刘凯. 东北石油大学, 2021(02)
- [3]PX油田开发指标变化规律及影响因素研究[D]. 赵秋胜. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究[D]. 赵宇璇. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]蒸汽驱操作条件优化模型与动态调控方法研究[D]. 郎成山. 东北石油大学, 2020(04)
- [6]杏十区东部开发指标变化规律及影响因素研究[D]. 焦钰嘉. 东北石油大学, 2019(01)
- [7]B3区块钻关方案优化研究[D]. 张军. 东北石油大学, 2019(01)
- [8]基于井间连通性反演的二元复合驱剂窜预测方法研究[D]. 赵海峰. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [9]克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究[D]. 薛乐. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [10]缝洞型油藏油藏工程方法研究及软件研制[D]. 陈志刚. 中国石油大学(华东), 2019(09)