一、CO_2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究（论文文献综述）
张怿赫,盛家平,李情霞,宋平,陈玉琨,覃建华[1]（2021）在《CO2吞吐技术应用进展》文中研究说明CO2吞吐工艺是一种可应用于常规与非常规油藏的有效提高采收率技术。从室内实验研究到重点领域的应用实践方面总结了CO2吞吐技术应用进展,对不同技术路线的现场试验进行了回顾与分析。应用结果表明:CO2吞吐技术对不同油品、不同类型的油藏都有广泛的适用性,在国内外矿场应用中均取得了良好效果;CO2复合吞吐、CO2协同吞吐、超临界CO2吞吐、纳米颗粒辅助CO2吞吐技术将是未来的主要发展方向,其中,超临界CO2吞吐和纳米颗粒辅助CO2吞吐技术目前仍然局限于实验室阶段,还需进一步研究并通过矿场应用证实其实用性。在2060年前实现碳中和的背景下,CO2吞吐技术应用规模将进一步扩大,该研究也将对CO2吞吐技术的推广应用提供技术支持。
沈思博[2]（2020）在《冀东油田A区CO2吞吐最优工作参数研究》文中认为CO2吞吐提高原油采收率技术在美国已经取得了成功,但在中国相关研究起步较晚,理论和实践都在探索中。因此本文以冀东油田实际情况为背景,展开了CO2驱油的相关问题进行了研究,其研究成果对矿场生产有一定的参考意义。本文首先对CO2提高原油采收率机理、CO2注入地层原油相态变化和CO2吞吐提高采收率的敏感性参数进行了室内实验和数模研究,取得了如下成果:1.深化了CO2吞吐提高原油采收率机理的认识,CO2吞吐提高原油采收率机理主要由于其能够提高原油波及效率,包括降粘作用、改善油水流度比;溶解的CO2一方面萃取原油中的轻质组分,并且使原油体积膨胀,岩石孔隙内流体压力增大,一方面加剧溶解气驱;同时酸性气体CO2有酸化解堵、抑制黏土矿物膨胀,堵水调剖的作用。2.建立基于冀东油田地层流体PVT的相态模型,利用取得的地下流体物性数据,运用CMG软件WinProp模块进行相态拟合,得到地层流体组分,并合并劈分为6个拟组分。认为油藏条件下CO2与地层流体的混相压力是15MPa,油藏条件下CO2与地层原油能够达到混相。3.进行了CO2吞吐室内实验,分析了CO2吞吐中3个敏感性参数（CO2注入压力、焖井时间、吞吐轮次）在CO2吞吐过程中对原油采收率的影响。得到结论CO2注入注入压力越大,原油产量越大;焖井时间在8H时,原油产量较高,吞吐效果好;吞吐轮次越多,单轮原油产量越低。4.进行了CO2吞吐数值模拟计算,以冀东油田典型井G104作为实例,应用CMG数值模拟方法,模拟了6个敏感性参数分析（CO2注入量、CO2注入速度、CO2注入压力、焖井时间、采液速度、吞吐轮次）对原油采收率的影响。得到CO2注入量越大,原油产量越大;CO2注入速度在60m3/d时原油产量较高且换油效率较高;注入压力为15MPa时（该油藏条件下CO2混相压力）吞吐效果好;焖井时间8天时,增油量最大;该模拟中采液速度对原油产量关系不大;吞吐轮次越多,单轮原油产量越小等认识,为冀东油田A区的CO2吞吐矿场实验提供了基础。5.获得了冀东油田A区块CO2吞吐最优参数范围,综合室内实验和CMG油藏数值模拟结果,获得了冀东油田A区块CO2吞吐最优参数,为矿产生产提高依据。
冯乃超[3]（2019）在《多层稠油油藏火烧油层机理与注采参数优化》文中研究表明多层稠油油藏火驱开发过程中,注气层间、平面矛盾突出,注入空气易沿单向、单层突进,火线波及不均现象严重,火线波及规律认识以及火线位置识别难度大。辽河油田的测试资料表明,注气井的吸气剖面逐渐由多层吸气转变为指状吸气,火驱后岩心分析渗透率远远小于火驱前测井渗透率,这些现象与火驱过程中储层物性的变化密切相关。本论文基于辽河油田多层火驱开发实际,建立了注气井筒沿程参数计算模型,分析了火线波及主控因素,提出了多层火驱火线位置识别方法,揭示了火驱油藏物性变化机理,提出了考虑储层物性变化的多层火驱数值模拟方法。取得的主要成果如下:（1）建立了多层火驱注气井单管和同心双管注空气井筒沿程参数计算数学模型,实现对笼统注气和分层注气各层吸气能力和流体物性参数分布的预测。通过对注气井筒内空气的非等温、变质量流动过程的模拟发现,受到火驱储层高温影响,井筒温度大幅升高,空气密度显着降低,井筒沿程压力的摩擦损失增加,各层吸气量降低。采用单管笼统注气,各层吸气量与储层物性存在明显相关性,注入空气易沿高渗层突进;采用同心双管分层注气,通过将物性差异较大的储层分隔开,各层吸气相对均匀,火线纵向推进较为均匀。（2）分析了多层火驱开发平面波及程度和纵向动用程度的主控因素,提出了考虑油藏非均质性的火线位置识别方法。储层平面非均质性和前期采出程度是影响平面波及程度的主要因素,单层厚度、渗透率,以及层间渗透率级差是影响纵向动用程度的主要因素。在物质平衡方法的基础上,利用生产动态资料判断生产井与注气井间的连通性,确定生产井沿各方向的受效比例,并依据注气剖面测试资料或井筒模拟结果,确定各层的吸气百分比,实现了对非均质性强、层间干扰复杂的多层火驱油藏各油层火线位置的识别。以该方法作为矿场火驱开发中火线调控的理论依据,分析了生产井关井控气、气窜封堵和注气井分层注气等措施的应用效果。（3）揭示了火驱过程中油藏物性的变化机理,建立了变渗透率火驱数学模型,模拟分析了储层物性变化对火驱开发的影响以及多层火驱影响因素。高温作用、焦炭沉积和重质组分堵塞是火驱过程中油藏物性的变化主要原因,高温作用改变了岩石矿物成分和孔隙结构,对孔隙度和渗透率的降低不可逆;焦炭沉积对储层物性的影响程度随焦炭浓度动态变化;重质组分堵塞会导致熄火,应极力避免。定量描述了高温烧结和焦炭沉积对孔隙度和渗透率的影响,模拟结果显示,变渗透模型燃烧带前、后的地层流动能力下降,火线推进速度变慢,燃烧带温度略有上升,结焦带宽度变窄,油墙和剩余油区温度降低,超覆程度增大。利用变渗透率火驱模型,分析储层渗透率、油藏厚度、含油饱和度,以及注气速度、注气压力、注采方式对多层火驱开发的影响。（4）选取了辽河油田某典型区块多层火驱典型井组,考虑低温氧化、热裂解和高温氧化3个化学反应阶段,求取各阶段反应动力学参数,采用变渗透率火驱数值模拟方法,优化了研究区块最大注气速度、注气方式、注气压力、射孔层位和排液量,并分析了各参数影响开发效果的机理。
吴文炜[4]（2019）在《新疆浅层稠油多元热流体开采研究》文中认为新疆油田稠油资源丰富,新疆稠油油藏具有埋藏浅、物性差和稠油粘度大等特点。目前主要采用蒸汽吞吐方式开采,但随着蒸汽吞吐轮次增加,油汽比降低,后期汽窜严重,地层热损失增大,开采效果明显变差。多元热流体开采技术是近年来发展起来的稠油增产技术,在油田现场利用燃料与空气在多元热流体发生器中混合燃烧,并在发生器外部通过冷水降温、混合形成多种组分的高温高压多元热流体（包括热水、蒸汽、CO2和N2等）,将其注入地层以开采原油,与常规蒸汽吞吐相比,多元热流体吞吐具有波及范围广、采油速度快、增产效果显着等优点。本文基于新疆浅层稠油油藏地质开发特征研究,开展了新疆稠油及其与N2、CO2、N2+CO2混合体系的流变性和PVT特性实验、高温高压驱替实验和吞吐实验,进而研究了新疆浅层稠油多元热流体开采的增产机理。通过油藏数值模拟,研究了多元热流体吞吐注采参数对增产效果和气窜的影响规律,并通过定义气窜系数和经济油汽比进行敏感性分析。最后,通过油藏数值模拟优选多元热流体开采方式,优化关键注采参数,制定合理的多元热流体热釆选井选层标准及相应的注采策略。室内实验与数值模拟结果表明,气体溶解度随温度增加而降低,随压力增加而增加,相同条件下,CO2溶解度最大,N2+CO2次之,而N2最小,且N2、CO2、N2+CO2溶解可分别使稠油粘度降低5%～18%、50%～95%和15%～40%;热水+CO2驱效果最好,250℃的采收率最高可达88%,剩余油饱和度可降至11%,热水+N2+CO2驱次之,热水+N2驱最低;多元热流体的采油速度可达冷采的1.5～3倍,为蒸汽吞吐1.2倍左右。其增产机理主要为溶解与加热降粘、扩大加热范围、增大地层压力、改变稠油流动形态等。影响多元热流体吞吐开采效果的因素依次是井距、层厚、注气强度、气水比、高渗带比例和注汽速度,最终确定新疆浅层稠油多元热流体开采策略为:（1）当井距>70m时,不同浅层稠油油藏均可开展多元热流体吞吐,但要适当减小气水比;（2）当井距≤70m时,（1）新疆浅层普通稠油油藏（克浅、金003区等）,建议开展蒸汽与多元热流体复合吞吐,先蒸汽后多元、且多元与蒸汽轮次比例<2;（2）新疆浅层特稠油油藏（红浅、红一4扩边区等）,建议开展蒸汽与多元热流体复合吞吐,且多元与蒸汽轮次比例<4。
曹志林[5]（2019）在《基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究》文中进行了进一步梳理蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage,SAGD）作为一种稠油热采的有效技术,已在加拿大、委内瑞拉、美国相继得到广泛应用。我国作为油砂资源大国之一,稠油增产势在必行。尽管我国在SAGD领域有些攻关成果,但总体上仍处于起步阶段。因此,开展SAGD的机理及其数值模拟研究,具有十分重要的学术价值和社会经济意义。本文的主要研究内容与结论如下:（1）首先回顾与梳理了SAGD数值模拟理论背景,同时自主开发Python模块用于TOUGH2后处理,最终形成了一套完整的模拟流程。结果表明:改进后的TOUGH2具备对SAGD过程进行模拟的初步能力。SAGD中所涉及到的传热传质、非混溶多相流问题,均可借助TOUGH2圆满求解;（2）其次基于改进的TOUGH2建立了双水平井SAGD工程过程的数值模型。对稠油开采中预热阶段和生产阶段,进行连续的数值模拟,揭示了SAGD二维截剖面、三维立体蒸汽腔的发育规律,同时开展对SAGD开采动态特征的分析评价。结果表明:该模型能够定量分析剩余油饱和度和温度的空间动态分布,有利于掌握整个区块的开发动态;该开采方案下累积油汽比为0.188（大于0.13）,采出程度为57%,说明该方案是经济可采的;（3）然后针对影响SAGD开发效果的6个主要因素,进行了参数敏感性分析。深入剖析了参数影响SAGD的物理机理,并对油藏参数、注采参数和井网参数进行了优选。结果表明:垂直渗透率和水平渗透率的比率、油藏原油饱和度和注入温度,对SAGD开发效果均为正相关;而注汽速度、垂直井距和横向井距,均各自存在自己的最佳值,无论过大还是过小,均不合适。（4）最后对于有、无泥岩隔夹层两种不同的油藏SAGD案例,开展了开发过程与效果的对比研究。研究结果表明:当注入井与生产井之间存在一连续水平泥岩隔夹层时,对蒸汽腔的上升过程具有显着的阻碍作用,峰值产油速率降低了4%。TOUGH2是美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）历经近半个世纪,主要针对包括地热的水力学研究领域而研发的多相多组分渗流热输运数值模拟计算机程序。通过二次研发及局部算法的攻关,本论文首次探索将纯源代码运用于SAGD稠油热采的模拟。迄今取得的成果,为后续实现热流固耦合,尝试研究地热开采与稠油热采的结合方案,打下了一个坚实的分析基础。
江铭[6]（2019）在《G区块稠油注气吞吐增产机理及主控因素研究》文中指出DG油田是我国典型的稠油油田,储层中原油黏度高,流动性差,目前区块储量动用程度低,注水开发效果差。根据以上特点,对于目标G区块提出了注气吞吐开发的方法。本次研究通过物理方法测试了目标原油的高压物性参数,开展室内动态混溶实验,测试了不同注气压力下,原油溶解气后的气油比和黏度,对原油注天然气吞吐可行性进行实验评价。以实验测试的参数为基础,利用数值模拟手段分析稠油流体注气后的相态及注气混相性特征。结合地质资料建立目标区块机理模型,利用数值模拟手段研究注入介质及储层性质对吞吐效果的影响,最后优选注入介质,建立单井模型,对注入参数进行优化设计。得到如下认识:（1）原油高压物性参数测试显示地面脱气油密度黏度较大,重组分含量高,动态混溶实验证明,地层压力22MPa条件下,溶解气达到饱和时,溶解气油比为98.0m3/m3,黏度从 2777.5mPa·s 降低到 41.76mPa-s。（2）对稠油流体注气相态及混相性特征的数值模拟研究显示,注气压力越大,天然气在原油中的溶解量越大,原油的黏度和密度下降幅度越大。目标区块稠油注天然气的最小混相压力为69.37MPa,在地层压力条件下注气,无法达到混相驱。（3）数值模拟结果显示:注N2吞吐的效果较注天然气和CO2效果较差,注氮气吞吐主要适合低黏度油藏开采,对于较高黏度的油藏,适合采用注天然气和注CO2吞吐开采。对于厚度较大、油藏埋深较浅,黏度较大,渗透率适中,不带倾角的油藏,注天然气吞吐的效果较好。（4）单井注天然气吞吐优选参数为:吞吐3周期,周期注入量为40万方,总注气量120×104m3,注入速度为10000m3/d,日产液量40m3/d,吞吐周期6个月。数值模拟结果显示,优化方案下,注气吞吐后总产油量4774t,采出程度达4%,对比衰竭开采增产油量3711t。（5）稠油注天然气吞吐增油的主要机理有:注入的天然气与储层原油相互作用,降低原油黏度、使原油体积膨胀、萃取原油中的轻质组分、形成内部溶解气驱等。
彭玺伊[7]（2019）在《低渗透油藏CO2吞吐实验与数值模拟研究》文中研究表明CO2吞吐是一种有效的提高采收率技术,适用于自然产能低、注水困难的轻质油藏的初期开发。本文针对一典型低渗透轻质油藏,通过CO2吞吐实验和油藏模拟方法,研究CO2吞吐的提高采收率机理及其影响因素,为现场工艺设计和优化提供依据。利用目标区块原油油样和室内填砂模型,进行了不同条件下CO2吞吐模拟实验,研究轮次注气量、焖井时间、原油性质等因素对CO2吞吐生产效果的影响规律,为确定CO2轮次注入量及合理焖井时间提供依据;通过进行CO2吞吐效果及产出油样的组分分析,分析了CO2吞吐提高采收率机理。基于目标区块储层流体特征,建立了CO2-原油PVT模型,分析了CO2对原油相态的影响,CO2对原油的溶胀降粘作用,计算了CO2-原油体系的最小混相压力,分析了CO2在原油中的扩散作用。根据目标油藏地质特征和CO2-原油PVT模型,建立了低渗透油藏CO2吞吐数值模拟模型,研究储层平面非均质性、不同地质因素及注采参数等对CO2吞吐效果的影响。室内CO2吞吐实验结果表明,单轮次注气量、焖井时间、储层温度和原油性质对CO2吞吐生产效果具有重要影响。随着注气量的增加,CO2吞吐采收率增大,换油率降低。随着焖井时间的增加,CO2吞吐采收率和换油率先增大后减小,存在最佳焖井时间。储层温度越高,CO2吞吐采收率和换油率越大。CO2吞吐对轻质油藏的开采效果优于稠油油藏。CO2对原油具有萃取抽提作用,可有效抽提原油中的轻质组分,因此建议现场在CO2吞吐过程中,考虑凝析油的捕集。PVT分析和油藏数值模拟结果表明,CO2注入油层后,CO2在原油中的溶解使原油体积膨胀、粘度降低,同时使原油体系油气两相区增大,在产油过程中有利于发挥溶解气驱的作用;相较于均质储层,在非均质模型中,CO2吞吐相较于降压开采的优势更加明显,CO2在原油中的扩散作用有助于提高CO2吞吐的采收率,渗透率越大生产效果越好;较低的井底压力有利于CO2吞吐,采收率随轮次注气量的增加而增大,换油率随之减小,存在最佳焖井时间,在确定焖井时间时应考虑CO2在原油中的扩散作用和生产时效。
路淇安[8]（2019）在《CO2吞吐开采页岩油的增产机理研究》文中提出页岩油作为一种重要的非常规油气资源,储量占全世界可采原油储量的10%,开采潜力巨大。现有页岩开发技术多为水平井水力压裂等,压裂后存在初始产量高但是递减快,采收率低等问题,实际开采难度大、成本高。因此亟待寻求提高页岩油采收率的新方式。近年来随着全球对温室气体埋存措施的响应和对页岩开发的进一步探究,利用CO2吞吐技术已成为一种提高压裂后页岩储层采收率的新方法。注入的CO2能够与页岩油相互作用,有效增加原油的流动能力,起到较好的开采效果。但CO2吞吐提高页岩油采收率的影响因素和具体作用机理还有待进一步研究。本文在充分调研页岩油现有开发技术和注CO2技术应用情况的基础上,对CO2性质进行测试分析,并根据Eagle Ford地层原油情况在实验室内进行模拟油复配,对目标页岩油藏流体的PVT参数、流体组分进行划分,有效减小了组分模型模拟运算时间。通过相互作用实验（原油膨胀实验、扩散实验、最小混相压力试验）探究了页岩油注CO2时的膨胀现象和作用机理。提出室内页岩油注CO2吞吐的一整套实验流程,对各个吞吐轮次下不同操作条件对页岩油采出程度的影响情况进行探究,并通过核磁共振微观实验对不同吞吐轮次下,不同岩心孔隙的可动油采出情况进行了分析。提出了CO2在吞吐页岩油不同阶段的增产机理。在实际实验的基础上,采用实验和油藏数值模拟相结合的方式对实际CO2吞吐提高页岩油采收率过程中的相关影响参数进行论证分析。论文取得的主要研究成果和认识如下:研究表明:在相同的操作时间内,较短的焖井时间能使岩心保持较高的压力梯度,从而实现较高的采收率,但焖井时间过长时,驱油能力会逐渐失去优势,造成经济和材料的浪费,因此在实际生产中,存在一个最优的焖井时间;提高采收率的机理包括:当二氧化碳与原油的混相压力（MMP）低于最小值时,主要作用机理为油相膨胀、粘度降低和气油置换,在高于最小混相压力时,二氧化碳和石油发生混相,导致二氧化碳进入充油孔隙空间的障碍毛细管压力为零,从而提高了局部驱替效率,混相条件是进行CO2吞吐提高页岩油采收率的最佳条件。如何提高CO2与原油的混相能力,增强CO2吞吐过程中对孔道中原油的携带能力,对于扩大CO2吞吐在提高页岩油采收率中的应用,加快页岩油高效开发具有重要意义。
曹珣[9]（2019）在《特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究》文中进行了进一步梳理特稠油采用蒸汽吞吐技术开发进入中后期阶段,周期含水率高,开发效果差,仅靠蒸汽吞吐单一的开发方式已不能满足矿场生产需求。鉴于CO2在地层中具有降低原油黏度、改善油水流度比等作用。因此开展特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术的适应性研究,为M油田提高采收率提供新方向,并为同类油藏蒸汽吞吐中后期寻找接替技术提供借鉴意义。为了明确CO2辅助蒸汽吞吐技术在M油田开发的适应性,利用油藏数值模拟方法,建立热采典型模型,研究油藏、注采工艺等因素对吞吐的影响规律,给出选井标准;建立代表区块典型生产特征的单井模型,开展剩余油分布及关键参数优化研究;针对试验区块优选井开发效果进行追踪评价。取得的主要认识如下:（1）对于相对封闭单井,CO2辅助蒸汽吞吐敏感因素较少,在此类井中开展先导试验风险小,易见效。对于边底水水侵井,CO2辅助蒸汽吞吐敏感因素较多,在此类井中开展先导试验风险较大,一旦边底水突破至井底,吞吐效果将大打折扣,此类井建议油层厚度不得小于3m,同时适当降低蒸汽干度与采液速度。（2）加入CO2后蒸汽吞吐动用范围扩大,剩余油分布更加均匀;优化的CO2辅助蒸汽吞吐关键参数为:无能量补充C28井CO2注入量200t,闷井时间10d,开井后采液速度60t/d;有能量补充C139井CO2注入量150t,闷井时间3d,开井后采液速度20t/d。（3）CO2辅助蒸汽吞吐技术能够应用于进行高轮次蒸汽吞吐的特稠油油藏。在相对封闭单井和距离边底水较远的水侵井中能起到较好的控水增油效果。但在距离边水最近的一线水平井,作用效果有限。
李晓宇[10]（2019）在《薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究》文中进行了进一步梳理胜利油田陈家庄373区块主力开发油层普遍厚度较薄（2-6 m）,地面脱气原油粘度一般10000-30000 m Pa·s,属薄层特稠油油藏。目前该区块开发已进入多轮次蒸汽吞吐阶段,油藏地层压力较低,周期递减快、含水上升快等矛盾凸显,热采有效率低,稳产难度大,开发矛盾日益突出。为最大程度发掘蒸汽吞吐井的潜力,以陈家庄373区块蒸汽吞吐井为例,根据陈家庄地质生产资料筛选出典型井（组）共计13口井,建立了包括373区块直、斜井井组地质模型、373区块斜井单井地质模型、373区块水平井单井地质模型、371区块单井地质模型在内的共计7具有代表性的地质模型,并对上述地质模型进行拟合,得到可精确模拟油井生产的地质模型（储量、历史拟合误差均不超过10%）。为针对性选择各井转周工艺,对上述地质模型包含的尚在生产的12口井进行了15个周期的生产模拟,进行“三场”规律与泄油半经分析,结果表明:随着吞吐轮次的提高,由于蒸汽加热半径难以增大或地层能量不足,泄油半径不再增加,生产效果变差;根据规律分析结果,确定12口井转周期工艺,其中,CJC26-X58井、CJC28-X58井采用氮气辅助蒸汽吞吐工艺;CJC31-X57井、CJC371-P2井采用降粘辅助吞吐工艺;其余各井采用常规蒸汽吞吐。为对现场进行较为具体的优化决策指导,首先对各井进行了注汽、工艺因素的敏感性分析,并筛选出较为敏感的注汽参数以进行较为准确的参数优化,最终确定常规蒸汽吞吐井需优化注汽参数为注汽量、注汽温度、焖井时间、注汽速度;降粘辅助蒸汽吞吐需优化注汽参数为注汽量、二氧化碳注入量、降粘剂注入量、焖井时间;氮气辅助蒸汽吞吐需优化注汽参数为注汽量、氮气注入量、注汽温度、焖井时间;随后,对各井进行正交试验设计,并利用拟合后生产模型以正交试验设计的参数组合来对12口井进行生产模拟,根据正交试验结果分别以产油量、净利润为目标进行注入参数优化。将参数优化结果交付现场,共有8口井的优化结果被应用于现场,生产情况与模型预测情况基本一致,预计可为现场取得效益3180万元;另外4口井采用现场实际转周注汽参数进行生产模拟,模拟结果与现场生产结果误差均不超过10%,说明所建立模型真实可信,可用于生产预测。该研究对于陈家庄油藏的生产具有较高的指导参考价值。
二、CO_2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究（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、CO_2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）CO2吞吐技术应用进展（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 CO2 吞吐增产机理 |
| 2 CO2吞吐矿场实践 |
| 2.1 稠油油藏CO2吞吐矿场应用 |
| 2.2 低渗致密油藏CO2吞吐矿场应用 |
| 2.3 复杂断块油藏CO2吞吐矿场应用 |
| 2.4 裂缝性油藏CO2吞吐矿场应用 |
| 3 发展方向 |
| 3.1 CO2复合吞吐 |
| 3.1.1 CO2与N2复合吞吐 |
| 3.1.2 CO2与化学剂复合吞吐 |
| 3.1.3 CO2与泡沫复合吞吐 |
| 3.2 CO2协同吞吐 |
| 3.3 超临界CO2吞吐 |
| 3.4 纳米颗粒辅助CO2吞吐 |
| 4 结 论 |
（2）冀东油田A区CO2吞吐最优工作参数研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 CO_2吞吐采油机理研究 |
| 1.2.2 CO_2吞吐采油最优参数确定 |
| 1.3 主要研究内容与科学问题 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 完成的主要研究工作量 |
| 1.6 主要研究成果和认识 |
| 2 CO_2吞吐采油机理 |
| 2.1 CO_2基本性质 |
| 2.2 驱油机理 |
| 2.2.1 降粘机理 |
| 2.2.2 改善油水流度比 |
| 2.2.3 体积膨胀机理 |
| 2.2.4 酸化解堵作用 |
| 2.2.5 萃取和汽化机理 |
| 2.2.6 改善界面张力 |
| 2.2.7 溶解气驱作用 |
| 2.2.8 堵水调剖作用 |
| 本章小结 |
| 3 冀东油田A区块流体相态模拟研究 |
| 3.1 PVT实验 |
| 3.1.1 单次闪蒸实验 |
| 3.1.2 膨胀实验 |
| 3.1.3 恒质膨胀实验 |
| 3.2 拟组分划分和流体回归变量调整 |
| 本章小结 |
| 4 CO_2吞吐室内实验研究 |
| 4.1 CO_2吞吐实验 |
| 4.2 实验结果及结论 |
| 4.2.1 注入压力对原油产量的影响 |
| 4.2.2 焖井时间对原油产量的影响 |
| 4.2.3 吞吐轮次对原油产量的影响 |
| 本章小结 |
| 5 CO_2吞吐数值模拟及注入参数研究 |
| 5.1 地质模型 |
| 5.1.1 冀东油田A区地质特征 |
| 5.1.2 地质模型 |
| 5.1.3 典型井选择 |
| 5.2 数值模型 |
| 5.2.1 相渗曲线 |
| 5.2.2 建立吞吐井 |
| 5.3 最优参数范围及分析 |
| 5.3.1 注入量 |
| 5.3.2 注入速度 |
| 5.3.3 注入压力 |
| 5.3.4 焖井时间 |
| 5.3.5 采液速度 |
| 5.3.6 吞吐轮次 |
| 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（3）多层稠油油藏火烧油层机理与注采参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 稠油火烧油层技术 |
| 1.2.2 火烧油层驱油机理研究现状 |
| 1.2.3 火线位置监测与调控研究现状 |
| 1.2.4 火烧油层数值模拟研究现状 |
| 1.2.5 火烧油层的矿场实践 |
| 1.3 目前存在的主要问题 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 第2章 多层火驱注气井筒参数计算模型 |
| 2.1 单管注空气垂直井筒沿程参数计算模型 |
| 2.1.1 模型假设 |
| 2.1.2 模型建立 |
| 2.1.3 模拟算法设计 |
| 2.1.4 模拟结果分析 |
| 2.1.5 实例计算 |
| 2.2 同心双管注空气垂直井筒沿程参数计算模型 |
| 2.2.1 模型假设 |
| 2.2.2 模型建立 |
| 2.2.3 模拟算法设计 |
| 2.2.4 模拟结果分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 多层火驱油藏火线波及规律与位置识别方法 |
| 3.1 火线波及不均现象 |
| 3.1.1 油井受效不均 |
| 3.1.2 尾气分布不均,气窜特征明显 |
| 3.1.3 火线沿各方向推进速度差异明显 |
| 3.1.4 注气井吸气、温度剖面呈尖峰状特征 |
| 3.2 火线波及主控因素 |
| 3.2.1 平面波及程度 |
| 3.2.2 纵向动用程度 |
| 3.3 多层火驱火线位置识别与调控方法 |
| 3.3.1 物理模型及基本假设 |
| 3.3.2 数学模型及求解步骤 |
| 3.3.3 火线前缘调控原理与方法 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 多层火驱变渗透率数值模拟方法 |
| 4.1 火烧油层驱油机理及特征区带划分 |
| 4.1.1 火烧油层驱油机理 |
| 4.1.2 火烧油层区带特征及划分 |
| 4.2 火驱油藏物性变化机理 |
| 4.2.1 高温作用 |
| 4.2.2 焦炭沉积 |
| 4.2.3 重质组分堵塞 |
| 4.3 变渗透率火驱模型 |
| 4.3.1 化学反应机理及模型 |
| 4.3.2 变渗透率火驱数学模型 |
| 4.3.3 模拟结果分析 |
| 4.4 多层火驱影响因素分析 |
| 4.4.1 储层渗透率 |
| 4.4.2 油藏层厚 |
| 4.4.3 含油饱和度 |
| 4.4.4 注气速度 |
| 4.4.5 注气压力 |
| 4.4.6 注采方式 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 变渗透率火驱数值模拟在D区块的应用 |
| 5.1 D区块开发概况 |
| 5.1.1 地质概况 |
| 5.1.2 开发历程 |
| 5.1.3 开发效果评价 |
| 5.2 模型的建立及历史拟合 |
| 5.2.1 油藏模型 |
| 5.2.2 燃烧动力学参数 |
| 5.2.3 蒸汽吞吐阶段拟合 |
| 5.2.4 火驱阶段拟合 |
| 5.3 D区块多层火驱开发方案优化 |
| 5.3.1 最大注气量 |
| 5.3.2 注气方式 |
| 5.3.3 注气压力 |
| 5.3.4 注气井射孔位置 |
| 5.3.5 排液量 |
| 5.4 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）新疆浅层稠油多元热流体开采研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 蒸汽吞吐 |
| 1.2 蒸汽与气体复合采油 |
| 1.2.1 蒸汽与氮气复合采油 |
| 1.2.2 蒸汽与二氧化碳复合采油 |
| 1.2.3 蒸汽与不同气体复合采油 |
| 1.3 多元热流体采油 |
| 1.3.1 多元热流体开采机理与应用 |
| 1.3.2 多元热流体气窜 |
| 1.5 研究意义与目的 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 技术路线 |
| 第2章 新疆稠油油田地质开发概况 |
| 2.1 金003区油藏地质特征 |
| 2.2 金003区油藏开发特征 |
| 2.3 多元热流体先导性试验 |
| 第3章 多元热流体采油室内实验研究 |
| 3.1 原油组成和流变实验 |
| 3.1.1 原油脱水实验 |
| 3.1.2 原油四组分实验 |
| 3.1.3 原油流变性实验 |
| 3.2 多元热流体PVT及流变性实验 |
| 3.2.1 实验目的 |
| 3.2.2 实验设备 |
| 3.2.3 实验方法 |
| 3.2.4 实验结果 |
| 3.3 多元热流体驱替实验 |
| 3.3.1 实验目的 |
| 3.3.2 实验设备 |
| 3.3.3 实验方法 |
| 3.3.4 实验结果 |
| 3.4 多元流体吞吐模拟实验 |
| 3.4.1 实验目的 |
| 3.4.2 实验设备 |
| 3.4.3 实验方法 |
| 3.4.4 实验结果 |
| 第4章 多元热流体吞吐增产机理研究 |
| 4.1 加热降粘作用 |
| 4.2 溶解降粘作用 |
| 4.3 扩大加热范围 |
| 4.4 增大地层压力 |
| 4.5 改变稠油流动形态 |
| 第5章 多元热流体吞吐油藏数值模拟研究 |
| 5.1 油藏数值模型建立 |
| 5.2 蒸汽吞吐影响因素分析 |
| 5.2.1 汽窜特征分析 |
| 5.2.2 汽窜系数定义 |
| 5.2.3 井距 |
| 5.2.4 粘度 |
| 5.2.5 渗透率 |
| 5.2.6 高渗带比例 |
| 5.2.7 平面渗透率级差 |
| 5.2.8 韵律 |
| 5.2.9 垂向渗透率级差 |
| 5.2.10 干度 |
| 5.2.11 注汽速度 |
| 5.2.12 注汽强度 |
| 5.2.13 焖井时间 |
| 5.2.14 敏感性分析 |
| 5.3 多元热流体吞吐影响因素分析 |
| 5.3.1 气窜特征分析 |
| 5.3.2 气窜系数定义 |
| 5.3.3 井距 |
| 5.3.4 粘度 |
| 5.3.5 渗透率 |
| 5.3.6 高渗带比例 |
| 5.3.7 平面渗透率级差 |
| 5.3.8 韵律 |
| 5.3.9 气水比 |
| 5.3.10 注汽速度 |
| 5.3.11 注汽强度 |
| 5.3.12 焖井时间 |
| 5.3.13 敏感性分析 |
| 5.4 蒸汽与多元热流体吞吐对比分析 |
| 5.5 蒸汽与多元热流体复合吞吐方式优化 |
| 5.6 新疆浅层稠油多元热流体热釆注采策略研究 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
（5）基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.2 基本概念与定义 |
| 1.2.1 稠油的定义与稠油油藏的特点 |
| 1.2.2 稠油热采技术方法与适用性分析 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 SAGD理论与技术国内外研究现状 |
| 1.3.2 TOUGH2油藏数值模拟的国内外研究现状 |
| 1.3.3 SAGD数值模拟的所面临的问题 |
| 1.4 主要技术路线 |
| 1.5 研究内容 |
| 2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的方法研究 |
| 2.1 TOUGH2简介 |
| 2.1.1 TOUGH2的理论基础 |
| 2.1.2 TOUGH2的基本使用方法 |
| 2.2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的可行性分析 |
| 2.2.1 SAGD采油机理分析 |
| 2.2.2 TOUGH2的功能分析 |
| 2.2.3 改进的TOUGH2 |
| 2.3 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的数值方法 |
| 2.3.1 控制方程 |
| 2.3.2 定解条件与辅助方程 |
| 2.3.3 毛管压力函数选取和相对渗透率函数选取 |
| 2.3.4 TOUGH2对井单元的处理 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 双水平井蒸汽辅助重力泄油全过程数值模拟研究 |
| 3.1 SAGD三维模型的建立 |
| 3.1.1 模型建立与网格剖分 |
| 3.1.2 初始条件、岩性参数与边界条件 |
| 3.2 SAGD预热阶段数值模拟研究 |
| 3.2.1 SAGD预热阶段的简介 |
| 3.2.2 SAGD预热阶段的数值模拟 |
| 3.2.3 SAGD预热阶段的粘度变化规律 |
| 3.3 SAGD生产阶段数值模拟研究 |
| 3.3.1 SAGD生产阶段的简介 |
| 3.3.2 SAGD生产阶段的数值模拟 |
| 3.4 SAGD三维蒸汽腔发育规律研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 蒸汽辅助重力泄油效果的参数敏感性分析及参数优选 |
| 4.1 地质参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.1.1 垂向渗透率与水平渗透率之比的影响规律 |
| 4.1.2 原油饱和度的影响规律 |
| 4.2 注采参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.2.1 注汽速率的影响规律 |
| 4.2.2 注汽温度的影响规律 |
| 4.3 井网井距的敏感性分析及参数优选 |
| 4.3.1 单井组垂直井距的影响规律 |
| 4.3.2 多井组横向井距的影响规律 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 复杂地质条件下蒸汽辅助重力泄油数值模拟 |
| 5.1 复杂地质条件概述 |
| 5.1.1 模型建立与网格划分 |
| 5.1.2 复杂地质模型的初始条件与岩性参数 |
| 5.2 复杂地质条件SAGD数值模拟与蒸汽腔发育规律研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A TOUGH2运行过程示意图 |
| 附录B Py_ext.py数据提取程序代码 |
| 附录C SAGD预热阶段输入文件 |
| 附录D SAGD生产阶段输入文件 |
| 攻读硕士学位期间发表学术论文情况 |
| 致谢 |
（6）G区块稠油注气吞吐增产机理及主控因素研究（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 国内外稠油开发研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏开发方式研究 |
| 1.2.2 稠油油藏注气吞吐国外研究概况 |
| 1.2.3 稠油油藏注气吞吐国内研究概况 |
| 1.2.4 注气吞吐增油机理 |
| 1.2.5 注气吞吐影响因素 |
| 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 |
| 1.4 主要完成工作量 |
| 第2章 目标区块油藏概况 |
| 2.1 区块地质简况 |
| 2.1.1 基本概况 |
| 2.1.2 储层物性 |
| 2.1.3 油藏特征 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.2.1 注水开发情况 |
| 2.2.2 措施实施情况及存在问题 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 稠油注天然气动态混溶实验研究 |
| 3.1 实验目的及样品测试 |
| 3.1.1 实验目的 |
| 3.1.2 原油组分测试 |
| 3.1.3 原油物性测试 |
| 3.1.4 注入气体性质 |
| 3.2 实验内容及条件 |
| 3.3 实验设备及流程 |
| 3.4 实验结果及分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 稠油流体注气相态及混相性特征 |
| 4.1 拟组分划分 |
| 4.2 注气膨胀实验拟合 |
| 4.3 临界参数确定 |
| 4.4 注天然气后地层流体相态特征研究 |
| 4.5 最小混相压力数值模拟研究 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 G区块注气吞吐介质筛选及主控因素研究 |
| 5.1 机理模型建立 |
| 5.2 储层厚度的影响 |
| 5.3 油藏埋深的影响 |
| 5.4 原油黏度的影响 |
| 5.5 储层渗透率的影响 |
| 5.6 储层纵向韵律的影响 |
| 5.7 储层倾角的影响 |
| 5.8 本章小结 |
| 第6章 G区块油藏注天然气吞吐数值模拟评价 |
| 6.1 注气吞吐机理模型建立 |
| 6.1.1 注气吞吐数值模拟模型建立 |
| 6.1.2 流体相渗曲线 |
| 6.2 注天然气吞吐方案优化设计 |
| 6.2.1 注气量 |
| 6.2.2 注气速度 |
| 6.2.3 焖井时间 |
| 6.2.4 日产液量 |
| 6.2.5 吞吐周期 |
| 6.2.6 注气时机 |
| 6.2.7 推荐方案 |
| 6.3 注气量调整影响研究 |
| 6.3.1 周期注气量对吞吐效果的影响 |
| 6.3.2 注入顺序对吞吐效果的影响 |
| 6.3.3 周期注气量调整对吞吐效果的影响 |
| 6.4 最优方案指标预测 |
| 6.5 注天然气吞吐机理分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）低渗透油藏CO2吞吐实验与数值模拟研究（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 国内外低渗透油藏概况 |
| 1.2.2 国内外CO_2吞吐技术发展现状 |
| 1.3 主要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 CO_2与原油相互作用模型 |
| 2.1 CO_2-地层原油体系PVT模型 |
| 2.1.1 目标区块概况 |
| 2.1.2 CO_2-原油PVT模型 |
| 2.2 CO2 对地层原油相态的影响 |
| 2.3 CO_2-原油体系溶胀降粘效果分析 |
| 2.4 CO_2-原油体系最小混相压力计算 |
| 2.5 CO_2 在原油中的扩散系数 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 CO_2 吞吐物理模拟实验 |
| 3.1 实验材料及设备 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验设备 |
| 3.2 实验步骤 |
| 3.3 实验方案 |
| 3.4 实验结果与分析 |
| 3.4.1 轮次注气量对CO_2吞吐效果的影响 |
| 3.4.2 焖井时间对CO_2吞吐效果的影响 |
| 3.4.3 储层温度对CO_2吞吐效果的影响 |
| 3.4.4 原油性质对CO_2吞吐效果的影响 |
| 3.4.5 CO_2对原油的萃取抽提作用 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 低渗透油藏CO_2吞吐数值模拟研究 |
| 4.1 低渗透油藏CO_2吞吐数值模拟模型 |
| 4.1.1 地质概念模型 |
| 4.1.2 CO_2-原油体系PVT模型 |
| 4.1.3 相对渗透率模型 |
| 4.2 地质参数及生产参数模拟方案 |
| 4.3 模拟结果与分析 |
| 4.3.1 均质模型模拟结果 |
| 4.3.2 非均质模型模拟结果 |
| 4.3.3 水平方向自相关长度的影响 |
| 4.3.4 渗透率量级的影响 |
| 4.3.5 CO_2 扩散的影响 |
| 4.3.6 生产井井底压力的影响 |
| 4.3.7 焖井时间的影响 |
| 4.3.8 轮次注气量的影响 |
| 4.4 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 |
（8）CO2吞吐开采页岩油的增产机理研究（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 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.2.3 页岩油现有开发工程技术 |
| 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 CO_2-烃类体系性质研究 |
| 2.1 CO_2的物理化学性质 |
| 2.1.1 CO_2的相态特征 |
| 2.1.2 CO_2的密度 |
| 2.1.3 CO_2的粘度 |
| 2.1.4 CO_2的溶解度 |
| 2.2 页岩油相态特征研究 |
| 2.2.1 页岩油性质特征 |
| 2.2.2 页岩地层流体p-T性质研究 |
| 2.2.3 流体组分测试和拟组分划分 |
| 2.3 CO_2在页岩油中的扩散性研究 |
| 2.4 CO_2-页岩油的膨胀性实验 |
| 2.5 CO_2-页岩油最小混相压力试验测定 |
| 2.5.1 实验设备及实验条件 |
| 2.5.2 实验步骤 |
| 2.5.3 实验结果 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 CO_2吞吐提高页岩油采收率实验研究 |
| 3.1 CO_2吞吐实验 |
| 3.1.1 实验条件 |
| 3.1.2 实验操作过程 |
| 3.1.3 实验结果分析 |
| 3.2 核磁共振微观实验研究 |
| 3.3 CO_2吞吐页岩油的增产机理分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 CO_2吞吐提高页岩油采收率数值模拟研究 |
| 4.1 CO_2吞吐数值模型的建立 |
| 4.2 CO_2吞吐实验数据的拟合 |
| 4.3 CO_2吞吐参数敏感性分析 |
| 4.3.1 焖井压力的影响 |
| 4.3.2 吞吐轮次的影响 |
| 4.3.3 CO_2扩散系数的影响 |
| 4.3.4 不同操作方案的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究（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 |
| 1.3 CO_2辅助蒸汽吞吐开采机理 |
| 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 CO_2辅助蒸汽吞吐影响因素分析 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.2 无能量补充稠油油藏影响因素分析 |
| 2.2.1 模型建立与方案设计 |
| 2.2.2 开发效果影响因素分析 |
| 2.2.3 主控因素敏感性分析 |
| 2.3 有能量补充稠油油藏影响因素分析 |
| 2.3.1 模型建立与方案设计 |
| 2.3.2 开发效果影响因素分析 |
| 2.3.3 主控因素敏感性分析 |
| 2.4 选井标准建立 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 CO_2辅助蒸汽吞吐参数优化研究 |
| 3.1 流体相态拟合 |
| 3.2 相对封闭单井 |
| 3.2.1 地质及数值模型建立 |
| 3.2.2 开发动态历史拟合 |
| 3.2.3 剩余油分布特征 |
| 3.2.4 关键参数优化 |
| 3.3 边底水水侵井 |
| 3.3.1 地质及数值模型建立 |
| 3.3.2 开发动态历史拟合 |
| 3.3.3 剩余油分布特征 |
| 3.3.4 关键参数优化 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 CO_2辅助蒸汽吞吐矿场应用跟踪评价 |
| 4.1 相对封闭单井开发效果评价 |
| 4.1.1 C1310井 |
| 4.1.2 C38井 |
| 4.1.3 C28井 |
| 4.2 边底水水侵井开发效果评价 |
| 4.2.1 C139井 |
| 4.2.2 C1710井 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究（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 蒸汽吞吐开发机理及规律研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐辅助工艺研究现状 |
| 1.2.3 蒸汽吞吐工艺参数优化研究 |
| 1.3 研究内容及技术关键 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术关键 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 典型井与井组优选与地质模型建立 |
| 2.1 陈373 块稠油油藏区块概况 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.2 典型井与井组优选 |
| 2.2.1 陈373 区块NgxⅡ2 层油井筛选结果 |
| 2.2.2 陈373 区块NgxⅡ1~2层水平单井筛选结果 |
| 2.2.3 陈371 区块NgxⅡ1~3层单井筛选结果 |
| 2.3 地质模型建立与历史拟合 |
| 2.3.1 陈373 区块NgxⅡ2 层井地质模型建立 |
| 2.3.2 陈373 区块NgxⅡ1~2层水平单井模型建立 |
| 2.3.3 陈371 区块NgxⅡ1~3层单井地质模型建立 |
| 2.3.4 各模型拟合情况统计 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 三场发展规律研究与泄油半径分析 |
| 3.1 陈373 区块多轮次吞吐井辅助工艺 |
| 3.1.1 陈373 区块蒸汽吞吐辅助工艺 |
| 3.1.2 陈373 区块转周工艺选择依据 |
| 3.2 陈373 区块规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.1 CJC27斜57 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.2 CJC28斜58 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.3 CJC31斜57 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.4 CJC371平2 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.3 陈373 区块各井三场规律统计分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 注入参数敏感性分析及优化设计 |
| 4.1 注入参数敏感性分析 |
| 4.1.1 常规蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.1.2 降粘辅助蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.1.3 氮气辅助蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.2 注入参数优化设计 |
| 4.2.1 常规蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.2 降粘辅助蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.3 氮气辅助蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.4 优化结果统计 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 现场应用分析 |
| 5.1 现场应用结果统计 |
| 5.2 优化实施井效果分析 |
| 5.3 优化未实施井拟合分析 |
| 5.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 附录A 三场规律分析图表 |
| 附录B 注入参数正交试验数据及优化结果 |
| 攻读硕士期间学术成果 |
| 致谢 |
四、CO_2吞吐开采稠油油藏的数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]CO2吞吐技术应用进展[J]. 张怿赫,盛家平,李情霞,宋平,陈玉琨,覃建华. 特种油气藏, 2021
- [2]冀东油田A区CO2吞吐最优工作参数研究[D]. 沈思博. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [3]多层稠油油藏火烧油层机理与注采参数优化[D]. 冯乃超. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [4]新疆浅层稠油多元热流体开采研究[D]. 吴文炜. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究[D]. 曹志林. 大连理工大学, 2019(02)
- [6]G区块稠油注气吞吐增产机理及主控因素研究[D]. 江铭. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]低渗透油藏CO2吞吐实验与数值模拟研究[D]. 彭玺伊. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [8]CO2吞吐开采页岩油的增产机理研究[D]. 路淇安. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [9]特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究[D]. 曹珣. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [10]薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究[D]. 李晓宇. 中国石油大学(华东), 2019(09)