一、葡北油田混相驱矿场混相特征（论文文献综述）
周波[1]（2020）在《吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向》文中研究表明吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%～3.00%。
曹绪龙,吕广忠,王杰,张东,任敏[2]（2020）在《胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向》文中提出CO2驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO2驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO2混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO2混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22%。分析胜利油田CO2驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO2驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO2驱波及体积技术、发展CO2非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO2驱的发展方向,为油田实现CO2驱规模应用提供技术支撑。
毕佳琪[3]（2020）在《低渗特低渗油层富气-氮气复合驱研究》文中研究指明本文是十三五国家科技重大专项课题（2017ZX05009004）“低渗-致密油藏高效提高采收率新技术”的部分研究内容。针对低渗特低渗油层气体段塞复合驱提高采收率,以大庆外围YS油田的特低渗透油层为背景,利用CMG软件建立细管理想模型,进行了富气-氮气复合驱过程中,富气、氮气在油气相中的动态分布数值模拟计算,分析了气体段塞复合驱的机理;建立了均质和非均质模型,模拟计算了不同油层长厚比、渗透率、渗透率级差及富气段塞尺寸时的驱油效果和气驱效益,确定了不同参数下富气-氮气复合驱的合理段塞尺寸;选用30 cm长的低渗透、特低渗透2类天然岩心,分别进行了5种不同驱替方案的富气-氮气复合驱室内物模实验研究,确定了富气-氮气复合驱合理的前置段塞尺寸及其驱油效果;应用CMG软件预测了五点法井网条件下富气-氮气复合驱的驱油效果和气驱效益;并进一步对富气-氮气复合驱和二氧化碳-氮气复合驱进行了驱油效果和气驱效益的对比分析。研究结果表明,低渗特低渗透油层采用一次注入合理的前置富气段塞+后续氮气的段塞复合驱方式,可以减少富气的用量,充分发挥富气与氮气各自的优势,获得较好的驱油效果;一维长细管理想模型中,从富气与氮气在油气相中的分布来看,富气段塞至少应有0.5 PV才能有效地阻止氮气窜逸对采收率的影响,从采收率曲线来看,富气的合理段塞为0.6 PV;均质模型中不同渗透率的富气-氮气复合驱采收率在注入富气PV数小于0.6时无较大差异,在注入富气PV数大于0.6后渗透率越低的油层获得的采收率越高;非均质模型中,渗透率级差越大,富气-氮气复合驱中富气段塞的合理尺寸越小,采收率越低;物模实验中,富气-氮气复合驱的段塞组成以0.6 PV富气段塞+后续氮气为宜,此时特低渗透岩心的富气-氮气复合驱采收率为73.21%,低渗透岩心的富气-氮气复合驱采收率65.91%,二者相差7.3%;低渗、特低渗五点法井网中,无论是极限气油比约束条件还是极限日产油量约束条件,富气-氮气复合驱的富气段塞均以0.6PV为宜,此时,低渗透井网的富气-氮气复合驱极限气油比约束条件采收率为51.46%,极限日产油量约束条件采收率为52.80%,特低渗透井网的富气-氮气复合驱极限气油比约束条件采收率为50.88%,极限日产油量约束条件采收率为51.90%;五点法井网中,低渗与特低渗油层富气-氮气复合驱合理前置段塞均为0.6 PV,二氧化碳-氮气复合驱的合理前置段塞均为0.4PV,此时低渗油层中富气-氮气复合驱的采收率较二氧化碳-氮气复合驱的采收率低6.73%,富气-氮气复合驱的投入产出比是二氧化碳-氮气复合驱投入产出比的0.38倍,特低油层中富气-氮气复合驱的采收率较二氧化碳-氮气复合驱的采收率低12.10%,富气-氮气复合驱的投入产出比是二氧化碳-氮气复合驱投入产出比的0.39倍。总体而言,二氧化碳-氮气复合驱比富气-氮气复合驱具有一定的优势。
李媛珺[4]（2019）在《长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价》文中研究说明我国的特低渗透油藏分布范围广泛,资源数量众多,是我国油气资源的重要组成部分。其特点表现为天然能量低、开采后地层压力降幅大,实现高效开发需要运用更多的提高采收率工艺技术。本文研究区为鄂尔多斯盆地安塞油田杏河区块,该区域属于典型的特低渗透砂岩油藏,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的特点。区块内原油品质较好,粘度低、密度低、胶质含量少。CO2驱作为气驱提高采收率的常用方法,相比常规水驱,能够有效扩大波及体积,提高驱油效率,实现特低渗透油藏的高效开发。本文在充分调研CO2驱的驱油技术现状、驱油原理、影响因素及油藏适应性的基础上,运用理论分析、物理模拟（PVT分析仪、细管实验、驱替实验）与核磁共振技术相结合的手段,进行特低渗透岩心样品CO2驱室内实验与适应性分析。研究过程中,利用PVT分析仪对研究区块进行了原油物性分析,经细管实验确定最小混相压力为16.8MPa。进而开展CO2驱油实验,探索在不同实验条件下CO2驱的采收率变化规律,并利用核磁共振技术进行定量评价。结果表明:研究区CO2驱采收率与注入压力、注入体积和注入速度均呈正相关关系,但各阶段的驱油效率增幅均不相同。同时,核磁共振T2谱显示,驱油效率最高的阶段为近混相驱及混相驱阶段,在驱替进入近混相驱以后,较大孔喉和较小孔喉的驱油效率出现明显升高。综合分析发现,是否达到混相状态是影响研究区CO2驱驱油效果的主要因素,混相状态的驱油效率要远高于非混相状态。综合研究区基础地质特征,结合论文前期文献调研和实验结论,认为杏河区块适用CO2非混相驱替。
张蒙[5]（2019）在《低渗/特低渗油藏CO2注入方式优化及井网条件下改善驱油效果实验研究》文中研究表明针对低渗—特低渗透油藏CO2驱油效果差、气窜现象严重等问题,开展了CO2驱注入方式参数优化及扩大波及体积改善CO2驱油效果的实验研究,以室内物理模拟为主要研究方法,评价了低渗—特低渗岩心在不同渗透率及非均质性条件下CO2的驱油效果;选取天然露头均质岩心和人造非均质岩心,对包括水气交替（WAG）在内的CO2注入方式、注入速度及注入量进行了优选,给出了WAG适用于渗透率界限的适应性评价。为了进一步降低CO2流度,改善CO2驱替效果,提出了一种新型稠化剂LSS,并对该稠化剂与二氧化碳形成的稳定性体系进行了耐温性、耐压性、剪切流变性和驱油效果的整体评价。实验又依据长6储层进行了反五点井网下的径向流模型实验,结合水驱、连续气驱、WAG驱、稠化剂/CO2体系驱、后续气驱和后续水驱的方式,综合评价了在特低渗透油藏条件下CO2注入方式及井网条件下的驱油效果。实验结果表明,对于0.5×10-3μm2、1×10-3μm2和5×10-3μm2的特低渗均质岩心,水气交替驱流度控制作用明显,可显着延缓CO2的窜逸时间,渗透率越低,气窜时间越晚;渗透率级差为5（5/1）,10（10/1）和50（50/1）的非均质性岩心,渗透率级差越小,气水比越高,提高采收率效果越好;当渗透率级差达到10（10/1）时,气窜时间明显提前,特别是当渗透率级差大于50（50/1）时,水气段塞无法启动低渗基质中的剩余油。室内实验表明对于低渗—特低渗均质以及非均质性油藏,利用WAG在适应的界限范围内可显着降低CO2流度,延缓CO2窜逸时间,启动基质中的剩余油,提高剩余油采收率。同时使用新型稠化剂可与二氧化碳形成具有良好稳定性的实验体系,在稠化剂浓度为1.0%时,可增大CO2粘度20倍左右,对于降低CO2流度,改善气驱具有明显效果,当岩心渗透率级差小于10（10/1）时,该稠化剂/CO2体系可提高采收率12%以上。在三维物理反五点井网模型下,使用WAG和稠化剂/CO2体系能够降低CO2流度,延缓气窜时间,改善驱油效果,提高原油采收率14.87%。结合CO2注入方式优选实验结果和WAG驱适应性界限研究结果,可为油田矿场方案的实施及改善CO2驱油效果提供理论指导和参考。
罗彪[6]（2018）在《让纳若尔油田烃类气驱油藏工程参数优化》文中研究表明注气开发是一种行之有效的提高采收率技术,在北美地区已得到广泛应用,并取得良好的开发效果。烃类气驱作为注气开发的方式之一,近年来受到国内外学者的关注,不少学者通过理论和实验的方法在注气过程的相态特征、注气可行性以及注采参数优化等方面进行了大量的研究。国内一些油田已经开展了烃类气驱先导性试验,也取得了较好的开发效果。让纳若尔油田位于滨里海盆地东缘,为低孔低渗碳酸盐岩油气田,Д南油藏为其主力油藏。目前采用注水方式开发,受储层非均质性影响,出现了注水困难、压力保持水平低、地层原油脱气严重等问题,并且采出气中含有大量的酸性气体,该油田后期将考虑以采出气为气源进行注气开发。针对以上开发过程中存在的问题,本文以Д南油藏为例,进行了酸性烃类气驱数值模拟研究,取得了以下结论:（1）酸性烃类气驱过程中,注入气中酸性气含量越高,对原油物性的影响程度越大,注入气中酸性气含量增加,会大幅减小相图的两相区面积,减小最小混相压力的大小。（2）结合相平衡计算和混合单元网格法,使用C++编写了一套最小混相压力计算程序,计算结果精度达95%,并计算出让纳若尔油田CO2和采出气的最小混相压力分别为13.96和22.03MPa。（3）以Д南油藏典型井组为研究对象,从储层参数、流体参数、开发参数三个方面,筛选了10个烃类气驱开发效果的主要影响因素。设计正交试验进行主控因素分析,获得各参数对烃类气驱开发效果的影响排序。（4）以Д南油藏典型区块为研究对象,进行了油藏工程参数优化,优选出采出气作为最佳注入气,连续注气为最佳开发方式,并进行了30年的注气开发动态预测,最终采收率达32.02%,与注水开发30年的采收率19.7%相比,注气开发效果显着。
王冠群[7]（2018）在《S气顶油藏注气开发方案设计研究》文中研究表明注气开发已经成为目前最主要的油藏开发方式之一,也是提高原油采收率的重要手段。针对储层非均质性严重、原油高挥发性且气源丰富的S油藏,采用注气开发可以克服注水采油效果差、储量动用程度低的难题。首先结合S油藏TIII油组的地质与开发情况,应用比较法,明确注气开发的可行性。根据储层实际条件、生产状况、注气机理和经济因素等方面分析,确定最优注入气体类型;其次根据新处理地震资料解释的断裂系统与构造层面,按照地质模型的参数建立三维地质模型,结合储量拟合、生产动态分析和油藏生产历史拟合等研究工作,最终得出剩余油的分布;再次从油气水界面的动态变化、水锥形态、气窜的敏感因素分析和气窜控制方法等四个方面,研究油气水界面的运移规律。最后以JF123区块为该类油藏的先导试验区,结合油气水界面运移规律,开展了注气开采技术政策、方案设计及优选等方面的研究。研究结果表明,S油藏注气开发的最优注气类型是烃类气体,驱替类型为混相驱。驱替过程中的气窜规律受注入速度、地层压力、油层厚度、地层韵律性等多因素影响,综合考虑经济因素和现场实施条件,S油藏JF123区块最优注气方式为顶部水气交替注入、底部注水,交替频率为12月注气/6月注水,注气方案较注水方案提高采出程度12.10%。
张亮[8]（2017）在《东河1CⅢ油藏注气方案优化设计》文中提出碎屑岩油藏整体进入双高开发阶段后,面临含水上升加快、产量递减大、后备资源不足等挑战,稳产上产难度大。塔里木油田受油藏储层深埋藏、高温度、高矿化度、稀井网等不利因素的影响,提高采收率面临极大挑战。通过提高采收率技术前期评价研究,利用气驱的方式来提高油藏采收率可以不受油藏高温、高盐等苛刻条件的限制,在油藏高压条件下采用注气的方式比较容易实现混相驱,加上该地区天然气资源丰富,注气驱是高温高盐油藏提高采收率的现实技术方向。本文采用地质、油藏工程和数值模拟相结合的基本思路,运用油藏工程的相关知识对剩余油分布进行了研究,采用细管试验测定了油藏最小混相压力;通过长岩心驱替实验测试了注入气量和注气速度对采出程度的影响。利用数值模拟的方法对注天然气驱混相机理进行了模拟研究。在此基础上针对东河1油藏地质特征、开采效果,结合前期精描及注气室内评价结果,重点进行了注气工艺参数、注气方式优化设计,选定合适的试验区和注气层位,对比不同井距、不同注采井型、不同注气速度对于注气、采油能力的影响,进行开发调整方案设计与优选,最终得到东河1CIII油藏最佳的注气方案。研究表明:东河油田注伴生气和注干气均可达到混相;低速（1mL/h）注气最终驱油效率较高;以40×104m3/d注气,注气时间应为5年;应采用顶部注天然气,重力辅助驱为主、局部面积驱为辅的混相驱方式;新钻注气井、采油井均应采用水平井,注采井距在400米以上;注气井应位于12+13小层,新钻采油井应位于1砂层组边部及2砂层组;注采比应为1.3,采油速度应为2%3%。通过对注气先导试验井组生产情况跟踪分析,证实注气开发效果显着,明确了碎屑岩“三高”油藏提高采收率主体技术方向。
张慧[9]（2017）在《海上低渗厚油藏CO2驱适应性分析及注气参数优化研究》文中进行了进一步梳理目前,对于低渗透油藏,CO2驱已经成为主要的提高采收率技术之一。CO2驱技术虽然具有较好的提高采收率效果,但也存在不足,气窜问题是CO2驱开发要解决的重要难题,尤其是对于厚油藏来说,气窜问题更加显着,影响了CO2驱的波及系数,造成采收率降低。因此需要考虑厚油藏特点进行CO2驱适应性分析,并对注气参数进行优化,从而改善CO2驱开发效果。本文分析了目标低渗厚油藏具备的CO2驱气源条件,类比了目标油藏与国内外已实施CO2驱油藏的储层和流体条件,分别利用五种理论方法计算了目标油藏的最小混相压力。针对目标低渗厚油藏的特殊性,利用ECLIPSE数值模拟软件建立了目标油藏机理模型,分析了压力、温度、原油组成、注入气组成、地层构造与渗透率非均质性对CO2驱开发效果的影响规律。分别对注入气组成、注气部位、注气时机、注气速度、注气层位等参数进行了单因素优化设计。在此基础上,将优化结果应用于目标油藏实际数值模型中,分析了参数优化的效果。研究结果表明:目标低渗厚油藏具备CO2驱的注入气气源条件,储层和流体特性满足CO2驱的筛选条件,最小混相压力为27.18MPa,低于目标油藏地层压力,满足CO2混相驱条件,由此确定了目标低渗厚油藏适合采用CO2驱;注气参数优化方案为:在纯CO2中添加5%C5+5%C6、顶注底采、超前注气6个月、注气速度为60×104m3/d、注气井避射高渗层;在目标油藏实际数值模型中,优化方案的30年采出程度可以提高11.39个百分点。本文初步形成的厚油藏CO2驱适应性分析方法和厚油藏CO2驱注气参数优化技术,可为海上厚油藏CO2驱开发提供参考。
刘美灵[10]（2016）在《东河塘油藏顶部注气重力稳定驱开发方案研究》文中研究表明论文阐述了油藏顶部注气重力稳定驱的驱替机理,对于注气开发方式的机理研究现状和矿场应用现状进行了总结,系统了解了当前注气开发的国内和国际形势,并详细阐述了东河塘油藏的地质特征,为研究区注气开发提供了地质认识和基础。论文首先对油藏进行了开发效果评价,从含水率、压力保持程度、注入水的利用状况、驱动方式及驱动能量、水驱可采储量标定等方面进行分析,并综合多种方法进行可采储量的标定。分析了重力稳定驱机理以及其适用性,通过理论研究并结合东河塘油藏的地质特征和油藏特征,确定该油藏可以采取顶部注气重力稳定驱替的开发方式。并且开展了地层流体的高压物性分析、注烃类气驱油效率评价及机理研究等室内实验,进行了地层原油相态实验,确定了该油藏原油物性较好适合注气驱提高原油采收率。地层流体膨胀实验表明注入烃气可使流体物性得到改善,根据实验结果,利用数值模拟的方法研究驱替过程中地下流体的混相动态变化规律。通过细管实验并结合数值模拟结果确定了其最小混相压力。其次进行油藏数值模拟,在历史拟合过程中拟合了很多参数,这些参数主要有平均地层压力、累积产油、累积产水以及综合含水率等,主要研究了各砂层组的平面剩余油情况和纵向剩余油分布情况,根据模拟结果,发现1砂层组采出程度较低,剩余油比较丰富,在1砂层组进行注气提高采收率的开发方式是非常有必要的。再次对注采参数进行优化,确定注采层系,综合考虑注气、采油能力,水平井注采相比直井注采或混合注采具有优势,且400m左右为合适注采井距。由于1砂层组地层压力目前整体在42MPa左右,不需要高注采比即可达到混相,对于DH1CⅢ油藏顶部注气混相驱,一方面目前剩余油饱和度较高,另一方面,混相驱气窜后,中低气油比产油能力不会降低,因此确定试验期采油速度2%-3%。最后对研究区进行了方案优选。根据室内试验研究结果和数值模拟结果,并设计出三套开发方案,并对三种方案的开发指标进行了预测,综合地质和油藏工程研究成果,结合经济评价,优选出更适合DH1CⅢ油藏的开发方案。
二、葡北油田混相驱矿场混相特征（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、葡北油田混相驱矿场混相特征（论文提纲范文）
（1）吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向（论文提纲范文）
| 1 稀油油藏高效开发的实现 |
| 1.1 早期高速高效开发 |
| 1.2 中含水期井网加密及综合治理 |
| 1.3 高含水期精细注采和增储挖潜 |
| 2 稀油油藏水驱采收率影响因素及潜力分析 |
| 2.1 保持较高地层压力是获得较高水驱采收率的关键 |
| 2.2 保持合理驱替速度可以获得较高的驱油效率 |
| 2.3 高含水期改变开发方式可以有效提高稀油油藏最终采收率 |
| 3 吐哈油区稀油油藏下步技术攻关方向 |
| 3.1 依据矿场先导试验效果，有序进行推广应用 |
| 3.2 重新开展高渗轻质油藏高含水期重力混相驱提高采收率矿场试验 |
| 3.3 分区分策开展提高水驱效果试验及规模，完善调控配套技术 |
| 4 结论与建议 |
（2）胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向（论文提纲范文）
| 1 胜利油田CO2驱提高采收率技术的发展历程 |
| 2 特低渗透油藏超前注CO2混相驱技术 |
| 2.1 超前注CO2混相驱开发技术机理 |
| 2.1.1 注气增能机理 |
| 2.1.2 传质增效机理 |
| 2.2 超前注CO2优化设计技术 |
| 2.2.1 混相能力优化 |
| 2.2.2 注入速度优化 |
| 2.2.3 注采方式优化 |
| 2.3 超前注CO2混相驱矿场应用 |
| 3 降低混相压力技术 |
| 3.1 降低最小混相压力的机理 |
| 3.2 降低最小混相压力体系研究 |
| 3.2.1 增效剂优选 |
| 3.2.2 增溶剂 |
| 3.2.3 降低混相压力体系研制 |
| 3.3 降低混相压力体系的矿场应用 |
| 4 面临的挑战及下步方向 |
| 4.1 CO2驱规模应用面临的挑战 |
| 4.2 CO2驱开发对策 |
| 4.3 下一步研究方向 |
| 4.3.1 深化CO2驱提高石油采收率的相态理论 |
| 4.3.2 低成本扩大CO2驱波及体积技术 |
| 4.3.3 CO2非完全混相驱研究的发展 |
| 4.3.4 气窜通道识别、描述及预警技术研究 |
| 5 结论 |
（3）低渗特低渗油层富气-氮气复合驱研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 富气驱和氮气驱发展概况 |
| 1.1.1 富气驱 |
| 1.1.2 氮气驱 |
| 1.2 论文主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 富气-氮气复合驱细管模型数值模拟研究 |
| 2.1 理想细管模型 |
| 2.2 富气最小混相压力预测及分析 |
| 2.3 富气和氮气在油气相中的分布规律 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 富气-氮气复合驱三维数值模拟研究 |
| 3.1 均质模型数值模拟研究 |
| 3.1.1 长厚比对全富气驱最大段塞及最终采收率的影响 |
| 3.1.2 富气-氮气复合驱中段塞组成对气驱效益的影响 |
| 3.1.3 油层渗透率对复合驱采收率及气驱效益的影响 |
| 3.2 非均质模型数值模拟研究 |
| 3.2.1 长厚比对全富气驱最大段塞及最终采收率的影响 |
| 3.2.2 富气-氮气复合驱中段塞组成对气驱效益的影响 |
| 3.2.3 油层渗透率级差及韵律对复合驱采收率及气驱效益的影响 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 富气-氮气复合驱物模实验研究 |
| 4.1 低渗透岩心驱油实验研究 |
| 4.1.1 实验材料及方案 |
| 4.1.2 实验结果及分析 |
| 4.2 特低渗透岩心驱油实验研究 |
| 4.3 低渗透与特低渗透岩心的富气-氮气复合驱气驱效益对比 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 井网条件下富气-氮气复合驱段塞优化 |
| 5.1 低渗透油层五点法井网 |
| 5.1.1 极限气油比约束条件 |
| 5.1.2 极限日产油量约束条件 |
| 5.1.3 极限气油比约束条件与极限日产油量约束条件的指标对比 |
| 5.1.4 衰竭期开采动态 |
| 5.1.4.1 极限气油比停注后衰竭期开采动态 |
| 5.1.4.2 极限单井日产油量停注后衰竭期开采动态 |
| 5.2 特低渗透油层五点法井网 |
| 5.2.1 极限气油比约束条件 |
| 5.2.2 极限日产油量约束条件 |
| 5.2.3 极限气油比约束条件与极限日产油量约束条件的指标对比 |
| 5.2.4 衰竭期开采动态 |
| 5.2.4.1 极限气油比停注后衰竭期开采动态 |
| 5.2.4.2 极限单井日产油量停注后衰竭期开采动态 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 富气-氮气复合驱与二氧化碳-氮气复合驱对比 |
| 6.1 均质模型复合驱对比 |
| 6.1.1 长厚比与气驱最大段塞及最终采收率关系对比 |
| 6.1.2 均质模型复合驱中段塞组成对比 |
| 6.2 非均质模型复合驱对比 |
| 6.2.1 长厚比与全富气驱最大段塞及最终采收率关系对比 |
| 6.2.2 非均质模型复合驱中段塞组成对比 |
| 6.3 物模实验复合驱对比 |
| 6.3.1 技术指标对比 |
| 6.3.2 经济指标对比 |
| 6.4 井网条件下复合驱对比 |
| 6.4.1 低渗油层五点法井网 |
| 6.4.2 特低渗油层五点法井网 |
| 6.5 综合分析对比 |
| 6.5.1 低渗油层对比 |
| 6.5.2 特低渗油层对比 |
| 6.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价（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 CO_2驱油技术调研 |
| 1.2.2 CO_2驱油类型 |
| 1.2.3 CO_2驱EOR原理 |
| 1.2.4 CO_2驱油的影响因素调研 |
| 1.2.5 CO_2驱油技术的适应性调研 |
| 1.2.6 核磁共振技术应用 |
| 1.3 CO_2驱存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究的主要内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第二章 研究区基础地质特征及原油物性分析 |
| 2.1 研究区块简介 |
| 2.2 地质特征 |
| 2.2.1 地层与构造特征 |
| 2.2.2 储层特征 |
| 2.2.3 非均质性特征 |
| 2.2.4 流体性质与油藏类型 |
| 2.2.5 储层敏感性特征 |
| 2.3 流体特征 |
| 2.3.1 地层原油分析 |
| 2.3.2 原油物性测试 |
| 2.3.3 实验结果 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 CO_2驱最小混相压力测定 |
| 3.1 最小混相压力理论研究 |
| 3.1.1 三种定义 |
| 3.1.2 影响因素 |
| 3.1.3 测量方法 |
| 3.2 细管实验法确定MMP |
| 3.2.1 实验条件 |
| 3.2.2 实验设备 |
| 3.2.3 实验步骤 |
| 3.2.4 实验结果与分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 CO_2驱替室内实验 |
| 4.1 改变注入压力的CO_2驱替实验 |
| 4.1.1 实验原理 |
| 4.1.2 实验方法与设备 |
| 4.1.3 实验材料 |
| 4.1.4 实验步骤 |
| 4.1.5 实验结果与分析 |
| 4.2 改变注入体积的CO_2驱替实验 |
| 4.2.1 实验原理 |
| 4.2.2 实验方法与设备 |
| 4.2.3 实验材料 |
| 4.2.4 实验步骤 |
| 4.2.5 实验结果与分析 |
| 4.3 改变注入速度的CO_2驱替实验 |
| 4.3.1 实验原理 |
| 4.3.2 实验方法与设备 |
| 4.3.3 实验材料 |
| 4.3.4 实验步骤 |
| 4.3.5 实验结果与分析 |
| 4.4 核磁共振实验 |
| 4.4.1 实验原理 |
| 4.4.2 实验材料 |
| 4.4.3 实验方法与设备 |
| 4.4.4 实验结果与分析 |
| 4.5 CO_2与岩石配伍性研究 |
| 4.5.1 CO_2与岩石的化学反应 |
| 4.5.2 配伍性实验 |
| 4.5.3 结果与分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 CO_2驱影响因素分析及适应性研究 |
| 5.1 CO_2驱驱油效率影因素分析 |
| 5.1.1 注入压力对CO_2驱驱油效率的影响 |
| 5.1.2 注入体积对CO_2驱驱油效率的影响 |
| 5.1.3 注入速度对CO_2驱驱油效率的影响 |
| 5.1.4 驱替状态对CO_2驱驱油效率的影响 |
| 5.1.5 岩石配伍性对CO_2驱驱油效率的影响 |
| 5.2 杏河油田CO_2驱适应性分析 |
| 5.2.1 地质特征 |
| 5.2.2 流体性质 |
| 5.2.3 压力特征 |
| 5.2.4 适应性评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 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 |
（5）低渗/特低渗油藏CO2注入方式优化及井网条件下改善驱油效果实验研究（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 CO_2驱的国外应用进展 |
| 1.2.2 CO_2驱的国内应用进展 |
| 1.2.3 改善CO_2驱油效果技术现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 CO_2驱注入方式优选及WAG驱适应界限研究 |
| 2.1 注入方式对CO_2驱油效果评价 |
| 2.1.1 实验仪器与材料 |
| 2.1.2 实验步骤 |
| 2.1.3 不同注入方式下CO_2驱油效果分析 |
| 2.2 WAG驱注入参数的优选 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 WAG驱注入参数优选 |
| 2.3 均质岩心WAG驱渗透率适应界限分析 |
| 2.3.1 实验方法 |
| 2.3.2 均质岩心WAG驱渗透率适应界限分析 |
| 2.4 非均质岩心WAG驱渗透率适应界限分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 CO_2稠化剂增粘及流度控制效果评价 |
| 3.1 CO_2稠化剂增粘效果评价 |
| 3.1.1 实验仪器与材料 |
| 3.1.2 实验步骤 |
| 3.1.3 CO_2稠化剂增粘效果评价 |
| 3.1.4 粘度—温度流变性效果评价 |
| 3.1.5 粘度—压力流变性效果评价 |
| 3.2 CO_2驱流度控制效果分析 |
| 3.2.1 CO_2连续气驱效果分析 |
| 3.2.2 WAG流度控制能力分析 |
| 3.3 稠化剂/CO_2体系驱油效果评价 |
| 3.3.1 实验仪器与材料 |
| 3.3.2 实验方法 |
| 3.3.3 稠化剂/CO_2驱油效果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 井网条件下优化注入方式改善CO_2流度控制效果评价 |
| 4.1 三维物理模拟井网模型建立 |
| 4.1.1 实验设备及材料 |
| 4.1.2 三维物理模型相似理论分析 |
| 4.1.3 实验操作步骤 |
| 4.2 井网条件下优化注入方式CO_2驱油效果分析 |
| 4.3 采出井产液能力分析 |
| 4.4 生产动态分析 |
| 4.4.1 前期水驱 |
| 4.4.2 CO_2连续气驱阶段 |
| 4.4.3 WAG驱阶段 |
| 4.4.4 稠化剂/CO_2体系驱替阶段 |
| 4.5 反五点井网系统效果分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间发表的学术论文及科研成果 |
（6）让纳若尔油田烃类气驱油藏工程参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外烃类气驱开发应用情况 |
| 1.2.2 国内外烃类气驱相态特征研究现状 |
| 1.2.3 国内外烃类气驱影响因素研究现状 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 论文研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 让纳若尔油田储层及开发特征分析 |
| 2.1 地质构造特征 |
| 2.2 储层物性及非均质性 |
| 2.2.1 储层物性分布特征 |
| 2.2.2 储层物性非均质性 |
| 2.3 地层流体组成与性质 |
| 2.3.1 原油组成及性质 |
| 2.3.2 采出气组成及性质 |
| 2.4 油田开发现状分析 |
| 第3章 酸性烃类气驱过程中原油相态特征分析 |
| 3.1 注入酸性气含量不同的烃类气对原油特性的影响研究 |
| 3.1.1 注入气中不同CO_2 含量对原油特性的影响规律 |
| 3.1.2 注入气中H_2S含量对原油特性的影响规律 |
| 3.1.3 注入气中CO_2+H_2S含量对原油特性的影响规律 |
| 3.1.4 含不同酸性气的注入气对原油特性的影响程度对比 |
| 3.2 最小混相压力计算模型研究 |
| 3.2.1 相平衡计算方法研究 |
| 3.2.2 最小混相压力的确定方法 |
| 3.3 注入酸性气含量不同的烃类气对最小混相压力影响研究 |
| 3.3.1 注入气中CO_2 含量对最小混相压力的影响 |
| 3.3.2 注入气中H_2S含量对最小混相压力的影响 |
| 3.3.3 注入气中CO_2+H_2S含量对最小混相压力的影响 |
| 3.3.4 含不同酸性气的注入气对最小混相压力的影响程度对比 |
| 第4章 储层与流体参数对酸性烃类气驱开发效果影响研究 |
| 4.1 Д南油藏典型井组数值模拟模型的建立 |
| 4.2 储层参数对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.2.1 地层倾角对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.2.2 裂缝与基质渗透率比值对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.2.3 裂缝密度对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.3 流体参数对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.3.1 注入气中CO_2 含量对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.3.2 注入气中H_2S含量对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.3.3 注入气中CO_2+H_2S含量对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.4 开发参数对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.4.1 开发方式对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.4.2 采油速度对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.4.3 注气时机对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.4.4 压力恢复水平对烃类气驱开发效果的影响 |
| 4.5 酸性烃类气驱开发效果主控因素分析 |
| 4.5.1 正交试验参数设计 |
| 4.5.2 正交实验结果及主控因素分析 |
| 第5章 Д南油藏酸性烃气驱油藏工程参数优化及开发效果评价 |
| 5.1 Д南油藏典型区块数值模拟模型的建立 |
| 5.1.1 储层特征分析及储层属性模型建立 |
| 5.1.2 流体组分模型建立 |
| 5.2 Д南油藏典型区块生产历史拟合及油藏特征分析 |
| 5.2.1 模型参数调整原则的确定 |
| 5.2.2 生产动态拟合状况分析 |
| 5.2.3 典型区块油藏特征分析 |
| 5.3 Д南油藏典型区块烃类气驱油藏工程参数优化与开发效果预测 |
| 5.3.1 连续注气方式油藏工程参数优化 |
| 5.3.2 间歇注气方式油藏工程参数优化 |
| 5.3.3 注气吞吐方式油藏工程参数优化 |
| 5.3.4 水气交替注入方式油藏工程参数优化 |
| 5.3.5 注气开发方式优选 |
| 5.3.6 开发效果预测评价 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）S气顶油藏注气开发方案设计研究（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 |
| 1.2.1 注CO_2驱研究现状 |
| 1.2.2 注N_2驱研究现状 |
| 1.2.3 注烃类气体驱研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线 |
| 1.5 本文取得的主要成果 |
| 第二章 油藏地质及开发特征 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏的基本特征 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.1.3 开发现状 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造 |
| 2.2.3 断裂系统 |
| 2.2.4 储层 |
| 2.3 油藏开发特征 |
| 2.3.1 井网情况 |
| 2.3.2 底水能量 |
| 2.3.3 开发单元比较 |
| 2.3.4 储量动用状况 |
| 第三章 注气机理研究 |
| 3.1 气驱可行性分析 |
| 3.2 注入气体类型优选 |
| 3.3 注气机理研究 |
| 3.3.1 混相压力的确定 |
| 3.3.2 注烃类气体混相驱机理 |
| 第四章 数值模拟地质模型与剩余油分布 |
| 4.1 地质模型 |
| 4.2 剩余油分布研究 |
| 4.2.1 储量拟合 |
| 4.2.2 油藏生产历史拟合 |
| 4.2.3 剩余油分布 |
| 第五章 油气水界面运移规律研究 |
| 5.1 油气、油水界面的确定 |
| 5.1.1 原始油气、油水界面的确定 |
| 5.1.2 油气、油水界面的动态变化预测 |
| 5.2 水锥形态的预测 |
| 5.2.1 水锥形态的确定 |
| 5.2.2 公式适用性验证 |
| 5.3 烃类气体驱气窜机理 |
| 5.4 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.4.1 数学模型的建立 |
| 5.4.2 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.5 油层气窜控制方法分析 |
| 第六章 注气方案设计及指标预测 |
| 6.1 开采技术政策 |
| 6.2 方案设计 |
| 6.3 方案对比与优选 |
| 6.3.1 水气交替方案对比 |
| 6.3.2 不同方案累产油对比 |
| 6.3.3 含水率对比 |
| 6.3.4 注水井网与注气井网对比 |
| 6.3.5 方案优选 |
| 6.4 注气方案经济评价 |
| 第七章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）东河1CⅢ油藏注气方案优化设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 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 开发状况及效果评价 |
| 2.1 开发调整状况 |
| 2.2 开发效果评价 |
| 2.2.1 产量递减分析 |
| 2.2.2 含水分析 |
| 2.2.3 压力保持程度 |
| 2.2.4 注水状况及评价 |
| 2.2.5 水驱可采储量标定 |
| 2.2.6 开发水平分级 |
| 2.2.7 开发矛盾与调整对策 |
| 第三章 试验区选择 |
| 3.1 试验必要性 |
| 3.2 试验区确定 |
| 3.2.1 筛选原则 |
| 3.2.2 试验区确定 |
| 3.3 试验区开发效果简介 |
| 3.4 试验区地质特征 |
| 3.4.1 构造特征 |
| 3.4.2 储层特征 |
| 3.4.3 隔夹层特征 |
| 第四章 气驱机理研究及注气方案设计 |
| 4.1 剩余油分布研究 |
| 4.1.1 产量劈分 |
| 4.1.2 数值模拟 |
| 4.2 注烃气混相驱机理研究 |
| 4.2.1 最小混相压力实验研究 |
| 4.2.2 最小混相压力测试与评价 |
| 4.2.3 原油膨胀实验研究 |
| 4.2.4 长岩心驱替实验研究 |
| 4.2.5 实验拟合与相态参数场建立 |
| 4.2.6 注天然气驱混相机理模拟 |
| 4.3 注气驱注采参数优化研究 |
| 4.3.1 注气方式优选研究 |
| 4.3.2 注气试验区与注气层位 |
| 4.3.3 注采井型优选研究 |
| 4.3.4 注采井距优化研究 |
| 4.3.5 注采参数优化研究 |
| 4.3.6 注气规模 |
| 4.4 注气方案设计及优选 |
| 4.4.1 设计依据和原则 |
| 4.4.2 方案设计思路 |
| 4.4.3 对比方案设计 |
| 4.4.4 推荐方案要点 |
| 第五章 注气先导试验实施情况 |
| 5.1 注气先导试验井组 |
| 5.2 注气先导试验效果 |
| 5.3 注气混相评价 |
| 5.4 阶段认识 |
| 结论 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）海上低渗厚油藏CO2驱适应性分析及注气参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油田注气开发技术现状 |
| 1.2.2 CO_2驱替机理 |
| 1.2.3 CO_2驱开发效果影响因素 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 目标油田地质油藏特征 |
| 2.1 油藏基本情况 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩性特征 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 非均质性 |
| 2.3.4 隔夹层特征 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 流体性质 |
| 2.4.2 温压系统 |
| 2.4.3 油、气、水分布 |
| 2.4.4 油藏类型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 目标厚油藏CO_2驱适应性分析 |
| 3.1 注入气气源分析 |
| 3.2 储层特性CO_2驱适应性分析 |
| 3.3 流体特性CO_2驱适应性分析 |
| 3.4 混相程度分析 |
| 3.4.1 相态基础与目标油藏原油PVT性质 |
| 3.4.2 目标油藏最小混相压力研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 厚油藏CO_2驱开发效果影响因素研究 |
| 4.1 机理模型的建立 |
| 4.2 压力与温度的影响 |
| 4.3 原油与注入气组成的影响 |
| 4.4 地层构造的影响 |
| 4.5 油藏非均质性的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 目标厚油藏CO_2驱注气参数优化研究 |
| 5.1 注入气组成优化 |
| 5.2 注气部位选择 |
| 5.3 注气时机确定 |
| 5.4 注气速度对比 |
| 5.5 注气层位优选 |
| 5.6 目标油藏优化方案 |
| 5.7 本章小结 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）东河塘油藏顶部注气重力稳定驱开发方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景和论文依托 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 论文依托 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注气开发机理现状研究 |
| 1.2.2 注气技术的矿场应用现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 研究区概况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.1.4 油藏特征 |
| 2.1.5 储量计算 |
| 2.2 开发效果评价 |
| 2.3 重力稳定驱适用性研究 |
| 2.3.1 注气条件及影响因素研究 |
| 2.3.2 重力稳定驱的适用性研究 |
| 第3章 油藏注气提高采收率机理研究 |
| 3.1 注气室内实验 |
| 3.1.1 地层原油相态实验 |
| 3.1.2 注入气-地层流体膨胀实验 |
| 3.1.3 细管实验 |
| 3.1.4 长岩心驱替实验 |
| 3.1.5 室内实验结论 |
| 3.2 重力稳定驱机理研究 |
| 3.2.1 注气机理 |
| 3.2.2 混相驱替机理 |
| 3.2.3 重力稳定驱机理 |
| 第4章 数值模拟与剩余油分布 |
| 4.1 数值模拟模型的建立 |
| 4.1.1 网格模型 |
| 4.1.2 组分模型的建立 |
| 4.2 历史拟合 |
| 4.2.1 拟合制度与指标 |
| 4.2.2 历史拟合结果 |
| 4.3 剩余油分布研究 |
| 4.3.1 平面剩余油研究 |
| 4.3.2 纵向剩余油研究 |
| 第5章 试验区选择和注气方案设计 |
| 5.1 试验区的确定 |
| 5.1.1 实验的必要性 |
| 5.1.2 试验区确定 |
| 5.2 方案设计依据和思路 |
| 5.3 注采参数优化 |
| 5.3.1 注采层系 |
| 5.3.2 井型优选 |
| 5.3.3 井网井距 |
| 5.3.4 注采比 |
| 5.3.5 采油速度 |
| 5.3.6 注气规模 |
| 5.4 注气开发方案优选 |
| 5.4.1 对比方案 |
| 5.4.2 指标预测 |
| 5.4.3 方案优选 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
四、葡北油田混相驱矿场混相特征（论文参考文献）
- [1]吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向[J]. 周波. 新疆石油地质, 2020(06)
- [2]胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向[J]. 曹绪龙,吕广忠,王杰,张东,任敏. 油气藏评价与开发, 2020(03)
- [3]低渗特低渗油层富气-氮气复合驱研究[D]. 毕佳琪. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]长庆油田特低渗透油藏二氧化碳驱提高采收率室内评价[D]. 李媛珺. 西安石油大学, 2019(02)
- [5]低渗/特低渗油藏CO2注入方式优化及井网条件下改善驱油效果实验研究[D]. 张蒙. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]让纳若尔油田烃类气驱油藏工程参数优化[D]. 罗彪. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [7]S气顶油藏注气开发方案设计研究[D]. 王冠群. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]东河1CⅢ油藏注气方案优化设计[D]. 张亮. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]海上低渗厚油藏CO2驱适应性分析及注气参数优化研究[D]. 张慧. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [10]东河塘油藏顶部注气重力稳定驱开发方案研究[D]. 刘美灵. 中国地质大学(北京), 2016(04)