一、非均质复杂断块油藏高含水期稳产方法（论文文献综述）
王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君[1]（2021）在《大庆油田公司勘探开发形势与发展战略》文中指出目前,中国石油大庆油田公司（简称大庆油田公司）面临"后备资源接替不足、开发难度日益增大"等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了"本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展"的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了"十四五"油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。
刘斌[2]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中研究表明我国很多油田随着数十年的高速开采,特别是东部油田,浅中层油藏或被探明,或者正在开发,其中诸多区块已经处于特高含水期,储量的认识和挖潜难度越来越大。面对国家经济发展的急迫需要,必须立足当前的客观实际,不断提高认识,掌握油气水储量状况,采取科学的技术和管理手段,为储量增值保值奠定坚实的基础。因此,针对特高含水期开发过程中的储量价值评价研究也显得迫切和极为重要。基于上述目的,本文开展特高含水期的储量价值评价,选择开发四十年并且综合含水大于90%的ZY油田作为研究对象。我们对油气储量价值评价的相关理论进行梳理,掌握国内外文献研究成果,结合石油行业油气储量价值评价目前所面临的客观环境,认真分析了ZY油田特高含水期储量价值评价所存在的问题,发现ZY油田特高含水期储量价值评价需要进一步优化研究。在充分考虑到储量价值评价影响因素的基础上,将地质可靠性与经济可行性评价有机地结合起来,从勘探维度、技术维度、经济维度、定性维度的四个维度出发,筛选并确定了评价研究的一级指标、二级指标,确立了ZY油田特高含水期储量价值评价优化指标,并运用层次分析法为各层级关键指标进行权重设计,形成ZY油田特高含水期储量价值评价标准。通过针对ZY油田特高含水期储量价值评价优化的设计与实施过程中可能出现的问题,提出具有针对性的建议,较好地解决了ZY油田特高含水期储量价值评价。确保综合评价结论能为ZY油田的管理体系提供有效的参考和提升,以促使特高含水期的油田企业实现可持续高质量发展。
沈忱[3]（2020）在《葡北油田注水层段划分及配注水量优化研究》文中指出葡北油田随着开发的不断深入,已进入特高含水期开发阶段,产液量、综合含水和薄层注水强度不断攀升,虽然加密井的投产以及近几年堵水力度加大,含水上升速度得到了有效控制,但综合含水仍然处于较高水平。厚度0.5m以下的薄差层注水强度已达到11.85m3/d·m,但动用程度不足60%,动用效果仍然较差。依靠传统经验法开展配注、层段划分及水量调整工作,已不适应目前的挖潜需要。为实现各层有效注水,保证油层最大动用程度,需要确定合理的层段组合方法及配注水量标准。本文利用水电相似原理及渗流阻力分析建立了小层注水量、产液量劈分方法,由小层注水量、产液量劈分结果通过低渗透油藏水驱规律曲线法完成了小层含水率劈分,并编制了小层注、采、含水劈分程序。根据小层注水量、产液量、含水劈分结果,制定小层动用状况分类标准,并进行分类,明确低效无效循环、动用差、未动用小层分布特征,分析了动用差异的形成原因。根据动用差异的评价结果,确定了不同动用状况小层在现阶段最优层段组合方式,并制定了最优层段组合图示。利用最优层段组合方式及油藏数值模拟针对不同动用状况小层分类制定了注采强度调整方案,预测不同类型层段组合下小层调整后含水率、产油量的变化结果,确定了不同层段组合下合理注采强度调整标准,为葡北油田下一步进行层段组合及配注水量调整提供指导意见。
赵驰[4]（2020）在《CN油田三工河组二段油藏综合治理研究》文中研究指明油藏由彩9井区、彩参2井区、彩10井区3个区块组成,为边、底水能量较充足的岩性-构造油藏,目前存在着主要问题有:（1）井网不完善,不规则,井距偏大,现有井网无法充分动用剩余储量;（2）油水井数比高,注水负担大,注水强度高于本区合理吸水强度;（3）油藏剩余油零散分布,动用难度大。为分析油水分布特征、水淹规律、油藏剩余油分布规律和井网调整可行性,进一步提高油藏采收率,对CN油田三工河组二段油藏进行综合治理研究。通过对CN油田三工河组二段油藏开发效果评价、措施效果分析、水淹特征及剩余油潜力研究,明确进入高含水、高采出程度“双高”阶段后油藏动用状况、水淹及剩余油分布状况,确定纵向上主要以J1s22-2小层以上为主要挖潜对象,平面上主要以注采井网不完善区、注水井井间滞留区、沉积弱势相带区等为主要挖潜区域。在此基础上开展合理开采政策研究,确定合理压力保持水平、合理注采比、注水强度、井网密度等,对比发现目前井距远大于合理井距。通过目前井网采收率标定与岩心相渗化验分析驱油效率对比分析,仍有较大的提采空间。综合动静态特征研究及潜力分析,完善了研究区注采井网。通过综合调整治理,预测20年后增产52万吨,比不调整提高采收率4.62%。
李春绪[5]（2020）在《葡北X断块地层压力恢复对策研究》文中指出葡北X断块经历30多年的开发历程,目前已经入了注水开发后期,经过长期的注水开发,地层能量不断亏空,没有后续能量的补充,致使地层压力逐年下降,并使区块内油井处于高含水状态,地层压力保持水平低,难以满足高含水期注水开发的需要,油井产量因此下降,严重影响油田水驱开发效果,因此开展葡北X断块葡萄花油层的地层压力恢复对策研究已成为刻不容缓的事情。本文根据葡北X断块的实际地质状况,建立了油藏地质模型以及数值模型,并进行了相关的数值模拟研究。结合不同类型砂体的成因以及特征,开展了单砂体的识别及划分研究,制定出一套适合地质特征的单砂体划分标准,指导单砂体的识别、描述以及划分,并将得到的单砂体作为地层压力研究单元,为后续进行地层压力恢复对策研究提供了基础研究单元。利用注采完善程度系数法,对压力单元的注采状况进行了评价。并通过数值模拟研究对压力单元进行潜力分析,优选出压力调整潜力单元。本文根据静水柱压力法、物质平衡法、最小自然递减率法以及经验公式法等多种油藏工程方法对合理地层压力进行计算,并结合数值模拟方法,对计算结果进行对比分析,优选出最佳的合理地层压力计算方法。结合物质平衡公式以及经验公式,推导出合理地层压力恢复速度计算公式,利用数值模拟方法进行验证。最终得到压力单元的合理地层压力恢复参数界限。基于以上的研究成果,开展了地层压力恢复方法研究,通过数值模拟手段,对不同方法设计方案,进行对比分析,最终制定出一套适应性较好的合理地层压力恢复对策。
史雪冬[6]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中进行了进一步梳理在具有强非均质性或历经长期注水冲刷的高渗油藏和裂缝发育的低渗透油藏中,注入水沿窜流通道定向快速无效流动,导致井组或井组中特定方向上油井暴性水淹。本文以这类常见的强水窜油藏或其中局部强水窜区域为对象,采用物理模拟实验方法,研究其开采动态和剩/残余油分布的特殊性和提高采收率面临的特殊难点;探索适宜的提高采收率方法。研制注采井间具有特高渗条带的注采井组物理模型,模拟强非均质高渗油藏或其中局部区域。利用该模型所得到的含水饱和度动态分布结果表明,在无水采油期,水驱前缘向油井方向快速推进;水驱前缘突破后继续注水的波及区域没有明显扩大。这类特殊油藏或其局部区域注采井间提高采收率的主要潜力是未波及区内大面积连片剩余油。采用均质储层井网模型和非均质模型进行水驱实验,实验结果表明,即便不存在定向特高渗条带等极端的特殊情况,高渗油藏也会因长期注水冲刷形成强水窜通道,其含水饱和度分布严重不均。这类均质（或弱非均质）高渗油藏强水窜形成后,残余油饱和度较高的中/弱水洗区体积巨大,剩余油分布高度分散。本文研究结果表明,强非均质高渗油藏或注采井间具有特高渗条带局部区域,形成强水窜后,采用聚合物驱有效,但效果有限;在油藏中强水窜局部区域内,采用原井网注高浓度聚合物段塞与水窜方向油井改注的深调-井网调整复合方法,可有效地动用连片剩余油。据此,本文提出了强非均质（或局部强非均质）高渗油藏强水窜后整体调剖-驱油与局部井网调整相结合的提高采收率方法。均质储层井网模型和非均质模型水窜后提高采收率方法适应性的研究结果表明,高渗油藏中一旦形成强水窜,不论是持续长时间水驱还是表面活性剂驱,均只能驱出强水洗区和少量中水洗区内的残余油,剩余油动用状况基本未得到改善;聚合物驱等常规化学驱可提高中/弱水洗区残余油的驱替效率,但对强水窜通道的实际封堵能力和作用范围有限,对高度分散的剩余油启动效果受限。模拟实验结果表明,强乳化驱油剂兼具洗油与微调的双重功能,可有效驱替油藏中体积巨大的中/弱水洗区残余油;聚合胶体微粒（PCP）可以实现强水窜油藏深部驱替剖面的有效调整。据此提出并证实利用聚合胶体微粒（PCP）深调段塞与强乳化驱油剂段塞组合优势叠加的协同效应,是强水窜高渗油藏提高采收率的有效方法。由实测的水驱含水饱和度分布图可以直观地看出,非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱过程中,油水前缘沿油水井方向和高渗条带快速推进,形成远比高渗油藏更强的水窜;即使是在端面均匀注入理想条件下的低渗均质模型,也会很快形成狭窄的水窜通道。在低渗储层模型狭小的水驱波及区域内,强水洗区的比例远远小于高渗油藏。与高渗油藏水驱后剩余油高度分散的特征相比,低渗油藏水驱后剩余油主要为大量连片基质原油。几种典型模型水驱波及效率与渗透率均具有正相关性,随渗透率的降低波及效率急剧降低。定义驱替水采出量与驱替水注入量之比为无效循环水率,以此作为定量表征特定油井水窜程度的参数。基于无效循环水率动态曲线,建立了同比条件下评价不同油藏或不同区域（井组）水窜强度的水窜系数,得到了“水窜系数”与渗透率的实验规律——不论是非均质（裂缝）模型、注采井组模型,还是端面均匀注入的均质模型,水窜系数随着与渗透率降低而增加。据此,实现了对低渗油藏水驱比高渗油藏更容易形成强水窜的定性认识向量化规律的发展。根据本文的实验结果,明确了低渗油藏水驱后提高采收率的潜力为低渗（或致密）基质中连片剩余油和分布于狭窄弱/中水洗区的残余油。对比聚合物、超低界面张力活性剂和强乳化活性剂在低渗-高渗均质模型驱油实验结果,证明因注入性问题,聚合物驱在低渗储层中不适用。非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱后,采用超低界面张力活性剂驱,采收率增幅很低;实测的含水饱和度分布表明,超低界面张力活性剂仅仅驱出了模型中强水洗区的部分残余油,不仅是剩余油未被驱动,弱水洗区内的残余油也未被驱出。水驱后采用强乳化驱油剂驱,低渗模型的采收率增幅明显高于超低界面张力活性剂驱;由含水饱和度分布的分析对比可知,强乳化驱油剂驱不仅驱出弱水洗和中水洗区中的残余油,而且明显地扩大了波及区,驱动了部分剩余油。水驱后采用胶粒分散体系段塞与强乳化剂段塞组合,可大幅度提高采收率;由其含水饱和度分布可以地看到,不论是均质井组模型还是非均质模型中,波及区域明显增大,低渗基质中很大一部分剩余油被驱动。针对低渗油藏面临的基质剩余油驱动和水窜通道治理与利用的特殊难点,确定了利用聚合胶体微粒（PCP）分段式封堵水窜通道、利用强乳化剂段塞辅助封堵、利用低粘驱油剂局部驱动基质剩余油的分段调堵-局部驱动提高采收率方法。
许江波[7]（2020）在《海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究》文中研究指明海外G油田是典型的边底水复杂断块疏松砂岩油藏。油藏内部断层普遍较发育,油水关系较复杂。在开发过程期间,边底水会持续为地层补充能量,油藏开发效果较好,但同时容易导致含水上升快,含水率高。G油田从2004年开始投入开发,现在已经进入高含水时期,已经出现多种问题。如含水率高、采出程度低、措施效果逐年变差、低产层动用程度差,降低了开发效果,须改变开发方案来提高采收率。基于此,本论文以海外G油田为例,综合应用了石油地质学、油藏工程方法、三维地质建模与数值模拟技术,进行了G油田地质特征研究、生产动态分析、数值模拟研究和开发方案调整。通过石油地质学方法,对海外G油田边底水断块油藏构造特征、地层特征和储层特征进行了研究。研究表明油藏地层厚度大、断层发育、储层差异性大、非均质性强,流体纵向差异大,给开发带来很大困难。通过油藏工程方法,分析了油田生产动态特征。明确了海外G油田大部分油井高含水的现状,这是制约油田当前产量的重要因素。经产量递减分析,得出目前G油田单井月递减率为0.83%。并利用合理采油速度法,计算了G油田合理井网密度,结果显示,可以合理对油田进行井网加密。另外采用了4种水驱曲线预测了油田最终采收率,结果显示采收率为14.1%。通过数值模拟技术,在保留海外G油田油藏物性特征下,建立了边底水油藏概念模型,并分别研究了避射高度、射孔厚度、水体倍数和隔夹层对边底水油藏含水上升的影响。对三维地质模型合理粗化后,建立了海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏实际数值模型,并进行历史拟合,结果表明模型符合实际地下油藏特征,可以用于开发预测。通过油藏数值模拟技术,进行了海外G油田水侵影响因素分析,明确了G油田剩余油分布区域,并设计了针对性的挖潜对策,如调整射孔层位,加密井网以及打水平井等措施,对方案进行开发指标的预测、对比以及优选,得出最适合海外G油田优选开发调整方案,为下一步海外G油田开发调整方案的设计提供有力的指导。
吴微[8]（2020）在《曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究》文中研究指明曙光稀油油藏于1975年投入开发,并于1976年开始注水,经过几年的快速上产,1980年该区域年产油量迅速上升至130×104t,并且随着后续不断新增动用储量,从1981年至1990年,曙光稀油油藏在1%的年采油速度上保持了10年之久,但是,伴随着开发时间的逐渐延长,地层压力低、注采井网欠完善、油藏动用不均等问题日益严重,于1991年起,该区域年产油量以平均每年4.5×104t的递减幅度快速下降,平均年综合递减率为10.4%,2011年该区域年产油量降至36.6×104t,随后进入缓慢递减阶段,平均年递减幅度2.1×104t,平均综合递减率7.6%,年产油跌至32.7×104t。为达到该区域稀油稳产目标,开展了稀油油藏开发后期稳产技术研究,集中对小断块潜力、复杂断块稳产技术、单砂体动用状况以及高采出区块剩余油分布状况进行研究,制定相应稳产技术路线。本文研究了曙光稀油油藏的储层物性以及相关开发历程,分析了曙光稀油油藏现阶段开发中存在的制约性问题,并针对此类制约因素制定相应技术对策,先后排查边部小断块未动用潜力,研究复杂断块稳产技术,寻找单砂体油藏注水开发低动用区域,并着重对高采出区域剩余油分布情况进行刻画。通过稀油稳产技术的持续研究实施,边部小断块实施注水辅助开发,复杂断块规划细分层系开发,单砂体油藏采用新工艺提高动用状况,并对高采出区块进行合理复产,曙光稀油油藏实现整体上产,综合递减率及自然递减率均有所下降,并形成了相应的稀油稳产技术体系,对同类型油藏有效开发具有重要意义。
郭冰柔[9]（2019）在《人工强边水驱机理及参数优化研究》文中进行了进一步梳理王集油田泌242区块地处河南省王集乡境内,位于泌阳凹陷北部斜坡构造带内。区块1994年试获工业油流,1997年元月投入生产,主力产油层为Ⅲ10小层,区块含油面积小,边水能量较弱,采用五点法注水开发。通过地质勘探及现场资料,对储层地质特征重新认识,地质建模得知储层纵向上表现强非均质性,区块内部连片性较好,地质储量23.04×104t。根据生产资料分析,泌242区块存在的问题是注采井网不完善,断层及油藏边部井网控制程度低;储层非均质性影响水驱开发效果,造成剩余油不均匀分布;区块整体含水率高。目前采出程度23.16%,具有一定的挖掘潜力。经过调研和分析,试用人工强边水驱技术进行调整。人工强边水驱是近年来提出用于解决区块高含水及特高含水问题的新方法,在油水边界外部采用大井距、大排量方式注水,使水线平行于油水边界均匀推进,相比常规注水开发能够大幅提高采收率。本文在前人研究基础上,从波及系数、驱油效率、毛管力等方面进一步对其渗流机理进行探究,明确与边外注水、天然强边水油藏的区别;通过数值模拟建立基础模型,确定原油粘度、地层倾角、孔隙度、渗透率等物性参数适用范围,得到适合使用人工强边水驱的油藏条件,综合评价泌242区块油藏因素、开发因素及地面工程条件是否适合人工强边水驱。之后将流体粘度、地层倾角等影响较大的物性参数和开发参数综合考虑,模拟不同变量下的最优开发参数,建立人工强边水驱理论图版,对后续研究和现场实施具有一定的借鉴意义。制定泌242区块开发调整方案,补充边缘注水方案,经比较人工强边水驱开发效果更好。对注水量、注采井距等开发参数进行优化,优选最佳方案。
西丹[10]（2019）在《水驱砂岩油藏中后期改善开发效果的措施研究》文中进行了进一步梳理吐哈油田温西三区块是典型的低渗透砂岩油藏,注水开发多年后,含水率接近极限,面临进一步提高采收率的挑战。随着水驱的进行,储层物性发生变化,剩余油赋存位置及动用机理也发生变化。本论文针对该油藏水驱中后期开展研究,研究砂岩油藏剩余油的分布及动用方法。通过长岩心驱替实验对水驱油和气驱油的驱替效果进行比较,研究不同开发方式对采收率的影响。建立数值模型研究长岩心驱替剩余油分布情况,并改变不同的驱替压力梯度研究其对剩余油的影响。建立理想化的九点法井网模型,研究不同渗透率储层的剩余油宏观分布情况。最后对比分析不同改善水驱效果的措施,选出最佳措施。结果表明,实验对比水驱与气驱的采出程度,气驱效果优于水驱;层间渗透率非均质性和井网不同位置井的不同生产情况都导致了剩余油的不均匀分布。和水驱效果比较,气水交替驱提高驱油效率17.76%;氮气泡沫驱提高采收率10.38%,气水交替驱效果较好。
二、非均质复杂断块油藏高含水期稳产方法（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、非均质复杂断块油藏高含水期稳产方法（论文提纲范文）
（1）大庆油田公司勘探开发形势与发展战略（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 勘探开发历程分析 |
| 2 勘探开发进展与展望 |
| 2.1 松辽盆地北部石油领域 |
| 2.1.1 大庆长垣油田 |
| 2.1.2 大庆长垣外围油田 |
| 2.1.3 双城油田 |
| 2.1.4 中浅层页岩油 |
| 2.2 海拉尔盆地石油领域 |
| 2.2.1 中部断陷带 |
| 2.2.2 外围凹陷 |
| 2.3 大杨树盆地石油领域 |
| 2.4 松辽盆地北部天然气领域 |
| 2.4.1 营城组火山岩气 |
| 2.4.2 沙河子组致密气 |
| 2.4.3 古中央隆起带基岩天然气 |
| 2.4.4 深层其他领域 |
| 2.5 流转区块天然气领域 |
| 2.5.1 四川盆地流转区块 |
| 2.5.2 塔里木盆地塔东流转区块 |
| 2.6 海外石油开发领域 |
| 2.6.1 蒙古国塔木察格油田 |
| 2.6.2 伊拉克哈法亚油田 |
| 3 发展战略 |
| 3.1 面临的矛盾和挑战 |
| 3.2 优势和潜力 |
| 3.3 发展战略目标 |
| 3.4 发展战略蓝图 |
| 3.4.1 本土油气业务持续有效发展，重点做好“三大支柱产业” |
| 3.4.2 海外油气业务规模跨越发展，重点建设“三大基地” |
| 3.4.3 新兴接替业务稳步有序发展，重点培育“三个增长极” |
| 3.4.4 服务业务优化升级发展，重点推进“四个一批” |
| 4“十四五”规划 |
| 4.1 规划部署 |
| 4.1.1 部署思路 |
| 4.1.2 部署原则 |
| 4.1.3 部署方案 |
| 4.1.3. 1 油气勘探方案 |
| 4.1.3. 2 油气开发方案 |
| 4.2 风险分析 |
| 4.2.1 资源与技术产量风险 |
| 4.2.2 投资与效益产量风险 |
| 4.2.3 环境与施工产量风险 |
| 4.3 保障措施及对策 |
| 4.3.1 核心技术攻关 |
| 4.3.2 创新体制机制 |
| 4.3.3 争取政策支持 |
| 5 结论 |
（2）ZY油田特高含水期储量价值评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.1.4 储量价值评价研究的必要性 |
| 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 研究内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究方法 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 石油储量价值评价的相关理论基础 |
| 2.1 石油储量分类与分级 |
| 2.1.1 石油储量概念 |
| 2.1.2 石油储量分类及分类结构图 |
| 2.2 储量价值评价内涵 |
| 2.3 储量价值评价影响因素 |
| 2.3.1 地质因素 |
| 2.3.2 开发因素 |
| 2.3.3 经济因素 |
| 2.4 储量价值评价相关方法 |
| 2.4.1 国外储量价值评价方法 |
| 2.4.2 国内储量价值评价方法 |
| 2.4.3 储量价值评价方法的选择 |
| 第三章 ZY油田特高含水期储量价值评价现状及存在问题 |
| 3.1 ZY油田简介 |
| 3.1.1 ZY油田石油地质概况 |
| 3.1.2 ZY油田地层岩性特征 |
| 3.1.3 ZY油田开发概况 |
| 3.2 ZY油田特高含水期储量价值评价现状分析 |
| 3.2.1 评价依据和指标确定 |
| 3.2.2 评价指标体系 |
| 3.2.3 评价结果 |
| 3.3 ZY油田特高含水期储量价值评价中存在问题及分析 |
| 3.4 ZY油田特高含水期储量价值评价优化的必要性 |
| 第四章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案设计 |
| 4.1 评价优化设计的目标与原则 |
| 4.1.1 设计目标 |
| 4.1.2 设计原则 |
| 4.2 评价优化设计的基本思路 |
| 4.3 储量价值评价指标的确定 |
| 4.3.1 勘探价值维度 |
| 4.3.2 技术价值维度 |
| 4.3.3 经营价值维度 |
| 4.3.4 定性价值维度 |
| 4.3.5 储量价值评价指标的最终确定 |
| 4.4 储量价值综合评价指标权重的确定 |
| 4.4.1 层次分析法简介 |
| 4.4.2 评价指标的权重计算 |
| 4.4.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.4.4 储量价值综合评价指数计算 |
| 4.5 ZY油田特高含水期储量价值评价过程与结果分析 |
| 4.5.1 评价油藏的选取 |
| 4.5.2 评价指标的权重确定 |
| 4.5.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.5.4 储量价值综合评价结果及分析 |
| 第五章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案实施的保障措施 |
| 5.1 综合技术集成应用确保精细认识 |
| 5.2 采取调整与挖潜措施落实分类治理 |
| 5.3 强化经营管理实现成本有效管控 |
| 5.4 创新管理方法提升价值创造能力 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 论文不足及展望 |
| 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 |
（3）葡北油田注水层段划分及配注水量优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 第二章 研究区地质概况及开发历史 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 开发历史 |
| 第三章 小层含水劈分方法研究 |
| 3.1 小层劈分系数构建方法研究 |
| 3.1.1 渗流阻力影响因素分析 |
| 3.1.2 层次分析法确定影响因素权重 |
| 3.1.3 小层注水量劈分方法 |
| 3.1.4 小层产液量劈分方法 |
| 3.2 小层含水劈分方法研究 |
| 3.2.1 水驱规律曲线法计算小层含水率 |
| 3.2.2 含水计算结果 |
| 3.3 程序编制 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 小层动用状况评价 |
| 4.1 小层动用状况分类 |
| 4.1.1 模糊综合评判法确定小层评价系数 |
| 4.1.2 小层动用效果评价系数计算 |
| 4.2 动用状况分布特征 |
| 4.3 动用差异形成原因分析 |
| 4.3.1 层间非均质特征 |
| 4.3.2 平面非均质特征 |
| 4.4 最优层段组合图示 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 合理注采强度研究 |
| 5.1 数值模型的建立 |
| 5.2 历史拟合结果 |
| 5.3 分类制定合理注采强度调整标准 |
| 5.4 小层措施经济效果预测 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）CN油田三工河组二段油藏综合治理研究（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 国内外类似油田研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 研究创新点 |
| 第二章 油藏地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏开发效果评价 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 主要开发指标评价 |
| 2.3 增产措施效果评价 |
| 2.3.1 油井措施效果 |
| 2.3.2 水井调驱、调剖 |
| 2.4 油水井利用状况评价 |
| 2.5 油藏开发存在的问题 |
| 第三章 剩余油描述研究 |
| 3.1 采收率标定 |
| 3.2 生产动态分析法 |
| 3.2.1 产吸状况分析 |
| 3.2.2 新钻井状况分析 |
| 3.3 数值模拟法 |
| 3.3.1 模型建立及历史拟合 |
| 3.3.2 剩余油分布状况 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 第四章 合理开采技术政策研究 |
| 4.1 合理压力保持水平 |
| 4.2 合理注采比及注水强度 |
| 4.3 合理井网密度 |
| 第五章 潜力分析及综合治理 |
| 5.1 潜力分析 |
| 5.2 注采井网完善 |
| 5.2.1 井网参数确定 |
| 5.2.2 加密调整区 |
| 5.2.3 C1236 井西断鼻部署 |
| 5.2.4 C2256 井断块部署 |
| 5.2.5 整体部署结果 |
| 5.3 综合治理措施 |
| 5.4 指标预测 |
| 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）葡北X断块地层压力恢复对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 研究区概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.2 储层特征 |
| 1.3 油藏条件及油藏类型 |
| 1.3.1 油藏压力及温度 |
| 1.3.2 油藏原油流体性质 |
| 1.4 目前生产状况 |
| 第二章 油藏模型研究 |
| 2.1 地质构造模型建立 |
| 2.1.1 断层模型 |
| 2.1.2 网格模型 |
| 2.1.3 层面模型 |
| 2.1.4 沉积相模型 |
| 2.1.5 模型质量监控 |
| 2.2 属性模型建立 |
| 2.2.1 孔隙度模型 |
| 2.2.2 渗透率模型 |
| 2.2.3 饱和度模型 |
| 2.2.4 净毛比模型 |
| 2.3 网格粗化 |
| 2.4 数值模型建立 |
| 2.4.1 模型初始化参数 |
| 2.4.2 高压物性及相渗曲线 |
| 2.5 储量及历史拟合 |
| 2.5.1 储量拟合 |
| 2.5.2 全区历史拟合 |
| 2.5.3 单井历史拟合 |
| 2.6 压力点拟合 |
| 第三章 地层压力单元划分及优选 |
| 3.1 单砂体特征分析 |
| 3.1.1 多期主河道叠加型单砂体 |
| 3.1.2 主(浅)河道-浅滩砂型单砂体 |
| 3.1.3 单一河道型单砂体 |
| 3.1.4 席状砂型单砂体 |
| 3.1.5 透镜砂型单砂体 |
| 3.2 单砂体划分 |
| 3.2.1 分类原则 |
| 3.2.2 分类描述 |
| 3.3 压力单元分析及统计 |
| 3.4 压力单元注采状况评价 |
| 3.4.1 影响因素 |
| 3.4.2 评价方法 |
| 3.4.3 评价结果 |
| 3.5 压力潜力调整单元研究 |
| 3.5.1 多期河道叠加型压力单元控制的剩余油 |
| 3.5.2 单一河道型压力单元控制的剩余油 |
| 3.5.3 席状砂型压力单元控制的剩余油 |
| 3.5.4 油气潜力分析 |
| 3.5.5 压力恢复及生产潜力分析 |
| 3.5.6 压力潜力调整单元优选 |
| 第四章 地层压力恢复参数界限研究 |
| 4.1 合理地层压力 |
| 4.1.1 静水柱压力法 |
| 4.1.2 物质平衡法 |
| 4.1.3 最小自然递减率法 |
| 4.1.4 经验公式法 |
| 4.1.5 方法优选 |
| 4.1.6 结果统计 |
| 4.2 合理地层压力恢复速度 |
| 4.2.1 物质平衡法 |
| 4.2.2 回归法 |
| 4.2.3 经验公式法 |
| 4.2.4 方法评价 |
| 4.2.5 结果统计及验证 |
| 第五章 地层压力恢复对策研究 |
| 5.1 地层压力恢复方法 |
| 5.1.1 注采调整原则 |
| 5.1.2 单一调节注水量 |
| 5.1.3 单一调节采液量 |
| 5.1.4 综合调整注采量 |
| 5.1.5 方案对比分析 |
| 5.2 综合治理对策 |
| 5.3 效果预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间科研成果 |
| 致谢 |
（6）高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 实际油藏中不同类型的水窜现象 |
| 1.2.1 非均质性造成的导致水窜 |
| 1.2.2 储层及其流体特性导致的水窜 |
| 1.2.3 开采工艺导致的水窜 |
| 1.3 不同油藏中水窜治理的研究现状 |
| 1.3.1 高渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.3.2 低渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.4 水窜治理的存在的问题以及提高采收率技术方案分析 |
| 1.5 论文的研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 高渗油藏中强水窜的形成及残/剩余油分布特性 |
| 2.1 实验方法的改进 |
| 2.1.1 储层模型 |
| 2.1.2 含油饱和度电阻率测试技术原理 |
| 2.1.3 仪器校准以及数据标准量化 |
| 2.2 具有定向高渗条带的注采井间水窜及开采动态 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 井组采油动态曲线分析 |
| 2.2.3 单井采油动态曲线分析 |
| 2.2.4 强水窜油藏水驱开采动态综合分析 |
| 2.3 高渗油藏水窜后残余油和剩余油分布以及潜力 |
| 2.3.1 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油分布 |
| 2.3.2 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油潜力分析 |
| 2.3.3 强水窜油藏水驱后剩余油类型 |
| 2.3.4 强水窜油藏水驱后提高采收率技术方向 |
| 2.3.5 持续水驱提高驱油效率技术潜力评价 |
| 2.4 强水窜高渗油藏调整井网提高采收率技术评价 |
| 2.4.1 井网调整方案 |
| 2.4.2 调整井网水驱开采动态 |
| 2.4.3 单井水驱开采动态 |
| 2.4.4 调整井网油水饱和度动态分布 |
| 2.4.5 井网调整方案综合分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 强水窜高渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 3.1 强水窜高渗油藏残余油驱替的有效方法 |
| 3.1.1 超低界面张力体系的筛选 |
| 3.1.2 强乳化体系的筛选 |
| 3.1.3 强水窜油藏水洗区域的划分 |
| 3.1.4 不同水洗区域内不同体系驱油效果评价 |
| 3.2 强水窜高渗油藏提高波及效率的适宜方法 |
| 3.2.1 PCP聚合胶体微球的制备 |
| 3.2.2 强水窜高渗油藏不同体系提高波及效率分析 |
| 3.3 具有定向高渗条带的井网-聚驱提高采收率方法 |
| 3.3.1 井网调整与聚驱复合技术井组开采动态 |
| 3.3.2 井网调整与聚驱复合技术单井开采动态 |
| 3.3.3 井网调整-聚合物驱过程油水饱和度动态分布 |
| 3.3.4 井网调整与聚驱复合技术综合分析 |
| 3.4 强水窜高渗油藏深部-驱油方法适应性评价 |
| 3.4.1 聚驱和深部调剖-驱油体系井组开采动态 |
| 3.4.2 聚驱和深部调剖-驱油体系单井开采动态 |
| 3.4.3 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系油水饱和度动态分布 |
| 3.4.4 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系综合分析 |
| 3.5 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.5.1 波及效率与采收率分析比较 |
| 3.5.2 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.6 强水窜高渗油藏调驱后进一步提高采收率方法 |
| 3.6.1 二次EOR开采井组开采动态 |
| 3.6.2 二次EOR开采过程油水饱和度动态分布 |
| 3.6.3 二次EOR开采综合分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 强水窜低渗油藏残/剩余油分布特性及其潜力 |
| 4.1 低渗油藏均质模型水驱特征分析 |
| 4.1.1 表征油藏水窜的几个参数 |
| 4.1.2 端面注水均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.3 渗透率变化导致的水驱前缘突进 |
| 4.1.4 注采井间均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.5 渗透率变化导致注采井间强水窜现象 |
| 4.2 低渗非均质油藏水窜特征分析 |
| 4.2.1 非均质油藏模型以及实验装置 |
| 4.2.2 不同渗透率级差的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.3 不同渗透率级差的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.2.4 不同平均渗透率的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.5 不同平均渗透率的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.3 裂缝性油藏水窜特征分析 |
| 4.3.1 实验模型及材料 |
| 4.3.2 裂缝性非均质岩心水窜参数分析 |
| 4.3.3 基质渗透率对水驱波及效率的影响 |
| 4.4 低渗油藏提高采收率面临的主要矛盾 |
| 4.4.1 均匀低渗基质模型水驱特征 |
| 4.4.2 非均质低渗储层模型水驱特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 强水窜低渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 5.1 强水窜低渗油藏水洗区残余油有效驱替方法 |
| 5.1.1 低渗超低界面张力体系的筛选 |
| 5.1.2 低渗超低界面张力体系的驱油性能 |
| 5.1.3 低渗强乳化体系的筛选 |
| 5.1.4 低渗强乳化体系非均质调驱性能 |
| 5.2 强水窜低渗油藏剩余油驱动方法 |
| 5.2.1 超低界面张力体系对致密-低渗岩心两相驱油临界压力梯度的影响 |
| 5.2.2 强乳化体系在非均质模型中的波及效率 |
| 5.2.3 PCP聚合胶体微球体系对低渗储层孔隙的适应性评价 |
| 5.2.4 PCP聚合胶体微球在岩心中的深部运移性能 |
| 5.2.5 不同匹配因子的PCP聚合胶体微球调剖效果分析 |
| 5.3 低渗油藏水窜后提高采收率方法评价 |
| 5.3.1 聚合物在低渗油藏中驱油性能评价 |
| 5.3.2 均质岩心超低界面张力与强乳化体系提高采收率对比 |
| 5.3.3 渗透率级差对不同深部调剖-驱油体系的影响 |
| 5.3.4 深部调剖-驱油体系不同注入方式对比 |
| 5.4 调-驱协同效应驱动低渗基质原油 |
| 5.4.1 不同深部调剖-驱油体系对水驱前缘的影响 |
| 5.4.2 不同深部调剖-驱油体系对注采井间主流区的影响 |
| 5.4.3 不同深部调剖-驱油体系对非均质油藏强水窜的改善 |
| 5.4.4 不同深部调剖-驱油体系对裂缝性油藏强水窜的改善 |
| 5.4.5 低渗强水窜油藏调整思路分析 |
| 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 |
（7）海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.0 研究目的与意义 |
| 1.1 国内外研究进展 |
| 1.1.1 边底水断块油藏开发研究进展 |
| 1.1.2 边底水复杂断块油藏稳油控水技术现状 |
| 1.1.3 油藏边底水研究 |
| 1.2 论文主要研究内容 |
| 1.2.1 油藏开发动态特征分析 |
| 1.2.2 油藏含水上升规律数值模拟研究 |
| 1.2.3 油藏开发调整数值模拟研究 |
| 1.3 技术路线 |
| 2 海外G油田物性特征与生产动态分析 |
| 2.1 油田物性特征 |
| 2.1.1 流体性质 |
| 2.1.2 温度和压力数据 |
| 2.1.3 岩石物性数据 |
| 2.2 油田生产动态分析 |
| 2.2.1 生产动态分析 |
| 2.2.2 产量递减分析 |
| 2.2.3 采收率预测 |
| 2.2.4 合理井网密度及井位优选 |
| 2.2.5 开发问题及潜力 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 海外G油田地质特征与地质建模 |
| 3.1 油田地质概况 |
| 3.1.1 地层特征 |
| 3.1.2 构造特征 |
| 3.1.3 储层特征 |
| 3.2 三维地质建模 |
| 3.2.1 数据准备 |
| 3.2.2 构造模型 |
| 3.2.3 岩相模型 |
| 3.2.4 属性模型 |
| 3.2.5 模型粗化 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 海外G油田油藏数值模拟研究 |
| 4.1 机理模型研究 |
| 4.2 数值模型建立 |
| 4.2.1 模拟软件介绍 |
| 4.2.2 数值模型建立 |
| 4.3 天然能量评价 |
| 4.4 历史拟合 |
| 4.4.1 储量拟合 |
| 4.4.2 全区拟合结果 |
| 4.4.3 单井拟合结果 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 海外G油田剩余油分布规律及开发调整方案设计 |
| 5.1 油水分布变化规律 |
| 5.2 水侵影响因素 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.3.1 垂向剩余储量分布 |
| 5.3.2 平面剩余储量分布 |
| 5.3.3 剩余油分布模式 |
| 5.4 开发调整方案预测 |
| 5.4.1 基础开发方案 |
| 5.4.2 调整射孔层位方案 |
| 5.4.3 加密直井方案 |
| 5.4.4 水平井方案 |
| 5.4.5 方案对比 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（8）曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光油田稀油油藏开发概况 |
| 1.1 区域地质及勘探简史 |
| 1.2 油藏地质特征 |
| 1.2.1 地层层序及层组划分 |
| 1.2.2 构造特征与断裂特征 |
| 1.2.3 沉积体系及相关沉积特征 |
| 1.2.4 储层特征及油藏类型 |
| 1.3 油藏开发历程 |
| 第二章 曙光稀油油藏开发各阶段矛盾及存在问题 |
| 2.1 油藏开发初期存在问题 |
| 2.2 油藏开发中期存在问题 |
| 2.3 油藏开发后期存在问题 |
| 第三章 曙光稀油油藏稳产技术研究与分析 |
| 3.1 边部小断块增油潜力研究 |
| 3.1.1 目前存在问题 |
| 3.1.2 稳产技术研究 |
| 3.1.3 现场试验效果评价 |
| 3.2 稀油油藏中复杂断块稳产技术研究 |
| 3.2.1 目前存在问题 |
| 3.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 3.2.3 复杂断块稳产技术研究 |
| 3.3 低动用单砂体上产技术研究 |
| 3.3.1 目前存在问题 |
| 3.3.2 稳产技术研究 |
| 3.3.3 现场试验效果评价 |
| 3.4 高采出程度区块剩余油上产潜力研究 |
| 3.4.1 目前存在问题 |
| 3.4.2 稳产技术研究及现场试验效果评价 |
| 第四章 曙光稀油油藏开发后期稳产技术实施效果及评价 |
| 4.1 边部小断块开发增油效果已见成效 |
| 4.2 复杂断块开发技术实现相关油藏上产稳产 |
| 4.3 低动用单砂体区域纵向动用程度有所提高 |
| 4.4 高采出区块二次开发取得较好效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（9）人工强边水驱机理及参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的理论依据及意义 |
| 1.2 课题研究范围及对象 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 主要研究内容及思路 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 主要成果与认识 |
| 第2章 油藏地质特征和地质建模 |
| 2.1 油藏地质特征 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 油藏地质建模 |
| 2.2.1 层系构造建模 |
| 2.2.2 属性参数建模 |
| 2.2.3 储量计算 |
| 2.2.4 模型粗化 |
| 第3章 油藏开发动态分析 |
| 3.1 油藏开发现状及开发历程 |
| 3.2 边水能量评价 |
| 3.2.1 物质平衡法 |
| 3.2.2 压降法 |
| 3.2.3 容积法 |
| 3.2.4 示踪剂法 |
| 3.3 采收率预测 |
| 3.3.1 经验公式法 |
| 3.3.2 递减曲线法 |
| 3.3.3 水驱曲线分析 |
| 3.3.4 童氏图版法 |
| 3.3.5 采收率综合分析 |
| 第4章 油藏数值模拟与剩余油分布研究 |
| 4.1 模拟网格系统 |
| 4.2 油藏物性及流体性质 |
| 4.2.1 油藏物性 |
| 4.2.2 油藏流体性质 |
| 4.3 模型储量拟合 |
| 4.4 生产历史拟合 |
| 4.4.1 全区历史拟合 |
| 4.4.2 单井历史拟合 |
| 4.5 剩余油分布及影响因素 |
| 4.5.1 剩余油分布特点 |
| 4.5.2 剩余油影响因素 |
| 第5章 人工强边水驱参数优化及理论模型 |
| 5.1 人工强边水驱机理 |
| 5.1.1 人工强边水驱技术的提出 |
| 5.1.2 人工强边水驱提高采收率机理 |
| 5.1.3 人工强边水驱与边外注水区别 |
| 5.1.4 人工强边水驱与天然边水区别 |
| 5.2 人工强边水驱理论模型 |
| 5.2.1 基础模型的建立 |
| 5.2.2 开发参数的确定 |
| 5.2.3 小结 |
| 5.3 人工强边水驱物性参数界限确定 |
| 5.3.1 粘度 |
| 5.3.2 孔隙度、渗透率 |
| 5.3.3 储层倾角 |
| 5.3.4 水体倍数 |
| 5.3.5 断块面积 |
| 5.3.6 渗透率变异系数 |
| 5.4 人工强边水驱油藏适应性评价 |
| 5.5 人工强边水驱理论图版 |
| 5.5.1 渗透率 |
| 5.5.2 粘度 |
| 5.5.3 井距 |
| 5.5.4 注采比 |
| 5.5.5 小结 |
| 第6章 人工强边水方案设计与优化 |
| 6.1 注水量优化 |
| 6.2 合理注采比研究 |
| 6.2.1 理论推导 |
| 6.2.2 数值模拟验证 |
| 6.3 单井采液速度优化 |
| 6.4 注采井距优选 |
| 6.5 注采井合理开井时机研究 |
| 6.6 注水方式优选 |
| 6.7 注水补充方案 |
| 6.8 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（10）水驱砂岩油藏中后期改善开发效果的措施研究（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 剩余油分布研究现状 |
| 1.2.2 改善开发效果措施分析现状 |
| 1.3 研究目标、研究内容、拟解决的关键问题 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 拟解决的关键性问题 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 储层物性特征 |
| 2.3 油藏特征 |
| 2.4 开发历程及现状 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 长期水驱后剩余油分布研究 |
| 3.1 水驱油及气驱油实验 |
| 3.1.1 实验设备 |
| 3.1.2 实验准备 |
| 3.1.3 实验步骤 |
| 3.1.4 实验结果 |
| 3.2 长岩心驱替数值模拟研究 |
| 3.2.1 模型建立 |
| 3.2.2 模型结果及分析 |
| 3.3 剩余油分布数值模拟研究 |
| 3.3.1 模型建立 |
| 3.3.2 模型结果及分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 改善水驱效果的方法研究 |
| 4.1 水动力学调整 |
| 4.2 气驱 |
| 4.3 泡沫驱 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、非均质复杂断块油藏高含水期稳产方法（论文参考文献）
- [1]大庆油田公司勘探开发形势与发展战略[J]. 王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君. 中国石油勘探, 2021(01)
- [2]ZY油田特高含水期储量价值评价研究[D]. 刘斌. 西安石油大学, 2020(05)
- [3]葡北油田注水层段划分及配注水量优化研究[D]. 沈忱. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]CN油田三工河组二段油藏综合治理研究[D]. 赵驰. 西安石油大学, 2020(11)
- [5]葡北X断块地层压力恢复对策研究[D]. 李春绪. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究[D]. 史雪冬. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究[D]. 许江波. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [8]曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D]. 吴微. 东北石油大学, 2020(03)
- [9]人工强边水驱机理及参数优化研究[D]. 郭冰柔. 成都理工大学, 2019(02)
- [10]水驱砂岩油藏中后期改善开发效果的措施研究[D]. 西丹. 中国石油大学(北京), 2019(02)