一、严重层内非均质油藏提高水驱波及体积技术研究（论文文献综述）
王九龙[1]（2021）在《非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用》文中指出我国大部分水驱油田普遍进入了开发中后期阶段,长期的注水开发导致储层水淹严重,形成了油水优势渗流通道,但是储层内仍然存在大量的剩余油,同时储层层间和层内的非均质性又加剧了这种矛盾,给挖潜带来了巨大的难度,归根结底是受储层构型（韵律、夹层遮挡、井控受限等因素）的限制,储层内部精细剩余油形成的机理和分布特征不明晰,进而不能提出有效的挖潜方法,现有流动模型也无法提供有效的理论支撑。特别对于大庆油田的非均质厚油层储层,构型影响下高含水期剩余油储量巨大,约占剩余可采储量的53.7%,如何实现这部分剩余油的有效挖潜成为我国目前和未来提高原油产量的重要努力方向。为了搞清厚油层不同非均质构型条件下储层的油水分布规律,揭示剩余油形成机理,本文在“十二五”国家重大专项提出二维有效驱动单元理论模型的基础上,基于渗流力学和流函数模型,将注采单元划分为4个区域:Ⅰ类（高速流动有效驱）、Ⅱ类（低速流动有效驱）、Ⅲ类（高速流动无效驱）、Ⅳ类（低速流动无效驱）。通过引入两个形状函数表征非均质构型的三维空间特征,实现三维流动与三维空间特征的融合,建立了考虑重力的三维有效驱动单元渗流数学模型、非稳态条件下沿流线方向上两相流动的饱和度模型,结合驱替实验和数值模拟方法揭示了注采单元内油水流动特征和饱和度（流线）变化规律。然后通过分别构建韵律、夹层以及注采不完善三类非均质储层的三维形状函数,结合流线密度和流线速度分布来表征了不同非均质构型条件下储层驱替单元内部有效驱动单元随时间和空间上的演化特征,弄清了驱替过程中含水率和油水饱和度随4类有效驱动单元转换的变化特征,进而明确了不同非均质条件下储层剩余油产生的区域和油水饱和度分布规律。依据三维有效驱动单元渗流数学模型,进行了大量数值分析。研究结果表明:（1）韵律储层受重力和纵向非均质性等因素的影响,在高渗透层形成优势渗流通道后,有效驱动的范围快速减小,导致整片状的剩余油产生,通过有效驱动单元模型可以跟踪含水率变化过程中4类驱动单元的变化范围,进而明确了不同韵律特征、不同韵律级差和不同储层厚度条件下剩余油产生的区域和规模;（2）夹层的存在改变厚油层层内和层间的流场分布,导致片状剩余油的产生,并且随着夹层延伸长度、夹层倾角等因素的影响驱动单元控制范围也发生变化,通过有效驱动单元理论可以明确了不同夹层条件下剩余油产生的区域和规模。（3）注采不完善性条件下,不完善区域形成压力平衡去无法实现有效驱动,导致散状剩余油的产生,通过有效驱动单元理论分析,明确了井网不完善、射孔不完善条件下剩余油随驱动单元变化产生的区域和饱和度分布。最后针对大庆油田厚油层三大类型六种模式储层剩余油分布的特征和剩余规模,基于流场转置方法利用三维有效驱动单元渗流模型提出了针对韵律型、夹层遮挡型以及注采不完善型三类主要剩余油类型储层的有效挖潜措施以及具体的挖潜方法和参数设置。根据目标区大庆南中西二区储层构型特征以及开发现状,对整个区块进行有效驱动的单元的划分,最终划分出3788个驱动单元,然后依据有效驱动单元理论分区域、分层位制定针对性的有效挖潜剩余油方案,结果显示调整后区块整体采收率提高4%左右,实现了剩余油的有效挖潜,本研究的成果对非均质厚油层剩余油的进一步挖潜提供了新的理论指导和技术支持。
史雪冬[2]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中研究指明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。
钱坤[3]（2020）在《低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究》文中研究表明低渗透油藏在油气田开发中占有越来越重要的地位,但由于其孔喉狭小,采用常规水驱开发时存在渗流阻力大、注水开发见效慢等问题。而CO2流动性强,在原油中有良好的溶解度,与原油之间界面张力小,更易进入低渗储层。CO2注入过程中油气界面变化和传质过程复杂,因此有必要深入认识低渗油藏CO2-原油之间的相互作用、微观驱油特征及其影响因素。首先,本文将CO2-原油体系高温高压溶胀实验、界面张力实验以及岩心驱替实验相结合,认识了静态和动态条件下CO2与原油之间的相互作用,更加准确地从相态特征角度阐明了CO2驱油机理;同时,考虑了高含水对CO2-原油之间相互作用的影响,建立了表征CO2在水膜中一维传质过程的数学模型,并结合物理模拟实验分析了高含水油藏CO2驱油机理。在此基础上,选择长8油藏不同孔隙结构类型岩心样品,利用核磁共振技术分析不同孔隙结构岩心连续CO2驱、水驱后CO2驱和水气交替驱后微观剩余油分布,明确了不同孔隙结构岩心孔隙动用下限和不同开发方式优势孔隙动用范围。研究结果表明,储层微观非均质性越强、小孔隙比例越高,不同注入方式孔隙动用下限越高;CO2驱孔隙动用下限最低,可动用不同孔径范围内原油,剩余油分布相对比较均匀,水驱后CO2驱可动用水驱难以动用的微、小孔隙（孔径小于0.5μm）中的原油,水气交替驱能够在孔径大于0.2μm的孔隙中取得更好的驱油效果。其次,建立了基于核磁共振技术的低渗砂岩储层润湿评价体系,分析了不同润湿性岩心驱替后微观剩余油分布,探讨了润湿性对低渗油藏CO2驱油的影响。研究表明,原油在孔隙中分布的连续性是影响CO2驱油效果的重要因素,原油分布的连续性越好,越有利于CO2的溶解和驱替。所以,油湿储层中各CO2注入方式均能取得较好的驱油效果,驱油效率均超过了70%;偏水湿储层中,水驱后注CO2驱油效果较好,且更易注入;混合润湿储层中,水气交替驱能获得更好的驱油效果。最后,利用双管并联岩心以及人造裂缝岩心研究了低渗非均质油藏和低渗裂缝性油藏不同开发方式驱油特征,分析了渗透率级差和裂缝长度对水驱后CO2驱、连续CO2驱、CO2吞吐和水气交替注入驱油效果的影响,优化了低渗非均质油藏注CO2提高采收率方法。
黄义涛[4]（2020）在《不同隔夹层特征非均质油藏水驱规律及流场演化特征研究》文中研究表明注水开发是油田开发的主体技术,在取得显着开发效果的同时,也使得大部分油田进入高含水期,甚至是特高含水期阶段,注入水低效无效循环严重,稳油控水成为高含水油田开发的焦点问题。非均质油藏注水开发过程流体驱替规律、渗流场演化特征、优势渗流通道发育过程特征一直是油田的研究重点和难点,明确水驱规律和流场演化特征对指导实际油藏开发和调整具有重要指导意义。本文首先针对均质厚油藏、隔层不发育非均质油藏、隔层发育非均质油藏和隔层欠发育非均质油藏这四种不同隔夹层特征非均质油藏开展水驱油实验,明确了油藏物性和隔夹层特征对油藏内部流体运移的影响规律;然后,对实验过程进行数值反演,结合流线和洛伦兹曲线研究方法,揭示了井间驱替规律、优势渗流通道发育位置、发育过程,实现了发育体积的定量化表征,并研究了渗透率级差、油水粘度比和驱替速度对优势渗流通道影响规律,在此基础上开展了改善水驱方法研究和矿场典型井组实际应用。研究结果表明:1)隔层发育非均质油藏水驱效果最好,部分连通的隔夹层为油藏内部流体层间窜流提供运移通道,导致油藏见水早,水驱效果最差。2)平面上,流线呈纺锤形、上窄下宽,下部流线分布更加密集,隔层欠发育非均质油藏流线上下分布差异化程度最大;除均质油藏外,各油藏高速区均位于油藏下部油水井连线附近和近井小范围处;垂向上,受重力影响,不同特征油藏流线均呈现出下行趋势,隔层欠发育油藏最明显、最复杂,隔层发育油藏最弱;3)隔夹层可有效阻挡流体垂向运移,封堵高渗层后,油藏中上部优势渗流通道增加最为明显;连通层为油藏内部流体窜流提供运移通道,虽然增加了油藏中上部优势渗流通道的发育规模,但是层间干扰加剧,不利于水驱效果提高;4)优势渗流通道体积随渗透率级差增大而减小,无隔层发育非均质油藏中上部优势渗流通道减少最快,隔层欠发育非均质油藏最慢;优势渗流通体积随驱替速度增大,先增加后趋于某稳定值;低速时,驱替速度增加单位厚度累积产液量变异系数增加,层间差异性变大,高速时,驱替速度增加单位厚度累积产液量变异系数降低,层间差异减小;5)复杂结构井能提升水驱波及范围和波及效率;完整的隔夹层有利于高含水后期开发层系调整;焖井措施对提高非均质油藏水驱采收率效果不明显。
吴少诚[5]（2019）在《高含水油田层内非均质储层不稳定注水规律实验研究》文中进行了进一步梳理随着国内油田逐渐进入高含水阶段,剩余油开发逐渐从层间、平面转向结合层内的综合立体挖潜模式,层内剩余油的挖潜成为关键。不稳定注水作为高含水期提高采收率的重要方法之一,在国外应用较为成熟,而国内起步较晚,缺乏完善的研究手段和必要的数据支撑,以深入认识不稳定注水在层内非均质储层的开发规律。设计了四组层内非均质模型,并依据实际开发情况,在常规水驱后转为不稳定注水。实验引入CT法分析驱替过程中油水饱和度特征,设置压力点分析储层内部压力变化情况,分析了常规水驱及不稳定注水的开发效果,并进一步认识了非均质厚油层不稳定注水过程中的压力变化特征及其压力扰动机理。常规注水油水饱和度分布结果表明,随着层内非均质性的增强,易在高渗层内形成优势通道,过早突破,开发效果迅速变差,其中反韵律储层开发效果更优于正韵律储层的开发效果。不稳定注水油水饱和度分布结果可明显观察到低渗层内水驱前缘推进,储层的整体含水饱和度明显提高,表明不稳定注水能有效扩大注水的波及范围。研究还发现在不同级差不同韵律时,波及的剩余油区域可能存在差异,渗透率且渗透率级差较小时主要波及低渗区域,渗透率且渗透率级差较大时,重力影响明显,正韵律主要波及低渗层,而反韵律除对低渗层有波及外,对高渗层顶部剩余油也存在一定的波及效果。此外,通过模型间采出程度对比,发现注入压力越大,储层非均质性越强,越有利于不稳定注水,并且正韵律储层的开发效果更优于反韵律储层的开发效果。对不稳定注水过程中模型的压力数据进行了分析并建立了压力变化场图,结果表明高渗区域的压力变化速度要快于低渗区域,由此在高低渗层间形成压力扰动,不稳定注水通过压力扰动推进水驱前缘,扩大了注水的波及范围;低渗区域的剩余油在压力扰动的作用下被带入到高渗区域,通过高渗通道开采出来;并且储层非均质性越强,注入压力越大,形成的压力扰动越强,不稳定注水开发的效果越好。研究为现场采用不稳定注水技术挖潜层内剩余油提供理论参考和指导,为室内实验研究提供方法和数据支撑。
艾哈[6]（2019）在《注水油藏层间干扰机理研究》文中研究指明在多油层合采的油藏注水开发过程中,由于油层的层间非均质性以及各油层中原油粘度上的差异等因素,不同油层合采中,各油层的动用差异较大,存在严重层间干扰现象,本文基于上述问题,对注水油藏层间干扰机理展开研究。主要研究内容如下:（1）以衰竭式开采为主要研究对象,在拟稳定状态下对原油产量进行劈分,研究层间干扰现场的发生原因和储层非均质性对层间干扰的影响规律。采用多层合采方式开发储层,不同小层之间通过井筒连接在一起,使得每一个小层之间压力趋于平衡,导致了层间干扰现象的发生。对多层合采储层的水驱开发阶段,由于储层非均质性的存在,油藏开发早期吸水较多的小层流体总黏度降低程度明显,使得该小层的渗流能力提高,提高了层间差距,导致了层间干扰现象的增强。而水驱过程中,某一小层的注入水突破会对其他小层的开发产生严重的干扰。当储层原油黏度较高时,某小层提前见水导致的层间干扰会更加明显。（2）对于多层非均质油藏,如果采用合并开采的方式开发,低渗透层原油的启动是需要关注的重要问题。原油的启动主要依靠注采井之间的压差,原油的启动压差也被称为启动压力。本节对多层合采过程中的启动压力现象展开研究。渗透率级差与黏度是影响启动压力的最要因素,实验测试了这两个因素对低渗透层原油启动压力的影响。根据室内物理模拟实验结果,建立多层多渗透率储层模型。该模型充分考虑了层间干扰对油井产油能力的影响。最终得到新的油井产能公式。最后以实际油藏条件作为算例,证实公式的有效性。（3）对多层非均质储层采用多层合并采油的方式进行开发时,储层内部各个层系之间的压力会自发达到平衡状态。这种压力平衡是不利的。每一层系的非均质性会使得各层的吸液能力和水驱过程中各项参数产生很大的差距,从而降低了水驱阶段的产油量。这就要求对储层开发状况进行实时监测,对储层开发过程中出现的层间干扰及时评价,更正开发策略,让每一层系原油储量能得到均衡的开发。为了合理解决非均质储层水驱开发阶段的层间矛盾,基于不同小层内的压力和含水饱和度变化,绘制评价每一小层储量开采程度的多因素图。整体开发要保证油藏内部各小层储量均能得到动用且不能有过大差距。水驱过程中各小层的含水饱和度变化和压力的分布对整个油藏开采效果有着重要影响,因此要分析这两项因素对油藏开采的影响规律。选择采油速度作为评价指标。因为采油速度既能体现油井产油能力,也能表达整体油藏每一小层的储量动用情况。与此同时参考层间干扰系数的概念,给了计算采油速度干扰系数的公式。最终表明,该参数可以准确地衡量各层储量动用的均衡程度,为后续开发过程中层系重新划分和层系精细划分提供了极具参考价值的评价依据。
韦杰迈[7]（2019）在《致密-低渗储层中水/气窜流的主控因素》文中研究表明针对致密-低渗储层开采过程中普遍存在水、气窜流严重的问题,本文以物理模拟实验为主要方法,研究了影响窜流的主控因素及相关规律。采用均质柱状岩心模型,研究了由粘性指进引起的水窜、气窜中,岩心渗透率、驱替速度和驱替压差的影响规律;采用双层非均质岩心模型,研究了由非均质性引起的水窜中,渗透率级差和驱替速度的影响规律。均质柱状岩心水驱油实验结果表明,水窜的强度随岩心渗透率的增大单调递减,且在渗透率小于17.88×10-3μm2时减弱幅度更大,随驱替速度的增大单调递增,且在驱替速度小于2m/d时增强幅度更大;均质柱状岩心CO2驱油实验结果表明,气窜的强度随岩心渗透率的增大单调递增,且在渗透率小于12.47×10-3μm2时增强幅度更大,随驱替压差的增大单调递增,且在压差大于0.5MPa时增强幅度更大;渗透率为1.72×10-3μm2的均质岩心中,气窜的程度远远弱于水窜的程度,在致密低渗储层中,注气开发更具有优势;双层非均质岩心水驱油实验结果表明,非均质水窜的强度随渗透率级差的增大单调递增,且在级差小于11.49时增强幅度更大,随驱替速度的增大单调递增,且在驱替速度小于2m/d时增强幅度更大。
薛晓宁[8]（2018）在《萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究》文中认为萨尔图中区砂岩油藏经过多年注水开发,目前已进入高含水期,部分储层甚至达到特高含水期。面对当前开发形式,开展萨尔图中区砂岩油藏特高含水期油水两相渗流以及水驱油效率实验研究,分析特高含水期油水两相渗流特征,研究提高特高含水期储层水驱油效率的措施是十分必要的。本文通过非稳态法室内实验研究方式,开展了特高含水期油水两相渗流实验研究,在对比分析已有的油水两相相对渗透率数据处理方式的基础上,提出了适合特高含水期油水两相相对渗透率数据处理方法,揭示了特高含水期油水两相的渗流特征,分析了注水倍数对水驱油效率的影响规律;本文基于萨中区特高含水期油水两相渗流特征,开展了特高含水期储层实验研究,分析了提高水驱速度和提高水驱速度与周期注水相结合的方式对特高含水期储层水驱油效率的影响;开展了特高含水期层间非均质并联小岩心模型实验研究,分析了提高水驱速度、周期注水、提速时机、改变注入方向及分层间歇关井方式对特高含水期层间非均质油藏水驱油效率的影响。本文基于上述实验研究结果,分析提出了萨尔图中区砂岩油藏特高含水期最佳增产措施。
郝宏达[9]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中认为在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
董杰[10]（2018）在《特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究》文中进行了进一步梳理特低渗油藏注水开发普遍存在含水上升快、水窜严重、采收率低等问题,对高渗通道中水窜有效治理技术和低渗基质中原油高效驱替技术的需求非常迫切,针对这一迫切需求,开展了深部调剖与驱油相结合的特低渗油藏提高采收率技术研究。研发了“致密非均质储层模型原油饱和装置”,突破了影响特低渗/致密油藏非均质储层模型驱油实验精度的瓶颈技术,以此为基础开展了特低渗储层物理模型水驱油模拟实验。均质岩心水驱实验结果表明,特低渗油藏水驱效率低的主要原因是微观波及效率低,其水驱后残余油的主要类型为微观非均质残余油。以非均质模型驱油实验的水驱前缘突破PV数近似表征水驱宏观波及效率,得到了特低渗非均质模型中水驱波及效率随渗透率级差增大而降低的实验规律,特低渗非均质（裂缝）油藏中水驱后剩余油是其提高采收率的主要潜力目标。综合分析一维柱状岩心和非均质（裂缝）岩心驱油实验结果,明确了特低渗油藏提高采收率的技术方向:提高宏观波及效率为主,兼顾提高驱油效率。优选分别具有超低界面张力和强乳化能力的活性剂开展驱油实验,得到了超低界面张力和乳化能力对驱油效率的贡献率随岩心渗透率变化的实验规律:超低界面张力对驱油效率的贡献率随渗透率降低而减小;在5×10-3μm21000×10-3μm2的范围内,乳化能力对驱油效率的贡献率随渗透率的降低而增大。由此明确了在特低渗油藏中活性剂驱油起主导作用的性能为油水乳化能力,超低界面张力为辅助性能。强乳化活性剂在特低渗岩心中的局部驱油压力梯度比水驱高18.36%,而超低界面张力活性剂局部驱油压力梯度比水低27.39%。由此可初步证实强乳化驱油剂通过乳化封堵微观水流通道孔喉,提高微观波及效率的驱油机理。在强乳化活性剂驱油过程中,岩心注入端的阻力系数较低（<1）,在岩心中后部阻力系数增大,这一实验结果表明,强乳化驱油剂在解决特低渗油藏注入性与油藏深部调堵之间矛盾方面具有独特的优势。改进了特低渗油藏深部调剖用DCA微球。针对DCA微球在特低渗油藏注入困难,端面堵塞严重的问题,提出了地下聚合成球的技术思路。通过引入阻聚剂,优选引发剂,控制和调整聚合反应时间,实现了在油藏中聚合成球,发展了适合特低渗油藏的地下聚合DCA微球深部调剖技术。实验结果显示,地下聚合DCA微球在岩心注入端的阻力系数和残余阻力系数明显低于原DCA微球;在岩心中部的残余阻力系数明显高于原DCA微球,即地下聚合DCA微球调剖是一种可以缓解注入性和深部封堵性矛盾的特低渗油藏深部调剖技术。针对特低渗油藏水窜治理与基质剩余油驱动的特殊矛盾,研发了DCA微球深部调剖-驱油复合技术。特低渗非均质储层模型调剖-驱油模拟实验结果表明,与表面活性剂驱油、单独DCA微球深调相比,乳化驱油-DCA微球深调复合技术在提高采收率幅度和降低含水率幅度两个指标上均具有明显的优势。对特低渗油藏乳化驱油-DCA微球深调复合技术中的后续驱油方法进行了优化,以提高采收率为指标,确定了乳化驱油-DCA微球深调-CO2驱油相结合的特低渗非均质油藏深调-驱油复合技术。DCA微球深调-强乳化驱油复合技术在CQ油田特低渗油藏进行了矿场试验,2个井组分别增油2284t、1225t,调剖驱油效果显着。
二、严重层内非均质油藏提高水驱波及体积技术研究（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、严重层内非均质油藏提高水驱波及体积技术研究（论文提纲范文）
（1）非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 非均质厚油层研究现状 |
| 1.2.2 非均质厚油层剩余油形成机理研究现状 |
| 1.2.3 流动单元法研究非均质厚油层剩余油分布现状 |
| 1.2.4 剩余油挖潜方法研究现状 |
| 1.3 课题研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容和研究目标 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 2 非均质厚油层剩余油受控因素实验研究 |
| 2.1 实验模型设计原理 |
| 2.2 实验设备与实验步骤 |
| 2.2.1 实验设备 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 不同非均质条件水驱特征研究 |
| 2.3.1 正韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.2 反韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.3 含夹层非均质模型水驱特征 |
| 2.3.4 夹层和韵律双非均质模型水驱特征 |
| 2.4 基于机器学习方法的重力对厚油层剩余油影响研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 非均质厚油层三维有效驱动单元渗流数学模型研究 |
| 3.1 有效驱动单元的定义 |
| 3.2 三维有效驱动单元数学模型建立 |
| 3.2.1 三维油水两相流动的模型 |
| 3.2.2 三维流函数法研究流体在驱动单元中流动 |
| 3.2.3 有效驱动单元三维流函数法的饱和度模型 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 有效驱动单元确定非均质厚油层剩余油分布特征方法研究 |
| 4.1 韵律条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.1.1 单韵律储层流线及饱和度分布 |
| 4.1.2 复合韵律流线及饱和度分布 |
| 4.2 夹层条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.2.1 夹层存在条件下储层有效驱动单元理论模型 |
| 4.2.2 注水井钻遇夹层时储层流线及饱和度分布 |
| 4.2.3 注水井未钻遇夹层储层流线及饱和度分布 |
| 4.3 注采不完善条件下储层流线表征模型及饱和度分布特征 |
| 4.3.1 注采完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.3.2 井网完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 基于有效驱动单元的流场重构及剩余油挖潜方法研究 |
| 5.1 构型影响下剩余油分布特征 |
| 5.2 构型影响下厚油层剩余油挖潜方法 |
| 5.2.1 韵律型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.2 夹层遮挡型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.3 井网未控制型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.4 其他类型剩余油挖潜方法 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 有效驱动单元理论在实际矿场中的应用及分析 |
| 6.1 区块地质特征 |
| 6.2 区块开发现状 |
| 6.3 开发存在的主要问题 |
| 6.3.1 无效驱替情况严重,开发效益差 |
| 6.3.2 综合含水高、剩余油分布高度零散,控水挖潜难度大 |
| 6.4 有效驱动单元理论在实际区块应用分析 |
| 6.4.1 三维有效驱动单元渗流模型在典型井组中的应用验证 |
| 6.4.2 实际区块整体挖潜方案设计 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论及创新点 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 目标区块有效驱动单元分区、分井划分结果 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（2）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 |
（3）低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 CO_2-原油相互作用研究现状 |
| 1.2.2 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.3 储层润湿性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.4 储存非均质性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 第2章 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.1 CO_2与原油相互作用实验研究 |
| 2.1.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.1.2 CO_2在原油中溶解度计算 |
| 2.1.3 CO_2-原油体系相态特征 |
| 2.1.4 原油组分的影响 |
| 2.1.5 温度的影响 |
| 2.2 CO_2-原油界面张力实验研究 |
| 2.2.1 实验装置与方法 |
| 2.2.2 实验结果与讨论 |
| 2.2.3 CO_2 提高原油采收率机理 |
| 2.3 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.3.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.3.2 实验结果与讨论 |
| 2.4 高含水油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.4.1 CO_2在水中的扩散机理研究 |
| 2.4.2 高含水油藏CO_2驱油实验研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.1 长庆油田黄3 区块长8 油藏概况 |
| 3.1.1 油藏概况 |
| 3.1.2 储层岩石学特征 |
| 3.2 长庆油田黄3 区块长8 油藏孔隙结构分类 |
| 3.3 核磁共振T_2谱转换为孔喉半径分布曲线 |
| 3.3.1 核磁共振设备测试功能及物性参数 |
| 3.3.2 转化原理 |
| 3.3.3 T_2谱驰豫时间转化为孔径 |
| 3.4 低渗储层孔隙结构对CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.4.1 实验方案设计 |
| 3.4.2 双峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.3 双峰偏粗歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.4 双峰偏细歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.5 单峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.6 不同孔隙结构类型CO_2驱油效果对比 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.1 低渗储层混合润湿评价方法 |
| 4.1.1 储层润湿性评价经典方法 |
| 4.1.2 利用核磁共振技术定量表征低渗砂岩储层润湿性 |
| 4.2 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.2.1 实验材料、方法和步骤 |
| 4.2.2 岩心饱和煤油对比实验 |
| 4.2.3 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层渗透率的影响 |
| 4.2.4 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.3 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.3.1 实验方案设计 |
| 4.3.2 连续CO_2驱 |
| 4.3.3 水驱后CO_2驱 |
| 4.3.4 水气交替驱 |
| 4.3.5 不同润湿性岩心CO_2驱油效果对比 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 储层非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1 非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1.1 实验方案设计 |
| 5.1.2 渗透率对低渗油藏CO_2驱油效率的影响 |
| 5.1.3 低渗非均质油藏水驱特征 |
| 5.1.4 低渗非均质油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.1.5 不同开发方式采收率对比 |
| 5.1.6 层间低渗非均质油藏开发方式优化 |
| 5.2 裂缝性油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.2.1 实验方案设计 |
| 5.2.2 裂缝性低渗油藏CO_2吞吐实验研究 |
| 5.2.3 裂缝性低渗油藏CO_2驱油实验研究 |
| 5.3 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）不同隔夹层特征非均质油藏水驱规律及流场演化特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层非均质性表征 |
| 1.2.2 储层非均质性对水驱开发效果的影响 |
| 1.2.3 储层宏观非均质物理模拟研究 |
| 1.2.4 流线数值模拟方法 |
| 1.2.5 优势渗流通道定量表征方法 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 不同隔夹层特征非均质油藏注水开发实验研究 |
| 2.1 不同特征油藏模型设计与制作 |
| 2.1.1 实验参数设计 |
| 2.1.2 模型设计与制作 |
| 2.2 物理模拟实验方案设计 |
| 2.2.1 实验方案 |
| 2.2.2 实验流程 |
| 2.3 模型及动态参数获取 |
| 2.3.1 含油饱和度确定方法 |
| 2.3.2 模型参数确定 |
| 2.4 水驱实验结果分析 |
| 2.4.1 均质厚油藏水驱实验结果分析 |
| 2.4.2 无隔层发育非均质油藏水驱实验结果 |
| 2.4.3 隔层发育非均质油藏水驱实验结果 |
| 2.4.4 隔层欠发育非均质油藏水驱实验结果 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 不同隔夹层特征非均质油藏水驱规律研究 |
| 3.1 不同隔夹层特征非均质油藏水驱模型数值反演 |
| 3.2 不同隔夹层特征非均质油藏井间驱替规律 |
| 3.2.1 注采井间流线变化特征 |
| 3.2.2 流速及通量变化特征 |
| 3.3 水驱优势渗流通道定量化 |
| 3.3.1 优势渗流通道定量化方法研究 |
| 3.3.2 优势渗流通道演化规律研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 优势渗流通道影响因素及改善水驱方法研究 |
| 4.1 优势渗流通道影响因素研究 |
| 4.1.1 渗透率级差对优势渗流通道的影响 |
| 4.1.2 流体粘度对优势渗流通道的影响 |
| 4.1.3 驱替速度对优势渗流通道的影响 |
| 4.2 改善水驱方法研究 |
| 4.2.1 高含水后期开发层系调整 |
| 4.2.2 焖井对驱替效果的影响 |
| 4.2.3 复杂结构井对驱替效果的影响 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 优势渗流通道定量表征方法及改善水驱措施的矿场应用 |
| 5.1 工区概况及模型建立 |
| 5.1.1 工区概况 |
| 5.1.2 建立数值模拟模型 |
| 5.2 优势渗流通道识别极其演化特征 |
| 5.3 改善水驱开发措施研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）高含水油田层内非均质储层不稳定注水规律实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 高含水油田特征及提高采收率方法研究现状 |
| 1.3.2 不稳定注水技术研究现状 |
| 1.4 论文研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 论文主要研究内容 |
| 1.4.2 论文研究技术路线 |
| 第二章 高含水层内非均质储层特征及不稳定注水影响因素分析 |
| 2.1 层内非均质性 |
| 2.1.1 粒度韵律 |
| 2.1.2 渗透率级差 |
| 2.1.3 层内非均质程度 |
| 2.2 不稳定注水影响因素 |
| 2.2.1 开发因素 |
| 2.2.2 地质因素 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 层内非均质储层模型及实验方法 |
| 3.1 层内非均质储层模型的建立 |
| 3.1.1 模型的选择 |
| 3.1.2 模型的制作 |
| 3.1.3 模型参数 |
| 3.2 CT扫描法分析油水饱和度分布 |
| 3.2.1 CT扫描发展及其在油水饱和度描述中的研究现状 |
| 3.2.2 CT扫描成像机理及油水饱和度表征方法 |
| 3.3 实验平台的建立 |
| 3.3.1 实验设备 |
| 3.3.2 实验流体 |
| 3.3.3 实验装置系统 |
| 3.4 实验过程 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 常规水驱油水饱和度分布特征 |
| 4.1 各组模型常规水驱油水饱和度分布特征 |
| 4.1.1 正韵律小级差模型ZYL1 水驱特征 |
| 4.1.2 正韵律大级差模型ZM3 水驱特征 |
| 4.1.3 反韵律小级差模型FYL1 水驱特征 |
| 4.1.4 反韵律大级差模型FM4 水驱特征 |
| 4.2 正反韵律模型水驱特征对比 |
| 4.2.1 小级差模型水驱特征对比 |
| 4.2.2 大级差模型水驱特征对比 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 不稳定注水油水饱和度分布特征 |
| 5.1 不稳定注水油水饱和度分布情况 |
| 5.1.1 正韵律小级差模型ZYL1 油水饱和度变化 |
| 5.1.2 反韵律小级差模型FYL1 油水饱和度变化 |
| 5.1.3 正韵律大级差模型ZM3 油水饱和度变化 |
| 5.1.4 反韵律大级差模型FM4 油水饱和度变化 |
| 5.2 不稳定注水油水饱和度分布及采出特征对比 |
| 5.2.1 不同注入压力下油水采出特征 |
| 5.2.2 正反韵律模型油水饱和度对比 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 不稳定注水压力分析 |
| 6.1 不同模型压力变化特征 |
| 6.1.1 升压阶段 |
| 6.1.2 降压阶段 |
| 6.2 高渗层压力变化特征 |
| 6.2.1 升压阶段 |
| 6.2.2 降压阶段 |
| 6.3 低渗层压力变化特征 |
| 6.3.1 升压阶段 |
| 6.3.2 降压阶段 |
| 6.4 压力场图的建立及压力扰动机理分析 |
| 6.4.1 压力场图的建立 |
| 6.4.2 压力扰动机理分析 |
| 6.5 本章小结 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（6）注水油藏层间干扰机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究的背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 层间干扰渗流机理研究 |
| 1.2.2 层间干扰影响因素研究 |
| 1.2.3 层间干扰评价方法研究 |
| 1.3 论文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 衰竭开采层间干扰影响因素研究 |
| 2.1 多层合采数学模型的建立 |
| 2.2 层间干扰系数 |
| 2.3 渗透率级差对层间干扰的影响 |
| 2.3.1 地层渗透率级差为4 |
| 2.3.2 地层渗透率级差为2 |
| 2.4 层内原油黏度变化对层间干扰影响规律研究 |
| 2.4.1 原油最高与最低黏度比值为5 |
| 2.4.2 原油最高与最低黏度比值为2 |
| 2.5 储层层内压力变化对层间干扰影响规律研究 |
| 2.5.1 地层最高与最低压力比值为1.28 |
| 2.5.2 地层最高与最低压力比值为1.13 |
| 2.6 储层细分层系厚度变化对层间干扰影响规律研究 |
| 2.6.1 细分层系最大厚度与最小厚度之比为5 |
| 2.6.2 细分层系最大厚度与最小厚度之比为2 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 水驱开采层间干扰影响因素研究 |
| 3.1 层间干扰数学模型的建立 |
| 3.1.1 假设条件 |
| 3.1.2 公式推导 |
| 3.2 层间干扰的主控因素及影响规律 |
| 3.2.1 模型参数选取 |
| 3.2.2 主要影响因素分析 |
| 3.3 层间干扰模型产能公式的推导及验证 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 合采与分采的技术界限研究 |
| 4.1 采油速度干扰系数定义 |
| 4.2 模型参数设定 |
| 4.3 油藏合采与分采的技术界限的确定 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）致密-低渗储层中水/气窜流的主控因素（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 研究现状 |
| 1.2.1 致密储层的定义及特点 |
| 1.2.2 窜流的定义及分类 |
| 1.2.3 窜流的影响因素 |
| 1.2.4 窜流的防治方法 |
| 1.2.5 窜流的评价指标 |
| 1.2.6 窜流的研究模型 |
| 1.3 论文的研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 致密-低渗岩心中水窜的主控因素分析 |
| 2.1 致密储层物理模型的制作 |
| 2.2 渗透率对水窜的影响 |
| 2.2.1 实验准备 |
| 2.2.2 不同渗透率岩心的水驱油动态 |
| 2.2.3 渗透率对见水时间的影响 |
| 2.2.4 渗透率对水窜系数的影响 |
| 2.3 驱替速度对水窜的影响 |
| 2.3.1 实验准备 |
| 2.3.2 不同驱替速度岩心的水驱油动态 |
| 2.3.3 驱替速度对见水时间的影响 |
| 2.3.4 驱替速度对水窜系数的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 致密-低渗岩心中气窜的主控因素分析 |
| 3.1 渗透率对气窜的影响 |
| 3.1.1 实验准备 |
| 3.1.2 渗透率对见气时间的影响 |
| 3.1.3 渗透率对采收率的影响 |
| 3.2 驱替压差对气窜的影响 |
| 3.2.1 实验准备 |
| 3.2.2 驱替压差对见气时间的影响 |
| 3.2.3 驱替压差对采收率的影响 |
| 3.3 气窜与水窜的比较 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 非均质储层水窜的主控因素分析 |
| 4.1 双层非均质储层模型的制作 |
| 4.2 渗透率级差对非均质水窜的影响 |
| 4.2.1 实验准备 |
| 4.2.2 不同渗透率级差岩心的水驱油动态 |
| 4.2.3 渗透率级差对含水饱和度分布的影响 |
| 4.2.4 渗透率级差对见水时间的影响 |
| 4.2.5 渗透率级差对水窜系数的影响 |
| 4.3 驱替速度对非均质水窜的影响 |
| 4.3.1 实验准备 |
| 4.3.2 不同驱替速度岩心的水驱油动态 |
| 4.3.3 驱替速度对含水饱和度分布的影响 |
| 4.3.4 驱替速度对见水时间的影响 |
| 4.3.5 驱替速度对水窜系数的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油水两相渗流特征分析 |
| 1.2.2 水驱油效率分析 |
| 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 |
| 1.4 论文主要研究成果 |
| 第2章 萨尔图中区地质概况及开发现状分析 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层物性 |
| 2.1.3 油藏特征 |
| 2.2 萨中区开采历程及开发现状 |
| 2.2.1 开采历程 |
| 2.2.2 开发现状分析 |
| 第3章 特高含水期油水两相渗流特征实验研究 |
| 3.1 室内油水两相渗流实验方法分析 |
| 3.1.1 稳定状态法 |
| 3.1.2 非稳定状态法 |
| 3.2 室内油水两相渗流实验研究 |
| 3.2.1 实验目的及原理 |
| 3.2.2 实验条件 |
| 3.2.3 实验方案及流程图 |
| 3.3 非稳态法相渗实验数据处理方法研究 |
| 3.3.1 基本计算方法 |
| 3.3.2 岩样出口端面含水饱和度推导 |
| 3.3.3 含油率计算方法 |
| 3.3.4 油相相对渗透率计算方法 |
| 3.3.5 实例计算 |
| 3.3.6 计算结果修正 |
| 3.4 特高含水期油水两相渗流特征分析 |
| 3.4.1 油水两相相对渗透率曲线的归一化处理 |
| 3.4.2 油水两相渗流特征分析 |
| 3.5 驱油效率影响因素分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 特高含水期中低渗长岩心水驱油实验研究 |
| 4.1 实验目的及原理 |
| 4.2 实验条件及实验材料 |
| 4.3 实验方案及流程图 |
| 4.4 实验结果与分析 |
| 4.4.1 单纯提高水驱速度对水驱油效率影响分析 |
| 4.4.2 周期注水与提速相结合的方式对驱油效率的影响分析 |
| 4.4.3 特高含水期提高储层水驱油效率方法分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 特高含水期层间非均质模型水驱油实验研究 |
| 5.1 实验目的及原理 |
| 5.2 实验条件及实验材料 |
| 5.3 实验方案及实验流程图 |
| 5.4 实验结果分析 |
| 5.4.1 提速时机对层间非均质储层各层水驱效果的影响 |
| 5.4.2 分层间歇注水对层间非均质油层特高含水期水驱效果的影响 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 研究生期间发表论文情况 |
（9）边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 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 |
（10）特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究（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 特低渗油藏水驱效果影响因素 |
| 1.2.1 特低渗油藏水驱开发研究现状 |
| 1.2.2 水驱效果影响因素 |
| 1.3 特低渗油藏调剖驱油技术现状及存在问题 |
| 1.3.1 国内外调剖堵水技术研究现状 |
| 1.3.2 特低渗油藏调剖技术存在的问题 |
| 1.3.3 特低渗油藏气驱技术研究现状 |
| 1.3.4 特低渗油藏表面活性剂驱技术研究现状 |
| 1.3.5 特低渗油藏调剖驱油技术中的关键技术问题 |
| 1.4 论文研究思路和内容 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 特低渗油藏水驱后提高采收率潜力分析 |
| 2.1 特低渗储层模型及实验装置改进 |
| 2.1.1 特低渗储层模型 |
| 2.1.2 特低渗非均质模型侧向饱和油装置 |
| 2.2 特低渗油藏水驱后残余油潜力分析 |
| 2.2.1 不同渗透率均质岩心水驱油动态 |
| 2.2.2 渗透率对微观波及效率的影响 |
| 2.2.3 渗透率对驱油效率的影响 |
| 2.2.4 特低渗油藏水驱后残余油类型及潜力分析 |
| 2.3 特低渗非均质油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.3.1 特低渗非均质岩心水驱油动态 |
| 2.3.2 非均质程度对宏观波及效率的影响 |
| 2.3.3 非均质程度对采收率的影响 |
| 2.3.4 特低渗非均质油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.4 特低渗裂缝性油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 特低渗油藏驱油用表面活性剂性能的特殊要求 |
| 3.1 实验用表面活性剂确定 |
| 3.1.1 表面活性剂-原油乳化能力 |
| 3.1.2 表面活性剂-原油界面张力 |
| 3.1.3 表面活性剂性能综合分析 |
| 3.2 表面活性剂乳化能力及界面张力对驱油效率贡献与规律 |
| 3.2.1 油水界面张力对提高驱油效率的贡献与渗透率的关系 |
| 3.2.2 油水乳化能力对提高驱油效率的贡献与渗透率的关系 |
| 3.2.3 特低渗油藏提高驱油效率对驱油剂的性能要求 |
| 3.3 强乳化性表面活性剂提高微观驱油效率机理分析 |
| 3.3.1 强乳化性表面活性剂对微观水流通道的封堵能力 |
| 3.3.2 特低渗透油藏表面活性剂驱油性能分布 |
| 3.3.3 中高渗透油藏表面活性剂驱油性能分布 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 特低渗油藏深调用DCA微球的改进 |
| 4.1 特低渗油藏DCA微球注入封堵性能及存在问题 |
| 4.1.1 DCA微球基本性能特点 |
| 4.1.2 特低渗油藏DCA微球注入封堵性能 |
| 4.1.3 特低渗油藏DCA微球存在的问题 |
| 4.2 DCA微球体系改进及性能特点 |
| 4.3 地下聚合DCA微球注入性能 |
| 4.3.1 地下聚合DCA微球注入动态 |
| 4.3.2 地下聚合DCA微球阻力系数分布 |
| 4.3.3 特低渗油藏地下聚合DCA微球注入性能优势 |
| 4.4 地下聚合DCA微球封堵性能 |
| 4.4.1 地下聚合DCA微球残余阻力系数分布 |
| 4.4.2 特低渗油藏地下聚合DCA微球封堵性能优势 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 特低渗油藏DCA微球深调-驱油复合技术研究 |
| 5.1 特低渗油藏水驱后剩余油驱动条件 |
| 5.1.1 特低渗油藏剩余油驱动条件理论分析 |
| 5.1.2 特低渗油藏不同驱油剂剩余油驱动条件 |
| 5.2 特低渗非均质油藏表面活性剂驱及存在问题 |
| 5.2.1 特低渗非均质油藏表面活性剂驱效果分析 |
| 5.2.2 表面活性剂间歇注入对提高采收率的贡献 |
| 5.2.3 乳化封堵结合不同后续驱油技术对提高采收率的贡献 |
| 5.3 特低渗透油藏乳化驱替-微球深部调剖技术 |
| 5.3.1 微球深部调剖后续水驱效果分析 |
| 5.3.2 乳化驱替-微球深部调剖后续水驱效果分析 |
| 5.3.3 乳化驱替-微球深调机理分析 |
| 5.4 特低渗透油藏微球深部调剖-驱油方式优化 |
| 5.4.1 特低渗油藏微球深部调剖-水驱效果分析 |
| 5.4.2 特低渗油藏微球深部调剖-表面活性剂驱效果分析 |
| 5.4.3 特低渗油藏微球深部调剖-CO2驱效果分析 |
| 5.4.4 特低渗油藏微球深部调剖不同后续驱油方式效果对比 |
| 5.5 DCA微球深部调剖技术矿场试验效果 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 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 |
四、严重层内非均质油藏提高水驱波及体积技术研究（论文参考文献）
- [1]非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用[D]. 王九龙. 北京科技大学, 2021
- [2]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)
- [3]低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究[D]. 钱坤. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [4]不同隔夹层特征非均质油藏水驱规律及流场演化特征研究[D]. 黄义涛. 中国石油大学(北京), 2020
- [5]高含水油田层内非均质储层不稳定注水规律实验研究[D]. 吴少诚. 中国地质大学(北京), 2019(02)
- [6]注水油藏层间干扰机理研究[D]. 艾哈. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [7]致密-低渗储层中水/气窜流的主控因素[D]. 韦杰迈. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究[D]. 薛晓宁. 西南石油大学, 2018(02)
- [9]边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究[D]. 郝宏达. 中国石油大学(北京), 2018
- [10]特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究[D]. 董杰. 中国石油大学(北京), 2018