一、HJ油田H8断块E_1d_2~(1-2)油藏聚合物驱提高采收率的室内试验（论文文献综述）
杨昊[1]（2016）在《冀东南堡陆地高含水油藏深部调驱技术研究与应用》文中研究指明近年来,南堡陆地油田目前已经整体进入特高含水开发阶段,近几年通过实施调剖调驱技术,提高了油田水驱波及系数,改善了水驱开发效果。但是随着调剖调驱轮次的增加,药剂用量不断加大,调剖调驱增油效果出现变差趋势。特别是高浅北区油藏,通过实施大规模调驱,方剂增油量逐渐下降。而深部调驱技术逐步成为南堡陆地油田稳产的关键技术之一。本文研究目的是针对南堡陆地高含水开发期油藏,研究深部调驱效果的影响因素,分析深部调驱机理,提出改善深部调驱效果的技术对策和措施,为提高冀东油田开发效果提供理论支撑。通过室内试验优选深部调驱堵剂配方,并对体系进行评价、组合及注入工艺优化。通过室内物模及数模试验研究为冀东南堡陆地高含水油藏深部调驱提供理论依据及技术对策,并指导深部调驱部署、优化设计与现场实施。
邵崇权[2]（2016）在《套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用》文中指出在油气勘探以及油气井增产作业等过程中,套管发生变形、磨损、腐蚀穿孔、挤毁等现象是一种非常普遍问题,并且随着国内油田普遍进入开发中后期,老油田区块由于开发时间长,油井出现套损井故障数量越来越多。油气井出现套管损坏会带来产量下降、产层污染、综合成本上升等严重后果。为了解决套损井问题,有的需要通过侧钻新的井眼以恢复正常生产,严重的甚至选择报废处理,这给油气行业造成了严重的损失。因此,本文开展了膨胀管补贴作业技术的研究工作,为油田在进行套损补贴方案设计时提供了可靠的技术支持。总结了套管损坏的类型和因素,并对膨胀管补贴作业技术的基本原理和施工工艺进行了调研；本文借助有限元模拟对膨胀锥锥角结构进行了优化设计,分析了所选择管材的膨胀压力、压力波动、膨胀出口处径缩、膨胀管后内径、膨胀管后壁厚和膨胀管轴向尺寸缩短随锥角变化的变化规律；综合分析,膨胀锥角度为15。时为最优设计。对螺纹连接方式进行设计,选用负角偏梯形螺纹结构,对膨胀管螺纹进行了室内试验。分析研究结果发现,负角膨胀螺纹在膨胀率10%时,所需的膨胀压力为26MPa。对不同摩擦因子对应的膨胀压力等做了分析,确定0.15是该钢材的膨胀管的最佳摩擦因子。在膨胀锥优化设计的基础之上,对压力胀管腔总成进行了设计,并对上体机构连接进行了计算。同时对膨胀管管补贴装置进行了厂内试验和现场应用。本文研究证明膨胀管补贴作业技术能有效解决常规井套损的治理难题,有效的缩减修井作业时间,从而降低油田施工作业成本,为未来膨胀管补贴技术的进一步发展和推广应用提供指导和借鉴。
曾云香[3]（2014）在《海外河油田弱凝胶调驱优化技术研究》文中认为海外河油田海1块为注水开发的普通稠油油藏,储层具有很强的非均质性。为了降低注水层间与层内的矛盾,降低油井含水率,2010年引进弱凝胶调驱技术。截止2012年12月,区块弱凝胶调驱取得了一定的增油效果,但井组整体含水下降幅度不大,尚未达到理想的现场应用效果。本文针对海1块目前弱凝胶调驱选井缺乏理论依据、弱凝胶体系稳定性差、调驱段塞和轮次单一、现场效果差异大等亟需解决的技术难题进行了调驱优化研究。利用编制的调驱优化决策软件开展区块整体选井优化决策技术研究,为现场弱凝胶调驱提供充分的理论依据。通过室内实验优化了弱凝胶配方体系和复合段塞组合。通过岩心流动实验,优化了弱凝胶的注入时机、注入轮次和段塞组合等施工工艺参数,为现场应用提供参考依据。同时还对弱凝胶在非均质孔隙介质中的调驱机理进行了分析,探讨了弱凝胶调驱不同强度组合在非均质性地层中的提高采收率能力。海1块弱凝胶调驱优化研究成果对于改善海外河油田海1块及辽河油田其他区块的弱凝胶调驱现场应用效果均有参考作用。本文取得了以下研究成果:（1）编写了调驱优化决策软件,对海1块弱凝胶调驱进行了油藏整体调驱优化选井决策,结果显示海1块10 口注水井有3 口不需要调驱,这一结果与现场初步的调驱效果吻合,说明软件能够为现场提供了科学的指导方针。（2）弱凝胶调驱优化后的配方为:HPAM 2000 mg/L～3000 mg/L+交联剂浓度0.1%～0.2%。成胶时间为1.5～3天,配方强度可控。配方在地层条件下稳定性、注入性能和提高采收率性能良好。（3）复合段塞预交联颗粒+弱凝胶组合能大大提高驱替压力,解决了爬坡压力难以提高的问题。剖面改善能力可达97%,比单一弱凝胶剖面改善率高7%以上。段塞的优选组合方式为先颗粒后凝胶。（4）多轮调驱实验结果表明,减小段塞尺寸增加调驱轮次不仅能降低驱替压力,还能增加提高采收率程度,但调驱效果一般只能持续3-4轮。这一结果为爬坡压力过高的井组提供了解决方案。通过微观平板模型研究弱凝胶调驱机理发现,弱凝胶调驱过程中主要作用为“驱”,高低渗透层均能提高采收率。（5）并联岩心流动实验结果表明,通过改变段塞强度和段塞组合发现,弱凝胶调驱由弱到强的组合能有效提高高渗透层的采收率。后续使用复合段塞,还能有效提高注入压力及低渗透层采收率。（6）通过设计不同含水阶段的岩心流动实验优化了弱凝胶的注入时机,结果表明海1块弱凝胶调驱注入的最佳时机应在含水50%～80%之间。
陈珍男[4]（2014）在《海1块深部调驱试验研究》文中提出该论文在大量的文献调研基础上，针对海外河油田海1块注水矛盾加剧，常规水驱效果逐渐变差，油井多表现为产液低、含水高的问题开展研究。首次建立了弱凝胶性能评价指标体系，通过对海1块现场应用弱凝胶体系配方进行室内实验评价研究，确定弱凝胶体系的配方稳定性良好，具有很好的抗温性、地层适应性、抗剪切性、封堵性能和耐冲刷性。通过分析，弱凝胶强度主要取决于聚合物浓度和交联剂浓度，但并不是越大越好，其各自受到施工条件、注入条件、反应速率等多方面因素的影响。通过开展弱凝胶的检测评价方法和优化决策技术研究，得到最终决策结果：海1区块目前实施弱凝胶调驱的10口井的选井是合理的。利用软件设计出海1块10口注水井注入凝胶的总量为402442m3。预测10口井总增油量为42378.8t。探讨了弱凝胶注入过程中的调控技术，填砂管并联岩心实验结果表明，应选择含水70%左右的区块实施弱凝胶调驱。弱凝胶强度也是影响调驱效果的重要因素。弱凝胶的配方应该是动态的、可调的，在现场配注过程中，若注入压力一直较低，应增加聚合物浓度。弱注入压力增加较快，应适当降低注入浓度。在弱凝胶调驱应用实践中，爬坡压力应该控制在6MPa以下，以保障后续正常注水生产。根据海1块油藏特征，设计制作了平面模型进行物理模拟实验，通过填砂模型和刻蚀模型直观图分析弱凝胶调驱机理，结合文献调研得出弱凝胶的主要调驱机理有弱凝胶选择性进入大孔道；弱凝胶使液流改向；弱凝胶通过狭窄孔喉驱油，残余油聚并形成油墙；弱凝胶粘弹性负压吸油。通过实验研究，弱凝胶体系在多孔介质中具有可以大幅度降低残余油饱和度下的水相渗透率，而对束缚水条件下的油相渗透率影响较小。通过纳米微球驱油和表面活性剂驱油两种驱油方式对弱凝胶调驱后的驱油方式进行了研究。实验结果表明，海1块弱凝胶调驱后，采用纳米微球体系，可进一步提高采收率9.63%-10.72%；使用表面活性剂/碱复合驱油体系，可使采收率进一步提高13.61%-18.32%。通过该论文研究，对于改善海外河油田弱凝胶调驱效果，实现油田长期稳产和大幅度提高采收率，具有重要意义。
张群[5]（2013）在《WC海上边/底水油藏水驱效率及剩余油分布研究》文中研究指明随着南海西部海上文昌天然水驱油田的持续开发,主力油层已到中、高含水期；剩余油分布受储层非均质性的影响加重,剩余油分布研究成为当务之急。2009年～2011年,文昌油田年产量约占湛江分公司年产油的65%以上。文昌油田群的稳定生产对湛江分公司产量目标的实现具有重要的意义。因此,开展主力油层剩余油预测技术和分布研究,明确油藏剩余油挖潜方向,制定开发调整技术对策,对于进一步维持文昌油田群的良好开发状态,实现分公司的产量任务目标具有重要意义。本文以文昌19-1油田为目标油田,筛选和建立适合于文昌19-1油田海相低幅度天然水驱油藏驱油效率预测和评价技术以及海相低幅度天然水驱油藏剩余油分布、主控因素预测和评价技术。通过实际应用研究,得到以下结论和认识：以文昌19-1油田为目标油田,通过拟合压力值,发现各油组目前地层压力下降幅度很小,表明文昌19-1油田A、B油藏天然水体能量充足。目前采出程度Ro分别为16.32%和25.22%,预测最终采收率分别为36%和45%。分析了影响剩余油分布的主要因素,可以归结为地质因素和开发因素。结合目标油藏地质情况、RPM饱和度测井解释和数值模拟成果,发现影响剩余油分布的主要因素有开发井网、构造特征、非均质性、流动单元和水体能量。剩余油分布与沉积相和流动单元的分布是匹配的。确定了提高油田剩余油采出程度的开发调整策略：文昌19-1油田A油藏,Wen19-1-A7H、Wen19-1-A8H、Wen19-1-A9H井提液潜力相对较小,其余井的提液潜力相对较大。Wen19-1-A1H以北、中部Wen19-1-A3H井附近、南部Wen19-1-A9HB井以西为剩余油挖潜有利区域；文昌19-1油田B油藏,中后期提液潜力较大,剩余油挖潜有利区域为油藏东部。Wen19-1-B1、Wen19-1-B3井在生产后期,可以考虑上返至珠海一段生产。数值模拟预测表明,提液量越大,增油越多。
钟祥[6]（2013）在《高温高盐油藏表面活性剂驱油体系研究》文中认为表面活性剂驱可以提高原油采收率,是减缓油田产量衰减速度,维持原油稳产的有效方法之一。随着开采地层的加深,地层水矿化度增大,地层温度升高,传统表面活性剂一般难以满足抗温耐盐的要求。低聚表面活性剂,由于其分子结构中引入了大量不同类型的官能团,使得其具有优良的表界面性能和优良的抗温耐盐能力,在表面活性剂驱中具有较好的应用前景。论文中合成了系列抗温耐盐的磺酸盐型三聚表面活性剂1,2,3-三（2-（3-磺酸钠）丙氧基-3-烷氧基）丙氧基丙烷和带羟基磺酸盐型Gemini表面活性剂5,12-二烷氧基亚甲基-4,7,10,13-四恶-2,15-二羟基-1,16-十六烷二磺酸二钠。合成产物在无水乙醇中经多次重结晶提纯后,低聚表面活性剂的含量均超过90%；并通过红外吸收光谱（IR）和核磁共振氢谱（’HNMR）证实了合成产物与目标产物一致。两类低聚表面活性剂抗NaCl均超过2.0×105mg/L,抗CaCl2超过8.0×104mg/L,抗MgC12超过1.5×105mg/L;在80-200℃条件下,未出现分解。疏水基分别为辛基、癸基、十二烷基和十四烷基的磺酸盐型三聚表面活性剂（Ⅲa、Ⅲb、Ⅲc和Ⅲd）的临界胶束浓度（CMC）分别为：451.9mg/L、248.1mg/L、89.1mg/L和51.4mg/L,较3-十二烷氧基-1-丙磺酸钠的CMC2386.4mg/L低1-2个数量级,临界胶束浓度下的表面张力（YCMC）在25-30mN/m之间；疏水基分别为辛基、癸基、十二烷基和十四烷基的带羟基磺酸盐型Gemini表面活性剂（Ⅳa、Ⅳb、Ⅳc和Ⅳd）的CMC分别为435.8mg/L、282.3mg/L、67.0mg/L和45.8mg/L,较3-十二烷氧基-2-羟基-1-丙磺酸钠的CMC2454.7mg/L低1-2个数量级,其γCMC在27-30mN/m;两类表面活性剂的疏水链长n与lnCMC均呈现出良好的直线关系。通过与正构烷烃间的界面张力的研究,磺酸盐型三聚表面活性剂和带羟基磺酸盐型Gemni表面活性剂的浓度分别在600mg/L和800mg/L时,即可有效降低水／正构烷烃界面张力,其中与疏水链碳数相同的正构烷烃间的界面张力最小,且界面张力随着无机盐的加入而显着降低,两者间呈现直线关系。对不同表面活性剂的复配体系进行研究,发现磺酸盐型三聚表面活性剂和带羟基磺酸盐型Gemini表面活性剂与TF3721间具有协同作用；对筛选的表面活性剂体系（1200mg/L Ⅲc+400mg/L TF3721、1000mg/L Ⅲc+500mg/L TF3721和1000mg/L Ⅳ c+500mg/L TF3721）的驱油效果进行评价,可分别提高采收率5.3%、6.1%和5.1%；平板模型实验研究表明,在水驱达经济极限的基础上,注入0.3PV的表面活性剂溶液（1000mg/L Ⅲc+500mg/L TF3721）,表面活性剂驱提高采收率6.73%。
谷淑化[7]（2013）在《高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例》文中提出通过对辽河沈84-安12油田的地质特征、生产动态进行认真分析,在文献调研的基础上,综合利用室内实验、渗流力学、油藏工程等多学科知识,对高凝油的流变特征和渗流规律进行了研究,通过精细地质模型和精确生产历史拟合,对目前剩余油分布规律进行总结,提出了加密井位,并对比了不同开发方式的效果。利用室内实验研究了高凝油的流变特征和渗流特征。温度是影响高凝油黏度的主要因素,当温度较低时,高凝油的黏度同时受温度和剪切应力影响,高凝油表现为非牛顿流体特征,当温度升高到溶蜡点以上时,黏度仅与温度有关,高凝油表现出牛顿流体特征；高凝油的凝固点随含水率的变化而发生改变,开始阶段随含水率的增加凝固点上升,在含水率为70%左右时凝固点达到最高,随后凝固点随含水率的增加而降低；由于乳化水的作用,即使温度在高凝油的析蜡点以上,高凝油仍然呈现非牛顿流体特征。高凝油油藏水驱油效率受原油黏度和实验温度的影响较明显；随着原油黏度的降低和温度的升高,驱替效率逐渐提高；另外驱替效率与岩石本身结构有关,分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心,水驱油效率低；随着实验温度的升高,高凝油油藏相渗曲线形态逐渐向右偏移,两相区变宽,等渗点含水饱和度增加,束缚水饱和度升高,残余油饱和度则显着降低；当温度低于析蜡点温度时,相对渗透率曲线随着压力梯度增大向右移动,两相区变宽,增加地层压力梯度可以提高采收率。根据传热传质理论以及质量守恒、能量以及动量守恒原理,建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失计算数学模型,采用迭代求解的方法对井筒注蒸汽过程中的热量损失进行了求解,建立井筒热损评价方法；利用沈84-安12高凝油油藏开发现场的注汽井的沿程温度和压力以及干度监测数据对所建立的热损计算数学模型的计算结果进行了验证,本文所建立的数学模型能较为准确的计算从井筒到地层的热损失,可以用来对注蒸汽过程中的蒸汽热力学参数及热效率进行评价；以现场注汽井基本热力学参数建立注汽过程热损计算数学模型,针对几个比较敏感的蒸汽参数进行了敏感性分析,得出了高凝油蒸汽参数的敏感性规律。为了明确水驱油藏的最终采收率,在分析了现有水驱特征曲线回归预测方法的基础上,提出自动搜索初始含水率的回归预测算法,并通过编程实现了上述算法,算法中引入数据预处理的操作,使回归方法更精确、更智能；针对有些油藏在开发过程中经历了多次开发方案的调整的情况,依据俞启泰提出的分段原则,提出了分段拟合的算法,并且在算法中对含水率数据进行了数据平滑,消除了数据中的偶然因素；利用沈84安12块的生产数据对算法做了验证,实验数据证明算法取得了较好的效果；根据预测结果沈84-安12水驱最终采收率为28.53%,目前尚未达到最终驱替效率,因此需要进一步开展剩余油研究。在统计分析沈84-安12块地质及流体参数的基础上,建立了反映该区块典型地质特征的属性模型以及对应的五点井网数值模型,对比分析了该区块进行常规水驱、热水驱以及蒸汽驱三种开发方式的效果,结果表明,无论从技术上还是从经济效益上来看,沈84-安12块采取蒸汽驱开采方式才能获得较大的采收率和较好的经济效益；在蒸汽驱影响因素调研的基础上,进行了蒸汽驱影响因素敏感性分析,得出了井距、注汽速度、注汽温度、采注比、注汽干度对蒸汽驱开发效果的影响规律；利用灰色关联分析方法研究了蒸汽驱注采参数对蒸汽驱效果的敏感性,得到各注采参数对蒸汽驱效果的影响大小排序为：蒸汽干度>采注比>注汽速度>注汽温度>井距：针对三个对该区该区块蒸汽驱影响最敏感的因素蒸汽干度、采注比、注汽速度进行了蒸汽驱开发注采参数优化,得到了蒸汽驱最优注采参数组合,即注汽速度最优值为300m3/d,蒸汽干度在0.6以上,采注比为1.2。采用确定性与随机性相结合的原则,利用地质建模软件PETREL建立沈84-安12块三维油藏精细地质模型。储层构造模型的建立采用确定性建模方法,属性模型建立过程中,孔隙度三维模型选用高斯模型和序贯高斯模拟方法建立,渗透率三维模型选用指数模型和序贯高斯模拟方法建立；基于建立的PETREL地质模型,选取静67-59断块和静71-61断块建立了数值模拟模型,对生产动态进行了历史拟合,达到了较高的拟合精度,拟合结果可以满足下一步动态预测的需要：研究了静67-59断块和静71-61断块剩余油分布规律,剩余油分布与沉积相关系不明显,主要与微构造、井网控制关系密切。影响剩余油分布的主要因素包括地质因素和开发因素；地质因素包括构造、隔夹层、断层,开发因素包括井网完善程度、注水井的影响：对静67-59断块和静71-61断块分别对比了注冷水、注热水和注蒸汽开发效果,结果显示：注热水比注冷水好,注蒸汽比注热水开发效果好；注蒸汽开发可以有效地提高采收率,增加了开发效果,推荐沈84-安12油藏采用注蒸汽开发。本论文在以下两个方面具有创新性：1、建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失评价方法；根据传热传质理论以及质量守恒、能量以及动量守恒原理,建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失计算数学模型,并通过沈84-安12高凝油油藏注汽井的沿程温度和压力以及干度监测数据对所建立的热损计算数学模型的计算结果进行了验证,本文所建立的数学模型能较为准确的计算从井筒到地层的热损失,可以用来对注蒸汽过程中的蒸汽热力学参数及热效率进行评价；2、提出自动搜索初始含水率的回归预测算法；算法中引入数据预处理的操作,使回归方法更精确、更智能；针对有些油藏在开发过程中经历了多次开发方案的调整的情况,提出了分段拟合的算法,并且在算法中对含水率数据进行了数据平滑,消除了数据中的偶然因素；利用沈84安12块的生产数据对算法做了验证,实验数据证明算法取得了较好的效果。
苏延昌[8]（2012）在《喇嘛甸油田北东一区萨三组储层精细研究及其在聚合物驱油中的应用》文中指出喇嘛甸油田1996年进入特高含水期开发阶段,目前油田综合含已经达到94.68%。由于储层层间、平面及层内复杂的非均质性,水驱挖潜难度逐步增大,开发效益逐步变差。为挖潜特高含水期高度分散的剩余油,开展了对储层沉积特征、砂体建筑结构、非均质性和剩余油分布特征的精细描述研究。本文选择了喇嘛甸油田北东一区二类油层萨Ⅲ组储层作为油田聚驱接替潜力区,采用高分辨率层序地层学基本原理,利用成因层序旋回划分与追踪对比方法,将目的层划分为6个稳定分布的沉积单元。依据现代沉积学理论及各类河型沉积模式的成因单砂体相带边界预测方法,将各成因单元砂体沉积特征分为三类:大型曲流河沉积、大型宽带状低弯度河流沉积、中-小型分流河道沉积。利用岩心分析、聚驱加密后的水淹层解释成果及注水井吸水剖面等静动态资料结合的分析方法,确定了不同类型河道砂体内部界面分布模式,喇嘛甸油田厚油层砂体内部四级结构界面具有层状、波状及斜列三种分布模式。利用层次界面分析原理研究了厚油层结构单元的解剖方法,揭示了河道砂体内部结构非均质特征,结构单元间具有分层、叠加、切叠、镶嵌、底托及悬挂6种组合方式。依据研究区精细地质研究成果,建立了北东块一区沉积微相模型,在微相模型的控制下,利用序贯高斯的建模方法建立储层参数模型,包括渗透率模型和孔隙度模型。利用岩心、水淹层解释及数值模拟结果研究储层动用特点,在深化储层精细描基础上,提高剩余油描述精度,对剩余油分布特点进行了综合预测:厚油层层内剩余油主要分布在结构单元上部,低效无效循环主要集中在下部结构单元。针对目的层存在的层间、层内及平面矛盾,采用了利用隔层进行层间分层、利用夹层进行层内细分、根据砂体平面连通情况进行平面优化注采的调整技术,同时结合不同类型砂体注入特征与见效特征进行了精细跟踪调整,共实施方案调整1146井次,累积增油64.2万吨,提高采收率6.7个百分点,显着提高了研究区聚驱效果。通过本文系统的研究,形成了一套较为成熟的特高含水期储层精细描述技术方法,对喇嘛甸油田来说是一次地质理论的创新,充分揭示了厚油层内部结构特征,搞清了剩余油成因和分布特点,有效指导了聚驱综合调整,喇北东块萨三组聚驱注入结构与产液结构得到优化,实现了产量逐步递增的二类油层聚驱高效开发效果,具有重要的推广应用价值。
章威[9]（2012）在《JAKE-S油田注烃气提高采收率研究》文中进行了进一步梳理近年来,国内外注气技术发展很快,注气类型、注气方式、注气时机、适宜注气的油藏类型不断发展,已成为除热采之外发展较快的提高采收率方法。目前,注气作为一种有效的提高采收率方法,在世界范围内得到广泛应用。在美国和加拿大注气技术极为成熟。在美国,注气项目中以二氧化碳混相驱为主,而加拿大以注入烃类溶剂混相驱为主导。我国注气技术发展速度比较慢,但最近几十年也开展了大量的气驱的室内实验研究和矿场先导试验。注气提高采收率技术根据注入气体类型的不同,可分为烃类驱和非烃类驱,其中,烃类驱是将较轻的烃类气体注入油层的一种提高采收率方法。本文主要进行苏丹JAKE-S油田注烃气提高采收率研究,研究JAKE-S油藏储层地质和储层流体特征、地层流体相态特征、注入气与地层流体的混相压力,在此基础上结合油藏数值模拟研究JAKE-S油田的后期开发方案,最终提供一套用于现场实施的推荐方案,为JAKE-S油田提高原油采收率提供技术支持。JAKE-S油田位于苏丹Fula凹陷东南部,Fula凹陷呈南北走向,东界为富东断裂,西部受富西断层控制,Fula凹陷自西南向北东依次发育南部断阶带、南部次凹、中部构造带、北部次凹和北部断阶带“三正两负”5个二级构造带,呈斜列展布。Jake South构造位于Jake油田南部,为受西北走向小断裂群切割的断背斜构造,早期白垩系层保存完整且构造已探明,整体上受自西北向东南小断裂群切割,构造形状未受到破坏。Bentiu储层是本论文主要研究的目标储层,Bentiu由藏为一垒块上的断背斜块状油藏且还有强的底水,闭合面积3.9km2,闭合高度170m,构造被断层切割为3个区块,是JAKE-S油田的主力油藏。本文主要研究如下：首先,在苏丹JAKE-S油田油藏资料的基础上,对油藏地质特征、油藏温度、压力、流体性质及岩石特征进行分析评价；对油藏地质储量计算和评价；对油藏的天然能量进行评价。在国内外文献调研的基础上研究注气提高采收率的技术现状,对国内外典型的注气提高采收率案例进行分析,研究注气提高采收率技术的筛选标准,综合这些研究对Jake-S油藏进行注气技术筛选。其次,基于油藏流体PVT实验资料,应用加拿大CMG-Winprop相态模拟软件对油藏流体饱和压力和单次闪蒸实验、恒组成膨胀实验、微分脱气实验进行相态拟合,针对拟合结果分析流体的相态特征,同时也为后续开展注气驱油藏数值模拟研究以及开发方案的制定提供流体物性参数场数据。在油藏流体相态拟合的基础上,对干气和凝析气分别采用经验公式法、细管实验模拟法和三角相图法三种方法研究其与油藏流体的最小混相压力。最后,在建立油藏地质模型的基础上对油藏全区及单井进行生产历史拟合,并分析其剩余油分布特征；在这些研究的基础上对Jake-S油藏进行注烃气后期开发方案研究,最终设计出用于现场实施的推荐方案。本文的创新点在于：油藏流体拟组分划分优化及流体室内实验的相态拟合；多种方式结合研究注入气与油藏流体的混相压力；结合油藏特征、考虑多因素影响的后期开发方案优化。通过对JAKE-S油田注烃气提高采收率研究,主要得到以下结论：①Jake-S油藏具有正常的温度、压力系统,油藏储层中孔高渗,物性较好；油藏流体低密度、低粘度；油藏具有强的边、底水,开发初期天然能量充足。②综合国内外案例研究以及Jake-S油藏参数与气驱筛选标准对比来看,Jake-S油藏的开发应采取注气及水气交替相结合的开发方式以提高原油采收率。③从油藏流体相态特征研究、流体相态拟合的结果来看,对苏月Petro-Energy E&P公司提供的PVT实验流体相态拟合情况较好,拟合精度较高,为后续开展注气驱油藏数值模拟研究以及开发方案的制定提供了流体物性参数场数据。由实验相态拟合结果生产的P-T相图显示油藏为中质黑油油藏。④通过最小混相压力的研究,可以发现Jake-S油藏在注入贫气的情况下,油藏的最小混相压力为30MPa左右,很难达到混相；但是注入凝析气时其最小混相压力只有20MPa左右,注气过程中近井地带压力较高有望达到混相或近混相状态。⑤通过油藏数值模拟分析,模拟区目前采出程度比较低,仍有大量的剩余储量留在地下,剩余储量丰度较高的部位主要处于油藏中部地区,油藏的外围区域由于边水作用,剩余储量丰度较低。⑥在注入方式选择上,以高部位井注气与低部位井水气交替相结合的注入方式最优,低部位井水气交替注入,既可以消化部分产出污水、也降低了油田总注气量,技术、经济、环境效益俱佳。⑦结合油田合理的注入能力及设备条件,采用较大的注入速度,可取得较好的开发效果,同时较高的注入压力亦有利于混相的目的。⑧注入气的选择上,建议直接将AG层的凝析气注入Bentui层,使注入气与原油达到混相或者近混相状态,以获得更高的原油采收率。⑨Jake-S油藏注气推荐实施方案为：新钻4口油井,高部位3口井注气、低部位4口井水气交替注入,初期采油速度10%,尽量保证AG层采出的凝析气回注Bentiu层,预计原油采收率可达70%左右。
单宇[10]（2011）在《高6断块开发效果评价及提高开发效果技术研究》文中研究说明复杂断块油田由于断层发育、构造复杂、非均质性严重,开发过程中,往往表现出层间、平面矛盾突出,需要不断采取措施,进行调整,才能保证产量稳定。在深入调研国内外相关文献的基础上,针对复杂断块油藏的开发特点和剩余油分布规律,深入系统地分析了高6断块的能量保持水平、产量变化规律、含水变化规律及水驱状况等动态特征,采用了多种方法评价了水驱状况,预测了采收率,并在此基础上通过对储量动用程度、井网控制程度、水驱控制程度、采油速度及含水上升率等参数的分析,对油田的开发效果做出了评价。根据高集油田实际资料,运用油藏工程与数值模拟相结合的方法,研究了影响复杂断块油藏开发效果的各种因素,其中地质因素包括储层非均质性、沉积微相、微构造、油藏岩石及流体的性质、孔渗结构、油水粘度比、油层岩石润湿性等;油藏工程因素主要包括注水受效方向、井网密度及分层开采等;而注采工艺参数中的泵效及注水速度等对开发效果的影响也比较明显。详细研究了完善井网部署、细分开发层系、水平井技术、大斜度定向井、酸化压裂、周期注水等技术在高6断块提高开发效果方面的可行性,总结归纳出了各技术对改善复杂断块油藏开发效果的作用以及所适用的开发阶段。
二、HJ油田H8断块E_1d_2~(1-2)油藏聚合物驱提高采收率的室内试验（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、HJ油田H8断块E_1d_2~(1-2)油藏聚合物驱提高采收率的室内试验（论文提纲范文）
（1）冀东南堡陆地高含水油藏深部调驱技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 油藏地质特征 |
| 1.1.2 开发现状 |
| 1.2 开发存在的问题及对策 |
| 1.3 深部调驱技术国内外研究现状 |
| 1.4 本文的研究内容及研究思路 |
| 1.4.1 本文的研究内容 |
| 1.4.2 研究思路 |
| 第2章 深部调驱体系优选及性能评价 |
| 2.1 试验材料与方法 |
| 2.1.1 试验材料 |
| 2.1.2 试验方法 |
| 2.2 弱冻胶调驱体系 |
| 2.2.1 弱冻胶体系优选 |
| 2.2.2 弱冻胶性能评价 |
| 2.2.3 弱冻胶用量优化 |
| 2.3 聚合物微球调驱体系 |
| 2.3.1 微球粒径与形态表征 |
| 2.3.2 微球封堵能力研究 |
| 2.3.3 微球用量优化 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 深部调驱机理物理模拟研究 |
| 3.1 深部调驱体系在多孔介质中运移规律研究 |
| 3.1.1 弱冻胶在多孔介质中的运移规律 |
| 3.1.2 微球在多孔介质中运移规律 |
| 3.2 深部调驱剂放置深度优化 |
| 3.2.1 平板模型 |
| 3.2.2 可视化模型 |
| 3.3 深部调驱轮次优化 |
| 3.3.1 多轮次调驱的必要性 |
| 3.3.2 多轮次调驱效果逐次递减现象 |
| 3.3.3 最佳调驱轮次优化 |
| 3.4 深部调驱注入时机优化 |
| 3.5 深部调驱体系组合协同效应研究 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 深部调驱机理数值模拟研究 |
| 4.1 深部调驱机理的数值模拟研究 |
| 4.2 深部调驱注入时机优化 |
| 4.3 深部调驱轮次优化研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 冀东南堡陆地高含水油藏改善深部调驱的现场应用效果 |
| 5.1 调驱段塞设计 |
| 5.2 现场应用效果 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论与认识 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（2）套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目标及意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 套损井现状 |
| 1.2.2 常规套管修复技术 |
| 1.2.3 膨胀管补贴作业技术发展现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 膨胀管补贴基本原理和施工工艺 |
| 2.1 套管损坏的类型 |
| 2.1.1 套管变形 |
| 2.1.2 套管错断 |
| 2.1.3 套管穿孔 |
| 2.2 套管损坏的因素 |
| 2.2.1 地质因素 |
| 2.2.2 工程因素 |
| 2.2.3 腐蚀因素 |
| 2.2.4 高寒区冻层因素 |
| 2.3 膨胀管补贴基本原理 |
| 2.4 膨胀管补贴施工工艺 |
| 2.4.1 井眼准备 |
| 2.4.2 膨胀补贴 |
| 2.4.3 恢复通道 |
| 第3章 膨胀管结构优化设计 |
| 3.1 膨胀锥锥角的优化研究 |
| 3.1.1 锥角优化方法 |
| 3.1.2 物理模型 |
| 3.1.3 模型条件设置 |
| 3.1.4 数学模型 |
| 3.1.5 不同锥角影响分析 |
| 3.1.6 不同摩擦因子影响分析 |
| 3.1.7 小结 |
| 3.2 膨胀管连接螺纹设计 |
| 3.2.1 传统螺纹连接可膨胀性分析 |
| 3.2.2 螺纹设计 |
| 3.2.3 室内实验 |
| 3.3 膨胀管管补贴结构方案设计 |
| 3.3.1 提升机构设计 |
| 3.3.2 压力胀管腔总成设计 |
| 3.3.3 膨胀管管补贴装置厂内试验 |
| 第4章 膨胀管补贴作业技术现场应用 |
| 4.1 有限元模拟结果分析 |
| 4.2 X6-1-117应用情况 |
| 4.2.1 施工井基本数据 |
| 4.2.2 套损情况描述及施工方案确定 |
| 4.2.3 施工工艺参数及施工结果 |
| 4.3 X4-1-331井应用情况 |
| 4.3.1 施工井油藏基本数据 |
| 4.3.2 井内套损情况和施工方案 |
| 4.3.3 施工工艺参数及结果 |
| 4.4 X6-11-626应用情况 |
| 4.4.1 施工井基本数据 |
| 4.4.2 井内套损情况和施工方案 |
| 4.4.3 施工工艺参数及结果 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（3）海外河油田弱凝胶调驱优化技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 海1块油藏地质特征 |
| 1.1.2 油藏调驱适应性分析 |
| 1.1.3 区块调驱现状及存在的问题 |
| 1.2 弱凝胶调驱优化国内外研究现状 |
| 1.2.1 弱凝胶调驱体系优化现状 |
| 1.2.2 弱凝胶注入参数优化研究 |
| 1.2.3 区块调驱优化决策技术现状 |
| 1.3 本文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 弱凝胶调驱选井优化决策研究 |
| 2.1 选井决策理论基础 |
| 2.1.1 压力指数决策理论 |
| 2.1.2 渗透率决策理论 |
| 2.1.3 吸水剖面决策理论 |
| 2.1.4 注入动态决策理论 |
| 2.1.5 决策因子计算公式 |
| 2.1.6 多因素综合决策理论 |
| 2.2 海1块弱凝胶调驱选井决策 |
| 2.2.1 选井决策软件编制 |
| 2.2.2 海1块基础资料收集 |
| 2.2.3 海1块选井决策结果 |
| 2.3 调驱剂用量设计 |
| 2.3.1 用量设计方法 |
| 2.3.2 海1块调驱井用量设计 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 海1块弱凝胶调驱体系优化研究 |
| 3.1 实验条件及实验器材 |
| 3.1.1 实验条件 |
| 3.1.2 实验器材 |
| 3.1.3 化学药品 |
| 3.1.4 弱凝胶配方评价方法 |
| 3.2 弱凝胶主体段塞优化 |
| 3.2.1 弱凝胶体系优化 |
| 3.2.2 弱凝胶体系地层适应性评价 |
| 3.2.3 弱凝胶注入性能评价 |
| 3.2.4 弱凝胶注入残余阻力系数评价 |
| 3.2.5 弱凝胶吸水剖面改善率评价 |
| 3.3 复合段塞优化 |
| 3.3.1 颗粒基本性能评价 |
| 3.3.2 复合段塞残余阻力系数评价 |
| 3.3.3 复合段塞性剖面改善率评价 |
| 3.3.4 段塞组合方式优化 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 弱凝胶调驱注入参数优化研究 |
| 4.1 实验条件与器材 |
| 4.1.1 实验条件 |
| 4.1.2 实验仪器与材料 |
| 4.2 实验方法与实验步骤 |
| 4.3 单根填砂管单轮与多轮调驱效果对比 |
| 4.3.1 单根填砂管实验参数 |
| 4.3.2 单根填砂管单轮次调驱实验结果 |
| 4.3.3 单根填砂管多轮次调驱实验结果 |
| 4.3.4 单根填砂管实验结果分析 |
| 4.4 并联填砂管单轮与多轮调驱结果对比 |
| 4.4.1 并联填砂管调驱前参数 |
| 4.4.2 并联填砂管一轮次实验结果 |
| 4.4.3 并联填砂管多轮次实验结果 |
| 4.4.4 并联填砂管实验结果分析 |
| 4.4.5 并联第四轮复合段塞调驱 |
| 4.5 弱凝胶微观驱油动态分析 |
| 4.5.1 微观模型简介 |
| 4.5.2 实验方法 |
| 4.5.3 主要机理分析 |
| 4.6 不同时机注入弱凝胶提高采收率对比 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论与认识 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）海1块深部调驱试验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究目的及研究意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 研究内容及研究思路 |
| 第一章 研究项目背景 |
| 1.1 油藏地质特征 |
| 1.2 油田开发简况 |
| 1.3 油藏调驱适应性分析 |
| 1.4 弱凝胶调驱现状及存在问题 |
| 第二章 弱凝胶检测评价方法研究 |
| 2.1 弱凝胶评价检测指标体系 |
| 2.2 实验条件、化学药品、实验仪器 |
| 2.3 海 1 块弱凝胶配方评价 |
| 2.4 弱凝胶对储层的适应性评价 |
| 2.5 弱凝胶老化稳定性评价 |
| 2.6 弱凝胶注入动态检测评价 |
| 2.7 弱凝胶化学成胶机理分析 |
| 2.8 本章小结 |
| 第三章 海 1 块弱凝胶调驱优化决策技术研究 |
| 3.1 软件简介 |
| 3.2 选井决策 |
| 3.3 选层决策 |
| 3.4 弱凝胶用量设计 |
| 3.5 效果预测 |
| 3.6 调剖效果评价 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 弱凝胶注入过程中的调控技术研究 |
| 4.1 弱凝胶注入时机对调驱效果的影响研究 |
| 4.2 弱凝胶强度设计研究 |
| 4.3 弱凝胶调驱过程有效性研究 |
| 4.4 油井产出液弱凝胶窜流对策研究 |
| 4.5 弱凝胶的注入量、施工排量及爬坡压力分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 弱凝胶调驱机理物理模拟实验研究 |
| 5.1 弱凝胶调驱体系的微观渗流机理实验研究（刻蚀组合模型） |
| 5.2 弱凝胶调驱体系的微观渗流机理实验研究（填砂模型） |
| 5.3 弱凝胶在并联岩心中的调剖功能 |
| 5.4 不同驱替粘度比下弱凝胶的驱油能力 |
| 5.5 弱凝胶在注水开发过程中的技术定位分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 弱凝胶调驱后提高采收率技术对策研究 |
| 6.1 弱凝胶调驱相渗曲线特征分析 |
| 6.2 弱凝胶调驱后对地层的伤害研究 |
| 6.3 弱凝胶驱后纳米微球提高采收率研究 |
| 6.4 弱凝胶后表面活性剂提高采收率研究 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（5）WC海上边/底水油藏水驱效率及剩余油分布研究（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 相关领域研究现状 |
| 1.2.1 水驱油效率研究进展 |
| 1.2.2 剩余油分布调研 |
| 1.3 存在的问题及论题的引入 |
| 1.4 研究内容与技术思路 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究方法与技术思路 |
| 1.5 研究取得的认识及创新点 |
| 1.5.1 取得的认识 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第2章 文昌19-1油田开发特征研究 |
| 2.1 文昌19-1油田发展现状认识及水驱状况分析 |
| 2.2 文昌19-1油田驱动能量形式及分布状况分析 |
| 2.2.1 驱动指数计算方法研究及应用 |
| 2.2.2 天然驱动能量分级图版分析 |
| 2.3 油田地层压力分析 |
| 2.4 油田及主力油组含水及含水上升规律分析 |
| 2.4.1 A油藏含水上升规律 |
| 2.4.2 B油藏含水上升规律 |
| 第3章 文昌19-1油田水驱油效率研究 |
| 3.1 油田水侵量计算与分析 |
| 3.2 水驱动用程度分析 |
| 3.3 生产历史资料判断见水方向 |
| 3.4 水驱油效率研究及采收率标定 |
| 3.4.1 动态相渗曲线及波及系数计算与分析 |
| 3.4.2 文昌19-1油田动态水驱油效率计算方法及应用 |
| 3.4.3 文昌19-1油田水驱采收率标定 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 油田剩余油分布研究及其形成主控因素分析 |
| 4.1 剩余油分布预测方法研究及应用 |
| 4.1.1 矿场资料法 |
| 4.1.2 水驱特征曲线法 |
| 4.2 油田剩余油形成原因及主控因素分析 |
| 4.2.1 理论分析 |
| 4.2.2 实际解释 |
| 第5章 文昌19-1油田剩余油分布数值模拟研究 |
| 5.1 文昌19-1A油藏余油分布数值模拟研究 |
| 5.1.1 数值模拟模型建立 |
| 5.1.2 储量拟合 |
| 5.1.3 生产历史拟合 |
| 5.1.4 文昌19-1A油藏剩余油分布 |
| 5.1.5 文昌19-1A油藏剩余油挖潜分析 |
| 5.2 文昌19-1B油藏剩余油分布数值模拟研究 |
| 5.2.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.2.2 储量拟合 |
| 5.2.3 生产历史拟合 |
| 5.2.4 文昌19-1B油藏剩余油分布 |
| 5.2.5 文昌19-1B油藏剩余油挖潜分析 |
| 第6章 结论及建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（6）高温高盐油藏表面活性剂驱油体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 表面活性剂驱提高采收率的机理 |
| 1.1.1 降低油水界面张力机理 |
| 1.1.2 乳化机理 |
| 1.1.3 聚并形成油带机理 |
| 1.1.4 润湿反转机理 |
| 1.1.5 提高表面电荷密度机理 |
| 1.2 驱油用表面活性剂体系 |
| 1.2.1 驱油用表面活性剂 |
| 1.2.2 表面活性剂的理化性能 |
| 1.2.3 表面活性剂的复配体系 |
| 1.3 研究内容、意义 |
| 1.3.1 研究目的和意义 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第2章 低聚表面活性剂的合成 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 主要试剂 |
| 2.1.2 主要仪器 |
| 2.1.3 低聚表面活性剂的合成 |
| 2.1.4 目标产物的分析及表征 |
| 2.2 结果与讨论 |
| 2.2.1 产物活性物的测定 |
| 2.2.2 目标产物的红外光谱分析 |
| 2.2.3 核磁共振 |
| 2.3 小结 |
| 第3章 低聚表面活性剂的性能研究 |
| 3.1 实验仪器与药品 |
| 3.1.1 主要仪器 |
| 3.1.2 主要药品 |
| 3.2 实验原理及方法 |
| 3.2.1 表面张力的测定 |
| 3.2.2 界面张力的测定 |
| 3.2.3 耐温性能研究 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 低聚表面活性剂的表而活性 |
| 3.3.2 低聚表面活性剂的界面活性 |
| 3.3.3 低聚表面活性剂的抗温耐盐性研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 表面活性剂复配体系的研究 |
| 4.1 实验仪器与药品 |
| 4.1.1 主要仪器 |
| 4.1.2 主要仪器 |
| 4.2 实验原理与方法 |
| 4.2.1 乳化能力 |
| 4.2.2 静态吸附量测定 |
| 4.2.3 长期热稳定性 |
| 4.2.4 润湿性 |
| 4.3 实验结果与讨论 |
| 4.3.1 复配体系的筛选 |
| 4.3.2 表面活性剂复配体系的性能研究 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 岩心驱替实验 |
| 5.1 单岩心实验 |
| 5.1.1 实验仪器 |
| 5.1.2 实验过程 |
| 5.1.3 实验结果与讨论 |
| 5.2 平板模型实验 |
| 5.2.1 可视化二维平板模型 |
| 5.2.2 平板模型实验 |
| 5.3 小结 |
| 第6章 结论 |
| 6.1 低聚表面活性剂的合成及表征 |
| 6.2 低聚表面活性剂的性能研究 |
| 6.3 表面活性剂复配体系的研究 |
| 6.4 岩心驱替实验 |
| 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）高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 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 高凝油分布概况 |
| 1.2.2 高凝油地质特征 |
| 1.2.3 高凝油流变特性 |
| 1.2.4 高凝油渗流特征 |
| 1.2.5 高凝油开采井筒温度场 |
| 1.2.6 高凝油藏开发模式 |
| 1.2.7 高凝油藏剩余油分布规律研究 |
| 1.2.8 目前存在的问题 |
| §1.3 本文的主要研究内容 |
| §1.4 论文的技术路线和逻辑结构 |
| §1.5 创新点及认识 |
| 第二章 沈84-安12油藏地质概况 |
| §2.1 沈84-安12油藏区域分布 |
| §2.2 沈84-安12油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 沉积特征 |
| 2.2.3 储层特征 |
| 2.2.4 流体性质 |
| §2.3 沈84-安12块油藏油藏开发历程 |
| §2.4 本章小结 |
| 第三章 高凝油流变性和渗流特征 |
| §3.1 高凝油性分析 |
| 3.1.1 实验样品及仪器 |
| 3.1.2 原油黏温测定实验 |
| 3.1.3 不同温度下原油流变性 |
| 3.1.4 不同含水率下原油流变性 |
| §3.2 高凝油渗流特征 |
| 3.2.1 实验样品及仪器 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 水驱油试验 |
| 3.2.4 相渗实验 |
| §3.3 本章小结 |
| 第四章 高凝油井筒注蒸汽热损失计算 |
| §4.1 井筒注蒸汽热损失计算模型 |
| 4.1.1 模型的假设 |
| 4.1.2 建立数学模型 |
| 4.1.3 方程中主要物理量的计算 |
| 4.1.4 垂直井筒沿程热损失分布求解步骤 |
| §4.2 模型的验证 |
| §4.3 井筒沿程蒸汽参数敏感性分析 |
| 4.3.1 蒸汽干度 |
| 4.3.2 注入速度 |
| 4.3.3 注入压力 |
| §4.4 本章小结 |
| 第五章 高凝油油藏蒸汽驱有效开发方式研究 |
| §5.1 不同开采方式对比 |
| §5.3 蒸汽驱敏感性因素分析 |
| 5.3.1 井距 |
| 5.3.2 注汽速度 |
| 5.3.3 注汽温度 |
| 5.3.4 采注比 |
| 5.3.5 注汽干度 |
| §5.4 蒸汽驱注采参数的灰色关联分析 |
| §5.5 蒸汽驱注采参数优化 |
| 5.5.1 注汽速度优化 |
| 5.5.2 蒸汽干度优化 |
| 5.5.3 采注比优化 |
| §5.6 本章小结 |
| 第六章 水驱特征曲线自动拟合算法研究 |
| §6.1 沈84安12块水驱特征 |
| 6.1.1 水驱特征曲线的适用条件 |
| 6.1.2 水驱特征曲线回归预测方法分析 |
| §6.2 改进的回归预测算法 |
| 6.2.1 搜索曲线趋于直线的初始含水率 |
| 6.2.2 数据预处理 |
| 6.2.3 一元线性回归方程模型 |
| 6.2.4 线性回归拟合效果分析 |
| 6.2.5 改进算法的流程图 |
| §6.3 水驱特征曲线应用期搜索算法 |
| 6.3.1 数据平滑处理 |
| 6.3.2 搜索水驱特征曲线一个调整周期的应用期算法 |
| §6.4 本章小结 |
| 第七章 高凝油油藏剩余油分布规律研究 |
| §7.1 剩余油分布规律 |
| 7.1.1 剩余油丰度和饱和度分布 |
| 7.1.2 剩余油纵向和平面分布规律 |
| §7.2 剩余油控制因素 |
| 7.2.1 地质因素 |
| 7.2.2 开发因素 |
| §7.3 井网调整研究 |
| §7.4 不同开发方式对比 |
| §7.7 本章小结 |
| 第八章 结论和建议 |
| §8.1 结论与认识 |
| §8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（8）喇嘛甸油田北东一区萨三组储层精细研究及其在聚合物驱油中的应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 绪论 |
| 1.研究的目的及意义 |
| 2.国内外研究现状 |
| 3.研究思路及技术路线 |
| 4.主要研究内容及工作量 |
| 第1章 喇嘛甸油田地质特点 |
| 1.1 油田构造特点 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 断层特征 |
| 1.2 储层沉积特征及性质 |
| 1.2.1 储层沉积背景 |
| 1.2.2 储层宏观沉积特征 |
| 1.2.3 储层性质 |
| 1.2.4 油气水分布 |
| 1.2.5 流体性质 |
| 1.3 油田开发历程 |
| 第2章 特高含水期储层精细解剖研究 |
| 2.1 理论基础 |
| 2.1.1 高分辨率层序地层学基本原理 |
| 2.1.2 大庆油田沉积微相细分基本原理 |
| 2.2 储层解剖研究现状 |
| 2.3 储层精细解剖研究 |
| 2.3.1 研究思路及技术路线 |
| 2.3.2 局分辨率层序地层学解剖方法 |
| 2.3.3 单砂体边界识别划分方法 |
| 2.3.4 各成因单元单砂体分布模式特征 |
| 2.3.5 加密后各沉积单元储层发育特征分析 |
| 2.4 厚油层内部建筑结构解剖研究 |
| 2.4.1 厚油层内部建巩结构研冗思路 |
| 2.4.2 河流相砂体结构解剖方法 |
| 2.4.3 河流相砂体结构解剖结果 |
| 2.4.4 对河流相砂体层内结构研究取得的主要认识 |
| 第3章 储层三维地质建模研究 |
| 3.1 三维地质建模研究环节 |
| 3.1.1 数据准备 |
| 3.1.2 数据加载 |
| 3.1.3 断层模拟 |
| 3.1.4 三维网格化 |
| 3.1.5 建立地层格架 |
| 3.1.6 沉积微相建模 |
| 3.1.7 相控属性建模 |
| 3.2 三维地质建模数据的前处理 |
| 3.3 三维构造模型建立研究 |
| 3.4 相控属性模型建立研究 |
| 3.4.1 序贯指示模拟 |
| 3.4.2 储层物性参数建模 |
| 第4章 特高含水期剩余油综合预测研究 |
| 4.1 剩余油综合预测的基本思路 |
| 4.2 特高含水期层内数值模拟研究 |
| 4.2.1 相渗曲线的优化方法 |
| 4.2.2 层内液量精细劈分方法 |
| 4.2.3 参数的拟合调整研究 |
| 4.2.4 油水动态追踪研究 |
| 4.2.5 数值模拟结果 |
| 4.3 高水洗特征的判断方法 |
| 4.4 特高含水期目的层动用特征 |
| 4.5 剩余油分布规律 |
| 第5章 储层精细研究在萨三组储层聚合物驱油中的应用 |
| 5.1 储层聚合物驱油精细调整的研究思路 |
| 5.1.1 储层聚驱面临的主要问题 |
| 5.1.2 储层聚驱调整思路 |
| 5.2 储层三次采油注入体系研究 |
| 5.2.1 高浓度聚合物驱油机理 |
| 5.2.2 聚合物溶液在流动中的流变特性 |
| 5.2.3 聚合物溶液粘弹性的测定 |
| 5.3 储层三次采油综合调整方法研究 |
| 5.3.1 北东一区储层精细地质研究 |
| 5.3.2 储层聚合物驱个性化设计方法 |
| 5.3.3 萨三组储层聚合物驱过程中有效跟踪调整方法 |
| 5.3.4 储层聚合物驱开发指标预测方法 |
| 5.4 开发综合调整效果分析 |
| 5.4.1 基本情况 |
| 5.4.2 开发效果分析 |
| 第6章 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（9）JAKE-S油田注烃气提高采收率研究（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 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 本文的成果及创新点 |
| 第2章 JAKE-S油藏特征评价及注气适应性研究 |
| 2.1 JAKE-S油藏特征评价 |
| 2.2 注烃气适应性及机理分析 |
| 第3章 油藏流体相态及最小混相压力研究 |
| 3.1 油藏流体相态特征 |
| 3.2 油藏流体相态拟合 |
| 3.3 最小混相压力研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 JAKE-S油藏注烃气提高采收率后期开发方案研究 |
| 4.1 油藏数值模拟 |
| 4.2 注烃气提高采收率开发方案研究 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（10）高6断块开发效果评价及提高开发效果技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本文的研究内容 |
| 第2章 油田基本特征 |
| 2.1 油田地理位置及概况 |
| 2.2 构造与断层 |
| 2.3 地层层序及沉积类型 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.5 油层物性 |
| 2.6 流体性质 |
| 2.7 油藏类型及储量 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 开发动态分析 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.2 能量保持水平及能量利用程度分析 |
| 3.3 产量变化规律分析 |
| 3.4 含水变化规律分析 |
| 3.5 水驱状况分析 |
| 3.5.1 注水量分析 |
| 3.5.2 注入水利用率分析 |
| 3.6 采收率预测 |
| 3.6.1 水驱曲线法 |
| 3.6.2 样板曲线法 |
| 3.6.3 经验公式法 |
| 3.6.4 实验室方法 |
| 3.6.5 采收率预测 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 开发效果评价及影响因素分析 |
| 4.1 开发效果评价 |
| 4.1.1 储量动用程度 |
| 4.1.2 井网控制程度 |
| 4.1.3 水驱控制程度 |
| 4.1.4 采油速度 |
| 4.1.5 含水上升率 |
| 4.2 影响开发效果的因素分析 |
| 4.2.1 地质因素对开发效果的影响 |
| 4.2.2 油藏工程因素对开发效果的影响 |
| 4.2.3 注采工艺因素对开发效果的影响 |
| 4.3 开发过程中存在的主要问题 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 提高开发效果技术及措施 |
| 5.1 完善井网部署 |
| 5.2 细分开发层系 |
| 5.3 水平井技术 |
| 5.4 压裂、酸化提高吸水能力 |
| 5.5 大斜度定向井技术 |
| 5.6 周期注水 |
| 5.7 综述 |
| 5.8 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间承担的科研任务与主要成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
四、HJ油田H8断块E_1d_2~(1-2)油藏聚合物驱提高采收率的室内试验（论文参考文献）
- [1]冀东南堡陆地高含水油藏深部调驱技术研究与应用[D]. 杨昊. 西南石油大学, 2016(04)
- [2]套损井膨胀管补贴作业技术研究与应用[D]. 邵崇权. 西南石油大学, 2016(05)
- [3]海外河油田弱凝胶调驱优化技术研究[D]. 曾云香. 西南石油大学, 2014(05)
- [4]海1块深部调驱试验研究[D]. 陈珍男. 东北石油大学, 2014(02)
- [5]WC海上边/底水油藏水驱效率及剩余油分布研究[D]. 张群. 西南石油大学, 2013(06)
- [6]高温高盐油藏表面活性剂驱油体系研究[D]. 钟祥. 西南石油大学, 2013(06)
- [7]高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例[D]. 谷淑化. 中国地质大学, 2013(07)
- [8]喇嘛甸油田北东一区萨三组储层精细研究及其在聚合物驱油中的应用[D]. 苏延昌. 东北石油大学, 2012(06)
- [9]JAKE-S油田注烃气提高采收率研究[D]. 章威. 长江大学, 2012(01)
- [10]高6断块开发效果评价及提高开发效果技术研究[D]. 单宇. 燕山大学, 2011(11)