一、单井定向测量方案设计（论文文献综述）
梁卫国,肖宁,李宁,赵阳升,杨海军,DUSSEAULT Maurice[1]（2021）在《盐岩矿床水平储库单井后退式建造技术与多场耦合理论》文中研究指明相比于垂直储库而言,在层状盐岩矿床中建造水平储库,可以避开层理状夹层与界面,降低了储存油气泄露的危险。给出水平储库单井后退式对流溶解的技术背景和建造方法;提出单层星型、多层错位布置的层状盐岩矿床大型水平储库群建造方案;在建立的固–流–热–传质多场耦合作用理论基础上,对单井后退式对流溶解水平储库建造过程进行数值模拟。结果表明:水平储库单井后退式控制溶解建造技术是一种经济高效的盐岩储气库建造方法。在层状盐岩矿床中采用单井后退式控制溶解建造方法建造大型水平储库群,可极大提升我国能源储库建设的规模与储存能力。按照多层星型状错位布置,两层盐岩层中一组库群净容积可达到1.36×107 m3以上。为保证水平溶腔的稳定性和对盐岩层空间的最大利用,在储气库的设计阶段,应在保证溶腔可靠性和密闭性的前提下尽可能将管柱系统布置在水平盐岩层较低层位。研究结果可以对国内盐岩储气库工程建设提供技术参考,有效推进中国储气库建设进程。
何锦[2]（2021）在《水平井开采条件下浅层地下咸水水盐运移规律与开发利用研究 ——以河北沧州地区为例》文中指出水土资源紧缺已经成为制约华北滨海地区经济发展的重要瓶颈之一,同时该地区拥有的大面积浅层地下咸水和盐渍化土地却处于闲置状态。如何经济有效地改良盐碱地以及开发利用浅层咸水资源,已经成为解决当地土水资源危机和改善生态环境的重要课题。传统意义上的排水降盐方法有着工程量大,效率低下等诸多不足。随着非开挖定向钻进技术的日趋成熟,由其衍生而来的水平井技术为滨海地区排水降盐提供了一种新手段和方法。但如何确定水平井排水降盐的工程参数,评价其技术上和经济上的可行性,是推广使用该方法,提高咸水开发利用效率的关键。基于此,本文以华北滨海平原为研究区,以土壤盐分及浅层咸水为研究对象,在查明研究区土壤盐渍化特征和浅层地下水咸化成因基础上,利用野外水平井开采试验和室内数值模拟相结合的方法,研究水平井开采条件下浅部咸水含水层水盐运移规律,分析不同人工调控措施下浅层地下咸水淡化效率,评估利用水平井技术进行盐渍化改良和咸水开发的可行性,并提出适合于该地区的浅层咸水开发利用区划。通过本次研究,具体取得了如下几个方面成果:1.研究区土壤盐渍化在空间上呈现明显分带特征。平面上距离海岸线越远盐渍化程度越轻,垂向上土壤盐分含量随深度增加而明显增大。从全区范围来看,土壤盐分与水位埋深和地下水中TDS关系密切。同时,研究区浅层地下水水化学特征与土壤盐渍化程度演变规律较一致。轻度盐渍化地区地下水化学类型以硫酸-氯化物型为主,水质类型为微咸水;地下水盐分来源于当地海相沉积地层中矿物溶解;中-重度盐渍化地区浅层地下水水化学类型以氯化物型为主,水质类型为咸水,地下水中盐分主要受海水入侵影响。2.通过野外水平井抽水试验发现:单井抽水时其补给过程可分为三个阶段。初始阶段:水平井所排水量为井管内储水;过渡阶段:所排水量主要为上部潜水补给水量;稳定阶段:所排水量的70%为承压水补给,30%为潜水补给。此外,水平井抽水会形成“盆状”降落漏斗,最大降深位置位于滤水管中部且与抽水点位置有关,在长时间抽水下,试验区地下水流场有明显改变,潜水及承压水含水层水位明显下降,盐分也有一定程度的降低。3.非饱和带水分数值模拟结果表明:试验区地下水埋深对潜水补给量影响较大,两者呈现非线性关系。不同水文年型下潜水补给量由负转正的最小水位埋深在2-3m之间;结合实地调查结果,将水位埋深2.5m确定为当地水平井排水降盐的合理调控深度。除连续丰水年或抽水量极小情况外,连续排水和间隔排水均能有效降低试验区地下水位。当单位排水量在1.0m3/d·m时,单眼水平井控制距离为300-800m,三眼水平井控制距离为800-1800m。同时水平井控制距离与抽水强度、水平段埋深以及滤水管长度均有相关关系。除极端干旱气象条件外,其他情景下水平井排水均能降低地下水中溶质浓度,其中潜水盐分相对淡化效率为4.25%～18.17%,淡化程度取决于淋滤水的入渗量和入渗水溶质浓度;下部承压水盐分相对淡化效率为3.93%～8.13%,盐分去除效率与水平井排水量有关。4.通过对水平井开采地下咸水的水文地质条件、工程技术条件分析,水平井适宜在水位埋深在3-10m,含水层埋深在5-30m,岩性为粉土或含泥粉细砂等低渗透地层条件的区域内使用;与传统管井排水降盐相比,可节约经济成本约19.2%。同时,基于对研究区开采技术条件和咸水利用方式、适宜井型等条件的分析研判,对区内浅层咸水开发利用方式进行了区划,共划分了三类:（1）农业灌溉分散开采区;（2）农业灌溉、小型咸水淡化开采利用区;（3）工业用水、城市绿化和养殖等集中开采区。此项研究的成果对于丰富水平井渗流理论、完善排水降盐技术方法以及合理开发利用浅层咸水资源都具有重要的实际意义。
赖铖[3]（2021）在《基于定额的CQ公司钻井工程预算管理体系研究》文中进行了进一步梳理在现代石油企业生产经营管理中,预算管理是非常重要的一部分,预算管理的开展不但会对其生产运营产生影响,同时还与企业的融资以及投资活动有着紧密的联系。低油价时代已经到来,我国石油天然气行业必须注重效益的开发,降本增效,努力节约成本,降低预算,以增加行业的可持续发展效益。钻井工程是油气田开发阶段中投资最大、最复杂、风险最高的一个部分,面对可能长期存在的低油价环境,做好钻井工程的预算管理工作是在激烈的市场竞争环境下保持企业长期发展的重中之重。目前CQ公司采用的“量×价”的钻井工程预算管理模式在市场化需求和参与管控方面已不能满足新形势下油田企业的需求,受制于钻井作业的复杂工艺技术要求、不断发展的新技术、不断随着市场波动的价格,以及“以市场形成价格”的预算体制改革要求,CQ公司急切需要一种以市场化为导向、统计计算简单、管理高效便捷、管控力度高的预算管理体系。本文以CQ公司为研究对象,以钻井工程的业务流程为研究基础,构建出基于定额的钻井工程预算管理体系。首先,本文在对预算管理、定额指标体系建立及钻井工程预算进行文献综述的基础上,探寻了CQ公司基于定额的预算管理体系构建的理论基础,主要包括工程投资预算管理理论、全过程预算管理理论和钻井工程预算管理理论。其次,从研究CQ公司钻井工程预算管理现状着手,发现公司目前钻井工程预算编制工作周期长、工作量繁重,无法将管理职能落实,执行考核不够严谨、预算缺乏有效监督等问题,从而影响了钻井工程的预算效果,难以达到降本增效的目标,因而有必要在CQ公司建立钻井工程基于定额的预算管理体系。接着重点就基于定额的预算管理体系的具体构建方案进行研究,对基于定额的钻井工程预算管理体系的可行性进行理论探讨,明确了预算管理目标,对预算管理体系的组织结构、设计原则、设计框架进行了说明,并对定额指标进行了构建。然后通过构建的定额指标体系,对基于定额的预算进行编制,提出了预算审批、执行和考评流程,并对基于定额的预算指标进行了验证,最后提出预算保障措施。基于定额的钻井工程预算管理体系的建立和应用,为其他工程建设领域预算管理体系的规范化建设提供了样板和经验借鉴。以此为出发点,逐步推进在物探、地面建设等工程建设领域全面构建“量价分离、以市场化为导向”的预算管理体系,带动油田公司所有工程建设领域预算管理的科学化和规范化水平的不断提升。
丁士东,赵向阳[4]（2020）在《中国石化重点探区钻井完井技术新进展与发展建议》文中研究表明近年来,中国石化在顺北、川渝和鄂尔多斯等重点探区,通过技术攻关与现场实践,初步形成了顺北8 000～9 000 m特深层钻井完井关键技术、川渝页岩气钻井完井关键技术、四川海相碳酸盐岩油气钻井关键技术和华北鄂尔多斯盆地致密气低成本钻井完井关键技术,支撑其在特深层油气、海相碳酸盐岩油气和非常规油气资源方面获得了勘探开发突破。随着勘探开发不断深入,重点探区还面临钻井周期较长、机械钻速偏低、井下故障较多、压裂提产效果不理想等一系列技术难点和挑战,需要坚持需求导向,强化关键技术攻关,推广应用成熟技术,大力实施提质、提速、提效、提产的"四提"创新创效工程,为中国石化重点探区的油气高效勘探和效益开发提供技术保障。
王振宇[5]（2020）在《冲激声源聚能特性和裸眼井旁裂缝探测研究》文中研究说明随着当前的资源勘探方向逐步向非常规油气资源上发展,需要获得更精准的地质构造和储层分布等信息,单井声波深探测技术作为一种探测井旁地质构造的有效手段就显得尤为重要。传统的单井声波深探测技术中使用的声源主要是单极声源和偶极声源,其探测深度有限,辐射指向性不强,为了解决这些问题,本文将冲激声源引入到单井声波深探测技术中,并利用聚能装置对冲激声源聚能,增强声源向井外辐射的有效能量,提高单井声波深探测技术的探测能力。本文首先介绍了冲激声源的基本产生机理、工作过程、实验系统和仿真声源函数;其次分析了三种常见聚能方式的适用情况及优缺点后,为冲激声源选用了抛物面聚能方式,并通过有限元COMSOL软件对冲激声源进行井下抛物面聚能特性仿真研究,确定了冲激声源在聚能后的两个优势频率3kHz和7kHz,可以分别作为深探测和井旁裂缝探测时的声源激发频率,同时研究了在不同井径和不同地层介质中对冲激声源聚能效果的影响并验证了冲激声源聚能后的辐射指向性和深探测能力;最后利用激发频率为7kHz的冲激声源对井旁裂缝和与井眼相交的裂缝进行探测,验证抛物面聚能对裂缝探测时的声波能量的影响。通过仿真模拟可得到声源在聚能后可大幅提高声波辐射能量与指向性,为后续深探测以及利用声波信息反演地层信息提供了有力的帮助。
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》文中指出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。
陈世达[7]（2020）在《黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策》文中认为黔西多煤层煤层气资源的离散性决定了其勘探开发的特殊性,基础地质研究和适应性开发技术探索仍是目前主要的攻关目标。论文以黔西多煤层为研究对象,以室内试验分析和现场动态跟踪为手段,剖析了煤层气储渗空间静、动态演化特征,探讨了其对煤层气吸附-解吸-渗流的影响;建立了薄煤层煤体结构测井识别方法;揭示了“叠置含煤层气系统”的地应力作用机制;提出了产层组合优选方法,并分析了不同改造和排采方式对合采井产能的影响。剖析了煤层气储渗空间静、动态演化特征,总结了影响气体吸附-解吸的主控因素,建立了煤层气解吸过程及解吸效率识别图版。高变质程度煤以发育微小孔为主,储渗动态的应力敏感程度最弱,对甲烷的吸附能力较强,在实现高解吸效率方面具有先天优势;碎裂煤渗流能力最强,其次为原生结构煤,碎粒煤不具备压裂增产适应性。层域尺度上,高灰分产率会降低煤层对甲烷的吸附能力;原位温压条件下,煤吸附性能主要受储层压力“正效应”控制。构建了薄煤层煤体结构精确识别方法。针对薄煤层测井“边界效应”难题,引进小波分析技术对测井曲线进行分频加权重构,提高了测井信号的纵向分辨率;选取伽马、密度、声波、电阻率测井参数,借助FISHER线性判别法投影降维思想和最小方差分析理念,建立了煤体结构测井识别图版和分类函数。查明了原位应力随埋深变化的地质作用过程,提出了“应力封闭型”叠置含煤层气系统的概念。黔西地区煤储层应力梯度变化是埋深和构造综合作用的结果,向斜轴部是水平主应力最为集中的区域。垂向上,可将应力状态依次划分为应力挤压区、应力释放区、应力过渡区和构造集中区。应力释放区（500750m）有利于相对高渗储层和统一压力系统的形成,以常压储层为主;200500 m、>750m煤储层具有“应力封闭”特征,压力系统叠置发育,储层压力与埋深失去相关性。剖析了织金区块典型合采井排采动态,提出了多层合采产层组合评价方法及排采管控建议。在层间供液均衡的前提下,确保各产层实现高解吸效率时仍具备一定的埋没度是最大化采收率的产层组合方案;“大液量、高砂量”的压裂改造是高产的重要保障;快速提液降压、稳流压、高套压和稳套压等生产方式不适应合层排采技术要求。
洪炳沅[8]（2020）在《多气合采集输系统设计及运行优化研究》文中研究指明临兴-神府区块煤层气、致密气及页岩气储层多层叠置、连续成藏,多气合采具有良好的经济前景和社会效益。合理高效地设计及运行多气合采集输系统,对发展集输系统优化理论、降低气田开发成本、提高生产效率和实现可持续性发展至关重要。本文通过对多气合采气井特性、集输工艺和集输设备的分析,开展了多气合采集输系统的模拟分析、设计优化和运行优化研究,提高了多气合采集输系统的资源配置效率和运行效益,进一步发展了多气合采一体化集输工艺,完善了多气合采地面集输技术。首先,以区块内多气合采集输系统为研究对象,研究了多压力级制下的集输流程及系统分析问题。引射器是多压力级制集输的关键设备,在介绍引射器的工作原理、安装工艺及性能参数的基础上,提出了一种含引射器的集输系统分析方法,分析了引射器的配置对气田各运行参数的影响,探讨了引射器在气田合采中的适用性、工艺参数和设置方案。其次,结合滚动开发过程中气井产能的变化特征,研究了多气合采集输系统的设计优化问题。针对以往研究忽略管网水力特性的不足,建立了考虑集输系统水力特性的混合整数线性规划模型,采用蚁群算法进行路径优化,采用分段线性近似方法对模型中的非线性水力方程进行线性化。基于滚动开发中多阶段建设的时间特性,将上述优化模型拓展为多周期模型,以多周期建设成本最低为目标函数,考虑了与水力特性及多周期建设相关的各种工艺约束。再次,以气田多区块构成的多集输系统为研究对象,研究了全开发周期多集输系统之间的高效协同运行优化问题。针对以往研究忽略集输站场设备处理能力,导致设备利用率低的不足,考虑了设备处理能力、能耗及特性,分别提出了基于流量调度和橇装设备调度的两种运行优化方法。最后,综合考虑气井衰减特性、设备性能和市场需求,耦合产能规划、设备调度和流量调度,提出了多气合采集输系统综合运行优化方法,可有效提高气井产能、集输工艺、集输设备及市场需求之间的匹配程度,提高了系统负荷率、增加气田开发效益。
李峰[9]（2020）在《石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究》文中研究说明21世纪以来,国民经济的快速发展和能源消费结构转型提速,我国油气对外依存度不断攀升,近年来随着国际形势的日益复杂,促使国内增产增效需求强烈。我国社会主义市场经济的不断发展以及现代企业制度的建立和完善,也使得我国石油企业经营过程中面临一些新的风险与挑战。因此石油企业施行并完善预算管理制度既是市场竞争的需要,又是强化生产经营管理的要求,更是落实经济责任制、实现资本经营、深化国有制企业改革的重要内容。中国石油天然气集团有限公司是中国石油开发行业的央企之一,也是中国石油企业中在石油钻探领域技术与管理方面较为领先的企业。近十年期间,中石油在提升国内油气勘探开发力度的同时,也加快了企业体制改革的步伐,尤其是预算管理体系的建立,完善内部市场服务价格形成机制,通过先试点后推广的方式,渐进式规范市场计价行为。本文针对中石油钻井工程预算管理发展进程及现行管理政策,以中石油工程技术服务价格市场化改革试点单位大港油田为主要数据模型,分析中石油石油钻井系统工程预算管理的现状和存在的问题,同时对标中石油下属的其他几个油田进行预算定额、执行和监控的对比分析,提出适合石油工程造价管理的工程量清单计价方法和预算管理制度。
杨凡[10]（2020）在《煤层气低产直井增产方法及经济性评价 ——以S区块为例》文中研究说明煤层气是一种优质清洁能源,煤层气开发对优化我国能源结构,保障国家能源安全,减少温室气体排放,改善大气环境,保障煤矿安全生产具有重要意义。我国煤层气资源丰富,但大部分煤层气井的产量不高,经济效益欠佳。为此,本文进行了相关研究。结合相关资料对S区块部分井的低产原因进行分析,分别研究了井位部署、井型选择、钻完井工艺、排采作业等因素对产气量的影响。介绍了S区块的基本情况,结合煤层厚度、含气量、埋深、渗透率、解吸压力、地质构造等参数,对S区块进行产能分区,并对产能进行数值模拟。阐述增产改造原理,确定改造井型为L型水平井,明确井身轨迹走向、水平段长度和井位优选等技术参数。结合地下地质状况和地面基建情况,确定了增产改造方案的布井数量和具体位置。优化钻完井、地质导向、储层保护和排采生产等工艺技术,建立一体化增产改造技术方案。对低产直井增产改造技术进行经济效益评价。先期实施两口试验井,证明了改造技术能够有效提高煤层气产量。选取10口井进行系统改造,根据改造成本、煤层气产量、气价、补贴等参数进行经济评价,保守估计项目的动态投资回收期为3.81年。对区块整体增产改造项目进行规划,计划分5年完成全部160口L型井。在较保守的关键性假设条件下,项目的内部收益率为28.84%,动态投资回收期为6.25年。在产量适中预测条件下,项目的内部收益率为51.60%,动态投资回收期为4.52年。在高产预测条件下,项目的内部收益率为66.91%,动态投资回收期为4.01年。项目的经济效益显着,投资具备可行性。
二、单井定向测量方案设计（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、单井定向测量方案设计（论文提纲范文）
（1）盐岩矿床水平储库单井后退式建造技术与多场耦合理论（论文提纲范文）
| 1 引言 |
| 2 水平储库单井后退式建造技术 |
| 2.1 单井后退式建造技术背景 |
| 2.1.1 定向钻井技术原理 |
| 2.1.2 双井定向对接连通溶解建造方法 |
| 2.2 单井后退式对流溶解建造方法 |
| 3 层状盐岩水平储库群建造方法 |
| 4 水平储库控制溶解建造多场耦合理论与数值模拟 |
| 5 结论 |
（2）水平井开采条件下浅层地下咸水水盐运移规律与开发利用研究 ——以河北沧州地区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究目标及内容 |
| 1.4 研究方法与技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 研究区概况 |
| 2.1 自然地理概况 |
| 2.2 气象与水文 |
| 2.3 社会经济概况 |
| 2.4 区域地质构造与第四系地质 |
| 2.5 区域水文地质概况 |
| 2.6 浅层咸水利用程度 |
| 第三章 土壤-浅层地下水水盐分布特征与咸水成因 |
| 3.1 样品采集与测试 |
| 3.2 土壤盐渍化特征 |
| 3.3 浅层咸水水化学特征 |
| 3.4 土壤盐渍化影响因素分析 |
| 3.5 浅层咸水成因分析 |
| 3.6 土壤盐渍化与水文地球化学特征关系 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 水平井开采条件下浅层地下咸水盐分运移研究 |
| 4.1 浅层水平井技术 |
| 4.2 水平井开采试验场概况 |
| 4.3 水平井开采下的浅层咸水水盐变化规律 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 水平井开采条件下浅层地下咸水水盐运移数值模拟与排盐效果预测 |
| 5.1 非饱和带水盐运移模拟及控制水位的确定 |
| 5.2 水平井开采条件下浅层咸水水分运移预测 |
| 5.3 水平井开采条件下浅层咸水盐分运移预测 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 基于水平井技术的浅层地下咸水开发可行性分析及开发利用区划 |
| 6.1 水平井开采浅层地下咸水的可行性分析 |
| 6.2 浅层地下咸水开发利用区划 |
| 6.3 本章小结 |
| 第七章 结论与建议 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 存在问题及建议 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在校期间所取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）基于定额的CQ公司钻井工程预算管理体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 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 文献综述 |
| 1.4 研究内容与方法 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.5 本文创新点 |
| 1.6 技术路线图 |
| 第二章 概念界定和理论概述 |
| 2.1 概念界定 |
| 2.1.1 钻井工程预算 |
| 2.1.2 定额 |
| 2.2 理论概述 |
| 2.2.1 工程投资预算管理理论 |
| 2.2.2 全过程预算管理理论 |
| 2.2.3 钻井工程预算管理理论 |
| 第三章 CQ公司钻井工程预算管理体系现状分析 |
| 3.1 CQ公司基本情况 |
| 3.2 CQ公司钻井工程预算现状 |
| 3.2.1 现行钻井工程预算体系简介 |
| 3.2.2 CQ公司预算管理的组织机构 |
| 3.2.3 现行预算指标的形成 |
| 3.3 CQ公司钻井工程预算管理体系存在的问题 |
| 3.3.1 预算管理未发挥应有的控制作用 |
| 3.3.2 现行预算管理体系不能充分发挥钻井业务全过程管理优势 |
| 3.3.3 现行价格指标体系的差异性增加了预算管理难度 |
| 3.3.4 预算管理信息分散,管理效率不高 |
| 第四章 基于定额的CQ公司钻井工程预算管理体系设计 |
| 4.1 基于定额的预算管理体系理论探讨 |
| 4.1.1 基于定额的预算管理体系价值链 |
| 4.1.2 基于定额的预算管理体系理论模型 |
| 4.1.3 基于定额的预算管理体系运行机理 |
| 4.2 基于定额的钻井工程预算管理目标 |
| 4.2.1 降低预算编制工作量,提高预算管理效率 |
| 4.2.2 以标准化定额统一费用标准,统一下属单位预算标准 |
| 4.2.3 形成基于定额的预算信息化系统,实现信息共享 |
| 4.2.4 以预算为指导依据,形成工程全过程管理体系 |
| 4.3 基于定额的预算管理体系设计原则 |
| 4.4 基于定额的钻井工程预算设计框架 |
| 4.5 钻井工程定额指标的构建 |
| 4.5.1 定额指标构建规则和依据 |
| 4.5.2 计价规则 |
| 4.5.3 定额指标构成及计算方法 |
| 4.6 基于定额的钻井工程预算编制和审批 |
| 4.6.1 编制依据 |
| 4.6.2 钻井工程预算编制与审批工作流程 |
| 4.6.3 钻井工程预算费用构成 |
| 4.6.4 以定额为基础的预算编制 |
| 4.7 基于定额的钻井工程预算的执行和考评 |
| 4.7.1 事前预算管理 |
| 4.7.2 事中控制管理 |
| 4.7.3 事后考评管理 |
| 第五章 基于定额的CQ公司钻井工程预算与现行预算对比分析 |
| 5.1 基于定额的CQ公司钻井工程预算的典型井套算 |
| 5.2 基于定额的钻井工程预算和现行预算的全部井套算 |
| 5.3 基于定额的钻井工程预算管理体系和现行预算的比较 |
| 第六章 基于定额的CQ公司钻井工程预算管理体系措施保障 |
| 6.1 健全全面预算管理制度 |
| 6.1.1 设置合理的预算管理组织机构 |
| 6.1.2 加强企业战略的导向作用 |
| 6.2 完善全面预算管理实施过程 |
| 6.2.1 提高预算编制的科学性和准确性 |
| 6.2.2 促进预算执行的核算正规 |
| 6.2.3 及时监督信息反馈 |
| 6.2.4 绩效考核和激励制度相结合 |
| 6.3 提升人员素质 |
| 6.3.1 增强全体人员思想意识 |
| 6.3.2 加大员工培训力度 |
| 6.3.3 加强员工凝聚力 |
| 第七章 研究结论与展望 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 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 |
（4）中国石化重点探区钻井完井技术新进展与发展建议（论文提纲范文）
| 1 重点探区钻井完井技术新进展 |
| 1.1 顺北特深层钻井完井关键技术 |
| 1.1.1 超深井安全高效钻井关键技术 |
| 1.1.2 特深应力敏感性破碎地层防漏堵漏技术 |
| 1.1.3 超深井高温高压窄间隙固井技术 |
| 1.1.4 特深层碳酸盐岩酸压技术 |
| 1.2 川渝页岩气钻井完井关键技术 |
| 1.2.1 深层页岩气优快钻井技术 |
| 1.2.2 深层页岩气水基钻井液技术 |
| 1.2.3 页岩气水平井氮气泡沫水泥浆固井技术 |
| 1.2.4 近钻头地层成像探测技术 |
| 1.2.5 页岩气强化体积改造技术 |
| 1.3 四川海相碳酸盐岩油气钻井关键技术 |
| 1.3.1 四川海相超深碳酸盐岩探井安全钻井技术 |
| 1.3.2 川西海相开发井安全高效钻井技术 |
| 1.4 华北鄂尔多斯盆地致密气低成本钻井完井关键技术 |
| 1.4.1 鄂北古生界低成本优快钻井技术 |
| 1.4.2 杭锦旗区块防漏防塌钻井液技术 |
| 1.4.3 低成本强化体积改造技术 |
| 2 面临的主要挑战及对策 |
| 2.1 顺北油气田特深层油气勘探开发 |
| 2.2 川渝页岩气勘探开发 |
| 2.3 四川盆地海相油气勘探开发 |
| 2.4 华北鄂尔多斯盆地致密油气勘探开发 |
| 3 结论与认识 |
（5）冲激声源聚能特性和裸眼井旁裂缝探测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 冲激声源技术国内外研究现状 |
| 1.2.2 单井声波深探测技术国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 冲激声源基本原理与实验系统分析 |
| 2.1 冲激声源基本原理 |
| 2.1.1 液电效应 |
| 2.1.2 冲激声源的工作过程 |
| 2.2 冲激声源实验系统 |
| 2.2.1 高压充电系统 |
| 2.2.2 高压放电系统 |
| 2.2.3 信号采集 |
| 2.3 声源函数建立 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 冲激声源聚能特性研究及分析 |
| 3.1 冲激声源定向辐射基本理论 |
| 3.2 反射式聚能基本研究 |
| 3.2.1 椭球面反射 |
| 3.2.2 抛物面反射 |
| 3.3 声源聚能仿真模型建立 |
| 3.3.1 有限元仿真软件概述 |
| 3.3.2 冲激声源聚能模型建立 |
| 3.3.3 模型网格刨分 |
| 3.4 声源聚能特性研究 |
| 3.4.1 冲激声源聚能前与聚能后声场快照图及分析 |
| 3.4.2 不同频率对冲激声源聚能特性的影响 |
| 3.4.3 不同井径对冲激声源聚能特性的影响 |
| 3.4.4 不同地层介质对冲激声源聚能声场的影响 |
| 3.5 冲激声源抛物面聚能指向性验证 |
| 3.6 冲激声源抛物面聚能对深探测的影响 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 井旁裂缝探测研究 |
| 4.1 井旁裂缝探测意义及方法 |
| 4.2 井旁裂缝探测原理图 |
| 4.3 冲激声源对井旁垂直裂缝探测研究 |
| 4.4 冲激声源对与井相交的水平裂缝探测研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 总结与展望 |
| 5.1 全文总结 |
| 5.2 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 |
（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）黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景、研究目的与意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究目的与意义 |
| 1.1.3 项目依托 |
| 1.2 研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 中国煤层气勘探开发现状及研究趋势 |
| 1.2.2 含煤层气系统研究进展 |
| 1.2.3 原位地应力测量与应力场分析 |
| 1.2.4 煤体结构划分与测井识别 |
| 1.2.5 贵州省多煤层煤层气开发现状及关键技术 |
| 1.3 面临科学问题和研究内容 |
| 1.4 研究方案和技术路线 |
| 1.5 完成的主要实物工作量 |
| 1.6 研究成果及创新点 |
| 1.6.1 研究成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 2 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造背景 |
| 2.1.1 区域构造特征 |
| 2.1.2 区域构造演化 |
| 2.2 煤系沉积作用 |
| 2.2.1 煤系地层及沉积特征 |
| 2.2.2 煤层发育特点 |
| 2.3 煤岩煤质特征 |
| 2.3.1 宏观煤岩类型 |
| 2.3.2 煤变质程度作用 |
| 2.3.3 显微煤岩组分 |
| 2.3.4 煤质变化 |
| 3 不同变质程度煤煤层气储层物性表征 |
| 3.1 不同变质程度煤储渗空间静态表征 |
| 3.1.1 压汞法对中大孔的表征 |
| 3.1.2 低温N_2 吸附对2~100 nm孔隙的表征 |
| 3.1.4 低场核磁共振综合表征 |
| 3.2 煤岩吸附特征及影响因素 |
| 3.2.1 煤变质程度对吸附的影响 |
| 3.2.2 灰分产率对吸附的影响 |
| 3.2.3 储层原位温压条件对吸附的影响 |
| 3.3 不同变质程度煤煤层气解吸特性 |
| 3.3.1 解吸阶段划分理论 |
| 3.3.2 解吸效率及解吸节点变化 |
| 3.3.3 煤层气解吸动态识别图版 |
| 4 不同煤体结构物性显现特征及测井识别 |
| 4.1 煤体结构物性显现特征 |
| 4.1.1 显微镜对微裂隙的表征 |
| 4.1.2 不同煤体结构低温N_2/CO_2 吸附特征 |
| 4.1.3 不同煤体结构核磁共振结果 |
| 4.1.4 单轴压缩作用下煤体损伤演化规律CT观测 |
| 4.2 测井曲线重构及煤体结构测井响应特征 |
| 4.2.1 测井曲线分频加权重构 |
| 4.2.2 煤体结构测井响应特征 |
| 4.3 煤体结构定量识别方法及应用 |
| 4.3.1 Fisher判别法分析原理 |
| 4.3.2 判别图版与分类函数 |
| 4.3.3 方法验证及应用实例 |
| 5 原位地应力场转换及其储渗控制效应 |
| 5.1 煤岩储渗空间动态演化表征 |
| 5.1.1 核磁T_2 谱动态变化特征 |
| 5.1.2 核磁分形维数及其动态变化 |
| 5.1.3 煤岩等效割理压缩系数 |
| 5.2 煤储层原位地应力分布特征 |
| 5.2.1 煤储层原位应力场临界转换深度 |
| 5.2.2 应力比随埋深变化规律统计分析 |
| 5.3 地应力-渗透率-储层压力-含气性协同关系 |
| 5.3.1 地应力对渗透率的控制作用 |
| 5.3.2 含气系统叠置发育的地应力封闭效应 |
| 6 多煤层煤层气高效开发技术对策 |
| 6.1 合采产层组合优选评价方法 |
| 6.1.1 产层解吸动态与动液面协同关系 |
| 6.1.2 产层跨度 |
| 6.1.3 地层供液能力 |
| 6.2 储层压裂改造方式 |
| 6.2.1 合采井压裂改造 |
| 6.2.2 水平井分段压裂 |
| 6.3 排采管控方式 |
| 6.3.1 排采制度对产能的影响 |
| 6.3.2 排采阶段及管控方式 |
| 7 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（8）多气合采集输系统设计及运行优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景及研究意义 |
| 1.2 多气合采集输系统 |
| 1.2.1 多气地质条件及合采方式 |
| 1.2.2 多气合采地面集输关键问题 |
| 1.3 本领域国内外研究现状 |
| 1.3.1 油气田集输系统稳态模拟研究 |
| 1.3.2 油气田集输系统设计优化研究 |
| 1.3.3 油气田集输系统运行优化研究 |
| 1.4 研究思路及主要内容 |
| 1.4.1 总体研究思路 |
| 1.4.2 主要研究内容 |
| 1.4.3 研究技术路线 |
| 第2章 多气合采集输系统模拟分析研究 |
| 2.1 引射器 |
| 2.1.1 引射器工作原理 |
| 2.1.2 引射器安装工艺 |
| 2.1.3 引射器性能参数 |
| 2.2 含引射器的集输系统分析模型 |
| 2.2.1 管网结构子模型 |
| 2.2.2 引射器子模型 |
| 2.2.3 管道流动子模型 |
| 2.2.4 模型求解方法 |
| 2.3 系统分析模型算例分析 |
| 2.3.1 模型验证 |
| 2.3.2 引射器增产效果分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 多气合采集输系统设计优化研究 |
| 3.1 耦合水力特性的集输系统设计优化模型 |
| 3.1.1 问题描述 |
| 3.1.2 模型基础 |
| 3.1.3 符号说明 |
| 3.1.4 非线性数学模型 |
| 3.1.5 水力特性线性化 |
| 3.2 耦合水力特性的集输系统设计优化模型算例分析 |
| 3.2.1 算例一气田集输系统设计优化 |
| 3.2.2 算例二气田后期增压点判断 |
| 3.2.3 算例三油田集输系统设计优化 |
| 3.3 全开发周期集输系统设计优化模型 |
| 3.3.1 问题描述 |
| 3.3.2 模型基础 |
| 3.3.3 符号说明 |
| 3.3.4 数学模型 |
| 3.4 全开发周期集输系统设计优化模型算例分析 |
| 3.4.1 算例一单周期优化方法比较 |
| 3.4.2 算例二多周期优化方法比较 |
| 3.4.3 算例三 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 多气合采多集输系统运行优化研究 |
| 4.1 基于流量调度的多集输系统运行优化 |
| 4.1.1 问题描述 |
| 4.1.2 模型基础 |
| 4.1.3 符号说明 |
| 4.1.4 数学模型 |
| 4.2 基于流量调度的多集输系统运行优化算例分析 |
| 4.2.1 基础数据 |
| 4.2.2 气田建设方案 |
| 4.2.3 流量调度方案 |
| 4.2.4 经济结果对比 |
| 4.2.5 敏感性分析 |
| 4.3 基于橇装设备调度的多集输系统运行优化 |
| 4.3.1 问题描述 |
| 4.3.2 模型基础 |
| 4.3.3 符号说明 |
| 4.3.4 数学模型 |
| 4.4 基于橇装设备调度的多集输系统运行优化算例分析 |
| 4.4.1 基础数据 |
| 4.4.2 生产规划方案 |
| 4.4.3 设备调度及负荷率分析 |
| 4.4.4 经济结果对比 |
| 4.4.5 敏感性分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 多气合采多集输系统综合运行优化研究 |
| 5.1 模型基础 |
| 5.2 符号说明 |
| 5.3 数学模型 |
| 5.3.1 目标函数 |
| 5.3.2 管道建设约束 |
| 5.3.3 产能需求约束 |
| 5.3.4 流量调度约束 |
| 5.3.5 产能曲线约束 |
| 5.3.6 气井生产状态约束 |
| 5.3.7 设备处理能力约束 |
| 5.3.8 设备调度约束 |
| 5.3.9 情景逻辑约束 |
| 5.4 算例分析一 |
| 5.4.1 产能规划方案 |
| 5.4.2 调度方案及负荷率分析 |
| 5.4.3 经济结果对比 |
| 5.5 算例分析二 |
| 5.5.1 基础数据 |
| 5.5.2 产能规划方案 |
| 5.5.3 调度方案及负荷率分析 |
| 5.5.4 经济结果对比 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 本文研究结论 |
| 6.2 对今后研究工作的建议 |
| 参考文献 |
| 附录 A 优化模型算例分析相关数据 |
| A1 耦合水力特性的集输系统设计优化模型相关数据 |
| A2 全开发周期集输系统设计优化模型相关数据 |
| A3 基于流量调度的多集输系统设计优化模型相关数据 |
| 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 |
（9）石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外相关文献综述 |
| 1.3 研究目的和方法 |
| 第2章 预算管理的基本原理 |
| 2.1 预算管理的基本原理 |
| 2.2 预算管理的组织体系 |
| 2.3 预算管理流程 |
| 第3章 石油钻井工程预算管理现状 |
| 3.1 中石油钻井工程预算管理发展进程 |
| 3.2 中石油现行钻井工程预算管理政策 |
| 第4章 石油钻井工程预算的编制与优化 |
| 4.1 石油钻井工程预算定额的构成 |
| 4.2 中石油各油田钻井工程预算定额优缺点分析 |
| 4.3 石油钻井工程预算定额的优化建议 |
| 第5章 石油钻井工程预算执行与控制的优化 |
| 5.1 石油钻井工程预算执行与控制管理手段 |
| 5.2 石油钻井工程预算执行与实际生产情况的差异 |
| 5.3 石油钻井工程预算执行过程中的改进意见 |
| 第6章 中石油钻井工程预算管理优化 |
| 6.1 中石油钻井工程预算管理存在的问题 |
| 6.2 中石油钻井工程预算管理的优化建议 |
| 第7章 结论与展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（10）煤层气低产直井增产方法及经济性评价 ——以S区块为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外技术现状 |
| 1.2.1 国外煤层气开发现状 |
| 1.2.2 国外煤层气增产改造现状 |
| 1.2.3 国内煤层气开发现状 |
| 1.2.4 国内煤层气增产改造现状 |
| 1.3 存在的问题 |
| 1.3.1 现有煤层气生产井产量低下 |
| 1.3.2 未形成有效的工程技术服务系统 |
| 1.3.3 遗留大量低产直井亟待增产改造 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.4.1 S区块现有煤层气井经济效益欠佳原因分析 |
| 1.4.2 S区块产能预测 |
| 1.4.3 S区块井位部署及井型选择 |
| 1.4.4 S区块增产技术及措施确定 |
| 1.4.5 S区块经济效益评价 |
| 1.5 技术路线 |
| 1.6 研究成果 |
| 1.7 创新点 |
| 1.7.1 对S区块产能进行准确预测 |
| 1.7.2 形成S区块低产直井增产改造技术 |
| 1.7.3 对S区块未来15年开发进行经济性评价 |
| 2 S区块低产原因分析及产能预测 |
| 2.1 目标区块低产原因分析 |
| 2.1.1 井位部署对产量的影响 |
| 2.1.2 井型对产量的影响 |
| 2.1.3 钻井对产量的影响 |
| 2.1.4 压裂对产量的影响 |
| 2.1.5 排采对产量的影响 |
| 2.2 S区块基础情况 |
| 2.2.1 地形地貌 |
| 2.2.2 自然气候 |
| 2.2.3 水文地质 |
| 2.2.4 地质构造 |
| 2.2.5 地层层序 |
| 2.2.6 煤层特征 |
| 2.2.7 煤岩及煤质特征 |
| 2.2.8 煤储层物性 |
| 2.3 S区块产能分区 |
| 2.3.1 产能分区参数选择 |
| 2.3.2 煤层气产能分区评价结果 |
| 2.4 S区块产能数值模拟 |
| 2.4.1 吸附性能测试 |
| 2.4.2 产能数值模拟结果分析 |
| 2.5 S区块预期增产效果 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 S区块低产直井增产方案及实施 |
| 3.1 S区块增产改造原理及方法 |
| 3.2 S区块井型选择及井位部署 |
| 3.2.1 井型选择 |
| 3.2.2 井位部署 |
| 3.3 S区块钻井技术优化 |
| 3.3.1 井身结构 |
| 3.3.2 钻井液 |
| 3.3.3 钻具组合 |
| 3.3.4 工程质量控制 |
| 3.3.5 典型井工序和建井周期控制 |
| 3.3.6 固井工艺 |
| 3.4 S区块地质导向技术 |
| 3.4.1 提高储层钻遇率难点分析 |
| 3.4.2 地质导向方法 |
| 3.4.3 地质导向效果分析 |
| 3.5 S区块储层保护及改造技术 |
| 3.5.1 储层保护 |
| 3.5.2 悬挂器的应用 |
| 3.5.3 水力喷砂射孔和分段压裂技术 |
| 3.6 S区块精细化排采技术 |
| 3.6.1 阶段排采方案 |
| 3.6.2 精细化排采方案 |
| 3.7 本章小结 |
| 4 S区块增产改造经济性评价 |
| 4.1 煤层气增产改造项目经济性评价方法 |
| 4.1.1 净现值 |
| 4.1.2 内部收益率 |
| 4.1.3 投资回收期 |
| 4.2 S区块先期试验井经济性评价 |
| 4.2.1 S区块先期试验井效果分析 |
| 4.2.2 单口L型井改造成本 |
| 4.2.3 先期试验井经济性评价结果 |
| 4.3 S区块第一批10口L型井经济性评价 |
| 4.3.1 S区块第一批10口L型井产气量预测 |
| 4.3.2 S区块第一批10口L型井经济性评价结果 |
| 4.4 S区块整体增产改造方案经济性评价 |
| 4.4.1 160口L型井工程进度安排及投资规划 |
| 4.4.2 160口L型井投资生产周期内年产气量预测 |
| 4.4.3 160口L型井增产改造方案经济性评价 |
| 4.4.4 160口L型井增产改造方案敏感性分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 在学期间的研究成果 |
| 个人简历 |
四、单井定向测量方案设计（论文参考文献）
- [1]盐岩矿床水平储库单井后退式建造技术与多场耦合理论[J]. 梁卫国,肖宁,李宁,赵阳升,杨海军,DUSSEAULT Maurice. 岩石力学与工程学报, 2021(11)
- [2]水平井开采条件下浅层地下咸水水盐运移规律与开发利用研究 ——以河北沧州地区为例[D]. 何锦. 吉林大学, 2021(01)
- [3]基于定额的CQ公司钻井工程预算管理体系研究[D]. 赖铖. 西安石油大学, 2021(12)
- [4]中国石化重点探区钻井完井技术新进展与发展建议[J]. 丁士东,赵向阳. 石油钻探技术, 2020(04)
- [5]冲激声源聚能特性和裸眼井旁裂缝探测研究[D]. 王振宇. 西安石油大学, 2020(11)
- [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]黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策[D]. 陈世达. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [8]多气合采集输系统设计及运行优化研究[D]. 洪炳沅. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [9]石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究[D]. 李峰. 长江大学, 2020(02)
- [10]煤层气低产直井增产方法及经济性评价 ——以S区块为例[D]. 杨凡. 中国地质大学(北京), 2020(04)