一、濮城油田西区高含水油藏周期注水驱油试验（论文文献综述）
胡永乐,郝明强,陈国利,孙锐艳,李实[1]（2019）在《中国CO2驱油与埋存技术及实践》文中研究说明系统阐述近年来中国CO2驱油和埋存理论及技术的最新进展,并提出了下一步发展方向。基于陆相油藏地质特征,发展和形成了5个方面的理论和关键技术:①丰富了对陆相油藏CO2与原油间的组分传质特征、微观驱油和不同地质体埋存机理的认识;②形成了CO2驱油藏工程参数设计、注采调控、开发效果评价等油藏工程技术系列;③发展了CO2分层注气工艺、高效举升工艺、井筒腐蚀在线监测与防护等采油工程技术系列;④创新了CO2捕集、管道输送、地面注入、产出气循环注入等地面工程技术系列;⑤形成了CO2驱油藏监测、安全环保评价等配套技术系列。在此基础上提出了下一步技术发展方向:①突破低成本CO2捕集技术,提供廉价的CO2气源;②改善CO2与原油之间混相的技术,提高驱油效率;③研发提高CO2波及体积技术;④研制更高效举升工具和技术;⑤加强CO2埋存监测基础理论研究和关键技术的攻关。吉林油田的实践表明CO2驱油与埋存技术在中国具有广阔的应用前景。图4表5参36
刘杰[2]（2018）在《弱碱三元复合驱提高原油采收率研究》文中提出高效低廉的弱碱三元复合配方体系是开展弱碱三元复合驱的基础,是对其驱油效果合理预测的保障。本文以HD油田T油层为研究对象,综合运用地质、钻井-测井资料,采用性能评价、物模实验等多种方法,对开发试验区聚合物及表面活性剂的比选、弱碱三元复合驱配方体系性能评价及影响因素、岩心驱替效果进行了研究。优选出了高效低廉的聚合物和表面活性剂,并且筛选出适合目标油藏的弱碱三元复合配方体系。通过本文研究,总结了一套弱碱三元复合驱配方体系性能评价、影响因素分析及岩心物模实验的方法流程。经过论文的详细研究,主要得出以下成果和认识:1.弱碱三元试验区油藏地质开发特点按照化学驱技术筛选标准和HD油田T油层二元驱先导试验存在的主要问题,依据储量丰度、剩余储量资源、储层发育状况、油层连通性以及注水井井况等因素,优选HD5-5作为弱碱三元试验区。通过对HD5-5弱碱三元试验区储层发育特征、物性特征、非均质性、沉积特征及剩余油分布规律研究,揭示了该试验区主力油层TⅡ4、TⅡ5、TⅡ7、TⅡ9、TⅡ12、TⅡ13、TⅡ15、TⅡ16平面上连片发育,且主力油层TⅡ4、TⅡ5、TⅡ7、TⅡ12、TⅡ13平均砂岩厚度介于1-2m,平均有效厚度介于0.5-1m,沉积微相主要发育席坝主体和席坝,局部发育水下分流河道及河口坝。各小层平均孔隙度在19.6%23.2%之间,平均渗透率在45.298.6×10-3μm2之间。平面剩余油分布规律强,呈现油井排相对集中,角井偏多,油井排与水井排之间少的特点,其中主力油层TⅡ4和TⅡ5在不同位置的剩余油饱和度均低于25%,TⅡ12和TⅡ13在不同位置的剩余油饱和度率均高于TⅡ4和TⅡ5的剩余油饱和度,但是都低于28%,而TⅠ1、TⅠ3由于储层物性差,目前剩余油相对富集,均大于35%。2.聚合物溶液性能评价及其筛选综合评价大庆生产的不同分子量部分水解聚丙烯酰胺在不同水样中聚合物浓度,剪切作用,盐水矿化度、温度和时间等因素的性能指标,筛选出性能较优、价格低廉的适合HD油田T油层聚合物。通过聚合物性能评价,揭示出聚合物P2和聚合物P3的盐水溶液粘度的衰减比在水溶液粘度的衰减要低于聚合物P1,实验结果表明聚合物P2和聚合物P3有较高的抗盐性;剪切60min后,聚合物P2和聚合物P3溶液的粘度保留值高于聚合物P1溶液粘度保留值,且聚合物P2的粘度保留率是聚合物P1溶液的1.16倍;并且随时间的推移,聚合物P3溶液下降的斜率和粘度保留值均高于聚合物P1溶液和聚合物P2溶液。同时依据岩心的不同相对分子质量聚合物驱替实验,二元复合驱岩心实验结果,可流动的聚合物相对分子质量介于800×104-1000×104,并且依据HD油田T油藏物性特点,聚合物的性能评价及注入成本因素,综合筛选出性能较优的聚合物P2。3.表面活性剂筛选及弱碱三元复合体系性能评价通过对JZ-2、SY-3及自制的TX-3等三类驱油表面活性剂的基本性能和经济性能综合评价,揭示出表面活性剂TX-3在原始情况下较其它两种表面活性剂能更快的达到1.0×10-3mN/m的超低界面张力,且可以实验自制,因此综合优选TX-3作为弱碱三元复合体系中的表面活性剂。表面活性剂TX-3与HD油田T油层弱碱三元复合试验区的油水配伍性较好,形成的弱碱三元复合配方体系较稳定,能达到10-3-10-4mN/m以下的超低界面张力,并且该弱碱三元体系乳化后乳化力大于0.85,其乳化性能强,有利于乳化增溶,进而提高原油采收率。当该配方体系中聚合物浓度大于800mg/L时,其吸附量趋于稳定,随着聚合物浓度的进一步增加,该体系的聚合物吸附量保持不变;经油砂吸附三次后,体系界面张力均能达到1.0×10-3mN/m以下超低水平;并且通过加入一定量氯化钠和氯化钙于复配的弱碱三元复合驱,该体系的界面张力仍能达到1×10-3mN/m以下超低水平,实验结果表明该弱碱三元复合体系抗吸附能力、抗盐和抗二价离子性能均较强。4.弱碱三元复合体系性能影响程度分析一价钠钾离子和二价钙镁离子对弱碱三元复合体系粘度和界面张力的实验结果表明钠离子对弱碱三元复合体系粘度影响程度略大于钾离子对弱碱三元复合体系粘度影响程度。并且钠离子和钾离子浓度均介于0.2%-3.0%时,配制的不同离子浓度下弱碱三元复合体系在不同时间条件下,弱碱三元复合体系界面张力均能达到10-3mN/m以下超低水平;二价钙离子对弱碱三元复合体系粘度的影响程度略大于二价镁离子对弱碱三元复合体系粘度的影响程度,而在相同离子浓度下,二价镁离子对该弱碱三元复合体系的界面张力影响程度略大于二价钙离子对该弱碱三元复合体系的界面张力影响程度。不同水质对弱碱三元复合体系粘度和界面张力的影响程度表明,弱碱三元复合体系粘度由高到低顺序为清水配制的弱碱三元复合体系粘度>清水∶油田注入污水=4∶6配制的弱碱三元复合体系粘度>污水配制的弱碱三元复合体系粘度,分别为24.1mPa·s、16.0mPa·s、13.2mPa·s;并且随着剪切强度的增加,剪切后聚合物分子量变小,线团尺寸缩小,较容易通过孔喉。并且实验结果揭示渗透率为95×10-3μm2孔喉对剪切后体系分子量和粘度影响较小;色谱分离实验表明弱碱三元复合体系色谱分离速度为聚合物>弱碱Na2CO3>表面活性剂TX-3。因此在注弱碱三元复合体系前需要加入牺牲剂,降低色谱分离,充分发挥弱碱三元复合体系洗油和扩大波及体积的协同作用。5.弱碱三元复合体系岩心驱替物模实验研究结合岩心物模实验结果及实际化学驱成本,建议现场采用弱碱三元复合体系中主段塞聚合物选用1000×104相对分子质量,浓度为3000mg/L,主段塞注入体积为0.3PV,表面活性剂浓度为0.3%,碱浓度为1.0%;通过采用清水配制污水稀释的弱碱三元复合驱采收率为19.74%,采用污水配制污水稀释的弱碱三元复合驱采收率为19.64%。实验结果表明,清水配制污水稀释的弱碱三元复合驱采收率高于污水配制污水稀释的弱碱三元复合驱采收率。由于前置段塞能对物性较好的油层起到调剖作用,为了保证前置段塞中聚合物溶液具有一定的粘度,依据实验结果,建议在矿场实施中采用的前置段塞注入体积为0.1PV;并且由于后置段塞能够保护弱碱三元复合体系中主段塞在目标油藏中发挥更好的驱替效果,充分发挥其化学药剂的协同作用,依据实验结果,建议在矿场实施过程中采用的后置段塞注入体积为0.15PV。
邢廷瑞[3]（2017）在《石南井区水窜通道调控治理工艺技术研究与应用》文中指出石南井区TH组低渗透油藏存在岩层物性变化大、层内非均质性强等特点,生产过程中水窜严重,导致综合含水上升速度快,堵水调剖技术在控制产水,稳定产油中发挥着关键作用,对改观油藏开发效益、提高油藏的采收、动用率方面作用巨大。本文从储集层岩性、沉积微相特征入手,在研究水驱窜流通道和剩余油分布的基础上,开展油井堵水技术研究,通过室内实验评价,筛选出了适合于石南井区TH组低孔、低渗、中细喉道油藏水窜治理的调堵剂系列及配套工艺。调堵半径为0.080.2倍井距;对高渗与中低渗启动压力相差4MPa以上层段采用分层注水、分层调堵的治理工艺,以药剂选择层内调剖为主;调剖剂聚合物凝胶选择疏水缔合聚合物AP4型,对于小的水流优势通道,采用聚合物0.25%+交联剂A 0.12%+交联剂B 0.03%+稳定剂0.1%的配置;对于大的水流优势通道,采用聚合物0.4%+交联剂A 0.15%+交联剂B 0.035%+稳定剂0.1%的配置;冻胶选择酚醛树脂+聚丙烯酰胺的组合,浓度分别为0.9%与0.4%;颗粒采用柔性转向剂BG-Spring或者聚合物微球,浓度为1500mg/L,前置液采用耐温性能较好的石油磺酸盐型阴离子表面活性剂Sy-1。该区共实施调剖措施43个井组53井次,堵水29井次。措施有效率达78%,吸水剖面动用程度由63.8%提高到69.1%,井组存水率由不足50%提高并保持在65%左右,累计增油35269t,投入产出比达1∶4。措施后油水井的吸水和产液剖面动用程度显着提高,达到了对油藏水窜通道进行整体调控治理、减缓油藏含水上升速度、提高原油采收率的目的。
杨昊[4]（2016）在《冀东南堡陆地高含水油藏深部调驱技术研究与应用》文中指出近年来,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。
刘露[5]（2015）在《普通稠油空气泡沫驱提高采收率技术研究 ——以鲁克沁中区玉东X井区为例》文中研究指明国内稠油油藏的主要开采方式为蒸汽吞吐和蒸汽驱,但是对于超深普通稠油油藏,热量损失大成为制约热采开发效果的重要原因。而常规水驱,因为原油黏度高,储层非均质性严重,开发效果并不理想,采收率普遍偏低。在此情况下,常使用在注入水中加入化学剂来达到最大限度驱替原油的目的。但对于超深普通稠油油田,埋藏深导致其地层温度高,而一般的化学剂如聚合物等受温度的影响较大。在高温条件下,聚合物分子容易卷曲变形,稳定性差,表观黏度下降快,驱油效果不甚理想。为此,依托超深普通稠油油藏的代表性油田,吐哈鲁克沁油田,研究适合于此类埋藏深、温度高、非均质性严重且原油黏度高的油藏的开采技术,以解决水驱油层波及效率低及“指进”或“窜流”现象导致的采收率低的问题。论文通过WaringBlender法对油田常用的9种起泡剂及根据油田特征复配的10种起泡剂进行筛选评价,得到油层温度条件下起泡能力强且稳定性好的起泡剂FA-4,并评价了油藏特征对泡沫体系的影响。结果表明,起泡剂FA-4在超低浓度0.0001%0.10%条件下依然具有一定的发泡能力及稳定性;同时有效浓度0.80%的FA-4泡沫体系在高温（78℃）超高盐(160599mg/L,Ca2++Mg2+离子浓度8620mg/L)以及试验区孔隙介质条件下依然具有较好的驱油效果,该浓度远远低于目前稀油油藏泡沫驱0.1%0.5%的注入浓度。为泡沫驱油技术在稠油油藏的大规模推广应用奠定了基础。为解决驱油体系与稠油的不利流度比问题,设计改进的单管岩心驱替装置并模拟实际油藏特征研究流度控制机理。根据实验数据及有关渗流方程,推导了空气泡沫在油层孔隙介质中渗流时的有效黏度计算式。研究注入线速度、剪切速率对泡沫有效黏度及流度比的影响,得到适合于试验区地层条件的适用线速度。在此线速度条件下,研究空气泡沫在地层中渗流时的有效运移距离。结果表明,当注入线速度为0.9m/d2m/d时,空气泡沫有效黏度为12mPa·s403mPa·s,此时与原油流度比均小于1,能有效的控制驱油体系平面推进,不发生“窜流”或“指进”现象。其中,线速度为1.2m/d时,空气泡沫与原油的流度比最低,为0.460.70,驱油效果最好。当空气泡沫注入量充足时,任何位置处泡沫与原油的流度比均小于1,所以无因次有效运移距离也为1。而当剪切速率小于60s-1时,空气泡沫渗流时的最低有效黏度为19mPa·s,与原油的流度比M仍然小于1,有利于空气泡沫驱提高采收率过程中的流度控制。同时通过双管并联岩心驱油试验及微观可视化驱油实验,揭示了非均质普通稠油油藏空气泡沫驱提高采收率机理。结果表明,空气泡沫能有效的封堵高渗层迫使注入水大量的进入低渗层中,扩大了纵向波及体积;能降低高渗层吸水能力,提高低渗透层的吸水能力;还能有效的降低含水率,提高采收率,且低渗管提高的采收率是高渗管的2倍左右。同时,空气泡沫驱通过剥离油膜和气阻效应可以达到提高平面波及效率的目的,且提高稠油的平面波及面积是稀油的3倍。FA-4空气泡沫体系能活化试验区储层中13.75%孔隙介质中的残余油滴,0.30PV起泡液驱提高的驱油效率为3.48%,远远低于空气泡沫驱提高的14.21%。所以,稠油空气泡沫驱技术是以提高波及效率为主,以提高驱油效率为辅的三次采油技术。在前面基础及试验研究基础上,根据实际油藏条件建立三维地质模型,并结合油田实际开发情况进行水驱历史拟合和效果预测。最后,根据泡沫驱数学模型及室内实验确定的泡沫性能参数模拟适合试验区的空气泡沫驱模型,研究泡沫段塞、前置段塞、气/液比、交替周期及注采速度等参数对驱油效果的影响。结合现场实际情况,合理设计2套开发方案,并预测其开发效果,进一步验证空气泡沫驱在稠油油藏提高采收率的可行性,为开展矿场试验提供有力的理论及技术支持。
陈征[6]（2015）在《腰英台油田二氧化碳非混相驱提高采收率技术研究》文中认为CO2驱提高采收率技术在国外已经得到了很多成功的应用,但我国CO2驱提高采收率技术起步相对较晚,近几年来我国先后在大庆、吉林、胜利等油田开展了CO2驱先导性试验,取得了一些经验。腰英台油田自2011年实施CO2驱先导性试验以来,虽然取得了一定的效果,但也暴露出许多亟待解决的问题,如地层中CO2相态不清晰,CO2驱效果首要影响因素不明确,缺乏一种有效的CO2非混相驱效果评价方法、亟需提高腰英台油田CO2驱效果的技术对策等。针对以上问题,采用井筒多相管流计算的方法对CO2相态变化规律展开研究,研究结果表明注入的CO2在地层中存在混相段、超临界段和气态段三种阶段,多数CO2处于超临界态;采用灰色关联分析和模糊数学的方法对CO2驱影响因素开展研究,结果表明地层压力与混相压力的比值对CO2驱效果的影响权重为39%,是影响CO2驱效果的首要因素;采用支持向量机模型预测的方法对腰英台油田CO2非混相驱效果进行评价,结果表明截止至目前为止腰英台油田CO2非混相驱增产效果不理想,还未达到国内其他CO2非混相驱试验区水平;采用物模实验的方法对CO2泡沫封堵参数展开优化研究,筛选出发泡能力及泡沫稳定性较好的起泡剂B,实验结果表明B起泡剂溶液CO2泡沫最佳注入方式为气液同时注入,最佳起泡剂浓度为0.5%,最佳注入速度为0.7mL/min,最佳气液比为1:1;采用油藏数值模拟方法对提高区块CO2驱效果的技术对策展开研究,提出分层注气技术、间开间注技术、周期注气技术及变非混相为混相等技术对策。
张文中[7]（2014）在《哥伦比亚V油田剩余油分布描述研究》文中进行了进一步梳理哥伦比亚V油田已开采60余年,普遍采用多层合采和高强度开采的工艺措施,层间矛盾严重。本论文在油藏构造研究、小层精细划分、储层物性研究及储量计算的基础上,研究了剩余油分布规律,定量描述了剩余油富集的潜力区,并对剩余油分布规律的成因进行了分析。对实现剩余油精细高效挖潜,改善后期高含水期油田的开发效果,提高采收率有非常重要的意义。论为主要取得了以下成果:1、建立了地层划分及小层细分方案;完成了 296 口井砂层组的划分对比和重点地区162 口井的小层细分。结合地震构造精细解释、储层预测等研究成果,首次对V油田的构造特征有了精细的把握。2、应用岩心、测试、测井资料,建立了油水层解释标准;首次在本油田研究了不同水淹级别水淹层测井曲线响应特征;测井、地质、油藏工程分析相结合,通过井间对比分析,完成296 口井的综合解释。3、综合应用岩心分析、岩心照片、测井等资料,建立研究区沉积模式;完成工区内162 口井单井微相分析、剖面相分析和分层系的平面相分析。4、对油田储层及其非均质性进行了深入的研究,重点研究了储层的岩石学特征、物性、孔隙结构特征、隔层分布及层内、层间、平面非均质性特征。同时在构造研究、测井综合解释成果的基础上,综合应用动、静态资料,通过分层系、分断块井间对比分析,研究了油田1 1个砂层组及15个小层的油水分布特征,并结合测井的相关参数,对1 1个砂层组的地质储量进行了计算,分析了储量分布特征。5、深入分析了 V油田的油藏特征、开发历程和存在问题;通过含水上升规律、注水效果评价、油藏能量评价、措施效果分析等研究,评价了油田开发效果;通过可采储量标定、产量劈分、水淹状况分析、剩余储量评价等研究,分析了各区块、各层系调整潜力,提出了开发调整的主要潜力区块和潜力层系。6、在本油田开展数值模拟,结合油藏工程分析,开展V油田剩余油分布规律研究,明确剩余油分布与储集砂体之间的对应关系,为完善油田中后期的开发调整方案提供依据,最后提出了开发调整方案建议。7、探讨了本油田剩余油分布控制因素,认为在静水条件下微构造是控制剩余油分布规律的主要因素,但在动水条件下,微构造和水动力强弱共同控制剩余油分布规律。
刘鹏[8]（2014）在《高温高盐油藏乳化型表面活性剂驱室内实验研究》文中研究表明对于高温高盐油藏,常用的表面活性剂驱油效果差,本文以濮城油田西区沙二上2+3区块油藏为例,筛选了适合用于高温高盐油藏的表面活性剂。对表面活性剂在静态条件和多孔介质中的乳化能力进行了评价,筛选出乳化型表面活性剂,并进行室内驱油实验。实验结果表明:表面活性剂SHY-1、YD-G1溶液在质量百分数为0.05%0.9%的范围内均可将油水界面张力降至10-3mN/m,而表面活性剂NPES-458溶液在质量百分数为0.3%0.5%的范围内可将油水界面张力降至10-3mN/m。将这三种表面活性剂置于120℃恒温箱中30天后取出,油水界面张力仍能保持在10-3mN/m,表明它们均具有良好的耐温抗盐性能。三种表面活性剂均具有较强的使石英片由油湿性向水湿性方向改变的能力,而对水湿石英片的润湿性无明显改变,它们在油藏净砂的吸附量都较大,三种表面活性剂中YD-G1的洗油效率最强。对这三种表面活性剂在静态条件和多孔介质中的乳化能力评价实验表明,乳化能力最强的为YD-G1。结合降低界面张力能力、乳化力、乳化稳定性和综合乳化能力评价指数,将YD-G1称为乳化型表面活性剂。乳化型表面活性剂和非乳化型表面活性剂的驱油实验表明,表面活性剂的乳化能力是其提高采收率的关键因素,乳化能力越强,驱油效果越好。乳化型表面活性剂驱油时可将乳状液调驱与表面活性剂驱油作用结合起来,利用乳状液进行流度控制,提高波及系数,可有效地改善驱油效果。室内实验优化设计确定乳化型表面活性剂的最佳注入质量百分数为0.6%,最佳注入量为0.5PV,最佳注入速度为0.5mL/min,在此条件下,乳化型表面活性剂驱可提高采收率13.8%。均质条件下最佳段塞组合方式为1%（0.17PV）+0.3%（0.33PV）,提高采收率达20.7%。非均质条件下乳化型表面活性剂驱油效果随着渗透率级差增大而变差。
宋兆杰[9]（2014）在《高含水油田CO2驱油适应性评价方法研究》文中指出我国主力油田已经普遍进入高含水期开发阶段,但其产量仍占全国总产量的70%以上,如何挖掘高含水油田开发潜力已成为亟需深入研究的课题。油藏中注入CO2能够提高微观驱油效率,从而达到提高原油采收率的目的。目前国内外对CO2驱油的研究逐渐深入,但是对高含水油田注CO2驱油的技术经济适应性研究较少,因此有必要形成一套适合我国老油田的CO2驱油适应性评价理论与方法,为高含水油田CO2驱油项目实施与提高采收率技术推广提供理论指导。本文以CO2驱油理论分析为基础,结合油藏数值模拟与数学评价方法,开展高含水油田CO2驱油适应性评价方法研究,主要取得以下成果:（1）建立高含水油田CO2驱油技术经济评价指标;通过拟合适合高含水阶段的油水相对渗透率比kro/krw与含水饱和度Sw的新型表达式,推导高含水期油田水驱特征曲线关系式并通过实例验证,完善和发展了高含水期油田水驱评价方法;（2）在优化CO2注气方式基础上,利用正交试验设计,考虑注气段塞大小、气水比、注气速度和注采比等注采参数,通过数值模拟运算,确定高含水油田CO2气水交替驱最优注采方案,并利用SAS 9.3数据分析软件,建立提高采收率程度和换油率两个评价指标与注采参数之间的最优评价模型,分析不同注采参数的影响权重;（3）利用高含水油田CO2气水交替驱最优注采方案,考虑水平渗透率k、渗透率变异系数vk、垂向渗透率与水平渗透率之比kv/kh、砂体韵律性和有效厚度h等5个油藏参数,以及井网类型和水驱可采储量采出程度Rwf等2个开发参数,分析不同油藏类型和不同开发参数对CO2驱油效果的影响,完成高含水油田CO2驱油技术经济效果评价研究;（4）利用D-最优化设计方法,考虑水平渗透率、渗透率变异系数、垂向渗透率与水平渗透率之比、有效厚度和水驱可采储量采出程度等5个量化参数,建立并验证了高含水油田C02驱油快速评价模型,为CO2驱油项目的实施与推广提供决策指导;（5）确定不同单因素变量及其一阶交互效应对高含水油田CO2驱油提高采收率程度和净现值的影响权重次序;利用高含水油田CO2驱油快速评价模型,建立并分析高含水油田CO2驱油技术经济效果评价标准化图版。
邴绍献[10]（2013）在《基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究》文中提出目前,我国大多数陆上油田开发都已经进入高含水甚至特高含水期。基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究对保持油田高产、稳产具有重大意义。本文通过对特高含水期油田的油水两相渗流特征、油藏工程方法、开发动态指标特征和提高水驱采收率方法研究,揭示了特高含水期油田不同于中高含水期油田的开发规律；分析了不同动力条件对驱油效率及相对渗透率的影响；改进了油水两相渗透率数据处理方法；研究了特高含水期油田的相渗比值表征新方法；发展了适合特高含水期的油藏工程方法；提出了特高含水期提高采收率的主攻技术方向与建议。这些成果丰富了油田开发理论,对指导油田经济有效地可持续开发具有重要意义。本文主要研究内容如下：1.开展了特高含水期油水两相渗流特征研究分析了已有的室内油水两相实验方法,并对两种方法进行了改进。从相渗曲线变化特征及相渗曲线影响因素两个方面,分析了特高含水期油水两相渗流特征。2.改进了特高含水期油藏工程方法提出了特高含水期油田的相渗数学表征新方法,并以此为基础改进了分流量曲线、水驱特征曲线、井网密度等油藏工程方法。3.开展了特高含水期油田开发动态指标特征研究分析了产量递减、含水上升、产液量变化、单井控制可采储量等特征及其影响因素。4.研究了特高含水期提高水驱采收率的主要技术方向分析了水驱油效率特征及影响因素,再认识了极限水驱油效率,并开展了提高采收率方法、技术及发展方向研究。
二、濮城油田西区高含水油藏周期注水驱油试验（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、濮城油田西区高含水油藏周期注水驱油试验（论文提纲范文）
（2）弱碱三元复合驱提高原油采收率研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 国内外三次采油技术发展历程 |
| 1.1.1 国外三次采油技术发展历程 |
| 1.1.2 国内三次采油技术发展历程 |
| 1.2 三元复合驱技术发展历程 |
| 1.2.1 三元复合驱体系技术特点 |
| 1.2.2 三元复合驱的驱油机理 |
| 1.2.3 三元复合驱的矿场应用 |
| 1.2.4 弱碱三元复合驱技术特点 |
| 1.3 研究目的及意义 |
| 1.4 主要研究内容和拟解决的关键问题 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 拟解决的关键问题 |
| 1.5 研究思路和技术路线 |
| 1.5.1 研究思路 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.6 取得的主要成果及创新点 |
| 1.6.1 取得的主要成果 |
| 1.6.2 本文的创新点 |
| 第2章 弱碱三元试验区油藏地质开发简况 |
| 2.1 弱碱三元试验区地质简况 |
| 2.1.1 储层砂体及油层特征 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 储层非均质性 |
| 2.1.4 储层沉积特征 |
| 2.1.5 剩余油分布规律 |
| 2.1.6 流体分布及性质 |
| 2.1.7 油藏温度与压力 |
| 2.2 弱碱三元试验区开发简况 |
| 2.2.1 井网特征 |
| 2.2.2 开发层系 |
| 2.2.3 投产简况 |
| 2.2.4 存在的主要问题 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 聚合物溶液性能评价及其筛选 |
| 3.1 实验条件 |
| 3.1.1 化学药剂 |
| 3.1.2 实验水样 |
| 3.1.3 主要实验仪器 |
| 3.2 研究内容 |
| 3.2.1 粘度的浓度依赖性 |
| 3.2.2 剪切稳定性 |
| 3.2.3 抗盐性 |
| 3.2.4 耐温性 |
| 3.2.5 粘度的时间依赖性 |
| 3.3 实验结果与讨论 |
| 3.3.1 粘度的浓度依赖性 |
| 3.3.2 剪切稳定性 |
| 3.3.3 抗盐性 |
| 3.3.4 耐温性 |
| 3.3.5 粘度的时间依赖性 |
| 3.3.6 聚合物筛选 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 表面活性剂筛选及弱碱三元复合体系性能评价 |
| 4.1 表面活性剂筛选 |
| 4.1.1 实验原料 |
| 4.1.2 实验结果与讨论 |
| 4.2 弱碱三元复合体系性能评价 |
| 4.2.1 界面张力测试及分析 |
| 4.2.2 稳定性能测试及分析 |
| 4.2.3 乳化性能测试及分析 |
| 4.2.4 吸附量分析 |
| 4.2.5 抗盐及二价离子性能分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 弱碱三元复合体系性能影响程度分析 |
| 5.1 钠钾离子对弱碱三元复合体系影响程度 |
| 5.1.1 实验目的 |
| 5.1.2 实验原料 |
| 5.1.3 实验结果与讨论 |
| 5.2 钙镁离子对弱碱三元复合体系影响程度 |
| 5.2.1 实验目的 |
| 5.2.2 实验原料 |
| 5.2.3 实验结果与讨论 |
| 5.3 水质对弱碱三元复合体系影响程度 |
| 5.3.1 实验目的 |
| 5.3.2 实验原料 |
| 5.3.3 实验结果与讨论 |
| 5.4 剪切作用对弱碱三元复合体系粘度影响 |
| 5.4.1 实验目的 |
| 5.4.2 实验原料 |
| 5.4.3 实验结果与讨论 |
| 5.5 色谱分离对弱碱三元复合体系影响程度 |
| 5.5.1 填砂管制作 |
| 5.5.2 色谱分离检测 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 弱碱三元复合体系室内驱替物模实验研究 |
| 6.1 实验条件 |
| 6.1.1 实验方案 |
| 6.1.2 实验用品 |
| 6.1.3 具体方法 |
| 6.2 结果与分析 |
| 6.2.1 聚合物浓度对驱油效果的影响 |
| 6.2.2 表面活性剂浓度对驱油效果的影响 |
| 6.2.3 配制水样对驱油效果的影响 |
| 6.2.4 段塞组合方式对驱油效果的影响 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在学期间所取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）石南井区水窜通道调控治理工艺技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 石南井区地质及开发特征 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.3 生产概况 |
| 2.3.1 水驱窜流通道发育特征 |
| 2.3.2 水窜通道识别 |
| 2.4 剩余油分布研究 |
| 2.5 油藏开采中存在的问题 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 调剖体系研究与评价 |
| 3.1 调剖剂性能评价与筛选 |
| 3.2 凝胶评价与筛选 |
| 3.2.1 仪器设备 |
| 3.2.2 实验主要药品 |
| 3.2.3 聚合物种类与浓度筛选 |
| 3.2.4 长期稳定性评价 |
| 3.2.5 抗剪切性能评价 |
| 3.2.6 抗盐性能评价 |
| 3.2.7 膨胀性能研究 |
| 3.2.8 多孔介质的抗剪切实验 |
| 3.2.9 封堵性能研究 |
| 3.3 冻胶型堵剂性能评价与筛选 |
| 3.3.1 冻胶中酚醛树脂交联剂与聚合物浓度的确定 |
| 3.3.2 剪切速率对冻胶性能的影响研究 |
| 3.4 分散体型堵剂的筛选研究 |
| 3.4.1 柔性转向剂BG-Spring |
| 3.4.2 聚合物微球 |
| 3.5 配套工作液研究 |
| 3.5.1 洗油前置液研究 |
| 3.5.2 暂堵保护剂研究 |
| 3.5.3 解堵液筛选研究 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 石南井区调剖堵水工艺研究 |
| 4.1 调剖堵水施工方式的选择 |
| 4.2 选择性注入技术研究 |
| 4.2.1 利用机械分层产生的选择性注入方法 |
| 4.2.2 利用相渗透率差异产生的选择性注入方法 |
| 4.2.3 由低注入速度产生的选择性注入方法 |
| 4.2.4 利用高效洗油剂产生的选择性注入方法 |
| 4.3 堵剂用量 |
| 4.3.1 处理半径确定 |
| 4.3.2 调剖剂及堵水剂用量 |
| 4.4 施工参数的确定 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 现场应用与效果评价 |
| 5.1 石南井区调剖堵水治理方案现场实施情况 |
| 5.2 整体调剖堵水措施效果评价 |
| 5.2.1 调剖井组整体效果评价 |
| 5.2.2 油井堵水效果评价 |
| 5.3 调堵效果的影响因素分析 |
| 5.3.1 施工工艺对调堵效果的影响 |
| 5.3.2 堵剂类型对调堵效果的影响 |
| 5.4 经济效益评价 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
| 附录 |
（4）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 |
（5）普通稠油空气泡沫驱提高采收率技术研究 ——以鲁克沁中区玉东X井区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 国内外稠油分类标准及分布 |
| 1.1.1 稠油分类标准 |
| 1.1.2 国内外稠油分布 |
| 1.2 国内外主要稠油油藏特征 |
| 1.3 国内稠油开发现状及存在问题 |
| 1.3.1 稠油热采开发现状及存在问题 |
| 1.3.2 稠油冷采开发现状及存在问题 |
| 1.3.3 稠油水驱开发现状及存在问题 |
| 1.3.4 稠油化学法开采现状及存在问题 |
| 1.4 超深普通稠油油藏开发现状及存在问题 |
| 1.4.1 鲁克沁油田概况 |
| 1.4.2 勘探开发历程 |
| 1.4.3 开发现状及存在问题 |
| 1.5 高温高盐稠油化学驱存在的问题及发展趋势 |
| 1.5.1 存在问题 |
| 1.5.2 发展趋势 |
| 1.6 泡沫驱油技术研究进展 |
| 1.6.1 泡沫驱油技术在普通油藏的应用 |
| 1.6.2 泡沫驱油技术在稠油油藏的研究进展 |
| 1.6.3 空气泡沫驱技术研究进展 |
| 1.7 高温高盐普通稠油泡沫驱油技术存在问题 |
| 1.8 主要研究内容 |
| 1.8.1 适合高温高盐稠油油藏的空气泡沫体系 |
| 1.8.2 泡沫驱油体系流度及渗流特征实验研究 |
| 1.8.3 稠油空气泡沫驱提高采收率机理 |
| 1.8.4 泡沫驱数值模拟技术理论基础 |
| 1.8.5 玉东X井区空气泡沫驱方案设计与优化 |
| 1.9 技术路线 |
| 1.10 论文创新点 |
| 第2章 空气泡沫驱油体系的筛选及评价 |
| 2.1 试验区流体性质 |
| 2.1.1 地层水性质 |
| 2.1.2 原油物性 |
| 2.1.3 原油组分 |
| 2.2 空气泡沫起泡剂的筛选 |
| 2.2.1 筛选方法及参数 |
| 2.2.2 实验仪器及试剂 |
| 2.2.3 实验步骤 |
| 2.2.4 空气泡沫体系性能评价 |
| 2.2.5 低浓度及超低浓度泡沫体系性能研究 |
| 2.2.6 矿化度及压力对泡沫性能的影响 |
| 2.3 泡沫在孔隙介质中的封堵能力研究 |
| 2.3.1 试验条件及设备 |
| 2.3.2 试验步骤 |
| 2.3.3 起泡剂有效浓度对阻力因子的影响 |
| 2.3.4 气/液比对阻力因子的影响 |
| 2.3.5 渗透率对阻力因子的影响 |
| 2.3.6 含油饱和度对阻力因子的影响 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 泡沫有效黏度公式推导及流度控制机理 |
| 3.1 试验条件及设备 |
| 3.2 试验步骤 |
| 3.3 有效黏度公式推导 |
| 3.4 空气泡沫有效黏度影响因素研究 |
| 3.4.1 线速度对有效黏度的影响 |
| 3.4.2 运移距离对有效黏度的影响 |
| 3.4.3 剪切速率对有效黏度的影响 |
| 3.5 空气泡沫流度控制机理研究 |
| 3.5.1 线速度对流度及流度比的影响 |
| 3.5.2 运移距离对流度及流度比的影响 |
| 3.5.3 剪切速率对流度及流度比的影响 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 稠油空气泡沫驱提高采收率机理 |
| 4.1 空气泡沫驱提高波及效率研究 |
| 4.1.1 提高纵向波及效率 |
| 4.1.2 提高平面波及效率 |
| 4.1.3 提高微观波及效率 |
| 4.2 空气泡沫驱提高驱油效率研究 |
| 4.2.1 活化残余油 |
| 4.2.2 乳化携带微观实验 |
| 4.2.3 岩心驱油实验 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 玉东X井区空气泡沫驱方案设计与优化 |
| 5.1 先导性矿场试验区概况 |
| 5.2 泡沫驱数值模拟理论基础 |
| 5.2.1 数学模型及求解 |
| 5.2.2 泡沫驱反应方程 |
| 5.2.3 空气泡沫参数 |
| 5.3 三维地质模型的建立 |
| 5.3.1 储量拟合 |
| 5.3.2 模型粗化 |
| 5.4 水驱开发历史拟合及效果预测 |
| 5.4.1 储量拟合 |
| 5.4.2 生产动态拟合 |
| 5.4.3 水驱开发效果预测 |
| 5.5 空气泡沫驱参数优化 |
| 5.5.1 主段塞的优化设计 |
| 5.5.2 前置段塞的优化设计 |
| 5.5.3 段塞组合优化设计 |
| 5.5.4 气/液比优化 |
| 5.5.5 交替周期的优化设计 |
| 5.5.6 注采速度优化设计 |
| 5.6 空气泡沫驱油效果分析 |
| 5.6.1 空气泡沫调驱效果评价 |
| 5.6.2 空泡沫驱效果评价 |
| 5.7 先导性矿场实施效果 |
| 5.8 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（6）腰英台油田二氧化碳非混相驱提高采收率技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 本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 |
| 第二章 腰英台油田CO_2相态变化规律研究 |
| 2.1 CO_2井筒传热数学模型 |
| 2.1.1 井筒结构简化 |
| 2.1.2 井筒稳态传热数学模型 |
| 2.1.3 近井地层非稳态传热模型 |
| 2.1.4 CO_2井井筒温度梯度数学模型 |
| 2.2 CO_2井筒压力的计算 |
| 2.2.1 CO_2井筒压力计算模型 |
| 2.2.2 CO_2流体的密度特性 |
| 2.2.3 CO_2流体的黏度特性 |
| 2.3 CO_2井筒温度压力数学模型计算过程 |
| 2.4 腰英台油田生产井筒温度压力计算 |
| 2.4.1 腰英台油田生产井筒温度计算模型 |
| 2.4.2 腰英台油田生产井筒压力计算模型 |
| 2.4.3 流体物性参数计算 |
| 2.5 腰英台油田井筒温度压力计算软件 |
| 2.6 注入CO_2相态分析 |
| 2.6.1 注入井井筒内CO_2相态 |
| 2.6.2 地层中CO_2相态 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 CO_2驱效果影响因素研究 |
| 3.1 CO_2驱影响因素筛选与评价 |
| 3.1.1 渗透率 |
| 3.1.2 油藏深度 |
| 3.1.3 油藏温度 |
| 3.1.4 原油黏度 |
| 3.1.5 储层厚度 |
| 3.1.6 油藏压力/MMP |
| 3.1.7 原油相对密度 |
| 3.1.8 孔隙度 |
| 3.1.9 含油饱和度 |
| 3.1.10 地层非均质性 |
| 3.2 腰英台油田CO_2驱影响因素权重分析 |
| 3.2.1 灰色关联理论确定关联度 |
| 3.2.2 用模糊数学方法构造判断矩阵 |
| 3.2.3 CO_2驱影响因素权重计算分析 |
| 3.2.4 CO_2驱主要影响因素分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 腰英台油田CO_2非混相驱效果评价研究 |
| 4.1 支持向量机基本理论 |
| 4.2 支持向量机回归模型原理 |
| 4.3 基于支持向量机的CO_2驱效果预测 |
| 4.4 腰英台油田CO_2驱增油效果分析 |
| 4.4.1 第一批试验井增油量分析 |
| 4.4.2 第二批试验井组增油量分析 |
| 4.4.3 试验区全区增油量分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 提高腰英台油田CO_2驱效果技术对策研究 |
| 5.1 CO_2泡沫封堵技术 |
| 5.1.1 CO_2起泡剂优选 |
| 5.1.2 CO_2泡沫注入参数优化 |
| 5.2 分层注气 |
| 5.2.1 储层地质模型建立 |
| 5.2.2 数值模拟模型建立 |
| 5.2.3 油藏流体相态拟合 |
| 5.2.4 生产动态拟合 |
| 5.2.5 分层注气效果预测 |
| 5.3 间开间注 |
| 5.3.1 注入参数优化 |
| 5.3.2 间开间注注气开发方案 |
| 5.4 周期注气 |
| 5.4.1 注入参数优化 |
| 5.4.2 周期注气开发方案 |
| 5.5 变非混相驱为混相驱 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）哥伦比亚V油田剩余油分布描述研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外剩余油描述技术现状 |
| 1.2.1 海外中后期油田的一般特点 |
| 1.2.2 我国剩余油分布描述技术研究现状 |
| 1.2.3 国外剩余油分布描述技术研究现状 |
| 1.2.4 剩余油分布描述主要研究技术 |
| 1.2.5 剩余油分布描述技术发展方向 |
| 1.3 本文的主要研究内容、技术路线和技术关键 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 技术关键 |
| 1.4 本文的创新点 |
| 2 油藏地质特征研究 |
| 2.1 油田概况 |
| 2.1.1 油田的基本地质特征 |
| 2.1.2 油田开发现状 |
| 2.2 地层划分对比 |
| 2.2.1 地层划分对比的原则及方法 |
| 2.2.2 主要标志层特征 |
| 2.2.3 地层划分对比成果 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.3.1 断裂特征 |
| 2.3.2 构造特征 |
| 2.4 沉积相及储层特征 |
| 2.4.1 沉积相类型及特征 |
| 2.4.2 测井相特征 |
| 2.4.3 沉积微相类型 |
| 2.4.4 储层岩石学特征 |
| 2.4.5 储层物性特征 |
| 2.4.6 储层成岩作用特征 |
| 2.4.7 储层孔隙类型 |
| 2.4.8 储层孔隙结构特征 |
| 2.4.9 储层宏观非均质性 |
| 2.5 测井综合解释 |
| 2.6 油气水分布特征及储量评价 |
| 2.6.1 油气分布规律 |
| 2.6.2 重点油藏解剖 |
| 2.6.3 储量计算 |
| 2.7 油藏特征 |
| 2.7.1 流体性质 |
| 2.7.2 渗流特征 |
| 2.7.3 原始油藏压力、温度 |
| 2.7.4 驱动方式 |
| 2.7.5 油藏类型 |
| 3 油藏地质建模 |
| 3.1 构造及地层格架模型的建立 |
| 3.1.1 三维断层模型 |
| 3.1.2 网格大小及I、J方向的确定 |
| 3.1.3 三维构造模型 |
| 3.1.4 确定性隔层模型的建立 |
| 3.2 相模型的建立 |
| 3.3 相控属性模型的建立 |
| 3.4 随机建模技术计算地质储量 |
| 3.4.1 方法和原理 |
| 3.4.2 参数的设定 |
| 3.4.3 计算结果 |
| 4 油藏工程研究 |
| 4.1 油田开发历程及开发现状 |
| 4.1.1 开发历程 |
| 4.1.2 开发现状 |
| 4.2 开发效果评价 |
| 4.2.1 含水上升规律分析 |
| 4.2.2 地层能量评价 |
| 4.2.3 注水效果分析 |
| 4.3 产能分布特征 |
| 4.3.1 分析方法—产量劈分 |
| 4.3.2 产量构成 |
| 4.3.3 分层系产量变化特征 |
| 4.4 剩余可采储量评价 |
| 4.4.1 采收率标定 |
| 4.4.2 剩余可采储量分析 |
| 4.5 油田开发存在的主要问题 |
| 5 油藏数值模拟 |
| 5.1 油藏数值模型的建立 |
| 5.1.1 模拟区选择 |
| 5.1.2 模拟器选择 |
| 5.1.3 构造及储层属性模型 |
| 5.1.4 流体模型 |
| 5.1.5 水体模型 |
| 5.1.6 原始压力及温度系统 |
| 5.1.7 相对渗透率曲线 |
| 5.1.8 毛管压力 |
| 5.1.9 PVT数据 |
| 5.1.10 动态模型的建立 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 拟合原则 |
| 5.2.2 储量拟合 |
| 5.2.3 地层压力拟合 |
| 5.2.4 油田产量、含水拟合 |
| 5.2.5 单井拟合 |
| 5.3 数值模拟对油藏的认识 |
| 5.3.1 断层封闭性认识 |
| 5.3.2 水体能量认识 |
| 5.3.3 层间非均质性认识 |
| 6 剩余油分布规律研究 |
| 6.1 水淹层识别及评价研究 |
| 6.1.1 水淹级别划分 |
| 6.1.2 水淹层特征 |
| 6.1.3 水淹层识别评价模型 |
| 6.1.4 水淹状况分析 |
| 6.2 剩余油分布的宏观机理 |
| 6.2.1 平面剩余油分布规律 |
| 6.2.2 层间剩余油分布规律 |
| 6.3 剩余油分布的微观机理 |
| 6.4 剩余油分布控制因素 |
| 6.4.1 剩余油分布规律差异对比 |
| 6.4.2 原因分析 |
| 6.4.3 控制因素研究 |
| 7 油田开发调整建议 |
| 7.1 调整潜力分析 |
| 7.1.1 层间调整潜力 |
| 7.1.2 平面调整潜力 |
| 7.2 开发调整方案建议 |
| 7.2.1 开发调整原则 |
| 7.2.2 开发层系划分 |
| 7.2.3 开发调整方案部署 |
| 7.2.4 调整方案指标预测 |
| 8 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（8）高温高盐油藏乳化型表面活性剂驱室内实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 第二章 高温高盐油藏提高采收率研究现状 |
| 2.1 高温高盐油藏化学驱油技术 |
| 2.1.1 聚合物驱 |
| 2.1.2 表面活性剂驱 |
| 2.1.3 碱驱 |
| 2.1.4 复合驱 |
| 2.2 耐温抗盐表面活性剂研究进展 |
| 2.2.1 表面活性剂复配体系 |
| 2.2.2 阴离子-非离子两性表面活性剂 |
| 2.2.3 阴离子-阳离子两性表面活性剂 |
| 2.2.4 双子表面活性剂 |
| 2.3 乳状液提高采收率研究进展 |
| 第三章 驱油用表面活性剂的性能评价 |
| 3.1 实验材料与仪器 |
| 3.2 降低界面张力能力 |
| 3.3 耐温抗盐性能评价 |
| 3.4 润湿性改变性能评价 |
| 3.5 静态吸附评价 |
| 3.6 洗油率 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 乳化型表面活性剂的筛选 |
| 4.1 实验材料与仪器 |
| 4.2 静态条件乳化性能评价 |
| 4.2.1 乳化力 |
| 4.2.2 乳化层高度及其变化速度 |
| 4.2.3 乳状液稳定性 |
| 4.3 乳化型表面活性剂的提出 |
| 4.4 多孔介质中乳化性能评价 |
| 4.4.1 压力变化 |
| 4.4.2 产出液油中含乳率 |
| 4.5 影响乳状液稳定性的因素研究 |
| 4.5.1 浓度 |
| 4.5.2 温度 |
| 4.5.3 油水比 |
| 4.5.4 搅拌强度 |
| 4.5.5 矿化度 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 乳化型表面活性剂室内驱油实验研究 |
| 5.1 实验条件及实验步骤 |
| 5.2 不同表面活性剂的驱油效果 |
| 5.3 均质条件下乳化型表面活性剂的注入段塞优化 |
| 5.3.1 注入浓度 |
| 5.3.2 注入段塞量 |
| 5.3.3 注入速度 |
| 5.3.4 段塞组合 |
| 5.4 均质条件下乳化型表面活性剂驱油实验 |
| 5.4.1 注入时机的影响 |
| 5.4.2 不同渗透率的影响 |
| 5.5 非均质条件下乳化型表面活性剂驱油实验 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）高含水油田CO2驱油适应性评价方法研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 CO_2驱油技术应用现状 |
| 1.2.2 CO_2驱油机理研究 |
| 1.2.3 CO_2驱油技术评价方法 |
| 1.2.4 CO_2驱油经济评价方法 |
| 1.2.5 数学方法在CO_2驱油评价中的应用 |
| 1.2.6 目前研究存在的主要问题 |
| 1.3 论文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 |
| 1.4 论文主要创新点 |
| 2 高含水油田CO_2驱油技术经济指标筛选 |
| 2.1 技术效果评价指标建立 |
| 2.1.1 提高采收率程度 |
| 2.1.2 换油率 |
| 2.2 经济效益评价指标建立 |
| 2.2.1 净现值 |
| 2.2.2 投入产出比 |
| 2.3 高含水油田水驱评价方法完善 |
| 2.3.1 传统水驱特征曲线方法评价 |
| 2.3.2 高含水阶段油水相对渗透率比与含水饱和度新型表达式 |
| 2.3.3 高含水期油田水驱特征曲线关系式理论推导 |
| 2.3.4 实例验证 |
| 2.4 小结 |
| 3 高含水油田CO_2驱油注采参数优化研究 |
| 3.1 典型高含水区块主要参数变化范围确定 |
| 3.2 高含水油田注CO_2驱油参数优化与效果评价 |
| 3.2.1 基础油藏模型的建立 |
| 3.2.2 CO_2驱油注气方式优化 |
| 3.2.3 CO_2气水交替驱注采参数确定 |
| 3.2.4 CO_2气水交替驱注采参数评价模型建立 |
| 3.2.5 不同注采比对CO_2驱油效果的影响分析 |
| 3.3 小结 |
| 4 高含水油田CO_2驱油技术经济效果评价 |
| 4.1 高含水油田CO_2驱油技术效果影响分析 |
| 4.1.1 油藏参数对CO_2驱油技术效果敏感性分析 |
| 4.1.2 开发参数对CO_2驱油技术效果敏感性分析 |
| 4.2 高含水油田CO_2驱油经济效果影响分析 |
| 4.2.1 油藏参数对CO_2驱油经济效果敏感性分析 |
| 4.2.2 开发参数对CO_2驱油经济效果敏感性分析 |
| 4.2.3 经济参数对CO_2驱油经济效果敏感性分析 |
| 4.3 小结 |
| 5 高含水油田CO_2驱油快速评价模型建立 |
| 5.1 D-最优化设计方法介绍 |
| 5.1.1 最优化准则 |
| 5.1.2 最优化设计方案搜索算法 |
| 5.1.3 初始设计 |
| 5.2 D-最优化设计方案优化与确定 |
| 5.3 提高采收率程度快速评价模型研究 |
| 5.3.1 提高采收率程度评价公式建立与验证 |
| 5.3.2 提高采收率程度影响因素权重与评价图版建立 |
| 5.4 净现值快速评价模型研究 |
| 5.4.1 净现值评价公式建立与验证 |
| 5.4.2 净现值影响因素权重与评价图版建立 |
| 5.5 小结 |
| 6 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简历 |
| 攻读博士学位期间发表的学术论文 |
（10）基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究意义及目的 |
| 1.1.1 研究意义 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 特高含水期油田水驱开发特征研究 |
| 1.2.2 水驱油效率研究 |
| 1.2.3 油水两相渗流规律研究 |
| 1.2.4 水驱开发调整技术措施研究 |
| 1.3 研究内容、研究方法及研究关键 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及研究关键 |
| 1.4 取得的主要研究成果及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 第2章 特高含水期油水两相渗流特征及数学表征研究 |
| 2.1 特高含水期室内油水两相渗流实验研究 |
| 2.1.1 已有的室内油水两相实验方法 |
| 2.1.2 特高含水期油水两相实验数据处理方法 |
| 2.1.3 小结 |
| 2.2 特高含水期油水两相渗流特征及其影响因素分析 |
| 2.2.1 特高含水期油水两相渗流特征 |
| 2.2.2 影响油水两相渗流特征的动力因素分析 |
| 2.3 油水相对渗透率比值下弯时机及影响因素分析 |
| 2.3.1 油水相渗比值曲线下弯时机 |
| 2.3.2 油水相渗比值曲线下弯时机的影响因素 |
| 2.4 油水相对渗透率比值与含水饱和度关系的数学表征 |
| 2.4.1 已有的表征方法 |
| 2.4.2 新的表征方法的建立 |
| 2.4.3 实例应用分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 特高含水期油藏工程方法改进研究 |
| 3.1 改进的理论依据 |
| 3.2 基于KRO/KRW～SW非线性关系的油藏工程方法改进 |
| 3.2.1 改进的分流量曲线 |
| 3.2.2 改进的无因次采液指数 |
| 3.2.3 改进的驱油效率公式 |
| 3.2.4 改进的采出程度R与含水率FW关系式 |
| 3.2.5 改进的含水-含水上升率公式 |
| 3.2.6 改进的水驱特征曲线公式 |
| 3.2.7 改进的水驱特征曲线计算可采储量 |
| 3.2.8 改进后的水驱特征曲线应用实例 |
| 3.3 井网密度测算方法改进 |
| 3.3.1 已有的井网密度测算方法的不适应性 |
| 3.3.2 新方法的数学表征 |
| 3.3.3 实例分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 特高含水期油田开发动态指标变化特征研究 |
| 4.1 产油量递减特征 |
| 4.1.1 理论分析 |
| 4.1.2 影响因素 |
| 4.1.3 矿场特征分析 |
| 4.2 含水上升特征 |
| 4.2.1 理论分析 |
| 4.2.2 影响因素 |
| 4.2.3 矿场特征分析 |
| 4.3 产液量变化特征 |
| 4.3.1 理论分析 |
| 4.3.2 影响因素 |
| 4.3.3 矿场特征分析 |
| 4.4 阶段采出程度变化特征 |
| 4.4.1 理论分析 |
| 4.4.2 影响因素 |
| 4.4.3 矿场特征分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 特高含水期水驱提高采收率方法对策研究 |
| 5.1 水驱油效率影响因素分析 |
| 5.1.1 室内内因因素 |
| 5.1.2 室内外因因素 |
| 5.1.3 矿场分析 |
| 5.2 不同部位水驱油效率分析 |
| 5.2.1 均质油藏注采井间流线分布研究 |
| 5.2.2 注采井间流线间流量分配方法研究 |
| 5.2.3 基于岩心规模的沿流线过水倍数计算 |
| 5.2.4 均质油藏过水倍数及驱油效率分布特征分析 |
| 5.2.5 极限驱油效率认识 |
| 5.3 提高采收率技术方法对策研究 |
| 5.3.1 提液开发方法 |
| 5.3.2 层系井网调整技术 |
| 5.3.3 矿场应用实例 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 下步工作建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
四、濮城油田西区高含水油藏周期注水驱油试验（论文参考文献）
- [1]中国CO2驱油与埋存技术及实践[J]. 胡永乐,郝明强,陈国利,孙锐艳,李实. 石油勘探与开发, 2019(04)
- [2]弱碱三元复合驱提高原油采收率研究[D]. 刘杰. 吉林大学, 2018(12)
- [3]石南井区水窜通道调控治理工艺技术研究与应用[D]. 邢廷瑞. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [4]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)
- [5]普通稠油空气泡沫驱提高采收率技术研究 ——以鲁克沁中区玉东X井区为例[D]. 刘露. 成都理工大学, 2015(04)
- [6]腰英台油田二氧化碳非混相驱提高采收率技术研究[D]. 陈征. 中国石油大学(华东), 2015(04)
- [7]哥伦比亚V油田剩余油分布描述研究[D]. 张文中. 中国地质大学(北京), 2014(05)
- [8]高温高盐油藏乳化型表面活性剂驱室内实验研究[D]. 刘鹏. 中国石油大学(华东), 2014(07)
- [9]高含水油田CO2驱油适应性评价方法研究[D]. 宋兆杰. 中国地质大学(北京), 2014(04)
- [10]基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究[D]. 邴绍献. 西南石油大学, 2013(06)