一、复杂断块油田提高水驱采收率方法探讨（论文文献综述）
刘甜[1]（2021）在《江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究》文中认为S井区地处湖北省潜江市,区域构造属于江汉盆地潜江凹陷,主产层位古近系潜江组潜四段上地层,属于中孔、中渗储层,储层非均质性较强。截至2019年5月,研究区出现产量持续递减,能量保持水平低,含水率上升较快等问题,开发效果持续变差。为了改善研究区不利的开发现状,运用油藏工程的方法对研究区包括地层能量保持水平、产量递减以及采收率等在内的7个指标进行开发效果评价。研究表明:研究区地层压力保持在5MPa左右,是原始地层压力的1/4左右,水驱储量控制程度为35.6%,水驱储量动用程度为72.7%,综合含水率达到38.8%,含水上升率为2.9%,存水率为25%,产量递减类型属于双曲递减,目前月递减率为11.12%。研究区目前地层能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、存水率等都比较低,产量递减较快,含水率较高且含水上升较快,需结合剩余油分布情况进一步完善注采井网,加强注水,以改善目前开发效果,提高研究区最终采收率。结合研究区地质资料,运用Petrel地质建模软件建立了研究区油藏三维地质模型。在三维地质模型的基础上,运用CMG数值模拟软件建立了研究区油藏数值模型,在历史拟合较好的基础上,明确了研究区剩余油分布特征。研究表明:受到断层、构造、注采井网以及储层非均质性等因素的影响下,研究区平面剩余油主要富集在断层及油藏边角附近地区、构造高部位地区、注采井网不完善等区域;研究区纵向上剩余油主要富集在潜431、潜410、潜40中、潜40下、潜412、潜42下层位。以研究区T70X-3注水井组为例,从封堵高含水采油井、采油井转注、注水井补孔等方面研究了剩余油动用机理,结合剩余油分布特征制定了部署新井、封堵高含水采油井、油井转注、注水井补孔、压裂等调整措施方案,通过数值模拟预测十五年后开发效果指标,结果表明调整方案后比现有方案累计多采油24.12?104t,采出程度提高5.3个百分点,开发效果得到明显改善。
倪俊[2]（2020）在《JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析》文中认为JZ油区位于江汉盆地潜江凹陷,主要含油层位为古近系潜江组,属于中孔、中高渗透率储层,储层非均质性严重,含油层系多,截至2018年12月研究区综合含水率为85.72%,处于高含水开发阶段,出现了含水率上升加快、产油量下降加快等问题。本文以研究区潜三段为例进行注水开发效果评价及潜力分析,采用油藏工程方法从储量动用状况、地层能量保持水平、水驱状况、产量变化和采收率五个方面分析评价研究区潜三段注水开发效果,分析目前开发中存在的问题。截至2018年12月研究区潜三段采出程度已达到40.56%、水驱储量控制程度仅为34.6%、水驱储量动用程度为69%、地层压力保持在78.4%且呈下降趋势、综合含水率为88.55%、含水上升率为5%、存水率为负值、水驱指数为0.15、年产油量总递减率为10.44%,研究区潜三段储量动用程度低、地层能量保持水平低、注入水利用率低、注水开发效果差、产量递减快,需加强注水强度并结合研究区潜三段剩余油分布情况完善井网,提高水驱效果。根据研究区地质资料,使用Petrel地质建模软件建立了研究区潜三段三维地质模型,在此基础上使用CMG软件进行了历史拟合展开油藏数值模拟研究,研究表明:受地层构造、断层、储层非均质性和井网部署的影响研究区潜三段剩余油主要包括以下5类:构造高部位剩余油、非主流线井间带剩余油、注采井网不完善区域剩余油、断层遮挡区域剩余油以及油厚边缘区域剩余油。从纵向上看,主要分布在潜331、潜334、潜336、潜338、潜341、潜344六个小层中,可作为今后进一步措施改造挖潜剩余油的主要目标。以Z10Xie-7井组为例研究了非主流线井间带和注采井网不完善区域剩余油动用机理,通过补孔、油井转注、封堵等措施改变注入水流向,从而改变渗流场、扩大水驱波及体积提高动用程度。结合主力油层剩余油分布情况及井位分布情况,制定了研究区潜三段调整方案:新部署采油井2口,注水井3口,并采取了补孔、油井转注、封堵以及压裂等措施,预测开发十五年后,潜三段累积增油量25.05×104t,累积提高采出程度6.88%,较现有开发方案累计多产油12.43×104t,累计提高采出程度3.41%,且含水率大幅降低,研究区潜三段仍具有剩余油挖潜潜力。
赵驰[3]（2020）在《CN油田三工河组二段油藏综合治理研究》文中研究表明油藏由彩9井区、彩参2井区、彩10井区3个区块组成,为边、底水能量较充足的岩性-构造油藏,目前存在着主要问题有:（1）井网不完善,不规则,井距偏大,现有井网无法充分动用剩余储量;（2）油水井数比高,注水负担大,注水强度高于本区合理吸水强度;（3）油藏剩余油零散分布,动用难度大。为分析油水分布特征、水淹规律、油藏剩余油分布规律和井网调整可行性,进一步提高油藏采收率,对CN油田三工河组二段油藏进行综合治理研究。通过对CN油田三工河组二段油藏开发效果评价、措施效果分析、水淹特征及剩余油潜力研究,明确进入高含水、高采出程度“双高”阶段后油藏动用状况、水淹及剩余油分布状况,确定纵向上主要以J1s22-2小层以上为主要挖潜对象,平面上主要以注采井网不完善区、注水井井间滞留区、沉积弱势相带区等为主要挖潜区域。在此基础上开展合理开采政策研究,确定合理压力保持水平、合理注采比、注水强度、井网密度等,对比发现目前井距远大于合理井距。通过目前井网采收率标定与岩心相渗化验分析驱油效率对比分析,仍有较大的提采空间。综合动静态特征研究及潜力分析,完善了研究区注采井网。通过综合调整治理,预测20年后增产52万吨,比不调整提高采收率4.62%。
刘淑萍[4]（2020）在《大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计》文中研究说明大港油田D区块为复杂断块油藏,面临剩余油分散、含水率高以及采收率低等现状,其地质储量占整个油田的50%以上。本文以大港油田D区块为研究对象,运用了油藏数值模拟技术,进行了动态分析评价和生产历史拟合研究,分析了剩余油分布及其潜力,最后优选了二次开发调整方案。本文从水驱控制程度,注采对应率和油层动用程度等方面,综合评价了大港油田D区块的开发效果,经分区块分析得出大港油田D区块整体为三类开发水平。从井网密度,井距等方面评价了注采井网的完善程度,其注采井网不够完善,需要进行井网加密等措施。本文在生产历史拟合的基础上,对大港油田D区块的剩余油分布及潜力进行了研究。其剩余油主要分布在主力水淹砂体、废弃河道边部和断层,可以对这些区域采取井网加密以及深部调驱等措施继续挖潜。本文对大港油田D区块进行了层系划分和井网加密,设计了二次开发调整方案并进行了开发指标的预测。采用人工注水与天然水驱相结合的开发方式,优选方案主要以老井措施和深部调驱为主。方案设计新井152口,累积增产原油197.7×104t,提高采收率4.0%,采取总体部署,分5年实施。
赵北辰[5]（2020）在《断块油藏水驱油注采耦合机理及参数优化》文中研究指明我国复杂断块油藏大部分已经进入高含水期,油田在原有注采工作机制和储层非均质性的影响下,出现老井产量明显下降,含水率高和经济效益过低的问题。本文利用复杂断块油藏注采耦合技术综合了研究区地质资料和历史生产动态,确定了剩余油潜力区,再运用注、采井的工作制度“耦合”与注采量的参数优化设计了剩余油挖潜方案,指导老油田开发后期剩余油的高效挖潜。通过填砂平板实验、数值模拟、理论分析等多方面的研究,取得了以下成果与认识:（1）针对复杂断块严重的非均质性,研究了注采耦合在平面和纵向上的应用机理。在平面上从开发井网的分布和油藏储集层的物性展开了注采耦合的机理研究;在纵向上从单层的层内非均质性和多层的层间非均质性展开了注采耦合的机理研究。（2）运用物理实验方法和数值模拟方法进一步地研究了注、采耦合的工作机制,利用正交试验的方法设计了不同注采耦合技术的应用方案。在最终的实验与数值模拟结果中,发现异步注水、不规律采油、选择性开、关层位和合理地增减压力等注采耦合方案能“控水稳油”,可达到最合理开采方式和最大限度的采收率。（3）结合DX油田复杂断块油藏的地质构造特点及能量来源,将油藏划分为极复杂断块油藏、岩性断块油藏、背斜型断块油藏和半封闭型边、底水断块油藏。根据生产动态资料和地质资料,对剩余油潜力区的评价指标参数进行选取,建立了油水两相复杂断块油藏的剩余油潜力评价体系,依据潜力区进行分级,划分为优势潜力区、弱优势潜力区、一般潜力区和非潜力区。（4）在X11-80块油藏应用注采耦合技术,结合剩余油潜力区和生产动态分析,设计了注采耦合方案,并对数值模拟开发效果预测,优选出了注、采井的工作制度和注采量的优化方案,最后分析了最优注采耦合方案对该油藏剩余油提采的机理。
许江波[6]（2020）在《海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究》文中认为海外G油田是典型的边底水复杂断块疏松砂岩油藏。油藏内部断层普遍较发育,油水关系较复杂。在开发过程期间,边底水会持续为地层补充能量,油藏开发效果较好,但同时容易导致含水上升快,含水率高。G油田从2004年开始投入开发,现在已经进入高含水时期,已经出现多种问题。如含水率高、采出程度低、措施效果逐年变差、低产层动用程度差,降低了开发效果,须改变开发方案来提高采收率。基于此,本论文以海外G油田为例,综合应用了石油地质学、油藏工程方法、三维地质建模与数值模拟技术,进行了G油田地质特征研究、生产动态分析、数值模拟研究和开发方案调整。通过石油地质学方法,对海外G油田边底水断块油藏构造特征、地层特征和储层特征进行了研究。研究表明油藏地层厚度大、断层发育、储层差异性大、非均质性强,流体纵向差异大,给开发带来很大困难。通过油藏工程方法,分析了油田生产动态特征。明确了海外G油田大部分油井高含水的现状,这是制约油田当前产量的重要因素。经产量递减分析,得出目前G油田单井月递减率为0.83%。并利用合理采油速度法,计算了G油田合理井网密度,结果显示,可以合理对油田进行井网加密。另外采用了4种水驱曲线预测了油田最终采收率,结果显示采收率为14.1%。通过数值模拟技术,在保留海外G油田油藏物性特征下,建立了边底水油藏概念模型,并分别研究了避射高度、射孔厚度、水体倍数和隔夹层对边底水油藏含水上升的影响。对三维地质模型合理粗化后,建立了海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏实际数值模型,并进行历史拟合,结果表明模型符合实际地下油藏特征,可以用于开发预测。通过油藏数值模拟技术,进行了海外G油田水侵影响因素分析,明确了G油田剩余油分布区域,并设计了针对性的挖潜对策,如调整射孔层位,加密井网以及打水平井等措施,对方案进行开发指标的预测、对比以及优选,得出最适合海外G油田优选开发调整方案,为下一步海外G油田开发调整方案的设计提供有力的指导。
吴微[7]（2020）在《曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究》文中研究说明曙光稀油油藏于1975年投入开发,并于1976年开始注水,经过几年的快速上产,1980年该区域年产油量迅速上升至130×104t,并且随着后续不断新增动用储量,从1981年至1990年,曙光稀油油藏在1%的年采油速度上保持了10年之久,但是,伴随着开发时间的逐渐延长,地层压力低、注采井网欠完善、油藏动用不均等问题日益严重,于1991年起,该区域年产油量以平均每年4.5×104t的递减幅度快速下降,平均年综合递减率为10.4%,2011年该区域年产油量降至36.6×104t,随后进入缓慢递减阶段,平均年递减幅度2.1×104t,平均综合递减率7.6%,年产油跌至32.7×104t。为达到该区域稀油稳产目标,开展了稀油油藏开发后期稳产技术研究,集中对小断块潜力、复杂断块稳产技术、单砂体动用状况以及高采出区块剩余油分布状况进行研究,制定相应稳产技术路线。本文研究了曙光稀油油藏的储层物性以及相关开发历程,分析了曙光稀油油藏现阶段开发中存在的制约性问题,并针对此类制约因素制定相应技术对策,先后排查边部小断块未动用潜力,研究复杂断块稳产技术,寻找单砂体油藏注水开发低动用区域,并着重对高采出区域剩余油分布情况进行刻画。通过稀油稳产技术的持续研究实施,边部小断块实施注水辅助开发,复杂断块规划细分层系开发,单砂体油藏采用新工艺提高动用状况,并对高采出区块进行合理复产,曙光稀油油藏实现整体上产,综合递减率及自然递减率均有所下降,并形成了相应的稀油稳产技术体系,对同类型油藏有效开发具有重要意义。
王瑞[8]（2020）在《复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究》文中研究指明针对高含水期复杂断块油藏大量剩余油难以有效动用的问题,胜利油田首次提出了以层间或井间实施协同注采为核心的注采耦合技术。在对注采耦合技术进行系统研究的基础上,明确了注采耦合技术的术语和类型,梳理和深化了注采耦合的机理,探讨了复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用时作用力类型、力学机制和作用效果,有助于完善注采耦合技术并进一步提高复杂断块油藏的水驱油采收率。研究认为:复杂断块油藏高含水期的剩余油被动用的本质是渗流场形态和流线方向的改变,通过注采耦合技术的异步协同注采可以大幅度、差异性地改变渗流场和流线方向,这是扩大平面波及系数、减缓层间动用不均的重要手段;注采耦合技术中注水驱动压力是最主要的驱动力,重力、毛管力作用有限;通过注采耦合过程中升压期（只注不采阶段）的能量积累与降压期（只采不注阶段）的能量释放,注水驱动压力的大小、方向和位置的改变是导致渗流场和流线方向改变的关键,通过注采耦合平均提高原油采出程度为8.9%,降水增油效果明显;当地层倾角大于5°时,重力对注采耦合效果的促进开始显现;当地层原油黏度超过35 mPa·s,原油黏滞力所起作用明显增大,此时注采耦合的开发效果明显变差。
郭红强[9]（2019）在《复杂断块油藏分区调控提高采收率机理研究》文中认为目前复杂断块油藏开发不断深入,经过多年的强注强采,越来越多的单元进入开发后期高含水阶段,储采比失调加剧,开发形势逐渐恶化。复杂断块油藏的地质特点导致开发单元中仍滞留大量的剩余油,呈现出分区富集的特点,因此明确复杂断块油藏分区调控提高采收率机理对油藏后期开发具有重要的现实意义。本次研究在明确复杂断块油藏剩余油分布特征的基础上,综合运用室内实验测试和数值模拟技术,开展复杂断块油藏水驱油波及规律和气驱油规律的基础研究工作,深入认识提高采收率的主控因素及作用机理,为复杂断块油藏开发后期提高采收率提供依据。通过研究取得了以下成果与认识:（1）设计并制作了可视化平面波及井网物理模型和可视化剖面高压井组物理模型,可用于复杂断块油藏水驱油渗流规律及高压气驱油渗流规律研究;制定了平面水驱油及剖面气驱油实验方案。（2）水驱油平面波及实验及机理模拟表明,注采控制单元中注采井距是影响采收率的主要因素,实验中注采井距从15cm增加至20cm,采收率增加6.07%,注采井型次之,注采对应方向影响最小;力学参数中,压力梯度对采收率影响最大,实验中压力梯度从0.3MPa/m提高至1.2MPa/m采收率提高6.72%,其次是粘滞力,重力差,毛管力作用较弱。水驱油平面波及提高采收率的主要机理是扩大注采井的控制程度,增大有效驱动力和提高体积波及系数。（3）剖面高压气驱油实验及机理模拟表明,选择高部位注气有利于形成次生气顶,同时降低油水界面,具有控水增油的效果,有效改善生产井的生产状况,实验中底水-气顶双向驱最终采收率可达34.78%,比底水驱采收率提高11.56%;依靠抽提作用及气顶辅助重力驱替对高部位的阁楼油和低渗带的剩余油具有较好的动用效果,可以有效提高复杂断块油藏的采收率。（4）建立了符合复杂断块油藏特征的机理模型,模拟结果表明角井转注的效果最好,最终采收率可以达到59.75%,水平井开发效果次之,最终采收率可以达到59.02%,变流线在开发后期效果不佳,最终采收率仅有51.86%。通过以上研究,明确了复杂断块油藏分区渗流规律及提高采收率机理,为复杂断块油藏开发后期提高采收率技术提供支撑。
巩受奖[10]（2019）在《极复杂断块油藏注采调控方式优化研究》文中进行了进一步梳理随着油田开发的不断深入,逐渐发现了大批断块油藏,我国是这类油藏中占比最高的国家,其中极复杂断块油藏的开发越来越受到重视。极复杂断块油藏由于断块破碎,面积小,难以形成规则的注采井网,在开发过程中经常采用一注一采、一注两采、两注一采和两注两采等井网形式,目前国内外关于此类井网注采调控方式的研究较少,且大多采用油藏工程和数值模拟方法,缺少针对此类油藏注采调控方式的物理模拟研究。本文根据极复杂断块油藏的井网特征将其进行分类,并利用水驱油物理模拟相似理论推导出油藏原型与物理模型的换算关系,制作了水驱油物理模拟平板模型,设计了极复杂断块油藏注采调控的可视化物理模拟实验方案,通过与数值模拟方法相结合来进行极复杂断块油藏交替采油和注采耦合提高采收率机理研究、影响因素分析及注采调控方式优选。研究结果表明,交替采油和注采耦合等注采调控方式使得剩余油滞留区压力产生变化,改变地下流体的流动方向,改变了固定的流线分布,扩大了油藏注入水波及体积,从而提高极复杂断块油藏的采收率;储层非均质性是影响极复杂断块油藏注采调控的主要内因,基于低渗透率级差模型进行了生产方式优选,实际开发中应先打开低渗区的油井后再一起生产;边水存在可以提高水驱采出程度。同时,对不同类型极复杂断块油藏井网及对应的注采调控方式进行了优选,对采用一注一采井网的断层夹角为45°的扇形开启断块油藏,调控方式为注采耦合;对采用两注一采井网的断层夹角为90°和135°的扇形开启断块油藏,最优的调控方式为注采耦合;对采用一注两采井网的封闭三角形小断块油藏,最优的调控方式为注采耦合;对采用两注两采井网的封闭四边形小断块油藏,最优的调控方式为交替采油,形成一套针对性的注采调控优化技术,为极复杂断块油藏后期开发调整提供可靠的理论指导。
二、复杂断块油田提高水驱采收率方法探讨（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、复杂断块油田提高水驱采收率方法探讨（论文提纲范文）
（1）江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏开发效果评价 |
| 1.2.2 剩余油分布研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第二章 研究区油藏地质特征及开发概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 地质特征 |
| 2.2.1 地层层序 |
| 2.2.2 地层划分 |
| 2.2.3 沉积特征 |
| 2.2.4 储层特征 |
| 2.3 油藏特征 |
| 2.3.1 油藏类型 |
| 2.3.2 流体性质 |
| 2.3.3 温度和压力 |
| 2.4 开发概况 |
| 2.4.1 开发历程 |
| 2.4.2 开发现状 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 油藏开发效果评价 |
| 3.1 地层能量保持水平 |
| 3.2 水驱储量控制程度 |
| 3.3 水驱储量动用程度 |
| 3.4 含水率及含水上升率 |
| 3.5 存水率 |
| 3.6 产量递减 |
| 3.7 采收率 |
| 3.8 本章小结 |
| 第四章 油藏三维地质建模 |
| 4.1 三维地质建模方法及数据准备 |
| 4.1.1 地质建模方法 |
| 4.1.2 建模数据准备 |
| 4.2 构造模型 |
| 4.2.1 断层模型 |
| 4.2.2 层面模型 |
| 4.3 岩相模型 |
| 4.4 属性模型 |
| 4.4.1 孔隙度模型 |
| 4.4.2 渗透率模型 |
| 4.4.3 含水饱和度模型 |
| 4.4.4 净毛比(NTG)模型 |
| 4.5 储量计算 |
| 4.6 模型粗化 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 剩余油分布特征及调整对策 |
| 5.1 油藏数值模型的建立 |
| 5.1.1 模拟器的选择以及网格系统 |
| 5.1.2 模拟参数准备 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 历史拟合的概念 |
| 5.2.2 历史拟合可调参数及调参范围 |
| 5.2.3 拟合结果 |
| 5.3 剩余油分布特征和主控因素 |
| 5.3.1 平面剩余油分布特征 |
| 5.3.2 纵向剩余油分布特征 |
| 5.3.3 剩余油分布主控因素 |
| 5.4 开发技术政策优化 |
| 5.4.1 合理井网密度 |
| 5.4.2 合理地层压力 |
| 5.4.3 合理注采比 |
| 5.4.4 合理注水压力 |
| 5.5 剩余油动用机理及调整对策研究 |
| 5.5.1 剩余油动用机理 |
| 5.5.2 开发调整对策 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注水开发效果评价 |
| 1.2.2 剩余油分布研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第二章 研究区概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 油藏特征 |
| 2.2.1 流体性质 |
| 2.2.2 温度和压力 |
| 2.3 开发现状 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油藏三维地质建模 |
| 3.1 地质建模方法及数据准备 |
| 3.1.1 建模方法 |
| 3.1.2 数据准备 |
| 3.2 构造模型 |
| 3.2.1 断层模型 |
| 3.2.2 层面模型 |
| 3.2.3 纵向网格单元的细化 |
| 3.3 岩相模型 |
| 3.4 属性模型 |
| 3.5 储量计算 |
| 3.6 模型粗化 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 注水开发效果评价 |
| 4.1 储量动用状况 |
| 4.1.1 水驱储量控制程度 |
| 4.1.2 水驱储量动用程度 |
| 4.2 地层能量保持水平 |
| 4.3 水驱状况 |
| 4.3.1 含水率及含水上升率 |
| 4.3.2 存水率 |
| 4.3.3 水驱指数 |
| 4.4 产量变化 |
| 4.5 采收率 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 剩余油分布规律及潜力研究 |
| 5.1 油藏数值模拟 |
| 5.1.1 模型建立 |
| 5.1.2 模拟参数准备 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 历史拟合方法 |
| 5.2.2 拟合结果 |
| 5.3 剩余油分布规律和主控因素 |
| 5.3.1 平面剩余油分布特征 |
| 5.3.2 纵向剩余油分布特征 |
| 5.3.3 剩余油分布主控因素 |
| 5.4 潜力分析 |
| 5.4.1 剩余油动用机理 |
| 5.4.2 开发调整对策 |
| 5.5 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）CN油田三工河组二段油藏综合治理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外类似油田研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 研究创新点 |
| 第二章 油藏地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏开发效果评价 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 主要开发指标评价 |
| 2.3 增产措施效果评价 |
| 2.3.1 油井措施效果 |
| 2.3.2 水井调驱、调剖 |
| 2.4 油水井利用状况评价 |
| 2.5 油藏开发存在的问题 |
| 第三章 剩余油描述研究 |
| 3.1 采收率标定 |
| 3.2 生产动态分析法 |
| 3.2.1 产吸状况分析 |
| 3.2.2 新钻井状况分析 |
| 3.3 数值模拟法 |
| 3.3.1 模型建立及历史拟合 |
| 3.3.2 剩余油分布状况 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 第四章 合理开采技术政策研究 |
| 4.1 合理压力保持水平 |
| 4.2 合理注采比及注水强度 |
| 4.3 合理井网密度 |
| 第五章 潜力分析及综合治理 |
| 5.1 潜力分析 |
| 5.2 注采井网完善 |
| 5.2.1 井网参数确定 |
| 5.2.2 加密调整区 |
| 5.2.3 C1236 井西断鼻部署 |
| 5.2.4 C2256 井断块部署 |
| 5.2.5 整体部署结果 |
| 5.3 综合治理措施 |
| 5.4 指标预测 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（4）大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景与研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 2 大港油田D区块地质特征研究 |
| 2.1 地质特征分析 |
| 2.2 储量计算 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 大港油田D区块动态分析评价 |
| 3.1 开发效果评价 |
| 3.1.1 水驱控制程度 |
| 3.1.2 注采对应率 |
| 3.1.3 油层动用程度 |
| 3.1.4 压力保持水平 |
| 3.1.5 含水上升率 |
| 3.1.6 剩余可采储量采油速度 |
| 3.1.7 水驱指数 |
| 3.1.8 阶段存水率 |
| 3.1.9 自然递减率 |
| 3.1.10 水驱采收率 |
| 3.2 井网完善程度评价 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 大港油田D区块三维地质模型 |
| 4.1 三维地质模型的建立 |
| 4.1.1 工区范围 |
| 4.1.2 构造模型 |
| 4.1.3 砂岩骨架模型 |
| 4.1.4 属性模型 |
| 4.2 模型粗化 |
| 4.3 本章小结 |
| 5 大港油田D区块油藏数值模拟 |
| 5.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布及潜力 |
| 5.3.1 主力水淹砂体 |
| 5.3.2 废弃河道边部 |
| 5.3.3 断层控制 |
| 5.3.4 正向微构造 |
| 5.3.5 零星小砂体 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 大港油田D区块调整方案设计 |
| 6.1 开发原则 |
| 6.2 层系划分 |
| 6.3 油藏工程指标设计 |
| 6.3.1 单井产量 |
| 6.3.2 合理地层压力界限 |
| 6.3.3 合理流动压力界限 |
| 6.3.4 合理注水压力界限 |
| 6.3.5 注采比和注入量 |
| 6.3.6 油水井数比 |
| 6.4 开发井网设计 |
| 6.5 部署及实施安排 |
| 6.6 开发指标预测 |
| 6.7 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（5）断块油藏水驱油注采耦合机理及参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 剩余油潜力区分析 |
| 1.2.2 注采耦合的机理 |
| 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 取得的主要成果 |
| 2 剩余油潜力评价方法 |
| 2.1 复杂断块油藏的构造及开发特点 |
| 2.1.1 构造特点 |
| 2.1.2 开发特点 |
| 2.2 复杂断块油藏层块分类方式 |
| 2.2.1 分类参数 |
| 2.2.2 分类标准 |
| 2.3 复杂断块油藏开发评价 |
| 2.3.1 开发评价指标 |
| 2.3.2 开发评价方法 |
| 2.4 剩余油潜力区评价体系构建 |
| 2.4.1 评价指标选取 |
| 2.4.2 潜力级别划分 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 注采耦合机理研究 |
| 3.1 复杂断块油藏耦合机理 |
| 3.1.1 纵向上复杂断块油藏注采耦合 |
| 3.1.2 平面上复杂断块油藏注采耦合 |
| 3.2 注采机制耦合对断块油藏的影响 |
| 3.2.1 注水耦合 |
| 3.2.2 采油耦合 |
| 3.2.3 注采耦合 |
| 3.3 物模实验方法 |
| 3.3.1 物模相似准则 |
| 3.3.2 单管填砂模型实验 |
| 3.3.3 平板填砂模型实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 矿场的研究应用 |
| 4.1 X11 复杂断块油藏的地质概况及油藏特征 |
| 4.1.1 地质概况 |
| 4.1.2 油藏特征 |
| 4.2 X11 复杂断块油藏数值模拟 |
| 4.2.1 模拟模型的选择 |
| 4.2.2 地质模型的建立 |
| 4.2.3 流体物模拟的建立 |
| 4.2.4 历史生产动态的拟合 |
| 4.3 X11 注采耦合技术的应用 |
| 4.3.1 X11 剩余油潜力区评价 |
| 4.3.2 X11 注采耦合方案设计 |
| 4.3.3 X11 注采耦合结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（6）海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.0 研究目的与意义 |
| 1.1 国内外研究进展 |
| 1.1.1 边底水断块油藏开发研究进展 |
| 1.1.2 边底水复杂断块油藏稳油控水技术现状 |
| 1.1.3 油藏边底水研究 |
| 1.2 论文主要研究内容 |
| 1.2.1 油藏开发动态特征分析 |
| 1.2.2 油藏含水上升规律数值模拟研究 |
| 1.2.3 油藏开发调整数值模拟研究 |
| 1.3 技术路线 |
| 2 海外G油田物性特征与生产动态分析 |
| 2.1 油田物性特征 |
| 2.1.1 流体性质 |
| 2.1.2 温度和压力数据 |
| 2.1.3 岩石物性数据 |
| 2.2 油田生产动态分析 |
| 2.2.1 生产动态分析 |
| 2.2.2 产量递减分析 |
| 2.2.3 采收率预测 |
| 2.2.4 合理井网密度及井位优选 |
| 2.2.5 开发问题及潜力 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 海外G油田地质特征与地质建模 |
| 3.1 油田地质概况 |
| 3.1.1 地层特征 |
| 3.1.2 构造特征 |
| 3.1.3 储层特征 |
| 3.2 三维地质建模 |
| 3.2.1 数据准备 |
| 3.2.2 构造模型 |
| 3.2.3 岩相模型 |
| 3.2.4 属性模型 |
| 3.2.5 模型粗化 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 海外G油田油藏数值模拟研究 |
| 4.1 机理模型研究 |
| 4.2 数值模型建立 |
| 4.2.1 模拟软件介绍 |
| 4.2.2 数值模型建立 |
| 4.3 天然能量评价 |
| 4.4 历史拟合 |
| 4.4.1 储量拟合 |
| 4.4.2 全区拟合结果 |
| 4.4.3 单井拟合结果 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 海外G油田剩余油分布规律及开发调整方案设计 |
| 5.1 油水分布变化规律 |
| 5.2 水侵影响因素 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.3.1 垂向剩余储量分布 |
| 5.3.2 平面剩余储量分布 |
| 5.3.3 剩余油分布模式 |
| 5.4 开发调整方案预测 |
| 5.4.1 基础开发方案 |
| 5.4.2 调整射孔层位方案 |
| 5.4.3 加密直井方案 |
| 5.4.4 水平井方案 |
| 5.4.5 方案对比 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（7）曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光油田稀油油藏开发概况 |
| 1.1 区域地质及勘探简史 |
| 1.2 油藏地质特征 |
| 1.2.1 地层层序及层组划分 |
| 1.2.2 构造特征与断裂特征 |
| 1.2.3 沉积体系及相关沉积特征 |
| 1.2.4 储层特征及油藏类型 |
| 1.3 油藏开发历程 |
| 第二章 曙光稀油油藏开发各阶段矛盾及存在问题 |
| 2.1 油藏开发初期存在问题 |
| 2.2 油藏开发中期存在问题 |
| 2.3 油藏开发后期存在问题 |
| 第三章 曙光稀油油藏稳产技术研究与分析 |
| 3.1 边部小断块增油潜力研究 |
| 3.1.1 目前存在问题 |
| 3.1.2 稳产技术研究 |
| 3.1.3 现场试验效果评价 |
| 3.2 稀油油藏中复杂断块稳产技术研究 |
| 3.2.1 目前存在问题 |
| 3.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 3.2.3 复杂断块稳产技术研究 |
| 3.3 低动用单砂体上产技术研究 |
| 3.3.1 目前存在问题 |
| 3.3.2 稳产技术研究 |
| 3.3.3 现场试验效果评价 |
| 3.4 高采出程度区块剩余油上产潜力研究 |
| 3.4.1 目前存在问题 |
| 3.4.2 稳产技术研究及现场试验效果评价 |
| 第四章 曙光稀油油藏开发后期稳产技术实施效果及评价 |
| 4.1 边部小断块开发增油效果已见成效 |
| 4.2 复杂断块开发技术实现相关油藏上产稳产 |
| 4.3 低动用单砂体区域纵向动用程度有所提高 |
| 4.4 高采出区块二次开发取得较好效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（8）复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究（论文提纲范文）
| 1 注采耦合技术的定义及机理 |
| 2 力学机制分析 |
| 2.1 注水驱动压力 |
| 2.2 重 力 |
| 2.3 毛管力 |
| 2.4 黏滞力 |
| 3 作用力效果 |
| 4 结 论 |
（9）复杂断块油藏分区调控提高采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 复杂断块油藏剩余油分布特征研究现状 |
| 1.2.2 实验物理模型研究现状 |
| 1.2.3 复杂断块油藏分区调控提高采收率研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术思路 |
| 1.5 主要结论与认识 |
| 第2章 复杂断块油藏水驱油平面波及提高采收率 |
| 2.1 研究目标区域地质概况 |
| 2.2 复杂断块油藏平面水驱油效率影响因素实验研究 |
| 2.2.1 水驱油相似准则 |
| 2.2.2 实验目的、方法及条件 |
| 2.2.3 实验样品及装置 |
| 2.2.4 实验流程 |
| 2.2.5 实验方案设计 |
| 2.2.6 实验结果及分析 |
| 2.3 平面水驱油提高采收率机理模拟 |
| 2.4 水驱油效率主控因素分析 |
| 2.5 平面水驱油提高采收率机理分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 复杂断块油藏气驱油提高采收率 |
| 3.1 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度评价 |
| 3.1.1 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度评价方法 |
| 3.1.2 复杂断块油藏注气非混相驱适宜度计算 |
| 3.1.3 实例计算 |
| 3.2 复杂断块油藏剖面注气驱油渗流规律实验测试 |
| 3.2.1 实验目的、方法及条件 |
| 3.2.2 实验样品及装置 |
| 3.2.3 实验流程 |
| 3.2.4 实验方案设计 |
| 3.2.5 实验结果及分析 |
| 3.3 复杂断块油藏注气提高采收率机理模拟 |
| 3.4 复杂断块油藏注气提高采收率机理分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 复杂断块油藏纵向驱替前缘运移规律 |
| 4.1 分异流动与垂向平衡 |
| 4.2 分异流动前缘的重力稳定性 |
| 4.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 复杂断块油藏分区调控提高采收率机理模拟 |
| 5.1 模型建立 |
| 5.2 方案设计 |
| 5.3 模拟结果 |
| 5.4 模型放大方案模拟 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（10）极复杂断块油藏注采调控方式优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 极复杂断块油藏开发研究现状 |
| 1.2.2 注采调控方式及井网部署优化研究现状 |
| 1.2.3 可视化物理模拟技术研究现状 |
| 1.3 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 极复杂断块油藏剩余油特征及注采调控实验设计 |
| 2.1 极复杂断块油藏井网及剩余油富集特征 |
| 2.1.1 扇形开启断块油藏 |
| 2.1.2 封闭小断块油藏 |
| 2.2 物理模拟相似理论 |
| 2.2.1 物理模拟相似的必要条件 |
| 2.2.2 水驱油相似准则 |
| 2.2.3 模型与原型的关系换算 |
| 2.3 可视化模拟驱替实验设计 |
| 2.3.1 实验装置 |
| 2.3.2 实验材料 |
| 2.3.3 实验流程及步骤 |
| 2.3.4 物理模拟实验方案设计 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 极复杂断块油藏注采调控提高采收率机理研究 |
| 3.1 交替采油提高采收率机理研究 |
| 3.1.1 一注两采交替采油提高采收率机理物理模拟研究 |
| 3.1.2 一注两采交替采油提高采收率机理数值模拟研究 |
| 3.1.3 交替采油提高采收率机理的工区应用 |
| 3.2 注采耦合技术提高采收率机理研究 |
| 3.2.1 一注两采注采耦合提高采收率机理物理模拟研究 |
| 3.2.2 一注两采注采耦合提高采收率机理数值模拟研究 |
| 3.2.3 注采耦合提高采收率机理的工区应用 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 极复杂断块油藏注采调控方式影响因素物理模拟研究 |
| 4.1 储层非均质性对水驱效果的影响 |
| 4.2 边水对水驱效果的影响 |
| 4.3 不同生产方式对水驱效果的影响 |
| 4.4 不同井网形式对水驱效果的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 极复杂断块油藏注采方式优选的数值模拟研究 |
| 5.1 极复杂断块油藏注采调控方式影响因素数值模拟研究 |
| 5.1.1 储层非均质性影响的数值模拟研究 |
| 5.1.2 边水影响的数值模拟研究 |
| 5.1.3 不同井网形式数值模拟研究 |
| 5.1.4 不同生产方式数值模拟研究 |
| 5.2 不同类型极复杂断块油藏井网及注采调控方式优选 |
| 5.3 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 |
四、复杂断块油田提高水驱采收率方法探讨（论文参考文献）
- [1]江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究[D]. 刘甜. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析[D]. 倪俊. 西安石油大学, 2020(11)
- [3]CN油田三工河组二段油藏综合治理研究[D]. 赵驰. 西安石油大学, 2020(11)
- [4]大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计[D]. 刘淑萍. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [5]断块油藏水驱油注采耦合机理及参数优化[D]. 赵北辰. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [6]海外G油田边底水复杂断块疏松砂岩油藏开发调整研究[D]. 许江波. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [7]曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D]. 吴微. 东北石油大学, 2020(03)
- [8]复杂断块油藏注采耦合技术提高原油采收率的力学机制研究[J]. 王瑞. 中国科技论文, 2020(01)
- [9]复杂断块油藏分区调控提高采收率机理研究[D]. 郭红强. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]极复杂断块油藏注采调控方式优化研究[D]. 巩受奖. 中国石油大学(华东), 2019(09)