一、高含水期油田改善注水效果的水动力学方法简介（论文文献综述）
张威[1]（2021）在《高含水老油田提高采收率新技术》文中研究指明国内外大部分油田都采用注水开发,很多老油田经过长期注水开发已经步入特高含水期,呈现出地质环境复杂、油藏分散、采收难度大等特点,但是原油产量的贡献仍然很大,剩余油仍有相对富集的部位。因此研究老油田注水高效开发,采取有效的技术措施不断提高高含水期油田的采收率具有重要的意义。本文首先介绍了国内外高含水油田的现状,然后结合高含水油田的特点,提出了一系列针对高含水油田提高采收率的技术措施,用以改善油田开发效果,提高油田采收率。通过分析国内外老油田勘探开发面临的一系列新形势和新挑战,总结了国内外老油田勘探开发目前的理论技术创新、工程技术突破等进展,提出了老油田勘探开发技术的未来发展方向,对石油行业的可持续发展有一定的启示意义。
吕晓光,李伟[2]（2021）在《极限含水阶段提高水驱开发油田采收率可行性和有效技术》文中研究说明常规砂岩油田注水开发含水达到98%已达到其经济极限,此时采收率多在35%～50%之间。基于工业界大量室内研究、现场试验和全球类比油田案例,老油田极限含水开发阶段进一步提高水驱驱替效率具理论基础和实际可行性。概述了在水动力学采油等油藏管理方法进一步扩大波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水,低矿化度水驱等经济可行的提高驱替效率思路和方法。矿场实践和室内研究结果表明长期注水开发砂岩油藏润湿性由油湿向水湿转化,残余油饱和度降低;长期、超注入孔隙体积倍数注水可大幅度提高驱替效率;成熟开发油田类比实例表明,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或溶解气驱油藏通过注水开发最终采收率可到达70%。根据油藏具体特征,应用自流注水、同井注采、低矿化度注水等已为矿场应用证实为经济可行且有效的提高驱替效率技术。注水开发是最成熟的老油田提高采收率技术。极限含水开发阶段老油田大量的开发井和配套的设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高到50%～70%。
李科[3]（2021）在《环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究》文中研究表明环江油田L区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷区,主要产油层为三叠系延长组长8油层,属于典型的低渗透油藏,主要开发方式为注水开发。该油藏于2010年投入开发至今,油藏已进入开发中期,产量递减较快,稳产形势严峻。因此需要明确油藏剩余油的分布特征,从而对开发技术方案进行调整,这对油田剩余油的后续开发具有重要意义。本论文主要根据研究区地质资料、岩心资料、生产动态资料等,结合地层特征对地层进行了划分,将长8油层组分为5个小层,并对各小层进行了构造分析,发现储层构造对油藏的控制作用较小。对油藏储层特征和沉积特征进行研究分析,发现储层的非均质性较强,裂缝的发育程度较高,沉积类型为三角洲前缘亚相,长812层为主力层,砂体厚度较大;通过对油藏压力系统、水驱状况、含水变化规律等的分析研究,总结出目前油藏面临含水上升快、驱替系统难建立以及低产低效井多等开发矛盾。通过建立研究区长8油藏精细地质模型和数值模拟模型,对研究区剩余油分布特征进行精细刻画及描述,总结了剩余油分布概况、分布规律以及控制因素。最后根据剩余油分布特征结合研究区主要开发矛盾,运用油藏工程方法,结合数值模拟分析法对该区进行开发调整技术的研究,主要包括开发技术政策的优化、单井治理措施（包括动态监测、油水井补孔和补钻注水井等）以及井网的优化调整,进一步为L区长8油藏的后续开发工作提供了有效依据。
袁远达[4]（2021）在《聚合物驱油中分子黏弹效应数值模拟研究》文中提出聚合物驱油已成为老油田必要的提高采收率方法之一,但是其聚合物在地下驱油的流动机理难以明确。水驱采收率普遍不高,仍有大量剩余油留存地层,因此对在水驱后的聚驱的机理研究对聚驱提高原油采收率具有重要意义。但前人对聚合物驱技术的微、宏观实验研究,而且大多处于宏观实验阶段,虽取得了一定成果,但多数基于一定的假设和理想情况,难以定量且深入的分析。微观驱油理论缺乏,因此,基于分子模拟技术将聚合物材料及聚驱过程可视化,从分子层面去探析聚合物溶液的性质及聚驱过程机理。区别于传统实验,采用分子模拟技术从微观角度上在计算机上进行建模仿真─计算机实验,作为探索机理的新研究方法,具有较高灵活度,可满足复杂地层的极端条件,抵消实验和理论上的过度简化,以接近实际储层情况进行研究。分子模拟在研究储层岩石和流体性质、及其相互作用以及在原子水平上的相关现象方面有强大的能力。在分子动力学模拟中,通过对系统中所有原子运动的牛顿方程进行数值求解,从原子位置和速度的时间演化分析中可提取出所研究的性质。将其应用于在油田聚合物驱油研究中,对聚合物驱油剂分子构型和聚合物驱油机理两方面分别进行了探究。其一,对两种聚合物驱油剂（NPAM、HPAM）进行设计与分析,对聚合物溶液进行分子建模,探究其流变性、黏弹性机制;且模拟其在油藏条件下,分析聚合物驱油剂的微观机理。其二,对聚合物驱进行建模,模拟驱替过程,以可视化手段洞察微观机理。对聚合物溶液的微观研究,得到HPAM的黏弹性能优于NPAM,且前者在地层的吸附作用弱于后者。并通过水驱模型与聚驱模型的过程模拟,得到聚驱的洗油效率高于水驱。且通过分析,聚合物溶液的黏弹性是聚合物将原油驱出的主要机理。计算机分子模拟从微观尺度上揭示聚合物驱油的渗流机理,丰富聚合物驱油流动理论体系。所取得成果将提供有用的指导方针,这在很大程度上有助于更好地设计和优化生产计划的运行,提高聚驱采收率。
李政武[5]（2021）在《镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整》文中认为镇300区块于2010年开始建产,同年全面投入开发,开发前景巨大,储量丰富,当前主要开发层位延10、长3,属构造-岩性油藏,砂体为北东南西向展布。目前该区块存在以下开发矛盾:油藏注水敏感,平面多向见水;层间非均质强,剖面水驱不均;局部欠注,地层能量不足;低产井占比高等。为进一步缓解开发矛盾、提升油藏认识和开发水平,解决油田开发中存在的关键技术问题,论文对镇300区开展地质研究、动态分析和数值模拟等研究。通过单砂体展布规律、非均质性等储层精细研究、开发效果评价及单砂体见水见效规律研究,进行低产低效井影响因素分析,提出治理方案,制定了合理的开发技术政策以及剩余油动用措施进行优化开发方案,在对策措施实施与开发技术政策执行后,日产油水平及累计产油依次提高,含水上升较慢,通过数值模拟预测,评价期末（15年）预计增油12.0万吨,提高采出程度2.1%。论文结论对指导镇300区延10、长3油藏高效开发,为提高最终采收率夯实了基础。
王九龙[6]（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》文中研究表明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。
王瑞[7]（2021）在《特高含水期多层合采油藏油井液量调配优化方法》文中提出水驱油藏进入特高含水期,井网相对固定,受储层非均质性的影响,油井含水差异大,油井液量调配是改善油井开发效果差异的经济有效的主要措施。为建立油井液量调配的优化方法,以多层合采油藏中一注多采井组为例,考虑特高含水期储层物性参数和剩余油分布的非均质特征,将一注多采井组等效为多个一注一采井组;综合考虑渗透率和原油黏度的时变特征以及注水启动压力,建立了一注一采多层合采剖面模型开发指标的计算方法,以油井液量调配后各油井含水率趋于一致为目标,采用迭代法计算得到油井调配所需液量。经过数值模拟验证表明,采用建立的油井液量调配优化方法得到的液量进行生产,在给定的调配时间内油井能够达到相近的含水率,有效改善了水驱开发效果。
苑志旺,杨莉,杨宝泉,张迎春,陈筱[8]（2021）在《深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践》文中进行了进一步梳理以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以"控制压力"为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以"提高波及"为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高"纵向"波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高"平面"波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的"低成本"分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。
李晓军,杨维,黄爱先,卢惠东[9]（2021）在《辛11水驱断块层间轮转注采水动力学挖潜措施研究》文中提出为了研究辛11断块区层间轮转深度挖潜的措施效果,针对该区块含水率高、产量递减速度快的问题,选取辛11-46断块为研究对象,建立了该区块的地质模型,经过生产历史拟合,明确了该区块剩余油主要集中在油层顶部及靠近断层一线处,非主流线上剩余油饱和度较高。结合油藏工程方法,模拟优化了轮转方式、注采轮转周期、采液量及能量恢复时间的水动力学参数,预测15年后的开发效果。研究结果表明:采用注采不见面的轮转方式,使层内水驱压力发生波动,流线分布变化,含水率从99.8%降低至99.3%,采出程度从32.1%提高到32.8%,累增产油1.4×104 t。为该类水动力学技术深度挖潜剩余油提供了借鉴。
刘斌[10]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中研究说明我国很多油田随着数十年的高速开采,特别是东部油田,浅中层油藏或被探明,或者正在开发,其中诸多区块已经处于特高含水期,储量的认识和挖潜难度越来越大。面对国家经济发展的急迫需要,必须立足当前的客观实际,不断提高认识,掌握油气水储量状况,采取科学的技术和管理手段,为储量增值保值奠定坚实的基础。因此,针对特高含水期开发过程中的储量价值评价研究也显得迫切和极为重要。基于上述目的,本文开展特高含水期的储量价值评价,选择开发四十年并且综合含水大于90%的ZY油田作为研究对象。我们对油气储量价值评价的相关理论进行梳理,掌握国内外文献研究成果,结合石油行业油气储量价值评价目前所面临的客观环境,认真分析了ZY油田特高含水期储量价值评价所存在的问题,发现ZY油田特高含水期储量价值评价需要进一步优化研究。在充分考虑到储量价值评价影响因素的基础上,将地质可靠性与经济可行性评价有机地结合起来,从勘探维度、技术维度、经济维度、定性维度的四个维度出发,筛选并确定了评价研究的一级指标、二级指标,确立了ZY油田特高含水期储量价值评价优化指标,并运用层次分析法为各层级关键指标进行权重设计,形成ZY油田特高含水期储量价值评价标准。通过针对ZY油田特高含水期储量价值评价优化的设计与实施过程中可能出现的问题,提出具有针对性的建议,较好地解决了ZY油田特高含水期储量价值评价。确保综合评价结论能为ZY油田的管理体系提供有效的参考和提升,以促使特高含水期的油田企业实现可持续高质量发展。
二、高含水期油田改善注水效果的水动力学方法简介（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、高含水期油田改善注水效果的水动力学方法简介（论文提纲范文）
（1）高含水老油田提高采收率新技术（论文提纲范文）
| 一、前言 |
| 二、国内外高含水油田现状 |
| 三、中国高含水油田在开采过程中面临的问题 |
| 3.1、高含水油田地质环境复杂 |
| 3.2、高含水油田残留率高，水层厚，水源复杂 |
| 3.3技术局限性 |
| 四、高含水时期老油田提高采收率的有效方法 |
| 4.1利用水动力学改变液体流动方向，调整老油田的液体生产结构 |
| 4.2根据流动单元和砂体特征调整注采量，优化钻井方法 |
| 4.3全面检查老井以提高开采效率 |
| 4.4分阶段制定油田开采方案，合理运用相应开采技术 |
| 4.5重视高含水时期钻井技术的合理应用 |
| 4.6重视油田井网的及时调整和优化 |
| 五、EOR技术的发展趋势 |
| 六、结束语 |
（2）极限含水阶段提高水驱开发油田采收率可行性和有效技术（论文提纲范文）
| 一、前言 |
| 二、极限含水阶段进一步提高水驱开发油藏采收率的可行性 |
| 2.1长期注水开发储层岩石孔隙结构和润湿性的变化 |
| 2.2室内实验证实高倍数孔隙体积注水可提高驱油效率和采收率 |
| 2.3取芯资料表明注水可取得70%%～90%的水驱油效率 |
| 2.4现场试验表明在高含水和极限含水阶段高注入倍数注水可进一步提高采收率 |
| 2.5油田开发实例表明强水驱天然能量开发或注水开发油田采收率可达到50%～70% |
| 三、特高含水、极限含水期进一步提高水驱采收率的有效方法 |
| 3.1扩大波及体积 |
| 3.2有效提高驱替效率技术 |
| 3.2.1自流水注水技术 |
| 3.2.2低矿化度水驱技术 |
| 3.2.3同井注采工艺技术 |
| 四、结论 |
（3）环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 剩余油分布规律研究 |
| 1.2.2 数值模拟方法 |
| 1.2.3 开发调整技术研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究思路及方法 |
| 第二章 油藏地质概况 |
| 2.1 地层特征及划分 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 相渗及水驱油特征 |
| 2.3.4 非均质性 |
| 2.3.5 油藏裂缝分布 |
| 2.4 沉积微相及砂体特征 |
| 2.4.1 沉积相标志 |
| 2.4.2 沉积微相类型 |
| 2.4.3 沉积微相及砂体展布特征 |
| 第三章 油藏开发特征研究 |
| 3.1 油藏开发现状 |
| 3.2 开发效果评价 |
| 3.2.1 压力系统分析 |
| 3.2.2 水驱状况评价 |
| 3.2.3 含水变化规律 |
| 3.2.4 产量递减规律 |
| 3.2.5 见效见水特征 |
| 3.2.6 低产低效分析 |
| 3.3 油藏开发矛盾分析 |
| 第四章 油藏地质建模及数值模拟研究 |
| 4.1 油藏地质建模 |
| 4.1.1 建模思路及流程 |
| 4.1.2 数据准备 |
| 4.1.3 模型建立 |
| 4.1.4 地质储量拟合 |
| 4.1.5 模型粗化 |
| 4.2 油藏数值模拟 |
| 4.2.1 模拟模型与模拟软件 |
| 4.2.2 数值模拟模型的建立 |
| 4.2.3 生产动态历史拟合 |
| 第五章 剩余油分布特征 |
| 5.1 剩余油分布概况 |
| 5.2 剩余油分布规律 |
| 5.2.1 平面剩余油分布 |
| 5.2.2 层内剩余油分布 |
| 5.3 剩余油分布控制因素 |
| 5.3.1 平面剩余油分布控制因素 |
| 5.3.2 纵向剩余油分布控制因素 |
| 第六章 开发调整技术研究 |
| 6.1 合理开发技术政策优化 |
| 6.1.1 合理注采比 |
| 6.1.2 合理采油速度 |
| 6.1.3 合理井底流压 |
| 6.1.4 合理地层压力保持水平 |
| 6.1.5 开发技术政策优化 |
| 6.2 单井治理措施 |
| 6.2.1 动态监测 |
| 6.2.2 油水井措施 |
| 6.2.3 补孔措施 |
| 6.2.4 部署注水井 |
| 6.3 井网优化 |
| 6.3.1 适应性分析 |
| 6.3.2 试验区优选 |
| 6.3.3 方案论证 |
| 6.4 方案调整效果预测 |
| 结论与认识 |
| 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）聚合物驱油中分子黏弹效应数值模拟研究（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 驱油剂微观分子构型 |
| 1.2.2 聚合物驱微观渗流 |
| 1.3 研究目标及研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第二章 分子模拟及聚合物驱油基本理论 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 分子动力学应用概述 |
| 2.3 分子动力学模拟方法 |
| 2.3.1 原子间的相互作用及作用力 |
| 2.3.2 周期性边界条件 |
| 2.3.3 数值积分算法 |
| 2.3.4 统计系综 |
| 2.3.5 模型建立方法及Materials Studio软件简介 |
| 2.3.6 性质计算 |
| 2.3.7 运行MD模拟 |
| 2.4 聚合物驱油的模拟研究 |
| 2.4.1 聚合物驱油剂模拟现状 |
| 2.4.2 聚合物驱油剂与油藏环境条件相互作用模拟现状 |
| 2.4.3 聚合物驱油过程机理模拟现状 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 聚丙烯酰胺驱油剂的基本结构及分子机理 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 聚丙烯酰胺的结构及性能 |
| 3.3 聚丙烯酰胺的应用及研究方法 |
| 3.4 模型建立与方法 |
| 3.4.1 模型构建 |
| 3.4.2 模拟细节 |
| 3.5 非离子型聚丙烯酰胺(NPAM)分子结构及其特性的微观模拟 |
| 3.5.1 NPAM黏弹效应的微观机理 |
| 3.5.2 NPAM在油藏条件下的微观作用机理 |
| 3.6 部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)分子结构及其特性的微观模拟 |
| 3.6.1 HPAM的微观黏弹效应机理 |
| 3.6.2 HPAM在油藏条件下的微观作用机理 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 聚丙烯酰胺驱油剂的微观驱油规律 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 聚合物驱油机理研究方法 |
| 4.3 模型建立与方法 |
| 4.3.1 模型构建 |
| 4.3.2 模拟细节 |
| 4.4 聚丙烯酰胺驱油的分子机理 |
| 4.4.1 聚合物驱 |
| 4.4.2 拉动效应 |
| 4.4.3 黏弹效应 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论及展望 |
| 5.1 结论 |
| 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 |
（5）镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整（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 国内外现状 |
| 1.2.1 动态评价 |
| 1.2.2 数值模拟 |
| 1.3 论文主要研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域地质特征 |
| 2.1.1 区域构造背景 |
| 2.1.2 区域沉积背景 |
| 2.1.3 区域地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 填隙物及粘土矿物特征 |
| 2.3.3 孔隙类型 |
| 2.3.4 孔吼结构特征 |
| 2.3.5 储层孔渗特征 |
| 2.3.6 储层非均质性 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 流体性质 |
| 2.4.2 地层水性质 |
| 2.4.3 储层渗流特征 |
| 2.4.4 油藏类型 |
| 第三章 油藏开发动态分析 |
| 3.1 开发特征 |
| 3.2 产能特征 |
| 3.3 油藏含水变化规律 |
| 3.4 注水及水驱特征 |
| 3.4.1 注水井吸水能力 |
| 3.4.2 水驱储量控制及动用程度 |
| 3.4.3 水驱曲线特征 |
| 3.4.4 注入水利用状况 |
| 3.5 油藏压力特征 |
| 3.6 油井见效特征 |
| 3.6.1 见效类型及分布特征 |
| 3.6.2 见效比例及见效方向 |
| 3.6.3 见效周期 |
| 3.7 油井见水特征 |
| 3.7.1 见水类型 |
| 3.7.2 含水上升类型 |
| 3.8 低产低效井分析 |
| 第四章 数值模拟及剩余油分布 |
| 4.1 油藏模拟模型 |
| 4.2 研究区油藏开发生产历史拟合 |
| 4.2.1 模型初始化与拟合调参原则 |
| 4.2.2 生产动态指标拟合 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.3.1 剩余油分布特征 |
| 4.3.2 平面剩余油分布规律 |
| 4.3.3 纵向剩余油分布规律 |
| 4.3.4 控制剩余油分布的因素 |
| 第五章 合理政策优化与措施调整 |
| 5.1 合理注水开发技术政策优化 |
| 5.1.1 合理采油速度优化 |
| 5.1.2 合理井底流压 |
| 5.1.3 合理注采比 |
| 5.1.4 合理注水量 |
| 5.2 油藏综合调整方案 |
| 5.2.1 加强平面治理,实现精细注采 |
| 5.2.2 强化剖面治理,实现降水增油 |
| 5.2.3 精细挖潜,提高采出程度 |
| 5.2.4 综合治理效果预测 |
| 5.2.5 分层开发指标预测 |
| 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 |
（6）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 |
（7）特高含水期多层合采油藏油井液量调配优化方法（论文提纲范文）
| 1 多层合采井组开发指标计算方法 |
| 1.1 一注一采单层渗流数学模型 |
| (1)油水两相连续性方程为 |
| (2)油水运动方程为 |
| (3)辅助方程为 |
| (4)初始条件为 |
| 1.2 储层参数时变和注水启动压力的引入 |
| 1.2.1 渗透率和原油黏度时变的引入 |
| 1.2.2 注水启动压力的引入 |
| 1.3 各层产液量和注水量计算 |
| 1.4 模型求解方法 |
| 2 多层合采井组油井液量调配优化 |
| 3 模型计算结果验证 |
| 4 结论 |
（8）深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践（论文提纲范文）
| 引言 |
| 1 研究区概况 |
| 2 深海浊积储层特征及连通类型 |
| 2.1 深海浊积储层特征 |
| (1)浊积水道储层特征 |
| (2)浊积朵叶储层特征 |
| 2.2 注采井组间砂体连通方式 |
| (1)同层连通型 |
| (2)跨层连通型 |
| (3)复合连通型 |
| 3 无水期注水策略(基于注采连通方式的注水强度优化方法) |
| 3.1 同层连通型井组超压注水方法 |
| 3.2 跨层连通型井组欠压注水方法 |
| 3.3 复合连通型井组保压注水方法 |
| 4 中低含水期注水策略(基于储层沉积类型的注水强度优化方法) |
| 4.1 水道储层油井见水后的周期注水方法 |
| 4.2 朵叶储层油井见水后改变驱替方向的注水方法 |
| 5 高含水期开采策略(深海油田“低成本”分段控堵水方法) |
| 5.1 基于智能完井的分段控水方法 |
| 5.2 基于时移地震的分段机械堵水方法 |
| 6 结论 |
（9）辛11水驱断块层间轮转注采水动力学挖潜措施研究（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 辛11断块区地质开发概况 |
| 1.1 地质特点 |
| 1.2 开发概况 |
| 1.3 开发中的主要问题 |
| 1.3.1 储量动用不均衡 |
| 1.3.2 注水舌进严重 |
| 2 剩余油分布类型研究 |
| 2.1 模型建立及历史拟合 |
| 2.1.1 辛11-46块地质模型 |
| 2.1.2 开发动态历史拟合 |
| 1)储量拟合 |
| 2)生产拟合 |
| 2.2 剩余油分布类型 |
| 2.2.1 油层顶部剩余油富集 |
| 2.2.2 靠近断层一线处剩余油富集 |
| 2.2.3 非水驱主流线上剩余油富集 |
| 3 层间轮转注采技术政策界限优化及机理分析 |
| 3.1 轮采轮注技术政策界限优化 |
| 3.1.1 轮转方式优化 |
| 3.1.2 注采轮转周期 |
| 3.1.3 采液量 |
| 3.1.4 能量恢复时间 |
| 3.2 层间轮转注采结果分析 |
| 3.2.1 压力分布变化 |
| 3.2.2 水驱流线变化 |
| 4 矿场效果预测 |
| 5 结论 |
（10）ZY油田特高含水期储量价值评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.1.4 储量价值评价研究的必要性 |
| 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 研究内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究方法 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 石油储量价值评价的相关理论基础 |
| 2.1 石油储量分类与分级 |
| 2.1.1 石油储量概念 |
| 2.1.2 石油储量分类及分类结构图 |
| 2.2 储量价值评价内涵 |
| 2.3 储量价值评价影响因素 |
| 2.3.1 地质因素 |
| 2.3.2 开发因素 |
| 2.3.3 经济因素 |
| 2.4 储量价值评价相关方法 |
| 2.4.1 国外储量价值评价方法 |
| 2.4.2 国内储量价值评价方法 |
| 2.4.3 储量价值评价方法的选择 |
| 第三章 ZY油田特高含水期储量价值评价现状及存在问题 |
| 3.1 ZY油田简介 |
| 3.1.1 ZY油田石油地质概况 |
| 3.1.2 ZY油田地层岩性特征 |
| 3.1.3 ZY油田开发概况 |
| 3.2 ZY油田特高含水期储量价值评价现状分析 |
| 3.2.1 评价依据和指标确定 |
| 3.2.2 评价指标体系 |
| 3.2.3 评价结果 |
| 3.3 ZY油田特高含水期储量价值评价中存在问题及分析 |
| 3.4 ZY油田特高含水期储量价值评价优化的必要性 |
| 第四章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案设计 |
| 4.1 评价优化设计的目标与原则 |
| 4.1.1 设计目标 |
| 4.1.2 设计原则 |
| 4.2 评价优化设计的基本思路 |
| 4.3 储量价值评价指标的确定 |
| 4.3.1 勘探价值维度 |
| 4.3.2 技术价值维度 |
| 4.3.3 经营价值维度 |
| 4.3.4 定性价值维度 |
| 4.3.5 储量价值评价指标的最终确定 |
| 4.4 储量价值综合评价指标权重的确定 |
| 4.4.1 层次分析法简介 |
| 4.4.2 评价指标的权重计算 |
| 4.4.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.4.4 储量价值综合评价指数计算 |
| 4.5 ZY油田特高含水期储量价值评价过程与结果分析 |
| 4.5.1 评价油藏的选取 |
| 4.5.2 评价指标的权重确定 |
| 4.5.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.5.4 储量价值综合评价结果及分析 |
| 第五章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案实施的保障措施 |
| 5.1 综合技术集成应用确保精细认识 |
| 5.2 采取调整与挖潜措施落实分类治理 |
| 5.3 强化经营管理实现成本有效管控 |
| 5.4 创新管理方法提升价值创造能力 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 论文不足及展望 |
| 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 |
四、高含水期油田改善注水效果的水动力学方法简介（论文参考文献）
- [1]高含水老油田提高采收率新技术[A]. 张威. 2021油气田勘探与开发国际会议论文集(上册), 2021
- [2]极限含水阶段提高水驱开发油田采收率可行性和有效技术[A]. 吕晓光,李伟. 2021油气田勘探与开发国际会议论文集(上册), 2021
- [3]环江油田L区长8油藏剩余油表征及开发调整技术研究[D]. 李科. 西安石油大学, 2021(09)
- [4]聚合物驱油中分子黏弹效应数值模拟研究[D]. 袁远达. 西安石油大学, 2021(10)
- [5]镇北油田镇300区动态分析及综合措施调整[D]. 李政武. 西安石油大学, 2021(10)
- [6]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
- [7]特高含水期多层合采油藏油井液量调配优化方法[J]. 王瑞. 科学技术与工程, 2021(10)
- [8]深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践[J]. 苑志旺,杨莉,杨宝泉,张迎春,陈筱. 西南石油大学学报(自然科学版), 2021(02)
- [9]辛11水驱断块层间轮转注采水动力学挖潜措施研究[J]. 李晓军,杨维,黄爱先,卢惠东. 非常规油气, 2021(02)
- [10]ZY油田特高含水期储量价值评价研究[D]. 刘斌. 西安石油大学, 2020(05)