一、高含水油藏开发效果评价（论文文献综述）
杜殿发,张耀祖,张莉娜,徐梦冉,任利川,刘鹏[1]（2021）在《高含水油藏水驱适应性评价方法研究》文中认为注水开发是高含水油藏二次开发的一种重要手段,对于水驱适应性评价又是决定水驱生产成功与否的关键性因素,现阶段的研究虽然有关于适应性评价的研究,但所考虑的指标不完全,缺少完善的水驱适应性评价方法。综合分析各类影响因素对高含水油藏的剩余油分布影响建立筛选指标,同时根据层次分析标度表构建指标权重表,筛选出包含剩余可采储量、含水率在内的多个评价指标,采用模糊综合评判法评价可采,并最终形成一套高含水油藏水驱适应性评价方法,达到快速定量的分析目标油藏的水驱开发的可实施性以及预测未来采收率。应用实例表明,与传统的适应性评价方法比,该方法简单快捷,结果较为准确,具有较好的现场应用价值。
史雪冬[2]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中研究表明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。
钱坤[3]（2020）在《低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究》文中进行了进一步梳理低渗透油藏在油气田开发中占有越来越重要的地位,但由于其孔喉狭小,采用常规水驱开发时存在渗流阻力大、注水开发见效慢等问题。而CO2流动性强,在原油中有良好的溶解度,与原油之间界面张力小,更易进入低渗储层。CO2注入过程中油气界面变化和传质过程复杂,因此有必要深入认识低渗油藏CO2-原油之间的相互作用、微观驱油特征及其影响因素。首先,本文将CO2-原油体系高温高压溶胀实验、界面张力实验以及岩心驱替实验相结合,认识了静态和动态条件下CO2与原油之间的相互作用,更加准确地从相态特征角度阐明了CO2驱油机理;同时,考虑了高含水对CO2-原油之间相互作用的影响,建立了表征CO2在水膜中一维传质过程的数学模型,并结合物理模拟实验分析了高含水油藏CO2驱油机理。在此基础上,选择长8油藏不同孔隙结构类型岩心样品,利用核磁共振技术分析不同孔隙结构岩心连续CO2驱、水驱后CO2驱和水气交替驱后微观剩余油分布,明确了不同孔隙结构岩心孔隙动用下限和不同开发方式优势孔隙动用范围。研究结果表明,储层微观非均质性越强、小孔隙比例越高,不同注入方式孔隙动用下限越高;CO2驱孔隙动用下限最低,可动用不同孔径范围内原油,剩余油分布相对比较均匀,水驱后CO2驱可动用水驱难以动用的微、小孔隙（孔径小于0.5μm）中的原油,水气交替驱能够在孔径大于0.2μm的孔隙中取得更好的驱油效果。其次,建立了基于核磁共振技术的低渗砂岩储层润湿评价体系,分析了不同润湿性岩心驱替后微观剩余油分布,探讨了润湿性对低渗油藏CO2驱油的影响。研究表明,原油在孔隙中分布的连续性是影响CO2驱油效果的重要因素,原油分布的连续性越好,越有利于CO2的溶解和驱替。所以,油湿储层中各CO2注入方式均能取得较好的驱油效果,驱油效率均超过了70%;偏水湿储层中,水驱后注CO2驱油效果较好,且更易注入;混合润湿储层中,水气交替驱能获得更好的驱油效果。最后,利用双管并联岩心以及人造裂缝岩心研究了低渗非均质油藏和低渗裂缝性油藏不同开发方式驱油特征,分析了渗透率级差和裂缝长度对水驱后CO2驱、连续CO2驱、CO2吞吐和水气交替注入驱油效果的影响,优化了低渗非均质油藏注CO2提高采收率方法。
王春禹[4]（2019）在《杏六区块特高含水后期驱油效率实验研究》文中研究指明大庆油田经过长时间开发已处于特高含水后期阶段,综合含水率已达到95%以上,随着地下可动用储量的日益减少,有必要针对特高含水后期提高驱油效率机理及措施进行研究。本文以大庆油田杏六区块为研究对象,对特高含水后期储层孔隙结构特征进行研究;通过常规驱油实验,建立孔隙结构与驱油效率的关系,评价该储层在特高含水后期阶段的开发潜力;采用不同驱油实验方法评价在不同方式和驱替条件下驱油效率的变化,明确特高含水后期提高驱油效率的机理及措施,为油田特高含水后期阶段提高采收率提供参考依据。研究结果如下表明:（1）在压汞实验中,随岩心渗透率的增加,排驱压力降低,孔隙连通性变好,较大半径孔喉所占比例增加,并且孔隙半径增加;歪度趋于集中且增大,孔喉分布对称性变好并向粗歪度方向偏移;结构系数趋于集中且变小,流体在孔隙中渗流的迂回程度变弱。（2）在特高含水后期孔隙结构与驱油效率关系评价中,随着岩心平均渗透率的增大,常规储层和薄差储层的束缚水饱和度均随渗透率的升高而降低,含水率到达95%以上时驱油效率和最终驱油效率均升高,孔隙结构与驱油效率具有较强正相关性,则该储层在特高含水后期阶段仍具有较大开发潜力,为下一步研究提高驱油效率措施提供理论支持。（3）在高倍、高速水驱实验中,通过加大PV数,驱油效率变化效果不明显,但随着注入速度的提升,驱油效率升高,提高幅度在1.46%2.45%之间;在周期注水实验中,驱油效率在各个周期均有一定程度的提高,周期注水初期,驱油效率提高趋势较快,但随着周期数的增多,驱油效率的增长趋势也随之变缓,驱油效率提高幅度在1.72%2.35%之间;在换液流方向实验中,在岩心正向驱替后,对其进行换向驱替,岩心驱油效率得以提高,变化幅度在1.17%2.64%之间,但变化趋势较为缓慢。
郭乔乔[5]（2019）在《GD高含水油藏剩余油主控因素及挖潜对策研究》文中研究表明随着多年的注水开发,我国大多数油田进入了高含水或特高含水开发阶段,剩余油分布呈现“整体分散、局部富集”的特征。针对我国目前油田开发现状,分析剩余油影响因素,明确高含水油田剩余油主控因素并提出科学合理的挖潜对策,以实现“调整流线”、“控水稳油”、“挖潜富集区”、“提高采收率”的目的,这对延长高含水油藏开发寿命、提高原油采收率、获取矿场经济效益具有极其重要的现实指导意义。针对胜利油田GD高含水油藏“注采流线固定、驱替不均匀、产液结构不合理”的问题,基于实际地质和开发概况,着重考虑目标工区内夹层与韵律性的发育,运用油藏工程及数值模拟方法,结合动、静态资料,建立符合目标区实际的地质与数值模型,综合利用岩心测试、地震解释、测井解释、生产动态和数值模拟等结果,分析地质因素（沉积微相、横向连通性、层间渗透率级差、物性夹层、砂体叠置关系）和开发因素（开发井网、过水倍数、注采对应关系）等各单因素对目标油藏的控制作用,综合多因素分析得到剩余油的主控因素;基于GD高含水油藏主控因素、剩余油富集区分布及开发问题现状,针对性的提出挖潜措施,并进行挖潜方案的开发预测与效果验证。研究结果表明,GD高含水油藏剩余油的主控因素是开发井网、物性夹层和层间渗透率级差,剩余油富集区主要集中在油井间、物性夹层遮挡和正韵律厚油层顶部富集处,为此分别提出井网调整、开发技术政策优化和老井侧钻水平井挖潜对策。通过设计六种不同的井网调整方案,最终优选在实际井网基础上进行抽稀两套、交替脉冲作为最佳井网调整方案;通过技术政策优化进一步得到最佳射孔方式、最佳脉冲周期、最佳采液速度和最佳注采比分别为油水井均避射底部2/3、1年、提液200%和0.96;通过老井侧钻水平井的优选与优化,确定了最佳侧钻井位,并给出了最佳侧钻水平段垂向位置、水平段方向、水平段长度和最佳水平井配产量。经过挖潜方案的生产预测,结果显示开发效果显着,调整前后流线分布的变化也验证了挖潜方案的合理性,这对于同类型的高含水油藏剩余油的挖潜研究具有指导意义。
张俊珂[6]（2019）在《M油藏注伴生气参数优化研究》文中研究指明随着油藏的勘探开发,国内大多数油田经过注水开发后均已进入高含水中后期,水驱最终采收率只能达到30～40%,将近2/3的地质储量存于地下。注气开发高含水油藏能有效提高油藏采收率,达到较好的增油降水的目的。本文结合M油藏实际的生产情况,用数值模拟方法建立注伴生气模型对注气参数进行优化。通过研究,得到如下结论:（1）对M油藏进行气驱动态特征的研究,结果表明:注气井组连通性较好,注气能有效提高受效井的产油量。通过对典型气驱突破井的分析发现,注入气的推进突破与混相体积、井距、连通性、物性等多种因素有关。（2）根据高压PVT实验分析得到的井流物组成,经过重馏分特征化及拟组分划分,最后得到6个拟组分的组成。进行了单次脱气实验拟合、恒组成膨胀实验拟合、注伴生气膨胀实验拟合,总体上拟合效果较好,能满足后续工程计算要求。细管驱替实验拟合表明:注伴生气最小混相压力可达为33.2MPa。压力越高,驱替效果越好;注入气重烃含量越高,驱替效果越好。长岩心驱替实验拟合表明:在不同的注气速度下,连续注气均能获得较高的采出程度。（3）建立注伴生气模型,并进行历史拟合,针对该模型预测继续注水开发33.5年,增产油103.67×104t,采出程度仅增加了 4.19%,无法有效动用地层中的剩余油。按照原方案继续注气,增产油281.07×104t,采出程度增加11.35%,注气能有效提高油藏采收率。（4）对所建立模型进行注气井型、注气强度、压力、注气组成、气窜气油比、注气年限等参数的优化研究,优选一套合理的开发方案。以此设计的开发方案,生产33.5年后增产油296.19×104t,采出程度增加11.97%。通过此次数值模拟研究可以得到,注气能够有效地提高M油藏的采收率,对同类油藏的开发具有重要意义。
闵路[7]（2018）在《江苏油田典型高含水砂岩油藏优势流场地质主控因素研究》文中指出江苏油田经过近40年的注水开发,目前已进入高含水阶段,注水效率逐年下降,因而有必要对油田注水作出调整,以提高注水效率。本论文针对江苏油田典型高含水砂岩油藏开展了油藏优势流场地质主控因素研究,通过对江苏油田高含水油藏的梳理,进行了油藏分类,在此基础上,针对不同油藏类型开展了流场主控因素研究。主要借助数模、物模等技术,从构造因素、储层因素和流体因素三个方面进行了深入研究,定量表征了初始流场,分析了优势流场及影响优势流场的主要地质因素。取得的主要认识如下:（1）经过对江苏油田高含水油藏的梳理,将高含水油藏分为四类,分别为:相对整装油藏、窄条状油藏、岩性油藏和极复杂断块油藏。（2）深入分析了构造因素中的构造样式、地层倾角、小断层等对油藏流场的影响。利用物模和数模分析发现,不同类型构造模式会形成不同的剩余油富集带,具有一定长度的小断层对流场的流动性具有明显的阻碍作用,地层倾角大小对采收率影响不大。（3）储层非均质性是研究油藏优势流场的重要控制因素,利用数模、物模等分析认为渗透率级差大于5时,剩余油出现明显的富集现象,而研究区部分油藏的渗透率级差甚至可以达到几百。（4）深入分析了原油性质、地层水性质以及含油饱和度对流场的影响。随着注水开发的不断深入,地层温度、油层压力均发生变化,原油粘度升高,水线指进严重,导致开发效果变差。（5）建立了初始流场的综合评价体系。结合研究区地质特征,优选储层非均质性、渗透率等因素作为初始流场的评价指标,利用模糊评判法建立了初始流场的综合评价体系。结果表明,初始流场越低,剩余油越富集。（6）研究认为适合江苏油田典型高含水油藏优势流场的识别方法主要有动态关联法与模糊综合评判法。分析认为储层非均质性是油藏优势流场的最主要影响因素;构造因素中的小断层以及流体因素中的原油粘度是优势流场形成的重要因素。此外,优势流场还具有“马太效应”。
赵磊[8]（2018）在《文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究》文中研究说明中原油田目前已经进入了高含水开发阶段,其中中渗复杂断块油藏含水为94%。由于对储层平面非均质性、水驱波规律认识不清,液流方向技术不成熟,造成了挖潜开发效果变差。为了提高水驱开发效果,需要对液流方向优化进行研究,进一步提高水驱采收率。本论文以中原油田具有代表性的高含水油藏文25东为研究对象,将数值模拟和最优理论相结合,实现油藏动态优化,量化油藏配产配注,实现地下流线合理分布,提高水驱开发水平。文25东块是中渗油藏典型代表,区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,处于文东大断层的下降盘,是文中开发区的地堑区,油藏类型属于反向屋脊式层状断块油藏,属三角洲沉积,典型的正韵律沉积。文25东块1979年7月投入开发,经过三十多年的高速开采及多次综合调整治理,取得了较好的开发效果。目前由于经过多年注水开发,层内矛盾进一步加剧。由于该块1990年开始实施了以提高二、三类层动用程度的调整治理,因此目前不但主力层动用较好,水淹严重,二、三类层动用程度也较高,且已不同程度水淹,水驱效果逐年变差,注入水低效循环严重,构造主块内油井大都特高含水。为了优化水驱开发效果,需要对液流方向优化进行研究,进一步提高水驱采收率。本论文针对文25东高含水油藏储层变化大、非均质严重、剩余油分布零散、水驱效率低等问题,通过建立东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型,深入剖析储层的内部建筑结构;利用大尺寸平板模型液流优化实验,明晰水驱油波及规律及优化原理;建立基于动态分配系数调整液流方向的自动优化方法,从而达到提高水驱开发效率和降本增效的目的。最终形成一套适合老油田特高含水期液流优化挖潜创效水驱技术。本次研究,利用储层构型研究方法剖析层内单期次砂体结构,明确了夹层展布及单期次砂体连通关系,首次建立了东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型。认清了层内构型控制下的剩余油富集规律。利用大尺寸平板模型液流优化实验、流线数值模拟等综合方法,获得了液流优化条件下水驱油的平面、纵向波及规律,定量评价了液流方向优化的挖潜效果,为油田开发调整提供理论依据。本次研究成果实现了两个方面的创新,一是建立了东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型;二是创新应用非均质大尺寸平板模型液流优化实验、流线数值模拟等综合评价液流方向优化效果。
杨峻懿[9]（2018）在《W-G特高含水油藏剩余油潜力及挖潜方案研究》文中研究指明我国大多数油田普遍采用注水方式开发,且目前大多数油田已经进入高含水阶段甚至是特高含水阶段。大量的研究资料表明:含水率达到90%时,仅仅能够达到采出可采储量的79%,因此推测油田进入特高含水期,剩余油储量仍然可观。由于油田地质状况复杂,再加上长期开发所进行的频繁调整,特高含水期油田普遍出现储层非均质程度复杂、平面剩余油分散、储量控制程度低、原有的注采井网完善程度以及层系划分方式不符合当前时期开发要求,因此,开展进入特高含水期油田的层系重组和井网调整工作就显得尤为重要。本文针对W-G油藏剩余油分布规律不明确、注采井网不完善、含水率较高、部分油层水淹,注采井套损严重,挖潜效果差等特点,利用目前所拥有的动、静态资料,对开发效果进行评价;运用油藏工程及数值模拟的方法,对目标区块剩余油分布状况进行了分析、研究;运用聚类分析方法、常规油藏工程方法和油藏数值模拟方法,对特高含水期油藏层系重组、注采井网优化进行研究,同时对比不同井网方案的优劣,得出较为经济的挖潜方案,具体内容如下:（1）运用存水率、水驱指数以及特高含水两相渗流规律推导出的理论采油速度与实际采油速度进行对比,综合评价开发效果。（2）完成历史拟合工作,为剩余油分布规律研究,为制定挖潜方案奠定基础。（3）运用油藏工程以及数值模拟的方法,对该油藏开采潜力进行研究。（4）利用模糊聚类分析方法,同时权衡实际油藏的生产实际,开展了层系重组研究。（5）针对剩余油富集区及重新组合后的层系,进行注采井网优化研究,并对不同井网方案进行预测及对比分析。针对W-G油藏的实际情况,制定了 ZII油层接替,中套老井和新井挖潜,下套三采,避开高含水层的层系重组方案。设计了考虑老井、新井结合的各种井网、井距组合方案,通过对比分析各方案预测的主要动态开发指标,优选出了油藏层系重组注采优化方案。
王元银[10]（2018）在《高含水油藏注采调配优化方法研究》文中提出现阶段陆上已开发油田大多已经进入高含水开发阶段,随着开发的深入进行,地下油水关系和剩余油分布更为复杂,地层非均质性更加严重。各油田储采失衡、稳产困难和经济效益低的问题使得进一步提高高含水油田原油采收率成为当前高含水油田可持续发展的当务之急。在当前油价持续低迷的形势下,通过合理的注采调配,充分发挥注入水作用,进一步提高原油采出程度是高含水油田实现稳产的必经之路。通过将井组内部的区域根据油水井相对关系进行划分,实现对油藏数值模拟场数据的定量统计和井组开发现状的定量表征。注入水变异系数、渗透率变异系数和井距变异系数的增大均会使得注采井组开发的非均匀度增加,剩余油饱和度升高,采出程度降低;随着井组间单储系数变异系数和井组内含油饱和度变异系数的减小,井组的采出程度增加。基于注采井间的动态流线变化,提出了注入水地层流向分析方法,利用注入水偏差度对注采调配的有效性进行评价。渗透率越高的区域、注采井井底流压压力梯度越高的区域和采取酸化压裂增产措施的区域,注入水的分配比例较高。同时周围井组的存在会影响注水井注入水的分配,使得附近区域注入水分配比例减少。选取地层系数、孔隙体积、剩余油饱和度、剩余地质储量和压力进行配产和配注的主控因素分析,提出了精确到单层和单方向的单井组配产配注方法,考虑多层情况下多井组之间相互影响,提出了多井组协同优化方法。单井配产时,采用地层系数和剩余储量进行综合配产,权重比为4:6,且权重随着注采调配时机的不同而不同;单井配注时,采用单井控制孔隙体积进行配注,且根据含油饱和度对配注量进行校正。采用井组间单储系数变异系数和井组内含油饱和度变异系数为目标函数,进行多井组协同优化。提出的注采调配方法在胜利油田实际区块应用,可以发挥较好的提高高含水油田水驱采收率的作用。
二、高含水油藏开发效果评价（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、高含水油藏开发效果评价（论文提纲范文）
（1）高含水油藏水驱适应性评价方法研究（论文提纲范文）
| 一、前言 |
| 二、适应性评价 |
| 2.1指标筛选原则 |
| 2.2单指标计算及评价 |
| 2.2.1剩余可采储量分析 |
| 2.2.2含水率分析 |
| 2.2.3能量利用率分析 |
| 2.2.4含水上升率分析 |
| 2.2.5存水率分析 |
| 2.2.6累计注采比分析 |
| 2.2.7产量递减率分析 |
| 2.3权重体系 |
| 2.4开发效果模糊综合评价 |
| 三、实例应用 |
| 3.1主要参数计算 |
| 3.2综合评价 |
| 结论 |
（2）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 |
（3）低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 CO_2-原油相互作用研究现状 |
| 1.2.2 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.3 储层润湿性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.4 储存非均质性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 第2章 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.1 CO_2与原油相互作用实验研究 |
| 2.1.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.1.2 CO_2在原油中溶解度计算 |
| 2.1.3 CO_2-原油体系相态特征 |
| 2.1.4 原油组分的影响 |
| 2.1.5 温度的影响 |
| 2.2 CO_2-原油界面张力实验研究 |
| 2.2.1 实验装置与方法 |
| 2.2.2 实验结果与讨论 |
| 2.2.3 CO_2 提高原油采收率机理 |
| 2.3 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.3.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.3.2 实验结果与讨论 |
| 2.4 高含水油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.4.1 CO_2在水中的扩散机理研究 |
| 2.4.2 高含水油藏CO_2驱油实验研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.1 长庆油田黄3 区块长8 油藏概况 |
| 3.1.1 油藏概况 |
| 3.1.2 储层岩石学特征 |
| 3.2 长庆油田黄3 区块长8 油藏孔隙结构分类 |
| 3.3 核磁共振T_2谱转换为孔喉半径分布曲线 |
| 3.3.1 核磁共振设备测试功能及物性参数 |
| 3.3.2 转化原理 |
| 3.3.3 T_2谱驰豫时间转化为孔径 |
| 3.4 低渗储层孔隙结构对CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.4.1 实验方案设计 |
| 3.4.2 双峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.3 双峰偏粗歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.4 双峰偏细歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.5 单峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.6 不同孔隙结构类型CO_2驱油效果对比 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.1 低渗储层混合润湿评价方法 |
| 4.1.1 储层润湿性评价经典方法 |
| 4.1.2 利用核磁共振技术定量表征低渗砂岩储层润湿性 |
| 4.2 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.2.1 实验材料、方法和步骤 |
| 4.2.2 岩心饱和煤油对比实验 |
| 4.2.3 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层渗透率的影响 |
| 4.2.4 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.3 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.3.1 实验方案设计 |
| 4.3.2 连续CO_2驱 |
| 4.3.3 水驱后CO_2驱 |
| 4.3.4 水气交替驱 |
| 4.3.5 不同润湿性岩心CO_2驱油效果对比 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 储层非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1 非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1.1 实验方案设计 |
| 5.1.2 渗透率对低渗油藏CO_2驱油效率的影响 |
| 5.1.3 低渗非均质油藏水驱特征 |
| 5.1.4 低渗非均质油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.1.5 不同开发方式采收率对比 |
| 5.1.6 层间低渗非均质油藏开发方式优化 |
| 5.2 裂缝性油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.2.1 实验方案设计 |
| 5.2.2 裂缝性低渗油藏CO_2吞吐实验研究 |
| 5.2.3 裂缝性低渗油藏CO_2驱油实验研究 |
| 5.3 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 |
（4）杏六区块特高含水后期驱油效率实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 孔隙结构研究现状 |
| 1.2.2 驱油效率研究现状 |
| 1.2.3 提高驱油效率措施研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线图 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线图 |
| 1.3.3 预期成果 |
| 第二章 特高含水后期储层孔隙结构特征研究 |
| 2.1 常规储层孔隙结构特征研究 |
| 2.1.1 恒压压汞法实验原理 |
| 2.1.2 渗透率与孔隙度关系 |
| 2.1.3 毛管压力曲线对比 |
| 2.1.4 渗透率对孔隙结构特征参数影响 |
| 2.2 薄差储层孔隙结构特征研究 |
| 2.2.1 恒速压汞实验原理 |
| 2.2.2 薄差储层孔隙结构特征分析 |
| 2.3 本章小节 |
| 第三章 特高含水后期储层孔隙结构与驱油效率关系评价 |
| 3.1 常规岩心驱油效率测定实验 |
| 3.1.1 实验方法 |
| 3.1.2 实验条件 |
| 3.1.3 实验步骤 |
| 3.1.4 实验结果及分析 |
| 3.2 孔隙结构与驱油效率关系 |
| 3.2.1 常规储层孔隙结构与驱油效率关系 |
| 3.2.2 薄差储层孔隙结构与驱油效率关系 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 特高含水后期提高驱油效率实验研究 |
| 4.1 高倍、高速水驱实验 |
| 4.1.1 实验原理 |
| 4.1.2 实验方法 |
| 4.1.3 实验结果及分析 |
| 4.2 周期注水实验 |
| 4.2.1 实验原理 |
| 4.2.2 实验方法 |
| 4.2.3 实验结果及分析 |
| 4.3 换液流方向实验 |
| 4.3.1 实验原理 |
| 4.3.2 实验方法 |
| 4.3.3 实验结果及分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）GD高含水油藏剩余油主控因素及挖潜对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1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 高含水油藏剩余油影响因素研究现状 |
| 1.2.2 高含水油藏剩余油挖潜措施研究现状 |
| 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2章 高含水油藏剩余油及其分布 |
| 2.1 油藏开发阶段划分 |
| 2.2 水驱油藏不同阶段产液特征变化 |
| 2.3 高含水油藏剩余油及其分布特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 GD高含水油藏概况与模型建立 |
| 3.1 GD油藏概况 |
| 3.1.1 构造特征 |
| 3.1.2 沉积特征 |
| 3.1.3 储层特征 |
| 3.1.4 流体特征 |
| 3.1.5 开发历史及问题现状 |
| 3.2 模型的建立与历史拟合 |
| 3.2.1 模型的建立 |
| 3.2.2 历史拟合 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 GD高含水油藏剩余油主控因素研究 |
| 4.1 地质因素对剩余油的控制作用 |
| 4.1.1 沉积微相对剩余油的控制作用 |
| 4.1.2 横向连通性对剩余油的控制作用 |
| 4.1.3 层间渗透率级差对剩余油的控制作用 |
| 4.1.4 物性夹层对剩余油的控制作用 |
| 4.1.5 砂体叠置关系对剩余油的控制作用 |
| 4.2 开发因素对剩余油的控制作用 |
| 4.2.1 开发井网对剩余油的控制作用 |
| 4.2.2 过水倍数对剩余油的控制作用 |
| 4.2.3 注采对应关系对剩余油的控制作用 |
| 4.3 剩余油主控因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 GD高含水油藏剩余油挖潜对策研究 |
| 5.1 井网调整挖潜剩余油 |
| 5.1.1 井网调整方案设计 |
| 5.1.2 井网调整方案开发预测 |
| 5.1.3 井网调整方案优选 |
| 5.2 开发技术政策优化挖潜剩余油 |
| 5.2.1 开发技术政策优化 |
| 5.2.2 技术政策优化方案开发预测 |
| 5.2.3 流线调整效果验证 |
| 5.3 老井侧钻水平井挖潜剩余油 |
| 5.3.1 老井侧钻水平井井位的优选 |
| 5.3.2 老井侧钻水平井优化 |
| 5.3.3 老井侧钻水平井开发预测与效果验证 |
| 5.4 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 |
（6）M油藏注伴生气参数优化研究（论文提纲范文）
| Abstract |
| 摘要 |
| 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 国内外高含水油藏注气驱研究现状 |
| 1.2.2 国内外注气混相驱研究现状 |
| 1.2.3 国内外油藏数值模拟研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 主要技术路线 |
| 第2章 M油藏基本概况 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.2 开发概况 |
| 2.3 气驱生产动态特征 |
| 2.3.1 区块动态特征 |
| 2.3.2 注气井动态特征 |
| 2.3.3 注气井组连通性分析 |
| 2.3.4 典型气驱突破井单井动态特征 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 注气驱油机理数值模拟拟合研究 |
| 3.1 油气藏流体相态拟合 |
| 3.1.1 拟组分划分 |
| 3.1.2 单次脱气实验数据拟合 |
| 3.1.3 恒组成膨胀实验拟合 |
| 3.1.4 注伴生气膨胀实验拟合 |
| 3.2 混相压力细管实验拟合 |
| 3.3 长岩心驱替实验拟合 |
| 3.3.1 长岩心驱替实验基本参数 |
| 3.3.2 论证注气速度 |
| 3.3.3 注气长岩心驱替提高采收率效果对比 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 M油藏注采参数优化调整研究 |
| 4.1 注气机理模型建立 |
| 4.1.1 模型储量参数 |
| 4.1.2 M油藏注气跟踪生产动态历史拟合 |
| 4.1.3 M油藏剩余油分布规律 |
| 4.2 M油藏开发初步评价 |
| 4.2.1 继续注水开发效果评价 |
| 4.2.2 连续注气开发效果评价 |
| 4.3 注气方案优化论证 |
| 4.3.1 注气井型-井网-层位论证 |
| 4.3.2 注气强度优化 |
| 4.3.3 地层压力 |
| 4.3.4 气窜气油比分析 |
| 4.3.5 注气年限优化 |
| 4.3.6 注入天然气组成分析 |
| 4.4 推荐方案 |
| 4.4.1 推荐方案设计 |
| 4.4.2 推荐方案指标预测 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）江苏油田典型高含水砂岩油藏优势流场地质主控因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏流场现状 |
| 1.2.2 流场评价方法研究现状 |
| 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 完成工作量与主要成果认识 |
| 1.4.1 完成工作量 |
| 1.4.2 主要成果认识 |
| 第二章 高含水油藏分类评价及地质特征分析 |
| 2.1 高含水油藏的分类及开发效果 |
| 2.1.1 井网状况 |
| 2.1.2 能量的保持状况 |
| 2.1.3 不同类型油藏水驱控制与动用状况 |
| 2.1.4 不同类型油藏采收率与采出程度 |
| 2.2 相对整装油藏地质特征 |
| 2.3 窄条状油藏地质特征 |
| 2.4 岩性油藏地质特征 |
| 2.5 极复杂小断块油藏地质特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 构造因素对油藏流场的影响研究 |
| 3.1 构造样式 |
| 3.2 小断层发育程度 |
| 3.3 地层倾角 |
| 3.4 含油带宽度 |
| 3.5 构造因素对不同类型油藏流场的影响分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 储层因素对油藏流场的影响研究 |
| 4.1 储层宏观非均质性对流场的影响研究 |
| 4.1.1 平面非均质性 |
| 4.1.2 纵向非均质性 |
| 4.2 储层微观非均质性对流场的影响研究 |
| 4.2.1 孔喉发育特征 |
| 4.2.2 粘土矿物特征 |
| 4.2.3 储层微观非均质性对流场的影响 |
| 4.3 储层因素对不同类型油藏流场的影响分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 流体因素对油藏流场的影响研究 |
| 5.1 原油性质对流场的影响研究 |
| 5.1.1 原油粘度特征及对流场的影响 |
| 5.1.2 原油密度对流场的影响 |
| 5.2 地层水对流场的影响研究 |
| 5.2.1 注入水对原油性质的影响 |
| 5.2.2 温度与细菌对原油性质的影响 |
| 5.3 含油饱和度对流场的影响研究 |
| 5.4 流体因素对不同类型油藏流场的影响分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 油藏初始流场定量表征 |
| 6.1 模糊综合评判方法与层次分析法 |
| 6.2 初始流场评价方法 |
| 6.2.1 评价指标的选取 |
| 6.2.2 权重确定 |
| 6.2.3 初始流场强度指数(R)计算 |
| 6.3 本章小结 |
| 第七章 优势流场识别及主控地质因素分析 |
| 7.1 动态关联法 |
| 7.2 模糊综合评判法 |
| 7.3 优势流场地质主控因素分析 |
| 7.3.1 储层非均质性是油藏优势流场的最主要影响因素 |
| 7.3.2 主控断层对封闭小断块油藏优势流场的影响 |
| 7.3.3 小断层对半封闭、不封闭油藏优势流场的影响 |
| 7.3.4 油藏优势流场影响因素的“马太效应” |
| 7.4 本章小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 国外相关产业和技术现状、发展趋势 |
| 1.2 国内相关产业和技术现状、发展趋势 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 论文研究思路 |
| 第2章 隔夹层分布规律研究 |
| 2.1 地层划分与对比 |
| 2.1.1 地层划分与对比原则 |
| 2.1.2 标志层识别 |
| 2.2 隔夹层平面特征 |
| 第3章 储层连通性量化研究 |
| 3.1 沉积相类型、特征及其展布 |
| 3.1.1 沉积环境分析 |
| 3.1.2 沉积相特征 |
| 3.1.3 沉积相模式 |
| 3.2 厚油层储层构型研究 |
| 3.2.1 厚油层内部构型概念 |
| 3.2.2 文25东块构型级次方案及构型要素 |
| 3.2.3 厚油层储层构型 |
| 3.2.4 构型结构模式 |
| 3.2.5 物性平面特征 |
| 第4章 相控随机建模研究 |
| 4.1 储层地质模型的建立 |
| 4.1.1 储层地质建模基本流程 |
| 4.1.2 序贯建模方法原理 |
| 4.1.3 厚油层精细储层地质建模 |
| 4.2 储层构型对剩余油分布的控制 |
| 4.2.1 岩心揭示储层构型对剩余油控制 |
| 4.2.2 井间构型对剩余油分布控制 |
| 4.2.3 剩余油分布模式 |
| 第5章 流线模拟分析研究 |
| 5.1 配产配注量优化 |
| 5.2 理论模型优化 |
| 5.2.1 流线优化效果模拟 |
| 5.2.2 优化时机 |
| 5.2.3 早期优化和选择性关井比较 |
| 第6章 室内实验验证及评价研究 |
| 6.1 物理模型的制作 |
| 6.1.1 模型的制作方法 |
| 6.1.2 非均质模型的制作 |
| 6.1.3 模型渗透率和孔隙的测定 |
| 6.1.4 模型饱和度电极的选择和布设 |
| 6.2 饱和度标定实验 |
| 6.2.1 实验岩心及实验流体 |
| 6.2.2 实验方法 |
| 6.2.3 实验结果 |
| 6.3 平面非均质模型水驱实验 |
| 6.3.1 实验材料及过程 |
| 6.3.2 水驱油过程中实验结果 |
| 6.4 平面非均质模型液流方向优化实验 |
| 6.4.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.4.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.5 正韵律模型水驱实验 |
| 6.5.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.5.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.6 正韵律层内非均质模型液流优化实验 |
| 6.6.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.6.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.7 矿场应用评价研究 |
| 6.7.1 开发历史注采优化 |
| 6.7.2 预测方案优化 |
| 第7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 |
（9）W-G特高含水油藏剩余油潜力及挖潜方案研究（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 油水两相渗流规律研究 |
| 1.2.2 剩余油分布研究 |
| 1.2.3 特高含水油藏挖潜措施研究现状 |
| 1.3 本文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 |
| 1.4 本文创新点 |
| 第2章 油藏地质特征及开发历程 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层物性 |
| 2.1.4 流体特征 |
| 2.2 油藏开发历程 |
| 2.3 开发存在的问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 特高含水期开发效果评价 |
| 3.1 注水开发效果评价指标 |
| 3.2 存水率评价 |
| 3.3 水驱指数评价 |
| 3.4 采油速度评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 特高含水期层系重组优化研究 |
| 4.1 特高含水期开采潜力研究 |
| 4.1.1 水驱控制储量计算 |
| 4.1.2 采收率与可采储量预测 |
| 4.2 特高含水期剩余油分布特征 |
| 4.2.1 油藏历史拟合精度分析 |
| 4.2.2 平面剩余油分布特征 |
| 4.2.3 纵向剩余油分布特征 |
| 4.3 模糊聚类层系重组研究 |
| 4.3.1 模糊聚类分析概述 |
| 4.3.2 模糊等价关系的确定 |
| 4.3.3 模糊聚类分析建模理论方法 |
| 4.3.4 应用模糊聚类分析方法研究特高含水层系重组 |
| 4.3.5 聚类结果分析 |
| 4.4 特高含水期油藏层系重组方案研究 |
| 4.4.1 层系重组原则 |
| 4.4.2 层系重组论证 |
| 4.4.3 层系重组方案制定 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 注采井网优化方案研究 |
| 5.1 合理开发技术政策界限研究 |
| 5.1.1 合理注采比确定 |
| 5.1.2 合理井网密度确定 |
| 5.1.3 合理井距的确定 |
| 5.2 注采井网方案优化设计 |
| 5.3 井网方式方案预测及对比分析 |
| 5.3.1 井网方式模拟计算方案设计 |
| 5.3.2 井网方式模拟计算结果对比分析 |
| 5.3.3 不同井距层系方案模拟计算结果对比分析 |
| 5.3.4 不同井距所有潜力层系方案模拟计算结果 |
| 5.3.5 推荐方案指标预测 |
| 5.4 层系重组注采井网方案实施后流线变化趋势 |
| 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）高含水油藏注采调配优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 水驱油藏采收率影响因素研究现状 |
| 1.2.2 高含水油田提高采收率研究现状 |
| 1.2.3 注采调配提高采收率研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 高含水油藏注采井组开发状况定量表征方法 |
| 2.1 概念模型建立 |
| 2.1.1 地质模型 |
| 2.1.2 流体物性参数 |
| 2.2 注采井组场数据定量统计及表征 |
| 2.2.1 注采井组场数据定量统计方法 |
| 2.2.2 注采井组开发状况定量表征 |
| 2.2.3 注采井组开发非均匀度表征 |
| 2.3 注采井组剩余油分布特征定量表征 |
| 2.3.1 井组间及井组内剩余油分布定量表征 |
| 2.3.2 注采井间剩余油分布定量描述 |
| 2.4 静动态参数对井组开发非均匀度影响规律 |
| 2.4.1 注入量的影响 |
| 2.4.2 渗透率的影响 |
| 2.4.3 井距的影响 |
| 2.5 注采井组开发非均匀度与采收率关系 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 注入水流向分析及注采调配有效性评价方法 |
| 3.1 基于动态流线的注入流体流向分析方法 |
| 3.1.1 动态流线方法 |
| 3.1.2 注入流体流向分析方法验证 |
| 3.2 注入流体流向影响因素分析 |
| 3.2.1 渗透率的影响 |
| 3.2.2 压力梯度的影响 |
| 3.2.3 增产措施的影响 |
| 3.2.4 周边注水井的影响 |
| 3.3 注采调配有效性评价 |
| 3.3.1 注采调配有效性评价标准 |
| 3.3.2 注采调配偏差度模式及调整策略 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 多层多井组注采调配优化方法 |
| 4.1 生产井合理配产量优化方法 |
| 4.1.1 区块整体配产量优化 |
| 4.1.2 生产井配产主控因素分析 |
| 4.1.3 生产井配产指标优化 |
| 4.1.4 生产井配产量计算方法 |
| 4.2 注水井合理配注量优化方法 |
| 4.2.1 注水井配注主控因素分析 |
| 4.2.2 注水井配注指标优化 |
| 4.2.3 注水井配注量计算方法 |
| 4.3 多层多井组合理配产配注优化方法 |
| 4.3.1 目标函数和边界条件 |
| 4.3.2 多层多井组合理配产配注计算流程 |
| 4.3.3 效果预测及提高采收率机理分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 胜利油田某区块注采调配注优化实例 |
| 5.1 区块开发概况 |
| 5.2 典型井组注采调配分析 |
| 5.3 区块整体注采调配优化方案及效果预测 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、高含水油藏开发效果评价（论文参考文献）
- [1]高含水油藏水驱适应性评价方法研究[A]. 杜殿发,张耀祖,张莉娜,徐梦冉,任利川,刘鹏. 2021IPPTC国际石油石化技术会议论文集, 2021
- [2]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)
- [3]低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究[D]. 钱坤. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [4]杏六区块特高含水后期驱油效率实验研究[D]. 王春禹. 东北石油大学, 2019(01)
- [5]GD高含水油藏剩余油主控因素及挖潜对策研究[D]. 郭乔乔. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [6]M油藏注伴生气参数优化研究[D]. 张俊珂. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]江苏油田典型高含水砂岩油藏优势流场地质主控因素研究[D]. 闵路. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [8]文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究[D]. 赵磊. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [9]W-G特高含水油藏剩余油潜力及挖潜方案研究[D]. 杨峻懿. 西南石油大学, 2018(07)
- [10]高含水油藏注采调配优化方法研究[D]. 王元银. 中国石油大学(华东), 2018(07)