一、复杂裂缝性油藏合理开采技术界限确定（论文文献综述）
张国威[1]（2021）在《非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究》文中研究指明目前国内大多数水驱开发砂岩油藏已进入开发中后期,开采成本持续走高,基于控制成本提高经济效益考虑,如何更高效利用已投产井,在较少措施和低操作成本情况下进一步提高水驱油藏采出程度,维持老井稳产,一直是提高油田经济效益的重要手段。保持老区产能稳定,成为当前维持油田经济有效开发的重要手段。水驱油藏开发效果的影响因素包括储层形态、非均质程度、渗透率各向异性程度等,油田在长期水驱过程中逐渐形成油水分布的不均匀,水淹状况日趋复杂、剩余油分散富集。随着时间和应用轮次的增加,常规注采优化措施收效甚微。通过储层方向性特征优化匹配的研究将储层静态特性与注水开发措施联合进行系统优化,能够进一步提高水驱开发效果,提高油藏水驱采收率。本文首先从储层静态方向性特征研究入手,分析了储层物源、主渗透率、地应力和压裂缝、断层、构造倾角和边底水方位等因素对油田开发的影响机理,归纳了储层方向性特征包含的内容;以储层渗透率矢量为代表,研究了渗透率矢量性特征的定量表征方法;基于古水流方向、沉积相和主渗透率方向三者之间存在的联系,提出了基于沉积相的渗透率矢量化方法,将储层沉积特征、渗透率标量有机结合用于渗透率矢量模型,通过数值模拟验证了方法的有效性。动态方面,以水驱程度和方向为代表分析了油田开发实施过程中的水驱的矢量性特征,通过井组灰色关联分析来实现水驱方向的定量表征。然后以渗透率矢量和井网两组核心参数为代表,采用数值模拟方法论证了各向异性地层中井型、井网与储层渗透率矢量的优化匹配关系,低渗透特低渗透储层中井型、井网与人工压裂缝的优化匹配关系。技术流程方面,以矢量化井网理论为指导,根据储层矢量性特征分析成果结合优化匹配方法,形成调整井优化部署原则。然后研制了流场优化算法,算法以均衡流场或常用生产指标为目标函数,以井类型、射孔空间位置界限、注采速度界限为边界条件,以部署原则为约束条件,建立最优化数学模型。模型求解过程中,针对老区调整过程中调整方案约束条件复杂的问题,对经典遗传算法进行了改进,增加了个体有效性检验模块,建立改进的多目标开发优化遗传算法,完成自动优化。结合计算机编程技术编制了软件来实现考虑储层矢量性特征的多目标注采优化。以濮城油田W51北区为实例,开展了储层方向性特征分析、矢量化调整方案设计、最优化方案模拟求解和最优化方案预测对比;优化方案增油量提高20t/d,综合含水降低约2%,证实了矢量性特征优化匹配技术及相关优化算法的有效性。
刘佳瑶[2]（2020）在《低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究》文中进行了进一步梳理大庆朝阳沟油田CXCY区块为低渗透裂缝性油藏,于1988年投产,历经30余年水驱开发,注采井网从300m×300m反九点基础井网调整为一次加密井网,取得了较好的效果。随着开发时间的延长,区块已进入中高含水阶段,含水上升速度和产量递减幅度加快,存在砂体控制程度低、储层动用不均、非均质性强等问题,而区块井网密度低,剩余油富集,整体加密调整仍具有较大潜力,是油田进入开发中后期改善开发效果的重要措施,也是动用剩余油和提高采收率最直接有效的手段。针对低渗透裂缝区块一次加密后油层动用差、水驱采收率低等问题,本文开展了CXCY区块二次加密井网优化设计研究。首先,应用Petrel地质建模软件,建立了符合CXCY区块地质特征的相控精细地质模型,孔隙度、渗透率、饱和度等属性参数与沉积特征具有很好的一致性,应用Eclipse软件对地质模型进行粗化,采用启动压力梯度等效模拟、裂缝参数修正等低渗透裂缝油藏拟合技术对区块进行水驱历史拟合,拟合误差在3%以内;然后研究了CXCY区块目前和水驱结束时纵向油层、平面砂体剩余油分布特征,确定剩余油类型以平面干扰型、高水淹层韵律顶部型为主,占总剩余地质储量的44%以上,常规油水井措施及注水参数调整难以有效动用,需要进行二次加密;最后应设计出3种油井加密方式和3种水井加密方式共9种二次井网部署方式,数值模拟分别预测各方案水驱10年内的含水率、采出程度、年产油量和采油速度等开发指标变化情况,结合经济评价,确定最优方案为加密油井不偏移+水井全加密+老井全转注的二次井网加密方案,预测提高采收率5.87个百分点。CXCY区块二次井网加密后全区日产液由53.5t提高到97.3t,日产油由8.3t提高到23.3t,井区含水由84.5%下降到76.1%,采油速度由0.14%提高到0.54%,取得了良好的开发效果和经济效益。
史雪冬[3]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中认为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。
程婷婷[4]（2020）在《低渗裂缝性油藏微/纳米功能材料协同调驱作用与机理研究》文中认为低渗裂缝性油藏水窜治理与基质剩余油驱动的特殊矛盾是进一步提高采收率的技术瓶颈,目前常规中高渗油藏调剖驱油的技术方法不一定适用于低渗裂缝性油藏,且单一调剖技术不能解决该类油藏的各类窜流问题,本文提出微/纳米材料技术组合的深部调驱方法来克服单一调剖技术的不足,最大程度的发挥组合技术的协同效应,形成微纳米协同调驱技术提高采收率的新方法。研发了氢键缔合温度30℃～150℃的双层覆膜微米颗粒（BCMS）,筛选悬浮剂,构筑了BCMS深部调剖体系,考察了体系悬浮稳定性及注入性。改变温度、矿化度及粘接时间,评价了BCMS调剖体系的粘接稳定性。改变注入速度、颗粒浓度、颗粒注入量、注入方式、渗透率,研究了影响体系封堵性能的主控因素及适用界限。建立了BCMS多孔介质深部运移数学模型,与岩心各处压降进行拟合,揭示了BCMS深部调剖体系的深部运移能力及封堵性能。利用设计的二维变径模型,研究了BCMS在裂缝中的微观运移特征及封堵机理。利用原位改性法制备了部分疏水改性纳米SiO2颗粒,研究纳米颗粒在油水两相界面的饱和吸附浓度,构筑了纳米SiO2驱油体系,并评价了Ca2+、Na+及矿化度对纳米颗粒在液-液界面吸附规律的影响。通过改变温度、颗粒浓度等参数,研究了纳米颗粒在固-液界面的吸附-脱附规律。以接触角为评价指标,研究了颗粒浓度、温度、金属离子对纳米颗粒改变岩石表面润湿性能的影响规律。设计了2-D单通道、2-D网格、2.5-D多孔介质微流控芯片模型。利用单通道模型,研究了纳米颗粒启动孔喉捕获油滴的动力学;利用不规则刻蚀2-D网格裂缝模型,分析了网络裂缝水驱后微观剩余油类型,揭示了纳米颗粒启动网格裂缝水驱后不同类型剩余油的机理;利用引入刻蚀深度变化参数2.5-D模型,成功模拟了水驱后真实三维多孔介质的微观剩余油,揭示了纳米颗粒启动多孔介质水驱后不同类型剩余油的机理。采用均质、非均质岩心物理模型,筛选了BCMS调剖体系的注入参数及驱油界限;优化了纳米SiO2驱油体系的注入参数及驱油界限;评价了低渗裂缝性油藏微/纳米材料协同调驱技术的驱油效果,并揭示了协同调驱技术的驱油机理。
李斌会[5]（2020）在《松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究》文中提出致密砂岩油藏储层物性差,微观孔隙结构与渗流规律复杂,压裂后弹性开发产量递减快,采出程度低,缺少有效的提高采收率方法。本文以松辽盆地北部致密砂岩储层为对象,开展了储层物性与渗流特征、吞吐渗吸采油机理、压裂渗流规律及合理能量补充方式研究,取得了以下几点结论与认识:基于压汞、X衍射、薄片及敏感性评价等实验分析,明确了松辽盆地北部两套致密砂岩储层的渗流能力贡献均主要来自亚微米级以上孔喉,且存在中等偏强的水敏、盐敏和应力敏感性,速敏、碱敏和酸敏的损害程度较弱;其中扶余油层以粒间孔为主,高台子以粒内孔为主,但后者的脆性高于前者。松辽盆地北部致密砂岩储层存在显着的非线性渗流特征,油水两相拟启动压力梯度随含水饱和度的增大呈现先增加后降低的变化规律,在构建油水两相拟启动压力梯度与岩芯克氏渗透率、含水饱和度数学模型的基础上,建立了致密砂岩油水相对渗透率计算新方法,基于新方法测试的致密砂岩基质储层相渗曲线呈现“两高两低”特点,即束缚水和残余油饱和度高,水相渗透率和最终驱油效率低,油相相对渗透率下降快,两相跨度小,表明注水开发难度较大;裂缝存在有助于提高渗流能力和改善开发效果,但应及时补充地层能量,降低裂缝的应力敏感性。设计研发了反映矿场吞吐采油原理的动态吞吐渗吸实验装置及方法,实现了静态渗吸和动态吞吐返排两个过程的物理模拟,明确了渗吸介质、裂缝和润湿性是影响致密砂岩储层渗吸采油效果的主控因素,活性水和裂缝有助于提升开发效果,压裂液滤液不利于吞吐渗吸驱油,建议缩短压裂液的返排时间,给出了提升致密油藏开发效果的措施方向是优选渗吸介质、加大压裂规模和改善储层润湿性;核磁共振与吞吐渗吸实验联测技术分析结果显示,致密砂岩储层活性水可动油孔喉下限约为0.1μm,CO2则为0.05μm。建立了大型三维致密岩芯高温高压物理模拟实验技术,搞清了致密砂岩储层压裂后的渗流规律变化特征和采油机理,结果显示致密油藏压裂开发将在时间和空间上形成不同渗流特征的区域,可分为有效波及区、弱波及区和无效波及区,明确了压裂后吞吐采油的主要机理是增大弱波及区和渗吸范围同时提高有效波及区的洗油效率,并优选出CO2作为致密储层最佳吞吐渗吸介质。典型井区能量补充方式优化数模结果显示,大规模压裂后CO2吞吐增油效果最为显着,其单次合理注气量为7500t、注入速度为180t/d、闷井时间为30天,优化结果有效指导了矿场生产实践,4口试验井均见到了良好的增油效果。通过以上研究,明确了松辽盆地北部致密砂岩储层物性和渗流特征,揭示了动态吞吐渗吸采油的机理,确定了CO2吞吐作为压裂弹性开采后的最佳能量补充方式,为矿场有效开发提供了重要技术支持。
冯月丽[6]（2019）在《特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究》文中进行了进一步梳理特低渗裂缝性油藏基质渗透率低,裂缝是主要的渗流通道,而裂缝通常具有较强的压力敏感及各向异性特征。当油藏压力变化时,不同方向的裂缝会表现出不同的变形特征,导致油水渗流规律更加复杂,严重影响特低渗裂缝性油藏的水驱开发效果。本论文针对裂缝方向对裂缝压力敏感变形特征的影响,及其对特低渗裂缝性油藏渗流规律的影响进行研究,以期为此类油藏的开发调整提供新思路。首先基于相似理论建立了定容边界裂缝性介质渗流物理模拟方法,该方法具有造缝简单、模型可视、裂缝可控的优点。利用该方法开展了单组不同方向裂缝的压力敏感实验,结果表明:相同压力条件下,裂缝性介质的流量随裂缝角度（裂缝方向与宏观压力梯度方向的夹角）的增大而减小,裂缝开度和渗透率的变化率随裂缝角度的增大呈现出先增大后减小的特征。基于上述实验规律,结合理论分析,建立了考虑裂缝方向性的压力敏感方程,其计算结果与实验数据及半解析渗透率模型的计算结果均吻合较好。应用该压力敏感方程分析了单组裂缝对渗透率张量主值的影响,研究结果表明,单组裂缝渗流介质中裂缝变形只对渗透率主值大小有影响。其次利用多组多角度裂缝定容物理模拟实验和数值计算结果,分析了裂缝角度、间距、弹性参数对多组缝介质渗透率张量主值变化的影响:不同角度裂缝开度变化率不同,会改变两组裂缝渗透率的相对大小关系;不同角度裂缝在相同压力条件下变形程度不同使得渗透率主值方向发生旋转,这种现象将会导致油藏注水开发过程中注入水渗流方向发生改变,使得原井网难以实现预期的开发效果。随后以新建立的考虑裂缝方向性的压力敏感方程为基础推导建立了特低渗裂缝性油藏面积井网的产能模型,分别分析了不同裂缝方向、注采压差等参数对五点井网、反七点井网、反九点井网、菱形反九点井网产能的影响,结果表明裂缝角度为45°时产能最大;菱形反九点井网产能最高。裂缝开度变化率越大,相应井网单元的产量越小。压力敏感程度越强,相同井网条件下极限井距越小,说明压力敏感效应使得特低渗裂缝性油藏开发难度加大,需要加密井网开发。最后利用考虑裂缝方向性的压力敏感方程,建立了考虑不同方向裂缝压力敏感效应的油气水三相渗流数学模型,编制了裂缝压力敏感数值模拟软件模块,研究了裂缝方向对特低渗裂缝性压敏油藏渗流场的影响,研究结果表明:裂缝角度为45°时井网单元的采出程度最高;对于裂缝性压敏油藏,注采系统调整的原则是实现反九点井网面积注水。综合上述研究结果,结合裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏和重组作用,针对特低渗裂缝性油藏裂缝方向性压敏效应造成的注入水流动方向改变现象,提出了两条开发调整思路:1)为了使最大渗透率主值方向与井排方向夹角处在满足原始井网单元注采关系不被破坏的范围内,水驱开发过程中需要保持合理的地层压力;2)可利用裂缝方向性压敏效应造成的渗透率主值方向旋转现象,调整地层压力,使注入水沿有利方向流动。本论文的研究成果,发展了裂缝各向异性压敏介质渗流理论,能够为特低渗裂缝性压敏油藏的产能预测及注水井网调整提供理论基础。
王玉霞[7]（2019）在《致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例》文中研究表明世界范围内（尤其是在北美）关于常规油藏CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究已有数十年,且形成了相对成熟的认识,并有效地应用于常规油藏CO2驱提高石油采收率的实践过程中。但是在世界范围内,关于非常规油藏（特别是致密砂岩油藏）的CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究才刚刚开始。陕北地区延长组砂岩油藏绝大多数属于致密砂岩油藏,其特点是往往发育有规模不等的裂缝和微裂缝。因此,裂缝和微裂缝发育是陕北地区延长组致密砂岩油藏最本质的地质特征之一,同时也是不同于常规储层CO2-EOR驱油机理的主控因素之一。陕北地区延长组致密砂岩油藏裂缝和微裂缝的广泛发育,一定程度上造成了CO2与原油作用机理和流体在储层中流动机制的复杂化。由此引发以下系列问题:一是CO2在陕北致密砂岩储层中的渗流特征如何?二是在裂缝发育的致密储层中,除了传统的常规机理外,是否还有其他作用机制存在?三是裂缝发育的陕北致密砂岩储层对CO2在储层中的流动到底有何影响?四是“注不进,采不出”是陕北地区致密砂岩储层原油开采中的现实问题,能否提出一种具强针对性的注采方案?本论文将围绕研究区地质特征,力图解决以上问题,为陕北地区致密砂岩油藏高效低成本注CO2开发提供理论依据。本论文从陕北地区致密砂岩储层的基本地质特点出发,以储层特征为基础,把握研究区致密储层不同于常规储层的基本特点,以地层流体—CO2系统、地层流体—CO2—储层系统作用机理为出发点和立足点,采用室内测试分析、物理模拟以及数值模拟的方法,着重研究流体在致密介质中的多相流动以及相之间的相互作用,着重研究致密砂岩储层中流体的流动特征及驱油效果,着重研究CO2窜流规律,以此诠释致密砂岩油藏CO2-EOR驱油机理,最终提出符合陕北地区延长组致密砂岩真实油藏特征的CO2-EOR驱油技术,并进行开发效果的数值模拟,切实指导油田开发。论文主要取得以下成果和结论:（1）研究区具有应用CO2驱油技术的基本条件。A油区由于其地理位置优越、交通便利、气源充足,且其长4+5储层砂体规模大,厚度稳定,连片性好,油层分布范围广,可作为陕北地区致密砂岩储层CO2驱油的典范。（2）研究区长4+5致密砂岩储层的岩石学类型及特征（类型为细粒长石砂岩,分选较差,成分成熟度偏低）以及复杂的微观孔隙结构特征决定了其具有物性差,且渗透率受孔隙度控制作用不明显的特点。（3）通过对露头、岩心、成像测井等资料的系统研究,研究区长4+5储层裂缝与延长组区域性裂缝产状特征类似,呈现以下特点:一是裂缝以倾角>60度的高角度裂缝为主;二是在区域上主要存在NEE、NNE 2个优势走向方位;三是裂缝延伸长3?20 m,高0.53 m,发育密度大于1条/米。（4）研究区CO2驱油机理体现在常规性和非常规性两个方面。在常规性方面,主要体现在其膨胀能力较强,降黏效果较好。在非常规性方面,主要体现在:一是储层的致密性会引起流体临界性质的改变,将可能引起最小混相压力等关键参数的改变;二是分子扩散作用在裂缝发育的致密储层中CO2驱油过程中不可忽视,并获得了CO2-原油体系在研究区储层中的有效扩散系数数量级为10-610-5。（5）以致密储层的三参数非线性渗流规律为基础,获得了以下三点认识:一是建立了致密砂岩油藏非稳态CO2非混相驱相渗计算模型,并进行非稳态CO2驱油实验;二是不仅获得了针对致密砂岩油藏CO2非混相驱的典型相渗曲线,同时研究了CO2驱油效率影响因素及影响程度;三是指出压力是影响驱油效率的最大因素,其它影响因素依次为注入速度、渗透率。（6）非均质线性及二维模型模拟结果表明,储层非均质性和裂缝是影响研究区气窜的主要因素。储层非均质性对研究区气窜的影响主要表现为:一是非均质性越强,高渗区域对CO2气体的“掠夺性”越强,气窜越严重;二是物性较好、渗透率较高的区域,气体波及范围较广,但是波及区的含气饱和度较低;三是渗透率较低时,纵向波及范围较小,但是波及区的含气饱和度较大。储层裂缝对研究区气窜的影响主要表现为:一是裂缝走向与注采方向夹角越大,累计注气量越高,注入气体的利用率较高,年产油量、采收率越高;二是裂缝延伸越长,气体波及面积越大,生产井越不易见气并突破;三是裂缝密度越大,气体波及面积越大,有利于减缓气体向生产井方向的突破和窜流。上述影响具体反映在注采模式上呈现出的规律和特点是:一是高渗区注、低渗区采的模式可以首先保证气体的注入能力,在整个生产期都保持较高的压力水平,且更不容易发生气窜,驱油效率较高;二是针对研究区地质特征,合理制定注采模式,对注气开发效果有重要意义。（7）综合考虑研究区气驱机理及渗流规律,以高拟合度的流体模型和切实可靠的地质模型为基础,针对陕北地区致密砂岩储层的地质特征以及注CO2驱油面临的现实问题,提出了适宜研究区致密砂岩注CO2单砂体吞吐技术,并进行了数值模拟运算。其结果是:一是该注采方案预测期末累计增油量1.48百万吨,其采收率与预测期前相比可提高25%,期末比水驱可提高近11%。二是为研究区高效注气开采提供了理论依据。
郑文宽[8]（2019）在《微裂缝发育储层油水渗流机理与开发应用研究》文中提出低渗、特低渗油藏储层由于岩石较为致密,脆性程度大,在成岩及后期构造运动中,受到各种力的作用往往会发育有微裂缝,微裂缝是低渗、特低渗油藏基质储量能够有效动用的关键。现有研究多针对裂缝连通性较强的裂缝性储层,而对于连通性较差,难以形成有效连通网络的微裂缝研究较少。本论文采用物理实验、理论推导、数值模拟相结合的研究方法,对微裂缝发育储层油水渗流机理与开发应用进行了深入研究。首先分析了储层中微裂缝的形成机理,并以此为基础建立了微裂缝岩心制作方法。通过控制外加压力、加压时间,可以在岩心内部形成不同扩展程度、不同物性的微裂缝。利用微裂缝的强应力敏感性,通过事先测定微裂缝的渗透率应力敏感曲线,控制微观渗流实验中的有效应力区间,可以实现人造微裂缝物性的定量控制,为后续微裂缝渗流实验研究建立了基础。然后通过对比实验,定量研究了微裂缝的渗流动态特征及其随微裂缝尺度变化的规律,搞清了微裂缝与大尺度裂缝、基质孔隙在渗流上的异同点。实验结果表明:微裂缝内部渗流存在启动压力梯度,随开度增大呈现幂函数递减规律;90μm是微裂缝与大尺度裂缝在驱油效率上的开度界限;微裂缝的油相渗流能力与基质孔隙相近,而水相渗流能力明显较高。因此即使是物性相近的微裂缝发育储层,渗流规律与常规基质孔隙型储层也存在明显的差异,既不能将微裂缝与基质孔隙生硬地割裂开,也不能将其与基质孔隙混为一谈。在微观渗流实验的基础上,考虑微裂缝发育储层中微裂缝与基质孔隙的伴生关系,建立了基于离散微裂缝的等效连续介质模型,为微裂缝发育储层的评价和渗流理论研究奠定了基础。从微观上看,微裂缝离散分布于微裂缝区域中,可以独立地考虑各组微裂缝的物性变化及渗流特征,微裂缝开度是决定局部渗流规律的最重要因素;宏观上看,微裂缝发育于基质储层中,改变了整个基质储层的物性及渗流规律,连通性是决定整个储层物性与产能的最重要因素。相对于常规裂缝系统的高导流、低存储特点,基质系统的低导流、高存储特点,微裂缝介于二者之间,具有中导流、中存储的特点。最后考虑微裂缝发育储层的渗透率应力敏感性及动态启动压力梯度,建立非线性稳态产能模型,并求得解析解,研究了应力敏感系数、启动压力梯度、井距等参数对产能的影响。通过数值模拟方法模拟微裂缝性油藏水驱开发过程,研究了微裂缝对油藏水驱开发效果的影响并给出合理开发调整建议。结果表明,微裂缝一方面增大了储层的注采液能力,另一方面加快了含水上升速度,增大了残余油饱和度。因此,油藏开发时,可以通过适当降低地层压力的方式,牺牲一部分注采液能力,换取更为有利的油水两相渗流关系,这是微裂缝性油藏水驱开发中,降低含水率,提高采出程度的有效途径。
郝宏达[9]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中指出在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
刘化普[10]（2018）在《变质岩双重介质油藏水驱渗流特征研究 ——以锦州25-1S油藏为例》文中指出变质岩双重介质油藏作为裂缝性油藏的重要组成部分,在我国油气田勘探开发过程中起到重要作用。裂缝和基质系统储渗能力差异大,裂缝应力敏感性强,渗透率下降快。基质与裂缝系统产能变化大,动用程度不同,渗流规律不同,有必要对其渗流特征进行研究。本文以锦州25-1S油藏为例,开展了裂缝性岩心渗流界限实验、裂缝性岩心应力敏感实验、基质岩心静态渗吸实验和双重介质三维物理模拟实验,在物理实验的基础上,综合油藏数值模拟、理论推导等方法,明确了裂缝性岩心裂缝系统渗流界限特征,不同裂缝性岩心的应力敏感特征,基质岩块静态渗吸特征,探究了不同注水方式、不同储渗模式下变质岩双重介质油藏水驱渗流特征及剩余油分布特征。研究结果表明:当渗透率大于裂缝渗透率界限时,整个裂缝系统参与渗流,微小裂缝能够得到动用,也有利于基质系统渗吸特征的发生;渗透率级差界限近似为18.8,级差小于18.8时,高渗与低渗岩心均出液,级差大于18.8时,只有高渗管参与渗流;高角度的裂缝应力敏感更强,在相同的围压下裂缝渗透率下降更加明显;岩块尺寸越小,剩余油饱和度越低;忽略重力作用时,当界面张力较低时,渗吸作用难以进行,基质岩块含油中部高,四周低,具有中心对称分布的特征;毛细管力、重力共同参与下,渗吸效果明显,整个剩余油饱和度分布具有轴对称的特征;渗吸前缘垂直于开启边界向岩块中心推进,两开启面相邻时,含水饱和度在接触面呈弧形分布,基质岩块开启边界越多时,渗吸效果越好;动态渗吸过程中,渗吸采收率在驱替速度增加过程中,先增加到一定值后再减小;变质岩双重介质油藏水驱开发可以划分无水采油期、含水率快速上升期和含水率缓慢上升期三个阶段,裂缝基质系统储量比越小,裂缝系统非均质性越严重,油藏无水采油期越短,无水采收率越小;周期注水和异步注水可以在一定程度上降低含水率,提高采收率,油藏纵向非均质程度越大周期注水和异步注水效果越好;对于潜山变质岩裂缝性油藏,基质系统为主要剩余油富集区,剩余油挖潜难度大。
二、复杂裂缝性油藏合理开采技术界限确定（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、复杂裂缝性油藏合理开采技术界限确定（论文提纲范文）
（1）非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 常规井网及注采优化方法 |
| 1.2.2 矢量井网及注采优化设计 |
| 1.2.3 基于优化算法的注采优化 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 第二章 储层的方向性特征 |
| 2.1 物源方向与沉积方向 |
| 2.2 主渗透率方向 |
| 2.3 主应力方向和裂缝方向 |
| 2.4 断层走向和构造倾角 |
| 2.5 边底水的侵入方向 |
| 第三章 渗透率的矢量性特征 |
| 3.1 渗透率的非均质性及其定量表征 |
| 3.1.1 渗透率的非均质性 |
| 3.1.2 渗透率非均质性的定量表征 |
| 3.2 渗透率的方向及其表征 |
| 3.2.1 渗透率各向异性的表征 |
| 3.2.2 差变函数分析储层渗透率方向性 |
| 3.2.3 TDS技术确定油藏平面渗透率各向异性 |
| 3.2.4 裂缝性油藏主渗透率及主裂缝方向识别方法 |
| 3.2.5 基于沉积相的渗透率矢量化方法 |
| 第四章 砂岩油藏水驱开发的矢量性特征 |
| 4.1 水驱程度的非均匀性及其表征 |
| 4.1.1 水驱程度的表征参数 |
| 4.1.2 水驱程度的时变特性 |
| 4.2 水驱方向的量化分析 |
| 4.2.1 基于灰色关联理论的水驱方向分析方法 |
| 4.2.2 方法的软件实现 |
| 第五章 井网与矢量性特征的优化匹配 |
| 5.1 矢量化井网的优化原则 |
| 5.2 排状井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3 面积注水井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3.1 反七点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.2 五点法、矩形五点、菱形五点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.3 九点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.4 水平井与储层方向性特征的优化匹配 |
| 5.4.1 水平段方位与储层方向性特征的匹配 |
| 5.4.2 水平段长度与储层砂体展布的匹配 |
| 5.4.3 水平井注采井网与主渗方向性特征的匹配 |
| 5.5 井网与裂缝方向的优化匹配 |
| 5.5.1 直井井网与裂缝方位的匹配 |
| 5.5.2 水平井井网与裂缝方位的匹配 |
| 第六章 基于油藏矢量性特征的优化方法 |
| 6.1 深度水驱均衡驱替模式 |
| 6.1.1 实施均衡驱替的优点 |
| 6.1.2 实施均衡驱替方式 |
| 6.1.3 实施均衡驱替的数值模拟分析 |
| 6.2 均衡驱替的流场表征与评价 |
| 6.2.1 水驱强度的综合表征参数体系 |
| 6.2.2 水驱强度的计算 |
| 6.2.3 流场优化调整原则与方法 |
| 6.3 最优化数学模型 |
| 6.3.1 目标函数 |
| 6.3.2 约束条件 |
| 6.4 数学模型求解 |
| 6.4.1 改进的多变量开发优化遗传算法 |
| 6.4.2 约束问题的处理 |
| 6.4.3 遗传编码方法 |
| 6.5 优化算法的软件实现 |
| 6.5.1 ECL数据接口 |
| 6.5.2 流场表征模块 |
| 6.5.3 约束条件设置模块 |
| 6.5.4 遗传算法模块 |
| 6.5.5 流场优化软件实现 |
| 6.5.6 测试实例 |
| 6.5.7 软件设置 |
| 6.5.8 测试结果分析 |
| 第七章 基于矢量性特征的矢量井网重构实例 |
| 7.1 油藏概况 |
| 7.1.1 地质概况 |
| 7.1.2 开发历史 |
| 7.1.3 开发现状及存在的主要问题 |
| 7.2 储层方向性特征分析 |
| 7.2.1 物源方向与砂体分布特征 |
| 7.2.2 渗透率的矢量化 |
| 7.2.3 断层走向与构造倾角特征 |
| 7.3 水驱的方向性特征 |
| 7.3.1 井排的方向性特征 |
| 7.3.2 水驱的方向性特征 |
| 7.3.3 剩余油分布的方向性特征 |
| 7.4 调整潜力区的识别 |
| 7.5 潜力区局部剩余油分布矢量特征 |
| 7.6 矢量化井网重构原则 |
| 7.7 调整方案设计优化 |
| 7.7.1 调整思路 |
| 7.7.2 调整方案优化计算 |
| 7.8 调整方案预测 |
| 第八章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（2）低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1.选题的依据及意义 |
| 2.国内外研究现状 |
| 3.主要研究内容及技术路线 |
| 第一章 油藏地质及开发概况 |
| 1.1 CXCY区块地质特征 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层特征 |
| 1.1.4 流体性质 |
| 1.2 开发历程 |
| 1.3 区块目前存在的主要问题 |
| 第二章 CXCY区块地质模型 |
| 2.1 构造模型 |
| 2.2 沉积相模型 |
| 2.3 属性模型 |
| 第三章 CXCY区块历史拟合 |
| 3.1 数值模拟地质模型 |
| 3.2 低渗透裂缝油藏历史拟合关键技术 |
| 3.3 历史拟合结果 |
| 第四章 现井网条件下剩余油分布 |
| 4.1 现井网纵向剩余油分布 |
| 4.1.1 目前纵向剩余油分布 |
| 4.1.2 水驱结束纵向剩余油分布 |
| 4.1.3 油层纵向动用状况分析 |
| 4.2 平面剩余油分布 |
| 4.2.1 目前平面剩余油分布 |
| 4.2.2 水驱结束平面剩余油分布 |
| 4.2.3 平面剩余油动用状况分析 |
| 4.3 剩余油类型 |
| 4.4 剩余油挖潜对策 |
| 第五章 二次加密方案优化设计 |
| 5.1 井网二次加密技术经济界限 |
| 5.1.1 加密井距技术界限 |
| 5.1.2 日产油量经济界限 |
| 5.1.3 单井累积产量经济界限 |
| 5.1.4 可采储量经济界限 |
| 5.1.5 地质储量经济界限 |
| 5.1.6 加密井距经济界限 |
| 5.1.7 加密厚度界限 |
| 5.2 二次加密方案 |
| 5.2.1 加密方案开发指标预测 |
| 5.2.2 开发指标对比 |
| 5.3 经济评价及方案优选 |
| 5.4 二次加密机理分析 |
| 5.4.1 井网加密对地层压力的影响 |
| 5.4.2 井网加密对流线的影响 |
| 5.4.3 井网加密对剩余油的影响 |
| 5.5 二次加密试验效果 |
| 5.5.1 油层动用状况得到改善 |
| 5.5.2 井区生产状况得到改善 |
| 5.5.3 二次加密试验的认识 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）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 |
（4）低渗裂缝性油藏微/纳米功能材料协同调驱作用与机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景与研究意义 |
| 1.2 低渗裂缝性油藏开发研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 低渗裂缝性油藏开发现状 |
| 1.2.2 低渗裂缝性油藏调剖技术研究现状 |
| 1.2.3 低渗裂缝性油藏调剖技术存在的问题 |
| 1.3 纳米驱油在提高采收率中的应用现状 |
| 1.3.1 纳米二氧化硅的驱油机理 |
| 1.3.2 纳米二氧化硅颗粒的制备 |
| 1.4 研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 BCMS调剖体系的构筑及深部运移封堵性能 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.2 BCMS的制备及性能表征 |
| 2.2.1 BCMS的制备方法 |
| 2.2.2 BCMS粒径及粒度分布 |
| 2.2.3 BCMS结构及功能特性 |
| 2.2.4 BCMS双层覆膜微观形貌 |
| 2.3 BCMS深部调剖体系的构筑及性能评价 |
| 2.3.1 BCMS深部调剖体系的悬浮性能评价 |
| 2.3.2 BCMS深部调剖体系的可注入性 |
| 2.3.3 BCMS深部调剖体系的耐温耐盐性能 |
| 2.3.4 BCMS深部调剖体系的粘接有效期 |
| 2.3.5 双层覆膜微米颗粒DLVO |
| 2.4 BCMS多孔介质深部运移及封堵性能 |
| 2.4.1 注入速度对封堵性能的影响 |
| 2.4.2 BCMS浓度对封堵性能的影响 |
| 2.4.3 BCMS注入量对封堵性能的影响 |
| 2.4.4 注入方式对封堵性能的影响 |
| 2.4.5 BCMS深部调剖体系的渗透率界限 |
| 2.4.6 BCMS在多孔介质中的深部运移分布形态 |
| 2.5 BCMS多孔介质深部运移数学模型 |
| 2.5.1 数学模型假设条件 |
| 2.5.2 控制方程 |
| 2.5.3 解析解推导 |
| 2.5.4 岩心压降公式 |
| 2.5.5 岩心压降和数学模型拟合 |
| 2.5.6 参数敏感性分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 纳米二氧化硅驱油体系的构筑及界面特性研究 |
| 3.1 实验原理与方法 |
| 3.1.1 材料与表征方法 |
| 3.1.2 单分散纳米二氧化硅的制备原理 |
| 3.1.3 原位改性纳米二氧化硅的制备原理 |
| 3.2 粒径可控单分散纳米二氧化硅颗粒的制备 |
| 3.2.1 氨水浓度对粒径和形貌的影响 |
| 3.2.2 TEOS浓度对粒径和形貌的影响 |
| 3.2.3 水浓度对粒径和形貌的影响 |
| 3.3 纳米二氧化硅驱油体系的构筑及界面性能研究 |
| 3.3.1 纳米SiO_2粒度分布及微观形貌 |
| 3.3.2 部分疏水改性纳米SiO_2对动态油水界面张力的影响 |
| 3.3.3 改性纳米SiO_2颗粒在油水界面的饱和吸附浓度 |
| 3.3.4 改性纳米二氧化硅颗粒的物化性能分析 |
| 3.4 纳米SiO_2在固-液及液-液两相界面的吸附-脱附规律 |
| 3.4.1 纳米SiO_2颗粒在液-液界面吸附规律研究 |
| 3.4.2 纳米SiO_2颗粒在固-液界面吸附-脱附规律研究 |
| 3.5 纳米SiO_2固-液界面的吸附对岩石表面润湿性改变规律研究 |
| 3.5.1 颗粒浓度对纳米SiO_2改变岩石润湿性的影响规律 |
| 3.5.2 不同温度对纳米SiO_2改变岩石润湿性的影响规律 |
| 3.5.3 金属离子对纳米SiO_2改变岩石润湿性的影响规律 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 BCMS/纳米SiO_2微观驱油机理及微观封堵机理研究 |
| 4.1 模型设计及实验原理 |
| 4.1.1 纳米SiO_2微流控实验平台及芯片模型 |
| 4.1.2 二维变径模型BCMS封堵实验 |
| 4.2 纳米SiO_2驱油体系的微观流动特征和微观驱油机理 |
| 4.2.1 2-D微通道中纳米颗粒对孔喉被困油滴的启动机理 |
| 4.2.2 2-D网格裂缝中纳米颗粒对残余油的启动机理 |
| 4.2.3 2.5-D多孔介质中纳米颗粒对残余油的启动机理 |
| 4.3 BCMS在二维变径通道中的微观运移特性及封堵机理研究 |
| 4.3.1 直通道中BCMS的微观运移特性及封堵机理 |
| 4.3.2 平行双通道中BCMS的微观运移特性及封堵机理 |
| 4.3.3 弯曲通道中BCMS的微观运移特性及封堵机理 |
| 4.3.4 BCMS与裂缝宽度/孔喉直径的封堵匹配关系 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低渗裂缝性油藏BCMS/纳米SiO_2协同驱油效果及驱油机理研究 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.2 BCMS调剖体系的注入参数优化及调驱效果 |
| 5.2.1 注入浓度对驱油效果的影响 |
| 5.2.2 注入量对驱油效果的影响 |
| 5.3 纳米SiO_2驱油体系的主控因素及驱油界限 |
| 5.3.1 注入浓度对驱油效果的影响 |
| 5.3.2 注入速度对驱油效果的影响 |
| 5.3.3 注入量对驱油效果的影响 |
| 5.3.4 纳米SiO_2驱油体系的驱油界限研究 |
| 5.3.5 纳米SiO_2动态吸附量-采收率的变化规律 |
| 5.4 低渗裂缝性油藏BCMS/纳米SiO_2协同驱油效果及机理研究 |
| 5.4.1 低渗裂缝性油藏BCMS/纳米SiO_2协同驱油效果分析 |
| 5.4.2 低渗裂缝性油藏BCMS/纳米SiO_2协同驱油机理分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 公式参数及符号 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
（5）松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和目的意义 |
| 1.2 国内外技术研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 致密油藏开发现状 |
| 1.2.2 致密砂岩储层微观孔隙结构与渗流特征研究现状 |
| 1.2.3 致密砂岩储层渗吸机理研究现状 |
| 1.2.4 致密储层开发产量递减规律和能量补充方式研究现状 |
| 1.2.5 存在的问题 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 研究思路、方法和技术路线 |
| 第2章 松辽盆地北部致密砂岩油藏储层特征分析研究 |
| 2.1 储层孔渗物性 |
| 2.2 岩性及粘土矿物特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.4 岩石力学特征 |
| 2.5 储层敏感性分析 |
| 2.5.1 致密砂岩储层“五敏”性特征 |
| 2.5.2 致密砂岩储层应力敏感性特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 松辽盆地北部致密砂岩储层渗流特征研究 |
| 3.1 松辽盆地北部致密砂岩储层单相渗流特征研究 |
| 3.1.1 非线性渗流特征实验测试方法 |
| 3.1.2 松辽盆地北部致密砂岩储层单相渗流特征分析 |
| 3.2 松辽盆地北部致密砂岩储层两相渗流特征研究 |
| 3.2.1 致密砂岩岩芯两相流启动压力梯度数学表征 |
| 3.2.2 致密砂岩岩芯油水相对渗透率计算方法 |
| 3.2.3 致密砂岩岩芯相对渗透率算例分析 |
| 3.2.4 松辽盆地北部致密砂岩储层两相渗流特征分析 |
| 3.3 裂缝对致密砂岩储层渗流特征影响实验研究 |
| 3.3.1 裂缝对致密砂岩储层应力敏感性的影响 |
| 3.3.2 裂缝对致密砂岩储层两相渗流特征的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 致密砂岩储层渗吸采油机理与影响因素研究 |
| 4.1 高温高压动态渗吸实验方法的建立 |
| 4.1.1 致密储层压裂开发动态吞吐渗吸原理 |
| 4.1.2 高温高压吞吐渗吸实验装置和方法 |
| 4.2 致密砂岩岩芯渗吸采油效果及影响因素分析 |
| 4.2.1 不同影响因素条件下的渗吸采油效果 |
| 4.2.2 渗吸影响因素综合评价与认识 |
| 4.3 致密砂岩储层微观动用机理及动用界限研究 |
| 4.3.1 致密砂岩储层吞吐渗吸介质优选 |
| 4.3.2 致密砂岩储层吞吐渗吸采油机理与动用界限研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 致密储层压裂开发渗流规律与能量补充方式优化实验研究 |
| 5.1 高温高压三维岩芯物理模拟实验方法建立 |
| 5.1.1 三维物理实验岩芯模型设计 |
| 5.1.2 三维致密岩芯饱和油造束缚水方法 |
| 5.1.3 室内吞吐实验中的关键措施 |
| 5.1.4 实验方法及条件 |
| 5.2 致密砂岩储层压裂开发渗流规律实验研究 |
| 5.2.1 致密岩芯中注水吞吐压力传导规律和波及范围研究 |
| 5.2.2 致密储层压裂开发不同区域渗流特征分析 |
| 5.3 致密砂岩储层压裂开发后能量补充方式优化实验研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 松辽盆地北部致密砂岩油藏合理开发方式研究 |
| 6.1 松辽盆地北部致密砂岩油藏压裂后开发指标分析及预测 |
| 6.2 致密砂岩油藏典型井区能量补充方式优化设计 |
| 6.2.1 YP1 井区油藏地质特征及数模基础条件 |
| 6.2.2 活性水吞吐注入参数优化 |
| 6.2.3 CO_2吞吐注入参数优化 |
| 6.3 矿场应用效果 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 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 |
（6）特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究（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 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 裂缝性压敏油藏实验方法 |
| 1.2.2 油藏流固耦合问题研究现状 |
| 1.2.3 裂缝性储层压力敏感研究 |
| 1.2.4 考虑裂缝压力敏感的数值模拟方法 |
| 1.2.5 特低渗裂缝性油藏开发方法研究 |
| 1.2.6 存在的主要问题 |
| 1.3 拟解决的关键问题和主要研究内容 |
| 1.3.1 拟解决的关键问题 |
| 1.3.2 论文主要研究内容 |
| 1.4 主要研究思路与技术路线 |
| 1.5 论文完成的主要工作量 |
| 第2章 单组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 2.1 实际油藏背景 |
| 2.1.1 油藏应力边界条件 |
| 2.1.2 特征单元体边界条件 |
| 2.1.3 理论分析定容边界条件的合理性 |
| 2.2 可视化相似多孔介质定容物理模拟方法 |
| 2.2.1 实验原理 |
| 2.2.2 相似理论与实验模型参数设计 |
| 2.3 实验设计及实验流程 |
| 2.3.1 实验设计 |
| 2.3.2 主要测试内容及实验步骤 |
| 2.3.3 模型制作方法 |
| 2.4 不同方向裂缝变形特征及规律研究 |
| 2.4.1 实验现象 |
| 2.4.2 实验测试规律 |
| 2.5 考虑裂缝方向的新型压力敏感方程 |
| 2.5.1 压力敏感解析模型建立 |
| 2.5.2 压力敏感解析模型应用及规律分析 |
| 2.5.3 裂缝渗透率和流量半解析计算模型 |
| 2.5.4 裂缝压力敏感特征影响因素研究 |
| 2.5.5 不同方向单组裂缝渗透率张量变化特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 多组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 3.1 渗透率张量表征 |
| 3.2 多组裂缝介质渗透率张量主值大小和方向 |
| 3.3 多组裂缝渗流物理模拟实验 |
| 3.3.1 实验目的及实验装置设计 |
| 3.3.2 实验主要内容及实验步骤 |
| 3.3.3 实验现象分析 |
| 3.3.4 实验规律研究 |
| 3.4 多组裂缝各向异性渗透率张量分析 |
| 3.4.1 裂缝方向 |
| 3.4.2 裂缝间距 |
| 3.4.3 裂缝弹性参数 |
| 3.4.4 渗透率张量主值改变的原理 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 特低渗裂缝性压敏油藏渗流规律及井网产能研究 |
| 4.1 裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏与重组 |
| 4.2 特低渗裂缝性压敏油藏面积井网流管模型产能研究 |
| 4.2.1 流管法概述 |
| 4.2.2 单井产能研究 |
| 4.2.3 注水开发面积井网产能公式 |
| 4.2.4 各参数对井网单元产量的影响 |
| 4.3 裂缝压力敏感效应对注水开发效果的影响 |
| 4.3.1 不稳定流动见效时间计算模型 |
| 4.3.2 极限井距 |
| 4.3.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 特低渗裂缝性压敏油藏数值模拟及开发方法研究 |
| 5.1 渗流数学模型建立 |
| 5.1.1 等效渗透率 |
| 5.1.2 渗流数学模型 |
| 5.2 基础模型建立及参数设置 |
| 5.2.1 背景油藏概况 |
| 5.2.2 典型井网单元基础参数 |
| 5.2.3 裂缝压力敏感数值模拟软件模块 |
| 5.2.4 常用井网类型 |
| 5.2.5 模拟方案设计及生产制度制定 |
| 5.3 特低渗裂缝性压敏油藏合理注水开发方式研究 |
| 5.3.1 特低渗裂缝性油藏注采系统调整理论基础 |
| 5.3.2 裂缝角度对井网单元渗流场的影响 |
| 5.3.3 裂缝角度与注采方向优化研究 |
| 5.3.4 裂缝角度与井网型式优化研究 |
| 5.4 考虑裂缝压敏特征的特低渗油藏开发调整思路 |
| 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）致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2-EOR技术发展现状 |
| 1.2.2 CO_2-EOR驱替机理的研究现状及进展 |
| 1.3 陕北地区致密砂岩油藏CO_2-EOR机理研究面临的问题、挑战 |
| 1.4 课题研究成果的应用前景 |
| 1.5 研究思路及方法 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第二章 陕北地区延长组致密砂岩储层特征研究 |
| 2.1 区域地质概况及研究区优选 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 研究区晚三叠世沉积演化 |
| 2.1.3 研究区及目的层优选 |
| 2.2 长4+5 油层的岩石学特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.3.1 图像分析技术研究储层微观孔喉结构 |
| 2.3.2 常规压汞技术研究储层微观孔隙结构 |
| 2.3.3 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 |
| 2.4 物性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 2.5.1 延长组露头裂缝特征 |
| 2.5.2 岩心资料构造裂缝特征 |
| 2.5.3 成像测井资料裂缝特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 研究区原油与CO_2混溶相态行为研究 |
| 3.1 油藏流体的高压物性分析 |
| 3.1.1 实验方案 |
| 3.1.2 测试结果 |
| 3.2 地层油—CO_2体系加气膨胀实验 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 结果分析 |
| 3.3 常规最小混相压力研究 |
| 3.4 致密孔中流体相态行为研究 |
| 3.4.1 纳米孔中流体的临界参数偏移 |
| 3.4.2 致密储层流体相图偏移 |
| 3.5 关于致密储层MMP的探讨 |
| 3.6 相态拟合 |
| 3.6.1 拟合步骤 |
| 3.6.2 拟合结果 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 陕北地区致密砂岩油藏CO_2驱非线性渗流特征研究 |
| 4.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流规律研究 |
| 4.1.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流机理 |
| 4.1.2 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流模型 |
| 4.2 致密砂岩油藏CO_2驱油相渗特征研究 |
| 4.2.1 CO_2非混相驱相渗计算模型 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱相渗特征 |
| 4.3 真实岩心注CO_2驱油效率物理模拟 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 敏感性分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 致密砂岩油藏CO_2驱窜流规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 岩心尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.2.1 物理模型的建立 |
| 5.2.2 窜流实验 |
| 5.2.3 结果分析 |
| 5.3 油藏尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.3.1 垂向非均质模型 |
| 5.3.2 平面非均质模型 |
| 5.3.3 裂缝模型 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 裂缝发育的致密砂岩油藏CO_2驱分子扩散作用探讨 |
| 6.1 分子扩散机制 |
| 6.2 多孔介质中分子扩散类型 |
| 6.3 分子扩散物理模拟 |
| 6.4 研究区致密砂岩储层中的分子扩散 |
| 6.4.1 CO_2在原油中的扩散系数 |
| 6.4.2 CO_2在储层中有效扩散系数 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 陕北地区致密砂岩油藏高效注CO_2开发方案数值模拟 |
| 7.1 高效注CO_2开发方案 |
| 7.1.1 注CO_2必须考虑的三个关键问题 |
| 7.1.2 关于CO_2单砂体吞吐方案 |
| 7.1.3 离散裂缝网络模型(DFN) |
| 7.2 研究区生产历史拟合 |
| 7.3 注采动态预测 |
| 7.3.1 单井注入能力 |
| 7.3.2 混相时间 |
| 7.3.3 关井时机 |
| 7.3.4 焖井时间 |
| 7.3.5 注入效果 |
| 7.4 小结 |
| 第八章 结论及尚存的问题 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 尚存问题 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.申请(授权)专利 |
| 3.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1.基本情况 |
| 2.教育背景 |
（8）微裂缝发育储层油水渗流机理与开发应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 裂缝性储层研究现状 |
| 1.2.2 裂缝性油藏数学模型研究现状 |
| 1.2.3 低渗透油藏启动压力梯度研究现状 |
| 1.2.4 低渗透油藏应力敏感研究现状 |
| 1.2.5 低渗透油藏油水两相渗流研究现状 |
| 1.2.6 存在的问题和不足 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 论文完成的实物工作量 |
| 第2章 微裂缝物理模拟实验方法研究 |
| 2.1 微裂缝形成机理研究 |
| 2.2 不同物性微裂缝岩心制作方法研究 |
| 2.2.1 岩心造缝方法 |
| 2.2.2 岩心造缝实验规律分析 |
| 2.2.3 微裂缝岩心孔渗相关性研究 |
| 2.3 微裂缝应力敏感性实验研究 |
| 2.3.1 实验方法 |
| 2.3.2 实验用岩心 |
| 2.3.3 实验步骤 |
| 2.3.4 实验结果分析 |
| 2.4 人造微裂缝物性的定量控制 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 微裂缝-基质渗流机理实验研究 |
| 3.1 实验用岩心分析 |
| 3.1.1 岩心类型 |
| 3.1.2 人造微裂缝等效开度计算 |
| 3.2 启动压力梯度实验研究 |
| 3.2.1 实验原理 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 实验结果与分析 |
| 3.3 油水两相驱油效率实验研究 |
| 3.3.1 实验步骤 |
| 3.3.2 实验结果与分析 |
| 3.4 油水两相相对渗透率实验研究 |
| 3.4.1 考虑启动压力梯度的油水两相渗流计算方法 |
| 3.4.2 实验步骤 |
| 3.4.3 实验结果与分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 微裂缝发育储层等效连续介质渗流理论研究 |
| 4.1 微裂缝发育储层的基本特点 |
| 4.2 基于离散微裂缝的等效连续介质模型 |
| 4.2.1 微裂缝性基质储层模型基本假设 |
| 4.2.2 微裂缝区域的渗透率 |
| 4.2.3 微裂缝性基质储层水平方向上的等效渗透率 |
| 4.2.4 微裂缝性基质储层纵向上的等效渗透率 |
| 4.2.5 模型参数解释 |
| 4.3 微裂缝参数对储层储渗能力的影响规律研究 |
| 4.3.1 微裂缝开度对储层渗透率、孔隙度的影响 |
| 4.3.2 微裂缝线密度对储层渗透率、孔隙度的影响 |
| 4.3.3 微裂缝连通性对储层渗透率、孔隙度的影响 |
| 4.4 微裂缝对产能的影响规律研究 |
| 4.4.1 模型基本假设 |
| 4.4.2 微裂缝等效连续介质单井产能模型 |
| 4.4.3 实际油藏应用分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 微裂缝性低渗透油藏渗流规律与开发应用研究 |
| 5.1 考虑应力敏感与动态启动压力梯度的非线性稳态产能方程 |
| 5.1.1 模型基本假设 |
| 5.1.2 渗透率应力敏感方程 |
| 5.1.3 动态启动压力梯度方程 |
| 5.1.4 考虑应力敏感与动态启动压力梯度的产能方程推导 |
| 5.2 微裂缝性低渗透油藏产能影响因素研究 |
| 5.2.1 应力敏感系数对产能的影响 |
| 5.2.2 启动压力梯度对产能的影响 |
| 5.2.3 井距对产能的影响 |
| 5.3 微裂缝性低渗透油藏水驱开发数值模拟研究 |
| 5.3.1 实际油藏典型单元模型概况 |
| 5.3.2 不同类型储层开发效果对比 |
| 5.3.3 微裂缝性油藏注水开发中后期调整方案策略 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论和认识 |
| 参考文献 |
| 附录 A 油水两相相对渗透率实验数据 |
| 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）边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 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 |
（10）变质岩双重介质油藏水驱渗流特征研究 ——以锦州25-1S油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 变质岩油藏储层裂缝性特征 |
| 1.2.2 变质岩油藏水驱开发现状 |
| 1.2.3 变质岩油藏渗吸机理研究现状 |
| 1.2.4 变质岩油藏提高采收率方法 |
| 1.3 目前存在问题 |
| 1.4 研究内容与方法 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 变质岩油藏裂缝系统渗流特征研究 |
| 2.1 变质岩油藏裂缝系统渗透率界限 |
| 2.1.1 水相流动裂缝渗透率界限 |
| 2.1.2 油相流动裂缝渗透率界限 |
| 2.2 变质岩油藏裂缝渗透率级差界限 |
| 2.3 变质岩裂缝性岩心应力敏感特征 |
| 2.4 裂缝微观流动特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 变质岩油藏基质渗吸规律研究 |
| 3.1 裂缝性油藏基质渗吸规律实验研究 |
| 3.1.1 实验材料及实验流程 |
| 3.1.2 实验结果分析 |
| 3.2 裂缝性油藏渗吸规律数值模拟研究 |
| 3.2.1 静态渗吸数学模型 |
| 3.2.2 动态渗吸数学模型 |
| 3.2.3 渗吸规律分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 双重介质油藏水驱动态特征物理模拟研究 |
| 4.1 三维物理模型相似设计 |
| 4.1.1 双重介质油藏渗流数学模型 |
| 4.1.2 三维物理模拟相似准则推导 |
| 4.1.3 相似准则组合与简化 |
| 4.1.4 物理模型参数选择 |
| 4.2 三维物理模拟实验过程 |
| 4.2.1 实验材料选择 |
| 4.2.2 三维物理模拟驱替模型设计 |
| 4.2.3 三维物理模拟驱替实验流程 |
| 4.3 三维物理模拟水驱动态特征结果分析 |
| 4.3.1 不同注水开发方式下水驱动态特征 |
| 4.3.2 不同储渗模式下水驱动态特征 |
| 4.4 三维物理模型剩余油分布研究 |
| 4.4.1 不同注水开发方式下剩余油分布 |
| 4.4.2 不同储渗模式下剩余油分布 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 变质岩油藏剩余油分布数值模拟研究 |
| 5.1 数值模拟模型 |
| 5.2 注水开发历史拟合 |
| 5.3 注水开发剩余油分布 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 符号注释 |
| 致谢 |
四、复杂裂缝性油藏合理开采技术界限确定（论文参考文献）
- [1]非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究[D]. 张国威. 中国地质大学, 2021(02)
- [2]低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究[D]. 刘佳瑶. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]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)
- [4]低渗裂缝性油藏微/纳米功能材料协同调驱作用与机理研究[D]. 程婷婷. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究[D]. 李斌会. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [6]特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究[D]. 冯月丽. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [7]致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例[D]. 王玉霞. 西北大学, 2019(01)
- [8]微裂缝发育储层油水渗流机理与开发应用研究[D]. 郑文宽. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [9]边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究[D]. 郝宏达. 中国石油大学(北京), 2018
- [10]变质岩双重介质油藏水驱渗流特征研究 ——以锦州25-1S油藏为例[D]. 刘化普. 中国石油大学(北京), 2018(01)