一、曙一区超稠油开采特征及开发对策（论文文献综述）
赵庆辉,张鸿,杨兴超,程海清,潘攀[1]（2021）在《深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究》文中进行了进一步梳理辽河油田曙一区深层超稠油油藏经历多年蒸汽吞吐开发,取得了一定的开发效果,但进入吞吐开发中后期,面临周期产油量低、油汽比低及稳产难度逐年增大等问题,蒸汽吞吐后接替技术的研究已迫在眉睫。在室内利用高温高压比例物理模拟装置,针对蒸汽吞吐后转蒸汽驱的影响因素、调控策略和生产特征开展了实验研究。结果表明,蒸汽吞吐阶段形成的温场对后续蒸汽驱开发有较大影响。蒸汽吞吐转汽驱的前提条件,一是注采井间油层热连通温度要达到原油转驱温度以上,二是吞吐阶段培育的蒸汽腔体积要足够大,横向波及注采井距1/3左右为宜。注采井段调整是改善汽驱效果的重要影响因素。对于层内无稳定分布的夹层情况,蒸汽吞吐及蒸汽驱阶段注汽井采用下1/2井段注汽,能够有效抑制汽体超覆,提高采出程度。当蒸汽驱达到剥蚀生产阶段后,将生产井由全井段调整为下1/2井段生产,能够在一定程度上扩大波及体积,提高采出程度;超稠油蒸汽驱生产特征以剥蚀作用为主,驱替作用为辅。研究结果为深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱开发方案优化设计及矿场试验提供理论依据。
葛阳[2]（2019）在《风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究》文中研究说明蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来开采超稠油油藏具有良好经济效益的一项稠油热采技术。相比于蒸汽吞吐和蒸汽驱等稠油热采方式,SAGD技术不但可以提高超稠油油藏的开发速度而且还能有效提高最终采收率,并且获得其他热采方式无法实现的经济效益。因此,开展SAGD技术的应用研究对超稠油油藏的开发有重要的意义。新疆风城油田超稠油油藏具有黏度高、埋藏浅的特点,是典型的超稠油油藏,SAGD方法在其开发过程中得到了较好的运用与发展。然而,由于受到储层非均质性等因素的影响,目前利用SAGD技术开采风城超稠油还不能完全达到预期的效果,需要结合实例进一步分析改善应用的效果。本文以新疆风城油田重1井区为研究背景,针对运用SAGD技术过程中出现的水平段动用不均和蒸汽腔扩展受阻的问题,以油藏数值模拟方法为主要手段,进行了该井区参数优化及调整对策研究,论文完成的主要工作如下:（1）系统分析了重1井区地层、构造、沉积、储层、隔夹层等地质特征,再认识了该井区的生产特点及面临的问题。（2）在分析SAGD井组循环预热阶段和生产阶段的生产特征及水平段热连通变化的基础上,建立了相应的机理模型,模拟了渗透率、油层厚度、不同类型夹层等地质参数和注汽压力、水平段动用长度、采注比、蒸汽干度、sub-cool等动态参数对生产效果的影响研究。（3）结合正交试验方法,得出油层厚度、渗透率、夹层覆盖率、水平段动用程度、注汽压力等因素中对井组累产油量和日产油量的主控因素分别是油层厚度和夹层覆盖率;在此基础上,通过模糊聚类方法,以42对井组生产特征为样品,将孔隙度、渗透率、含油饱和度、油层厚度、水平段长度、储量丰度、日注汽量、日产液量、日产油量、含水率、采注比、油汽比、动用储量和累产油量做为指标将区块内所有井组分为三类。（4）对该井区典型井组G03井组、G15井组、G3U井组进行历史拟合,获得了相应井组的剩余油分布特征。（5）对一类井组进行包括注汽速度、采注比、注汽压力、干度、sub-cool的参数优化,并对比优化效果;对二类井组设计直井辅助双水平井SAGD,确定辅助分为直井蒸汽吞吐及直井转为持续蒸汽驱两个阶段,并对连通阶段直井的蒸汽吞吐压力、注汽量、焖井时间及轮次和轮注采指标进行优化,对蒸汽驱辅助阶段的注汽速度、采注比等参数进行优化对比;对三类井组设计水平井辅助SAGD,确定辅助过程分为辅助水平井蒸汽吞吐和连通建立后辅助井转为生产井的两个阶段,并对两阶段的注采参数进行优化对比,实现了扩大蒸汽腔波及范围改善水平段动用程度的目的。本研究结果对重1井区进一步利用SAGD开发、改善开发效果具有重要的指导意义,对同类区块SAGD开发具有一定的参考价值。
李春霞[3]（2017）在《不同构造区特殊油藏数值模拟的地震信息约束机制研究》文中研究表明中国大大小小的沉积盆地约236个,各地质构造演化阶段沉积盆地特征存在较大差异;不同构造区沉积盆地蕴含的油气资源也不尽相同。位于渤海湾裂谷系东北隅辽河盆地西部凹陷特殊的构造演化与沉积作用,形成了强还原碱性湖泊沉积环境,生成的生油岩具有较高的原生沥青含量;特殊的断裂性质控制原油更加稠化,加上构造运动对油气运移、成藏及后期的改造作用,形成了曙一区超稠油油藏的特殊性。位于渤海湾盆地南部的东营凹陷为复合断陷盆地,火山喷发活动在各个拉张、沉陷时期均有发生;火山活动与盆地构造演化、油藏之间关系密切;在为油藏生油期提供热源的同时,火山活动还为油藏提供了储集空间;多期次喷发的火山岩储层具有很强的非均质性,构造运动致使断裂系统更加复杂化,形成了孔、缝、洞广泛发育的滨三区火山岩油藏的特殊性。本文以辽河盆地曙一区超稠油油藏以及东营凹陷滨三区火山岩油藏为例,分别对不同构造区的特殊油藏进行研究。油藏三维空间动态变化模拟是油藏数值模拟的关键,但如何提高数值模拟的预测精度一直是传统油藏数值模拟面临的一个难题。随着三维地震技术的日趋成熟与发展,地震技术应用于解决油田开发后期剩余油分布问题逐渐引起学者的重视。本文为探索地震信息在特殊油气藏数值模拟研究中的应用,以石油地质、油藏工程、油层物理、采油工程、地球物理、测井、数学、计算机技术等为理论基础,通过地质综合分析、油藏工程分析、地球物理分析、油藏数值模拟与地震信息融合等方法,开展了油藏数值模拟地震信息约束机制研究;在此基础上,以中国东部的曙一区超稠油油藏和滨三区西部火山岩油藏为研究对象,开展了融合地震监测信息的超稠油油藏热采数值模拟、地震信息辅助下的火山岩油藏数值模拟与措施方案部署等研究。针对研究区的超稠油油藏,在油藏地质分析、三维地质建模基础上进行了地震资料与油藏工程综合分析,开展了地震信息约束的超稠油油藏热采数值模拟,模拟了SAGD蒸汽腔发育动态变化,并分析了蒸汽吞吐转SAGD开采方式后的剩余油分布情况,提出了措施方案进行优选预测。针对研究区的火山岩油藏,在地质综合分析的基础上,进行了地震敏感属性分析及油藏工程分析,开展了地震信息辅助下的火山岩油藏数值模拟和流线流管模拟,分析了剩余油分布情况,提出的措施方案在油田现场应用获得了高产稳产效果。利用岩石物理模型,通过地震正演,开展了油藏数值模拟地震信息约束机制研究。油藏属性变化与地震响应特征相关关系分析表明,油藏开发过程中孔隙中流体、孔隙压力、油藏温度等油藏参数的变化会导致地震响应特征的变化。基于地震岩石物理理论,地震响应信号与储层岩石物理性质之间存在一定的相关关系,据此,在建立岩石物理模型基础上,对油藏模型进行叠后地震正演,将油藏模型的静态、动态数据转换为弹性、声学参数,合成地震响应信号,并将合成地震响应信号与实测地震资料进行对比。由于油藏模型中井间储层、流体等属性的不确定性,合成地震响应信号与实测地震资料会存在差异,需要通过不断修正油藏模型井间属性参数,直到合成地震响应信号与实测地震资料接近一致。由此地震约束得到的油藏数值模型被认为是反映地下真实情况的油藏模型,从而提高油藏数值模拟的预测精度。基于油藏数值模拟地震信息约束机制,建立了地震信息约束下的油藏数值模拟流程,明确了关键技术。地震信息约束下的油藏数值模拟流程有别于常规油藏数值模拟,在三维地质模型建立基础上,确定合适的岩石物理模型,然后开展地震属性与油藏模型参数相关性分析、油藏模型叠后地震正演及特征分析,继而同步开展历史拟合及地震拟合,得到与生产历史数据、地震信息相一致的油藏模型,并以此为依据,研究剩余油分布规律。上述流程的关键步骤在于同步开展历史拟合及地震拟合,即采用整合地震和生产动态数据的历史拟合方法来演绎油藏历史,提高油藏数值模拟精度。应用时移地震约束下的油藏数值模拟方法,对曙一区超稠油油藏开展SAGD蒸汽腔数值模拟研究,模拟出SAGD蒸汽腔发育形态在三维空间里的变化情况。曙一区超稠油油藏位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段,经过多年的热采,蒸汽腔发育空间不断扩大,蒸汽腔的顶面越来越靠近油藏顶部,可能会使顶部的沥青壳融化,出现“开天窗”现象,使油藏开发陷入被动局面。因此,如何准确模拟出油藏中蒸汽腔形态的三维空间动态变化情况成为关注的焦点。针对常规数值模拟存在油藏三维空间动态变化模拟精度较低的难题,利用时移地震约束下的油藏数值模拟方法,开展SAGD蒸汽腔数值模拟研究。地震属性与油藏模型参数相关性分析表明,油藏热采过程中温度变化、流体置换、储层物性变化均会导致地震响应的变化,基于两期时移地震数据,找到了与蒸汽腔发育形态相关的信息。根据时移地震差异与油藏开发信息综合解释,地震振幅属性能直接反映地下蒸汽扰动引起的速度和振幅变化,不同时期地震振幅属性的差异反映了油藏蒸汽腔形态的动态变化。以此为依据,把常规生产数据和时移地震数据共同作为约束历史拟合的参数,同时开展生产拟合和地震拟合。在以生产数据约束保证井点拟合精度的前提下,利用时移地震数据提供的油藏井间动态变化信息,确定模型调整参数、调整位置及调整幅度,降低井间不确定性,通过修正得到更加逼近真实油藏的开发动态结果,既有效缩短了历史拟合周期,又精细模拟出SAGD蒸汽腔发育形态在三维空间里的变化情况。油藏观察井测温资料及实际生产数据验证了模拟结果的准确性。曙一区SAGD蒸汽腔数值模拟结果有效指导了油藏开发调整决策及开发调整方案编制。根据数值模拟剩余油分布结果及蒸汽腔空间展布情况,结合生产动态,在油藏剩余油富集区完善注采井网、优化工作制度能够取得较好的开发效果。设计了包含补孔、恢复注汽井、生产井提液、优化注汽量及注采比等内容的综合调整方案。数值模拟预测结果表明,推荐方案在8年后比基础方案增油7×104m3,提高采出程度2%;13年后比基础方案增油27×104m3,提高采出程度9%。应用地震属性约束的油藏数值模拟方法,对滨三区西部火山岩油藏开展数值模拟研究,认清了裂缝发育带在三维空间的分布规律。滨三区西部火山岩油藏位于济阳坳陷东营凹陷北缘,构造断裂系统复杂,裂缝发育认识不清。动态分析发现,该区开采过程中呈现典型的裂缝型油藏生产特征,即一旦含水突破,含水率上升速度快,油产量迅速递减。但由于油藏投产较早,裂缝测井资料缺乏,难以定量描述油藏和进行裂缝建模,油藏数值模拟精度较低,导致对油藏开采规律认识不清、方案部署调整方向不明确等难题。针对上述问题,开展了地震属性约束的油藏数值模拟研究。地震属性与油藏模型参数关系分析表明,本征值相干属性与火山岩储层分布及裂缝发育程度关系密切。综合分析研究区火山岩发育特点以及测井四性关系、岩心观察结果、开采曲线特征等,发现本征值相干体属性高值区一般发育致密玄武岩,是裂缝较密集的裂缝破碎带;相对低值区,裂缝发育较稀疏。地震反演属性与油藏模型参数关系分析表明,岩性越致密波阻抗值越高,高角度裂缝越发育;波阻抗属性在三维空间里的分布存在非均质性,与火山岩物性的非均质性有很好的对应关系。由于火山岩储层非均质性严重,地质模型精度较低,难以精确描述裂缝分布,因此将地震属性应用于滨三区西部火山岩油藏数值模拟,通过地震信息与油藏动态分析相结合的方法,正确认识裂缝分布与油藏开采规律。采用地震信息约束下的流线模拟方法,追踪油、气、水沿着压力梯度降落方向的运移轨迹,找出裂缝破碎带发育的优势方向。模拟结果表明,在逐步认清裂缝发育带在三维空间内分布规律的同时也改善了历史拟合,提高了油藏数值模拟精度。滨三区西部火山岩油藏数值模拟结果有效指导了油藏开发调整方案编制及钻井轨迹设计。根据地震属性约束的油藏数值模拟结果,滨674-21井区、滨674-19井区以及滨674-3井的西部剩余储量丰度较高,为优势潜力区。通过水平井挖潜剩余油、注水补充能量、蒸汽吞吐提高采收率等可行性研究,确定调整方案宜采用水平井挖潜剩余油为主;由于油藏非均质性强,水平井段应避开裂缝发育带。同时考虑井网部署,合理加密井网;尽量避开边水,优先考虑油藏中部和储层顶部位置,采取顶密边稀的原则部署井位。依据上述原则,提出了新井井位,并依据预测的裂缝发育带,引导井轨迹设计。本次研究成果在油田现场得到了实施和验证。目前完钻的水平井B674-P1投产初期日产油17t,为该区块其他老井平均产能的8-10倍,并且实现了高产、稳产,为该区块的产能接替做出了很大贡献。
杨宝华[4]（2017）在《曙光地区开发地质特征及开发效果评价》文中认为曙光油田是开采50年的老油田,从1983年6月曙1-7-5块曙1-3532井稠油蒸汽吞吐实验获得成功开始,在曙1-7-5块、杜80块、杜84块陆续扩大稠油蒸汽热采规模,目前多数已进入高轮次吞吐阶段,产量递减大,周期油汽比低,有效期短,为了提高现开采方式下挖掘油藏动用程度的潜力,合理配置注汽量、提高吞吐开发经济效益,对该地区开发地质特征、目前吞吐阶段的热采规律、吸汽状况以及地层压力变化等开展了研究。储集层的单层厚度影响油藏开发效果的重要因素,依据储集层单层厚度将曙光地区稠油油藏类型划分为块状底（顶）水油藏、多油组厚互层油藏、多油组薄互层油藏、薄-厚互层油藏、潜山底水油藏,并结合地层构造特点、沉积特征、储层特征、油层分布、流体性质、渗流特征、储层分布等特征对各类油藏进行了综合研究,筛选出普通稠油油藏中具有代表性的典型油藏为研究对象,对其吞吐生产特征、吞吐规律、开发过程中的影响因素和预防措施进行研究。最后综合对比分析现有开采模式下的阶段产油、稳产期年限、递减速度、可采储量采出程度、现阶段标定采收率等多种指标,运用指数递减法、周期生产规律法、递减模型三种产量预测方法,对普通稠油的杜66块等、特稠油的曙1-7-5块、超稠油的杜84等区块的周期生产规律、阶段开发指标变化规律、储量动用状况、油藏地层压力变化规律、采收率评价等指标进行研究,并客观的进行开发效果评价和开发趋势预测。
闫欢欢[5]（2016）在《超稠油火驱物理模拟研究》文中指出超稠油是原油粘度大于50000mPa·s的石油。单是新疆油田风城超稠油油藏就有资源量3.7亿吨,其资源量大并且可以作为稠油开发的接替资源,因此超稠油的开发具有重要的作用和战略意义。火驱技术是提高原油采收率的重要方法之一,室内实验证明,其采收率可达70%-80%,在已实施的现场火驱方案中,采收率也能达到50%-70%,并且火驱技术适用范围广,有望作为超稠油开发的接替技术。本文以新疆风城重18区蒸汽吞吐后的原油为研究对象,进行氧化动力学分析实验,求取低温氧化和高温氧化阶段超稠油的氧化动力学参数;进行一维燃烧管物理模拟实验,求取超稠油火驱燃烧基础参数,分析超稠油燃烧特性和超稠油火驱燃烧前缘传播的稳定性;结合数模及火驱现场数据,制定超稠油火驱油藏工程优化方案,取得了以下成果:1.新疆重18区超稠油低温氧化阶段活化能为126KJ/mol,高温氧化阶段的活化能为155KJ/mol,具有良好的高温燃烧特征和放热特征,能在450℃以上形成高温燃烧,大量放热;2.超稠油一维物理模拟实验求得视H/C原子比为1.27,燃烧过程中高温氧化反应起主导作用;燃料沉积量为26.64kg/m3,火驱前缘趋于稳定。火驱实验驱油效率达到91%,空气油比为1022m3/t,具有较高的驱油效率和较低的空气油比;3.根据数值模拟及火驱现场经验设计了重18区超稠油火驱油藏工程优化方案。
黄成刚[6]（2015）在《辽河油田曙一区杜84块兴Ⅰ组隔夹层研究》文中研究说明辽河油田曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段,开发目的层为新生界下第三系沙河街组兴隆台油层,共分四个油层组,为超稠油油藏,采用蒸汽吞吐开发方式开采。后期面对蒸汽吞吐开发方式的吞吐轮次高、周期产量下降、单井操作成本高等问题,为提高油藏采收率,杜84块兴Ⅰ组油藏实施方式转换,采用SAGD（蒸汽辅助重力泄油的英文首字母缩写）开发方式开发,共规划31个双水平SAGD井组,先期转入4个先导试验井组,但受隔夹层发育的影响,生产效果差,一直未达到方案设计指标。为解决关键问题-隔夹层发育对开发效果的问题,作者运用了层序地层学等先进理论和储层精细描述和油藏数值模拟的一些新技术,其中包括：地层精细对比技术、微构造研究技术、测井二次解释技术、三维建模技术、数值模拟技术及剩余油分布综合研究技术。首先运用层序地层学理论,通过对比剖面完成地层对比；根据韵律性特征及岩性、电性将兴Ⅰ组地层划分成兴Ⅰ1、兴Ⅰ2、兴Ⅰ3、兴Ⅰ4、共4个小层,完成单层级别的砂体对比研究；基于地层对比结果,确定研究区区域构造特征；在分析关键性四性关系的基础上,完成研究区300余口井的测井二次解释工作,建立了泥质含量、孔隙度、渗透率、饱和度模型；对有效厚度进行单砂体级别的二次解释；在储层精细描述的基础上,结合生产动态资料,确定了油藏参数；在构造、岩性和储层砂体精细表征的基础上,应用条件模拟的方法,建立了杜84块兴Ⅰ组含砾砂岩段储层精细的三维地质模型；最后对比泥质夹层模型与无夹层模型的开发效果,泥质夹层的存在对蒸汽腔的发育有明显影响,进而影响开发效果。曙一区兴Ⅰ组油藏是西部凹陷油气生产的重要目标区,随着SAGD开发的深入,石油工作者认识到,隔夹层发育对SAGD开发效果具有重要影响。因此,本文在落实隔夹层发育的基础上,认识隔夹层对SAGD开发效果的影响,并提出改造措施,达到改善已转井组生产效果及保持待转井组顺利转入的目的,为油田稳定提供有利保障。综上所述,为了解决本区隔夹层影响生产效果的问题,作者把传统的地质方法和先进的数值模拟方法相结合,预测了井间隔夹层的展布,找到影响开发效果的原因,圆满地解决了问题。
刘梦[7]（2015）在《曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究》文中研究说明辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏1976年发现,随着油田勘探开发的深入,各个阶段暴露出不同的开发矛盾。投产初期注汽压力高,易出砂;中期易引起较严重的井间干扰或汽窜,后期周期生产时间长、日产油峰值低,排水期长,汽窜加剧,平面矛盾、层间矛盾加剧,井下技术状况变差。超稠油单井日产水平不断降低。本文针对吞吐中后期的各种矛盾,立足超稠油油藏高效开发和超稠油油藏采收率提高,通过对研究区域地质体重新认识并结合蒸汽吞吐中后期存在的矛盾,摸清超稠油油藏蒸汽吞吐中后期的主要开发矛盾和单井日产量变化规律,采取适合超稠油油藏蒸汽吞吐阶段的组合式注汽,水平井挖潜及蒸汽吞吐后的SAGD方式转换等特色技术。现场实施,单井日产上升至8t/d,水平井日产达到直井单井日产的3倍,蒸汽吞吐和SAGD的最终采收率达到60%左右,最终实现油藏的高效开发。
张明波[8]（2014）在《杜84块馆陶超稠油油藏SAGP开发研究》文中研究表明曙一区杜84块馆陶组油层为巨厚块状边、顶、底水的超稠油油藏，是辽河油田超稠油生产的主力区块之一。但由于杜84块馆陶组油藏属于中深层超稠油油藏，具有埋藏深，压力高等特点。在SAGD开发过程中，蒸汽向上覆岩层的传热速度快，热能消耗大，油汽比低，蒸汽腔发育不均衡等问题相继暴露出来。同时SAGD开发过程中是连续注入蒸汽，注入的蒸汽在加热油层时，所携带的热量向油层上、下覆盖层散失，造成了热损失使得热量的利用率降低，蒸汽超覆现象非常明显，如果不采取有效的改进性技术措施，一旦蒸汽超覆至顶水区域，就会引起顶水下泄，对SAGD试验甚至整个油藏的开发都会产生非常不利的后果。为改善杜84块馆陶超稠油油藏SAGD开发效果，避免蒸汽腔快速上升造成的顶水下泄风险，达到降低开采成本、延长开采时间、合理高效开发馆陶超稠油油藏的目的，开展对SAGD的改进性技术注氮气辅助SAGD开发技术（SAGP）的攻关与研究。应用数值模拟以及物理模拟方法对注氮气辅助SAGD技术（SAGP）开发过程中氮气的注入方式、注入位置、段塞尺寸、以及氮气/蒸汽比等重要参数进行了优化设计研究。经过一段时间的现场实施后，取得了蒸汽腔上升减缓，井组生产效果显着提高等良好效果。进一步证明了注氮气辅助SAGD技术（SAGP）开发杜84块馆陶超稠油油藏的可行性，同时验证了此种开采方式能够提高顶水油藏的开采效果及经济效益，对于SAGD试验的成功以及高效开发馆陶组油藏具有现实价值和长远意义。
田野[9]（2014）在《超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究》文中提出曙一区超稠油油藏是“十二五”期间辽河油田保持产量稳定的主力区块。该油藏于九十年代初期采用蒸汽吞吐开发方式进行工业化开采，经过十年的开发生产规模超过了100万吨，目前生产规模达到290万吨。然而随着开发的不断深入，超稠油蒸汽吞吐的开发矛盾日益凸显。首先，超稠油蒸汽吞吐进入高周期后，地层压力下降，开发效果变差，因此油田缺乏稳产基础。另外，蒸汽吞吐的油井在3-5周期产量达到高峰期后逐渐递减，年综合递减率平均在25％左右，并且蒸汽吞吐的最终采收率不高于24%。同时区块的剩余部署井位不足，储层条件逐年变差。为此通过国内外合作研究，认为蒸汽辅助重力泄油（英文简称SAGD）在开发超稠油油藏上可获得较高的采收率和经济效益。但是目前国内关于SAGD开发过程中的动态跟踪、预测，以及调控措施没有形成一套成熟合理的标准及规范，影响了SAGD技术的进一步推广和应用。因此开展蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究，对实施SAGD技术工业化具有十分重要的意义。
李宗生[10]（2013）在《高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究》文中研究说明辽河油田曙一区杜84块兴隆台、馆陶油层为超稠油油藏。1997年采用蒸汽吞吐方式投入开发,目前产量规模保持在120万吨以上,成为我国最大的超稠油生产基地。由于受蒸汽吞吐开采方式和原油性质的制约,油井进入高周期吞吐以后,周期产油量逐渐下降,吞吐效果明显变差,吨油成本不断上升。自2006年起在杜84块馆陶油层陆续转换开采方式,规模实施SAGD开发,取得良好效果,目前单井产量可达100-120吨/天。本文先是对曙一区油藏地质特征、杜84块滚动开发历程进行分析入手,运用油藏工程方法,结合超稠油生产实际,研究了超稠油油藏蒸汽吞吐开采特点和规律,得出对于高轮次蒸汽吞吐开发中后期的杜84块馆陶油层来说陆续转换开发模式势在必行,再结合目前国内外超稠油开发的不同方式,认为SAGD开发模式是最适合的,也是最有效的。针对SAGD开发方式的原理和特点,在正常开发中过程需要通过向上部的直井注入大量蒸汽,使蒸汽在油层中形成连续的蒸汽腔,蒸汽冷凝放出热量加热地下原油,而后被加热的原油与冷凝水一同依靠重力作用流入下部水平生产井被大排量采出。注入油层蒸汽中的热能只有汽化潜热被有效利用,饱和水的热焓不仅对采油毫无贡献,而且影响油井的采油效果,因此向油层注入蒸汽的干度越高,释放的汽化潜热就越多,进而可大大提高采收效果。目前油田所使用注汽设备为注汽锅炉（也称湿蒸汽发生器）,它是采用高压直流自控的方式,以油或天然气为燃料加热冷水产生高温高压湿蒸汽。但由于受供水水质和自身设计的影响,锅炉出口蒸汽干度一般控制在75-80%。为了提高在SAGD开发中注入蒸汽的干度,在注汽锅炉出口安装使用了球型汽水分离器,通过汽水分离可以使蒸汽干度提高95%以上。随着曙一区SAGD开发中已逐步推行集中注汽的方式,蒸汽的单井等干度分配和计量则是关键技术。为解决这一难题,根据汽、水两相流通过标准孔板、文丘里管的压降规律,建立数学模型,设计开发了等干度蒸汽分配计量装置,使用该装置后可以实现对每口注汽井进行等干度蒸汽分配和计量,从而实现对注汽干度在线监测及有效控制单井注汽速度的目的。
二、曙一区超稠油开采特征及开发对策（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、曙一区超稠油开采特征及开发对策（论文提纲范文）
（1）深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究（论文提纲范文）
| 引言 |
| 1 实验器材及方法 |
| 1.1 实验材料 |
| 1.2 实验装置与模型设计 |
| 1.2.1 实验装置 |
| 1.2.2 实验模型 |
| 1.3 实验方案与步骤 |
| 2 转驱温度研究 |
| 3 蒸汽吞吐转驱汽腔特征对比分析 |
| 3.1 蒸汽吞吐阶段汽腔特征 |
| 3.2 蒸汽驱阶段腔体特征 |
| 4 调控措施与效果分析 |
| 4.1 注汽井射孔位置的影响 |
| 4.2 生产井射孔位置的影响 |
| 5 结论 |
（2）风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外SAGD研究现状 |
| 1.2.2 国内SAGD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 重1井区地质及开发特征分析 |
| 2.1 重1井区油藏地质特征分析 |
| 2.1.1 地层划分 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.1.5 储层展布特征 |
| 2.1.6 隔夹层分布特征 |
| 2.1.7 油藏流体性质 |
| 2.1.8 储量计算 |
| 2.2 重1井区油藏生产特征分析 |
| 第3章 重1井区SAGD效果及井组分类研究 |
| 3.1 重1井区SAGD生产特征分析 |
| 3.1.1 重1井区SAGD循环预热阶段效果分析 |
| 3.1.2 重1井区SAGD生产阶段效果分析 |
| 3.2 重1井区生产效果影响因素分析 |
| 3.2.1 数值机理模型的建立 |
| 3.2.2 重1井区地质参数影响因素分析 |
| 3.2.3 重1井区动态参数敏感性分析 |
| 3.3 重1井区双水平井SAGD井组分类 |
| 3.3.1 正交试验设计 |
| 3.3.2 模糊聚类方法 |
| 3.3.3 井组分类 |
| 第4章 重1井区典型井组数值模拟研究 |
| 4.1 重1井区地质模型的建立 |
| 4.1.1 重1井区数据准备 |
| 4.1.2 重1井区构造模型的建立 |
| 4.1.3 重1井区构型单元模型 |
| 4.1.4 重1井区储层属性模型的建立 |
| 4.2 重1井区典型井组生产历史拟合和动态预测 |
| 4.2.1 重1井区数值模型的建立 |
| 4.2.2 重1井区生产动态历史拟合 |
| 4.2.3 重1井区生产预测研究 |
| 4.2.4 重1井区典型井组剩余油分布特征 |
| 第5章 重1井区SAGD井组开发对策研究 |
| 5.1 重1井区一类SAGD井组生产参数优化 |
| 5.1.1 注汽速度优化 |
| 5.1.2 采注比优化 |
| 5.1.3 注汽压力优化 |
| 5.1.4 干度优化 |
| 5.1.5 SUB-COOL优化 |
| 5.1.6 一类井组注采参数优化效果对比 |
| 5.2 重1井区二类SAGD-直井辅助技术研究 |
| 5.2.1 直井辅助SAGD原理 |
| 5.2.2 直井辅助SAGD井位优选 |
| 5.2.3 连通建立阶段注采参数优化 |
| 5.2.4 吞吐后注采参数优化 |
| 5.2.5 直井辅助SAGD效果对比 |
| 5.3 重1井区三类SAGD-水平井辅助对策研究 |
| 5.3.1 水平井辅助SAGD原理 |
| 5.3.2 水平井辅助SAGD井位优选 |
| 5.3.3 启动阶段参数优选 |
| 5.3.4 生产阶段参数优选 |
| 5.3.5 水平井辅助SAGD效果对比 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（3）不同构造区特殊油藏数值模拟的地震信息约束机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 含油气盆地构造特征及其对特殊油藏的影响 |
| 1.2.2 稠油油藏开发技术现状 |
| 1.2.3 油藏地震分析技术研究现状及发展趋势 |
| 1.2.4 存在的主要问题 |
| 1.3 研究思路与技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究方法 |
| 1.6 完成工作量 |
| 1.7 主要创新性成果 |
| 2 油藏数值模拟及其地震信息约束机制 |
| 2.1 常规油藏数值模拟 |
| 2.1.1 油藏数值模拟概况 |
| 2.1.2 基本原理、流程 |
| 2.1.3 常规油藏数值模拟研究目前所面临的主要难点 |
| 2.2 地震信息约束油藏数值模拟机制 |
| 2.2.1 油藏属性变化与地震响应特征相关关系分析 |
| 2.2.2 将油藏模型转换生成弹性声学参数的岩石物理模型 |
| 2.2.3 岩石物理模型的标定及测井验证 |
| 2.2.4 油藏模型叠后地震正演及正演特征分析 |
| 2.3 地震信息约束下的油藏数值模拟流程与关键技术 |
| 2.3.1 油藏模型的建立 |
| 2.3.2 历史拟合及地震拟合分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 时移地震约束下的超稠油油藏数值模拟 |
| 3.1 研究区地质概况及油藏特征 |
| 3.1.1 区域地质概况 |
| 3.1.2 油藏特征 |
| 3.2 油藏数值模拟初始模型的建立及地震正演分析 |
| 3.2.1 初始油藏模型的建立 |
| 3.2.2 油藏数值模拟初步计算结果 |
| 3.2.3 地震数据分析 |
| 3.2.4 油藏初始模型的地震正演及其特征分析 |
| 3.3 SAGD蒸汽腔的发育与地震响应特征关系分析 |
| 3.3.1 温度、压力、含油饱和度的变化对地震波速的影响 |
| 3.3.2 储层变化对地震信号的影响 |
| 3.4 时移地震约束下的SAGD蒸汽腔数值模拟 |
| 3.4.1 数值模拟分析与拟合 |
| 3.4.2 拟合效果 |
| 3.4.3 剩余油分布分析及调整方案部署 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 地震信息约束下的火山岩油藏数值模拟 |
| 4.1 研究区地质概况及油藏特征 |
| 4.1.1 区域地质概况 |
| 4.1.2 油藏特征 |
| 4.2 油藏开采特征 |
| 4.2.1 火山岩油藏的一般开采特征 |
| 4.2.2 滨三区西部火山岩油藏开采特征 |
| 4.3 地震属性与裂缝发育、油藏开采规律的关系分析 |
| 4.4 融合地震信息的火山岩油藏数值模拟 |
| 4.4.1 油藏模型的建立 |
| 4.4.2 流线流管追踪模拟 |
| 4.4.3 融合地震属性和油藏动态开采规律的裂缝分析 |
| 4.4.4 地震信息约束下的油藏历史拟合 |
| 4.5 油藏水淹规律分析及剩余油分布 |
| 4.6 地震信息辅助下的开发方案调整及新井布署 |
| 4.7 本章小结 |
| 5 结论与展望 |
| 5.1 主要结论 |
| 5.2 有待研究的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）曙光地区开发地质特征及开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光地区油藏类型与地质特征 |
| 1.1 稠油分类 |
| 1.1.1 稠油的分类原则 |
| 1.1.2 稠油的分类标准 |
| 1.2 油藏类型 |
| 1.2.1 块状底（顶）水油藏 |
| 1.2.2 多油组厚互层油藏 |
| 1.2.3 多油组薄互层油藏 |
| 1.2.4 薄-厚互层油藏 |
| 1.2.5 潜山底水油藏 |
| 1.3 地质特征 |
| 1.3.1 地层划分 |
| 1.3.2 构造特点 |
| 1.3.3 沉积特征 |
| 1.3.4 储层特征 |
| 1.3.5 油层分布 |
| 1.3.6 流体性质 |
| 1.3.7 渗流特征 |
| 1.3.8 层系划分 |
| 第二章 曙光地区热采开发规律研究 |
| 2.1 周期生产规律 |
| 2.1.1 周期产量变化规律 |
| 2.1.2 周期油汽比变化规律 |
| 2.1.3 不同油藏条件下加密井产油量、油汽比变化规律 |
| 2.1.4 水平井蒸汽吞吐特点 |
| 2.2 阶段开发指标变化规律 |
| 2.2.1 曙光热采稠油油藏蒸汽吞吐产量变化模式 |
| 2.2.2 曙光热采稠油老井产量递减规律 |
| 2.3 储量动用状况 |
| 2.3.1 平面动用程度研究 |
| 2.3.2 纵向动用程度研究 |
| 2.4 油藏地层压力变化规律 |
| 2.5 采收率评价 |
| 2.5.1 采收率标定方法 |
| 2.5.2 标定结果及分析 |
| 第三章 曙光地区稠油开发的影响因素及预防措施 |
| 3.1 套管损坏问题 |
| 3.1.1 套管损坏的影响 |
| 3.1.2 套管损坏的预防措施 |
| 3.2 出砂问题 |
| 3.2.1 出砂的影响 |
| 3.2.2 出砂的预防措施 |
| 3.3 出水问题 |
| 3.3.1 出水的影响 |
| 3.3.2 出水的预防措施 |
| 3.4 汽窜问题 |
| 3.4.1 汽窜的影响 |
| 3.4.2 汽窜的预防措施 |
| 第四章 曙光地区热采开发效果评价 |
| 4.1 油藏开发水平 |
| 4.2 与开发方案对比 |
| 4.4 开发趋势预测 |
| 4.4.1 目前方式下继续吞吐潜力 |
| 4.4.2 产量预测方法的确定 |
| 4.4.3 蒸汽吞吐产量变化趋势预测结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）超稠油火驱物理模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景及意义 |
| 1.1.1 超稠油开采的潜力 |
| 1.1.2 超稠油油藏特点 |
| 1.1.3 火驱的特点 |
| 1.1.4 研究背景 |
| 1.2 技术现状分析 |
| 1.2.1 超稠油开采技术现状 |
| 1.2.2 火驱技术现状 |
| 1.3 问题引出 |
| 1.4 研究目标和主要研究内容 |
| 1.4.1 研究目标 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 研究区域概况 |
| 2.1 试验区筛选原则 |
| 2.2 油藏概况 |
| 2.2.1 试验区概况 |
| 2.2.2 油藏地质特征 |
| 2.3 试验区开发现状 |
| 2.3.1 开发历程及总体特征 |
| 2.3.2 平面动用情况 |
| 2.3.3 开发存在问题 |
| 第3章 超稠油燃烧动力学分析实验 |
| 3.1 热重分析仪实验 |
| 3.1.1 热重分析仪简介 |
| 3.1.2 实验目的 |
| 3.1.3 操作步骤 |
| 3.1.4 实验注意事项 |
| 3.1.5 实验数据处理 |
| 3.1.6 高温氧化动力学参数求取 |
| 3.2 加速绝热量热仪实验 |
| 3.2.1 装置简介 |
| 3.2.2 工作原理 |
| 3.2.3 实验目的 |
| 3.2.4 实验步骤 |
| 3.2.5 HSE要求 |
| 3.2.6 实验图示及分析 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 超稠油火驱一维物理模拟实验 |
| 4.1 装置简介 |
| 4.2 实验目的 |
| 4.3 实验步骤 |
| 4.3.1 实验准备阶段 |
| 4.3.2 饱和度模拟 |
| 4.3.3 连通性测试 |
| 4.3.4 火驱模拟实验 |
| 4.3.5 实验注意事项 |
| 4.4 实验参数及数据处理 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 超稠油火驱油藏工程优化设计 |
| 5.1 井网优选 |
| 5.2 单井产能设计 |
| 第6章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）辽河油田曙一区杜84块兴Ⅰ组隔夹层研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路 |
| 1.5 完成工作量 |
| 2 地层细分对比及微构造研究 |
| 2.1 地层细分对比 |
| 2.1.1 地层对比思路与依据 |
| 2.1.2 地层对比 |
| 2.1.3 地层对比效果分析 |
| 2.2 微构造研究 |
| 2.2.1 区域构造背景 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 3 测井资料二次解释 |
| 3.1 测井资料预处理 |
| 3.1.1 测井数据标准化 |
| 3.1.2 岩心归位 |
| 3.2 关键井四性关系研究 |
| 3.2.1 岩性电性关系 |
| 3.2.2 物性与电性关系 |
| 3.2.3 含油性与电性关系 |
| 3.3 测井解释模型的建立 |
| 3.3.1 泥质含量解释模型 |
| 3.3.2 物性解释模型 |
| 3.3.3 含油性解释模型 |
| 3.3.4 有效厚度解释模型 |
| 4 储层特征综合研究 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 储层岩性 |
| 4.1.2 储层岩石矿物 |
| 4.1.3 储层黏土矿物 |
| 4.2 储层物性特征 |
| 4.2.1 储层物性分布频率 |
| 4.2.2 储层物性平面特征 |
| 4.3 储层成岩作用及储集空间类型 |
| 4.3.1 储层成岩作用 |
| 4.3.2 储集空间类型 |
| 4.3.3 孔隙结构特点 |
| 4.4 储层润湿性及敏感性 |
| 4.4.1 储层岩石的润湿性 |
| 4.4.2 储层敏感性特征 |
| 5 隔夹层研究 |
| 5.1 隔夹层类型 |
| 5.1.1 泥质隔夹层 |
| 5.1.2 钙质隔夹层 |
| 5.1.3 物性隔夹层 |
| 5.2 隔夹层识别模式 |
| 5.2.1 隔夹层四性关系研究 |
| 5.2.2 隔夹层识别模式 |
| 5.3 隔夹层分布特征 |
| 5.3.1 隔夹层剖面展布 |
| 5.3.2 隔夹层平面展布 |
| 5.4 隔夹层热物性特征 |
| 5.4.1 导热系数 |
| 5.4.2 比热系数 |
| 5.4.3 热膨胀系数 |
| 6 开发效果的数值模拟 |
| 6.1 三维储层地质模型研究 |
| 6.1.1 建模方法和思路 |
| 6.1.2 地层构造模型建立 |
| 6.1.3 油藏参数确定 |
| 6.2 油藏数值模拟原理 |
| 6.2.1 双水平井SAGD原理 |
| 6.2.2 双水平井SAGD适用条件 |
| 6.3 隔夹层模型描述 |
| 6.4 数值模拟模型建立 |
| 6.4.1 数值模拟基本参数 |
| 6.4.2 数值模拟过程 |
| 6.5 开发效果对比 |
| 7 结论与认识及建议与不足 |
| 7.1 结论与认识 |
| 7.2 建议与不足 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
（7）曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 油田基本情况 |
| 1.2 滚动开发历程 |
| 第二章 单井日产量变化规律分析 |
| 2.1 直井单井日产规律分析 |
| 2.2 吞吐水平井单井日产规律分析 |
| 2.3 新井日产规律分析 |
| 2.4 SAGD单井日产规律分析 |
| 第三章 组合式注汽分析及效果评价 |
| 3.1 多井整体蒸汽吞吐分析 |
| 3.2 间歇蒸汽吞吐分析 |
| 3.3 一注多采分析 |
| 3.4 三元复合吞吐分析 |
| 第四章 水平井应用分析及效果评价 |
| 4.1 部署分析 |
| 4.2 钻井设计分析 |
| 4.3 措施选择分析 |
| 4.4 油井大修恢复分析 |
| 4.5 多元化二次开发研究分析 |
| 第五章 SAGD应用分析及效果评价 |
| 5.1 SAGD动态调控馆陶油藏实例分析 |
| 5.2 SAGD动态调控兴Ⅵ油藏实例分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（8）杜84块馆陶超稠油油藏SAGP开发研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国外 SAGP 技术研究现状 |
| 1.3 国内 SAGP 技术研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第二章 杜 84 块馆陶油层基本情况 |
| 2.1 馆陶油层概况 |
| 2.2 馆陶油层地质特征 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 储集层层组划分 |
| 2.2.3 沉积特征 |
| 2.2.4 储层特征 |
| 2.2.5 孔隙及孔隙结构特征 |
| 2.2.6 隔层分布特征 |
| 2.2.7 油水分布及油藏类型 |
| 2.2.8 流体性质 |
| 2.2.9 油层压力和温度 |
| 第三章 馆陶油层开发现状及开发效果分析 |
| 3.1 馆陶油层开发历程及现状 |
| 3.2 SAGD 先导试验区开发效果评价 |
| 3.2.1 与方案设计指标对比 |
| 3.2.2 蒸汽腔发育状况 |
| 3.3 SAGD 开发过程中存在的问题 |
| 3.3.1 热能消耗大油汽比低 |
| 3.3.2 产量开始下降 |
| 3.3.3 蒸汽腔发育不均衡 |
| 3.3.4 存在顶水下泄风险 |
| 3.4 技术对策研究 |
| 第四章 SAGP 技术理论研究 |
| 4.1 SAGP 技术的生产机理 |
| 4.2 注入氮气的作用机理 |
| 4.2.1 SAGP 过程中添加的氮气具有“三降三提”的综合效应 |
| 4.2.2 保持蒸汽腔的压力 |
| 4.2.3 重力分异作用机理 |
| 4.2.4 提高冷油区的原油流动能力以及蒸汽腔的外延 |
| 4.2.5 混相驱替机理 |
| 4.3 SAGP 与 SAGD 的机理对比 |
| 4.4 SAGP 适用油藏范围 |
| 4.5 SAGP 技术可行性研究 |
| 4.5.1 氮气易聚集于蒸汽腔顶部 |
| 4.5.2 氮气在汽腔顶部形成隔离带 |
| 4.5.3 氮气能够降低蒸汽腔温度 |
| 4.5.4 注氮气能够提高油汽比 |
| 4.5.5 氮气有助于促进蒸汽腔均衡发育 |
| 第五章 SAGP 试验区选择及注氮气参数优化设计 |
| 5.1 SAGP 试验区的选择 |
| 5.1.1 试验井组的选择 |
| 5.1.2 注汽井的选择 |
| 5.1.3 实施注氮气时机优选 |
| 5.2 注氮气参数优化设计 |
| 5.2.1 采用段塞注氮气方式 |
| 5.2.2 采用蒸汽腔上部注氮气 |
| 5.2.3 注氮气量优化 |
| 5.3 SAGP 开发实施方案 |
| 5.3.1 注氮气井的确定 |
| 5.3.2 注氮气方式的确定 |
| 5.3.3 注氮气参数设计 |
| 5.4 效果预测及经济评价 |
| 第六章 SAGP 开发实施效果分析 |
| 6.1 氮气主要分布在汽腔顶部有效降低热损失 |
| 6.2 蒸汽用量减少从而油汽比得到提高 |
| 6.3 含水率下降 |
| 6.4 氮气回采率较低 |
| 6.5 SAGP 开发实施过程中动态跟踪及监测要求 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（9）超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 研究目的及研究意义 |
| 0.2 国内外技术现状及发展趋势 |
| 0.3 研究内容 |
| 0.4 研究思路及技术路线 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 油田位置及自然状况 |
| 1.2 区域地质及勘探简史 |
| 1.3 杜 84 块主要地质特点 |
| 1.4 杜 84 块开发简历 |
| 1.5 超稠油蒸汽吞吐阶段生产特点 |
| 第二章 SAGD 生产特征及规律 |
| 2.1 国外不同类型油藏 SAGD 实例分析 |
| 2.2 SAGD 开采阶段的划分 |
| 2.2.1 双水平井组合 SAGD |
| 2.2.2 直井注汽和水平井采油组合 SAGD |
| 2.3 杜 84 块 SAGD 开采阶段的划分 |
| 2.4 井组动态预测方法 |
| 第三章 SAGD 开发指标的预测 |
| 3.1 先导试验区 SAGD 开发动态预测 |
| 3.2 杜 84 块 SAGD 动态的理论分析 |
| 3.3 杜 84 块 SAGD 先导试验区数值模拟动态与理论分析的对比 |
| 3.4 杜 84 块 SAGD 商业化开采动态预测 |
| 3.4.1 杜 84 块 SAGD 区域的油藏物性统计分析 |
| 3.4.2 杜 84 块 SAGD 区域的油藏类型分析 |
| 3.4.3 杜 84 块 SAGD 动态预测 |
| 第四章 合理操作参数的技术界限 |
| 4.1 转 SAGD 时机 |
| 4.2 预热方式或者热连通方式的优选 |
| 4.3 井口注汽压力的优选 |
| 4.4 井口注汽干度的优选 |
| 4.5 最佳的汽腔操作压力 |
| 4.4 注汽速率的优选 |
| 4.5 采注比的优选 |
| 4.6 采液速度的确定 |
| 4.7 合理的产出液温度 |
| 4.8 注汽井轮换方法及原则 |
| 4.9 注汽井射孔厚度，射孔井段的优选 |
| 第五章 SAGD 动态调控技术的应用 |
| 5.1 降低注汽速率，控制蒸汽腔压力，提高油汽比 |
| 5.2 优化注汽井点，实施轮换注汽，抑制汽窜，提高热利用率 |
| 5.3 利用井下监测和井筒热损失模型计算，调整生产井排液速度 |
| 5.4 开展重新预热，强化注采连通，扩大泄油通道 |
| 5.5 创新开发模式，实施重力泄油与蒸汽驱联合开采 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 地理位置及自然状况 |
| 1.2 地质简述 |
| 1.3 勘探简史 |
| 1.4 油藏地质特征 |
| 1.4.1 地层层序及层组划分 |
| 1.4.2 断裂构造特征 |
| 1.4.3 油藏主要特征 |
| 1.5 杜84块开发历程及开采现状 |
| 1.5.1 兴隆台油层开发历程及开采现状 |
| 1.5.2 馆陶油层开发历程及开采现状 |
| 1.6 超稠油生产特点 |
| 1.6.1 流动温度高,启动压差大 |
| 1.6.2 周期间产量变化规律 |
| 1.6.3 周期内日产油变化规律 |
| 1.6.4 累积采油量与累积注汽量之间存在线性关系 |
| 1.6.5 采注比、回采水率、油汽比变化趋势 |
| 第二章 超稠油的SAGD开发技术 |
| 2.1 国内外稠油开发技术现状 |
| 2.1.1 稠油热采技术现状 |
| 2.1.2 国内外超稠油热采技术发展趋势 |
| 2.2 超稠油的SAGD开发技术 |
| 2.2.1 SAGD工艺原理 |
| 2.2.2 SAGD主要技术参数 |
| 2.2.3 SAGD工艺方案 |
| 第三章 SAGD开发中的高干度注汽技术 |
| 3.1 注汽锅炉 |
| 3.1.1 注汽锅炉分类 |
| 3.1.2 注汽锅炉特点 |
| 3.1.3 注汽锅炉结构组成 |
| 3.1.4 注汽锅炉工作过程 |
| 3.1.5 集中式注汽的推广使用 |
| 3.1.6 新型保温材料在注汽管网上的应用 |
| 3.2 国内外提高蒸汽干度的方式 |
| 3.3 球型汽水分离器 |
| 3.3.1 结构组成 |
| 3.3.2 工艺原理 |
| 3.3.3 结构设计 |
| 3.3.4 设备型号 |
| 3.3.5 技术参数 |
| 3.3.6 安全性 |
| 3.3.7 其它相关技术 |
| 3.4 球型汽水分离器的运行 |
| 3.4.1 运行条件 |
| 3.4.2 电源条件 |
| 3.4.3 安全保护 |
| 3.4.4 控制系统 |
| 3.5 效果分析 |
| 第四章 等干度蒸汽分配计量技术 |
| 4.1 汽-液两相流计量技术发展概况 |
| 4.1.1 汽-液两相流计量的原理 |
| 4.1.2 国内外汽-液两相流计量的现状 |
| 4.1.3 汽-液两相流计量的分类 |
| 4.2 等干度蒸汽分配计量装置 |
| 4.2.1 装置原理 |
| 4.2.2 数学模型 |
| 4.2.3 数学模型修正 |
| 4.2.4 结构特点及组成 |
| 4.3 效果分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
四、曙一区超稠油开采特征及开发对策（论文参考文献）
- [1]深层超稠油油藏蒸汽吞吐后转汽驱实验研究[J]. 赵庆辉,张鸿,杨兴超,程海清,潘攀. 西南石油大学学报(自然科学版), 2021(03)
- [2]风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究[D]. 葛阳. 西南石油大学, 2019(06)
- [3]不同构造区特殊油藏数值模拟的地震信息约束机制研究[D]. 李春霞. 中国矿业大学(北京), 2017(02)
- [4]曙光地区开发地质特征及开发效果评价[D]. 杨宝华. 东北石油大学, 2017(02)
- [5]超稠油火驱物理模拟研究[D]. 闫欢欢. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [6]辽河油田曙一区杜84块兴Ⅰ组隔夹层研究[D]. 黄成刚. 浙江大学, 2015(06)
- [7]曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究[D]. 刘梦. 东北石油大学, 2015(04)
- [8]杜84块馆陶超稠油油藏SAGP开发研究[D]. 张明波. 东北石油大学, 2014(03)
- [9]超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究[D]. 田野. 东北石油大学, 2014(02)
- [10]高干度注汽技术在SAGD开发中的应用研究[D]. 李宗生. 东北石油大学, 2013(05)