一、断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善（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》文中认为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。
刘斌[2]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中提出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。
刘淑萍[3]（2020）在《大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计》文中进行了进一步梳理大港油田D区块为复杂断块油藏,面临剩余油分散、含水率高以及采收率低等现状,其地质储量占整个油田的50%以上。本文以大港油田D区块为研究对象,运用了油藏数值模拟技术,进行了动态分析评价和生产历史拟合研究,分析了剩余油分布及其潜力,最后优选了二次开发调整方案。本文从水驱控制程度,注采对应率和油层动用程度等方面,综合评价了大港油田D区块的开发效果,经分区块分析得出大港油田D区块整体为三类开发水平。从井网密度,井距等方面评价了注采井网的完善程度,其注采井网不够完善,需要进行井网加密等措施。本文在生产历史拟合的基础上,对大港油田D区块的剩余油分布及潜力进行了研究。其剩余油主要分布在主力水淹砂体、废弃河道边部和断层,可以对这些区域采取井网加密以及深部调驱等措施继续挖潜。本文对大港油田D区块进行了层系划分和井网加密,设计了二次开发调整方案并进行了开发指标的预测。采用人工注水与天然水驱相结合的开发方式,优选方案主要以老井措施和深部调驱为主。方案设计新井152口,累积增产原油197.7×104t,提高采收率4.0%,采取总体部署,分5年实施。
吴微[4]（2020）在《曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究》文中研究表明曙光稀油油藏于1975年投入开发,并于1976年开始注水,经过几年的快速上产,1980年该区域年产油量迅速上升至130×104t,并且随着后续不断新增动用储量,从1981年至1990年,曙光稀油油藏在1%的年采油速度上保持了10年之久,但是,伴随着开发时间的逐渐延长,地层压力低、注采井网欠完善、油藏动用不均等问题日益严重,于1991年起,该区域年产油量以平均每年4.5×104t的递减幅度快速下降,平均年综合递减率为10.4%,2011年该区域年产油量降至36.6×104t,随后进入缓慢递减阶段,平均年递减幅度2.1×104t,平均综合递减率7.6%,年产油跌至32.7×104t。为达到该区域稀油稳产目标,开展了稀油油藏开发后期稳产技术研究,集中对小断块潜力、复杂断块稳产技术、单砂体动用状况以及高采出区块剩余油分布状况进行研究,制定相应稳产技术路线。本文研究了曙光稀油油藏的储层物性以及相关开发历程,分析了曙光稀油油藏现阶段开发中存在的制约性问题,并针对此类制约因素制定相应技术对策,先后排查边部小断块未动用潜力,研究复杂断块稳产技术,寻找单砂体油藏注水开发低动用区域,并着重对高采出区域剩余油分布情况进行刻画。通过稀油稳产技术的持续研究实施,边部小断块实施注水辅助开发,复杂断块规划细分层系开发,单砂体油藏采用新工艺提高动用状况,并对高采出区块进行合理复产,曙光稀油油藏实现整体上产,综合递减率及自然递减率均有所下降,并形成了相应的稀油稳产技术体系,对同类型油藏有效开发具有重要意义。
王进博[5]（2019）在《鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化》文中研究表明近年来,随着研究区勘探开发工作的进展,一系列复杂的生产问题不断的表现出来。其中包括含油层系多,注采对应关系差,区块注水井吸水能力低,补充地层能量亏空速度慢,生产形势被动等。而科学可持续的发展近年来在油田的生产中占据重要的地位。因此本论文通过整理分析研究区已有资料（井位坐标海拔数据、射孔数据、地震资料、电子测井曲线、录井资料、生产资料）,并对井网稀疏区域利用地震资料加以控制,绘制地质基础图件;借用一些实验技术手段（扫描电镜、压汞、粒度分析、X衍射）,对该区储层特征（地层、沉积相、构造、孔隙度、渗透率、敏感性、非均质性、四性关系）与油藏特征（温度与压力系统、地层水性质、原油性质）进行系统的研究。在此基础上,通过对研究区生产动态资料（注水井剖面资料、注水井生产数据、试油总结资料、压力测试数据、有效注水开发井网资料）进行分析,给出研究区现有注水开发效果评价。最后依据得出的研究结果（储层特征、油藏特征、注水开发效果评价）,分析现有的开发方案存在的问题（注水进度滞后、地层亏空严重、平面地层压力分布不均、采油井见效缓慢）找出形成问题与矛盾的主要原因。提出新的井网部署及压裂、补孔措施,完成储层开发方案的调整。通过研究得出以下几点认识:1、研究区构造以西倾单斜为背景,形成多个鼻状隆起,构造平缓,在上倾方向上岩性致密,形成了良好的圈闭,结合工区生产资料分析,判断油气运移聚集的有利区为构造隆起区域,为新井的部署提供理论依据。2、研究区长4+5、长6为三角洲前缘亚相沉积,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩;依据沉积相平面砂体展布特征,以及砂体纵向分布特征,分析发现在长4+5、长6不同油层组,油气富集规律不同,砂体连通性特征也不同,为进一步调整射孔与压裂层位提供依据。3、研究区孔隙结构复杂,主要发育粒间溶孔,微溶孔中胶结物含量较多;矿物含量影响着储层孔隙度、渗透率,导致物性较差;由于沉积相变和成岩作用影响,储层非均质性明显,单砂体内部渗透率的变化比较复杂,需在后期开发调整中采用相应的压裂与酸化措施。4、研究区储层弱速敏、中等偏弱水敏、弱碱敏、弱盐敏、中等偏强酸敏、弱亲水束缚水饱和度46.8%,束缚水油相有效渗透率为1.013×10-3μm2;油水相对渗透率0.116;根据现有的注水开发分析,注入水与储层配伍性关系较好,为进一步注水开发提供有力条件。5、研究区原油物性较好,密度、饱和压力值均较低而凝固点高,是一种封闭性较好的油藏,油藏埋深1500～1800m,原始平均地层温度2.73℃/100m,为原油低粘度提供条件,保证原油较好的流动性。6、研究区局部注水井组注水见效呈递减,双向见效油井稳产效果不明显;通过对注水井组见效分析,并结合沉积相砂体平面纵向展布特征,判断砂体连通和尖灭与注采对应性的关系,为新的注水井部署位置提供可行依据。
吴国强[6]（2019）在《D373块低渗透油藏开发效果评价及调整方案设计研究》文中研究说明D373块属于低渗区块,开发后期剩余油分布研究和开发技术政策研究就成了油田开发研究工作的主要内容。针对D373块在开发初期对地质认识不清,技术政策不明确,导致油井含水上升、注水压力过大、水井注不进去而停注等问题,对D373块开展开发技术政策研究。研究不同注采参数下油藏的注入特征,油井液、油、含水变化特征,压力变化特征,对获得一定地质条件下合理的开发模式和技术界限有重要的意义。本文通过精细地层对比、构造及断层精细解释、储层特征描述等工作,落实D373块油藏地质特征,建立了D373块的基本地层格架。针对D373块边底水不活跃,天然能量不足,动液面下降快等特点,采用Petrel建立三维地质模型,地质模型的网格采用角点网格,合理划分网格规模,建立符合滩坝砂储层相适应的纵向细分网格。通过Eclipse建立动态数值模拟模型,结合产油量、产水量、射孔、压裂、酸化、封层等措施历史信息,进行历史拟合,后下一步方案设计奠定基础。研究结果表明,结合油藏工程方法和数值模拟方法,加密调整D373井网为反九点井网,制定注水开发技术政策界限,确定在油水井压裂改造条件下的合理注采井距225m,极限井距165 m,在生产压差10.0 MPa、泵深2200 m的情况下,地层压力下限值25.6MPa,对应的地层压降为9.8 MPa,确定生产压差为10.0 MPa。预计实施后前三年平均建产能1.42×104t,对比调整前前三年平均新增产能0.46×104t,最终采出程度增加3.7%,增加产能6.31×104t,采收率取值22%。
宋瑞娟[7]（2018）在《留楚油田开发评价及挖潜对策研究》文中研究说明留楚油田位于河北省的饶阳县境内,1996年投入注水开发以来已有二十余年,注水开发时间的不断延长,油藏开发矛盾越来越加剧,油层分布呈“短牙刷”状,砂体数量多,规模小,叠置关系复杂,水驱调整难度较大。储层非均质严重,纵向上油水井动用油层多,水淹状况复杂,剩余油认识难度大。近几年以来,留楚油田通过开展以水井为中心的注采井网调整、注采关系完善、单井组调驱、酸化增注等一系列综合治理工作,油藏水驱效果有所好转,但随着注水见效井含水上升加快、调驱井的失效,油藏含水上升速度又有所加快。如何控制主力层的含水上升速度,进一步提高水驱开发效果,是实现油藏稳产的关键。首先开展油藏工程评价,进行井网及注采适应性研究,结合地质基础研究留楚油田的水淹规律和剩余油分布富集规律,并对剩余油潜力进行评价;其次通过对前期的室内调驱体系试验、数值模拟得到的调驱方案进行效果跟踪评价,总结经验;最后,针对油藏目前存在的主要问题,制定相应的留楚油田综合调整部署方案。研究结果表明,构造控制为主的高部位主力油砂体,储量基数大,是剩余油挖潜的主要目标,岩性控制为主的低部位油砂体,水驱动用程度低,也具备一定的剩余油潜力,楚102断块注水开发时间较短,注水方向性较强,主力砂体平面、层内剩余油潜力大,是剩余油挖潜的主体。前期单井组调驱在留楚油田取得了较好的增油效果,采用复合调驱技术也改善了开发的效果。通过井组选择和配套措施、方案及注入工艺优选几个方面深部调驱方案取得了不错的成效。目前已见到较好的阶段增油效果,对应油井不同程度有见效显示,表现为液量基本稳定,含水逐渐下降,油井见效率为77%。与调驱前对比,井区日产液基本稳定,含水由83%降至72%,日产油,平均日增油均有所提升,与调驱前对比,断块自然递减减缓2.6个百分点。
王康[8]（2017）在《宁50复杂断块剩余油分布及挖潜治理对策研究》文中提出复杂断块低渗透油藏的勘探、开发难度较大,目前该类油藏采收率普遍较低,开发效果差,剩余油分布规律复杂,具有较大的储量挖掘潜力。本文以华北油田宁50断块油藏为典型特例,通过研究复杂断块低渗透油藏的主控因素与剩余油分布规律,认识此类油藏的地下面貌,研究有效的开发方式和开发对策,制定合理的科学挖潜方案,通过综合治理,以期获得较高的采收率,这对于提高复杂断块低渗透油藏难动用储量的开发水平,实现资源接替有重要现实意义。从复杂断块低渗透油藏地质特点研究入手,通过精细地层对比及三维地震解释,结合生产动态资料,建立精细构造模型;并在粗化地质模型的基础上利用数值模拟软件进行了历史拟合;通过油藏工程技术与动态分析相结合,根据影响剩余油分布的主要因素,对剩余油分布进行定性和定量描述;针对剩余油分布特点制定合理的挖潜对策;综合数值模拟及油藏工程研究认为剩余资源主要受砂体、非均质程度及注采井网不完善等三个因素控制,主力砂体动用程度高,水淹严重,小砂体动用程度低。通过剩余油研究及各项研究成果,结合剩余资源分布,制定了油田下步的挖潜治理方案,提高油井的生产能力。共设计三个挖潜方案,经指标预测,推荐方案二为最佳方案。该方案设计新井1口,结合老井措施,预测10年后累计增油17.09万吨。
赵广大[9]（2015）在《锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究》文中提出目前,蒸汽驱是稠油油藏开发的主要方式,其核心是提高注采井间的油层温度场。随着汽驱开发的深入,液相前缘波及范围逐渐扩大,井组间热流体由于渗流环境的不同极易发生不均匀突进发生汽窜现象,汽窜发生后生产井一般采用减小排量、提高动液面高度等技术措施。这些措施可对汽窜起到缓解的作用,但会造成井组单元注入的蒸汽越过该生产井,外溢至邻近的井组或试验区块,从而造成井组注采关系失调、蒸汽热量的浪费和井组原油储量的外溢。基于上述问题论文在原开发井网的基础上,提出全新的布井方式,其目的是充分利用井组注入单元注气过程外溢至邻近的井组或试验区块的蒸汽,提高稠油开发经济效益。论文以辽河油田锦91区块稠油油藏为研究背景,该区块于2008年6月在锦91断块西北部于I组开展了蒸汽驱先导试验,经历3个月的热连通阶段,在2008年9月试验区内部采油井逐渐受效达到汽驱高峰期,高产期试验区为了扩大蒸汽波及范围,采用反九点法高注气强度开发4年,造成了部分井组出现了蒸汽能量外溢的情况。2012年6月试验区块进入汽驱后期开发阶段减小注汽量,但是蒸汽外溢能量区域还是不断扩大,至今蒸汽波及范围已达到167m。以上问题说明试验区块反九点井网采注比偏低、汽窜现象严重、油汽比低于经济开发极限,认为先导试验区块,在蒸汽开发末期存在较大问题。需要转变开发方式,在即将扩大开发的试验区采用合理的井网布置,延长区块生产时间。针对先导试验区蒸汽驱反九点开发井网井组能量外溢、汽窜等问题,论文应用Petrel地质建模软件对锦91断块于楼油层进行精细地质建模,利用稠油CMG数值模拟软件对区块进行生产历史拟合。针对试验区块存在的问题,以反九点法井网为基础创新提出了反九点抽稀、小回字形和大回字形井网调整模式。利用数值模拟软件对反九点、反九点抽稀、小回字形和大回字形井网进行优选对比,得出小回字形井网可以通过内线井和外线井的调整,适当的降低采油速度,同时具有较高的采注比,可以控制井网蒸汽扩散的方向及速度。认为较符合扩大蒸汽驱生产要求,利用创新的蒸汽驱物理实验模拟方法,针对小回字形井网的注采参数及开发方案进行优化和验证,最终得出采用小回字形井网,间歇性开关内线井的开发方案具有较高的采收率,可提高蒸汽的利用率具有较高的采出程度和较低的采油速度。论文取得的研究成果,可为油田现场解决注入单元注气过程蒸汽外溢问题的提供技术依据,同时为锦91块蒸汽驱扩大试验的成功和创新井网的推广应用提供理论支持。
尚涛[10]（2015）在《摆宴井油田注水开发动态分析》文中研究表明摆宴井油田属典型的低渗油藏,经过近几十年的开采,油藏已进入开发中后期,产能下降速度快,油水分布复杂,生产矛盾日趋突出,挖潜难度越来越大。因此有必要进行地质再认识、动态分析、油藏工程及水驱效果评价等研究,提出一套适合本区的开发技术政策,为油藏合理开发提供科学依据。本文首先对油藏地质特征进行研究分析;其次根据生产动态资料对油井产油状况、油井产水状况、含水变化状况、地层能量状况、注水状况等进行分析,并对部分高含水井进行分析,找出导致油井高含水的原因;然后通过储量控制程度、储量动用程度、存水率、水驱指数、合理地层压力、合理井口注水压力、合理生产压差等进行开发效果评价和油藏工程论证;最后对摆宴井油田稳产开发提出可行性部署建议。研究结果表明摆宴井油田延安组主要受构造控制,形成岩性-构造油气藏。延长组油藏受岩性和构造双重控制,油藏类型为构造—岩性油气藏,孔隙类型以粒间孔为主;单井产油量与含水率基本保持平稳,递减率较慢,低产井所占的比例较大;水驱储量控制程度较高,水驱储量动用程度较差,含水变化率较平稳,存水率与水驱指数较高;延6、延10、长8合理的最大注入压力分别不得超过15MPa、18MPa、21MPa;侏罗系的合理采油速度为1.75%,三叠系长8的合理采油速度为1.27%,预测侏罗系油藏最终采收率为27.14%,三叠系长8油藏最终采收率为14.15%。
二、断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善（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、断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善（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）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 |
（3）大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景与研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 2 大港油田D区块地质特征研究 |
| 2.1 地质特征分析 |
| 2.2 储量计算 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 大港油田D区块动态分析评价 |
| 3.1 开发效果评价 |
| 3.1.1 水驱控制程度 |
| 3.1.2 注采对应率 |
| 3.1.3 油层动用程度 |
| 3.1.4 压力保持水平 |
| 3.1.5 含水上升率 |
| 3.1.6 剩余可采储量采油速度 |
| 3.1.7 水驱指数 |
| 3.1.8 阶段存水率 |
| 3.1.9 自然递减率 |
| 3.1.10 水驱采收率 |
| 3.2 井网完善程度评价 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 大港油田D区块三维地质模型 |
| 4.1 三维地质模型的建立 |
| 4.1.1 工区范围 |
| 4.1.2 构造模型 |
| 4.1.3 砂岩骨架模型 |
| 4.1.4 属性模型 |
| 4.2 模型粗化 |
| 4.3 本章小结 |
| 5 大港油田D区块油藏数值模拟 |
| 5.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布及潜力 |
| 5.3.1 主力水淹砂体 |
| 5.3.2 废弃河道边部 |
| 5.3.3 断层控制 |
| 5.3.4 正向微构造 |
| 5.3.5 零星小砂体 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 大港油田D区块调整方案设计 |
| 6.1 开发原则 |
| 6.2 层系划分 |
| 6.3 油藏工程指标设计 |
| 6.3.1 单井产量 |
| 6.3.2 合理地层压力界限 |
| 6.3.3 合理流动压力界限 |
| 6.3.4 合理注水压力界限 |
| 6.3.5 注采比和注入量 |
| 6.3.6 油水井数比 |
| 6.4 开发井网设计 |
| 6.5 部署及实施安排 |
| 6.6 开发指标预测 |
| 6.7 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（4）曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光油田稀油油藏开发概况 |
| 1.1 区域地质及勘探简史 |
| 1.2 油藏地质特征 |
| 1.2.1 地层层序及层组划分 |
| 1.2.2 构造特征与断裂特征 |
| 1.2.3 沉积体系及相关沉积特征 |
| 1.2.4 储层特征及油藏类型 |
| 1.3 油藏开发历程 |
| 第二章 曙光稀油油藏开发各阶段矛盾及存在问题 |
| 2.1 油藏开发初期存在问题 |
| 2.2 油藏开发中期存在问题 |
| 2.3 油藏开发后期存在问题 |
| 第三章 曙光稀油油藏稳产技术研究与分析 |
| 3.1 边部小断块增油潜力研究 |
| 3.1.1 目前存在问题 |
| 3.1.2 稳产技术研究 |
| 3.1.3 现场试验效果评价 |
| 3.2 稀油油藏中复杂断块稳产技术研究 |
| 3.2.1 目前存在问题 |
| 3.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 3.2.3 复杂断块稳产技术研究 |
| 3.3 低动用单砂体上产技术研究 |
| 3.3.1 目前存在问题 |
| 3.3.2 稳产技术研究 |
| 3.3.3 现场试验效果评价 |
| 3.4 高采出程度区块剩余油上产潜力研究 |
| 3.4.1 目前存在问题 |
| 3.4.2 稳产技术研究及现场试验效果评价 |
| 第四章 曙光稀油油藏开发后期稳产技术实施效果及评价 |
| 4.1 边部小断块开发增油效果已见成效 |
| 4.2 复杂断块开发技术实现相关油藏上产稳产 |
| 4.3 低动用单砂体区域纵向动用程度有所提高 |
| 4.4 高采出区块二次开发取得较好效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abatract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 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 |
| 第二章 研究区概况 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 区域构造背景 |
| 第三章 地层与构造特征 |
| 3.1 地层划分 |
| 3.2 构造特征 |
| 第四章 沉积相研究 |
| 4.1 沉积相划分 |
| 4.2 沉积相类型 |
| 4.3 沉积相平面展布特征 |
| 第五章 储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.2 孔隙特征 |
| 5.2.1 孔隙类型 |
| 5.2.2 孔隙结构 |
| 5.3 成岩作用特征 |
| 5.4 物性特征 |
| 5.5 敏感性 |
| 5.6 非均质性 |
| 5.6.1 储层隔夹层研究 |
| 5.6.2 渗透率非均质性 |
| 5.7 储层评价 |
| 第六章 油藏特征 |
| 6.1 流体性质 |
| 6.2 地层温度与压力 |
| 6.3 油藏类型 |
| 第七章 注水开发效果评价 |
| 7.1 开发现状 |
| 7.1.1 开发历程划分 |
| 7.1.2 生产现状 |
| 7.1.3 开发潜力区分类 |
| 7.2 注水开发效果评价 |
| 7.2.2 水驱特征研究 |
| 7.2.3 储量控制及动用分析 |
| 7.2.4 见效特征 |
| 7.2.5 地层能量保持状况 |
| 7.2.6 含水上升规律研究 |
| 7.2.7 井网适应性分析 |
| 7.2.8 注水效果控制因素分析 |
| 7.2.9 综合评价 |
| 第八章 开发方案优化 |
| 8.1 井网调整思路 |
| 8.2 原开发方案分析 |
| 8.3 开发方案部署 |
| 8.4 采收率预测 |
| 8.5 开发潜力区分析 |
| 8.6 实施要求 |
| 8.6.1 整体实施安排 |
| 8.6.2 钻井要求 |
| 8.6.3 射孔及投产要求 |
| 8.6.4 动态监测要求 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（6）D373块低渗透油藏开发效果评价及调整方案设计研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 1.3.1 D北油田D373 块油藏地质概况 |
| 1.3.2 D373 块的开发历程和开发状况分析 |
| 1.3.3 D373 块的开发效果的评价 |
| 1.3.4 剩余油分布规律研究 |
| 1.3.5 开发调整方案设计 |
| 第2章 油藏地质特征 |
| 2.1 概况 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 地层简况 |
| 2.2.2 地层划分 |
| 2.2.3 地层对比结果 |
| 2.3 构造精细研究 |
| 2.3.1 层位标定 |
| 2.3.2 速度分析 |
| 2.3.3 精细构造解释 |
| 2.3.4 构造研究及断裂特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 岩性特征 |
| 2.4.2 储层物性 |
| 2.4.3 砂体分布 |
| 2.4.4 储层非均质 |
| 2.4.5 储层裂缝 |
| 2.4.6 储层敏感性 |
| 2.5 油藏特征 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 温度压力系统 |
| 2.5.3 油藏类型 |
| 2.6 石油地质储量计算 |
| 2.6.1 储量计算方法 |
| 2.6.2 储量计算参数确定 |
| 2.6.3 石油地质储量计算结果 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 开发历程及开发现状分析 |
| 3.1 开发历程及开发现状 |
| 3.1.1 开发现状 |
| 3.1.2 开发现状 |
| 3.2 储量动用状况 |
| 3.2.1 平面井网欠完善 |
| 3.2.2 纵向上采出程度不均衡 |
| 3.3 油井生产状况 |
| 3.3.1 试油简况 |
| 3.3.2 单井生产状况 |
| 3.3.3 油井产能状况 |
| 3.4 注水效果评价 |
| 3.4.1 注水现状 |
| 3.4.2 注水效果分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 油藏数值模拟及剩余油的研究 |
| 4.1 精细地质建模 |
| 4.1.1 基础数据准备及录入 |
| 4.1.2 构造模型建立 |
| 4.1.3 建立平面网格模型 |
| 4.1.4 地层模型建立 |
| 4.1.5 储层模型建立 |
| 4.2 油藏数值模拟研究 |
| 4.2.1 油藏模型建立 |
| 4.2.2 历史拟合 |
| 4.3 剩余油分布研究 |
| 4.3.1 层间剩余油分析 |
| 4.3.2 小层剩余油分布分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 调整方案设计 |
| 5.1 技术政策研究 |
| 5.1.1 开发方式研究 |
| 5.1.2 合理细分开发层系研究 |
| 5.1.3 注采调整及加密可行性分析 |
| 5.1.4 合理地层压力保持水平 |
| 5.1.5 单井经济参数研究 |
| 5.1.6 合理生产参数研究 |
| 5.2 调整方案设计 |
| 5.2.1 方案调整原则 |
| 5.2.2 调整方案 |
| 5.2.3 调整方案 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）留楚油田开发评价及挖潜对策研究（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 深部调驱研究现状 |
| 1.2.2 剩余油分布及挖潜措施研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.3.1 油藏地质分布 |
| 1.3.2 前期单井组及室内体系实施效果评价 |
| 1.3.3 油藏工程评价及油藏挖潜技术研究 |
| 1.3.4 综合调整部署方案 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 留楚油田地质开发特征 |
| 2.1 基本地质特征 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 油藏分布特征 |
| 2.1.4 流体性质 |
| 2.2 开发特征 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 留楚油田油藏工程评价 |
| 3.1 开发层系适应性评价 |
| 3.2 开发方式适应性分析 |
| 3.3 开发井网适应性评价 |
| 3.4 水驱开发效果评价 |
| 3.4.1 楚29+40 断块 |
| 3.4.2 楚102 断块 |
| 3.4.3 剩余油潜力分析 |
| 3.5 措施适应性分析 |
| 3.5.1 存在的主要问题 |
| 3.5.2 注水开发效果 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 前期调驱方案实施效果评价 |
| 4.1 前期调驱方案 |
| 4.2 现场注入实施情况 |
| 4.2.1 实施概况 |
| 4.2.2 现场注入跟踪与调整 |
| 4.3 效果分析 |
| 4.4 调驱见效机理分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 油藏潜力研究及挖潜对策研究 |
| 5.1 油藏潜力研究 |
| 5.1.1 总体储采状况 |
| 5.1.2 剩余油纵向分布 |
| 5.1.3 储量动用及水淹特点 |
| 5.1.4 剩余油潜力 |
| 5.1.5 饱和度测试 |
| 5.2 油藏挖潜技术对策研究 |
| 5.3 综合部署方案原则及具体内容 |
| 5.3.1 方案部署原则 |
| 5.3.2 综合部署方案具体措施 |
| 5.4 经济效益分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）宁50复杂断块剩余油分布及挖潜治理对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 复杂断块剩余油研究方法 |
| 1.2.2 复杂断块提高采收率研究 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第二章 宁50断块地质特征研究 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 油组及小层划分结果 |
| 2.3 油组储层特征统计分析 |
| 2.4 储层非均质性评价 |
| 2.4.1 层内非均质性 |
| 2.4.2 层间非均质性 |
| 2.4.3 平面非均质性 |
| 2.5 沉积微相特征 |
| 2.6 油层分布特征及影响因素 |
| 2.7 储层特征综述 |
| 第三章 开发效果评价 |
| 3.1 开发现状 |
| 3.2 开发特征 |
| 3.3 可采储量计算 |
| 3.4 注采系统完善程度 |
| 3.5 含水率 |
| 3.6 剩余可采储量的采油速度 |
| 3.7 措施效果分析 |
| 第四章 三维地质模型建立及油藏数值模拟研究 |
| 4.1 三维地质模型建立 |
| 4.1.1 建模基础资料及工作流程 |
| 4.1.2 构造建模 |
| 4.1.3 岩相建模 |
| 4.1.4 属性建模 |
| 4.1.5 模型粗化 |
| 4.2 数值模拟研究 |
| 4.2.1 模拟范围及使用软件 |
| 4.2.2 数值模拟模型的建立 |
| 4.2.3 油藏开发动态历史拟合 |
| 第五章 剩余油分布研究 |
| 5.1 剩余油饱和度分布特征 |
| 5.2 剩余油可采储量的分布 |
| 5.3 影响剩余油分布的主要因素分析 |
| 第六章 宁50断块剩余油挖潜技术对策及方案部署 |
| 6.1 目前存在问题 |
| 6.2 剩余油挖潜技术对策研究 |
| 6.3 剩余油挖潜方案部署 |
| 6.4 开发指标预测 |
| 6.4.1 新井产量的预计 |
| 6.4.2 开发指标预测及方案优选 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景、研究目的及意义 |
| 1.2 蒸汽驱概述及驱油机理研究 |
| 1.2.1 蒸汽驱概述 |
| 1.2.2 蒸气驱采油机理研究 |
| 1.3 蒸汽驱研究现状 |
| 1.3.1 稠油注蒸汽驱技术应用现状 |
| 1.3.2 蒸汽驱采油工艺研究现状 |
| 1.4 本文主要研究工作 |
| 第二章 锦91断块地质概况及蒸汽驱开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 先导试验区地质概况 |
| 2.1.2 扩大试验区地质概况 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.2.1 先导试验区开发现状 |
| 2.2.2 扩大试验区开发现状 |
| 2.3 锦91断块蒸汽驱先导试验开发效果分析 |
| 2.3.1 先导试验区动用程度 |
| 2.3.2 先导试验区蒸汽腔扩散规律 |
| 2.4 先导试验及扩大试验转蒸汽驱条件 |
| 2.4.1 先导试验区转蒸汽驱条件 |
| 2.4.2 扩大试验区转蒸汽驱条件 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 锦91断块先导试验区精细地质模型建立及历史拟合 |
| 3.1 地质模型概况 |
| 3.1.1 建立地质模型数据准备 |
| 3.1.2 地质模型平面网格划分 |
| 3.2 构造格架模型 |
| 3.2.1 断层模型 |
| 3.2.2 层面模型 |
| 3.2.3 构造格架模型特征 |
| 3.3 相控岩性建模 |
| 3.3.1 沉积微相模型 |
| 3.3.2 砂岩、泥岩井点数据分析 |
| 3.4 储层参数模型 |
| 3.4.1 孔隙度模型 |
| 3.4.2 含油饱和度模型 |
| 3.4.3 净总比模型 |
| 3.4.4 渗透率模型 |
| 3.5 地质储量计算 |
| 3.5.1 容积积分法计算原理 |
| 3.5.2 储量计算结果 |
| 3.6 地质模型蒸汽吞吐历史拟合 |
| 3.6.1 地质储量拟合 |
| 3.6.2 产液量拟合 |
| 3.6.3 注气量拟合 |
| 3.6.4 试验区单井拟合 |
| 3.7 试验区转区前三场数值模拟 |
| 3.7.1 油藏平面温度分布 |
| 3.7.2 油藏平面含油饱和度分布 |
| 3.7.3 油藏平面压力分布 |
| 3.8 本章小结 |
| 第四章 锦91断块扩大蒸汽驱注采井网优化设计 |
| 4.1 井网设计 |
| 4.2 数值模拟井组区域划分 |
| 4.3 井网形式优选 |
| 4.3.1 蒸汽驱调整依据 |
| 4.3.2 反九点井组数值模拟结果 |
| 4.3.3 反九点抽稀井组数值模拟结果 |
| 4.3.4 小回字形井组数值模拟结果 |
| 4.3.5 大回字形井组数值模拟结果 |
| 4.3.6 四种井网形式对比优选 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 小回字形井网注入方式与参数优化数值模拟研究 |
| 5.1 注采参数优化 |
| 5.1.1 注汽速率优化 |
| 5.1.2 蒸汽干度优化 |
| 5.1.3 采注比优化 |
| 5.2 先导试验区生产方案 |
| 5.2.1 初期注采参数 |
| 5.2.2 驱替阶段注采参数 |
| 5.2.3 突破阶段注采参数 |
| 5.2.4 汽驱过程调整 |
| 5.2.5 汽驱预测结果 |
| 5.3 多次变速注汽调整生产方案 |
| 5.3.1 初期注采参数 |
| 5.3.2 驱替阶段注采参数 |
| 5.3.3 突破阶段注采参数 |
| 5.3.4 汽驱过程调整 |
| 5.3.5 汽驱预测结果 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 小回字形井网注入方式与参数优化物理模拟研究 |
| 6.1 小回字形蒸汽驱物理驱油实验研究 |
| 6.1.1 相似原理 |
| 6.1.2 模型与原型中的参数转换 |
| 6.2 小回字形井网蒸汽驱三维实验设计 |
| 6.2.1 三维岩心模型制作 |
| 6.2.2 蒸汽注入井设计 |
| 6.2.3 实验流程 |
| 6.3 小回字形井网注入参数优化物理模拟实验结果 |
| 6.3.1 注汽速度对驱油效果的影响 |
| 6.3.2 注汽干度对驱油效果的影响 |
| 6.4 小回字形井网注入方式优化物理模拟实验结果 |
| 6.4.1 小回字形井网内线井不进行关井调整 |
| 6.4.2 内线井高含水阶段关井调整 |
| 6.4.3 内线井间歇性关井调整实验结果 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（10）摆宴井油田注水开发动态分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内现状 |
| 1.2.2 国外现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术线路 |
| 第二章 地质基础研究 |
| 2.1 摆宴井概况 |
| 2.1.1 地理概况 |
| 2.1.2 开发地质简况 |
| 2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.1 地层划分依据 |
| 2.2.2 地层对比结果 |
| 2.3 沉积微相与砂体展布 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层物性 |
| 2.4.2 孔隙结构 |
| 2.5 油藏特征 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 构造特征 |
| 2.5.3 断层封闭性 |
| 第三章 剩余油分布规律研究 |
| 3.1 储量计算 |
| 3.2 剩余油分布规律 |
| 3.2.1 剩余储量计算 |
| 3.2.2 单井剩余油计算 |
| 3.2.3 剩余油纵向分布 |
| 3.2.4 剩余油平面分布 |
| 3.2.5 单井剩余油监测 |
| 3.2.6 剩余油分布总体评价 |
| 第四章 油藏开发动态分析及效果评价 |
| 4.1 开发简况 |
| 4.2 试油试采分析 |
| 4.2.1 试油情况 |
| 4.2.2 试采情况 |
| 4.3 油井产能分析 |
| 4.3.1 油井产能分布 |
| 4.3.2 油井产能递减状况 |
| 4.4 油井含水变化状况 |
| 4.4.1 油井含水分布 |
| 4.4.2 油井含水变化状况 |
| 4.4.3 油井见水类型 |
| 4.5 地层能量保持状况 |
| 4.6 水驱状况评价 |
| 4.6.1 水驱储量动用程度 |
| 4.6.2 水驱特征 |
| 4.6.3 含水与采出程度关系 |
| 4.6.4 阶段存水率与含水关系 |
| 4.6.5 水驱效果综合评价 |
| 4.7 井网适应性分析 |
| 4.7.1 现有注采井网形式 |
| 4.7.2 现有注采井网开发效果分析 |
| 4.8 开发中存在主要问题 |
| 4.8.1 纵向层系多,开发难度大 |
| 4.8.2 进入高含水开发阶段,稳产难度大 |
| 4.8.3 注采井网不完善,油藏能量不足 |
| 4.8.4 油藏动态监测资料少,未能及时掌握油藏实时动态 |
| 4.8.5 剩余油分布规律不清,挖潜方向不明 |
| 第五章 油藏工程论证 |
| 5.1 开发原则 |
| 5.2 开发层系划分 |
| 5.3 开发方式 |
| 5.3.1 开采方式研究 |
| 5.3.2 注水开发的可行性分析 |
| 5.3.3 水驱采收率标定 |
| 5.3.4 注水时机研究 |
| 5.4 合理采油速度确定 |
| 5.5 井网设计 |
| 5.5.1 井网部署原则 |
| 5.5.2 井网选择 |
| 5.5.3 井排方向 |
| 5.5.4 合理井网密度 |
| 5.5.5 合理井距、排距确定 |
| 5.6 注水压力、注采比、注水强度及注水量 |
| 5.6.1 注水压力 |
| 5.6.2 注采比 |
| 5.6.3 注水量 |
| 5.6.4 注水强度 |
| 第六章 油藏开发综合治理建议 |
| 6.1 总体部署方案建议 |
| 6.1.1 三叠系油藏井网部署 |
| 6.1.2 侏罗系油藏井网部署 |
| 6.2 综合方案建议 |
| 6.2.1 井网形式 |
| 6.2.2 方案设计 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
四、断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善（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]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)
- [3]大港油田D区块油藏动态分析与调整方案设计[D]. 刘淑萍. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [4]曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D]. 吴微. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化[D]. 王进博. 西北大学, 2019(01)
- [6]D373块低渗透油藏开发效果评价及调整方案设计研究[D]. 吴国强. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [7]留楚油田开发评价及挖潜对策研究[D]. 宋瑞娟. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]宁50复杂断块剩余油分布及挖潜治理对策研究[D]. 王康. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究[D]. 赵广大. 东北石油大学, 2015(01)
- [10]摆宴井油田注水开发动态分析[D]. 尚涛. 西安石油大学, 2015(06)