一、油气田开发生产中加密井边际成本分析及应用（论文文献综述）
刘斌[1]（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。
魏成森[2]（2020）在《CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究》文中提出我国很多油气田步入开发周期的中后期,油价也经历了巨大的波动,油气企业经济效益受到很大影响。尤其是煤层气这类非常规天然气企业,“重产量,轻效益”这种管理模式要逐步改变,这就决定这类企业的要愈发的重视效益开发、效益经营,气田企业必须将提高经济效益工作纳入生产经营中。本文在研究国内外相关理论与实践的基础上,结合效益评价理论和企业单井效益评价实践经验,对煤层气单井效益评价现状进行深入分析,发现目前单井效益评价的问题点,通过优化评价方法和决策数据模型,优化适用煤层气单井效益评价体系。该体系主要分为单井效益评价指标的确定、单井成本核算思路、单井成本分摊方法设计、生产决策体系构建四个部分。该体系在煤层气开采评价上是一种全新的单井效益评价体系,综合考虑了影响单井效益的各种因素,如地质条件、产量规律、治理措施规律、财政补贴等,实现了对CS开发区块煤层气单井效益的精确分类。通过一系列综合治理措施和开源节流、降本增效方案的实施,将预期能够提升的产能、节约的成本、增加的财政补贴等因素进行分析比较,为未来“一井一策”和整个开发区块生产经营发展方向提供有效的决策指标,具有指导意义和实践意义。
李俊[3]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中研究表明我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
刘洋[4]（2019）在《油气资源开发水土保持生态补偿制度研究》文中研究指明油气资源开发过程扰动资源开采地区原始的自然环境、地质地貌和水文情况,因占压土地、落地原油、注水采油、水力压裂等导致水土保持生态服务功能下降,成为影响油气产区生态环境的主要因素之一。水土保持生态补偿制度是解决油气资源开发经济利益与水土生态环境利益之间冲突,协调利益相关者之间关系的有效措施。中国现有油气资源开发水土保持生态补偿制度为水土保持补偿费制度,论文运用理论分析法、对比分析法和逻辑演绎法等研究方法剖析现有制度存在的问题,运用生态价值评价方法估算油气开采期间补偿标准,围绕制度构成要素,提出油气资源开发水土保持生态补偿制度优化建议,以期为国家制定油气等矿产资源开发生态补偿制度提供一定的理论依据,为完善环境规制政策法规提供一定的参考。论文首先明晰油气资源开发、水土流失、水土保持、水土保持生态服务功能、水土保持补偿制度等概念。从经济学、生态学、伦理学等角度阐释相关理论,总结主要基本理论在油气资源开发及其生态环境领域的具体表现。其次,从生态、社会、经济复合系统视角,利益主体行为博弈视角和成本收益视角,进一步探寻生态补偿制度的本质特征和关系机理,以上为研究提供理论依据。第三,对中国水土保持生态补偿制度的历史进行梳理和对制度现状进行分析,发现问题,从根本上探寻制度建立的阻碍和发展缺失。美国、澳大利亚、哥伦比亚和德国等国在水土流失预防和治理方面上都具有一定值得借鉴的经验,从中得到启示,进一步明确中国油气资源开发水土保持生态补偿制度的优化路径。第四,分析了中国水土流失总体情况和油气资源开发水土流失的区域特征,阐述油气资源开发作用生态因子的影响,对比研究油气资源开发建设期和开采期两个阶段对水土保持生态服务功能的影响表现,说明两阶段应予以区别补偿。第五,综合运用生态价值估算方法,构建评价指标体系,估算油气资源开发水土流失区域内典型油气田所在省域单位土地面积水土保持生态服务功能价值。以此为基础数据,根据油田整体占地面积并考虑落地原油污染问题折损测算油气资源开采期单位产量损耗的水土保持生态服务功能价值为0.68～10.88元/t/a之间,平均2.08/t/a,为科学制定补偿标准提供参考。第六,基于补偿制度的构成要素,设计了油气资源开发水土保持生态补偿制度优化的框架体系。在现有水土保持补偿费制度基础上,仅仅围绕制度构成要素进行优化,具体包括:（1）明确油气资源开发水土保持生态补偿主体。补偿主体包括补偿给付主体、补偿接受主体和补偿实施主体。（2）确认补偿客体。补偿客体即为水土环境生态利益,此部分生态利益可用水土保持生态服务功能进行衡量。（3）确定补偿标准。现行水土保持补偿费征收标准中油气项目建设期间依据油田征占用土地面积一次计征是比较合理的。开采期间则应根据油田整体占地面积折损计算,用单位产能损耗的水土保持生态服务价值衡量更加科学。（4）拓宽补偿途径。广泛筹集资金,建立具有油气行业特点的生态补偿基金,鼓励油气企业进行自助补偿等拓宽补偿途径。（5）增加补偿方式。在政府纵向补偿基础上提出运用横向市场补偿,依照市场化规则对生态环境破坏者进行惩戒,对环境保护者进行奖励和补偿等。同时,以《水土保持法》和《水土保持补偿费征收使用管理办法》为核心进行完善修订,在其他环境保护相关法律中体现油气资源开发水土保持生态补偿有关具体规定,增加水土保持相关法律法规等,重构油气资源开发水土保持生态补偿法律制度体系。最后,强化水土保持方案审批管控,确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系,提高水土保持监测、监督能力等,跟进制度保障。
郭文刚[5]（2019）在《XJ油田公司区块效益评价研究》文中提出随着社会的不断进步,人类对能源的需求越来越大,环境承受的压力也逐渐增加,虽然我们现在正在大力开发除石油以外的其他能源,但石油仍是目前最重要的能源来源。我国是人口大国,必然是能源需求大国,大庆、胜利等油田的石油资源不断减少,我国将石油勘测开发向富含石油的西北地区、内蒙古等地推进,由于新疆地下石油资源丰富,就成了石油开发的理想之地。因此,合理高效地开采利用新疆的石油资源就成了XJ石油公司的重要任务。由于XJ油田已进入开发中后期,注水油田已进入高含水、高采出的“双高”阶段,稠油热采也已进入高轮次吞吐阶段,硬性的成本增长难以遏制,再加上2014年下半年以来,国际油价持续低迷,致使石油企业生产经营举步维艰。目前,XJ油田面临资源劣质化、递减率加大,含水上升,单井日产低,成本不断上涨等一系列问题,因此,亟待改善油田管理模式与管理水平,建立油田区块效益评价体系。本文首先介绍了油藏经营管理与区块效益评价理念,对国内外的研究现状进行了综述,分析XJ油田成本控制现状,并列举成本控制存在的一系列问题,针对这些问题提出了关于XJ油田公司区块效益评价研究的内容和方法。接着,本文的第二章介绍了区块经济效益评价的相关理论,为本文的后续章节提供了理论指导。本文的第三章对XJ油田的现状进行了深刻的分析,主要分析了XJ油田效益评价和相关制度的运行现状,通过对现状的分析,本文得出了XJ油田效益评价存在的问题,并对这些问题进行了客观理性的阐述。在本章节末,本文对XJ油田构建区块评价体系的可行性进行了分析,认为XJ油田目前已经完全具备进行区块效益评价的条件。本文的第四章对XJ油田公司的区块效益评价体系进行了设计,包括设计的目的和原则、效益评价指标体系的设计,通过区块效益评价体系设计来解决XJ油田公司目前面临的诸如单井日产量低、成本不断上涨等问题。本文第五章将区块效益评价体系应用于XJ油田实际工作,并对结果进行了分析,认为区块效益评价体系整体上适合XJ油田的实际情况。本文的第六章重点阐述了XJ油田区块效益评价方案的实施保障措施,从公司机构组织到平台,再到人才培养机制等方面做了相应的工作,使得XJ油田公司的区块效益评价体系能够发挥更大的作用。
卢虹林[6]（2017）在《低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究》文中提出水平井在低渗透气藏开发中得到越来越广泛的应用。水平井单井开采中的水平井水平段长度和水平井产量、水平井开采时间、水平井储量以及水平井井网开采的水平井井网密度、水平井面积、水平井井数及水平井井距等是水平井开发气藏的主要技术指标,如何科学、合理、经济地确定这些指标值是利用水平井开采低渗透气藏面临的重要课题之一。目前,关于这些指标的确定主要利用气藏地质、渗流力学、气藏工程的理论与方法从技术的角度进行,还未真正从技术和经济相结合的角度进行系统的研究。基于此,本文以渗流力学、流体力学、气藏工程及技术经济学的理论、方法为基础,运用归纳演绎、系统分析、理论研究与实证分析相结合等方法,采用概念—理论—方法—实证研究四位一体、相辅相成、相互促进的技术思路,围绕低渗透气藏水平井技术经济界限研究所必须回答的四个问题:低渗透气藏水平井单井及井网开采的技术和经济界限的含义、技术界限的评价模型、经济界限的评价模型、技术经济界限的影响因素分析展开研究,较为系统地建立了水平井单井及井网开采的技术经济界限评价模型并开展了相应的技术经济界限研究,取得了以下主要成果:（1）借鉴油气田开发工程和技术经济学原理界定了低渗透气藏水平井单井及水平井网开采主要技术指标的技术界限和经济界限,分析了各自的含义及特征,由此建立起水平井单井及水平井井网开采低渗透气藏的主要技术经济指标体系。（2）采用渗流力学、流体力学及气藏工程的理论方法,建立了低渗透气藏水平井产量和井底压力与水平段长度关系的技术界限评价模型以及水平井产量、水平井储量、水平井井网密度等主要技术指标的技术界限评价模型,这些技术界限评价模型不仅为低渗透气藏水平井开发的技术设计奠定了基础,而且为水平井单井开采的水平段长度及水平井产量、水平井开采时间、水平井储量及水平井网开采的水平井井网密度、水平井面积、水平井井数和水平井井距经济界限评价模型的建立提供了技术基础。（3）以低渗透气藏水平井单井和井网开采主要技术指标的技术界限评价模型为基础,运用动态盈亏平衡分析法及边际分析法建立了低渗透气藏水平井单井开采的水平段长度的经济界限评价模型,以此模型为基础,进一步建立了水平单井开采的水平井产量、水平井开采时间和水平井储量的经济界限评价模型及水平井网开采的水平井井网密度、水平井面积、水平井井数和水平井井距的经济界限评价模型,并给出了相应的计算方法,为低渗透气藏水平井开发的技术经济评价提供理论和方法支撑。（4）针对水平井单井及井网开采经济界限评价模型,计算并做出了水平井生产的净现值及水平井经济产量、水平井经济储量、水平井经济井网密度、水平井经济面积、水平井经济井数和水平井经济井距与水平段长度或水平井经济开采时间的关系曲线图版,利用这些图版确定了水平井单井和井网开采主要技术指标的经济界限。运用敏感性分析方法研究了水平井生产参数、气藏参数、水平井参数及经济参数对水平井单井及井网开采主要技术指标经济界限的影响,分别给出影响因素的类别,为低渗透气藏水平井开发监测和控制影响因素指明了方向。（5）基于建立的低渗透气藏水平井水平段长度、水平井产量及水平井储量的技术和经济界限评价模型,以JB低渗透气藏LP水平井开发的数据和相关技术经济评价参数为基础数据,计算了 JB低渗透气藏LP水平井的水平段长度、水平井产量及水平井储量的技术和经济界限,通过对比分析表明,本文给出的技术和经济界限的计算方法可行、实用,符合实际。本文将气藏工程方法与技术经济学理论结合,针对低渗透气藏水平井技术经济界限研究所必须解决的四个问题进行分析研究,主要创新点体现在三个方面:一是从水平井水平段长度、水平井产量、水平井开采时间、水平井储量等八个方面给出了低渗透气藏水平井开采经济界限的定义,建立了相对系统的经济界限指标体系;二是建立了更全面深入揭示各经济界限指标与生产参数、气藏参数、水平井参数、天然气物性参数和经济评价参数紧密关系的低渗透气藏水平井开采经济界限的计算模型;三是更全面地分析了低渗透气藏水平井开发经济界限影响因素的敏感性。本文的研究为水平井开发设计和开采管理提供了决策依据。
张山江[7]（2016）在《油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究》文中研究说明油田开采的过程中,随着开采时间的推进,其原油产量会经历明显的变化。原油产量在投产阶段产量上升,在稳产阶段产量维持在高产水平,在快速下降阶段产量大幅下降,在衰竭阶段产量以低产状态保持平稳递减。随着油田开发的进行,产油量逐渐下降,含水率不断上升,开采难度日益增加,生产成本不断上升,因此在油田开发的后期要实施增产措施以提高产量。所以需要研究单井增产措施的效益问题来指导油田开发单井增产措施投入实施的顺利开展,提高油田整体开发的经济效益,为油田企业的精细化管理提供理论依据和技术支持。通过经济极限产量方法和边际理论方法的使用,利用净收益和增量成本这两种指标对油田开发后期单井的七种增产措施的效益进行了分析和计算,证明七种增产措施都是有效益的。在此基础上,建立关于油田开发后期的单井增产措施效益指标体系,并通过多因素分析的灰色模糊综合评价方法对七种增产措施进行了最终的分析和评价,结果证明在综合考虑效益指标的前提下,补层的效益最优,化学防砂的效益最差。事实证明单因素的效益计算方法不适用于增产措施的效益评价,而以建立效益指标体系为评价依据的多因素综合评价方法则能较好的考察油田开发后期单井增产措施效益的优秀程度,为油田效益最大化的实现提了决策依据。这是油田精细化管理的深化,对于石油企业降低成本、实施现代化管理、提高油田开发决策水平具有普遍指导意义。
张悦[8]（2014）在《低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究》文中提出‘近年来,我国已探明天然气储量中低渗透气藏高达90%,且所占比例呈逐年上涨趋势。基于这种原因,把勘探开发目标瞄准在低渗透气田已势在必行。对于天然气开发企业来说,天然气产量越高,并非意味着经济效益就越好,如果天然气产量的增长是以投资和成本的大幅度增加为代价,势必会造成天然气单位利润的下降甚至亏损。因此,为更加经济、有效地对低渗透气田进行开发,满足天然气开发企业的目标收益,同时提高企业的开发质量和管理水平,对低渗透气田开发经济临界产量进行深入研究是至关重要的。本研究通过分析低渗透气田不同开发时期的开发特点及气田开发投资成本、天然气产量的构成及变化,结合天然气开发企业实际经营情况,引入了产能计算系数、产能建设临界值等经济指标,运用净现值法、边际分析法、动态盈亏平衡分析法等原理,分别建立了低渗透气田开发初期、开发中期、开发中后期及开发后期四个阶段的天然气经济临界产量计算模型并将其应用到N气田的实际生产开发中。各阶段模型充分考虑了天然气价格、天然气产量、操作成本、投资金额、营业税金及附加、商品率等经济指标,计算结果贴近低渗透气田的生产开发实际。各阶段经济临界产量计算模型不仅能计算气田不同开发时期的天然气经济临界产量,还可分析经济临界产量对天然气价格、基准收益率、操作成本等经济参数的敏感性。深入研究低渗透气田对实现天然气开发企业利润最大化,降低生产投资成本,加强气藏经营管理,提高天然气开发企业组织生产和投资决策能力具有重要的指导性意义。
淡利华,黄莉,强会利[9]（2014）在《濮城沙三中6-10油藏加密调整潜力分析》文中研究指明目前确定合理井网密度的方法很多,主要是侧重于传统的地质方法,利用井网密度和采收率的关系建立的统计分析法、采油速度分析法、单井产能分析法、分砂体水驱控制程度法、保持注采平衡法。这些计算井网密度的方法优点很多,但未考虑资金的时间价值。净现值法（利润现值最大法）利用井网密度与采收率的关系,应用现金流法建立开发最大经济净现值模型,通过最优化模型求解经济合理井网密度,该方法既考虑了地质的特征也兼顾了投入资金的时间价值是一种动静结合的方法,本文运用该方法对濮城沙三中6-10油藏的加密调整潜力做分析,为下一步该油藏的开发部署提供经济参考。
王秀芝,李婷,王卫红[10]（2012）在《普光气田开发投入产出关系分析与应用》文中认为四川盆地普光气田是我国近年来发现的大型海相碳酸盐岩气田,具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深等特点,气田开发的投入产出关系有其特殊性,而目前对类似气藏投入产出特征的相关报道较少,研究认识其投入产出关系对于编制气田开发方案、确保气田开发取得最佳开发效果和经济效益具有重要意义。为此,通过该气田开发过程中投入产出的构成及其特征的分析,论述了钻井投资、采气工程投资、地面建设投资、净化处理厂投资及公用工程投资与气田开发的产量和井数的数学关系,分析总结了气田开发中边际产量和边际效益的递减规律,建立起了气田开发收益与井数和产量的关系模型,认识到了普光气田开发的产出和投入的非线性变化关系。利用这一规律,论证了普光气田开发的合理采气速度为4.4%,经济合理井距在1 000m左右,新井最低产量界限为（36.7～40.9）×104 m3/d,单井控制储量为（30.3～34.0）×108 m3。该研究成果为普光气田开发方案的编制提供了重要依据。
二、油气田开发生产中加密井边际成本分析及应用（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、油气田开发生产中加密井边际成本分析及应用（论文提纲范文）
（1）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 |
（2）CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 国外现状 |
| 1.2.2 国内现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法与技术路线图 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 研究技术路线图 |
| 第二章 效益评价相关理论 |
| 2.1 效益评价理论综述 |
| 2.1.1 效益及效益评价的含义 |
| 2.1.2 效益评价的基本原理 |
| 2.1.3 效益评价方法评述 |
| 2.2 单井效益评价理论综述 |
| 2.2.1 单井效益评价相关概念 |
| 2.2.2 单井效益评价方法 |
| 2.2.3 单井效益评价意义和启示 |
| 第三章 CS煤层气开发区块经营管理情况及单井效益评价现状 |
| 3.1 煤层气勘探开发利用特点 |
| 3.1.1 煤层气开发特点 |
| 3.1.2 煤层气经营特点 |
| 3.2 CS煤层气开发区块开发生产情况 |
| 3.2.1 矿权及储量情况 |
| 3.2.2 产能建设现状 |
| 3.2.3 生产现状 |
| 3.2.4 经营现状 |
| 3.3 CS煤层气开发区块单井效益评价现状 |
| 3.3.1 评价工作开展历程 |
| 3.3.2 现行主要评价方法 |
| 3.3.3 参数确定原则 |
| 3.3.4 成本费用分摊方法 |
| 3.3.5 效益分类情况 |
| 3.4 CS煤层气开发区块单井效益评价中存在的问题 |
| 3.4.1 效益评价指标单一 |
| 3.4.2 成本管理与效益评价不匹配 |
| 3.4.3 成本费用分摊方法粗放 |
| 3.4.4 评价结果引导性不强 |
| 3.4.5 综合治理效果未跟踪评价 |
| 第四章 CBM公司CS开发区块单井效益评价体系优化 |
| 4.1 CS煤层气开发区块单井效益评价优化设计的目的和原则 |
| 4.1.1 单井效益评价的目的 |
| 4.1.2 单井效益评价的原则 |
| 4.2 CS煤层气开发区块单井效益体系框架与特点 |
| 4.2.1 单井效益评价体系优化框架 |
| 4.2.2 单井效益评价特点 |
| 4.3 CS煤层气开发区块单井效益评价体系优化方案 |
| 4.3.1 单井评价指标的确定 |
| 4.3.2 单井成本核算思路 |
| 4.3.3 成本费用分摊方法设计 |
| 4.3.4 生产决策体系构建 |
| 第五章 CS煤层气开发区块单井效益评价应用分析 |
| 5.1 CS煤层气开发区块生产经营情况及相关数据 |
| 5.1.1 开发现状 |
| 5.1.2 经营情况 |
| 5.1.3 综合措施实施情况 |
| 5.2 CS煤层气开发区块单井效益评价 |
| 5.2.1 总体评价结果 |
| 5.2.2 成本分级情况 |
| 5.2.3 单井效益评价分类结果 |
| 5.3 CS煤层气开发区块单井效益评价结果对比分析 |
| 5.3.1 单井效益评价总体情况对比 |
| 5.3.2 效益类别成本变动分析 |
| 5.3.3 效益类别产气变化分析 |
| 5.3.4 低效益类井效益变化分析 |
| 5.3.5 高效益类井效益变化分析 |
| 5.4 CS煤层气开发区块单井效益评价效益敏感性分析 |
| 5.4.1 操作成本敏感性分析 |
| 5.4.2 产量敏感性分析 |
| 5.4.3 气价敏感性分析 |
| 5.4.4 财政补贴敏感性分析 |
| 5.5 综合治理措施井效益跟踪评价 |
| 5.5.1 综合治理措施井效益提高井分析 |
| 5.5.2 综合治理措施井效益不明显井分析 |
| 第六章 CS煤层气开发区块单井效益提高对策及保障措施 |
| 6.1 强化效益发展理念 |
| 6.2 完善成本核算管理基础 |
| 6.3 搭建企业内部大数据信息系统 |
| 6.4 积极争取行业优惠政策 |
| 6.5 提高高效井效益措施 |
| 6.6 治理低效无效井措施 |
| 第七章 结论与不足 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（3）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）油气资源开发水土保持生态补偿制度研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.1.3 研究意义 |
| 1.2 国内外研究综述 |
| 1.2.1 国外研究综述 |
| 1.2.2 国内研究综述 |
| 1.2.3 国内外研究述评 |
| 1.3 研究思路、内容和方法 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 研究方法 |
| 第2章 相关理论概述 |
| 2.1 相关概念界定 |
| 2.1.1 油气资源开发 |
| 2.1.2 水土流失与水土保持 |
| 2.1.3 水土保持生态服务功能 |
| 2.1.4 水土保持生态补偿制度 |
| 2.2 水土保持生态补偿制度基本构成要素 |
| 2.3 油气资源开发水土保持生态补偿的理论基础 |
| 2.3.1 外部性理论 |
| 2.3.2 公共产品理论 |
| 2.3.3 稀缺性理论 |
| 2.3.4 生态价值理论 |
| 2.3.5 生态伦理理论 |
| 2.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的建设机理 |
| 2.4.1 基于生态、社会、经济复合系统视角的分析 |
| 2.4.2 基于补偿主体行为选择视角的博弈分析 |
| 2.4.3 基于成本收益视角的分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 国内外油气资源开发水土保持生态补偿制度及实践分析 |
| 3.1 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状分析 |
| 3.1.1 中国水土保持生态补偿制度沿革 |
| 3.1.2 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状 |
| 3.1.3 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度特点 |
| 3.1.4 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度问题分析 |
| 3.2 中国油气企业水土流失防治实践分析 |
| 3.2.1 防治措施 |
| 3.2.2 防治效果 |
| 3.3 国外政府水土保持生态补偿实践分析 |
| 3.3.1 国外政府水土保持生态补偿实践 |
| 3.3.2 对我国的启示 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 油气资源开发水土流失的区域特征及影响表现 |
| 4.1 油气资源开发水土流失的区域特征 |
| 4.1.1 中国水土流失的总体特征 |
| 4.1.2 东北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.3 中部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.4 西北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.5 西南部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.2 油气资源开发作用于生态因子的影响表现 |
| 4.3 油气资源开发建设期和开采期对水土保持生态服务功能的影响分析 |
| 4.3.1 两阶段的工作内容 |
| 4.3.2 两阶段的影响表现 |
| 4.3.3 两阶段的影响比较 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 油气资源开采期水土保持生态补偿标准估算 |
| 5.1 水土保持生态补偿标准估算依据 |
| 5.2 水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.2.1 生态服务功能价值评估方法 |
| 5.2.2 水土保持生态服务功能价值评价指标体系 |
| 5.2.3 水土保持生态服务功能价值估算方法 |
| 5.2.4 水土保持生态服务功能价值估算结果 |
| 5.3 油气资源开采期水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.3.1 参数的确定 |
| 5.3.2 估算方法 |
| 5.3.3 结果与分析 |
| 5.4 讨论 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略及保障 |
| 6.1 优化的基本原则 |
| 6.2 优化的目标 |
| 6.3 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略 |
| 6.3.1 明确补偿主体 |
| 6.3.2 确认补偿客体 |
| 6.3.3 确定补偿标准 |
| 6.3.4 拓宽补偿途径 |
| 6.3.5 增加补偿方式 |
| 6.3.6 重构法律制度体系 |
| 6.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的保障措施 |
| 6.4.1 强化水土保持方案审批管控 |
| 6.4.2 确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系 |
| 6.4.3 提高水土保持监测能力 |
| 6.4.4 增设地方油气环保专门监督机构 |
| 6.4.5 搜集油气资源开发水土流失相关信息 |
| 6.4.6 监督水土保持相关费用使用效果 |
| 6.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（5）XJ油田公司区块效益评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 国外研究现状 |
| 1.3.2 国内研究现状 |
| 1.4 研究内容及方法 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 第二章 区块经济效益评价相关理论 |
| 2.1 油藏运营管理理论 |
| 2.2 效益评价概念界及基本理论 |
| 2.2.1 区块效益概念的界定 |
| 2.2.2 效益评价基本理论 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 XJ油田效益评价现状分析 |
| 3.1 XJ油田概况 |
| 3.2 XJ油田效益评价问卷调查统计分析 |
| 3.2.1 问卷A调查结果 |
| 3.2.2 问卷B调查结果 |
| 3.3 XJ油田效益评价及其相关制度及运行现状 |
| 3.3.1 XJ油田效益评价制度及运行分析 |
| 3.3.2 与XJ油田效益评价相关的其他制度分析 |
| 3.4 XJ油田效益评价存在问题 |
| 3.4.1 未建立一套行之有效的区块效益评价体系 |
| 3.4.2 预算考核评价未细化至区块 |
| 3.4.3 现有效益评价客观性不足 |
| 3.4.4 业财部门没有形成合力 |
| 3.4.5 成本核算难以满足效益评价的需要 |
| 3.5 构建区块评价体系的可行性 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 XJ油田公司区块效益评价体系设计 |
| 4.1 区块效益评价体系设计的目的和原则 |
| 4.1.1 区块效益评价体系设计的目的 |
| 4.1.2 区块效益评价的原则 |
| 4.1.3 区块效益评价的特点 |
| 4.2 XJ油田区块效益评价指标体系设计 |
| 4.2.1 区块生产技术评价指标 |
| 4.2.2 区块成本评价指标 |
| 4.2.3 区块效益类别评价指标 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 XJ油田区块效益评价的应用分析 |
| 5.1 XJ油田区块效益评价的基本数据 |
| 5.2 XJ油田公司区块效益评价应用 |
| 5.2.1 区块生产技术评价 |
| 5.2.2 区块成本评价 |
| 5.2.3 总体评价结果 |
| 5.2.4 不同价格下的区块效益评价 |
| 5.3 评价结果对比分析 |
| 5.3.1 区块评价结果对比 |
| 5.3.2 成本变动分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 XJ油田区块效益评价方案实施保障措施 |
| 6.1 健全组织机构,建章立制,确保效益评价体系有效应用 |
| 6.2 以对标管理推进公司业务进步 |
| 6.2.1 建立对标指标体系和评价标准 |
| 6.2.2 建立对标基础数据库及评分体系 |
| 6.3 细化区块及成本对象 |
| 6.4 探索业财融合管理模式 |
| 6.5 完善财务信息化平台建设 |
| 6.5.1 方法研究 |
| 6.5.2 推进搭建公司财务共享平台 |
| 6.6 健全效益评价人员培养机制 |
| 6.7 本章小结 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（6）低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出 |
| 1.2 国内外研究现状及其存在的问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在的问题 |
| 1.3 研究的目的和意义 |
| 1.3.1 研究的目的 |
| 1.3.2 研究的意义 |
| 1.4 研究的技术路线和方法 |
| 1.4.1 研究的技术路线 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.5 研究的重点、难点及创新点 |
| 1.5.1 研究的重点、难点 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第2章 低渗透气藏水平井开发指标的界限及其评价方法 |
| 2.1 水平井概念 |
| 2.2 水平井开发指标的技术界限 |
| 2.2.1 水平井水平段技术长度 |
| 2.2.2 水平井技术产量 |
| 2.2.3 水平井技术储量 |
| 2.2.4 水平井技术井网密度 |
| 2.2.5 水平井技术井距 |
| 2.3 水平井开发指标的经济界限 |
| 2.3.1 水平井水平段经济长度 |
| 2.3.2 水平井经济产量 |
| 2.3.3 水平井经济开采时间 |
| 2.3.4 水平井经济储量 |
| 2.3.5 水平井经济井网密度 |
| 2.3.6 水平井经济面积 |
| 2.3.7 水平井经济井数 |
| 2.3.8 水平井经济井距 |
| 2.4 水平井技术经济界限评价方法 |
| 2.4.1 水平井技术经济评价指标 |
| 2.4.2 水平井投入产出费用内涵 |
| 2.4.3 水平井技术经济评价的净现值原理 |
| 2.4.4 水平井技术经济评价的边际分析原理 |
| 2.4.5 水平井技术经济不确定性分析原理 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 低渗透气藏水平井水平段长度技术经济界限研究 |
| 3.1 水平井水平段技术长度研究 |
| 3.1.1 水平井水平段技术长度分析原理及模型 |
| 3.1.2 水平井水平段技术长度计算方法 |
| 3.2 水平井水平段经济长度研究 |
| 3.2.1 水平井水平段经济长度分析原理 |
| 3.2.2 水平井投入产出费用分析与净现值模型 |
| 3.2.3 水平井水平段经济长度模型及计算方法 |
| 3.2.4 水平井水平段经济长度计算及影响因素分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 低渗透气藏水平井产量及开采时间技术经济界限研究 |
| 4.1 水平井技术产量研究 |
| 4.1.1 水平井技术产量分析原理及模型 |
| 4.1.2 水平井技术产量计算方法 |
| 4.2 水平井经济产量研究 |
| 4.2.1 水平井经济产量分析原理 |
| 4.2.2 水平井经济产量分析模型及计算方法 |
| 4.2.3 水平井经济产量计算及影响因素分析 |
| 4.3 水平井经济开采时间研究 |
| 4.3.1 水平井经济开采时间分析原理 |
| 4.3.2 水平井经济开采时间模型及计算方法 |
| 4.3.3 水平井经济开采时间计算及影响因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低渗透气藏水平井储量技术经济界限研究 |
| 5.1 水平井技术储量研究 |
| 5.1.1 水平井技术储量分析原理 |
| 5.1.2 水平井技术储量分析模型及计算方法 |
| 5.2 水平井经济储量研究 |
| 5.2.1 水平井经济储量分析原理 |
| 5.2.2 水平井经济储量模型及计算方法 |
| 5.2.3 水平井经济储量计算及影响因素分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 低渗透气藏水平井井网技术经济界限研究 |
| 6.1 水平井井网技术界限研究 |
| 6.1.1 水平井井网密度及井数技术界限模型 |
| 6.1.2 水平井井距技术界限模型 |
| 6.2 水平井经济井网密度研究 |
| 6.2.1 水平井井网投入产出费用分析与净现值模型 |
| 6.2.2 水平井经济井网密度模型及计算方法 |
| 6.2.3 水平井经济井网密度计算及影响因素分析 |
| 6.3 水平井经济面积研究 |
| 6.3.1 水平井经济面积模型及计算方法 |
| 6.3.2 水平井经济面积计算及影响因素分析 |
| 6.4 水平井经济井数研究 |
| 6.4.1 水平井经济井数模型及计算方法 |
| 6.4.2 水平井经济井数计算及影响因素分析 |
| 6.5 水平井经济井距研究 |
| 6.5.1 水平井经济井距模型及计算方法 |
| 6.5.2 水平井经济井距计算及影响因素分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 低渗透气藏水平井技术经济界限应用实例及对比分析 |
| 7.1 LP水平井概况 |
| 7.2 LP水平井技术经济界限应用实例分析 |
| 7.2.1 LP水平井水平段技术及经济长度 |
| 7.2.2 LP水平井技术及经济产量 |
| 7.2.3 LP水平井技术及经济储量 |
| 7.3 本章小结 |
| 第8章 结论和建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的学术论文及科研成果 |
（7）油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的目的与意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.3 选题的依据 |
| 1.3.1 理论依据 |
| 1.3.2 技术依据 |
| 1.4 研究思路与方法 |
| 1.4.1 研究思路与内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.5 预期的研究成果 |
| 1.6 研究的难点 |
| 1.7 研究工作中面临的技术难点和拟采取的解决办法 |
| 1.7.1 面临的技术难点 |
| 1.7.2 拟采取的解决办法 |
| 第2章 油田开发后期单井增产措施效益分析与评价基础 |
| 2.1 油田开发后期特点及增产措施概述 |
| 2.1.1 油田开发后期特点 |
| 2.1.2 已用增产措施概述 |
| 2.2 效益分析与指标体系理论基础 |
| 2.2.1 效益分析原则 |
| 2.2.2 效益分析的基本思路 |
| 2.2.3 指标体系建立的基本原则 |
| 2.2.4 指标体系建立的基本步骤 |
| 2.4 应用案例及其原始数据简述 |
| 2.5 沙二油藏措施作业现状 |
| 第3章 油田开发后期单井增产措施效益指标体系的构建与分析 |
| 3.1 增产措施效益指标体系的构建 |
| 3.1.1 增产措施效益分析的内容与指标来源 |
| 3.1.2 增产措施效益分析的内容与指标解释 |
| 3.2 增产措施效益分析的内容与指标计算 |
| 3.2.1 经济性指标的计算 |
| 3.2.2 生产性指标的计算 |
| 第4章 油田开发后期单井增产措施效益计算 |
| 4.1 油田开发后期单井增产措施效益计算的基础 |
| 4.1.1 经济极限产量方法的基本原理 |
| 4.1.2 增产措施经济极限产量的计算 |
| 4.1.3 效益井类型分类标准的确定与计算 |
| 4.2 边际理论与方法 |
| 4.2.1 边际分析法的基本原理 |
| 4.2.2 边际分析法的应用 |
| 第5章 油田开发后期单井增产措施效益的综合评价 |
| 5.1 效益综合评价的基本内涵 |
| 5.1.1 效益综合评价的基本原理 |
| 5.1.2 效益综合评价的步骤与原则 |
| 5.1.3 效益综合评价的基本要素 |
| 5.2 灰色模糊评价方法的选择 |
| 5.3 灰色模糊综合评价方法的基本内容 |
| 5.3.1 灰色评价法的基本原理 |
| 5.3.2 模糊数学理论评价法的基本原理 |
| 5.3.3 灰色模糊综合评价方法的基本原理 |
| 5.4 灰色模糊综合评价方法的应用 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表论文情况 |
（8）低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状及其存在的问题 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 研究存在的问题 |
| 1.3 研究的目的和意义 |
| 1.3.1 研究的目的 |
| 1.3.2 研究的意义 |
| 1.4 研究方法及研究思路 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 研究思路 |
| 1.5 研究的主要内容及创新 |
| 1.5.1 主要内容 |
| 1.5.2 研究的创新点 |
| 第2章 低渗透气田开发经济临界产量相关理论及影响因素分析 |
| 2.1 低渗透气田开发经济临界产量相关概念 |
| 2.1.1 低渗透气田的含义及特点 |
| 2.1.2 经济产量含义 |
| 2.1.3 经济临界产量含义 |
| 2.1.4 经济临界产量的界定 |
| 2.2 经济临界产量确定原理 |
| 2.3 低渗透气田开发的基本规律与开发阶段的划分 |
| 2.3.1 气田开发划分方法概述 |
| 2.3.2 气田开发各阶段的划分特点 |
| 2.4 低渗透气田开发成本费用及分摊方法 |
| 2.4.1 操作成本和折旧折耗分析 |
| 2.4.2 间接费用分析 |
| 2.4.3 成本费用气井分摊与核算方法 |
| 2.5 低渗透气田开发天然气产量预测理论与方法概述 |
| 2.5.1 气田开发天然气产量预测基本理论 |
| 2.5.2 自然产量预测方法概述 |
| 2.5.3 措施产量预测方法概述 |
| 2.5.4 新井产量预测方法概述 |
| 2.6 低渗透气田经济产量影响因素分析 |
| 第3章 低渗透气田开发初期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 3.1 气田开发初期经济临界产量计算方法分析 |
| 3.2 气田开发初期经济临界产量计算模型 |
| 3.3 气田开发初期经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第4章 低渗透气田开发中期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 4.1 气田开发中期经济临界产量计算方法分析 |
| 4.2 气田开发中期经济临界产量计算模型 |
| 4.3 气田开发中期经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第5章 低渗透气田开发中后期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 5.1 气田开发中后期加密新井经济临界产量计算方法分析 |
| 5.2 加密新井经济临界产量计算模型 |
| 5.3 谢尔卡乔夫加密井经济临界产量计算模型 |
| 5.4 气田开发中后期加密新井经济临界产量模型在N气田的应用 |
| 5.5 气田开发中后期增产措施井经济临界产量计算方法分析 |
| 5.6 措施井措施增气经济临界产量计算模型 |
| 5.7 气田开发中后期增产措施井经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第6章 低渗透气田开发后期经济临界产量分析及其应用研究 |
| 6.1 气田开发后期经济极限水气比分析 |
| 6.2 气田开发后期经济极限水气比计算模型 |
| 6.3 气田开发后期经济极限水气比计算模型在N气田的应用 |
| 6.4 气田开发末期气井关井经济临界产量计算分析 |
| 6.5 气田开发末期气井关井经济临界产量计算模型 |
| 6.6 气田开发末期气井关井经济临界产量计算模型在N气田的应用 |
| 第7章 结论与不足 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 研究存在的不足 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）濮城沙三中6-10油藏加密调整潜力分析（论文提纲范文）
| 1 加密井效益变化规律 |
| 1.1 加密井边际产量递减规律 |
| 1.2 钻井成本上升规律 |
| 1.3 加密调整井边际成本变化规律 |
| 2 经济合理井网密度原理及数学模型 |
| 3 濮城沙三中6-10加密调整潜力分析 |
| 3.1 基础经济参数 |
| 3.2 测算结果 |
| 4 建议 |
（10）普光气田开发投入产出关系分析与应用（论文提纲范文）
| 1 气田开发投入构成及特征 |
| 1.1 投资构成与特征 |
| 1.1.1 钻井投资 |
| 1.1.2 采气工程投资 |
| 1.1.3 地面建设投资 |
| 1.1.4 净化处理厂投资 |
| 1.1.5 公用工程投资 |
| 1.2 操作成本构成与属性 |
| 2 气田开发边际效益变化规律 |
| 2.1 边际产量递减规律 |
| 2.2 单井边际投资 |
| 2.3 单井边际效益递减规律 |
| 3 气田开发收益的非线性变化关系 |
| 3.1 收益模型 |
| 3.2 收益的非线性变化关系 |
| 4 投入产出关系模型的应用 |
| 4.1 最优产量规模的确定 |
| 4.2 合理井距的确定 |
| 4.3 单井配产最低产量界限 |
| 5 结束语 |
四、油气田开发生产中加密井边际成本分析及应用（论文参考文献）
- [1]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)
- [2]CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究[D]. 魏成森. 西安石油大学, 2020(10)
- [3]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [4]油气资源开发水土保持生态补偿制度研究[D]. 刘洋. 东北石油大学, 2019(03)
- [5]XJ油田公司区块效益评价研究[D]. 郭文刚. 西安石油大学, 2019(09)
- [6]低渗透气藏水平井开发技术经济界限研究[D]. 卢虹林. 西南石油大学, 2017(05)
- [7]油田开发后期单井增产措施效益分析与评价研究[D]. 张山江. 西南石油大学, 2016(03)
- [8]低渗透气田开发经济临界产量分析及其应用研究[D]. 张悦. 西南石油大学, 2014(03)
- [9]濮城沙三中6-10油藏加密调整潜力分析[J]. 淡利华,黄莉,强会利. 内蒙古石油化工, 2014(03)
- [10]普光气田开发投入产出关系分析与应用[J]. 王秀芝,李婷,王卫红. 天然气工业, 2012(05)