一、沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用（论文文献综述）
范云鹏[1]（2020）在《敖南油田A井区水平井压裂参数优化数值模拟研究》文中指出敖南油田A井区在通过直井-水平井联合布井的方式注水开发多年后,为了达到更好的开发效果,将反九点注水井网转为五点法注水井网,将该油田中单井产量较低、有效动用难度比较大以及油水关系复杂的问题有效解决了。尽管如此,还有一部分剩余油在油藏中未被动用,且由于该油藏中渗流特点复杂,逐渐暴露出一些问题:注水效果较差的地方,井间动用程度差;断层发育,井网控制效果受断层影响较大;加密后的直井作用效果较差,注水仍不受效。为了提高对该井区的开发效果,在原井区内加密了三口水平井,并进行水平井压裂参数优化,来最大化提高水平井的产能。首先,收集总结目标井区的地质资料,加深对于目标矿区地质条件的了解,根据地质概况的相关参数利用Petrel地质建模软件建立目标井区的三维地质模型,将地质模型网格进行粗化然后导入Eclipse数值模拟软件中,建立目标井区的数值模型,完成数值模型的历史拟合和模型参数修正,达到要求的拟合精度。分别从横向和纵向两个维度对目标储层的剩余油进行定量、定性描述,从而可知目标储层的剩余油分布规律,分析剩余油类型和成因,为进一步对该井区储层的水平井布井和压裂措施调整奠定基础。根据剩余油分布情况布置水平井,利用局部网格加密对水平井进行更为精细的描述。其次,优选该井区加密的水平井的压裂参数,选出最优的裂缝布置方案,总结加密水平井的参数优化方法。本文通过对水平井压裂中的裂缝与水平井的夹角、裂缝导流能力、裂缝间隔以及裂缝缝半长等参数进行优选,在考虑累计产油量、综合含水率以及经济评价等因素后,综合评价各个方案的效果,再结合灰色关联度分析法分析各个因素对水平井产能影响主次顺序和显着程度,选出了最佳压裂参数组合:最佳裂缝角度范围时45-60°,最佳裂缝导流能力为1.4μm2·cm,最佳裂缝间隔为30m,最佳裂缝缝半长为120m的裂缝参数组合方案具有最优的盈利能力。最后,对水平井压裂裂缝的非均匀性布置方案进行了优选,研究裂缝非均匀性布置对水平井累计产油量和综合含水率的影响,研究发现当裂缝的长度可以避开高含水区域时,见水较慢且产油最高。根据优选出的各个参数和裂缝布置方案,可以为现场施工提供指导和理论依据。将优选出的参数应用于整个目标井区,通过数值模拟预测生产十年,各小层的采出程度均有所提升,累计产油量较之前增加了3.69×104m3,采出程度提高了6.11%,综合含水率降低了7.89%。
陈盼盼[2]（2017）在《龙凤山凝析气藏压裂产能预测及设计优化研究》文中研究说明龙凤山气田属于低孔低渗凝析气藏,大部分气井自然产能很低,为获得工业气流,需要进行压裂改造。龙凤山气田尚未建立凝析气藏的压裂规模和压后产能之间的关系,产能的影响因素等方面还没有进行深入研究,压裂设计和工艺技术优选大多依靠现场经验。因此,研究凝析气藏压裂裂缝参数优化和施工参数设计显得尤为重要。在对龙凤山凝析气藏压裂总结分析基础上,利用灰色理论方法定量分析了影响压裂效果的因素,确定了施工因素排量和加砂量是影响压裂效果的主要因素。利用Eclipse软件的PVTi模块对龙凤山凝析气藏流体进行了PVT相态拟合,获得组分模型中状态方程所需的参数。根据龙凤山气田地质资料,建立了地质模型,进行压裂后产能预测。运用数值模拟方法,分析了裂缝缝长、导流能力及生产压差等因素对产能的影响,优选出了最优的裂缝参数。最后以压裂方案优化的结果为目标,进行压裂施工设计,确定了能满足裂缝支撑状况的排量、加砂量、前置液用量和各段砂比最优的施工参数,用以指导现场施工。
田野[3]（2016）在《高升油田多氢酸酸化技术研究及应用》文中研究表明砂岩基质酸化技术是油井解堵和增产的重要技术,盐酸一氢氟酸体系是砂岩基质酸化最常用的酸液体系。但是,氢氟酸和粘土反应过快造成酸液穿透距离短,氢氟酸与粘土矿物反应生产二次沉淀易造成地层伤害。现存的各种缓速酸液在尝试解决这些问题,但是这些体系不能克服氢氟酸与粘土和石英界面反应速率的巨大反差,并且二次沉淀问题也没有得到很好的解决。本文首先针对多氢酸的特性进行研究,主要包括溶蚀性能、润湿性能、配伍性能的测定等。多氢酸体系的流动效果评价实验采用了高升油田实际岩心,结果表明多氢酸酸液体系具有良好的酸化处理效果,最终确定了一套砂岩储层基质酸化的多氢酸酸液配方体系,其配方为:清洗液:24%M5-8+2%M5-7+2%EGMBE+9294%柴油;前置液:810%HCl+4.5%添加剂;处理液:3%HCl+6%MH+23%HF+4.5%添加剂;后置液:5%HCl+添加剂。之后针对酸化时更多的酸液都消耗于高渗的大孔道,而小孔道和低渗层位得不到有效地解堵,虽然多氢酸具有缓释特点,能够实现深部酸化,但却不能实现均匀布酸,因而酸液量消耗较大的问题,利用成胶剂、转换剂、分散剂之间的相互作用,使酸液在液态→胶态→液态之间进行多次转换,在多氢酸酸化过程中可实现层间分隔,层内多级推进。这样有效实现各层间均匀布酸,达到低渗层、中渗层和高渗层都能进酸,从而实现均匀酸化。主要研究内容包括相态转换剂的筛选、多效维护液促进剂的筛选、酸液体系种类以及浓度优选实验等,最终得到最优相态转换体系配方:多氢酸溶液+0.60%成胶组分（CH-01）+0.80%固定转换机（XT-4）+0.10%分散剂（ZY-26）。文章最后将多氢酸酸化技术应用于高升油田的注汽吞吐稠油井、高压注水井、常规生产油井以及多油层直井、水平井,取得了良好的经济效益,且对相似油藏的开发提供了现实指导。
董军[4]（2015）在《大港油田低压高渗油藏保护修井液研究》文中研究表明大港油田已进入中后期开发阶段,随着地层能量的不断下降,已经有大约70%以上的油井在修井过程中出现了不同程度的修井工作液漏失现象。其中有20%-30%的井漏失是比较严重的（漏失量大于20m3）,由于修井工作液的大量漏失导致很多井不能建立正常的工作循环。其结果是：①延长了修井作业时间,提高了修井成本；②冲砂不彻底,油井作业周期短；③开井后排废液时间长,产量恢复率低。本文通过对南部油田损害因素分析,敏感性评价,取得了损害油层的主要原因。一是地层能量低漏失严重造成损害,二是高压低渗水敏现象严重造成损害,三是原油物性差,四是洗井液与地层流体的配伍性差。同时针对低压高渗油藏通过协同效应、水合效应、流度控制技术形成了高效发泡技术、高效稳泡技术并创新性的形成了一套低成本充氮气配制工艺研制出了一套新型低密度氮气微泡修井液体系。该体系不仅可以降低液柱压力,减小压差,而且微泡本身还具有一定的强度和韧性,具有可变形性、可压缩性,能够自匹配各种漏失通道,适用于各种类型的低压漏失井,为低压漏失井冲砂洗井作业开辟了一条新径。通过综合性能评价,研制出的新型高效发泡剂以及高效稳泡剂,发泡量达到了760mL,半衰期达到了501秒,盐水中发泡量达到了495mL,半衰期为436秒且油水界面张力达到了10-1mN/m。稳泡剂稳泡时间达到了2天以上,且续航能力强,高温破坏后重复搅拌具备再发泡能力和稳泡能力,低密度氮气微泡修井液体系与同类技术相比无需发泡设备,密度0.6-0.95g/cm3,20MPa下微泡不破裂,应用井深从1000m提高到2000m,成本降低70%,解决了常规泡沫体系在井下一定温度压力下失稳消失的问题。
张乐[5]（2015）在《辽河油区低渗透油田潜力评价及改善开发效果对策研究》文中进行了进一步梳理近年来,低渗透油藏原油储量比重不断增大,且与其他类型油藏相比整体开发效果较差,虽然针对部分区块进行了改善开发和采油工艺试验,其效果也不尽理想。为对此类油藏进行综合分析和评价,本文根据低渗透油藏地质特征与渗流的特点,以辽河油田包14区块为例,在开发、治理效果调研、分析的基础上,以储层平均渗透率和原油物性为主要指标,将油层厚度、油藏埋藏深度、原油地质储量、开发难度、开采效果等作为参考因素,对低渗透油藏治理、改造可行性和潜力进行了分析。根据分析结果得出以下结论:在计算低渗透储层渗流的产液速率、含水等开发指标时需考虑启动压力梯度;随着油藏动态的不断变化,开发层系和开发井距均需重新评价与确定;利用压裂改造技术,包14块7生产井的日产油量与递减率均有所改善;研究区开发潜力可以从细分开发层系,周期注水、增补注水井点,改变液流方向,控制注采比,搞好酸化等方面考虑。
陈庆[6]（2014）在《车2井区齐古组油藏增注技术分析研究》文中研究说明资料显示车2井区齐古组油藏具有中孔低渗、强水敏性典型特征。在长期注水开发过程中,出现了注水压力日益增高的问题。在此期间,尽管采取过多次增注解堵措施来改善储层渗流通道,但目前注水井注水油压依然达到了较高水平,而且居高不下,增注措施效果亦日渐不佳,储层吸水能力越来越差,逐渐难以满足配注要求。鉴于此情况,本文采用现场资料统计分析与室内实验相结合的方式,就齐古组储层伤害和期间采用的酸化增注效果欠佳的原因展开研究。并根据研究结果提出了针对性的注水过程中储层保护和水力压裂增注相结合的增注技术,其具体包括以下内容：（1）运用X射线衍射、流体成分分析、岩心流动实验等手段,对齐古组油藏的岩矿、物性、储层流体特征进行研究,揭示了齐古组储层具有强水敏、强速敏、中～强体积流量敏感性。（2）通过分析注入水阴阳离子成分和水质,比较日注水量与临界流速相对大小,发现注水造成储层伤害原因主要有注入水结垢、固相颗粒含量超标、目注水量超过临界流速、黏土矿物膨胀运移。（3）通过对井区内各注水井的注水历史动态统计,据此计算并比较各增注措施前后的视吸水指数变化情况,再结合室内酸化流动实验,发现酸化改造具有一定局限性：解堵半径小,难以解除储层深部伤害；对长期的酸液流动通道会造成一定程度伤害。（4）注水过程中储层保护技术包括注入水地面结垢预处理、高效改性纤维球过滤、控制日注水量、缩膨剂和防膨剂交替注入。（5）关于水力压裂增注技术,通过室内实验优选了压裂液体系及支撑剂类型；并结合井网情况,采用数值模拟方法,模拟了不同裂缝参数对注水井注水压力的降压效果和井网整体累计产油量的影响,最终确定最优裂缝参数是裂缝半长90m、导流能力40D-cm,最后据此给出了相应的水力压裂施工规模：284m3总液量,31%前置液比,35.8%平均砂比。本文研究方法及成果,对其他类似砂岩油藏解决注水难的问题具有一定的借鉴意义。
马自超[7]（2014）在《低渗透稠油油藏不同开发方式模拟实验研究》文中提出随着石油工业领域技术的不断进步,低渗稠油油藏成为了目前国内外研究的热点和难点,其低渗、稠油的特点对开发提出了更高的要求,开发方式的选择对其经济开发具有重要意义。根据叙利亚O油田的油藏特征,对低渗稠油油藏进行了不同开发方式模拟实验,能够为高效开发此类油藏提供指导意义。本文从低渗稠油油藏的现场实际出发,建立了一套低渗透孔隙型稠油油藏物理模拟方法,并通过物理模拟实验对比了天然能量开采、热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱的开发效果,研究了渗透率、粘度以及不同注采参数对开发效果的影响。实验结果表明:对于低渗稠油油藏,在开发初期采用天然能量开采具有较好的效果,应控制井底压力低于油藏泡点压力23MPa;原油溶解气油比越大,开采效果越好,最优降压幅度为1MPa;天然能量开采采收率与对数流度成良好的线性关系,并得到了拟合关系式,该式可以预测中低渗稠油油藏天然能量开采采出程度。天然能量开采后进行热水驱,适用于地下原油粘度50150mPa·s,渗透率高于10×10-3μm2的油藏,可在天然能量开采的基础上提高采收率45%左右,其现场最优注水速度为84.96m3/d;天然能量开采后进行蒸汽吞吐是现实可行的提高采收率方法,适用于粘度超过300mPa·s的油藏,采油高峰期出现在吞吐2、3周期,现场实施时,周期注汽速度为192240m3/d,最终提高采收率2636%;蒸汽吞吐后转蒸汽驱时,由于低渗稠油油藏自然吸汽低,导致注入压力高,仅适用于较高渗透率地层,可提高采收率2530%;随着渗透率增加、原油粘度降低,天然能量开采、热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱采收率均有所增加。
喻鹏[8]（2014）在《静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究》文中研究说明高凝油油藏是一类较为特殊的油藏类型,其驱替过程与一般稀油油藏的区别之一就是要考虑高凝油自身的特性。针对该类型油藏的表征、空间预测、三维地质建模等研究方面还比较薄弱,缺乏系统的研究和深入分析。辽河油田静观2区块是一个典型的高凝油油藏,其原油凝固点高于44℃,平均含蜡量38.34%,属世界少有原油类型。本文以静观2区块高凝油油藏为例,基于地质、岩心、钻井、地震、测井、测试和化验分析等大量基础资料,在层序地层学、沉积学、储层地质学、测井地质学、地质统计学、岩石学、石油开发地质学等理论的指导下,开展针对研究区储集层的高分辨率地层对比、沉积体系与沉积相分析、物性及流动单元预测表征和水驱流线数值模拟及热采模拟的综合研究。研究过程同时将地学数据挖掘中的新概念、新方法和新技术同计算机程序应用相结合,全面准确地对静观2区块储集层未取心井段流动单元进行了预测识别,进而通过指示模拟技术刻画表征了研究区流动单元三维精细地质模型,并在流动单元识别、划分的基础上进行渗透率分单元回归解释,同时将地质模型植入地质体,最终完成了三维定量化地质物性模型,形成了一套针对该类型油藏储层三维定量化地质建模的思路和方法,为下一步该种类型油藏油气勘探和储层预测提供了借鉴依据。通过基于流动单元的流线数值模拟,弄清了静观2区块剩余油同注采流线及流动单元的配伍关系。在上述研究基础上,结合静观2块油藏注冷水开发对储层的伤害实验试验资料及注水井地层带温度场数学模型,对区块最佳地面注水温度进行寻优。同时结合油藏测试资料,通过热采物理模拟研究分析原油的高含蜡、高凝固点特性对原油渗流过程的影响,采用数值模拟方法,研究了不同注水温度对油藏开发效果的影响,并对各开发方案进行了预测。论文总共分为8个部分,第一部分主要总结了流动单元的国内外研究现状及发展趋势,同时对目前主流的一些运用在流动单元预测上的地学数据挖掘方法进行了归纳和总结。针对工区储层的认识,总结了工区储集层流动单元的认识上的一些问题。进一步总结归纳了油藏剩余油分布模式、高凝油油藏开发模式以及高凝油油藏剩余油分布规律的研究等一些影响剩余油分布的主要因素以及研究区内剩余油分布研究仍存在的若干问题,同时对文章后续研究内容提出了规划和展望。第二个部分应用Cross的旋回性层序地层学分析方法进行了静观2区块高分辨率地层格架的构建,采用地质-地震-测井联合解释的技术手段,划分、识别和对比了不同旋回的时间地层单元。通过岩性垂向序列、测井地层综合响应和地震反射信息,确定静观2区块沙三段时期存在的5个长期基准面旋回组成的层序地层格架,其中SQ5相当于S31地层,在本区多被剥蚀掉；SQ4由3个中期基准面旋回、8个短期基准面旋回组成；SQ3由3个中期基准面旋回、7个短期基准面旋回组成；SQ2由4个中期基准面旋回、4个短期基准面旋回组成,即在沙河街组沉积时期主要发生了3次明显的水进。针对静观2区块沉积砂体,研究中首先分析了研究区沉积背景、沉积环境、物源供给以及岩石电性特征,在此基础上,重点进行了沉积体系的划分、识别和沉积模式的分析。在资料综合处理,构造、沉积相综合研究以及大量人工制图分析的基础上,建立了静观2区块构造、沉积相三维定量化模型。在构造地质建模中,采用层厚插值面控制窜层难点,最终建立的构造模型保持了小层之间构造特征及构造关系在三维空间上的协调性。沉积微相模型的构建则采用沉积趋势面面控的序贯指示模拟方法来构建,模拟结果较理想。第三个部分依据研究靶区油藏地质情况,依据压汞分析资料建立流动层带指标FZI同排驱压力（Pd）的关系,优选同FZI相关性较高的参数同时参与流动单元划分聚类,得到HU#5、HU#6、HU#7及HU#8四类基本方案。根据Spearman非参数相关系数法对取心井的测井参数同FZI值进行相关分析,优选测井曲线构建测井频率交会区间,结合贝叶斯推论编写软件计算后验概率基库并对储层未取心井段的流动单元进行预测和回判验证,并同成熟的神经网络模式识别技术判别结果作对比,预测正判率较接近,识别效果好,具有一定推广应用价值。流动单元井数据准备完善之后,采用序贯指示模拟对工区储层进行流动单元三维定量化建模,同时分单元分层位拟合变差及概率。最终进一步结合地质理念分动、静态两个方面对工区流动单元预测模型进行验证分析。动态验证过程共总结9口生产井数据,结合井史分析模型合理性；静态验证则主要通过两口井联井剖面上岩性、孔喉半径及流动单元的对应情况来进行分析。第四个部分主要构建静观2区块孔隙度、渗透率解释模型,同时将数学模型植入地质体以建立研究区三维定量化物性模拟模型。孔隙度解释模型的回归采用的是二元回归法,回归方程应用效果较好。以沉积相控制为前提,逐层逐相对孔隙度数据进行分析,采用序贯高斯模拟的方法对研究区孔隙度分布进行定量模拟。渗透率解释模型的建立则摒弃了传统的预测方法,而是根据储层岩心流动单元的分类,运用指数及幂律关系模型对每类储层分别建立渗透率孔隙度关系式,预测结果整体乐观,最终优选拟合优度较好的关系模型参与渗透率的预测计算,并将数学模型植入地质体。分别从平面和垂向上验证渗透率三维模型的精确性,结果表明,渗透率三维模型的总体分布特征同工区沉积相发育规模吻合,抽稀后的重建剖面信息亦证明模型的可靠性。综合分析研究区各种地质资料,运用确定性建模手法构建了储层净毛比模型,为后续数模工作打下基础。第五个部分运用油藏工程的方法对工区储层可采储量及最终采收率进行了预测。从总结归纳四种不同的递减模型出发,对比分析了不同模型参数的意义,同时寻优适合静观2块高凝油油藏产量递减规律的模型。针对研究区实际开发数据对比计算发现,Li-Horne模型模拟结果小于Arps模型指数模拟计算结果,Correa模型计算结果与数模预测值拟合较好。研究结果表明,Arps模型的运用受限,一般以没有重大措施调整为基础；水驱高凝油含水上升过快则可能导致Li-Horne模型计算结果偏低；同时在工区油藏条件的基础上扩充了Correa模型β值的选值范围,即超出-1≤β≤0的值域范围同样适用,且p值越低,递减规律越接近高凝油油藏递减规律,在同类型油藏当中具有一定推广应用价值。第六个部分总结了油藏开发历程及油水两相条件下流线模型的数学模型同时确定了流线的推导过程。最终结合静观2区块地质模型、流体及渗流特征参数、生产数据,运用流线数值模拟器对研究区油水运动规律进行模拟及拟合。通过对油藏开发动态分析和基于流动单元的油藏流线数值模拟,较准确地预测了剩余油分布,同时分析了剩余油同水驱注采流线及流动单元的配伍关系,认为油藏经历5次重大调整至今,水驱流线基本覆盖全区,而剩余油主要富集在注入流线波及较差的流动单元片区（层内层间非均质剩余油）、不同类型流动单元的交触位置、注采井网不完善区域（井间滞留区）以及断层边部地区等。针对静观2区块开发后期剩余油的复杂分布情况,结合区内注水流线及流动单元同剩余油分布的配伍关系及地质资料进行总结归纳,分别从地质因素、油水互驱因素及开发因素这三个方面总结了影响剩余油分布的主要控制原因。第七个部分通过油藏注冷水开发对储层伤害的试验研究、热采物理模拟及热采数值模拟研究,指出了静观2区块部分生产井采收率低下主要是与流体性质有关,生产井和注水井近井地带储层冷伤害严重,油藏流体呈非牛顿流体状态。地层伤害的主要原因是由于注采井井底温度下降导致气体膨胀,从而导致原油中的石蜡结晶、析出沉淀。热物理模拟分别进行了水驱油实验及相渗实验,通过实验发现高凝油油藏水驱油效率明显受原油粘度和实验温度的影响,随着原油粘度的降低和温度的升高,驱替效率逐渐提高；另外驱替效率与岩石本身结构有关,分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心,水驱油效率低；随着实验温度的升高,高凝油油藏相渗曲线形态逐渐向右偏移,两相区变宽,等渗点含水饱和度增加,束缚水饱和度升高,残余油饱和度则显着降低：当温度低于析蜡点温度时,相对渗透率曲线随着压力梯度增大向右移动,两相区变宽,增加地层压力梯度可以提高采收率。热物理实验使得工区油藏流体性质认识变得更加清晰,同时实验数据亦为后面热采数值模拟做准备。归纳考虑水井中与油层内传质传热的注水井地层带内温度场的数学模型,通过编程计算出不同注水温度下井筒及井筒外地层的深-温交汇图版,从研究结果可以看出,注入水在到达目的层之前,热损影响所占权重较大。到达目的层后,由于受油藏温度影响,井筒温度逐渐回升,筒外地层温度在注入水和油藏本身热能的共同作用下,呈现恢复趋势。注入温度80℃图版反映出注水温度在此温度以上,则可保持井筒及筒外地层温度维持在平均析蜡温度（60℃）以上,而温度超过80℃,油层温度增高效果差别没有太大异常,该现象亦在后面热采数模中得到了验证。继续增高注入温度,势必要增加供热成本,故优选80℃作为地面最佳注水温度,即可在兼顾生产成本限制的同时降低储层冷伤害,以达到增产目的。研究区热采数值模拟对比分析了不同注水温度条件下温度对油藏开采效果、井底压力以及油层吸水能力的影响。同时分析了不同方案油藏温度场同剩余油场的配伍关系,常规水驱条件下含油饱和度平面展布图展示了研究区若干注水井附近的小层注水冷带,伤害储层并影响驱油效率。模拟预测结果同样表明,在优势地面注水温度下,能在兼顾经济效益的同时使油藏温度较长时间维持在析蜡温度以上,对提效增产有利。第八个部分则是对整个论文的架构进行全面的总结概括并提出相应建议。本文针对辽河油田静观2区块高凝油油藏严重的非均质性导致油藏在开发过程中存在的各种矛盾,展开流动单元细分和流动单元剩余油分布研究,形成了一套较完整的高凝油油藏储层流动单元划分、对比、预测、表征及应用的配套理论和方法技术；在流动单元分类方法、流动单元空间预测表征手段以及流动单元平面分布的评价方法等方面进行了探索；在剩余油流线数值模拟及注采流线同剩余油配伍关系等方面取得了一定进展,对同类型油藏流动单元的预测表征及剩余油分布研究等具有一定的指导意义。
苏恩泽[9]（2013）在《高升油田注水区块堵塞机理及解堵技术研究》文中进行了进一步梳理高升油田注水区块为低渗透油藏,储层特性决定了其极易受到伤害,产生堵塞。另外由于储层岩石矿物成分中粘土含量较高,对入井流体敏感性较强,受钻井、修井、洗井、注水等因素影响较大。油层渗透率降低、近井地带油层污染日益加重导致注水通道堵塞、注水井注水困难、油井供液能力变差,产油量下降。因此,如何解除油水井堵塞,恢复油井产能和提升注水能力,已成为区块挖掘潜力,提高油层动用程度,改善开发效果的关键。本文针对低渗注水区块的污染问题开展研究。主要研究内容包括:结合区块油藏地质特征、储层物性、流体性质、开发方式、油水井生产情况、水质分析等诸多因素对注水区块堵塞原因及堵塞类型进行了研究,在此基础上进行了综合解堵技术路线的确定,并开展了油水井解堵技术的室内研究与配套,研究针对不同区块、不同岩性及不同堵塞类型配套相应的解堵技术,优化药剂配方等技术参数,完善施工工艺等,形成一套针对高升油田低渗注水区块的综合解堵技术。
郭勇军[10]（2012）在《复杂断块低渗油藏整体压裂优化研究 ——以卫42断块为例》文中进行了进一步梳理根据国内外低渗透砂岩油藏的开发经验，对于低渗油藏依靠地层天然能量不能提供足够的产能，必须采取增产措施，通常是采用水力压裂的方法对地层进行改造。V42断块1994年正式投入开发，每一口井都采取了压裂措施。在进行压裂设计时，基本是根据单井的生产情况而定，设计目标为单井产能最大化，缺乏以区块为单位的整体观念。而在开发过程中，压裂井之间的互相影响日益显着，单井压裂设计的缺点也表现出来。本文通过研究改进了压裂设计方法，以断块整体为设计目标，研究使得区块产能最大化的压裂措施优化方案。主要成果为：1.应用等值渗流力学理论，建立了不同井网方式情况下的压裂井产量预测公式，据此可以优化在不同情况下，不同含水饱和度情况下的最优裂缝参数，并编写了相应的计算程序，整体压裂优化设计找到了一种简便的方法；2.从理论上研究了各种情况下裂缝参数对产能的影响。所研究的裂缝参数包括：生产井裂缝长度、注水井裂缝长度、导流能力、生产井压差、注水井压差及各向异性。在此基础上，分别研究了不同地层水饱和度情况下裂缝参数的优化：Sw=30%、Sw=50%及Sw=60%；3.研究压裂措施在V42块的效果，建立了V42块油藏数值模拟模型。采用目前主流的商业数值模拟软件ECLIPSE进行建模工作，保证了所建模型的准确性和通用性。该模型在本项目结束后仍然可以被其它数值模拟项目所使用，或者直接用于油田生产动态评价，有效的保障了油田投资；4.根据生成的模拟模型，计算了研究区地质储量。该研究区上报地质储量为113万吨。根据此数据，调整了计算模型的部分参数后，最终计算得到的地质储量为113.5万吨。与上报储量基本吻合，符合数值模拟的要求。5.根据V42块的实际生产历史数据进行了历史拟合工作，使得建立的模拟模型能够反映V42块的实际情况。历史拟合是油藏数值模拟中耗时最长、工作量最大的阶段。本次研究严格按照历史拟合的标准，经过3个多月的紧张计算，合格的完成了V42块的生产历史拟合工作。6.油藏开发效果分析。在历史拟合的基础上，得到了剩余油饱和度分布图和地层压力分布图。再结合生产过程的实际资料，对油藏开发效果进行了分析和评价。7.在V42块模拟模型的基础上，结合前面理论研究的成果，对各种压裂措施在V42块上的应用效果进行了模拟。得出的结论是：适合V42块实际情况的裂缝半长为75米，裂缝导流能力为30 m2.cm。
二、沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用（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、沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用（论文提纲范文）
（1）敖南油田A井区水平井压裂参数优化数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 概述 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井压裂参数优化技术国内外研究现状 |
| 1.2.2 数值模拟技术国内外研究现状 |
| 1.3 开发中遇到的问题 |
| 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 |
| 第二章 目标井区地质概况 |
| 2.1 目标井区储集层沉积及构造特征 |
| 2.2 储层岩性、微观特征 |
| 2.3 流体分布和流体性质 |
| 2.3.1 流体分布 |
| 2.3.2 流体性质 |
| 2.4 开发现状 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 三维地质模型的建立 |
| 3.1 建模数据准备 |
| 3.2 建立精细构造模型 |
| 3.2.1 网格骨架模型 |
| 3.2.2 断层模型 |
| 3.2.3 构造模型 |
| 3.3 沉积相模型 |
| 3.4 三维属性模型 |
| 3.5 模型粗化 |
| 3.6 加密水平井井区地质特征描述 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 数值模拟及剩余油分布研究 |
| 4.1 油藏模型初始化 |
| 4.2 数值模型的建立 |
| 4.2.1 数值模拟基本参数准备 |
| 4.2.2 模型建立 |
| 4.3 历史拟合 |
| 4.3.1 全区拟合结果 |
| 4.3.2 单井拟合结果 |
| 4.4 剩余油分布特征 |
| 4.4.1 剩余油定性描述 |
| 4.4.2 剩余油定量描述 |
| 4.5 剩余油类型及成因分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 水平井压裂参数优选 |
| 5.1 水力压裂裂缝型态 |
| 5.2 裂缝描述及水平井信息 |
| 5.3 裂缝与水平段井筒的夹角优选 |
| 5.3.1 夹角优选理论基础 |
| 5.3.2 角度优选分类结果汇总 |
| 5.4 裂缝导流能力优选 |
| 5.4.1 渗透率对产量的影响 |
| 5.4.2 缝宽对产量的影响 |
| 5.5 裂缝间距与裂缝条数优选 |
| 5.6 裂缝半长优选 |
| 5.7 各因素灰色关联分析 |
| 5.7.1 灰色关联分析法 |
| 5.7.2 灰色关联分析结果 |
| 5.8 裂缝非均匀性布置方案优选 |
| 5.8.1 裂缝非均匀性的分类 |
| 5.8.2 裂缝非均匀性布置方案设计 |
| 5.9 开发指标预测 |
| 5.10 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（2）龙凤山凝析气藏压裂产能预测及设计优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气藏水力压裂研究现状 |
| 1.2.2 凝析气井产能预测研究现状 |
| 1.2.3 组分模型和状态方程研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 龙凤山凝析气藏压裂效果影响因素分析 |
| 2.1 储层地质特征分析 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 气藏特征 |
| 2.2 压裂效果影响因素分析 |
| 2.2.1 地质因素 |
| 2.2.2 施工因素 |
| 2.3 压裂效果影响因素灰色分析方法 |
| 2.3.1 灰色关联分析方法基本理论 |
| 2.3.2 灰色关联法的计算步骤 |
| 2.4 压裂效果因素分析实例应用 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 数学模型和PVT相态模拟 |
| 3.1 建立三维三相数学模型 |
| 3.1.1 基本条件假设 |
| 3.1.2 数学模型 |
| 3.2 PVT相态组分模拟计算方法 |
| 3.2.1 气、液相平衡理论 |
| 3.2.2 状态方程 |
| 3.2.3 重组分的特征化 |
| 3.3 流体PVT拟合 |
| 3.3.1 井流物组分组成 |
| 3.3.2 加组分劈分 |
| 3.3.3 组分合并 |
| 3.3.4 PVT拟合 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 龙凤山凝析气藏压裂数值模拟 |
| 4.1 地质模型及数值模拟 |
| 4.2 开发动态历史拟合 |
| 4.3 北201井产能预测 |
| 4.4 产能影响因素优化分析 |
| 4.4.1 裂缝缝长对压裂凝析气井产能的影响 |
| 4.4.2 裂缝导流能力对压裂凝析气井产能的影响 |
| 4.4.3 生产压差对压裂凝析气井产能的影响 |
| 4.5 正交方案设计 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 压裂施工参数优化 |
| 5.1 基础资料收集 |
| 5.2 施工参数优化 |
| 5.2.1 排量优化 |
| 5.2.2 前置液百分比优化 |
| 5.2.3 加砂量优化 |
| 5.2.4 平均砂比优化 |
| 5.2.5 泵注程序设计 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（3）高升油田多氢酸酸化技术研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 多氢酸酸化机理概述 |
| 1.1 多氢酸的提出 |
| 1.2 多氢酸酸化原理概述 |
| 1.3 多氢酸缓速机理研究 |
| 1.4 转向酸变粘机理 |
| 第二章 砂岩储层多氢酸酸化模型研究 |
| 2.1 砂岩酸化模型回顾 |
| 2.2 多氢酸酸化模型的建立 |
| 2.2.1 HF酸浓度分布和矿物浓度分布模型的建立 |
| 2.2.2 多氢酸浓度分布数学模型 |
| 2.2.3 HF、MH酸浓度分布和矿物浓度分布数值模型的建立 |
| 2.2.4 数值模型的求解 |
| 第三章 多氢酸特性研究及流动效果评价 |
| 3.1 多氢酸酸液休系的溶蚀性能 |
| 3.1.1 岩芯与盐酸的溶蚀试验 |
| 3.1.2 岩芯与土酸的溶蚀试验 |
| 3.1.3 岩芯与氟硼酸的溶蚀试验 |
| 3.1.4 岩芯与多氢酸的溶蚀试验 |
| 3.2 酸液添加剂单项试验评价 |
| 3.3 酸液配方综合性能评价 |
| 3.3.1 配方酸液的配伍性评价 |
| 3.3.2 配方酸液的表面张力测定 |
| 3.3.3 配方酸液的防膨性能评价 |
| 3.3.4 残酸与联合站用原油破乳剂配伍性评价 |
| 3.4 酸液性能检测与评价 |
| 3.5 稠油油藏酸化清洗液的研究 |
| 3.6 相态转换技术体系室内试验 |
| 第四章 配套施工方案及现场应用研究 |
| 4.1 配套施工方案 |
| 4.1.1 选井条件选井条件 |
| 4.1.2 施工工艺流程 |
| 4.1.3 项目施工安全环保措施 |
| 4.1.4 项目技术施工监测系统 |
| 4.1.5 总体性能指标分析 |
| 4.2 现场应用实例 |
| 4.2.1 注汽吞吐稠油井的应用 |
| 4.2.2 高压注水井的应用 |
| 4.2.3 常规生产油井的应用 |
| 4.2.4 多油层直井和水平井的应用 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（4）大港油田低压高渗油藏保护修井液研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 大港油田油层保护技术背景与需求 |
| 1.2 国内外堵漏技术现状分析 |
| 1.2.1 堵漏材料及作用原理 |
| 1.2.2 防漏堵漏基本原理 |
| 1.2.3 国内外低密度技术调研 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 工作量 |
| 1.4 技术创新点 |
| 第2章 南部油区油藏修井过程储层潜在损害研究 |
| 2.1 南部油田损害原因分析 |
| 2.2 南部油田主要区块敏感性研究分析 |
| 2.2.1 小集油田敏感性 |
| 2.2.2 枣园油田敏感性 |
| 2.2.3 段六拨油田敏感性 |
| 2.2.4 舍女寺油田敏感性 |
| 2.2.5 王官屯油田敏感性 |
| 2.2.6 乌马营油田敏感性 |
| 2.3 南部油田主要区块潜在损害因素分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 低压高渗油藏低密度微泡沫修井液技术研究 |
| 3.1 新型低密度微泡沫修井液技术研究 |
| 3.1.1 低密度微泡沫修井液稳泡及防漏失机理研究 |
| 3.1.2 协同增效高效发泡剂研制 |
| 3.1.3 多元协同高效稳泡剂研制 |
| 3.1.4 降失水性能评价 |
| 3.1.5 低密度微泡沫修井液配方研究 |
| 3.1.6 低密度氮气微泡沫修井液综合性能评价 |
| 3.2 新型低密度微泡沫修井液低成本可充氮气配制工艺研究 |
| 3.3 现场应用 |
| 3.4 经济效益分析 |
| 3.4.1 直接经济效益分析 |
| 3.4.2 预测经济效益 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 结论与建议 |
| 4.1 结论 |
| 4.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
（5）辽河油区低渗透油田潜力评价及改善开发效果对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 前言 |
| 1.研究目的及意义 |
| 2.国内外研究现状 |
| 3.研究思路及内容 |
| 4.取得主要研究成果 |
| 第一章 低渗透油藏渗流特征和地质、开发特征 |
| 1.1 渗流特征及开发指标测算 |
| 1.1.1 孔隙结构、毛管力和相对渗透率曲线特征 |
| 1.1.2 流-固耦合作用、应力敏感性和裂缝特征 |
| 1.1.3 启动压力梯度 |
| 1.1.4 开发指标测算 |
| 1.2 辽河油区低渗透油藏特征 |
| 1.3 辽河油区低渗透油藏地质及开发特征 |
| 1.3.1 中深中厚层低粘低渗油藏地质、开发特征 |
| 1.3.2 中深层中高粘低渗油藏地质、开发特征 |
| 1.3.3 中深层高凝低渗油藏地质特征 |
| 1.3.4 中浅薄层低粘低渗油藏地质、开发特征 |
| 第二章 低渗透油田开发效果分析 |
| 2.1 中深中厚层低粘低渗油藏 |
| 2.1.1 开发层系、开发井网分析 |
| 2.1.2 生产井距分析 |
| 2.1.3 综合治理改造效果和注水开发效果评价 |
| 2.1.4 最佳注水时机的确定与实际对比 |
| 2.2 中深层中高粘低渗油藏 |
| 2.2.1 开发层系、井网与生产井距适应性评价 |
| 2.2.2 开发效果评价 |
| 2.2.3 最佳注水时机的确定与实际对比 |
| 2.2.4 合理采油速度确定及实际对比 |
| 2.3 中深层高凝低渗油藏 |
| 2.3.1 井网适应性评价 |
| 2.3.2 合理生产井距、注采井距确定与现状评价 |
| 2.3.3 注水开发效果评价 |
| 2.3.4 合理采油方式分析 |
| 2.3.5 综合治理改造效果分析 |
| 2.4 中浅薄层低粘低渗油藏 |
| 2.4.1 开发层系、井网、合理井距确定与评价 |
| 2.4.2 最佳注水时机的确定与实际对比 |
| 2.4.3 注水开发效果评价 |
| 2.4.4 合理产能、采油速度计算及实际对比 |
| 2.4.5 措施效果分析 |
| 第三章 低渗透油田潜力评价 |
| 3.1 常规注水潜力分析 |
| 3.1.1 水驱采收率预测 |
| 3.1.2 常规注水可采储量计算 |
| 3.2 加密调整潜力分析 |
| 3.3 开发层系细分潜力分析 |
| 3.4 油层改造潜力分析 |
| 3.4.1 油层污染程度表征及油层改造潜力评价值 |
| 3.4.2 油层改造潜力分析 |
| 3.4.3 油层改造实例分析 |
| 3.5 三次采油潜力评价 |
| 3.5.1 烃气驱 |
| 3.5.2 二氧化碳驱 |
| 3.5.3 氮气驱 |
| 3.5.4 微生物驱 |
| 第四章 低渗透油田改善开发效果对策研究 |
| 4.1 中深中厚层低粘低渗油藏 |
| 4.1.1 老井的换层补孔 |
| 4.1.2 改善分层工艺、动态监测及堵水调剖工作 |
| 4.1.3 完善注采系统 |
| 4.1.4 提高油层改造工艺水平 |
| 4.1.5 优化射孔参数，改善渗流条件 |
| 4.2 中深层中高粘低渗油藏 |
| 4.2.1 细分开发层系及死油区再利用 |
| 4.2.2 优化注水方式 |
| 4.2.3 注采比及水温控制 |
| 4.2.4 加强油水分布规律分析 |
| 4.2.5 进行微生物吞吐采油工艺试验 |
| 4.3 中深层高凝低渗油藏 |
| 4.3.1 选用适应油藏特点的生产方式采油 |
| 4.3.2 水气替注高凝油开发 |
| 4.3.3 小井距可行性分析 |
| 4.4 中浅薄层低粘低渗油藏 |
| 4.4.1 搞好压裂改造优化 |
| 4.4.2 进行液流方向和周期注水研究 |
| 结论与建议 |
| 1.结论 |
| 2.建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
（6）车2井区齐古组油藏增注技术分析研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 本文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究动态 |
| 1.2.1 油气层损害机理研究动态 |
| 1.2.2 油气层保护技术研究动态 |
| 1.2.3 油气层改造技术研究动态 |
| 1.2.4 开发压裂的国内外研究动态 |
| 1.3 本文的技术关键及路线图和主要工作 |
| 第2章 车2注水井齐古组储层损害机理研究 |
| 2.1 车2齐古组储层潜在损害特征分析 |
| 2.1.1 岩矿潜在损害特征分析 |
| 2.1.2 物性潜在损害特征分析 |
| 2.1.3 温压系统及储层流体潜在损害特征分析 |
| 2.1.4 储层敏感性分析 |
| 2.2 车2齐古组储层工程损害因素分析 |
| 2.2.1 注入水离子及水质对储层损害研究 |
| 2.2.2 注水流速对储层的损害研究 |
| 2.2.3 长期酸化对储层损害研究 |
| 2.3 储层损害主控因素分析及增注对策 |
| 2.3.1 储层损害主控因素分析 |
| 2.3.2 注水过程储层伤害预防对策 |
| 2.3.3 储层增注对策选择 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 车2齐古组储层压裂增注材料优选 |
| 3.1 压裂液体系优选 |
| 3.1.1 稠化剂优选 |
| 3.1.2 交联剂优选 |
| 3.1.3 黏土稳定剂优选 |
| 3.1.4 助排剂优选 |
| 3.1.5 破乳剂优选 |
| 3.1.6 交联压裂液与优选单剂配伍性研究 |
| 3.1.7 压裂液体系综合性能评价 |
| 3.2 支撑剂导流能力和损害评价研究 |
| 3.2.1 实验结果 |
| 3.2.2 实验结果分析 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 水力压裂裂缝参数优化及设计研究 |
| 4.1 齐古组储层地质模型建立 |
| 4.2 地质模型校验 |
| 4.3 水力压裂裂缝参数优化 |
| 4.4 压裂设计实例 |
| 4.4.1 基本数据 |
| 4.4.2 设计思路 |
| 4.4.3 施工设计结果 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）低渗透稠油油藏不同开发方式模拟实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 叙利亚油田概况 |
| 1.3.1 地理位置 |
| 1.3.2 油藏特征 |
| 1.4 国内外研究现状分析 |
| 1.4.1 国内外低渗透油藏渗流规律研究现状 |
| 1.4.2 国内外稠油油藏开发方式研究现状 |
| 1.5 课题研究的主要内容 |
| 1.6 技术路线 |
| 1.7 创新点 |
| 第二章 岩心与流体物性测试 |
| 2.1 实验仪器与材料 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验材料 |
| 2.2 实验步骤 |
| 2.2.1 岩心物性测试 |
| 2.2.2 原油物性测试 |
| 2.3 实验结果及分析 |
| 2.3.1 岩心基本参数 |
| 2.3.2 实验油样参数 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 天然能量开采实验研究 |
| 3.1 实验仪器及材料 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验材料 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 实验条件 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.3 实验结果及分析 |
| 3.3.1 天然能量开采井底压力确定 |
| 3.3.2 渗透率和粘度对天然能量开采影响研究 |
| 3.3.3 溶解气油比对天然能量开采影响研究 |
| 3.3.4 降压幅度对天然能量开采影响研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 热水驱实验研究 |
| 4.1 实验仪器及材料 |
| 4.1.1 实验仪器 |
| 4.1.2 实验材料 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 实验条件 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.3 实验结果及分析 |
| 4.3.1 热水驱注入压力对比 |
| 4.3.2 渗透率和粘度对热水驱效果影响研究 |
| 4.3.3 注入速度对热水驱效果影响研究 |
| 4.3.4 岩心压裂后热水驱效果研究 |
| 4.3.5 热水驱转蒸汽驱效果研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 蒸汽吞吐-蒸汽驱实验研究 |
| 5.1 实验仪器及材料 |
| 5.1.1 实验仪器 |
| 5.1.2 实验材料 |
| 5.2 实验方法 |
| 5.2.1 实验条件 |
| 5.2.2 实验步骤 |
| 5.3 实验结果及分析 |
| 5.3.1 蒸汽吞吐实验结果 |
| 5.3.2 蒸汽驱实验结果 |
| 5.3.3 开发方式综合分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 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 流动单元研究 |
| 1.2.2 高凝油油藏剩余油分布研究 |
| 1.2.3 目前存在的问题 |
| §1.3 研究思路、内容和关键技术 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 关键技术 |
| §1.4 创新点及认识 |
| 第二章 高凝油油藏地层格架及沉积相建模研究 |
| §2.1 高分辨率层序地层格架的构建 |
| 2.1.1 钻井高分辨率层序格架的构建 |
| 2.1.2 地震高分辨率层序格架的构建 |
| 2.1.3 层序地层单元划分 |
| §2.2 沉积体系研究 |
| 2.2.1 沉积背景 |
| 2.2.2 沉积环境 |
| 2.2.3 沉积物源 |
| 2.2.4 岩石电性特征 |
| 2.2.5 沉积体系分析 |
| 2.2.6 相模式的建立 |
| §2.3 构造建模 |
| 2.3.1 油藏建模方法及原理 |
| 2.3.2 构造建模步骤 |
| 2.3.3 构造建模 |
| §2.4 储层微相建模 |
| 第三章 高凝油油藏流动单元预测表征 |
| §3.1 流动单元的划分 |
| 3.1.1 流动单元划分依据 |
| 3.1.2 流动单元划分方法 |
| §3.2 静观2块流动单元精细划分 |
| 3.2.1 取心井段流动单元识别 |
| 3.2.2 未取心井段流动单元预测 |
| 3.2.3 流动单元识别预测效果对比 |
| §3.3 静观2区块流动单元三维定量化地质建模 |
| 3.3.1 流动单元序贯指示模拟原理 |
| 3.3.2 静观2区块流动单元序贯指示建模 |
| 3.3.3 静观2区块流动单元模型验证 |
| 第四章 高凝油油藏三维定量化物性建模 |
| §4.1 测井数据标准化 |
| 4.1.1 关键井及标准层的选取 |
| 4.1.2 标准化方法 |
| §4.2 静观2区块孔隙度模型 |
| 4.2.1 孔隙度解释模型 |
| 4.2.2 孔隙度三维模型 |
| §4.3 静观2区块渗透率模型 |
| 4.3.1 渗透率预测模型的建立 |
| 4.3.2 渗透率预测模型的合理性验证 |
| §4.4 静观2区块净毛比模型 |
| 4.4.1 确定性建模原理 |
| 4.4.2 净砂厚模型 |
| 4.4.3 净毛比模型 |
| 第五章 高凝油油藏开发动态分析 |
| §5.1 静观2区块开发背景 |
| §5.2 递减模型数学背景 |
| §5.3 递减模型参数对比 |
| §5.4 静观2区块递减动态分析 |
| 5.4.1 Arps产量-时间递减模型分析预测 |
| 5.4.2 Li-Home模型分析预测 |
| 5.4.3 Correa体积递减模型分析预测 |
| 5.4.4 Yu水驱特征曲线模型分析预测 |
| 第六章 高凝油油藏数值模拟及剩余油分布规律研究 |
| §6.1 油藏开发历程 |
| §6.2 数值模拟模型的建立 |
| 6.2.1 流线模型的数学模型及流线的确定 |
| 6.2.2 数值模拟模型的建立 |
| 6.2.3 历史拟合 |
| §6.3 剩余油分布规律 |
| 6.3.1 注采流线分布与剩余油配伍关系 |
| 6.3.2 流动单元同剩余油分布关系 |
| 6.3.3 剩余油控制因素 |
| 第七章 高凝油油藏流体性质及热采方式研究 |
| §7.1 静观2区块储层冷伤害研究 |
| §7.2 热采注入温度研究 |
| §7.3 热采物理模拟 |
| 7.3.1 水驱油试验 |
| 7.3.2 相渗实验 |
| §7.4 热采数值模拟 |
| 7.4.1 不同注水温度下开采效果分析 |
| 7.4.2 不同注水温度下井底压力变化 |
| 7.4.3 不同注水温度对油层吸水能力的影响 |
| §7.5 不同方案油藏温度场同剩余油场配伍关系 |
| 第八章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）高升油田注水区块堵塞机理及解堵技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 概述 |
| 1.1 低渗透油层解堵技术新进展 |
| 1.2 解堵工艺技术 |
| 1.3 酸化添加剂 |
| 第二章 低渗透油藏简介 |
| 2.1 低渗透油藏的划分 |
| 2.2 低渗透储层的成因类型 |
| 2.3 国内低渗透油田储量动用情况 |
| 2.4 影响低渗透油田开发效果的主要因素 |
| 第三章 区块概况及油水井生产现状 |
| 3.1 区块概况 |
| 3.2 油水井生产现状 |
| 3.2.1 稠油油藏的污染特征 |
| 3.2.2 注水水质对水井的影响 |
| 3.2.3 油井污染原因 |
| 3.2.4 解堵措施难度分析 |
| 第四章 油层伤害机理研究 |
| 4.1 油层伤害分类 |
| 4.2 油层伤害的内在因素 |
| 4.3 油层伤害的外在因素 |
| 4.3.1 储层敏感性分析 |
| 4.3.2 储层物性分析 |
| 4.3.3 注入水水质分析 |
| 4.3.4 注入水与地层水配伍性实验 |
| 4.3.5 洗井反排物成分分析 |
| 4.3.6 压裂伤害分析 |
| 4.3.7 采油过程中的油层伤害分析 |
| 4.4 研究分析小结 |
| 第五章 油水井解堵及其配套技术研究 |
| 5.1 综合解堵技术路线的确定 |
| 5.2 水井解堵技术研究 |
| 5.2.1 技术原理 |
| 5.2.2 药剂配方的筛选 |
| 5.3 油井解堵技术研究 |
| 5.3.1 气动力深穿透解堵工艺技术研究 |
| 5.3.2 多氢酸解堵工艺技术研究 |
| 第六章 解堵技术应用效果分析与评价 |
| 6.1 现场试验与应用 |
| 6.2 区块效果分析 |
| 6.3 注水井解堵效果分析 |
| 6.4 油井解堵效果分析 |
| 6.4.1 气动力深穿透解堵技术效果分析 |
| 6.4.2 多氢酸酸化解堵技术效果分析 |
| 6.5 经济效益和社会效益分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）复杂断块低渗油藏整体压裂优化研究 ——以卫42断块为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 整体压裂的国内外研究现状 |
| 1.2.1 总的概况 |
| 1.2.2 研究整体压裂的模拟方法 |
| 1.2.3 对油藏复杂性因素的研究 |
| 1.2.4 整体压裂技术概述 |
| 1.2.5 研究区压裂工作进展及问题 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 成果与创新点 |
| 2 研究区基本地质特征 |
| 2.1 油藏基本概况 |
| 2.1.1 地理条件 |
| 2.1.2 层系划分 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.1.4 地质特性 |
| 2.1.5 储层物性 |
| 2.2 V42 块油藏特征及开发状况 |
| 2.2.1 卫 42 濮城油田的位置 |
| 2.2.2 卫 42 块油藏特征 |
| 2.2.3 卫 42 块开发状况 |
| 2.2.4 卫 42 块开发中存在的主要问题 |
| 2.2.5 水力压裂技术在低渗复杂断块油藏中应用的必要性 |
| 3 整体压裂优化技术 |
| 3.1 整体压裂设计的重要性 |
| 3.2 等值渗流阻力法 |
| 3.2.1 基本原理 |
| 3.2.2 整体压裂井产量公式 |
| 3.2.3 计算软件设计 |
| 3.2.4 压裂计算结果分析 |
| 3.3 整体压裂设计的数值模拟方法 |
| 3.3.1 建立模型 |
| 3.3.2 油藏模型 |
| 3.3.3 裂缝模型 |
| 3.3.4 计算单元 |
| 3.3.5 边界条件 |
| 3.4 水力压裂方案模糊积分评判方法 |
| 3.4.1 评价指标体系 |
| 3.4.2 理想方案满意度的确定 |
| 3.4.3 指标权重的确定方法 |
| 3.5 正交设计优化整体压裂方案 |
| 3.5.1 正交试验法 |
| 3.5.2 人工干预法法 |
| 4 卫 42 断块单裂缝参数优化研究 |
| 4.1 压裂参数优化（SW=30%） |
| 4.1.1 注水井裂缝参数优化 |
| 4.1.2 生产井裂缝参数优化 |
| 4.1.3 裂缝导流能力的优化 |
| 4.1.4 注水压差的影响 |
| 4.1.5 生产压差的影响 |
| 4.1.6 各向异性的影响 |
| 4.1.7 参数选择 |
| 4.2 中含水饱和度下的压裂参数优化(SW=50%) |
| 4.2.1 注水井裂缝参数优化 |
| 4.2.2 生产井裂缝参数优化 |
| 4.2.3 裂缝导流能力优化 |
| 4.2.4 注水压差的影响 |
| 4.2.5 生产压差的影响 |
| 4.2.6 各向异性的影响 |
| 4.2.7 参数选择 |
| 4.3 中高含水饱和度下的裂缝参数优化（SW=60%） |
| 4.3.1 注水井裂缝参数优化 |
| 4.3.2 生产井裂缝参数优化 |
| 4.3.3 裂缝导流能力的影响 |
| 4.3.4 注水压差的影响 |
| 4.3.5 生产压差的影响 |
| 4.3.6 各向异性的影响 |
| 4.3.7 参数选择 |
| 5 V42 块剩余油分布情况 |
| 5.1 建立 V42 断块数值模型 |
| 5.1.1 基础数据 |
| 5.1.2 网格划分 |
| 5.2 V42 断块模型的历史拟合 |
| 5.2.1 确定模型参数的可调范围 |
| 5.2.2 数值模型的历史拟合 |
| 5.2.3 V42 断块拟合结果 |
| 5.3 V42 块剩余油分布 |
| 5.3.1 剩余油分布状况 |
| 5.3.2 剩余油分布规律 |
| 6 V42 块整体压裂方案优化设计 |
| 6.1 裂缝参数对区块产能的影响 |
| 6.1.1 裂缝长度对区块产能的影响 |
| 6.1.2 裂缝导流能力对区块产能的影响 |
| 6.1.3 整体压裂方案优化设计 |
| 6.1.4 优化分析结果 |
| 6.2 优选压裂井位 |
| 6.2.1 注水井不进行重复压裂的方案 |
| 6.3 V42 断块优化整体压裂方案 |
| 6.3.1 方案措施 |
| 6.3.2 经济评价 |
| 7 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
四、沈95块低渗高凝油藏压裂工艺技术研究及应用（论文参考文献）
- [1]敖南油田A井区水平井压裂参数优化数值模拟研究[D]. 范云鹏. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]龙凤山凝析气藏压裂产能预测及设计优化研究[D]. 陈盼盼. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [3]高升油田多氢酸酸化技术研究及应用[D]. 田野. 东北石油大学, 2016(02)
- [4]大港油田低压高渗油藏保护修井液研究[D]. 董军. 西南石油大学, 2015(03)
- [5]辽河油区低渗透油田潜力评价及改善开发效果对策研究[D]. 张乐. 西安石油大学, 2015(06)
- [6]车2井区齐古组油藏增注技术分析研究[D]. 陈庆. 西南石油大学, 2014(03)
- [7]低渗透稠油油藏不同开发方式模拟实验研究[D]. 马自超. 中国石油大学(华东), 2014(07)
- [8]静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究[D]. 喻鹏. 中国地质大学, 2014(11)
- [9]高升油田注水区块堵塞机理及解堵技术研究[D]. 苏恩泽. 东北石油大学, 2013(07)
- [10]复杂断块低渗油藏整体压裂优化研究 ——以卫42断块为例[D]. 郭勇军. 中国地质大学(北京), 2012(08)