一、低渗透油田驱替机理研究（论文文献综述）
刘杨[1]（2020）在《长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究》文中研究表明胡尖山油田L区长6油藏位于陕西省榆林市定边县境内,在鄂尔多斯盆地中西部发育,构造位置位于陕北斜坡中北部,属于黄土塬地貌,根据地质资料显示,该区块物性差、产量低、天然能量匾乏,因在油田开发过程中地层压力的下降致使岩石有效压力的增加引起渗透率下降,能再恢复的压力很少,属于典型的低渗透油藏。为了解决这一难题,保持该区块地层压力稳定,提高油藏长期稳产水平,本论文将对胡尖山油田L区长6油藏进行超前注水研究。超前注水技术能够针对性的解决油田产量低、天然能量匾乏等问题,是当前低渗透油藏开发中的重要技术,本文将在L区块地质调研的基础上,运用地质建模、油藏工程以及数值模拟方法,对研究区的超前注水合理参数进行研究和优化,最后对胡尖山L区20年后的产能进行预测,为改善该区块的开发效果提供理论基础。研究结果表明:（1）胡尖山L区储层平均渗透率0.841mD,压力系数在0.7-0.8之间,原油粘度5.17mPa.s,均满足实施超前注水技术的条件,水驱油实验也表明在L区内实施这项技术能够取得良好的增产效果;（2）通过地质建模和数值模拟方法,最终确定开发初期油井合理流动压力为2.91MPa,合理井底流压在2.6-3.2MPa之间,合理压力保持水平81.0%,注水压力界限不超过21.97MPa,合理配注量为8.433m3,合理的注水强度为2.63m3/d·m,超前注水时间为374天;（3）方案一为将当前的实际开发状况作为基础方案;方案二为完善注采的43口井,方案三为低产低效井治理的24口井,方案四为优化开发界限。对这三种方案进行20年后的产能预测,可累计增油分别为4.9万吨、7.4万吨和11.7万吨,方案四效果最好。
赵金麟[2]（2020）在《适用于低渗透油田的复合表面活性剂驱油体系研究》文中认为本论文主要以以具有低界面张力的十二烷基羟基磺基甜菜碱作为主剂,与壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵、十二烷基羟基磺基甜菜碱、十二烷基苯磺酸钠和OP-10复配,得到NSOPA复合表面活性剂。以驱油用表面活性剂技术指标为评价标准,对复合表面活性剂NSOPA驱油体系的驱油性能进行综合评价。以复合驱用表面活性剂的技术要求为评价标准,实验研究表明:0.5%的NSOPA复合表面活性剂的表面张力最低,表面张力随着NSOPA复合表面活性剂浓度的增加而减小;当温度在60℃下时,其界面张力随着NSOPA复合表面活性剂浓度的增加而减小,0.5%的NSOPA复合表面活性剂的界面张力最低,但结合经济条件考虑,0.4%的NSOPA复合表面活性剂的界面张力也已满足10-3这一超低界面张力级别;NSOPA复合表面活性剂的抗盐性能较好,其中抗钙盐性能最好,不同浓度复合表面活性剂NSOPA盐水溶液的界面张力随离子浓度的增大而增大,但到达一定矿化度后,其变化逐渐减缓,且仍旧可以保持较低的界面张力;NSOPA复合表面活性剂具有较好的耐温性能;0.4%的NSOPA复合表面活性剂的乳化效果最好,随着NSOPA复合表面活性剂浓度的增加,析水率减小,乳化能力随之增强;复合表面活性剂NSOPA溶液可将岩石润湿性改变为弱亲水性,有利于原油采收率的提高,能够有效提高低渗透油田的采收效果;当注入量达到0.5PV时,NSOPA复合表面活性剂化学驱油率最高可达到17.4%,有效提高了驱油采收率。
史雪冬[3]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中提出在具有强非均质性或历经长期注水冲刷的高渗油藏和裂缝发育的低渗透油藏中,注入水沿窜流通道定向快速无效流动,导致井组或井组中特定方向上油井暴性水淹。本文以这类常见的强水窜油藏或其中局部强水窜区域为对象,采用物理模拟实验方法,研究其开采动态和剩/残余油分布的特殊性和提高采收率面临的特殊难点;探索适宜的提高采收率方法。研制注采井间具有特高渗条带的注采井组物理模型,模拟强非均质高渗油藏或其中局部区域。利用该模型所得到的含水饱和度动态分布结果表明,在无水采油期,水驱前缘向油井方向快速推进;水驱前缘突破后继续注水的波及区域没有明显扩大。这类特殊油藏或其局部区域注采井间提高采收率的主要潜力是未波及区内大面积连片剩余油。采用均质储层井网模型和非均质模型进行水驱实验,实验结果表明,即便不存在定向特高渗条带等极端的特殊情况,高渗油藏也会因长期注水冲刷形成强水窜通道,其含水饱和度分布严重不均。这类均质（或弱非均质）高渗油藏强水窜形成后,残余油饱和度较高的中/弱水洗区体积巨大,剩余油分布高度分散。本文研究结果表明,强非均质高渗油藏或注采井间具有特高渗条带局部区域,形成强水窜后,采用聚合物驱有效,但效果有限;在油藏中强水窜局部区域内,采用原井网注高浓度聚合物段塞与水窜方向油井改注的深调-井网调整复合方法,可有效地动用连片剩余油。据此,本文提出了强非均质（或局部强非均质）高渗油藏强水窜后整体调剖-驱油与局部井网调整相结合的提高采收率方法。均质储层井网模型和非均质模型水窜后提高采收率方法适应性的研究结果表明,高渗油藏中一旦形成强水窜,不论是持续长时间水驱还是表面活性剂驱,均只能驱出强水洗区和少量中水洗区内的残余油,剩余油动用状况基本未得到改善;聚合物驱等常规化学驱可提高中/弱水洗区残余油的驱替效率,但对强水窜通道的实际封堵能力和作用范围有限,对高度分散的剩余油启动效果受限。模拟实验结果表明,强乳化驱油剂兼具洗油与微调的双重功能,可有效驱替油藏中体积巨大的中/弱水洗区残余油;聚合胶体微粒（PCP）可以实现强水窜油藏深部驱替剖面的有效调整。据此提出并证实利用聚合胶体微粒（PCP）深调段塞与强乳化驱油剂段塞组合优势叠加的协同效应,是强水窜高渗油藏提高采收率的有效方法。由实测的水驱含水饱和度分布图可以直观地看出,非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱过程中,油水前缘沿油水井方向和高渗条带快速推进,形成远比高渗油藏更强的水窜;即使是在端面均匀注入理想条件下的低渗均质模型,也会很快形成狭窄的水窜通道。在低渗储层模型狭小的水驱波及区域内,强水洗区的比例远远小于高渗油藏。与高渗油藏水驱后剩余油高度分散的特征相比,低渗油藏水驱后剩余油主要为大量连片基质原油。几种典型模型水驱波及效率与渗透率均具有正相关性,随渗透率的降低波及效率急剧降低。定义驱替水采出量与驱替水注入量之比为无效循环水率,以此作为定量表征特定油井水窜程度的参数。基于无效循环水率动态曲线,建立了同比条件下评价不同油藏或不同区域（井组）水窜强度的水窜系数,得到了“水窜系数”与渗透率的实验规律——不论是非均质（裂缝）模型、注采井组模型,还是端面均匀注入的均质模型,水窜系数随着与渗透率降低而增加。据此,实现了对低渗油藏水驱比高渗油藏更容易形成强水窜的定性认识向量化规律的发展。根据本文的实验结果,明确了低渗油藏水驱后提高采收率的潜力为低渗（或致密）基质中连片剩余油和分布于狭窄弱/中水洗区的残余油。对比聚合物、超低界面张力活性剂和强乳化活性剂在低渗-高渗均质模型驱油实验结果,证明因注入性问题,聚合物驱在低渗储层中不适用。非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱后,采用超低界面张力活性剂驱,采收率增幅很低;实测的含水饱和度分布表明,超低界面张力活性剂仅仅驱出了模型中强水洗区的部分残余油,不仅是剩余油未被驱动,弱水洗区内的残余油也未被驱出。水驱后采用强乳化驱油剂驱,低渗模型的采收率增幅明显高于超低界面张力活性剂驱;由含水饱和度分布的分析对比可知,强乳化驱油剂驱不仅驱出弱水洗和中水洗区中的残余油,而且明显地扩大了波及区,驱动了部分剩余油。水驱后采用胶粒分散体系段塞与强乳化剂段塞组合,可大幅度提高采收率;由其含水饱和度分布可以地看到,不论是均质井组模型还是非均质模型中,波及区域明显增大,低渗基质中很大一部分剩余油被驱动。针对低渗油藏面临的基质剩余油驱动和水窜通道治理与利用的特殊难点,确定了利用聚合胶体微粒（PCP）分段式封堵水窜通道、利用强乳化剂段塞辅助封堵、利用低粘驱油剂局部驱动基质剩余油的分段调堵-局部驱动提高采收率方法。
李海兰[4]（2020）在《低渗透油藏定向激活石油烃降解菌及其采油机理研究》文中提出原油在世界经济发展对能源需求不断增加的进程中继续发挥着至关重要的作用。随着对低渗透油藏的不断开发,提高油藏采收率的难度要求开发一种替代的、经济有效的原油开采工艺。微生物采油技术被认为是一种经济、环保的三次采油技术。本论文采用高通量测序技术研究了低渗透油藏微生物群落结构的多样性及特征,采用宏基因组学从微观方面研究了微生物降解原油的机理,建立了以原油为唯一碳源的石油烃降解菌芽孢杆菌属的定向激活营养体系,并将这一成果应用于低渗透油藏矿场现场试验。主要的研究成果如下:（1）从低渗透油藏采出液中筛选得到2株高效石油烃降解菌（铜绿假单胞菌Pseudomonas,HF;枯草芽孢杆菌Bacillus,XH）,且这些功能菌均能在兼性厌氧条件下生长代谢产生大量的生物表面活性剂,能分别将培养基表面张力降至34.00m N/m和34.63 m N/m,其最优生长p H（6～9）、矿化度（10 g/L～50 g/L）、温度（30～40℃）,具有广泛的油藏环境适应性,最终选定兼性厌氧菌XH、HF作为后续研究的目标菌株。（2）研制了低渗透油藏石油烃降解菌芽孢杆菌属的定向激活营养体系。最佳配方为:原油为2 wt%;氮源Na NO3:（NH4）2SO4=2:1 0.8%;磷源KH2PO4:Na H2PO4=5:2 1.4%;酵母粉0.06%;微量元素1000:1（Zn SO4 0.3%,Ca Cl20.25%,Cu SO4 0.25%,Mg SO4·7H2O 0.15%）。同时实验发现激活后的功能菌对原油整体降解率为33.5%,正构烷烃的生物降解程度在53～75%之间,环烷烃的生物降解程度在67～75%之间;微生物群落优势菌属由Arcobacter经过6次营养体系不断刺激转接培养最终转变为Bacillus。（3）多次转接培养过程中对油滴粒径进行统计,油滴尺寸分布表明,大多数油滴的尺寸在2至15μm之间。在第一次转接培养后,粒径2～10μm的原油尺寸数量占比为69%,在第二次转接培养后,粒径2～10μm的原油尺寸数量占比为39%,在第三次至第六次转接后,粒径2～10μm的原油尺寸数量占比分别逐渐增大到52%、65%、75%和80%。油滴尺寸分布结果表明,细菌群落优势菌属的组成变化有利于原油乳化的变化。（4）生物降解前后原油中O1、N1O1、和N1O2类杂原子化合物的总丰度没有显着变化。生物降解后,杂原子类N1的丰度降低,相应的DBE的丰度也降低。相反,在生物降解后,由于生物降解过程中的氧化反应,O2类中的每一个DBE的总丰度和每一个DBE都增加。O2的分布可用于定性评价原油的生物降解程度。（5）石油烃降解功能菌宏基因组学研究,本研究采用Illumina PE150测序平台测序得到,石油烃降解微生物蛋白质主要集中六大分类单元,分别为C分类单元能量生产和转换,E分类单元氨基酸转运和代谢,G分类单元碳水化合物转运和代谢,K分类单元转录,P分类单元无机离子转运和代谢,S分类单元功能位置等,分别占5.03%、7.52%、5.78%、6.23%、6.33%、25.5%。新陈代谢中碳氢化合物的代谢基因数高达5625个,占新陈代谢的21.98%;氨基酸代谢基因数为4897个,占整个新陈代谢的19.13%。单加氧酶（alkm,EC:1.14.15.3）、醇脱氢酶（ADH,EC:1.1.1.1）、醛脱氢酶（ALDH,EC:1.2.1.3）在石油烃降解中很重要,在该石油烃降解菌中对应的基因编码数量分别为3、56及35个。综合以上酶、基因等,可能是该石油烃降解菌能够被无机盐离子激活且降解原油中碳氢化合物的原因。（6）玻璃微观刻蚀模型试验,考察了微生物、微生物复配槐糖脂生物表面活性剂、微生物复配二氧化硅纳米颗粒驱替后,原油的采收率、残油率及剩余原油的分布状态。微生物对剩余原油有分裂作用,可以将剩余原油分裂为小的、更容易驱替出孔道的小油滴,原油采收率接近91.4%;微生物复合槐糖脂表面活性剂进一步提高剩余原油的乳化现象,在微生物驱油的基础上进一步提高原油采收率2.6%;二氧化硅纳米颗粒不仅可以使原油剥离下来,而且进一步分裂原油为更小的油滴,使接近99%的原油驱替出来,较微生物驱大幅度提高原油采收率8.4%左右,在微生物复合槐糖脂驱油的基础上提高原油采收率5%左右。（7）新疆低渗透油藏克拉玛依油田二东区块开展了2注10采的微生物驱现场试验（石油烃降解菌+营养剂注入）。微生物驱现场试验10口采油井均有效果,其中T20248和T20371,T20427和T20421,双向受效井T20422和T20247增油效果尤其显着。T20248月产油由最初的14 t最高增加到276.8 t,T20371月产油量由最初的17 t最高增加到187.86 t,T20427月产油量由最初的47 t最高增加到224.12t,T20421月产油量由最初的48 t最高增加到179.27 t,双向受效井T20422月产油量由最初的34 t最高增加到119.21 t,T20247月产油量由最初的14 t最高增加到101.5 t。整个实验井组产油量5个月增加了1500 t左右（未扣除递减的15%）。
董明达[5]（2019）在《致密-低渗储层原油驱动条件及其对开采效果影响》文中指出致密-低渗油藏基质渗透率低、应力敏感性强、孔喉尺寸较小,导致致密基质中剩余油和残余油的驱动非常困难,开采效果普遍较差。本文以致密-低渗储层原油压差驱动条件为基础,对基质中原油可驱动性和驱动效果进行了研究。通过实验测量了不同渗透率岩心中原油启动压力梯度,为后续研究提供了基础参数。应用全域量化控制润湿性人造岩心研究了储层基质润湿性对原油启动压力梯度的影响,发现原油启动压力梯度随润湿指数增大而单调递减,岩心渗透率越低原油启动压力梯度随润湿指数变化幅度越大。开展了致密-低渗岩心原油渗流应力敏感性实验,根据实验结果得到了致密-低渗岩心原油启动压力梯度与有效应力之间的幂函数递减规律,据此建立了综合考虑有效应力对渗透率和原油启动压力梯度影响的渗流模型。基于此模型研究了致密-低渗储层衰竭开采过程中有效应力变化对产能及储层压力分布的影响,计算了致密-低渗储层衰竭开采时的极限泄油半径和弹性采收率。结果表明衰竭开采过程中考虑有效应力对启动压力梯度影响时的产能小于定启动压力梯度时的产能,原始地层压力和井底压力相同时上覆压力越大产能越低。研究了不同渗透率岩心一维水驱油过程中平均含水饱和度与水驱油临界压力梯度之间的关系,发现水驱油临界压力梯度随平均含水饱和度增大先升高后降低,在油水前缘位于出口端附近时达到最大值。确定了岩心润湿性对水驱油临界压力梯度的影响,得到了水驱油临界压力梯度最大值随润湿指数增大先降低后升高的非单调变化规律。考虑实际油藏中存在油水两相区和原始含油区,应用流线积分法计算了致密-低渗储层五点法井网注水开采面积波及效率,结果证实渗透率低于5×10-3μm2时依靠增大注采压差难以进一步提高波及效率。对比了致密-低渗岩心中超低界面张力和强乳化能力表面活性剂驱油时水驱油临界压力梯度的差异,明确了降低油水界面张力可以明显降低致密-低渗基质中原油的水驱油临界压力梯度,证实了强乳化能力表面活性剂对水流通道的封堵作用。通过不同性能表面活性剂一维柱状岩心驱油实验,发现岩心渗透率为2×10-3μm2～50×10-3μm2时水驱后注入强乳化能力表面活性剂可以大幅提高驱油效率,岩心渗透率为0.1×10-3μm2～2×10-3μm2时水驱前注入超低界面张力表面活性剂提升驱油效率幅度较高。结合实验结果和油藏实际开发需求,给出了不同性能表面活性剂的适用范围。
高嘉佩[6]（2019）在《陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用》文中研究指明注水采油是目前低渗透储层最常用的开发方式之一,而长期注水开发会引起储层堵塞,致使注水井压力逐渐上升,造成注水能效下降甚至欠注,进而导致原油采收率下降。针对这一问题,常见的措施有基质酸化解堵或注入表面活性剂进行降压增注,酸化解堵的优点在于见效快,但其长效性差,表面活性剂降压增注的效果虽然稍弱,但能长时间维持效果,并且目前针对两种方法组合应用的研究鲜有报道。因此本论文基于陇东油田ELHZ区块低孔-低渗型长3储层注水井增压欠注问题,开展了高压注水井酸化-表面活性剂组合降压增注技术研究。研究发现该区块长3储层的平均渗透率为4.52×10-3μm2,平均孔隙度为11.46%,属于低渗透型储层。生产数据显示89.70%的水井地层渗透率处于10×10-3μm2以下,165口注水井中有25口欠注。研究结果表明低渗透储层容易受注水不均衡的影响导致部分注水井欠注。导致该区部分水井严重欠注的原因有三方面:一是储层自身的渗透率与孔隙度较低;二是储层中黏土颗粒运移或酸化后处理不当出现二次伤害,进而引起堵塞地层、注水能效下降;三是清水注入水与地层水不配伍,混合后产生碳酸钙垢堵塞地层。基于欠注原因分析结果,分别对酸化解堵与表面活性剂降压增注方式进行了研究。首先通过药剂筛选、配方优化得到了多氢酸XS-1,该酸液具有良好的溶蚀、缓速性能,注入岩心后能有效提升渗透率至4.15倍,酸化后岩心孔隙的连通性较好,无二次沉淀产生。通过建立酸岩反应模型并依据岩心流动实验获得XS-1酸岩反应动力学方程为-rR=1.23586×10-4·C0.83102,反应速率常数较常规酸液小,表明酸液能有效增加反应时间与反应距离。其次,研究还得到一种表面活性复配体系XS-2A,该体系与注入流体配伍性良好,能降低油水界面张力至3.11×10-33 mN/m,有良好的润湿反转性,有效降低注水压力约50.70%,驱油效率达42.18%,表现出良好的降压增注性能。最终采用酸化-表面活性剂复配体系组合驱油技术,在采油现场对2口多次酸化且严重欠注井开展了现场试验,试验后欠注井的日注水量均有明显提高,达到各自日配注量的要求,且两口井的注水压力较措施前分别降低了1.2 MPa与3.5 MPa。
沙特[7]（2019）在《低渗透油藏微生物与二氧化碳驱协同提高原油采收率研究》文中研究表明CO2驱油技术和微生物驱油技术在油田开发中已经有一些先导试验在矿场开展,但两种技术协同效应的研究应用相对较少。本论文以延长靖边二氧化碳区为研究对象,综合评价外源微生物、内源微生物分别与CO2协同驱油的潜能,为探究微生物与CO2之间的协同效应提供理论基础,本论文主要结果如下:（1）采用高通量测序技术,研究了延长油田不同区块内源微生物群落结构的多样性。不同区块差异较大,在门分类水平上,杏子川水驱样品中分别有44、45、46个细菌类群,甘谷驿空气驱样品中分别含有46、48、48个细菌菌群,靖边CO2驱样品中分别含有20、25个细菌菌群。在样品的物种丰富程度上,各区块均达到实验所需的数据要求。（2）从延长油田取的油水样中筛选出三株高效降烃菌,三株菌C3、W1、KB对原油的降解率分别为56.5%,42.2%,44.4%。通过四组分与GC-MS对三株菌作用后的原油进行分析,原油沥青质都有一定程度降解,原油经三株菌作用后呈现轻质化趋势。（3）研制了靖边CO2驱油田内源微生物激活剂,并对激活效果进行评价。经过筛选优化得到激活剂配方:糖蜜7.5 g/L、Na NO3 5 g/L、K2HPO4 3.5 g/L。分别在空气、N2、CO2气氛下进行激活,在CO2气氛下激活相比于空气、N2下激活产生更多的小分子有机酸与甲烷气体,说明内源微生物在CO2气氛下激活的更有利于提高采收率。利用绝迹稀释法对内源微生物激活效果进行评价,硫酸盐还原菌对油藏有害菌得到较好的抑制,硝酸盐还原菌没有被很好的激活,推测CO2驱采出液属于碳化水不适宜硝酸盐还原菌的生存。（4）在油藏温度压力下,利用物理模拟驱油实验对微生物与CO2之间的协同效应进行探究。在50m D岩心驱替中,CO2驱的原油采收率为60.41%;CO2复合外源微生物驱的原油采收率为63.46%;CO2复合内源微生物驱的原油采收率为66.30%,说明微生物能够在CO2驱的基础上提高原油采收率。
赵梦丹[8]（2019）在《微纳米颗粒微观流动可视化实验研究》文中进行了进一步梳理为改善宏观一维岩心驱替实验无法直观地反映多孔介质中颗粒-液-固多相作用机理及微尺度流动特征等方面的不足,实验采用二维可视化微观模型对微纳米颗粒的流动特征和驱油机理进行了研究。首先通过室内实验研究对微纳米颗粒进行微观结构分析、粒径测定等方面的静态性能评价;其次利用二维可视化微观模型分析研究不同参数对微纳米颗粒体系驱油效果的影响,并探讨颗粒的微观驱油机理;最后采用一维岩心驱替实验进一步验证微观实验结论的正确性。静态实验表明,微凝胶颗粒,平均粒径为115.21μm,颗粒分散均匀,具有良好的稳定性;2D智能纳米黑卡,尺寸约为100 nm×80 nm×1.2 nm,呈现中性湿润特性,在水相中均一、稳定分散,常温30天无明显沉降。驱油机理实验表明,微凝胶颗粒的微观驱油机理主要是提高驱替相的粘度,改善流度比,有效堵塞高渗透层,扩大波及体积,提高原油采收率;2D智能纳米黑卡的微观驱油机理主要包括润湿性改变、微观回旋流和楔形渗透。二维可视化模型实验结果表明,微凝胶颗粒体系在渗透率2500×10-3μm2的二维可视化模型、1.5 wt%的颗粒浓度和500μL/min的注入速度下取得了最佳的驱油效果;2D智能纳米黑卡体系在渗透率25×10-3μm2的二维可视化模型、0.01 wt%的颗粒浓度和500μL/min的注入速度下取得了较好的驱油效果;微纳米颗粒复合体系中两种颗粒协同作用能有效提高原油采收率。驱油实验表明,岩心驱替实验与对应的二维可视化模型实验的规律一致,证明了二维可视化模型微观驱油实验的可靠性,并进一步验证了微纳米颗粒驱油机理的正确性。
张言亮[9]（2018）在《M油田B区聚表二元复合驱体系研究》文中进行了进一步梳理化学驱是提高原油采收率的重要方式之一,其中聚合物驱在高渗透储层中通常能提高采收率10%左右,还有很大的开发潜力。三元复合驱在高渗透储层中能提高采收率20%左右,但碱带来了结垢、破乳困难、聚合物用量增加等一系列问题。随着聚合物黏弹性驱油机理研究的深入、新型表面活性剂的研制,聚表二元复合驱成为了化学驱提高采收率研究的重点。中低渗透油田经过长期注水开发,已进入中高含水率阶段,研究聚表二元复合驱体系在中低渗透油藏中的应用有着独特的重要意义。因此本文针对M油田B区延101-2储层特征,通过表面活性剂与聚合物的复配,筛选出在一定矿化度条件下既能有效提高溶液黏度,又能达到超低界面张力,并且稳定性较强的聚表二元复合驱体系。本文调研了国内外中低渗透油藏的储层特征、开发特征、化学驱提高采收率情况,总结了中低渗透油藏聚表二元复合驱室内研究和矿藏应用现状。针对M油田B区延101-2储层面临大量剩余油未被采出、稳产难度大、采油速度慢、经济效益差等问题,在总结储层特征（岩性特征、物性特征、流体特征）、开发历程和开发现状的基础上,分析剩余油分布特点,对照油田提高采收率筛选标准,结合矿藏实验特征、电测解释渗透率、孔喉尺寸统计、压汞实验等,论证M油田B区延101-2储层适合于开展聚表二元驱。针对M油田B区延101-2地层水矿化度较高,本文选择了含特殊基团的抗盐聚合物3640C,并测定聚合物基本性能（分子量与喉道半径匹配、增黏性、抗剪切能力）,以确定适合的聚合物分子量和质量分数。对比了 5种表面活性剂（SDBS、ABS、APEO、HDS、BS）的油水界面张力以及聚合物（3640C）与表面活性剂复配后的界面张力,初步筛选出聚表二元体系为SDBS/3640C、APEO/3640C和HDS/3640C。进一步通过聚表二元体系老化实验（1-90天）,测定体系黏度和界面张力,优选出协同性、稳定较好的两种复合驱体系（HDS/3640C与APEO/3640C）。从乳化速率、析水率、乳化液稳定性等方面比较HDS/3640C与APEO/3640C的乳化性能,最终确定聚表二元体系为HDS/3640C。使用M油田B区的岩心,开展复合驱体系渗流特征实验,研究HDS/3640C的注入性、流度控制能力和传播性;通过室内驱油实验,研究HDS/3640C提高采收率能力,并确定表面活性剂的合适浓度。最后在微观条件下对比了 HDS/3640C、APEO/3640C两种体系提高采收率能力,分析了乳化作用对驱油效果的积极影响。研究表明,适合M油田B区延101-2储层的最佳体系为0.24%HDS+0.12%3640C,室内试验可提高采收率23.53%。
朱秋秋[10]（2018）在《高邮凹陷永安地区戴南组低渗透油藏孔隙结构及渗流特征研究》文中研究表明低渗透储层物性差、孔喉细小、孔隙结构非均质性强、微观渗流机理不同于常规储层等特点,因此开展低渗透储层孔隙结构和渗流特征研究。主要以单相流启动压力梯度、油水相对渗透率、水驱油实验结果等为基础结研究,揭示低渗透储层的渗流规律。通过研究,主要成果如下:（1）永安地区低渗透油藏喉道细小。均质系数与渗透率、平均喉道半径相关性较差,这是与中高渗油藏的明显区别;分选系数与渗透率或平均喉道半径正相关,而孔隙结构系数、排驱压力和渗透率或平均喉道半径负相关;退汞效率与渗透率、平均喉道半径的相关性差。（2）对永安油田低渗透储层进行单相渗流规律研究。所分析岩心样品均具有最小启动压力梯度,岩心渗透率越低启动压力梯度越大。低渗透储层的（最小、拟）启动压力梯度与流体的拟流度（Kg/μ）都具有很好的相关性,呈现比较好的幂函数关系。（3）明确了低渗透储层相渗曲线特点。发现低渗透储层相对渗透率曲线的异常形态主要有水相直线型和水相下凹型。出现异常形态的原因主要有:受低渗透储层较差的孔渗条件制约,贾敏效应的影响,粘土矿物成分、产状的影响。（4）核磁共振T2谱能很好地反映岩心中可动流体的含量,利用核磁共振可动流体及岩心启动压力大小对永安低渗透储层可动资源进行评价,得到的结果与实际生产相符,为江苏油田低渗透储层的开发提供了重要依据和支持。
二、低渗透油田驱替机理研究（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、低渗透油田驱替机理研究（论文提纲范文）
（1）长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 胡尖山油田L区长6油藏地质特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.1 地层划分方案 |
| 2.2.2 标志层控制 |
| 2.2.3 地层对比 |
| 2.3 沉积相特征 |
| 2.3.1 沉积微相划分 |
| 2.3.2 沉积微相的平面展布 |
| 2.3.3 有效砂体展布特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩性特征 |
| 2.4.2 储层物性特征 |
| 2.4.3 储层非均质性 |
| 2.5 L区块超前注水可行性研究 |
| 2.5.1 超前注水的增产机理 |
| 2.5.2 超前注水适用的油藏条件 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 胡尖山油田L区块油藏地质模型建立 |
| 3.1 储层三维构造模型的建立 |
| 3.1.1 地质建模方法 |
| 3.1.2 建模思路 |
| 3.1.3 基础数据准备 |
| 3.1.4 网格设计 |
| 3.2 沉积相模型建立 |
| 3.2.1 沉积相建立方法选择 |
| 3.2.2 沉积相模型建立 |
| 3.3 建立储层三维构造模型 |
| 3.4 属性模型建立 |
| 3.4.1 孔隙度模型建立 |
| 3.4.2 渗透率模型建立 |
| 3.4.3 饱和度模型 |
| 3.4.4 储量计算 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 胡尖山油田L区块超前注水方案优化研究 |
| 4.1 油藏模型的建立 |
| 4.1.1 数值模拟基本原理 |
| 4.1.2 数学模型的选择 |
| 4.1.3 模拟模型的建立 |
| 4.2 胡尖山L区块历史拟合 |
| 4.2.1 历史拟合原则 |
| 4.2.2 地质储量拟合 |
| 4.2.3 生产动态指标拟合 |
| 4.2.4 部分单井拟合 |
| 4.3 井网适应性研究 |
| 4.3.1 井网概况 |
| 4.3.2 井网密度计算 |
| 4.3.3 极限注水影响半径 |
| 4.4 胡尖山L区块超前注水优化方案 |
| 4.4.1 合理的注水参数的影响因素 |
| 4.4.2 超前注水合理时机研究 |
| 4.4.3 井底流压优化 |
| 4.4.4 采液强度及采液量优化 |
| 4.4.5 注水强度优化 |
| 4.5 综合方案优化预测 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 结论与认识 |
| 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）适用于低渗透油田的复合表面活性剂驱油体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透油藏的主要特征 |
| 1.2.2 化学驱技术在低渗油藏的运用 |
| 1.3 表面活性剂驱概述 |
| 1.3.1 表面活性剂的结构与性质 |
| 1.3.2 三次采油对表面活性剂的要求 |
| 1.3.3 常用驱油用表面活性剂 |
| 1.3.4 表面活性剂驱油机理 |
| 1.3.5 低渗透油藏用表面活性剂驱的应用及发展 |
| 1.4 本论文研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第二章 复合表面活性剂筛选评价 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.2.1 主要仪器与材料 |
| 2.2.2 低界面张力表面活性剂的合成 |
| 2.2.3 超低界面张力表面活性剂筛选 |
| 2.3 实验结果与讨论 |
| 2.3.1 超低界面张力表面活性剂表面张力 |
| 2.3.2 温度对壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵的表面张力影响 |
| 2.3.3 无机盐对壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵表面张力的影响 |
| 2.3.4 浓度对壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵界面张力的影响 |
| 2.3.5 壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵界面张力随时间的变化 |
| 2.3.6 矿化度对壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵界面张力的影响 |
| 2.3.7 温度对壬基酚聚氧乙烯醚硫酸铵界面张力的影响 |
| 2.3.8 超低界面张力表面活性剂筛选 |
| 2.3.9 复配表面活性剂的确定 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 复合表面活性剂体系驱油评价 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验部分 |
| 3.2.1 实验材料与仪器 |
| 3.2.2 表面张力实验 |
| 3.2.3 界面张力实验 |
| 3.2.4 乳化实验 |
| 3.2.5 驱油实验 |
| 3.2.6 润湿性实验 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 表面张力性能评价 |
| 3.3.2 界面张力性能评价 |
| 3.3.3 乳化性能评价 |
| 3.3.4 润湿性能评价 |
| 3.3.5 NSOPA和地层水的配伍性评价 |
| 3.3.6 复合表面活性剂NSOPA体系的驱油性能评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 结论 |
| 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）高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 实际油藏中不同类型的水窜现象 |
| 1.2.1 非均质性造成的导致水窜 |
| 1.2.2 储层及其流体特性导致的水窜 |
| 1.2.3 开采工艺导致的水窜 |
| 1.3 不同油藏中水窜治理的研究现状 |
| 1.3.1 高渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.3.2 低渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.4 水窜治理的存在的问题以及提高采收率技术方案分析 |
| 1.5 论文的研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 高渗油藏中强水窜的形成及残/剩余油分布特性 |
| 2.1 实验方法的改进 |
| 2.1.1 储层模型 |
| 2.1.2 含油饱和度电阻率测试技术原理 |
| 2.1.3 仪器校准以及数据标准量化 |
| 2.2 具有定向高渗条带的注采井间水窜及开采动态 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 井组采油动态曲线分析 |
| 2.2.3 单井采油动态曲线分析 |
| 2.2.4 强水窜油藏水驱开采动态综合分析 |
| 2.3 高渗油藏水窜后残余油和剩余油分布以及潜力 |
| 2.3.1 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油分布 |
| 2.3.2 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油潜力分析 |
| 2.3.3 强水窜油藏水驱后剩余油类型 |
| 2.3.4 强水窜油藏水驱后提高采收率技术方向 |
| 2.3.5 持续水驱提高驱油效率技术潜力评价 |
| 2.4 强水窜高渗油藏调整井网提高采收率技术评价 |
| 2.4.1 井网调整方案 |
| 2.4.2 调整井网水驱开采动态 |
| 2.4.3 单井水驱开采动态 |
| 2.4.4 调整井网油水饱和度动态分布 |
| 2.4.5 井网调整方案综合分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 强水窜高渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 3.1 强水窜高渗油藏残余油驱替的有效方法 |
| 3.1.1 超低界面张力体系的筛选 |
| 3.1.2 强乳化体系的筛选 |
| 3.1.3 强水窜油藏水洗区域的划分 |
| 3.1.4 不同水洗区域内不同体系驱油效果评价 |
| 3.2 强水窜高渗油藏提高波及效率的适宜方法 |
| 3.2.1 PCP聚合胶体微球的制备 |
| 3.2.2 强水窜高渗油藏不同体系提高波及效率分析 |
| 3.3 具有定向高渗条带的井网-聚驱提高采收率方法 |
| 3.3.1 井网调整与聚驱复合技术井组开采动态 |
| 3.3.2 井网调整与聚驱复合技术单井开采动态 |
| 3.3.3 井网调整-聚合物驱过程油水饱和度动态分布 |
| 3.3.4 井网调整与聚驱复合技术综合分析 |
| 3.4 强水窜高渗油藏深部-驱油方法适应性评价 |
| 3.4.1 聚驱和深部调剖-驱油体系井组开采动态 |
| 3.4.2 聚驱和深部调剖-驱油体系单井开采动态 |
| 3.4.3 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系油水饱和度动态分布 |
| 3.4.4 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系综合分析 |
| 3.5 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.5.1 波及效率与采收率分析比较 |
| 3.5.2 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.6 强水窜高渗油藏调驱后进一步提高采收率方法 |
| 3.6.1 二次EOR开采井组开采动态 |
| 3.6.2 二次EOR开采过程油水饱和度动态分布 |
| 3.6.3 二次EOR开采综合分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 强水窜低渗油藏残/剩余油分布特性及其潜力 |
| 4.1 低渗油藏均质模型水驱特征分析 |
| 4.1.1 表征油藏水窜的几个参数 |
| 4.1.2 端面注水均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.3 渗透率变化导致的水驱前缘突进 |
| 4.1.4 注采井间均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.5 渗透率变化导致注采井间强水窜现象 |
| 4.2 低渗非均质油藏水窜特征分析 |
| 4.2.1 非均质油藏模型以及实验装置 |
| 4.2.2 不同渗透率级差的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.3 不同渗透率级差的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.2.4 不同平均渗透率的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.5 不同平均渗透率的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.3 裂缝性油藏水窜特征分析 |
| 4.3.1 实验模型及材料 |
| 4.3.2 裂缝性非均质岩心水窜参数分析 |
| 4.3.3 基质渗透率对水驱波及效率的影响 |
| 4.4 低渗油藏提高采收率面临的主要矛盾 |
| 4.4.1 均匀低渗基质模型水驱特征 |
| 4.4.2 非均质低渗储层模型水驱特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 强水窜低渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 5.1 强水窜低渗油藏水洗区残余油有效驱替方法 |
| 5.1.1 低渗超低界面张力体系的筛选 |
| 5.1.2 低渗超低界面张力体系的驱油性能 |
| 5.1.3 低渗强乳化体系的筛选 |
| 5.1.4 低渗强乳化体系非均质调驱性能 |
| 5.2 强水窜低渗油藏剩余油驱动方法 |
| 5.2.1 超低界面张力体系对致密-低渗岩心两相驱油临界压力梯度的影响 |
| 5.2.2 强乳化体系在非均质模型中的波及效率 |
| 5.2.3 PCP聚合胶体微球体系对低渗储层孔隙的适应性评价 |
| 5.2.4 PCP聚合胶体微球在岩心中的深部运移性能 |
| 5.2.5 不同匹配因子的PCP聚合胶体微球调剖效果分析 |
| 5.3 低渗油藏水窜后提高采收率方法评价 |
| 5.3.1 聚合物在低渗油藏中驱油性能评价 |
| 5.3.2 均质岩心超低界面张力与强乳化体系提高采收率对比 |
| 5.3.3 渗透率级差对不同深部调剖-驱油体系的影响 |
| 5.3.4 深部调剖-驱油体系不同注入方式对比 |
| 5.4 调-驱协同效应驱动低渗基质原油 |
| 5.4.1 不同深部调剖-驱油体系对水驱前缘的影响 |
| 5.4.2 不同深部调剖-驱油体系对注采井间主流区的影响 |
| 5.4.3 不同深部调剖-驱油体系对非均质油藏强水窜的改善 |
| 5.4.4 不同深部调剖-驱油体系对裂缝性油藏强水窜的改善 |
| 5.4.5 低渗强水窜油藏调整思路分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（4）低渗透油藏定向激活石油烃降解菌及其采油机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 低渗透油藏概述 |
| 1.1.1 低渗透油藏分类及特点 |
| 1.1.2 低渗透油藏的开发现状 |
| 1.1.3 低渗透油藏开发技术 |
| 1.2 低渗透油藏微生物采油技术 |
| 1.2.1 微生物采油技术分类 |
| 1.2.2 微生物采油技术优势 |
| 1.2.3 微生物采油技术原理 |
| 1.3 低渗透油藏微生物群落结构组成和功能 |
| 1.3.1 低渗透油藏功能菌群落结构的形成 |
| 1.3.2 低渗透油藏环境对微生物的影响 |
| 1.3.3 低渗透油藏微生物群落及功能菌研究的意义 |
| 1.3.4 低渗透油藏内源微生物采油机理 |
| 1.3.5 低渗透油藏内源微生物群落结构变化 |
| 1.3.6 微生物群落结构分析方法 |
| 1.4 低渗透油藏内源功能微生物激活剂研究现状 |
| 1.4.1 低渗透油藏内源功能微生物采油技术优势 |
| 1.4.2 低渗透油藏内源功能微生物激活剂研究 |
| 1.5 石油烃降解菌的研究进展 |
| 1.5.1 石油烃降解菌 |
| 1.5.2 不同环境因素对石油烃降解菌生长的影响 |
| 1.5.3 石油烃降解菌对原油的降解 |
| 1.6 选题依据和研究意义 |
| 1.6.1 研究目的和意义 |
| 1.6.2 存在问题 |
| 1.6.3 研究内容 |
| 1.6.4 技术设计路线 |
| 第2章 低渗透油藏采油功能菌的筛选、评价及分类鉴定 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 材料与方法 |
| 2.2.1 实验材料和方法 |
| 2.2.2 功能菌菌株的富集筛选、分离纯化及保存 |
| 2.2.3 功能菌菌种性能评价 |
| 2.2.4 功能菌环境适应性评价 |
| 2.2.5 功能菌形态观察和分子生物学鉴定 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 功能菌菌株富集培养及纯化分离 |
| 2.3.2 功能菌穿刺培养 |
| 2.3.3 功能菌菌株原油乳化性能 |
| 2.3.4 pH对功能菌生长的影响 |
| 2.3.5 矿化度对功能菌生长的影响 |
| 2.3.6 温度对功能菌生长的影响 |
| 2.3.7 功能菌形态观察及分子生物学鉴定 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 低渗透油藏采出水分析及内源微生物营养激活剂筛选 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 材料与方法 |
| 3.2.1 实验材料和方法 |
| 3.2.2 样品的采集与保存 |
| 3.2.3 低渗透油藏矿化度及离子组成分析 |
| 3.2.4 低渗透油藏地层水DNA提取 |
| 3.2.5 低渗透油藏内功能菌群分析 |
| 3.2.6 低渗透油藏微生物群落高通量测序 |
| 3.2.7 低渗透油藏内源微生物营养激活体系的筛选与优化 |
| 3.2.8 气相质谱联用(GC-MS) |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 地层水理化性质分析 |
| 3.3.2 低渗透油藏内源微生物生态特征分析 |
| 3.3.3 低渗透油藏微生物群落结构高通量测序与分析 |
| 3.3.4 低渗透油藏营养物质的筛选及单因素实验 |
| 3.3.5 低渗透油藏激活后内源微生物功能菌变化 |
| 3.3.6 低渗透油藏激活后微生物群落变化 |
| 3.3.7 低渗透油藏激活前后原油正构烷烃(GC-MS)变化 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 低渗透油藏定向激活石油烃降解菌芽孢杆菌属的研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 材料与方法 |
| 4.2.1 试验材料和方法 |
| 4.2.2 多代转接培养体系构建 |
| 4.2.3 实验方法 |
| 4.2.4 原油四组分分析 |
| 4.2.5 原油红外分析 |
| 4.2.6 原油傅立叶变换离子回旋共振质谱(ESI FT-ICR MS)分析 |
| 4.2.7 数据处理 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 多次转接培养过程中总菌浓 |
| 4.3.2 多次转接培养过程中微生物HDB和 SRB菌群浓度的变化 |
| 4.3.3 多次转接培养过程中培养液p H变化 |
| 4.3.4 定向多次转接培养过程中培养液表面张力变化 |
| 4.3.5 限氧多次转接培养过程中乳化原油粒径分布 |
| 4.3.6 限氧多次转接培养后原油降解(GC-MS) |
| 4.3.7 限氧多次转接培养后原油降解高分辨解析 |
| 4.3.8 限氧多次转接培养后原油降解红外分析 |
| 4.3.9 限氧多次转接培养过程中细菌群落结构变化 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 石油烃降解功能菌的宏基因组学研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 材料与方法 |
| 5.2.1 试验材料和方法 |
| 5.2.2 样品DNA提取及检测 |
| 5.2.3 测序及信息分析流程 |
| 5.3 结果与讨论 |
| 5.3.1 数据质控 |
| 5.3.2 数据组装 |
| 5.3.3 基因预测 |
| 5.3.4 功能数据库注释 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 微观可视化物理模型驱油实验及剩余油分布特征研究 |
| 6.1 引言 |
| 6.2 材料与方法 |
| 6.2.1 试验材料与设备 |
| 6.2.2 玻璃刻蚀微观模型制备 |
| 6.2.3 微观驱油试验流程 |
| 6.2.4 微观剩余油采收率计算 |
| 6.3 结果与讨论 |
| 6.3.1 水驱后剩余油分布及形态 |
| 6.3.2 微生物驱油剩余油分布及形态 |
| 6.3.3 槐糖脂复配微生物驱油后剩余油分布及形态 |
| 6.3.4 纳米颗粒复配微生物后剩余油分布及形态 |
| 6.3.5 驱油过程 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 低渗透油藏微生物驱油现场试验 |
| 7.1 引言 |
| 7.2 油藏概况及开发状况 |
| 7.2.1 油藏概况 |
| 7.2.2 开发状况 |
| 7.2.3 微生物采油方案设计 |
| 7.3 现场试验实施 |
| 7.3.1 微生物采油试验井组确定 |
| 7.3.2 微生物采油油藏方案设计 |
| 7.3.3 微生物采油工艺设计 |
| 7.3.4 微生物现场采油效果 |
| 7.4 小结 |
| 第8章 结论与建议 |
| 8.1 研究结论 |
| 8.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（5）致密-低渗储层原油驱动条件及其对开采效果影响（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 致密-低渗油藏渗流规律研究现状 |
| 1.2.1 致密-低渗油藏的定义与分类 |
| 1.2.2 致密-低渗油藏驱动条件研究现状 |
| 1.3 致密-低渗油藏开发方式研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 致密-低渗油藏衰竭开采研究现状 |
| 1.3.2 致密-低渗油藏注水开采研究现状 |
| 1.3.3 致密-低渗油藏注表面活性剂开采研究现状 |
| 1.3.4 致密-低渗油藏注气开采研究现状 |
| 1.3.5 致密-低渗油藏开采过程中存在的问题 |
| 1.4 论文的研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 致密-低渗储层原油启动压力梯度研究 |
| 2.1 致密-低渗储层渗透率对原油启动压力梯度的影响 |
| 2.1.1 原油启动压力梯度实验装置 |
| 2.1.2 原油启动压力梯度测量方法 |
| 2.1.3 原油启动压力梯度与渗透率的关系 |
| 2.2 致密-低渗储层润湿性对原油启动压力梯度的影响 |
| 2.2.1 储层模型润湿指数测定方法 |
| 2.2.2 不同润湿性下原油的渗流规律 |
| 2.2.3 原油启动压力梯度与润湿性的关系 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 致密-低渗储层应力敏感性对衰竭开采效果影响 |
| 3.1 致密-低渗储层渗透率应力敏感性 |
| 3.1.1 致密-低渗储层绝对渗透率的表征 |
| 3.1.2 渗透率应力敏感性测试方法及结果 |
| 3.1.3 储层物性对渗透率应力敏感性的影响 |
| 3.2 致密-低渗储层启动压力梯度应力敏感性 |
| 3.2.1 致密-低渗储层单相启动压力梯度应力敏感性表征 |
| 3.2.2 储层物性对启动压力梯度应力敏感性的影响 |
| 3.2.3 考虑应力敏感性的渗流方程 |
| 3.3 考虑应力敏感性圆形封闭储层的衰竭开采产能分析 |
| 3.3.1 考虑应力敏感性径向流模型建立与求解 |
| 3.3.2 应力敏感性对产能的影响 |
| 3.3.3 上覆地层压力对产能的影响 |
| 3.4 考虑应力敏感性的弹性采收率计算 |
| 3.4.1 极限泄油半径计算 |
| 3.4.2 弹性采收率计算 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 致密-低渗储层水驱油临界压力梯度对注水开采效果的影响 |
| 4.1 致密-低渗储层水驱油临界压力梯度表征和测试方法 |
| 4.1.1 水驱油临界压力梯度形成机理及表征方法 |
| 4.1.2 水驱油临界压力梯度的测试方法 |
| 4.2 致密-低渗储层水驱油临界压力梯度影响因素 |
| 4.2.1 平均含水饱和度对水驱油临界压力梯度的影响 |
| 4.2.2 渗透率对水驱油临界压力梯度的影响 |
| 4.2.3 岩石润湿性对水驱油临界压力梯度的影响 |
| 4.3 致密-低渗储层注水开采面积波及效率分析 |
| 4.3.1 面积波及效率计算方法 |
| 4.3.2 渗透率对面积波及效率的影响 |
| 4.4 致密-低渗储层注水开采驱油效率分析 |
| 4.4.1 不同渗透率岩心水驱油动态 |
| 4.4.2 渗透率对驱油效率的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 致密-低渗储层驱油用表面活性剂适用范围分析 |
| 5.1 实验用表面活性剂的确定 |
| 5.1.1 实验用表面活性剂性能要求 |
| 5.1.2 实验用表面活性剂性能评价方法 |
| 5.2 不同性能表面活性剂溶液驱油临界压力梯度 |
| 5.2.1 超低界面张力体系驱油临界压力梯度与渗透率关系 |
| 5.2.2 强乳化能力体系驱油临界压力梯度与渗透率关系 |
| 5.3 不同性能表面活性剂水驱后注入提高驱油效率分析 |
| 5.3.1 水驱后注入超低界面张力体系提高驱油效率效果 |
| 5.3.2 水驱后注入强乳化能力体系提高驱油效率效果 |
| 5.3.3 水驱后注入不同性能表面活性剂驱替压力梯度动态 |
| 5.4 不同性能表面活性剂水驱前注入提高驱油效率分析 |
| 5.4.1 水驱前注入超低界面张力体系提高驱油效率效果 |
| 5.4.2 水驱前注入强乳化能力体系提高驱油效率效果 |
| 5.4.3 水驱前注入不同性能表面活性剂驱替压力梯度动态 |
| 5.5 致密-低渗储层不同性能表面活性剂适用范围 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（6）陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 降压增注工艺简介 |
| 1.3.1 酸化解堵技术 |
| 1.3.2 表面活性剂增注技术 |
| 1.4 研究内容 |
| 第二章 ELHZ区块油藏地质特征及欠注现状 |
| 2.1 ELHZ区块油藏地质特征 |
| 2.1.1 ELHZ区块开发概况 |
| 2.1.2 ELHZ区块油藏地质构造 |
| 2.1.3 ELHZ区块油藏物性特征 |
| 2.1.4 ELHZ区块储层非均质性 |
| 2.2 ELHZ区块高压注水井欠注现状分析 |
| 2.2.1 ELHZ区块整体注水井井况归纳分析 |
| 2.2.2 ELHZ区块完全注不进井井况分析 |
| 2.2.3 ELHZ区块严重欠注井井况分析 |
| 2.2.4 ELHZ区块多轮次酸化井分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 ELHZ区块高压注水井欠注原因分析 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 ELHZ区块储层岩样测定 |
| 3.1.2 ELHZ区块储层敏感性测定 |
| 3.1.3 ELHZ区块注入流体水质测定 |
| 3.2 储层岩性特征分析 |
| 3.3 储层敏感性伤害因素分析 |
| 3.4 区块注入流体水质分析 |
| 3.4.1 含油量分析 |
| 3.4.2 悬浮固体检测分析 |
| 3.4.3 水质离子浓度分析 |
| 3.5 区块流体配伍性分析 |
| 3.5.1 注入水与地层水结垢趋势预测 |
| 3.5.2混合流体配伍性实验 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 ELHZ区块降压增注工艺技术研究 |
| 4.1 酸化实验部分 |
| 4.1.1 多氢酸酸液配方筛选 |
| 4.1.2岩屑溶蚀实验 |
| 4.1.3酸岩缓速实验 |
| 4.1.4岩心酸化流动实验 |
| 4.2 酸化实验结果与讨论 |
| 4.2.1 多氢酸酸液主药剂添加量确定 |
| 4.2.2 酸液添加剂优选 |
| 4.2.3 多氢酸岩屑溶蚀性能评价 |
| 4.2.4 多氢酸酸岩缓速效果评价 |
| 4.2.5 多氢酸岩心酸化效果评价 |
| 4.2.6 多氢酸酸化后岩心端面形貌分析 |
| 4.2.7 多氢酸残酸离子浓度分析 |
| 4.3 多氢酸酸岩反应动力学特征研究 |
| 4.4 表面活性剂复配体系研究 |
| 4.4.1 表面活性剂筛选 |
| 4.4.2 表面活性剂复配 |
| 4.4.3 表面活性剂复配体系性能评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 ELHZ区块高压欠注井降压增注方案现场应用 |
| 5.1 降压增注方案现场试验欠注井确定 |
| 5.2 降压增注方案现场试验方案设计与实施 |
| 5.2.1 降压增注方案现场试验方案设计 |
| 5.2.2 降压增注方案现场应用试验 |
| 5.3 降压增注方案试验效果评价分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 6.3 创新点 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得科研成果 |
| 致谢 |
（7）低渗透油藏微生物与二氧化碳驱协同提高原油采收率研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 低渗透油田分布 |
| 1.2 低渗透油气田主要特征 |
| 1.3 微生物采油概述 |
| 1.3.1 微生物驱在国内外研究现状 |
| 1.3.2 微生物采油机理 |
| 1.3.3 微生物提高采收率工艺方法的分类 |
| 1.4 CO_2驱油概述 |
| 1.4.1 国内外CO_2驱研究现状 |
| 1.4.2 CO_2驱油方式 |
| 1.4.3 CO_2采油机理 |
| 1.4.4 油藏注二氧化碳条件分析 |
| 1.5 课题研究的意义与内容 |
| 1.5.1 研究意义 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 第2章 内源微生物群落结构分析 |
| 2.1 前言 |
| 2.2 材料与方法 |
| 2.2.1 水样采集与运输 |
| 2.2.2 油藏地层水矿化度及组成分析测定 |
| 2.2.3 微生物群落分布特征 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 油藏地层水元素分析结果 |
| 2.3.2 延长低渗透油藏微生物群落分布特征分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 采油高效降烃菌的筛选及其性能评价 |
| 3.1 前言 |
| 3.2 材料与方法 |
| 3.2.1 实验材料和仪器 |
| 3.2.2 高效采油功能菌的选育 |
| 3.2.3 石油烃降解菌原油降解率的测定 |
| 3.2.4 采油功能菌厌氧培养实验 |
| 3.2.5 采油功能菌环境适应性评价 |
| 3.2.6 菌株的作用前后原油的四组分分析 |
| 3.2.7 菌株作用前后原油GC-MS分析 |
| 3.2.8 恒温高压微生物培养 |
| 3.2.9 采油功能菌的鉴定 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 高效采油功能菌的筛选结果 |
| 3.3.2 石油烃降解菌原油降解率的测定 |
| 3.3.3 采油功能菌的厌氧培养实验结果 |
| 3.3.4 采油功能菌的环境适应性评价结果 |
| 3.3.5 菌株作用前后四组分分析 |
| 3.3.6 GC-MS分析 |
| 3.3.7 恒温高压微生物培养 |
| 3.3.8 菌株鉴定结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 靖边-CO_2区油藏内源微生物的激活 |
| 4.1 前言 |
| 4.2 材料与方法 |
| 4.2.1 仪器与试剂 |
| 4.2.2 内源微生物激活方法 |
| 4.2.3 激活剂组分的筛选与优化 |
| 4.2.4 激活后生物气分析 |
| 4.2.5 挥发性脂肪酸成分分析 |
| 4.2.6 内源微生物菌落变化分析 |
| 4.2.7 界面张力的测定 |
| 4.2.8 润湿性的变化 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 营养基质的筛选 |
| 4.3.2 单因素实验 |
| 4.3.3 激活后生物气分析 |
| 4.3.4 激活后小分子酸分析 |
| 4.3.5 内源微生物菌落变化 |
| 4.3.6 界面张力的变化 |
| 4.3.7 润湿性的变化 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 微生物辅助CO_2驱油 |
| 5.1 前言 |
| 5.2 材料与方法 |
| 5.2.1 实验材料 |
| 5.2.2 实验装置 |
| 5.2.3 实验步骤 |
| 5.2.4 色谱分析 |
| 5.3 结果与讨论 |
| 5.3.1 油相、水相渗透率 |
| 5.3.2 驱替结果 |
| 5.3.3 驱替产油的色谱分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 研究结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）微纳米颗粒微观流动可视化实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 低渗透油藏开发现状 |
| 1.2.2 微纳米颗粒在石油中的应用现状 |
| 1.2.3 微观可视化实验研究发展现状 |
| 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2章 微米颗粒体系微观流动可视化实验研究 |
| 2.1 实验设计与方案 |
| 2.1.1 二维可视化模型 |
| 2.1.2 实验材料及条件 |
| 2.1.3 实验设备 |
| 2.1.4 实验步骤及方案 |
| 2.2 微凝胶颗粒的静态性能评价 |
| 2.2.1 颗粒粒径测定及微观结构分析 |
| 2.2.2 微凝胶颗粒体系粘温关系曲线 |
| 2.3 微凝胶颗粒的二维可视化模型实验 |
| 2.3.1 微凝胶颗粒的驱油机理研究 |
| 2.3.2 微凝胶颗粒体系的微观驱油效果 |
| 2.4 微凝胶颗粒体系的一维岩心驱替实验 |
| 2.4.1 不同渗透率下的岩心驱油效果 |
| 2.4.2 不同颗粒浓度下的岩心驱油效果 |
| 2.4.3 不同原油粘度下的岩心驱油效果 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 纳米颗粒体系微观流动可视化实验研究 |
| 3.1 实验设计与方案 |
| 3.1.1 实验模型、材料及条件 |
| 3.1.2 实验设备 |
| 3.1.3 实验步骤及方案 |
| 3.2 2D智能纳米黑卡的静态性能评价 |
| 3.2.1 颗粒粒径测定及微观结构分析 |
| 3.2.2 润湿性 |
| 3.2.3 界面性质 |
| 3.2.4 表面张力特征 |
| 3.2.5 分散稳定性评价 |
| 3.3 2D智能纳米黑卡的二维可视化模型实验 |
| 3.3.1 2D智能纳米黑卡的驱油机理研究 |
| 3.3.2 2D智能纳米黑卡的微观驱油效果 |
| 3.4 2D智能纳米黑卡的一维岩心驱替实验 |
| 3.4.1 不同渗透率下的岩心驱油效果 |
| 3.4.2 不同颗粒浓度下的岩心驱油效果 |
| 3.4.3 不同原油粘度下的岩心驱油效果 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 微纳米颗粒复合体系微观流动可视化实验研究 |
| 4.1 实验设计与方案 |
| 4.1.1 实验模型 |
| 4.1.2 实验材料及条件 |
| 4.1.3 实验设备 |
| 4.1.4 实验步骤及方案 |
| 4.2 微纳米颗粒复合体系二维非均质可视化模型实验 |
| 4.3 微纳米颗粒复合体系非均质岩心驱替实验 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）M油田B区聚表二元复合驱体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的意义 |
| 1.2 中低渗透油藏提高采收率现状 |
| 1.2.1 中低渗透油藏提高采收率研究现状 |
| 1.2.2 中低渗透油藏化学驱提高采收率研究现状 |
| 1.3 中低渗透油藏二元复合驱研究现状 |
| 1.3.1 二元复合驱机理 |
| 1.3.2 驱油用聚合物和表面活性剂 |
| 1.3.3 二元复合驱油体系油藏筛选方法 |
| 1.3.4 中低渗油藏二元复合驱油体系研究 |
| 1.4 问题提出 |
| 1.5 研究内容 |
| 1.6 技术路线 |
| 第2章 M油田B区延10~(1-2)储层特征及开发现状 |
| 2.1 M油田B区延10~(1-2)储层特征 |
| 2.1.1 岩性特征 |
| 2.1.2 物性特征 |
| 2.1.3 流体特征 |
| 2.2 开发特征 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 2.2.3 剩余油分布 |
| 2.3 聚表二元复合驱与油藏的适应性分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 适合延10~(1-2)储层的二元复合驱体系研究 |
| 3.1 聚合物与储层配伍性研究 |
| 3.1.1 聚合物类型筛选 |
| 3.1.2 聚合物分子量与喉道半径匹配 |
| 3.1.3 聚合物增黏抗剪性能 |
| 3.2 表面活性剂与储层配伍性研究 |
| 3.3 聚合物与表面活性剂配伍性研究 |
| 3.3.1 界面张力 |
| 3.3.2 界面张力稳定性 |
| 3.3.3 黏度稳定性 |
| 3.4 适合延10~(1-2)储层的聚表二元体系优化及性能研究 |
| 3.4.1 乳化速率和析水量 |
| 3.4.2 乳化液稳定性测试 |
| 3.4.3 HDS/3640C乳化液微观结构观察 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 二元复合驱体系渗流特征及驱替特征研究 |
| 4.1 二元复合驱体系渗流特征研究 |
| 4.1.1 二元复合驱体系的注入性与流度控制 |
| 4.1.2 二元复合驱体系的传播特征 |
| 4.2 二元复合驱体系驱替特征研究 |
| 4.2.1 不同体系对驱油效率的影响 |
| 4.2.2 表面活性剂浓度对驱油效率的影响 |
| 4.2.3 乳化性能对驱油效率的影响 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（10）高邮凹陷永安地区戴南组低渗透油藏孔隙结构及渗流特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及选题依据 |
| 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 主要研究成果 |
| 1.6 主要工作量 |
| 第二章 储集层特征研究 |
| 2.1 沉积微相及砂体分布特征 |
| 2.2 岩石组分结构特征 |
| 2.3 粘土矿物特征 |
| 2.4 储层物性特征 |
| 2.5 储层孔隙结构特征 |
| 2.5.1 孔隙类型及特征 |
| 2.5.2 喉道类型及特征 |
| 2.5.3 毛管压力特征 |
| 第三章 低渗透储层单相流渗流规律研究 |
| 3.1 低渗透储层单相流渗流理论分析 |
| 3.2 启动压力梯度实验研究 |
| 3.3 启动压力梯度影响因素分析 |
| 3.4 低渗透油藏有效驱替压力系统建立 |
| 3.4.1 油藏平面径向稳定渗流(考虑启动压力梯度) |
| 3.4.2 低渗透油藏有效驱替压力系统理论推导 |
| 3.4.3 实例计算 |
| 第四章 低渗透储层油水两相渗流研究 |
| 4.1 低渗透储层油水相对渗透率曲线特点 |
| 4.2 低渗透储层油水相对渗透率曲线异常分析 |
| 4.3 低渗透储层油水相对渗透率曲线在开发上的应用 |
| 4.4 水驱油实验 |
| 4.4.1 水驱油微观机理 |
| 4.4.2 水驱油的实验结果及分析 |
| 第五章 核磁共振可动流体研究及在永安低渗储层中的应用 |
| 5.1 可动流体实验方法 |
| 5.2 实验结果及分析 |
| 5.3 应用效果分析 |
| 第六章 结论与认识 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、低渗透油田驱替机理研究（论文参考文献）
- [1]长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究[D]. 刘杨. 西安石油大学, 2020(10)
- [2]适用于低渗透油田的复合表面活性剂驱油体系研究[D]. 赵金麟. 西安石油大学, 2020(10)
- [3]高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究[D]. 史雪冬. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [4]低渗透油藏定向激活石油烃降解菌及其采油机理研究[D]. 李海兰. 中国石油大学(北京), 2020
- [5]致密-低渗储层原油驱动条件及其对开采效果影响[D]. 董明达. 中国石油大学(北京), 2019
- [6]陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用[D]. 高嘉佩. 西北大学, 2019(01)
- [7]低渗透油藏微生物与二氧化碳驱协同提高原油采收率研究[D]. 沙特. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]微纳米颗粒微观流动可视化实验研究[D]. 赵梦丹. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [9]M油田B区聚表二元复合驱体系研究[D]. 张言亮. 西南石油大学, 2018(06)
- [10]高邮凹陷永安地区戴南组低渗透油藏孔隙结构及渗流特征研究[D]. 朱秋秋. 中国石油大学(华东), 2018(07)