一、二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则（论文文献综述）
刘雪[1]（2021）在《柳洛峪西部长2油藏开发效果评价》文中研究表明下寺湾油田柳洛峪西部卢家畔长2油藏是延长油田股份有限公司重要区块,区块面积为73.22km2,预计含油面积58km2,总井数483口。随着油田的不断深入开发,油井产量逐渐下降,含水率逐年上升,油藏动、静态等环节的矛盾以及注水效果不佳的问题亟待解决。通过下寺湾油田柳洛峪区块长2地层精细划分对比、沉积微相及砂体展布特征研究,进一步细化分析柳洛峪区块的微构造特征、储层特征,在生产动态分析的基础上开展油藏开发效果评价研究,制定油藏注水开发技术政策,提出研究区井位部署建议。研究结果表明,柳洛峪西部地区长2组地层为三角洲前缘亚相、储层砂体以水下分流河道微相为主,为构造-岩性油藏,属低孔、低渗油藏。研究区依靠地层天然能量开采油井产能下降较快,日产油量较低,低产井比例较大。目前研究区注采井网完善程度低,水驱储量动用程度下降,水驱效率降低。研究确定长2油藏合理流动压力为0.9MPa,合理的生产压差为5.4～7MPa之间,注水井井口最大注入压力为8MPa,合理的注采比1.1左右,合理采油速度0.7%左右,平均单井产能0.9t/d左右。研究区采用菱形反九点井网,考虑研究区裂缝分布规律按照最优方案,井距225米整体部署柳洛峪西部注采井网。论文制定的切实可行的注水开发技术政策对鄂尔多斯盆地同类油藏高效注水开发具有一定借鉴意义。
张国威[2]（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》文中提出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。
关彦磊[3]（2020）在《L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究》文中提出L区块于1997年采用300×300m反九点面积井网注水开发,2007年开展整体加密调整,目前已进入高含水开发阶段,现井网面临主力层水淹严重,采油速度低,开发效果逐年变差,非主力层水驱控制程度低,井网适应性差等问题,调整及措施潜力较小,有效控制含水上升难度较大。急需开展水淹层综合评价,落实剩余油分布特征,进行补充加密调整方案研究,从而改善油田开发效果,提高开发效益及最终采收率。本文首先根据加密井完钻后的砂体变化特征、测井解释资料以及动态监测资料,总结L区块均质韵律储层、正韵律储层和反韵律储层的测井响应特征,应用动静结合的方法对L区块加密井的水淹级别进行校正,为补充加密方案编制提供指导。然后在油藏数值模拟研究的基础上,得到可动剩余油储量丰度平面图,明确了剩余油平面分布规律,纵向上,通过模拟和计算给出了不同沉积单元、不同沉积相的剩余储量的分布规律,将剩余油划分为六种剩余油类型:平面干扰型、砂体边部型、层间干扰型、有采无注型、断层遮挡型、吸水差型。量化了不同类型剩余油的剩余可采储量及剩余比例,结果表明:造成L区块动用状况差的主要因素是断层边部剩余油难以得到有效控制和注水井吸水效果差。根据L区块剩余油分布规律及开发特征,基于合理的加密调整界限范围内确定三套不同的补充加密调整方案,根据各套加密方案的开发效果对比,确定了L区块最优加密方案为:井网中心及断层边部灵活加密方式为主,利用老井完善注采井网。同时,利用井网调整的有利时机,实施油水井对应治理措施,完善注采关系,最优方案预测采收率为34.64%,较未加密提高2.18%。本文能够指导类似油田高含水期开发调整和中长期开发规划,控制已开发高含水区块递减,改善油田开发效果,提高开发效益及最终采收率。
兰天庆[4]（2020）在《分压注水合理压力系统优化设计方法》文中研究说明国内大多数含水或高含水油田一贯采用分层定量注水技术来解决和实现上述问题,以达到稳产低耗的目的,但是由于分层定量注水技术存在一定的局限性,这势必无法实现目标储层注采平衡,进而很难达到预期的目的。分层定量注水无法实现真正意义上的定量注水,若想保证井底压力长期保持稳定,实现分层有效驱动,则必须进行分压注水合理压力系统优化设计,建立一个既能克服注水启动压力梯度的影响,又能对渗流压力实现动态监控的工艺流程。定压注水技术把注水目的和注水措施相结合,即能对注水压力和配水速度实施动态监测,又可有效规避了大量无效的注采循环,使井下各层均衡均用,水驱采油效果显着,但目前对于该方面的研究较少。本文以某试验区块为研究目标,基于生产背景和该区块地质概况,建立了三维地质模型,定量表征了目标油藏的静态特征,并建立了地层有效厚度及主要渗流物性等数据体。量化了该研究区剩余油分布,明确了各层各方向流量分布规律。基于该试验区块X-1试验井,结合该油井动态指标和静态资料,综合考虑剩余油的分布规律和油井联动受效等因素的影响,明确了该试验井的可动油饱和度高值区及渗透率增幅较大的层位,通过典型层分析,落实了X-1试验井可能存在优势通道的方向及层位,结合以上成果最终确定了该试验井分层位的措施类型。本文首次采用预置电缆智能配注测调系统测定了X-1试验井各层启动压力并基于渗流力学平面径向流产能计算公式,计算注水井各小层对应的启动压力梯度,建立了分层合理注水压力梯度的计算模型,进而确定分层合理注水压力。开展了室内分层定压注水实验,结合方岩心基本物性参数共设计了3类不同条件下三管并联人造岩心水驱油实验,实验结果显示采用控压-提压技术注水对应的平均采收率最高为56.29%。实验表明对于长期注水开发的多层系油藏,在储层内部形成优势渗流通道后,可通过控制高渗透层注入压力和提高低渗透层注入压力的方式,调控不同层系的吸水剖面,从根本上实现分层定压注水提高储层整体动用程度和注水合格率的目的。通过以上研究,得出定压注水能够在地质配注的基础上更大程度提高低渗透层注入压力和控制高渗透层注入压力,进而最大程度缓解层间矛盾及调整吸水剖面,最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度的目的。本论文在丰富和发展合理压力系统优化设计方法的同时,对分层定压注水技术的开发措施调整具有一定的理论和现实意义。
司想[5]（2020）在《敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整》文中研究表明在石油开发和生产的中后期,剩余油的合理开发对提高油田产量、增加经济收入起着至关重要的作用。针对敖南油田B井区,受断层遮挡影响、注采关系不完善、直井开发效果差等问题,为改善该井区开发效果、提高原油产量,本文开展敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整研究。首先,以敖南油田B井区为研究对象,利用研究工区范围内地质数据和24口井井位信息,通过三维地质建模建立了层面模型、断层模型、构造模型、沉积相模型、属性模型,并通过模型粗化,在保留模型框架和流动响应的基础上,将网格精度由20×20m粗化为30×30m,供给数值模拟使用;其次,将三维地质模型导入数值模拟软件中,结合油藏基本参数与生产井史完成全区和单井历史拟合,通过历史拟合,全区和单井拟合误差在5%以内,达到拟合要求;然后,通过分析剩余油饱和度分布图和储量分区数据,完成剩余油成因分析和剩余油定性定量描述,并根据剩余油分布情况制定了平直联合布井、油井转注、周期注水的挖潜措施;然后,通过建立概念模型,结合灰色关联分析法,研究平直联合布井方式下水平井长度、射孔间隔、注采间距以及直井水平井匹配个数等参数对采出程度的影响规律,确定了平直联合布井参数,完成了7口水平井、4口直井,共11口井的井位设计;最后,开展注水措施综合调整研究,通过概念模型优选水平井周围匹配2口直井和4口直井的最优转注时机为同步转注,应用物质平衡理论结合Logistic旋回模型,并在考虑无效注水因素的情况下,确定全区合理注采比为2.8,基于周期注水理论,利用油藏工程公式结合数值模拟方法,在实际模型中确定合理周期注水方案为开2月关3月。制定了平直联合布方式下的注水措施方案,经过预测10年生产,敖南油田B井区采出程度增加了25.5%。该种平直联合布井及周期注水相结合的注水开发方式,为低渗透油田剩余油挖潜措施提供了新的思路,为改善低渗透油田开发效果提供有益借鉴。
刘杨[6]（2020）在《长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究》文中进行了进一步梳理胡尖山油田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。
赵驰[7]（2020）在《CN油田三工河组二段油藏综合治理研究》文中研究说明油藏由彩9井区、彩参2井区、彩10井区3个区块组成,为边、底水能量较充足的岩性-构造油藏,目前存在着主要问题有:（1）井网不完善,不规则,井距偏大,现有井网无法充分动用剩余储量;（2）油水井数比高,注水负担大,注水强度高于本区合理吸水强度;（3）油藏剩余油零散分布,动用难度大。为分析油水分布特征、水淹规律、油藏剩余油分布规律和井网调整可行性,进一步提高油藏采收率,对CN油田三工河组二段油藏进行综合治理研究。通过对CN油田三工河组二段油藏开发效果评价、措施效果分析、水淹特征及剩余油潜力研究,明确进入高含水、高采出程度“双高”阶段后油藏动用状况、水淹及剩余油分布状况,确定纵向上主要以J1s22-2小层以上为主要挖潜对象,平面上主要以注采井网不完善区、注水井井间滞留区、沉积弱势相带区等为主要挖潜区域。在此基础上开展合理开采政策研究,确定合理压力保持水平、合理注采比、注水强度、井网密度等,对比发现目前井距远大于合理井距。通过目前井网采收率标定与岩心相渗化验分析驱油效率对比分析,仍有较大的提采空间。综合动静态特征研究及潜力分析,完善了研究区注采井网。通过综合调整治理,预测20年后增产52万吨,比不调整提高采收率4.62%。
崔强[8]（2020）在《鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例》文中指出鄂尔多斯盆地延长油区原油年产量近几年来一直在1100万吨左右,其主力产层主要为延长组长6油层、长2油层及延安组延9油层,与上述产层相关油田大部分已进入注水开发阶段。目前,延长油区长6、长2及延9油藏在注水开发过程中采用的井网、井距及注水方式基本一致,但注水开发效果差异较大,影响注水开发效果的原因目前尚不十分清楚,这也影响到对三个层系油藏注水开发调整措施的有效实施。针对上述问题,本文以甄家峁长6油藏、郝家坪长2油藏及老庄延9油藏为研究对象,从构造特征、砂体连通性、储层物性及含油性等方面对油藏特征进行深入研究,并分析上述油藏特征与注采井网、井距及注水方式的关系,在此基础上探讨针对不同层系油藏的注水开发调整对策。取得的主要认识如下:1、长6、长2及延9油藏地质特征差异性（1）构造特征:长6油藏与延9油藏构造幅度差异大,其中长6油藏相邻井间构造幅度一般为2m,构造幅度较小;延9油藏相邻井间构造幅度可达6m,构造幅度较大;长2油藏井间构造幅度介于两者之间,一般为2m～4m,构造幅度中等。（2）砂体单层厚度及连通性特征:长6油层与延9油层砂体单层厚度及连通性差异大,其中延9油层砂体单层厚度较大,可达15m,厚度横向变化快,但连通性较好;长6油层砂体单层厚度薄,一般为3m～4m,横向连通性差;长2油层砂体单层厚度一般为7m,横向连通性较好。（3）储层渗透率特征:长6储层渗透率最小,各小层平均渗透率介于1.8×10-3μm2～2.1×10-3μm2之间,层内及层间渗透率变化大;长2储层渗透率中等,各小层平均渗透率介于7.7×10-3μm2～8.4×10-3μm2之间,层内及层间渗透率有一定变化;延9储层渗透率最大,各小层平均渗透率介于10.6×10-3μm2～10.7×10-3μm2之间,层内及层间渗透率基本无变化。（4）含油饱和度特征:延9油藏含油饱和度最高,一般为45%～60%,其中构造高点含油饱和度高于构造低点含油饱和度;长6油藏含油饱和度一般为35%～55%,构造高、低部位含油饱和度差异较小;长2油藏含油饱和度一般为30%～50%,局部鼻状构造发育区域含油饱和度较高。2、注采井网、井距及注水强度的适应性与三个层系油藏特征的关系（1）目前延长油田一般采用的面积注水井网适用于构造幅度小的长6油藏,但不适用于构造幅度大、构造高部位含油饱和度高的延9油藏及长2油藏中鼻状构造发育的区域,该井网易形成延9、长2油藏平面上的剩余油。（2）目前延长油田一般采用的250m左右的井距适用于砂体厚度大、连通性好、储层物性好的延9油藏及长2油藏,不适用于单砂体厚度小,横向连通差及储层物性差的长6油藏,该井距易造成层间及层内剩余油的分布。（3）目前延长油田一般采用的15m3/d左右的单井日注水强度适用于储层物性中等的长2油藏,而对储层物性差的长6油藏及储层物性好的延9油藏适用性差。长6油藏因注水强度大,水线快速推进形成层间及层内剩余油;延9油藏因注水强度小,采注不平衡形成层内剩余油。3、长6、长2及延9油藏开发调整对策及调整效果（1）长6油藏调整应在面积注水方式的基础上,重点调整井距及注水强度,将注采井距缩小至180m～200m之间,单井日注水强度降低至10m3/d。按此调整后甄家峁油田日产原油从249t上升至344t,自然递减率由9.2%降至-10.9%。（2）长2油藏调整应在目前面积注水方式的基础上,鼻隆微构造发育区域采用构造低部位注水—构造高部位采油的注水方式,缩小注采井距至200m左右,单井日注水强度控制在15m3/d。按此调整后郝家坪油田日产原油从113t上升至147t,自然递减率由6.8%降至-16.6%。（3）延9油藏调整应保持注采井距为250m左右的基础上,采用构造低部位注水—构造高部位采油的边部注水方式,提高单井日注水强度至25m3/d左右。按此调整后老庄延9油田日产原油从145t上升至203t,自然递减率由13.0%降至-17.6%。
张玲山[9]（2020）在《贾塬长4+5油藏综合治理对策研究》文中研究指明近年来,随着贾塬区域油藏资源矛盾日渐严重,多数区块油藏品位差,部分区域层位开发不深,且受增储稳产任务的影响,仅靠以往对区块的认识已经远远赶不上油田发展的需要,为了深化对贾塬区域长4+5油层的认识,本文选取贾塬长4+5油层作为研究对象,对长4+5油层的油藏综合治理对策展开了研究。（1）研究背景及思路、技术路线阐述。本文对贾塬长4+5油藏的勘探开发历程进行了阐述分析,该区经历了两个开发阶段,整装规模开发阶段和滚动开发阶段,开发特征上表现为出产高、降产快的特征。（2）对该区长4+5油藏石油地质储量进行了复算,参数的确定方面做了细致大量的统计分析工作,最终确定该区叠合含油面积34.2km2,探明地质储量594.7×104t。同时,采用类比法和经验公式法作为水驱技术可采储量进行了计算,最终确定长4+52-2水驱采收率18.60%,长4+51-1水驱采收率17.08%,长4+51-2水驱采收率17.26%,累计可采储量144.95×104t。（3）开发现状及其存在的问题分析研究。对贾塬区域及长4+5油藏的开发现状分别展开分析,研究区域内高含水井、暴性水淹井日益增多,治理难度大,研究区域整体产能偏低,停井较多,研究区域内油井采液强度偏低,导致存水率等指标偏高,需要加强采液强度。（4）贾塬区域采取的措施及效果。主要从油井技改情况、停井恢复情况及配注调整情况三方面展开分析研究,该区技改效果不明显,停井恢复难度大。（5）提出贾塬区域长4+5油藏开发调整及综合治理方案。通过研究,以注采系统、井网的完善、调整,关停井的恢复以及配套措施跟进,注采系统完善采取的主要措施是注采层系统一、封堵超前注水层,综合治理措施主要为油井补孔、压裂及加深泵挂和注水井组配注量调整,作为贾塬区域长4+5油藏调整和治理的总体思路,重点从注采井网的配套与完善和低效井与停井恢复两个方面着手分析研究,最后确定贾塬区域长4+5油藏开发调整及综合治理方案。
任江丽[10]（2019）在《乌里雅斯太凹陷H区K1baⅣ段地质特征综合研究》文中进行了进一步梳理乌里雅斯太凹陷位于二连盆地东北端的马尼特坳陷,具有多物源、近物源、粗碎屑、相变快等特点,在下白垩统发育多套油层,勘探开发前景较为乐观,从北到南划分为北洼、中洼及南洼三个洼槽带。前人的研究多是对南洼槽的区域地质特征或其某一方面展开的,对中-北洼漕内部单一油藏的深入剖析与综合研究很少,对区内重要的地质特征综合研究更少。H区作为中-北洼槽主要油气产区之一,由于研究区的地层划分结果与南洼漕及相邻凹陷不一致,构造系统解释不合理,导致勘探开发方案与实际钻井、注水见效差异大。如今研究区地层划分与对比的真实情况如何,构造组合及沉积相类型对油气成藏有什么影响,油气成藏模式是什么样的,勘探前景怎样,开发调整措施如何制定等等,这些都是急需解决的关键问题。因此,很有必要对该区地质特征进行深入的研究。本文在收集大量基础资料和前人研究成果的基础上,基于层序地层学、构造地质学、地球物理勘探、沉积学等理论知识,在深入研究H区的地层特征、构造特征、沉积微相等地质特征之后,建立了主产区目的层的储层预测模型、三维地质模型,研究了该区控制油气成藏的构造特征,探讨了构造演化过程,总结了主要油气成藏模式和剩余油横纵向分布特征;最后利用地质特征综合研究成果,寻找到储量接替区块,同时开展主产区综合调整措施优选。本文研究的主要工作集中在以下几方面:1、引进高分辨率层序地层学和井震联合方法,应用地震、钻井及测井资料,进行H区精细地层划分与对比研究。地层对比结果表明应将前人笼统划为腾一段的油层组,细分为腾一下段、阿I+II段、阿III段及阿IV段等5个含油层系。2、采取层位自动追踪、多线联合解释、三维立体显示等多种地震解释手段,由点-线-面完成研究区构造解释,平面上断层展布特征细分为四组类型,剖面上组合样式也较多,构造圈闭形态多样,以交叉断块、复杂断块为主。凹陷在早白垩世之后经历了快速沉降期、稳定沉降期、回返期、消亡期四期主要变化阶段。3、根据储层岩石学特征、沉积构造、粒度特征及其参数结合测井相研究,综合判断H区腾一下段及阿尔善组主要发育湖泊、扇三角洲沉积相两种类型。研究区阿Ⅳ段沉积期经历了两次湖退和两次湖进,形成阿Ⅳ2、阿Ⅳ4两套较厚储集层,腾一下段以湖相沉积为主,为研究区最重要的烃源岩及区域盖层。4、筛选出腾一段、阿尔善组的优势属性瞬时频率属性和均方根属性,再应用地震和测井资料,采用稀疏脉冲反演方法建立了研究区的储层预测模型,从储层预测模型中可以获得沉积微相、砂体分布、油气成藏面积等地质特征,最后依据前面的研究成果总结了研究区主产油层的四种油气成藏模式,其中阿Ⅳ1砂组的下生上储式砂体侧倾尖灭构造-岩性成藏模式在本区取得突破。5、在前期综合地质特征研究的基础之上,利用建模软件使其三维可视化,建立了研究区的岩相模型,孔隙度、渗透率及含油饱和度等属性模型,结合生产资料对地质模型进行数值模拟,获得研究区的剩余油分布规律。6、联合应用储层预测模型和三维地质模型,可以使地质特征三维可视化,使研究区的地质认识更全面,更透彻。综合应用前面的研究成果,联系实际生产情况,在寻找到储量接替区块的同时,完成了H区提高采收率的措施调整方案。H区是典型的复杂断块低孔、低渗油田,本文研究中所用的高分辨率地层划分与对比、储层预测、及相控建模等地质特征综合研究思路和方法可推广应用到类似油田。
二、二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则（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、二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则（论文提纲范文）
（1）柳洛峪西部长2油藏开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 论文主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 油藏地质特征研究 |
| 2.1 地层与构造特征 |
| 2.1.1 区域地层特征 |
| 2.1.2 小层划分及地层特征 |
| 2.1.3 小层精细划分 |
| 2.1.4 构造特征 |
| 2.2 沉积微相特征 |
| 2.2.1 岩石类型及特征 |
| 2.2.2 沉积结构特征 |
| 2.2.3 沉积微相类型及特征 |
| 2.2.4 沉积微相展布特征 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 孔隙结构特征 |
| 2.3.3 物性特征 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 流体特征 |
| 2.4.2 渗流特征 |
| 2.4.3 油藏类型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 油藏开发效果评价 |
| 3.1 动态特征分析 |
| 3.2 注水效果评价 |
| 3.2.1 目前生产、技术指标变化情况及分析 |
| 3.2.2 存水率分析 |
| 3.2.3 耗水率分析 |
| 3.2.4 水驱储量控制程度 |
| 3.2.5 水驱储量动用程度 |
| 3.2.6 存在的问题 |
| 3.3 油藏渗流特征研究 |
| 3.4 井网适应性分析 |
| 3.5 油田采收率预测 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 开发技术政策研究 |
| 4.1 油井合理流压的确定 |
| 4.2 地层压力保持水平及合理生产压差 |
| 4.3 合理注水压力 |
| 4.4 合理注采比 |
| 4.5 合理注水强度 |
| 4.6 合理采油速度 |
| 4.6.1 采油速度与流动系数关系法 |
| 4.6.2 采油速度与井网密度关系法 |
| 4.6.3 采油速度综合研究及预测图版制作 |
| 4.6.4 剩余可采储量采油速度法 |
| 4.6.5 采油速度及单井产能确定 |
| 4.7 油藏评价及井网部署 |
| 4.7.1 目前存在的主要问题 |
| 4.7.2 井网部署 |
| 4.8 本章小结 |
| 第五章 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 |
（2）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 |
（3）L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油藏地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 砂体发育情况 |
| 1.3 沉积特征 |
| 1.4 开发简史及特征 |
| 1.5 目前开发中存在的主要问题 |
| 第二章 油层水淹特征分析 |
| 2.1 加密井水淹测井响应特征 |
| 2.1.1 不同韵律储层水淹模式 |
| 2.1.2 不同韵律地层测井响应特征 |
| 2.2 加密井测井响应分析方法 |
| 2.3 动静结合校正加密井的水淹程度 |
| 第三章 油藏数值模拟研究 |
| 3.1 三维地质建模 |
| 3.1.1 基础数据准备及网格划分 |
| 3.1.2 三维地质模型 |
| 3.2 油藏数值模拟 |
| 3.2.1 基础数据输入与网格划分 |
| 3.2.2 历史拟合 |
| 第四章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 油层动用状况分析 |
| 4.2 剩余油平面分布规律 |
| 4.3 剩余油分布的影响因素 |
| 4.3.1 沉积微相对剩余油分布的影响 |
| 4.3.2 非均质性对剩余油分布的影响 |
| 4.3.3 断层对剩余油的控制作用 |
| 4.3.4 井网完善程度对剩余油分布的影响 |
| 4.4 剩余油潜力分析 |
| 4.5 剩余油类型及挖潜措施 |
| 4.5.1 确定剩余油类型 |
| 4.5.2 量化不同类型剩余油地质储量 |
| 4.5.3 不同类型剩余油挖潜对策 |
| 第五章 补充加密调整方案研究 |
| 5.1 整体调整思路及对策 |
| 5.2 加密调整界限 |
| 5.2.1 基本经济参数 |
| 5.2.2 加密调整界限 |
| 5.2.3 有效厚度下限的确定 |
| 5.3 加密调整方案设计 |
| 5.4 加密调整方案部署 |
| 5.4.1 加密井部署 |
| 5.4.2 加密调整方案优选 |
| 5.5 油水井治理措施 |
| 5.5.1 措施井部署原则 |
| 5.5.2 措施井部署方法 |
| 5.5.3 措施井部署结果 |
| 5.6 优选方案开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）分压注水合理压力系统优化设计方法（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 分层注水研究现状 |
| 1.2.2 分层定量注水研究现状 |
| 1.2.3 分层启动压力梯度研究现状 |
| 1.2.4 合理注水压力确定方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 各层各方向流量分布量化与剩余油分布 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 三维地质精细模型建立 |
| 2.2.1 建立模型所需的基础数据 |
| 2.2.2 地质模型建立的步骤和原理 |
| 2.3 试验区块历史拟合及剩余油分布特征量化 |
| 2.3.1 数值模拟技术优选 |
| 2.3.2 目标区块历史拟合 |
| 2.3.3 剩余油分布特征量化 |
| 2.4 试验区块各层各方向流量分布量化 |
| 2.4.1 注采单元划分 |
| 2.4.2 注水量在流管中劈分 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 各层低效无效循环技术界限及水淹程度量化 |
| 3.1 优势水流通道成因、类型及影响因素 |
| 3.1.1 优势水流通道成因 |
| 3.1.2 优势水流通道类型 |
| 3.2 优势水流通道筛选方案 |
| 3.3 低效无效循环技术界限确定 |
| 3.4 流管内的水淹程度计算 |
| 3.5 X-1井优势渗流通道及各层措施类型量化 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 分层合理注水压力确定方法 |
| 4.1 破裂压力剖面预测方法 |
| 4.2 预置电缆智能配注测调软件介绍 |
| 4.3 分层启动压力测试结果 |
| 4.4 分层启动压力梯度计算方法 |
| 4.5 分层合理注水压力确定原则 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 分层定压注水实验研究 |
| 5.1 实验条件 |
| 5.2 实验原理与方案设计 |
| 5.2.1 实验原理 |
| 5.2.2 实验方案设计 |
| 5.3 实验步骤 |
| 5.4 实验数据与结果分析 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状与发展趋势 |
| 1.2.1 水平井技术 |
| 1.2.2 直井水平井联合布井发展现状 |
| 1.2.3 注水开发研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 区域概况 |
| 2.1 地质发育概况 |
| 2.2 目的层概况 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层岩性、微观特征 |
| 2.5 流体分布和流体性质 |
| 2.5.1 流体分布 |
| 2.5.2 流体性质 |
| 2.5.3 地层压力与温度 |
| 2.6 开发现状 |
| 第三章 三维地质模型建立 |
| 3.1 储层建模数据准备 |
| 3.2 建立精细构造模型 |
| 3.2.1 层面模型 |
| 3.2.2 断层模型 |
| 3.2.3 构造模型 |
| 3.3 沉积相模型 |
| 3.4 属性模型 |
| 3.5 模型粗化 |
| 3.6 储量拟合 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 数值模型建立及剩余油分布特征研究 |
| 4.1 油藏模型初始化 |
| 4.2 岩石及流体物性分析 |
| 4.3 数值模型含油饱和度场 |
| 4.4 历史拟合 |
| 4.4.1 虚拟井的设立 |
| 4.4.2 全区拟合结果 |
| 4.4.3 单井拟合结果 |
| 4.5 剩余油分布特征 |
| 4.5.1 剩余油定性描述 |
| 4.5.2 剩余油定量描述 |
| 4.5.3 剩余油类型及成因 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 直井水平井联合布井参数及井位设计 |
| 5.1 概念模型的建立 |
| 5.2 直井水平井联合布井参数影响程度分析 |
| 5.2.1 灰色关联分析法理论 |
| 5.2.2 灰色关联分析法的应用 |
| 5.3 直井水平井联合布井参数设计 |
| 5.3.1 水平段长度 |
| 5.3.2 射孔间隔 |
| 5.3.3 注采间距 |
| 5.3.4 直井与水平井匹配个数 |
| 5.4 直井水平井联合布井井位设计 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 注水措施综合调整 |
| 6.1 不同联合布井方式转注时机的确定 |
| 6.1.1 匹配2口直井转注时机优选 |
| 6.1.2 匹配4口直井转注时机优选 |
| 6.2 合理注采比的确定 |
| 6.2.1 物质平衡法理论 |
| 6.2.2 Logistic旋回数学模型推导 |
| 6.2.3 数值模拟方法验证 |
| 6.3 合理注水周期的确定 |
| 6.3.1 周期注水理论 |
| 6.3.2 油藏工程方法确定注水周期 |
| 6.3.3 数值模拟方法确定注水周期 |
| 6.4 注水措施综合调整 |
| 6.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）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 |
（7）CN油田三工河组二段油藏综合治理研究（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 国内外类似油田研究现状 |
| 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 |
| 1.3.3 研究创新点 |
| 第二章 油藏地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏开发效果评价 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 主要开发指标评价 |
| 2.3 增产措施效果评价 |
| 2.3.1 油井措施效果 |
| 2.3.2 水井调驱、调剖 |
| 2.4 油水井利用状况评价 |
| 2.5 油藏开发存在的问题 |
| 第三章 剩余油描述研究 |
| 3.1 采收率标定 |
| 3.2 生产动态分析法 |
| 3.2.1 产吸状况分析 |
| 3.2.2 新钻井状况分析 |
| 3.3 数值模拟法 |
| 3.3.1 模型建立及历史拟合 |
| 3.3.2 剩余油分布状况 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 第四章 合理开采技术政策研究 |
| 4.1 合理压力保持水平 |
| 4.2 合理注采比及注水强度 |
| 4.3 合理井网密度 |
| 第五章 潜力分析及综合治理 |
| 5.1 潜力分析 |
| 5.2 注采井网完善 |
| 5.2.1 井网参数确定 |
| 5.2.2 加密调整区 |
| 5.2.3 C1236 井西断鼻部署 |
| 5.2.4 C2256 井断块部署 |
| 5.2.5 整体部署结果 |
| 5.3 综合治理措施 |
| 5.4 指标预测 |
| 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 |
（8）鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 延长组、延安组油藏地质特征研究现状 |
| 1.2.2 剩余油分布规律研究现状 |
| 1.2.3 开发调整措施研究现状 |
| 1.2.4 油区研究现状及开发存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容、研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果和创新认识 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 特色与创新 |
| 第二章 甄家峁油田延长组长6油藏特征 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层及构造特征 |
| 2.2.1 地层划分与对比 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.3 砂体连通性与储层特征 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体连通性特征 |
| 2.3.3 储层特征 |
| 2.4 储层含油性及油藏特征 |
| 2.4.1 含油饱和度特征 |
| 2.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 2.4.3 甄家峁油田长6油藏特征 |
| 第三章 郝家坪油田延长组长2油藏特征 |
| 3.1 研究区概况 |
| 3.2 地层及构造特征 |
| 3.2.1 地层划分与对比 |
| 3.2.2 构造特征 |
| 3.3 砂体连通性与储层特征 |
| 3.3.1 沉积特征 |
| 3.3.2 砂体连通性特征 |
| 3.3.3 储层特征 |
| 3.4 储层含油性及油藏特征 |
| 3.4.1 含油饱和度特征 |
| 3.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 3.4.3 郝家坪油田长2油藏特征 |
| 第四章 老庄油田延安组延9油藏特征 |
| 4.1 研究区概况 |
| 4.2 地层及构造特征 |
| 4.2.1 地层划分与对比 |
| 4.2.2 构造特征 |
| 4.3 砂体连通性与储层特征 |
| 4.3.1 沉积特征 |
| 4.3.2 砂体连通性特征 |
| 4.3.3 储层特征 |
| 4.4 储层含油性及油藏特征 |
| 4.4.1 含油饱和度特征 |
| 4.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 4.4.3 老庄油田延9油藏特征 |
| 第五章 长6、长2、延9油藏特征差异与注采井网、井距及注水强度的适应性 |
| 5.1 不同层系油藏特征差异性分析 |
| 5.1.1 构造特征 |
| 5.1.2 砂体连通性特征 |
| 5.1.3 储层物性特征 |
| 5.1.4 储层含油性特征 |
| 5.1.5 油藏特征差异 |
| 5.2 注采井网、井距及注水强度适应性 |
| 5.2.1 注采井网的适应性分析 |
| 5.2.2 注采井距的适应性分析 |
| 5.2.3 注水强度的适应性分析 |
| 5.3 长6、长2、延9油藏剩余油特征 |
| 5.3.1 甄家峁长6油藏剩余油特征 |
| 5.3.2 郝家坪长2油藏剩余油特征 |
| 5.3.3 老庄延9油藏剩余油特征 |
| 第六章 注水开发调整对策及效果 |
| 6.1 甄家峁长6油藏调整对策及效果 |
| 6.1.1 开发调整对策 |
| 6.1.2 开发调整效果 |
| 6.2 郝家坪长2油藏调整对策及效果 |
| 6.2.1 开发调整对策 |
| 6.2.2 开发调整效果 |
| 6.3 老庄延9油藏调整对策及效果 |
| 6.3.1 开发调整对策 |
| 6.3.2 开发调整效果 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（9）贾塬长4+5油藏综合治理对策研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| 英文摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 选题目的和意义 |
| 1.1.2 国内外研究现状 |
| 1.2 研究内容 |
| 1.2.1 研究目的层系 |
| 1.2.2 关键研究内容 |
| 1.3 研究思路、技术路线和创新点 |
| 1.3.1 研究思路、技术路线 |
| 1.3.2 创新点 |
| 1.4 勘探开发历程与简况 |
| 第二章 地质储量复算 |
| 2.1 地质储量复算参数 |
| 2.2 地质储量 |
| 2.3 技术可采储量 |
| 2.3.1 油藏采收率确定方法 |
| 2.3.2 技术可采储量计算结果 |
| 第三章 开发动态分析与开发效果评价 |
| 3.1 区域整体开发现状 |
| 3.2 长4+52-2层注水开发效果分析 |
| 3.2.1 产量变化情况 |
| 3.2.2 含水变化情况 |
| 3.2.3 措施效果分析 |
| 3.2.4 压力分析 |
| 3.2.5 递减分析 |
| 3.2.6 注水见效分析 |
| 3.2.7 储层水淹分析 |
| 3.2.8 水淹井井组分析 |
| 3.2.9 注采系统评价 |
| 3.2.10 采收率预测 |
| 3.2.11 存在问题 |
| 第四章 区域采取的措施及效果 |
| 4.1 油井技改情况 |
| 4.2 停井恢复情况 |
| 4.3 配注调整情况 |
| 第五章 开发调整及综合治理方案 |
| 5.1 原则与依据 |
| 5.2 注采井网配套与完善 |
| 5.2.1 井网调整 |
| 5.2.2 明水井治理 |
| 5.2.3 油井统层 |
| 5.2.4 注水井统层 |
| 5.2.5 注水井封堵超前注水层 |
| 5.2.6 注水井配注调整 |
| 第六章 结论 |
| 6.1 停井恢复措施 |
| 6.2 低产低效井措施 |
| 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 |
（10）乌里雅斯太凹陷H区K1baⅣ段地质特征综合研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 研究区域及主要技术的研究现状 |
| 1.2.1 区域研究现状 |
| 1.2.2 储层预测技术研究现状 |
| 1.2.3 地质建模研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及流程 |
| 1.5 完成工作量 |
| 1.6 主要特色与创新点 |
| 第二章 地层划分与对比 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.2 研究区位置及勘探开发现状 |
| 2.3 地层特征与地层划分对比 |
| 2.3.1 地层特征 |
| 2.3.2 确定标志层 |
| 2.3.3 地层划分与对比成果 |
| 第三章 构造特征 |
| 3.1 构造解释 |
| 3.1.1 单井层位标定 |
| 3.1.2 三维构造解释 |
| 3.1.3 构造变速成图 |
| 3.2 结构特征 |
| 3.3 断裂特性 |
| 3.3.1 平面构造特性 |
| 3.3.2 纵向构造特性 |
| 3.4 平面上构造区块单元的划分 |
| 3.4.1 东部洼槽带 |
| 3.4.2 西部洼槽带 |
| 3.4.3 东部缓坡带 |
| 3.4.4 东部鼻状构造带 |
| 3.4.5 中部断垒带 |
| 3.4.6 西部鼻状构造带 |
| 3.4.7 西部反转带 |
| 3.5 构造的演化过程 |
| 3.5.1 断陷形成早期 |
| 3.5.2 断陷稳定期 |
| 3.5.3 断陷萎缩期 |
| 3.5.4 回返抬升期 |
| 第四章 沉积相特征 |
| 4.1 沉积相标志 |
| 4.1.1 岩石学特征 |
| 4.1.2 测井相 |
| 4.2 沉积相特征和沉积类型 |
| 4.2.1 扇三角洲沉积 |
| 4.2.2 湖相沉积 |
| 4.3 沉积相平面展布特征 |
| 4.3.1 单井相分析 |
| 4.3.2 连井相分析 |
| 4.3.3 沉积演化及沉积微相平面展布 |
| 第五章 储层预测模型 |
| 5.1 地震属性的筛选和优化 |
| 5.1.1 均方根振幅（振幅统计类） |
| 5.1.2 地震波弧线长值（频谱类统计类） |
| 5.1.3 平均信噪比（地震道相关统计类） |
| 5.1.4 平均瞬时频率（复地震道统计类） |
| 5.2 反演难点及解决办法 |
| 5.2.1 构造破碎，断裂发育 |
| 5.2.2 地震资料纵向分辨低 |
| 5.2.3 测井曲线数据差异大 |
| 5.2.4 波阻抗重叠严重，砂泥岩无法有效识别 |
| 5.2.5 纵向反演层系多 |
| 5.3 反演方法的优选 |
| 5.3.1 常规反演方法 |
| 5.3.2 反演方法优选 |
| 5.3.3 稀疏脉冲反演基本原理 |
| 5.4 反演关键参数的确定 |
| 5.4.1 确立反演流程 |
| 5.4.2 优选反演参数 |
| 5.5 反演模型检验 |
| 5.6 油气成藏研究 |
| 5.6.1 成藏条件与机制 |
| 5.6.2 油气成藏模式 |
| 5.6.3 潜力层系的成藏特征 |
| 第六章 三维地质建模 |
| 6.1 地质建模目的 |
| 6.2 建模方法简述 |
| 6.2.1 确定性建模方法 |
| 6.2.2 随机建模方法 |
| 6.3 建模技术路线及流程 |
| 6.4 模型建立 |
| 6.4.1 构造模型 |
| 6.4.2 岩相模型 |
| 6.4.3 属性模型 |
| 6.5 模型验证 |
| 6.6 剩余油分布特征 |
| 6.6.1 纵向剩余油分布规律 |
| 6.6.2 平面剩余油分布规律 |
| 第七章 勘探开发实践应用 |
| 7.1 加强地质综合研究，寻找储量接替潜力 |
| 7.2 完善注采井网，扩大水驱波及体积 |
| 7.3 强化注水系统，保持老井固有生产能力 |
| 7.3.1 油井转注 |
| 7.3.2 扩大油层水驱波及体积 |
| 7.4 加大油层改造措施，提高油井产量 |
| 7.4.1 老井压裂 |
| 7.4.2 解堵驱油 |
| 7.5 调整方案总结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1. 基本情况 |
| 2. 教育背景 |
四、二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则（论文参考文献）
- [1]柳洛峪西部长2油藏开发效果评价[D]. 刘雪. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]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)
- [3]L区块油层水淹特征分析及补充加密调整方案研究[D]. 关彦磊. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]分压注水合理压力系统优化设计方法[D]. 兰天庆. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整[D]. 司想. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]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)
- [7]CN油田三工河组二段油藏综合治理研究[D]. 赵驰. 西安石油大学, 2020(11)
- [8]鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例[D]. 崔强. 西北大学, 2020(01)
- [9]贾塬长4+5油藏综合治理对策研究[D]. 张玲山. 西安石油大学, 2020(04)
- [10]乌里雅斯太凹陷H区K1baⅣ段地质特征综合研究[D]. 任江丽. 西北大学, 2019(01)