一、拖市低渗透油藏数值模拟研究（论文文献综述）
黄宇婷[1]（2018）在《广华—黄场地区潜43油组储层特性研究》文中研究指明本课题主要是以江汉油区的低渗透油藏中的储量、产量规模最大的王场-广华-黄场油田潜43油组低渗透油藏为研究对象,随着勘探开发技术的进步,低渗透油气资源渐渐成为一种重要的油气资源类型,几乎在每一个发现已经存在着油气的国家以及地区都会有着低渗透油气资源。中国的低渗透油气资源聚集也相当丰富,在中国已经的探明的储量中,低渗透油藏资源占据其中一大半以上。低渗透油气勘探开发和发展是中国油气能源产业未来发展的必由之路,我国想要取得能源方向长足的发展,必须要注重发展低渗透油气。本课题运用测井各项技术以及方法、岩心相关方法、测试技术、室内试验等多种资料,应用统计学、数值模拟技术等方法,从分析地区的区域地质概况入手,到沉积微相的划分,再到从物性和电性两个方面重新建立储层的最低孔隙度和渗透率的标准,到储层岩电关系建立、储层非均质性的研究、绘制孔隙度、渗透率的图版、再进行储量复算,分析总结盐湖沉积低渗透油藏的地质特征、弄清储量规模,开发低渗透油藏的潜力,对剩余油的开发进行指导,经过一步步的研究改善,之后进一步提高开发效果,由此来实现高效开发的总目标,充分发挥低渗透油藏的潜力,并且在实际的生产方面取得了很好的经济效益和社会效益。通过课题的研究,在储层认识上进行了一些新颖的创新,取得了一系列成果以及认识,在开发过程中也收到了相对良好的效果,同时也取得了较好的经济效益。通过本课题的研究,多种方法确定了有效厚度物性下限,有效厚度物性下限为:φ≥9%,K≥1×10-3μm2,孔隙度比原标准降低了2个百分点。通过对潜43油组试油资料的统计,建立和完善了油干层、油水层解释图版,确定了潜43油组有效厚度下限电性标准。油干层解释标准为:自然伽马位比≤6.5,声波时差差值≥-15,密度差值≤-0.1,根据标准层对测井资料进行标准化,利用校正后的声波时差和密度编制了孔隙度、渗透率图版,建立了孔隙度、渗透率解释模型。分小层进行了储量计算,其含油面积为43.04km2,石油地质储量1769.3×104t。与储量套改相比增加含油面积9.94km2,石油地质储量387.7×104t。
陈江贻[2]（2015）在《新沟地区新下Ⅱ油组法气富集规律及有利区预测》文中提出新沟油田位于江汉盆地潜江凹陷南部地区,靠近总口向斜南部的继承性古斜坡上的新沟断垒带内,新沟咀组下段为江汉盆地的主要含油气层之一,凹陷南部具有较大勘探潜力,但针对其区域基础地质研究、岩性岩相展布规律、储层特征及分布规律、有利储层空间预测、油气成藏主控因素及富集规律等方面的认识还不够系统和深入,特别是对南部地区的致密油富集规律的认识还不足,严重影响和制约了南部地区的勘探步伐。本论文主要是以石油地质学,油藏描述、储层地质学的理论方法为指导,以新沟咀组新下Ⅱ油组为研究对象,以岩心资料、测井资料、录井资料、分析化验资料、地震解释、生产测试资料为依据,综合利用各种研究方法以及结合前人的研究成果对新沟地区新下Ⅱ油组开展沉积相研究、储层特征及控制因素研究、烃源岩分布特征及油源对比研究。根据这些研究结论系统分析研究区油藏类型及特征、新下Ⅱ油组油气有利富集相带、油气储层的展布,从而预测有利储层及油气富集规律,为油田下一步勘探部署提供理论依据。通过系统研究主要取得了以下几点认识：1.新下Ⅱ油组以浅湖泥质白云岩坳陷期沉积特征为主,是致密油藏形成的有利层段。研究区碳酸盐岩的沉积是受古地貌控制,岩性特征主要表现为厚层泥岩夹薄层泥晶白云岩和中层灰黄色泥晶白云岩与薄层深灰色泥岩呈不等厚互层或中层白云岩与中层泥岩等厚互层。本区不等厚互层是这种地势相对较高区域的岩性所表现出来主要特征；而沉积厚度介于前两者之间的过渡区域,即古地形上的高部位与低洼之间的过渡区域,白云岩含量较高,主要表现为厚层灰黄色泥晶白云岩夹薄层深灰色泥岩。2.根据新沟地区4口全井段取芯井的岩心、薄片仔细观察以及全区200多口探井的钻井资料分析,确定了研究区沉积相的类型为浅湖沉积相类型,其中亚相为湖坪、浅湖砂坝和局限洼地,湖坪分为泥坪和云坪两个微相,局限洼地划分为泥质洼地和云质洼地两种微相类型。3.研究区主要是白云岩储层,主要的岩石类型包括：泥晶白云岩、泥页岩、白云质泥岩、泥质白云岩、泥膏岩、膏质泥岩、粉砂岩共七种岩性。储层的孔隙类型主要有原生孔隙、次生孔隙、裂缝。孔隙类型以晶间孔隙发育为主。通过对普通薄片,阴极发光片及扫描电镜鉴定发现,研究区新下Ⅱ油组碳酸盐岩储层为中孔-特低渗储。4.储层控制因素的综合分析认为,沉积环境和沉积相是碳酸盐岩储层发育的主要控制因素,成岩作用对储层既有破坏作用又有促进作用、胶结作用和溶蚀作用类型。压实作用和白云石化作用降低储层的孔隙度和渗透率。溶蚀作用对储层孔隙有改善作用,提高储集物性。5.研究区烃源岩有机质丰度整体较高,有机质类型以Ⅱ2型为主,烃源岩热演化程度整体较低,新下Ⅱ油组主体处于低成熟热演化阶段。油源对比分析表明新沟地区新下Ⅱ油组原油为低熟原油,来源于本层段中下部低成熟的烃源岩,而与老新油田和拖市油田原油有较大差别。研究区NE部靠近总口向斜方向,烃源岩成熟度相对较高,所生成的油气可以通过断层和高渗透层组成的输导体系运聚到构造高部位成藏。6.通过典型油藏解剖认为在研究区EN部构造相对低部位,油气主要是源储直接对接或邻近的非常规油气成藏模式。在研究区中部构造高点地区,属于常规的二次运移成藏模式。而在研究区南部地区成藏概率较小。
徐洁[3]（2012）在《新沟油田综合调整研究》文中进行了进一步梳理任何油藏都要经历含水上升、产量递减、剩余油零星分布这些必经阶段,因此必然要对油藏制定相应的开发技术政策。采取必要的开发调整措施,扭转产量递减和降低或减缓含水上升率,就有必要先对油藏的前期开发策略做出合理的评价,弄清油藏的开发历程和开发现状,找出开发过程中的矛盾所在,搞清剩余油分布情况,为后期的开发政策调整研究打下基础,以便于更高效的开发油藏。低渗透油藏共有的特点就是储层物性差、渗透率低、空隙结构复杂、原始含水饱和度偏高、储层的启动压力高、空隙介质流动复杂,因此也决定了低渗透油田开发水平低于高渗透水驱砂岩油藏。油田开发调整的思路一般首先以生产动态资料为基础,结合油田地质特征、储层性质及其分布规律、油藏水力学的再认识,以原油产量为变化为中心,查明各阶段油田储量动用状况和剩余储量的分布。其次以油层性质和流体性质为依据,将性质相近的油层划入同一系列,采用相同的井网、注水方式进行分析。然后对油田的主要增产措施如压裂、酸化、卡堵水、放大压差等进行总结,分析其对增加产量、提高储层动用程度及改善开发效果的,进一步改善及提高。最后以保证用最少的井数,最短的开发年限,最高的累积产油、最低的累积产水,合理的地层能量消耗为技术准则；以保证最少的投资,最低的生产费用,最大的利润为经济准则编制开发方案。新沟油田属低渗透油藏,油井大多压裂投产,受过去压裂工艺技术的限制,油井压裂改造规模偏小,再加上油井纵向上油层多、厚度小、层间差异大,且多为合压合采,使得主压开层单一,出力状况严重不均,非主力层储量动用程度较差。新沟油田过去按一套层系开发,油水井基本为合采合注,受层间差异和砂体展布影响,部分砂体井网欠完善,随着开发历程的不断延长,油水井井下技术状况也在逐步恶化,导致基础注采井网不完善的矛盾日益突出,油田开发效果逐年变差。因此,针对目前油田开发中存在的问题,利用上述思路选择合适的开发技术成了研究的重点,本文主要完成了一下的研究工作：1.利用新沟油田的生产动态资料和井史资料,弄清区块整体开发历史,划分开发阶段,弄清区块阶段开发目标、特点。分析油藏整体生产特征,包括产油、产液量变化规律、含水变化规律。分析区块注水开发过程,包括采油速度、采液速度、采出程度分析,稳产年限预测,递减率评价等。2.利用生产动态资料对油藏开发特征进行分析,包括对注水利用率和压力保持的评价,产量和含水变化规律分析,并通过水驱特征曲线以及适合水驱砂岩油藏的相关经验公式对区块采收率进行预测。以注水井为中心,分析油、水井关联性,弄清油井的见水方向,间接指导剩余油分布的认识。3.结合断层、沉积微相、非均质性等静态参数,从构造高部位剩余油、注采井网不完善形成的剩余油、水淹通道两侧及井间滞留区形成的剩余油、层间剩余油分布规律、层内剩余油分布规律等几个方面去分析剩余油；结合油藏动态分析和地质特点,利用ECLIPSE数值模拟软件拟合区块和单井开发动态,定量分析剩余油和油层储量丰度的分布特点；通过以上方法弄清剩余油的分布模式和特点以及影响因素,对油藏开发潜力进行分析评价。4.就目前开发开发状况,分析综合调整的必要性。对目前注水开发的分析提出不稳定注水试验。针对现状,对合理井网进行论证。还对合理注采比的确定,合理地层压力的确定,单井经济极限产量、储量控制进行研究。5.对目前区块采用的油井转注、打调整井、调剖、压裂等措施效果进行分析评价,找准适合本区块的增产措施。针对目前新沟油田开发现状,通过调整、井层的注采对应关系、水驱方向、钻调整井等几个方面来调整油田的注采系统,完善注采对应关系。本文的成果：通过动、静态资料分析油田的水驱效果,结合ECLIPSE数值模拟软件定量的分析剩余油分布,结合油田实际情况,对油田井网调整方法进行优选,这对高含水油田后期开发调整保持油田高产稳产和合理有效开发具有重要的现实意义。
谷金柱[4]（2011）在《分井网拟合在数值模拟中的应用》文中研究说明油田进入高含水阶段,为了保证产量,在不同阶段开发了大量的加密井,如何评价各个阶段加密井对油田的影响变得十分重要。探讨了分井网拟合技术在数值模拟研究中的必要性,论述了分井网拟合方法（基础井网拟合、一次加密调整井网拟合、二次及三次调整井网拟合等）及分井网拟合技术在数值模拟中的应用。通过在大庆油田某区块的分井网模拟的应用,实例证明,分井网拟合在数值模拟中有着较好的实际应用效果。分井网调整将会更确切地评估各个加密阶段所起的作用,从而有针对性地进行新的开发方案的调整,为油田进一步提高采收率提供理论上的支持。
李菁[5]（2011）在《贝301区块调剖数值模拟研究》文中研究说明通过对贝301区块开发过程和现状的研究,建立三维地质模型,并结合数值模拟软件,与实际生产数据进行拟合,最终确定剩余油分布情况。在此基础上,对注采井组进行了调剖方案设计,调剖方式为浅调,并评价调剖效果,使现场应用更具有科学性。
张玮[6]（2011）在《裂缝性油藏岩石力学特性及其对水力压裂起裂的影响研究》文中指出随着我国勘探开发程度的不断加深,近年来新探明的油藏类型越来越复杂,特别是裂缝性油藏的探明储量不断增加。裂缝性油藏由于天然裂缝的存在,在开发中后期注水压力较高的情况下容易发生暴性水淹。目前,对水力压裂井的产能研究较多,而对天然裂缝发育油藏的岩石力学特性及其对水力压裂起裂的影响研究还较少,因此基于裂缝性油藏的岩石力学特性及其对水力压裂起裂的研究是十分必要的。文章首先针对东北某区块裂缝性油藏,永进某区块特深性油藏和塔河某区块碳酸盐岩储层三种油藏,运用动态试验法和静态试验法研究裂缝性油藏的岩石力学特性参数（弹性模量,泊松比等）,得出了裂缝性油藏的岩石力学特性规律;其次对天然裂缝的开启预测进行理论研究,得出天然裂缝开启和发展的条件和影响因素;对裂缝性岩石的开裂进行力学分析,得出对于有天然裂缝的裂缝性油藏在水力压裂时,当处于恰当的条件下,天然裂缝将早于水力压裂裂缝出现;由于存在天然裂缝的油藏的滤失量并不是恒定不变的,天然裂缝的存在很大程度地影响了压力降曲线改变,通过G函数的导函数在理论上分析预测天然裂缝。最后结合东北某区块,永进某区块和塔河某区块实际工程实例,结合存在天然裂缝和岩石力学特性不同,对支撑剂的导流能力和力学性能进行选择;结合岩石力学特性的不同,以及对压裂设备和管柱的承压要求的不同,合理指导选用压裂设备和管柱;通过测井资料可以获得压力降曲线,结合G函数的导函数预测天然裂缝,指导水力压裂。
程芳,姚凤英,陈秀兰[7]（2010）在《数值模拟方法在江汉油田低渗透油藏井网部署中的应用》文中研究指明通过对江汉油田低渗透油藏的调研分析,从江汉油田低渗透油藏布井方式受油藏封闭形式、沉积相和裂缝影响等因素出发,结合实际油藏属性数据,建立了三种理论模型:①受河道沉积控制呈条带状分布的低渗透油藏;②封闭小断块低渗透油藏;③裂缝性低渗透油藏。采用国内先进的非线性渗流三维二相数值模拟软件,优选了适合江汉油田不同特征低渗透油藏的合理井网部署方式。
郭立波,王新海,李治平,江山[8]（2010）在《LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整》文中研究说明通过对某研究区开发过程和现状分析,结合三维精细地质建模技术,对LDQ油藏进行了数值模拟研究,得到了储层各模拟层的剩余油分布特征;根据研究结果设计了开发调整方案,对比方案预测的结果,优选了更合理可行的调整策略,为研究区下一步挖潜提供了决策依据。
赵明国[9]（2008）在《特低渗透油藏CO2驱室内实验及数值模拟研究》文中研究指明随着我国油气勘探开发程度的不断提高,优质油气田的储量和产量逐年减少,低渗透油气田的储量和产量所占比例则逐年增大,已成为当前以及今后我国油气增储上产的主要资源。由于低渗透储层物性差,孔隙喉道细小,具有拟启动压力梯度等特点,注水压力高,吸水能力差,油井注水开发见效慢。油井见水后,产油和产液指数下降快,这给油田的稳产和增产造成了很大困难,如何有效开发特低渗透油藏是目前国内外面临的主要问题。本文针对大庆龙虎泡油田高台子特低渗透油藏,利用室内实验及数值模拟,开展特低渗透油藏CO2驱可行性研究。在模拟地层条件下,利用室内实验测定和相态方程计算相结合,研究了CO2驱后油气相态变化规律,随CO2注入量增加,地层油溶解油气比、饱和压力、体积系数、收缩率、平均溶解系数和膨胀系数增大,粘度和密度降低,泡点压力、露点压力、临界压力升高,临界温度降低,相态图两相区面积增大,等液量线的间隔增大。利用细管法测定原油与CO2的MMP为20.3MPa。在此基础上,进行了水驱、CO2混相驱和非混相驱油实验,结果表明:随着CO2注入压力增加, CO2突破时采收率、最终采收率、CO2换油率、CO2注入能力逐渐地增大;CO2突破后,生产气油比增加,压力越高,生产气油比越大;CO2混相驱采收率高于水驱,非混相驱采收率低于水驱;注气能力与注水能力之比为16.463以上。利用一系列实验研究了高台子地层CO2驱油机理,定量提出了某些机理对驱油效率的贡献值。将CO2注入油层后,原油及束缚水中溶解大量的CO2,在地层条件下,原油粘度降低36.73%,原油体积膨胀20.53%,束缚水体积增加5.97%;当地层压力降低后,CO2形成游离气,产生膨胀能;随着CO2注入压力增加,油层条件下的气驱时油气界面张力下降;根据驱替压差和驱出流体体积的曲线,确定特低渗透油藏多相流时水驱启动压力梯度为CO2驱的2.9倍,注入CO2可降低地层的启动压力;CO2驱后,岩石孔隙结构发生变化,渗透率提高4%13%,岩石亲水性增强;改善相对渗透率,气相端点相对渗透率比水相端点渗透率低2.58倍以上,气油两相区范围高于水油两相区。根据龙虎泡油田高台子油层试验井区地质特征、井网状况及开发现状,应用PETREL地质建模软件建立了相控地质模型。采用Eclipse中的组分模型对CO2注入方式、井网部署、注采压力、注采方式等进行了模拟。推荐方案为:井网加密方式采用井间加密,反九点法同步连续注气;注气压力为30MPa以上;采油井流压控制在23MPa左右。推荐的CO2驱方案模拟10年内采收率可达到33.07%,较水驱方案可提高20%以上。可见,大庆龙虎泡油田高台子特低渗透油藏采用CO2驱是可行的。
孙华[10]（2008）在《特低渗透油藏的稳态产能及弹性采收率预测》文中研究说明低渗透油气藏是我国重要的油气资源,其中特低渗透油藏的动用程度比较低。大量实验研究表明:低渗透油藏具有启动压力梯度和压力敏感性特征,其渗流过程为非线性渗流。为了更好的对特低渗透油藏进行开发,就要对其生产潜力进行评价,而目前的很多产能方程并不能完全适合该类油藏,本文首先根据特低渗透油藏的岩心实验结果分析了特低渗透油藏产能的影响因素,以低渗透油藏的渗流理论为基础,建立了完整的单相稳定渗流的数学模型,推导了考虑不同影响因素的特低渗透油藏的一维单向、平面径向、球面向心稳定渗流的产能解析公式。用同一个特低渗透油藏作为实例,结合推导出的产能公式进行计算,讨论并分析了各非线性因素对产能的影响,并对这些多因素影响下的三者的产能曲线进行了对比分析,证实了在相同的生产条件下,单向渗流更具有优越性。其次,本文从启动压力梯度和压力敏感性角度出发,给出了人工垂直裂缝井的稳态产能表达式,并分别考虑了渗透率各向同性和渗透率各向异性的情况,分析了裂缝、启动压力梯度、压敏效应等对产能的影响。再次,本文以特低渗透油藏的平面径向流为例推导了弹性采收率预测公式,并通过核算经济极限日产油量,确定出相应的采收率极限值预算,为这类油藏的开发提供了一定的指导意义。
二、拖市低渗透油藏数值模拟研究（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、拖市低渗透油藏数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）广华—黄场地区潜43油组储层特性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 区域地层特征 |
| 2.3 盐构造构造样式及演化特征 |
| 第3章 盐湖沉积低渗透油藏油层再认识研究 |
| 3.1 低渗透油气藏开发 |
| 3.2 盐湖沉积低渗透油藏概况 |
| 3.3 储层沉积及砂体展布特征 |
| 第4章 储层非均质性 |
| 4.1 储层非均质性分类指标 |
| 4.2 层内非均质性 |
| 4.3 平面非均质性 |
| 4.4 层间非均质性 |
| 第5章 制定有效厚度标准 |
| 5.1 “四性”关系研究 |
| 5.2 有效厚度物性标准 |
| 5.3 有效厚度电性标准 |
| 第6章 老井复查及储量计算 |
| 6.1 老井复查 |
| 6.2 储量复算 |
| 6.3 储量计算结果 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（2）新沟地区新下Ⅱ油组法气富集规律及有利区预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与思路 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第2章 地质背景分析 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 研究区勘探现状 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 地层特征 |
| 第3章 储层特征与控制因素 |
| 3.1 沉积相类型及特征 |
| 3.2 岩石学特征 |
| 3.3 储集空间类型 |
| 3.4 储层物性特征 |
| 3.5 储层控制因素 |
| 第4章 烃源岩特征及油源分析 |
| 4.1 烃源岩评价 |
| 4.2 原油物性及地球化学特征 |
| 4.3 油源对比 |
| 第5章 油气富集规律及有利区预测 |
| 5.1 油气成藏条件 |
| 5.2 典型油藏解剖 |
| 5.3 油气成藏模式 |
| 5.4 油气富集规律 |
| 5.5 有利区域预测 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（3）新沟油田综合调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第2章 油田概况 |
| 2.1 油田地质特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 小层划分与储层展布规律 |
| 2.5 储层物性 |
| 2.6 流体性质 |
| 2.7 油藏油层温度和压力系统 |
| 2.8 开发状况 |
| 第3章 开发动态分析 |
| 3.1 开发指标动态分析 |
| 3.2 注水开发效果评价 |
| 3.3 含水上升规律分析 |
| 3.4 注水井组状况分析 |
| 3.5 压力保持状况分析 |
| 第4章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 油藏数值模拟研究 |
| 4.2 油藏剩余油分布规律 |
| 4.3 油藏剩余油分布特征 |
| 第5章 综合调整方法与技术界限研究 |
| 5.1 综合调整的原则 |
| 5.2 注水方式选择 |
| 5.3 合理注采比确定 |
| 5.4 合理井网论证 |
| 5.5 合理地层压力的确定 |
| 5.6 单井经济极限产量、储量控制研究 |
| 第6章 综合调整方案研究 |
| 6.1 油田开发中存在的问题 |
| 6.2 综合调整建议 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（4）分井网拟合在数值模拟中的应用（论文提纲范文）
| 1 精细数值模拟技术 |
| 2 分井网拟合的必要性和方法探讨 |
| 2.1 拟合的必要性 |
| 2.2 分井网拟合的方法 |
| 2.2.1 基础井网的拟合 |
| 2.2.2 一次加密调整井网的拟合 |
| 2.2.3 二次及三次加密调整井网的拟合 |
| 3 分井网拟合在大庆油田的应用 |
| 3.1 基础井网调整 |
| 3.2 一次加密井网调整 |
| 4 结论 |
（5）贝301区块调剖数值模拟研究（论文提纲范文）
| 1 油藏开发概况 |
| 2 模拟模型的建立 |
| 2.1 地质模型的建立 |
| 2.2 流体模型的建立 |
| 3 历史拟合 |
| 4 剩余油分布 |
| 5 调剖方案设计 |
| 5.1 调剖选井 |
| 5.2 调剖方案设计 |
| 5.3 调剖效果预测 |
| 6 结论 |
（6）裂缝性油藏岩石力学特性及其对水力压裂起裂的影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 裂缝性油藏 |
| 1.1.1 裂缝性油藏的特点 |
| 1.1.2 裂缝性油藏的裂缝特性参数及其测定方法 |
| 1.1.3 本文研究的三种油藏 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 裂缝性油藏岩石力学特性研究 |
| 2.1 岩石的变形类型及特征 |
| 2.2 岩石的力学特性 |
| 2.2.1 东北某区块岩石力学特性测定 |
| 2.2.2 永进某区块岩石力学特性测定 |
| 2.2.3 塔河某区块岩石力学特性测定 |
| 2.3 岩石力学特性总结 |
| 2.4 影响岩石力学性质的主要因素分析 |
| 第三章 裂缝性油藏裂缝开启和预测的理论研究 |
| 3.1 天然裂缝的开启预测 |
| 3.2 裂缝性岩石开裂的力学分析 |
| 3.3 G函数导数判断地层是否存在天然裂缝 |
| 第四章 裂缝性油藏水力压裂的研究 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 影响水力压裂裂缝扩展的因素 |
| 4.3 天然裂缝和岩石力学特性对东北某区块裂缝性砂岩油藏影响 |
| 4.3.1 天然裂缝对支撑剂选择影响 |
| 4.3.2 压裂G函数对天然裂缝的预测 |
| 4.3.3 压裂净压力对天然裂缝预测 |
| 4.4 天然裂缝和岩石力学特性对永进某区块超深、超致密性油藏影响 |
| 4.4.1 岩石力学特性对永进某区块地层破裂压力和压裂设备的影响 |
| 4.4.2 岩石力学特性和天然裂缝对支撑剂选择的影响 |
| 4.4.3 岩石力学特性和天然裂缝对水力压裂的影响 |
| 4.5 天然裂缝和岩石力学特性对塔河盐酸盐岩油藏的影响 |
| 4.5.1 岩石力学特性对塔河某区块压裂设备的影响 |
| 4.5.2 天然裂缝对TK658 井的影响 |
| 4.6 天然裂缝和岩石力学特性对油藏影响的总结 |
| 结论与展望 |
| 结论 |
| 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（7）数值模拟方法在江汉油田低渗透油藏井网部署中的应用（论文提纲范文）
| 1 前言 |
| 2 理论模型的建立与模拟器的选择 |
| 3 优选适应性井网 |
| 3.1 受河道沉积控制呈条带状分布油藏注采井网优化 |
| 3.2 封闭式小断块油藏注采井网优化 |
| 3.3 裂缝性砂岩油藏注采井网优化 |
| 4 结束语 |
（9）特低渗透油藏CO2驱室内实验及数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 概述 |
| 1.1 低渗透油田分类及特征 |
| 1.1.1 低渗透油田分类 |
| 1.1.2 特低渗透油藏的基本特点 |
| 1.1.3 特低渗透油藏开发技术 |
| 1.2 国内外应用CO_2 驱开发的研究与实践 |
| 1.2.1 国外应用CO_2 驱开发的研究与实践 |
| 1.2.2 国内应用CO_2 驱开发的研究与实践 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 地层油相态实验研究 |
| 2.1 龙虎泡油田高台子油层流体性质 |
| 2.2 地层油高压物性实验研究 |
| 2.2.1 实验仪器及设备 |
| 2.2.2 实验用油气 |
| 2.2.3 地层油高压物性参数的测定 |
| 2.2.4 注入气对地层油高压物性的影响 |
| 2.3 注气后地层油相态研究 |
| 2.3.1 实验过程 |
| 2.3.2 地层油相态图的理论计算 |
| 2.3.3 高台子油层地层油注入CO_2 相态特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 原油与CO_2最小混相压力研究 |
| 3.1 CO_2/油最小混相压力测定方法综述 |
| 3.1.1 升泡仪法确定MMP |
| 3.1.2 蒸汽密度法确定MMP |
| 3.1.3 界面张力法确定MMP |
| 3.1.4 细管方法确定MMP |
| 3.1.5 测量最小混相压力方法的比较 |
| 3.2 细管实验测定最小混相压力 |
| 3.2.1 实验材料 |
| 3.2.2 实验设备及流程 |
| 3.2.3 实验过程 |
| 3.2.4 气体驱油的结果与分析 |
| 3.3 原油与CO_2 最小混相压力预测 |
| 3.3.1 原油与CO_2 最小混相压力预测方法综述 |
| 3.3.2 龙虎泡油田高台子油层原油与CO_2 最小混相压力预测 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 CO_2驱油启动压力及相对渗透率曲线研究 |
| 4.1 CO_2 驱油启动压力 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验仪器及流程 |
| 4.1.3 实验原理 |
| 4.1.4 实验过程 |
| 4.1.5 实验结果及分析 |
| 4.2 气油相对渗透率曲线测定 |
| 4.2.1 实验条件 |
| 4.2.2 实验仪器及流程 |
| 4.2.3 实验过程 |
| 4.2.4 气驱相对渗透率实验数据处理 |
| 4.2.5 相对渗透率曲线特征 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 CO_2驱油实验 |
| 5.1 实验条件 |
| 5.2 实验仪器及流程 |
| 5.3 实验过程 |
| 5.4 CO_2 驱效果分析 |
| 5.5 水、气驱替效果对比 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 CO_2 驱油机理研究 |
| 6.1 原油粘度降低 |
| 6.2 原油膨胀 |
| 6.3 溶解气驱 |
| 6.4 抽提作用 |
| 6.5 增加束缚水饱和度 |
| 6.6 混相效应 |
| 6.7 降低界面张力 |
| 6.7.1 界面张力的测定原理 |
| 6.7.2 测定方法 |
| 6.7.3 实验结果 |
| 6.8 降低地层启动压力 |
| 6.9 改变岩石孔隙结构 |
| 6.9.1 实验条件 |
| 6.9.2 实验方法 |
| 6.9.3 实验结果 |
| 6.10 岩石润湿性变化 |
| 6.10.1 实验条件 |
| 6.10.2 实验过程 |
| 6.10.3 润湿性的计算和评价 |
| 6.10.4 实验结果 |
| 6.11 本章小结 |
| 第七章 CO_2驱油数值模拟研究 |
| 7.1 试验区选择 |
| 7.1.1 试验区选择原则 |
| 7.1.2 试验区的选定 |
| 7.2 试验区概况 |
| 7.2.1 地质概况 |
| 7.2.2 开发简况 |
| 7.3 试验区地质特征 |
| 7.3.1 地质特征 |
| 7.3.2 储集层物性特征 |
| 7.3.3 储层非均质性 |
| 7.3.4 流体性质 |
| 7.3.5 温压系统 |
| 7.3.6 储量计算 |
| 7.4 油藏模型建立 |
| 7.4.1 高台子油层相控地质模型 |
| 7.4.2 数值模型 |
| 7.4.3 流体PVT 参数及拟合结果 |
| 7.4.4 历史拟合 |
| 7.5 剩余油分布 |
| 7.6 油藏工程设计 |
| 7.6.1 井网加密方式 |
| 7.6.2 注气方式 |
| 7.7 注采参数设计 |
| 7.7.1 注气井和采油井工作制度 |
| 7.7.2 注采方式 |
| 7.8 气驱后剩余油分布 |
| 7.9 推荐方案及其开发指标预测 |
| 7.10 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间完成的科研工作及发表的学术论文 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）特低渗透油藏的稳态产能及弹性采收率预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 产能研究方法 |
| 1.2.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及关键技术 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 关键技术 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 特低渗透油藏的渗流机理和基本特征 |
| 2.1 特低渗透油藏的渗流机理 |
| 2.1.1 特低渗透储层多孔介质的影响 |
| 2.1.2 特低渗透油藏的流体特征 |
| 2.1.3 特低渗透油藏的流动状态 |
| 2.2 特低渗透油藏的基本特征 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 特低渗透油藏产能的影响因素 |
| 3.1 压力敏感性对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.1.1 特低渗透油藏渗透率的压力敏感性 |
| 3.1.2 压敏效应对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.2 启动压力梯度对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.2.1 启动压力梯度 |
| 3.2.2 启动压力梯度对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.3 裂缝对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.4 毛管力对特低渗透油藏产能的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 特低渗透油藏的稳态产能 |
| 4.1 渗流的三种基本几何形式 |
| 4.2 特低渗透油藏渗流时常用的方程 |
| 4.3 考虑启动压力梯度的特低渗透油藏的稳态产能 |
| 4.3.1 考虑启动压力梯度的特低渗透油藏平面单向流的稳态产能 |
| 4.3.2 考虑启动压力梯度的特低渗透油藏平面径向流的稳态产能 |
| 4.3.3 考虑启动压力梯度的特低渗透油藏球面向心流的稳态产能 |
| 4.3.4 三种渗流形式下受不同因素影响的产能对比分析 |
| 4.4 考虑启动压力梯度和压敏效应的特低渗透油藏的稳态产能 |
| 4.4.1 考虑启动压力梯度和压敏的特低渗透油藏平面单向流的稳态产能 |
| 4.4.2 考虑启动压力梯度和压敏的特低渗透油藏平面径向流的稳态产能 |
| 4.4.3 考虑启动压力梯度和压敏的特低渗透油藏球面向心流的稳态产能 |
| 4.4.4 三种渗流形式下受不同因素影响的产能对比分析 |
| 4.5 特低渗透油藏人工垂直裂缝井的稳态产能 |
| 4.5.1 考虑启动压力梯度且渗透率各向同性时的稳态产能 |
| 4.5.2 考虑启动压力梯度且渗透率各向异性时的稳态产能 |
| 4.5.3 同时考虑启动压力梯度和压敏时的稳态产能 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 特低渗透油藏的弹性采收率预测 |
| 5.1 油藏弹性采收率预测 |
| 5.2 特低渗透油藏平面径向流弹性采收率预测 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、拖市低渗透油藏数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]广华—黄场地区潜43油组储层特性研究[D]. 黄宇婷. 长江大学, 2018(12)
- [2]新沟地区新下Ⅱ油组法气富集规律及有利区预测[D]. 陈江贻. 长江大学, 2015(04)
- [3]新沟油田综合调整研究[D]. 徐洁. 长江大学, 2012(01)
- [4]分井网拟合在数值模拟中的应用[J]. 谷金柱. 石油规划设计, 2011(06)
- [5]贝301区块调剖数值模拟研究[J]. 李菁. 内蒙古石油化工, 2011(12)
- [6]裂缝性油藏岩石力学特性及其对水力压裂起裂的影响研究[D]. 张玮. 中国石油大学, 2011(11)
- [7]数值模拟方法在江汉油田低渗透油藏井网部署中的应用[J]. 程芳,姚凤英,陈秀兰. 江汉石油职工大学学报, 2010(02)
- [8]LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整[J]. 郭立波,王新海,李治平,江山. 油气田地面工程, 2010(03)
- [9]特低渗透油藏CO2驱室内实验及数值模拟研究[D]. 赵明国. 大庆石油学院, 2008(03)
- [10]特低渗透油藏的稳态产能及弹性采收率预测[D]. 孙华. 中国石油大学, 2008(06)