一、复杂断块非均质油藏滚动开发方法探讨（论文文献综述）
史雪冬[1]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中研究说明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。
魏梦园[2]（2019）在《复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究》文中研究说明复杂断块油藏是是我国油田开发中占重要位置的一类油藏,目前投入开发的地质储量和年产油量约占全国总量的1/3。复杂断块油藏储层构造特征复杂,断层非常发育,储层内部往往分布着许多错综复杂的交叉分布的断层,导致复杂断块油藏储层被断层分割成大小不同的断块,使复杂断块油藏地下储层非均质性严重。因此,分析研究复杂断块油藏的产能计算评价及影响因素对此类油藏的开发具有非常重要的意义。具体来说,本文主要开展了以下几个方面的工作:在对复杂断块油藏基本地质特征调研的基础上,总结断块油藏的分类以及不同类型断块油藏的地质特征。根据油藏渗流基本理论,分析完全封闭断块油藏和半封闭断块油藏一口油井的压降传播,推导产能计算公式,并从断块形状、断块面积以及油井在断块油藏中的位置等方面来分析油井产能的变化规律,同时建立适用于复杂断块油藏的产能评价方法。研究表明,对于完全封闭断块油藏,油井越靠近中心位置、断块形状越接近圆形、生产压差越大、断块面积越小,油井产能越大;对于半封闭边水断块油藏,断块面积越小、沿边水方向上长度越小,油井越靠近断块油藏中心位置或两平行断层中间位置,油井产能越大。针对多层合采的断块油藏,以层间干扰系数定量判别多层合采层间干扰程度,总结层间干扰影响的地质及开发因素,确定层间干扰系数的求取方法,研究计算断块油藏多层合采时的产能,可以有效预测油藏多层合采时不同含水阶段油井的产能。根据等效渗流阻力方法,研究多层合采断块油藏的极限注采压差以及对应的合理液量界限,多层合采断块油藏的液量必须小于该液量界限,并分析知合理液量界限随渗透率差异的减小而增大。采用油藏数值模拟方法,对复杂断块油藏的影响因素及多层合采层间干扰问题进行分析。研究发现,模拟结果与油藏工程理论分析产能变化规律基本相同,多层油藏合采划分开发层系时,应尽量保证中、高渗主力层的开发不受干扰,对于层间干扰严重的多层油藏,应重新细分开发层系进行开发。在实际开发应用中,还应考虑经济成本因素,综合对比方案,结合油田情况确定最佳开采方式。
高敏[3]（2019）在《断块油藏高含水期水动力学开发方式优化研究》文中认为断块油藏进入高含水开发期,经过长期注水开发,地层中形成固定的水流通道。低油价下,如何通过注采调整,改变地下压力场,改变水驱方向,强化弱波及区,是断块油藏降本增效的难点。水动力学开发方式是低油价下水驱油藏提质增效的一种主要手段。水动力学开发方式是指在井网相对固定情况下,不额外增加投资和成本,利用最经济的水驱开发方式,通过改变注采参数,改变油藏内部水压驱动方式,达到改变地下流场、降水增油和降本增效目的的技术。针对断块油藏类型和开发现状,建立典型层块油藏模型及剩余油富集模式,采用油藏数值模拟技术对不同类型剩余油的动用范围及动用程度进行研究。在水动力学开发方式规范和分类的基础上,明晰不同水动力学开发方式提高采收率的机理。通过对水动力学开发方式的影响因素（包括油井距断层距离、倾角和水体倍数）研究,形成一套与断块油藏特征相适应的水动力学开发模式。确定不同水动力学开发方式参数定量化政策界限以及优化方法,为高含水期断块油藏的开发提供技术支持。研究结果表明,现河断块油藏剩余油富集类型主要包括:断层夹角控制型、高部位断层控制型、物性控制型和井网控制型。周期注水、周期采油和注采耦合开发方式能增大剩余油动用范围和动用程度。断层发育油藏水驱开发时,油井离断层越远,水动力学开发方式提高采出程度的程度越高;无边、底水油藏更适用于水动力学开发方式;水动力学开发方式对倾斜油藏具有很好的适应性。定量化确定了周期注水和周期采油开发时的周期界限,短注长停的周期注水工作制度、长采短停的周期采油工作制度更适合油田开发。
修春红[4]（2019）在《曲堤油田曲104-斜3块层系细分重组优化研究》文中研究指明经过多年注水开发,许多老油田含水已进入中高含水期,储层的纵向和平面上的非均质性影响加剧,原来的层系划分和井网部署已不能适应相应阶段提高采收率的要求,因此进行高含水期层系重组和井网优化是油田开发中后期的首要任务。曲堤油田是以多薄层岩性复杂断块为主的油藏,具有层多层薄、岩性为主、非均质性强、断块碎小的地质特点,目前的采出程度19.1%,综合含水达到82.6%,处于高含水期。经过近20年的合采合注,储量动用程度低,层间动用差异大,层间干扰严重,即使储层物性相当也因注采时间及强度不同层间仍存在开采特征差异大,层间干扰严重的问题。以静态为基础,动态为主导进行细分重组是现阶段曲堤油田调整的主要工作,通过调研类比、理论分析、实践经验形成了动静结合、相似重组、因层制宜的层系细分重组调整模式。通过研究表明中高含水期层系细分重组能有效减缓层间动用差异,在层系细分重组过程中融入动态开发的因素,是中高含水期层系细分重组的有效划分方式,更能适应因多年开发造成的储层物性、流体相对渗透率等的变化。这一做法在曲堤油田已广泛应用,收到良好效果。
尚雄涛[5]（2019）在《断块油藏平面高耗水带的识别表征与治理》文中研究说明断块油藏在复杂的地质、储层和流体物性及生产开发因素的综合影响下,在高含水及特高含水开发阶段普遍发育平面高耗水带,严重制约水驱采收率进一步提高。因此,识别表征储层中的高耗水带,明确高耗水带的分布状况及发育程度,为进一步的治理提供依据,从而改善较差的储量动用程度和水驱开发效果,实现断块油藏的经济有效与合理开发。为识别表征高耗水带,基于油水两相渗流理论,应用数值模拟方法,建立含高耗水带储层的数值模型,模拟结果表明储层中发育高耗水带时,生产井含水率对无因次时间的导数曲线存在“双峰”特征。在此基础上,对含水率导数特征进行影响因素分析及敏感性评价,明确主控因素,进而确定了高耗水带的评价指标和分级方法,基于实际油藏参数,绘制了断块油藏平面高耗水带识别图版,从而建立了一套基于含水率导数曲线“双峰”特征的断块油藏平面高耗水带识别和评价流程。分析了不同断块类型、油藏部位和开发阶段的高耗水带分布规律,研究了“改变液流方向”治理方法,为高耗水带的治理提供依据。论文提出的识别表征方法,通过引入无因次时间,实现了注采井的关联,体现出注入动态对生产井含水率的影响。应用时只需要注采井的生产动态资料,具有易于实施、不影响生产及实现了对高耗水带的定性识别和定量评价等优点。将该识别表征和治理方法应用于实际区块,取得良好的应用效果。
陈红伟[6]（2019）在《水驱油田井网加密矢量化优化方法研究》文中提出矢量加密是与储层非均质性、渗透率各向异性及开发特征相匹配的开发调整方案的核心之一,能够使油藏实现均衡和高效的驱替。现有的矢量加密方案制定中,驱替程度表征指标不统一,且缺少有效表征注采方向驱替程度的矢量参数,矢量化开发概念尚未充分体现。同时,高含水期油田的平面及纵向非均质性较强,针对多井型开发的多层水驱油藏矢量加密方案的设计方法仍有待深入研究。此外,传统的研究方法和手段难以实现井网加密矢量开发方案的自动、高效寻优,制约了矢量开发理论在实际油藏的应用。因此,基于矢量开发理念,以实现最大化均衡水驱为目标,开展水驱油田井网加密矢量化优化理论与方法研究,对于指导水驱油田井网加密方案的制定具有重要意义。基于油藏工程原理与渗流力学理论,推导了适用于水驱油藏整个开发阶段的驱替程度表征指标,综合考虑了储层非均质性、渗透率各向异性及开发参数的影响,构建了计算简单、具有矢量性、用于油田井网加密设计的驱替矢量参数;在此基础上,结合泰尔指数理论,从平面、纵向、整体多角度建立了水驱油藏均衡驱替程度评价方法,并探究了均衡驱替程度评价结果与油藏开发效果的关系。考虑到水驱油藏井网加密矢量化优化问题中优化变量数目未知、求解难以实现的问题,提出了分级优化的策略,先后开展水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化及加密井位精确方案矢量化优化。针对水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化问题,建立了适用于多井组开发的多层水驱油藏开发指标预测方法。基于均衡驱替程度评价结果和开发指标预测结果,以均衡驱替程度最大化和经济效益最优化为目标,建立了水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化数学模型,实现了加密井的数目、初级井位、注采井别及已有井的注采井别转换措施的优化。综合考虑井网加密初始方案矢量化优化问题的多目标、高维度、非线性、0-1规划等特点,构建了多目标二进制元胞猫群算法,提高了 Pareto解集的多样性,且算例测试结果表明了新算法在收敛性、解分布的多样性、广泛性和均匀性方面均具有优势。进而形成了一套水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化方法,并通过开展五点井网和反九点井网加密算例应用,验证了方法的可行性和可靠性。为了进一步精确优化加密井的井位参数,以均衡驱替程度最大化为目标,考虑了可行加密范围、最小井距、井身长度、方位角和井斜角等约束,建立了适用于直井、斜井、水平井开发的多层水驱油藏加密井位精确方案矢量化优化数学模型。综合考虑加密井位精确方案矢量化优化问题的高维度、多峰值、非线性等特点,构建了基于元优化的混合猫群-网格自适应全局寻优算法,兼顾了全局寻优和局部寻优,自动确定了最佳的算法控制参数,且算例测试结果表明了新算法具有较好的优化精度、收敛速度和稳定性。对比分析了直接拒绝法、修复法、静态惩罚函数法、动态惩罚函数法和自适应惩罚函数法对非线性约束条件处理的能力,筛选出自适应惩罚函数法来处理优化问题中的非线性约束条件。进而形成了一套水驱油藏加密井位精确方案矢量化优化方法,并对比分析了建立的加密井位优化方法和传统井位优化方法的优化结果和求解效率,发现在满足求解精度的基础上,加密井位精确方案矢量化优化方法能够大幅度地提高加密井的井位参数的求解效率。应用前述建立的水驱油藏井网加密矢量化优化方法,优化了矿场实例的加密井位,并通过对比实际方案和优化方案的开发效果,检验了建立的井网加密矢量化优化方法的可靠性。在此基础上,优化了2个矿场实例的矢量加密方案,并分别评价分析了优化前后的开发效果,为2个矿场实例的矢量加密开发调整提供指导。
郝宏达[7]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中指出在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
李松[8]（2018）在《特高含水期油藏措施调控优化方法研究》文中提出我国大部分油田长期经过注水开发,已进入高含水期甚至特高含水期阶段,特高含水期油藏则是今后油藏开发过程的重点。由于储层非均质性、开发方式和长期注水冲刷的影响,特高含水期油藏剩余油分布复杂,严重制约着油田后期剩余油的挖潜及相关调整措施。为改善油田开发效果,本文以油藏数值模拟计算结果为基础,建立了特高含水期油藏流场定量化表征方法和特高含水期油藏分区措施调控划分方法,并对各类分区特征进行了分析;建立了油藏流场调控模式和油藏各分区指标定量统计方法,并对主要区域开发政策进行研究;建立了特高含水期油藏措施调控优化数学模型,利用最优化理论结合智能算法求解数学模型得到各类参数的最优解;最终形成水驱油藏特高含水期措施调控优化软件,便于高效、快捷地开发特高含水期油藏。基于油藏静态参数与动态参数耦合得到油藏剩余储量丰度场和渗流速度场分别表征油藏潜力场和流体流动状态场,将两种场分别进行参数判定,最终相互叠加形成油藏各类分区;研究了特高含水期油藏分区演变规律,并对影响参数进行研究。在此基础上,建立了油藏自动划分区域技术以及分区指标定量统计技术,对油藏各种区域的面积和剩余可采地质储量进行统计,为各类区域开发政策研究提供依据。建立特高含水期油藏措施调控优化数学模型,根据各类分区的开发特征建立约束条件,考虑经济因素,采取净现值作为其目标函数;利用最优化理论结合智能算法,求解特高含水期油藏措施调控优化数学模型,得到各区域内不同开发方式条件下的各类参数的最优解。以特高含水期分区措施调控方法和最优化方法理论为指导,编制一款以油藏数值模拟结果为基础的外部接口软件,其组成有读取油藏数据库模块,构建油藏模型模块,自动油藏分区统计模块以及油藏措施优化调控模块,实现特高含水期油藏措施自动优化调控过程,提高措施优化效率。
唐华[9]（2018）在《金湖凹陷油藏流场控制因素及调整技术研究》文中认为金湖凹陷是江苏油田第二大含油凹陷,从研究分析来看细分加密潜力有限,下步主要依靠流场的转变来提高开发效果。为此本项目在流场特性分析的基础上,对流场变化的主控因素进行了分析,并探讨了优势流场的识别方法,提出了变流场的技术对策,为下步流场转变提供了技术支持。论文研究认为,高含水油藏流场调整更加关注流场的非均质性与可变性,从金湖凹陷储层非均质性评价结果来看,不同类型油藏的流场非均质性整体较强,部分单元存在裂缝或微裂缝,进一步加剧了储层的非均质性,整体看纵向非均质比平面非均质强;从金湖凹陷流场可变性来看,水驱油藏进入高含水期之后,粘土矿物含量下降3%左右,平均孔喉比增加1倍,渗透性整体变好,非均质系数增加,非均质性增强。从影响流场因素分析来看,纵向非均质性越强,流场分布的差异越大,低渗层动用越差,平面非均质是控制油水平面运动的主要因素也是控制流场分布的主要因素。综合评价认为,纵向非均质性、开发程度、平面非均质性、井网井型及油水粘度比对流场的影响较大,而油藏形态、含油带的宽度、地层倾角等参数影响相对较小。论文研究认为适合金湖凹陷小断块油藏优势流场的识别方法主要有动态关联法、模糊综合评判法与流线模拟法。在流场特征及影响因素研究的基础上,提出了适合金湖凹陷变流场的技术对策,主要包括油水井矢量调配、改变液流方向、调剖堵水、不稳定注水、提液、注采耦合等多种技术。其中,油水井矢量调配、改变液流方向潜力最大,适用油藏的储量分别占到金湖凹陷高含水油藏储量的30%左右。
郭文敏[10]（2016）在《特高含水期注采调控水动力学方法研究》文中研究说明我国多数油田已经步入特高含水阶段,对于剩余油分布的研究以及如何改善提高井网对剩余油的控制状况是特高含水阶段提高采收率方法的核心内容。本文以特高含水期剩余油微观、宏观分布机理、注采井网剩余油控制状况、水动力学控制改善对策为主线,利用渗流力学、油藏工程、数值模拟和物理模拟基本方法,建立了剩余油从微观平衡到宏观控制,以改善水驱控制强度为目标的特高含水期注采调控水动力学方法。（1）微观上基于毛细管数学模型,建立了考虑倾角的单毛细管、并联毛细管及岩心毛细管的水驱油过程数学模型,并利用实验证明了数学模型的正确性;研究结果表明,在持续注水阶段,剩余油处于细毛细管中,只有在构造低部位注高部位采且低速的特定条件下,才可能产生粗毛细管剩余油;当特高含水阶段取消注采压差时,细毛细管中剩余油将运移到粗毛细管中并形成顶部剩余油聚集。（2）在特高含水期微观剩余油基础上,用二维可视化物理模拟实验,研究了不同非均质下的水驱油过程以及剩余油分布,从宏观可视化角度进一步研究特高含水期在不同非均质下的注入水波及特征和剩余油分布规律,总结了9类非均质条件下的水窜特征及相应的剩余油潜力区;（3）在特高含水期剩余油微观平衡机理、宏观分布基础上,针对特高含水期部分油水井被迫关停,利用油水渗流数学模型,引入J函数,建立了油水再聚集数学模型;确定了特高含水阶段有利于形成剩余油富集区的政策界限;油水再聚集方法的建立弥补了目前数值模拟毛管力与物性无关的不足,能够更好地描述特高含水阶段地下油水的再聚集作用,借助微观机理提高了剩余油的宏观认识程度,深化了剩余油的研究方法。（4）针对宏观剩余油分布,基于渗流力学基本原理,建立了考虑储层物性、井网井距、注采动态的注采井网水驱控制强度计算方法;研究了不同非均质条件下剩余油水驱控制强度,从井网注采关系和注采井液量变化两个角度研究了水动力学注采调控技术在特高含水阶段的适用性;结果表明高注低采时井网和液量两种水动力学方法均可有效改善剩余油富集区的水驱控制状况,而低注高采时仅井网调整可以实现有效改善。（5）综合“剩余油再聚集方法”+“水驱控制强度”+“井网、液量调整技术”,形成了特高含水期水动力学调控技术,并将该技术应用到实际区块,预测结果表明该技术的使用可以取得了良好的调整效果。
二、复杂断块非均质油藏滚动开发方法探讨（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、复杂断块非均质油藏滚动开发方法探讨（论文提纲范文）
（1）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 |
（2）复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究（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 |
| 1.2.1 复杂断块油藏的开发研究现状 |
| 1.2.2 直井产能的研究现状 |
| 1.2.3 多层合采的研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 复杂断块油藏基本特征及分类 |
| 2.1 断块油田概念 |
| 2.2 断块油藏地质特征 |
| 2.2.1 地质构造 |
| 2.2.2 基本地质特点 |
| 2.3 断块油藏分类内容与基本特点 |
| 2.3.1 断块油藏分类内容 |
| 2.3.2 几种主要类型断块油藏的地质特点 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 复杂断块油藏直井产能研究 |
| 3.1 基本直井产能理论研究 |
| 3.1.1 定产量直井产能理论 |
| 3.1.2 对于变产量生产问题的研究 |
| 3.2 完全封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.2.1 产能公式的推导 |
| 3.2.2 产能影响因素 |
| 3.3 半封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.3.1 产能公式的推导 |
| 3.3.2 产能影响因素 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 复杂断块油藏产能评价研究 |
| 4.1 单相流油藏产能评价 |
| 4.1.1 稳定产能评价 |
| 4.1.2 非稳定产能评价 |
| 4.2 多相流油藏产能评价 |
| 4.2.1 多相流稳定产能评价 |
| 4.2.2 多相流非稳定产能评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 断块油藏多层合采产能研究 |
| 5.1 断块油藏多层合采层间干扰现象及产生因素 |
| 5.1.1 多层合采井的层间干扰现象 |
| 5.1.2 层间干扰因素 |
| 5.2 层间干扰系数的定义与求取新方法 |
| 5.2.1 层间干扰系数定义 |
| 5.2.2 层间干扰系数求取 |
| 5.3 多层合采存在层间干扰的产能研究 |
| 5.3.1 渗透率级差影响的层间干扰 |
| 5.3.2 层间干扰产能公式的推导 |
| 5.3.3 实例简析 |
| 5.4 多层断块油藏不同合采方式的产能研究 |
| 5.5 多层合采断块油藏合理液量界限研究 |
| 5.5.1 渗流阻力计算 |
| 5.5.2 极限压差计算 |
| 5.5.3 合理液量界限理论计算 |
| 5.5.4 实例计算与影响因素分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 产能影响因素及多层合采层间干扰分析 |
| 6.1 单一因素分析 |
| 6.1.1 油井位置离断层距离 |
| 6.1.2 油井位置离边水距离 |
| 6.1.3 断块面积 |
| 6.1.4 含油层层数 |
| 6.1.5 层间渗透率差异 |
| 6.2 复合因素分析 |
| 6.3 合采开发层系方案对比分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间的学术成果 |
（3）断块油藏高含水期水动力学开发方式优化研究（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 |
| 1.2.1 断块油藏开发研究现状 |
| 1.2.2 水动力学开发方式提高采收率机理研究现状 |
| 1.2.3 水动力学开发方式影响因素研究现状 |
| 1.2.4 水动力学开发方式政策界限研究现状 |
| 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 典型层块油藏模型建立及剩余油分布研究 |
| 2.1 现河复杂断块区层块样式以及剩余油富集模式 |
| 2.2 典型层块储层油藏数值模拟概念模型建立 |
| 2.2.1 夹角控制型剩余油典型层块油藏数值模拟模型建立 |
| 2.2.2 高部位断层控制型剩余油典型层块油藏数值模拟模型建立 |
| 2.2.3 井网控制型剩余油典型层块油藏数值模拟模型建立 |
| 2.3 断块油藏饱和度特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 不同类型剩余油的动用范围及动用程度 |
| 3.1 断层夹角控制的剩余油有效动用范围及动用程度 |
| 3.1.1 断层夹角控制的剩余油有效动用范围 |
| 3.1.2 断层夹角控制的剩余油有效动用程度 |
| 3.2 高部位断层控制的剩余油有效动用范围及动用程度 |
| 3.2.1 高部位断层控制剩余油有效动用范围 |
| 3.2.2 高部位断层控制的剩余油有效动用程度 |
| 3.3 井网控制的剩余油有效动用范围及动用程度 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 水动力学开发方式提高采收率机理研究 |
| 4.1 水动力学开发方式分类 |
| 4.2 水动力学开发方式提高采收率机理的理论分析 |
| 4.2.1 弹性力作用机制 |
| 4.2.2 毛管力作用机制 |
| 4.2.3 压力场变化 |
| 4.3 注采耦合提高采收率机理研究 |
| 4.3.1 特高含水后期复杂断块油藏流场特征研究 |
| 4.3.2 剩余油动用程度 |
| 4.4 对角交错开关提高采收率机理研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 水动力学开发方式适配的油藏条件及参数优化方法研究 |
| 5.1 不同水动力学开发方式效果的影响因素分析 |
| 5.1.1 概念模型建立 |
| 5.1.2 油井距断层距离 |
| 5.1.3 倾角 |
| 5.1.4 水体倍数 |
| 5.2 不同水动力学开发方式适用条件 |
| 5.3 水动力学方法参数定量化界限确定 |
| 5.3.1 水动力学方法参数敏感性分析 |
| 5.3.2 合理液量定量化政策界限研究 |
| 5.3.3 水动力学开发方式注采周期定量化界限研究 |
| 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 |
（4）曲堤油田曲104-斜3块层系细分重组优化研究（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 |
| 1.2.1 剩余油研究现状 |
| 1.2.2 层系细分重组现状 |
| 1.2.3 合理井网研究现状 |
| 1.2.4 高含水期合理注采强度研究现状 |
| 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 曲 104-斜3块油藏地质特征 |
| 2.1 油气田概况 |
| 2.2 勘探开发历程 |
| 2.3 油藏地质特征 |
| 2.3.1 地层特征 |
| 2.3.2 构造特征 |
| 2.3.3 储层特征 |
| 2.3.4 油藏特征 |
| 2.3.5 储量计算及评价 |
| 2.4 地质模型建立 |
| 第3章 曲 104-斜3块开发状况 |
| 3.1 开发历程及现状 |
| 3.1.1 开发历程 |
| 3.1.2 开发现状 |
| 3.2 开采特征 |
| 3.2.1 产液能力 |
| 3.2.2 产油能力 |
| 3.2.3 注水能力 |
| 3.2.4 含水上升规律 |
| 3.3 开发状况及效果评价 |
| 3.3.1 开发状况 |
| 3.3.2 开发效果评价 |
| 3.4 油藏数值模拟 |
| 3.5 存在问题及潜力 |
| 第4章 层系细分重组的优化 |
| 4.1 开发方式论证 |
| 4.2 调整原则 |
| 4.3 开发调整技术经济政策 |
| 4.3.1 开发层系 |
| 4.3.2 井网部署 |
| 4.3.3 合理压力保持水平 |
| 4.3.4 单井产能 |
| 4.3.5 配注 |
| 4.4 方案设计 |
| 4.4.1 曲 104-斜303块 |
| 4.4.2 曲 104-313 块 |
| 4.4.3 曲 104-斜302块 |
| 4.4.4 曲 104-斜3断块区井网叠合图 |
| 4.4.5 新钻井及措施井工作量 |
| 4.5 指标预测 |
| 4.5.1 产能 |
| 4.5.2 合理产液量 |
| 4.5.3 含水上升率 |
| 4.5.4 递减率 |
| 4.5.5 配注 |
| 4.5.6 采收率 |
| 4.5.7 主要指标对比 |
| 4.5.8 数值模拟进行优化 |
| 4.5.9 指标预测 |
| 4.6 方案实施效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的成果 |
| 致谢 |
（5）断块油藏平面高耗水带的识别表征与治理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 高耗水带形成机理研究现状 |
| 1.2.2 高耗水带识别方法研究现状 |
| 1.2.3 高耗水带治理方法研究现状 |
| 1.2.4 高耗水带识别和治理方法存在的问题 |
| 1.3 论文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 断块油藏平面高耗水带的含水率及其导数特征分析 |
| 2.1 断块油藏基本特征 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层和流体物性特征 |
| 2.1.3 生产开发特征 |
| 2.2 断块油藏平面高耗水带的定义及模型建立 |
| 2.2.1 高耗水带的定义 |
| 2.2.2 高耗水带模型的建立 |
| 2.3 含高耗水带断块油藏含水率及其导数特征 |
| 2.3.1 生产井含水率导数的确定方法 |
| 2.3.2 生产井含水率及其导数特征 |
| 2.3.3 变生产方式下生产井含水率及其导数特征 |
| 2.3.4 变生产制度下生产井含水率及其导数特征 |
| 2.4 含高耗水带断块油藏含水率及其导数的影响因素分析 |
| 2.4.1 地质因素分析 |
| 2.4.2 流体因素分析 |
| 2.4.3 开发因素分析 |
| 2.5 含高耗水带断块油藏含水率导数的敏感性评价 |
| 第3章 断块油藏平面高耗水带的识别表征研究 |
| 3.1 断块油藏平面高耗水带的评价指标和分级方法 |
| 3.1.1 高耗水带评价指标的确立 |
| 3.1.2 高耗水带分级方法的确立 |
| 3.2 断块油藏平面高耗水带的识别图版 |
| 3.2.1 高耗水带识别图版的建立方法 |
| 3.2.2 M断块油藏高耗水带识别图版的建立 |
| 3.3 断块油藏平面高耗水带识别与评价流程 |
| 第4章 断块油藏平面高耗水带的分布规律及治理方法研究 |
| 4.1 断块油藏不同断块类型高耗水带分布规律 |
| 4.1.1 高耗水带分布判断方法 |
| 4.1.2 数值模型的建立及高耗水带分布特征分析 |
| 4.2 断块油藏不同部位高耗水带分布规律 |
| 4.2.1 高耗水带分布判断方法 |
| 4.2.2 数值模型的建立及高耗水带分布特征分析 |
| 4.3 断块油藏不同开发阶段高耗水带分布规律 |
| 4.3.1 高耗水带分布判断方法 |
| 4.3.2 数值模型的建立及高耗水带分布特征分析 |
| 4.4 断块油藏平面高耗水带治理方法研究 |
| 4.4.1 高耗水带治理方法 |
| 4.4.2 改变注采井工作制度 |
| 4.4.3 调整注采井网 |
| 第5章 断块油藏平面高耗水带识别表征与治理实例分析 |
| 5.1 A区块平面高耗水带识别表征分析 |
| 5.1.1 I1井组高耗水带分布特征 |
| 5.1.2 I2井组高耗水带分布特征 |
| 5.2 A区块平面高耗水带治理效果评价 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）水驱油田井网加密矢量化优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 井网加密方式设计研究现状 |
| 1.2.2 加密井位设计研究现状 |
| 1.2.3 水驱油藏矢量开发研究现状 |
| 1.2.4 目前存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容及关键技术 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术难点 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 水驱油藏均衡驱替程度评价方法研究 |
| 2.1 水驱油藏驱替矢量参数的构建 |
| 2.1.1 驱替程度表征指标的推导 |
| 2.1.2 注采劈分单元确定方法 |
| 2.1.3 驱替矢量参数的构建 |
| 2.1.4 驱替矢量参数的可靠性论证 |
| 2.2 基于泰尔指数理论的均衡驱替程度评价方法 |
| 2.2.1 泰尔指数基本原理 |
| 2.2.2 水驱油藏均衡驱替程度评价方法 |
| 2.3 水驱油藏均衡驱替程度评价方法的可靠性检验 |
| 2.3.1 单井组单层非均质水驱油藏 |
| 2.3.2 多井组多层非均质水驱油藏 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化方法研究 |
| 3.1 水驱油藏开发指标预测方法 |
| 3.1.1 假设条件及基本步骤 |
| 3.1.2 注采单元劈分 |
| 3.1.3 开发指标预测 |
| 3.1.4 方法验证 |
| 3.2 水驱油藏井网加密初始方案矢量化优化数学模型 |
| 3.2.1 性能指标及目标函数 |
| 3.2.2 优化变量 |
| 3.2.3 约束条件 |
| 3.2.4 数学模型 |
| 3.3 模型求解算法研究 |
| 3.3.1 优化问题特征分析及求解算法初选 |
| 3.3.2 二进制猫群算法 |
| 3.3.3 元胞自动机 |
| 3.3.4 多目标二进制元胞猫群算法 |
| 3.3.5 典型多目标0/1背包问题中算法性能测试 |
| 3.4 算例应用 |
| 3.4.1 五点井网加密初始方案的优化 |
| 3.4.2 反九点井网加密初始方案的优化 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 水驱油藏加密井位精确方案矢量化优化方法研究 |
| 4.1 水驱油藏加密井位精确方案矢量化优化数学模型 |
| 4.1.1 性能指标及目标函数 |
| 4.1.2 优化变量 |
| 4.1.3 约束条件 |
| 4.1.4 数学模型 |
| 4.2 模型求解算法研究 |
| 4.2.1 优化问题特征分析及求解算法初选 |
| 4.2.2 猫群算法 |
| 4.2.3 网格自适应直接搜索算法 |
| 4.2.4 算法控制参数的元优化方法 |
| 4.2.5 基于元优化的混合猫群-网格自适应全局寻优算法 |
| 4.2.6 标准算例中算法性能测试 |
| 4.3 约束条件处理方法 |
| 4.3.1 线性约束条件处理方法 |
| 4.3.2 非线性约束条件处理方法 |
| 4.4 算例应用 |
| 4.4.1 加密井位精确方案矢量化优化方法的可靠性检验 |
| 4.4.2 非线性约束条件处理方法优选 |
| 4.4.3 加密井位优化问题中O-CSMADS算法性能测试 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 方法的可靠性检验及矿场应用 |
| 5.1 井网加密矢量化优化方法应用于矿场的可靠性检验 |
| 5.1.1 区块概况 |
| 5.1.2 加密井位优化 |
| 5.1.3 方法的可靠性检验 |
| 5.2 矿场应用1——H油藏 |
| 5.2.1 H油藏的区块概况 |
| 5.2.2 H油藏的加密井位优化 |
| 5.2.3 H油藏的开发效果改善情况分析 |
| 5.3 矿场应用2——S油藏 |
| 5.3.1 S油藏的二次井网加密初始方案优化 |
| 5.3.2 S油藏的二次加密井位优化 |
| 5.3.3 S油藏的开发效果改善情况分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论及建议 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简历 |
（7）边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 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 |
（8）特高含水期油藏措施调控优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 特高含水期油藏流场表征及划分方法 |
| 1.2.2 特高含水期油藏开发措施优化方法研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 油藏流场定量表征方法及分区判识研究 |
| 2.1 特高含水期流场定量化表征方法 |
| 2.2 特高含水期流场定量表征及分区划分方法 |
| 2.2.1 潜力场表征及潜力区划分方法 |
| 2.2.2 速度场表征及流体流动状态区划分方法 |
| 2.2.3 油藏综合分区 |
| 2.3 特高含水期油藏分区演变规律及影响因素 |
| 2.3.1 油藏分区演变的影响因素 |
| 2.3.2 均质油藏分区演变规律 |
| 2.3.3 非均质油藏分区演变规律 |
| 2.3.4 不同注采压差下非均质油藏分区演变规律 |
| 2.3.5 井网不完善对应的非均质油藏分区演变规律 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 油藏分区指标统计及技术政策研究 |
| 3.1 典型油藏分区调控实例 |
| 3.1.1 油藏实例基本参数 |
| 3.1.2 油藏分区措施划分方法 |
| 3.2 油藏分区指标定量统计 |
| 3.2.1 连片区域统计算法 |
| 3.2.2 各分区连片区域指标统计方法 |
| 3.2.3 自动划分区域与参数统计 |
| 3.3 油藏各区域开发政策 |
| 3.3.1 低速新井调控区的加密井开发政策 |
| 3.3.2 低速注采调控区的注采量开发政策 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 特高含水期油藏措施调控优化数学模型 |
| 4.1 油藏数值模拟技术 |
| 4.2 最优化方法理论 |
| 4.3 特高含水期油藏措施调控优化数学模型的建立 |
| 4.3.1 特高含水期油藏措施调控优化问题描述 |
| 4.3.2 特高含水期油藏措施调控优化的目标函数 |
| 4.3.3 特高含水期油藏措施调控优化的约束条件 |
| 4.3.4 特高含水期油藏措施调控优化数学模型建立 |
| 第五章 特高含水期油藏措施调控优化数学模型求解方法 |
| 5.1 特高含水期油藏井位优化数学模型的求解 |
| 5.1.1 鱼群算法概述 |
| 5.1.2 鱼群算法求解思路与步骤 |
| 5.1.3 实例应用 |
| 5.2 特高含水期油藏注采优化数学模型的求解 |
| 5.2.1 遗传算法概述 |
| 5.2.2 遗传算法求解思路与步骤 |
| 5.2.3 实例应用 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 水驱油藏特高含水期措施调控优化软件 |
| 6.1 软件编制 |
| 6.1.1 软件编制内容及程序结构设计 |
| 6.1.2 解析油藏数值模拟文件 |
| 6.2 实例分析 |
| 6.2.1 系统的主页面 |
| 6.2.2 构建油藏数值模型模块 |
| 6.2.3 油藏分区划分与统计模块 |
| 6.2.4 油藏措施优化模块 |
| 6.2.5 油藏生产数据分析模块 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士研究生期间取得学术成果 |
| 致谢 |
（9）金湖凹陷油藏流场控制因素及调整技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 项目来源和研究意义 |
| 1.2 国内外技术现状 |
| 1.3 技术研究内容及技术路线 |
| 1.4 取得的主要成果 |
| 第二章 油藏特征及流场变化 |
| 2.1 油藏类型 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.3 不同类型的油藏开发效果 |
| 2.4 开发过程中的流场变化 |
| 第三章 流场变化主控因素分析 |
| 3.1 构造因素对流场的影响 |
| 3.2 储层非均质性对流场的影响 |
| 3.3 油水粘度比对流场的影响 |
| 3.4 井网井型的影响 |
| 3.5 油藏流场随开发程度的变化 |
| 3.6 不同因素影响程度分析 |
| 第四章 优势流场识别 |
| 4.1 优势流场的分布特征及危害 |
| 4.2 优势流场的识别 |
| 第五章 流场调整方法技术 |
| 5.1 油水井的矢量调配 |
| 5.2 改变液流方向 |
| 5.3 调剖堵水 |
| 5.4 不稳定注水 |
| 5.5 提液开采技术 |
| 5.6 注采耦合 |
| 第六章 典型区块流场调整方法应用 |
| 6.1 高6断块概况 |
| 6.2 高6断块剩余油分布特征 |
| 6.3 高6断块调整对策 |
| 6.4 高6断块实施情况及效果分析 |
| 第七章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）特高含水期注采调控水动力学方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题依据与目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 特高含水期剩余油分布研究现状 |
| 1.2.2 油水再聚集平衡渗吸机理 |
| 1.2.3 注采井网水驱控制研究现状 |
| 1.2.4 特高含水期水动力学调整技术现状 |
| 1.2.5 目前存在的问题 |
| 1.3 论文研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 技术关键 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 论文创新点 |
| 2 毛细管微观剩余油分布机理研究 |
| 2.1 单毛细管水驱数学模型研究 |
| 2.2 单毛细管水驱实验验证 |
| 2.2.1 实验目的 |
| 2.2.2 实验设备及样品基本参数 |
| 2.2.3 垂直毛细管渗吸高度实验 |
| 2.2.4 水平毛细管渗吸速度实验 |
| 2.3 单毛细管渗吸速度影响因素分析 |
| 2.3.1 毛细管倾角影响规律 |
| 2.3.2 毛细管半径影响规律 |
| 2.3.3 原油粘度影响规律 |
| 2.3.4 原油密度影响规律 |
| 2.3.5 界面张力影响规律 |
| 2.3.6 润湿角影响规律 |
| 2.3.7 影响因素小结 |
| 2.4 等径并联毛细管水驱机理及剩余油分布研究 |
| 2.4.1 水湿毛细管水平驱替 |
| 2.4.2 油湿毛细管水平驱替 |
| 2.4.3 水湿毛细管低注高采驱替 |
| 2.4.4 油湿毛细管低注高采驱替 |
| 2.4.5 水湿毛细管高注低采驱替 |
| 2.4.6 油湿毛细管高注低采驱替 |
| 2.5 特高含水期剩余油再聚集力学机理及分布规律研究 |
| 2.5.1 水湿油藏水平运移力学平衡 |
| 2.5.2 水湿油藏倾斜运移力学平衡 |
| 2.5.3 油湿油藏水平运移力学平衡 |
| 2.5.4 油湿油藏倾斜运移力学平衡 |
| 2.5.5 油水平衡剩余油分布规律小结 |
| 2.6 特高含水期不等径毛细管油水再聚集实验验证 |
| 2.6.1 实验目的 |
| 2.6.2 实验设备与样品参数 |
| 2.6.3 油水再聚集实验研究 |
| 2.7 考虑分形维数的岩心毛细管模型 |
| 2.7.1 分形单毛细管模型建立 |
| 2.7.2 孔隙分形维数计算研究 |
| 2.7.3 渗吸实验结果对比 |
| 2.7.4 分形维数影响规律分析 |
| 3 特高含水期平面宏观剩余油分布研究 |
| 3.1二维可视化注水波及实验 |
| 3.1.1 实验目的与原理 |
| 3.1.2 实验基本参数 |
| 3.1.3 二维可视化模型制作 |
| 3.1.4 实验步骤 |
| 3.2 平面均质模型模拟实验结果分析 |
| 3.3 高渗(粗砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.3.1 高注100+30 模型实验结果 |
| 3.3.2 高注100+50+140 模型实验结果 |
| 3.4 低渗(细砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.4.1 低注140+70 模型实验结果 |
| 3.4.2 低注50+140+100 模型实验结果 |
| 3.5 中渗(中砂)注型模拟实验结果分析 |
| 3.5.1 中注50+100+140 模型实验结果 |
| 3.5.2 中注30+100+140 模型实验结果 |
| 3.6 高渗(粗砂)注跨条带型模拟实验结果分析 |
| 3.6.1 高注(跨中)30+70+140 模型实验结果 |
| 3.6.2 高注(跨高)100+50+140 模型实验结果 |
| 3.7 低渗(细砂)注跨条带型模拟实验结果分析 |
| 3.7.1 低注(跨中)140+100+50 模型实验结果 |
| 3.7.2 低注(跨高)140+30+100 模型实验结果 |
| 3.8 二维平面实验小结 |
| 4 停采单元再聚集剩余油数值模拟方法研究 |
| 4.1 油水重力毛管力平衡运移数学模型 |
| 4.1.1 基本渗流方程 |
| 4.1.2 渗吸数学模型建立 |
| 4.2 毛管力曲线数学模型 |
| 4.2.1 考虑饱和度及渗透率非均质的毛管力表征 |
| 4.2.2 毛管力方程导数关系 |
| 4.3 渗吸守恒饱和度差分方程及求解 |
| 4.4 再平衡数学模型与商用软件结果对比 |
| 4.4.1 模型基本参数 |
| 4.4.2 计算结果与商用软件对比 |
| 4.5 油水再聚集参数影响规律分析 |
| 4.5.1 停采时间影响规律 |
| 4.5.2 地层倾角影响规律 |
| 4.5.3 地层厚度影响规律 |
| 4.5.4 渗透率影响规律 |
| 4.5.5 原油性质影响规律 |
| 4.5.6 油水毛管力影响规律 |
| 4.5.7 油饱和度影响规律 |
| 4.5.8 停采单元挖潜政策界限 |
| 5 基于剩余油分布的水驱强度表征方法研究 |
| 5.1 注采井网水驱强度油藏工程方法研究 |
| 5.1.1 注采井网水驱强度概念的构建 |
| 5.1.2 渗流力学流线轨迹模型 |
| 5.1.3 近似流线轨迹模型 |
| 5.1.4 非均质模型渗透率表征 |
| 5.1.5 控制能力宏观曲率校正 |
| 5.1.6 注采夹角控制能力 |
| 5.1.7 矢量强度模型 |
| 5.2 注采井网水驱强度单元划分方法研究 |
| 5.3 均质模型注采井网水驱强度演化过程 |
| 5.3.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.3.2 均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.3.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.4 高注低采同向型井网控制强度及单元划分 |
| 5.4.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.4.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.4.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.5 高注低采异向型井网控制强度及单元划分 |
| 5.5.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.5.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.5.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.6 低注高采同向型非均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.6.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.6.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.6.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.7 低注高采异向型非均质油藏控制强度及单元划分 |
| 5.7.1 模型参数及数值模拟计算 |
| 5.7.2 井网控制水驱强度及单元划分评价 |
| 5.7.3 注采调控提高剩余油水驱强度 |
| 5.8 注采调控分析小结 |
| 6 特高含水期水动力学调控技术研究 |
| 6.1 井网调整技术 |
| 6.1.1 合理井网密度 |
| 6.1.2 关停井经济极限含水率 |
| 6.1.3 新井投产经济极限累计产油量 |
| 6.2 液量调整选井决策技术研究 |
| 6.2.1 非均质性评价方法 |
| 6.2.2 决策指标建立方法 |
| 6.2.3 水动力学调整提液选井决策因子 |
| 6.3 液量大小调整技术研究 |
| 6.3.1 含水后最大产液量测算 |
| 6.3.2 差异化液量调控方法 |
| 6.4 特高含水期注采调控水动力学技术 |
| 7 现场应用实例 |
| 7.1 区块概况及开发历程 |
| 7.1.1 区块概况及开发历程 |
| 7.1.2 储层流体性质 |
| 7.1.3 模型基本情况 |
| 7.2 油水再平衡剩余油分布 |
| 7.2.1 停采油水平衡后饱和度变化 |
| 7.2.2 停采油水平衡后饱和度 |
| 7.2.3 目前井网储量整体控制状况评价 |
| 7.3 井网调控完善性方案设计 |
| 7.3.1 直线井排井网完善性设计原则 |
| 7.3.2 井网完善部署方案设计 |
| 7.3.3 直井完善井网控制单元评价 |
| 7.3.4 水驱效果对比评价 |
| 7.4 工作制度优化设计 |
| 7.4.1 工作制度优化设计原则 |
| 7.4.2 周期注水注采水驱控制对比评价 |
| 7.4.3 交替注采完善井网方案设计 |
| 7.4.4 轮换注采方案设计及水驱控制 |
| 7.4.5 开发效果对比 |
| 7.5 液量调控差异化水驱优化设计 |
| 7.5.1 差异化水驱设计 |
| 7.5.2 差异化水驱开发效果预测 |
| 7.6 推荐方案 |
| 8 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 在学期间研究成果 |
四、复杂断块非均质油藏滚动开发方法探讨（论文参考文献）
- [1]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)
- [2]复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究[D]. 魏梦园. 西南石油大学, 2019(06)
- [3]断块油藏高含水期水动力学开发方式优化研究[D]. 高敏. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [4]曲堤油田曲104-斜3块层系细分重组优化研究[D]. 修春红. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [5]断块油藏平面高耗水带的识别表征与治理[D]. 尚雄涛. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]水驱油田井网加密矢量化优化方法研究[D]. 陈红伟. 中国石油大学(华东), 2019(01)
- [7]边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究[D]. 郝宏达. 中国石油大学(北京), 2018
- [8]特高含水期油藏措施调控优化方法研究[D]. 李松. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]金湖凹陷油藏流场控制因素及调整技术研究[D]. 唐华. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]特高含水期注采调控水动力学方法研究[D]. 郭文敏. 中国地质大学(北京), 2016(04)