一、孤东油田七区中不稳定注水适应性研究（论文文献综述）
张秋凯[1]（2020）在《特低渗油藏周期注水机理及应用研究》文中研究说明随着石油能源的需求和油藏开发的不断进行,常规油藏储量不断减少,特低渗油藏的高效开发成为我们面临的新问题。特低渗油藏在我国储量丰富,针对这种油藏难开发的特性,周期注水是一个提高特低渗油藏采收率的有效方法。周期注水能够在注水周期内改变地层的压力,形成较大的压力波动,增大地层波及体积,因此针对特低渗油藏进行理论研究和参数设计有重要意义。通过研究注采井间压力的变化,分析在周期注水两个阶段地层的驱替效果和波及体积。考虑特低渗油藏是整体均质、部分非均质的地层,在注水时总体为圆形,部分区域会发生突进,得到了周期注水的上半周期增压注入能够增大驱替面积,下半周期降压能够增大纵向波及体积的关键认识。分析第一周期,多个周期后两种不同情况时增压和降压阶段井间压力分布,地层流线分布及有效驱替压降,给出了最符合特低渗油藏的周期注水方案及参数。建立特低渗地层的理想模型,通过数值模拟在不同注水阶段进行周期注水,分析不同周期注水影响因素,优选了注水参数。进行周期注水室内实验,通过利用现场岩心来模拟特低渗油藏的实际情况,在理论的基础上进行实验设计,分析了周期注水两个不同阶段的转注时机、注水强度和注水周期对整个过程的影响,给出了能提高采油效率的更好方案。最后根据LPY地层的实际参数建立地层的实际模型,对周期的参数进行针对此区域的优化设计,对投产效果进行预测来分析实际生产时注水井注入压力、注水周期的参数,进而给出特低渗地层的最优周期注水方案。结果表明,此开发区域的最优方案为增注20天,降压60天,增注压力14MPa,降压2MPa。
郭文敏[2]（2016）在《特高含水期注采调控水动力学方法研究》文中认为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。
阮明龙[3]（2014）在《SH油田特高含水期不稳定注水提高采收率研究》文中指出我国陆地上多数注水开发油田经过长年累月的注水,已经进入了特高含水期。这时,油田的常规注水开发效果越来越差,日产油量很低、含水率很高,并且井网调整的余地十分小。这种进入特高含水期的老油田,剩余油还具有一定的挖掘潜力,但是在追求经济利益最大化的前提下已经不允许再增加大规模的投资以改善开发效果。因此,寻求一种适用于特高含水期油田的提高采收率方法十分必要。不稳定注水技术是一种不需要增加大量基础建设投资,具有投资少、易于实施、便于管理、见效明显、无环境污染等优点的有效方法。本文运用文献调研、理论研究和油藏数值模拟相结合的研究方法,以SH油田为研究对象,对特高含水期油田的不稳定注水机理、适用条件以及提高采收率方案进行研究。论文首先在前人地质建模数据的基础上,根据SH油田的生产动态资料等进行油藏生产历史拟合,得到SH油田的剩余油分布规律。接着在拟合好的地质模型基础上选取了三个典型井组对特高含水期不稳定注水机理进行研究,从宏观和微观上研究了毛管力与弹性力的作用,发现弹性力的作用略大于毛管力的作用。在敏感性因素研究中全面分析了特高含水期毛管力、弹性力、原油黏度、储层润湿性以及储层非均质性对不稳定注水效果的影响,以此得出了特高含水期油田进行不稳定注水的适用条件。同时利用三个典型井组模型对常规注水和不稳定注水的开发效果进行对比,论证了SH油田进行不稳定注水的可行性。最后论文根据SH油田剩余油研究成果和注水参数优化结果,提出了不同的不稳定注水提高采收率方案,并且通过预测得到：异步不稳定注水方案的开发效果优于同步不稳定注水方案的开发效果。论文的研究成果对特高含水期油田利用不稳定注水技术进一步提高采收率具有一定的指导意义。
邴绍献[4]（2013）在《基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究》文中进行了进一步梳理目前,我国大多数陆上油田开发都已经进入高含水甚至特高含水期。基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究对保持油田高产、稳产具有重大意义。本文通过对特高含水期油田的油水两相渗流特征、油藏工程方法、开发动态指标特征和提高水驱采收率方法研究,揭示了特高含水期油田不同于中高含水期油田的开发规律；分析了不同动力条件对驱油效率及相对渗透率的影响；改进了油水两相渗透率数据处理方法；研究了特高含水期油田的相渗比值表征新方法；发展了适合特高含水期的油藏工程方法；提出了特高含水期提高采收率的主攻技术方向与建议。这些成果丰富了油田开发理论,对指导油田经济有效地可持续开发具有重要意义。本文主要研究内容如下：1.开展了特高含水期油水两相渗流特征研究分析了已有的室内油水两相实验方法,并对两种方法进行了改进。从相渗曲线变化特征及相渗曲线影响因素两个方面,分析了特高含水期油水两相渗流特征。2.改进了特高含水期油藏工程方法提出了特高含水期油田的相渗数学表征新方法,并以此为基础改进了分流量曲线、水驱特征曲线、井网密度等油藏工程方法。3.开展了特高含水期油田开发动态指标特征研究分析了产量递减、含水上升、产液量变化、单井控制可采储量等特征及其影响因素。4.研究了特高含水期提高水驱采收率的主要技术方向分析了水驱油效率特征及影响因素,再认识了极限水驱油效率,并开展了提高采收率方法、技术及发展方向研究。
李林祥[5]（2013）在《孤东油田小油砂体提高采收率技术》文中研究说明孤东油田小油砂体为曲流河沉积,具有面积小、储层物性差、分布零散等特点,开发上具有注采对应率、地层压力、储量动用程度和采收率均较低的特点。为改善开发效果,应用了相变对比模式、河道砂体追踪描述、正演模型等技术精细刻画了小油砂体储层内部结构及展布规律;利用数值模拟技术对2类小油砂体6种开采方式的不同厚度储层进行了累积产油量经济界限评价,优化其开采方式,制定了与地质特点相适应的活性水吞吐、注采井网完善和不稳定注水等开发调整技术;研究了小油砂体、小钻机、小井眼和新工艺的"三小一新"配套钻采技术。通过相应技术实施,孤东油田小油砂体储量动用率提高59.1%,采收率提高14.8%。
王刚[6]（2011）在《非均质油藏不稳定注水实验及参数优化设计》文中提出本文以影响不稳定注水效果的注水参数优化设计为目标。在对国内外研究现状进行了深入分析的基础上,对影响不稳定注水提高采收率效果的各因素进行室内实验和数值模拟研究。首先,进行室内模拟实验研究。通过微观非均质模型的单相驱替实验,验证了不稳定注水比常规注水的驱替效果要好,同时得到原油粘度和注水参数的变化对不稳定注水效果的影响程度。在模拟层内纵向非均质油藏的实验研究中,在驱替采出端发现低渗透层在低注入期发生“倒吸”的现象,并且油藏非均质性越强,越早采用不稳定注水越好,反之则适合在晚期不稳定注水;非均质性相同,波动幅度越大,驱替效果越好;相对注水频率越小,驱替效果越好。其次,选取与影响不稳定注水效果的地质和开发因素等方面有关的12个参数,每个参数取3种水平,进行正交试验设计的数值模拟研究。共计27套试验方案,每一套方案在注采平衡的前提下分别采用常规注水和不稳定注水的方式,考查指标为不稳定注水比常规注水提高采收率的差值。通过直观极差分析方法,判断影响考查指标的各因素间的主次关系。通过方差分析方法,开发参数对试验结果影响显着,地质参数次之。根据影响因素的主次关系可以确定不稳定注水提高采收率的最佳方案,并验证最佳方案的试验效果。再次,通过对室内实验研究和正交试验设计的数值模拟研究结果的分析,深化不稳定注水的微观机理,并对影响不稳定注水效果的地质因素和开发因素进行分析。最后,确定不稳定注水的挖潜对象,明确不稳定注水的适用条件和可行性及实施原则,初步拟定了注水参数的优化设计方法。
綦惠丽[7]（2009）在《大庆杏南区PI油层组剩余油分布规律研究》文中研究表明高含水后期油田稳产的关键在于对剩余油分布规律的深入了解和再认识。本文介绍了国内外剩余油分布的研究现状及新进展,阐述了剩余油分布的研究方法及技术。剩余油分布研究主要分三个方面:剩余油形成与分布的地质控制因素和开发因素研究;剩余油分布规律的研究;剩余油分布准确预测和提高油田注水采收率对策研究。尤其在高含水时期,从宏观上看,储层内部非均质特征对剩余油分布具有较大的影响作用,本文主要从沉积相展布、储层平面、层内和层间非均质性对大庆油田杏南区PI组三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相进行了研究,得出了沉积相、储层非均质性和宏观剩余油分布关系。精细研究三角洲储层非均质性特征,可以认清剩余油分布规律,从而有效地指导油田开发的调整挖潜。从微观上看,储层内部孔隙结构特征影响到剩余油的分布,本文探讨了杏南区微观孔隙结构类型及相应的特点,指出微观剩余油的分布规律及影响因素。最后介绍了大庆油田杏南区开发状况及目前所面临的一些问题,及油藏注水开发状况,经过几十年的开采,大庆油田已进入高含水后期甚至特高含水期,地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。研究表明,砂体类型及特征可以控制宏观剩余油的分布规律。因此,精细研究储层砂体特征对准确确定剩余油富集区,搞清剩余油的分布状况,准确预测油层中剩余油、特别是其富集部位的分布状态,以及采用合理的开采方式和其它措施,以便有效地采出剩余油,提高油田注水采收率具有重要意义。
闫栋栋[8]（2009）在《非均质油藏不稳定注水微观机理研究》文中研究说明我国油田的储层以陆相砂岩沉积为主,非均质性明显。经过长期的注水开发后,地下已经形成了相对固定的注采连通对应关系。注入水总是沿着高渗层、段率先到达采油井底,水驱效率低。随着水驱程度的加深,地下注采状况更为复杂,油藏开发难度大。不稳定注水技术是一种针对非均质油藏的开发方法,其优势在于维持现有井网分布的前提下,通过改变生产工作制度而提高注入水的波及面积,降低产出液的含水率,提高原油的采出程度。目前对不稳定注水机理研究仅局限在现场实验,没有形成一套完整的理论,这就有必要对其进行进一步的研究,从而使其指导生产。非均质性的强弱直接影响着不稳定注水的效果。毛细管力与地层弹性力发挥的作用与地层的润湿性有关,在不稳定注水不同阶段发挥着不同的作用。根据不稳定注水机理建立了不稳定注水微观模型来模拟储层不同停注采半周期内采油量与采液量的关系。编写了周期注水微观机理分析程序,对其理论进行了验证,为今后不稳定注水实验提供新的研究方向。对取自我国东部某油田低流度油藏岩心进行了“气泡法”启动压力测试与单相渗流实验。实验表明,流度越低,启动压力梯度越高,且它们之间满足相关性非常高的乘幂变化关系。通过对岩心单相渗流实验得到的数据进行分析归纳,得到了其流体非线性渗流段启动压力梯度的计算式。对相渗特征曲线进行了渗流特征理论分析,得到了最小启动压力梯度与拟启动压力梯度的理论值及启动压力梯度与驱替压力梯度的关系函数。由非线性渗流区长度的数学表达式可知,流度越低,其非线性渗流区越宽。
王学忠,曾流芳,谷建伟,姚军,沈国峰[9]（2008）在《疏松砂岩油藏不稳定注水机理研究及矿场实践》文中提出孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组进行了不稳定注水试验,见到初步效果。1999年运用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法开展了不稳定注水机理研究,研究了油层非均质性、岩石润湿性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度、注水周期等因素的影响,表明孤东油田油藏适合开展不稳定注水,并确定了有关技术界限。在具体不稳定注水实施方案编制过程中,由于考虑的因素很多,采用正交法和模糊决策法优化参数设计。2001年以来在孤东七区西63+4等5个区块进行了整体不稳定注水,效果显着。
王学忠,谷建伟,曾流芳,姚军,沈国峰[10]（2008）在《孤东油田疏松砂岩油藏不稳定注水矿场实践》文中研究说明孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组不稳定注水试验,初步见效。1999年应用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法,对油层非均质性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度和注水周期等因素开展了不稳定注水机理研究,研究表明孤东油田适合不稳定注水。在试验初见成效和不稳定注水理论的支持下,2001年又在孤东七区西63+4等5个区块进行了整体不稳定注水,其应用效果表明,不稳定注水投资少、见效快、增油明显.对油藏条件要求宽,能够有效地减少无功注水、无功采液和挖掘剩余油潜力,是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术方法。
二、孤东油田七区中不稳定注水适应性研究（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、孤东油田七区中不稳定注水适应性研究（论文提纲范文）
（1）特低渗油藏周期注水机理及应用研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 周期注水机理研究 |
| 1.2.2 周期注水影响因素分析 |
| 1.2.3 矿场试验情况 |
| 1.3 存在的问题 |
| 1.4 研究内容和技术路线 |
| 11.4.1 研究内容 |
| 11.4.2 技术路线 |
| 第2章 特低渗油藏地质特征及注水开发现状 |
| 2.1 油田地质特征 |
| 2.1.1 油田地质概况 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.2 静态地质资料差异性分析 |
| 2.2.1 有效砂体空间分布特征分析 |
| 2.2.2 储层孔隙度空间分布特征分析 |
| 2.2.3 储层渗透率空间分布特征分析 |
| 2.2.4 储层初始含水饱和度空间分布特征分析 |
| 2.2.5 地质特征分区及评级 |
| 2.3 油藏开发现状 |
| 2.3.1 油藏开发历程 |
| 2.3.2 油藏开发现状 |
| 2.3.3 油井初开井生产特征 |
| 2.3.4 油井目前生产特征 |
| 2.4 LPY东区动态生产资料分析 |
| 2.4.1 区块产油特征的分析 |
| 2.4.2 区块产水特征分析 |
| 2.4.3 区块油水比特征分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 特低渗均质油藏周期注水渗流规律研究 |
| 3.1 第一周期储层渗流参数特征 |
| 3.1.1 增压阶段参数特征 |
| 3.1.2 降压阶段参数特征 |
| 3.2 多周期储层渗流参数特征 |
| 3.2.1 前五周期渗流参数特征 |
| 3.2.2 第六周期增注阶段参数特征 |
| 3.2.3 第六到第十周期渗流参数特征 |
| 3.3 周期注水特低渗油藏影响因素分析 |
| 3.3.1 地质模型 |
| 3.3.2 油藏参数选取 |
| 3.3.3 转注时机的影响 |
| 3.3.4 注水强度的影响 |
| 3.3.5 注水周期的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 特低渗油藏周期注水室内试验研究 |
| 4.1 实验装置与用品 |
| 4.1.1 实验装置 |
| 4.1.2 实验用品 |
| 4.2 实验流程 |
| 4.2.1 增压注入参数分析实验 |
| 4.2.2 降压注入参数分析实验 |
| 4.3 实验结果分析 |
| 4.3.1 增压注入实验结果分析 |
| 4.3.2 降压注入实验结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 实际油藏现场应用研究 |
| 5.1 油藏数值模拟实际模型 |
| 5.1.1 基础物性参数 |
| 5.1.2 油藏基础参数 |
| 5.1.3 油藏历史拟合 |
| 5.2 周期注水方案优化设计 |
| 5.2.1 注水周期优化设计 |
| 5.2.2 注水强度优化设计 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）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 |
（3）SH油田特高含水期不稳定注水提高采收率研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 论文的研究思路和研究内容 |
| 1.4 论文技术路线图 |
| 第2章 油田概况 |
| 2.1 油田地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 油藏压力与温度 |
| 2.1.4 渗流特征 |
| 2.2 油田开发状况 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 第3章 剩余油分布规律研究 |
| 3.1 模型的建立 |
| 3.1.1 网格定义 |
| 3.1.2 模拟层划分 |
| 3.2 数据的输入与选择 |
| 3.2.1 地质模型初始化参数 |
| 3.2.2 生产历史数据及完井数据 |
| 3.3 历史拟合 |
| 3.3.1 单元拟合 |
| 3.3.2 单井拟合 |
| 3.4 水淹特征评价 |
| 3.5 剩余油分布评价 |
| 3.5.1 平面分布特征 |
| 3.5.2 纵向分布特征 |
| 3.5.3 分布控制类型 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 特高含水期不稳定注水机理研究 |
| 4.1 不稳定注水机理 |
| 4.1.1 毛管力驱油机理 |
| 4.1.2 弹性力驱油机理 |
| 4.2 敏感性因素研究 |
| 4.2.1 毛管力 |
| 4.2.2 弹性力 |
| 4.2.3 原油黏度 |
| 4.2.4 储层润湿性 |
| 4.2.5 储层非均质性 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 特高含水期不稳定注水提高采收率研究 |
| 5.1 不稳定注水适应性研究 |
| 5.1.1 不稳定注水的适用条件 |
| 5.1.2 不稳定注水可行性论证 |
| 5.2 不稳定注水参数优选 |
| 5.2.1 注水周期 |
| 5.2.2 注水量波动幅度 |
| 5.2.3 注水方式 |
| 5.3 不稳定注水提高采收率方案 |
| 5.3.1 方案描述 |
| 5.3.2 方案计算条件 |
| 5.3.3 方案技术结果比较 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（4）基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究意义及目的 |
| 1.1.1 研究意义 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 特高含水期油田水驱开发特征研究 |
| 1.2.2 水驱油效率研究 |
| 1.2.3 油水两相渗流规律研究 |
| 1.2.4 水驱开发调整技术措施研究 |
| 1.3 研究内容、研究方法及研究关键 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及研究关键 |
| 1.4 取得的主要研究成果及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 第2章 特高含水期油水两相渗流特征及数学表征研究 |
| 2.1 特高含水期室内油水两相渗流实验研究 |
| 2.1.1 已有的室内油水两相实验方法 |
| 2.1.2 特高含水期油水两相实验数据处理方法 |
| 2.1.3 小结 |
| 2.2 特高含水期油水两相渗流特征及其影响因素分析 |
| 2.2.1 特高含水期油水两相渗流特征 |
| 2.2.2 影响油水两相渗流特征的动力因素分析 |
| 2.3 油水相对渗透率比值下弯时机及影响因素分析 |
| 2.3.1 油水相渗比值曲线下弯时机 |
| 2.3.2 油水相渗比值曲线下弯时机的影响因素 |
| 2.4 油水相对渗透率比值与含水饱和度关系的数学表征 |
| 2.4.1 已有的表征方法 |
| 2.4.2 新的表征方法的建立 |
| 2.4.3 实例应用分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 特高含水期油藏工程方法改进研究 |
| 3.1 改进的理论依据 |
| 3.2 基于KRO/KRW～SW非线性关系的油藏工程方法改进 |
| 3.2.1 改进的分流量曲线 |
| 3.2.2 改进的无因次采液指数 |
| 3.2.3 改进的驱油效率公式 |
| 3.2.4 改进的采出程度R与含水率FW关系式 |
| 3.2.5 改进的含水-含水上升率公式 |
| 3.2.6 改进的水驱特征曲线公式 |
| 3.2.7 改进的水驱特征曲线计算可采储量 |
| 3.2.8 改进后的水驱特征曲线应用实例 |
| 3.3 井网密度测算方法改进 |
| 3.3.1 已有的井网密度测算方法的不适应性 |
| 3.3.2 新方法的数学表征 |
| 3.3.3 实例分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 特高含水期油田开发动态指标变化特征研究 |
| 4.1 产油量递减特征 |
| 4.1.1 理论分析 |
| 4.1.2 影响因素 |
| 4.1.3 矿场特征分析 |
| 4.2 含水上升特征 |
| 4.2.1 理论分析 |
| 4.2.2 影响因素 |
| 4.2.3 矿场特征分析 |
| 4.3 产液量变化特征 |
| 4.3.1 理论分析 |
| 4.3.2 影响因素 |
| 4.3.3 矿场特征分析 |
| 4.4 阶段采出程度变化特征 |
| 4.4.1 理论分析 |
| 4.4.2 影响因素 |
| 4.4.3 矿场特征分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 特高含水期水驱提高采收率方法对策研究 |
| 5.1 水驱油效率影响因素分析 |
| 5.1.1 室内内因因素 |
| 5.1.2 室内外因因素 |
| 5.1.3 矿场分析 |
| 5.2 不同部位水驱油效率分析 |
| 5.2.1 均质油藏注采井间流线分布研究 |
| 5.2.2 注采井间流线间流量分配方法研究 |
| 5.2.3 基于岩心规模的沿流线过水倍数计算 |
| 5.2.4 均质油藏过水倍数及驱油效率分布特征分析 |
| 5.2.5 极限驱油效率认识 |
| 5.3 提高采收率技术方法对策研究 |
| 5.3.1 提液开发方法 |
| 5.3.2 层系井网调整技术 |
| 5.3.3 矿场应用实例 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 下步工作建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）孤东油田小油砂体提高采收率技术（论文提纲范文）
| 1 开发概况 |
| 1.1 小油砂体油藏地质特征 |
| 1.2 小油砂体开发特征 |
| 2 提高采收率技术 |
| 2.1 储层刻画技术 |
| 2.1.1 储层精细对比 |
| 2.1.2 井震结合 |
| 2.1.3 生产动态验证 |
| 2.2 开发技术政策 |
| 2.2.1 模型1开采方式优化 |
| 直井弹性开采 |
| 水平井弹性开采 |
| 直井单井吞吐 |
| 2.2.2 模型2开采方式优化 |
| 直井一注一采 |
| 直井一注二采 |
| 水平井一注一采 |
| 2.3 开发调整技术 |
| 2.3.1 注水吞吐 |
| 2.3.2 完善注采井网 |
| 注采井距 |
| 单砂体注采关系 |
| 2.3.3 不稳定注水 |
| 2.4 钻采技术 |
| 2.4.1 侧钻井技术 |
| 2.4.2 双靶点定向斜井 |
| 2.4.3 小井眼钻采技术 |
| 3 调整效果评价 |
| 4 结束语 |
（6）非均质油藏不稳定注水实验及参数优化设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题研究的目的和意义 |
| 1.2 不稳定注水研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容及方法措施 |
| 1.4 本章小结 |
| 第2章 不稳定注水实验研究 |
| 2.1 储层微观非均质模型注水实验 |
| 2.1.1 实验材料及设备 |
| 2.1.2 实验方案 |
| 2.1.3 实验结果分析 |
| 2.2 层内非均质模型注水驱替实验 |
| 2.2.1 实验材料及设备 |
| 2.2.2 不同非均质程度不同转注时机实验 |
| 2.2.3 不同驱替流量幅度实验 |
| 2.2.4 不同相对注水频率实验 |
| 2.2.5 实验结果分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 数值模拟研究 |
| 3.1 理想非均质油藏模型 |
| 3.1.1 模型建立 |
| 3.1.2 参数设计 |
| 3.2 不稳定注水方案设计 |
| 3.2.1 正交试验设计 |
| 3.2.2 效果评价 |
| 3.2.3 确定优选方案及验证 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 不稳定注水机理与影响因素研究 |
| 4.1 不稳定注水机理 |
| 4.1.1 不稳定注水过程中弹性力的作用 |
| 4.1.2 不稳定注水过程中毛细管力的作用 |
| 4.2 不稳定注水效果的影响因素 |
| 4.2.1 油藏地质因素 |
| 4.2.2 开发因素 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 不稳定注水参数优化设计 |
| 5.1 实施不稳定注水的原则 |
| 5.1.1 不稳定注水挖潜对象 |
| 5.1.2 不稳定注水的适用条件 |
| 5.1.3 可行性分析及实施原则 |
| 5.2 参数优化设计 |
| 5.2.1 优化参数的选择 |
| 5.2.2 注水周期 |
| 5.2.3 波动幅度 |
| 5.2.4 转注时机 |
| 5.2.5 相对注水频率 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间承担的科研任务与主要成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（7）大庆杏南区PI油层组剩余油分布规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 一、研究目的和意义 |
| 二、剩余油分布的国内外研究现状 |
| 三、剩余油分布的研究方法及技术 |
| 四、主要研究思路 |
| 五、所做工作及主要成果 |
| 第一章 研究区区域地质概况 |
| 1.1 研究区地质背景 |
| 1.2 构造形态及特征 |
| 1.3 区域沉积特征 |
| 1.4 开发背景 |
| 第二章 剩余油形成与分布的控制因素 |
| 2.1 地质因素 |
| 2.1.1 沉积微相 |
| 2.1.2 沉积单元 |
| 2.1.3 沉积韵律 |
| 2.1.4 渗透率差异 |
| 2.1.5 非均质性 |
| 2.1.6 储层孔隙结构 |
| 2.1.7 夹层 |
| 2.1.8 裂缝 |
| 2.1.9 微结构和封闭断层 |
| 2.2 开发因素 |
| 2.2.1 井网影响 |
| 2.2.2 岩石润湿性 |
| 2.2.3 指进发育程度 |
| 2.2.4 注入速度和注入方式 |
| 第三章 沉积特征及剩余油分布 |
| 3.1 沉积相类型及其识别标志 |
| 3.1.1 三角洲分流平原亚相 |
| 3.1.2 三角洲内前缘亚相 |
| 3.1.3 三角洲外前缘亚相 |
| 3.2 湖岸线、内外前缘线和砂岩尖灭线的识别特征 |
| 3.2.1 湖岸线的确定 |
| 3.2.2 内外前缘线的确定 |
| 3.2.3 砂岩尖灭线的确定 |
| 3.3 各种沉积微相的测井响应特征 |
| 3.4 沉积相展布特征分析 |
| 3.4.1 剖面沉积相分析 |
| 3.4.2 平面沉积相分析 |
| 3.5 湖岸线演化 |
| 3.6 沉积相与剩余油分布的关系 |
| 第四章 储层非均质性与剩余油分布研究 |
| 4.1 平面非均质性 |
| 4.1.1 平面非均质性研究内容 |
| 4.1.2 杏南区PI 油层组平面非均质性 |
| 4.2 储层层内非均质性 |
| 4.2.1 层内非均质性研究内容 |
| 4.2.2 杏南区PI 油层组层内非均质性 |
| 4.3 储层层间非均质性 |
| 4.3.1 层间非均质性研究内容 |
| 4.3.2 杏南地区层间非均质性研究 |
| 4.4 杏南区储层非均质性和剩余油分布关系研究 |
| 第五章 微观孔隙结构与剩余油分布 |
| 5.1 孔隙结构特征及分类 |
| 5.1.1 孔隙结构特征 |
| 5.1.2 孔隙结构分类 |
| 5.2 孔隙结构类型分布特征 |
| 5.3 不同孔隙结构中微剩余油分布特征 |
| 5.4 微剩余油分布影响因素分析 |
| 第六章 剩余油分布预测和提高注水油田采收率对策 |
| 6.1 杏南区油藏注水开发状况 |
| 6.2 大庆油田杏南开发区目前主要面临的问题 |
| 6.3 提高剩余油富集区预测精度 |
| 6.4 提高注水油田采收率对策 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（8）非均质油藏不稳定注水微观机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题立论依据 |
| 1.2 不稳定注水研究的意义 |
| 1.3 不稳定注水工艺研究的发展历程 |
| 1.4 课题的来源与本文的研究内容 |
| 第2章 不稳定注水适应性及驱油机理分析 |
| 2.1 不稳定注水地质模型 |
| 2.1.1 层内不稳定注水模型 |
| 2.1.2 层间不稳定注水模型 |
| 2.2 不稳定注水方式 |
| 2.2.1 交替注水 |
| 2.2.2 交替注采 |
| 2.2.3 间歇注采 |
| 2.2.4 间歇注水后间歇注采 |
| 2.3 不稳定注水效果影响因素 |
| 2.3.1 注水量的选择 |
| 2.3.2 注水的周期选择 |
| 2.3.3 注水量波动幅度 |
| 2.3.4 周期注水时机 |
| 2.3.5 油藏条件的影响 |
| 2.3.6 工作制度对注水效果的影响 |
| 2.4 不稳定注水驱油机理 |
| 2.4.1 不稳定注水过程中毛细管力的作用 |
| 2.4.2 不稳定注水过程中弹性力的作用 |
| 2.5 需进一步解决的问题 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 不稳定注水微观模型 |
| 3.1 单毛管驱油作用分析 |
| 3.1.1 单毛管作用力分析 |
| 3.1.2 单毛管驱油速度分析 |
| 3.2 模型的建立 |
| 3.3 毛管束模型不稳定注水驱油作用分析 |
| 3.3.1 假设条件 |
| 3.3.2 毛管束模型流体流速与油水界面位置 |
| 3.3.3 亲油毛管模型不稳定注水驱油作用分析 |
| 3.3.4 亲水毛管模型不稳定注水驱油作用分析 |
| 3.4 不稳定注水微观分析程序 |
| 3.4.1 程序开发环境 |
| 3.4.2 周期注水微观分析程序界面及功能简介 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 启动压力梯度研究 |
| 4.1 “气泡”法启动压力测试 |
| 4.1.1 实验原理 |
| 4.1.2 实验流程示意图 |
| 4.1.3 实验步骤 |
| 4.1.4 实验结果分析 |
| 4.2 岩心单相渗流实验 |
| 4.2.1 实验方法 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.2.3 实验结果分析 |
| 4.3 渗流特征曲线分析 |
| 4.3.1 渗流特征曲线分析 |
| 4.3.3 启动压力梯度与驱替压力梯度关系函数 |
| 4.3.4 非线性渗流区分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间承担的科研任务与主要成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（9）疏松砂岩油藏不稳定注水机理研究及矿场实践（论文提纲范文）
| 1 井组试验 |
| 1.1 单井单层单向不稳定注水 |
| 1.2 单井多层单向不稳定注水 |
| 1.3 多井多层单向不稳定注水 |
| 2 机理研究 |
| 2.1 基本原理 |
| 2.2 物理模拟 |
| 2.3 方案优化设计[5] |
| 3 规模实施 |
| 4 结 论 |
四、孤东油田七区中不稳定注水适应性研究（论文参考文献）
- [1]特低渗油藏周期注水机理及应用研究[D]. 张秋凯. 中国石油大学(北京), 2020
- [2]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)
- [3]SH油田特高含水期不稳定注水提高采收率研究[D]. 阮明龙. 西南石油大学, 2014(03)
- [4]基于特高含水期油水两相渗流的水驱开发特征研究[D]. 邴绍献. 西南石油大学, 2013(06)
- [5]孤东油田小油砂体提高采收率技术[J]. 李林祥. 油气地质与采收率, 2013(02)
- [6]非均质油藏不稳定注水实验及参数优化设计[D]. 王刚. 燕山大学, 2011(10)
- [7]大庆杏南区PI油层组剩余油分布规律研究[D]. 綦惠丽. 大庆石油学院, 2009(03)
- [8]非均质油藏不稳定注水微观机理研究[D]. 闫栋栋. 燕山大学, 2009(07)
- [9]疏松砂岩油藏不稳定注水机理研究及矿场实践[J]. 王学忠,曾流芳,谷建伟,姚军,沈国峰. 大庆石油地质与开发, 2008(03)
- [10]孤东油田疏松砂岩油藏不稳定注水矿场实践[J]. 王学忠,谷建伟,曾流芳,姚军,沈国峰. 石油地质与工程, 2008(03)