一、预交联颗粒凝胶调驱技术在文留油田文10块中的应用（论文文献综述）
杨长春[1]（2017）在《高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究》文中提出本文以哈得逊油田HD4CIII主力油层为研究对象,针对哈得逊油田高温（115℃）高盐（26.9×104mg/L）高钙镁离子（2.02×104mg/L）的恶劣油藏条件、水平井堵水的两大世界级难点问题,主要采用物理模拟实验的方法,对高温高盐油藏水平井稳油控水技术进行了较系统的研究。针对哈得逊油田高温高盐高钙镁离子条件对调堵剂性能的特殊要求,以解决调堵剂注入性与深部封堵能力之间的矛盾,形成了DCA（DVB-co-AM）微球、柔性微球和阳离子微球调堵剂。对DCA微球配方进行了优化;使用非常安全的水替代无水乙醇作为溶剂,利用乳液聚合的方法生产微/纳米DCA微球;改变丙烯酰胺单体的加量,实现了DCA微球亲水性能及自聚集性能的改变;DCA微球具有自聚集特性,在钙离子20000mg/L的模拟地层水中,形成粒径较大的“微球簇”;改变油相中A剂的加量,DCA微球粒径可在200nm102μm范围调控;实现了微球的工业化生产。对三类微球基本性能进行系统评价。DCA微球置于115℃环境180天和150℃环境103天后,结构没有发生降解,具有良好的高温热稳定性;微球材料在油藏温度下放置时间越长,对孔喉的封堵强度越高。从岩心采出端光学显微镜照片及不同位置端面扫描电镜可以看出:三类微球都能注入到油藏深部;实施封堵所用微球的总量仅为水流通道孔隙体积的10-3倍;以岩心注入端阻力系数及阻力系数分布为指标评价微球注入性,三类微球注入性均不是很理想,入口端堵塞“污染”严重,提出了就地聚合DCA（ISP-DCA）微球的技术思路;以岩心注入端残余阻力系数及沿程残余阻力系数分布为指标,三类微球封堵能力大小:DCA微球>阳离子微球>柔性微球;三类微球的残余阻力非均匀系数都大于1,注入端“污染”严重;ISP-DCA微球体系具有较好的注入性,残余阻力非均匀系数小于1;ISP-DCA微球在岩心沿程具有稳定的封堵能力且具有较好的耐冲刷性。攻克了高温乳化性能评价的瓶颈技术。研发了高温乳化动态测试仪,建立了油水乳化能力的评价指标参数乳化系数EI、乳液稳定性的评价指标参数半衰期t1/2,并提出了测试方法;在高温高盐油藏条件下,乳化调驱剂HA乳化系数EI为0.783;130℃条件下,乳化调驱剂HA仍具有较好的乳化能力;HA具有较好的注入性;为实现油藏中的就地乳化,提高表面活性剂溶液与原油的乳化能力为重要指标;剩余油饱和度、注入速度、渗透率是影响乳化调驱剂在油藏中就地乳化的主控因素;只要注入的乳化调驱剂RA-WT在油藏中与剩余油接触,可以形成乳状液,岩心沿程方向上各段阻力系数最高值达75。以解决避免生产井段污染与扩大封堵作用区域之间的矛盾,提出了高温高盐油藏水平井稳油控水技术方向为深部吞吐-堵水复合技术;研制了高温高压水平井模拟装置;实施乳化暂堵的模型降水增油效果明显,乳化助堵可扩大堵水有效作用范围;CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-（ISP-DCA）微球堵水技术方案提高采收率值最高为24.88%,推荐该技术作为哈得逊油田水平井稳油控水优先发展的技术方向;完成了高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案。
吴春林[2]（2017）在《几种典型调驱剂在SZ36-1油田的适应性评价》文中认为本文针对渤海油田目前应用的调驱技术效果差异大的问题,以SZ36-1油田为对象,采用室内实验的方法,以调驱剂的流变性、注入性、运移性、封堵性和驱油效果为指标,对AP-P4溶液、AP-P4凝胶、PPG与AP-P4复合体系在目标油田的适应性进行了综合评价。实验结果表明,在本实验条件下,三种调驱剂均具有良好的流变性能,其中AP-P4凝胶的增粘性能最好,PPG能够显着的增加PPG与AP-P4复合体系的粘弹性;同聚合物浓度下,三种调驱剂在多孔介质中都具有较好的注入性,AP-P4溶液的注入性优于AP-P4凝胶和PPG与AP-P4复合体系;在运移性能上,AP-P4溶液、PPG与AP-P4复合体系、AP-P4凝胶分别在距注入端40cm、30cm、20cm的范围内建立起一定的压力梯度;在封堵性能上,AP-P4凝胶的封堵性最好,PPG与AP-P4复合体系次之,AP-P4溶液相对较差;在驱油效果上,AP-P4溶液、AP-P4凝胶和PPG与AP-P4复合体系在水驱的基础上提高驱油效率的幅度分别为14.7%、17.4%、19.5%。综合上述各指标,PPG与AP-P4复合体系是目标油田理想的调驱剂。
袁成东[3]（2016）在《高温高盐油藏分散胶—表面活性剂驱油机理研究》文中研究指明塔河油田H碎屑岩油藏平均温度95℃,地层水总矿化度204672.24 mg/L,钙镁离子含量高达11480.34 mg/L,属于高温高盐油藏。储层渗透率主要集中在5.00～95.00 mD,渗透率变异系数1.09～1.45,非均质性严重,导致注水效率低,采出程度低（25.36%）,目前油井含水高达90%以上,如何改善水驱效果是油田开发面临的重要问题。合适的化学驱技术是改善水驱效果,提高原油采收率的有效手段,然而,如此恶劣的油藏条件使常规化学驱油体系的应用受到限制。针对油藏条件和注水开发问题,本文提出微尺度分散胶-表面活性剂驱油技术,通过分散胶渗透率非均质性调控作用和表面活性剂提高驱油效率作用进一步提高采收率。本文研究并形成了适合H油藏高温高盐条件的微尺度分散胶和新型阴-非离子表面活性剂体系。采用核磁共振、微观可视化模型和三维数字可视化大模型等先进实验手段,并结合常规的岩心驱替实验,研究了表面活性剂驱的影响因素,水驱和表面活性剂驱后剩余油的微观分布特征,降低界面张力和乳化作用对驱油的贡献和微观驱油机制;分析了分散胶在多孔介质中的运移规律和封堵模式,建立了分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸的量化匹配关系;研究了分散胶-表面活性剂驱过程中油水饱和度的分布变化,分析了分散胶-表面活性剂驱的提高采收率机理。通过上述研究,取得以下认识和成果:（1）新型阴-非离子表面活性剂AYF具有盐增效性,当表面活性剂浓度为0.2%时,在油藏条件下老化90d后,油水界面张力仍保持在10-3mN/m数量级,维持在超低水平。通过引入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和双尾型疏水单体,采用水溶液自由基聚合形成抗高温高盐吸水凝胶,通过干燥和多级粉碎技术制备了低成本的微尺度分散胶;分散胶在油藏条件下老化90d后仍可以保持较好的强度和韧性,转向压力为73.80 KPa（高于初始值70.80 KPa）,韧性指数为0.82;两种体系在高温高盐条件下具有良好的配伍性。（2）通过注入压力特征曲线分析和拟合,结合产出分散胶的物理性质分析,建立了分散胶在不同渗透率条件下的运移规律和封堵模式,将其划分为五种类型:进入端面-完全封堵型,变形或剪切破碎通过-形成封堵-深部运移型（又可分为较强封堵、一般封堵和弱封堵三种类型）和顺利通过-无效封堵-稳定渗流型;并以α=d10/d,β=d50/d,γ=d90/d作为特征系数,结合增压系数,建立了量化的分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸的匹配关系。（3）单岩心实验表明:在实验渗透率范围内（0.77～940.91 mD）,表面活性剂均可提高驱油效率,且随渗透率增加,驱油效率增加;表面活性剂驱过程中存在最佳注入速度,过低或过高均会显着影响驱油效率;岩石为中性润湿时表面活性剂驱油效率最高。（4）在不改变表面活性剂浓度和类型条件下,通过改变矿化度可获得五种不同界面张力水平（10.41 mN/m,2.77×10-1 mN/m,4.89×10-2 mN/m,2.41×10-3 mN/m 和1.44×10-4mN/m）的表面活性剂体系,且五种体系具有随界面张力降低,乳化作用逐渐变弱的特性。因而,在界定不同界面张力对驱油效率的贡献时,排除了乳化作用对驱油的影响,证实了界面张力越低,驱油效率越高,同时,明确了表面活性剂驱过程中降低界面张力的主导作用。（5）并联岩心驱油实验和核磁共振驱油实验表明:在一定非均质性条件下,低界面张力表面活性剂体系具有启动低渗透层剩余油的作用,其作用机理包括两方面:第一,降低油水界面张力,降低毛管阻力效应,进而降低高低渗透层流动阻力的差距;第二,降低水固界面张力和油水界面张力,使岩石更水湿,润湿角变小,进而降低粘附功。（6）微观可视化驱油实验表明降低界面张力和乳化作用启动和驱替残余油的机理不同:①界面张力高、乳化较强时,形成大量的乳化小液滴,液滴在液流携带下容易在大孔道中流动;乳化液滴变形能力差,易发生堵塞或堆积,可以起到一定的“瞬时”非均质性改善作用。②超低界面张力条件下,残余油会形成蝌蚪状的油滴,并在运移过程中被逐渐拉细、拉长,最终油水界面逐渐消失,呈现出类似油“溶”于水中的状态随液流流动;在超低界面张力作用下,驱油效率大幅提高。（7）三维数字可视化驱油实验表明,分散胶-表面活性剂驱的提高采收率机理主要包括以下四方面:①分散胶有效封堵高渗透通道,改善渗透率非均质性;②分散胶的深部运移在后续水驱过程中调整渗透率非均质性,使波及系数提高;③低界面张力条件下表面活性剂可有效提高低渗透区域的动用程度;④低界面张力表面活性剂体系可大幅提高洗油效率。分散胶-表面活性剂可提高采收率24.00%,显示了良好的驱油效果。本研究为高温高盐油藏提高采收率提供了一种新的技术和方法,对高温高盐油藏的高效开发具有实际意义;同时,研究结果对丰富表面活性剂驱油机理和分散胶在多孔介质中的运移及封堵机理具有重要的理论意义。
赵修太,陈泽华,陈文雪,马汉卿,翟东启,任增雷[4]（2015）在《颗粒类调剖堵水剂的研究现状与发展趋势》文中认为综述了无机颗粒、体膨颗粒和聚合物微球等颗粒类调堵剂的研究进展,包括堵剂配方、颗粒与地层孔喉匹配性的研究进展,剖析了研究与应用中存在的问题:无机颗粒不耐冲刷,有效期短;水膨体膨胀倍数高、膨胀速度快、强度和稳定性低,难与地层匹配;颗粒与地层孔喉匹配性的研究不能充分考虑诸多影响因素如颗粒类型和性质、颗粒级配、颗粒浓度和注入速度、地层非均质性等;且缺少充分考虑上述影响因素的理论模型。在此基础上,给出了颗粒类堵剂的研究方向和发展趋势:无机颗粒应复合其他材料使用;体膨颗粒的使用应根据需要引入橡胶、塑料、阳离子材料及耐温耐盐单体,且其粒径范围需要拓宽;颗粒与地层孔喉的匹配关系需要充分考虑多种影响因素,同时需要建立考虑多种影响因素和实际情况的理论模型;物理模拟也需要更切合渗流和地质条件。
夏燕敏,宋晓芳,于志省,苏智青,许汇,蔡红[5]（2014）在《聚丙烯酰胺微球的制备方法及其在油田调剖封堵中应用的研究进展》文中研究表明综述了聚丙烯酰胺微球的制备方法,包括反相乳液聚合法、反相微乳液聚合法、分散聚合法及反相悬浮聚合法。分析了各种方法的特点、影响聚合的工艺条件及所得聚丙烯酰胺微球的性能。介绍了聚丙烯酰胺微球在油田调剖封堵中的应用,不同粒径的聚丙烯酰胺微球适用于不同渗透率的油藏。未来的研究应加强数值模拟和分子设计以缩小聚丙烯酰胺微球在实验室研究与现场应用的差距。
李光辉[6]（2014）在《阳离子微球的制备及其与聚合物的界面作用机制》文中认为我国东部油田已进入注水开发后期,由于窜流造成注入水大面积无效循环,同时极大加重地面污水处理负担,严重影响了油田的进一步开发。深部调剖是一种有效的解决方法。聚合物微球粒径可调,膨胀易控,可进入地层深部实现深部调剖。微球调剖的机理是通过其膨胀后的增黏作用及吸附、滞留堵塞窜流孔道。在制备微球过程中加入阳离子单体,一方面可以增加微球的吸水膨胀能力,从而提高微球黏度并增加滞留,另一方面微球与表面带负电的孔隙壁存在静电吸引作用,增加吸附和滞留。因此微球的阳离子化对强化其调剖能力有着重要研究意义。本文在总结前人研究成果的基础上,通过反相微乳液聚合、反相浓乳液聚合、反相悬浮聚合合成了不同尺度的聚丙烯酰胺-甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵型阳离子微球,在详细研究微球性能的基础上,进一步探索了纳米微球黏浓规律、微球与地层孔隙的配伍性,并对微球与部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的絮凝作用及可能应用做了深入研究。具体来说,本论文包括以下五个方面工作:1.应用反相微乳液聚合合成了阳离子度050%,粒径小于100 nm的纳米级微球,通过红外、透射电镜表征了其组成和结构。针对表面活性剂用量大,合成产品的固含量低,使用多步进料法将微球的固含量提高至3540%。借助动态光散射分析粒径表明根据每步的增溶极限进行三步进料合成较优。新合成工艺的产品外观半透明,优于半连续聚合法的乳白色,且克服了连续进料法产品粒径波动的问题。2.针对常规乳液聚合产品放置易分层的特点,应用反相浓乳液聚合合成了阳离子度020%,粒径分布0.45μm的亚微米微球,使用电导率简便表征了浓乳液形成、失稳过程,显微镜观察及黏度测量结果表明聚合前浓乳液液滴粒径呈双峰分布,粘性分裂作用使得聚合后微球粒径变为单峰分布。制备的产品放置6个月不分层。3.根据反相悬浮聚合制备微球粒径的影响因素复杂,难于控制的特点,应用液液体系湍流乳化理论系统分析其粒径分布规律。结果表明,合成的微球粒径在10500μm,在影响微球平均粒径的各因素中,因素水平上升时导致粒径下降的有:分散剂浓度、转速、水相单体浓度、交联剂浓度、液滴大小;因素水平上升导致粒径上升的有:水相体积分数、引发剂浓度、表面张力;阳离子单体浓度对粒径影响较小。在此基础上,提出了使用反相纳米微球乳液做分散剂调节微球的分裂方式,可降低微球的分布系数及改变微球的形状。4.随着当前油田地层条件恶化,微球的使用浓度已经超出了现有黏度模型描述的范围,应用纳米微球水分散体系,验证了Tan等修改的Krieger-Dougherty方程适用于浓度更高的低交联微球体系;方程中的比体积参数及其降低指数可以表示反离子渗透压缩失胀作用及缠连作用的强度。Herschel-Bulkely方程的黏性指数可以衡量静电作用最大时的微球浓度。通过填砂管实验评价了本文合成的不同尺度微球与地层渗透率的匹配性。结果表明,非离子纳米微球适用的地层渗透率小于800×10-3μm2,引入10%的阳离子单体最佳,适用的地层渗透率提高至1200×10-3μm2;浓乳液聚合制备的亚微米微球对中高渗地层有更广泛的适用性。5.通过粒径、浊度、黏度、沉淀体积等分析定量表征了阳离子微球与HPAM絮凝体系的相行为特征。结果表明,在临界絮凝盐浓度下,纳米微球与HPAM复合体系存在聚沉至相对稳定的过程;微米级微球与HPAM的絮凝体由块状结构变为单独的颗粒分散体。这一临界盐浓度与微球阳离子度密切相关。絮凝结构的转变具有可逆性。当阳离子微球与地层孔孔喉尺寸不匹配时,通过注入HPAM后的絮凝作用能大幅提高封堵效果。高于临界盐浓度的盐水能够解除这种絮凝封堵。阳离子微球与HPAM的絮凝体系有望用于聚合物驱后残余HPAM再利用及微球-聚合物复合调剖。
胡芳,陆诗文,董省委,张戈,张辉,牛军生,李刚[7]（2014）在《文25东块聚合物微球调驱研究与应用》文中提出文25东块油藏由于储层层内非均质性强,易暴性水淹,水驱效果逐年变差。区块内油井受效方向单一,受效小层单一,见效油井含水上升速度快。针对层间非均质性严重、主力厚油层层内动用不均的问题,水井上通过分注、调配难以启动差层,无法挖掘厚油层层内潜力。应用注水井层内深部调剖技术,扩大注入水波及体积,改善吸水剖面,挖掘厚油层层内剩余油潜力,实现层间、层内挖潜的目的。实施后井组稳产基础增强,自然递减下降。
黄学宾,李小奇,金文刚,南江峰,惠朋[8]（2013）在《文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究》文中研究说明文中油田进入高含水开发后期,主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响,常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究,采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶,具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性,达到了调（堵）、驱协调同步的目的,形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组,并在现场实施过程中配套建立了"PI+FD"调驱注入参数综合调整方法,增加水驱动用储量21.35×104t,对应油井累计增油3 562t,取得了较好的应用效果。
李立涛[9]（2013）在《B-PPG非均相体系渗流机理研究》文中研究指明B-PPG是一种新型的预交联凝胶颗粒，其分子具有支链结构，B-PPG溶液既表现出一定的颗粒特性又具有增粘作用。通过对B-PPG非均相体系溶液的颗粒粒径和体相粘度的测量分析，B-PPG非均相体系比较稳定且具有一定的耐盐耐温性能，B-PPG溶液中颗粒粒径比较稳定，B-PPG干粉目数、浓度、矿化度对颗粒粒径的影响均很小，而其体相粘度受浓度的影响较大。本文设计开展了B-PPG非均相体系单相渗流规律实验研究，测定了通过因子、采出液粒径、注入端及注入端压力，并考虑了渗透率、注入速率、浓度等因素对其影响，实验表明B-PPG溶胀颗粒在多孔介质中的运移模式为堵塞-变形-通过：随着非均相体系的注入，B-PPG颗粒在多孔介质的孔喉处堆积，堵塞了水流通道，导致注入端形成憋压，压力逐渐升高；当压力升高到一定程度时，B-PPG颗粒在高压力梯度下，开始发生形变，随着形变量的增大最终使B-PPG颗粒通过孔喉继续向前运移，这种堵塞-变形-通过的运移模式使得B-PPG非均相体系具有液流转向作用。可视化模型及非均质填砂管驱油实验的结果表明，B-PPG非均相体系的液流转向和流度控制的作用机理能够改善地层非均质性，提高水驱时未被波及的区域尤其是低渗区域的波及系数，从而提高整体采收率。本文给出了通过因子的计算方法，实验结果表明渗透率、浓度和流速对通过因子影响较小且没有规律，通过因子的值相对稳定，其值在0.5-0.7之间。对通过因子的研究为B-PPG非均相体系的数值模拟研究提供了数据基础。
谭良柏[10]（2013）在《克拉玛依油田砾岩油藏深部调驱适应性研究》文中研究说明由于砾岩油藏的性质特殊,近年来科学家们针对砾岩油藏的开采方式进行了大量的研究,其中深部调驱技术作为一种先进的三次采油方法被广泛应用。油田出水是油田（特别是注水开发油田）开发过程中普遍存在的问题,堵水调剖技术一直是油田改善注水开油田发效果、实现油藏稳产的有效手段。但常规调剖堵水,由于体系中化学剂浓度高,成胶速度快,只能改善井眼附近的吸水剖面和产液剖面。大量室内实验和现场试验表明,要解决窜流和绕流的问题,进一步提高采收率,必须进行深部调驱。经过我国大量学者们的多年研究,深部调驱技术在调驱剂开发、施工工艺技术和机理研究方面取得了很多成就,为油田保持高效开发提供了有效的技术保障。随着油田水驱开发程度的不断提高,开发中面临的各种矛盾更加突出,对适用于不同地层条件和开采阶段的深部调驱化学剂及相应工艺技术的要求也不断提高。这就要求科研人员不断开展大量的研究工作。目前,克拉玛依油田开展的深部调驱措施中,聚合物凝胶体系仍占主导地位,因此开展砾岩油藏与聚合物凝胶深部调驱体系的适应性研究,探明聚合物凝胶在砾岩油藏中的渗流行为及其强度与岩心孔渗适应性的关系,开发与驱替剂具有良好配伍性能的表面活性剂具有重大的科学意义,该项目的研究成果对砾岩油藏深部调驱的体系选择、用量及施工参数设计具有重要的指导意义。本文以七中区八道湾组油藏为研究对象,以油藏逐级深部调驱为研究目的。针对砾岩油藏-七中区油田的储层地质特征及开发现状进行了广泛的现场调研和取样,通过资料及现场情况分析与论证,提出了“砾岩油藏深部调驱适应性研究”方案。评价并筛选出的聚合物在地层矿化度条件下的聚合物凝胶成胶性能,得到了最佳的聚合物凝胶体系。针对聚合物凝胶体系,通过大量的物模实验,研究了调驱体系的动静态成胶及流动性、聚合物凝胶配方与孔渗的匹配关系及岩心中的运移特性,获得了优化的调驱技术参数；最后通过驱油实验得到了优化的注入量,提出了砾岩油藏克拉玛依七中区八道湾组油藏深部调驱试验方案,具体研究结果如下：1、分析了七中区八道湾组油藏目前的注入水质情况,该区块注入水最高矿化度为22893.15mg/L,钙镁离子总量为430.15mg/L。结合区块水质和地层温度,研究了目前拟在该区块应用的两种聚合物凝胶体系的静动态成胶特性。对于有机铬交联体系,静态成胶时间在20-36h可调。对于酚醛交联体系,静态成胶时间可延长到60h。在振荡条件下,两种溶胶的成胶时间延长,成胶强度下降,相同聚合物浓度下酚醛交联体系的成胶强度低于有机铬体系。随着振荡转速的增大,交联体系成胶粘度越来越小;对于有机铬交联体系,在150r/min的转速下体系基本都能成胶；对于酚醛交联体系,当转速达到100-150r/min时出现不能成胶的现象。2、聚合物交联体系在岩心中的动态成胶及传播性不仅与聚合物凝胶的初始粘度有关,而且与岩心渗透率有关,存在强度与渗透率的匹配性。得出了聚合物凝胶配方与渗透率的匹配关系。对于渗透率在0.5μm2左右的岩心,可选0.1%聚合物酚醛体系；对于渗透率在1μm2左右的岩心,可选0.2%聚合物铬交联剂体系或0.2%聚合物酚醛体系；对于渗透率在3μm2左右的岩心,可选0.2%聚合物铬交联剂体系或0.3%聚合物酚醛体系；对于渗透率在5μm2左右的岩心,可选0.3%聚合物铬交联剂；对于渗透率在7μm2左右的岩心,聚合物交联剂体系不能单独使用作为调剖段塞。3、分析了聚合物凝胶体系在岩心中的运移特性。对于与渗透率匹配的凝胶,溶胶流动性好,流动过程可以成胶,成胶后可以移动,并能对后端进行有效封堵。4、通过驱油实验得到了优化的注入量。渗透率越低,有机铬聚合物交联体系驱替采收率提高的越大；同一配方聚合物浓度下,渗透率低的岩心凝胶体系的粘弹涡驱替效应更明显。在高注入量下凝胶体系的驱油效果起主要作用,成胶后的凝胶在后续注入水作用下的运移,改变了地层微压力场分布,微观上改变了地层孔隙中残余油附着力分布,破坏油滴的受力平衡,促进残余油流动。结合注水压力提升情况、渗流特性参数及二次水驱过程采收率情况,从经济的角度来看,注入量为0.3-0.5PV较合适。5、本课题的室内研究成果丰富了我国同类型油藏（砾岩油藏）提高采收率的方式与方法,并为砾岩油藏的开发提供技术储备。
二、预交联颗粒凝胶调驱技术在文留油田文10块中的应用（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、预交联颗粒凝胶调驱技术在文留油田文10块中的应用（论文提纲范文）
（1）高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 高温高盐油藏开发技术概况 |
| 1.1.1 高温高盐油藏的划分 |
| 1.1.2 高温高盐油藏开采技术现状 |
| 1.1.3 我国高温高盐油藏开发面临的挑战 |
| 1.2 高温高盐油藏提高采收率技术进展 |
| 1.2.1 高温高盐油藏化学驱油剂研究进展 |
| 1.2.2 高温高盐油藏调剖剂研究进展 |
| 1.2.3 高温高盐油藏提高采收率矿场试验 |
| 1.2.4 高温高盐油藏提高采收率的关键问题 |
| 1.3 水平井控水增油技术现状 |
| 1.3.1 水平井在我国油气开采中的应用 |
| 1.3.2 水平井采油的技术难点 |
| 1.3.3 水平井堵水技术 |
| 1.4 论文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 耐温耐盐微球调堵剂研发及优选 |
| 2.1 DCA微球堵剂的研发 |
| 2.1.1 DCA微球配方的优化 |
| 2.1.2 DCA微球性能控制方法 |
| 2.1.3 DCA微球粒径控制方法 |
| 2.1.4 DCA微球制备工艺优化 |
| 2.1.5 DCA微球中试与工业化生产 |
| 2.2 微球堵剂的耐温性 |
| 2.2.1 分散于水中微球的高温热稳定性 |
| 2.2.2 微球材料的高温热稳定性 |
| 2.3 微球堵剂在岩心中的注入性 |
| 2.3.1 三类微球的注入性 |
| 2.3.2 微球材料用量与封堵效果的关系 |
| 2.3.3 以阻力系数为指标评价三类微球注入性 |
| 2.3.4 以阻力系数分布为指标评价三类微球注入性 |
| 2.4 微球堵剂对水流通道的封堵能力及其在岩心中的分布 |
| 2.4.1 以残余阻力系数为指标评价三类微球的封堵能力 |
| 2.4.2 以残余阻力系数分布为指标评价三类微球在油藏深部的封堵能力 |
| 2.4.3 以残余阻力非均匀系数评价调堵剂实现深部调剖堵水的可能性 |
| 2.4.4 以残余阻力系数的动态变化评价封堵的稳定性 |
| 2.4.5 微球注入性和在油藏深部封堵能力综合分析 |
| 2.5 油藏就地聚合的DCA微球注入性改进 |
| 2.5.1 就地聚合DCA微球配方改进 |
| 2.5.2 ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.3 以阻力系数分布评价ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.4 ISP-DCA微球在岩心中的封堵能力 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 耐温耐盐乳化调驱剂研发 |
| 3.1 高温乳化动态测试仪及评价方法 |
| 3.1.1 油水乳化性能评价方法研究概况 |
| 3.1.2 高温乳化动态测试仪 |
| 3.1.3 乳化能力及乳液稳定性的表征方法 |
| 3.2 乳化调堵剂的筛选与复配 |
| 3.2.1 表面活性剂与高矿化度高钙镁离子水的配伍性 |
| 3.2.2 表面活性剂的耐盐性 |
| 3.2.3 耐温耐盐乳化调驱剂的复配 |
| 3.2.4 乳化调驱剂耐温性评价 |
| 3.3 就地乳化调堵剂性能 |
| 3.3.1 乳化剂在岩心中的注入性 |
| 3.3.2 乳化剂在驱油过程中与原油的乳化 |
| 3.3.3 岩心中油水就地乳化对水流通道的封堵能力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术 |
| 4.1 水平井深部吞吐-堵水技术关键问题 |
| 4.1.1 常规水平井堵水技术的关键问题 |
| 4.1.2 常规吞吐技术的关键问题 |
| 4.1.3 建立了水平井深部吞吐-堵水的技术思路 |
| 4.1.4 研究方法简介 |
| 4.2 水平井深部吞吐-堵水关键技术难点的突破 |
| 4.2.1 堵剂注入与封堵的选择性 |
| 4.2.2 乳化助堵扩大堵水有效作用范围 |
| 4.3 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术优选 |
| 4.3.1 CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.2 CH4深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.3 乳化剂HA深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.4 乳化剂RA-WT深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.5 水平井深部吞吐-堵水复合技术综合评价 |
| 4.4 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案 |
| 4.4.1 矿场试验用剂的准备 |
| 4.4.2 高温高盐油藏水平井堵水选井 |
| 4.4.3 HD4-32H矿场试验施工方案设计 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5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）几种典型调驱剂在SZ36-1油田的适应性评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 目的和意义 |
| 1.2 三种调驱剂的研究现状 |
| 1.2.1 疏水缔合聚合物 |
| 1.2.2 弱凝胶 |
| 1.2.3 PPG |
| 1.3 技术路线及论文结构 |
| 1.3.1 技术路线 |
| 1.3.2 论文结构 |
| 第2章 调驱剂的基本性能评价 |
| 2.1 AP-P4溶液的基本性能 |
| 2.1.1 AP-P4溶液的粘浓关系 |
| 2.1.2 AP-P4溶液的粘温关系 |
| 2.1.3 AP-P4溶液粘度与矿化度的关系 |
| 2.1.4 AP-P4溶液的流变性 |
| 2.2 AP-P4凝胶基本性能 |
| 2.2.1 AP-P4凝胶静态成胶时间和强度的确定 |
| 2.2.2 AP-P4凝胶成胶性能与温度的关系 |
| 2.2.3 AP-P4凝胶的流变性 |
| 2.3 PPG与AP-P4复合体系的基本性能 |
| 2.3.1 PPG与AP-P4复合体系的粘浓关系 |
| 2.3.2 PPG与AP-P4复合体系的流变性 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 调驱剂在多孔介质中的调驱特性评价 |
| 3.1 调驱剂在多孔介质中的注入性 |
| 3.1.1 AP-P4溶液的注入性 |
| 3.1.2 AP-P4凝胶的注入性 |
| 3.1.3 PPG与AP-P4复合体系的注入性 |
| 3.1.4 三种调驱剂的注入性能比较 |
| 3.2 调驱剂在多孔介质中的运移性能 |
| 3.2.1 AP-P4溶液的运移特性 |
| 3.2.2 AP-P4凝胶的运移特性 |
| 3.2.3 PPG与AP-P4复合体系的运移特性 |
| 3.2.4 三种调驱剂的运移性能比较 |
| 3.3 调驱剂在多孔介质中的封堵性能 |
| 3.3.1 AP-P4溶液的封堵性 |
| 3.3.2 AP-P4凝胶的封堵性 |
| 3.3.3 PPG与AP-P4复合体系的封堵性 |
| 3.3.4 三种调驱剂的封堵性能比较 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 调驱剂驱油效果评价 |
| 4.1 三种调驱剂驱油效果 |
| 4.2 复合调驱剂驱油效果 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（3）高温高盐油藏分散胶—表面活性剂驱油机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 表面活性剂驱研究现状 |
| 1.2.2 分散胶深部调驱技术研究现状 |
| 1.2.3 分散胶-表面活性剂驱技术存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 主要创新点 |
| 第2章 表面活性剂和分散胶体系研究及评价 |
| 2.1 表面活性剂体系研究 |
| 2.1.1 表面活性剂体系的选择 |
| 2.1.2 表面活性剂体系的长期稳定性 |
| 2.2 分散胶体系的合成及评价 |
| 2.2.1 分散胶的制备 |
| 2.2.2 分散胶的红外光谱表征 |
| 2.2.3 分散胶的微观形貌分析 |
| 2.2.4 分散胶体系的膨胀性能 |
| 2.2.5 分散胶体系的长期稳定性 |
| 2.2.6 分散胶体系的强度和韧性评价 |
| 2.3 分散胶与表面活性剂的相互作用 |
| 2.3.1 分散胶对表面活性剂降低界面张力的影响 |
| 2.3.2 表面活性剂对分散胶膨胀性能的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 分散胶颗粒粒径与岩石孔喉匹配关系研究 |
| 3.1 分散胶在岩心中的运移规律和封堵模式 |
| 3.1.1 分散胶粒径的确定 |
| 3.1.2 岩心孔喉直径计算 |
| 3.1.3 实验设备及步骤 |
| 3.1.4 分散胶的运移规律和封堵模式分析 |
| 3.2 分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸匹配关系的建立 |
| 3.2.1 不同运移规律和封堵模式的定量描述 |
| 3.2.2 匹配关系的建立 |
| 3.3 分散胶的封堵性能研究 |
| 3.3.1 实验材料 |
| 3.3.2 实验设备及步骤 |
| 3.3.3 实验结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 表面活性剂驱油效率及影响因素研究 |
| 4.1 渗透率对表面活性剂驱油效果的影响 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验设备及步骤 |
| 4.1.3 实验结果与分析 |
| 4.2 注入速度对表面活性剂驱油效果的影响 |
| 4.2.1 实验材料 |
| 4.2.2 实验设备及步骤 |
| 4.2.3 实验结果与分析 |
| 4.3 润湿性的影响及表面活性剂改善润湿性作用 |
| 4.3.1 实验材料 |
| 4.3.2 实验设备及步骤 |
| 4.3.3 实验结果与分析 |
| 4.4 界面张力和乳化对表面活性剂驱油效果的影响 |
| 4.4.1 不同界面张力体系的确定及性能评价 |
| 4.4.2 均质条件下界面张力和乳化的影响 |
| 4.4.3 非均质条件下界面张力和乳化的影响 |
| 4.5 残余油饱和度和毛管数的关系 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 表面活性剂驱油机理研究 |
| 5.1 表面活性剂驱剩/残余油微观分布特征研究 |
| 5.1.1 实验材料 |
| 5.1.2 实验设备及步骤 |
| 5.1.3 实验结果与讨论 |
| 5.2 降低界面张力和乳化作用剥离膜状残余油机理 |
| 5.2.1 实验材料 |
| 5.2.2 实验设备及步骤 |
| 5.2.3 实验结果与分析 |
| 5.3 表面活性剂微观驱油机理研究 |
| 5.3.1 实验材料 |
| 5.3.2 实验设备及步骤 |
| 5.3.3 实验结果与讨论 |
| 5.4 低界面张力体系启动低渗透层剩余油机理 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 分散胶-表面活性剂驱油机理研究 |
| 6.1 实验材料、设备及步骤 |
| 6.1.1 实验材料 |
| 6.1.2 实验设备、模型设计及步骤 |
| 6.2 实验结果与分析 |
| 6.2.1 动态特征曲线及驱油效果分析 |
| 6.2.2 驱替过程中油水饱和度变化及驱油机理 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）颗粒类调剖堵水剂的研究现状与发展趋势（论文提纲范文）
| 1 颗粒类调堵体系研究现状 |
| 1.1 无机颗粒类调堵剂 |
| 1.2 体膨颗粒堵剂 |
| 2 颗粒类堵剂与地层孔喉配伍性的研究 |
| 2.1 无机颗粒堵剂与地层孔喉的配伍性 |
| 2.2 体膨颗粒与地层孔喉的配伍性 |
| 3 结论及建议 |
（5）聚丙烯酰胺微球的制备方法及其在油田调剖封堵中应用的研究进展（论文提纲范文）
| 1 聚丙烯酰胺微球的制备 |
| 1.1 反相乳液聚合法 |
| 1.2 反相微乳液聚合法 |
| 1.3 分散聚合法 |
| 1.4 反相悬浮聚合法 |
| 2 聚丙烯酰胺微球在油田调剖封堵中的应用 |
| 3 结语 |
（6）阳离子微球的制备及其与聚合物的界面作用机制（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 阳离子微球表面电荷 |
| 1.1.1 阳离子表面电荷的来源 |
| 1.1.2 阳离子单体 |
| 1.2 阳离子微球的合成方法 |
| 1.2.1 乳液聚合 |
| 1.2.2 分散聚合 |
| 1.2.3 微乳聚合 |
| 1.2.4 表面接枝改性 |
| 1.2.5 常用合成工艺 |
| 1.2.6 提高微球的单分散性 |
| 1.3 微球的应用 |
| 1.3.1 油田采油调驱剂 |
| 1.3.2 电流变液 |
| 1.3.3 生物医药应用 |
| 1.4 本论文的研究意义、研究内容和技术路线 |
| 第二章 反相微乳液聚合制备纳米微球 |
| 2.1 实验材料与方法 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验试剂 |
| 2.1.3 实验方法 |
| 2.2 反相微乳液配方筛选 |
| 2.2.1 乳化体系的最佳HLB |
| 2.2.2 油相/乳化剂相最佳比例及最佳聚合点的选择 |
| 2.3 合成条件的优化 |
| 2.3.1 引发剂的种类 |
| 2.3.2 引发剂的量 |
| 2.3.3 反应温度 |
| 2.3.4 反应时间 |
| 2.4 合成产品的表征 |
| 2.4.1 粒径及其分布 |
| 2.4.2 红外光谱分析 |
| 2.4.3 zeta电势 |
| 2.4.4 阳离子度的测定 |
| 2.4.5 长期稳定性 |
| 2.4.6 反相微球乳液的黏度 |
| 2.5 分步间歇加料法提高乳液的固含量 |
| 2.5.1 非均匀间歇进料聚合 |
| 2.5.2 均匀进料法 |
| 2.5.3 两种进料方法产品性质的对比 |
| 2.5.4 多步聚合的加料时机 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 反相浓乳液聚合制备亚微米微球 |
| 3.1 实验材料与方法 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.2 浓乳液的制备和性质 |
| 3.2.1 浓乳液的电导特征 |
| 3.2.2 浓乳液的流变性 |
| 3.2.3 静置稳定性 |
| 3.2.4 形貌和粒径分布 |
| 3.3 浓乳液聚合反应 |
| 3.3.1 转化率曲线 |
| 3.3.2 颗粒形貌及粒径分布 |
| 3.3.3 水溶液体系的流变性 |
| 3.3.4 微球膨胀后粒径 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 反相悬浮聚合制备微米级微球 |
| 4.1 实验方法与理论 |
| 4.1.1 实验材料和仪器 |
| 4.1.2 合成和表征方法 |
| 4.1.3 液-液体系的湍流分散理论 |
| 4.2 合成和粒径分布 |
| 4.2.1 分散剂浓度 |
| 4.2.2 引发剂浓度 |
| 4.2.3 转速 |
| 4.2.4 油水比 |
| 4.2.5 水相单体浓度 |
| 4.2.6 交联剂浓度 |
| 4.2.7 液滴大小 |
| 4.2.8 表面活性剂类型 |
| 4.2.9 阳离子单体浓度 |
| 4.2.10 最大粒径与平均粒径的关系 |
| 4.3 纳米颗粒影响 |
| 4.4 阳离子微球性能表征 |
| 4.4.1 吸水膨胀性能 |
| 4.4.2 zeta电势 |
| 4.4.3 微球的强度 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 微球悬浮液的粘度模型及封堵性能 |
| 5.1 实验材料与方法 |
| 5.1.1 实验微球的制备 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.1.3 微球的流变理论 |
| 5.2 纳米微球分散体系的黏度特征 |
| 5.2.1 交联剂量的影响 |
| 5.2.2 阳离子度的影响 |
| 5.2.3 盐浓度的影响 |
| 5.3 微球与地层孔隙的配伍性 |
| 5.3.1 微乳聚合微球 |
| 5.3.2 浓乳液聚合微球 |
| 5.3.3 悬浮聚合微球 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 阳离子微球与聚丙烯酰胺的相互作用 |
| 6.1 实验部分 |
| 6.1.1 实验试剂 |
| 6.1.2 制备和表征方法 |
| 6.2 阳离子纳米微球与HPAM作用 |
| 6.2.1 HPAM与NPAM表征 |
| 6.2.2 HPAM-NPAM复合体系的临界盐浓度 |
| 6.2.4 C_E≥CSC时复合体系黏度及稀释聚沉现象 |
| 6.3 高渗地层微米球与HPAM絮凝堵塞 |
| 6.3.1 MPAM的形貌和粒度 |
| 6.3.2 HPAM与MPAM絮凝 |
| 6.3.3 HPAM在MPAM上的吸附量 |
| 6.3.4 调驱评价 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（7）文25东块聚合物微球调驱研究与应用（论文提纲范文）
| 1基本情况 |
| 1.1地质概况 |
| 1.2项目开展前开发现状 |
| 2聚合物微球调驱技术的特点及发展现状 |
| 3聚合物微球调驱技术的选井原则 |
| 4聚合物微球调驱方案概要 |
| 4.1聚合物微球调驱方案 |
| 4.2调驱技术改进与完善 |
| 4.3 W25东块聚合物微球深部调驱思路 |
| 4.4先期调剖 |
| 4.5调驱剂量设计 |
| 4.6二轮次在线堵窜设计 |
| 5主要技术应用及现场实施效果 |
| 5.1主要技术 |
| 5.2所做的工作 |
| 5.3效果分析 |
| 5.4实施效果评价 |
| 6结论与建议 |
（8）文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究（论文提纲范文）
| 1 耐高温、高盐聚合物微球体系研究 |
| 1.1 调驱机理 |
| 1.2 聚合物微球主要性能指标 |
| 1.3 聚合物微球性能评价 |
| 1.3.1 大小和形态 |
| 1.3.2 膨胀性[9] |
| 1.3.3 稳定性 |
| 1.3.4 可移动性 |
| 1.3.5 液流改向试验 |
| 1.4 油藏适应性研究 |
| 2 微球调驱实施方案编制 |
| 3 现场应用 |
| 3.1 聚合物微球筛选与文10块先导试验 |
| 3.2 文25东块聚合物微球深部调驱优化设计 |
| 3.2.1 施工设计与优化 |
| 3.2.2 先期调剖+调驱工艺 |
| 3.2.3 调驱过程的调整 |
| 3.2.4 现场注入工艺配套 |
| 3.2.5 效果分析 |
| 4 结论与认识 |
（9）B-PPG非均相体系渗流机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 调剖、堵水技术分类 |
| 1.1.1 调剖、堵水的概念 |
| 1.1.2 调剖技术的分类 |
| 1.2 深部调剖技术对油田开发的意义 |
| 1.2.1 油田开发面临的形势 |
| 1.2.2 注水井深部调驱技术的提出 |
| 1.2.3 深部调驱技术对注水开发油田的意义 |
| 1.3 深部调驱技术的国内外发展现状 |
| 1.3.1 深部调驱体系的分类 |
| 1.3.2 预交联凝胶颗粒深部调驱技术 |
| 1.4 B-PPG 介绍 |
| 第二章 B-PPG 非均相体系性能研究 |
| 2.1 B-PPG 非均相体系粒径变化规律研究 |
| 2.1.1 B-PPG 溶液的显微镜照片 |
| 2.1.2 B-PPG 非均相体系中粒径分布 |
| 2.1.3 粒径变化规律 |
| 2.2 B-PPG 非均相体系体相粘度研究 |
| 2.2.1 温度对 B-PPG 溶液体相粘度的影响 |
| 2.2.2 B-PPG 溶液粘度随浓度变化 |
| 2.2.3 B-PPG 溶液粘度随矿化度变化 |
| 2.2.4 B-PPG 溶液粘度随 B-PPG 颗粒目数的变化 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 B-PPG 非均相体系单相流动实验研究 |
| 3.1 实验装置及实验程序 |
| 3.1.1 驱替实验装置 |
| 3.1.2 驱替实验模型 |
| 3.1.3 实验材料 |
| 3.1.4 驱替实验过程与步骤 |
| 3.2 B-PPG 非均相体系单相物模实验研究 |
| 3.2.1 B-PPG 颗粒在多孔介质中运移规律研究 |
| 3.2.2 不同影响因素对 B-PPG 非均相驱替实验的影响 |
| 3.3 B-PPG 非均相体系渗流时有效粘度的研究 |
| 3.3.1 B-PPG 非均相体系渗流时有效粘度的计算 |
| 3.3.2 不同影响因素对 B-PPG 非均相体系渗流时有效粘度的影响的研究 |
| 3.4 B-PPG 在多孔介质中的通过因子研究 |
| 3.4.1 通过因子的计算方法 |
| 3.4.2 采出液 B-PPG 浓度测量方法 |
| 3.4.3 不同条件下通过因子的研究 |
| 3.5 B-PPG 非均相体系的双管驱替实验 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 B-PPG 非均相体系驱油实验研究 |
| 4.1 实验装置及实验程序 |
| 4.1.1 实验装置 |
| 4.1.2 实验模型 |
| 4.1.3 实验材料 |
| 4.1.4 驱油实验过程 |
| 4.2 填砂管驱油实验结果分析 |
| 4.2.1 单管驱油实验 |
| 4.2.2 双管驱油实验 |
| 4.3 可视化填砂板模型驱油结果分析 |
| 4.3.1 有树枝状裂缝填砂板模型驱替过程 |
| 4.3.2 对角非均质填砂板模型驱替过程 |
| 4.4 本章小结 |
| 总结 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）克拉玛依油田砾岩油藏深部调驱适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 砾岩油藏开发概况 |
| 1.2 深部调驱技术及其在砾岩油田开发中的作用 |
| 1.3 深部调驱技术分类 |
| 1.4 凝胶类深部调驱国内外发展现状 |
| 第2章 砾岩油藏聚合物凝胶调剖机理研究 |
| 2.1 试验区地质概况 |
| 2.2 油藏开发现状及问题 |
| 2.3 聚合物驱及聚合物凝胶驱油原理 |
| 2.4 凝胶驱与聚合物驱的区别 |
| 2.5 聚合物凝胶体系面临的技术困难及本课题的研究内容 |
| 第3章 聚合物凝胶体系的静、动态成胶行为研究 |
| 3.1 反应机理 |
| 3.2 现场水样分析 |
| 3.3 实验过程 |
| 3.4 实验结果分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 聚合物凝胶在砾岩油藏中的渗流特性研究 |
| 4.1 聚合物凝胶体系在多孔介质中的动态成胶行为和传播性 |
| 4.2 铬交联聚合物体系在多孔介质中的渗流特性研究 |
| 4.3 有机酚醛聚合物体系在多孔介质中的渗流特性研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、预交联颗粒凝胶调驱技术在文留油田文10块中的应用（论文参考文献）
- [1]高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究[D]. 杨长春. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [2]几种典型调驱剂在SZ36-1油田的适应性评价[D]. 吴春林. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [3]高温高盐油藏分散胶—表面活性剂驱油机理研究[D]. 袁成东. 西南石油大学, 2016(01)
- [4]颗粒类调剖堵水剂的研究现状与发展趋势[J]. 赵修太,陈泽华,陈文雪,马汉卿,翟东启,任增雷. 石油钻采工艺, 2015(04)
- [5]聚丙烯酰胺微球的制备方法及其在油田调剖封堵中应用的研究进展[J]. 夏燕敏,宋晓芳,于志省,苏智青,许汇,蔡红. 石油化工, 2014(06)
- [6]阳离子微球的制备及其与聚合物的界面作用机制[D]. 李光辉. 中国石油大学(华东), 2014(07)
- [7]文25东块聚合物微球调驱研究与应用[J]. 胡芳,陆诗文,董省委,张戈,张辉,牛军生,李刚. 河北工业科技, 2014(01)
- [8]文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究[J]. 黄学宾,李小奇,金文刚,南江峰,惠朋. 石油钻采工艺, 2013(05)
- [9]B-PPG非均相体系渗流机理研究[D]. 李立涛. 中国石油大学（华东）, 2013(06)
- [10]克拉玛依油田砾岩油藏深部调驱适应性研究[D]. 谭良柏. 长江大学, 2013(03)