一、樊124块注水开发的实践与认识（论文文献综述）
曹绪龙,吕广忠,王杰,张东,任敏[1]（2020）在《胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向》文中认为CO2驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO2驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO2混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO2混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22%。分析胜利油田CO2驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO2驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO2驱波及体积技术、发展CO2非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO2驱的发展方向,为油田实现CO2驱规模应用提供技术支撑。
邱岳[2]（2020）在《低渗油层CO2与改性水交替驱油机理实验研究》文中指出二氧化碳水交替驱油是由水驱和气驱两项传统工艺组合而成的一种有效提高油气采收率的技术,具有广阔的应用前景。通过二氧化碳水交替注入改善流度控制,减缓水气突破趋势,较轻的二氧化碳和较重的水相结合改善了储层的纵向驱替效率,这种驱替方式在国外油田使用的比较广泛。此外,二氧化碳水交替驱油不仅可以封存温室气体,还结合了水驱和二氧化碳驱各自的特点并可以很好的控制流度及稳定驱替前缘,从而大大提高宏观驱油效率。但为进一步改善水二氧化碳交替驱的开发效果,本文在充分的文献资料收集、研究分析的基础上,预用改性水代替水,深入探索并研究了低渗透储层改性水二氧化碳交替驱油对改善开发效果和提高采收率机理的影响,主要完成了以下工作:首先,在酸性条件下（PH=5）测定8种表面活性剂（CY活性剂、脂肽活性剂、戴维斯活性剂、氟碳型活性剂、羧酸盐活性剂、重烷基苯磺酸盐活性剂、石油磺酸盐活性剂、甜菜碱活性剂）的界面张力并优选出4种（甜菜碱、戴维斯、重烷基苯石油磺酸盐、石油磺酸盐）界面张力达到了10-3m N/m数量级,再将4种表面活性剂两两复配出30种复配表面活性剂,通过界面张力测定,最终优选出最佳改性水配方体系为甜菜碱30%+重烷基苯石油磺酸盐70%。其次,通过现场取回流体样品进行恢复配置,模拟油藏地层温度108℃、地层压力22MPa条件下不同驱替介质、改性水浓度、注入段塞尺寸、交替注入周期数的多组填砂管对比实验,合理优选出改性水二氧化碳交替驱最优方案及最佳注入参数。结果表明:低渗透储层改性水二氧化碳交替驱油改善开发效果明显,比单纯水驱增加了22.62%,比单纯改性水驱增加了16.99%,比单纯二氧化碳驱增加了10.42%,比水+二氧化碳交替驱的采收率增加了5.59%;改性水二氧化碳交替驱油最佳注入参数为配方体系浓度为0.3%、注入方式为二氧化碳与改性水交替0.1PV段塞注入、注入总量为0.6PV左右。最后,利用贝雷岩心代替填砂管在相同实验条件下进行二氧化碳与改性水交替驱油对比实验,并针对其中的5块岩心进行了核磁共振测定,分析了不同驱替介质的微观驱油机理。结果表明:贝雷岩心和填砂管相同驱替方案下驱替效果趋势一致,贝雷岩心采收率平均低2.83%;核磁共振测试表明二氧化碳驱替能够较大程度提高微小孔隙驱油效率（47.43%左右）;交替注入能够进一步提高微小孔隙中的驱油效率（70.6%左右）;改性水能够提高较大孔隙中的驱油效率（56.47%左右）。研究成果加深了对低渗油藏改性水二氧化碳交替驱油提高采收率的认识,可为低渗透油藏改性水二氧化碳交替驱方案设计提供一定的理论指导和技术支持,对指导低渗油藏的生产实践具有重要意义。
王玉霞[3]（2019）在《致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例》文中认为世界范围内（尤其是在北美）关于常规油藏CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究已有数十年,且形成了相对成熟的认识,并有效地应用于常规油藏CO2驱提高石油采收率的实践过程中。但是在世界范围内,关于非常规油藏（特别是致密砂岩油藏）的CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究才刚刚开始。陕北地区延长组砂岩油藏绝大多数属于致密砂岩油藏,其特点是往往发育有规模不等的裂缝和微裂缝。因此,裂缝和微裂缝发育是陕北地区延长组致密砂岩油藏最本质的地质特征之一,同时也是不同于常规储层CO2-EOR驱油机理的主控因素之一。陕北地区延长组致密砂岩油藏裂缝和微裂缝的广泛发育,一定程度上造成了CO2与原油作用机理和流体在储层中流动机制的复杂化。由此引发以下系列问题:一是CO2在陕北致密砂岩储层中的渗流特征如何?二是在裂缝发育的致密储层中,除了传统的常规机理外,是否还有其他作用机制存在?三是裂缝发育的陕北致密砂岩储层对CO2在储层中的流动到底有何影响?四是“注不进,采不出”是陕北地区致密砂岩储层原油开采中的现实问题,能否提出一种具强针对性的注采方案?本论文将围绕研究区地质特征,力图解决以上问题,为陕北地区致密砂岩油藏高效低成本注CO2开发提供理论依据。本论文从陕北地区致密砂岩储层的基本地质特点出发,以储层特征为基础,把握研究区致密储层不同于常规储层的基本特点,以地层流体—CO2系统、地层流体—CO2—储层系统作用机理为出发点和立足点,采用室内测试分析、物理模拟以及数值模拟的方法,着重研究流体在致密介质中的多相流动以及相之间的相互作用,着重研究致密砂岩储层中流体的流动特征及驱油效果,着重研究CO2窜流规律,以此诠释致密砂岩油藏CO2-EOR驱油机理,最终提出符合陕北地区延长组致密砂岩真实油藏特征的CO2-EOR驱油技术,并进行开发效果的数值模拟,切实指导油田开发。论文主要取得以下成果和结论:（1）研究区具有应用CO2驱油技术的基本条件。A油区由于其地理位置优越、交通便利、气源充足,且其长4+5储层砂体规模大,厚度稳定,连片性好,油层分布范围广,可作为陕北地区致密砂岩储层CO2驱油的典范。（2）研究区长4+5致密砂岩储层的岩石学类型及特征（类型为细粒长石砂岩,分选较差,成分成熟度偏低）以及复杂的微观孔隙结构特征决定了其具有物性差,且渗透率受孔隙度控制作用不明显的特点。（3）通过对露头、岩心、成像测井等资料的系统研究,研究区长4+5储层裂缝与延长组区域性裂缝产状特征类似,呈现以下特点:一是裂缝以倾角>60度的高角度裂缝为主;二是在区域上主要存在NEE、NNE 2个优势走向方位;三是裂缝延伸长3?20 m,高0.53 m,发育密度大于1条/米。（4）研究区CO2驱油机理体现在常规性和非常规性两个方面。在常规性方面,主要体现在其膨胀能力较强,降黏效果较好。在非常规性方面,主要体现在:一是储层的致密性会引起流体临界性质的改变,将可能引起最小混相压力等关键参数的改变;二是分子扩散作用在裂缝发育的致密储层中CO2驱油过程中不可忽视,并获得了CO2-原油体系在研究区储层中的有效扩散系数数量级为10-610-5。（5）以致密储层的三参数非线性渗流规律为基础,获得了以下三点认识:一是建立了致密砂岩油藏非稳态CO2非混相驱相渗计算模型,并进行非稳态CO2驱油实验;二是不仅获得了针对致密砂岩油藏CO2非混相驱的典型相渗曲线,同时研究了CO2驱油效率影响因素及影响程度;三是指出压力是影响驱油效率的最大因素,其它影响因素依次为注入速度、渗透率。（6）非均质线性及二维模型模拟结果表明,储层非均质性和裂缝是影响研究区气窜的主要因素。储层非均质性对研究区气窜的影响主要表现为:一是非均质性越强,高渗区域对CO2气体的“掠夺性”越强,气窜越严重;二是物性较好、渗透率较高的区域,气体波及范围较广,但是波及区的含气饱和度较低;三是渗透率较低时,纵向波及范围较小,但是波及区的含气饱和度较大。储层裂缝对研究区气窜的影响主要表现为:一是裂缝走向与注采方向夹角越大,累计注气量越高,注入气体的利用率较高,年产油量、采收率越高;二是裂缝延伸越长,气体波及面积越大,生产井越不易见气并突破;三是裂缝密度越大,气体波及面积越大,有利于减缓气体向生产井方向的突破和窜流。上述影响具体反映在注采模式上呈现出的规律和特点是:一是高渗区注、低渗区采的模式可以首先保证气体的注入能力,在整个生产期都保持较高的压力水平,且更不容易发生气窜,驱油效率较高;二是针对研究区地质特征,合理制定注采模式,对注气开发效果有重要意义。（7）综合考虑研究区气驱机理及渗流规律,以高拟合度的流体模型和切实可靠的地质模型为基础,针对陕北地区致密砂岩储层的地质特征以及注CO2驱油面临的现实问题,提出了适宜研究区致密砂岩注CO2单砂体吞吐技术,并进行了数值模拟运算。其结果是:一是该注采方案预测期末累计增油量1.48百万吨,其采收率与预测期前相比可提高25%,期末比水驱可提高近11%。二是为研究区高效注气开采提供了理论依据。
汶锋刚[4]（2019）在《鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例》文中指出随着油田开发进入中后期,石油开采条件日趋苛刻,特别是在低渗（超低渗）油藏中,如何提高原油采收率一直是倍受关注的焦点问题。CO2驱提高采收率技术被认为是一种经济高效的提高采收率技术,且满足当今世界节能减排、保护环境的广泛诉求。鄂尔多斯盆地具有丰富的低渗（超低渗）油气资源,但地表干旱缺水、自然环境脆弱,因此采用CO2驱这样的节水/无水驱油技术具有不可比拟的优势。鄂尔多斯盆地是国内开展CO2驱油研究和应用较晚的盆地,对本区域内CO2驱油的认识和应用尚不够全面和系统。本文以鄂尔多斯盆地A油田M区长6为目标研究区,以室内实验为主要研究手段,通过开展一系列CO2驱油相关室内实验,获得了研究区CO2驱油提高采收率技术的系统性认识,对鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱油的矿场应用和推广具有重要的指导意义。通过驱替实验,结合电镜观察、表面张力测定、接触角测定、密度测定、粘度测定、红外光谱分析等方法进行研究,获得了研究区CO2驱油机理及驱油效果影响因素的定量化、直观认识。采用非稳态法驱油实验研究了油水、油气两相流渗流特征。通过CO2-原油体系相态实验,得到了CO2-原油体系的PVT参数。采用细管法、界面张力消失法分别测取了研究区CO2-原油最小混相压力,并对经验公式法预测CO2-原油最小混相压力进行了探讨,接着通过不同条件下驱油实验对CO2-原油最小混相压力影响因素和降低CO2-原油最小混相压力方法进行了研究。通过CO2封堵实验、驱油实验,揭示了CO2在多孔介质中窜逸的基本规律,形成了扩大波及体积应用技术。运用数值模拟方法,开展了CO2驱开发方案优化设计,提出了研究区CO2驱开发方案。取得的主要认识如下:（1）降低油水界面张力、改变原油组成在研究区CO2驱油中发挥消极作用（制约着CO2驱油效率的发挥）。储层的非均质性严重影响CO2驱油效果,非均质性越强,CO2连续气驱的驱油效果越差。（2）水气交替注入能够有效地抑制气窜,延缓气窜时间,改善非均质油藏的驱油效果。室内实验条件下水气交替最佳注入参数:注气速度50mL/min（地面标况下）,段塞尺寸0.1PV,气水比为1:1,注入时机含水90%。（3）与水驱相比,CO2驱更有利于提高研究区原油采收率,比水驱采出程度高10%以上。研究区储层水驱过程中存在无法克服的矛盾:无因次产油指数下降幅度大与无因次产液指数变化不大。（4）CO2-原油最小混相压力随着注入气中C2及C4摩尔分数的增加而降低,注入气中轻烃组分含量越高越有利于混相。采用“月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚段塞+C2气态烃”降低最小混相压力实施方案,可显着降低CO2-原油最小混相压力。（5）非均质性是影响气窜的最重要因素,降低储层非均质性是改善CO2驱油效果的关键所在。针对裂缝窜逸和基质中高渗带的窜逸,研发了“凝胶体系+乙二胺”组合式两级封窜体系,结合水气交替注入方式,可发挥封窜体系与注入方式两者的综合作用,获得最佳封窜效果。（6）研究区CO2驱推荐方案:注气速度10t/d,采油井井底流压3.5MPa左右,连续注气5年转10年WAG11。注气井最大井底流压27MPa,生产井最小井底流压3.5MPa,采油井极限气油比1200m3/m3。
陈昊天[5]（2019）在《砾岩油藏注二氧化碳开采波及规律实验研究》文中提出砾岩油藏孔隙结构复杂,孔隙度、渗透率低,提高砾岩油藏的采收率是亟待解决的难题之一。在目标区块油藏地质特征、油藏物性特征分析的基础上,利用现场取心开展了单岩心、并联岩心二氧化碳驱实验,研究了温度、回压、驱替速度、渗透率组合等对原油采收率的影响;采用电子显微镜对现场岩样的铸体薄片进行观测,筛选出最能代表砾岩油藏特征的铸体薄片,并据此刻蚀了微观透明仿真模型;利用微观透明仿真模型进行了二氧化碳微观驱油实验,观察了不同时刻二氧化碳在孔隙、喉道内的波及状态,对比分析了温度、回压、模型特征、驱替速度等对原油最终采收率的影响,并采用图像灰度分析软件计算了模型的采收率。实验结果表明:（1）在本实验条件下,单岩心二氧化碳驱采收率与温度、回压正相关,与驱替速度负相关;并联岩心二氧化碳驱实验中,渗透率级差越大,最终采收率差别越大。（2）目标区块油藏岩石类型为长石-石英砂岩、砾岩,长石含量较高;根据砾岩特征等级,选取FN-15井和MH-8井两块铸体薄片为样本制作微观模型（3）二氧化碳微观驱油时,二氧化碳优先流入流动性较好的对角主流道,残余油主要存在于拐角以及连通性较差的孔隙;二氧化碳通过剥离、变形、挤压、卡断、连通等机理来提高原油采收率;二氧化碳的波及受到砾岩孔隙结构、连通性、注入参数等因素的共同影响。
赵跃军[6]（2018）在《低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究》文中进行了进一步梳理石油对于世界上的各个国家来说依然是非常重要的能源。石油作为不可再生的资源被各个国家消耗的趋势不断增长,尤其是我们国家正处在高速发展的阶段。我国石油对外依存度在逐年增高,2017年已接近70%,在当前国际形势日趋复杂的情况下,如何实现年产2亿吨原油的稳产是关系我国现代化建设和能源安全的重大战略问题。随着经济的快速发展,常规油气资源已逐渐不能满足对于油气资源的需求。作为未来常规能源重要战略性补充的低渗透油气资源已经成为人们重点研究和开发的目标。我国的低渗透油气资源储量大,在原油探明储量中,低渗透油藏储量的比例高,开发潜力巨大。近几年,发现的低渗透油气田占新发现油气藏的一半以上,因此低渗透油藏的勘探和研究对石油工业和国民经济的发展具有重要意义。虽然水驱开发在国内已经形成了一套非常成熟的技术,但低渗透油藏由于储层孔喉细小、毛管压力高、渗透率低,注水难以有效启动,因此多数低渗透油田需要采用注气开发,而在气源的选择中二氧化碳由于自身的优势成为了很多油田选择的对象。注二氧化碳进行驱油相比于其他气驱技术来说具有适用范围广、与原油有较好的混溶性、可回收重复利用、成本低、无毒环保和采收率显着提高等诸多优点。同时,二氧化碳驱油还能在一定程度上解决二氧化碳封存问题,减少温室气体向大气中排放,缓解环境污染压力。在能源紧缺和节能减排的背景下,二氧化碳驱油有着广泛的应用前景。目前,二氧化碳提高原油采收率的主要技术为二氧化碳混相驱和二氧化碳非混相驱。现场试验和室内实验结果表明,混相驱提高采收率的效果要好于非混相驱。然而,最小混相压力是原油与二氧化碳体系能否形成混相驱的关键性因素之一。本研究的目标区块最小混相压力较高,由于储层条件和开发条件等因素的限制,地层压力达不到该最小混相压力,导致区块大范围内无法实现混相驱,降低了开发效果。因此,针对目标区实际状况,急需找到有效的降低最小混相压力的方法,使目标区油藏中能够全面实现混相驱。本研究旨在调研国内外相关研究成果的基础上,通过室内物理模拟和数值模拟相结合的手段,确定能够降低目标区最小混相压力的方法,为目标区实现大范围内混相驱和进一步提高原油采收率提供有力的技术支撑和理论依据。研究得到以下主要认识:（1）通过目标区地质特征、开发评价和原油物性特征研究,确定了通过降低最小混相压力扩大混相驱范围的技术方向,为进一步提高采收率提供了地质特征、开发状况和原油物性特征依据。（2）应用认可度高并被国内外研究者普遍接受的长细管驱替实验法和界面张力法确定了目标区原油与二氧化碳体系的最小混相压力（MMP）为29.73MPa。长细管驱替实验法测得的最小混相压力值为29.6MPa,界面张力法测得最小混相压力值为29.85MPa,两种方法测得的最小混相压力非常接近,将其平均值29.73MPa确定为目标区最小混相压力。同时,为了优选出快速预测类似目标区块最小混相压力的经验公式,初选出7种适用于目标区块的经验公式法对最小混相压力进行了预测,并统一了各经验公式的单位和相关参数。从经验公式法预测的结果来看,各经验公式法得到的结果相差较大,预测平均值为26.57MPa。其中与目标区确定的最小混相压力29.73MPa比较,相对误差最小的经验公式为The Petroleum Recovery InstituteⅠ关联式法（PRIⅠ）,预测最小混相压力为28.73MPa,相对误差为3.36%,可作为目标区类似区块最小混相压力快速预测的经验公式。（3）根据二氧化碳驱油机理、目标区的实际条件和最小混相压力,确定了扩大混相驱范围改善开发效果的途径是降低最小混相压力。通过对二氧化碳与原油达到混相的条件、最小混相压力影响因素的分析,结合注二氧化碳对原油组分的影响,确定了采用酯类油溶性表面活性剂柠檬酸异丁酯和柠檬酸异戊酯作为降低最小混相压力的初选试剂,并确定了两种初选试剂的化学反应方程式、配方和制备流程。这两种试剂能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力。（4）注入不同段塞尺寸的柠檬酸异丁酯和柠檬酸异戊酯的最小混相压力测试方案结果表明:随着注入段塞的增大,测得的最小混相压力均逐渐降低,但是降低的幅度越来越小,最优的注入段塞大小为0.003PV;该段塞大小的条件下,添加柠檬酸异丁酯段塞后测得的最小混相压力为23.5MPa,降低最小混相压力6.23MPa,添加柠檬酸异戊酯段塞后测得的最小混相压力为24.1MPa,降低最小混相压力5.63MPa。由此可以看出,柠檬酸异丁酯降低最小混相压力幅度较大,效果较好。（5）制定了四套人造岩心驱替模拟方案,未添加优选试剂的常规方案中混相驱阶段采出程度为5.4%。其中混相驱阶段采出程度最高的是方案4:水驱至含水率98%后注入0.003PV柠檬酸异丁酯段塞,再注入1.2PV的二氧化碳。该方案混相驱阶段采出程度为17%,比未添加优选试剂的常规方案提高了11.6个百分点。可以看出,在相同实验条件下注入柠檬酸异丁酯可以降低最小混相压力,扩大混相驱范围,进而改善二氧化碳混相驱的驱油效果。（6）综合应用目标区地质特征研究成果,利用Petrel建模软件建立了目标区块的精细地质模型。结合目标区块的动静态特征,采用CMG数值模拟软件建立目标区数值模拟模型,完成了地质储量拟合和历史拟合。在历史拟合结果的基础上,设计了十套二氧化碳注入方案,未注入优选试剂的基础预测方案采收率为7.11%。对比分析各方案得到方案四为最优方案:在目前各井的生产制度基础上,先注入0.003pv的柠檬酸异丁酯段塞,再采用目前各井的生产制度生产,预测开发指标。预测10年后目标区块累计产油量55.21×104t,预测采收率为11.47%,比基础预测方案提高了4.36个百分点。
杨涛[7]（2018）在《王龙庄油田T83断块精细油藏描述与剩余油挖潜研究》文中认为我国近些年新增的探明储量中,低渗油藏占比大,显示出巨大的潜力。王龙庄油田T83断块经过20多年的开发,目前已处于高含水阶段,由于沉积、储层的复杂性和认识的阶段性,导致主力油层水淹程度高、剩余油认识不清、开发调整不完善等问题,主要表现在平面、垂向上矛盾突出;部注入水驱替效果差,油井受效不均衡等。针对上述问题,急需进行对T83断块进行更加深刻的研究,解决实际生产中的矛盾,提高油藏采出程度。本次研究主要从精细油藏描述与剩余油挖潜对策的角度出发,主要包括层序地层学研究、沉积微相研究、储层综合评价、三维地质建模、油藏数值模拟、剩余油分布特征分析以及挖潜对策调整等几个方面,为T83断块下一步实施开采夯实基础。根据T83断块的测井曲线响应形态,结合最大熵谱分析技术,将研究区目的层段阜二段Ⅱ亚段分为2个小层,Ⅲ亚段分为6个小层,并建立了高分辨率层序地层格架,进行了典型井的小层对比。结合T83断块的岩心照片、沉积相标志及单井相分析,研究表明阜二段主要发育滩坝相沉积,微相为砂滩、砂坝,沉积物源主要来自于西部的张八岭隆起。运用地质学统计分析方法,利用变异系数、突进系数、级差等参数表征了储层的非均质性。研究表明阜二段非均质性较严重。对研究区内裂缝发育特征进行分析,发现研究区裂缝的主要发育方向为北东向。结合三维地质建模、油藏数值模拟技术,对王龙庄油田T83断块的水驱历史进行拟合之后,分析了剩余油的分布特征,提出挖潜剩余油的措施,并对剩余油的挖潜效果进行了评价。
魏克宇[8]（2017）在《气顶底水油藏高含水期调整对策研究》文中认为气顶底水油藏构造复杂,剩余油分布规律研究及挖潜难度大。目前该类油藏由于油气比比较高以及存在气顶,使得开发效果较差,但仍有较大的挖潜潜力。研究如何高效开发此类油藏就显得尤为重要。本文应用实际区块的地质、动态特征资料,在研究此类油藏剩余油的基础上,通过开发方式、层系以及井网井距等方面的优化设计提出油田综合调整方案,从整体上改善油田开发效果。本论文研究了该区块的地质特征,构造特征,储层特征及储量状况,对该区块的开发阶段进行了划分,分析评价了目前该区块的开发现状及开发效果,总结了目标油藏开发存在的问题:储量动用程度低;部分油井开发技术政策不合理含水上升快;油田递减率居高不下;部分开发单元目前无井生产,剩余油无法动用。应用油藏工程方法及数模技术,对油藏压力、产量、综合含水进行了拟合,在此基础上总结剩余油规律。结合剩余油分布特征调整井网井距,确定合理地层压力保持水平、生产压差、采油速度、射孔位置等。在开发技术界限研究的基础上,设计了3套调整方案,并对方案直接进行预测对比,推荐最优方案。本次通过油藏数值模拟,油藏动态分析等技术方法手段重新认识油藏、解剖油藏,进行油藏开发效果评价及调整方案研究,从而达到增产、稳产、改善开发效果、提高开发水平的目的。
张惠敏[9]（2017）在《RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究》文中进行了进一步梳理RQ潜山碳酸盐岩油藏是典型的双重介质油藏,储层类型以裂缝-孔隙为主,裂缝是主要的渗流通道。目前,该油藏的采收率为30%左右,含水率很高,剩余油较多,进一步提高采收率研究该油藏的开发机理成为一个关键问题。由于无法获得具有代表性的带微裂缝真实岩心,本文以RQ潜山碳酸盐油藏为背景,制作了满足储层物性的带有微裂缝的人造岩心,借助物理模拟的方法,利用新的耐高温高压的三维物理模拟装置,开展2种不同大裂缝组合方式的水驱油物理模型实验,分析和评价了水驱油效果。本论文是在中石油"RQ潜山碳酸盐岩油藏剩余油分布及开发机理研究"项目的资助下开展研究,对指导该油藏的开发有重要的意义。主要研究成果如下:（1）以相似理论为基础,通过敏感性数值分析,发现储层渗透率和流体饱和度在物理模拟实验中占据重要地位。利用数值模拟采用五点井网和九点井网对模型的网格尺寸（2.5cm、5cm、10cm）影响进行了研究,发现网格的大小对采收率和剩余油分布特征的影响不大,因此以10cm步长确定了阵列监控数据点数。（2）对三种不同渗透率级别的造缝岩心进行启动压力梯度实验和应力敏感实验并对基质岩心和裂缝岩心进行油水相渗实验,通过实验结果对比分析岩心的渗流特征,为大模型的实验结果提供基础性的认识。（3）在无法获得真实岩心的基础上,结合RQ潜山油藏的物性特征,最终通过对比分析,确定微裂缝的模型岩心按照水泥:砂:石=1:2:4质量比例加上总体积1%的油制作而成,创新性的寻找出微裂缝的制作方法,为大模型实验提供了依据。（4）利用一种新型的可测电阻率和压力分布的大模型装置,设计两种不同的大裂缝组合方式（高角度单裂缝和高角度双裂缝）,进行水驱实验,大模型单裂缝水驱油采收率是42.88%,双裂缝采收率是52.68%,对大模型的水驱油效果进行分析。
吴振华[10]（2017）在《温西一区块注氮气提高采收率技术研究》文中认为吐哈油田属于中-低渗透油田,油藏物性复杂,非均质性强。尽管采取了注水等一系列有效措施,但注水水质标准要求高,处理难度大,成本高,注水压力高,从而水井发生套损现象比较普遍,水井利用率低,有的油藏甚至根本注不进水;另外,低渗油藏泥质含量高,水敏感性强,容易造成不可恢复的地层伤害,这样仍有大部分原油残留在地下采不出来。综合考虑,目前气驱比较适合中-低渗透油藏开发,进入20世纪80年代以后,由于氮气来源广泛、价格低廉、无腐蚀、无污染等独特优越性,使得氮气驱已成为注气开发的新技术、新趋势,特别是对注水困难的低渗透油藏和构造油藏,注氮气的确取得了很好的效果。进入20世纪80年代,随着制氮气技术的提高,氮气的价格越来越低廉,另外,其来源广、无腐蚀、无污染的独特优势,使氮气驱提高采收率技术成为注气开发的新技术、新趋势,特别是对注水困难的低渗透和陡构造油藏,注氮气的确取得了很好的效果。为探索吐哈油田注氮气提高低渗透油藏采收率的可行性,本文首先对国内外有关氮气驱室内研究和矿场应用情况进行了充分调研,并在此基础上制定了氮气驱选区的主要原则,根据此原则筛选出了温西一区块为该课题的研究区块,并针对该区块的油藏地质条件,选取了有代表性的油、气、水和岩心样品,进行了系统的实验研究。氮气与地层油的相特性研究,即氮气对地层油的膨胀降粘试验研究和氮气与地层油的多次接触试验研究;氮气与地层油的界面张力研究等,并研究了氮气的多种注入方式、注入时机等对氮气驱效果的影响等。通过对氮气驱的驱油机理、对地层油相态参数的改善程度和规律、氮气驱的驱油效果评价、氮气驱的注入工艺参数优化等系统的室内实验研究。分析表明选取合适的油藏类型和合适的注入方式,在吐哈油田开展氮气驱提高低渗透油藏的采收率在技术上是完全可行的。
二、樊124块注水开发的实践与认识（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、樊124块注水开发的实践与认识（论文提纲范文）
（1）胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向（论文提纲范文）
| 1 胜利油田CO2驱提高采收率技术的发展历程 |
| 2 特低渗透油藏超前注CO2混相驱技术 |
| 2.1 超前注CO2混相驱开发技术机理 |
| 2.1.1 注气增能机理 |
| 2.1.2 传质增效机理 |
| 2.2 超前注CO2优化设计技术 |
| 2.2.1 混相能力优化 |
| 2.2.2 注入速度优化 |
| 2.2.3 注采方式优化 |
| 2.3 超前注CO2混相驱矿场应用 |
| 3 降低混相压力技术 |
| 3.1 降低最小混相压力的机理 |
| 3.2 降低最小混相压力体系研究 |
| 3.2.1 增效剂优选 |
| 3.2.2 增溶剂 |
| 3.2.3 降低混相压力体系研制 |
| 3.3 降低混相压力体系的矿场应用 |
| 4 面临的挑战及下步方向 |
| 4.1 CO2驱规模应用面临的挑战 |
| 4.2 CO2驱开发对策 |
| 4.3 下一步研究方向 |
| 4.3.1 深化CO2驱提高石油采收率的相态理论 |
| 4.3.2 低成本扩大CO2驱波及体积技术 |
| 4.3.3 CO2非完全混相驱研究的发展 |
| 4.3.4 气窜通道识别、描述及预警技术研究 |
| 5 结论 |
（2）低渗油层CO2与改性水交替驱油机理实验研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注气开发国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.2 CO_2-水驱油参数研究现状及发展趋势 |
| 1.2.3 低渗透油藏核磁共振技术研究现状及发展趋势 |
| 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 |
| 第二章 改性水配方体系优化研究 |
| 2.1 单一表面活性剂体系优选 |
| 2.1.1 实验条件 |
| 2.1.2 实验方案设计 |
| 2.1.3 实验步骤 |
| 2.1.4 实验结果对比分析 |
| 2.2 复配表面活性剂配方体系设计及性能评价优选 |
| 2.2.1 复配表面活性剂配方体系设计 |
| 2.2.2 实验方案设计 |
| 2.2.3 实验结果对比分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 改性水二氧化碳交替驱油物理模拟实验研究 |
| 3.1 原油高压物性实验 |
| 3.1.1 实验准备 |
| 3.1.2 地层原油样品的配制 |
| 3.1.3 地层原油高压物性实验 |
| 3.2 不同驱替介质驱油效果对比实验 |
| 3.2.1 实验装置及实验条件 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 实验方案设计 |
| 3.2.4 实验结果分析 |
| 3.3 改性水浓度优化驱油实验 |
| 3.3.1 实验方案设计 |
| 3.3.2 实验结果分析 |
| 3.4 交替注入PV数优化驱油实验 |
| 3.4.1 实验方案设计 |
| 3.4.2 实验结果分析 |
| 3.5 段塞大小优化驱油实验 |
| 3.5.1 实验方案设计 |
| 3.5.2 实验结果分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 改性水二氧化碳交替驱油机理核磁共振研究 |
| 4.1 贝雷岩心不同方案驱替实验 |
| 4.1.1 实验装置与仪器 |
| 4.1.2 实验条件 |
| 4.1.3 实验方案设计 |
| 4.1.4 实验步骤 |
| 4.1.5 实验结果分析 |
| 4.2 贝雷岩心驱替前后流体分布核磁分析 |
| 4.2.1 实验方法及原理 |
| 4.2.2 实验装置与仪器 |
| 4.2.3 实验条件 |
| 4.2.4 实验方案设计 |
| 4.2.5 实验步骤 |
| 4.2.6 实验结果分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（3）致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2-EOR技术发展现状 |
| 1.2.2 CO_2-EOR驱替机理的研究现状及进展 |
| 1.3 陕北地区致密砂岩油藏CO_2-EOR机理研究面临的问题、挑战 |
| 1.4 课题研究成果的应用前景 |
| 1.5 研究思路及方法 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第二章 陕北地区延长组致密砂岩储层特征研究 |
| 2.1 区域地质概况及研究区优选 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 研究区晚三叠世沉积演化 |
| 2.1.3 研究区及目的层优选 |
| 2.2 长4+5 油层的岩石学特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.3.1 图像分析技术研究储层微观孔喉结构 |
| 2.3.2 常规压汞技术研究储层微观孔隙结构 |
| 2.3.3 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 |
| 2.4 物性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 2.5.1 延长组露头裂缝特征 |
| 2.5.2 岩心资料构造裂缝特征 |
| 2.5.3 成像测井资料裂缝特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 研究区原油与CO_2混溶相态行为研究 |
| 3.1 油藏流体的高压物性分析 |
| 3.1.1 实验方案 |
| 3.1.2 测试结果 |
| 3.2 地层油—CO_2体系加气膨胀实验 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 结果分析 |
| 3.3 常规最小混相压力研究 |
| 3.4 致密孔中流体相态行为研究 |
| 3.4.1 纳米孔中流体的临界参数偏移 |
| 3.4.2 致密储层流体相图偏移 |
| 3.5 关于致密储层MMP的探讨 |
| 3.6 相态拟合 |
| 3.6.1 拟合步骤 |
| 3.6.2 拟合结果 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 陕北地区致密砂岩油藏CO_2驱非线性渗流特征研究 |
| 4.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流规律研究 |
| 4.1.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流机理 |
| 4.1.2 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流模型 |
| 4.2 致密砂岩油藏CO_2驱油相渗特征研究 |
| 4.2.1 CO_2非混相驱相渗计算模型 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱相渗特征 |
| 4.3 真实岩心注CO_2驱油效率物理模拟 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 敏感性分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 致密砂岩油藏CO_2驱窜流规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 岩心尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.2.1 物理模型的建立 |
| 5.2.2 窜流实验 |
| 5.2.3 结果分析 |
| 5.3 油藏尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.3.1 垂向非均质模型 |
| 5.3.2 平面非均质模型 |
| 5.3.3 裂缝模型 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 裂缝发育的致密砂岩油藏CO_2驱分子扩散作用探讨 |
| 6.1 分子扩散机制 |
| 6.2 多孔介质中分子扩散类型 |
| 6.3 分子扩散物理模拟 |
| 6.4 研究区致密砂岩储层中的分子扩散 |
| 6.4.1 CO_2在原油中的扩散系数 |
| 6.4.2 CO_2在储层中有效扩散系数 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 陕北地区致密砂岩油藏高效注CO_2开发方案数值模拟 |
| 7.1 高效注CO_2开发方案 |
| 7.1.1 注CO_2必须考虑的三个关键问题 |
| 7.1.2 关于CO_2单砂体吞吐方案 |
| 7.1.3 离散裂缝网络模型(DFN) |
| 7.2 研究区生产历史拟合 |
| 7.3 注采动态预测 |
| 7.3.1 单井注入能力 |
| 7.3.2 混相时间 |
| 7.3.3 关井时机 |
| 7.3.4 焖井时间 |
| 7.3.5 注入效果 |
| 7.4 小结 |
| 第八章 结论及尚存的问题 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 尚存问题 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.申请(授权)专利 |
| 3.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1.基本情况 |
| 2.教育背景 |
（4）鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究区开发现状 |
| 1.3.1 开发现状 |
| 1.3.2 开发中存在问题 |
| 1.4 研究思路、技术路线及研究内容 |
| 1.4.1 研究思路及技术路线 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 主要认识及创新点 |
| 1.6.1 主要认识 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第二章 CO_2驱油机理及驱油效果影响因素研究 |
| 2.1 CO_2 驱油机理实验研究 |
| 2.1.1 溶蚀储层岩石 |
| 2.1.2 改变岩石表面润湿性 |
| 2.1.3 降低原油密度 |
| 2.1.4 降低原油粘度 |
| 2.1.5 降低油水界面张力 |
| 2.1.6 改变原油组成 |
| 2.2 CO_2 驱油效果影响因素研究 |
| 2.2.1 气驱与水驱的驱替界限 |
| 2.2.2 非均质性对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.3 注入方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.4 WAG注入参数对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.5 注入时机对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.6 裂缝对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.7 压力恢复方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 多相流渗流特征研究 |
| 3.1 油水相对渗透率测定 |
| 3.1.1 实验设备 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验结果及分析 |
| 3.2 油气相对渗透率测定 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 实验方法 |
| 3.2.3 实验结果及分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 CO_2-原油相态及CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.1 CO_2-原油相态研究 |
| 4.1.1 地层流体组成与物性分析测试 |
| 4.1.2 CO_2-原油PVT实验研究 |
| 4.2 CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.2.1 细管法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.2 界面张力消失法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.3 经验公式法预测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.4 CO_2-原油最小混相压力影响因素研究 |
| 4.2.5 降低CO_2-原油最小混相压力技术研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 CO_2窜逸规律及扩大波及体积技术研究 |
| 5.1 CO_2 在多孔介质中窜逸的基本规律 |
| 5.1.1 渗透率对气窜的影响 |
| 5.1.2 注气压力对气窜的影响 |
| 5.1.3 水/气交替注入对气窜的影响 |
| 5.1.4 油藏非均质性对气窜的影响 |
| 5.1.5 影响窜逸因素及其基本规律 |
| 5.2 扩大波及体积技术研究 |
| 5.2.1 裂缝中窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.2 基质中相对高渗窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.3 封窜驱油效果实验 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 CO_2 驱开发方案优化设计及先导试验 |
| 6.1 CO_2 驱开发方案参数优选 |
| 6.1.1 开发方案设计原则 |
| 6.1.2 注气压力和初期注气速度 |
| 6.1.3 地层压力恢复方式 |
| 6.1.4 初期采油速度 |
| 6.1.5 注气方式 |
| 6.2 推荐方案及指标预测 |
| 6.2.1 衰竭开发(极限)指标预测 |
| 6.2.2 完善井网水驱对比方案指标预测 |
| 6.2.3 优化注气方案及指标预测 |
| 6.3 CO_2 驱先导试验 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 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 |
（5）砾岩油藏注二氧化碳开采波及规律实验研究（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 砾岩开发研究现状 |
| 1.2.2 CO_2驱研究现状 |
| 1.3 存在的问题 |
| 1.4 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 二氧化碳岩心驱替实验 |
| 2.1 实验准备 |
| 2.1.1 目标区块储层与原油物性 |
| 2.1.2 岩心渗透率的测量 |
| 2.1.3 岩心孔隙度测量 |
| 2.1.4 岩心饱和油 |
| 2.2 二氧化碳驱油实验 |
| 2.2.1 实验材料与仪器 |
| 2.2.2 实验方法与步骤 |
| 2.2.3 实验结果与分析 |
| 2.3 CO_2驱并联岩心实验 |
| 2.3.1 实验材料与仪器 |
| 2.3.2 实验方法与步骤 |
| 2.3.3 实验结果与分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 岩心铸体薄片分析 |
| 3.1 实验材料与仪器 |
| 3.2 实验方法与步骤 |
| 3.3 实验结果与分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 二氧化碳微观波及规律实验 |
| 4.1 实验前准备 |
| 4.1.1 微观模型的制作 |
| 4.1.2 实验材料与仪器 |
| 4.2 实验方法与步骤 |
| 4.3 实验结果与分析 |
| 4.3.1 微观二氧化碳驱波及规律分析 |
| 4.3.2 不同条件下二氧化碳驱采收率对比 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（6）低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究意义和应用价值 |
| 1.2 二氧化碳驱研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 二氧化碳驱油机理 |
| 1.4 最小混相压力影响因素及预测方法 |
| 1.4.1 最小混相压力影响因素 |
| 1.4.2 最小混相压力预测方法 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 第二章 目标区地质特征与开发评价 |
| 2.1 储层沉积特征研究 |
| 2.1.1 沉积时间单元划分与对比 |
| 2.1.2 储层沉积相研究 |
| 2.2 储层主要物性研究 |
| 2.3 储层非均质性研究 |
| 2.4 目标区开发评价 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 目标区原油物性特征及最小混相压力预测 |
| 3.1 目标区原油物性特征研究 |
| 3.1.1 实验样品 |
| 3.1.2 实验装置 |
| 3.1.3 实验结果分析 |
| 3.2 目标区最小混相压力预测 |
| 3.2.1 长细管驱替实验法预测目标区最小混相压力 |
| 3.2.2 界面张力法预测目标区最小混相压力 |
| 3.2.3 经验公式法预测目标区最小混相压力 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 降低最小混相压力研究 |
| 4.1 降低最小混相压力方法的确定 |
| 4.1.1 混相溶剂法 |
| 4.1.2 液化石油气法 |
| 4.1.3 降低最小混相压力方法的选择 |
| 4.2 降低最小混相压力试剂的确定 |
| 4.2.1 破坏分子间结构的试剂 |
| 4.2.2 破坏分子内部结构的试剂 |
| 4.2.3 降低最小混相压力试剂的选择 |
| 4.3 降低最小混相压力试剂的制备 |
| 4.4 添加试剂后最小混相压力测试 |
| 4.4.1 实验材料及装置 |
| 4.4.2 实验流程 |
| 4.4.3 实验结果 |
| 4.5 优选试剂混相驱替实验 |
| 4.5.1 实验方案 |
| 4.5.2 实验条件 |
| 4.5.3 实验装置 |
| 4.5.4 实验流程 |
| 4.5.5 实验结果 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 二氧化碳混相驱数值模拟研究 |
| 5.1 地质模型研究 |
| 5.1.1 构造模型的建立 |
| 5.1.2 沉积相模型的建立 |
| 5.1.3 属性模型的建立 |
| 5.2 油藏数值模拟研究 |
| 5.2.1 CMG数值模拟研究 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.2.3 二氧化碳注入方案预测 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的成果 |
| 致谢 |
（7）王龙庄油田T83断块精细油藏描述与剩余油挖潜研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 研究现状分析 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 2 油田地质特征及开发现状 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.3 油田开发现状 |
| 3 高分辨率层序地层学研究 |
| 3.1 阜宁组各段顶底界面的识别 |
| 3.2 砂组的识别与划分 |
| 3.3 小层的识别与划分 |
| 4 沉积微相研究 |
| 4.1 沉积环境与物源分析 |
| 4.2 沉积相类型研究 |
| 4.3 沉积演化规律 |
| 5 储层综合评价与隔夹层研究 |
| 5.1 储层非均质性评价 |
| 5.2 隔夹层分布特征 |
| 5.3 储层综合分类评价 |
| 5.4 裂缝发育特征研究 |
| 6 油藏数值模拟与剩余油挖潜 |
| 6.1 三维地质建模 |
| 6.2 油藏数值模拟 |
| 6.3 剩余油分布特征分析 |
| 6.4 剩余油挖潜措施调整 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 主要成果 |
（8）气顶底水油藏高含水期调整对策研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 剩余油研究现状 |
| 1.2.2 剩余油饱和度研究方法现状 |
| 1.2.3 气顶底水油藏主要开发方式 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 油藏地质特征 |
| 2.1 油藏自然条件概况 |
| 2.2 油藏地层 |
| 2.3 油藏构造 |
| 2.4 油藏储层 |
| 2.5 油藏类型 |
| 第三章 油藏开采特征及开发效果评价 |
| 3.1 开发动态特征分析 |
| 3.1.1 开发阶段划分 |
| 3.1.2 开采现状 |
| 3.2 油藏开发效果评价 |
| 3.2.1 储层动用状况评价 |
| 3.2.2 水驱采收率评价 |
| 3.2.3 产量变化特征评价 |
| 3.2.4 能量状况评价 |
| 3.3 存在的主要问题 |
| 第四章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 数值模拟方法 |
| 4.1.1 数值模型建立及历史拟合 |
| 4.1.2 剩余油分布特征及影响因素 |
| 4.2 油藏工程方法 |
| 4.2.1 油藏工程综合法 |
| 4.2.2 剩余可采储量法 |
| 4.3 剩余油潜力分析 |
| 4.4 单砂层潜力分析 |
| 4.5 剩余油形成控制因素 |
| 4.5.1 层间非均质性影响形成的剩余油 |
| 4.5.2 注采不完善形成的剩余油 |
| 第五章 开发技术界限研究 |
| 5.1 开发层系调整 |
| 5.2 开发井网、井距调整 |
| 5.2.1 井网设计原则 |
| 5.2.2 单井井型论证 |
| 5.2.3 合理井距论证 |
| 5.4 开采技术界限研究 |
| 5.4.1 合理地层压力保持水平 |
| 5.4.2 合理生产压差 |
| 5.4.3 单井产油量经济界限 |
| 5.4.4 合理注采比界限 |
| 5.4.5 合理射孔位置确定 |
| 5.5 单井产能论证 |
| 5.5.1 直井产能 |
| 5.5.2 水平井产能 |
| 第六章 调整方案及开发指标预测 |
| 6.1 方案部署及指标优选 |
| 6.1.1 方案部署原则 |
| 6.1.2 方案部署思路 |
| 6.2 方案部署结果 |
| 6.3 方案指标预测 |
| 6.4 方案指标对比 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究（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 碳酸盐岩储层的特征 |
| 1.2.2 双重介质的渗流特征研究 |
| 1.2.3 油藏物理模拟研究 |
| 1.2.4 微裂缝制作方法研究 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 本文主要工作量及创新 |
| 1.4.1 研究工作量 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 第2章 三维物理模型参数确定 |
| 2.1 水驱油相似理论推导 |
| 2.1.1 假设条件 |
| 2.1.2 数学模型 |
| 2.1.3 相似准数的确定 |
| 2.2 数值模拟方法确定物理模型参数 |
| 2.2.1 物性参数选取 |
| 2.2.2 五点井网 |
| 2.2.3 九点井网 |
| 2.3 模型及实验参数设计 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层岩心渗流特征实验研究 |
| 3.1 启动压力梯度测试 |
| 3.1.1 实验原理 |
| 3.1.2 实验流程 |
| 3.1.3 实验条件 |
| 3.1.4 实验结果 |
| 3.2 应力敏感实验研究 |
| 3.2.1 实验原理与方法 |
| 3.2.2 实验流程 |
| 3.2.3 实验条件 |
| 3.2.4 实验步骤 |
| 3.2.5 实验数据处理 |
| 3.2.6 实验结果 |
| 3.3 双重孔隙介质油水相渗实验研究 |
| 3.3.1 岩心物性分析测试 |
| 3.3.2 相渗测试方法及准备 |
| 3.3.3 油水相渗曲线测试 |
| 3.3.4 油水测试相对渗透率归一化 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 大模型岩心制作研究 |
| 4.1 大模型装置介绍 |
| 4.1.1 大模型主要技术 |
| 4.1.2 大模型工作原理 |
| 4.2 模型岩心制作方法研究 |
| 4.2.1 微裂缝岩心制作过程 |
| 4.3 岩心配方论证 |
| 4.3.1 岩心孔渗测试 |
| 4.3.2 油水相渗测试 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 大模型水驱油实验研究 |
| 5.1 实验模型制备 |
| 5.2 实验流体配制 |
| 5.2.1 注N_2最小混相压力的确定 |
| 5.2.2 实验仪器及技术指标 |
| 5.2.3 实验条件 |
| 5.2.4 实验结果与分析 |
| 5.3 实验准备步骤 |
| 5.4 实验流程设计 |
| 5.5 实验结果分析 |
| 5.5.1 模型一结果分析 |
| 5.5.2 模型二结果分析 |
| 5.5.3 两种模型水驱效果对比分布 |
| 5.5.4 大模型钻取小岩心 |
| 5.6 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 |
（10）温西一区块注氮气提高采收率技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 温米油田温西一区块概况 |
| 1.1 油藏地质概况 |
| 1.2 勘探开发简况 |
| 1.3 剩余油分布特征分析 |
| 第二章 氮气泡沫驱室内研究 |
| 2.1 驱油机理可行性分析 |
| 2.2 矿场实践分析 |
| 2.3 氮气驱室内实验效果评价 |
| 2.4 改善氮气驱技术研究 |
| 第三章 注入参数优化设计 |
| 3.1 注入参数优化 |
| 3.2 试验区注入参数设计 |
| 第四章 氮气泡沫驱效果评价 |
| 4.1 注入情况 |
| 4.2 油井产出情况 |
| 4.3 油井见效情况分析 |
| 4.4 认识 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、樊124块注水开发的实践与认识（论文参考文献）
- [1]胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向[J]. 曹绪龙,吕广忠,王杰,张东,任敏. 油气藏评价与开发, 2020(03)
- [2]低渗油层CO2与改性水交替驱油机理实验研究[D]. 邱岳. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例[D]. 王玉霞. 西北大学, 2019(01)
- [4]鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例[D]. 汶锋刚. 西北大学, 2019(01)
- [5]砾岩油藏注二氧化碳开采波及规律实验研究[D]. 陈昊天. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [6]低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究[D]. 赵跃军. 东北石油大学, 2018
- [7]王龙庄油田T83断块精细油藏描述与剩余油挖潜研究[D]. 杨涛. 山东科技大学, 2018(03)
- [8]气顶底水油藏高含水期调整对策研究[D]. 魏克宇. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]RQ潜山碳酸盐岩油藏大模型水驱油实验研究[D]. 张惠敏. 西南石油大学, 2017(11)
- [10]温西一区块注氮气提高采收率技术研究[D]. 吴振华. 东北石油大学, 2017(02)