一、火山岩裂缝性底水油藏油、气、水三相驱替机理及数值模拟研究（论文文献综述）
刘思平[1]（2019）在《新疆火山岩油藏布井及开发方式优化研究》文中研究说明火山岩裂缝性油藏具有基质渗透率极低、岩性岩相复杂、天然裂缝发育、部分区块发育边底水、油层纵向厚度大等特点,由于其成藏过程中反复的构造运动,导致油藏中发育大量天然裂缝,导致注水开发过程中容易发生注入水窜进。合理的部署方式及开发方式显得尤为重要。本文对火山岩裂缝性油藏的控制半径进行了理论分析,研究了窜流系数和弹性储容比与井控半径的关系,并从理论公式的角度分析了裂缝渗流阶段的渗流半径并估算了其大小,为井网部署提供数据支撑。另外还从经济极限的角度计算了最佳的直井井距和水平井排距,并绘制成图。同时评价了在不同裂缝倾角下的直井和水平井的开发效果,为火山岩油藏井型井距选择提供指导。不同火山岩油藏其天然能量大小差别大,储层差异决定了不同火山岩油藏采用了不同的开发方式,目前主要是注水开发和天然能量衰竭开发,对于注水开发油藏,进行了水驱立体注采结构优选,在此基础上结合油藏特点设计了不同的开发井网,并进行了立体注采井网形式的筛选,然后对井网的井距、排距等部署参数进行了优化。对于天然能量开发油藏,合理的垂向井网形式更为重要,并将其与直井水平井混合井网的开发效果进行对比,最终的开发效果显示前者更优。最后对火山口相附近的CH478井区火山岩油藏进行了实际区块的数值模拟,并设计了三套不同的开发部署方案,其中方案一的开发效果最好,通过结合之前的部署方式和开发优化研究,改善了开发效果,为实际开发方案设计起到借鉴作用。
王建峰[2]（2018）在《塔河油田油-气-水三相Darcy-stokes流动模型与应用研究》文中研究说明塔河缝洞型油藏是类特殊油藏,以裂缝和溶洞为主要的储渗空间,储层具有极强的非均质性和离散性;储层空间的尺度跨度大,从微米到数百米不等;流体的运动规律复杂,基质孔、微裂缝以及填充溶洞中的流体服从渗流规律,而溶洞和大裂缝中的流体服从空腔流规律。油藏开发经历了衰竭式开发和注水开发阶段,当前已进入了注气开发阶段。目前研究仅对缝洞型油藏的油-水两相渗流-空腔流耦合流动进行了深入研究,对缝洞型油藏三相流体的渗流-空腔流动规律尚没有明确的认识。为了探索缝洞型油藏中三相流体的流动规律,研究注气开发的优化方法,提高注气开发效果并降低注气成本,本文开展了对缝洞型油藏中油-水的渗流-空腔流耦合运移机理的研究。研究将裂缝、基质孔隙、微小以作为连续介质,用DARCY公式描述其中的流体运动规律;将大尺度裂缝和溶洞作为离散介质,其中充填溶洞用DARCY公式而未充填溶洞用STOKES公式研究流体在其空腔中的流动,建立了油气水三相DACY-STOKES模型。包括四部分内容:（1）在渗流区建立油气水三相重组型缝洞双重介质模型。将溶洞分为两类:Ⅰ类与裂缝存在唯一小开口;Ⅱ类与裂缝有多个开口或者开口宽。前者与裂缝联合构成裂-Ⅰ型溶洞混合介质;Ⅱ类溶洞独立构成一类介质。模型的运动方程用双重介质油气水三相Darcy公式描述。（2）在离散介质区域,大尺度裂缝与溶洞未充填的空腔,流体流动服从Navier-Stokes方程。（3）联立双重介质模型和离散基质模型,在得到的DARCY-STOKES流动模型中,将渗流区和空腔流区分界面的切向连接条件扩展到三相,得到三相流体的 BJS（Beaver-Joseph-Softman）条件。（4）在 DARCY-STOKES 流动模型中,将渗流区和空腔流区分界面的法向连接条件修正为突面界面的连接条件模型（JPVCM）,并扩展为三相流模型。在COMSOL软件辅助下,本文求解了基于三相流体JPVCM和BJS条件的Darcy-Stokes模型,并研究了塔河油田典型井组的注气机理,结果表明缝洞内流体分布主要受重力影响,最上面为气,中间为油,底部为水。空腔体内的压力梯度远远小于渗流区的值,空腔可近似于无限导流区。计算过程中,由于渗流区和空腔流区的导流能力相差数个量级,模型求解收敛性差,计算速度较为缓慢。为了提高建立模型的计算效率,实现在塔河油田数值模拟研究中的快速应用,本文根据空腔内流体的分布特征以及其超高导流特征,将空腔内的流动简化三相流体等势体模型,模型考虑了空腔形态对油气水分布的影响,故称为原形空腔等势体模型（EPC）模型。计算过程中,研究将三相DARCY-STOKES流动模型等效简化为三相DARCY-EPC流动模型。该模型保留了 DARCY-STOKES模型的所揭示的流体分布规律,还可以回避空腔体内的压力梯度计算,从而解决了 DARCY-STOKES模型的计算效率和收敛性问题。与DARCY-STOKES模型需要高度精细网格模拟空腔流不同,新模型只需一个网格单元描述一个空腔体,在精度相近的条件下,显着提高了模型的计算效率和实用性。研究建立了油气水三相DARCY-STOKES模型,扩展了渗流区与空腔流动区的切向边界条件（BJS条件）,修正了法向边界条件（JPVCM条件）,并提出了一种可以快速高效计算渗流-空腔流耦合模型的方法（DARCY-EPC模型）。
郝宏达[3]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中提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。
谢俊,梁会珍,郭睿,王金凯,王梦琪,段雅君[4]（2018）在《碳酸盐岩储气库多轮次强注强采流体互驱机理研究现状》文中研究表明国内外大量文献调研发现,碳酸盐岩多重介质储层的非均质性及地下储气库强注强采工艺的特殊性决定了流体多尺度运移机理的复杂性,碳酸盐岩储气库多轮次强注强采流体互驱机理相关理论研究迫在眉睫,国外亦未见先例。针对碳酸盐岩孔、洞、缝及基质复杂的多重介质储层以及介质内油、气、水多尺度的耦合特征,开展高强度注采过程中多轮次流体互驱机理评价现状研究,深入剖析多相流体宏观和微观注采机理及渗流规律现状,对开展地下储气库运行过程中的"油包气"或"水包气"导致气体漏失的原因分析提供理论指导,为碳酸盐岩储气库高效运行提供技术支撑,为类似碳酸盐岩储层改建地下储气库奠定研究基础。
程晓军[5]（2017）在《缝洞型油藏单元注气驱油机理及注采参数优化研究》文中进行了进一步梳理缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间复杂、储集体空间分布连续性差、储层非均质性极强等特点。使得其高效开发面临极大挑战。塔河油田是我国碳酸盐岩缝洞型油藏开发的主战场之一。近年来,塔河缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率试验,注气效果显着,但是油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差等问题,同时井组之间大量的“阁楼油”尚未动用。为此,为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对缝洞型油藏开展多井开发单元开展注气提高采收率机理方面的研究,以深入认识缝洞型油藏井组注气驱油机理并形成一套注气参数优化方法。本文以塔河油田缝洞型油藏井组单元水驱后注气驱油提高采收率为研究对象,在塔河油田T401原油常规相态实验、注气膨胀实验和驱替实验基础上,开展室内常温常压和高温高压缝洞型油藏井组单元大尺度可视化注气驱替装置设计及研发,以及对应的井组单元可视化水驱后注气驱实验研究,结合油藏数值模拟手段模拟分析井组水驱后注气影响因素并优化了主采参数等,最后评价了塔河油田缝洞型油藏井组单元注气现场应用效果。通过本文的研究主要工作及研究成果如下:1)开展注N2、CO2、空气和天然气对塔河油田缝洞油藏原油膨胀实验研究。研究表明:在地层压力下,地层原油注入四种气体难以达到混相;在注入相同气量下,原油增溶能力大小:CO2>天然气>N2和空气。2)设计并研制缝洞油藏井组单元大尺度可视化注气驱油物理模拟实验装置,实现了井组单元注水后注气驱可视化实验,讨论了注气方式、注气井位置、模型填砂与否对水驱后气驱效果的影响。实验结果表明:模型未充填水驱主要依靠重力进行活塞式驱油,其剩余油分布遵循重力分配原则,即油上水下,绝大部分剩余油为“阁楼油”;水驱后注N2驱,注入的N2由于重力分异作用向上超覆主要驱扫油层上部,采出大缝、缝洞里注入水难以动用的剩余油,从而有效提高驱油效率;高注低采高部分见效时间晚,有效时间长,效果优于低注高采。3)考虑不同地质因素（底水能量、井储关系）,在油井水驱特高含水后（含水率>90%）开始注气,利用单井数值模拟机理模型开展了注气动态参数开发效果正交模拟对比。模拟对比结果表明:注气量要匹配合适的焖井时间,同时不同的注气量匹配的焖井时间要结合井生产动态、油藏地质情况综合考虑。综合数值模拟分析结果,确定了不同影响因素下最优注气选井条件及注氮气选井原则。4)开展塔河油田三种岩溶背景油藏剩余油分布及注气政策优化研究,优化结果表明:风化壳油藏和古河道油藏采用周期注气,断溶体油藏采用气水交替注入;风化壳油藏和古河道油藏注气量为0.2PV,断溶体油藏注气量为0.15PV;风化壳油藏注气速度为5 X 104m3/d,古河道油藏和断溶体油藏注气速度为3 X 104m3/d;风化壳油藏注气周期为3个月,古河道油藏注气周期为2个月,断溶体油藏注气周期为注气三个月注水1个月。5)在井组单元注气室内物理模拟实验及数值模拟结果基础上,设计了 S48单元井井组单元注气及评价了现场注气应用效果。与注气其他井组一样,井组注气应用效果均良好。本文的研究成果确定了塔河缝洞型油藏井组注气提高开发效果的可行性,为塔河油田提高采收率技术政策提供理论支持,也为同类油藏的开发提供宝贵经验。
冯金良[6]（2017）在《火山岩裂缝性稠油油藏开发技术对策研究》文中研究说明由于火山岩裂缝性稠油油藏储层特征复杂,开发难度大,既要考虑常规稠油油藏的特征,还需要考虑天然裂缝的存在对其的影响。本文研究的油藏裂缝和溶蚀孔洞发育、油水关系复杂、原油粘度差异大,因此研究火山岩裂缝性油藏不同粘度范围的开发方式适应性以及合理开发技术对策,对于高效开发该类油藏具有借鉴和启发意义。本文利用油藏工程与数值模拟方法,结合实际油藏储层流体参数,对火山岩裂缝性稠油油藏合理技术政策进行研究。首先通过文献调研,归纳总结火山岩裂缝性油藏的开采概况和开发过程中遇到的问题。通过理论建模的方法,建立和求解裂缝性稠油油藏天然能量、注水和蒸汽吞吐开发的水平井产能模型,计算得到的水平井产能与实际井产能较为接近,对不同影响参数进行敏感性分析。基于实际区块逆断层发育、裂缝发育以及储集空间类型复杂的油藏特征,利用Petrel软件建立实际区块双重介质地质模型,借助CMG软件建立双重介质油藏数值模拟模型,研究火山岩裂缝性稠油油藏进行天然能量、注水和蒸汽吞吐开采的采油机理,得到蒸汽吞吐而不是注水作为天然能量的接替开发方式的结论。通过运用计算地层原油粘度和原油粘温曲线的经验公式,借助油藏数值模拟软件CMG,形成一套计算地层原油粘度分布的系统方法,保证火山岩油藏油藏数值模拟的可靠性,首次提出火山岩裂缝性稠油油藏分区开采的方法,将研究工区分为低粘区、中粘区以及高粘区,分别进行天然能量、注水和蒸汽吞吐等开发影响因素分析和优化研究,蒸汽吞吐开发的采出程度最高,其次是天然能量开发,注水开发效果最差,考虑国际油价处于50$/bbl的水平,推荐天然能量开发方式。
崔淑霞[7]（2017）在《裂缝性致密油藏深部调驱参数优化研究》文中指出裂缝性致密油藏开发难度大,水驱过程中沿裂缝形成水窜水淹,进而降低注水开发效果。逐级深部调控是治理该类储层水窜水淹问题的重要途径,通过逐级调控分别实现各级裂缝的有效封堵。开展深部调驱渗流规律动力学研究及调驱参数优化分析,是提高矿场封堵效果和采收率的重要基础。然而,目前可动凝胶深部调驱的动力学研究主要针对单一裂缝孔隙介质,而围绕具有多级裂缝的致密油藏逐级调控数学模拟及规律分析相对较少。开展裂缝性致密油藏逐级深部调驱动力学模拟研究,实现对深部调驱过程中的参数优化,可为矿场调驱施工提供参数指导。本论文以腰英台油区典型的裂缝性致密油藏为例,根据其裂缝特征（裂缝参数与裂缝导流能力）将致密油藏中的天然裂缝划分为大、中、小三级,开展多级裂缝深部调驱动力学模拟研究。基于经典的双重介质渗流模型,通过给出耦合可动凝胶在裂缝滞留的物性方程、运动方程、连续性方程、状态方程,给出可动凝胶这种非牛顿流体在不同级次裂缝中流动的临界注入条件,建立裂缝性油藏逐级深部调控数学模型;然后,通过实验验证所建模型的正确性,进一步分析裂缝性致密油藏逐级深部调控封堵效果和采出效果变化规律,再通过敏感性分析,揭示逐级深部调驱参数对调驱效果的影响规律;最后,在腰英台油田裂缝性致密油藏实际地质模型建立和水驱开发历史拟合基础上,模拟实际裂缝性致密油藏逐级深部调驱过程,优化实际储层调驱注入参数,为同类油藏逐级深部调控工艺参数优化提供借鉴。模拟结果表明,裂缝性致密油藏深部调驱逐级封堵不同级次裂缝,可以明显提高原油采收率和水驱开发效率,文中基础参数下,深部调驱可提高腰英台模拟区块原油采收率10%左右,降低含水率20%左右;水窜形成后越早进行封堵,深部调驱效果越好;随着注入轮次与注入速度的增加,累产油与提高采收率增加幅度先逐渐增加后缓慢降低,即存在注入轮次和注入速度的最优值;随着注入量与注聚浓度的增加,累产油与提高采收率增加幅度先快速增加后逐渐变缓,并逐渐趋于稳定。
刘昀枫[8]（2015）在《静安堡裂缝性高凝油油藏注空气开发数值模拟》文中指出由于空气具有气源丰富、成本低廉的特点,注空气开发被认为是一种很有发展前景的提高采收率技术,越来越受到人们的重视。空气注入油藏后,氧气和原油发生低温氧化反应,氧气被消耗,生成碳的氧化物,并在保证地层压力的前提下,可有效地控制含水率,从而达到提高采收率的目的。本文首先采用等效介质法建立地质模型,利用有效渗透率综合考虑裂缝对油藏渗透率的影响,并采用生产实际拟合计算结果的方法对地质模型进行检验及修正;其次,根据模拟水驱末期的含油饱和度场、温度场、压力场结果分析了沈625区块剩余油的分布,并为下一步注气开发提出建议;再次,根据室内实验测得高凝油各族组分含量建立组分模型,进行高凝油PVT相态拟合,拟合了高凝油的饱和压力、粘度、地层条件下的密度等参数以及多级脱气实验结果,修正了拟组分的临界特征参数及二元交互作用系数,并引用Belgrave低温氧化动力学模型来模拟低温氧化过程;最后,建立了适用于静安堡潜山裂缝性高凝油油藏三相多组分模型,并进行生产预测及注采参数优化,优化的主要参数有注气量、水气交替注入周期及气液比。通过对采收率提高程度和经济效益情况对比分析,得出日注气量经济合理范围在10000m3/d～20000m3/d,但注气开发2～3年左右会出现气窜现象,针对气窜现象,进行了井网井距优化及水气交替注入开发方式研究;优化结果表征,保留原有五点法井网,适当扩大井距可以实现缓解气窜及采出程度最大化;研究水气交替周期对采收率的影响,结果表明交替周期越短提高采收率幅度越高,针对现场实际情况,合理的水气交替周期为180～360天;对比不同气液比对采收率的影响,从采收率及经济效益两方面得出该区块合理的气液比为2～3。
史毅[9]（2014）在《陆梁油田底水油藏水平井开采特征研究》文中进行了进一步梳理本文研究对象为陆梁油田陆9井区白垩系呼图壁河组已开发的126口水平井及水平井所在的40个低幅度、中高渗、透镜体薄层边、底水油藏。针对目前水平井含水上升快、产量递减较快、开发控制难度大等问题,开展了薄层底水油藏水平井开采特征研究工作。本文在国内水平井开采技术及相关理论研究基础上,结合前期陆梁油田水平井地质、数值模拟、开发等研究成果,应用地质、测井、油藏工程、数值模拟等理论方法,综合研究了水平井因素、地质因素、开采因素对薄层底水油藏水平井开采特征的影响,并取得了以下几点认识：1)含油厚度较大（大于6m）的薄层底水油藏,水平井开采效果明显优于直井。薄层底水油藏水平井的单井产能及阶段产量为直井的2-3倍,随着含油厚度的减小,水平井的开采优势逐渐减弱。2)确定了薄层底水油藏水平井合理长度。含油厚度大于6m的底水油藏,水平井合理长度为300-350m；含油厚度小于6m的油藏,水平井长度长度对开采效果的影响较小,水平井合理长度200m左右。3)确定了薄层底水油藏水平井合理注采井距。综合考虑含油厚度、底水层厚度、原油粘度等因素,薄层底水油藏水平井合理注采井距为150-200m。
温志平[10]（2014）在《H17油藏注气提高采收率数值模拟研究》文中研究表明当前,中国已开发的主力老油田大多数已进入了高含水阶段。高含水期采油面临着油井产水量大幅度增加、产油量递减、生产成本上升、作业措施效果变差等问题,油田后期开采的难度越来越大。国内外油田开发经验表明,对于高含水油藏在注水困难情况下,注气提高采收率是一种行之有效的方法。对油藏注气可以实现油、气重力分异和稳油控水,恢复地层压力,增加储量动用程度,改善油藏开发效果,进一步提高原油采收率。通过油藏注气数值模拟可行性的研究,可以为高含水开发后期的油藏注气提高采收率提供直接的指导。H17油藏是一个具有气顶、边底水的巨厚块状砂岩油藏,目前地层已严重脱气,进入高含水开发阶段,水驱效果较差,区块采出程度低。本文在大量调研国内外相关文献和类似油田开发经验的基础上,全面深入分析了油藏注气机理,推导了油、气、水三相多组分模型的数学和数值模型。利用相态分析软件模拟H17油气藏流体的相态特征和性质,为三维油藏数值模拟研究提供了符合实际的基本渗流特征数据。在对试验区地质特征、生产动态分析等研究的基础上建立H17油藏注烃气三维注采数值模拟模型和储量分布模型,核实了目标油藏区块地质储量及油藏的剩余油分布情况。最后,采用数值模拟的方法,模拟了H17油藏的注气效果并对注采参数进行了优选。在对注采参数优选的基础之上,制定了推荐方案,预测该推荐方案模拟20年累计产油195.152×104t,采出程度将达到44.252%,相对于水驱增加8.94%。通过此次注气数值模拟研究可以认识到,注气“压锥”能够实现H17油藏的稳油控水,恢复地层压力,改善油藏开发效果,进一步提高原油采收率,对同类油藏的开发具有重要参考价值。
二、火山岩裂缝性底水油藏油、气、水三相驱替机理及数值模拟研究（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、火山岩裂缝性底水油藏油、气、水三相驱替机理及数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）新疆火山岩油藏布井及开发方式优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外典型火山岩油藏 |
| 1.2.2 火山岩油气藏开发特征 |
| 1.2.3 火山岩油气藏开发部署方式 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 第2章 火山岩油藏地质特征研究 |
| 2.1 工区概况 |
| 2.2 构造特征及储层特征 |
| 2.2.1 地层分布 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.2.3 储层特征 |
| 2.3 火山岩裂缝预测 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 火山岩油藏井控半径计算 |
| 3.1 背景 |
| 3.2 单井控制半径计算 |
| 3.2.1 单重介质控制半径 |
| 3.2.2 双重介质控制半径 |
| 3.3 窜流系数和弹性储容比计算 |
| 3.3.1 图解法 |
| 3.3.2 理论公式计算 |
| 3.3.3 实例计算 |
| 3.4 裂缝渗流阶段半径计算 |
| 3.5 井控半径自动求解 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 火山岩油藏部署方式基础研究 |
| 4.1 井位优选研究 |
| 4.2 火山岩油藏井型研究 |
| 4.3 直井井距研究 |
| 4.4 水平井排距研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 火山岩油藏开发方式优化研究 |
| 5.1 合理开发方式分析 |
| 5.2 注水开发 |
| 5.2.1 注采井网研究 |
| 5.2.2 立体井网优选 |
| 5.2.3 井网参数设计 |
| 5.3 天然能量开发 |
| 5.3.1 井网形式研究 |
| 5.3.2 井网开发效果评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 CH478石炭系油藏实际断块数值模拟研究 |
| 6.1 区块概况 |
| 6.2 模型建立 |
| 6.3 模型历史拟合 |
| 6.4 剩余油分布研究 |
| 6.4.1 剩余油富集原因分析 |
| 6.4.2 剩余储量潜力分析 |
| 6.5 开发调整方案设计及效果评价 |
| 6.5.1 开发方案设计 |
| 6.5.2 方案效果评价 |
| 6.5.3 开发部署参数优化 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 总结与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）塔河油田油-气-水三相Darcy-stokes流动模型与应用研究（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 缝洞型油藏注气开发现状 |
| 1.2.2 复杂缝洞型油藏介质模型 |
| 1.2.3 缝洞型油藏流动规律 |
| 1.3 研究目标、内容与方案 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.4 技术方案和技术路线 |
| 1.5 取得的主要研究成果 |
| 1.6 主要创新点 |
| 第2章 塔河缝洞型油藏地质特征及注气开发现状 |
| 2.1 基本的地质特征 |
| 2.1.1 储层地质特征 |
| 2.1.2 流体特征 |
| 2.1.3 压力和温度 |
| 2.1.4 毛管力和相对渗透率曲线 |
| 2.2 三维地质建模的建立方法 |
| 2.2.1 缝洞型油藏地质建模流程及特点 |
| 2.2.2 保比截断法建立缝洞型油藏渗透率地质模型 |
| 2.3 典型井主要生产特征及分析 |
| 2.3.1 天然能量开发主要生产特征及分析 |
| 2.3.2 注水开发主要生产特征及分析 |
| 2.3.3 注气开发主要生产特征及分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 塔河缝洞型油藏注气数学模型的建立 |
| 3.1 塔河复杂介质模型建立方法 |
| 3.2 DARCY-STOKES油水两相流模型 |
| 3.2.1 渗流区的数学方程 |
| 3.2.2 自由流动区流动方程的建立 |
| 3.2.3 Beavers-Joseph-Saffman(BJS)条件 |
| 3.2.4 渗流区和空腔流区界面处法向连接条件 |
| 3.3 油气水三相DARCY-STOKES模型推导 |
| 3.3.1 渗流区-油气水三相重整型双重介质模型的建立 |
| 3.3.2 空腔流区-油气水三相NAVIER-STOKES方程的建立 |
| 3.3.3 油气水三相流BJS条件 |
| 3.3.4 DARCY-STOKES界面法向界面条件 |
| 3.4 基于COMSOL求解油气水三相DARCY-STOKES模型 |
| 3.4.1 油藏模型的建立 |
| 3.4.2 基本结果 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 油气水三相渗流-空腔等势体耦合模型 |
| 4.1 缝洞型油藏渗流-空腔流模型特征 |
| 4.2 缝洞型油藏渗流-多相等势体空腔模型(DARCY-EPC)的建立 |
| 4.3 油气水三相DARCY-EPC模型全隐式数值求解 |
| 4.4 油气水三相DARCY-EPC模型应用算例 |
| 4.5 DARCY-EPC模型与等效渗流模型与计算对比 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 典型单元注气数值模拟研究 |
| 5.1 DARCY-EPC模拟器插件 |
| 5.2 单井缝洞单元注气数值模拟 |
| 5.2.1 塔河缝洞型油藏剩余油分布类型 |
| 5.2.2 注气方式优化 |
| 5.2.3 注气量优化 |
| 5.2.4 闷井时间优化 |
| 5.3 典型单元注气方式及技术政策研究 |
| 5.3.1 单元地质及开发概况 |
| 5.3.2 S67单元数值模型 |
| 5.3.3 注气速度研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 6.1 结论与认识 |
| 6.2 存在问题与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（3）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 |
（4）碳酸盐岩储气库多轮次强注强采流体互驱机理研究现状（论文提纲范文）
| 1 碳酸盐岩储气库现场实施运行状况 |
| 2 碳酸盐岩储气库强注强采流体互驱机理研究现状 |
| 2.1 碳酸盐岩多尺度、多轮次强注强采流体互驱的运移机理和渗流规律 |
| 2.2 碳酸盐岩储层建库气、水互驱机理综合评价理论 |
| 3 储气库流体互驱机理研究面临的难题 |
| 4 结论 |
（5）缝洞型油藏单元注气驱油机理及注采参数优化研究（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 缝洞型油藏水驱机理及剩余油分布研究进展 |
| 1.2.2 缝洞型油藏注气开发研究进展 |
| 1.2.3 注采参数优化国内外研究现状 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究目标、研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.4 本文的主要创新点 |
| 第2章 不同注入气体对原油相态实验影响研究 |
| 2.1 地层原油相态特征 |
| 2.1.1 原油样品配制及单次脱气分析 |
| 2.1.2 原油样品相态分析 |
| 2.2 原油样品不同气体注气膨胀实验研究 |
| 2.2.1 实验方法及步骤 |
| 2.2.2 注不同气体膨胀实验结果分析 |
| 2.2.3 不同注入气体膨胀实验数值模拟研究 |
| 2.3 高温高压原油注N_2膨胀实验研究 |
| 2.3.1 实验方法及步骤 |
| 2.3.2 高温高压原油注N_2膨胀实验结果分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 缝洞型油藏单元注气可视化实验研究 |
| 3.1 缝洞单元物理模型设计与制作 |
| 3.1.1 模型设计 |
| 3.1.2 模型制作 |
| 3.1.3 模型效果 |
| 3.2 实验准备及方案设计 |
| 3.2.1 实验油水配置 |
| 3.2.2 模型流体注入 |
| 3.2.3 实验方案设计 |
| 3.3 常温常压注气物理模拟实验研究 |
| 3.3.1 井组1注气物理模拟实验 |
| 3.3.2 井组2注气物理模拟实验 |
| 3.4 高温高压多缝洞单元物理模拟实验研究 |
| 3.4.1 新模型设计 |
| 3.4.2 模型制作 |
| 3.4.3 模型效果 |
| 3.4.4 实验准备及方案设计 |
| 3.4.5 物理模型注气物理模型实验 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 缝洞型油藏单元注气数值模拟及参数优化研究 |
| 4.1 注氮气机理研究 |
| 4.2 数值模拟法分析注气影响因素 |
| 4.2.1 数值模拟机理模型建立 |
| 4.2.2 地质参数优化 |
| 4.2.3 注气影响因素分析 |
| 4.3 塔河三大岩溶背景油藏注气优化数值模拟研究 |
| 4.3.1 三大岩溶背景油藏单元网络模型建立 |
| 4.3.2 风化壳岩溶油藏单元数值模型及模拟参数建立 |
| 4.3.3 历史拟合及剩余油分布规律研究 |
| 4.3.4 三大岩溶背景单元注气参数优化研究 |
| 4.3.5 缝洞型油藏差异化氮气驱政策研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 塔河缝洞型油藏井组注N2现场应用 |
| 5.1 风化壳岩溶单元井组注气效果应用 |
| 5.1.1 S48单元早期注气实施情况 |
| 5.1.2 早期注气效果评价及取得认识 |
| 5.1.3 S48单元调整方案 |
| 5.1.4 调整调整方案实施情况 |
| 5.1.5 注气效果评价及取得认识 |
| 5.2 其他井组注气效果应用 |
| 5.2.1 强底水井组应用 |
| 5.2.2 注水变差井组应用 |
| 5.2.3 注水失效井组 |
| 5.2.4 注水水窜井组应用 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（6）火山岩裂缝性稠油油藏开发技术对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 火山岩裂缝性稀油油藏的开采概况 |
| 1.2.2 火山岩裂缝性稠油油藏的开采概况 |
| 1.2.3 火山岩裂缝性油藏数学模型的研究状况 |
| 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 排66块火山岩裂缝性稠油油藏地质和开发特征 |
| 2.1 排66块油藏地质特征 |
| 2.1.1 地理位置 |
| 2.1.2 地层特征 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.1.5 流体性质及温度压力系统 |
| 2.1.6 储量计算及评价 |
| 2.2 排66 块开发分析 |
| 2.2.1 开发概况 |
| 2.2.2 开发分析 |
| 第三章 火山岩裂缝性稠油油藏水平井产能研究 |
| 3.1 井型优选 |
| 3.1.1 油藏工程分析 |
| 3.1.2 数值模拟研究 |
| 3.2 天然能量开发水平井产能 |
| 3.2.1 模型建立 |
| 3.2.2 模型求解 |
| 3.2.3 实例验证 |
| 3.2.4 影响因素分析 |
| 3.3 注水开发水平井产能 |
| 3.3.1 模型建立 |
| 3.3.2 模型求解 |
| 3.3.3 影响因素分析 |
| 3.4 蒸汽吞吐开发水平井产能 |
| 3.4.1 模型建立 |
| 3.4.2 模型求解 |
| 3.4.3 影响因素分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 火山岩裂缝性稠油油藏采油机理数值模拟研究 |
| 4.1 油藏数值模拟模型的建立和拟合 |
| 4.1.1 精细地质建模 |
| 4.1.2 油藏数值模拟模型的建立 |
| 4.1.3 单井历史拟合 |
| 4.1.4 布井方式 |
| 4.2 天然能量和注水开发的采油机理研究 |
| 4.3 蒸汽吞吐的采油机理研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 排66块火山岩裂缝性稠油油藏开发技术对策 |
| 5.1 火山岩裂缝性稠油油藏原油粘度分布研究 |
| 5.1.1 地层原油粘度计算 |
| 5.1.2 粘温曲线预测方法 |
| 5.1.3 地层原油粘度分布 |
| 5.1.4 分区 |
| 5.2 低粘区开发技术对策 |
| 5.2.1 历史拟合 |
| 5.2.2 天然能量开发优化研究 |
| 5.2.3 注水开发优化研究 |
| 5.3 中粘区开发技术对策 |
| 5.3.1 历史拟合 |
| 5.3.2 天然能量开发优化研究 |
| 5.3.3 蒸汽吞吐开发优化研究 |
| 5.4 高粘区开发技术对策 |
| 5.4.1 高粘区历史拟合 |
| 5.4.2 天然能量开发优化研究 |
| 5.4.3 蒸汽吞吐开发优化研究 |
| 5.5 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 |
（7）裂缝性致密油藏深部调驱参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 裂缝性油藏数值模拟研究现状 |
| 1.2.2 低渗致密油藏数学模型研究现状 |
| 1.2.3 裂缝性致密油藏数学模型研究现状 |
| 1.2.4 调驱剂深部调驱数学模型研究现状 |
| 1.2.5 裂缝性油藏深部调驱数值模拟研究现状 |
| 1.3 腰英台油田深部控水存在的问题 |
| 1.4 研究内容、创新点、关键技术与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 论文创新点 |
| 1.4.3 技术关键 |
| 1.4.4 技术路线 |
| 第二章 三级裂缝深部调驱数学模型 |
| 2.1 假设条件 |
| 2.2 可动凝胶调驱的数学模型 |
| 2.2.1 裂缝系统水相质量守恒方程 |
| 2.2.2 裂缝系统中可动凝胶运动方程的建立 |
| 2.2.3 裂缝系统中可动凝胶质量守恒方程的建立 |
| 2.2.4 裂缝系统物性动态变化模型 |
| 2.2.5 基岩系统数学模型 |
| 2.3 边界条件与初始条件 |
| 2.3.1 内边界条件 |
| 2.3.2 外边界条件 |
| 2.3.3 初始条件 |
| 2.4 可动凝胶调驱的差分离散模型 |
| 2.4.1 裂缝系统中水组分模型差分离散 |
| 2.4.2 裂缝系统中可动凝胶运移方程的差分离散 |
| 2.4.3 裂缝中孔渗参数的差分离散 |
| 2.4.4 基岩系统的差分离散 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 基于数学模型的逐级深部调控规律研究 |
| 3.1 模型基本物性参数 |
| 3.1.1 三级天然裂缝参数 |
| 3.1.2 流体及岩石物性参数 |
| 3.2 裂缝性致密油藏逐级深部调控规律研究 |
| 3.2.1 可动凝胶在三级裂缝中分布规律研究 |
| 3.2.2 后续注入水水驱规律研究 |
| 3.2.3 逐级调控注入压力变化规律 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 基于逐级深部调控规律的参数敏感性分析 |
| 4.1 注入时机的影响 |
| 4.2 注入量的影响 |
| 4.3 注聚浓度的影响 |
| 4.4 注入速度的影响 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 裂缝性致密油藏深部调驱案例分析 |
| 5.1 油藏模型建立 |
| 5.1.1 地质静态模型建立 |
| 5.1.2 动态模型建立 |
| 5.2 研究区块开发历史拟合 |
| 5.2.1 研究区储量拟合 |
| 5.2.2 井组生产历史拟合 |
| 5.2.3 单井指标拟合 |
| 5.2.4 历史拟合质量评价 |
| 5.3 数值模拟施工工艺参数优化 |
| 5.3.1 注入量 |
| 5.3.2 注入速度 |
| 5.3.3 注入浓度 |
| 5.3.4 注入压力 |
| 5.4 小结 |
| 结论与讨论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）静安堡裂缝性高凝油油藏注空气开发数值模拟（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 裂缝性油藏数值模拟研究现状 |
| 1.2.2 高凝油油藏组分模型研究现状 |
| 1.2.3 低温氧化动力学模型的建立方法研究现状 |
| 1.2.4 油藏流体相态参数拟合研究现状 |
| 1.2.5 注空气数值模拟现场应用 |
| 1.3 论文的主要研究内容 |
| 1.4 论文研究的技术路线 |
| 1.5 论文的创新点 |
| 第二章 沈625区块地质特征及试油试采概况 |
| 2.1 油田概况 |
| 2.1.1 构造位置及构造发育史 |
| 2.1.2 地层层序及沉积环境分析 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 构造 |
| 2.2.2 地层特征及层组划分 |
| 2.2.3 油层分布特征及探明储量情况 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.3.1 储层岩性、物性 |
| 2.3.2 储层电性及裂缝识别 |
| 2.3.3 储集空间 |
| 2.4 试油试采及试注分析 |
| 2.4.1 试油分析 |
| 2.4.2 试采情况分析 |
| 2.4.3 试注情况分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 静安堡裂缝性油藏地质模型的建立 |
| 3.1 地质建模的目的及意义 |
| 3.2 模型假设 |
| 3.3 地质模型的建立 |
| 3.3.1 构造模型的建立 |
| 3.3.2 属性模型的建立 |
| 3.3.3 沈625油水两相数学模型的建立 |
| 3.4 模型检验 |
| 3.4.1 地质储量拟合 |
| 3.4.2 油藏生产动态拟合 |
| 3.5 模型求解 |
| 3.5.1 储层剩余油分布 |
| 3.5.2 储层压力场分布 |
| 3.5.3 储层温度场分布 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 地层流体相态模拟及组分模型的建立 |
| 4.1 地层流体相态模拟 |
| 4.1.1 井流物组成分析 |
| 4.1.2 原油PVT相态拟合 |
| 4.1.3 多级脱气模拟研究(DLT) |
| 4.1.4 拟组分临界特征参数 |
| 4.2 组分模型的建立 |
| 4.2.1 模型假设 |
| 4.2.2 相态方程的建立 |
| 4.2.3 低温氧化动力学模型的建立 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 低温氧化数学模型的建立及注采参数优化 |
| 5.1 模型假设 |
| 5.2 数学模型的建立 |
| 5.2.1 油、气、水三相符合达西定律 |
| 5.2.2 摩尔数守恒方程 |
| 5.2.3 连续性微分方程 |
| 5.2.4 补充方程 |
| 5.2.5 定解条件 |
| 5.3 沈625油气水三相空气驱低温氧化数学模型 |
| 5.4 模型求解 |
| 5.5 注空气提高采收率影响因素分析 |
| 5.5.1 恒速注气 |
| 5.5.2 井网井距优化 |
| 5.5.3 水气交替注入 |
| 5.6 注空气开发实例 |
| 5.6.1 试验区注气工艺 |
| 5.6.2 沈625空气驱开发现场效果评价 |
| 5.7 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（9）陆梁油田底水油藏水平井开采特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 背景与目的 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井技术的应用 |
| 1.2.2 水平井技术的发展 |
| 1.3 研究方法及主要内容 |
| 第2章 油藏特征研究 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 砂体特征 |
| 2.1.3 储层物性 |
| 2.1.4 原油黏度 |
| 2.1.5 油水分布 |
| 2.1.6 温度与压力 |
| 2.2 开发特征 |
| 2.2.1 实施概况 |
| 2.2.2 钻完井情况 |
| 2.2.3 开发方式 |
| 2.2.4 井网井距 |
| 2.2.5 产量特点 |
| 2.2.6 含水特点 |
| 第3章 水平井开采理论 |
| 3.1 临界产量 |
| 3.1.1 临界产量计算方法 |
| 3.1.2 方法对比及优选 |
| 3.2 见水时间 |
| 3.2.1 程林松-范子菲公式 |
| 3.2.2 Ozkan & Raghavan公式 |
| 3.2.3 Papatzacos公式 |
| 3.3 井筒压力损失 |
| 3.3.1 压力损失的影响 |
| 3.3.2 井筒压力损失的评价 |
| 第4章 数值模拟研究 |
| 4.1 数学模型 |
| 4.2 数值模型 |
| 4.2.1 模型参数 |
| 4.2.2 网格系统 |
| 4.3 模拟研究内容 |
| 第5章 影响因素研究 |
| 5.1 水平井因素 |
| 5.1.1 长度因素 |
| 5.1.2 井型因素 |
| 5.2 地质因素 |
| 5.2.1 含油厚度 |
| 5.2.2 底水层厚度 |
| 5.2.3 原油黏度 |
| 5.2.4 油层含油性 |
| 5.2.5 泥钙质薄夹层 |
| 5.2.6 油层的非均质性 |
| 5.3 开采因素 |
| 5.3.1 开发方式 |
| 5.3.2 井网井距 |
| 结论及建议 |
| 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）H17油藏注气提高采收率数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏注烃气驱研究现状 |
| 1.2.2 气顶油藏注气开发现状 |
| 1.2.3 气顶砂岩油藏开发的一般原则和主要开发方式 |
| 1.2.4 油藏的数值模拟研究 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 第2章 油藏注气机理 |
| 2.1 注气非混相驱的主要机理 |
| 2.2 注气近混相驱机理 |
| 2.3 气顶油藏顶部注气重力驱 |
| 2.3.1 重力驱的机理 |
| 2.3.2 重力驱的稳定性分析 |
| 2.4 注气驱效果主要影响因素 |
| 2.4.1 油藏性质 |
| 2.4.2 油藏温压系统 |
| 2.4.3 储层性质 |
| 2.4.4 油藏流体性质 |
| 第3章 注气提高采收率数值模拟理论 |
| 3.1 油、气、水三相多组分渗流数学模型 |
| 3.1.1 假设条件 |
| 3.1.2 连续性渗流微分方程 |
| 3.1.3 补充方程 |
| 3.1.4 流体渗流场的定解条件 |
| 3.2 油、气、水三相多组分渗流数值模型 |
| 3.2.1 建立压力差分方程组 |
| 3.2.2 建立饱和度差分方程组 |
| 3.2.3 建立组成差分方程组 |
| 3.2.4 模型的求解方法 |
| 3.3 油气体系拟组分相平衡及物性参数计算 |
| 3.3.1 拟组分划分及物性参数确定 |
| 3.3.2 相平衡及物性参数计算 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 油藏流体相态及注气实验模拟研究 |
| 4.1 油藏原油物性参数拟合 |
| 4.1.1 井流物组成、重馏分特征化及拟组分划分 |
| 4.1.2 单次脱气实验拟合 |
| 4.1.3 恒组成膨胀实验拟合 |
| 4.1.4 多级脱气实验拟合 |
| 4.1.5 注气膨胀实验拟合 |
| 4.1.6 P-T相图拟合 |
| 4.2 长岩心驱替实验拟合 |
| 4.2.1 长岩心驱替实验基本参数 |
| 4.2.2 30度倾角顶部注外输气驱替实验拟合 |
| 4.2.3 水平注外输气驱替实验拟合 |
| 4.2.4 30度倾角底部注外输气驱替实验 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 油藏概况及生产历史拟合 |
| 5.1 油藏概况 |
| 5.1.1 油藏地质概况 |
| 5.1.2 油藏开发简况 |
| 5.2 数值模拟模型建立与油藏储量拟合 |
| 5.2.1 模型建立 |
| 5.2.2 油藏储量拟合 |
| 5.3 油藏历史拟合 |
| 5.3.1 油藏生产历史拟合曲线 |
| 5.3.2 单井生产历史拟合 |
| 5.4 油藏目前剩余油分布 |
| 5.5 继续注水开发数值模拟指标预测 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 油藏注气提高采收率的注采参数优化 |
| 6.1 天然气驱开发油藏注采参数优化设计 |
| 6.1.1 油藏天然气驱注气参数初步确定 |
| 6.1.2 注入层位优选 |
| 6.1.3 采液(油)/注气速度敏感性研究 |
| 6.1.4 初期注采比敏感性研究 |
| 6.1.5 压力保持水平敏感性研究 |
| 6.1.6 气窜气油比控制参数确定 |
| 6.1.7 合理压锥时间数值模拟论证 |
| 6.2 注气开发推荐方案设计 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 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 |
四、火山岩裂缝性底水油藏油、气、水三相驱替机理及数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]新疆火山岩油藏布井及开发方式优化研究[D]. 刘思平. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [2]塔河油田油-气-水三相Darcy-stokes流动模型与应用研究[D]. 王建峰. 西南石油大学, 2018(06)
- [3]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
- [4]碳酸盐岩储气库多轮次强注强采流体互驱机理研究现状[J]. 谢俊,梁会珍,郭睿,王金凯,王梦琪,段雅君. 中国海洋大学学报(自然科学版), 2018(06)
- [5]缝洞型油藏单元注气驱油机理及注采参数优化研究[D]. 程晓军. 西南石油大学, 2017(06)
- [6]火山岩裂缝性稠油油藏开发技术对策研究[D]. 冯金良. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [7]裂缝性致密油藏深部调驱参数优化研究[D]. 崔淑霞. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [8]静安堡裂缝性高凝油油藏注空气开发数值模拟[D]. 刘昀枫. 西安石油大学, 2015(06)
- [9]陆梁油田底水油藏水平井开采特征研究[D]. 史毅. 西南石油大学, 2014(02)
- [10]H17油藏注气提高采收率数值模拟研究[D]. 温志平. 西南石油大学, 2014(03)