一、应用IPR曲线进行试采井定产参数的优选（论文文献综述）
左继泽[1]（2020）在《同井注采产液量预测与控液射孔参数优化》文中提出油田进入中高含水期后,产出水的处理问题越来越突出,而同井注采技术可实现在井下对产出液进行油水分离。分离出的水经注入泵回注到油层,而含油较高的油水混合物经采出泵被举升至地面。但是一旦对产出层实施封窜作业,封窜层段的产液能力无法判断,进而无法给定注采层段的合理配产。并且在正常生产过程中,生产管柱无法正常起出,进而很难通过测井的方法判定封窜之后的产液能力。因此有必要根据油藏工程的方法对同井注采井封窜作业之后的产液能力进行理论研究,为现场合理配产提供理论基础。对于同井注采井封窜之后的产量预测,本文根据现场实际情况,对比了4种常规的计算方法。分析发现,因为地层的相关的部分数据的选取相对较久远,并且测试得到的数据准确性难以保证,所以这4种方法均不能准确预测封窜后的产液量。最终选择使用IPR曲线法,利用Matlab或Pipesim软件与沃格尔方程拟合,计算出来的封窜之后的产液量结果更加准确。然后我们对于使用地层系数法、试注数据法、IPR曲线法、注入井井底压力法、生产数据法这5种计算采液指数方法的准确性进行了分析,从预测产液量的准确性和现场实际出发,发现使用IPR曲线法所计算出来的采液指数和产液量最为准确、更符合实际。同时也明确,计算产液量时应使用相邻注入井的井底压力作为边界压力。在使用了IPR曲线拟合方法确定产液量之后,发现仅仅用封窜法来控制产液量是达不到生产要求的。因此考虑使用重新射孔的方法,以井B1-4-P44的两个层段（PI1和PI2层）为例,使用Comsol软件来进行有限元分析,模拟不同射孔数目及射孔密度下对近井地带附加压降的影响。结合实际产液量与期待产液量之间的差值要求,计算出在射孔直径和射孔深度分别为8.2mm和436mm时的PI1和PI2层的重新射孔数目分别为1孔和2孔。并且发现相同射孔数目的条件下射孔密度对近井半径1m处压力影响较小。
朱世立[2]（2018）在《W页岩气藏产能评价及开发技术政策研究》文中研究指明国内W区块页岩气藏正处于开发早期阶段,其地质储量1175.27×108m3,储量丰富。2015年,区块的W1探井获得了 17.5×104m3/d的测试产量,揭示了较好的勘探开发潜力。但是目前气藏处于气藏勘探开发早期阶段,缺乏气藏单井产能认识及合理开发技术政策。因此本文运用气藏工程理论和数值模拟方法,针对目标气藏的产能和开发技术政策开展系统研究,取得的主要研究成果如下:（1）龙马溪组目的层划分为9个小层,自上而下粘土矿物含量降低,脆性矿物含量在40%左右,储层物性变好,其中龙一 1亚段③④⑤⑥小层物性最好,划分为一套开发层系,其总厚度为49m,孔隙度平均值4.15%,渗透率平均值为2.41×10-3mD,总含气量平均值为4.24m3/t,实测兰氏体积平均值5.03m3/t,兰氏压力平均值2.77MPa。（2）运用二项式法得到W1井的无阻流量为23.87×104m3/d,对比邻区页岩气井无阻流量和试采第一年平均日产量确定W1井属于中产井。（3）建立了考虑应力敏感、非达西渗流的多段压裂水平井稳态产能模型,稳态产能主控因素研究表明:储层渗透率、储层厚度增加,无阻流量线性增加,且对渗透率更敏感;应力敏感系数越大,无阻流量越低;压裂段数和压裂缝半长的增加,无阻流量增加,但是增加幅度均逐渐减小,尤其在压裂超过20段和裂缝半长超过200m后增长缓慢;压裂缝与水平段间夹角增加,无阻流量增加,正交时无阻流量最大;无阻流量由大到小的裂缝分布模式为:外密内疏型>均匀分布型>外疏内密型。（4）在区块地质模型的基础上,应用Eclipse建立了考虑吸附、扩散和应力敏感的双重介质页岩气藏数值模型,进行了历史拟合。通过采气指示曲线法,临界携液产量法,节点分析法和数值模拟法的研究,确定区块采用定产生产,气井合理配产为5×104m3/d,预计可稳产11个月,15年累计产气6516×104m3。（5）通过数值模拟方法,研究了水平段长度,压裂段数,压裂缝半长,压裂缝导流能力对稳产期和累计产气量的影响,确定多段压裂水平井合理参数为:水平段为南北走向,长度1500m,压裂20段,裂缝半长150m。（6）区块采用丛式井网“一台六井”的布井模式,井距500m,排距3900m。井组控制面积5.85km2,控制储量35.25×108m3,预测井组15年累计产气3.917×108m3,采出程度11.2%。模拟研究表明注C02吞吐和连续注C02分别可以提高0.63%和1.33%的吸附气采出程度,但对页岩气采出程度的提高小于1%,推荐仍采用衰竭式开发方式。本文的研究可以为W地区页岩气藏的全面开发提供一定的技术指导。
张伟[3]（2018）在《YW地区页岩气开发机理及开发潜力研究》文中研究指明页岩气是一种以吸附态及游离态赋存为主的非常规天然气,其开发机理与常规气藏差异较大。目前YW地区主要含气段龙马溪一段估算资源量为1175.27×108m3,展示了该区良好的勘探开发前景,但由于该区仍处于开发早期阶段,针对页岩气微观吸附特征及气藏开发技术政策（产能主控因素、开发方式、布井模式等）认识不足。论文受“YW地区页岩气开发潜力分析及对策研究”项目资助,在前期研究以及调研大量国内外文献的基础上,首先采用自行设计的高温高压气体吸附仪对真实储层条件下气体吸附量进行测量,并结合分子模拟方法对吸附规律进行研究;其次采用自主设计“高温高压全直径岩心泥浆污染评价装置与方法”对不同裂缝尺度的岩心进行泥浆污染评价研究;最后结合以上研究成果,建立单井模型开展了开发技术政策研究,明确了 YW地区页岩气的开发潜力。取得了如下成果:（1）研制新型高温高压全直径岩心泥浆污染实验装置,该装置已于2015年获得国家授权发明专利（专利号:ZL 2013 1 0132092.4）。建立模拟真实储层条件下的全直径岩心泥浆污染评价方法,并分别对3块小缝岩心、4块中缝岩心和1块大缝岩心开展实验,明确不同压差和裂缝大小条件下,泥浆对岩心的污染程度。（2）建立高温高压（75MPa、200℃）气体吸附测试装置,模拟页岩气在真实地层吸附特征。首先测定不同温度下CH4和CO2单组分吸附等温线,然后分别针对不含水和含水岩心,开展CO2和CH4竞争吸附实验,明确高温高压下竞争吸附规律。（3）采用巨正则系综Monte Carlo方法,分别针对伊利石、石英、干酪根以及混合矿物模型,分别计算纯组分CO2、CH4以及两者按不同比例的混合气体在含水和不含水条件下的吸附等温线,分析纯组分C02、CH4以及混合气体在干燥和含水条件下的吸附规律。（4）在吸附机理研究基础上,利用数值模拟软件,建立双重介质单井数值模型,开展压裂水平井参数优化研究,针对水平井长度、压裂裂缝条数及间距、裂缝半长等参数进行优化,明确适合YW地区页岩气的水平井各项参数;在此基础上,采用数值模拟方法对气井定压和敞放式生产方式、以及注气和衰竭式开发方式进行指标对比优选,制定合理开发技术政策,同时针对国内外常用三种页岩气布井模式进行技术经济综合评价,优选布井模式,结合泥浆污染研究成果对污染对气井产能影响分析,最后编制开发概念方案,明确YW地区页岩气开发潜力。本文研究和取得的成果可为YW地区页岩气藏的高效、经济开发提供理论和技术指导,同时相关研究成果对其他地区页岩气藏开发也具有借鉴意义。
李浩楠[4]（2018）在《致密气藏压裂水平井瞬态IPR及测试求产方法研究》文中提出非常规资源借助水平井技术和多级压裂技术开发已经取得了很大的成功。目前非常规储层产能评价不能很好的表征低渗储层的渗流机理,以及低渗储层的不稳定阶段。因此,研究致密储层多级压裂水平井瞬态产能,并应用于现场测试求产,具有很重要的意义。本文通过研究致密储层渗流机理,压裂水平井渗流方法,在五区渗流模型的基础上,考虑了裂缝纵向未穿透储层的七区模型,建立了考虑储层参数和流体性质应力敏感以及存在启动压力梯度等因素下的解析模型,通过计算得到了定产条件下的无因次拟压力随时间的变化关系,并进行了数学计算验证。然后通过数值模拟软件研究了瞬态IPR的影响因素,分别计算了在有无生产历史条件下,定压生产和定产生产的瞬态IPR,最后应用上面的模型推导了在定压生产条件下产量的变化关系,再结合瞬态IPR研究,计算了解析解的瞬态IPR,同时比较了解析模型和数值模型的瞬态IPR,进一步计算了考虑参数应力敏感的IPR,以及考虑启动压力梯度的IPR。最后通过调研测试求产方法,发现现有的产能测试不能直接应用到低渗致密储层,因此提出了充分考虑低渗储层生产特征,即不稳定流动占主导,同时应用产量叠加原理,改善了现有的修正等时试井方法,通过理论推导,提出了应用于致密低渗储层的产能测试方法,然后通过实例计算,发现该方法能较为准确的评级气井产能,为开发制定生产制度提供较为准确的依据。
梅显旺[5]（2018）在《L26区块致密油水平井体积压裂后开采方法研究》文中研究表明水平井分段多簇体积压裂技术是提高低渗透致密储层产能和解决该类储层储量难动用问题的重要技术手段,在大庆致密油勘探开发中得到了越来越广泛的应用。水平井体积压裂规模非常大,达到千方砂、万方液规模,压后渗流机理十分复杂,压裂液对储层影响利害关系分析不够明确,压后合理开采方法制定缺少相应理论支撑。通过本文研究,形成了一套适合大庆L26区块的致密油水平“焖井、控排、保压采”生产方式,实现水平井全生命周期管理,提高致密油采收率,确保资源最大化利用。首先分析研究了致密油水平井压后渗吸机理以及储层伤害评价,通过对比分析大庆L26区块压后生产资料和储层物性,综合优化压后关井扩散时间。根据致密油水平井压后返排机理,建立裂缝强制闭合模型,进行支撑剂受力分析,形成了考虑裂缝闭合的压后放喷控制方法,科学指导致密油水平井压后放喷。利用致密油水平井压后弹性开采能量贡献,通过采液指数计算,利用放喷产量预测泵排产量,指导试油工艺优选。同时研究了螺杆泵及水力泵工作原理,结合实际井生产资料,进行泵排参数优化。分析了致密油水平井压后产能变化规律,利用短期试油资料试井解释,进行中长期产能预测,指导长期试采方案制定。
李召兵[6]（2017）在《气井分层与合层开采产能评价及开发效果研究》文中研究指明随着庆深气田的发现,大庆油田以气补油战略的实施,逐步加大了天然气的开发力度,由于不同的地质年代形成了不同的沉积层,因此,很多的储集层都具有多层的特性,每层的物理特性如渗透率、孔隙度、高度都可能是不同的,层与层之间可以是连通的,也可以是不连通。目前采气分公司所管辖的大多数气井都是采取前期单层开发、后期补孔压裂的开发方式。然而有的气井在后期补孔压裂并没有达到增产的目的,没有取得预期的效益,而且还对气井造成了污染。主要原因是没有对气藏的开发方式进行有效的选择,对于多层气藏,在开发过程中所表现出的特性与均质的单层气藏明显不同。当气井射开多层开采时,由于各层的地层参数不同,各气层对该井产量所作的贡献是不尽相同的。这一差异造成了各层的压力逐步发生差异。因此,为了深刻认识多层组气藏分、合采开发效果和不同开采方式对气井生产的影响,有必要对采取先期合层开采还是后期通过作业实现合层开采进行研究。对于一个多层合采气藏,如果气层干扰较严重的话,会出现倒灌现象,影响气井的采出程度。但是如果单一开发,气井单井采气量太低,影响成本回收,因此合理评价多层合采是很重要的一项工程。本文通过对区域三维地质建模、产能分析、生产动态预测、分合采原则、层间干扰系数的研究,得到了不同储层气藏分、合采方式优选原则、合采干扰强度,并进行稳产时间预测。得出这样一续结论,根据现场情况,对部分气井的干扰情况进行重新评价,进行合理的修正,同时还要现场试验,以实际情况不断来校正目前现有的理论,最终要达到提高采收率的目的。
朱海琦[7]（2016）在《延长油田某区块低产低效井间抽规律研究》文中指出在油田开发过程中,随着生产时间的推移,出现了大量的低产低效井。低产低效井由于供液不足,导致供产始终处于不平衡状态。对低产低效井进行间抽规律研究,确定合理的间抽工作制度,可以有效地避免“干抽”现象,提高泵效,降低机械磨损,最大限度地节约电能。因此,本文的研究具有十分重要的现实意义。本文以延长油田七里村采油厂的低产低效井为研究对象,综合运用地质、渗流力学、油藏工程、采油工程等多学科交叉结合的研究手段和方法,确定间抽井的合理工作制度。主要研究内容如下:（1）对延长油田七里村采油厂油井进行调研,得出长6储层平均渗透率为0.82×10-3um2,平均孔隙度为8.71%,属低孔、超低渗透储层。（2）基于常规油藏的线性渗流理论,建立低渗透油藏的三相流入动态模型,进一步建立井筒流入量与液面关系的数学模型;统计沉没度与泵效的关系,建立井筒流出量与液面关系的数学模型;利用MATLAB作出井筒流入流出量与动液面深度的关系曲线,确定了合理的间抽液面区间。（3）基于灰色系统理论的GM（1,1）模型,建立了开关井时间与液面关系的数学模型,表明开关井时间与液面高度关系均满足指数规律,利用软件确定油井的间抽周期。（4）选择不同的间抽控制技术来执行间抽制度,并且以损液率、经济效益、示功图作为评价指标来评价间抽制度的现场试验应用效果。
毛小龙[8]（2014）在《多层油藏开发技术研究》文中研究指明论文回顾了多层油藏开发的技术难点,目前研究存在的一些问题。论文还详细地阐释了研究区英东一号油田（多层复杂断块油田）的构造、沉积、储层等地质特征,从而为研究区开发提供了较为详细的地质认识和基础。在论文重点部分,首先研究了多层油藏层系划分与组合的定量标准。通过理论推导得到了储量丰度下限、有效厚度下限、层间跨度上限、渗透率孔隙度粘度组合技术界限。其中,在渗透率孔隙度粘度组合技术界限部分,创新性利用六层无窜流油水两相定压驱替模型求各层见水时间极差进行分析,得到了一个简洁而实用的综合定量划分标准。并利用层次划分原则与定量标准,对英东一号油田进行了层系划分,从而理论实例相结合为类似油藏的层系划分提供了参考。其次研究了多层油藏的井网密度,阐述了技术合理密度法、经济合理井网密度法、油藏类比法三种方法。其中,在技术合理井网密度法中阐述了给定产能法、井网控制程度法和水驱控制程度法;在经济合理井网密度法中阐述了 5种经济极限井网密度法和和1种经济最佳井网密度法和1种实用井网密度法;在油藏类比法中采用了阐述了油田青海油田和渤海湾多层断层油田的井网密度。综合三种方法得出了研究区的合理井距在200m左右。在井网部分,初步考虑反九点和反七点井网,结合井距150m,200m,280m进行数值模拟和概算法两种方法计算比较。再次研究了多层油藏的单井产能。先理论推导了两层产能公式和多层产能公式,然后分析试油试采资料采油强度法和米采油指数法,利用IPR曲线得到合理生产压差,最后得到合理单井产能:6-8t/d。最后对研究区进行了方案优选。主要采用概算法和数值模拟法计算得到了各方案20年后的生产指标,对比累计采收率,含水率,井网调整等因素,选择反九点井网,200m井距。
顾海鹏[9]（2012）在《低渗透油层产量关系理论研究及应用》文中认为试油产量是试油资料中的一个相当重要的参数，它是制定开发方案的重要依据，也是开发定产的重要参考。由于工程、地质两方面的差异，造成试油产量与开发产量有很大的差别。因此认识低渗油层试油产量与开发初期弹性产量的差别及其原因，研究出它们之间的关系，可以为制订区块的开发方案提供依据。本文通过查阅国内外文献和根据大庆油田的实际地质情况，阐述了低渗透油田的概念与分类界限，把低渗透油田分为三类，即普通、特低和超低渗透油田。针对大庆外围油田的试采井的试油资料和试采资料，从Darcy定律和J.Dupuit公式出发，建立低渗透油田产能方程，从供给半径、渗透率、储层均质性和沉积微相等六个方面对产能影响因素进行分析，并针对海塔油田部分油井油层进行参数分析和产能预测实际应用，得到结果与现场实际相符合。对不稳定IPR理论进行研究和以往试采资料进行统计分析，得到葡萄花油层和低渗透的扶杨油层试油产量和试采产量之间的关系，形成了两种试采定产方法。对试油产量和试采产量关系进行研究，有效的指导试采工作，保证在试采过程中取得稳定的产量资料、压力变化规律资料和提交区块储量所需参数。结合理论与实际，以比采油指数法为基础建立葡萄花油层和低渗透的扶杨油层试油产量和开发初期产量的关系，给出公式适用条件，利用试油阶段的产量、生产压差和有效厚度就可以计算试油时的比采油指数，根据开区块的平均有效厚度来计算不同生产压差下的开发稳定产量，并通过生产实际验证，从而依据探井试油产量合理制定区块开发方案，指导新区块开发。
邵锐[10]（2011）在《徐深气田火山岩气藏开发方案评价与优选》文中研究说明徐深气田火山岩储层目前已成为大庆油区天然气增储上产的主力产层,但由于深层火山岩气藏岩性岩相复杂多变、储层致密、非均质性极强、微裂缝和边底水发育、产能变化大,其开发属世界级难题。如何确定正确的开发技术政策,编制高质量、一流的开发方案,对实现气田高效开发至关重要。本文针对火山岩气藏的具体特点,采用多学科联合攻关火山岩气藏储层描述、产能评价、提高单井产量等瓶颈技术,并对徐深气田火山岩气藏开发方案进行系统评价与优选。地质研究是气田开发的基础,储层精细描述更是编制好开发方案的关键。通过野外露头精细刻画、目的层连续取心及密井网解剖,建立火山岩岩性、岩相识别方法；通过成像测井及叠前与叠后地震资料综合研究,预测火山岩储层裂缝发育带的分布；通过CT、核磁、恒速压汞等特殊分析技术,研究火山岩内部裂缝、微裂缝及气孔溶洞的发育特征；通过地震反演技术,预测储层的含气性。在此基础上,建立了徐深气田火山岩气藏地质综合描述方法,提高了火山岩气藏储层预测精度。确定了徐深1区块气藏地质特征：营一段火山岩岩相以爆发相（53.7%）和溢流相（28.1%）为主；储集空间由孔隙和裂缝组成,以高角度的构造缝为主,气藏总体表现为上气下水的特征,为构造岩性气藏。整体属于大型、低孔、低渗常规干气气藏。通过对探井、开发评价井试气、试采分析及试井解释技术的应用,建立了适合火山岩气藏的修正等时和回压试井两种试采模式,制定合理的测试工作制度；采用变产量不稳定产能分析方法、一点法等,分别建立了不同类型井及全气藏的产能方程,同时,建立了一套适合深层火山岩气藏的产能评价方法；揭示了火山岩气藏的产能特征及其影响因素,确定了气藏合理开发技术政策。在储层适应性分析的基础上,分析了水平井开发火山岩气藏的优势,建立了水平井优化设计方法,探索了这类气藏的有效开发模式,提高了火山岩气藏单井产能、储量动用程度和整体开发效益。在此基础上,应用系统工程理论和方法,分析确定了地质与气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案等多个方案及各方案之间的合理关系,建立总体开发方案系统优选流程,采用动态评价方法进行科学有效地评价与优选出最优的总体开发方案。采用“边评价、边开发、井间逐次加密、井网多次成型”的“滚动开发”模式,相对均匀的不规则井网,设计总井数38口,年产气7.9×108m3,采气速度2.55%,稳产期10年,动用地质储量311.3×108m3,预测20年,采出程度为42.1%。经评价,项目经济可行,税后财务内部收益率为18.1%,净现值35632.8万元,投资回收期为7.0年；应用概率分析法对总体开发方案进行风险分析,提出相应的防范控制措施。目前该方案已顺利实施,取得了较好的开发效果,该研究为大庆火山岩气藏合理高效开发提供了科学依据,对国内外同类火山岩气藏开发起到重要的指导作用。
二、应用IPR曲线进行试采井定产参数的优选（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、应用IPR曲线进行试采井定产参数的优选（论文提纲范文）
（1）同井注采产液量预测与控液射孔参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 同井注采技术及现状 |
| 1.1.1 同井注采技术 |
| 1.1.2 同井注采技术国内外现状 |
| 1.2 目的意义及技术路线 |
| 1.2.1 研究的目的意义 |
| 1.2.2 研究内容和技术路线 |
| 第二章 封窜后产液量预测 |
| 2.1 封窜后产液量常规预测方法 |
| 2.1.1 试注参数预测产液量 |
| 2.1.2 试注参数和封窜前工作制度预测产液量 |
| 2.1.3 地层相关数据结合生产制度和试注数据预测产液量 |
| 2.2 校正系数法预测封窜之后产液量 |
| 2.2.1 计算方法的选取 |
| 2.2.2 校正系数的确定 |
| 2.3 IPR曲线拟合法探究 |
| 2.3.1 MATLAB软件拟合 |
| 2.3.2 PIPESIM软件拟合 |
| 第三章 同井注采井采液指数计算方法研究 |
| 3.1 地层系数法计算采液指数 |
| 3.1.1 理论推导 |
| 3.1.2 实例计算 |
| 3.2 利用试注数据计算采液指数 |
| 3.2.1 理论推导 |
| 3.2.2 实例计算 |
| 3.3 IPR曲线法计算采液指数 |
| 3.3.1 井底流压计算 |
| 3.3.2 绘制IPR曲线 |
| 3.3.3 采液指数的计算 |
| 3.3.4 计算结果 |
| 3.4 邻井井底压力计算采液指数 |
| 3.5 采液指数计算方法对比分析 |
| 3.5.1 采液指数对比分析 |
| 3.5.2 产液量预测对比分析 |
| 第四章 基于产液量控制下的射孔参数优化 |
| 4.1 射孔数目对井筒附近附加压降的影响 |
| 4.1.1 需重新射孔造成附加压降的计算 |
| 4.1.2 射孔孔眼内摩阻计算 |
| 4.1.3 射孔数目对近井1m处压降的影响 |
| 4.2 改变射孔孔深和孔径之后射孔密度对近井地带压降的影响 |
| 4.2.1 需重新射孔造成附加压降的计算 |
| 4.2.2 射孔孔眼内摩阻计算 |
| 4.2.3 射孔数目对近井地带1m处压降的影响 |
| 4.3 利用近井地带1m处附加压降计算产液量 |
| 4.3.1 射孔数目对采出层产液量的影响 |
| 4.3.2 射孔密度对采出层产液的影响 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）W页岩气藏产能评价及开发技术政策研究（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 页岩气井稳态产能模型 |
| 1.2.2 页岩气藏开发技术政策 |
| 1.2.3 页岩气藏注CO_2开发方式 |
| 1.3 研究内容及技术路线图 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 气藏及储层特征 |
| 2.1 工区概况 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 开发简况 |
| 2.2 气藏储层特征 |
| 2.2.1 页岩矿物组成 |
| 2.2.2 微观孔隙结构 |
| 2.2.3 孔渗特征 |
| 2.2.4 含气性及吸附能力 |
| 2.2.5 气藏特征 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 气井产能评价及稳态产能研究 |
| 3.1 气井产能评价研究 |
| 3.1.1 二项式法 |
| 3.1.2 一点法 |
| 3.1.3 邻区典型井产能对比 |
| 3.2 压裂水平井稳态产能模型研究 |
| 3.2.1 产能模型的建立及求解 |
| 3.2.2 产能主控因素分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 气藏合理开发技术政策研究 |
| 4.1 地质模型描述 |
| 4.2 数值模型建立 |
| 4.2.1 模型参数 |
| 4.2.2 模型储量 |
| 4.2.3 历史拟合 |
| 4.3 合理配产研究 |
| 4.3.1 采气指示曲线法 |
| 4.3.2 临界携液产量法 |
| 4.3.3 节点分析法 |
| 4.3.4 综合分析 |
| 4.4 气井生产方式研究 |
| 4.4.1 定压生产 |
| 4.4.2 定产生产 |
| 4.4.3 生产方式优选 |
| 4.5 压裂水平井参数优化研究 |
| 4.5.1 水平段方位长度 |
| 4.5.2 压裂缝半长 |
| 4.5.3 压裂段数 |
| 4.5.4 裂缝导流能力 |
| 4.6 井组参数优化 |
| 4.6.1 井距优化 |
| 4.6.2 排距优化 |
| 4.6.3 布井模式 |
| 4.6.4 井组生产指标预测 |
| 4.7 开发方式 |
| 4.7.1 注CO_2吞吐 |
| 4.7.2 连续注CO_2 |
| 4.7.3 开发方式对比 |
| 4.8 本章小结 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 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 |
（3）YW地区页岩气开发机理及开发潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 本文研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩气吸附研究现状 |
| 1.2.2 页岩气泥浆污染伤害研究现状 |
| 1.2.3 页岩气开采方式研究现状 |
| 1.3 YW地区页岩气藏地质概况 |
| 1.4 研究内容及技术路线图 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 1.5 本文主要的创新点 |
| 第2章 YW地区页岩气基本地质特征 |
| 2.1 气藏地理位置及构造特征 |
| 2.2 岩石学特征 |
| 2.2.1 页岩矿物组成 |
| 2.2.2 页岩含气量 |
| 2.3 储层物性特征 |
| 2.3.1 孔隙度 |
| 2.3.2 渗透率 |
| 2.4 页岩微观孔隙结构特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 高温高压有水条件下竞争吸附规律及机理 |
| 3.1 常温低压页岩气吸附实验 |
| 3.1.1 实验原理与实验装置 |
| 3.1.2 实验测试方法及流程 |
| 3.1.3 实验条件 |
| 3.1.4 结果分析 |
| 3.2 超高温高压混合气体吸附 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 样品处理与分析 |
| 3.3 页岩气微观吸附机理分子模拟研究 |
| 3.3.1 Monte Carlo方法基本原理 |
| 3.3.2 模型建立 |
| 3.3.3 计算方法 |
| 3.3.4 伊利石模拟结果及分析 |
| 3.3.5 石英模拟及结果分析 |
| 3.3.6 有机质模拟及结果分析 |
| 3.3.7 混合矿物折算吸附量 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 裂缝孔隙型储层泥浆污染评价研究 |
| 4.1 全直径岩心泥浆污染实验设计 |
| 4.2 全直径岩心泥浆污染实验研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 YW地区页岩气藏开发潜力评价研究 |
| 5.1 合理产量及产能主控影响因素研究 |
| 5.1.1 合理产量 |
| 5.1.2 产能主控因素研究 |
| 5.2 单井数值模型建立 |
| 5.2.1 开发层系 |
| 5.2.2 单井数值模型 |
| 5.2.3 历史拟合 |
| 5.3 压裂水平井参数优化 |
| 5.3.1 水平段长度优化 |
| 5.3.2 压裂缝间距优化 |
| 5.3.3 裂缝半长 |
| 5.4 生产方式优选 |
| 5.4.1 不同生产方式指标对比 |
| 5.4.2 生产方式优选 |
| 5.5 开发方式优选 |
| 5.5.1 注气机理分析及指标预测 |
| 5.5.2 开发方式优选 |
| 5.6 布井模式优选及井距优化 |
| 5.6.1 布井模式优选 |
| 5.6.2 井距优化 |
| 5.7 储层伤害对开发指标的影响 |
| 5.8 开发潜力分析 |
| 5.9 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）致密气藏压裂水平井瞬态IPR及测试求产方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 致密砂岩气藏开发现状 |
| 1.2.2 压裂水平井产能预测模型 |
| 1.2.3 低渗致密气藏测试求产研究 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.3.1 致密气渗流机理及压裂水平井流动形态 |
| 1.3.2 致密气藏压裂水平井瞬态IPR研究 |
| 1.3.3 致密气藏测试求产方法 |
| 1.4 论文技术路线 |
| 第2章 致密气藏压裂水平井产能模型 |
| 2.1 多级压裂水平井物理模型 |
| 2.2 多级压裂水平井单裂缝产能模型建立 |
| 2.2.1 模型描述 |
| 2.2.2 模型假设和无量纲参数定义 |
| 2.2.3 七区渗流方程推导 |
| 2.3 区域渗流数学模型的求解 |
| 2.4 模型求解程序设计 |
| 2.4.1 数值反演 |
| 2.4.2 数值反演计算思路 |
| 2.4.3 模型的结果计算及验证 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 瞬态IPR研究 |
| 3.1 流入动态研究(IPR) |
| 3.1.1 常规IPR |
| 3.1.2 瞬态IPR |
| 3.2 数值方法研究瞬态IPR |
| 3.2.1 垂直裂缝井瞬态IPR |
| 3.2.2 多级压裂水平气井瞬态IPR |
| 3.2.3 解析模型的瞬态IPR |
| 3.3 瞬态IPR公式法研究 |
| 3.3.1 瞬态IPR公式法 |
| 3.3.2 多级压裂水平气井瞬态IPR |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 测试求产方法研究 |
| 4.1 产能测试方法 |
| 4.1.1 回压试井 |
| 4.1.2 单点法试井 |
| 4.1.3 等时试井 |
| 4.1.4 修正等时试井 |
| 4.2 改进的产能测试方法 |
| 4.2.1 致密气藏修正等时试井产能方程 |
| 4.2.2 修正等时试井理论分析 |
| 4.2.3 实例计算分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）L26区块致密油水平井体积压裂后开采方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 L26区块储层地质概况 |
| 1.1 储层岩性、物性及孔隙结构特征 |
| 1.2 油藏特征 |
| 第二章 致密油水平井体积压裂渗流机理 |
| 2.1 致密油水平井体积压裂作用原理 |
| 2.2 致密油水平井体积压裂渗流过程 |
| 2.3 致密油水平井体积压裂渗吸机理 |
| 第三章 致密油水平井压后关井扩散时间优化 |
| 3.1 理论关井扩散时间计算 |
| 3.2 L26区块生产资料分析 |
| 3.3 L26区块储层物性分析 |
| 3.4 关井扩散时间优化方法 |
| 第四章 致密油水平井压后放喷方案优化 |
| 4.1 致密油水平井压后压裂液返排模型建立 |
| 4.2 致密油水平井压后放喷控制方法 |
| 4.3 应用实例 |
| 第五章 致密油水平井压后短期试油方案优化 |
| 5.1 致密油水平井压后试油产量影响因素分析 |
| 5.2 泵排产液量预测 |
| 5.3 泵排工艺优选 |
| 5.4 应用实例 |
| 第六章 致密油水平井压后长期试采方案优化 |
| 6.1 致密油水平井生产动态分析方法 |
| 6.2 致密油水平井压后长期产能变化规律 |
| 6.3 致密油水平井压后长期试采方案优化 |
| 6.4 应用实例 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）气井分层与合层开采产能评价及开发效果研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 工区地质特征 |
| 1.3 勘探开发现状 |
| 第二章 三维地质建模 |
| 2.1 基础数据准备 |
| 2.2 建模的目的和方法 |
| 2.3 构造模型建立 |
| 2.4 属性模型建立 |
| 2.5 模型分析 |
| 第三章 常规气井产能分析方法 |
| 3.1 二项式方法 |
| 3.2 指数式方法 |
| 第四章 气藏单井动态分析 |
| 4.1 气藏单井动态分析 |
| 4.2 试采井动态特征分析 |
| 4.3 试气井动态特征分析 |
| 4.4 生产数据分析 |
| 第五章 不同储层分合采效果对比 |
| 5.1 不同储层分合采研究现状 |
| 5.2 XSA区块多层气井 |
| 5.3 临界携液流量的计算 |
| 5.4 地层系数法劈分产量 |
| 5.5 不同储层分合采效果对比 |
| 第六章 干扰系数分析及稳产预测 |
| 6.1 干扰系数分析 |
| 6.2 稳产预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（7）延长油田某区块低产低效井间抽规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题背景 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.4 本论文完成的工作 |
| 1.5 本论文技术路线及创新点 |
| 1.5.1 技术路线 |
| 1.5.2 论文创新点 |
| 第二章 井区油藏地质及生产特征研究 |
| 2.1 地质简况概述 |
| 2.2 构造特征分析 |
| 2.3 储层物性特征分析 |
| 2.3.1 岩性及岩石学特征 |
| 2.3.2 沉积特征 |
| 2.3.3 渗透性 |
| 2.3.4 储层孔隙类型 |
| 2.3.5 油藏埋深 |
| 2.3.6 油层厚度 |
| 2.3.7 储层非均质性 |
| 2.4 油藏类型分析 |
| 2.4.1 压力与温度系统 |
| 2.4.2 油水物性 |
| 2.4.3 储层敏感性 |
| 2.5 生产动态特征分析 |
| 2.5.1 产液量分布特征 |
| 2.5.2 含水率分布特征 |
| 2.5.3 泵效分布特征 |
| 2.6 油田间抽现状分析 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 低产低效井井筒液面变化规律预测 |
| 3.1 井筒流入量与动液面关系确定 |
| 3.1.1 建立常规油藏油井三相流入动态模型 |
| 3.1.2 建立低渗透油藏油井三相流入动态模型 |
| 3.1.3 建立井筒流入量与动液面关系的数学模型 |
| 3.2 井筒流出量与动液面关系确定 |
| 3.2.1 泵效分析 |
| 3.2.2 沉没度与泵效关系确定 |
| 3.2.3 建立井筒流出量与动液面关系模型 |
| 3.3 油井生产合理动液面区间的确定 |
| 3.3.1 合理生产动液面区间确定原理 |
| 3.3.2 实例分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 基于灰色系统理论的间抽周期预测 |
| 4.1 灰色系统理论研究 |
| 4.1.1 灰色系统的研究内容 |
| 4.1.2 灰色系统基本原理 |
| 4.1.3 灰色动态模型的数学原理 |
| 4.2 建立GM(1,1)模型 |
| 4.3 实例分析 |
| 4.3.1 郑 623-2 井间抽周期的确定 |
| 4.3.2 郑 637-8 井间抽周期的确定 |
| 4.3.3 郑 652-1 井间抽周期的确定 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 间抽控制技术及效果评价 |
| 5.1 间抽控制技术研究 |
| 5.1.1 人工控制 |
| 5.1.2 定时控制 |
| 5.1.3 智能控制 |
| 5.2 延长油田间抽周期预测系统软件研究 |
| 5.2.1 软件概述 |
| 5.2.2 软件模块组成 |
| 5.2.3 软件运行分析 |
| 5.3 现场试验效果评价 |
| 5.3.1 评价指标 |
| 5.3.2 实例分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论和建议 |
| 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和取得的科研成果 |
（8）多层油藏开发技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景与论文依托 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 论文依托 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 层系划分与组合研究现状 |
| 1.2.2 多层油藏产能和试井研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 研究区概况 |
| 2.1 构造及断裂特征 |
| 2.2 沉积特征 |
| 2.3 储层特征与划分 |
| 2.4 油藏类型和油层展布特征 |
| 2.4.1 油藏类型 |
| 2.4.2 油层展布特征 |
| 2.5 油藏压力和温度系统 |
| 2.5.1 地层压力 |
| 2.5.2 地层温度 |
| 2.6 动用储量 |
| 第3章 层系划分与组合的技术界限 |
| 3.1 层系划分与组合原则概述 |
| 3.2 层系划分与组合技术界限 |
| 3.2.1 储量丰度下限 |
| 3.2.2 有效厚度下限 |
| 3.2.3 层间跨度上限 |
| 3.2.4 孔隙度渗透粘度组合技术界限 |
| 3.2.4.1 油水两相定压驱替水驱动态方程 |
| 3.2.4.2 相同粘度不同孔隙度渗透率的六层模型 |
| 3.2.4.3 相同孔隙度不同粘度的六层模型 |
| 3.2.4.4 不同粘度、渗透率和孔隙度的组合模型 |
| 3.2.4.5 模型与理论分析对比 |
| 3.2.4.6 层系定量划分与组合技术界限 |
| 3.3 研究区实践的层系划分与组合 |
| 3.3.1 储量丰度的评价 |
| 3.3.2 经济有效厚度下限 |
| 3.3.3 隔层分布及其稳定性分析 |
| 3.3.4 储层物性、流体性质和压力系统评价 |
| 3.3.5 薄互层油藏分层实践 |
| 3.3.6 开发层系划分与组合结果 |
| 第4章 井网井距井型研究 |
| 4.1 井网密度 |
| 4.1.1 技术合理井网密度 |
| 4.1.1.1 给定单井产能法 |
| 4.1.1.2 井网控制程度 |
| 4.1.1.3 水驱控制程度 |
| 4.1.1.4 技术井网密度结论 |
| 4.1.2 经济合理井网密度 |
| 4.1.3 油藏类比法 |
| 4.1.4 井网密度确认 |
| 4.2 井网型式 |
| 4.3 井型选择 |
| 第5章 单井产能研究 |
| 5.1 多层单井产能理论研究 |
| 5.2 采油强度法 |
| 5.2.1 由试油资料确定采油强度 |
| 5.2.2 由试采资料确定的采油强度 |
| 5.2.3 采油强度法确定的单井产能 |
| 5.3 米采油(液)指数法 |
| 5.3.1 理论米采油指数及其变化规律 |
| 5.3.2 试油米采油(液)指数 |
| 5.3.3 试采米采油(液)指数 |
| 5.3.4 合理生产压差 |
| 5.3.5 米采油(液)强度法确定的单井产能 |
| 5.4 单井产能结果 |
| 第6章 开发方案优选 |
| 6.1 开发方案设计 |
| 6.2 方案优选地质模型和数值模拟 |
| 6.3 方案开发指标预测与对比 |
| 6.4 开发方案优选结果 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）低渗透油层产量关系理论研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 低渗透油田的分类界限 |
| 1.1 低渗透油层的参数上限 |
| 1.2 低渗透油层下限 |
| 1.3 低渗透油田分类 |
| 1.4 本章小结 |
| 第二章 低渗透油层油井产能方程及产量递减规律研究 |
| 2.1 具有启动压力梯度的压力场分布 |
| 2.2 低渗透油井的产量方程 |
| 2.3 油层试油、试采及开发初期递减规律研究 |
| 2.3.1 产能递减的基本原理 |
| 2.3.2 油层产量的影响因素 |
| 2.3.3 油层产能递减方程 |
| 2.3.4 考虑启动压力梯度的产能递减 |
| 2.3.5 考虑启动压力模型在低渗透油层油井中的应用 |
| 2.3.6 海塔试油层参数预测分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 低渗透油田的产量方程的影响因素 |
| 3.1 供给半径对试油产量的影响 |
| 3.2 油层物性对试油产量的影响 |
| 3.3 地质因素对试油产量影响分析 |
| 3.3.1 裂缝对产量的影响 |
| 3.3.2 储层非均质性对油井产量的影响 |
| 3.3.3 沉积微相对油井产量的影响 |
| 3.4 注采压差对油井产量的影响 |
| 3.5 低渗透油田的最小生产压差 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 低渗透油层试油、试采及开发井稳产之间的产量关系研究 |
| 4.1 油井试油产量和试采产量的关系 |
| 4.1.1 选定试油产量和试采产量的流压标准 |
| 4.1.2 试油产量与试采产量之间关系 |
| 4.1.3 试采井定产方法 |
| 4.1.4 低渗透油层开发区块产能变化规律 |
| 4.2 油井试油产量与开发初期产量关系匹配研究 |
| 4.2.1 采油指数理论研究及应用 |
| 4.2.2 油层试油产量与开发初期产量关系匹配统计理论研究及应用 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）徐深气田火山岩气藏开发方案评价与优选（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 火山岩气藏储集层研究 |
| 1.2.2 火山岩气藏动态特征研究 |
| 1.2.3 火山岩气藏开发技术政策研究 |
| 1.2.4 火山岩气藏钻采工艺技术研究 |
| 1.2.5 经济评价与方案优选技术研究 |
| 1.3 研究思路 |
| 1.4 主要研究工作 |
| 第2章 徐深气田概况 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.1.1 徐家围子断陷深层构造格局 |
| 2.1.2 徐家围子断陷构造演化特征 |
| 2.1.3 深层地层层序概述 |
| 2.2 勘探开发历程 |
| 2.2.1 勘探历程 |
| 2.2.2 气田开发前期评价 |
| 第3章 地质与气藏工程方案优选 |
| 3.1 气藏地质研究 |
| 3.1.1 火山岩气藏储层综合描述方法研究 |
| 3.1.2 徐深1区块火山岩气藏储层地质特征分析 |
| 3.1.3 储量评价研究 |
| 3.1.4 裂缝性储层地质建模研究 |
| 3.2 气藏工程研究 |
| 3.2.1 火山岩气藏产能评价研究 |
| 3.2.2 火山岩气藏水平井开发技术研究 |
| 3.2.3 开发技术政策研究 |
| 3.3 地质与气藏工程方案优选 |
| 3.3.1 方案部署研究 |
| 3.3.2 方案的评价与优选 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 钻井工程方案优选 |
| 4.1 深层气井钻井的主要技术 |
| 4.1.1 深层岩石可钻性与抗压强度分布规律研究 |
| 4.1.2 钻井液完井液的优化设计及储层保护 |
| 4.1.3 井身结构的优选 |
| 4.1.4 钻头优选 |
| 4.2 固井优化设计 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 采气工程方案优选 |
| 5.1 完井优化设计 |
| 5.1.1 完井方式选择 |
| 5.1.2 生产油管尺寸优选 |
| 5.1.3 生产套管尺寸的选择 |
| 5.1.4 射孔参数选择 |
| 5.2 气井压裂改造优化设计 |
| 5.2.1 火山岩储层压裂模型的建立 |
| 5.2.2 火山岩储层地应力剖面应用方法研究 |
| 5.2.3 火山岩水力压裂压力诊断和施工控制研究 |
| 5.3 采气工艺研究 |
| 5.3.1 井口压力、温度预测 |
| 5.3.2 停喷压力计算 |
| 5.3.3 井筒水合物形成预测 |
| 5.3.4 生产管柱尺寸优化排水采气适应范围及条件分析研究 |
| 5.4 气井防腐研究 |
| 5.4.1 CO_2腐蚀实验评价 |
| 5.4.2 防腐措施筛选及建议 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 地面工程方案优选 |
| 6.1 外输气的去向和集气系统设计压力 |
| 6.2 单井集气和多井集气工艺的选择 |
| 6.3 采气管道防冻工艺的选择 |
| 6.4 预处理工艺的选择 |
| 6.5 脱水工艺的选择 |
| 6.6 CO_2腐蚀控制 |
| 6.6.1 CO_2腐蚀控制措施 |
| 6.6.2 缓蚀剂注入方式 |
| 6.6.3 缓蚀剂预膜方式 |
| 6.7 采气井口设施和采气管道总体规划方案 |
| 6.7.1 井口设施 |
| 6.7.2 采气管道 |
| 6.8 本章小结 |
| 第7章 总体开发方案经济评价及风险分析控制 |
| 7.1 投资估算 |
| 7.2 方案经济评价 |
| 7.2.1 评价方法及参数取值 |
| 7.2.2 生产成本及费用估算 |
| 7.2.3 财务分析 |
| 7.2.4 敏感性分析 |
| 7.2.5 方案临界分析 |
| 7.2.6 盈亏平衡分析 |
| 7.3 风险评价分析 |
| 7.3.1 资源评价风险 |
| 7.3.2 开发评价风险 |
| 7.3.3 工程评价风险 |
| 7.3.4 经济评价风险 |
| 7.4 风险防范与控制 |
| 7.5 方案后评估 |
| 7.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的学术论文及获得的奖励 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
四、应用IPR曲线进行试采井定产参数的优选（论文参考文献）
- [1]同井注采产液量预测与控液射孔参数优化[D]. 左继泽. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]W页岩气藏产能评价及开发技术政策研究[D]. 朱世立. 西南石油大学, 2018(07)
- [3]YW地区页岩气开发机理及开发潜力研究[D]. 张伟. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]致密气藏压裂水平井瞬态IPR及测试求产方法研究[D]. 李浩楠. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [5]L26区块致密油水平井体积压裂后开采方法研究[D]. 梅显旺. 东北石油大学, 2018(03)
- [6]气井分层与合层开采产能评价及开发效果研究[D]. 李召兵. 东北石油大学, 2017(02)
- [7]延长油田某区块低产低效井间抽规律研究[D]. 朱海琦. 西安石油大学, 2016(05)
- [8]多层油藏开发技术研究[D]. 毛小龙. 中国地质大学(北京), 2014(04)
- [9]低渗透油层产量关系理论研究及应用[D]. 顾海鹏. 东北石油大学, 2012(12)
- [10]徐深气田火山岩气藏开发方案评价与优选[D]. 邵锐. 东北石油大学, 2011(02)