一、天然气有效储层下限确定方法（论文文献综述）
杨珺茹[1]（2021）在《致密砂岩储层流体性质识别技术研究 ——以小城子气田为例》文中进行了进一步梳理小城子气田勘探开发进程中,发现主力层系气水关系复杂,流体性质难以识别,开发潜力规模不落实,迫切需要通过测井二次解释以及流体性质识别来指导小城子气田勘探开发方案制定,助力研究区快速高效开发。针对上述生产中遇到的难题,本论文基于小城子气田岩心分析化验、测录井及开发动态等资料,在简要介绍了研究区气藏地质特征的基础上,开展了储层四性关系分析;通过系统分析研究区30多口探井和评价井泉头组、登娄库组主力含气层系的测井响应特征,优选出了能够有效识别气藏流体性质的敏感性测井曲线,采用常规测井识别法（三孔隙度差值～比值、曲线重叠、交会图版、视弹性模量系数、阵列感应）、测井新技术识别法（偶极横波、核磁T2谱）进行了气水层识别之后,限于绝大多数井未测新技术测井,创建了基于多源信息融合的三维图版法、气层识别因子法对研究区的流体性质进行了识别;以岩心刻度测井的思想构建了储层参数测井精细解释模型,采用累计频率法、最小流动孔隙喉道半径法及饱和度图版确定了有效厚度下限标准,在测井解释模型程序化的基础上,开展了测井资料计算机自动处理与综合解释;依托测井二次解释及流体性质识别成果,结合生产动态、井史分析、气藏动静态特征,筛选了开发潜力层。研究结果表明,三孔隙度测井对气水层较为敏感,尤其是补偿声波和补偿中子测井,阵列感应测井也对气水层具有较好的响应特征;常规测井识别法能较好地识别研究区的流体性质,尤其是视波阻抗-补偿中子交会法,但对差气层和致密层的识别精度较测井新技术低;基于多源信息融合的三维图版法、气层识别因子法识别精度较常规测井法高,识别结果与生产动态较为吻合;测井二次解释评价潜力层30层,平面上分布在CS2、CS6、CS615三个井区。
汪文洋[2]（2020）在《叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限》文中提出中国油气短缺促使油气勘探不断向深层拓展,塔里木每年90%以上新增储量来自平均埋深超6000 m深层,已经发现的油气藏平均深度超过6043 m,在深层碳酸盐岩地层钻探了中国最深探井和发现了埋深最深油藏,分别超过8882 m和8408 m。国内外学者对于碎屑岩油气赋存下限研究比较深入,碳酸盐岩油气藏赋存下限研究相对薄弱。塔里木深层碳酸盐岩油气勘探实践显示,即便大于8000 m的探井仍然见到有较好的储层和较好的液态烃油藏,当物性很低时又会全部钻遇干层。碳酸盐岩油藏是否存在赋存下限?假如存在,其临界条件是什么?如何表征?成因机理是什么?这些问题困扰着石油勘探家们。在我国大力提升国内油气勘探开发力度并不断向盆地深层拓展时,解决这些问题对于预测碳酸盐岩深层石油有利勘探领域,科学指引深层石油钻探具有重要意义。塔里木盆地是中国特征明显的叠合盆地,深层油气勘探走在世界前列,油气勘探主要为碳酸盐岩储层,因此,本文以塔里木盆地为例来展开深入研究。本文收集到了 IHS（IHS Markit,2020）数据库包括全球6373个碳酸盐岩储层、俄罗斯Volga-Urals盆地2778个碳酸盐岩储层、中国西部叠合盆地四川盆地、塔里木盆地5708个深层碳酸盐岩储层钻探资料。选取355块碳酸盐岩储层岩心做了压汞实验、600份烃源岩样品做了岩石热解实验。综合采用地质分析、统计分析、实验分析以及数值模拟来研究塔里木盆地深层碳酸盐储层孔渗演化特征及其油藏赋存下限。论文主要取得了以下三方面的认识:第一,根据IHS（IHS Markit,2020）资料对比分析并总结了国内外碳酸盐岩储层孔渗特征。本文分析了世界碳酸盐岩盆地的储层孔渗资料,发现其具有如下特征:整体上,随着储层的埋藏深度加大,其孔隙度和渗透率值变小。储层的孔隙度、渗透率值（P90、P50、P10和Max）均表现出相似的随着埋深增大而减小的趋势,显示碳酸盐岩储层也存在油气赋存的下限。国内外碳酸盐岩储层对比结果显示,国外的碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率值比较大,高孔和高渗储层具有比较好对应关系,而中国叠合盆地碳酸盐岩储层整体致密,储层的孔隙度和渗透率值比较小,储层孔隙度和渗透率表现出较差的相关性。第二,建立了针对中国叠合盆地碳酸盐岩储层特殊性的数值表征方法并提出了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层油藏赋存下限临界条件。本文建立了碳酸盐岩储层物理特性随埋深变化的数学模型,并通过Matlab软件模拟了本论文的研究区塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层孔隙度和密度随埋深变化规律。结果显示,下奥陶统碳酸盐岩储层的孔隙度随埋深增大时其值变小,其密度随埋深增大时变大。数值模拟的结果与实际测量的储层孔隙度及密度资料比较吻合。碳酸盐岩储层物性地质影响因素主要包括储层埋深、储层温度、储层形成的地质年代、储层所经历的构造旋回次数以及均质性等五个。当储层埋深越大、经历的构造旋回次数越多、地层年代越老、所处含油气盆地的地温梯度越高、均质性越好,储层的孔隙度值越小。综合含油层比例法、最小流动孔喉半径法、钻探结果判断法等,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层石油赋存下限临界条件:孔隙度为1.8%,渗透率为0.07 mD,孔喉半径为0.01 μm。第三,探讨了碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理。碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理主要有两方面:储层内外毛细管力差随埋深增大而减小导致石油成藏过程结束;储层之外油气来源随埋深增大而枯竭导致石油成藏过程结束,成藏过程的结束代表着油藏赋存下限的出现。据此,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层碳酸盐岩油藏赋存下限深度为9000 m～9200 m。油藏赋存下限临界孔隙度和深度下限具有相关性,与9000 m深度相对应。地质年代、构造旋回次数、地层温度以及均质性等四个地质因素影响盆地中油藏赋存下限深度的变化,当储层经历的构造旋回次数越多、年代越老、所处盆地地温梯度越高、储层均质性越好,油藏赋存下限深度越浅,反之越深。当前塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层最大埋深不超过8000 m,说明当前在这套地层中开展深层碳酸盐岩油藏勘探是可行的,也是有前景的。
张卫刚[3]（2020）在《姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究》文中研究指明延长组中下组合是近年来鄂尔多斯盆地中西部姬塬油田深部层段石油勘探开发备受关注的新层系。铁边城区块位于姬塬油田东南部,延长组中下组合的长8、长9油层组在J51和W554等多口探评井试获工业油流,显示了较好的勘探开发潜力;但对其储层条件、成藏和富集分布规律等研究薄弱、认识不清,制约了勘探开发进程。本文采用钻井地质、岩心描述和样品测试数据约束下的测井解释、储层地质建模与油藏综合评价方法,系统开展了研究区长8和长9油层组的物源分析、沉积微相与相控砂岩储层特征及其四性关系研究和油水层识别,并进一步结合油-源对比、成岩-成藏时序关系及其源-储压差驱动力研究,综合探讨了长8和长9油层组的成藏主控因素和有利区分布。主要取得如下几点新的成果及认识:（1）碎屑矿物、图像粒度与岩心描述-测井相分析编图明确了铁边城区块长9至长8油层组的主控物源体系及其沉积微相特征,认为它们主体受控于NW-SE向的（盐-定）辫状河三角洲沉积物源体系,主要发育辫状河三角洲前缘近末端的水下分流河道和分流间湾两种沉积微相。其中,长9油层组上段在研究区西南部夹含有局限半深湖相暗色泥岩沉积,长8油层组在研究区东南部夹含有前三角洲亚相沉积。（2）岩心测试、测井解释与试油试采数据综合分析揭示,研究区长9砂岩属于超低渗-致密储层,孔隙度主值分布在（7～14）%、平均为10.16%,渗透率主值分布在（0.05～3）×10-3μm2、平均为0.46×10-3μm2,有效储层孔、渗、饱参数下限分别为8.0%、0.1×10-3μm2和50%;长8砂岩属于典型的致密储层,孔隙度分布在（4～10）%、平均为6.98%,渗透率分布在（0.01～0.3）×10-3μm2、平均为0.112×10-3μm2,有效储层孔、渗、饱参数下限分别为6.0%、0.05×10-3μm2和31%。（3）储层岩石学与成岩孔隙演化研究表明,研究区接近三角洲前缘末端沉积的长8、长9油层组砂岩粒度较细、石英含量相对较低、长石和塑性岩屑含量较高、经历了强烈的压实作用（减孔率高达61～67%）、较强的晚期碳酸盐及伊利石胶结作用（减孔率接近18～28%）和相对较弱的中期溶蚀作用（增孔率5.1～8.2%）,并于早白垩世晚期达到最大埋藏成岩和基本接近现今砂岩样品测试物性的超低渗-致密储层条件。（4）烃源岩与原油样品GC-MS测试资料及其油-源对比分析认为,研究区长8储层原油的17α（H）-C30重排藿烷(C30*)丰度很低、C30*/C30藿烷仅为0.08,C29Ts/C29降藿烷低至0.42,主体属于源自长7油页岩的Ⅰ类原油;长9储层原油的C30*丰度较高,C30*/C30藿烷接近0.28,C29Ts/C29降藿烷为0.77,显示出长7油页岩为主、兼有长9暗色泥岩贡献的Ⅰ-Ⅱ类过渡型原油特征,从而也指示长9油层组暗色泥岩具有一定的生烃潜力。（5）成岩-成藏过程、源-储压差驱动力与成藏有利区预测结果表明,研究区长8和长9油层组主要发育超低渗-致密岩性圈闭和低幅度鼻状构造-岩性圈闭两种油藏类型,油气充注成藏与储层成岩致密化近于同步发生在早白垩世中晚期（123～105）Ma的最大埋藏增温期;成藏有利区分布主要受控于有效储层甜点区分布和源-储之间相对较高的过剩压力差（>5.0MPa）驱动力条件。
李沙莎[4]（2020）在《《八角场气田新增探明储量报告》汉英翻译实践报告》文中进行了进一步梳理随着国际交流的日益频繁,海内外石油勘探和开发的范围不断扩大,专业翻译在国际交流中自然也扮演着举足轻重的地位。本报告以《八角场气田新增天然气探明储量报告》汉英翻译实践报告为例,旨在探讨石油天然气类文本汉译英翻译技巧。根据德国语言学家卡尔·布勒对语言功能的三分法,德国功能主义翻译理论家凯瑟琳娜·赖斯进一步将文本类型分为信息型文本、表情型文本和感染型文本并提出了每一类文本的翻译方法。赖斯还指出尽管很多文本都是混合型文本,评判译文最重要的因素还是它是否传达了原文的主要功能。由于本项目为工程类文本,项目的主要功能为准确无误地传递信息,因此本文属于信息型文本。同时,由于英语重形合而汉语重意合,汉语复句之间的逻辑关系含蓄隐晦,错综复杂,作者发现此项目汉译英翻译的难点主要体现为汉语复句翻译。对此,作者在分析中英复句差异的基础上,以文本类型理论为指导,对本翻译项目中出现的顺承复句、因果复句、递进复句、目的复句和解说复句等五种类型的汉语复句英译归纳总结,提出了相应的翻译技巧。作者认为在汉语复句英译时,译者要做的第一步是细读原句、确认复句类型并对句子进行语义划分,同时确认第一语义层;第二步,针对第一语义层确认句子的主要翻译技巧,如分译、合译、顺译、逆译等;第三步,在此基础上,根据句子的具体情况可采取其他的翻译技巧如增译、改变语态等,使译文的逻辑结构更加明晰,更加符合译入语读者的阅读习惯,从而使整个译文实现“文本层面的对等,达成交际”。通过总结本次汉英翻译实践遇到的困难及解决办法,作者希望能为对石油天然气类翻译感兴趣的MTI学生提供一些参考和指导。
卿元华[5]（2020）在《川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理》文中研究说明川中凉上段、沙一段是川中致密油的主要勘探层系,致密油资源丰富,但是,因致密油储层形成机理认识不清晰,使川中致密油勘探开发受到极大制约。因此,利用油藏工程法、最小流动孔喉半径法等方法,确定致密油储层下限,进而对储层进行分类评价;通过显微薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞、物性等实验分析,系统分析致密油储层岩石学、储集性及成岩作用等特征;根据泥岩镜质体反射率、流体包裹体温度、粘土矿物演化、氧同位素地质温度计及不同自生矿物的赋存关系等,定时反演致密油储层成岩演化和孔隙演化特征;以铸体薄片定量统计为基础,以成岩演化序列为约束条件,定时定量恢复地史时期孔隙演化过程;根据流体包裹体测温、显微荧光分析,结合埋藏史及孔隙定时定量演化特征,明确孔隙演化与主成藏期耦合特征;以储层微观研究认识为基础,充分利用地球化学方法,对致密油储层形成机理开展深入研究,总结致密油储层发育主控因素,建立起3种不同类型致密油储层的形成模式,为预测致密油储层分布提供理论依据。主要取得如下成果认识:川中凉上段、沙一段致密油储层储集下限渗透率0.03m D、孔隙度2%,有效下限渗透率0.2m D、孔隙度2.8%。基于储层下限分析结果,根据物性将砂岩分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类,其中,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类为致密油储层。凉上段、沙一段的致密油储层主要发育于滨浅湖滩坝微相、湖泊三角洲分流河道微相的细、中砂岩内;压实作用是导致储层致密的最重要因素,与溶蚀作用有关的自生矿物充填是中-晚期砂岩物性下降的一个重要原因。长石、岩浆岩岩屑溶蚀是改善和形成致密油储层的关键因素;孔隙衬里绿泥石、烃类充注是原生孔隙得以保存的重要原因,也是中-晚期次生孔隙形成和保存的重要因素;广泛发育的裂缝主要与晚期燕山运动、早-中期喜马拉雅运动有关,显着提高了致密油储层的渗透率,是致密油储层低孔产油的重要保障。不同类型致密油储层孔隙演化特征存在明显差异。凉上段烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为24.42%、24.32%,加之自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为2.87%、1.11%,中成岩A期是次生孔隙主要发育期,溶蚀增孔量分别为1.25%、3.05%。沙一段衬里绿泥石型、烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为23.66%、24.79%、23.0%,以及自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为4.12%、3.70%、1.45%,溶蚀增孔量分别为1.78%、2.33%、2.81%。川中凉上段、沙一段致密油储层经历了3期烃类充注,以第二、第三期为主,第一期为典型的早期烃类充注。储层是在第二期烃类充注过程变得致密（孔隙度<10%）的,然后在整体致密背景下开始第三期烃类充注,表现出“边成藏边致密”的特征,这是川中凉上段、沙一段致密油储层形成及大规模富集油气的重要因素。川中凉上段、沙一段致密油储层溶蚀孔隙主要与中成岩A期的有机酸溶蚀有关;自上而下存在3个次生孔隙发育带,表现为次生孔隙发育带与沉淀带交替出现,次生孔隙发育带的形成主要是因为异常高压的幕式释放、扩散作用、热对流使溶蚀产物迁移出溶蚀带。最后,根据有利于致密油储层发育的成岩作用（主要是衬里绿泥石、溶蚀作用、烃类充注和裂缝）、古构造及沉积微相分布特征,实现了对致密油储层分布的综合预测。
黄闯[6]（2019）在《鄂尔多斯盆地陕295井区本溪组致密储层特征与物性下限研究》文中研究表明致密砂岩气是现有技术可采程度最高的非常规油气,也是油气资源的重要组成部分。鄂尔多斯盆地是我国重要的致密砂岩气产区,已发现苏里格等大型气田,主要产气层段为二叠系山西组和下石盒子组盒8段,石炭系本溪组储层也属于致密储层,但勘探程度相对较低,天然气显示较多、工业气流井少,目前全盆地146口井试气,仅有64口获工业气流。因此,开展本溪组致密储层特征及物性下限研究,对于深化本溪组储层地质认识、为有利勘探区带选择提供参考具有重要意义。论文通过样品分析和地质分析,对本溪组储层特征、成岩演化做了研究,并在此基础上运用物理模拟实验和数值模拟实验相结合的方法,研究了本溪组致密储层物性下限。结果表明:鄂尔多斯盆地本溪组储层普遍致密,岩石类型以石英砂岩和岩屑质石英砂岩为主,长石含量极低,次生孔隙相对发育。根据天然气充注过程受力分析发现,天然气向致密储层充注的主要动力是生气增压,静水压力和毛细管压力为主要阻力,物理模拟实验表明,孔隙度越高,天然气向致密储层充注的阻力越小,反之越大,孔隙度为11.47%,充注临界压力为310×10-3 MPa,孔隙度为10.31%,充注临界压力为530×10-3 MPa,孔隙度为8.49%,充注临界压力为780×10-3 MPa。数值模拟实验表明,天然气不能向致密储层充注的物性下限是孔隙度为1.02%,渗透率为0.02×10-3μm2,并且不同深度存在差异,2100 m、2400m、2800 m和3500 m的埋藏深度,分别对应临界孔隙度为11.2%、6.5%、4.2%和0.9%和临界渗透率分别为1.46×10-3μm2、0.3×10-3μm2、0.14×10-3μm2和0.04×10-3μm2。因此,对于本溪组不同埋藏深度区,致密储层勘探物性下限即勘探范围要分别考虑。
王璐[7]（2019）在《深层碳酸盐岩气藏特殊渗流规律及储量可动性研究》文中进行了进一步梳理随着油气田勘探开发技术的不断发展,深层碳酸盐岩气藏已成为世界油气资源的重要组成部分。与中、浅层油气藏相比,深层碳酸盐岩储层经过多期构造运动与成岩改造作用,形成了孔、缝、洞多类型介质并存的格局,导致储层具有非均质性强、渗流机理特殊、气水关系复杂、储量评价难度高、气井产能差异大等特征。正确认识深层碳酸盐岩气藏的特殊渗流规律与储量可动性是实现该类气藏高效开发的前,也是本文研究的主要内容。针对以上特征,本文借助多种测试技术及实验方法,从储层孔隙结构及储渗能力、单相流动规律、气水两相流动特征、多产层合采供气能力及有效储层物性下限等几个方面进行了研究,以期对深层碳酸盐岩气藏高效开发过程中遇到的典型工程问题供一定的理论基础及数据支持。首先,利用铸体薄片和扫电镜定性刻画了深层碳酸盐岩储层的岩性、储集空间和喉道特征;依据高压汞得到的毛管压力曲线特征,将储层划分为缝洞型、孔洞型、孔隙型和非储层;基于多尺度CT扫技术,采用最大球法定量表征了3类储层不同尺度下二维、三维孔隙结构特征,并据此分析各类储层的储集和渗流能力。其次,搭建高温高压多功能驱替实验平台,完全模拟研究区深层碳酸盐岩气藏的地层条件,分别进行单相驱替和衰竭开发实验,对比研究了3类储层的气体单相渗流规律,并判断各类储层内气体的可动性;通过改变实验条件,对比研究了束缚水对3类储层单相渗流规律的影响,并从机理上对差异性进行了分析。再次,将CT扫与微电子光刻技术结合,设计并研制了3类玻璃刻蚀可视化模型,进行了气驱水和水驱气微观渗流可视化实验,定性研究了深层碳酸盐岩不同类型储层内气水两相微观渗流规律、水侵特征、水赋存模式、封闭气和残余水形成机理等。借助Image J灰度分析法定量研究了不同时刻下的气水分布特征、束缚水饱和度及采收率等,并从机理上分析了地层水对气体渗流特征及可动性的影响。此外,建立高温高压多层合采物理实验模型,完全模拟并研究了3类储层并行合采时的单层产气量、总产气量、压力变化规律,产能贡献率,采收率以及层间非均质性、生产压差、含水饱和度和水侵对渗流与生产规律的影响,并通过油藏数值模拟建立多层合采径向模型验证了实验结果及规律的适用性。最后,对常规物性下限方法进行改进,运用多种测试资料,采用累积频率法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法等静态法确定孔隙度、渗透率下限值,再通过生产资料法、试气法与产能模拟法等动态法修正了该物性下限值,形成一套针对深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限的确定及验证方法。
杨显成[8]（2018）在《济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律》文中研究表明近期济阳坳陷深层裂解气勘探取得突破,展示了深层裂解气的勘探潜力;但是深层砂岩储层致密化、有效储层评价与裂解气成藏等认识影响了深层气勘探。本文是在东营北带和渤南洼陷沙四段致密砂岩岩性特征、岩石矿物学、沉积相等分析基础上,指出致密砂岩储层主要为近岸水下扇和扇三角洲等沉积体系的含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩等,岩石矿物组成主要为长石、岩屑和石英等,孔隙结构表现为小孔-细喉型,孔隙为毛管-微毛管孔隙;储集空间主要为原生残余粒间孔、次生溶孔以及裂缝;储层物性总体表现为低孔低渗或低孔特低渗的特征。提出了济阳坳陷深层四种储层致密化类型:杂基沉淀致密化、强烈压实致密化、胶结物晶出致密化和沥青充填致密化;分析了近岸水下扇和扇三角洲相的砂砾岩和砂岩储层的储层致密化过程,建立了富杂基砾岩、富杂基砂岩、贫杂基砾岩、贫杂基砂岩等孔隙演化模式,定量评价了压实作用、胶结作用、溶蚀作用、沥青充填等在致密化过程中对储层孔隙演化的作用;通过沉积埋藏史、成岩演化史、生烃演化史、孔隙演化史等,提出了致密砂岩早期衰竭型和溶蚀改造型的储层孔隙演化模式,早期衰竭型主要为扇根亚相和扇端亚相的富杂基砾岩和富杂基泥质粉砂岩,早期压实作用和胶结作用对储层减孔较大、后期溶蚀作用增孔较小;溶蚀改造型主要为扇中亚相的含砾砂岩和砂岩,溶蚀作用对储层增孔较大,贫杂基砾岩、贫杂基中粗砂岩的溶蚀增孔分别为11.8%和16.5%,提高了储层的储集性,溶蚀改造型是致密砂岩储层的重要类型。利用试油法、含油产状法、分布函数法等多种方法界定了凝析气藏和气藏有效储层孔隙度和渗透率下限值,其中东营凹陷北带沙四下亚段致密砂岩凝析气藏和气藏的有效储层孔隙度下限值分别为3.8%和3.0%,渗透率下限值分别为0.4%×10-3um2和0.2×10-3um2;渤南洼陷沙四上亚段致密砂岩气藏有效储层孔隙度下限值为4.8%,渗透率下限值为0.2×10-3um2。提出沉积微相、成岩相、裂缝相等“三相”与地温压力对有效储层的控制作用,预测了东营凹陷民丰地区丰深1、丰8等冲沟和渤南洼陷渤深8区带等为有效储层分布区。应用天然气地化性质鉴定了原油裂解气和干酪根裂解气成因,东营凹陷民丰地区天然气藏主要为原油裂解气,利津地区和沾化凹陷渤南洼陷天然气藏主要为干酪根裂解气;利用盆地模拟,计算了东营凹陷原油裂解气和干酪根裂解气的资源量。通过生烃演化、储层致密化、流体压力变化等研究了原油裂解气和干酪根裂解气的聚集差异性,建立了原油裂解气和干酪根裂气的成藏演化模式;民丰地区原油裂解气主要为早期原油充注后期原油裂解,利津地区干酪根裂解气主要为早期大部份散失后期充注。进一步提出了“温—相—势”耦合控制富集高产,地层温度直接控制了油气生成和烃类相态;沉积相、成岩相、裂缝相等“三相”匹配控制了致密砂岩有效储层,流体势不仅对储层物性有影响,更重要的是运移和充注的主要动力因素。
王见祥[9]（2018）在《南堡凹陷堡古1区中深层储层测井评价方法研究》文中研究指明南堡凹陷堡古1区中深层储层,受物缘、沉积环境等影响,储集空间多样,渗透性较低,孔隙结构复杂,物性参数建模难度较大,非阿尔奇现象明显。产能影响因素较多,产能的精确评价难以把握。针对研究区实际情况,系统分析了研究区储层的岩性、物性、电性、含油性特征与关系。以压汞实验与核磁共振实验为基础结合薄片资料,构建三种孔隙结构分类方案:一是根据储层压汞特征,以主成分分析法（PCA）结合模糊均值聚类（FCM）建立孔隙结构分类方案;二是利用分形思想对储层核磁T2谱进行相对大、中、小孔的表征,比对储层压汞分形特征及薄片分形特征,确定储层连通孔具备分形特征,从而以储层连通孔占比情况确定储层孔隙结构类型;三是通过构建压汞系数与储层品质参数建立二者交会图版对储层孔隙结构进行分类,三种方案相互验证,确定储层存在四种孔隙结构类型。将孔隙结构与试采资料结合,分析目标区中深层储层产液能力,表明储层孔隙结构类型与产能具有良好对应关系。在储层参数评价方面,基于岩心刻度测井、孔隙结构分类建立了储层孔渗模型。结合分形理论,确定储层相对大、中、小孔隙,假设小孔隙基本不渗透,中等孔（过渡孔）渗透性中等,大孔渗透性好,基于此赋予中等孔权系数,确定对储层渗流直接贡献的有效孔隙部分,提供了一种新的渗透率建模方法;在岩石电阻率实验的基础上,建立不同矿化度、不同孔隙结构的饱和度参数模型,求取胶结指数,利用阿尔奇变参数模型,取得良好效果;分别从岩心分析角度及生产资料测试角度,建立了三种储层有效性评价模型,确定储层有效物性下限及对应的孔隙结构指数下限。根据不同流体间测井响应特征差异综合利用图版法与fisher判别法,对储层流体进行识别;由于储层特征对产能影响敏感程度不同,优选产能敏感影响因素,分别建立常规产能指数交会图版、基于储层分类的含油体积交会图版及神经网络法三种储层产能评价模型并相互印证,在研究区取得良好效果。
武延亮[10]（2018）在《克拉苏西部气藏致密砂岩储层有效性评价方法研究》文中提出致密砂岩气是四大非常规天然气之一,目前非常规天然气的勘探开发领域主要还是集中在致密砂岩气,我国每年的致密砂岩气产量占全国总天然气产量的比例越来越大,由于致密砂岩储层岩性致密、孔隙度渗透率极低、孔隙结构复杂、连通性差、非均质性强等特点,给勘探发现与开发建产带来了巨大的困难与挑战。储层评价是对储层做出符合地质实际的分类与解释,随着油气田勘探开发工作的日益深入,致密砂岩储层评价工作越来越受到重视。但对于致密砂岩储层有效性评价方法的研究,目前国内还没有较好的解决方法。克拉苏西部白垩系巴什基奇克组是典型的致密砂岩气储层,为了做出更准确、合理、符合地质实际的储层分类,本文综合利用收集到岩心分析资料、地质资料、测井资料及试气资料,通过研究得到了一套适用于研究区的致密砂岩储层评价方法。主要包括以下几个步骤:（1）通过薄片分析、物性分析等资料对研究区域的储层的岩性特征、物性特征有一定的认识;（2）在分析岩性对电测井响应的基础上,优选对岩性敏感度高的常规测井曲线,采用密度聚类近邻法、支持向量机法,形成了适用于研究区的储层岩性识别方法;利用岩心刻度对元素含量转换成矿物含量的转换系数进行标定,来提高ECS储层岩性识别的精度;（3）综合考虑岩性、粒度、孔隙结构等因素对储层的控制作用,利用测井资料及岩心分析数据,建立准确的物性参数计算模型。结合试气资料,采用经验统计法、资料点约束法及最小流动孔隙半径法,确定了致密砂岩储层有效性评价参数下限;（4）将储层按气井产能划分标准分为四类,综合利用各种宏观及微观参数,结合核磁T2谱、储盖组合及多元隶属函数建立储层分类综合评价指标。处理实际井资料,并结合测录井资料、解释成果及试气资料对所建立的评价指标进行检验,验证结果表明本文所建立的致密砂岩储层分类评价指标与生产实际符合,准确性高。
二、天然气有效储层下限确定方法（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、天然气有效储层下限确定方法（论文提纲范文）
（1）致密砂岩储层流体性质识别技术研究 ——以小城子气田为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 研究创新点 |
| 第二章 气藏地质特征 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.5 气藏特征 |
| 2.5.1 温度压力 |
| 2.5.2 流体性质 |
| 2.5.3 产能特征 |
| 2.5.4 目的层段气藏特征 |
| 2.6 气藏主控因素分析 |
| 第三章 储层四性关系研究 |
| 3.1 储层四性特征 |
| 3.1.1 储层岩性 |
| 3.1.2 储层物性 |
| 3.1.3 储层电性 |
| 3.1.4 储层含气性 |
| 3.2 储层四性关系 |
| 第四章 流体性质识别技术研究 |
| 4.1 流体性质敏感性测井参数分析 |
| 4.2 常规测井识别法 |
| 4.2.1 三孔隙度差值~比值法 |
| 4.2.2 曲线重叠法识别气层 |
| 4.2.3 两参数交会图版识别气层 |
| 4.2.4 视弹性模量系数法 |
| 4.2.5 阵列感应曲线差异参数法 |
| 4.3 偶极横波测井识别法 |
| 4.3.1 纵波时差与横波时差重叠法 |
| 4.3.2 泊松比与体积压缩系数重叠法 |
| 4.4 核磁T_2谱识别法 |
| 4.5 基于多源信息融合的三维图版法 |
| 4.6 气层识别因子法 |
| 第五章 测井二次精细解释 |
| 5.1 测井系列标准化 |
| 5.1.1 关键井与标准层的确定 |
| 5.1.2 直方图法标准化 |
| 5.2 储层参数测井解释模型 |
| 5.2.1 泥质含量模型 |
| 5.2.2 孔隙度模型 |
| 5.2.3 渗透率模型 |
| 5.2.4 饱和度模型 |
| 5.3 有效厚度下限标准 |
| 5.4 测井资料处理与综合解释 |
| 第六章 产建潜力层筛选 |
| 6.1 潜力层整体评价 |
| 6.2 单井措施方案 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的与意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 研究现状 |
| 1.3.2 存在的科学问题 |
| 1.4 主要研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文主要工作量及主要成果 |
| 1.5.1 资料收集与整理 |
| 1.5.2 样品采集与分析测试 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 1.5.4 论文取得的主要认识 |
| 第2章 全球碳酸盐岩储层孔渗特征 |
| 2.1 全球碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.1.1 孔隙度-深度 |
| 2.1.2 渗透率-深度 |
| 2.1.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.2 俄罗斯Volga-Urals盆地碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.2.1 孔隙度-深度 |
| 2.2.2 渗透率-深度 |
| 2.2.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.3 中国四川盆地下古生界碳酸盐储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.3.1 孔隙度-深度 |
| 2.3.2 渗透率-深度 |
| 2.3.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 塔里木盆地区域地质概况及深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.1 区域地质概况 |
| 3.1.1 区域地理位置 |
| 3.1.2 区域构造演化 |
| 3.1.3 区域地层特征 |
| 3.1.4 油气分布特征 |
| 3.2 塔里木盆地深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.2.1 盆地经历多旋回构造运动 |
| 3.2.2 烃源岩热演化程度相对较高 |
| 3.2.3 储层类型多样且非均质性强 |
| 3.2.4 油气藏储层年代老且埋深大 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 塔里木盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限 |
| 4.1 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化特征 |
| 4.1.1 碳酸盐岩储层物性随埋深变化数值模拟模型 |
| 4.1.2 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化模拟 |
| 4.1.3 模拟结果验证 |
| 4.1.4 碳酸盐岩储层物性变化影响因素 |
| 4.2 塔中深层碳酸盐岩储层控油特征及油藏赋存下限临界条件 |
| 4.2.1 塔中下奥陶统储层控油特征 |
| 4.2.2 塔中下奥陶统储层油藏赋存下限临界条件 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理及深度下限 |
| 5.1 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理 |
| 5.1.1 储层内外毛细管力差随埋深增大而减小 |
| 5.1.2 储层之外油气来源随埋深增大而枯竭 |
| 5.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件与深度下限 |
| 5.2.1 油藏赋存下限临界条件与深度下限关系 |
| 5.2.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限综合表征 |
| 5.3 本章小结 |
| 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 |
（3）姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及问题 |
| 1.2.1 延长组中下组合勘探开发及研究现状 |
| 1.2.2 低孔渗-致密砂岩油藏评价技术研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 方法技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要成果认识及创新点 |
| 1.5.1 主要成果认识 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 第二章 区域地质构造特征 |
| 2.1 地理位置及构造单元归属 |
| 2.2 区域地质构造演化特征 |
| 2.2.1 中生代区域构造演化特征 |
| 2.2.2 新生代构造演化与后期改造特征 |
| 2.3 沉积层序构架及沉积演化特征 |
| 2.3.1 延长组沉积层序构架 |
| 2.3.2 延长组沉积演化特征 |
| 第三章 沉积微相及砂体展布特征 |
| 3.1 小层划分对比与界面构造特征 |
| 3.1.1 划分方法及原则 |
| 3.1.2 小层划分与剖面对比特征 |
| 3.1.3 主要小层界面构造特征 |
| 3.2 沉积物源分析 |
| 3.2.1 区域物源分区特征 |
| 3.2.2 研究区沉积物源特征 |
| 3.3 沉积微相及砂体展布特征 |
| 3.3.1 沉积微相划分标志 |
| 3.3.2 沉积微相类型 |
| 3.3.3 沉积微相及砂体剖面特征 |
| 3.3.4 沉积微相及砂体展布特征 |
| 第四章 储层基本地质特征 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 砂岩类型与碎屑组分特征 |
| 4.1.2 填隙物组分特征 |
| 4.1.3 砂岩结构特征 |
| 4.2 储层微观孔隙结构特征 |
| 4.2.1 孔隙类型 |
| 4.2.2 孔喉分布特征 |
| 4.2.3 可动流体表征 |
| 4.3 储层成岩作用及成岩相 |
| 4.3.1 成岩作用类型 |
| 4.3.2 成岩阶段及其演化序列 |
| 4.3.3 成岩孔隙演化特征 |
| 4.3.4 成岩相平面分布特征 |
| 4.4 储层物性特征 |
| 4.4.1 长8油层组物性特征 |
| 4.4.2 长9油层组物性特征 |
| 第五章 储层四性关系及综合评价 |
| 5.1 储层四性关系与储层评价 |
| 5.1.1 储层属性参数的测井响应特征 |
| 5.1.2 储层测井二次解释模型 |
| 5.1.3 小层砂岩物性平面展布特征 |
| 5.1.4 储层分类及评价分区特征 |
| 5.2 有效储层下限及油水层判别标准 |
| 5.2.1 有效储层物性下限 |
| 5.2.2 有效储层含油饱和度下限 |
| 5.2.3 油水层判别标准 |
| 5.3 油水层解释结果及其分布特征 |
| 5.3.1 油水层二次解释 |
| 5.3.2 油水层剖面分布特征 |
| 5.3.3 储层含油饱和度分布特征 |
| 5.4 储层三维地质建模与综合评价 |
| 5.4.1 储层建模范围与方法 |
| 5.4.2 长8与长9储层三维地质模型 |
| 5.4.3 基于模型的储层综合评价 |
| 第六章 成藏条件与油藏类型及其受控因素 |
| 6.1 生烃-成藏期及其源-储压差的控藏因素 |
| 6.1.1 主生烃期与后期油气调整事件 |
| 6.1.2 包裹体测温与油气成藏期次 |
| 6.1.3 主生烃期源-储压差及其控藏因素 |
| 6.2 油-源对比关系及其控藏因素 |
| 6.2.1 样品与实验分析 |
| 6.2.2 原油地球化学特征 |
| 6.2.3 烃源岩地球化学特征 |
| 6.2.4 油-源对比及其运聚指向 |
| 6.3 油藏类型及其成岩-成储-成藏受控因素 |
| 6.3.1 油藏类型及其温压和流体特征 |
| 6.3.2 相控储层与成岩作用的控藏因素 |
| 6.3.3 储层致密化过程及其控藏因素 |
| 6.3.4 供烃-成藏模式及其受控因素 |
| 第七章 油气聚集有利区预测与评价 |
| 7.1 储层有效厚度及有利区预测 |
| 7.1.1 有效厚度下限 |
| 7.1.2 有效厚度单元圈定原则 |
| 7.1.3 有效厚度单元分布及其属性参数特征 |
| 7.2 油气聚集“甜点区”预测与评价 |
| 7.2.1 评价原则与方法 |
| 7.2.2 油气聚集“甜点区”预测 |
| 7.2.3 油气聚集“甜点区”储量估算 |
| 主要结论及认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）《八角场气田新增探明储量报告》汉英翻译实践报告（论文提纲范文）
| Acknowledgements |
| Abstract |
| 摘要 |
| Introduction |
| Chapter One Description of Translation Project |
| 1.1 Introduction to the Translation Project |
| 1.2 Requirements for the Translation |
| Chapter Two Description of Translation Process |
| 2.1 Preparations for Translation |
| 2.1.1 Analysis of Original Text Features |
| 2.1.2 Reference of Parallel Texts |
| 2.1.3 Theory Preparation:Text Typology Theory |
| 2.2 Translating Stage |
| 2.2.1 Glossary Building |
| 2.2.2 Translation with Jeemaa.com |
| 2.3 Proofreading |
| Chapter Three Translation Difficulties and Solutions |
| 3.1 Differences Between Chinese and English Complex Sentences |
| 3.2 Translation Difficulties of Chinese Complex Sentence into English |
| 3.2.1 Causality Complex Sentence |
| 3.2.2 Purpose Complex Sentence |
| 3.2.3 Explanatory Complex Sentence |
| 3.2.4 Successive Complex Sentence |
| 3.2.5 Progressive Complex Sentence |
| 3.3 Solutions to Translation Difficulties |
| 3.3.1 Linear Translation/Inversion+Addition |
| 3.3.2 Linear Translation/Division+Addition |
| 3.3.3 Division/Division+Addition |
| 3.3.4 Combination+Addition |
| 3.3.5 Linear Translation/Division+Addition |
| Chapter Four Translation Evaluations and Suggestions |
| 4.1 Company Feedback and Self-evaluation |
| 4.2 Suggestions for MTI Students |
| Conclusion |
| Bibliography |
| Appendix A |
（5）川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.2 研究区研究现状及存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 1.6.1 主要成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层划分 |
| 2.1.2 地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 构造演化 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 第3章 沉积相特征 |
| 3.1 区域沉积格架 |
| 3.2 沉积微相类型与特征 |
| 3.3 沉积微相纵横向展布 |
| 3.3.1 单井沉积微相 |
| 3.3.2 连井沉积微相 |
| 3.3.3 主要砂体沉积期沉积微相平面分布 |
| 第4章 致密油储层下限分析 |
| 4.1 储层下限分析 |
| 4.1.1 储集下限 |
| 4.1.2 有效下限 |
| 4.2 分类评价标准 |
| 第5章 致密油储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.1.1 成分特征 |
| 5.1.2 结构特征 |
| 5.1.3 岩石类型 |
| 5.2 储集性特征 |
| 5.2.1 储渗空间、喉道类型及组合特征 |
| 5.2.2 孔隙结构特征 |
| 5.2.3 物性特征 |
| 5.3 成岩作用特征 |
| 5.3.1 压实作用 |
| 5.3.2 胶结作用 |
| 5.3.3 溶蚀作用 |
| 5.3.4 交代作用 |
| 5.3.5 破裂作用 |
| 5.4 致密油储层分类 |
| 第6章 致密油储层孔隙演化特征 |
| 6.1 致密油储层演化特征 |
| 6.1.1 致密油储层定时演化特征分析 |
| 6.1.2 致密油储层孔隙定量演化特征分析 |
| 6.1.3 致密油储层孔隙定时与定量演化特征 |
| 6.2 致密油储层孔隙演化与主要成藏期耦合特征 |
| 6.2.1 成藏期次 |
| 6.2.2 主要成藏期与孔隙演化耦合特征 |
| 第7章 致密油储层形成机理与主控因素 |
| 7.1 致密油储层形成机理 |
| 7.1.1 原生孔隙保存机理 |
| 7.1.2 溶蚀孔隙形成机理 |
| 7.1.3 裂缝形成机理 |
| 7.2 致密油储层发育主控因素 |
| 7.2.1 沉积微相 |
| 7.2.2 成岩作用 |
| 7.2.3 烃类充注 |
| 7.2.4 裂缝 |
| 7.3 致密油储层分布特征 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（6）鄂尔多斯盆地陕295井区本溪组致密储层特征与物性下限研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的与意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 致密砂岩气藏的定义 |
| 1.3.2 有效储层物性下限研究进展 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 主要工作量统计 |
| 1.6 认识及成果 |
| 第2章 区域地质简况 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 构造演化特征 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.4 研究区沉积演化 |
| 第3章 陕295井区本溪组储层岩石学特征和物性特征 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 碎屑颗粒特征 |
| 3.1.2 填隙物特征 |
| 3.1.3 碎屑结构特征 |
| 3.2 储层物性特征 |
| 3.2.1 储层物性分布特征 |
| 3.2.2 储层物性相关性 |
| 3.3 储集空间特征 |
| 3.3.1 孔隙类型 |
| 3.3.2 孔隙结构 |
| 第4章 陕295井区本溪组储层致密演化史 |
| 4.1 储层成岩作用特征 |
| 4.2 成岩阶段划分 |
| 4.3 孔隙度演化史 |
| 第5章 陕295井区本溪组有效致密储层下限研究 |
| 5.1 有效储层下限定义 |
| 5.2 有效储层下限物理模拟实验 |
| 5.2.1 实验设计原理 |
| 5.2.2 实验过程 |
| 5.3 实验结果及认识 |
| 5.3.1 实验结果 |
| 5.3.2 实验认识 |
| 5.4 有效储层下限数值模拟实验 |
| 5.4.1 孔隙饱含束缚水数学模型 |
| 5.4.2 有效储层物性下限确定 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）深层碳酸盐岩气藏特殊渗流规律及储量可动性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 气藏孔隙结构特征研究现状 |
| 1.2.2 气藏单相渗流规律研究现状 |
| 1.2.3 微观可视化模型及应用研究现状 |
| 1.2.4 气藏气水两相微观渗流机理研究现状 |
| 1.2.5 气藏多层合采模拟研究现状 |
| 1.2.6 气藏有效储层物性下限研究现状 |
| 1.2.7 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第2章 深层碳酸盐岩气藏多类型储层孔隙结构特征 |
| 2.1 基于铸体薄片与扫电镜的储层特征 |
| 2.1.1 储层岩性特征 |
| 2.1.2 储层物性及温压特征 |
| 2.1.3 储集空间特征 |
| 2.1.4 储层喉道特征 |
| 2.2 基于高压压汞实验的储层类型划分 |
| 2.3 基于多尺度CT扫的孔隙结构特征及储渗能力 |
| 2.3.1 实验设备及孔隙模型建立原理 |
| 2.3.2 基于CT扫的孔隙结构特征分析流程 |
| 2.3.3 基于CT扫的二维孔隙结构特征 |
| 2.3.4 基于CT扫的三维孔隙结构特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 深层碳酸盐岩气藏单相渗流规律 |
| 3.1 高温高压多功能驱替实验系统的搭建 |
| 3.2 驱替条件下单相气体渗流实验及特征 |
| 3.2.1 实验样品与条件 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 不含水条件下单相气体渗流实验结果 |
| 3.2.4 含束缚水条件下单相气体渗流实验结果 |
| 3.3 衰竭条件下单相气体渗流实验及特征 |
| 3.3.1 实验样品与条件 |
| 3.3.2 实验步骤 |
| 3.3.3 不含水条件下单相气体渗流实验结果 |
| 3.3.4 含束缚水条件下单相气体渗流实验结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 深层碳酸盐岩气藏气水两相微观渗流机理可视化研究 |
| 4.1 基于CT扫描及微电子光刻技术的微观可视化模型设计及制作 |
| 4.1.1 基于CT扫的掩膜版制作 |
| 4.1.2 基于微电子光刻技术的微观模型制作 |
| 4.1.3 微观可视化模型优点 |
| 4.2 气驱水微观可视化实验研究 |
| 4.2.1 实验装置与流程 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.2.3 Image J灰度分析法 |
| 4.2.4 相似性原理 |
| 4.2.5 不同类型储层残余水形成机理 |
| 4.2.6 水的赋存模式及影响气相渗流的机理 |
| 4.2.7 气驱水实验定量表征结果与分析 |
| 4.3 水驱气微观可视化实验研究 |
| 4.3.1 实验步骤 |
| 4.3.2 水侵过程水驱气微观渗流机理 |
| 4.3.3 封闭气形成机理及采出方式 |
| 4.3.4 水驱气实验定量表征结果与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 深层碳酸盐岩气藏多层合采供气能力实验研究 |
| 5.1 多层合采物理模拟模型 |
| 5.1.1 相似性原理 |
| 5.1.2 实验样品与条件 |
| 5.1.3 实验装置与流程 |
| 5.1.4 实验方案设计 |
| 5.2 实验结果与分析 |
| 5.2.1 层间非均质性对多层合采供气能力的影响 |
| 5.2.2 生产压差对多层合采供气能力的影响 |
| 5.2.3 初始含水饱和度对多层合采供气能力的影响 |
| 5.2.4 水侵对多层合采供气能力的影响 |
| 5.3 应用数值模拟验证实验结果 |
| 5.4 深层碳酸盐岩气藏多层合采开发建议 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限研究 |
| 6.1 地质概况 |
| 6.2 储层物性特征 |
| 6.3 静态法确定有效储层物性下限 |
| 6.3.1 经验法 |
| 6.3.2 累积频率统计法 |
| 6.3.3 孔渗关系法 |
| 6.3.4 最小流动孔喉半径法 |
| 6.4 动态法验证有效储层物性下限 |
| 6.4.1 生产资料法 |
| 6.4.2 物性试气法 |
| 6.5 改进的产能模拟法确定有效储层物性下限 |
| 6.5.1 常规产能模拟法确定物性下限的缺陷 |
| 6.5.2 产能模拟法的改进 |
| 6.5.3 改进的产能模拟法应用 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7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 |
（8）济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、采取的研究思路和技术路线 |
| 1.4 主要工作及创新成果 |
| 第二章 致密砂岩气储层静态特征 |
| 2.1 储层岩石学 |
| 2.2 沉积相分析 |
| 2.3 储层物性 |
| 第三章 储层致密化类型及致密化过程 |
| 3.1 储层致密化类型 |
| 3.2 储层致密化形成机制 |
| 3.3 储层致密化过程研究 |
| 3.4 储层致密化模式 |
| 第四章 致密砂岩有效储层分布 |
| 4.1 致密砂岩储层有效下限 |
| 4.2 有效储层物性控制因素分析 |
| 4.3 有效致密砂岩储层展布 |
| 第五章 致密砂岩气成因与资源潜力 |
| 5.1 致密砂岩气成因 |
| 5.2 裂解气源分析 |
| 5.3 不同类型裂解气资源潜力 |
| 第六章 致密砂岩气成藏规律 |
| 6.1 致密砂岩气藏类型 |
| 6.2 流体包裹体分析与天然气成藏期次 |
| 6.3 天然气成藏演化分析 |
| 6.4 富集高产主控因素 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（9）南堡凹陷堡古1区中深层储层测井评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层“四性”关系研究 |
| 1.2.2 储层孔隙结构研究 |
| 1.2.3 储层参数建模 |
| 1.2.4 储层有效性评价及流体评价 |
| 1.2.5 储层产能评价研究现状 |
| 1.3 研究工区概况 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第二章 中深层储层特征及“四性关系”分析 |
| 2.1 储层特征研究 |
| 2.1.1 储层岩石学特征 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 储层电性特征 |
| 2.1.4 储层含油性特征 |
| 2.2 储层“四性”关系研究 |
| 2.2.1 储层岩石学特征与物性关系 |
| 2.2.2 储层物性与含油性关系 |
| 2.2.3 储层含油性与岩性关系 |
| 2.3 小结 |
| 第三章 中深层储层孔隙结构研究 |
| 3.1 储层孔隙结构总体特征。 |
| 3.2 储层孔隙结构分类 |
| 3.2.1 基于压汞实验资料的孔隙结构分类 |
| 3.2.2 基于核磁共振资料的孔隙结构分类 |
| 3.2.3 基于储层品质-压汞系数的孔隙结构分类 |
| 3.3 孔隙结构分类与储层产能分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 中深层储层参数建模研究 |
| 4.1 储层泥质含量建模 |
| 4.2 储层孔隙度建模 |
| 4.2.1 回归拟合法计算孔隙度 |
| 4.2.2 岩石物理体积模型计算孔隙度 |
| 4.3 储层渗透率计算 |
| 4.3.1 常规孔渗拟合 |
| 4.3.2 基于孔隙结构分类的渗透率拟合 |
| 4.3.3 孔隙分量计算渗透率 |
| 4.4 储层饱和度建模 |
| 4.4.1 饱和度指数确定 |
| 4.4.2 胶结指数确定 |
| 4.4.3 饱和度建模确定 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 中深层储层有效性分析及流体评价 |
| 5.1 储层有效性评价 |
| 5.1.1 含油产状法 |
| 5.1.2 有效喉道法 |
| 5.1.3 测试法 |
| 5.1.4 有效储层下限确定 |
| 5.2 流体识别 |
| 5.2.1 图版法 |
| 5.2.2 Fisher判别法 |
| 5.3 小结 |
| 第六章 中深层储层产能评价 |
| 6.1 产能指数法 |
| 6.2 基于储层分类的含油体积图版法 |
| 6.3 神经网络法 |
| 6.4 小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）克拉苏西部气藏致密砂岩储层有效性评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容及研究思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 第2章 研究区概况 |
| 2.1 地理位置及构造 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩性特征 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 第3章 致密砂岩储层岩性识别 |
| 3.1 基于密度聚类近邻法与支持向量机法识别储层岩性 |
| 3.1.1 岩性对电性的响应特征分析 |
| 3.1.2 方法原理 |
| 3.1.3 岩性识别结果 |
| 3.2 基于岩心刻度标定的ECS储层岩性识别方法 |
| 第4章 致密砂岩储层有效性评价 |
| 4.1 储层有效性的影响因素分析 |
| 4.1.1 岩性对有效储层的控制作用 |
| 4.1.2 粒度对有效储存的控制作用 |
| 4.1.3 孔隙结构对储层有效性的影响 |
| 4.2 储层有效性评价参数模型的建立 |
| 4.2.1 泥质含量模型的建立 |
| 4.2.2 孔隙度模型的建立 |
| 4.2.3 渗透率模型的建立 |
| 4.2.4 束缚水饱和度模型的建立 |
| 4.3 储层有效性评价下限确定方法 |
| 4.3.1 经验统计法 |
| 4.3.2 资料点约束法 |
| 4.3.3 最小流动孔隙半径法 |
| 4.4 储层综合物性下限值 |
| 第5章 致密砂岩储层分类评价指标 |
| 5.1 基于核磁T_2谱建立致密砂岩储层分类评价指标 |
| 5.1.1 理论基础 |
| 5.1.2 基于核磁共振T_2谱构建伪毛管压力曲线 |
| 5.1.3 转换的伪毛管压力曲线应用效果分析 |
| 5.2 利用多元类属函数建立致密砂岩储层分类评价指标 |
| 5.2.1 方法原理 |
| 5.2.2 储层分类评价指标的建立及应用 |
| 5.3 基于储盖组合法建立致密砂岩储层分类评价指标 |
| 5.3.1 评价原理 |
| 5.3.2 致密砂岩储层临界条件判别 |
| 5.3.3 致密砂岩储层定量评价及效果检验 |
| 5.4 储层分类综合评价指标 |
| 结论与认识 |
| 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、天然气有效储层下限确定方法（论文参考文献）
- [1]致密砂岩储层流体性质识别技术研究 ——以小城子气田为例[D]. 杨珺茹. 西安石油大学, 2021(10)
- [2]叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限[D]. 汪文洋. 中国石油大学(北京), 2020
- [3]姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究[D]. 张卫刚. 西北大学, 2020
- [4]《八角场气田新增探明储量报告》汉英翻译实践报告[D]. 李沙莎. 成都理工大学, 2020(05)
- [5]川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理[D]. 卿元华. 成都理工大学, 2020(04)
- [6]鄂尔多斯盆地陕295井区本溪组致密储层特征与物性下限研究[D]. 黄闯. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [7]深层碳酸盐岩气藏特殊渗流规律及储量可动性研究[D]. 王璐. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [8]济阳坳陷沙四段致密砂岩气储层有效性及成藏规律[D]. 杨显成. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]南堡凹陷堡古1区中深层储层测井评价方法研究[D]. 王见祥. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]克拉苏西部气藏致密砂岩储层有效性评价方法研究[D]. 武延亮. 西南石油大学, 2018(02)