一、应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性（论文文献综述）
计秉玉,王友启,张莉[1]（2020）在《基于地质储量结构变化的采收率演变趋势》文中指出不同类型油藏逐次投入开发,使油公司储量不断增长,储量结构发生变化,整体采收率也随之改变。建立以储量为自变量的常微分方程表征了整体采收率随储量增长的内在关系,并定量剖析了中国石化2011年后新投入储量、老区已开发储量与整体采收率的演变趋势。分析结果表明,整体采收率随储量增长是一个总量与增量、存量的关系,影响油公司整体采收率的主要因素是投入储量的品质及其储量比例,随新投储量品质变差及其储量占比的提高,油公司整体采收率呈逐渐降低的趋势。通过对中国石化不同类型油藏采收率状况及主控因素的分析,提出了"立足水驱、完善热采、拓展化学驱、加大注气和微生物采油力度、探索变革性EOR新技术"的提高采收率技术思路及攻关方向。
杨梦露[2]（2019）在《KMK油藏热采井生产动态及产出水来源分析》文中研究表明蒸汽吞吐是一种用于开发稠油油藏的成熟采油工艺,其主要机理是蒸汽对稠油的加热降粘作用,此外,还能起到改善油相渗透率、使岩石和原油受热膨胀、溶剂抽提的作用,且回采时注入储层的蒸汽具有一定驱动作用,能起到提高稠油采收率的效果。本文首先通过对KMK油藏蒸汽吞吐生产动态的分析,将KMK油藏的45口直井和126口水平井各周期的典型生产模式划分为:高含水低产油、低含水高产油、波动含水高产油和波动含水低产油四种模式,并总结出了几种主要的生产模式的变化规律。其次,对采用氮气泡沫凝胶调剖的井进行了生产效果评价,得出结论氮气泡沫凝胶在一定情况下可以改善直井的蒸汽吞吐效果。然后,通过对数据分析方法的总结与对比,构建出一套蒸汽吞吐热采井产出水来源的数据分析方法,通过对KMK油藏产出水、地层水和注入水的离子浓度、总矿化度、p H值数据进行数据分析得出判别主因子计算式,计算得出各井对应的判别主因子的值,进而计算出产出水中地层水和注入水的权重系数;同时,对各井回采水率的值进行正态分布处理,进一步划分出地层水中的边底水、层间水组成。最后,结合现场实际进行筛选并得到了不同生产模式的井位分布图和产出水来源的井位分布图。论文研究成果对于KMK稠油油藏亟需改善产液剖面、改善蒸汽吞吐效果的问题具有指导意义,也给其他同样处于蒸汽吞吐高轮次的稠油油藏提供一种新的增产方法,为蒸汽吞吐热采井的产出水来源分析提供了新思路。
潘垚如[3]（2019）在《碳捕集CO2驱油利用与封存项目资源与环境效益评价与预测研究》文中研究指明CO2捕集、驱油利用与封存技术是一种将二氧化碳注入油藏深部驱油,同时具有石油资源效益与环境效益的减排行为。本研究为了准确评价与预测CO2捕集、驱油利用与封存项目的资源与环境效益,开发了一种以系统总成本最小化为目标的,覆盖了捕集、运输、驱油利用与封存等多个技术环节的优化模型。模型中系统总成本为各技术系统成本与总收益的差值,系统成本包含各个技术环节的建设投资成本、可变运行成本和固定运行成本,收益包含CO2捕集、驱油利用与封存项目的资源收益和环境收益。系统总成本最小化目标服从于一系列资源与环境约束,技术约束,设备能力以及多种外部因素的约束。通过文献收集和专家咨询,研究构建了一个虚拟的CO2捕集、驱油利用与封存案例,通过建立该类项目资源和环境效益评价与预测方法、构建系统优化模型,分别从新建项目与老油田改建项目两个角度评价了项目的经济性。在此基础上,通过情景分析的方法,研究了油价、产油量、资金筹措方式、碳价以及碳封存补贴等多种不确定性经济、技术和政策因素对项目经济性的影响,预测了项目在多种情景下的经济性。此外,通过单因素敏感性分析与多层次情景变量下的经济性预测,识别了项目在各种情景下的经济性指标临界点。研究表明,通过反映CO2捕集、驱油利用与封存系统内部的各个环节的互动性,模型能够评价最低成本目标下的经济性;通过情景分析反映各种外部因素的影响,可以预测未来的项目经济性;通过情景组合的方法可以识别项目经济指标临界条件。所开发的模型不仅可以用于我国其它类似CO2捕集、驱油利用与封存项目的经济性评价与预测,也可以用于支持各种政策分析。
尚策[4]（2018）在《辽河油田锦92块于Ⅰ组油藏描述》文中研究指明辽河油田锦92块开发目的层为古近系沙河街组的沙一中段于楼油层以及处于沙一下+沙二段的兴隆台油层,在构造上,该块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段锦45断块区的中西部,为层状断块稠油油藏。本次研究的目的层于Ⅰ组经过30年的开发获得了较好的开发效果,但目前已经进入吞吐开发后期,本次研究的主要目的在于如何进一步提高该区块油藏的采收率。本文对该快的油藏描述以及开发方式的转换进行了重点研究。通过对断块的构造、储层沉积相、油水分布特征等进行精细研究,找出了剩余油分布规律,确定了在蒸汽驱开发条件下的井网、井距和注采方式等各项参数,完成了蒸汽驱油藏工程设计。研究认为锦92块于Ⅰ油层组总体构造形态是被断层夹持的两个鼻状构造组合,共发育9条断层。区域研究的砂体厚度由北西向南东逐渐变薄,沉积颗粒由粗变细,物源来自西北方向。由于该区块油层主要分布在构造高部位,其局部发育程度受到沉积的影响,因此,成因角度上将该块油藏划分为岩性构造油藏;从油水分布以及储层产状角度将于Ⅰ组划分为纯油藏。从油藏的特点分析认为,后期方式转换主要是蒸汽驱。通过本文的研究为其他同类油藏的油藏精细描述,以及在井网调整、井型优化、转换开发方式选择等方面提供理论及实践基础。
郑欣欣[5]（2017）在《清5块大洼油层二次开发研究及应用》文中提出清5块于1988年投入规模开发,1989年转入注水开发,随着开采时间的延长,油层水淹严重,剩余油分散,近年产油量持续下降,采油速度降至0.32%左右。通过分析断块存在着以下问题:注水利用率低,提高注水波及体积难度大;主力层水淹严重;吸水状况不均衡;局部地区注采井网不完善。在方案研究中,以二次开发“总体控制、层系细分、平面重组、立体优化、深部调驱、二三结合”二十四字方针的技术思路为理论基础,配套形成了层系井网优化重组技术、水流优势通道识别技术、深部调驱等技术。在搞清清5块剩余油分布规律的基础上,提出实施多元开发,方案主要以“分区分层”的原则,即平面上分为三个区域:边部注水平衡区、调驱井区、d3段完善注采井网区;纵向上分三段,d2Ⅰ、d2Ⅱ.Ⅲ、d3。针对不同分区分段存在的不同问题采取不同对策,充分动用储量。方案实施后取得较好效果,已实现调驱四个井组,断块开井数增加8口,日产油增加了44.6吨。该技术与国内外同类技术比较,达到了同类研究的先进水平。该项研究成果对复杂断块油藏开发有一定的推广、指导意义,为兴隆台采油厂8240×104t储量规模的复杂断块油藏高效开发提供了技术保障。
李楠楠[6]（2017）在《欢127块兴隆台油层开发地质特征及井网优化设计》文中指出在石油工业日趋发展的时代,稠油资源在目前的地质储量中占有的比例越来越大,因此如何提高稠油油藏的采收率,实施高效开发成为当今世界石油人不断研究的重中之重。本文研究的欢127块地理位置上位于锦州市锦县东三义村,从区域构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段上倾部位。2012年底,为了进一步提高欢127块兴隆台油层的采收率,保证开发效果,在欢127西块兴隆台油层实施了重力泄水辅助蒸汽驱试验,试验过程中,由于区块受到沉积相、地质构造、原油物性等各种因素影响,试验井组出现采注比较低,排水及降低压力的效果较差等现象,蒸汽驱的试验效果不明显,由此我们对区块的开发地质特征进行了重新认识,并在认识的基础上开展了蒸汽驱排水降压井网的优化设计。本文主要利用目前现有的录测井资料,同时配合地震精细解释技术在前人研究的基础上重新对区块的构造进行落实,开展地质统层对比,进而落实油层厚度、油层发育情况、渗透率、孔隙度、地层倾角变化、隔夹层分布及沉积相带等因素对研究区试验井组蒸汽驱的影响。同时采用剩余油研究方法对区块的剩余油及其分布进行总结归纳,实施开发效果评价工作,分析试验井组目前蒸汽驱的生产阶段,蒸汽腔扩展状态及影响因素。并结合区块构造形态、砂体分布的实际情况,用油藏工程法和渗流力学法计算油藏单井产液能力,计算注采水平井的井距和油层纵向深度,研究水平井-水平井、水平井-直井、直井-直井井网等不同井网对蒸汽腔形成的影响,对比选取注采井的立体分布最优化设计,优选适合欢127块的汽驱井网及相关注采参数。最终优选的“回”字形井网增加了注采井的比例,能够进一步提高采注比,进而实现排水降压,在现场试验中取得了较好的应用效果,对于同类型油藏具有积极的指导作用。
张健[7]（2014）在《超稠油开发中油藏监测技术的研究与应用》文中提出曙一区超稠油自1997年投入开发以来,随着开发水平的提高监测技术也在不断发展,形成了较为完善的监测体系,包括井底温度、压力测试,油层动用程度测试,井间连通性测试及流体性质测试等。完善的油藏动态监测技术有效指导了油井增产措施及SAGD开发动态调整,有利促进了油藏开发水平的提高。
郭韬[8]（2014）在《地球水化学动态检测技术在辽河油田稠油开采中的应用》文中进行了进一步梳理地球水化学技术,就是监测流体化学性质的技术,在油田开发生产过程中,可以作为跟踪油臧变化的诊断工具。注蒸汽是目前辽河油田稠油开采的主要手段之一,在注蒸汽开采过程中,高温加剧了水于岩石矿物间的反应,改变了油层物性,从而影响了原油的采收率。本文研究的地球水化学监测技术,就是跟踪流体化学变化,利用水的成分改变,通过地球水化学分析解释技术及地球水化学计算软件,实现对油层温度、油层驱替效率、驱替方向、井间干扰、储层岩石矿物的沉淀溶解,结垢形成和可能最大结垢量等动态监测。1、监测油层温度一化学地温计任何一种其浓度是由温度反应而控制的矿物组分都可以用作反应油藏温度的指示计,这个指示计就叫做化学地温计。本文对化学地温计进行了理论与应用分析,选定与修改实际可用的化学地温计方程,并且实验验证化学地温计方程的有效性。2、原油指纹技术从原油色谱指纹技术的理论研究出发,结合实验研究结果,搭建了色谱指纹库平台,研究了原油色谱指纹的自动识别技术,完成了基于原油色谱指纹技术的分层产量匹分算法,并且编制出产量分配计算软件。原油指纹技术在辽河油田勘探开发中得到实际应用,监测油层的产能变化,二层的计算误差在6%以内,三层的计算误差在10%以内。3、监测油藏的驱替效率、方向、井间干扰及结垢预测以氯离子作为天然示踪离子,确定产出水中地层水所占的比例,从而提供蒸汽吞吐过程波及效果资料,在蒸汽驱过程中,生产井中氯离子浓度的有规律性变化,可以判断蒸汽流体的驱替方向；另外在注蒸汽井的邻井,如果产出水中,氯离子浓度突然变低,意味着可能发生了井间干扰。利用地球水化学监测软件,结合大量化学分析数据,计算230种水相物种的平衡分布,以及300种矿物的饱和指数（SI）。当饱和指数为正时,说明溶液是过饱和状态,就会有矿物沉淀,也就会产生结垢现象。可以预测结垢类型、结垢程度及位置。
王国栋[9]（2012）在《油藏监测技术在曙一区开发中的应用》文中进行了进一步梳理曙一区超稠油自1997年投入开发以来,随着开发水平提高监测技术也在不断发展,形成了较为完善的监测体系,包括井底温度、压力测试,油层动用程度测试,井间连通性测试及流体性质测试等。完善的油藏动态监测技术有效指导了油井增产措施及SAGD开发动态调整,通过监测认清剩余油分布状况,指导直井调剖、分选注、三元复合吞吐等增产措施的实施,指导水平井注汽管柱下深、双管注汽措施及组合式注汽等措施的实施,提高储量动用程度,改善油井开发效果;通过对SAGD先导试验区的井底温度、压力及蒸汽腔发育状况监测,有效指导动态调控,确保先导试验获得较好效果。
庞长英[10]（2012）在《海外油气开发项目快速评价体系研究》文中研究说明海外油气新项目开发是海外油气勘探开发事业发展的开端,项目特点是投资大、周期长、风险高,资源控制权又牢牢地掌握在资源国政府手中。为了提高新项目评价的科学性和准确性,最大限度地减少和降低投资风险,建立系统的海外项目快速评价工作程序和方法体系意义重大。（1）确定了油田、气田的快速筛选流程,建立了不同资源区的海外油气开发项目的快速筛选指标体系,包括评价指标和指标标准。利用否决法进行快速筛选,即达不到既定的指标标准即结束评价。（2）依托于海外新项目评价研究工作,结合不同油气藏类型及开发特点的分析,建立了技术评价的流程和技术评价指标体系,包括油气藏特征评价指标、油气储量评价指标、油气生产能力评价指标、钻采工程评价指标和油气田开发规划指标。确定了不同阶段各个指标的评价内容、计算方法及评价标准。（3）编制了《海外油气开发项目快速评价软件》。该软件可实现海外油气开发项目的快速筛选、流体参数计算、产能计算、开发动态分析、开发方案设计等等。利用评价过的两个项目对软件进行了测试,结果与原来的评价结果相比误差较小。本文的研究基本实现了海外油气开发项目评价工作程序化、规范化、软件化,对于今后开发新项目的开展具有重要意义。
二、应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性（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、应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性（论文提纲范文）
（1）基于地质储量结构变化的采收率演变趋势（论文提纲范文）
| 1 基于储量结构变化的整体采收率演变数学模型 |
| 2 不同油藏类型储量投入开发后采收率变化趋势 |
| 2.1 不同类型油藏采收率 |
| 2.1.1 整装油藏 |
| 2.1.2 断块油藏 |
| 2.1.3 低渗致密油藏 |
| 2.1.4 稠油油藏 |
| 2.1.5 缝洞型碳酸盐岩油藏 |
| 2.1.6 海上油藏 |
| 2.2 2011年以来整体采收率演变趋势 |
| 3 提高整体采收率技术及潜力方向 |
| 3.1 改进水驱技术 |
| 3.2 稠油热采技术 |
| 3.3 化学驱技术 |
| 3.4 气驱技术 |
| 3.5 微生物采油技术 |
| 3.6 提高采收率新技术 |
| 1) 低渗油藏溶膨法提高采收率技术 |
| 2) 高含水油藏滞留气控水技术 |
| 3) 纳米+表活剂技术 |
| 4 结论与认识 |
| 符号说明 |
（2）KMK油藏热采井生产动态及产出水来源分析（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 产出水来源判别分析方法研究现状 |
| 1.2.2 注氮气泡沫控水增油研究现状 |
| 1.2.3 氮气泡沫凝胶的调堵机理研究 |
| 1.2.4 小结 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 第2章 KMK油藏生产动态分析 |
| 2.1 KMK油藏地质与油藏特征 |
| 2.2 不同井型的生产特征分析 |
| 2.2.1 典型直井生产特征 |
| 2.2.2 典型水平井生产特征 |
| 2.3 典型生产模式划分 |
| 2.3.1 直井生产模式划分 |
| 2.3.2 水平井生产模式划分 |
| 2.3.3 典型生产模式分析 |
| 2.4 调剖井生产效果评价 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 KMK热采井产出水来源分析方法研究 |
| 3.1 水源分析方法及原理介绍 |
| 3.1.1 不同分析方法对比 |
| 3.1.2 SPSS软件因子分析方法原理及流程 |
| 3.2 产出水来源的分析方法及流程 |
| 3.3 产出水来源的分析方法建立 |
| 3.3.1 产出水来源分析 |
| 3.3.2 地层水来源分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 实际区块应用分析 |
| 4.1 典型区块概况及参数 |
| 4.2 不同生产模式的井位分布 |
| 4.3 产出水来源的井位分布 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 A KMK油藏热采井产出水判别数据 |
| 致谢 |
（3）碳捕集CO2驱油利用与封存项目资源与环境效益评价与预测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外CO_2驱油技术经济性研究进展 |
| 1.2.1 国外CO_2驱油技术经济性研究进展 |
| 1.2.2 国内CO_2驱油技术经济性研究进展 |
| 1.3 研究目标与内容 |
| 1.4 研究技术路线与论文框架 |
| 第2章 CO_2驱油项目资源与环境效益评价与预测方法 |
| 2.1 CO_2捕集驱油与封存项目系统辨识 |
| 2.1.1 CO_2捕集与压缩 |
| 2.1.2 CO_2运输 |
| 2.1.3 CO_2驱油注入工程 |
| 2.1.4 CO_2回收回注与封存技术 |
| 2.1.5 CO_2泄漏预测预警系统 |
| 2.1.6 原油生产和处理工艺 |
| 2.2 CO_2驱油项目资源与环境效益评价与预测方法 |
| 2.2.1 新建与改建两种经济评价角度 |
| 2.2.2 资源与环境效益评价原则 |
| 2.2.3 经济评价主要内容与参数 |
| 2.3 CO_2驱油项目资源与环境效益优化模型 |
| 2.4 情景变量辨析与参数设定 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 CO_2驱油项目资源与环境效益评价 |
| 3.1 项目背景 |
| 3.2 新建CO_2驱油项目资源与环境效益评价 |
| 3.2.1 新建CO_2驱油项目总成本估算 |
| 3.2.2 新建CO_2驱油项目单位运行成本估算 |
| 3.2.3 新建CO_2驱油项目资源效益与资源环境效益评价 |
| 3.3 老油田改建CO_2驱油项目资源与环境效益评价 |
| 3.3.1 老油田改建CO_2驱油项目总成本估算 |
| 3.3.2 老油田改建CO_2驱油项目单位运行成本估算 |
| 3.3.3 老油田改建CO_2驱油项目资源效益与资源环境效益评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 Co_2驱油项目资源环境效益预测 |
| 4.1 新建CO_2驱油项目资源环境效益预测 |
| 4.1.1 产油量与油价双因素变量下的新建项目经济性预测 |
| 4.1.2 资金筹措方式与油价双因素变量下的新建项目经济性预测 |
| 4.1.3 碳价单因素变量下的新建项目经济性预测 |
| 4.1.4 碳封存补贴单因素变量下的新建项目经济性预测 |
| 4.2 老油田改建CO_2驱油项目资源环境效益预测 |
| 4.2.1 增油量与油价双因素变量下的改建项目经济性预测 |
| 4.2.2 资金筹措方式与油价双因素变量下的改建项目经济性预测 |
| 4.2.3 碳价单因素变量下的改建项目经济性预测 |
| 4.2.4 碳封存补贴单因素变量下的改建项目经济性预测 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 CO_2驱油项目经济性指标临界点分析 |
| 5.1 情景变量敏感性分析 |
| 5.2 新建项目评价角度下的项目经济性指标临界点 |
| 5.3 改建项目评价角度下的项目经济性指标临界点 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 总结与展望 |
| 6.1 总结 |
| 6.2 展望 |
| 参考文献 |
| 附录 模型参数与决策变量说明 |
| 攻读硕士学位期间发表的学术论文及其他成果 |
| 致谢 |
（4）辽河油田锦92块于Ⅰ组油藏描述（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 选题意义及依据 |
| 0.2 国内外研究现状分析 |
| 0.3 课题主要研究内容 |
| 0.4 完成的工作量及主要认识 |
| 第一章 地层层序及构造特征研究 |
| 1.1 概况 |
| 1.1.1 工区位置 |
| 1.1.2 勘探开发简况 |
| 1.2 地层划分与对比 |
| 1.2.1 区域地层划分与对比 |
| 1.2.2 地层对比与划分 |
| 1.2.3 小层对比及层组划分 |
| 1.3 构造特征 |
| 1.3.1 构造精细解释 |
| 1.3.2 断裂系统 |
| 1.3.3 目的层段构造特征 |
| 第二章 沉积及储层特征研究 |
| 2.1 沉积特征研究 |
| 2.1.1 沉积物源分析 |
| 2.1.2 相标志分析 |
| 2.1.3 沉积相类型及特征 |
| 2.2 储层评价研究 |
| 2.2.1 孔隙结构 |
| 2.2.2 孔隙结构影响因素 |
| 2.2.3 粘土矿物分析 |
| 2.2.4 储层物性特征 |
| 2.2.5 储层非均质特征 |
| 2.2.6 储层分布特征 |
| 2.3 隔夹层特征 |
| 2.3.1 隔层岩性特征及发育特征 |
| 2.3.2 隔层分类 |
| 2.3.3 隔层在平面上的分布规律 |
| 2.3.4 隔层对油藏开发的影响 |
| 2.3.5 夹层 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油藏特征 |
| 3.1 测井二次解释 |
| 3.1.1 测井资料的预处理及曲线的标准化刻度 |
| 3.1.2 测井解释方法 |
| 3.1.3 测井解释结果分析 |
| 3.2 油水分布特征及油藏类型 |
| 3.2.1 油层纵向发育特征 |
| 3.2.2 油层平面分布特征 |
| 3.2.3 油藏类型 |
| 3.3 流体性质及温度压力系统 |
| 3.3.1 原油性质 |
| 3.3.2 地层水性质 |
| 3.3.3 温度及压力 |
| 3.4 储量计算 |
| 3.4.1 储量计算参数确定 |
| 3.4.2 计算方法 |
| 3.4.3 地质储量计算结果 |
| 3.5 三维地质建模 |
| 3.5.1 建模的目的及条件 |
| 3.5.2 地质建模步骤及参数分析 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 开发方式转换研究 |
| 4.1 蒸汽吞吐生产特点及规律 |
| 4.1.1 周期产油量、油汽比变化规律 |
| 4.1.2 周期生产时间变化规律 |
| 4.1.3 周期回采水变化规律 |
| 4.2 油层动用程度分析 |
| 4.2.1 油层纵向动用程度分析 |
| 4.2.2 油层平面动用程度分析 |
| 4.3 剩余油分布规律分析 |
| 4.3.1 纵向剩余油分布规律 |
| 4.3.2 平面剩余油分布规律 |
| 4.4 蒸汽吞吐开发效果评价及开发方式转换优选 |
| 4.4.1 蒸汽吞吐开发效果 |
| 4.4.2 蒸汽吞吐开发面临的主要问题 |
| 4.4.3 开发方式转换优选 |
| 4.5 试验区的选择 |
| 4.5.1 试验区选择原则 |
| 4.5.2 试验区选择结果 |
| 4.5.3 试验区开发现状 |
| 4.6 蒸汽驱油藏工程设计 |
| 4.6.1 蒸汽驱油藏工程设计的设计原则 |
| 4.6.2 数值模型的建立 |
| 4.6.3 注汽速度优化设计 |
| 4.6.4 注入蒸汽干度优化设计 |
| 4.6.5 采注比优化设计 |
| 4.6.6 蒸汽驱部署结果 |
| 4.6.7 蒸汽驱开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）清5块大洼油层二次开发研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 有关二次开发的基本理论 |
| 1.2 国内外研究现状综述 |
| 1.2.1 国外油田开发现状 |
| 1.2.2 国内油田开发现状 |
| 1.3 油田二次开发研究所针对的问题和发展方向 |
| 1.4 油田二次开发的技术路线 |
| 第二章 清5块地质油藏特征 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 油层层组划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积微相 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 储层岩矿组合 |
| 2.5.2 孔隙类型 |
| 2.5.3 储层非均质性 |
| 2.6 油水分布及油藏类型 |
| 2.7 流体性质 |
| 2.8 油藏压力与温度 |
| 2.9 储量 |
| 2.10 本章小结 |
| 第三章 清5块开发历程与现状 |
| 3.1 开发历程 |
| 3.2 开发现状 |
| 3.3 开发效果 |
| 3.3.1 水驱最终采收率预测 |
| 3.3.2 综合含水分析 |
| 3.3.3 注水利用率分析 |
| 3.3.4 地层压力分析 |
| 3.3.5 水驱储量动用程度评价 |
| 3.3.6 注水见效情况分析 |
| 3.3.7 开发水平分类 |
| 3.3.8 剩余油分布规律研究 |
| 3.4 目前存在的主要问题 |
| 3.4.1 注水利用率低，提高注水波及体积难度大 |
| 3.4.2 主力层水淹情况恶劣 |
| 3.4.3 吸水状况不均衡 |
| 3.4.4 局部地区注采井网不完善 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 清5块二次开发方案与效果 |
| 4.1 化学调驱可行性分析 |
| 4.1.1 潜力分析 |
| 4.1.2 深部调驱可行性研究 |
| 4.1.3 工艺技术条件分析 |
| 4.2 化学调驱工程方案设计 |
| 4.2.1 调驱工程方案要点 |
| 4.2.2 总体思路 |
| 4.2.3 配方设计 |
| 4.2.4 调驱效果预测 |
| 4.2.5 注入量的开发 |
| 4.2.6 施工排量设计 |
| 4.2.7 注入压力设计 |
| 4.2.8 注入管柱设计 |
| 4.2.9 注入设备选择 |
| 4.2.10 凝胶类调驱体系性能检验方式 |
| 4.2.11 体膨颗粒类调驱体系基本性能检测方法 |
| 4.3 机械采油工艺方案设计 |
| 4.3.1 设计原则 |
| 4.3.2 产液量预测 |
| 4.3.3 举升方式设计 |
| 4.3.4 下泵深度和泵径设计 |
| 4.3.5 抽油杆柱和抽油机的选择 |
| 4.4 配套工艺设计 |
| 4.4.1 防砂技术 |
| 4.4.2 找堵水技术 |
| 4.4.3 分层注水技术 |
| 4.5 具体实施要求 |
| 4.5.1 水驱空白试验 |
| 4.5.2 试验实施过程相关要求 |
| 4.5.3 动态资料监测及资料录取 |
| 4.5.4 现场试验中的分析调整 |
| 4.6 实施效果 |
| 4.6.1 开井数增加产量上升 |
| 4.6.2 注入压力明显上升 |
| 4.6.3 吸水状况得到改善 |
| 4.6.4 受益油井见效情况 |
| 4.6.5 水驱最终采收率预测 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 认识与结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）欢127块兴隆台油层开发地质特征及井网优化设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 欢127块开发地质特征研究 |
| 1.1 研究区地质概况 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层发育特征 |
| 1.1.4 油层发育特征 |
| 1.1.5 隔层分布特征 |
| 1.1.6 流体性质 |
| 1.1.7 地层压力和温度 |
| 1.2 研究区精细地质描述 |
| 1.2.1 地层与油层层组划分 |
| 1.2.2 层位标定 |
| 1.2.3 构造格局 |
| 1.2.4 储层发育 |
| 1.2.5 研究区物性特征 |
| 1.2.6 隔夹层特征 |
| 1.2.7 油层特征 |
| 1.2.8 流体性质 |
| 1.2.9 压力及温度系统 |
| 1.2.10 储量计算 |
| 第二章 欢127块剩余油潜力分析 |
| 2.1 影响剩余油分布的主要因素 |
| 2.2 平面潜力分析 |
| 2.3 纵向潜力分析 |
| 2.4 剩余油分布特点 |
| 2.5 转换开发方式潜力分析 |
| 第三章 欢127块开发效果评价 |
| 3.1 区块水淹规律分析 |
| 3.2 欢127块生产动态评价 |
| 3.3 监测资料应用 |
| 3.4 欢127块兴隆台油层开发效果评价 |
| 3.5 目前井网存在问题 |
| 第四章 欢127块井网优化设计 |
| 4.1 井网优化设计原则 |
| 4.2 井网规划 |
| 4.3 成果应用效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（7）超稠油开发中油藏监测技术的研究与应用（论文提纲范文）
| 1 开发概况 |
| 2 超稠油动态监测系统 |
| 2.1 油藏动用程度测试 |
| 2.2 油、气、水动态测试 |
| 2.3 温度、压力测试 |
| 3 超稠油动态监测技术应用 |
| 3.1 应用油藏动用程度测试, 指导油井增产措施 |
| 3.2 应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性 |
| 3.3 综合利用动态监测资料, 指导SAGD开发调整 |
| 3.3.1 利用示踪剂资料, 判断水平井与周围直井是否形成热连通。 |
| 3.3.2 利用光纤测温技术分析蒸汽腔扩展范围。 |
| 3.3.3 利用井下温度、压力测试资料进行生产动态调整。 |
| 4 结论 |
（8）地球水化学动态检测技术在辽河油田稠油开采中的应用（论文提纲范文）
| 详细摘要 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 化学地温计的建立 |
| 1.1 化学地温计概述 |
| 1.1.1 流动单元的划分与对比 |
| 1.1.2 水—矿物反应 |
| 1.1.3 化学地温计方程 |
| 1.2 模拟实验研究 |
| 1.2.1 必要性 |
| 1.2.2 实验模拟条件 |
| 1.3 实验模拟测试结果分析 |
| 1.3.1 实验模拟反应前水样分析结果 |
| 1.3.2 实验模拟反应后水样分析结果 |
| 1.3.3 岩芯矿物分析 |
| 1.4 化学地温方程建立 |
| 1.4.1 建立依据 |
| 1.4.2 可用方程 |
| 1.4.3 修改方程 |
| 1.5 化学地温方程验证 |
| 1.5.1 可用方程验证 |
| 1.5.2 修改方程验证 |
| 第二章 原油指纹技术的研究与应用 |
| 2.1 技术原理 |
| 2.2 色谱指纹差异研究 |
| 2.2.1 色谱峰的重现性 |
| 2.2.2 原油色谱实验分析 |
| 2.3 原油色谱指纹技术的产量分配方法研究 |
| 2.3.1 原油色谱指纹特征峰识别方法研究 |
| 2.3.2 原油指纹图谱的相似性测度及其评价方法 |
| 2.3.3 基于遗传算法的指纹峰配对方法研究 |
| 2.3.4 基于原油色谱指纹的线性产量匹分方法研究 |
| 2.4 应用 |
| 第三章 产出液动态监测 |
| 3.1 监测原理 |
| 3.1.1 产出液水性作为天然示踪剂监测 |
| 3.1.2 产出液离子变化判断汽窜 |
| 3.1.3 产出液离子变化判断补层效果 |
| 3.1.4 产出流体判断井下结垢趋势 |
| 3.2 应用 |
| 3.2.1 分析技术 |
| 3.2.2 产出液的水性分析判断产出水的来源 |
| 3.2.3 产出液的水性分析判断汽窜 |
| 3.2.4 产出液的水性分析判断补层效果 |
| 3.2.5 生产井中结垢趋势判断 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）油藏监测技术在曙一区开发中的应用（论文提纲范文）
| 1 开发概况 |
| 2 超稠油动态监测系统介绍 |
| 2.1 油藏动用程度测试 |
| 2.2 油、气、水动态测试 |
| 2.3 温度、压力测试 |
| 3 超稠油动态监测技术应用 |
| 3.1 应用油藏动用程度测试资料, 指导油井增产措施 |
| 3.1.1 利用吸汽剖面、产液剖面, 指导增产措施实施, 提高油藏动用程度。 |
| 3.1.2 应用井温剖面, 指导水平井双管注汽实施。 |
| 3.1.3 连续实施PND-S测试, 指导辅助措施提高油藏动用程度。 |
| 3.2 应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性 |
| 3.3 综合利用动态监测资料, 指导SAGD开发调整 |
| 3.3.1 利用示踪剂监测资料, 判断水平井与周围直井热连通形成状况。 |
| 3.3.2 利用光纤测温技术分析蒸汽腔扩展范围。 |
| 3.3.3 利用井下温度、压力测试资料进行生产动态调整。 |
| (1) 根据井下热电偶流温曲线, 调整注汽井点, 提高水平段动用程度。 |
| (2) 应用井下流温曲线, 合理控制SAGD生产液面, 防止闪蒸。 |
| 4 结论 |
（10）海外油气开发项目快速评价体系研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 研究的目的意义 |
| 1.2 研究的国内外现状 |
| 1.2.1 国外相关产业及研究现状 |
| 1.2.2 国内相关产业及研究现状 |
| 1.3 本文的主要研究内容、技术路线和技术关键 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 技术关键 |
| 1.4 本文的创新点 |
| 2 海外油气开发项目快速筛选研究 |
| 2.1 快速筛选流程 |
| 2.2 快速筛选指标 |
| 2.2.1 油田 |
| 2.2.2 气田 |
| 2.3 快速筛选指标标准 |
| 2.3.1 油田 |
| 2.3.2 气田 |
| 2.4 快速筛选实例 |
| 3 海外常规油气开发项目可行性研究 |
| 3.1 技术评价流程 |
| 3.2 技术评价指标体系 |
| 3.3 技术评价内容、指标计算方法及衡量标准 |
| 3.3.1 油气藏特征 |
| 3.3.2 储量评价 |
| 3.3.3 开发工程 |
| 4 海外特殊油藏油气开发项目可行性研究 |
| 4.1 稠油和超稠油油田的快速评价 |
| 4.1.1 稠油油田和超稠油油田的油藏特征描述重点 |
| 4.1.2 稠油油藏特点 |
| 4.1.3 稠油油田和超稠油油田的储量评价 |
| 4.1.4 稠油油田和超稠油油田的开发概念设计 |
| 4.2 凝析气田的快速评价 |
| 4.2.1 凝析气田油藏特征参数评价重点 |
| 4.2.2 凝析气藏开发方式及开采特点 |
| 4.2.3 凝析气藏天然气和凝析气采收率 |
| 4.2.4 凝析气田的开发方案设计 |
| 4.3 海上常规油气田的快速评价 |
| 4.3.1 海上油气田开发特点 |
| 4.3.2 海上油气田开发方案设计 |
| 4.4 低渗透油田的快速评价 |
| 4.4.1 低渗油田的油藏特征评价重点 |
| 4.4.2 低渗油田的开发特征 |
| 4.4.3 低渗油田的开发方案设计 |
| 4.5 裂缝性油田的快速评价 |
| 4.5.1 裂缝性油田油藏地质特征 |
| 4.5.2 裂缝性油田开发方案设计 |
| 5 海外开发新项目快速决策和快速评价软件化 |
| 5.1 海外油气开发新项目快速决策 |
| 5.1.1 快速决策层次划分 |
| 5.1.2 对于快速决策起关键作用的指标 |
| 5.2 海外油气开发新项目快速评价软件化 |
| 5.2.1 快速评价软件对于硬件的要求 |
| 5.2.2 软件功能介绍 |
| 5.2.3 软件应用情况 |
| 6 结论和认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历 |
| 论文发表情况 |
四、应用多离子分析识别超稠油蒸汽吞吐产出水水性（论文参考文献）
- [1]基于地质储量结构变化的采收率演变趋势[J]. 计秉玉,王友启,张莉. 石油与天然气地质, 2020(06)
- [2]KMK油藏热采井生产动态及产出水来源分析[D]. 杨梦露. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [3]碳捕集CO2驱油利用与封存项目资源与环境效益评价与预测研究[D]. 潘垚如. 华北电力大学(北京), 2019
- [4]辽河油田锦92块于Ⅰ组油藏描述[D]. 尚策. 东北石油大学, 2018(01)
- [5]清5块大洼油层二次开发研究及应用[D]. 郑欣欣. 东北石油大学, 2017(02)
- [6]欢127块兴隆台油层开发地质特征及井网优化设计[D]. 李楠楠. 东北石油大学, 2017(02)
- [7]超稠油开发中油藏监测技术的研究与应用[J]. 张健. 内蒙古石油化工, 2014(17)
- [8]地球水化学动态检测技术在辽河油田稠油开采中的应用[D]. 郭韬. 东北石油大学, 2014(03)
- [9]油藏监测技术在曙一区开发中的应用[J]. 王国栋. 内蒙古石油化工, 2012(02)
- [10]海外油气开发项目快速评价体系研究[D]. 庞长英. 中国地质大学(北京), 2012(06)