一、杜84断块超稠油产量递减率影响因素分析（论文文献综述）
王辉[1]（2021）在《普通稠油油藏水平井水驱开发动态研究》文中研究表明
张琪琛[2]（2020）在《多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究》文中研究表明蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术能够高效地开发稠油/油砂资源。随着稠油/油砂资源的深入开发,面临的储层地质条件也越复杂,尤其是储层内部渗流屏障发育时,严重影响了SAGD的开发效果,然而目前关于多渗流屏障影响下的SAGD产能预测理论及其开采特征研究尚且不足,如何合理、高效地应用SAGD技术开发此类型油藏成为亟待解决的问题。针对上述存在的问题,本论文利用室内物理模拟、渗流理论、油藏工程理论、传热学理论、数值分析理论及油藏数值模拟技术等方法,对多渗流屏障影响下SAGD全过程的流动机理以及汽腔发育模式进行了深入研究。结合实际油砂储层的地质特征,对渗流屏障进行了分类并分析了不同类型渗流屏障的成因及分布特征。通过室内三维物理模拟实验,对多渗流屏障不同分布特征下的SAGD过程进行了模拟,从屏障遮挡汽腔上升阶段和横向扩展阶段两个方面研究了多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式及流动机理。考虑到三维物理模拟实验周期较长、耗能大的不利因素,通过建立与物理模型等比例的数值模型,对物理模拟进行数值模拟扩展研究。分析了不同渗流屏障分布特征以及不同屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响。针对多渗流屏障下SAGD产能预测问题,首先建立了SAGD不同阶段（预热、上升、横向扩展以及限制阶段）产能预测模型,在此基础上结合渗流屏障影响下的汽腔发育模式,建立了考虑渗流屏障影响的SAGD产能预测模型,揭示了渗流屏障下SAGD开发过程中汽腔发育与泄油规律的相互影响机理,研究了不同渗流屏障分布特征对产能变化规律的影响;采用数值模拟方法,建立了考虑不同渗流屏障类型的SAGD概念模型,分析渗流屏障不同渗透率对SAGD产能的影响。综合应用以上理论模型和数值模型,研究了不同渗流屏障分布特征及渗透率下SAGD的开发效果,并确定了渗流屏障影响下SAGD开发界限。针对典型油砂区块建立了实际区块地质模型,采用油藏数值模拟手段并结合前文确定的开发界限,分析不同布井方式对SAGD开发效果的影响,确定出最优井位部署方式,并在此基础上,开展了SAGD开发参数优化研究,确定了渗流屏障影响下SAGD的最优开发参数。
于伟男[3]（2020）在《Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究》文中指出L油田Y区块属于浅层特稠油复式背斜油藏,历经数十年热采阶段后日益凸显较多的开发问题,如边水推进程度过高导致近边水区域的吞吐井含水上升以及垂向和水平方向油层动用不均导致开发效果变差等。Y区块经过高周期吞吐后,近边水区域剩余油逐渐推进至远离边水区域,剩余油整体分布不均,急需措施对区块低部位做到稳油控水,对高部位进行潜力挖掘。应用Petrel re地质建模软件以及CMG数值模拟软件对Y区块目的层分别建立了三维精细地质模型与油藏数值模型并对储量进行拟合,拟合过程中对模型参数进行不断地修正。在完成数值模型全区及单井的历史生产动态拟合的基础上对剩余油进行了分类,并对剩余油的分布类型及其成因进行分析。结合油藏地质因素和开发因素,通过正交优化实验确定了剩余油分布主控因素影响程度的排布顺序。结合Y区块的开发现状及剩余油分布主控因素,对目前开发方案进行适用性评价并分析其全区及单井的周期产量递减规律。针对区块整体蒸汽吞吐高周期后产量下降、油汽比降低和高含水等现象需要将吞吐井的生产动态、生产参数与地质因素相互结合,分析高周期蒸汽吞吐收效差的原因。通过对高周期蒸汽吞吐井生产周期优化后对生产井进行细分类别逐步优化,分别优化蒸汽吞吐注采参数和氮气辅助注采参数后综合得出最佳优化方案及结果。结果表明,稠油油藏开发适应性评价适是经济有效提高浅层稠油油藏采收率的最佳前期工作;充分利用现有井条件,以提高蒸汽吞吐后期单井产能及油汽比为出发点,论证对不同周期不同类型的井分别进行参数优化的开发意义和开发效果,综合优化后采出程度提高3.32%,提采效果明显。研究结果可对稠油油藏的后期开发方式提供借鉴意义。
吴军[4]（2019）在《新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究》文中研究表明普通稠油油藏、特稠油油藏的开发规律在国内外已形成了一些技术共识,因超稠油油藏地质条件、开发条件复杂而多样、且开发时间较短,开发规律存在诸多不确定性。为研究不同类型超稠油油藏不同开发方式产量递减规律,一方面通过选取典型单元,对超稠油不同井型（直井和水平井）的蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD等不同开发方式的产量递减规律和变化进行分析;另一方面应用数值模拟技术,通过建立机理模型,重点分析了超稠油蒸汽吞吐开发产量递减规律。综合实际开发单元分析和理论模型的数值模拟结果,确定了影响超稠油油藏热采开发效果的因素。通过对产量递减规律的影响因素研究,确定了原油粘度、有效厚度、注汽干度为影响初始递减率的主要因素,建立了不同影响因素对初始递减率的经验关系。应用多元线性回归方法,建立了超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量初始递减率的预测模型,并应用典型单元开发资料进行检验,相对误差都在±5.0%以内,反映所建立的递减规律模型能较好的预测超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量初始递减率。根据递减规律模型,建立了超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量递减期各阶段递减率标准图版,能有效查阅超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量递减期任一时期的递减率。论文研究成果在矿场实践取得了较好的应用效果。
曹珣[5]（2019）在《特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究》文中提出特稠油采用蒸汽吞吐技术开发进入中后期阶段,周期含水率高,开发效果差,仅靠蒸汽吞吐单一的开发方式已不能满足矿场生产需求。鉴于CO2在地层中具有降低原油黏度、改善油水流度比等作用。因此开展特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术的适应性研究,为M油田提高采收率提供新方向,并为同类油藏蒸汽吞吐中后期寻找接替技术提供借鉴意义。为了明确CO2辅助蒸汽吞吐技术在M油田开发的适应性,利用油藏数值模拟方法,建立热采典型模型,研究油藏、注采工艺等因素对吞吐的影响规律,给出选井标准;建立代表区块典型生产特征的单井模型,开展剩余油分布及关键参数优化研究;针对试验区块优选井开发效果进行追踪评价。取得的主要认识如下:（1）对于相对封闭单井,CO2辅助蒸汽吞吐敏感因素较少,在此类井中开展先导试验风险小,易见效。对于边底水水侵井,CO2辅助蒸汽吞吐敏感因素较多,在此类井中开展先导试验风险较大,一旦边底水突破至井底,吞吐效果将大打折扣,此类井建议油层厚度不得小于3m,同时适当降低蒸汽干度与采液速度。（2）加入CO2后蒸汽吞吐动用范围扩大,剩余油分布更加均匀;优化的CO2辅助蒸汽吞吐关键参数为:无能量补充C28井CO2注入量200t,闷井时间10d,开井后采液速度60t/d;有能量补充C139井CO2注入量150t,闷井时间3d,开井后采液速度20t/d。（3）CO2辅助蒸汽吞吐技术能够应用于进行高轮次蒸汽吞吐的特稠油油藏。在相对封闭单井和距离边底水较远的水侵井中能起到较好的控水增油效果。但在距离边水最近的一线水平井,作用效果有限。
葛阳[6]（2019）在《风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究》文中研究说明蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来开采超稠油油藏具有良好经济效益的一项稠油热采技术。相比于蒸汽吞吐和蒸汽驱等稠油热采方式,SAGD技术不但可以提高超稠油油藏的开发速度而且还能有效提高最终采收率,并且获得其他热采方式无法实现的经济效益。因此,开展SAGD技术的应用研究对超稠油油藏的开发有重要的意义。新疆风城油田超稠油油藏具有黏度高、埋藏浅的特点,是典型的超稠油油藏,SAGD方法在其开发过程中得到了较好的运用与发展。然而,由于受到储层非均质性等因素的影响,目前利用SAGD技术开采风城超稠油还不能完全达到预期的效果,需要结合实例进一步分析改善应用的效果。本文以新疆风城油田重1井区为研究背景,针对运用SAGD技术过程中出现的水平段动用不均和蒸汽腔扩展受阻的问题,以油藏数值模拟方法为主要手段,进行了该井区参数优化及调整对策研究,论文完成的主要工作如下:（1）系统分析了重1井区地层、构造、沉积、储层、隔夹层等地质特征,再认识了该井区的生产特点及面临的问题。（2）在分析SAGD井组循环预热阶段和生产阶段的生产特征及水平段热连通变化的基础上,建立了相应的机理模型,模拟了渗透率、油层厚度、不同类型夹层等地质参数和注汽压力、水平段动用长度、采注比、蒸汽干度、sub-cool等动态参数对生产效果的影响研究。（3）结合正交试验方法,得出油层厚度、渗透率、夹层覆盖率、水平段动用程度、注汽压力等因素中对井组累产油量和日产油量的主控因素分别是油层厚度和夹层覆盖率;在此基础上,通过模糊聚类方法,以42对井组生产特征为样品,将孔隙度、渗透率、含油饱和度、油层厚度、水平段长度、储量丰度、日注汽量、日产液量、日产油量、含水率、采注比、油汽比、动用储量和累产油量做为指标将区块内所有井组分为三类。（4）对该井区典型井组G03井组、G15井组、G3U井组进行历史拟合,获得了相应井组的剩余油分布特征。（5）对一类井组进行包括注汽速度、采注比、注汽压力、干度、sub-cool的参数优化,并对比优化效果;对二类井组设计直井辅助双水平井SAGD,确定辅助分为直井蒸汽吞吐及直井转为持续蒸汽驱两个阶段,并对连通阶段直井的蒸汽吞吐压力、注汽量、焖井时间及轮次和轮注采指标进行优化,对蒸汽驱辅助阶段的注汽速度、采注比等参数进行优化对比;对三类井组设计水平井辅助SAGD,确定辅助过程分为辅助水平井蒸汽吞吐和连通建立后辅助井转为生产井的两个阶段,并对两阶段的注采参数进行优化对比,实现了扩大蒸汽腔波及范围改善水平段动用程度的目的。本研究结果对重1井区进一步利用SAGD开发、改善开发效果具有重要的指导意义,对同类区块SAGD开发具有一定的参考价值。
陈方轩[7]（2019）在《稠油油藏多轮次吞吐后复合化学吞吐技术研究》文中进行了进一步梳理蒸汽吞吐作为稠油热采的常用开采方式在国内外应用广泛,但随着蒸汽吞吐轮次的增加,蒸汽无效循环、井间汽窜严重、含水率高、动用程度低等问题凸显,需要采取进一步措施提高采收率。本文以胜利油田单56区块为例,利用CMG软件的STARS模块建立实际生产模型,根据含油饱和度场及温度场分布,确定剩余油分布位置,选取适宜的开采方式。进行热复合化学吞吐开发机理的研究,包括蒸汽、CO2、N2、降粘剂在热复合化学吞吐中的作用。选取单56区块平均地质参数建立均质数学模型,设计正交实验,进行热复合化学吞吐影响因素评价。在分析了直观分析及方差分析的弊端后,选择灰色关联分析对热复合化学吞吐的影响因素进行排序,得到影响热复合化学吞吐的主要因素为地层压力、注汽干度、油层厚度、注汽温度。基于之前建立的均质模型,进行降粘剂与CO2注入方式、注入量、注入时机的优化。降粘剂应选择与蒸汽段塞式注入,CO2应选择与蒸汽同时注入;质量浓度为0.5%wt的降粘剂与CO2的周期注入量均为50t;降粘剂宜在开采初期注入,CO2宜在开采进行到中期时注入。分析油藏静态参数对热复合化学吞吐的影响,筛选出适合热复合化学吞吐开采的油藏。考虑不同油价下,油藏静态参数对热复合化学吞吐开采的影响,综合考虑两个因素,绘制经济界限组合图版,以期为类似油藏提供开发方案及经济评价。
袁丹丹[8]（2017）在《H-1区齐古组低效生产因素分析及提高采收率措施研究》文中研究指明注蒸汽热采是当前稠油开发的重要方式,但在此过程中蒸汽易沿高渗层窜流并发生粘性指进,从而导致驱油效率低下,最终采收率不高。H-1井区齐古组属于中孔中渗的岩性构造稠油油藏。该区块探明地质储量732万吨,动用储量328万吨,区块目前采用注蒸汽吞吐开发,受汽窜严重、含水率高、开井率低等影响,区块开发效益低下,采出程度仅15.8%。本文以H-1区为例对影响其开发效果的主控因素进行深入分析,并研究相应技术措施以提高采收率,对改善该区块开发效果具有重要意义,同时对我国稠油油藏注蒸汽开发提高采收率提供积极参考和重要借鉴。本文主要研究的内容包括:研究区块的油藏地质特征、开发动态情况及低效生产因素的分析,系统分析了研究区油藏的地层特征、构造特征、岩石特征、物性特征以及沉积特征和油藏特征的地质要素,为后续研究提供了详实的地质基础;并从区块开发历史到目前的生产动态,进行深入分析,明确区块当前开发中面临的主要问题,并结合地质基础分析其形成原因和低效生产的因素。对研究区进行开发动态分析以及数值模拟研究明确了制约区块开发效果的主要因素为:油层厚度和原油粘度、吞吐注汽参数、开发井网等。针对制约该区块开发效果的各因素,提出了三种提高采收率的治理方案:a.注采参数优化及注汽模式调整,分别提出了当前注汽模式下的注汽速度、注汽强度和注汽压力优化;以及改进的注汽模式,包括面积组合式注汽、一注多采、交迭吞吐等模式。b.汽窜治理,分别从汽窜通道产生、识别、描述进行了研究,指导实践中尽早发现汽窜以提前治理减少损失。c.井网加密,结合当前注汽模式下的加热半径模拟和新疆油田其它区块加密案例、及本区块已实施的加密区域生产动态分析,证明了加密措施的适应性和有效性。
杨新平,汪洋,张利锋,顾振刚,王金辉[9]（2017）在《新疆油田超稠油蒸汽吞吐产量递减率预测新方法》文中研究表明针对目前超稠油油藏常用递减率预测方法无法直接反映储集层关键参数的问题,基于递减理论和超稠油油藏蒸汽吞吐递减特征,结合油藏动态分析、数值模拟等方法对影响超稠油递减的主要因素进行敏感性分析,确定主控因素为有效厚度、原油黏度、注汽干度。运用模糊数学层次分析法确定递减影响因素权重,通过主控因素与初始递减率的相关性分析和多元回归,建立初始递减率预测模型和递减率预测图版。应用实例表明,该方法预测的超稠油蒸汽吞吐递减率与实际递减率相对误差小于5%。该研究为今后超稠油蒸汽吞吐合理产量预测奠定了基础。
钟子宜[10]（2016）在《稠油油藏边底水水侵规律及开发调整策略研究》文中进行了进一步梳理热力采油是开采稠油的主要方法,由于目前低油价国际形势,热采的成本太高。对于具有强边底水的稠油油藏,探讨如何有效利用边底水进行冷采开发具有重要意义。垦东521油藏是强边底水稠油油藏,目前边底水窜流严重、天然能量利用效率低。针对目标油藏存在的问题,采用油藏工程和数值模拟等方法,研究了水侵动态,优化了边底水利用方式。首先基于动静态数据资料,建立数值模拟模型,分析了垦东521油藏边底水在平面和纵向窜流规律,确定了边水水侵方向,计算了油藏水侵量、水体体积倍数和底水动用半径,实现了对边底水能量的定量化评价。以利用边底水能量为目的,分析了注采井工作制度调整、井网调整和堵驱综合治理为主的开发调整方式的适用性,并对各开发调整方式技术和经济可行性进行了综合评价。研究结果表明:来水方向为由井KD52-34向东北和由井KD52-33向东两个方向,水油体积比为174:1,该油藏的水锥高度范围在2-3.6m,水锥半径范围在13-70m,底水波及范围小,剩余油在油层中上部富集。经济和技术评价结果认为:垦东521油藏各层系整体提液,在提液幅度达到2.0倍后,累积产油量增加5%左右;采用水平井形式变正对排状井网为交错排状井网,取得了最优经济效益;采用氮气泡沫类堵剂进行两轮堵水比采用凝胶类堵剂取得更佳的经济和技术效益。
二、杜84断块超稠油产量递减率影响因素分析（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、杜84断块超稠油产量递减率影响因素分析（论文提纲范文）
（2）多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏SAGD技术应用现状 |
| 1.2.2 渗流屏障对SAGD开发影响研究现状 |
| 1.2.3 SAGD物理模拟研究现状 |
| 1.2.4 SAGD产能预测模型研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 本文的主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线及逻辑框图 |
| 第2章 渗流屏障下油砂SAGD汽腔发育模式研究 |
| 2.1 渗流屏障的类型及特征 |
| 2.1.1 渗流屏障的分类 |
| 2.1.2 渗流屏障的特征 |
| 2.2 油砂SAGD物理模拟实验设计 |
| 2.2.1 相似准则数 |
| 2.2.2 实验方案设计 |
| 2.2.3 实验设备及材料 |
| 2.2.4 实验流程设计 |
| 2.3 多渗流屏障下SAGD渗流规律及汽腔发育模式 |
| 2.3.1 实验参数设计 |
| 2.3.2 实验结果分析 |
| 2.4 多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式影响因素 |
| 2.4.1 物理模拟实验等比例数值模型建立 |
| 2.4.2 不同渗流屏障分布特征对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.4.3 不同渗流屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 多夹层油砂SAGD产能预测模型 |
| 3.1 SAGD不同阶段产能预测模型 |
| 3.1.1 模型假设 |
| 3.1.2 热传导与流动方程 |
| 3.1.3 上升阶段产能预测模型 |
| 3.1.4 横向扩展及限制阶段产能预测模型 |
| 3.1.5 模型计算程序设计 |
| 3.2 考虑夹层影响的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.1 模型假设 |
| 3.2.2 单夹层下的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.3 多夹层下SAGD产能预测模型 |
| 3.2.4 模型计算程序设计 |
| 3.3 多夹层SAGD产能计算分析 |
| 3.3.1 模型的验证 |
| 3.3.2 多夹层SAGD产能预测结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 渗流屏障对SAGD产能的影响及开发界限的确定 |
| 4.1 渗流屏障分布特征对SAGD产能的影响 |
| 4.1.1 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.1.2 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2 渗流屏障类型对SAGD产能的影响 |
| 4.2.1 油藏模型的建立 |
| 4.2.2 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2.3 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.3 渗流屏障下油砂SAGD开发界限确定 |
| 4.3.1 渗流屏障下油砂SAGD开发效果评价指标 |
| 4.3.2 单渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.3 多渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.4 界限对比与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 典型油砂区块SAGD技术应用研究 |
| 5.1 实际油砂区块地质背景概况 |
| 5.2 油砂区块SAGD生产参数优化 |
| 5.2.1 油砂区块油藏数值模型的建立 |
| 5.2.2 SAGD布井方式优化 |
| 5.2.3 SAGD开发参数优化 |
| 5.2.4 最优生产参数下SAGD开发效果分析 |
| 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）Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油开发国内外研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐国内外研究现状 |
| 1.2.3 油藏数值模拟国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 地质概况及开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.1.4 温压特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.2 开发现状 |
| 第三章 工区油藏数值模拟 |
| 3.1 地质模型的建立 |
| 3.1.1 构造模型的建立 |
| 3.1.2 属性模型的建立 |
| 3.1.3 储量拟合 |
| 3.1.4 地质模型粗化 |
| 3.2 数值模型建立 |
| 3.2.1 网格模型的建立 |
| 3.2.2 流体模型的建立 |
| 3.2.3 数值模型初始化 |
| 3.3 储量及生产历史拟合 |
| 3.3.1 储量拟合 |
| 3.3.2 生产动态模型的建立 |
| 3.3.3 单井历史拟合结果 |
| 3.3.4 全区历史拟合结果 |
| 第四章 高周期吞吐剩余油分布特征研究 |
| 4.1 剩余油分布特征研究 |
| 4.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 4.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 4.2 剩余油分类及成因分析 |
| 4.2.1 储层非均质性 |
| 4.2.2 井网控制不住 |
| 4.2.3 边水锥进过快 |
| 4.3 高周期剩余油分布主控因素研究 |
| 4.3.1 油藏地质因素 |
| 4.3.2 油藏开发因素 |
| 4.3.3 主控因素影响程度分析 |
| 第五章 注采参数优化 |
| 5.1 目前注采参数适应性评价 |
| 5.1.1 全区生产动态分析 |
| 5.1.2 单井生产动态分析 |
| 5.1.3 全区开发特征分析 |
| 5.1.4 单井开发特征分析 |
| 5.1.5 边水油藏开发方式 |
| 5.2 注采参数优化 |
| 5.2.1 生产周期优化 |
| 5.2.2 注采参数优化 |
| 5.2.3 衰减期优化方案及结果 |
| 5.2.4 衰减后期优化方案及结果 |
| 5.3 氮气辅助吞吐注采参数优化研究 |
| 5.3.1 注氮量优化 |
| 5.3.2 衰减期注氮方式优化 |
| 5.3.3 衰减后期注氮方式优化 |
| 5.4 综合优化方案及结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油分类研究现状 |
| 1.2.2 油田开发递减规律研究现状 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.4 论文研究技术路线 |
| 第2章 开发特征及主控因素分析 |
| 2.1 油藏地质特征 |
| 2.1.1 九7+8区J3q油藏 |
| 2.1.2 红003井区K1q油藏 |
| 2.1.3 重18井区J1b油藏 |
| 2.1.4 重32井区J3q油藏 |
| 2.2 实际生产资料分析开发效果影响因素 |
| 2.2.1 有效厚度对开发效果的影响 |
| 2.2.2 原油粘度对开发效果的影响 |
| 2.3 理论模型数值模拟分析开发效果影响因素 |
| 2.3.1 模型的建立 |
| 2.3.2 有效厚度对开发效果的影响 |
| 2.3.3 原油粘度对开发效果的影响 |
| 2.3.4 渗透率对开发效果的影响 |
| 2.3.5 注汽温度对开发效果的影响 |
| 2.4 典型单元选取 |
| 第3章 产量递减规律研究 |
| 3.1 超稠油Ⅰ类产量递减规律研究 |
| 3.1.1 蒸汽吞吐直井 |
| 3.1.2 蒸汽吞吐水平井 |
| 3.1.3 蒸汽驱直井 |
| 3.1.4 超稠油Ⅰ类单元合计 |
| 3.2 超稠油Ⅱ类产量递减规律研究 |
| 3.2.1 蒸汽吞吐直井 |
| 3.2.2 蒸汽吞吐水平井 |
| 3.2.3 SAGD开发区 |
| 3.2.4 超稠油Ⅱ类单元合计 |
| 3.3 超稠油油藏递减参数模型研究 |
| 3.3.1 各类油藏分区递减参数对比 |
| 3.3.2 初始递减率影响因素分析 |
| 3.3.3 初始递减率与主要影响因素的经验关系 |
| 3.3.4 初始递减率预测模型的建立 |
| 3.3.5 预测模型的检验 |
| 3.4 递减率查阅图版的建立 |
| 第4章 超稠油产量变化及预测 |
| 4.1 九7+8井区J3q |
| 4.2 重32井区J3q |
| 4.3 重18井区J1b |
| 4.4 红003井区K1q |
| 4.5 典型超稠油产量预测对比 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究（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 |
| 1.3 CO_2辅助蒸汽吞吐开采机理 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 CO_2辅助蒸汽吞吐影响因素分析 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.2 无能量补充稠油油藏影响因素分析 |
| 2.2.1 模型建立与方案设计 |
| 2.2.2 开发效果影响因素分析 |
| 2.2.3 主控因素敏感性分析 |
| 2.3 有能量补充稠油油藏影响因素分析 |
| 2.3.1 模型建立与方案设计 |
| 2.3.2 开发效果影响因素分析 |
| 2.3.3 主控因素敏感性分析 |
| 2.4 选井标准建立 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 CO_2辅助蒸汽吞吐参数优化研究 |
| 3.1 流体相态拟合 |
| 3.2 相对封闭单井 |
| 3.2.1 地质及数值模型建立 |
| 3.2.2 开发动态历史拟合 |
| 3.2.3 剩余油分布特征 |
| 3.2.4 关键参数优化 |
| 3.3 边底水水侵井 |
| 3.3.1 地质及数值模型建立 |
| 3.3.2 开发动态历史拟合 |
| 3.3.3 剩余油分布特征 |
| 3.3.4 关键参数优化 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 CO_2辅助蒸汽吞吐矿场应用跟踪评价 |
| 4.1 相对封闭单井开发效果评价 |
| 4.1.1 C1310井 |
| 4.1.2 C38井 |
| 4.1.3 C28井 |
| 4.2 边底水水侵井开发效果评价 |
| 4.2.1 C139井 |
| 4.2.2 C1710井 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外SAGD研究现状 |
| 1.2.2 国内SAGD研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 重1井区地质及开发特征分析 |
| 2.1 重1井区油藏地质特征分析 |
| 2.1.1 地层划分 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.1.5 储层展布特征 |
| 2.1.6 隔夹层分布特征 |
| 2.1.7 油藏流体性质 |
| 2.1.8 储量计算 |
| 2.2 重1井区油藏生产特征分析 |
| 第3章 重1井区SAGD效果及井组分类研究 |
| 3.1 重1井区SAGD生产特征分析 |
| 3.1.1 重1井区SAGD循环预热阶段效果分析 |
| 3.1.2 重1井区SAGD生产阶段效果分析 |
| 3.2 重1井区生产效果影响因素分析 |
| 3.2.1 数值机理模型的建立 |
| 3.2.2 重1井区地质参数影响因素分析 |
| 3.2.3 重1井区动态参数敏感性分析 |
| 3.3 重1井区双水平井SAGD井组分类 |
| 3.3.1 正交试验设计 |
| 3.3.2 模糊聚类方法 |
| 3.3.3 井组分类 |
| 第4章 重1井区典型井组数值模拟研究 |
| 4.1 重1井区地质模型的建立 |
| 4.1.1 重1井区数据准备 |
| 4.1.2 重1井区构造模型的建立 |
| 4.1.3 重1井区构型单元模型 |
| 4.1.4 重1井区储层属性模型的建立 |
| 4.2 重1井区典型井组生产历史拟合和动态预测 |
| 4.2.1 重1井区数值模型的建立 |
| 4.2.2 重1井区生产动态历史拟合 |
| 4.2.3 重1井区生产预测研究 |
| 4.2.4 重1井区典型井组剩余油分布特征 |
| 第5章 重1井区SAGD井组开发对策研究 |
| 5.1 重1井区一类SAGD井组生产参数优化 |
| 5.1.1 注汽速度优化 |
| 5.1.2 采注比优化 |
| 5.1.3 注汽压力优化 |
| 5.1.4 干度优化 |
| 5.1.5 SUB-COOL优化 |
| 5.1.6 一类井组注采参数优化效果对比 |
| 5.2 重1井区二类SAGD-直井辅助技术研究 |
| 5.2.1 直井辅助SAGD原理 |
| 5.2.2 直井辅助SAGD井位优选 |
| 5.2.3 连通建立阶段注采参数优化 |
| 5.2.4 吞吐后注采参数优化 |
| 5.2.5 直井辅助SAGD效果对比 |
| 5.3 重1井区三类SAGD-水平井辅助对策研究 |
| 5.3.1 水平井辅助SAGD原理 |
| 5.3.2 水平井辅助SAGD井位优选 |
| 5.3.3 启动阶段参数优选 |
| 5.3.4 生产阶段参数优选 |
| 5.3.5 水平井辅助SAGD效果对比 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）稠油油藏多轮次吞吐后复合化学吞吐技术研究（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 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 多轮次吞吐阶段油藏动用程度分析 |
| 2.1 单56块地质概况 |
| 2.2 地质模型建立 |
| 2.2.1 模型建立 |
| 2.2.2 参数设置 |
| 2.3 剩余油分布规律研究 |
| 2.3.1 剩余油分布预测方法 |
| 2.3.2 剩余油分布情况 |
| 2.3.3 剩余油挖潜措施 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 热复合化学吞吐开发机理及影响因素分析 |
| 3.1 蒸汽吞吐加热半径研究 |
| 3.1.1 理论公式推导 |
| 3.1.2 计算步骤及程序框图 |
| 3.1.3 数值模拟分析 |
| 3.2 CO_2在热复合化学吞吐中的作用 |
| 3.2.1 体积膨胀作用 |
| 3.2.2 溶解降粘作用 |
| 3.2.3 溶剂抽提作用 |
| 3.2.4 酸化解堵作用 |
| 3.3 氮气在热复合化学吞吐中的作用 |
| 3.3.1 保持地层能量 |
| 3.3.2 降低油藏热损失 |
| 3.3.3 改善流度比 |
| 3.4 降粘剂在热复合化学吞吐中的作用 |
| 3.4.1 水溶性降粘剂 |
| 3.4.2 油溶性降粘剂 |
| 3.5 热复合化学吞吐影响因素分析 |
| 3.5.1 均质模型建立 |
| 3.5.2 正交实验设计 |
| 3.5.3 直观分析 |
| 3.5.4 方差分析 |
| 3.5.5 灰色关联分析 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 多轮次吞吐后热复合化学吞吐注采参数优化 |
| 4.1 注入方式优化 |
| 4.1.1 降粘剂注入方式优化 |
| 4.1.2 CO_2注入方式优化 |
| 4.2 注入量优化 |
| 4.2.1 降粘剂注入量优化 |
| 4.2.2 CO_2注入量优化 |
| 4.3 注入时机优化 |
| 4.3.1 降粘剂注入时机优化 |
| 4.3.2 CO_2注入时机优化 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 多轮次吞吐后热复合化学吞吐技术界限研究 |
| 5.1 原始地层压力影响 |
| 5.2 地层渗透率影响 |
| 5.3 原油粘度影响 |
| 5.4 含油饱和度影响 |
| 5.5 油层厚度影响 |
| 5.6 小结 |
| 第6章 多轮次吞吐后热复合化学吞吐经济界限研究 |
| 6.1 经济评价方法 |
| 6.2 单因素分析 |
| 6.2.1 油层厚度 |
| 6.2.2 原油粘度 |
| 6.2.3 孔隙度 |
| 6.2.4 含油饱和度 |
| 6.2.5 渗透率 |
| 6.3 双因素组合图版 |
| 6.3.1 油层厚度渗透率组合筛选图版 |
| 6.3.2 油层厚度含油饱和度组合筛选图版 |
| 6.3.3 原油粘度初始含油饱和度组合筛选图版 |
| 6.4 实际区块可行性预测 |
| 6.5 小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 附录 A 平均地层压力计算公式 |
| 附录 B 水平井内流动计算公式 |
| 附录 C 解析模型计算流程图 |
| 附录 D 正交设计表 |
| 附录 E 灰色关联分析表 |
| 致谢 |
（8）H-1区齐古组低效生产因素分析及提高采收率措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏开采技术研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽驱效果改善研究现状 |
| 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 地质特征研究 |
| 2.1 地层特征与小层划分 |
| 2.2 构造特征研究 |
| 2.2.1 区域地层构造特征 |
| 2.2.2 研究区油藏构造特征 |
| 2.2.3 三维构造解释 |
| 2.3 储层岩石特征 |
| 2.4 储集空间类型及结构 |
| 2.5 沉积特征研究 |
| 2.5.1 沉积环境特征 |
| 2.5.2 沉积相标志 |
| 2.5.3 沉积相分布特征 |
| 2.5.4 沉积相与储层及油气分布关系 |
| 2.6 油藏特征分析 |
| 2.7 储层四性关系及解释模型 |
| 2.8 本章小结 |
| 第三章 开发动态及低效生产因素分析 |
| 3.1 区块开发历史 |
| 3.2 开发动态分析 |
| 3.2.1 生产动态分析 |
| 3.2.2 产能分析 |
| 3.2.3 吞吐轮次分析 |
| 3.2.4 采油井分类 |
| 3.2.5 生产指标分析 |
| 3.3 存在问题分析 |
| 3.3.1 采出程度低,剩余油丰富 |
| 3.3.2 汽窜严重 |
| 3.3.3 低效井增多 |
| 3.3.4 油汽比递减较快 |
| 3.4 低效生产因素分析 |
| 3.4.1 油藏性质影响 |
| 3.4.2 注汽参数影响 |
| 3.4.3 井网影响 |
| 3.4.4 井况的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 提高采收率措施研究 |
| 4.1 注采参数优化及注汽模式调整 |
| 4.1.1 注采参数优化 |
| 4.1.2 注汽模式调整 |
| 4.2 汽窜治理 |
| 4.2.1 汽窜通道形成条件 |
| 4.2.2 汽窜通道识别 |
| 4.2.3 汽窜通道特征描述 |
| 4.2.4 汽窜治理 |
| 4.3 井网加密 |
| 4.3.1 加热半径分析 |
| 4.3.2 含油饱和度分析 |
| 4.3.3 类似油藏加密实例 |
| 4.3.4 现场应用 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）新疆油田超稠油蒸汽吞吐产量递减率预测新方法（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 递减主控因素分析 |
| 1.1 递减影响因素分析 |
| 1.2 递减主控因素确定 |
| 2 递减模型的建立 |
| 2.1 递减类型判别 |
| 2.2 初始递减率模型的建立 |
| 2.3 递减率预测图版的建立 |
| 3 应用实例 |
| 4 结论 |
（10）稠油油藏边底水水侵规律及开发调整策略研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 论文来源及研究意义 |
| 1.1.1 论文来源 |
| 1.1.2 论文研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 目前存在的问题 |
| 1.4 研究内容及拟解决的关键问题 |
| 1.5 论文的研究方法及技术路线 |
| 第二章 强边底水水侵规律研究 |
| 2.1 油藏水侵类型和水侵方向研究 |
| 2.2 垦东521块边底水水体能量评价 |
| 2.2.1 水侵量计算 |
| 2.2.2 容积法 |
| 2.2.3 物质平衡方法 |
| 2.2.4 评价结果对比 |
| 2.3 底水特征生产井底水动用半径研究 |
| 2.3.1 底水特征井筛选 |
| 2.3.2 底水水锥模型的建立 |
| 2.3.3 底水动用半径数值模拟研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 剩余油分布规律及分布模式研究 |
| 3.1 模型的建立 |
| 3.2 生产历史拟合 |
| 3.2.1 累积生产指标 |
| 3.2.2 单井生产指标拟合 |
| 3.3 生产动态预测 |
| 3.3.1 Ng4~(3+4)层系生产动态预测 |
| 3.3.2 Ng6~8-Ngx2层系生产动态预测 |
| 3.4 平面剩余油分布模式研究 |
| 3.5 纵向剩余油分布模式研究 |
| 3.5.1 水侵规律特点 |
| 3.5.2 纵向剩余油分布模式 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 强边底水稠油油藏开发调整策略研究 |
| 4.1 生产制度优化研究 |
| 4.1.1 整体提液效果研究 |
| 4.1.2 靠近边水生产井液量分配效果研究 |
| 4.1.3 相同方向上生产井液量分配效果研究 |
| 4.1.4 内外井排生产井液量配比研究 |
| 4.2 井网优化研究 |
| 4.2.1 Ng4~(3+4)层系井网调整 |
| 4.2.2 Ng6~8层系井网调整 |
| 4.3 堵驱综合治理策略研究 |
| 4.3.1 堵剂筛选 |
| 4.3.2 堵剂封堵机理 |
| 4.3.3 堵剂方案设计与优化 |
| 4.3.4 堵剂方案综合对比 |
| 4.3.5 堵剂施工方案推荐 |
| 4.4 经济效益评价研究 |
| 4.4.1 经济效益评价模型 |
| 4.4.2 KD521油藏开发调整方案经济效益评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、杜84断块超稠油产量递减率影响因素分析（论文参考文献）
- [1]普通稠油油藏水平井水驱开发动态研究[D]. 王辉. 中国地质大学(北京), 2021
- [2]多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究[D]. 张琪琛. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [3]Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究[D]. 于伟男. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究[D]. 吴军. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]特稠油CO2辅助蒸汽吞吐技术适应性研究[D]. 曹珣. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究[D]. 葛阳. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]稠油油藏多轮次吞吐后复合化学吞吐技术研究[D]. 陈方轩. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]H-1区齐古组低效生产因素分析及提高采收率措施研究[D]. 袁丹丹. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]新疆油田超稠油蒸汽吞吐产量递减率预测新方法[J]. 杨新平,汪洋,张利锋,顾振刚,王金辉. 特种油气藏, 2017(01)
- [10]稠油油藏边底水水侵规律及开发调整策略研究[D]. 钟子宜. 中国石油大学(华东), 2016(06)