一、超稠油水平裂缝辅助重力泄油蒸汽吞吐开采试验（论文文献综述）
蒋琪,游红娟,潘竟军,王中元,盖平原,Ian Gates,刘佳丽[1]（2020）在《稠油开采技术现状与发展方向初步探讨》文中研究说明世界上已发现的原油资源中,稠油储量占比超过2/3。由于稠油黏度高、流动性差,开采难度大,对技术要求高。针对中国稠油油藏类型多和深度变化大的特点,分析总结了国内外稠油开采现状和提高开采效率的主要技术方向,结合现场生产动态,探讨了现有商业化开采技术对不同类型稠油油藏的适应性、应用潜力和面临的主要技术挑战。研究结果表明,蒸汽吞吐仍然是中国稠油开采的主要方式,但大部分油田已经进入到蒸汽吞吐开采的末期,开采效率低,目前成熟接替技术（蒸汽驱、SAGD和火烧油层）的适用油藏范围有限,急需研发新的接替技术;中深层稠油开发技术系列较为成熟,但针对深层、超深层和复杂类型（如裂缝/溶洞性）稠油油藏的提高采收率技术尚不成熟,加强井下产生蒸汽、溶剂辅助、原位改质和气化等前沿技术的研究更具现实意义和应用前景。研究成果对拓展稠油开采技术研究领域和方向具有借鉴和指导作用。
张琪琛[2]（2020）在《多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究》文中指出蒸汽辅助重力泄油（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。
郭玲玲[3]（2020）在《蒸汽驱中后期间歇注热理论模型及方案优化研究》文中提出稠油资源的开发和利用在石油工业中具有重要的地位。蒸汽驱是相对成熟、应用广泛的稠油开采技术。但在蒸汽驱中后期,易发生蒸汽超覆和窜流等现象,导致油层吸汽剖面不均匀、注入的蒸汽无效循环,影响开采效果,需要采取措施加以应对。现场试验和数值模拟研究结果表明间歇注热蒸汽驱是一种行之有效的方法,但间歇注热蒸汽驱的理论基础及实施方案还有待深入研究。基于此,本文对蒸汽驱中后期间歇注热的理论和实施方案等开展研究,主要工作和成果如下:开展了蒸汽驱中后期递减注热及实施模式研究。在蒸汽驱初期通常采用较高的恒速注热速率;而在蒸汽驱中后期一般需要调整注热方案,以提高蒸汽的热利用效率、改善蒸汽驱的经济效益。以Neuman等人的研究成果为基础,结合蒸汽的热量组成及其对蒸汽带生长的贡献的分析,推导了蒸汽驱初期合理恒速注热（汽）速率方程和蒸汽驱中后期递减注热（汽）速率方程。递减注热的实施可以从连续递减注热、阶梯递减注热以及间歇注热这几种潜在模式中进行选择,其中间歇注热具有改善蒸汽驱效果的优势。进行了蒸汽驱中后期间歇注热理论研究。保持蒸汽带稳定是实施间歇注热蒸汽驱的约束条件。根据在暂停注热期间蒸汽带因温度降低所释放出的热量等于蒸汽带上下界面因散热而损失的热量与蒸汽带扩展而吸收的热量之和,证明了在蒸汽驱过程中暂停注热后油藏中的蒸汽带可以在一定时间内保持稳定,间歇注热在理论上可行。蒸汽驱中后期蒸汽带体积只与注热总量相关,而与注热历程无关,表明在蒸汽驱中后期可以采用间歇注热模式来实施递减注热。结合蒸汽驱中后期蒸汽带体积的表达式,推导了蒸汽驱中后期间歇注热各轮次的间歇周期（可停注热时间）方程。以相同时间里间歇注热模式的注热量与蒸汽驱中后期递减注热规律应注热量保持相等的原则,推导了间歇注热各轮次的周期注热速率方程。根据推导的理论方程,编制了蒸汽驱中后期间歇注热参数的计算程序,结合辽河油田A区块间歇注热现场试验的井组油藏参数和操作参数进行了计算。计算结果表明,随着蒸汽驱时间的增加,蒸汽带体积逐渐增大、实施间歇注热的可停注热时间也逐渐增加。如果在蒸汽驱中后期3～6年的期间内实施间歇注热,计算得到的平均间歇周期为43.98d、周期注热速率为蒸汽驱初期平均注热速率的1.5倍。A区现场试验采用的间歇周期为30～40d、周期注热速率为前期连续蒸汽驱平均注热速率的1.2～1.5倍,现场试验注热参数与理论计算参数符合良好。通过室内实验对连续恒速注热蒸汽驱、连续递减注热蒸汽驱和间歇注热蒸汽驱的效果进行了对比。连续递减蒸汽驱的采出程度比连续恒速蒸汽驱的采出程度低,但连续递减注热蒸汽驱的累积油汽比高于连续恒速蒸汽驱的累积油汽比,表明连续递减注热蒸汽驱的蒸汽利用率要高于连续恒速蒸汽驱的蒸汽利用率。在注热量相当的情况下,间歇注热蒸汽驱的采出程度比连续递减注热蒸汽驱的采出程度高2.24%、间歇注热蒸汽驱的累积油汽比比连续递减注热蒸汽驱的累积油汽比高0.012,表明注热量相同情况下间歇注热的开采效果好于连续递减注热蒸汽驱。按照理论计算的间歇周期暂停注热后,蒸汽腔的体积没有发生急剧收缩;注热量相同,间歇注热和连续递减注热的蒸汽腔大小基本相同,证明本文建立的蒸汽驱中后期间歇注热理论模型是正确的。数值模拟研究结果表明,注热量相同的情况下,纵横交替间歇注热方案、横排交替间歇注热方案以及整体间歇注热方案的采出程度分别比连续恒速注热方案的采出程度高0.44%、0.54%和0.73%,间歇注热的开采效果随着间歇程度的增大而变好。整体间歇注热可能会给油田实际生产造成供液不足等不利影响,综合考虑开采效果和油田实际情况,优选横排交替间歇注热作为蒸汽驱中后期间歇注热的实施方案。
韩爽[4]（2020）在《稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用》文中研究指明蒸汽吞吐作为一种热采形式,在稠油油藏生产中被广泛应用,然而对于埋藏深、粘度大、地层压力高的深层稠油油藏,常规蒸汽吞吐注汽困难,有效开发难度大。相较于常规蒸汽吞吐,超临界蒸汽吞吐的注入性更强,对稠油具有改制作用,更适应稠油开采。超临界蒸汽具备较高注入压力、对有机物的高溶解特性以及优良的导热性能,能够弥补饱和蒸汽不足的缺陷。对于原油粘度特别大、储层埋藏深、原始地层压力较大、吸汽能力弱、注汽困难的油藏,超临界蒸汽吞吐能够满足其开采需求。为了实现稠油储量经济有效动用这一目标,本文以G21区块为研究对象,开展了室内驱油机理实验以及驱油效果影响规律的数值模拟,综合现有矿场试验认识,给出超临界蒸汽吞吐技术界限。通过临界热力学、流变学以及稠油热采等领域内相关知识,分析超临界蒸汽特殊的热物理性质。利用室内物理实验确定稠油的组成、粘度以及流变性变化规律,确定超临界蒸汽可以将稠油中重组分转化为轻组分,从而降低稠油粘度;超临界蒸汽吞吐高压注入的特点,使其具有较高的穿透能力;超临界蒸汽优良的导热性能有助于扩大加热范围等机理。建立数值模型,利用数值模拟方法研究开发因素和地质因素对超临界蒸汽吞吐效果影响规律,通过正交优化实验进行主控因素分析,确定超临界蒸汽吞吐各主控因素共同作用时对产油量的影响权重和影响次序为:注汽温度>注汽压力>周期注汽量>渗透率>原油粘度>注汽速度。结合现有超临界蒸汽吞吐矿场试验,分析储层构造、非均质性、注入参数等因素对超临界蒸汽驱开发效果的影响,评价超临界蒸汽吞吐适应性并优选超临界蒸汽吞吐参数,确定合理注入方案。
王朔[5]（2020）在《W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究》文中研究表明随着世界常规油气资源的减少,如何对稠油油藏进行有效开发的问题越来越引起学者们的重视。蒸汽吞吐是一种有效的注蒸汽热力采油方式,在开发初期就可以得到较高的采油速度。由于单井作业,生产风险也小于蒸汽驱、热水驱。但在进行多轮次吞吐之后,油汽比也随之降低,含水率随之上升。故在多轮次吞吐之后需要调整注采参数,利用氮气辅助蒸汽吞吐,在开发后期需要将蒸汽吞吐转为更具有优势的SAGD技术,以达到提高油汽比、降低含水率的目的。W区块属于稠油油藏,经过多轮次蒸汽吞吐后油汽比降低,含水率上升,开发效果变差。针对上述问题,首先根据地质资料建立三维地质模型,再利用CMG数值模拟软件建立数值模型井完成历史拟合。根据数值模拟结果得到区块剩余油分布特征、分类、成因及主控因素排序。结合区块生产数据对区块历史生产动态进行分析,得到产量递减率和产量递减值。通过数值模拟法及正交实验法优化注采参数、周期注氮量、氮气注入方式及注氮间隔期。在开发后期将蒸汽吞吐转为SAGD,利用数值模拟方法及正交实验法确定蒸汽吞吐转SAGD时机、注入的辅助介质的种类、直井-水平井的组合方式、直井-水平井间的垂向距离、水平井水平段长度,并优化注汽速度、蒸汽干度、采注比、烃类溶剂注入浓度、焖井时间、井口 Sub-cool。为W区块有效开发提供科学依据。
高彦芳[6]（2020）在《SAGD开采过程中的克拉玛依稠油储层岩石力学特征研究及应用》文中研究指明如何有效缩短预热时间,提高蒸汽腔发育速度/质量,合理判断转入生产时机,评价地质力学因素在生产中的重要性,是当前克拉玛依超稠油SAGD（蒸汽辅助重力泄油）开采面临的难题。本文主要从地质力学角度探讨以上难题的解决方法。前人对克拉玛依油砂剪胀和张性扩容的力学/温度条件、微观变形机理和应力-渗流耦合关系认识不清。本文通过三轴剪切实验、等向压缩-膨胀循环加载实验、电镜扫描实验、渗透率实验等,研究了克拉玛依油砂在储层改造和SAGD开采条件下的变形特征、微观结构和渗流特征。三轴剪切实验发现,常温下0.5～2 MPa有效围压下存在应变软化和剪胀,剪胀量随围压降低而增加;45～70 oC时,0.5 MPa有效围压下应变软化和剪胀明显;100 oC下,0.5～5 MPa有效围压下均发生了明显的应变软化和剪胀。等向加载实验显示,随着孔隙压力增加,油砂体积膨胀,体积扩容量随温度增加而降低。电镜实验显示,原状油砂颗粒间的接触点/面稀少,粒间充填大量沥青/粘土混合物,具有沥青基底式胶结结构;常温和0.5 MPa有效围压下剪切带发育明显,砂粒显着翻转,形成粒间大孔隙;高温下沥青排出孔隙后,角砾状颗粒充分接触,形成“互锁”结构,提升剪胀潜能。渗透率实验显示,在低有效围压下发生剪胀有利于提高渗透率;随着平均有效应力降低,张性扩容诱导渗透率在半对数坐标中呈线性增加趋势。传统油砂本构模型未充分考虑温度、沥青相变和孔隙塌陷。本文改进了一种沥青基底式胶结油砂弹塑性本构模型,及考虑温度和有效含油饱和度的盖帽Drucker-Prager（D-P）模型。研究发现,从20 oC到70 oC,油砂弹性模量降低,体积模量和泊松比增加;70 oC到100 oC,弹性模量增加,体积模量和泊松比降低。随温度增加,D-P内摩擦角和粘聚力降低,剪切屈服面和盖帽屈服面均收缩。剪胀诱导渗透率与体应变呈近似线性关系。张性扩容诱导渗透率随体应变增加而增加,温度较高时渗透率增加幅度更大。采用Touhidi-Baghini公式拟合渗透率-体应变关系的效果较好。体积扩容后,岩石孔隙度和含水饱和度均增加。传统模型没有考虑SAGD不同开采阶段稠油热-流-固耦合机理的差异性,没有考虑稠油相态变化对热-流-固耦合分析的影响。本文建立了SAGD全生命周期内储层改造-预热-生产各个阶段的热-流-固-相变耦合模型,给出了各阶段骨架热孔隙弹塑性变形方程、渗流方程和相变传热方程,推导了耦合有限元方程,给出了求解耦合方程组的数值算法。依据改进模型进行案例分析发现,挤液扩容阶段,模拟井底压力与现场实测数据相符,储层温度传播范围较小,井壁岩石应力路径沿着向左靠近剪切屈服面的方向移动,储层中仅有热孔隙弹性变形,井间区域孔隙度增加量最大。若不考虑井筒传热效应,则应力路径整体向左上平移,更接近于剪切屈服面,但储层同样仅有热孔隙弹性变形,最大孔隙度增加量位于井壁处。对更深储层进行挤液改造,其应力路径整体向左上平移,更接近于剪切屈服面。预热阶段,井间热力连通充分,沥青相变区呈椭圆形,最大Mises应力位于井壁下方,井周附近半米范围内出现塑性区。若不考虑相变传热,则井间温度增加速度更快。蒸汽突破和蒸汽腔上升阶段,腔外压力传播比温度传播快,蒸汽腔正上部孔隙度增加量最大,蒸汽腔及其边缘位置发生塑性屈服;蒸汽腔横向扩展和蒸汽腔衰减阶段,泄油区体积增加,蒸汽腔外两侧孔隙度增加量最大。本文提出了一套SAGD全生命周期内施工效果的评价建议,提出了一种直井辅助SAGD井改造含泥质夹层稠油储层的工程设想,并在理论上给予了佐证。研究表明,在挤液扩容阶段,增加注液压力或体积扩容量将扩大水力波及范围,增加井底距、井间距或注液粘度将缩小水力波及范围。在预热阶段,沥青相变界面移动速度和井壁热流量随时间逐渐降低,井间中点温度达到80 oC时即可转入生产。在生产阶段,考虑地质力学因素的预测产量高于传统模型。对含泥质夹层储层进行挤液扩容,上夹层正上部的孔隙压力基本没有增加,井壁岩石应力路径沿着向左接近剪切屈服面的方向移动,储层只有热孔隙弹性变形,两夹层中间的孔隙率增加量最大;沿着注汽井延伸方向,孔隙率差异大,导致不同井段预热阶段的初始蒸汽腔非均匀发育。采用直井辅助技术对含泥质夹层储层进行挤液扩容后,上夹层上部储层孔隙压力有明显提升,水平井井壁岩石应力路径向左移动,更加接近于剪切屈服面;对于含夹层段储层,孔隙比在纵向上整体增加,上夹层上部储层孔隙率显着改善。对于采用直井辅助挤液扩容后仍无法有效开采的储层,应当调整生产策略,将水平井改造为注汽井,直井改造为生产井进行开采。
杜慧星[7]（2019）在《SAGD的产量预测模型及增产技术研究》文中认为我国稠油约占国内石油总量的28%,其具有资源分布广、储量丰富等特点,所以稠油资源的开采对我国的能源安全具有重要意义。上世纪90年代Butler等人首先提出了SAGD理论的技术体系,自此之后SAGD技术在逐渐全世界范围内得到广泛应用。杜84块中深层超稠油SAGD从先导试验到一期工程的实施已有多年,SAGD生产取得了较好的效果,扭转了产量的递减。但随着大规模的实施,生产中出现的问题也逐渐增多,生产动态调控工作量越来越大,给调控带来了一定的难度。为了提高SAGD开发效果及经济效益,围绕SAGD生产动态调控中存在的问题,本文在充分调研前人工作成果的基础上,针对杜84块中深层超稠油区块开展了SAGD开发动态分析及产量预测模型研究。由于国内部分知名专家对Butler的SAGD产量公式提出否定看法,本文首先进行了Butler的SAGD产量公式再推导及改进计算方法研究工作。本文依据SAGD技术基本原理,尊重Butler分析问题时的原始假设,应用不同于Butler等人用过的数学方法,重新推导了SAGD产量公式,得到了与Butler等人基本相同的结论,因此,Butler提出的SAGD产量公式具有重要的理论意义和实用价值。本文在分析了兴Ⅵ组油层和馆陶组油层地质特点及生产规律的基础上,对直井水平井组合以及双水平井SAGD生产阶段进行了阶段划分。直井水平井组合SAGD的生产阶段按照蒸汽腔扩展过程可分为上产、稳产、产量递减三个阶段。顶水油藏或无顶水油藏的双水平井SAGD均可划分为三个阶段,即产量急剧上升阶段,产量稳定生产阶段,产量下降阶段。在此基础上,本文建立了不同生产阶段的SAGD产能预测模型,对直平组合模型进行简化处理后,建立了直井水平井组合SAGD上产和稳产阶段的泄油速率模型。直井与水平井组合SAGD产能预测模型可以较好地与生产实际相吻合,可用于指导实践。结合现场实际SAGD开发动态跟踪认识,进一步深化了SAGD开发机理,明确了受重力压差控制的蒸汽腔泄油区和受驱替压差控制的井间驱替区,揭示了其主要渗流机理;针对井间驱替区,首次推导了受驱替压差控制的产量方程,对关键参数井间汽液界面和井间温度差的关系和取值进行了分析研究,对比了井间驱替流动控制产量q2和SAGD蒸汽腔泄油产量q1之间的差异和内在联系,揭示了关键参数井间温度差对SAGD井间流动控制的影响;通过国内外现场实际动态资料和注采技术的对比分析,明确了实际SAGD井对井筒和井间流动特征,提出了实现SAGD产量最大化的技术对策。
师壮明[8]（2019）在《SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究》文中指出随着石油资源需求量的不断攀升和常规油气资源量的减少,国家越来越重视超稠油的开发利用。蒸汽辅助重力驱油（SAGD）作为开发超稠油的前沿技术,其通过蒸汽腔的持续扩展加热冷油区,在蒸汽驱替、重力作用下原油下泄,具有较高的采收率。因此,研究SAGD技术对于超稠油油藏的开采有着十分重要的意义。本文的研究对象为辽河油田某一区块,其储层发育着低物性段,先期采用蒸汽吞吐方式开发,后转为SAGD开发。但由于储层发育着低物性段,其物性较差,造成SAGD蒸汽腔无法持续纵向扩展,其上方原油动用程度低,因而提出采用酸化压裂技术改造低物性段。针对上述问题,本文对目标区块的低物性段特征进行研究,找到识别低物性段的方法,根据低物性段的厚度、孔隙度、渗透率、突破时间指标对研究区块的低物性段划分为三类。然后以双水平井SAGD为例,根据目标区块地质特征、地震资料、钻井数据等,建立出精细三维地质模型,储量拟合误差为1.26%。再根据地质建模成果,利用CMG软件建立该区块的数值模型,并在模型中对低物性段所在的小层进行纵向加密来精确反映低物性段展布及垂向上的非均质性,完成全区及单井的历史拟合,分析低物性段对剩余油的影响。然后通过油藏数值模拟软件来模拟对低物性段酸压改造,结合现场施工情况,采用控制变量法来优化裂缝条数,裂缝半长、缝宽及酸用量,应用正交试验设计方法来定量评价裂缝条数,裂缝半长、缝宽与酸用量对酸压后产能的主次顺序与显着程度,然后从蒸汽腔形态、波及系数来评价低物性段酸压改造效果,得到一些指导目标区块低物性段酸压设计的结论,为目标区块合理的酸压改造低物性段提供科学依据。
曹志林[9]（2019）在《基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究》文中研究指明蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage,SAGD）作为一种稠油热采的有效技术,已在加拿大、委内瑞拉、美国相继得到广泛应用。我国作为油砂资源大国之一,稠油增产势在必行。尽管我国在SAGD领域有些攻关成果,但总体上仍处于起步阶段。因此,开展SAGD的机理及其数值模拟研究,具有十分重要的学术价值和社会经济意义。本文的主要研究内容与结论如下:（1）首先回顾与梳理了SAGD数值模拟理论背景,同时自主开发Python模块用于TOUGH2后处理,最终形成了一套完整的模拟流程。结果表明:改进后的TOUGH2具备对SAGD过程进行模拟的初步能力。SAGD中所涉及到的传热传质、非混溶多相流问题,均可借助TOUGH2圆满求解;（2）其次基于改进的TOUGH2建立了双水平井SAGD工程过程的数值模型。对稠油开采中预热阶段和生产阶段,进行连续的数值模拟,揭示了SAGD二维截剖面、三维立体蒸汽腔的发育规律,同时开展对SAGD开采动态特征的分析评价。结果表明:该模型能够定量分析剩余油饱和度和温度的空间动态分布,有利于掌握整个区块的开发动态;该开采方案下累积油汽比为0.188（大于0.13）,采出程度为57%,说明该方案是经济可采的;（3）然后针对影响SAGD开发效果的6个主要因素,进行了参数敏感性分析。深入剖析了参数影响SAGD的物理机理,并对油藏参数、注采参数和井网参数进行了优选。结果表明:垂直渗透率和水平渗透率的比率、油藏原油饱和度和注入温度,对SAGD开发效果均为正相关;而注汽速度、垂直井距和横向井距,均各自存在自己的最佳值,无论过大还是过小,均不合适。（4）最后对于有、无泥岩隔夹层两种不同的油藏SAGD案例,开展了开发过程与效果的对比研究。研究结果表明:当注入井与生产井之间存在一连续水平泥岩隔夹层时,对蒸汽腔的上升过程具有显着的阻碍作用,峰值产油速率降低了4%。TOUGH2是美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）历经近半个世纪,主要针对包括地热的水力学研究领域而研发的多相多组分渗流热输运数值模拟计算机程序。通过二次研发及局部算法的攻关,本论文首次探索将纯源代码运用于SAGD稠油热采的模拟。迄今取得的成果,为后续实现热流固耦合,尝试研究地热开采与稠油热采的结合方案,打下了一个坚实的分析基础。
葛阳[10]（2019）在《风城油田重1井区SAGD参数优选及调整对策研究》文中进行了进一步梳理蒸汽辅助重力泄油（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。
二、超稠油水平裂缝辅助重力泄油蒸汽吞吐开采试验（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、超稠油水平裂缝辅助重力泄油蒸汽吞吐开采试验（论文提纲范文）
（1）稠油开采技术现状与发展方向初步探讨（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 稠油资源、特点和开采规模 |
| 2 商业化开采技术应用现状 |
| 2.1 蒸汽吞吐技术 |
| 2.2 蒸汽驱技术 |
| 2.3 SAGD技术 |
| 2.4 火烧油层技术 |
| 2.5 冷釆技术 |
| 3 稠油开采面临的主要技术挑战和急需的接替技术 |
| 3.1 蒸汽吞吐开发接替技术 |
| 3.2 深层稠油热力开采技术 |
| 3.3 复杂稠油油藏提高采收率技术 |
| 3.4 提高蒸汽利用效率和降低CO2排放技术 |
| 4 结论及建议 |
（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）蒸汽驱中后期间歇注热理论模型及方案优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 蒸汽驱中后期间歇注热研究现状 |
| 1.2.1 稠油蒸汽驱 |
| 1.2.2 蒸汽驱中后期存在问题对策 |
| 1.2.3 蒸汽驱中后期间歇注热 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 第二章 蒸汽驱中后期递减注热及实施模式 |
| 2.1 蒸汽驱油藏中蒸汽带描述 |
| 2.1.1 超覆蒸汽带下行式驱替 |
| 2.1.2 蒸汽带数学方程 |
| 2.2 蒸汽驱中后期变速注热速率方程 |
| 2.2.1 蒸汽驱初期合理注热速率 |
| 2.2.2 蒸汽驱中后期递减注热速率 |
| 2.3 蒸汽驱中后期变速注热实施模式 |
| 2.3.1 不停注变速注热模式 |
| 2.3.2 间歇注热模式 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 蒸汽驱中后期间歇注热理论模型 |
| 3.1 蒸汽驱中后期间歇注热可行性理论证明 |
| 3.1.1 间歇注热可行性 |
| 3.1.2 蒸汽驱中后期以间歇模式实施递减注热可行性 |
| 3.2 蒸汽驱中后期间歇注热参数计算方法 |
| 3.2.1 注热参数计算公式建立 |
| 3.2.2 间歇注热参数计算程序 |
| 3.3 蒸汽驱中后期间歇注热参数计算示例 |
| 3.3.1 间歇注热现场试验案例概况 |
| 3.3.2 间歇注热关键参数计算 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 蒸汽驱中后期间歇注热理论实验验证 |
| 4.1 三维比例物理模拟实验设计 |
| 4.1.1 蒸汽驱物理模拟实验模型 |
| 4.1.2 蒸汽驱物理模拟实验模型参数 |
| 4.2 蒸汽驱三维物理模拟实验系统 |
| 4.2.1 模型本体 |
| 4.2.2 配套系统 |
| 4.3 三维注蒸汽物理模拟实验过程 |
| 4.3.1 三维模型填装及饱和 |
| 4.3.2 实验运行与数据处理 |
| 4.4 不同方式蒸汽驱实验结果及分析 |
| 4.4.1 恒速连续蒸汽驱 |
| 4.4.2 蒸汽突破后递减注热蒸汽驱 |
| 4.4.3 蒸汽突破后间歇注热蒸汽驱 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 蒸汽驱中后期间歇注热实施方案优化 |
| 5.1 齐40块蒸汽驱开发概况 |
| 5.1.1 区块油藏特征 |
| 5.1.2 区块开发效果 |
| 5.2 井组选择及精细地质建模 |
| 5.2.1 井组选择 |
| 5.2.2 精细地质建模 |
| 5.3 生产动态历史拟合 |
| 5.3.1 储量拟合 |
| 5.3.2 生产动态拟合 |
| 5.4 不同注热方案开发效果对比 |
| 5.4.1 蒸汽驱中后期间歇注热方案设计 |
| 5.4.2 不同注热方案效果对比 |
| 5.5 小结 |
| 全文总结 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间参与的科研工作及发表的学术论文 |
| 致谢 |
| 附录A 间歇注热参数计算程序代码 |
（4）稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏注蒸汽开发现状 |
| 1.2.2 超临界蒸汽热物性研究现状 |
| 1.2.3 超临界蒸汽吞吐技术开发研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 1.4 技术路线图 |
| 第二章 区块地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层及构造特征 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.2.1 储层岩石特征 |
| 2.2.2 储层物性特征 |
| 2.3 油藏类型 |
| 2.4 油气藏流体特征及温压系统 |
| 2.4.1 流体性质 |
| 2.4.2 油藏压力和温度 |
| 2.5 区块开发简况 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 超临界蒸汽吞吐驱油机理实验研究 |
| 3.1 超临界蒸汽热物理性质研究 |
| 3.1.1 超临界蒸汽的密度与比容变化特征 |
| 3.1.2 超临界蒸汽的焓值变化特征 |
| 3.1.3 超临界蒸汽的介电常数变化特征 |
| 3.2 超临界蒸汽吞吐机理研究 |
| 3.2.1 超临界蒸汽吞吐与常规蒸汽吞吐产油量对比 |
| 3.2.2 原油族组分变化分析实验 |
| 3.2.3 原油流变性研究实验 |
| 3.2.4 超临界蒸汽吞吐与常规蒸汽吞吐温度及压力对比 |
| 3.2.5 油水相对渗透率变化 |
| 3.4 不同超临界参数对驱油效率影响 |
| 3.4.1 温压对驱油效率影响 |
| 3.4.2 原油粘度对驱油效率影响 |
| 3.4.3 渗透率级差对驱油效率影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 超临界蒸汽吞吐影响因素数值模拟 |
| 4.1 超临界蒸汽吞吐数值模型建立 |
| 4.1.1 岩石流体物性分析 |
| 4.1.2 油藏模型初始化 |
| 4.2 储量及生产动态历史拟合 |
| 4.2.1 储量拟合 |
| 4.2.2 生产动态历史拟合 |
| 4.3 剩余油分布特征 |
| 4.4 油藏物性参数敏感性分析 |
| 4.4.1 油藏地质因素 |
| 4.4.2 油藏开发因素 |
| 4.4.3 正交优化实验主控因素分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 实际区块开发效果评价与参数优选 |
| 5.1 G21区块目前超临界注汽参数开发效果评价 |
| 5.1.1 注汽温度对开发效果的影响 |
| 5.1.2 注汽量对开发效果的影响 |
| 5.1.3 注汽速度对开发效果的影响 |
| 5.1.4 渗透率级差对开发效果的影响 |
| 5.1.5 回采水率对开发效果的影响 |
| 5.1.6 区块辅助效果对开发效果的影响 |
| 5.2 G21区块注汽参数优选 |
| 5.2.1 注汽温度优选 |
| 5.2.2 注汽压力优选 |
| 5.2.3 注汽速度优选 |
| 5.2.4 周期注汽量优选 |
| 5.3 超临界蒸汽吞吐层、井优选研究 |
| 5.3.1 根据温度损失进行选层 |
| 5.3.2 根据油藏非均质性进行选层 |
| 5.3.3 根据储层物性进行选层 |
| 5.3.4 根据隔夹层厚度进行选层 |
| 5.3.5 根据原油粘度进行选层 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（5）W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏注蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.2 稠油油藏氮气辅助蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.3 稠油油藏有机溶剂辅助蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 W区块地质概况及生产现状 |
| 2.1 地层层序 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.4 油水分布特征 |
| 2.5 油层温度和压力 |
| 2.6 流体性质及油藏类型 |
| 2.7 开发中的主要问题 |
| 第三章 三维地质模型建立 |
| 3.1 储层建模数据准备 |
| 3.2 三维构造模型 |
| 3.2.1 层面模型 |
| 3.2.2 构造模型 |
| 3.3 沉积相模型 |
| 3.4 三维属性模型 |
| 第四章 数值模型建立及历史拟合 |
| 4.1 油藏参数设置 |
| 4.2 油藏模型初始化 |
| 4.2.1 模型描述 |
| 4.2.2 水体设置 |
| 4.3 历史拟合 |
| 4.3.1 全区拟合结果 |
| 4.3.2 单井拟合结果 |
| 第五章 剩余油分布特征及分类 |
| 5.1 剩余油分布特征研究 |
| 5.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 5.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 5.2 剩余油分类及成因分析 |
| 5.2.1 纵向上层间矛盾 |
| 5.2.2 平面非均质性 |
| 5.2.3 边水锥进过快 |
| 5.3 剩余油分布主控因素研究 |
| 5.3.1 油藏地质因素 |
| 5.3.2 油藏开发因素 |
| 5.3.3 正交优化实验主控因素分析 |
| 第六章 蒸汽吞吐注采参数及氮气注入参数优化研究 |
| 6.1 历史生产动态分析 |
| 6.1.1 蒸汽吞吐产量递减规律 |
| 6.1.2 全区注入产出分析 |
| 6.1.3 全区开发特征分析 |
| 6.1.4 单井生产动态分析 |
| 6.1.5 单井产量递减规律 |
| 6.2 W区块蒸汽吞吐注采参数优化 |
| 6.2.1 W区块注汽强度计算 |
| 6.2.2 W区块采液强度计算 |
| 6.2.3 前三周期注采参数优化 |
| 6.2.4 后六周期注采参数优化 |
| 6.3 氮气辅助蒸汽吞吐注采参数优化 |
| 6.3.1 氮气辅助蒸汽吞吐作用机理 |
| 6.3.2 周期注氮量及氮气注入方式优化 |
| 6.3.3 注氮间隔期优选 |
| 6.4 生产效果预测 |
| 第七章 蒸汽吞吐后续转SAGD开发方案研究 |
| 7.1 蒸汽吞吐转SAGD时机研究 |
| 7.2 注入介质辅助SAGD作用机理 |
| 7.3 辅助SAGD技术注入介质优选 |
| 7.3.1 烟道气、烃类溶剂改善蒸汽驱油效果物理实验研究 |
| 7.3.2 烟道气、烃类溶剂改善SAGD效果数值模拟研究 |
| 7.3.3 基于地质情况的注入介质优选 |
| 7.3.4 烃类溶剂种类优选 |
| 7.4 SAGD直井-水平井部署方式优选 |
| 7.4.1 直井-水平井组合方式 |
| 7.4.2 直井-水平井垂向距离优选 |
| 7.4.3 水平段长度优选 |
| 7.5 正交实验优化注采参数 |
| 7.6 生产效果预测 |
| 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）SAGD开采过程中的克拉玛依稠油储层岩石力学特征研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油定义及分类 |
| 1.2.2 稠油储层岩石力学特征实验及机理 |
| 1.2.3 稠油储层岩石力学本构模型 |
| 1.2.4 温度对油砂力学参数的影响规律 |
| 1.2.5 SAGD开采过程中的稠油储层热-流-固耦合响应 |
| 1.2.6 研究中存在的主要问题 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 论文研究的总体目标 |
| 1.5 论文研究方法与技术路线 |
| 第2章 SAGD开采条件下的稠油储层岩石力学性质研究 |
| 2.1 实验准备 |
| 2.1.1 样品来源及井下取芯信息 |
| 2.1.2 标准天然岩样的制备方法 |
| 2.1.3 重塑油砂岩样的制备方法 |
| 2.2 高温高压三轴压缩力学及渗透率实验 |
| 2.2.1 实验测试设备 |
| 2.2.2 实验参数确定 |
| 2.2.3 三轴剪切实验及结果分析 |
| 2.2.4 三轴等向压缩实验及结果分析 |
| 2.3 物理化学实验 |
| 2.3.1 细观结构观察实验 |
| 2.3.2 油砂储层物理化学性质 |
| 2.4 本构模型 |
| 2.4.1 沥青相变和油砂骨架的定义 |
| 2.4.2 油砂弹塑性本构的一般形式 |
| 2.4.3 考虑温度和沥青相变的盖帽Drucker-Prager弹塑性本构模型 |
| 2.5 岩石力学参数模型 |
| 2.5.1 弹性参数模型 |
| 2.5.2 塑性参数模型 |
| 2.5.3 渗流参数模型 |
| 2.5.4 热力学参数模型 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 SAGD开采过程中的稠油储层热-流-固耦合力学分析 |
| 3.1 稠油储层热-流-固耦合力学模型 |
| 3.1.1 挤液扩容储层改造阶段的热-流-固耦合方程 |
| 3.1.2 SAGD预热阶段的热-流-固-相变耦合方程 |
| 3.1.3 SAGD生产阶段的热-流-固-相变耦合方程 |
| 3.2 数值模拟方法与验证 |
| 3.2.1 热-流-固-相变耦合分析的有限元解法 |
| 3.2.2 储层改造阶段多场耦合分析 |
| 3.2.3 预热阶段地层传热和变形分析 |
| 3.2.4 SAGD生产阶段热-地质力学耦合分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 稠油储层改造效果定量评价方法及直井辅助SAGD技术的工程应用 |
| 4.1 均质储层SAGD各阶段施工效果评价方法 |
| 4.1.1 挤液扩容阶段水力波及范围的定量评价模型 |
| 4.1.2 预热阶段井间温度场快速预测模型 |
| 4.1.3 生产阶段考虑地质力学因素的产量评价模型 |
| 4.2 含泥质夹层储层挤液扩容改造效果评价 |
| 4.3 直井辅助SAGD井改造含泥质夹层稠油储层的工程设想 |
| 4.4 直井辅助SAGD井改造含泥质夹层稠油储层的效果评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论及展望 |
| 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 |
（7）SAGD的产量预测模型及增产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 SAGD国内外研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 BUTLER的SAGD产量公式 |
| 2.1 SAGD产量公式分析 |
| 2.2 SAGD产量公式的再推导 |
| 2.2.1 Butler产量公式的极限法推导 |
| 2.2.2 Butler的积分运算的纠正 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 杜84块SAGD生产阶段划分及产能预测研究 |
| 3.1 杜84块主要地质特点 |
| 3.1.1 主力含油储层 |
| 3.1.2 断层控制 |
| 3.1.3 沉积体系 |
| 3.1.4 储层物性 |
| 3.1.5 油层平面分布 |
| 3.1.6 油品性质 |
| 3.1.7 原油储量 |
| 3.2 SAGD生产阶段划分 |
| 3.2.1 模型的选取 |
| 3.2.2 直井水平井SAGD阶段划分 |
| 3.2.3 双水平井SAGD阶段划分 |
| 3.2.4 阶段划分小结 |
| 3.3 SAGD各阶段产能预测研究 |
| 3.3.1 双水平井SAGD产能模型推导 |
| 3.3.2 注入蒸汽沿程均匀递减的SAGD产能预测模型 |
| 3.3.3 直井注汽水平井泄油的产能模型推导 |
| 3.4 SAGD产能预测模型应用实例 |
| 3.4.1 双水平井组合 |
| 3.4.2 直井水平井组合 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 SAGD的深化研究 |
| 4.1 SAGD流动机理与井间流动公式 |
| 4.1.1 SAGD流动机理再认识 |
| 4.1.2 SAGD井间流动公式 |
| 4.2 产量计算举例及油田试验结果对比 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（8）SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 馆陶油层SAGD区域研究 |
| 2.1 地层层序及层组划分 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 层组划分 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储集层特征 |
| 2.5 油水分布特点及油藏类型 |
| 2.5.1 油水分布特点 |
| 2.5.2 油藏类型 |
| 2.6 流体性质 |
| 2.6.1 原油性质 |
| 2.6.2 地层水性质 |
| 2.6.3 地层压力与温度 |
| 2.7 工区开发状况 |
| 第三章 低物性段特征研究及识别方法 |
| 3.1 低物性段的成因 |
| 3.2 低物性段特征研究 |
| 3.2.1 低物性段物性特征 |
| 3.2.2 低物性段电性特征 |
| 3.3 低物性段识别方法 |
| 3.4 低物性段分类 |
| 第四章 油藏三维地质模型 |
| 4.1 数据准备 |
| 4.2 精细构造模型 |
| 4.3 沉积相模型 |
| 4.4 属性模型 |
| 4.4.1 孔隙度模型 |
| 4.4.2 渗透率模型 |
| 4.4.3 含水饱和度模型 |
| 4.5 储量拟合 |
| 第五章 油藏数值模拟研究 |
| 5.1 油藏数值模拟资料准备 |
| 5.2 油藏模型初始化 |
| 5.2.1 数值模型步骤 |
| 5.2.2 网格划分 |
| 5.2.3 油藏参数优选 |
| 5.2.4 模型建立 |
| 5.2.5 初始化储量拟合 |
| 5.3 历史拟合 |
| 5.3.1 全区拟合结果 |
| 5.3.2 单井拟合结果 |
| 5.4 剩余油分布特征 |
| 第六章 低物性段酸压改造数值模拟研究 |
| 6.1 酸压处理的特点与原理 |
| 6.2 低物性段酸压改造优化设计分析 |
| 6.2.1 模拟计算条件的设定 |
| 6.2.2 裂缝条数影响分析 |
| 6.2.3 裂缝半长影响分析 |
| 6.2.4 裂缝宽度影响分析 |
| 6.2.5 酸用量影响分析 |
| 6.3 酸压参数正交试验设计 |
| 6.3.1 正交试验设计方法 |
| 6.3.2 正交试验结果分析 |
| 6.4 低物性段酸压改造效果评价 |
| 6.4.1 对蒸汽腔形态的影响 |
| 6.4.2 对波及系数的影响 |
| 6.5 开发指标预测 |
| 认识及结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（9）基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.2 基本概念与定义 |
| 1.2.1 稠油的定义与稠油油藏的特点 |
| 1.2.2 稠油热采技术方法与适用性分析 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 SAGD理论与技术国内外研究现状 |
| 1.3.2 TOUGH2油藏数值模拟的国内外研究现状 |
| 1.3.3 SAGD数值模拟的所面临的问题 |
| 1.4 主要技术路线 |
| 1.5 研究内容 |
| 2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的方法研究 |
| 2.1 TOUGH2简介 |
| 2.1.1 TOUGH2的理论基础 |
| 2.1.2 TOUGH2的基本使用方法 |
| 2.2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的可行性分析 |
| 2.2.1 SAGD采油机理分析 |
| 2.2.2 TOUGH2的功能分析 |
| 2.2.3 改进的TOUGH2 |
| 2.3 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的数值方法 |
| 2.3.1 控制方程 |
| 2.3.2 定解条件与辅助方程 |
| 2.3.3 毛管压力函数选取和相对渗透率函数选取 |
| 2.3.4 TOUGH2对井单元的处理 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 双水平井蒸汽辅助重力泄油全过程数值模拟研究 |
| 3.1 SAGD三维模型的建立 |
| 3.1.1 模型建立与网格剖分 |
| 3.1.2 初始条件、岩性参数与边界条件 |
| 3.2 SAGD预热阶段数值模拟研究 |
| 3.2.1 SAGD预热阶段的简介 |
| 3.2.2 SAGD预热阶段的数值模拟 |
| 3.2.3 SAGD预热阶段的粘度变化规律 |
| 3.3 SAGD生产阶段数值模拟研究 |
| 3.3.1 SAGD生产阶段的简介 |
| 3.3.2 SAGD生产阶段的数值模拟 |
| 3.4 SAGD三维蒸汽腔发育规律研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 蒸汽辅助重力泄油效果的参数敏感性分析及参数优选 |
| 4.1 地质参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.1.1 垂向渗透率与水平渗透率之比的影响规律 |
| 4.1.2 原油饱和度的影响规律 |
| 4.2 注采参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.2.1 注汽速率的影响规律 |
| 4.2.2 注汽温度的影响规律 |
| 4.3 井网井距的敏感性分析及参数优选 |
| 4.3.1 单井组垂直井距的影响规律 |
| 4.3.2 多井组横向井距的影响规律 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 复杂地质条件下蒸汽辅助重力泄油数值模拟 |
| 5.1 复杂地质条件概述 |
| 5.1.1 模型建立与网格划分 |
| 5.1.2 复杂地质模型的初始条件与岩性参数 |
| 5.2 复杂地质条件SAGD数值模拟与蒸汽腔发育规律研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A TOUGH2运行过程示意图 |
| 附录B Py_ext.py数据提取程序代码 |
| 附录C SAGD预热阶段输入文件 |
| 附录D SAGD生产阶段输入文件 |
| 攻读硕士学位期间发表学术论文情况 |
| 致谢 |
（10）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 |
四、超稠油水平裂缝辅助重力泄油蒸汽吞吐开采试验（论文参考文献）
- [1]稠油开采技术现状与发展方向初步探讨[J]. 蒋琪,游红娟,潘竟军,王中元,盖平原,Ian Gates,刘佳丽. 特种油气藏, 2020(06)
- [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]蒸汽驱中后期间歇注热理论模型及方案优化研究[D]. 郭玲玲. 东北石油大学, 2020(04)
- [4]稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用[D]. 韩爽. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究[D]. 王朔. 东北石油大学, 2020(04)
- [6]SAGD开采过程中的克拉玛依稠油储层岩石力学特征研究及应用[D]. 高彦芳. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]SAGD的产量预测模型及增产技术研究[D]. 杜慧星. 东北石油大学, 2019(06)
- [8]SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究[D]. 师壮明. 东北石油大学, 2019(01)
- [9]基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究[D]. 曹志林. 大连理工大学, 2019(02)
- [10]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)