一、文南油田油层吸水能力与储层物性关系研究（论文文献综述）
李延达[1]（2021）在《特低渗透树322区块有效动用体系评价及综合调整措施研究》文中研究指明
张丛迪[2]（2021）在《涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究》文中指出近年来海上低渗油藏的开发越来越受到重视,而注水开发在提高海上低渗油藏采收率时,也存在一些因素会导致注水压力升高、注水量降低,不利于油田正常生产。涠洲W油田是南海北部湾海域内的低渗油藏,本文以该油田为例,研究海上低渗油藏注水过程中出现的注水压力升高、注水量下降问题,明确主要影响因素,给出降压增注建议,为涠洲W油田之后的注水开发提供指导,为类似油田注水开发工作提供参考。针对研究区存在的问题,本文主要研究内容和认识如下:（1）通过对低渗油藏注水压力升高、注水量下降影响因素调研,结合研究区矿物类型、粘土矿物含量、孔喉特征等储层特征和注水量、吸水指数等生产数据,分析出研究区主要存在敏感性损害、水质不配伍和储层连通性不佳三方面潜在影响因素。（2）通过开展五敏和应力敏室内评价实验,分析储层中流体流速、矿化度、酸碱度以及上覆岩层应力的变化过程中,出现微粒膨胀、分散和运移等情况后,渗透率的变化情况以及对储层的损害程度。实验结果表明:研究区存在强速敏损害,中等偏弱的水敏、盐敏、碱敏和应力敏损害,弱酸敏损害。认为以速敏为主的敏感性损害是造成注水压力升高、注水量下降的原因之一。（3）通过对研究区地层水和注入水的离子浓度测定、水型判断和配伍性分析,分析注入水和地层水混合后是否会产生沉淀,导致储层堵塞。实验结果表明:注入水与地层水的矿化度差异较大,水型不一致,并且会产生碳酸钙沉淀。认为水质不配伍造成的结垢问题则存在于所有注水井中。（4）通过从沉积相、油藏剖面、地震资料的角度进行静态连通性剖析,从生产数据、物质平衡方法、数值模拟的角度进行动态连通性研究,通过动静态资料结合来明确研究区连通性情况。分析认为研究区存在连通性不佳的问题,且注采井间的连通性不佳也是造成注水压力升高、注水量下降的原因之一。（5）针对敏感性损害等因素造成的储层堵塞,建议采用酸化、超声波等技术进行解堵,并优选出了一套酸液复配体系;针对水质不配伍,建议优化水质,使其高于临界矿化度;针对储层连通性不佳,建议采用压裂造缝,穿透低渗透带,达到降压增注目的。
袁有金[3]（2021）在《吴起油田X区复合纳米微球驱油体系研究与应用》文中指出吴起油田X区地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段,属于低孔低渗油藏,储层非均质性较强,经过长期注水开发,油井见水快,综合含水率高,原油采收率低,为提高原油采收率,先用聚合物纳米微球封堵油层深部高渗孔喉,再用改性二氧化硅纳米微球对近井油层进行调驱;利用聚合物纳米微球具有软弹可变形的特点,实现聚合物纳米微球在油层内“边走边堵、边堵边走”,对油层深部大孔喉进行封堵,提高注水波及体积;利用改性二氧化硅纳米微球具有强度高且能降低油水界面张力的特点,对近井油层进行调驱,提高注入水的洗油效率,两种纳米微球复合驱能显着提高低渗透油田的原油采收率。利用反相微乳液聚合法合成聚合物纳米微球,优化合成条件,最终确定微乳液中:油相（5号白油）43.16wt%、乳化剂（Span80:Tween80=3:1）18.38wt%、水相（丙烯酰胺40wt%,AMPS10wt%,N,N’-亚甲基双丙烯酰胺0.05wt%）38.46wt%;最佳反应条件:搅拌速度500～800rpm,初始温度为35℃,引发剂用量（过硫酸铵与亚硫酸氢钠的摩尔比为1.1:1）为水相溶液的0.55%,反应2小时,并对合成产物进行结构表征及性能评价。利用硅烷偶联剂对二氧化硅进行改性,选用碳原子为9的硅烷偶联剂（3-缩水甘油基氧基丙基三甲氧基硅烷）,用量为二氧化硅的6%,先把硅烷偶联剂置于醇水混合溶液（无水乙醇:去离子水=9:1）中进行水解,用蒸馏水把二氧化硅配成乳液,然后把水解后的硅烷偶联剂溶液与二氧化硅乳液在85℃条件下反应2小时,制得改性二氧化硅纳米微球,并对改性二氧化硅纳米微球进行结构表征及性能评价。利用高低渗人造岩心(一个渗透率为500×10-3μm2,另一个为5×10-3μm2,模拟高低渗油层)模拟油层的非均质性,通过岩心物模驱油实验,优化聚合物纳米微球和改性二氧化硅纳米微球复合驱段塞,结果表明:0.30%聚合物纳米微球注入0.30PV,再注入0.30%的改性二氧化硅纳米微球0.30PV,提高采收率23.0%;较相同注入量聚合物纳米微球提高采收率10%;较相同注入量改性二氧化硅纳米微球提高采收率17.8%;表明纳米微球复合驱油效果优于单一驱。选择吴起油田X区Y井组进行现场试验,施工后日产油从5.94t/d上升到6.95t/d,日产油提升了17%,综合含水率从70.03%下降到56.58%,下降了13.45%,纳米微球复合驱油体系能有效提高原油采收率。
王九龙[4]（2021）在《非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用》文中认为我国大部分水驱油田普遍进入了开发中后期阶段,长期的注水开发导致储层水淹严重,形成了油水优势渗流通道,但是储层内仍然存在大量的剩余油,同时储层层间和层内的非均质性又加剧了这种矛盾,给挖潜带来了巨大的难度,归根结底是受储层构型（韵律、夹层遮挡、井控受限等因素）的限制,储层内部精细剩余油形成的机理和分布特征不明晰,进而不能提出有效的挖潜方法,现有流动模型也无法提供有效的理论支撑。特别对于大庆油田的非均质厚油层储层,构型影响下高含水期剩余油储量巨大,约占剩余可采储量的53.7%,如何实现这部分剩余油的有效挖潜成为我国目前和未来提高原油产量的重要努力方向。为了搞清厚油层不同非均质构型条件下储层的油水分布规律,揭示剩余油形成机理,本文在“十二五”国家重大专项提出二维有效驱动单元理论模型的基础上,基于渗流力学和流函数模型,将注采单元划分为4个区域:Ⅰ类（高速流动有效驱）、Ⅱ类（低速流动有效驱）、Ⅲ类（高速流动无效驱）、Ⅳ类（低速流动无效驱）。通过引入两个形状函数表征非均质构型的三维空间特征,实现三维流动与三维空间特征的融合,建立了考虑重力的三维有效驱动单元渗流数学模型、非稳态条件下沿流线方向上两相流动的饱和度模型,结合驱替实验和数值模拟方法揭示了注采单元内油水流动特征和饱和度（流线）变化规律。然后通过分别构建韵律、夹层以及注采不完善三类非均质储层的三维形状函数,结合流线密度和流线速度分布来表征了不同非均质构型条件下储层驱替单元内部有效驱动单元随时间和空间上的演化特征,弄清了驱替过程中含水率和油水饱和度随4类有效驱动单元转换的变化特征,进而明确了不同非均质条件下储层剩余油产生的区域和油水饱和度分布规律。依据三维有效驱动单元渗流数学模型,进行了大量数值分析。研究结果表明:（1）韵律储层受重力和纵向非均质性等因素的影响,在高渗透层形成优势渗流通道后,有效驱动的范围快速减小,导致整片状的剩余油产生,通过有效驱动单元模型可以跟踪含水率变化过程中4类驱动单元的变化范围,进而明确了不同韵律特征、不同韵律级差和不同储层厚度条件下剩余油产生的区域和规模;（2）夹层的存在改变厚油层层内和层间的流场分布,导致片状剩余油的产生,并且随着夹层延伸长度、夹层倾角等因素的影响驱动单元控制范围也发生变化,通过有效驱动单元理论可以明确了不同夹层条件下剩余油产生的区域和规模。（3）注采不完善性条件下,不完善区域形成压力平衡去无法实现有效驱动,导致散状剩余油的产生,通过有效驱动单元理论分析,明确了井网不完善、射孔不完善条件下剩余油随驱动单元变化产生的区域和饱和度分布。最后针对大庆油田厚油层三大类型六种模式储层剩余油分布的特征和剩余规模,基于流场转置方法利用三维有效驱动单元渗流模型提出了针对韵律型、夹层遮挡型以及注采不完善型三类主要剩余油类型储层的有效挖潜措施以及具体的挖潜方法和参数设置。根据目标区大庆南中西二区储层构型特征以及开发现状,对整个区块进行有效驱动的单元的划分,最终划分出3788个驱动单元,然后依据有效驱动单元理论分区域、分层位制定针对性的有效挖潜剩余油方案,结果显示调整后区块整体采收率提高4%左右,实现了剩余油的有效挖潜,本研究的成果对非均质厚油层剩余油的进一步挖潜提供了新的理论指导和技术支持。
刘丽园[5]（2020）在《大庆长垣杏六区萨、葡、高油层独立表外储层特征及对剩余油分布的影响研究》文中认为各大陆相常规砂岩储层已经普遍进入高含水开发阶段,寻找有利区块,稳油控产成为目前各大油田亟需解决的问题。大庆长垣广泛发育表外储层,室内实验及矿场实践都表明表外储层具有开发潜力,因此表外储层逐渐成为广大石油工作者关注的热点。本文以大庆长垣杏六区独立表外储层为研究对象,利用岩心资料、测井资料及开发资料,应用沉积学原理、地质统计学原理和油藏工程等原理,针对研究区独立表外储层的岩石学特征、物性特征及沉积特征展开描述。在此基础上,分析不同地质特征对剩余油的控制作用。选取对剩余油控制作用较强的因素作为研究区独立表外储层的分类参数,从而对独立表外储层进行分类评价。通过不同类型独立表外储层所具有的剩余油类型及剩余油的分布特征,分析不同类型独立表外储层挖掘潜力。驱油效率越高,水淹程度越强;水淹比例越高,动用程度越强。结果表明影响研究区独立表外储层驱油效率的关键因素是渗透率,而其它因素对驱油效率的控制作用较弱。依据渗透率将研究区独立表外储层分为两种类型,即渗透率高于40×10-3μm2的I类独立表外储层和渗透率不高于40×10-3μm2的II类独立表外储层。独立表外储层中剩余油具有面积较小和分布零散的特点,其动用情况普遍较差。I类和II类独立表外储层中注采不完善型剩余油的挖掘潜力最大。
范海娇[6]（2020）在《M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究》文中研究指明M区块经过50多年的注水开发后,综合含水率达到了91.04%。进入特高含水期后,各层系之间矛盾加剧,剩余油分布零散。通过不断加大油水井调整措施挖潜力度,取得了较好的开发效果,进一步调整潜力逐渐减小。在此基础上,如何进一步挖潜剩余油成为首要问题。本文在对M区块地质特征与开发历程进行详细分析的基础上,建立试验区地质模型与数值模拟模型,明确了各油层组剩余油平面及纵向分布情况。引入易动用含油饱和度界限概念,与注入孔隙体积倍数联合评价,从动用难易程度角度对剩余油潜力进行评价,并以各沉积单元为评价对象,将其潜力划分为四类。根据各类潜力单元剩余油成因划分10种类型,并给出各单元不同类型剩余油储量分布。（40）、Ⅲ类潜力单元主要剩余油类型为无注无采型与有采无注型,储量占比达之和分别为41.85%和59.47%;Ⅱ、Ⅳ类潜力单元主要以层间干扰型、吸水差型剩余油为主,储量所占比例之和分别为40.15%和43.15%。基于本文所提出的剩余油潜力评价及类型划分方法所得潜力评价结果,针对各潜力单元剩余油类型分布,以试验区为研究对象,结合区块开发现状及存在的问题,应用数值模拟方法,对井网抽稀与加密两种井网调整方法进行方案设计、模拟预测与效果评价。结果表明,井网抽稀方案中五点法井网效果最优,采出程度增加2.76个百分点;加密方案一（新布署一套120m五点法面积井网）较原井网采出程度增加4.23个百分点,在高油价条件下经济效益良好。
李磊[7]（2020）在《陇东ZH250井区延10油层组储层特征研究》文中研究说明ZH250井区位于陇东地区的镇北油田东部,主力油层为下侏罗统延安组延10油层组,随着开发的深入,采出程度的不断增加,对沉积、储层方面的认识已无法为该区精细油藏描述提供重要支撑。本论文主要对研究区延10油层组沉积微相及储层特征进行深入研究,以期为下一步的开发提供可靠的地质依据。重视辅助标志层,对研究区延10油层组进行精细划分与对比,在系统分析沉积微相标志的基础上,研究各砂层组的沉积微相类型及砂体展布特征,重点开展储层特征研究,通过储层特征研究得到多个储层地质参数,进行储层综合评价。主要得到以下认识:研究区延10油层组属于砂质辫状河沉积相,包括河道亚相、河道间亚相和河漫亚相,发育心滩、河道砂、河道边缘、河道间泥、河漫沼泽和河漫滩6种微相,心滩与河道砂作为优势控砂微相,在平面上心滩微相呈孤立的不规则状被河道砂微相包围,两种微相形成互嵌式配置格局,造成砂体连片性好。研究区延10储层以中砂岩、细砂岩为主,见粉砂岩,且长石岩屑砂岩最为发育;研究区延102储层平均孔隙度12.76%,平均渗透率4.83×10-3μm2;储层孔隙类型主要为残余粒间孔和长石溶孔;压汞曲线主要以Ⅱ类和Ⅲ类为主。总体上属于心滩与河道砂控制、低孔特低渗、中等非均质性砂岩储层。研究控砂微相“四性”特征及关系发现:心滩微相的电性蛛网图形主要呈单峰“近似不规则的五边形”,而河道砂微相该图形多为双峰“规则的六边形”;心滩与河道砂均是该区砂层组的主要储集微相,但是心滩砂体的岩性、物性好于河道砂砂体,其含油性也好于河道砂砂体。综合沉积微相、岩性、物性、孔隙结构等相关参数,将研究区延10储层划分为4种类型,其中延102储层主要以Ⅱ类和Ⅲ类为主,储层质量好于延101、延103储层。
徐伟[8]（2020）在《南泥湾油田开采过程中解堵技术研究》文中研究说明南泥湾油田研究区A属于特低渗油田,在油田的开采过程中,由于长期注水导致注水井因地层堵塞而使渗透率下降、油层吸水能力下降,造成注水压力升高、注水量不达标的现象,导致地层能量得不到及时补充,油井产量下降。本文系统的研究了该区域长4+5油层,该区域的孔隙类型以次生溶蚀孔隙与原生粒间孔隙为主;储层具有中等偏强酸敏、中等偏弱速敏、弱水敏、弱压敏等特征。结合研究区注水开发现状,对长4+5层注水井堵塞类型进行系统分析研究,导致地层堵塞的主要原因为注入水质不达标造成的结垢,次要原因为中等偏弱速敏性造成的地层堵塞。对历年来使用的解堵增注措施进行效果评价,解堵增注技术有效期普遍不长。针对这一问题,结合研究区油藏特征,优选了多氢酸解堵体系。从多氢酸的添加剂选择,多氢酸性能、多氢酸解堵剂性能以及酸液对地层的适应性等方面开展了评价,结果表明多氢酸体系有着较好的解堵效果。在现场试验中选取了N199-1井与N281井进行试验,结果证明多氢酸解堵剂对于目标井有良好的解堵效果,为该区域的注水井解堵增注提供参考。
方正[9]（2020）在《朝阳沟油田储层吸水特征研究》文中提出朝阳沟油田属于低渗透油藏,具有孔隙及喉道半径较小、孔隙结构复杂、储层渗透率较低、纵向和平面非均质性较强等特点,在开发过程中普遍存在着注采比偏高、储层吸水能力不足、油水井间难以建立有效驱动体系等现象,而这些现象都与物质平衡原理相悖,因此,本文应用物理模拟方法对朝阳沟油田高注采比成因进行深入研究,明确朝阳沟油田的储层吸水特征,建立新的地层吸水数学模型,为朝阳沟油田的水驱开发提供科学有效的设计依据和理论基础。主要取得了以下成果和认识:（1）研究分析了朝阳沟油田各类区块的检查井录井数据和油层水洗状况综合柱状图,给出了一、二、三类区块的纵向岩性分布特征和厚度比例,确定了朝阳沟油田一、二类区块主要发育9种岩性,三类区块发育有14种岩性,而一、二、三类区块均发育5种主要岩性,分别为纯泥岩、含砂泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩以及储层砂岩;根据各类区块岩性分布特征,参照一类区块F21层、二类区块F173层、三类区块F112层纵向上的主要岩性分布比例制作了无人工裂缝各类区块复合岩性模型3块和有人工裂缝各类区块复合岩性模型3块。（2）开展了单一岩性容水特征实验研究,分别研究了纯泥岩、含砂泥岩、过渡岩性容水特征,给出了以上各类岩性的容水特征曲线,并确定了各类岩性的容水特征:纯泥岩基本不具备渗透性,主要依靠粘土水化吸水,容水特征曲线呈"厂"字形变化,饱和容水系数随着水浸端压力的增大而增大,但增加幅度变小;随水浸端到岩样中心距离的增大而减小;根据实验结果,建立了纯泥岩容水量与上述参数间的计算公式。含砂泥岩具有一定的渗透性,容水特征介于纯泥岩与过渡岩性之间,孔隙中流体有压力传导现象,岩心末端压力逐渐升高。过渡岩性的容水特征与流体的压缩特征相一致,根据密闭取心岩样实验结果,过渡岩性孔隙中存在部分烃类气体,弹性压缩系数明显高于液体压缩系数。（3）开展了各类区块复合岩性模型吸水特征实验研究,充分模拟了油藏开发的实际条件;首先分析研究了注采比和模型不同部位压力变化特点,其中一、二、三类区块复合岩性模型（无裂缝）驱替初期,储层、过渡岩性压力逐渐升高,随着时间的增加,幅度逐渐趋于平缓;含砂泥岩与纯泥岩压力呈现出一直升高的趋势,但幅度较缓;表明过渡岩性、含砂泥岩、泥岩均吸水,并且一、二、三类区块复合岩性模型（有裂缝）相比无裂缝储层复合岩性模型,各岩性初期压力上升快,但整体压力变化趋势与无裂缝储层复合岩性模型相一致。随后,根据单一容水特征中各岩性容水吸水与压力之间的变化关系,对各类区块复合模型中的吸水量进行劈分,确定了各类岩性的吸水量与吸水比例,其中一、二、三类区块复合岩性模型（无裂缝）吸水量均呈现初期逐渐上升,最后逐渐达到平稳的的趋势;截止到驱替72h注采比基本达到平衡,一、二、三类储层复合模型（无裂缝）中储层、过渡岩性、含砂泥岩、纯泥岩吸水量占比分别为0.63;0.28;0.05;0.04、0.52;0.30;0.11;0.07、0.48;0.32;0.12;0.08,而一、二、三类区块复合岩性模型（有裂缝）吸水量变化趋势与无裂缝复合岩性模型相一致;截止到驱替72h注采比基本达到平衡,一、二、三类储层复合模型（有裂缝）中储层、过渡岩性、含砂泥岩、纯泥岩吸水量占比分别为0.55;0.33;0.07;0.04、0.49;0.31;0.12;0.08、0.43;0.30;0.14;0.12。（4）建立了考虑储层、过渡岩性和泥岩的地层吸水数学模型,结合差分法与物质平衡法对数学模型进行了求解,分别给出了储层水井控制区、储层油井控制区、过渡岩性和泥岩的平均压力解析解,应用实验数据、数值模拟软件和现场实际数据对模型进行了验证和矿场实例计算,计算精度均在3.5%以内。
张新朋[10]（2020）在《渤中A油田低阻油藏控制因素与产能规律研究》文中指出渤中A油田目前处于高含水、高采出的双高阶段,低阻油藏的发现能够实现老油田储量和产量的有效接替。低阻油藏具有隐蔽性强和开发潜力巨大的特点,深入研究其控制因素和产能规律有助于指导渤海海域相关层位低阻油藏的勘探开发,达到提高整体产量的目的。本文基于渤中A油田馆陶组中部NgII2低阻油层的测井、录井、地震等基础资料,结合研究区地质构造特征、沉积环境等地质条件展开研究;馆陶组形成时期,构造活动强度较弱,海域已经进入到裂后坳陷演化阶段,石臼坨凸起的断块差异升降运动基本停止,馆陶组构造相对平缓,闭合幅度较低,发育大量的断层,得出研究低阻油藏地质宏观控制因素主要为构造、储层、沉积相、成岩作用等影响。通过对NgII2油层试验井岩心全面分析,利用X射线衍射实验、压汞法、PVT实验分析,得出低阻油层岩性、粒度、孔隙度、渗透率、粘土矿物含量、地层水矿化度和不动水饱和度等特征,与常规油藏进行对比分析,得出研究区低阻油藏物理微观控制因素主要是受储层粒度较细、泥质含量较高、粘土矿物伊/蒙混层含量较高和高不动水饱和度等四方面影响。跟踪研究区NgII2油层9口生产井生产状态,录取生产动态数据,包括井口油压、套压、井底流压、电流、电压、温度等参数,现场计量生产井产量,取样离心化验含水率,绘制每口油井的生产动态曲线,根据各参数变化规律进一步得出渤中A油田低阻油藏的产能变化规律,针对数据变化情况,提出合理的增产措施。
二、文南油田油层吸水能力与储层物性关系研究（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、文南油田油层吸水能力与储层物性关系研究（论文提纲范文）
（2）涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注水压力升高、注水量下降影响因素分析 |
| 1.2.2 注水井增注技术研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第二章 研究区地质概况及开发现状 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩石矿物 |
| 2.4.2 储层粘土矿物 |
| 2.4.3 孔喉特征 |
| 2.4.4 储层非均质性 |
| 2.4.5 流体特征 |
| 2.5 研究区开发现状 |
| 2.6 潜在伤害因素分析 |
| 2.6.1 敏感性方面 |
| 2.6.2 水质方面 |
| 2.6.3 连通性方面 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 敏感性和水质因素研究 |
| 3.1 速敏实验 |
| 3.1.1 速敏实验流程及评价方法 |
| 3.1.2 速敏实验结果分析 |
| 3.2 水敏实验 |
| 3.2.1 水敏实验流程及评价方法 |
| 3.2.2 水敏实验结果分析 |
| 3.3 盐敏实验 |
| 3.3.1 盐敏实验流程及评价方法 |
| 3.3.2 盐敏实验结果分析 |
| 3.4 酸敏实验 |
| 3.4.1 酸敏实验流程及评价方法 |
| 3.4.2 酸敏实验结果分析 |
| 3.5 碱敏实验 |
| 3.5.1 碱敏实验流程及评价方法 |
| 3.5.2 碱敏实验结果分析 |
| 3.6 应力敏实验 |
| 3.6.1 应力敏实验流程及评价方法 |
| 3.6.2 应力敏实验结果分析 |
| 3.7 敏感性结果分析 |
| 3.8 水质配伍性评价 |
| 3.8.1 水样离子浓度测定流程及结果 |
| 3.8.2 配伍性实验流程及结果分析 |
| 3.9 本章小结 |
| 第四章 连通性因素研究 |
| 4.1 静态资料连通性分析 |
| 4.1.1 B1 井与A6H井静态连通性分析 |
| 4.1.2 B15H1 井与B14H井静态连通性分析 |
| 4.2 动态资料连通性分析 |
| 4.2.1 B1 井与A6H井动态连通性分析 |
| 4.2.2 B15H1 井与B14H井动态连通性分析 |
| 4.3 连通性综合分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 增注措施建议 |
| 5.1 敏感性问题 |
| 5.1.1 酸化解堵配方优选 |
| 5.1.2 岩心解堵实验 |
| 5.2 水质配伍性问题 |
| 5.3 连通性问题 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论和建议 |
| 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 |
（3）吴起油田X区复合纳米微球驱油体系研究与应用（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 吴起油田X区概况 |
| 1.2.1 吴起油田X区储层特征研究 |
| 1.2.2 吴起油田X区油田生产动态分析 |
| 1.3 纳米技术研究现状 |
| 1.3.1 聚合物纳米微球研究现状 |
| 1.3.2 改性纳米微球研究现状 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 1.5 研究技术路线 |
| 1.6 创新点 |
| 第二章 聚合物纳米微球合成及性能评价 |
| 2.1 实验仪器及试剂 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验试剂 |
| 2.2 反相微乳液体系制备 |
| 2.2.1 二元复合乳化体系复配 |
| 2.2.2 反相微乳液制备 |
| 2.3 聚合物纳米微球合成 |
| 2.3.1 实验装置及步骤 |
| 2.3.2 反应机理 |
| 2.3.3 制备工艺优化 |
| 2.4 聚合物纳米微球结构表征 |
| 2.4.1 聚合物纳米微球红外光谱 |
| 2.4.2 聚合物纳米微球粒径分析 |
| 2.5 聚合物纳米微球评价 |
| 2.5.1 聚合物纳米微球流变性 |
| 2.5.2 聚合物纳米微球耐盐性 |
| 2.5.3 聚合物纳米微球膨胀性 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 改性二氧化硅纳米微球合成及性能评价 |
| 3.1 实验仪器及试剂 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验试剂 |
| 3.2 改性二氧化硅纳米微球合成 |
| 3.2.1 表面修饰机理 |
| 3.2.2 实验装置及步骤 |
| 3.2.3 制备工艺优化 |
| 3.3 改性二氧化硅纳米微球结构表征 |
| 3.3.1 改性二氧化硅纳米微球红外光谱 |
| 3.3.2 改性二氧化硅纳米微球粒径分析 |
| 3.4 改性二氧化硅纳米微球评价 |
| 3.4.1 改性前后二氧化硅亲疏水性对比 |
| 3.4.2 改性前后二氧化硅界面张力对比 |
| 3.4.3 改性前后二氧化硅接触角对比 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 纳米微球复合调驱段塞优化研究 |
| 4.1 建立储层非均质模型 |
| 4.1.1 实验装置 |
| 4.1.2 驱油实验结果分析 |
| 4.2 本章小结 |
| 第五章 纳米微球复合调驱段塞现场应用 |
| 5.1 试验区概况 |
| 5.2 现场试验研究 |
| 5.2.1 试验井组选择 |
| 5.2.2 施工方案设计 |
| 5.2.3 现场试验效果分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 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 |
（4）非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 非均质厚油层研究现状 |
| 1.2.2 非均质厚油层剩余油形成机理研究现状 |
| 1.2.3 流动单元法研究非均质厚油层剩余油分布现状 |
| 1.2.4 剩余油挖潜方法研究现状 |
| 1.3 课题研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容和研究目标 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 2 非均质厚油层剩余油受控因素实验研究 |
| 2.1 实验模型设计原理 |
| 2.2 实验设备与实验步骤 |
| 2.2.1 实验设备 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 不同非均质条件水驱特征研究 |
| 2.3.1 正韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.2 反韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.3 含夹层非均质模型水驱特征 |
| 2.3.4 夹层和韵律双非均质模型水驱特征 |
| 2.4 基于机器学习方法的重力对厚油层剩余油影响研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 非均质厚油层三维有效驱动单元渗流数学模型研究 |
| 3.1 有效驱动单元的定义 |
| 3.2 三维有效驱动单元数学模型建立 |
| 3.2.1 三维油水两相流动的模型 |
| 3.2.2 三维流函数法研究流体在驱动单元中流动 |
| 3.2.3 有效驱动单元三维流函数法的饱和度模型 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 有效驱动单元确定非均质厚油层剩余油分布特征方法研究 |
| 4.1 韵律条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.1.1 单韵律储层流线及饱和度分布 |
| 4.1.2 复合韵律流线及饱和度分布 |
| 4.2 夹层条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.2.1 夹层存在条件下储层有效驱动单元理论模型 |
| 4.2.2 注水井钻遇夹层时储层流线及饱和度分布 |
| 4.2.3 注水井未钻遇夹层储层流线及饱和度分布 |
| 4.3 注采不完善条件下储层流线表征模型及饱和度分布特征 |
| 4.3.1 注采完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.3.2 井网完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 基于有效驱动单元的流场重构及剩余油挖潜方法研究 |
| 5.1 构型影响下剩余油分布特征 |
| 5.2 构型影响下厚油层剩余油挖潜方法 |
| 5.2.1 韵律型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.2 夹层遮挡型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.3 井网未控制型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.4 其他类型剩余油挖潜方法 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 有效驱动单元理论在实际矿场中的应用及分析 |
| 6.1 区块地质特征 |
| 6.2 区块开发现状 |
| 6.3 开发存在的主要问题 |
| 6.3.1 无效驱替情况严重,开发效益差 |
| 6.3.2 综合含水高、剩余油分布高度零散,控水挖潜难度大 |
| 6.4 有效驱动单元理论在实际区块应用分析 |
| 6.4.1 三维有效驱动单元渗流模型在典型井组中的应用验证 |
| 6.4.2 实际区块整体挖潜方案设计 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论及创新点 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 目标区块有效驱动单元分区、分井划分结果 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（5）大庆长垣杏六区萨、葡、高油层独立表外储层特征及对剩余油分布的影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 选题的目的及意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.2.1 表外储层研究 |
| 0.2.2 剩余油研究 |
| 0.3 研究内容及技术路线 |
| 0.4 主要完成的工作量 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 区域构造背景 |
| 1.2 区域沉积背景 |
| 1.3 研究区概况 |
| 第二章 独立表外储层特征研究 |
| 2.1 岩石学特征 |
| 2.2 物性特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 第三章 独立表外储层分类研究 |
| 3.1 独立表外储层动用影响因素分析 |
| 3.1.1 地质因素分析 |
| 3.1.2 开发因素分析 |
| 3.2 独立表外储层分类研究 |
| 第四章 独立表外储层剩余油分布特征 |
| 4.1 剩余油分布特征 |
| 4.1.1 平面分布特征 |
| 4.1.2 垂向分布特征 |
| 4.2 独立表外储层特征对剩余油分布的影响 |
| 4.3 剩余油挖掘潜力预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 M区块开发概况 |
| 1.1 地质特征 |
| 1.1.1 储层发育特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储量构成 |
| 1.2 开发历程 |
| 1.2.1 井网部署 |
| 1.2.2 层系井网射孔 |
| 1.2.3 开发现状 |
| 1.3 开发存在的问题 |
| 第二章 模型建立及历史拟合 |
| 2.1 三维地质模型建立 |
| 2.1.1 构造模型 |
| 2.1.2 沉积相模型 |
| 2.1.3 相控属性模型 |
| 2.2 数值模拟模型建立 |
| 2.3 历史拟合 |
| 2.3.1 储量拟合 |
| 2.3.2 单井拟合 |
| 2.3.3 全区拟合 |
| 第三章 剩余油潜力评价及类型划分 |
| 3.1 油层动用状况及剩余油分布 |
| 3.1.1 油层动用状况 |
| 3.1.2 剩余油分布 |
| 3.2 剩余油潜力评价 |
| 3.2.1 含油饱和度界限确定 |
| 3.2.2 注入孔隙体积倍数界限确定 |
| 3.2.3 潜力类型划分 |
| 3.3 不同潜力剩余油类型划分 |
| 3.3.1 剩余油类型划分 |
| 3.3.2 不同潜力剩余油类型分布 |
| 第四章 开发方案调整及效果评价 |
| 4.1 井网抽稀 |
| 4.1.1 方案设计 |
| 4.1.2 效果评价 |
| 4.2 加密调整 |
| 4.2.1 方案设计 |
| 4.2.2 效果评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（7）陇东ZH250井区延10油层组储层特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 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 辫状河相研究进展 |
| 1.2.2 辫状河储层研究进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究技术路线和创新点 |
| 1.4.1 研究技术路线 |
| 1.4.2 创新点 |
| 1.5 主要完成工作量 |
| 第二章 地层划分与对比 |
| 2.1 研究区沉积背景 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.2.1 延安组地层划分 |
| 2.2.2 延10 油层组划分 |
| 2.3 延10油层组地层连井对比 |
| 2.3.1 南-北向平行物源剖面 |
| 2.3.2 西-东向垂直物源剖面 |
| 第三章 沉积微相与砂体展布特征 |
| 3.1 沉积相划分标志 |
| 3.1.1 沉积学标志 |
| 3.1.2 测井曲线形态特征 |
| 3.2 沉积微相特征 |
| 3.2.1 沉积微相类型 |
| 3.2.2 沉积微相特征 |
| 3.3 沉积微相砂体展布特征 |
| 3.3.1 单井相特征 |
| 3.3.2 横向展布特征 |
| 3.3.3 微相平面展布特征 |
| 第四章 储层特征 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 岩石结构特征 |
| 4.1.2 碎屑组分特征 |
| 4.1.3 填隙物特征 |
| 4.2 储层孔隙结构特征 |
| 4.2.1 孔隙类型 |
| 4.2.2 孔隙结构 |
| 4.3 储层物性特征 |
| 4.3.1 物性的分布特征 |
| 4.3.2 孔隙度与渗透率的关系 |
| 4.4 储层成岩作用特征 |
| 4.4.1 破坏性作用 |
| 4.4.2 建设性作用 |
| 4.5 储层非均质性特征 |
| 4.5.1 层内非均质性特征 |
| 4.5.2 层间非均质性特征 |
| 4.5.3 平面非均质性特征 |
| 第五章 储层四性关系 |
| 5.1 控砂微相的四性特征 |
| 5.1.1 控砂微相的岩性 |
| 5.1.2 控砂微相的物性 |
| 5.1.3 控砂微相的含油性 |
| 5.1.4 控砂微相的电性 |
| 5.2 心滩、河道砂储层四性关系 |
| 5.2.1 岩性与物性关系 |
| 5.2.2 岩性与含油性关系 |
| 5.2.3 物性与电性关系 |
| 5.2.4 物性与含油性关系 |
| 第六章 储层分类及评价 |
| 6.1 储层分类评价标准 |
| 6.2 各砂层组的储层评价 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
（8）南泥湾油田开采过程中解堵技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 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 注水井堵塞研究现状 |
| 1.2.2 酸液体系研究现状 |
| 1.2.3 不同解堵体系研究现状 |
| 1.3 研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 创新点 |
| 第二章 南泥湾油田A区块长4+5油藏地质特征及储层敏感性分析 |
| 2.1 研究区A长4+5 油藏主要地质特征 |
| 2.2 研究区A长4+5 储层岩石的孔喉类型及孔隙结构特征 |
| 2.2.1 孔隙类型 |
| 2.2.2 孔喉大小及分布 |
| 2.2.3 研究区岩性特征 |
| 2.3 流体性质 |
| 2.3.1 原油性质 |
| 2.3.2 地层水性质 |
| 2.4 储层敏感性分析 |
| 2.4.1 速敏性分析 |
| 2.4.2 储层的水敏性分析 |
| 2.4.3 酸敏性分析 |
| 2.4.4 压敏性分析 |
| 2.4.5 敏感性分析总结 |
| 第三章 注水井堵塞原因分析及现用解堵技术评价 |
| 3.1 研究区注水开发现状 |
| 3.2 注水井堵塞分析 |
| 3.2.1 地质特征影响因素 |
| 3.2.2 敏感性分析 |
| 3.2.3 结垢影响 |
| 3.3 目前解堵现状 |
| 3.3.1 常规土酸酸化解堵机理 |
| 3.3.2 常规土酸酸化评价 |
| 3.3.3 电脉冲解堵增注机理 |
| 3.3.4 电脉冲解堵评价 |
| 第四章 多氢酸解堵剂研究 |
| 4.1 多氢酸选择原因 |
| 4.2 多氢酸酸化原理 |
| 4.3 多氢酸添加剂优选 |
| 4.3.1 酸液与原油乳化情况实验 |
| 4.3.2 防腐缓蚀剂的筛选 |
| 4.3.3 铁离子稳定剂的选择 |
| 4.3.4 粘土膨胀实验 |
| 4.4 多氢酸性能评价 |
| 4.4.1 多氢酸缓速性能 |
| 4.4.2 温度对产品溶蚀率的影响 |
| 4.4.3 多氢酸与各种酸液添加剂的配伍性 |
| 4.5 多氢酸解堵剂的性能评价 |
| 4.5.1 不同浓度的多氢酸解堵剂对岩心的溶蚀性能 |
| 4.5.2 不同浓度有机酸对岩心的溶蚀试验 |
| 4.5.3 不同配方解堵剂对岩心的溶蚀性能 |
| 4.5.4 酸液对堵塞物的溶解率 |
| 4.6 岩心酸化模拟实验研究 |
| 4.6.1 常规土酸酸化岩心模拟实验 |
| 4.6.2 多氢酸解堵剂酸化岩心模拟实验 |
| 第五章 现场试验效果评价 |
| 5.1 选井原则 |
| 5.2 多氢酸解堵剂在N199-1 注水井的应用 |
| 5.2.1 N199-1 注水井现状 |
| 5.2.2 措施目的 |
| 5.2.3 施工设备和用料 |
| 5.2.4 施工步骤 |
| 5.2.5 效果评价 |
| 5.3 多氢酸解堵剂在N281 注水井的应用 |
| 5.3.1 N281 注水现状 |
| 5.3.2 措施目的 |
| 5.3.3 施工设备及用料 |
| 5.3.4 施工步骤 |
| 5.3.5 效果评价 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文 |
（9）朝阳沟油田储层吸水特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 岩性纵向分布特征及复合岩性模型研制 |
| 1.1 一类区块纵向岩性分布特征及复合模型研制 |
| 1.1.1 一类区块纵向岩性分布特征 |
| 1.1.2 一类区块复合岩性模型研制 |
| 1.2 二类区块纵向岩性分布特征及复合模型研制 |
| 1.2.1 二类区块纵向岩性分布特征 |
| 1.2.2 二类区块复合岩性模型研制 |
| 1.3 三类区块纵向岩性分布特征及复合模型研制 |
| 1.3.1 三类区块纵向岩性分布特征 |
| 1.3.2 三类区块复合岩性模型研制 |
| 第二章 单一岩性容水特征 |
| 2.1 纯泥岩 |
| 2.1.1 泥岩吸水主要影响因素 |
| 2.1.2 纯泥岩吸水实验 |
| 2.2 含砂泥岩 |
| 2.2.1 检查井岩心吸水实验 |
| 2.2.2 露头岩心吸水实验 |
| 2.3 过渡岩性 |
| 2.3.1 检查井岩心吸水实验 |
| 2.3.2 露头岩心吸水实验 |
| 第三章 复合岩性模型吸水特征 |
| 3.1 一类区块复合岩性模型 |
| 3.2 二类区块复合岩性模型 |
| 3.3 三类区块复合岩性模型 |
| 3.4 不同类型区块复合岩性模型对比 |
| 3.4.1 采出端压力变化特征 |
| 3.4.2 注入端压力变化特征 |
| 3.4.3 中部压力变化特征 |
| 3.4.4 平均压力变化特征 |
| 第四章 地层吸水数学模型 |
| 4.1 数学模型建立 |
| 4.2 数学模型求解 |
| 4.3 实验验证 |
| 4.4 数值模拟验证 |
| 4.5 矿场应用 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 附录1 检查取心井岩性随深度变化数据 |
| 附录2 各类区块检查井油层水洗状况综合柱状图 |
| 附录3 不同岩性压力与注入时间变化曲线 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（10）渤中A油田低阻油藏控制因素与产能规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题的来源、目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.3 研究内容、关键技术及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.3.4 完成的工作量 |
| 2 渤中A油田地质概况 |
| 2.1 区域地质构造特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 油组划分 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.2.1 砂岩颗粒特征 |
| 2.2.2 填隙物 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 沉积微相类型 |
| 2.4.1 辫状河沉积体系特征 |
| 3 低阻油藏成藏机理分析 |
| 3.1 流体的性质及油源分析 |
| 3.2 储盖层条件 |
| 3.3 圈闭条件 |
| 3.4 运移通道 |
| 3.4.1 砂岩运移通道 |
| 3.4.2 断层运移通道 |
| 3.4.3 不整合面运移通道 |
| 3.4.4 低阻油藏保存条件 |
| 4 渤中A油田低阻油藏控制因素分析 |
| 4.1 渤中A油田低阻油藏地质宏观因素分析 |
| 4.1.1 低阻油藏形成的构造条件 |
| 4.1.2 低阻油藏沉积相带分析 |
| 4.1.3 低阻油层成岩作用分析 |
| 4.1.4 地质宏观因素总结 |
| 4.2 渤中A油田低阻油藏物理微观因素分析 |
| 4.2.1 岩性对比分析 |
| 4.2.2 物性对比分析 |
| 4.2.3 不动水饱和度对比分析 |
| 4.2.4 粘土矿物对比分析 |
| 4.2.5 地层水矿化度对比分析 |
| 4.2.6 钻井液侵入影响 |
| 4.2.7 低阻油藏物理微观影响因素总结 |
| 5 渤中A油田低阻油藏产能规律研究 |
| 5.1 渤中A油田低阻油藏开发现状 |
| 5.2 油井产能测试结果 |
| 5.3 油井产能影响因素分析 |
| 5.3.1 地层压力 |
| 5.3.2 含水率 |
| 5.3.3 增产措施 |
| 5.4 渤中A油田产能规律总结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
四、文南油田油层吸水能力与储层物性关系研究（论文参考文献）
- [1]特低渗透树322区块有效动用体系评价及综合调整措施研究[D]. 李延达. 东北石油大学, 2021
- [2]涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究[D]. 张丛迪. 西安石油大学, 2021(09)
- [3]吴起油田X区复合纳米微球驱油体系研究与应用[D]. 袁有金. 西安石油大学, 2021(09)
- [4]非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用[D]. 王九龙. 北京科技大学, 2021
- [5]大庆长垣杏六区萨、葡、高油层独立表外储层特征及对剩余油分布的影响研究[D]. 刘丽园. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究[D]. 范海娇. 东北石油大学, 2020(03)
- [7]陇东ZH250井区延10油层组储层特征研究[D]. 李磊. 西安石油大学, 2020(10)
- [8]南泥湾油田开采过程中解堵技术研究[D]. 徐伟. 西安石油大学, 2020(12)
- [9]朝阳沟油田储层吸水特征研究[D]. 方正. 东北石油大学, 2020(03)
- [10]渤中A油田低阻油藏控制因素与产能规律研究[D]. 张新朋. 中国地质大学(北京), 2020(08)
标签：地质论文;