一、A26水平井完井产能影响因素分析（论文文献综述）
蔺亚兵[1]（2021）在《黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式》文中指出鄂尔多斯盆西南缘黄陇侏罗纪煤田低阶煤层气勘探开发取得局部突破,但规模性建产仍面临诸多地质问题。鉴于此,本文系统分析了该煤田高渗煤储层发育机理和低阶煤层气控藏要素,建立了高产地质模式,取得如下创新认识:（1）揭示了黄陇煤田低阶煤储层高渗发育机理。基于试井资料,提取构造应力场要素,发现深度600m左右煤储层渗透率最高,对应的侧压系数、水平主应力差、有效应力最低。建立了构造应力与煤储层渗透率的两段式反向耦合（<→D）模型,揭示了该煤田高渗煤储层发育特点及其地质控制机理。（2）揭示了第一次煤化跃变作用（FCJ）对早期煤化阶段煤孔结构及其吸附能力的控制特点。黄陇煤田FCJ位于镜质组随机反射率（Rr）0.60～0.65%之间,对煤吸附性产生了深刻影响。发现FCJ之前煤样朗格缪尔体积及游离烃产率随Rr增大呈减小趋势,主控因素为富惰质组煤的显微组分组成;之后两个参数显着增大,煤化作用影响更为显着,富惰质组特点对吸附性影响明显减弱。研究认为,煤化沥青质产物被镜质组吸附或堵塞镜质组孔隙,这是煤吸附性在FCJ前后突变的根本原因。（3）建立了黄陇煤田低阶煤层气成藏模式。发现煤层气富集区主要集中在黄陵矿区北部、焦坪矿区东部、彬长矿区中南部及永陇矿区中北部,埋深300～800m为煤层气富集最佳层段。根据煤层气稳定同位素组成判识,彬长矿区、永陇矿区和焦坪矿区为生物成因气,黄陵矿区发育次生生物成因气和热成因气两种类型。建立了盆缘缓坡水力封堵-生气二元成藏和多源富集成藏两类成藏模式。第一种类型是低阶煤储层在盆地边缘有利渗透率和水文地质条件作用下,次生生物成因气生成与保存的结果。第二种类型是煤系下伏地层油气资源通过垂向构造裂隙向煤系地层运移,并在煤系地层与煤层气共生成藏。（4）建立了黄陇煤田低阶煤层气高产地质模式。分析勘探开发试验资料,发现该煤田煤储层渗透率越高、水动力条件越弱,煤层气井产量越高,而资源条件差异对气井产能影响较小。直井和多分支水平井对低阶煤层气开发具有较好的适用性,U型井效果不甚显着。结合成藏模式,建立了背斜翼部高位、背斜轴部及向斜富集区三种煤层气高产地质模式。建议在背斜等构造高部位选择直井,在向斜低部位选择多分支水平井,形成两种井型优势互补的低阶煤层气开发技术体系。该论文包括插图114幅,表格29个,参考文献240篇。
李彦龙[2]（2021）在《南海目标区块天然气水合物开发井控砂介质堵塞模拟与控砂参数优化研究》文中提出南海天然气水合物（简称“水合物”）储层具有埋藏浅、固结弱、渗流难等特点,水合物开采工程面临着较大的地质风险考验,相应的试采方案对地质与工程一体化调控的依赖程度远高于常规油气。特别是储层大规模出砂已导致全球数次水合物试采被迫终止,成为制约海域水合物安全高效开采的关键工程地质风险之一。厘清水合物开采井控砂介质工况并制定合理的控砂参数对实现科学合理的出砂调控、保证开采井长期安全高效运行至关重要。据此,本文聚焦海域天然气水合物试采过程中的控砂完井方案与完井参数优选评价问题,重点针对水合物二次生成堵塞对控砂完井的影响,开展了以下四个方面的研究:（1）机械筛管类控砂介质二次水合物堵塞规律与主控因素分析;（2）砾石填充类控砂介质二次水合物堵塞规律与主控因素分析;（3）水合物试采机械筛管类控砂介质挡砂精度优选方法;（4）水合物试采水平井砾石充填工艺参数优化设计与分析。研究表明:水合物二次生成导致的控砂介质堵塞是现场试采不可回避的工程问题之一,控砂介质中水合物二次富集堆积可导致控砂介质渗透率降低到初始渗透率的1%～2%;泥质在控砂介质表面的堆积导致二次水合物堵塞时间提前,加剧二次水合物堵塞程度;综合控砂介质的挡砂需求和防堵塞要求,推荐南海水合物试采井控砂介质挡砂精度设计采用“防粗疏细”的方法;为满足水合物长水平段水平井开采需求,须保证砾石充填作业的充填延伸极限不小于水平井建井延伸极限。水合物储层中充填延伸极限受地层平均水合物饱和度、滤失速率、充填砾石颗粒密度、砂比、携砂液粘度、携砂液密度等因素的影响,采用“轻质砂+低砂比+降粘剂”组合工艺,是延长充填延伸极限、拓宽砾石充填工艺在水合物水平井中应用范围的必然要求。本文以控砂介质二次水合物堵塞实验评价为基础,提出了机械筛管类控砂介质挡砂精度优选方法,优化了水平井砾石充填工艺参数,可为后续水合物开采井完井防砂方案设计和合理的生产制度确定提供理论和技术支撑,对推进水合物产业化发展具有重要意义。
李今超[3]（2020）在《沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究》文中进行了进一步梳理煤层气资源量预测是煤层气开发的基础,单井产能主控因素及增产措施研究对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义。文章以沁水盆地南部郑庄区块为研究对象,基于郑庄区块参数井测试及实验资料,开发井地质及开发资料,研究了研究区的地质储量和技术可采储量,明确了单井产能的主控因素,提出了有效的产能定量预测方法和提高单井产能的技术系列,得到以下结论:郑庄区块3#煤埋深差异较大,分布在383～1336m之间。渗透率整体较低,平均为0.045m D。含气量整体较高,平均为22.4m3/t。厚度分布稳定,平均为5.63m。煤层平均温度为29.8℃,温度梯度约为1.83℃/100m。采用体积法预测研究区煤层气资源的地质储量,根据3#煤含气量与日产气量统计关系确定研究区含气量下限值为10m3/t,利用含气量10m3/t等值线、一级断层、矿权线确定研究区含气量面积为167.6km2;采用面积加权法计算煤层厚度为5.85m,计算含气量为23.09 m3/t,煤岩密度平均值为1.46 t/m3,预测煤层气地质储量为330.53×108m3。采用Arps产量递减法进行可采储量预测,郑一至郑四井区平均单井可采储量依次为244.68、211.23、576.02和245.9×104m3;研究区可采储量为73.84×108m3,目前技术条件下区块采收率仅为22%。含气量、渗透率越高,日产气量越高;当含气量大于15m3/t时,单井日产气量大于600m3;渗透率大于0.1m D时,日产气量大于1500m3。煤层气井日产气量随着埋深增加而先增加后降低,在埋深700m左右产量达到峰值。日产气量随吸附时间、兰氏压力的增加而降低,当吸附时间大于12d时,日产气量整体上小于800m3,而与兰氏体积的关系不明显。日产气量与镜质体反射率关系较为复杂。现有储层改造工艺条件下,碎煤比例越低,煤层气井日产气量越高,碎煤比例低于0.6时,日产气量达到600m3以上。利用灰色关联系数筛选出了碎煤比例、埋深、Langmuir压力、厚度、Langmuir体积、镜质体反射率等6个产能主控因素。采用GM（1,N）模型可以定量预测煤层气井产气量,预测值与实测值相关性在0.8以上。针对埋深大于700m,碳酸盐矿物含量大于1%的直井进行酸化压裂,增产效果较好;针对碎软煤发育区域的直井,开展顶底板压裂效果较好,平均单井日增产气量500 m3以上。在研究区渗透率为0.01m D的区域,200m井距试验井日产气量比相邻300m井距老井日产气量增加近2000m3。在由于煤体结构破碎造成的低渗区采用筛管完井水平井开发效果较好,平均单井日产量达到3000m3以上;在由于裂缝不发育的原生结构煤低渗区,采用套管完井水平井分段压裂的方式进行开发,平均单井日产量能够达到8000m3以上,开发效果较好。该论文有图51幅,表19个,参考文献80篇。
罗纳德（ERIK RONALD OMARA）[4]（2020）在《基于油水两相密度差的自适应水平井控水工具研究》文中研究指明水平井是开采地下原油的一种高效井型,但受水平段趾端、跟端不均匀压差影响,井筒的见水时间会极剧缩短,会严重损害油田的经济效益。在充分调研国内外常用水平井控水方法的基础上,本文研究提出了一种基于油水密度差和旋流的自适应水平井控水工具,借助三维可视化软件AutoCAD设计了该控水工具模型的总体结构,运用有限元软件ANSYS-Fluent模拟井底流体在此控水工具内部的流动动态,通过控制变法对其控水原理进行深入研究分析、了解此自适应控水工具模型的工作性能、全面可行性分析及一些可用限定条件因素、再进行结构设计方案参数优化。模拟结果显示随着流体流速的增大工具内压差增大且模拟实验压差与实验紧扣压力值接近,模拟结果表明该工具具有较好的控水性能且控水效果在进出口位置处最明显。本文研制的控水工具的纯机械式结构短节既经济又安全,安装在水平井分段油管,基于密度差和旋流概念实现完全自适应调节地层流体流入,对于提高水平井控水以及智能完井理论研究具有重要意义及使用价值。
刘岩[5]（2020）在《深水气藏水侵规律及数值模拟研究》文中研究表明深水油气田勘探开发是中国能源发展走向海洋的重要战略。南海油气资源丰富,但70%的储量都蕴藏于深海,勘探难度极大。南海N-1区块中边底水驱动控制地质储量占总储量的86.49%,边底水水侵风险高,中、高见水风险井所占比例大,部分井距水体距离较近,存在快速锥进可能。由于水侵特征认识不充分,底水发育特征和水侵规律认识不清晰,迫切需要建立南海深水气田开发模式,阐明深水边底水气田水侵规律,开发深水开发井控水工艺技术,降低边底水锥进速度,延长无水采气期。本文研究了深水气藏的水侵机理及水侵规律并对不同控水工艺下的水侵进行数值模拟,对不同控水工艺进行了控水效果评价,针对南海N-1气田单井进行了生产制度优化并对开发效果进行了预测。取得的主要成果和认识如下:（1）深水气藏中气水两相渗流的主要特征是绕流,水侵的主要形式为地层水体沿高渗通道水窜。与此同时,绕流及高渗带水窜也是储层封闭气形成和气藏采收率降低的主要原因。非均质底水气藏的水侵模式为非连续性纵窜—横侵复合型水侵,而非均质边水气藏的水侵模式则是非连续性横侵—纵窜复合型水侵。（2）通过油藏工程方法分析气藏水侵规律得知,水侵量及边底水的运移程度随着储层渗透率、采气速度、水体大小增大而增大。而气藏的最终采收率随着储层渗透率、采气速度、水体大小、地层压力的增大而减少。（3）对不同的控水工艺开发效果进行了对比分析得到,变密度筛管控水相比于中心管控水工艺、旁通管控水工艺及超疏水材料控水工艺来说能更加有效的控制边底水的推进,实现气藏水侵控制。（4）针对南海N-1-L区块进行了开发策略研究,我们发现变密度筛管—覆膜砂复合控水技术,配合间歇采气的开发制度,能提高采收率10.31%,使气藏最终采收率高达70.34%。
边衡宇[6]（2020）在《特低渗透油田X区块油井压后产能评价技术研究》文中研究说明油井压裂投产是目前对于低渗透油田开发的一种常用且有效手段,而油井的压裂效果又直接影响油井的产量和油田的整体开发效果。因此,对于低渗透油田压裂井的压裂效果评价是油井压裂措施的合理性判断并指导压裂工艺优化的一个重要工作。而影响油井压裂效果的因素是多方面的,既有地质因素也有工程因素,如储层的孔隙度、渗透率、储层非均质性等地质因素,施工压裂排量、砂比、裂缝导流能力、裂缝半长和缝高等工程因素,这些因素综合影响油井压裂后的产能。而目前对于低渗透油田油井压裂效果的评价方法研究尚不充分。针对以上问题,本论文提出通过精细油藏建模和油藏数值模拟结合理论分析的方法,对低渗透油田直井和水平井压裂后的产能进行评价,通过对低渗透油田6口直井压后产能数值模拟与实际值对比分析发现,直井压裂施工排量越低,油井投产效果越差,而其砂比越大,油井投产后效果越好,因此,在特低渗透油藏直井压裂过程中,在地面设备和储层破裂压力下限下,应尽量使用大排量进行压裂,且尽可能控制大砂比进行压裂。而通过水平井压裂后油井产量预测和实际值计算的标准差可以看出,在压裂排量相近条件下,高砂比,裸眼完井比低砂比套管射孔完井压裂效果好。且对比水平井和直井的压裂后油井实际和预测产能得出,特低渗透油藏水平井压裂效果好于直井。后通过单因素分析和正交试验设计多因素综合分析的方法,研究了裂缝半长、储层渗透率、渗透率变异系数、启动压力梯度、裂缝高度、裂缝导流能力对油井压裂后产量的影响规律,得出当储层其他压裂设计参数不变,储层渗透率增加时,单井产量增加,表明随着储层物性变好,单井压裂效果也变好。而随着储层非均质性增加,压裂井的产量降低,这主要是由强非均质造成油水井连通方向数减少,水驱控制面积降低造成的,而通过增加裂缝半长可以改善储层非均质性对油井产能的影响。而随着裂缝半长增长油井产量增加,但当裂缝半长到240m以后,产量增加不明显,这要因为裂缝半长过长,缝内流体磨阻增加,导致产量增幅降低。而裂缝导流能力增大时油井产量增加,但导流能力增大到60μm2.cm后,累积产量随着导流能力的增大而变得平滑,这主要因为,导流能力增加一定值时,流体在缝内阻力降低值逐渐变小。最后通过6因素5水平正交试验极差和方差分析得出,各因素对油井压裂后产能的影响大小顺序。最优裂缝半长为240m,优选裂缝高度为45m,最优裂缝导流能力在50μm2·cm。
李俊[7]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中进行了进一步梳理我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
夏涛[8]（2018）在《X致密油区块水平井分段压裂完井优化与产能评价》文中研究指明水平井分段压裂是实现致密油藏经济、高效开发的核心技术。完井技术对充分发挥水平井在提高致密油藏产能和采收率中的作用十分重要。本文依托X区块致密油藏,以储层地质特征为基础,综合地质、工程需求及国内外文献,分析致密油藏完井影响因素,利用模糊数学的相关理论开展完井方式优选研究,并利用体积源方法评价不同完井方式对应的初期完井产能,结合研究区块的产能递减规律,评价不同完井工艺在评价年限内能实现的累积产油量,在考虑完井成本的基础上,利用技术经济评价方法定量评价这些完井工艺的优劣,由此确定最合适的完井工艺。主要有以下几方面成果:（1）建立基于模糊数学分析的致密油水平井分段压裂完井方式优选模型。在井壁稳定性分析的基础上,以模糊理论为基础,建立多因素评价综合模型,形成一套基于模糊数学分析的致密油水平井分段完井方式优选评价方法。（2）建立基于体积源模型的产能评价。体积源模型假设源具有一定的体积,去除了奇点存在的可能,也去除了点源模型不考虑源内流动的假设,提高了计算效率又保证了准确性。并用此模型对X致密油区块生产井进行计算,预测产量与实际产量拟合较好。（3）产量递减规律分析与动态数据分析。分析单井产量递减规律,明确产量递减形式、同时为后续产能评价提供依据和相关递减参数。采用动态数据分析方法分析目标区块各单井产量数据动态,计算出改造区有效渗透率与裂缝半长。（4）分段压裂完井方式优选综合评价。建立了水平井压裂完井方式经济评价模型,结合基于模糊数学分析的分段压裂完井方式优选、完井产能与经济性分析,对目标区块进行了完井方式优选综合评价。（5）多簇射孔参数优化。利用分簇限流原理,在每段内分几簇射孔,利用孔眼摩阻,通过在各射孔簇内对孔眼数量及直径的控制,来实现水平井内压裂时各簇裂缝的生成。（6）实例分析:针对具体井进行了水平井分段压裂完井方式综合评价,优选出了泵送桥塞射孔分段压裂完井,并进行了多簇射孔参数优化,实例井投产后产油量较邻井有较大提升。
夏良冰[9]（2018）在《渤海油田新近系水平井着陆地质随钻技术研究》文中指出对于河流相储层,受垂向上的深度误差、横向上的非均质性、储层内部隔夹层及物性等因素的影响,给水平井着陆作业带来了较大的难度和挑战。因此,为提高渤海海域新近系河流相储层水平井着陆的质量和成功率,对水平井着陆配套的地质随钻技术展开深入研究十分必要。本文针对水平井着陆存在的问题和难点,以渤海大型复杂河流相油田Q油田为主要研究靶区,在深入分析河流相储层沉积特征、砂体叠置类型及沉积微相和测井相的基础上,开展新近系储层水平井着陆地质随钻技术研究,建立了水平井着陆技术流程,有效提高水平井着陆的成功率。通过对储层特征的分类,以物性及含油气性、轨迹距离油水界面高度及储层内隔夹层分布模式为约束条件,建立了四种典型水平井着陆模型;以遵循“相同成因单元”、“相近井距”、“相似地震响应特征”的原则优选邻井,实现单井着陆点位置储层特征精准预测;另外,结合导向工具能力和油田开发特点,对于储层深度预测偏差情况下采用“稳斜探顶法”或“快速增斜法”的应对策略,并通过计算给出了不同井斜对应的水平段损失长度和入层深度,便于选择最佳方案;给出了着陆失利情况下三种工程补救措施及适用性分析,补充和完善了地质随钻技术内容。通过Q油田16口水平井的实际应用,一次着陆成功率由80%提升至94%,实用效果明显。
刘春春[10]（2018）在《沁南煤层气田水平井适应性研究》文中认为沁水盆地南部高阶煤煤储层为特低渗储层,具有低孔、低渗、非均质性强的特点。开发实践表明,水平井开发技术是提高煤层气采气速度和开发效益的有效途径。研究区于2006年开始规模开发,但开发上表现为不同区块、不同井型水平井开发效果差异大、低产井比例高、治理难度大等难题。因此,切实有必要开展水平井开发特征研究,明确单井产量主控因素,指导研究区内水平井适应地质特点的优化设计和增产改造,从而实现高效开发,为水平井推广应用提供理论依据与实践经验。本论文通过对研究区水平井的开发现状进行分析,总结开发效果及开发特征;开展高阶煤煤储层特征研究,结合开发特征,明确了含气量、渗透率、局部微构造、煤体结构、地应力等是单井产量的主控地质因素;开展不同储层条件下水平井的地质适应性分析,明确了裸眼多分支水平井、筛管水平井、套管压裂水平井的地质适应性;开展了低产井措施增产技术研究,提出了井眼重入、套管压裂水平井、鱼骨刺水平井、氮气扩孔等增产技术,研究成果现场应用后见到了良好的增产效果,并对其他煤层气田初期开发方式优选和后期综合治理提供一定的经验借鉴。研究结果表明,裸眼多分支水平井适用于构造简单、储层物性好、原生结构煤发育区;单支筛管水平井适用于渗透率高或较高的井区;套管压裂水平井能有效解决低渗储层储量动用难、构造煤发育区直井压裂造缝难的问题,但工艺仍需不断优化。对于高阶煤煤层气开发而言,提高单井控制面积是提高单井产气量的关键,而套管压裂水平井工艺的不断优化是高阶煤煤层气水平井健康高效发展的必由之路。
二、A26水平井完井产能影响因素分析（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、A26水平井完井产能影响因素分析（论文提纲范文）
（1）黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 问题提出 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 现存问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 论文工作量 |
| 2 煤层气地质背景 |
| 2.1 构造及现代地热场 |
| 2.2 含煤地层及其沉积环境 |
| 2.3 煤储层及其基本属性 |
| 2.4 水文地质条件 |
| 2.5 小结 |
| 3 低阶煤储层物性及其地质控因 |
| 3.1 低阶煤样孔隙和裂隙发育特点 |
| 3.2 低阶煤样吸附性 |
| 3.3 低阶煤储层渗透性及其地质控制 |
| 3.4 低阶煤储层流体能量 |
| 3.5 小结 |
| 4 低阶煤层气成藏要素与模式 |
| 4.1 延安组油气显示与分布 |
| 4.2 延安组油气成因与来源 |
| 4.3 延安组煤层气控藏地质要素 |
| 4.4 延安组煤层气成藏地质模式 |
| 4.5 小结 |
| 5 低阶煤层气井产能影响因素及高产模式 |
| 5.1 煤层气可采性地质控制 |
| 5.2 低阶煤层气井产能工程控因 |
| 5.3 低阶煤层气高产地质模式 |
| 5.4 黄陇煤田低阶煤层气开发对策 |
| 5.5 小结 |
| 6 结论与创新点 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 创新点 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（2）南海目标区块天然气水合物开发井控砂介质堵塞模拟与控砂参数优化研究（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究目标 |
| 1.3.3 拟解决的关键科学问题 |
| 1.3.4 研究思路与方法 |
| 1.3.5 特色与创新之处 |
| 第二章 机械筛管类控砂介质水合物二次生成堵塞特征 |
| 2.1 实验装置及实验过程 |
| 2.1.1 实验原理与实验装置 |
| 2.1.2 实验材料与实验方法 |
| 2.1.3 实验方案 |
| 2.2 机械筛网二次水合物堵塞过程分析 |
| 2.2.1 堵塞过程中筛网介质拟渗透率的演化规律 |
| 2.2.2 堵塞过程中的温度-压力演化规律 |
| 2.3 机械筛网二次水合物堵塞影响因素分析 |
| 2.3.1 介质堆叠层数的影响 |
| 2.3.2 温度的影响 |
| 2.3.3 流速的影响 |
| 2.4 机械筛网二次水合物堵塞机理其现场调控启示 |
| 2.4.1 水合物二次生成堵塞机理探讨 |
| 2.4.2 对水合物试采现场调控的启示意义 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 砾石填充类控砂介质水合物二次生成堵塞特征与泥质堵塞耦合效应分析 |
| 3.1 实验材料与实验方案 |
| 3.1.1 实验原理及实验步骤 |
| 3.1.2 实验材料与实验方案 |
| 3.2 典型砾石充填层中水合物二次生成堵塞特征 |
| 3.2.1 陶粒中的典型水合物堵塞特征 |
| 3.2.2 石英砂中的典型堵塞特征 |
| 3.2.3 石英砂与陶粒堵塞特征差异 |
| 3.3 温压条件对水合物堵塞影响规律 |
| 3.3.1 初始压力的影响 |
| 3.3.2 温度的影响 |
| 3.4 砾石颗粒性质对水合物堵塞影响规律 |
| 3.4.1 砾石粒径的影响 |
| 3.4.2 颗粒类型的影响 |
| 3.5 预充填介质二次水合物堵塞经验预测模型 |
| 3.5.1 堵塞机理 |
| 3.5.2 预测模型的建立 |
| 3.6 泥质堵塞与二次水合物堵塞耦合特征 |
| 3.6.1 典型水合物-泥质双重堵塞特征 |
| 3.6.2 双重堵塞与纯水合物堵塞特征差异 |
| 3.6.3 泥质-水合物堵塞耦合机理 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 水合物试采井控砂筛管最佳缝网孔径优选方法 |
| 4.1 目标区储层粒度分布特征 |
| 4.1.1 区域地质背景 |
| 4.1.2 地层砂粒度分布特征 |
| 4.2 “防粗疏细”筛管控砂精度设计方法 |
| 4.2.1 “防粗疏细”的基本原理 |
| 4.2.2 “防粗疏细”控砂精度优选步骤 |
| 4.2.3 分层控砂条件下的控砂精度优选方法 |
| 4.3 算例分析 |
| 4.3.1 特定层位的最佳控砂精度设计 |
| 4.3.2 分层控砂精度设计 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 水平井砾石充填工艺参数优化设计与分析 |
| 5.1 水合物开采水平井完井方式 |
| 5.1.1 常用的控砂完井方式简介 |
| 5.1.2 水合物开采水平井砾石充填完井的挑战 |
| 5.1.3 目标区地层及虚拟水平井信息 |
| 5.2 充填关键参数计算方法 |
| 5.2.1 α波砂床高度 |
| 5.2.2 充填循环压耗计算 |
| 5.2.3 安全作业窗口 |
| 5.2.4 泵注程序的设计 |
| 5.3 充填延伸极限及其影响因素 |
| 5.3.1 充填延伸极限的定义 |
| 5.3.2 地层因素的影响 |
| 5.3.3 充填工艺参数的影响 |
| 5.4 多级β波充填拓宽安全作业窗口 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要认识和结论 |
| 6.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（3）沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 变量注释表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.3 研究内容与方案 |
| 1.4 论文工作量 |
| 2 郑庄区块地质概况 |
| 2.1 基础地质条件 |
| 2.2 煤储层特征 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 研究区煤层气资源量计算 |
| 3.1 资源量计算方法概况 |
| 3.2 研究区地质储量 |
| 3.3 研究区技术可采储量 |
| 3.4 本章小节 |
| 4 煤层气井产能控制因素及产能预测 |
| 4.1 地质因素 |
| 4.2 工程因素 |
| 4.3 基于灰色关联法的煤层气井产能预测 |
| 4.4 本章小节 |
| 5 煤层气单井增产措施 |
| 5.1 压裂工艺改进 |
| 5.2 井距调整试验 |
| 5.3 开发方式转变 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（4）基于油水两相密度差的自适应水平井控水工具研究（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 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 本文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 |
| 1.4 本文创新点 |
| 第二章 常用水平井控水方法 |
| 2.1 自主流入控制装置控水方法 |
| 2.1.1 流道式 |
| 2.1.2 喷嘴式 |
| 2.1.3 喷管式 |
| 2.1.4 孔口式 |
| 2.2 自动识别油水智能阀控水方法 |
| 2.3 可渗透性膜控水方法 |
| 2.4 化学水平井控水技术 |
| 2.5 基于改变完井方式控水方法 |
| 2.5.1 双完井控水方法 |
| 2.5.2 油可选择性流入控制系统 |
| 2.5.3 智能完井系统水平井控水技术 |
| 2.5.4 带ECP打孔管配合特殊堵水完井管柱的完井方法 |
| 2.5.5 采油采水联合消除水锥方法 |
| 2.5.6 中心管完井水平井控水技术 |
| 第三章 水平井控水关键因素分析 |
| 3.1 地质及流体因素分析 |
| 3.1.1 油藏储层渗透率 |
| 3.1.2 隔夹层 |
| 3.1.3 油藏避水高度 |
| 3.1.4 油-水粘度比 |
| 3.1.5 毛细管压力 |
| 3.2 工程因素分析 |
| 3.2.1 水平井井眼轨迹设计 |
| 3.2.2 水平井的水平段长度 |
| 3.2.3 完井方式 |
| 3.2.4 储层伤害程度 |
| 3.2.5 增产改造措施 |
| 3.2.6 采油速度 |
| 第四章 AWCT设计研究 |
| 4.1 AWCT的方案设计 |
| 4.1.1 AWCT的结构设计 |
| 4.1.2 AWCT控水工具工作原理 |
| 4.1.3 工具内流体分布基本理论研究 |
| 4.1.4 AWCT控水工具安装方案 |
| 4.2 AWCT结构尺寸优选 |
| 4.2.1 尺寸要求 |
| 4.2.2 尺寸初定 |
| 第五章 AWCT性能模拟分析 |
| 5.1 AWCT的数学模型 |
| 5.1.1 控制方程 |
| 5.1.2 属性计算 |
| 5.1.3 标量方程 |
| 5.1.4 界面描述 |
| 5.2 AWCT数值模型建立及网格划分 |
| 5.3 AWCT数值模拟流程 |
| 5.3.1 创建AWCT的数值模型 |
| 5.3.2 读入文件和设置长度单位 |
| 5.3.3 网格生成 |
| 5.3.4 设置求解器 |
| 5.3.5 设置流体材料及相属性 |
| 5.3.6 设置边界条件 |
| 5.3.7 迭代模拟及显示结果 |
| 5.4 数值模拟结果分析 |
| 5.5 参数敏感性及优化 |
| 第六章 结论与建议 |
| 6.1 本文总结和研究成果 |
| 6.2 本论文不足的及建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）深水气藏水侵规律及数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及应用 |
| 1.2.1 气水两相渗流理论研究现状 |
| 1.2.2 水侵规律及水侵量计算研究现状 |
| 1.2.3 水侵识别方法研究现状 |
| 1.2.4 控水工艺研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第二章 深水气藏南海N-1气田基本概况 |
| 2.1 区域位置 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.6 温压系统 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 深水水驱气藏分类及水侵机理研究 |
| 3.1 深水水驱气藏分类及驱动方式 |
| 3.1.1 水驱气藏的分类 |
| 3.1.2 水驱气藏的驱动方式 |
| 3.1.3 水侵对气藏开发的影响 |
| 3.2 深水水驱气藏水侵机理 |
| 3.2.1 水驱气藏水侵机理 |
| 3.2.2 水驱气藏水封机理 |
| 3.2.3 影响水侵的因素分析 |
| 3.3 深水水驱气藏气藏水侵模式 |
| 3.3.1 气藏产水来源及规律 |
| 3.3.2 常见的水侵模式 |
| 3.3.3 边底水气藏水侵模式 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 深水气藏水侵规律研究 |
| 4.1 深水气藏水侵识别方法 |
| 4.1.1 基于气藏物质平衡方程识别水侵方法 |
| 4.1.2 利用生产动态资料识别水侵方法 |
| 4.1.3 不稳定试井识别水侵方法 |
| 4.2 深水气藏水侵量计算 |
| 4.2.1 物质平衡法 |
| 4.2.2 稳态流法 |
| 4.2.3 拟稳态法 |
| 4.2.4 非稳态流法 |
| 4.3 水驱气藏水侵规律研究 |
| 4.3.1 模型建立 |
| 4.3.2 基本参数设定 |
| 4.3.3 水侵规律分析 |
| 4.3.4 水驱气藏采收率影响因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 不同控水工艺下气藏水侵数值模拟研究 |
| 5.1 深水气藏控水工艺基本概况 |
| 5.2 气藏数值机理模型的建立 |
| 5.2.1 基本参数设定 |
| 5.2.2 建立底水气藏数值模型 |
| 5.3 控水工艺数值模拟的构建 |
| 5.4 控水工艺效果研究 |
| 5.4.1 深水气藏无控水措施下水侵模拟 |
| 5.4.2 不同控水工艺效果 |
| 5.4.3 不同控水工艺效果分析 |
| 5.5 深水气藏现场应用实例 |
| 5.5.1 实例模型建立 |
| 5.5.2 南海N-1-L区块开发方式参数优化及开发效果预测 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）特低渗透油田X区块油井压后产能评价技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 特低渗透油藏X区块工区概况 |
| 2.1 特低渗透油藏 X 区块地质概况 |
| 2.2 控制储量区压裂概况 |
| 2.3 小结 |
| 第三章 特低渗透油藏 X 区块精细地质建模 |
| 3.1 基础数据准备 |
| 3.1.1 坐标数据库 |
| 3.1.2 储层属性数据库 |
| 3.1.3 分层数据库 |
| 3.2 建立储层构造模型 |
| 3.2.1 研究区块储层构造层面模型建立发 |
| 3.2.2 精细网格设计 |
| 3.3 建立储层属性参数模型 |
| 3.3.1 几何模型 |
| 3.3.2 离散化测井曲线 |
| 3.3.3 沉积相模型 |
| 3.3.4 储层相控物性参数模型 |
| 3.4 粗化及导出 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 区块X压裂数值模拟及油井产能评价 |
| 4.1 油藏数值模拟基本参数设计 |
| 4.1.1 模拟工作的基本信息 |
| 4.1.2 流体PVT及岩石属性数据 |
| 4.1.3 油藏分区参数 |
| 4.1.4 油藏模型初始化 |
| 4.1.5 输出控制参数 |
| 4.2 局部网格加密法模拟裂缝 |
| 4.2.1 直井的局部网格加密 |
| 4.2.2 水平井的局部网格加密 |
| 4.3 历史拟合 |
| 4.3.1 产油量拟合 |
| 4.3.2 含水率拟合 |
| 4.4 研究区块压裂油井产能分析 |
| 4.4.1 直井压后产能评价 |
| 4.4.2 水平井产能评价 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 特低渗透油藏压后产能影响因素分析 |
| 5.1 建立理想模型 |
| 5.2 油井压裂后产能影响单因素分析 |
| 5.2.1 油井压裂后产能影响单因素分析实验方案 |
| 5.2.2 基质渗透率对油井压后产能影响 |
| 5.2.3 储层非均质性对油井压后产能影响 |
| 5.2.4 裂缝半长对油井压后产能影响 |
| 5.2.5 裂缝的导流能力对油井压后产能影响 |
| 5.2.6 启动压力梯度对油井压后产能影响 |
| 5.3 正交设计分析油井压后产能影响因素 |
| 5.3.1 正交设计方差分析原理 |
| 5.3.2 应用方差分析进行压裂井产能影响因素敏感性研究 |
| 5.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）X致密油区块水平井分段压裂完井优化与产能评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井分段压裂完井优选 |
| 1.2.2 水平井分段压裂完井工艺 |
| 1.2.3 压裂水平井产能预测 |
| 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2章 X致密油藏地质特征概述 |
| 2.1 研究工区储层地质特征 |
| 2.1.1 储层地质简况 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 储层岩石力学特征 |
| 2.1.4 天然裂缝分布状况 |
| 2.1.5 区块地应力大小和方位 |
| 2.2 开发中存在的主要问题 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 致密油水平井压裂完井优选与参数优化 |
| 3.1 分段压裂完井方式优选综合评价方法 |
| 3.1.1 井壁稳定性理论研究 |
| 3.1.2 水平井完井方式优选模糊评价方法 |
| 3.1.3 完井方式经济评价模型 |
| 3.2 致密油水平井多簇射孔参数优化 |
| 3.2.1 分簇射孔与常规射孔异同 |
| 3.2.2 分簇射孔孔眼直径与孔深 |
| 3.2.3 射孔枪弹选择与校正 |
| 3.2.4 分簇射孔孔眼数量 |
| 3.2.5 分簇射孔簇长度与相位 |
| 3.2.6 分簇射孔簇位置优化 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 致密油水平井压裂产能预测 |
| 4.1 基于体积源的储层渗流模型 |
| 4.2 人工裂缝内流动压降模型 |
| 4.3 裸眼与固井分段压裂产能评价模型 |
| 4.4 致密油藏体积压裂产能影响因素分析 |
| 4.5 体积源产能模型验证 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 实例应用 |
| 5.1 油井基本情况 |
| 5.2 压裂水平井完井方式优选 |
| 5.2.1 井壁稳定性评价 |
| 5.2.2 分段压裂完井方式模糊评价 |
| 5.3 产量递减规律分析和累计产量预测 |
| 5.3.1 递减规律分析 |
| 5.3.2 压后水平井产量数据分析 |
| 5.3.3 压裂水平井累计产量预测 |
| 5.4 分段压裂完井方式优选综合评价 |
| 5.5 分簇射孔优化方案 |
| 5.6 实例井应用效果 |
| 5.7 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）渤海油田新近系水平井着陆地质随钻技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 河流相储集层地质研究 |
| 1.2.2 水平井地质随钻技术 |
| 1.3 研究内容和思路 |
| 第二章 研究区地质特征及开发现状 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 地层特征及油组划分 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 油组划分 |
| 2.2.3 砂岩岩性特征 |
| 2.2.4 沉积微相特征及测井识别 |
| 2.2.5 储层非均质性分析 |
| 2.3 油藏特征 |
| 2.3.1 油层分布 |
| 2.3.2 油藏类型 |
| 2.3.3 流体性质 |
| 2.4 开发生产形势 |
| 第三章 新近系储层水平井着陆模型研究 |
| 3.1 水平井设计关键因素分析 |
| 3.1.1 水平段长度的影响 |
| 3.1.2 井轨迹距离油水界面高度的影响 |
| 3.1.3 隔夹层分布的影响 |
| 3.1.4 生产压差的影响 |
| 3.2 基于油藏地质约束原则下的着陆模型 |
| 3.2.1 油藏地质约束原则 |
| 3.2.2 典型着陆模型建立 |
| 3.3 基于邻井优选的着陆点储层精细预测 |
| 3.3.1 邻井优选原则 |
| 3.3.2 预测方法 |
| 3.4 应用效果及实例分析 |
| 第四章 水平井着陆地质导向技术与随钻决策 |
| 4.1 水平井着陆地质导向技术流程 |
| 4.2 地质导向技术 |
| 4.2.1 区域地层对比基本方法 |
| 4.2.2 单砂体精确对比 |
| 4.2.3 井震结合实时地质导向 |
| 4.2.4 储层边界探测技术 |
| 4.3 预测偏差下的应对方法 |
| 4.4 着陆失利条件下补救措施 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）沁南煤层气田水平井适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究的必要性与意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 国外研究现状 |
| 1.3.2 国内研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.4.1 研究目标 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.4.3 拟解决的关键问题 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.5.1 研究思路 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 水平井产量主控因素分析 |
| 2.1 研究区煤储层特征 |
| 2.1.1 构造 |
| 2.1.2 含气量 |
| 2.1.3 渗透率 |
| 2.1.4 煤体结构 |
| 2.1.5 地应力 |
| 2.1.6 顶底板 |
| 2.2 水平井气水产出特征 |
| 2.2.1 产量预测 |
| 2.2.2 产气曲线特征 |
| 2.2.3 产水曲线特征 |
| 2.3 水平井产量主控地质因素分析 |
| 2.3.1 高产主控因素 |
| 2.3.2 稳产主控因素 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 煤层气水平井适应性分析 |
| 3.1 水平井开发历程 |
| 3.1.1 不同类型水平井开发效果对比 |
| 3.1.2 不同区块不同类型水平井开发效果对比 |
| 3.2 裸眼多分支水平井适应性分析 |
| 3.2.1 工艺特点 |
| 3.2.2 生产特征 |
| 3.2.3 适应性分析 |
| 3.3 单支筛管水平井适应性分析 |
| 3.3.1 工艺特点 |
| 3.3.2 工艺背景 |
| 3.3.3 生产特征 |
| 3.3.4 适应性分析 |
| 3.4 套管压裂水平井适应性分析 |
| 3.4.1 工艺特点 |
| 3.4.2 工艺背景 |
| 3.4.3 生产特征 |
| 3.4.4 适应性分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 低产水平井增产技术研究 |
| 4.1 水平井开发存在问题 |
| 4.2 低产原因判识 |
| 4.3 低产裸眼多分支水平井增产技术研究 |
| 4.3.1 井眼重入增产技术 |
| 4.3.2 鱼骨刺水平井增产技术 |
| 4.4 低产单支筛管水平井增产技术 |
| 4.4.1 套管压裂水平井增产技术 |
| 4.4.2 氮气扩孔增产技术 |
| 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、A26水平井完井产能影响因素分析（论文参考文献）
- [1]黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式[D]. 蔺亚兵. 中国矿业大学, 2021
- [2]南海目标区块天然气水合物开发井控砂介质堵塞模拟与控砂参数优化研究[D]. 李彦龙. 中国地质大学, 2021
- [3]沁南郑庄区块煤层气资源量预测及直井产能主控因素研究[D]. 李今超. 中国矿业大学, 2020(07)
- [4]基于油水两相密度差的自适应水平井控水工具研究[D]. 罗纳德（ERIK RONALD OMARA）. 西安石油大学, 2020(12)
- [5]深水气藏水侵规律及数值模拟研究[D]. 刘岩. 东北石油大学, 2020
- [6]特低渗透油田X区块油井压后产能评价技术研究[D]. 边衡宇. 东北石油大学, 2020(03)
- [7]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [8]X致密油区块水平井分段压裂完井优化与产能评价[D]. 夏涛. 西南石油大学, 2018(06)
- [9]渤海油田新近系水平井着陆地质随钻技术研究[D]. 夏良冰. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [10]沁南煤层气田水平井适应性研究[D]. 刘春春. 中国石油大学(华东), 2018(09)