一、高含水油田开发后期稳产途径研究（论文文献综述）
宋新民,曲德斌,邹存友[1]（2021）在《低油价常态下中国油田开发低成本战略》文中进行了进一步梳理通过系统梳理低油价背景下中国油田开发面临的挑战,深刻剖析了成本上升根源,提出了油田低成本开发战略的内涵和具体实现路径,同时对中国油田开发的潜力进行了预测。研究表明,中国陆上原油完全成本上升,除了开发对象劣质化、老龄化等客观因素外,还需重点关注如下要素:（1）面对的资源品种变差,技术攻关和试验准备不足,建产节奏过快;（2）工程技术服务模式制约导致工程技术服务成本高;（3）技术队伍与工艺系统配套难以满足稳油控水和精细开发的技术需求。实现低成本战略,增加经济可采储量是核心,具体举措为:（1）通过深入挖掘"大庆开发文化",在生产实践中真正提升开发业务领导力,激励人力资源创效;（2）提升油藏动态调控的驾驭能力,以科学原则推动精准开发;（3）推进"二三结合"工程与技术升级,大幅度提高采收率;（4）创新注气开发关键技术,加快气驱工业化推广;（5）打破关联交易壁垒,创新管理模式;（6）协同优化战略布局,培育重点原油产业基地。尽管中国油田开发面临巨大的成本压力,但只要做好新、老油田的开发战略部署,老油田以"控制递减率、提高采收率"为核心,新油田以"技术进步提单产、管理创新提效益"为核心,低成本开发战略必将取得成功。图8表1参16
王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君[2]（2021）在《大庆油田公司勘探开发形势与发展战略》文中提出目前,中国石油大庆油田公司（简称大庆油田公司）面临"后备资源接替不足、开发难度日益增大"等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了"本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展"的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了"十四五"油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。
姚尚空[3]（2020）在《Y区聚合物驱高含水井组成因及调整机理研究》文中认为Y区已进入特高含水期开采阶段,油井含水率普遍高于90%,聚合物驱投注前含水持续上升,已投注区块的高含水井表现为见效难、含水率下降幅度低的特点,严重影响区块整体开发效果。目前,针对高含水油井调整方法很多,但往往忽略高含水形成的原因,同时,对于高含水调整机理尚不明确,且相关理论研究比较少。为了适应聚合物驱精细开发,保证投注区块的高含水井达到增油降水的目的,亟需探索高含水井形成的原因,给出不同类型高含水井调整机理,保证聚合物驱的开发效果。本文考虑不同渗透率条件下判别高含水形成的原因,通过统计动静态参数,建立高含水井动静态数据库,分析优势渗流通道的特征。利用分流量曲线和相渗曲线,拟合得到水驱条件下不同含水阶段渗透率与临界剩余油饱和度的关系式,通过数值模拟计算该渗透率条件下的含油饱和度,并与临界含油饱和度进行比值,建立了高含水优势通道判别标准。通过聚驱前高含水通道层数占比参数指标划分成不同级别,将高含水井分为四类,并通过单因素分析、单因素方差分析对不同类型高含水井进行计算和识别。针对不同类型高含水井组的特点,分析高含水井组成因。利用数值模拟方法,依据Y区二类油层参数,明确了高含水井层内、层间、平面矛盾调整机理。针对不同类型高含水井的特点,分析出各类高含水井存在的主要矛盾,给出不同类型高含水井的调整措施,为下一步高含水井的调整措施优化提供理论指导。通过分析井网因素、注采连通因素、注入水体积倍数,研究高含水井组成因,并基于数值模拟技术,明确Y区目标区块不同类型高含水井层间、层内、平面调整机理。研究表明,通过建立异步注采、水聚交替层内矛盾调整模型,措施调整后,能有效动用常规水驱难以动用的剩余油,提高水驱波及系数;建立封堵高含水层位、层段组合层间矛盾调整模型,措施调整后,缓解了高渗层的低效、无效水循环问题,高渗层相对吸水量被抑制,中低渗透层吸水剖面得到改善,提高了纵向上的波及体积;建立井网抽稀、转注平面矛盾调整模型,措施调整后,油水井间压力平衡被打破,液流方向发生改变,使得原开发方案未波及到的区域剩余油得到波及。
兰天庆[4]（2020）在《分压注水合理压力系统优化设计方法》文中指出国内大多数含水或高含水油田一贯采用分层定量注水技术来解决和实现上述问题,以达到稳产低耗的目的,但是由于分层定量注水技术存在一定的局限性,这势必无法实现目标储层注采平衡,进而很难达到预期的目的。分层定量注水无法实现真正意义上的定量注水,若想保证井底压力长期保持稳定,实现分层有效驱动,则必须进行分压注水合理压力系统优化设计,建立一个既能克服注水启动压力梯度的影响,又能对渗流压力实现动态监控的工艺流程。定压注水技术把注水目的和注水措施相结合,即能对注水压力和配水速度实施动态监测,又可有效规避了大量无效的注采循环,使井下各层均衡均用,水驱采油效果显着,但目前对于该方面的研究较少。本文以某试验区块为研究目标,基于生产背景和该区块地质概况,建立了三维地质模型,定量表征了目标油藏的静态特征,并建立了地层有效厚度及主要渗流物性等数据体。量化了该研究区剩余油分布,明确了各层各方向流量分布规律。基于该试验区块X-1试验井,结合该油井动态指标和静态资料,综合考虑剩余油的分布规律和油井联动受效等因素的影响,明确了该试验井的可动油饱和度高值区及渗透率增幅较大的层位,通过典型层分析,落实了X-1试验井可能存在优势通道的方向及层位,结合以上成果最终确定了该试验井分层位的措施类型。本文首次采用预置电缆智能配注测调系统测定了X-1试验井各层启动压力并基于渗流力学平面径向流产能计算公式,计算注水井各小层对应的启动压力梯度,建立了分层合理注水压力梯度的计算模型,进而确定分层合理注水压力。开展了室内分层定压注水实验,结合方岩心基本物性参数共设计了3类不同条件下三管并联人造岩心水驱油实验,实验结果显示采用控压-提压技术注水对应的平均采收率最高为56.29%。实验表明对于长期注水开发的多层系油藏,在储层内部形成优势渗流通道后,可通过控制高渗透层注入压力和提高低渗透层注入压力的方式,调控不同层系的吸水剖面,从根本上实现分层定压注水提高储层整体动用程度和注水合格率的目的。通过以上研究,得出定压注水能够在地质配注的基础上更大程度提高低渗透层注入压力和控制高渗透层注入压力,进而最大程度缓解层间矛盾及调整吸水剖面,最终实现提高注水利用率及提高储层纵向动用程度的目的。本论文在丰富和发展合理压力系统优化设计方法的同时,对分层定压注水技术的开发措施调整具有一定的理论和现实意义。
王凤兰,沙宗伦,罗庆,赵云飞,张继风[5]（2019）在《大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望》文中研究说明全面回顾了大庆油田特高含水期开发技术的创新发展历程,系统总结了特高含水期储层精细描述、剩余油精细描述、长垣水驱开发调整、长垣外围油田开发、复杂断块油藏开发、聚合物驱、三元复合驱和难采储量有效动用等油田开发技术。在客观分析大庆油田振兴发展需求和特高含水后期面临矛盾问题的基础上,紧密结合油田开发技术现状,指明了油田开发核心技术主攻方向。围绕探索建立新一代提高采收率核心技术体系,对特高含水后期油气开发战略、油藏精细描述、长垣水驱精准开发、大幅度提高采收率和外围油田开发调整等技术的未来发展进行了展望。
乔峰[6]（2019）在《特高含水后期砂岩油藏流场转换技术研究》文中进行了进一步梳理目前我国有许多油田已经进入了特高含水后期,为了稳产增效,对此类油田的提采挖潜已迫在眉睫,通过研究特高含水后期地下的油水流动规律来预测判别剩余油的分布,能够有效地为下一步的生产调整做出科学的指导,因此对于地下流场的研究就显得尤为重要。针对典型砂岩油田特高含水后期的实际情况,本文通过分析影响流场的因素,运用逻辑分析法筛选出了两个主要影响因素,分别为水相通量和流体流速。对这两个主要影响因素进行了详细的分析,通过模糊综合评判法和主客观赋权法对流场强度表征公式进行了改进,分析了其实际的油藏意义,并对改进后表征出的流场强度分别从静态影响因素和动态影响因素两个方面进行了敏感性研究。依据表征出的参数,提出了流场强度油藏评价指标和分区方法,研究发现平均流场强度能较好地反映目前的产油能力,而流场强度变异系数能较好地反映油藏累积产油的能力,有利于将流场强度分布规律进一步地应用到油藏中,对特高含水后期油藏的调整挖潜有一定的指导意义。对特高含水后期不同地层韵律的井网调整进行了流场转换分析,得到了流场转换的规律。流场强度低的区域存在大量的剩余油,如果按原生产方式生产,这部分的剩余油将很难采出。针对因注入水长期冲刷储层致使相渗产生变化而对流场造成的影响进行了基础性研究。对存在边底水情况下的油藏流场转换分别进行了特征分析,并通过矿场实践展开了剩余油与流场强度分布规律特征的研究,验证了相关规律,给出了相关的挖潜提采建议。
刘忠全[7]（2019）在《技术创新对企业成本管理创新的影响机制研究》文中认为自2014年我国经济发展进入新常态以来,我国相继出台了中国制造2025战略、创新驱动发展战略等政策以大力推动创新活动。中国制造2025战略强调加强关键核心技术研发、提高创新设计能力,而“十三五”规划提出的创新驱动发展战略则进一步明确了将创新置于国家发展全局的核心位置,着力增强自主创新能力。随着我国国家创新战略的不断推进,科技创新在社会经济发展、全面深化改革中的重要地位日益凸显。从微观层面看,技术创新是众多企业生存和发展的基本前提。面对竞争愈加激烈的国内外市场环境,加大技术创新投入是企业立足市场、提升市场竞争力的必然选择。成本管理是企业管理的重要组成部分,更是企业生存与发展的根本。成本管理对于促进增产节支、加强成本核算、改进经营管理、提高企业整体管理水平具有重大意义。2015年,习近平总书记提出供给侧结构性改革,强调经济发展方式的转变、实现要素的最优配置,以提升经济增长的质量;2016年进一步提出在适度扩大总需求的同时,要去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板,即“三去一降一补”政策。其中的“降成本”即强调降低企业经营成本,加强成本管理工作。技术创新和成本管理是经济发展的两个重要方面。受经济环境变化及国家宏观政策的影响,近几年来技术创新及成本管理创新越来越为理论界所重视。已有文献从微观和宏观层面对企业技术创新的影响因素和经济后果进行了大量研究,同时也有众多学者针对成本管理演进历程、影响因素及模式创新等进行了探讨。虽然偶有文献对技术创新与成本管理创新两者之间的关系进行考查,如有学者通过对高科技企业的研究发现,技术创新和成本管理创新之间有着相辅相成的协同关系,也有学者从历史演进的角度提出作业成本法的产生是基于二十世纪80年代技术的进步,亦即技术创新推动了成本管理创新,但几乎没有学者对技术创新对成本管理创新的具体影响路径加以研究。就现实而言,技术创新对企业的影响是重大且深远的,技术的进步必然导致企业内部生产力的变化,从而会对企业内生产关系提出新的要求。从这一点来讲,技术进步必然会通过某种或某几种路径影响或导致成本管理创新。本文主要研究技术创新对企业成本管理创新的影响机制。Robert K.Yin认为,当研究的问题与其所处内外环境难以区分时,适合采用案例研究方法进行研究。技术创新、成本管理创新以及技术创新对成本管理创新的影响机制都与企业环境密切相关,且难以区分,因此,本文采用案例研究方法对技术创新影响企业成本管理创新的机制进行研究。本文遵循的案例研究步骤如下:第一,以创新理论、科学管理理论及组织理论为基础,初步构建技术创新对成本管理创新影响机制的理论观点;第二,以理论观点为基础,设计案例研究方案,形成案例研究框架;第三,以大庆油田有限责任公司为研究案例,通过现场访谈、现场观察等方法收集案例证据分析资料,并采用“模式匹配”证据分析技巧对证据资料进行分析,形成案例研究观点;第四,通过理论构建与案例证据分析的不断循环,最终形成本文的理论观点与研究结论。通过案例研究,本文提出了技术创新通过生产组织形式变化、企业组织结构变化以及会计信息技术进步来影响成本管理创新的理论模型。主要研究结论如下:第一,生产技术的进步能对企业生产组织形式产生重大影响,生产组织形式的变化也推动着成本管理模式创新。本文着重考查了大庆油田因科技进步而导致的生产变化,并从三个方面论述了生产组织形式变化对成本管理模式的影响。首先,生产技术进步促进了生产要素的变革,伴随着生产要素——劳动资料、管理要素与信息要素等的变化,成本管理模式也在不断变化,如标准成本法、作业成本法的应用;其次,以技术创新为基础的生产规模的扩大及生产流程的精细化分别促使企业采用成本预算控制及分批法等进行成本管理;最后,技术创新所带来的产品质量、种类等变化也对成本管理提出了新要求,进而推动了成本管理创新。第二,企业生产技术的进步使得组织结构产生相应变化,进而带动了企业成本管理模式的创新。本文通过梳理大庆油田责任有限公司技术创新历程,分别考查了以模仿创新和自主创新为主的两个阶段,发现在不同的创新阶段分别有不同的组织结构与其相适应,同时成本管理模式也随着组织结构的变化而变化。具体而言,大庆油田为配合模仿创新阶段的生产实际采用了事业部制的组织结构,并实际运用了与事业部制组织结构相契合的成本管理模式——责任成本管理;在研发模式以自主创新为主的阶段,为提高生产效率,案例企业在原有的事业部制组织结构基础上引入了灵活性更强的职能制组织结构,并运用了相适应的作业成本管理方法。案例研究发现,整个成本管理模式的创新、演进都是基于与新型技术和组织结构变化的匹配,基于产量的生产技术创新催生着组织结构的变革,组织结构的变革又孕育着新的成本管理模式与之融合。第三,技术创新影响企业会计信息系统的变革,进而对企业成本管理创新产生影响。通过对大庆油田有限责任公司下属两个单位的案例研究发现,由技术进步所带来的会计信息系统本身的发展能够直接推动成本管理创新。具体而言,企业会计信息系统的变革能够通过精细预算成本管理、规范成本核算管理、强化运营和管控成本等对成本管理创新产生正向作用;此外,由技术进步带来的财务共享中心的建立也能通过减少财务运营成本及提升核算效率等促进成本管理创新。会计信息系统是成本管理的物质基础之一,会计信息系统随着技术的进步而发展,成本管理也伴随着会计信息系统的发展而得到革新。本文研究的创新与贡献主要体现在以下方面:第一,本文首次提出并论证了技术创新是成本管理创新的重要影响因素,并初步构建了技术创新影响成本管理创新的分析框架。这在一定程度上丰富了技术创新和成本管理的研究文献。理论界对“技术创新的影响因素”、“技术创新的经济后果”及“成本管理模式”等主题进行了大量研究,但未有学者就技术创新对成本管理创新的作用及作用路径进行探讨。本文采用多案例研究方法,多角度地分析、论证了技术创新对成本管理创新的影响作用。第二,本文系统揭示了技术创新与成本管理之间的经济联系,并厘清了二者之间完整的传导路径。已有文献大多将技术创新和成本管理创新两者孤立起来进行研究,很少有学者就两者之间具体的经济联系进行探讨。与以往文献不同,本文以大庆油田有限责任公司和中国石油天然气集团有限公司为案例企业,具体验证了生产组织形式、组织结构以及会计信息系统在技术创新和成本管理创新之间的中介效应,从而进一步厘清了技术创新对企业成本管理创新的影响机制与具体路径。第三,本文重点关注了技术创新对企业管理行为的影响,进一步拓展了技术创新效应的研究领域。大量学者对技术创新的经济后果的研究多从生产活动、企业价值以及宏观经济后果等角度入手,很少有学者研究技术创新对企业管理行为产生的影响。技术进步会给企业带来一系列的连锁反应,技术创新对企业的影响研究不应局限于其直接的经济后果,还应关注技术创新对企业管理所带来的间接影响。本文以技术创新为切入点,落脚于企业成本管理创新,探讨了二者之间的内在经济联系。本文的研究进一步丰富了技术创新经济后果和成本管理创新影响因素的相关研究成果,同时对企业管理实践也具有重要的参考价值。
赵磊[8]（2018）在《文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究》文中指出中原油田目前已经进入了高含水开发阶段,其中中渗复杂断块油藏含水为94%。由于对储层平面非均质性、水驱波规律认识不清,液流方向技术不成熟,造成了挖潜开发效果变差。为了提高水驱开发效果,需要对液流方向优化进行研究,进一步提高水驱采收率。本论文以中原油田具有代表性的高含水油藏文25东为研究对象,将数值模拟和最优理论相结合,实现油藏动态优化,量化油藏配产配注,实现地下流线合理分布,提高水驱开发水平。文25东块是中渗油藏典型代表,区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,处于文东大断层的下降盘,是文中开发区的地堑区,油藏类型属于反向屋脊式层状断块油藏,属三角洲沉积,典型的正韵律沉积。文25东块1979年7月投入开发,经过三十多年的高速开采及多次综合调整治理,取得了较好的开发效果。目前由于经过多年注水开发,层内矛盾进一步加剧。由于该块1990年开始实施了以提高二、三类层动用程度的调整治理,因此目前不但主力层动用较好,水淹严重,二、三类层动用程度也较高,且已不同程度水淹,水驱效果逐年变差,注入水低效循环严重,构造主块内油井大都特高含水。为了优化水驱开发效果,需要对液流方向优化进行研究,进一步提高水驱采收率。本论文针对文25东高含水油藏储层变化大、非均质严重、剩余油分布零散、水驱效率低等问题,通过建立东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型,深入剖析储层的内部建筑结构;利用大尺寸平板模型液流优化实验,明晰水驱油波及规律及优化原理;建立基于动态分配系数调整液流方向的自动优化方法,从而达到提高水驱开发效率和降本增效的目的。最终形成一套适合老油田特高含水期液流优化挖潜创效水驱技术。本次研究,利用储层构型研究方法剖析层内单期次砂体结构,明确了夹层展布及单期次砂体连通关系,首次建立了东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型。认清了层内构型控制下的剩余油富集规律。利用大尺寸平板模型液流优化实验、流线数值模拟等综合方法,获得了液流优化条件下水驱油的平面、纵向波及规律,定量评价了液流方向优化的挖潜效果,为油田开发调整提供理论依据。本次研究成果实现了两个方面的创新,一是建立了东濮凹陷三角洲前缘储层构型模型;二是创新应用非均质大尺寸平板模型液流优化实验、流线数值模拟等综合评价液流方向优化效果。
何令普[9]（2018）在《聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究》文中认为S油田主要开发方式是水驱,然而由于油藏非均质性强、微裂缝普遍发育,侏罗系延安组延9层及三叠系延长组长6、长2、长4+5等主力油藏吸水剖面不均匀,注入水在油层中会出现“窜流”和“突进”现象,导致对应油井含水急剧上升,产量迅速下降,水驱效率降低,驱油效果变差,甚至出现油井暴性水淹,造成整个油藏采出程度下降,生产成本增加,经济效益下滑。常规堵水调剖能够有效的改善层间和层内矛盾,提高水驱储量动用程度,但存在封堵距离近,有效周期短,多轮次调剖效果变差等问题。聚合物微球改善水驱技术是针对老油田中高含水期试验的调驱新技术,S油田面对稳产难度大,油井措施效果差,常规调剖局限性较大的情况,及时调整措施方向,将措施重点向聚合物微球驱及区域连片调驱倾斜。本文通过调研国内外堵水调驱现状以及聚合物微球调驱的技术要求,基于S油田低渗油藏的地质特征和开发特征,分析出了水驱动用程度低的主要原因和研究聚合物微球调驱必要性;以渗流力学为理论基础,以填砂管试验为手段开展聚合物微球调驱技术优选研究,评价了微球在S油田油藏条件下的性能,筛选出了适合S油田的微球注入工艺参数,粒径以100-300nm为主,以800nm-5 μm为辅,总入地液量为0.3PV,注入浓度为2000-5000mg/L,注入排量为地质配注,对现场的应用提供了较好的技术支撑。通过对S油田重点区块进行多轮次聚合物微球注入,结合实施效果,不断优化工艺参数,主体工艺参数基本形成,A、B和C区最佳注入参数分别为5μm、100nm和300nm,注入浓度2000mg/L,实施后不同开发阶段油藏基本实现控水稳油,水驱状况得到有效改善。同时通过优化注入流程和施工组织模式,大大降低了施工成本,形成了一套完整的S油田聚合物微球改善水驱工艺体系,为S油田的高效稳产奠定了坚实的基础。
王元银[10]（2018）在《高含水油藏注采调配优化方法研究》文中研究表明现阶段陆上已开发油田大多已经进入高含水开发阶段,随着开发的深入进行,地下油水关系和剩余油分布更为复杂,地层非均质性更加严重。各油田储采失衡、稳产困难和经济效益低的问题使得进一步提高高含水油田原油采收率成为当前高含水油田可持续发展的当务之急。在当前油价持续低迷的形势下,通过合理的注采调配,充分发挥注入水作用,进一步提高原油采出程度是高含水油田实现稳产的必经之路。通过将井组内部的区域根据油水井相对关系进行划分,实现对油藏数值模拟场数据的定量统计和井组开发现状的定量表征。注入水变异系数、渗透率变异系数和井距变异系数的增大均会使得注采井组开发的非均匀度增加,剩余油饱和度升高,采出程度降低;随着井组间单储系数变异系数和井组内含油饱和度变异系数的减小,井组的采出程度增加。基于注采井间的动态流线变化,提出了注入水地层流向分析方法,利用注入水偏差度对注采调配的有效性进行评价。渗透率越高的区域、注采井井底流压压力梯度越高的区域和采取酸化压裂增产措施的区域,注入水的分配比例较高。同时周围井组的存在会影响注水井注入水的分配,使得附近区域注入水分配比例减少。选取地层系数、孔隙体积、剩余油饱和度、剩余地质储量和压力进行配产和配注的主控因素分析,提出了精确到单层和单方向的单井组配产配注方法,考虑多层情况下多井组之间相互影响,提出了多井组协同优化方法。单井配产时,采用地层系数和剩余储量进行综合配产,权重比为4:6,且权重随着注采调配时机的不同而不同;单井配注时,采用单井控制孔隙体积进行配注,且根据含油饱和度对配注量进行校正。采用井组间单储系数变异系数和井组内含油饱和度变异系数为目标函数,进行多井组协同优化。提出的注采调配方法在胜利油田实际区块应用,可以发挥较好的提高高含水油田水驱采收率的作用。
二、高含水油田开发后期稳产途径研究（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、高含水油田开发后期稳产途径研究（论文提纲范文）
（1）低油价常态下中国油田开发低成本战略（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 油田开发面临的挑战与问题根源 |
| 1.1 面临的挑战 |
| 1.2 问题根源 |
| 1.2.1 面对资源品种变差，技术攻关、试验准备不足，建产节奏过快，创效能力变差 |
| 1.2.2 工程技术服务模式严重制约产能建设效果，投资成本高 |
| 1.2.3 技术队伍与工艺系统配套难以满足稳油控水和精细开发的技术需求 |
| 2 油田低成本开发战略与路径 |
| 2.1 深入挖掘“大庆开发文化”，激励人力资源创效 |
| 2.2 提升油藏动态调控的驾驭能力，以科学原则推动精准开发 |
| 2.3 大力推进“二三结合”战略工程与技术升级，大幅度提高采收率 |
| 2.4 创新注气开发关键技术，加快气驱工业化推广 |
| 2.5 打破关联交易壁垒，创新管理模式 |
| 2.6 协同优化战略布局，培育重点原油产业基地 |
| 3 中国油田开发潜力分析 |
| 3.1 老油田潜力 |
| 3.2 新油田潜力 |
| 4 油田开发低成本战略部署 |
| 4.1 老油田战略部署 |
| 4.2 新油田战略部署 |
| 4.3 低成本战略前景 |
| 5 结语 |
（2）大庆油田公司勘探开发形势与发展战略（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 勘探开发历程分析 |
| 2 勘探开发进展与展望 |
| 2.1 松辽盆地北部石油领域 |
| 2.1.1 大庆长垣油田 |
| 2.1.2 大庆长垣外围油田 |
| 2.1.3 双城油田 |
| 2.1.4 中浅层页岩油 |
| 2.2 海拉尔盆地石油领域 |
| 2.2.1 中部断陷带 |
| 2.2.2 外围凹陷 |
| 2.3 大杨树盆地石油领域 |
| 2.4 松辽盆地北部天然气领域 |
| 2.4.1 营城组火山岩气 |
| 2.4.2 沙河子组致密气 |
| 2.4.3 古中央隆起带基岩天然气 |
| 2.4.4 深层其他领域 |
| 2.5 流转区块天然气领域 |
| 2.5.1 四川盆地流转区块 |
| 2.5.2 塔里木盆地塔东流转区块 |
| 2.6 海外石油开发领域 |
| 2.6.1 蒙古国塔木察格油田 |
| 2.6.2 伊拉克哈法亚油田 |
| 3 发展战略 |
| 3.1 面临的矛盾和挑战 |
| 3.2 优势和潜力 |
| 3.3 发展战略目标 |
| 3.4 发展战略蓝图 |
| 3.4.1 本土油气业务持续有效发展，重点做好“三大支柱产业” |
| 3.4.2 海外油气业务规模跨越发展，重点建设“三大基地” |
| 3.4.3 新兴接替业务稳步有序发展，重点培育“三个增长极” |
| 3.4.4 服务业务优化升级发展，重点推进“四个一批” |
| 4“十四五”规划 |
| 4.1 规划部署 |
| 4.1.1 部署思路 |
| 4.1.2 部署原则 |
| 4.1.3 部署方案 |
| 4.1.3. 1 油气勘探方案 |
| 4.1.3. 2 油气开发方案 |
| 4.2 风险分析 |
| 4.2.1 资源与技术产量风险 |
| 4.2.2 投资与效益产量风险 |
| 4.2.3 环境与施工产量风险 |
| 4.3 保障措施及对策 |
| 4.3.1 核心技术攻关 |
| 4.3.2 创新体制机制 |
| 4.3.3 争取政策支持 |
| 5 结论 |
（3）Y区聚合物驱高含水井组成因及调整机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 高含水形成原因研究现状 |
| 1.2.2 高含水调整措施研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 第二章 区块地质特征及开发状况 |
| 2.1 区块地质概况 |
| 2.2 沉积相特征 |
| 2.3 开发历程 |
| 2.4 连通状况 |
| 2.5 高含水井的基本状况 |
| 第三章 油藏数值模型的建立 |
| 3.1 研究区模型的建立 |
| 3.2 相渗曲线 |
| 3.3 PVTI拟合 |
| 3.4 历史拟合 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 高含水井组分类及识别方法研究 |
| 4.1 水驱高含水通道界限判定 |
| 4.2 水驱高含水通道分类 |
| 4.3 不同类型高含水井组识别方法 |
| 4.3.1 单因素分析法 |
| 4.3.2 单因素方差分析法 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 高含水井组成因研究 |
| 5.1 高含水井组成因分析 |
| 5.1.1 井网因素 |
| 5.1.2 注采连通关系 |
| 5.1.3 注入水体积倍数 |
| 5.2 不同类型高含水井组成因实例分析 |
| 5.2.1 一类高含水井组的识别与成因分析 |
| 5.2.2 二类高含水井组的识别与成因分析 |
| 5.2.3 三类高含水井组的识别及成因分析 |
| 5.2.4 四类高含水组井的识别及成因分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 不同类型高含水井调整机理研究 |
| 6.1 高含水井层内矛盾调整机理研究 |
| 6.1.1 异步注采机理研究 |
| 6.1.2 水-聚合物段塞交替机理研究 |
| 6.2 高含水井层间矛盾调整机理研究 |
| 6.2.1 层段组合机理研究 |
| 6.2.2 封堵高含水层位机理研究 |
| 6.3 高含水井平面矛盾调整机理研究 |
| 6.3.1 平面转注机理研究 |
| 6.3.2 平面抽稀机理研究 |
| 6.4 不同类型高含水井调整措施分析 |
| 6.4.1 一类高含水井调整措施分析 |
| 6.4.2 二类高含水井调整措施分析 |
| 6.4.3 三类高含水井调整措施分析 |
| 6.4.4 四类高含水井调整措施研究 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 附件 |
（4）分压注水合理压力系统优化设计方法（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 分层注水研究现状 |
| 1.2.2 分层定量注水研究现状 |
| 1.2.3 分层启动压力梯度研究现状 |
| 1.2.4 合理注水压力确定方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 各层各方向流量分布量化与剩余油分布 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 三维地质精细模型建立 |
| 2.2.1 建立模型所需的基础数据 |
| 2.2.2 地质模型建立的步骤和原理 |
| 2.3 试验区块历史拟合及剩余油分布特征量化 |
| 2.3.1 数值模拟技术优选 |
| 2.3.2 目标区块历史拟合 |
| 2.3.3 剩余油分布特征量化 |
| 2.4 试验区块各层各方向流量分布量化 |
| 2.4.1 注采单元划分 |
| 2.4.2 注水量在流管中劈分 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 各层低效无效循环技术界限及水淹程度量化 |
| 3.1 优势水流通道成因、类型及影响因素 |
| 3.1.1 优势水流通道成因 |
| 3.1.2 优势水流通道类型 |
| 3.2 优势水流通道筛选方案 |
| 3.3 低效无效循环技术界限确定 |
| 3.4 流管内的水淹程度计算 |
| 3.5 X-1井优势渗流通道及各层措施类型量化 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 分层合理注水压力确定方法 |
| 4.1 破裂压力剖面预测方法 |
| 4.2 预置电缆智能配注测调软件介绍 |
| 4.3 分层启动压力测试结果 |
| 4.4 分层启动压力梯度计算方法 |
| 4.5 分层合理注水压力确定原则 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 分层定压注水实验研究 |
| 5.1 实验条件 |
| 5.2 实验原理与方案设计 |
| 5.2.1 实验原理 |
| 5.2.2 实验方案设计 |
| 5.3 实验步骤 |
| 5.4 实验数据与结果分析 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 特高含水期开发技术进步 |
| 1.1 储层精细描述技术 |
| 1.2 剩余油精细描述技术 |
| 1.3 长垣油田水驱开发调整技术 |
| 1.4 长垣外围油田开发技术 |
| 1.5 复杂断块油藏开发技术 |
| 1.6 聚合物驱油技术 |
| 1.7 三元复合驱提高采收率技术 |
| 1.8 难采储量有效动用技术 |
| 1.9 油田开发规划编制技术 |
| 2 特高含水后期开发技术展望 |
| 2.1 油气开发战略研究 |
| 2.2 油藏精细描述技术 |
| 2.3 长垣油田水驱精准开发技术 |
| 2.4 大幅度提高采收率技术 |
| 2.5 外围油田开发调整技术 |
（6）特高含水后期砂岩油藏流场转换技术研究（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 |
| 1.2.1 特高含水后期剩余油分布现状 |
| 1.2.2 特高含水后期井网转换现状 |
| 1.2.3 特高含水后期流场研究现状 |
| 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2章 油藏流场表征方法研究 |
| 2.1 流场的定义 |
| 2.2 流场的影响因素及筛选 |
| 2.2.1 流场的影响因素 |
| 2.2.2 流场影响因素的筛选 |
| 2.3 流场强度及其表征方法 |
| 2.3.1 模糊综合评判法 |
| 2.3.2 累积流场强度 |
| 2.3.3 瞬时流场强度 |
| 2.3.4 综合流场强度 |
| 2.4 表征参数的敏感性研究 |
| 2.4.1 静态影响因素 |
| 2.4.2 动态影响因素 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 流场强度油藏评价指标及分区方法 |
| 3.1 流场强度油藏评价指标 |
| 3.2 流场强度分区方法 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 特高含水后期流场转换特征研究 |
| 4.1 不同井网不同韵律地层的流场转换特征研究 |
| 4.1.1 初始排状井网流场转换特征研究 |
| 4.1.2 初始反九点井网流场转换特征研究 |
| 4.2 相渗变化对流场强度的影响研究 |
| 4.3 考虑边底水的流场特征研究 |
| 4.3.1 考虑底水时的流场特征研究 |
| 4.3.2 考虑边水时的流场特征研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 矿场应用研究 |
| 5.1 地质开发概况 |
| 5.2 数值模拟拟合研究 |
| 5.2.1 地质储量拟合 |
| 5.2.2 生产历史拟合 |
| 5.3 特高含水后期剩余油和流场的分布规律 |
| 5.3.1 平面剩余油与流场强度分布规律 |
| 5.3.2 纵向剩余油储量与流场强度分布规律 |
| 5.4 流场重整提高采收率建议 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）技术创新对企业成本管理创新的影响机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 导论 |
| 第一节 研究背景、目的和意义 |
| 一、研究背景 |
| 二、研究目的与意义 |
| 第二节 研究框架、思路与方法 |
| 一、研究框架与内容 |
| 二、研究思路与研究方法 |
| 第一章 文献综述 |
| 第一节 技术创新的经济后果 |
| 一、宏观经济后果 |
| 二、微观经济后果 |
| 第二节 生产组织形式的影响因素与经济后果 |
| 一、生产要素和生产工艺流程的影响因素 |
| 二、生产要素和生产工艺流程的经济后果 |
| 第三节 企业组织结构变革的影响因素与经济后果 |
| 一、企业组织结构变革的影响因素 |
| 二、企业组织结构变革的经济后果 |
| 第四节 会计信息系统的影响因素与经济后果 |
| 一、会计信息系统的影响因素 |
| 二、会计信息系统的经济后果 |
| 第五节 成本管理创新的影响因素 |
| 一、宏观层面的影响因素 |
| 二、微观层面的影响因素 |
| 第二章 技术创新、生产组织形式与成本管理创新 |
| 第一节 引言 |
| 第二节 理论建构与观点提出 |
| 一、技术创新、生产要素构成变化与成本管理创新 |
| 二、技术创新、生产工艺流程进步与成本管理创新 |
| 三、技术创新、产出产品升级与成本管理创新 |
| 第三节 案例研究设计 |
| 一、案例选择说明 |
| 二、证据资料收集与处理 |
| 第四节 生产组织形式案例分析 |
| 一、技术创新、生产要素及成本管理创新 |
| 二、技术创新、生产工艺流程及成本管理创新 |
| 三、技术创新促进成本管理创新—基于生产组织形式变革的视角 |
| 本章小结 |
| 第三章 技术创新、组织结构完善与成本管理创新 |
| 第一节 引言 |
| 第二节 理论建构与观点提出 |
| 一、技术创新结果、组织结构特征变化与成本管理创新 |
| 二、技术创新方式、组织结构形式选择与成本管理创新 |
| 第三节 案例研究设计 |
| 一、案例选择说明 |
| 二、证据资料收集与处理 |
| 第四节 案例分析 |
| 一、大庆油田技术创新历程回顾 |
| 二、技术创新对组织结构形式的影响 |
| 三、技术创新对组织结构特征的影响 |
| 四、技术创新通过组织结构影响成本管理创新 |
| 本章小结 |
| 第四章 信息技术创新、会计信息系统与成本管理创新 |
| 第一节 引言 |
| 第二节 理论构建与观点提出 |
| 一、信息技术的创新历程 |
| 二、信息技术创新对会计信息系统的影响 |
| 三、会计信息系统对成本管理创新的影响 |
| 四、信息技术创新对成本管理创新的影响路径 |
| 第三节 案例研究设计 |
| 一、案例选择说明 |
| 二、案例证据资料收集与分析 |
| 三、案例研究思路 |
| 第四节 案例分析 |
| 一、采油二厂会计信息化案例分析 |
| 二、中国石油财务共享服务中心建设案例分析 |
| 三、案例分析总结 |
| 本章小结 |
| 研究总结与政策建议 |
| 一、研究结论 |
| 二、研究创新 |
| 三、研究局限与后续研究 |
| 四、政策建议 |
| 参考文献 |
（8）文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 国外相关产业和技术现状、发展趋势 |
| 1.2 国内相关产业和技术现状、发展趋势 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 论文研究思路 |
| 第2章 隔夹层分布规律研究 |
| 2.1 地层划分与对比 |
| 2.1.1 地层划分与对比原则 |
| 2.1.2 标志层识别 |
| 2.2 隔夹层平面特征 |
| 第3章 储层连通性量化研究 |
| 3.1 沉积相类型、特征及其展布 |
| 3.1.1 沉积环境分析 |
| 3.1.2 沉积相特征 |
| 3.1.3 沉积相模式 |
| 3.2 厚油层储层构型研究 |
| 3.2.1 厚油层内部构型概念 |
| 3.2.2 文25东块构型级次方案及构型要素 |
| 3.2.3 厚油层储层构型 |
| 3.2.4 构型结构模式 |
| 3.2.5 物性平面特征 |
| 第4章 相控随机建模研究 |
| 4.1 储层地质模型的建立 |
| 4.1.1 储层地质建模基本流程 |
| 4.1.2 序贯建模方法原理 |
| 4.1.3 厚油层精细储层地质建模 |
| 4.2 储层构型对剩余油分布的控制 |
| 4.2.1 岩心揭示储层构型对剩余油控制 |
| 4.2.2 井间构型对剩余油分布控制 |
| 4.2.3 剩余油分布模式 |
| 第5章 流线模拟分析研究 |
| 5.1 配产配注量优化 |
| 5.2 理论模型优化 |
| 5.2.1 流线优化效果模拟 |
| 5.2.2 优化时机 |
| 5.2.3 早期优化和选择性关井比较 |
| 第6章 室内实验验证及评价研究 |
| 6.1 物理模型的制作 |
| 6.1.1 模型的制作方法 |
| 6.1.2 非均质模型的制作 |
| 6.1.3 模型渗透率和孔隙的测定 |
| 6.1.4 模型饱和度电极的选择和布设 |
| 6.2 饱和度标定实验 |
| 6.2.1 实验岩心及实验流体 |
| 6.2.2 实验方法 |
| 6.2.3 实验结果 |
| 6.3 平面非均质模型水驱实验 |
| 6.3.1 实验材料及过程 |
| 6.3.2 水驱油过程中实验结果 |
| 6.4 平面非均质模型液流方向优化实验 |
| 6.4.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.4.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.5 正韵律模型水驱实验 |
| 6.5.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.5.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.6 正韵律层内非均质模型液流优化实验 |
| 6.6.1 水驱油过程中特征曲线 |
| 6.6.2 不同驱替倍数下水驱饱和度分布 |
| 6.7 矿场应用评价研究 |
| 6.7.1 开发历史注采优化 |
| 6.7.2 预测方案优化 |
| 第7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 |
（9）聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究（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 |
| 1.2.1 国外研究进展 |
| 1.2.2 国内研究进展 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究目标 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.3.4 完成的主要工作及创新点 |
| 第2章 S油田油藏概况及微球调驱必要性 |
| 2.1 S油田地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 地质概况 |
| 2.2 S油田流体渗流特点 |
| 2.3 S油田开发特征 |
| 2.4 聚合物微球调驱必要性 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 聚合物微球调驱技术优选研究 |
| 3.1 聚合物微球调驱方法 |
| 3.2 聚合物微球调驱特点 |
| 3.3 聚合物微球工艺参数研究 |
| 3.3.1 聚合物微球性能研究 |
| 3.3.2 粒径筛选研究 |
| 3.3.3 注入量研究 |
| 3.3.4 注入浓度研究 |
| 3.3.5 注入排量研究 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 聚合物微球调驱现场方案研究 |
| 4.1 聚合物微球调驱现场流程 |
| 4.2 设备、材料型号、规格及数量要求 |
| 4.3 施工组织 |
| 4.4 施工工序 |
| 4.5 安全环保及有关要求 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 现场应用及效果评价 |
| 5.1 选区选井思路 |
| 5.2 重点区块概况 |
| 5.3 先导试验情况 |
| 5.3.1 孔隙型渗流油藏效果 |
| 5.3.2 孔隙-裂缝型渗流油藏效果 |
| 5.4 扩大试验情况 |
| 5.4.1 整体效果 |
| 5.4.2 重点区块效果 |
| 5.5 与常规调剖对比情况 |
| 5.6 经济效益评价 |
| 5.7 小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（10）高含水油藏注采调配优化方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 水驱油藏采收率影响因素研究现状 |
| 1.2.2 高含水油田提高采收率研究现状 |
| 1.2.3 注采调配提高采收率研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 高含水油藏注采井组开发状况定量表征方法 |
| 2.1 概念模型建立 |
| 2.1.1 地质模型 |
| 2.1.2 流体物性参数 |
| 2.2 注采井组场数据定量统计及表征 |
| 2.2.1 注采井组场数据定量统计方法 |
| 2.2.2 注采井组开发状况定量表征 |
| 2.2.3 注采井组开发非均匀度表征 |
| 2.3 注采井组剩余油分布特征定量表征 |
| 2.3.1 井组间及井组内剩余油分布定量表征 |
| 2.3.2 注采井间剩余油分布定量描述 |
| 2.4 静动态参数对井组开发非均匀度影响规律 |
| 2.4.1 注入量的影响 |
| 2.4.2 渗透率的影响 |
| 2.4.3 井距的影响 |
| 2.5 注采井组开发非均匀度与采收率关系 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 注入水流向分析及注采调配有效性评价方法 |
| 3.1 基于动态流线的注入流体流向分析方法 |
| 3.1.1 动态流线方法 |
| 3.1.2 注入流体流向分析方法验证 |
| 3.2 注入流体流向影响因素分析 |
| 3.2.1 渗透率的影响 |
| 3.2.2 压力梯度的影响 |
| 3.2.3 增产措施的影响 |
| 3.2.4 周边注水井的影响 |
| 3.3 注采调配有效性评价 |
| 3.3.1 注采调配有效性评价标准 |
| 3.3.2 注采调配偏差度模式及调整策略 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 多层多井组注采调配优化方法 |
| 4.1 生产井合理配产量优化方法 |
| 4.1.1 区块整体配产量优化 |
| 4.1.2 生产井配产主控因素分析 |
| 4.1.3 生产井配产指标优化 |
| 4.1.4 生产井配产量计算方法 |
| 4.2 注水井合理配注量优化方法 |
| 4.2.1 注水井配注主控因素分析 |
| 4.2.2 注水井配注指标优化 |
| 4.2.3 注水井配注量计算方法 |
| 4.3 多层多井组合理配产配注优化方法 |
| 4.3.1 目标函数和边界条件 |
| 4.3.2 多层多井组合理配产配注计算流程 |
| 4.3.3 效果预测及提高采收率机理分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 胜利油田某区块注采调配注优化实例 |
| 5.1 区块开发概况 |
| 5.2 典型井组注采调配分析 |
| 5.3 区块整体注采调配优化方案及效果预测 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、高含水油田开发后期稳产途径研究（论文参考文献）
- [1]低油价常态下中国油田开发低成本战略[J]. 宋新民,曲德斌,邹存友. 石油勘探与开发, 2021(04)
- [2]大庆油田公司勘探开发形势与发展战略[J]. 王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君. 中国石油勘探, 2021(01)
- [3]Y区聚合物驱高含水井组成因及调整机理研究[D]. 姚尚空. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]分压注水合理压力系统优化设计方法[D]. 兰天庆. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望[J]. 王凤兰,沙宗伦,罗庆,赵云飞,张继风. 大庆石油地质与开发, 2019(05)
- [6]特高含水后期砂岩油藏流场转换技术研究[D]. 乔峰. 西南石油大学, 2019(06)
- [7]技术创新对企业成本管理创新的影响机制研究[D]. 刘忠全. 中南财经政法大学, 2019(08)
- [8]文25东高含水油田构型控制下的液流方向优化方法研究[D]. 赵磊. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [9]聚合物微球改善水驱技术在S油田的应用研究[D]. 何令普. 西南石油大学, 2018(06)
- [10]高含水油藏注采调配优化方法研究[D]. 王元银. 中国石油大学(华东), 2018(07)