一、混采井分层产能确定的新方法（论文文献综述）
杜童[1]（2020）在《大庆中区西部油田多层合采合理注采压差研究》文中研究表明水驱作为二次采油的关键技术,在油田开发战略中起着重要作用。但随着水驱开发的不断进行,尤其进入高含水率后期,越来越多的问题暴露出来,由于大庆中区西部油层非均质性强,油水黏度差异大,导致部分层位吸水能力差,而很多井过早见水,水淹、水窜和层间干扰问题突出,造成低效无效水循环严重,严重影响了水驱开发效果,增加了生产成本。本文针对上述问题,通过统计大庆中区西部地层的渗透率分布情况,设计了多组室内模拟实验,采用多管并联水驱油室内实验等手段,通过测量含水率、采收率、分流率等参数来研究了注采压差、渗透率级差、提压规律等方面对层间干扰的影响。研究结果表明,多管并联水驱油时,存在一个合理的注采压差使得整体的采收率最大,在本文的实验条件下,合理注采压差为0.1MPa;渗透率级差越大,高渗透率层段对低渗透率层段的干扰程度越强,到达经济极限时,整体采收率越小;相同渗透率级差,不同渗透率级别的岩心进行合采时,以综合采收率为最终判定依据,它们的干扰程度是相似的;多层合采时,在采出端的干扰形式是高渗透率层段的流体流向低渗透率层段,岩心渗透率级别越低,窜流速度越慢,岩心渗透率级差越大,窜流速度越快;逐步提压的水驱开发效果要优于直接提压,过早提压水驱效果较差。在高含水率后期,为了减少层间干扰现象,建议对层系进行重新划分,对高渗透率层段进行调剖或堵水,不建议采用提高注采压差的方式提高水驱采收率。
李清清[2]（2020）在《多层合采井细分采油潜力研究》文中提出油藏处于高含水阶段,剩余油分散,层系间含水差异减小,同井多层高含水矛盾日益突出。目前,同井多井段分层采油工艺技术已经基本完善,大规模推广成为可能,但由于分层采油后井间渗流规律不明确,缺乏细分采油潜力评价理论依据。因此,为了正确评价多层合采井细分采油潜力、准确预测产能,有必要针对细分采油潜力评价进行更加深入、全面的研究。首先,采用不同渗透率的九管岩心并联实验,研究不同注入速度条件下不同含水阶段对产能干扰系数的影响。分别在1m L/min、2m L/min、4m L/min的注入速度下,选取无水期、含水率80%以及含水率为95%时的3个含水阶段,对比多管并联岩心在不同含水阶段的合采及分采产能开发效果,确定产能干扰与含水率、注入速度之间的变化规律:无水期时,随着注入速度的增加,产能干扰系数减小幅度比例分别为1.54%和1.56%;含水率为80%时,产能干扰系数减小幅度比例为1.33%和2.70%;含水率为95%时,产能干扰系数减小幅度比例分别为1.20%和3.66%。这表明在不同的含水率下,随着注入速度的增大,产能干扰系数呈减小的趋势,但减小幅度各有不同。其次,选定典型分层采油试验区,收集整理211口油水井动静态资料,确定油田实际参数,利用Eclipse软件建立多油层中一口采油井概念模型。考虑渗透率级差、平均渗透率、地层压力、地层压力级差、厚度级差、原油粘度、注采井距、产液量及含水率等9个因素,其中每个因素包含8个水平变量,采用正交试验方法设计42个数值模拟方案,进行数值模拟计算,得到合采、分采情况下产能干扰程度与各因素的关系数据,分析合采井产能。建立灰色关联方法数学模型。结合熵权法,计算渗透率级差、平均渗透率、地层压力、地层压力级差、厚度级差、原油粘度、注采井距、产液量及含水率9个因素与产能干扰程度之间的关联度,确定细分采油主控因素。最后,基于渗流理论,建立细分采油潜力评价计算数学模型。选取X-1井、X-2井、X-3井、X-4井和X-5井共5口细分采油典型井进行计算,验证产液量、产油量、含水率、采液指数、采油指数开发指标的计算准确度。编制辅助程序,对5口井的细分采油方案进行计算,对比合采、分采两种不同情况下的含水率、日产油量和采油指数指标的变化情况,评价细分采油潜力。由此得出,分采时单井的产油量平均值为6.25m3/d,平均含水率为87.67%,平均采油指数为1.46m3/（MPa·d）,平均单井产油量增加3.39m3/d,含水率下降6.82百分点,采油指数增加0.79m3/（MPa·d）,产能增加比例为52.22%。
吴婧[3]（2019）在《海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究》文中研究表明位于渤海湾中南部海域的P油田属于大跨度薄互层岩性-构造油藏,该油藏具有埋藏浅、储量丰度高的特点。在前期笼统合注-主力层分采开发模式条件下,油田开发暴露出一系列复杂问题,主要表现出“低采出程度对应高含水率,剩余可采储量高”的主要矛盾。对于这类具有多油组、含油井段跨度大、非均质性强和纵向均衡动用难度大的薄互层油田,层系重组是油田开发中后期减小层间干扰影响、提高采收率的重要手段。从油田各种地质资料、实验室测试化验资料和生产数据入手,利用油藏工程方法和数值模拟技术开展了油田高效开发模式研究,论文取得了相应研究成果:（1）将钻取的储层岩心进行室内相渗实验测试,对储层油水多相渗流特点进行研究并分析了油水多相渗流、有效储层纵向高度分散性（渗透率差异、原油粘度差异和储层厚度差异）对油田高效开发的影响,确定了油田高效开发难点。（2）采用渗流力学油水两相非活塞驱替理论,研究了单层水驱过程中油水两相的渗流动态,按照流管分析法,将平面及纵向多流管水驱油动态进行等时叠加,得到了多层合采时生产井总的生产动态特征,研究了多层纵向非均质性对油田均衡开发的影响。（3）基于油藏薄互层强非均质性特点,建立具有实际地质特征的数值模拟非均质模型并对合采时纵向各油组动用情况进行分析,明确了影响油田均衡开发的层间干扰主要因素是“渗透率和原油粘度”。用典型井生产数据、实验室测得的流体高压物性数据和现场分层产能测试资料等,定量研究了层间干扰系数。（4）以P油田1区北为靶区,对目前开发方式和井网有效性进行系统性评价研究,从纵向均衡动用角度确定了分层系开发的必要性,引入并建立经济界限和厚度下限的开发层系重组综合评判数学模型,确定了油藏开发层系的调整界限,并以1区北为典型区块进行分层系划分重组方案设计和优选。（5）根据P油田1区北的实际生产数据资料,利用油藏工程方法和数值模拟开展了改善开发效果的技术对策研究,配套研究并提出井网井型、地层压力保持水平、采油速度、注采比等技术政策指标。
魏梦园[4]（2019）在《复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究》文中指出复杂断块油藏是是我国油田开发中占重要位置的一类油藏,目前投入开发的地质储量和年产油量约占全国总量的1/3。复杂断块油藏储层构造特征复杂,断层非常发育,储层内部往往分布着许多错综复杂的交叉分布的断层,导致复杂断块油藏储层被断层分割成大小不同的断块,使复杂断块油藏地下储层非均质性严重。因此,分析研究复杂断块油藏的产能计算评价及影响因素对此类油藏的开发具有非常重要的意义。具体来说,本文主要开展了以下几个方面的工作:在对复杂断块油藏基本地质特征调研的基础上,总结断块油藏的分类以及不同类型断块油藏的地质特征。根据油藏渗流基本理论,分析完全封闭断块油藏和半封闭断块油藏一口油井的压降传播,推导产能计算公式,并从断块形状、断块面积以及油井在断块油藏中的位置等方面来分析油井产能的变化规律,同时建立适用于复杂断块油藏的产能评价方法。研究表明,对于完全封闭断块油藏,油井越靠近中心位置、断块形状越接近圆形、生产压差越大、断块面积越小,油井产能越大;对于半封闭边水断块油藏,断块面积越小、沿边水方向上长度越小,油井越靠近断块油藏中心位置或两平行断层中间位置,油井产能越大。针对多层合采的断块油藏,以层间干扰系数定量判别多层合采层间干扰程度,总结层间干扰影响的地质及开发因素,确定层间干扰系数的求取方法,研究计算断块油藏多层合采时的产能,可以有效预测油藏多层合采时不同含水阶段油井的产能。根据等效渗流阻力方法,研究多层合采断块油藏的极限注采压差以及对应的合理液量界限,多层合采断块油藏的液量必须小于该液量界限,并分析知合理液量界限随渗透率差异的减小而增大。采用油藏数值模拟方法,对复杂断块油藏的影响因素及多层合采层间干扰问题进行分析。研究发现,模拟结果与油藏工程理论分析产能变化规律基本相同,多层油藏合采划分开发层系时,应尽量保证中、高渗主力层的开发不受干扰,对于层间干扰严重的多层油藏,应重新细分开发层系进行开发。在实际开发应用中,还应考虑经济成本因素,综合对比方案,结合油田情况确定最佳开采方式。
熊钰[5]（2018）在《凝析气藏循环注气动态分析理论及应用》文中研究指明在全球已发现的凝析油气田（藏）超过12200多个,由于技术条件及供气需求等原因,部分高含凝析油的凝析气藏多采用衰竭式开发,从资料统计来看,目前国内外凝析气藏的开发效果大都不是很理想,如我国最早正式投入开发的板Ⅱ凝析气藏废弃时天然气、凝析油和底原油的采出程度分别为48.9%、37.21%。天然气、凝析油、原油的采出程度均较低。我国牙哈凝析气田复杂程度更高,高温、高压、高含凝析油、高含蜡,对气藏埋藏深、达到5000m,地层压力高,地面回注压力超过60MPa,凝析油储量达到2300万吨,天然气储量达到250亿方。规模如此之大的凝析气田采取高压循环注气开发在国内是首开先例,在国际上也寥寥可数。与此类型气田开发相对应的高压循环注气气藏工程理论,国外起步略早,但也是在摸索中研究分析理论,特别是气藏动态分析方法和开发效果评价及开发水平分级评价方面均没有系统的进行过研究。国内牙哈凝析气田从2000年开始大规模循环注气保压开采,经过十七年开发实践,通过产学研结合研究,特别是塔里木检测到回注干气的超覆气窜对完善循环注气下的渗流理论和指导类似气田的高效开发提供了新的研究基础。本文主要为在2006-2012年间承担的塔里木凝析气田《凝析气田循环注气开发动态评价方法研究》项目和相关项目的研究成果和持续跟踪研究基础上写成的,2012年-2018年的持续性跟踪研究是在没有项目支持下自行进行的,在资料上得到了塔里木相关负责同志的支持,上并取得了以下5个方面的创新性认识和观点成果:（1）高含凝析油的凝析气藏循环注气过程中,基于二元体系的“气-气”平衡,提出注入干气和原地凝析气之间存在“微界面现象”假说,把注入干气运动归纳为驱替作用和扩散混合作用。扩散混合作用含重力分异和热梯度的影响及组分梯度,“微界面现象”和组分梯度共同形成了注入气的宏观超覆运动,导致注入干气的向气藏顶部聚集,使气窜并不遵循按高渗条带气窜的规律。（2）建立了高温高压环境下的气液两相界面张力新公式,完善了适合深层高温高压环境下的气井井筒动态描述方法和凝析气井井底压力精确计算方法,使井底压力的预测和计算精度提高到0.5%。（3）应用泰勒级数展开方法、证明了凝析气井反凝析污染对井底压力的影响表达方法,并用阻塞表皮系数概念建立了产能测试曲线异常的修正方法。建立了基于凝析油气分相拟压力的生产动态拟合产能评价方法,所给出的近井带反凝析饱和度变化显示该方法是合理的。（4）进一步用实际动态数据验证所建立的含有回注比循环注气压降储量的正确性,并从物质平衡方程通式和注采差异法多途径证明了考虑水侵动态影响的循环注气物质平衡方程通用形式。采用函数对比法证明和实践验证证明了水体影响函数形式的统一性。（5）基于“微界面现象”假设,建立了标准通用图版和采收率标定方法,并给出了图版系数确定的基本原理和方法;建立了一套凝析气藏循环注气开发效果评价方法体系和凝析气藏循环注气开发水平评价分级指标体系;这些在持续跟踪研究中显示具有明显的通用性理论特点。
刘明宽[6]（2018）在《煤层气井多层合采产能预测》文中认为煤层因沉积、构造等因素影响,呈现纵向层位多、厚度小的特点,常采用多层合采的开发方式。煤层通常埋藏较浅,且浅层易发生气体逃逸,导致压力减小,更加大了层间压力的差异性。合采过程中,井筒气、液两相流动,液面高度变化将引起各层在井筒处压力相差较大,而现有商业软件未充分考虑层间压力差异及井筒动液面变化,制约了合采产能预测的准确性。本文介绍B煤层气田地质特征、开发历程,研究气田合采现状,对合采效果、单井的合采层数、井筒液面降幅和降速,进行了全气田范围的分析和研究。本文研究煤层气储集、运移机理,分析多层合采产出机理。针对合采开层压力表征不准确的问题,建立了利用动液面数据、考虑分层压力的煤层气多层合采产能模型,且详细描述模型中各参数获取方法。并借助Python计算机语言,进行了精细的计算流程设计,解决了该模型复杂的求解难题。与现有商业软件Eclipse、FAST进行对比,通过单层案例,验证了多层合采产能模型的可靠性;通过多层案例,研究了液面降速对产能的影响程度,体现了多层合采产能模型准确性、优越性。在此基础上,将多层合采产能模型应用到B气田2口典型合采井历史拟合中,并针对3口新井,进行了产能预测,得到单井各层开发指标,便于进行系统评价,对现场煤层气合采井的生产提供一定的指导和建议。
白琳[7]（2018）在《聚合物驱主流线与分流线油藏剩余油特征》文中研究说明采集油田开发取心检查井聚驱主流线和分流线油藏的油砂样品,检测得到黏度、流度、含油饱和度、驱油效率等油藏实验参数,对剩余油的特征、流动性、开采潜力及控制因素等进行了研究。结果表明:剩余油的黏度、流度、含油饱和度、驱油效率等都呈现不同程度的非均质性特征,聚驱主流线较分流线油藏剩余油黏度、流度高,含油饱和度低,驱油效率高;油藏参数对驱油效率影响趋势和程度不同,主流线与分流线油藏剩余油的黏度、流度、孔隙度、渗透率与驱油效率的相关性差别较大;聚驱主流线油藏驱油效率受孔隙度和流度控制,聚驱分流线油藏驱油效率明显受孔隙度、流度和黏度控制;聚驱主流线油藏剩余油开采潜力高于分流线。
张亮[8]（2017）在《东河1CⅢ油藏注气方案优化设计》文中指出碎屑岩油藏整体进入双高开发阶段后,面临含水上升加快、产量递减大、后备资源不足等挑战,稳产上产难度大。塔里木油田受油藏储层深埋藏、高温度、高矿化度、稀井网等不利因素的影响,提高采收率面临极大挑战。通过提高采收率技术前期评价研究,利用气驱的方式来提高油藏采收率可以不受油藏高温、高盐等苛刻条件的限制,在油藏高压条件下采用注气的方式比较容易实现混相驱,加上该地区天然气资源丰富,注气驱是高温高盐油藏提高采收率的现实技术方向。本文采用地质、油藏工程和数值模拟相结合的基本思路,运用油藏工程的相关知识对剩余油分布进行了研究,采用细管试验测定了油藏最小混相压力;通过长岩心驱替实验测试了注入气量和注气速度对采出程度的影响。利用数值模拟的方法对注天然气驱混相机理进行了模拟研究。在此基础上针对东河1油藏地质特征、开采效果,结合前期精描及注气室内评价结果,重点进行了注气工艺参数、注气方式优化设计,选定合适的试验区和注气层位,对比不同井距、不同注采井型、不同注气速度对于注气、采油能力的影响,进行开发调整方案设计与优选,最终得到东河1CIII油藏最佳的注气方案。研究表明:东河油田注伴生气和注干气均可达到混相;低速（1mL/h）注气最终驱油效率较高;以40×104m3/d注气,注气时间应为5年;应采用顶部注天然气,重力辅助驱为主、局部面积驱为辅的混相驱方式;新钻注气井、采油井均应采用水平井,注采井距在400米以上;注气井应位于12+13小层,新钻采油井应位于1砂层组边部及2砂层组;注采比应为1.3,采油速度应为2%3%。通过对注气先导试验井组生产情况跟踪分析,证实注气开发效果显着,明确了碎屑岩“三高”油藏提高采收率主体技术方向。
王博[9]（2017）在《四1区克下组油藏剩余油分布规律及调整对策研究》文中进行了进一步梳理四1区克下组油藏在含水仅70%左右、采出程度为15.6%时因平面上注采井网中井点损失严重,无法形成注采对应关系,且仅有零星井进行生产,因此该区1993年被列为废弃油藏进行特殊管理。该油藏储层非均质性强,纵向小层多,油层动用程度低,剩余储量大,主力油层采出程度较低,整体水淹情况相对较弱且废弃前整个油藏含水率相对较低,因此该油藏具有较大的二次开发和调整潜力。通过对该区克下组油藏的构造特征、储层特征、油砂体展布规律及开发阶段存在的问题再研究、再认识,弄清了剩余油在平面及剖面的分布规律,找出了剩余油富集的区域。同时通过对该区的各个小层剩余油进行了定量分析,确定了各小层的潜力情况。利用剩余油研究成果确定了调整思路,制定了调整原则,采用了多种油藏工程的方法制定出与该区相适应的井网形式、井距及压力保持程度等开采技术政策界限指标,并提出了整体挖潜方案。在初期试油资料和油藏数值模拟落实单井产能的基础上确定区块产能规模,同时进行油藏开发指标的预测,优选合理方案。为降低整体挖潜及调整的开发风险,故先选出具有代表性的区域进行试验井组先期实施,进行相应的资料录取,在试验井组开采效果的基础上进行整体开发调整,通过整体的开发调整该油藏的最终采收率可提高15个百分点以上,为类似油藏的开发调整提供了可借鉴的经验。
马莉[10]（2015）在《孤东油田九区稠油合采井单层产能贡献计算》文中认为为优化生产,许多生产开发井是两个或多个油层混合开采的,弄清楚每个单油层对多层合采井的产量贡献比例,并动态监测石油产量随开采时间的变化、监测油井生产动态、对油藏进行分层管理、识别是否有油井槽窜或边水突进等现象,对于油田制定调整开发方案、优化油田管理具有重要意义。对重质稠油两层合采井,通常无法实施常规产液剖面测井,另外稠油因生物降解,正构烷烃的损失,用色谱指纹法研究稠油油藏合采井单层产能贡献又有一定局限性。而稠油中芳烃化合物保存相对完整,本文以孤东油田九区Ng55、Ng61两小层稠油合采井为例,通过实验室内对两单层稠油进行不同比例配比,应用全油色谱-质谱分析,筛选芳烃参数,计算合采井的单层产能贡献比例。研究发现孤东油田九区原油样品受到生物降解,正构烷烃损失,姥鲛烷与植烷凸显,含有一定量的β-胡萝卜烷；三环萜烷的相对含量较低,C23-三环萜烷相对丰度较高,C19-C21-C23-三环萜烷呈上升型；在藿烷系列中,C29藿烷丰度低于C30藿烷,伽马蜡烷与其它化合物共逸出峰,Ts略高于Tm,含有很高的25-降藿烷,原油遭到6-7级生物降解且可能为两期原油；ααα20RC27-ααα20RC28-ααα20RC29规则甾烷构型为“V”字型,C29丰度低于C27；芳烃分布呈现单峰前峰型,以三环及二环化合物为主,蒽的含量很少,检测出荧蒽、芘等化合物。1,2,5-/1,3,6-三甲基萘比值在0.87-6.27之间,2,3,6-三甲基萘/（2,3,6+1,2,5）-三甲基萘比值介于0.27-0.50,1,3,6,7-四甲基萘/（1,3,6,7+1,2,5,6）-四甲基萘比值介于0.25-0.43,MPI1值介于0.10-0.84,Rc值介于0.45%-0.90%；三芴系列化合物中,芴系列化合物含量最高,二苯并噻吩/菲值约为0.15。综上所述,孤东九区原油成熟度较高,母质来源以陆源有机质为主,同时有低等水生生物及藻类的贡献,沉积环境为淡水-微咸水湖相沉积环境。通过实验室内配比实验及验证,发现（1,4,6-TMN+2,3,6-TMN）/1,2,5-TMN比值与混合油中端元油所占比例有非常好的线性相关性,R2高达0.992,配比原油的Ng61小层原油所占比例的实际值与计算值之间误差小于5%；用同样的色谱-质谱分析条件分析了孤东九区来自Ng55、Ng61两小层合采的G09-3N2、GOGDR2*18、 GOGDR3-1、GOGDR3-13、GOGDR4-1、GOGDR4-7、GOGDR4-207井稠油样品,将各合采井原油的（1,4,6-TMN+2,3,6-TMN）/1,2,5-TMN比值投入到关系式中,求得各井Ng55、Ng61小层原油对产能的贡献比例。其中GOGDR3-1、GOGDR3-13井原油中,Ng55小层几乎已经没有贡献,原油主要来自Ng61小层,计算结果与研究区油层连通性较一致。另外通过配比实验还发现1,5-DMN的浓度与Ng61端元原油所占比例有最好的线性关系,R2高达0.984,实验室配比实验的Ng61小层原油所占比例的实际值与计算值之间误差小于10%；但依据1,5-DMN的绝对浓度值计算的结果很不理想,GOGDR2*18井、GOGDR3-13井及GOGDR4-7井计算的Ng61小层所占比例都超过了100%,而GOGDR4-1井、GOGDR3-1、G09-3N2井Ng61小层所占比例与另一种方法的比较,发现有较大的差距,这可能与实验、积分、化合物在原油中的含量等因素有关。
二、混采井分层产能确定的新方法（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、混采井分层产能确定的新方法（论文提纲范文）
（1）大庆中区西部油田多层合采合理注采压差研究（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 国内外技术研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 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 岩心孔喉特征研究 |
| 2.1 实验步骤及标准 |
| 2.1.1 标准 |
| 2.1.2 实验步骤 |
| 2.2 实验仪器及材料 |
| 2.2.1 实验仪器 |
| 2.2.2 实验材料 |
| 2.3 实验结果及分析 |
| 2.3.1 天然岩心与人造岩心孔喉差异分析 |
| 2.3.2 不同渗透率岩心孔喉差异分析 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 注采压差对层间干扰的影响 |
| 3.1 实验压差和渗透率的选择 |
| 3.1.1 注采压差的选择 |
| 3.1.2 岩心渗透率的选择 |
| 3.2 实验方案及实验步骤 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.3 实验材料 |
| 3.4 实验结果及分析 |
| 3.4.1 不同驱替压差对含水率的影响 |
| 3.4.2 不同驱替压差下采收率的变化 |
| 3.4.3 不同驱替压差对分流率的影响 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 渗透率级差对层间干扰的影响 |
| 4.1 实验方案 |
| 4.2 实验材料及实验步骤 |
| 4.2.1 实验材料 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.3 实验结果及分析 |
| 4.3.1 渗透率级差对采收率的影响 |
| 4.3.2 渗透率级差对分流率的影响 |
| 4.3.3 渗透率级差对含水率的影响 |
| 4.3.4 相同渗透率级差不同渗透率级别对采收率的影响 |
| 4.3.5 相同渗透率级差不同渗透率级别对分流率的影响 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 多层合采条件下采出端层间窜流规律 |
| 5.1 实验方案 |
| 5.2 实验材料及实验步骤 |
| 5.2.1 实验材料 |
| 5.2.2 实验步骤 |
| 5.3 实验结果及分析 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 提压对层间干扰的影响 |
| 6.1 人造岩心双管并联提压实验 |
| 6.1.1 实验目的 |
| 6.1.2 实验方案 |
| 6.1.3 实验仪器设备 |
| 6.1.4 实验材料及实验步骤 |
| 6.1.5 实验结果及分析 |
| 6.2 提压规律对水驱效果的影响 |
| 6.2.1 实验目的 |
| 6.2.2 实验方案 |
| 6.2.3 实验材料 |
| 6.2.4 实验结果及分析 |
| 6.3 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（2）多层合采井细分采油潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 绪论 |
| 1 研究目的与意义 |
| 2 国内外研究现状 |
| 3 本文研究内容 |
| 第一章 产能干扰规律实验研究 |
| 1.1 实验准备 |
| 1.1.1 实验条件 |
| 1.1.2 实验设备及流程 |
| 1.2 实验方案设计 |
| 1.3 产能干扰原理 |
| 1.4 实验结果分析 |
| 1.4.1 注入速度为1mL/min |
| 1.4.2 注入速度为2mL/min |
| 1.4.3 注入速度为4mL/min |
| 1.4.4 注入速度对产能干扰的影响 |
| 1.5 本章小结 |
| 第二章 合采井产能数值模拟评价 |
| 2.1 概念模型 |
| 2.2 数值模拟研究 |
| 2.2.1 方案设计 |
| 2.2.2 方案分析 |
| 2.2.3 方案结果 |
| 2.3 合采井产能分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 细分采油主控因素研究 |
| 3.1 基于熵权的灰色关联法 |
| 3.2 影响因素权重计算 |
| 3.3 确定主控因素 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 细分采油潜力评价数学模型开发效果预测 |
| 4.1 细分采油潜力评价物理模型 |
| 4.1.1 模型假设条件 |
| 4.1.2 渗流理论在细分采油潜力评价计算模型中的应用 |
| 4.2 建立细分采油潜力评价数学模型 |
| 4.3 细分采油潜力评价模型辅助程序 |
| 4.3.1 数据准备 |
| 4.3.2 计算流程 |
| 4.4 细分采油产能计算 |
| 4.4.1 X-1井细分采油产能计算 |
| 4.4.2 X-2井细分采油产能计算 |
| 4.4.3 X-3井细分采油产能计算 |
| 4.4.4 X-4井细分采油产能计算 |
| 4.4.5 X-5井细分采油产能计算 |
| 4.4.6 细分采油开采特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读研究生期间研究成果 |
| 致谢 |
（3）海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究（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 油田高效开发经验 |
| 1.2.2 层间干扰研究 |
| 1.2.3 海洋油气田开发与陆地油气田开发的区别 |
| 1.3 研究内容、方法及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及技术路线 |
| 1.4 工作量统计及创新点 |
| 第2章 油藏地质特征及生产特征分析 |
| 2.1 地理位置及构造背景 |
| 2.2 地层层序和油组划分 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石类型 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 非均质性特征 |
| 2.4 油藏温压系统与流体特征 |
| 2.5 油田生产特征分析总结 |
| 2.5.1 油田开发简况 |
| 2.5.2 区块开发暴露出的问题 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 储层油水多相渗流特点与油田高效开发难点 |
| 3.1 储层油水多相渗流特点研究 |
| 3.1.1 实验条件及方法 |
| 3.1.2 实验结果总体情况分析 |
| 3.2 油田高效开发难点分析 |
| 3.2.1 油水多相渗流对油田高效开发的影响分析 |
| 3.2.2 有效储层纵向高度分散性对高效开发的影响分析 |
| 3.2.3 区块高效开发难点归纳总结 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 大跨度薄互层油藏非均质性及层间干扰研究 |
| 4.1 多层纵向非均质对均衡开发的影响 |
| 4.1.1 单层水驱两相渗流动态 |
| 4.1.2 多层纵向非均质性对均衡开发的影响 |
| 4.2 多层油藏合采层间干扰的定性研究 |
| 4.2.1 数值模拟非均质模型的建立 |
| 4.2.2 层间干扰影响因素分析 |
| 4.3 多层合采层间干扰层数的确定 |
| 4.3.1 室内物理模拟实验 |
| 4.3.2 层间干扰系数的确定 |
| 4.4 层间干扰对油井产能影响分析 |
| 4.4.1 定向井产能计算模型 |
| 4.4.2 产能预测及层间干扰对产能影响程度分析 |
| 4.4.3 水平井产能计算模型及采油能力 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 目前开发模式适应性分析及优化研究 |
| 5.1 目前开发方式适应性评价 |
| 5.1.1 储层天然能量评价及开采潜力分析 |
| 5.1.2 油藏水驱开发潜力分析与合适的开发方式确定 |
| 5.2 目前注采井网的有效性分析 |
| 5.2.1 启动压力梯度与有效注采系统 |
| 5.2.2 油藏启注压力分析 |
| 5.2.3 开发层系组合的渗透率级差界限分析 |
| 5.2.4 目前井网合注合采下的纵向动用分析 |
| 5.3 开发层系调整界限研究 |
| 5.3.1 层系划分原则 |
| 5.3.2 综合评判模型及经济下限研究 |
| 5.3.3 确定分层系开发地层跨度界限 |
| 5.3.4 层系重组划分论证方法 |
| 5.3.5 P油藏层系划分重组方案设计 |
| 5.3.6 P油藏1区北层系划分重组方案优化论证 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 合理工作制度优化研究 |
| 6.1 生产井井型优选 |
| 6.2 开发井网优化研究 |
| 6.2.1 合理开发井网确定 |
| 6.2.2 合理井距确定 |
| 6.3 压力系统优化研究 |
| 6.3.1 油藏地层破裂压力的确定 |
| 6.3.2 油井最小井底流压确定 |
| 6.3.3 油藏合理地层压力保持水平 |
| 6.4 采油速度优化研究 |
| 6.4.1 油藏合理采油速度确定 |
| 6.4.2 不同开发阶段的合理采油速度确定 |
| 6.5 油藏合理注水时机、注采比分析 |
| 6.5.1 注水时机 |
| 6.5.2 注采比优化 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕±学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究（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 复杂断块油藏的开发研究现状 |
| 1.2.2 直井产能的研究现状 |
| 1.2.3 多层合采的研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 复杂断块油藏基本特征及分类 |
| 2.1 断块油田概念 |
| 2.2 断块油藏地质特征 |
| 2.2.1 地质构造 |
| 2.2.2 基本地质特点 |
| 2.3 断块油藏分类内容与基本特点 |
| 2.3.1 断块油藏分类内容 |
| 2.3.2 几种主要类型断块油藏的地质特点 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 复杂断块油藏直井产能研究 |
| 3.1 基本直井产能理论研究 |
| 3.1.1 定产量直井产能理论 |
| 3.1.2 对于变产量生产问题的研究 |
| 3.2 完全封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.2.1 产能公式的推导 |
| 3.2.2 产能影响因素 |
| 3.3 半封闭型断块油藏的产能研究 |
| 3.3.1 产能公式的推导 |
| 3.3.2 产能影响因素 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 复杂断块油藏产能评价研究 |
| 4.1 单相流油藏产能评价 |
| 4.1.1 稳定产能评价 |
| 4.1.2 非稳定产能评价 |
| 4.2 多相流油藏产能评价 |
| 4.2.1 多相流稳定产能评价 |
| 4.2.2 多相流非稳定产能评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 断块油藏多层合采产能研究 |
| 5.1 断块油藏多层合采层间干扰现象及产生因素 |
| 5.1.1 多层合采井的层间干扰现象 |
| 5.1.2 层间干扰因素 |
| 5.2 层间干扰系数的定义与求取新方法 |
| 5.2.1 层间干扰系数定义 |
| 5.2.2 层间干扰系数求取 |
| 5.3 多层合采存在层间干扰的产能研究 |
| 5.3.1 渗透率级差影响的层间干扰 |
| 5.3.2 层间干扰产能公式的推导 |
| 5.3.3 实例简析 |
| 5.4 多层断块油藏不同合采方式的产能研究 |
| 5.5 多层合采断块油藏合理液量界限研究 |
| 5.5.1 渗流阻力计算 |
| 5.5.2 极限压差计算 |
| 5.5.3 合理液量界限理论计算 |
| 5.5.4 实例计算与影响因素分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 产能影响因素及多层合采层间干扰分析 |
| 6.1 单一因素分析 |
| 6.1.1 油井位置离断层距离 |
| 6.1.2 油井位置离边水距离 |
| 6.1.3 断块面积 |
| 6.1.4 含油层层数 |
| 6.1.5 层间渗透率差异 |
| 6.2 复合因素分析 |
| 6.3 合采开发层系方案对比分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间的学术成果 |
（5）凝析气藏循环注气动态分析理论及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气田循环注气开发特点 |
| 1.2.2 国内外研究现状 |
| 1.2.2.1 关于地层凝析露点变化和气窜发生机理现状 |
| 1.2.2.2 关于高温高压凝析气井的井底压力计算现状 |
| 1.2.2.3 关于反凝析污染对产能的影响研究 |
| 1.2.2.4 循环注气下的动储量计算 |
| 1.2.2.5 循环注气凝析气藏的开发效果评价及采收率标定 |
| 1.3 本文研究的技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 1.5.1 主要创新点 |
| 第2章 牙哈凝析气藏的基本特征概述 |
| 2.1 牙哈构造特征 |
| 2.1.1 牙哈地层层序及构造要素 |
| 2.2 牙哈基本沉积特征 |
| 2.3 岩石学特征 |
| 2.4 孔隙类型 |
| 2.5 储层物性及非均质特征 |
| 2.5.1 基本物性特征 |
| 2.5.2 层内非均质性 |
| 2.5.3 层间非均质性 |
| 2.5.4 平面非均质性 |
| 2.6 气藏类型 |
| 2.6.1 气藏温度压力系统 |
| 2.6.2 流体性质 |
| 2.6.3 纵向上气水关系 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 气窜动态分析基本理论与方法研究 |
| 3.1 高温高压凝析气井井底压力的准确计算方法研究 |
| 3.1.1 不稳定传热下的温度压力耦合计算方法与改进 |
| 3.1.1.1 半稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.1.2 非稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.2 有水凝析气井的井底压力计算方法与改进 |
| 3.2 油气组分非平衡状态下的梯度理论与注气运动规律研究 |
| 3.2.1 非平衡气窜的组分梯度推证 |
| 3.2.2 注入干气运动规律的现场测试与认识讨论 |
| 3.3 气窜判别方法研究 |
| 3.3.1 经验判断法 |
| 3.3.2 采出气组分变化图版判断法 |
| 3.3.2.1 图版的制作和功能 |
| 3.3.2.2 实例应用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 循环注气条件下气井产能评价方法研究 |
| 4.0 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三区的特点简述 |
| 4.1 多孔介质中凝析油、气两相渗流的数学模型建立 |
| 4.1.1 考虑Ⅰ区为主体的理论产能方程建立 |
| 4.2 基于油气两相流动区边界扩展的饱和度约束求解法研究 |
| 4.2.1 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个区各自的拟压力方程 |
| 4.2.2 近井地带油气两相流动区动边界的确定方法 |
| 4.2.3 Ⅰ区向外扩展动边界的求解方法建立与改进 |
| 4.2.4 实例与应用分析 |
| 4.3 基于阻塞表皮系数法的产能试井解释方法研究 |
| 4.3.1 考虑反凝析阻塞影响的产能数据处理理论与方法 |
| 4.3.2 反凝析因子及阻塞压降的计算方法论述 |
| 4.3.3 实例应用与分析 |
| 4.4 基于分相拟压力的生产动态拟合法产能评价方法研究 |
| 4.4.1 分相拟压力基本理论的建立 |
| 4.4.2 基于分相拟压力的生产动态拟合法的实现 |
| 4.4.3 实例分析与讨论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 循环注气条件下的动储量计算方法研究 |
| 5.1 循环注气下物质平衡方程及改进研究 |
| 5.1.1 物质平衡方程法的改进与检验 |
| 5.1.2 改进方法的实例分析与对比 |
| 5.2 基于水侵动态分析的储量计算方法对比与讨论 |
| 5.2.1 生产指示曲线法 |
| 5.2.2 非线性物质平衡法的改进与应用讨论 |
| 5.2.3 边底水体影响函数的统一性证明与应用分析 |
| 5.3 非线性拟合最优拟合求取AIF函数的算法浅析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 循环注气开发效果评价体系研究 |
| 6.1 循环注气开发采收率标定方法研究 |
| 6.1.1 干气采收率的标定方法 |
| 6.1.2 凝析油采收标定方法建立与对比论证 |
| 6.1.3 凝析油采收率经验式的跟踪检验与对比评价 |
| 6.2 开发效果评价通用图版建立的基本理论和方法研究 |
| 6.2.1 通用图版建立的基本理论与假设 |
| 6.2.2 生产气油比评价图版建立与标准化 |
| 6.2.3 无因次气窜程度评价标准图版建立 |
| 6.2.4 通用标准图版的应用检验 |
| 6.3 注气波及效率及利用率分析方法建立 |
| 6.3.1 注气波及效率计算方法研究 |
| 6.3.2 注气利用率评价基本方法 |
| 6.3.3 实例应用与检验 |
| 6.4 循环注气开发效果评价指标定义与应用 |
| 6.4.1 注采井开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.2 循环注气开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.3 循环注气凝析气藏综合开发水平评价指标集及应用 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间的部分学术成果 |
（6）煤层气井多层合采产能预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 煤层气渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 煤层气产能模型研究现状 |
| 1.2.3 煤层气合采产能研究现状 |
| 1.2.4 目前存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 B煤层气田生产概况 |
| 2.1 煤层气田地质特征 |
| 2.1.1 煤储层特征 |
| 2.1.2 气体组分与温压系统 |
| 2.2 煤层气田开发历程 |
| 2.2.1 开发层系变化 |
| 2.2.2 合采效果分析 |
| 2.3 煤层气田合采规律研究 |
| 2.3.1 单井合采层位研究 |
| 2.3.2 井筒液面规律研究 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 煤层气多层合采产能计算方法研究 |
| 3.1 煤层气多层合采产出机理 |
| 3.1.1 煤层气储集、运移机理 |
| 3.1.2 多煤层开采产出机理 |
| 3.2 煤层气多层合采产能模型 |
| 3.2.1 假设条件 |
| 3.2.2 考虑分层压力的数学模型 |
| 3.3 煤层气多层合采产能计算 |
| 3.3.1 基础参数求取 |
| 3.3.2 计算流程 |
| 3.4 煤层气多层合采产能程序设计 |
| 3.4.1 总体结构设计 |
| 3.4.2 模块功能及设计 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 煤层气多层合采产能模型验证 |
| 4.1 单层案例验证对比 |
| 4.1.1 定井底流压算例 |
| 4.1.2 定最大产液量算例 |
| 4.2 多层案例与FAST对比 |
| 4.2.1 变液面下降速度算例 |
| 4.2.2 变液面下降幅度算例 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 B煤层气田实例应用与分析 |
| 5.1 单井参数获取 |
| 5.1.1 气水产量分析 |
| 5.1.2 储层参数数据 |
| 5.1.3 动态数据 |
| 5.2 参数敏感性分析 |
| 5.3 单井历史拟合 |
| 5.3.1 原则及步骤 |
| 5.3.2 历史拟合结果 |
| 5.4 新井产能预测 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）聚合物驱主流线与分流线油藏剩余油特征（论文提纲范文）
| 1 开发状况 |
| 2 实验方法 |
| 3 实验结果及讨论 |
| 3.1 聚驱主流线油藏 |
| 3.1.1 剩余油特征 |
| 3.1.2 剩余油性质及流动性特征 |
| 3.1.3 剩余油开采潜力分析 |
| 3.2 聚驱分流线油藏 |
| 3.2.1 剩余油特征 |
| 3.2.2 剩余油性质及流动性特征 |
| 3.2.3 剩余油开采潜力分析 |
| 3.3 聚驱主流线与分流线油藏对比 |
| 3.3.1 油藏特征对比 |
| 3.3.2 驱油效率影响因素对比 |
| 4 结论 |
（8）东河1CⅢ油藏注气方案优化设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 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 开发状况及效果评价 |
| 2.1 开发调整状况 |
| 2.2 开发效果评价 |
| 2.2.1 产量递减分析 |
| 2.2.2 含水分析 |
| 2.2.3 压力保持程度 |
| 2.2.4 注水状况及评价 |
| 2.2.5 水驱可采储量标定 |
| 2.2.6 开发水平分级 |
| 2.2.7 开发矛盾与调整对策 |
| 第三章 试验区选择 |
| 3.1 试验必要性 |
| 3.2 试验区确定 |
| 3.2.1 筛选原则 |
| 3.2.2 试验区确定 |
| 3.3 试验区开发效果简介 |
| 3.4 试验区地质特征 |
| 3.4.1 构造特征 |
| 3.4.2 储层特征 |
| 3.4.3 隔夹层特征 |
| 第四章 气驱机理研究及注气方案设计 |
| 4.1 剩余油分布研究 |
| 4.1.1 产量劈分 |
| 4.1.2 数值模拟 |
| 4.2 注烃气混相驱机理研究 |
| 4.2.1 最小混相压力实验研究 |
| 4.2.2 最小混相压力测试与评价 |
| 4.2.3 原油膨胀实验研究 |
| 4.2.4 长岩心驱替实验研究 |
| 4.2.5 实验拟合与相态参数场建立 |
| 4.2.6 注天然气驱混相机理模拟 |
| 4.3 注气驱注采参数优化研究 |
| 4.3.1 注气方式优选研究 |
| 4.3.2 注气试验区与注气层位 |
| 4.3.3 注采井型优选研究 |
| 4.3.4 注采井距优化研究 |
| 4.3.5 注采参数优化研究 |
| 4.3.6 注气规模 |
| 4.4 注气方案设计及优选 |
| 4.4.1 设计依据和原则 |
| 4.4.2 方案设计思路 |
| 4.4.3 对比方案设计 |
| 4.4.4 推荐方案要点 |
| 第五章 注气先导试验实施情况 |
| 5.1 注气先导试验井组 |
| 5.2 注气先导试验效果 |
| 5.3 注气混相评价 |
| 5.4 阶段认识 |
| 结论 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）四1区克下组油藏剩余油分布规律及调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 课题的研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 课题的研究方法及技术路线 |
| 1.3.1 课题的研究方法 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 四1区克下组油藏概况 |
| 2.1 基本概况 |
| 2.2 地质特征 |
| 2.3 勘探开发简历及开发现状 |
| 2.4 油藏在开发中存在的主要问题及潜力点 |
| 本章小结 |
| 第三章 油藏剩余油分布规律 |
| 3.1 剩余油定性分析 |
| 3.2 油藏数值模拟 |
| 3.2.1 模型及参数选择概况 |
| 3.2.2 小层开发指标 |
| 3.2.3 小层剩余油定量分析 |
| 3.2.4 饱和度定量分析 |
| 3.2.5 剩余油分布规律 |
| 3.3 剩余油分类评价 |
| 3.3.1 分类小层的潜力分析 |
| 3.3.2 分油层组剩余油潜力分析 |
| 本章小结 |
| 第四章 开发技术政策研究 |
| 4.1 开发层系划分及井网形式优选 |
| 4.2 井网密度研究 |
| 4.4 注采压力系统研究 |
| 4.5 单井产能确定 |
| 本章小结 |
| 第五章 调整方案研究 |
| 5.1 方案调整依据及调整原则 |
| 5.2 调整方案部署 |
| 5.3 方案优选 |
| 5.4 试验井组及试验井 |
| 本章小结 |
| 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）孤东油田九区稠油合采井单层产能贡献计算（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外发展现状 |
| 1.3 研究的主要内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 完成的实物工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 第3章 样品与实验条件 |
| 3.1 样品信息与实验试剂 |
| 3.2 实验分析条件 |
| 第4章 原油的地球化学特征 |
| 4.1 原油的常规物性特征 |
| 4.2 饱和烃的特征 |
| 4.3 芳烃特征 |
| 第5章 实验室内配比的原理及验证 |
| 5.1 配比原理及步骤 |
| 5.2 配比样品芳烃中萘系列化合物的变化规律特征 |
| 5.3 芳烃参数筛选 |
| 5.4 绝对浓度法 |
| 第6章 合采井单层产能计算结果分析 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、混采井分层产能确定的新方法（论文参考文献）
- [1]大庆中区西部油田多层合采合理注采压差研究[D]. 杜童. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]多层合采井细分采油潜力研究[D]. 李清清. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]海上大跨度薄互层油藏高效开发模式研究[D]. 吴婧. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]复杂断块油藏多层合采直井产能分析研究[D]. 魏梦园. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]凝析气藏循环注气动态分析理论及应用[D]. 熊钰. 西南石油大学, 2018(06)
- [6]煤层气井多层合采产能预测[D]. 刘明宽. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [7]聚合物驱主流线与分流线油藏剩余油特征[J]. 白琳. 大庆石油地质与开发, 2018(02)
- [8]东河1CⅢ油藏注气方案优化设计[D]. 张亮. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [9]四1区克下组油藏剩余油分布规律及调整对策研究[D]. 王博. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [10]孤东油田九区稠油合采井单层产能贡献计算[D]. 马莉. 长江大学, 2015(01)