一、江苏油田WZ油区W5断块稠油热采后油层变化研究（论文文献综述）
许声瑞[1]（2018）在《海上A气田出砂井化学防砂技术研究》文中指出海上疏松砂岩气藏在开采中后期,由于地层压力下降、地层见水及生产制度不合理等因素导致部分气井频繁出砂,砂粒堆积堵住射孔段,造成气井产量下降,同时高速流动的砂粒会冲蚀并损坏沿程的生产设备,存在一定的安全隐患。目前海上气田出砂井防砂技术主要以高级优质筛管防砂及砾石充填防砂为主,其在中粒度（粒径大于90 μm）出砂井中取得了较好的效果,但在治理粒径小于90 μ m的细粉砂出砂井时现场应用效果不佳,因此有必要对该类型气藏的气井防砂开展研究。本文选取海上A气田实际出砂井为研究对象,以化学防砂适应性为主题,应用室内模拟实验的方法,对其开展深入研究并取得如下成果:（1）通过详细分析A气田的储层物性、岩性、温压等特征,结合该区域出砂和防砂特点,探讨了 A气田采用化学固砂的可行性。（2）选择天然露头岩心为固结基础,利用“注入法”制作固结岩心,建立了气井化学固砂模拟评价方法。（3）结合室内实验结果,前置液配方为:水+3%KCl+5%互溶剂PCS+2%SH降压助排剂。（4）通过室内实验,确定YH微乳水基固砂液配方为:8%树脂YH-01+12%固化剂YH-02+4%调节剂 YH-03+0.5%偶联剂 YH-04+75.5%稀释剂（3%NaCl 盐水）。（5）针对A1出砂井,设计了单井化学固砂技术方案并开展现场应用。
汪洋[2]（2018）在《低效水平井不同吞吐方式提高采收率研究 ——以Z43油藏为例》文中认为JS油田构造复杂,断层发育,多为复杂断块油气藏,各区块间油层连通性较差,很难通过建立联立井网的方式有效开发,诸多区块多以水平井独立控制开采。截至目前,因高含水或原油黏度偏高的影响,JS油田23多个油田54个断块中,低效水平井占水平井总数的45.5%,但累产仅占15.2%,越来越多的水平井处于低产低效高含水开采状态。针对JS油田低效水平井存在的问题,并基于当前注气吞吐以及注化学剂辅助注气吞吐的实例经验和理论依据,本文以JS油田Z43断块普通稠油油藏为例,参考该断块油藏的流体物性,在此基础上开展了原始地层井流物PVT实验,并对实验参数进行拟合;分析了注CO2吞吐的吞吐机理,以及注堵水剂和降黏剂等化学剂辅助吞吐的作用机理以及在数值模拟中的实现方式;最后采用油藏工程理论、流体相态实验,数值模拟技术和现场实践相结合的方式,针对JS油田低效水平井高含水和原油黏度偏高的问题,构建低效水平井不同吞吐方式数值模拟模型,对各种不同吞吐方式提高采收率的机理及参数优化进行了研究。论文取得的认识如下:（1）PVT相态实验表明目标井油藏为典型的普通稠油油藏,地层原油体积系数较小,膨胀能量有限,衰竭式开发最终采收率较低;（2）注气膨胀实验说明CO2可以有效降低原油黏度,降黏效果可达25.92%,并能提高地层流体流动性能、达到“蒸发汽驱”,CO2能够波及井筒周边25m的区域;（3）降黏剂室内研究实验说明降黏剂可以极大程度上降低原油黏度,降黏效果可达98.1%,并通过非线性黏度混合,得以在数值模拟中达到降黏增油的效果;度;（4）堵水剂通过分子吸附和选择性堵水降低油井含水,并增加水相黏度以抑制水相流动,但堵水剂分子在抑制水相流动的同时也有可能堵塞油相孔道导致憋压,并降低后期产油效果;（5）注降黏剂辅助CO2吞吐方案中,CO2注入量为800t、CO2注入速度30m3/d、降黏剂最优注入量为800t（摩尔浓度为5%）、注入速度100t/d、焖井时间10d、采液强度35m3/d,最优吞吐周期为3个轮次;（6）注堵水剂辅助CO2吞吐方案中,CO2的最优注入量为300t、CO2注入速度30t/d、焖井时间l0d、采液强度30m3/d、堵水剂最优注入量为l00t（摩尔浓度为0.35%）、最优吞吐周期为2个轮次;（7）低效水平井不同吞吐方式开发方案优选,在优选的吞吐周期内,注堵水剂辅助CO2吞吐的累积增油量为累积增油量为1205.8t,换油率为2.01t/t,注降黏剂辅助CO2吞吐的累积增油量为1383.05t,换油率为0.58t/t。
李亚丽[3]（2018）在《渤海B油田低矿化度注水适用性研究》文中指出注水开发是一种最经济可行的开发方式,在中国各大油田广泛应用。目前渤海B油田与其它海上油田一样,注入水主要是产出污水、海水与产出污水的混注水。但现有产出污水的量远远不够开发所需,需要补充更多的注入水;并且混注水矿化度高,容易腐蚀管线,对设备的要求较高,经济效益差。通过文献调研发现很多研究中显示低矿化度的水能使原油采收率提高,因此提出渤海B油田采用低矿化度水作为注入水,希望能改善油田现状,提高油田采收率。低矿化度水驱是指向油藏注入含有低浓度可溶性固体总量的水,通常要求注入水的总矿化度低于5,000mg/L。为了研究低矿化度水驱在在渤海B油田的适用性、适用矿化度范围以及提高采收率的机理,本文做了以下研究:1、根据渤海B油田的储层情况制作人造岩心,开展了相对渗透率曲线测定实验和低矿化度室内水驱实验。考虑黏土矿物影响的情况下,研究低矿化度水驱提高采收率的驱油效果,验证了低矿化度注水在渤海B油田具有适用性。2、通过改变盐水离子组成及浓度条件,研究不同岩石矿物表面的Zeta电位值变化规律及润湿性变化规律,探讨了矿物表面电荷对矿物表面润湿性的影响。3、根据数理统计获得不同盐水离子组成及浓度条件下岩石矿物表面Zeta电位值变化规律与润湿性变化规律,并与实验数据对比分析,证明低矿化度注水在渤海B油田条件下的作用机理主要是通过改变双电层厚度与润湿性来实现采收率的提高,并且此机理符合加合规律。最后结合所有实验结果提出渤海B油田低矿化度注水的矿化度为地层水的20%左右。
苏晓明,练章华,李忠伟,熊汉桥,吕振峰,闵令元[4]（2018）在《特超稠油油藏热采中温敏损害机理》文中提出为了研究温度变化对特超稠油油藏储层的影响,文中通过对比常温和高温条件下的碱敏和盐敏实验,结合高温黏土转化实验、不同温度下的驱替实验进行分析。结果表明,温度对特超稠油油藏的开采有明显影响。在高温条件下,稠油油藏更容易发生碱敏和盐敏损害,易造成储层渗透率下降;在高温条件下,储层胶结物质容易发生破坏,释放出大量的微小固体颗粒,微小颗粒随着流体的注入运移到狭窄的孔喉处,导致部分孔喉失去流通能力造成严重的储层损害;在高温条件下,黏土矿物易发生转化,生成方沸石和伊利石,方沸石和伊利石随流体的注入运移到狭窄孔喉处,易造成储层损害;在注采过程中提高蒸汽干度,充分利用高温"溶蚀增孔"效应,提高储层的采收率。该研究成果为同类稠油油藏的注蒸汽开采提供了理论指导。
马成龙[5]（2018）在《稠油蒸汽辅助重力泄油开发中受效区的判识方法与应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例》文中认为辽河稠油开发建设历经四次技术创新,形成了以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）有效接替,火驱起步探索的开发格局。截止到目前,热采稠油已逾1.65亿吨,为辽河油田千万吨稳产做出重要贡献。SAGD技术作为方式转换核心技术之一,扮演着非常重要的角色。随着SAGD开发的不断深入,受效区的识别以及未受效区即剩余油潜力区的挖掘显得尤为重要。因此,以辽河西部凹陷S区馆陶油藏为例,在大量的岩心宏观特征资料、岩心化验分析资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等基础上,先从岩心宏观特征、微观特征、电性特征和开发动态监测特征等方面多手段定性判别受效区,再从矿物或流体的类型、成分及含量的变化等直接证据入手,建立受效区判别标准,定量识别受效区,最后依据判别标准识别受效区,确定研究区未受效区的类型主要包含两种:"原生"非优势渗流区和"次生"非优势渗流区。针对不同类型的未受效区即剩余油潜力区,制定低物性段射孔、压裂改造和改变注入介质等调控措施,来有效动用蒸汽腔未波及区域的储量,从而对类似区块开发具有重要的指导意义。
李小龙,许华儒,刘晓强,王涛,张凯文,曲占庆[6]（2017）在《径向井压裂裂缝形态及热采产能研究》文中进行了进一步梳理径向井压裂技术与蒸汽吞吐热采技术的联合是一种有效适用于低渗透稠油油藏且兼具经济性的开发技术,目前在国内还处于现场实验阶段,缺少理论研究。通过径向井压裂物理模拟实验研究压裂裂缝形态,并在实验结果的基础上进行径向井压裂辅助蒸汽吞吐产能数值模拟研究。结果表明:径向井对压裂裂缝的扩展具有一定的引导作用,多径向井条件下会产生多裂缝形态,有效提高了泄油面积;径向井压裂辅助蒸汽吞吐产能是常规压裂辅助蒸汽吞吐产能的2.65倍（3年累计产油量）,证明了该技术在低渗透稠油油藏的适应性,并在此研究基础上以产能为标准明确了该联合技术中的最优热采参数。研究结论为现场径向井压裂辅助蒸汽吞吐技术开采低渗透稠油油藏提供了理论依据,对该技术的发展完善和应用具有指导意义。
余洋[7]（2017）在《J7井区WTG组稠油油藏水驱开发适应性研究》文中研究表明世界范围内的稠油储量极为丰富,在常规类型油气资源日益枯竭的今天,它无疑是一种亟待开发的非常规油气资源。稠油开发方式主要分为热采与冷采两种,我国目前主要的稠油开发方式有蒸汽驱、蒸汽吞吐和常规水驱等。对于埋藏较深的稠油油藏,热采技术受到限制,并且其经济效益难以得到保障。根据油藏分类标准,J7井区WTG组稠油油藏属于中深层稠油油藏,由于井深过深,热采技术受限,同时考虑到经济效益等因素,在J008试验区开展了水驱开发的矿场试验。但是该油藏原油黏度较高,50℃下的地面原油黏度在100.5mPa·s至10027mPa s之间,并且与其余国内外采用水驱开发方式的稠油油藏进行对比发现,J7井区WTG组稠油油藏的流度普遍小于大多数采用水驱开发方式的稠油油藏,没有各方面十分相似的稠油油藏进行对比分析,那么该油藏是否适合水驱开发,就需要从各个方面进行研究。本文结合了 J008水驱开发试验区的实际生产资料,以物理实验、油藏工程方法和数值模拟方法为手段,从室内实验和矿场试验两个角度对J7井区WTG组稠油油藏进行了水驱开发适应性研究。室内实验方面,完成了多组流体岩心基础实验和水驱油实验,分析了驱油效率、相对渗透率曲线、含水率等实验结果的变化规律,同时确定出该稠油油藏适合水驱开发的原油黏度界限为1250mPa·s;矿场试验方面,通过油藏工程方法分析了试验区的水驱开发效果,同时结合实验结果,通过储层三维地质建模、油藏数值模拟的方法对试验区开展了开发预测研究。本文的研究工作确定出J7井区WTG组稠油油藏在水驱开发的条件下能取得较为理想的开发效果,适宜采用水驱开发方式,同时对水驱开发试验区中含水期含水率保持稳定的可能原因进行了分析,最终对试验区水驱相关的合理注采参数进行了研究,设计出后续的开发方案。本文的研究结果可为同类型稠油油藏的开发提供一定的参考。
何吉波[8]（2016）在《层内自生CO2复合吞吐机理及参数优化》文中认为层内自生CO2复合吞吐技术是一种新型的提高采收率的方法,该技术可以有效克服常规注C02过程中诸如C02气源、注气过程中对注入设备的腐蚀等不利因素。本文通过理论分析、室内实验和数值模拟相结合的研究方法,形成了一套层内自生CO2复合吞吐数值模拟研究方法,对层内自生CO2复合吞吐机理及参数优化进行了研究,为层内自生CO2复合吞吐技术的现场应用提供了一定的理论基础。论文开展的主要工作及取得的认识如下：（1）根据单液法和双液法两种生气方式的生气化学反应热力学过程,对比不同生气剂生气的优越性,优选出单液法最优生气剂为碳酸氢盐盐溶液,双液法最优生气剂为碳酸盐盐溶液。（2）基于生气反应实验和化学反应动力学,进行了生气剂生气化学反应动力学研究,分别得到了单液法和双液法生气化学反应的动力学方程。（3）基于地层流体的PVT相态实验、层内自生C02反应实验、层内自生CO2复合吞吐物理模拟实验以及相应的数值模拟计算,得到了地层流体的PVT参数场、层内自生C02数值模拟模型反应参数和表面活性剂复合吞吐相关相渗曲线与相渗内插函数值,形成了一套层内自生C02复合吞吐数值模拟研究方法。（4）层内自生CO2复合吞吐机理数值模拟表明,主要机理为降低原油黏度、改善流度比、膨胀原油体积、降低油水界面张力等,其中双液法层内自生CO2复合吞吐中会发出大量的热量,能形成明显的热效应。（5）TX井层内自生CO2复合吞吐参数优化表明,单液法最优生气剂注入量为500t、生气剂质量浓度16.44%、注入速度600m3/d、焖井时间20d、采液强度6m3/d,双液法最优生气剂注入量为300t、生气剂质量浓度16.48%、注入速度450m3/d、焖井时间10d、采液强度7m3/d。（6）最优参数组合方案模拟结果表明,单液法预测1年可多增油109.17t,预测2年可多增油156.22t,双液法预测1年可多增油17.14t,预测2年可多增油45.87t。
徐文江[9]（2016）在《海上低渗透油田有效开发模式与理论研究》文中认为海上低渗透油田具有油藏埋藏深、储量丰度低、储层物性差、非均质性强、存在启动压力梯度等特点,较难建立有效注采系统。同时受限于海洋环境、平台空间和承重受限等诸多不利条件制约,海上低渗透油田开发难以获得较好的开发效益。本文将地质油藏、开发技术与经济因素有机结合,围绕海上低渗透油藏经济有效开发的判据,建立了考虑启动压力梯度影响的海上低渗透油藏混合井网有效注水开发理论,研究了目标区块实现有效注水开发的合理井型、井网、井距与裂缝参数,提出了海上开发井少条件下建立有效注采和有效控制储量的方法,建立了基于多因素影响的海上低渗透油田有效注水开发的油藏界限图版,并将井组储量品质综合评价系数与储量规模相结合,提出了海上低渗透油田有效开发模式。（1）基于海上低渗透油田地质特征和开发特点,分析了海上低渗透油田有效开发所面临的普遍问题、特殊问题,提出了解决海上低渗透油田有效开发的三个基本思路：以地质油藏为核心,强化地质油藏基础研究的同时,将开发技术、经济条件有机结合,寻求突破方法；将陆地油田开发技术与海上油田开发条件相结合,加强各种工艺技术攻关；建立先导试验区,探索经济开发模式。（2）利用复变函数理论通过逆儒可夫斯基变换把Z平面上的水平井变换为W平面上半径为1的圆形排液坑道,分析了水平井采油、定向井注水的一注一采渗流规律,探讨了混合井网极限注采井距和注入水有效动用范围的研究方法和影响因素,并建立了相应的图版。以此为基础分析了极限注采井距下的纵向动用程度和所需的压裂改造规模。（3）在油藏工程优化方法的基础上,用门限压力近似模拟处理启动压力,考虑井网形式、井距、排距因素的影响,对混合井网进行正交试验设计,通过对比不同方案模拟结果,优选出了井型井网和相应的压裂裂缝参数。（4）在油藏工程提出的水平井分段压裂开发前提下,利用考虑启动压力梯度整体压裂数值模型,优化了B油田两口先导试验井整体压裂的裂缝参数。（5）在分析多因素制约的海上低渗透油田最低单井经济产量基础上,基于多因素经济评价原理与方法,建立了海上低渗透油田有效注水开发的界限图版,包括：①全成本开发方式下的油藏有效注水开发界限,具体分为利用海管输送至终端的半海半陆式开发模式和基于FPSO的全海式开发模式；②依托周边油田生产设施的依托开发方式下的油藏有效注水开发界限③采用渗透率变异系数研究地层非均质性对油田开发界限的影响；④考虑钻井成本随钻井深度变化的油藏埋藏深度对开发界限的影响；⑤技术进步和管理改进带来开发成本降低对开发界限的影响；⑥申请减免国家税收对开发界限的影响。（6）定义了井组储量品质综合评价系数,获得了井组储量品质综合评价界限值,结合储量规模首次提出了不同类型的海上低渗透油田有效开发模式的判断表。
侯琳[10]（2016）在《江苏油田饱和烃与轻烃录井水淹层解释方法》文中研究指明江苏油田经过近30年的注水开发,已进入高含水阶段,各类储层动用状况存在很大差异,故水淹层评价已成为当务之急。相比于测井技术,地化录井技术基于地层岩样分析,几乎不受地层水矿化度、层厚以及储层非均质性的影响。在获取储层岩性、物性、含油性信息等方面,手段直接,对于定性判别油层水淹级别和复杂油气水层方面有着明显的优势。本文针对ZW油田、WZ油田、GJ油田的储层特征,设计饱和烃与轻烃录井水淹层岩石物理实验,采用非稳态法油驱水制作纯油样品,再采用稳态法油水同驱制作不同产水率样品,共制备81块不同产水率岩心样品,并测量岩心样品的饱和烃、轻烃录井参数。通过分析岩样饱和烃和轻烃参数随产水率变化规律,可知随产水率升高,饱和烃图谱峰型整体损失,由正态分布逐渐变为平头峰;轻烃图谱各组分峰的强度、出峰个数和峰面积均有有所下降。基于图谱特征,分析并提取了录井水淹参数,在饱和烃录井技术中,随着产水率升高,总面积参数呈下降趋势,Pr+Ph、Pr/nC17参数呈上升趋势,且规律明显;在轻烃录井技术中,总面积和出峰个数参数随产水率的升高下降趋势较明显。基于实验分析结果,优选出Pr/nC17、Pr+Ph和总面积作为饱和烃录井水淹敏感参数,总面积和出峰个数参数作为轻烃录井水淹敏感参数。基于优选的水淹敏感参数,利用试油及已投产井井壁取心分析资料,针对饱和烃录井技术,建立了Pr/nC17-总面积、Pr+Ph-总面积水淹层定性识别图版,针对轻烃录井技术,建立了出峰个数-总面积图版,并给出各个图版的划分标准,各图版能够实现未/弱水淹、中水淹、强水淹的划分,精度均达到85%以上。基于上述研究成果,将饱和烃录井技术和地化热解录井技术相结合,建立饱和烃与地化热解录-录结合水淹层识别图版,实现了未/弱水淹、中水淹、强水淹三级水淹级别的划分与解释,图版精度达到90%以上。本文建立了一套适用于江苏油田的水淹层录井综合评价技术。实际应用表明各图版判定结果与试油结果相符,利用本文给出的录井水淹层综合识别方法能够应用于江苏油田水淹层评价。
二、江苏油田WZ油区W5断块稠油热采后油层变化研究（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、江苏油田WZ油区W5断块稠油热采后油层变化研究（论文提纲范文）
（1）海上A气田出砂井化学防砂技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究的现状 |
| 1.2.1 油气井防砂技术发展历程 |
| 1.2.2 化学固砂技术发展历程 |
| 1.3 研究的内容及技术思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术研究路线 |
| 第2章 A气田防砂工艺筛选 |
| 2.1 油气井防砂技术对比分析 |
| 2.1.1 砂拱(桥)防砂 |
| 2.1.2 化学固砂 |
| 2.1.3 热力焦化防砂 |
| 2.1.4 机械防砂 |
| 2.2 化学固砂技术分类与存在问题分析 |
| 2.2.1 化学固砂工艺技术种类 |
| 2.2.2 化学固砂剂的结构及作用原理 |
| 2.2.3 化学固砂配套处理剂的组成及用途 |
| 2.2.4 目前化学防砂固砂技术存在的问题 |
| 2.2.5 化学固砂技术的发展方向 |
| 2.3 A气田防砂工艺筛选 |
| 2.3.1 储层特征 |
| 2.3.2 气藏特征 |
| 2.3.3 A气田防砂工艺的筛选 |
| 第3章 气井化学固砂评价方法的建立 |
| 3.1 露头岩心的选择 |
| 3.1.1 储层物性 |
| 3.1.2 储层岩性 |
| 3.1.3 单轴抗压强度 |
| 3.2 气体冲刷实验方法 |
| 3.2.1 A气田生产气井情况分析 |
| 3.2.2 气体冲刷实验方法 |
| 3.3 露头岩心固结实验流程 |
| 3.3.1 实验温度的确定 |
| 3.3.2 具体实验流程 |
| 第4章 前置液体系的构建及性能评价 |
| 4.1 前置液选用原则 |
| 4.2 前置液的组成及性能 |
| 4.2.1 互溶剂性能评价 |
| 4.2.2 降压助排剂性能评价 |
| 4.2.3 防膨性能评价 |
| 4.2.4 前置液与地层流体的配伍性评价 |
| 4.2.5 前置液对固砂性能影响 |
| 第5章 适合于A气田固砂液体系构建及性能评价 |
| 5.1 固砂液体系构建 |
| 5.1.1 化学固砂液基本要求 |
| 5.1.2 YH微乳水基固砂液基本组成 |
| 5.1.3 YH微乳水基固砂液的作用原理 |
| 5.1.4 YH微乳水基固砂液的特点及性能 |
| 5.1.5 YH微乳基固砂液对A气田的适应性评价 |
| 5.1.6 构建思路 |
| 5.2 固砂液体系配方的确定 |
| 5.2.1 粘度计注入压力 |
| 5.2.2 固结性能评价 |
| 5.2.3 安全施工时间性能评价 |
| 5.2.4 固砂液与地层岩石配伍性评价 |
| 5.2.5 固砂液与地层流体配伍性评价 |
| 5.3 固结性能评价 |
| 5.3.1 时间对固结性能的影响 |
| 5.3.2 温度对固结性能的影响 |
| 5.3.3 固结体老化稳定性能评价 |
| 5.3.4 储层岩屑固结实验 |
| 5.3.5 长岩心固结实验 |
| 5.3.6 固结体微观分析 |
| 第6章 A气田化学固砂施工工艺及现场应用 |
| 6.1 固砂液适应范围 |
| 6.1.1 储层物性条件 |
| 6.1.2 储层温度条件 |
| 6.1.3 防砂井段的长度 |
| 6.2 固砂液体系的用量计算 |
| 6.3 固砂液体系的配制工艺 |
| 6.3.1 前置液 |
| 6.3.2 YH微乳水基固砂液 |
| 6.4 固砂液体系的注入工艺 |
| 6.4.1 注入压力要求 |
| 6.4.2 注入工艺 |
| 6.4.3 顶替工艺 |
| 6.5 固化及恢复生产工艺 |
| 6.5.1 固化要求 |
| 6.5.2 恢复生产工艺 |
| 6.6 A1井化学固砂技术方案 |
| 6.6.1 生产情况 |
| 6.6.2 出砂情况 |
| 6.6.3 化学固砂方案 |
| 6.7 A1井化学固砂技术现场应用 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（2）低效水平井不同吞吐方式提高采收率研究 ——以Z43油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出、研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 Z43断块油藏地质及开发特征 |
| 2.1 油藏地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 流体性质 |
| 2.1.4 油藏温度与压力 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.2.1 区块开发特征 |
| 2.2.2 生产井动态 |
| 2.3 吞吐可行性分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 注入剂与地层流体作用机理研究 |
| 3.1 CO_2基本物理化学特性 |
| 3.1.1 CO_2偏差因子 |
| 3.1.2 CO_2密度 |
| 3.1.3 CO_2黏度 |
| 3.2 CO_2吞吐机理研究 |
| 3.3 降黏剂作用机理研究 |
| 3.3.1 降黏剂作用机理 |
| 3.3.2 降黏剂降黏效果实现 |
| 3.4 堵水剂作用机理研究 |
| 3.4.1 堵水剂作用机理 |
| 3.4.2 堵水剂堵水效果实现 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 地层流体PVT相态分析 |
| 4.1 地层流体PVT相态实验研究 |
| 4.1.1 实验方案设计及步骤 |
| 4.1.2 井流物组成确定 |
| 4.1.3 单次闪蒸相态特征 |
| 4.1.4 恒质膨胀相态特征 |
| 4.1.5 多级脱气相态特征 |
| 4.1.6 p-T相图特征 |
| 4.2 低效水平井地层流体相态模拟研究 |
| 4.2.1 拟组分划分 |
| 4.2.2 饱和压力及单次闪蒸实验数据拟合 |
| 4.2.3 恒质膨胀实验数据拟合 |
| 4.2.4 多级脱气实验数据拟合 |
| 4.2.5 相态模拟临界参数 |
| 4.3 地层流体注CO_2相态特征研究 |
| 4.3.1 地层流体注CO_2膨胀实验 |
| 4.3.2 CO_2-目前地层流体相态特征分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 数值模拟模型建立及方案优选 |
| 5.1 目标井数值模型建立 |
| 5.1.1 数值模型网格划分 |
| 5.1.2 模型储层参数 |
| 5.1.3 岩石流体参数 |
| 5.2 生产动态追踪 |
| 5.2.1 静态储量拟合 |
| 5.2.2 实际生产情况对比 |
| 5.3 吞吐方式优选 |
| 5.3.1 衰竭式开采 |
| 5.3.2 注CO_2吞吐 |
| 5.3.3 注降黏剂辅助CO_2吞吐 |
| 5.3.4 注堵水剂辅助CO_2吞吐 |
| 5.3.5 各开发方式对比优选 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 低效水平井吞吐参数优化 |
| 6.1 低效水平井不同吞吐方式参数优化 |
| 6.1.1 衰竭式开采 |
| 6.1.2 注堵水剂辅助CO_2吞吐参数优化 |
| 6.1.3 注降黏剂辅助CO_2吞吐参数优化 |
| 6.2 低效水平井不同吞吐方式方案优选 |
| 6.2.1 不同吞吐方式作用机理分析 |
| 6.2.2 不同吞吐方式开发方案优选 |
| 6.3 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 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（3）渤海B油田低矿化度注水适用性研究（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 低矿化度水驱的效果 |
| 1.2.2 低矿化度水驱的典型现象 |
| 1.2.3 低矿化度水驱的作用条件 |
| 1.2.4 低矿化度水驱的影响因素 |
| 1.2.5 低矿化度水驱的优点 |
| 1.2.6 低矿化度水驱的作用机理 |
| 1.3 问题的提出 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 渤海B油田储层概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造类型及特征 |
| 2.3 储层温度、压力系统 |
| 2.4 储层岩性特征 |
| 2.4.1 石英 |
| 2.4.2 黏土矿物 |
| 2.5 储层流体物性 |
| 2.6 开发现状 |
| 第3章 低矿化度注水的作用机理研究 |
| 3.1 离子类型及浓度对岩石矿物表面双电层的影响研究 |
| 3.1.1 双电层的相关概念 |
| 3.1.2 实验条件及实验步骤 |
| 3.1.3 钠离子对单一矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.4 加合所得钠离子对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.5 钙离子对单一矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.6 加合所得钙离子对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.7 镁离子对单一矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.8 加合所得镁离子对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.9 加合所得组合离子对单一矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.10 加合所得组合离子对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.11 溶液矿化度对单一矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.12 溶液矿化度对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.1.13 加合所得溶液矿化度对组合矿物表面Zeta电位值的影响 |
| 3.2 离子类型及浓度对岩石矿物表面润湿性的影响研究 |
| 3.2.1 润湿性的相关概念 |
| 3.2.2 实验条件及实验步骤 |
| 3.2.3 钠离子对单一矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.4 加合所得钠离子对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.5 钙离子对单一矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.6 加合所得钙离子对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.7 镁离子对单一矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.8 加合所得镁离子对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.9 加合所得组合离子对单一矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.10 加合所得组合离子对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.11 溶液矿化度对单一矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.12 溶液矿化度对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.2.13 加合所得溶液矿化度对组合矿物表面接触角的影响 |
| 3.3 岩石矿物表面双电层对润湿性的影响研究 |
| 3.3.1 NaCl溶液中岩石矿物表面双电层对润湿性的影响 |
| 3.3.2 CaCl_2溶液中岩石矿物表面双电层对润湿性的影响 |
| 3.3.3 MgCl_2溶液中岩石矿物表面双电层对润湿性的影响 |
| 3.3.4 不同矿化度溶液中岩石矿物表面双电层对润湿性的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 低矿化度注水提高采收率实验研究 |
| 4.1 黏土矿物对水驱采收率的影响研究 |
| 4.1.1 实验环境 |
| 4.1.2 实验试剂及仪器 |
| 4.1.3 实验结果与分析 |
| 4.2 黏土矿物对相对渗透率曲线的影响研究 |
| 4.2.1 相对渗透率曲线测定原理 |
| 4.2.2 相对渗透率曲线测定方法及步骤 |
| 4.2.3 实验结果与分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（5）稠油蒸汽辅助重力泄油开发中受效区的判识方法与应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例（论文提纲范文）
| 1 地质概况 |
| 2 受效区的定性判识 |
| 2.1 宏观特征 |
| 2.2 微观特征 |
| 2.3 电性特征 |
| 2.4 开发动态监测曲线特征 |
| 3 受效区的定量识别 |
| 3.1 受效区流体性质变化规律 |
| 3.2 受效区储层变化规律 |
| 3.3 建立受效区定量识别标准 |
| 4 应用 |
| 5 结论 |
（6）径向井压裂裂缝形态及热采产能研究（论文提纲范文）
| 0引言 |
| 1径向井压裂物理模拟实验 |
| 1.1实验准备 |
| 1.2实验结果分析 |
| 1.2.1单径向井孔 |
| 1.2.2多径向井孔 |
| 1.3实验小结 |
| 2径向井压裂辅助蒸汽吞吐数值模拟 |
| 2.1模型建立 |
| 2.2数值模拟结果分析 |
| 2.2.1压裂辅助蒸汽吞吐 |
| 2.2.2径向井压裂辅助蒸汽吞吐 |
| 2.3数值模拟小结 |
| 3结论 |
（7）J7井区WTG组稠油油藏水驱开发适应性研究（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 稠油油藏水驱开发的研究现状 |
| 1.2.2 稠油油藏水驱开发的研究手段 |
| 1.3 本文研究目标及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第2章 油藏地质特征 |
| 2.1 区块概况 |
| 2.1.1 含油概况 |
| 2.1.2 勘探开发概况 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 沉积特征 |
| 2.3.3 储层物性特征 |
| 2.3.4 储层非均质性 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 油藏类型 |
| 2.4.2 流体性质 |
| 2.4.3 温压系统 |
| 2.5 油藏储量 |
| 2.6 开发存在问题 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 流体岩心基础实验研究 |
| 3.1 原油基础实验研究 |
| 3.1.1 原油黏温关系 |
| 3.1.2 原油流变性分析 |
| 3.2 岩心敏感性实验研究 |
| 3.2.1 黏土矿物分析 |
| 3.2.2 流速敏感性研究 |
| 3.2.3 水敏感性研究 |
| 3.2.4 应力敏感性研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 水驱油实验研究 |
| 4.1 实验设备 |
| 4.2 研究思路及实验流程 |
| 4.2.1 研究思路 |
| 4.2.2 实验流程 |
| 4.3 相渗曲线计算 |
| 4.3.1 JBN方法及其改进方法 |
| 4.3.2 相渗曲线计算过程 |
| 4.3.3 相渗曲线计算结果 |
| 4.4 水驱油实验结果分析 |
| 4.4.1 驱油效率分析 |
| 4.4.2 相渗曲线分析 |
| 4.4.3 含水率变化规律分析 |
| 4.5 水驱开发原油黏度界限 |
| 4.5.1 波及系数 |
| 4.5.2 合理原油黏度界限 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 水驱开发效果分析及调整研究 |
| 5.1 水驱开发效果分析 |
| 5.1.1 存水率变化规律分析 |
| 5.1.2 耗水指数变化规律分析 |
| 5.1.3 水驱指数评价 |
| 5.1.4 水油比变化规律分析 |
| 5.1.5 含水率变化规律分析 |
| 5.2 地质模型建立 |
| 5.3 生产历史拟合 |
| 5.3.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.3.2 调参原则 |
| 5.3.3 历史拟合结果 |
| 5.4 开发方案调整研究 |
| 5.4.1 基准方案 |
| 5.4.2 合理注采比研究 |
| 5.4.3 合理配产液量研究 |
| 5.4.4 综合调整方案 |
| 5.4.5 加密方案 |
| 5.4.6 换向水驱方案初探 |
| 5.5 开发方案对比分析 |
| 5.6 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 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）层内自生CO2复合吞吐机理及参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstracts |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出、研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2驱油的研究概况 |
| 1.2.2 国内外CO_2吞吐的研究现状 |
| 1.2.3 国内外自生CO_2技术研究现状 |
| 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 |
| 1.4 取得认识及创新点 |
| 1.4.1 取得的认识 |
| 1.4.2 本文的创新点 |
| 第2章 层内自生CO_2体系及反应动力学研究 |
| 2.1 单液法生气体系研究 |
| 2.1.1 碳酸氢盐单液法生气 |
| 2.1.2 碳酸盐单液法生气 |
| 2.1.3 单液法生气体系优选 |
| 2.2 双液法生气体系研究 |
| 2.2.1 碳酸氢盐双液法生气 |
| 2.2.2 碳酸盐双液法生气 |
| 2.2.3 双液法生气体系优选 |
| 2.3 单液法生气反应动力学研究 |
| 2.3.1 实验方案设计及步骤 |
| 2.3.2 单液法反应动力学模型 |
| 2.4 双液法生气反应动力学研究 |
| 2.4.1 实验方案设计及步骤 |
| 2.4.2 双液法反应动力学模型 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 地层流体PVT相态分析 |
| 3.1 地层流体PVT相态实验研究 |
| 3.2 地层流体相态模拟研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 层内自生CO_2复合吞吐机理模拟 |
| 4.1 层内自生CO_2反应参数获取 |
| 4.1.1 层内自生CO_2反应实验 |
| 4.1.2 层内自生CO_2反应参数模拟计算 |
| 4.2 表面活性剂驱参数获取 |
| 4.2.1 层内自生CO_2复合吞吐物理模拟实验 |
| 4.2.2 数值模拟表面活性剂驱参数计算 |
| 4.3 层内自生CO_2复合吞吐机理模型建立 |
| 4.3.1 直井机理模型建立 |
| 4.3.2 水平井机理模型建立 |
| 4.4 层内自生CO_2复合吞吐增产机理模拟 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 层内自生CO_2复合吞吐参数优化 |
| 5.1 目标井数值模型建立 |
| 5.1.1 模型网格划分 |
| 5.1.2 模型储层参数 |
| 5.1.3 岩石流体参数 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 静态储量拟合 |
| 5.2.2 生产动态拟合 |
| 5.3 层内自生CO_2复合吞吐参数优化 |
| 5.3.1 衰竭式开发 |
| 5.3.2 单液法复合吞吐参数优化 |
| 5.3.3 双液法复合吞吐参数优化 |
| 5.4 层内自生CO_2复合吞吐最优参数组合方案指标预测 |
| 5.4.1 单液法组合方案指标预测 |
| 5.4.2 双液法组合方案指标预测 |
| 5.5 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 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）海上低渗透油田有效开发模式与理论研究（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 低渗透油藏勘探开发现状 |
| 1.2.2 低渗透油藏非达西渗流特征 |
| 1.2.3 低渗透油田开发存在问题 |
| 1.2.4 低渗透油藏注水开发井网及注水方式 |
| 1.2.5 陆地低渗透油田主要开发技术 |
| 1.2.6 海上低渗透油田主要开发技术探索 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究的技术路线 |
| 1.4 创新点总结 |
| 第2章 海上低渗透油田有效开发基本矛盾和主控因素研究 |
| 2.1 低渗透油田地质特征和开发特点分析 |
| 2.2 海上低渗透油田有效开发的问题与主控因素研究 |
| 2.2.1 普遍问题与控制因素分析 |
| 2.2.2 特殊问题与控制因素分析 |
| 2.3 解决海上低渗透油田有效开发的技术思路 |
| 2.3.1 以地质油藏为核心,将开发技术、经济条件有机结合 |
| 2.3.2 将成熟技术与海上开发条件相结合,加强技术攻关 |
| 2.3.3 建立先导试验区,探索油田开发投资模式 |
| 第3章 海上低渗透油田有效注水开发理论与技术研究 |
| 3.1 海上低渗透油藏有效开发的判据 |
| 3.2 低渗透油藏渗流特性与海上目标油田渗流特性判别 |
| 3.2.1 临界条件判定方法 |
| 3.2.2 临界曲线法判定方法 |
| 3.2.3 压力数判定方法 |
| 3.3 渗流启动压力梯度确定 |
| 3.3.1 早期研究结果分析评价 |
| 3.3.2 本次实验结果分析 |
| 3.4 海上低渗透油田井控储量的采收率标定方法研究 |
| 3.4.1 衰竭采收率 |
| 3.4.2 经验公式法确定采收率 |
| 3.4.3 驱油效率法确定采收率 |
| 3.4.4 数值模拟法确定采收率 |
| 3.4.5 流管法确定采收率 |
| 3.5 满足产能需求的井参数优化研究 |
| 3.5.1 海上低渗透油藏已有开发井产能评价 |
| 3.5.2 压裂水平井产能影响因素分析 |
| 3.5.3 压裂对混合井网渗流阻力场及产能影响分析与水平井长度优化 |
| 3.5.4 满足产能需求的海上B油田压裂水平井参数数值模拟优化研究 |
| 3.6 满足平均单井累产需求的井网参数优化研究 |
| 3.6.1 海上B油田定向井系统分析评价 |
| 3.6.2 海上B油田水平井采油定向井注水复杂井网系统分析评价 |
| 3.6.3 海上B油田压裂水平井混合井网参数优化数值模拟研究 |
| 第4章 海上低渗透油藏整体压裂裂缝参数优化 |
| 4.1 考虑启动压力整体压裂数值模拟模型 |
| 4.1.1 地层系统渗流模型 |
| 4.1.2 裂缝系统渗流数学模型 |
| 4.1.3 定解条件 |
| 4.2 数值计算方法 |
| 4.3 B油田整体压裂裂缝参数优化结果 |
| 4.3.1 输入参数要求 |
| 4.3.2 参数优化结果 |
| 第5章 海上低渗透油田注水开发经济界限研究 |
| 5.1 基于多因素制约的海上低渗透油田最低单井经济产量 |
| 5.1.1 单井日经济产能模型 |
| 5.1.2 单井累产油量界限模型 |
| 5.1.3 单井控制储量界限模型 |
| 5.1.4 实例应用 |
| 5.2 基于多因素制约的海上低渗透油田储量品质评价方法 |
| 5.2.1 海上低渗透油田储量品质评价原理 |
| 5.2.2 海上低渗透油田储量品质评价的基本假设 |
| 5.2.3 海上低渗透油田储量品质评价体系 |
| 5.3 多因素制约的海上低渗透油田有效注水开发油藏界限 |
| 5.3.1 全成本开发方式下的油藏开发界限 |
| 5.3.2 地层非均质性对开发界限的影响 |
| 5.3.3 不同埋藏深度对开发界限的影响 |
| 5.3.4 不同企业各种开发成本对开发界限的影响 |
| 5.3.5 申请减免国家税收对开发界限的影响 |
| 5.4 海上低渗透油田储量品质下限与有效开发模式研究 |
| 5.4.1 海上低渗透油田独立开发的储量规模下限标准 |
| 5.4.2 海上低渗透油藏注采井组单元储量品质及独立开发的储量品质下限标准 |
| 5.4.3 海上低渗透油田有效开发模式 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间发表的论文 |
（10）江苏油田饱和烃与轻烃录井水淹层解释方法（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 论文的研究目的和意义 |
| 0.2 饱和烃与轻烃录井技术研究与进展 |
| 0.2.1 录井实验研究进展 |
| 0.2.2 饱和烃录井技术研究进展 |
| 0.2.3 轻烃录井技术研究进展 |
| 0.3 论文的研究内容及技术路线图 |
| 0.3.1 主要研究内容 |
| 0.3.2 技术路线 |
| 第一章 江苏油区饱和烃和轻烃录井水淹层岩心样品实验及响应特征分析 |
| 1.1 饱和烃和轻烃录井水淹层岩心样品实验 |
| 1.1.1 ZW油田、WZ油田和GJ油田储层地质特征及开发简介 |
| 1.1.2 实验整体思路 |
| 1.1.3 实验测量方法 |
| 1.2 饱和烃录井水淹层实验响应特征分析 |
| 1.2.1 ZW油田饱和烃录井水淹层实验响应特征 |
| 1.2.2 WZ油田饱和烃录井水淹层实验响应特征 |
| 1.2.3 GJ油田饱和烃录井水淹层实验响应特征 |
| 1.3 轻烃录井水淹层实验响应特征分析 |
| 1.3.1 ZW油田轻烃录井水淹层实验响应特征 |
| 1.3.2 WZ油田轻烃录井水淹层实验响应特征 |
| 1.3.3 GJ油田轻烃录井水淹层实验响应特征 |
| 第二章 江苏油区饱和烃和轻烃录井水淹层敏感性参数的提取与优选 |
| 2.1 饱和烃录井技术水淹敏感性参数的提取与优选 |
| 2.1.1 饱和烃水淹敏感性参数提取 |
| 2.1.2 饱和烃水淹敏感性参数优选 |
| 2.2 轻烃录井技术水淹敏感性参数的提取与优选 |
| 2.2.1 轻烃水淹敏感性参数提取 |
| 2.2.2 轻烃水淹敏感性参数优选 |
| 第三章 江苏油区水淹层录井技术综合评价方法 |
| 3.1 水淹层饱和烃色谱录井技术评价方法 |
| 3.1.1 ZW油田水淹层饱和烃评价方法 |
| 3.1.2 WZ油田水淹层饱和烃评价方法 |
| 3.1.3 GJ油田水淹层饱和烃评价方法 |
| 3.2 水淹层轻烃录井技术评价方法 |
| 3.2.1 ZW油田水淹层轻烃评价方法 |
| 3.2.2 WZ油田水淹层轻烃评价方法 |
| 3.2.3 GJ油田水淹层轻烃评价方法 |
| 3.3 江苏油区水淹层饱和烃录井与地化热解录井结合评价方法 |
| 3.3.1 ZW油田水淹层饱和烃录井与地化热解录井结合评价方法 |
| 3.3.2 WZ油田水淹层饱和烃录井与地化热解录井结合评价方法 |
| 3.3.3 GJ油田水淹层饱和烃录井与地化热解录井结合评价方法 |
| 第四章 江苏油区水淹层录井技术综合评价方法应用效果分析 |
| 4.1 ZW油田录井水淹层综合评价方法应用效果分析 |
| 4.2 WZ油田录井水淹层综合评价方法应用效果分析 |
| 4.3 GJ油田录井水淹层综合评价方法应用效果分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
四、江苏油田WZ油区W5断块稠油热采后油层变化研究（论文参考文献）
- [1]海上A气田出砂井化学防砂技术研究[D]. 许声瑞. 西南石油大学, 2018(06)
- [2]低效水平井不同吞吐方式提高采收率研究 ——以Z43油藏为例[D]. 汪洋. 西南石油大学, 2018(07)
- [3]渤海B油田低矿化度注水适用性研究[D]. 李亚丽. 西南石油大学, 2018(07)
- [4]特超稠油油藏热采中温敏损害机理[J]. 苏晓明,练章华,李忠伟,熊汉桥,吕振峰,闵令元. 断块油气田, 2018(02)
- [5]稠油蒸汽辅助重力泄油开发中受效区的判识方法与应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例[J]. 马成龙. 科学技术与工程, 2018(07)
- [6]径向井压裂裂缝形态及热采产能研究[J]. 李小龙,许华儒,刘晓强,王涛,张凯文,曲占庆. 岩性油气藏, 2017(06)
- [7]J7井区WTG组稠油油藏水驱开发适应性研究[D]. 余洋. 西南石油大学, 2017(11)
- [8]层内自生CO2复合吞吐机理及参数优化[D]. 何吉波. 西南石油大学, 2016(03)
- [9]海上低渗透油田有效开发模式与理论研究[D]. 徐文江. 西南石油大学, 2016(05)
- [10]江苏油田饱和烃与轻烃录井水淹层解释方法[D]. 侯琳. 东北石油大学, 2016(02)