一、克拉玛依油田浅层稠油油藏加密调整跟踪研究（论文文献综述）
任标,欧阳云丽,王怀武,宿运国[1]（2021）在《J区浅层稠油油藏蒸汽驱提高采收率技术》文中指出J区稠油是中国西部第一个整装工业化开采的稠油油区,经过30多年的开发与探索,已成为浅层稠油开发的开拓者。其中Q组主力油层Q2层稠油油藏开发过程中应用了多项技术,形成稠油汽驱提高开发效果的三大特色技术:油藏精细描述及加密技术;汽驱整体开发调控配套技术;汽驱不同开发阶段跟踪调整技术。具体做法为,通过精细刻画储层,在对储层深入研究的基础上开展小层划分,随着汽驱开发的不断深入,对小层的划分越来越细致,对汽驱调整有重要作用,深化油藏剩余油分布研究,揭示稠油注汽开发的动用规律:调整油层纵向动用不均,对平面上剩余油饱和度在井间较高的区域进行了加密开发井,最终采收率由原24.9%上升到55.29%,在分区油藏精细描述的基础上,探索分类分治方法,形成间歇注汽、变速注汽、控关调向等一系列行之有效的汽驱治理技术,开创性的实现了浅层稠油整体蒸汽驱,形成了一套超稠油直井小井距汽驱开发技术;通过跟踪数值模拟和现场实施,自主创新了浅层稠油油藏蒸汽驱生产调控技术体系;开展了注蒸汽开采后期提高采收率技术研究,形成了一些配套技术手段和策略。这些技术对浅层稠油开发和同类油藏蒸汽驱开发具有较强的指导和借鉴意义。
邱宇星[2]（2020）在《可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究》文中研究指明我国油气资源非常丰富,其中稠油资源在石油资源中的占比超过20%,对于储层非均质性严重,埋藏较深的稠油油藏,水驱开发较难见效,不能得到理想的采收率,以研究区为例,1997年5月开始注水开发,截止到2012年4月,已开发15年,含水率高达85%,目前采出程度仅6.18%,采出程度低,泡沫驱作为一种先进的提高油田采收率的技术,其在地层中优良的封堵性能及对流体的选择性,具备很大的发展前途。而针对研究区原油具有高粘度的特点,在泡沫驱提高波及效率的基础上,通过泡沫降低原油粘度从而调整流度比进一步提高驱油效率,进而提高最终采收率,这对稠油开发能起到关键性作用,因此进行可降粘的泡沫驱油体系研究十分必要。本文首先通过泡沫降粘实验确定了有效浓度为0.1%,温度70℃以上泡沫体系能达到最优降粘效果。然后采用搅动法,在研究区油层条件下,对多类起泡剂开展了筛选和评价,得到了发泡性能较好,稳定性较强的KX-048起泡剂,进而对该起泡剂进行适应性分析,结果证实了随矿化度的增加,起泡剂性能下降;原油存在消泡的作用,含油量上升将会降低泡沫的封堵能力,但当含油量为10%时,泡沫仍然能满足泡沫驱的性能要求。泡沫的压力测试表明,压力越高,其发泡能力和稳定性越强。泡沫的封堵能力测试表明,当有效浓度达到0.1%时,泡沫的阻力因子达到峰值58.9;当气液比为1.0:1.0,泡沫具有理想的封堵效果,当渗透率高于485×10-3μm2时,泡沫的阻力因子将趋于稳定,为65左右,泡沫体系具有较强的封堵性能。最后进行泡沫流度改善实验研究和提高采收率效果评价,KX-048起泡剂通过降低原油粘度明显降低水油流度比,降幅达70%以上,同时增强泡沫油流度比,控制驱油体系的平面推进,防止窜流和指进现象。对比KX-048与XHY-4,KX-048起泡剂对流度有更好的控制效果,见气时间更晚,综合含水率可降为68.32%,比XHY-4起泡剂降低了6.46%,XHY-4提高采收率为11.57%,KX-048提高采收率为19.96%,表明降低稠油粘度后,泡沫驱提高采收率更为明显。
马良[3]（2020）在《九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究》文中提出九2区克拉玛依组油藏为典型的普通稠油油藏,投产至今一直采用蒸汽吞吐的开发方式进行开采。经过多年的开发,油藏产油量、油汽比逐渐降低,含水率不断上升,生产效果变差。目前油藏正处在蒸汽吞吐开发的中后期,而采出程度仅有28%,远未达到蒸汽吞吐方式的采收率要求,因此需要对油藏开发效果进行充分地认识与评价,找准影响开发效果的主要原因,针对存在的问题提出合理的措施建议,以减缓生产矛盾的加剧,提高油藏的采出程度,让老区焕发新面貌。本论文主要从蒸汽吞吐开发效果评价和影响因素研究两个方面着手,采用理论研究与实际应用相结合的方法,全面系统的对蒸汽吞吐阶段的开发效果进行了评价,同时对影响因素进行了分析,并提出了下步综合调整措施,结合数值模拟方法优选了最佳的方案,为油藏后期开发提供了重要了理论基础。为确保开发效果评价的合理性、有效性,筛选出7项油藏开发效果评价指标:采油速度、累积油汽比、综合递减率、综合生产时率、回采水率、综合含水率、吞吐周期,建立了评价指标体系,并分别从7项指标对开发效果进行了评价。同时,充分结合数学分析方法对油藏开发效果进行评价。通过灰色关联法确定了评价指标的强弱排序,运用层次分析法将定性评价指标定量化,计算求得各指标权重,利用模糊综合评价理论建立了油藏的模糊综合评价模型,根据油藏的实际生产资料,最后综合评价该油藏蒸汽吞吐开采效果为“好”,综合评分为0.435。在油藏开发效果综合评价的基础之上,运用聚类分析方法进行了单井分类,开展了单井评价,落实了不同井的生产和平面分布规律,以此划分了研究井区,并分别从地质和工艺两个方面进行了影响因素对比分析,分析得出各井区影响开发效果的主要控制因素有原油粘度、油层厚度和含油饱和度。在开发效果评价和影响因素的综合分析研究之上,针对不同的井区提出了下步综合调整措施,确定了一类井区继续常规蒸汽吞吐,二类井区采用分组式蒸汽吞吐,三类井区采用一注多采的方式开采。并建立了井区数值模拟模型,通过数值模拟对所选方案注采参数进行了优化,确定了不同开采方式下的最优方案,为油藏后期的开发提供了理论依据和技术支撑。
马剑坤[4]（2020）在《新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究》文中认为随着国内稠油油藏的不断发现,目前稠油油藏在国内开发占据着一定的比例。而稠油油藏的开发方式多种多样,对于粘度较低的稠油油藏在天然能量损耗一定的情况下,大部分油田采取常规水驱开发方式开采原油来提高采收率。随着开发的不断进行,水驱开发稠油油藏的开发问题逐渐显现出来,如原油粘度增高,注入水突进严重;注水井网不完善;井网破坏严重,水驱储量控制程度低;平面压力分布不均,压力水平保持低。针对此类开发问题的存在,需要探索注水冷采后如何调整开发方式,改善开发效果。本论文以新疆克拉玛依三2+3区克下组的普通稠油油藏为例,收集研究对象相关资料,调研相关文献,主要开展了以下研究:（1）开展地质特征研究,包括地层划分、构造特征、沉积特征、孔隙特征、物性特征、储层非均质性、储层敏感性、流体性质以及温压特征研究。（2）开展注水冷采开发后采油能力特征分析,结合水驱储量控制程度、水驱指数与采出程度以及注水利用率分析目前研究对象注水开发效果,认识目前注水冷采开发中存在的问题及影响因素。（3）选取典型井区进行数值模拟研究,进行历史生产拟合,分析剩余油分布特征,为调整开发方式提供依据。（4）分析确定研究区粘温曲线特征,热采开采机理及开发特征,并对研究区稠油油藏进行热采可行性分析,通过对比油藏参数进行热采开发方式筛选。（5）CMG数值模拟软件对不同热采开发方式进行模拟分析对比,论证注水冷采后蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱以及热采多种方式组合方式的开发效果,确定合理的开发方式并进行注采参数设计,最终对研究区确定合理开发方式。研究分析得出目前研究区注水开发效果差以及冷采阶段剩余油分布差异大,而后通过热采理论上可行性与CMG数值模拟软件结合分析,验证了新疆三2+3区对于冷采后转热采的可行性,确定热采相关注采参数以及合理开发方式,对现存类似普通稠油冷采后采取合理热采方式具有一定的指导意义。
陶冶[5]（2019）在《普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例》文中研究表明目前全球石油剩余地质储量中,稠油（含沥青和油砂）储量占70%以上。蒸汽驱是最为有效,也是国内外应用最为广泛且成功的稠油热采技术,主要应用于地下原油粘度在1000 mPa×s以上的稠油或特稠油油藏。油藏数值模拟是利用计算机模型模拟油气田开发过程,拟合动态开发历史,进行剩余油分布规律研究、开发指标预测及参数优选等有效的工具。对于在地下原油粘度低于500 mPa×s的普通稠油油藏进行蒸汽驱,由于其剩余油分布规律、合理井网井距和最优注采参数均不同于地下原油粘度大于1000mPa×s的稠油油藏,目前尚无成熟的经验可供参考。本文以中亚M油田M-Ⅲ油藏为例,对浅层普通稠油油藏的地质特征和开发效果进行深入分析,利用动态监测资料和实际生产数据结合数值模拟方法对蒸汽驱剩余油分布规律、蒸汽驱开发效果及其影响因素、油藏工程优化设计进行了研究,提出了改善蒸汽驱开发效果以及蒸汽驱中后期转换开发方式的时机与可行性的策略。取得以下认识:（1）蒸汽驱在浅层普通稠油油藏（M-Ⅲ油藏）的应用已取得成功,但也暴露出注汽速率低、层间矛盾突出、蒸汽前缘突进不均匀、井网井距不合理、油层厚度大导致开发效率低、稳产难度大等一些问题和矛盾;（2）普通稠油流变性实验结果反映出,当油藏温度在60 oC以上时,研究区原油为牛顿流体,油气渗流符合达西定律。不同温度下热水与蒸汽的驱油效率实验证明,蒸汽驱驱油效率明显高于热水驱,温度越高驱油效率越高;（3）蒸汽驱开发的影响因素主要包括沉积微相、油层有效厚度等,以及注汽量、注汽干度和完井方式等方面;（4）经过论证,合理井网密度在0.3-0.5ha/井之间,合理井距在73-114m之间;（5）对于地下原油粘度小于500mPa×s的普通稠油油藏,注汽速率应不低于1.0t/（d×ha×m）,井底蒸汽干度大于30%,采注比大于1.1;（6）井网二次加密试验区生产实际反映出,油藏开发平面矛盾得到了改善,采油速度提高了0.5%,最终采收率达43%以上,与现井网相比提高11个百分点;（7）对油层厚度超过10m的区域应实施避射顶部油层,充分提高蒸汽热利用率,对油层厚度大于24m的区域应实施分层蒸汽驱开发,以提高纵向蒸汽驱波及系数;（8）通过论证对比蒸汽驱接替技术方案,水-汽交替段塞驱的开发效果优于热水驱、间歇蒸汽驱、连续蒸汽驱,综合考虑推荐水-汽交替段塞驱为蒸汽驱后期开发方式转换的接替技术。通过以上研究和取得的认识,明确了下步M-Ⅲ油藏蒸汽驱开发调整优化思路,即现阶段在平面上全面推进井网二次加密,纵向上在D2层和J1层之间实施分层注汽,同时优化注采参数,蒸汽驱后期适时转换开发方式为水-蒸汽交替段塞驱。本文的研究成果对浅层普通稠油油藏蒸汽驱开发具有指导和借鉴意义。
江鸣[6]（2019）在《风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究》文中进行了进一步梳理风城油田自大规模开发以来,已经有十余年的注蒸汽热采历史了,但缺乏注蒸汽开采后的储层研究,而之前的研究已经无法适应现阶段的油藏开发,因此,需要针对油藏注蒸汽前后的储层参数变化展开研究。本文在前人对研究区的研究基础上,通过岩心资料、测井资料等,对研究区的储集层展开研究,利用关键井研究储层的四性关系,并且使用多种机器学习分类的方法对常规交会图法难以识别的砂砾岩岩性进行识别,有较好的效果。使用了一元回归、多元回归、神经网络、监督学习等方法建立了孔隙度、渗透率、饱和度测井解释模型,优选出精度较高的最合适的模型。最后,通过整理统计布井开发方案,选取了6组不同开发阶段的井对汽驱前后的储层物性、电性变化进行研究,发现注汽后密度测井值和电阻率测井值相对下降。通过建立汽驱后的电性变化函数,来更新测井解释模型,使新的测井解释模型能够适应研究区现阶段的生产开发状况。
韩志强[7]（2018）在《提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究》文中研究指明风城油田Z18井区侏罗系超稠油油藏经过2010-2014年大规模产能建设,总井数、开井数、注汽水平、产油水平等开发指标不断升高,2013年10月产油水平达到最高值,随后由于产能建设规模逐渐减小,油藏品质逐渐变差,老井递减较大,产油水平呈逐渐下降趋势,同时面临原油粘度高、出砂量大、水平段动用不均等问题,严重影响了开发效果。通过对Z18井区水平井开发效果进行分析评价并指出目前存在的问题,有针对性的进行措施优化,从而提高水平井开发效果,实现稳产、增产。利用灰色关联分析方法,对影响水平井开发效果的主要因素进行关联评价分析,分析结果表明:影响量较大的因素为采注比、水平段长度、原油粘度和注汽强度;引入了DOE方法定量分析了渗透率、原油粘度、油层厚度、水平段长度4种影响因素对水平井产油量、油汽比的影响效果,在此基础上提出了齐古组、八道湾组水平井分类标准,并对水平井进行了分类;在三个典型井组的注采参数单因素分析基础上,利用DOE软件和数值模拟进行了不同注采参数组合的多因素分析,对不同参数组合得到的阶段累计产油量进行了回归和参数显着性分析,表明只有在增加周期注汽量的同时提高采液速度才能增大产油量。通过分析、研究和评价,实现了对Z18井区水平井注汽方式、注汽参数以及工艺措施的优化,结果表明:在同样的注汽量下,主副管同时注汽开发效果最好;对于水平井间存在丰富的难采出的剩余稠油的水平井组,采用直井注汽水平井采油的注汽方式生产能取得比较明显的增产效果;对于吞吐生产时间较长、中心注汽井井况良好、汽窜明显且井间已建立了较好的热连通的水平井组采用一注多采方式生产效果较好;使用串接泵生产2-3轮后,换注采两用泵生产1-2轮生产效果较好;副管调整每生产3轮调整一次副管,每次调整40-50米,效果最好。提出了高轮次下的增产措施建议,对相似地质条件的同类水平井开发具有一定的实际指导意义。
常峰伟[8]（2018）在《超稠油油藏吞吐后汽驱接替方式研究》文中认为风城油田重32井区侏罗系齐古组超稠油油藏地理位置处于准噶尔盆地西北侧边缘,发育有J3q2-1+J3q2-2、J3q2-3、J3q3三套油层组。目前已处于吞吐开发后期,平均吞吐10.6轮次（直井10.1轮,水平井11.9轮）,综合含水逐年上升,油气比、单井产量下降,急需转换开发方式以稳定生产。在前期精细油藏描述研究成果的基础之上,通过引入驱泄复合理念,形成了小井距蒸汽驱、直井-水平井蒸汽驱（VHSD）、立体30m井距水平井-水平井蒸汽驱（30mHHSD）和原井网60m井距水平井-水平井蒸汽驱（60mHHSD）四种吞吐后期的稠油热采接替转换方式,现场开展了9井组直井小井距蒸汽驱、8井组VHSD试验区、60mHHSD试验区以及4井组立体HHSD试验。根据超稠油注蒸汽吞吐开发规律,研究了蒸汽吞吐后期转换开发方式的时机;同时通过油藏工程跟踪优化,研究了驱泄复合精细调控方法。通过研究形成以下认识:（1）基于驱泄复合理念,通过油藏工程优化研究,确定了吞吐后期四种稠油热采接替开发方式;（2）根据超稠油注蒸汽吞吐规律,确定了蒸汽吞吐后期转驱泄复合时机为采注比、产液量和地层存水出现拐点时（通常为8轮）,采出程度1520%;（3）初步形成以注采平衡、Sub-cool控制、蒸汽腔均衡扩展为核心的驱泄复合精细调控方法;（4）在精细储层描述、开发规律深化认识、开发试验基础上,设计了重32井区多层系立体综合调整方案。研究成果对同类油藏开发调整提供了技术借鉴,具有巨大应用前景及广泛的推广空间。
纪率泽[9]（2018）在《克拉玛依油田九8区齐古组储层特征研究及三维地质建模》文中研究说明克拉玛依油田九8区由于受原油粘度过高、开发方式落后等因素的影响,多数油井生产时间短或近于停产。因此要求地质工作者在前人地质认识的基础上进行更进一步的探索,取得更加深刻、精细的认识。本文以研究区油藏及地质数据资料为基础,通过分析本区地层发育及构造演化模式,对前人研究划分的3个小层进行精细划分与对比,发现各小层在区域内分布均匀,厚度变化较小;在划分结果的8个单砂体层面上进行沉积微相划分研究,进而揭示砂体成因类型、几何形态与展布,并绘制对应的沉积微相平面分布图,发现研究区沉积相属于辫状河流相,且在各单层主要以河道沉积、河漫滩为主;通过岩心观察和数据分析资料得出本区储层岩石学特征,分别总结出本区储层的岩性、物性、含油气性和电性的特征并分析其四性关系,发现本区细砂岩、中砂岩和含砾砂岩是本区主要含油岩性,根据取芯井测井曲线特征,综合前人研究成果建立本区新的岩性、孔隙度、渗透率和含油饱和度模型,并在上述测井解释模型的基础上,对本区98411取心井进行了参数解释,验证了解释模型的精准度;应用Petrel软件搭建研究区储层三维地质特征模型,将区域地质特征和测井资料相结合,按照建模步骤分别实现工区的数据整理、构造模型、岩相模型和储层属性模型的建立,为下步储量计算和剩余油分布提供依据,为后期油田精细描述提供坚实的地质研究基础。
徐金华[10]（2017）在《N1区J层剩余油及开发调整研究》文中研究表明N1区J层油藏包括J1、J2、J3三个层段。目前开发层段为J2层,经过多年热采开发,已进入开发中后期,开发效果日渐变差,如何进一步提高采收率成为亟待解决的问题。J1层未形成注采井网,有过生产史的井仅有25口,平均单井采油2156.6t,具有规模井网开发的潜力。为了改善J层油藏整体开发效果,本次研究在进行油藏动态分析基础上,对开发特点和生产规律再认识,对影响开发效果的注采参数等因素进行分析,找到影响开发主要矛盾,结合剩余油分布的特点,制定合理的开发调整方案。以前期精细油藏描述成果为基础,运用三维地质建模技术,形成了目标油藏的三维地质模型,为研究剩余油分布奠定基础。采用油藏工程方法,对油藏目前的生产动态进行分析,对蒸汽吞吐、蒸汽驱的效果进行评价。以油藏数值模拟成果为基础,分析了蒸汽吞吐、蒸汽驱过程中,剩余油在平面和纵向上的分布规律。结合剩余油分布规律,提出了完善汽驱井网、提高储量动用程度、优化注采参数、间歇汽驱、改善射孔工艺、封窜调剖等措施,并给出了具体的参数界限。主要成果:1)结合精细地质研究成果,建立了目标油藏数值地质模型,能较好反映油藏特征。2)数值模拟成果研究表明,目前剩余油主要分布在三个区域,分别为有效厚度大、原始储量大的主体部位、部分注采井间及汽驱受效差的井周围、未整体动用的小层,后续开发调整应该以这三类剩余油为主要调整对象。3)对J2主力层段,推荐间歇注汽方式,同时保持井底注入蒸汽干度,并配合井组封窜等工艺措施;对于油层中下部动用较差的层段,以定向注汽为主要措施手段。4)J1层开发方式选择吞吐加后期蒸汽驱开发方式,最终采收率可以达到46.4%。
二、克拉玛依油田浅层稠油油藏加密调整跟踪研究（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、克拉玛依油田浅层稠油油藏加密调整跟踪研究（论文提纲范文）
（1）J区浅层稠油油藏蒸汽驱提高采收率技术（论文提纲范文）
| 一、前言 |
| 二、基本情况 |
| 2.1油藏基本情况 |
| 2.2.开发简况 |
| 三、提高采收率技术 |
| 3.1精细刻画储层深化油藏认识 |
| 3.1.1精细刻画储层 |
| 3.1.2深化油藏剩余油分布研究，揭示稠油注汽开发的动用规律 |
| 3.2汽驱井网加密及开发调控配套技术 |
| 3.2.1汽驱井网加密技术 |
| 3.2.2开发调控配套技术 |
| 3.3汽驱不同开发阶段跟踪调整技术 |
| 3.3.1初期转入汽驱技术 |
| 3.3.2蒸汽驱中后期技术调整技术 |
| 3.3.3蒸汽驱中后期提高采收率技术 |
| 四、结论 |
（2）可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
| 1.2.1 稠油分类标准 |
| 1.2.2 国内外稠油油藏特征 |
| 1.2.3 稠油油藏开发现状及存在的问题 |
| 1.3 泡沫驱油技术研究进展 |
| 1.3.1 泡沫驱概况 |
| 1.3.2 泡沫驱油技术在稠油油藏的应用 |
| 1.4 化学降粘技术发展现状 |
| 1.4.1 乳化降粘技术 |
| 1.4.2 油溶性降粘剂降粘技术 |
| 1.5 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 泡沫驱稠油降粘机理及实验评价 |
| 2.1 稠油降粘机理 |
| 2.2 试验区流体物性分析 |
| 2.2.1 原油组分 |
| 2.2.2 原油物性 |
| 2.2.3 地层水性质 |
| 2.3 降粘效果实验评价 |
| 2.3.1 实验目的及方法 |
| 2.3.2 实验仪器与试剂 |
| 2.3.3 实验步骤 |
| 2.4 稠油降粘实验结果及分析 |
| 2.4.1 胶质、沥青质光谱分析 |
| 2.4.2 有效浓度对降粘效果的影响 |
| 2.4.3 温度对降粘效果的影响 |
| 2.4.4 降粘时间对降粘效果的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 稠油泡沫驱油体系适应性评价 |
| 3.1 泡沫体系稳定性评价 |
| 3.1.1 实验目的 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验仪器与试剂 |
| 3.1.4 实验步骤 |
| 3.1.5 高温高压泡沫稳定性 |
| 3.2 KX-048起泡剂适应性评价 |
| 3.2.1 矿化度对起泡剂性能的影响 |
| 3.2.2 起泡剂抗油性能评价 |
| 3.2.3 压力对起泡剂性能的影响 |
| 3.2.4 泡沫在孔隙介质中的吸附特征 |
| 3.3 泡沫在孔隙介质中的封堵能力 |
| 3.3.1 实验方法 |
| 3.3.2 有效浓度对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.3.3 气液比对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.3.4 渗透率对泡沫阻力因子的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 泡沫体系改善流度比实验研究 |
| 4.1 泡沫驱流度控制机理 |
| 4.2 泡沫驱流度控制实验研究 |
| 4.2.1 实验仪器与试剂 |
| 4.2.2 实验流程及步骤 |
| 4.3 线速度对泡沫流度控制的影响 |
| 4.3.1 水油流度比 |
| 4.3.2 泡沫油流度比 |
| 4.4 有效浓度对泡沫流度控制的影响 |
| 4.4.1 水油流度比 |
| 4.4.2 泡沫油流度比 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 降粘型泡沫体系提高采收率研究 |
| 5.1 实验准备 |
| 5.1.1 实验目的及方法 |
| 5.1.2 实验仪器与试剂 |
| 5.1.3 实验步骤 |
| 5.2 XHY-4、KX-048驱油效果评价 |
| 5.3 泡沫驱见气特征 |
| 5.4 单管出口端泡沫体系降粘效果 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（3）九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究意义与目的 |
| 1.2 国内外研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究思路与技术路线 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.3.3 论文取得的主要成果及创新点 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏性质 |
| 2.2.1 流体性质 |
| 2.2.2 油藏温度与压力 |
| 2.2.3 油藏类型 |
| 2.3 油田开发简况 |
| 2.3.1 开发历程 |
| 2.3.2 单井初期产能统计 |
| 2.3.3 开发现状 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 蒸汽吞吐开发效果评价研究 |
| 3.1 开发效果评价方法的选择 |
| 3.2 效果评价基本步骤 |
| 3.3 评价指标的确定 |
| 3.3.1 指标筛选原则 |
| 3.3.2 评价指标的确定 |
| 3.4 蒸汽吞吐开发效果单指标评价分析 |
| 3.4.1 采油速度评价 |
| 3.4.2 累积油汽比评价 |
| 3.4.3 产量递减率评价 |
| 3.4.4 综合生产时率评价 |
| 3.4.5 回采水率评价 |
| 3.4.6 综合含水率评价 |
| 3.4.7 吞吐周期评价 |
| 3.5 蒸汽吞吐开发效果综合评价 |
| 3.5.1 评价方法的选择 |
| 3.5.2 开发效果评价标准 |
| 3.5.3 综合评价步骤 |
| 3.5.4 综合评价结果 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 油井分布特征及蒸汽吞吐影响因素研究 |
| 4.1 油井分布特征及井区的划分 |
| 4.1.1 研究区域单井的划分 |
| 4.1.2 Ⅰ类井生产及分布特征 |
| 4.1.3 Ⅱ类井生产及分布特征 |
| 4.1.4 Ⅲ类井生产及分布特征 |
| 4.2 井区的划分 |
| 4.3 蒸汽吞吐影响因素研究 |
| 4.3.1 油层厚度 |
| 4.3.2 原油粘度 |
| 4.3.3 孔隙度 |
| 4.3.4 渗透率 |
| 4.3.5 含油饱和度 |
| 4.3.6 蒸汽干度 |
| 4.3.7 注汽强度 |
| 4.3.8 焖井时间 |
| 4.3.9 注汽速度 |
| 4.3.10 采注比 |
| 4.4 地质因素敏感性分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 油藏数值模拟研究及挖潜措施调整 |
| 5.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.2 参数的选取 |
| 5.2.1 静态地质参数 |
| 5.2.2 热物性参数 |
| 5.3 模型拟合 |
| 5.3.1 生产历史拟合 |
| 5.3.2 温度场拟合 |
| 5.4 改善开发效果综合措施调整 |
| 5.4.1 调整措施建议 |
| 5.4.2 不同井区措施调整注采参数优选 |
| 5.4.3 措施调整结果汇总 |
| 5.5 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（4）新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 常规水驱 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐 |
| 1.2.3 蒸汽驱 |
| 1.2.4 热水驱 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.3.1 地质及开发特征研究 |
| 1.3.2 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 1.3.3 热采机理及可行性分析 |
| 1.3.4 注采参数及合理开发方式研究 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.4.1 研究思路 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 研究区地质特征研究 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积微相特征 |
| 2.4.1 沉积环境与沉积相 |
| 2.4.2 沉积亚相分析 |
| 2.4.3 沉积微相类型研究 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 岩性与孔隙结构 |
| 2.5.2 物性特征 |
| 2.5.3 物性非均质及隔夹层特征 |
| 2.5.4 储层敏感性 |
| 2.5.5 流体性质及温压特征 |
| 2.6 储量计算 |
| 2.7 小结 |
| 第3章 研究区冷采开发特征分析 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.2 采油能力特征分析 |
| 3.3 注水开发综合分析 |
| 3.3.1 注水井网不完善,水驱储量控制程度 |
| 3.3.2 水驱指数与采出程度分析 |
| 3.3.3 注水利用率分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 4.1 模型的建立 |
| 4.1.1 模型区域选取 |
| 4.1.2 油藏参数选取 |
| 4.2 生产历史拟合 |
| 4.2.1 调参原则 |
| 4.2.2 拟合结果分析 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 热力开采机理及可行性分析 |
| 5.1 稠油热力开采机理 |
| 5.1.1 注蒸汽开采 |
| 5.1.2 注热水开采 |
| 5.2 稠油油藏热采开发可行性分析 |
| 5.2.1 粘温曲线 |
| 5.2.2 油藏参数 |
| 第6章 注采参数及合理开发方式研究 |
| 6.1 注蒸汽开发可行性论证 |
| 6.1.1 蒸汽吞吐可行性论证 |
| 6.1.2 蒸汽驱可行性论证 |
| 6.2 热水驱开发可行性论证 |
| 6.3 热采方式组合开发可行性论证 |
| 6.4 合理开发方式确定 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内、外蒸汽驱技术研究进展 |
| 1.2.1 稠油开采技术 |
| 1.2.2 蒸汽驱开发技术研究进展 |
| 1.2.3 稠油热采数值模拟研究进展 |
| 1.2.4 改善蒸汽驱开发效果技术研究进展 |
| 1.3 蒸汽驱现场应用现状 |
| 1.3.1 美国克恩河油田(Kern River Field) |
| 1.3.2 印度尼西亚杜里油田(Duri oilfield) |
| 1.3.3 中国新疆油田六、九区 |
| 1.3.4 中国辽河油田齐40块 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 主要研究内容与创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 研究区基础地质特征 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 油田地层特征 |
| 2.3 油田构造特征 |
| 2.4 油田沉积特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 储层物性特征 |
| 2.5.3 砂体和油层分布 |
| 2.5.4 含油饱和度分布 |
| 2.5.5 隔夹层分布 |
| 2.5.6 储层非均质性 |
| 2.5.7 储层敏感性评价 |
| 2.5.8 岩石润湿性评价 |
| 2.6 油藏性质 |
| 2.6.1 油藏温度和压力系统 |
| 2.6.2 原油性质 |
| 2.6.3 地层水性质 |
| 第三章 普通稠油油藏渗流机理实验研究 |
| 3.1 普通稠油流变性评价 |
| 3.1.1 实验设计 |
| 3.1.2 屈服应力 |
| 3.1.3 流变性与本构方程 |
| 3.2 高温驱油机理实验研究 |
| 3.2.1 实验设计 |
| 3.2.2 热水驱油效率 |
| 3.2.3 蒸汽驱油效率 |
| 3.3 温度对储层渗流特征的影响 |
| 3.3.1 实验设计 |
| 3.3.2 热水驱油相渗特征 |
| 3.3.3 蒸汽驱油相渗特征 |
| 第四章 蒸汽驱开发效果与调整潜力分析 |
| 4.1 开发历程与开发现状 |
| 4.2 蒸汽驱生产特征与开发效果 |
| 4.3 蒸汽驱开发影响因素分析 |
| 4.3.1 地质因素 |
| 4.3.2 油藏工程因素 |
| 4.3.3 完井工艺方式 |
| 4.4 开发调整潜力研究 |
| 4.4.1 采收率评价 |
| 4.4.2 平面潜力分析 |
| 4.4.3 纵向潜力分析 |
| 第五章 蒸汽驱油藏数值模拟研究 |
| 5.1 蒸汽驱油数学模型 |
| 5.2 地质油藏模型 |
| 5.2.1 油藏地质建模 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 注汽速率 |
| 5.4.2 蒸汽干度 |
| 5.4.3 采注比 |
| 5.4.4 应用实例 |
| 5.5 井网三次加密可行性 |
| 第六章 开发方式转换接替技术可行性分析 |
| 6.1 间歇蒸汽驱 |
| 6.2 热水驱 |
| 6.2.1 热水驱原则 |
| 6.2.2 转热水驱方案可行性及预测 |
| 6.3 水-汽交替段塞驱 |
| 6.3.1 作用机理 |
| 6.3.2 方案预测与优选 |
| 6.4 开发方式对比 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 发表学术论文 |
| 作者简介 |
| 基本情况 |
| 教育背景 |
（6）风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 蒸汽驱对储层影响的研究现状 |
| 1.2.2 测井解释模型建立的研究现状 |
| 1.2.3 稠油油藏注汽开发研究现状 |
| 1.3 研究区概况 |
| 1.3.1 研究区位置 |
| 1.3.2 区域地层沉积特征 |
| 1.3.3 开发现状及存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 主要的工作量 |
| 1.6 取得的主要成果 |
| 第2章 砂砾岩体储集层地质特征及四性关系 |
| 2.1 关键井的选取 |
| 2.2 储层的地质特征 |
| 2.2.1 岩石学特征 |
| 2.2.2 储层的物性特征 |
| 2.2.3 储层的电性特征 |
| 2.2.4 储层的含油性特征 |
| 2.3 储层的四性关系 |
| 2.3.1 岩性与物性 |
| 2.3.2 物性与电性 |
| 2.3.4 岩性、物性与含油性 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层参数解释模型的建立 |
| 3.1 孔隙度解释模型 |
| 3.1.1 多方法建立孔隙度模型 |
| 3.1.2 模型的优选及效果检验 |
| 3.2 渗透率解释模型 |
| 3.2.1 多方法建立渗透率模型 |
| 3.2.2 模型的优选及效果检验 |
| 3.3 饱和度解释模型 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 注汽热采后储层参数模型研究 |
| 4.1 研究井的选取 |
| 4.2 汽驱后储层性质变化 |
| 4.2.1 汽驱后储层的测井响应变化 |
| 4.2.2 汽驱后储层的物性变化 |
| 4.3 汽驱后储层参数解释模型的建立 |
| 4.3.1 汽驱后孔隙度解释模型的建立 |
| 4.3.2 汽驱后渗透率解释模型的建立 |
| 4.3.3 汽驱后饱和度解释模型的建立 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究（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 主要研究内容及拟解决的关键性问题 |
| 1.2.1 研究内容 |
| 1.2.2 拟解决的关键性问题 |
| 1.3 研究方法及技术路线 |
| 1.4 国内外提高稠油水平井开发效果方法调研 |
| 第2章 油藏基本情况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 油藏类型 |
| 2.5 开发简况 |
| 第3章 开发效果评价及存在问题 |
| 3.1 吞吐开发特征 |
| 3.1.1 注汽特征 |
| 3.1.2 自喷期生产特征 |
| 3.1.3 挂抽期生产特征 |
| 3.1.4 周期间生产特征 |
| 3.2 开发指标变化规律 |
| 3.3 影响开发效果因素分析 |
| 3.3.1 原油粘度影响 |
| 3.3.2 油层厚度影响 |
| 3.3.3 水平段长度影响 |
| 3.3.4 注汽速度影响 |
| 3.3.5 注汽强度 |
| 3.3.6 注汽压力 |
| 3.3.7 焖井时间 |
| 3.3.8 采注比 |
| 3.3.9 灰色关联分析 |
| 3.4 剖面动用程度研究 |
| 3.4.1 水平井段吸汽不均匀 |
| 3.4.2 水平段动用程度不均匀 |
| 3.4.3 温度场、压力场和饱和度场变化规律分析 |
| 3.4.4 水平段动用情况统计 |
| 3.5 开发效果评价 |
| 3.5.1 水平井分类 |
| 3.5.2 水平井措施效果评价 |
| 3.6 存在问题 |
| 3.6.1 水平段注汽不均 |
| 3.6.2 工艺受限,水平段排液能力低 |
| 3.6.3 井间汽窜严重 |
| 第4章 典型井组分析及措施优化研究 |
| 4.1 典型井组数值模拟研究 |
| 4.1.1 井组模型建立意义 |
| 4.1.2 选择的原则 |
| 4.1.3 选择的结果 |
| 4.1.4 生产动态历史拟合 |
| 4.1.5 三场分布规律研究 |
| 4.2 蒸汽吞吐措施优化研究 |
| 4.2.1 注汽方式优化选择 |
| 4.2.2 水平井组一注多采与同采同注方式的优选 |
| 4.2.3 直井和水平井组合吞吐与水平井组吞吐方式的优选 |
| 4.2.4 注采参数优化 |
| 4.2.5 工艺措施优化 |
| 第5章 高轮次下增产措施建议与结论 |
| 5.1 增产措施建议 |
| 5.1.1 一注多采技术 |
| 5.1.2 直井、水平井组合井网加密蒸汽吞吐 |
| 5.1.3 CO2 辅助蒸汽吞吐 |
| 5.1.4 注氮气辅助蒸汽吞吐采油 |
| 5.1.5 氮气泡沫驱采油 |
| 5.2 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）超稠油油藏吞吐后汽驱接替方式研究（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 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及路线 |
| 第二章 油藏基本情况 |
| 2.1 地理位置与条件 |
| 2.2 勘探简况 |
| 2.3 地层特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 2.5 构造特征 |
| 2.6 储层特征 |
| 2.6.1 储层参数平面分布特征 |
| 2.6.2 储层非均值性分布特征 |
| 2.7 油藏性质 |
| 2.7.1 原油性质与分布 |
| 2.7.2 地层水性质与分布 |
| 2.8 本章小结 |
| 第三章 开发规律研究 |
| 3.1 开发简况 |
| 3.2 开发动态研究 |
| 3.2.1 开发形势分析 |
| 3.2.2 吞吐开发特征 |
| 3.2.3 汽驱开发特征 |
| 3.3 吞吐效果影响因素分析 |
| 3.3.1 原油粘度对开发效果影响 |
| 3.3.2 油层厚度对开发效果影响 |
| 3.3.3 水平段长度对开发效果的影响 |
| 3.3.4 注采参数对开发效果的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 转换开发方式研究及指标预测 |
| 4.1 模型基本情况 |
| 4.1.1 模型选取 |
| 4.1.2 生产历史拟合 |
| 4.2 蒸汽腔演化及蒸汽超覆现象 |
| 4.3 转换开发方式筛选及时机确定 |
| 4.3.1 转换开发方式筛选 |
| 4.3.2 转驱时机确定 |
| 4.4 注采参数优化 |
| 4.4.1 直井蒸汽驱注采参数优化 |
| 4.4.2 VHSD注采参数优化 |
| 4.4.3 原井网HHSD注采参数优化 |
| 4.4.4 立体HHSD注采参数优化 |
| 4.5 开发指标预测 |
| 4.5.1 小井距蒸汽驱开发指标预测 |
| 4.5.2 VHSD汽驱开发指标预测 |
| 4.5.3 原井网60m井距HHSD汽驱发指标预测 |
| 4.5.4 立体30m井距HHSD发指标预测 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 调控技术研究 |
| 5.1 小井距蒸汽驱 |
| 5.1.1 油井精细分类 |
| 5.1.2 调控措施 |
| 5.1.3 实施效果 |
| 5.2 VHSD汽驱 |
| 5.2.1 油井精细分类 |
| 5.2.2 调控措施 |
| 5.2.3 实施效果 |
| 5.3 原井网HHSD汽驱 |
| 5.3.1 油井精细分类 |
| 5.3.2 调控措施 |
| 5.3.3 实施效果 |
| 5.4 本章小结 |
| 5.4.1 小井距蒸汽驱调控措施体系 |
| 5.4.2 VHSD调控措施体系 |
| 5.4.3 HHSD调控措施体系 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）克拉玛依油田九8区齐古组储层特征研究及三维地质建模（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 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 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层特征的研究现状及发展趋势 |
| 1.2.2 三维地质建模的研究现状及发展趋势 |
| 1.3 主要研究内容与思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.3.3 主要完成工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 工区概况 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.4 沉积发育特征 |
| 第3章 地层划分与对比 |
| 3.1 地层划分与对比的方法 |
| 3.1.1 对比方法与原则 |
| 3.1.2 对比曲线的选用 |
| 3.2 标志层的建立 |
| 3.3 地层划分与对比的结果 |
| 第4章 储层沉积相研究 |
| 4.1 各层沉积特征 |
| 4.2 沉积环境及沉积物来源 |
| 4.3 小层沉积微相的平面展布规律及划分 |
| 4.3.1 J_3q_2~(2-3)层平面展布规律 |
| 4.3.2 J_3q_2~(2-2)层平面展布规律 |
| 4.3.3 J_3q_2~(2-1)层平面展布规律 |
| 第5章 储层特征研究 |
| 5.1 储层岩石学特征 |
| 5.2 储集空间类型及结构 |
| 5.3 储层四性关系研究 |
| 5.3.1 四性特征 |
| 5.3.2 四性关系 |
| 5.3.3 岩性解释模型 |
| 5.3.4 孔隙度解释模型 |
| 5.3.5 渗透率解释模型 |
| 5.3.6 含油饱和度和油层解释模型 |
| 5.3.7 测井解释 |
| 第6章 储层三维地质建模 |
| 6.1 储层建模概述 |
| 6.1.1 储层建模方法 |
| 6.1.2 储层建模原则 |
| 6.2 储层建模的流程与数据准备 |
| 6.2.1 建模流程 |
| 6.2.2 数据准备与加载 |
| 6.3 储层建模的实现 |
| 6.3.1 构造模型的建立 |
| 6.3.2 岩相模型的建立 |
| 6.3.3 储层属性模型的建立 |
| 6.4 模型的检验 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）N1区J层剩余油及开发调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状和发展趋势 |
| 1.3 研究内容和技术关键 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第二章 油藏地质特征 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积相特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩性特征 |
| 2.4.2 储层物性特征 |
| 2.4.3 地质储量 |
| 2.5 流体性质特征 |
| 2.6 油藏压力温度特征 |
| 2.7 小结 |
| 第三章 油藏开发效果评价 |
| 3.1 开发历程 |
| 3.2 开发效果评价 |
| 3.2.1 蒸汽吞吐效果评价 |
| 3.2.2 先导试验效果评价 |
| 3.2.3 蒸汽驱效果评价 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 油藏三维建模 |
| 4.1.1 数据准备和网格设计 |
| 4.1.2 构造建模 |
| 4.1.3 储层建模 |
| 4.1.4 储层参数建模 |
| 4.2 数值模拟研究 |
| 4.2.1 模型建立 |
| 4.2.2 地质参数修正 |
| 4.2.3 历史拟合结果 |
| 4.3 蒸汽吞吐阶段剩余油分布规律 |
| 4.3.1 纵向动用程度 |
| 4.3.2 平面动用程度 |
| 4.3.3 剩余油分布规律 |
| 4.4 蒸汽驱阶段剩余油分布规律 |
| 4.4.1 纵向动用程度 |
| 4.4.2 平面动用程度 |
| 4.4.3 剩余油分布规律 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 综合开发调整方案 |
| 5.1 开发潜力分析 |
| 5.2 开发调整思路 |
| 5.3 汽驱平面调整措施 |
| 5.3.1 完善注采井网 |
| 5.3.2 注采参数优化 |
| 5.3.3 水平井开发薄层区域 |
| 5.4 汽驱纵向调整措施 |
| 5.4.1 提高射开程度 |
| 5.4.2 井组封窜调剖措施 |
| 5.4.3 挖潜未动用层段 |
| 5.5 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、克拉玛依油田浅层稠油油藏加密调整跟踪研究（论文参考文献）
- [1]J区浅层稠油油藏蒸汽驱提高采收率技术[A]. 任标,欧阳云丽,王怀武,宿运国. 2021油气田勘探与开发国际会议论文集(中册), 2021
- [2]可降低稠油粘度的泡沫驱油体系研究[D]. 邱宇星. 成都理工大学, 2020(04)
- [3]九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究[D]. 马良. 成都理工大学, 2020(04)
- [4]新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究[D]. 马剑坤. 成都理工大学, 2020(04)
- [5]普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例[D]. 陶冶. 西北大学, 2019(01)
- [6]风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究[D]. 江鸣. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [7]提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究[D]. 韩志强. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [8]超稠油油藏吞吐后汽驱接替方式研究[D]. 常峰伟. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]克拉玛依油田九8区齐古组储层特征研究及三维地质建模[D]. 纪率泽. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]N1区J层剩余油及开发调整研究[D]. 徐金华. 中国石油大学(华东), 2017(07)