一、裂缝端面污染对注水井注水能力的影响（论文文献综述）
张丛迪[1]（2021）在《涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究》文中指出近年来海上低渗油藏的开发越来越受到重视,而注水开发在提高海上低渗油藏采收率时,也存在一些因素会导致注水压力升高、注水量降低,不利于油田正常生产。涠洲W油田是南海北部湾海域内的低渗油藏,本文以该油田为例,研究海上低渗油藏注水过程中出现的注水压力升高、注水量下降问题,明确主要影响因素,给出降压增注建议,为涠洲W油田之后的注水开发提供指导,为类似油田注水开发工作提供参考。针对研究区存在的问题,本文主要研究内容和认识如下:（1）通过对低渗油藏注水压力升高、注水量下降影响因素调研,结合研究区矿物类型、粘土矿物含量、孔喉特征等储层特征和注水量、吸水指数等生产数据,分析出研究区主要存在敏感性损害、水质不配伍和储层连通性不佳三方面潜在影响因素。（2）通过开展五敏和应力敏室内评价实验,分析储层中流体流速、矿化度、酸碱度以及上覆岩层应力的变化过程中,出现微粒膨胀、分散和运移等情况后,渗透率的变化情况以及对储层的损害程度。实验结果表明:研究区存在强速敏损害,中等偏弱的水敏、盐敏、碱敏和应力敏损害,弱酸敏损害。认为以速敏为主的敏感性损害是造成注水压力升高、注水量下降的原因之一。（3）通过对研究区地层水和注入水的离子浓度测定、水型判断和配伍性分析,分析注入水和地层水混合后是否会产生沉淀,导致储层堵塞。实验结果表明:注入水与地层水的矿化度差异较大,水型不一致,并且会产生碳酸钙沉淀。认为水质不配伍造成的结垢问题则存在于所有注水井中。（4）通过从沉积相、油藏剖面、地震资料的角度进行静态连通性剖析,从生产数据、物质平衡方法、数值模拟的角度进行动态连通性研究,通过动静态资料结合来明确研究区连通性情况。分析认为研究区存在连通性不佳的问题,且注采井间的连通性不佳也是造成注水压力升高、注水量下降的原因之一。（5）针对敏感性损害等因素造成的储层堵塞,建议采用酸化、超声波等技术进行解堵,并优选出了一套酸液复配体系;针对水质不配伍,建议优化水质,使其高于临界矿化度;针对储层连通性不佳,建议采用压裂造缝,穿透低渗透带,达到降压增注目的。
赵传峰,曹博文,王冰飞,臧雨溪,王大未[2]（2020）在《考虑水力裂缝导流能力衰减的直井注水能力预测模型》文中进行了进一步梳理基于等值渗流阻力原理建立了一个压裂直井注水能力预测的解析模型。根据导流能力或渗透率的非均质性首先对裂缝分段及对基质分区。模型中各裂缝段和基质区的属性可以在缝长方向上随时间变化呈现衰减。在同一条裂缝段及对应的基质区内的流动为双线性流。注入的流体从注水井流入裂缝,并依次流经各裂缝段进入对应的基质区。给定初始条件和裂缝导流能力在缝长方向上随时间的衰减规律等,便可根据该模型确定直井的注水能力以及各裂缝段的流量和压力。对比发现,该模型的计算结果具有较高的预测精度,接近于数值模拟解,优于已有模型的解析解。算例表明,注水裂缝内的流体流量和压力沿着缝长方向逐渐降低,降低幅度呈现先急后缓的特点;相对于裂缝导流能力的空间衰减,其时间衰减对缝内流量和压力分布的影响更加明显。
黄宝杰[3]（2020）在《超低渗透油藏Z区块长8层段欠注规律研究》文中指出Z区块作为姬塬油田重要的增储上产区块之一,其主力开采油层长8油藏属典型的超低渗透油藏,近年来注水井欠注现象尤为严重。为了解决研究区长8储层注水井高压欠注的问题,运用地质综合研究、岩心分析实验、油藏工程分析、模糊综合评判等技术,通过对研究区长8储层的储层特征、储层敏感性、注入水水质和水型配伍性等因素进行分析,开展研究区欠注井欠注现状、分布规律、欠注特征、及影响机理研究,系统分析引起欠注的原因,由于涉及因素多、因素间作用复杂的情况,运用主成分分析法、最大隶属度原则等数学方法来进行辅助分析,形成欠注井主控因素判别方法,逐一对研究区52口欠注井的欠注主控因素进行分析,分析结果为研究区长8油藏欠注主控因素以储层物性差为主,水型不配伍及注入水水质差次之。同时,储层物性、水型配伍性引起欠注的注水井多为长期欠注井,由敏感性、注入水水质引起欠注的注水井多为后期欠注井,总结欠注成因构成符合“一主三从”特征:“一主”是指储层物性差,在整个研究区广泛分布;“三从”是指水型不配伍、注入水水质差、储层敏感性强,局部地区影响较大。并有针对性的对各类欠注井提出欠注治理思路,为后续有针对性地提出油藏综合治理方案提供理论依据。
高嘉佩[4]（2019）在《陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用》文中指出注水采油是目前低渗透储层最常用的开发方式之一,而长期注水开发会引起储层堵塞,致使注水井压力逐渐上升,造成注水能效下降甚至欠注,进而导致原油采收率下降。针对这一问题,常见的措施有基质酸化解堵或注入表面活性剂进行降压增注,酸化解堵的优点在于见效快,但其长效性差,表面活性剂降压增注的效果虽然稍弱,但能长时间维持效果,并且目前针对两种方法组合应用的研究鲜有报道。因此本论文基于陇东油田ELHZ区块低孔-低渗型长3储层注水井增压欠注问题,开展了高压注水井酸化-表面活性剂组合降压增注技术研究。研究发现该区块长3储层的平均渗透率为4.52×10-3μm2,平均孔隙度为11.46%,属于低渗透型储层。生产数据显示89.70%的水井地层渗透率处于10×10-3μm2以下,165口注水井中有25口欠注。研究结果表明低渗透储层容易受注水不均衡的影响导致部分注水井欠注。导致该区部分水井严重欠注的原因有三方面:一是储层自身的渗透率与孔隙度较低;二是储层中黏土颗粒运移或酸化后处理不当出现二次伤害,进而引起堵塞地层、注水能效下降;三是清水注入水与地层水不配伍,混合后产生碳酸钙垢堵塞地层。基于欠注原因分析结果,分别对酸化解堵与表面活性剂降压增注方式进行了研究。首先通过药剂筛选、配方优化得到了多氢酸XS-1,该酸液具有良好的溶蚀、缓速性能,注入岩心后能有效提升渗透率至4.15倍,酸化后岩心孔隙的连通性较好,无二次沉淀产生。通过建立酸岩反应模型并依据岩心流动实验获得XS-1酸岩反应动力学方程为-rR=1.23586×10-4·C0.83102,反应速率常数较常规酸液小,表明酸液能有效增加反应时间与反应距离。其次,研究还得到一种表面活性复配体系XS-2A,该体系与注入流体配伍性良好,能降低油水界面张力至3.11×10-33 mN/m,有良好的润湿反转性,有效降低注水压力约50.70%,驱油效率达42.18%,表现出良好的降压增注性能。最终采用酸化-表面活性剂复配体系组合驱油技术,在采油现场对2口多次酸化且严重欠注井开展了现场试验,试验后欠注井的日注水量均有明显提高,达到各自日配注量的要求,且两口井的注水压力较措施前分别降低了1.2 MPa与3.5 MPa。
汶锋刚[5]（2019）在《鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例》文中进行了进一步梳理随着油田开发进入中后期,石油开采条件日趋苛刻,特别是在低渗（超低渗）油藏中,如何提高原油采收率一直是倍受关注的焦点问题。CO2驱提高采收率技术被认为是一种经济高效的提高采收率技术,且满足当今世界节能减排、保护环境的广泛诉求。鄂尔多斯盆地具有丰富的低渗（超低渗）油气资源,但地表干旱缺水、自然环境脆弱,因此采用CO2驱这样的节水/无水驱油技术具有不可比拟的优势。鄂尔多斯盆地是国内开展CO2驱油研究和应用较晚的盆地,对本区域内CO2驱油的认识和应用尚不够全面和系统。本文以鄂尔多斯盆地A油田M区长6为目标研究区,以室内实验为主要研究手段,通过开展一系列CO2驱油相关室内实验,获得了研究区CO2驱油提高采收率技术的系统性认识,对鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱油的矿场应用和推广具有重要的指导意义。通过驱替实验,结合电镜观察、表面张力测定、接触角测定、密度测定、粘度测定、红外光谱分析等方法进行研究,获得了研究区CO2驱油机理及驱油效果影响因素的定量化、直观认识。采用非稳态法驱油实验研究了油水、油气两相流渗流特征。通过CO2-原油体系相态实验,得到了CO2-原油体系的PVT参数。采用细管法、界面张力消失法分别测取了研究区CO2-原油最小混相压力,并对经验公式法预测CO2-原油最小混相压力进行了探讨,接着通过不同条件下驱油实验对CO2-原油最小混相压力影响因素和降低CO2-原油最小混相压力方法进行了研究。通过CO2封堵实验、驱油实验,揭示了CO2在多孔介质中窜逸的基本规律,形成了扩大波及体积应用技术。运用数值模拟方法,开展了CO2驱开发方案优化设计,提出了研究区CO2驱开发方案。取得的主要认识如下:（1）降低油水界面张力、改变原油组成在研究区CO2驱油中发挥消极作用（制约着CO2驱油效率的发挥）。储层的非均质性严重影响CO2驱油效果,非均质性越强,CO2连续气驱的驱油效果越差。（2）水气交替注入能够有效地抑制气窜,延缓气窜时间,改善非均质油藏的驱油效果。室内实验条件下水气交替最佳注入参数:注气速度50mL/min（地面标况下）,段塞尺寸0.1PV,气水比为1:1,注入时机含水90%。（3）与水驱相比,CO2驱更有利于提高研究区原油采收率,比水驱采出程度高10%以上。研究区储层水驱过程中存在无法克服的矛盾:无因次产油指数下降幅度大与无因次产液指数变化不大。（4）CO2-原油最小混相压力随着注入气中C2及C4摩尔分数的增加而降低,注入气中轻烃组分含量越高越有利于混相。采用“月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚段塞+C2气态烃”降低最小混相压力实施方案,可显着降低CO2-原油最小混相压力。（5）非均质性是影响气窜的最重要因素,降低储层非均质性是改善CO2驱油效果的关键所在。针对裂缝窜逸和基质中高渗带的窜逸,研发了“凝胶体系+乙二胺”组合式两级封窜体系,结合水气交替注入方式,可发挥封窜体系与注入方式两者的综合作用,获得最佳封窜效果。（6）研究区CO2驱推荐方案:注气速度10t/d,采油井井底流压3.5MPa左右,连续注气5年转10年WAG11。注气井最大井底流压27MPa,生产井最小井底流压3.5MPa,采油井极限气油比1200m3/m3。
刘季业[6]（2019）在《鄂尔多斯韩岔延长组低渗厚油层油藏优化开发研究》文中研究表明低渗透油藏的开发在我国油藏开发中占有很大的比例。且低渗透油藏的开发相较于一般砂岩油藏的开发需要克服更多的难题,包括渗透率低、孔隙度小且结构复杂、储层内变异系数大、产量递减快、采收率低等等。在实际油藏的勘测中发现,部分油藏不仅有着低渗的特点还有着储层较厚的问题,因此在开发过程中不仅要克服低渗的难题,还要面对厚油层开发时会遇到的层内非均质性、隔夹层的影响,无效水循环等问题。且一旦油藏有着低渗和厚油层两种特性,就会进一步衍生出新的开发难题。本论文以鄂尔多斯盆地韩岔井区延长组的低渗厚油层油藏为例,收集研究区各项资料,调研相关文献,自己建立相关理论模型的基础上,主要开展了以下研究:（1）通过分析研究区的相关地质资料,确定研究区的地理位置,而后对地层加以划分并分析其构造特征、沉积类型及砂体分布,最后对储层的物性、孔隙类型、非均质性、敏感性、温压系统、渗流特征加以确定。（2）根据研究区的动态资料,分析目前的开发状况,并对研究区在现有的开发模式下的产液特征、注水开发效果以及见水井的见水特征进行分析,从而得低渗厚油层油藏的开发特征。（3）对研究区开展数值模拟研究,拟合研究区的历史生产情况,分析研究区现阶段不同区域的地层压力下降情况、含油饱和度分布情况以及剩余油分布情况,为进一步的挖潜或改良生产状况提供依据。（4）根据研究区的地质以及开发情况建立理论模型,分析不同韵律、隔夹层位置、射孔位置、注水强度、裂缝产状这些因素改变的过程中,对低渗厚油层油藏的开发有着怎样的影响,从而分析当一种或几种因素同时存在时,低渗厚油层油层该如何调整开采方式。对以上研究进行综合考虑分析,建立理论模型进行相关研究,提出低渗厚油层油藏的合理开发对策。对开发层系、合理井网密度、合理井距、注采压力系统进行优化选择,最终得出低渗厚油层油藏合理的开发方式优化研究。
崔东迪[7]（2019）在《孤岛西区污水回注可行性及界限研究》文中研究说明我国大部分油田已进入注水开发中后期,采出液综合含水率达90%以上,采油过程中产出污水量越来越大。采取污水回注的措施治理产出污水时,联合站至注水井沿程线路的累积结垢等污染问题严重,输送途中易导致水质二次污染。若能通过分析井口采出液的特性,研究其对不同渗透率岩心的堵塞规律,实现污水经井口简单油水分离处理后直接由注水井回注,不仅具有环境保护价值,提高经济效益,也为所研究储层的污水回注提供推荐水质指标。以孤岛西区中高渗油藏为例,首先分析了井口采出液组成特性,基于储层物性及流体性质,通过岩心流动实验分析了不同注入速度对储层伤害的影响,并分别研究了悬浮固体颗粒含量、颗粒粒径和含油量对不同渗透率的人造岩心造成的渗透率损伤。结果表明:（1）低注入速度时悬浮固体颗粒溶液和乳化油造成的渗透率损失值比高注入速度时分别大了7.8%、9.5%,对储层的伤害影响较小;（2）随累积注入量的增加,渗透率损失值增大;岩心渗透率越大,回注水中悬浮物对储层的伤害越小;同一级别渗透率的岩心,悬浮固体颗粒含量越高、粒径越大,含油量越高,对储层的伤害越严重;（3）通过最小曲率法插值,得到气体渗透率为500×10-3μm2-7000×10-3μm2的储层中悬浮固体颗粒溶液的注入图版及推荐界限,并根据含油量与渗透率损失值线性曲线拟合,得到了气体渗透率为500×10-3μm2-7000×10-3μm2的储层中乳化油含量的推荐注入界限,放宽了适合孤岛西区的水质指标,对提高油田注水效果有重要的指导意义。
王瑞鑫[8]（2019）在《H砂岩油藏开发效果评价与对策研究》文中研究指明H砂岩油藏从1997年投入规模开发,随着油田勘探、开发的不断深入,区块含水上升、产量递减问题日益突出,因此,对H油藏开发效果进行定量而有效地评价,并对其开发现状提出相应的对策调整,筛选潜力大的可挖潜区块,对于保障油田的长期稳产具有十分重要意义。本文根据已有的油藏资料,对油藏基本地质特征和生产动态数据进行分析,对油藏有了一个明确认识,以此为基础完成了以下工作:（1）以工区现有动静态资料为基础,开展油藏基础地质特征分析,总结油藏构造特征（含微构造特征）、地层特征、油藏温度压力系统、流体性质、油气水分布状况;（2）利用岩心、测井、动态监测等各类资料,对储层岩性特征、物性特征、非均质性特征进行认识;（3）利用油水井生产资料,结合压力、吸水、产液等动态监测资料等,开展了油井开采特征分析、地层天然能量评价、注水效果评价及各种措施增产效果等研究;（4）通过对目前注水开发方式、开发层系、注采对应关系评价,确定合理层系、井网、井距、注水开发方式;（5）通过同类型油藏开发实践对比,进行合理开发方式的选择,优化注水方式,确定合理注采井数比、注水时机等。通过以上工作,对H油藏开发效果有了一个整体明确的认识,并对其不合理、见效较差的方面进行调整。
高见[9]（2017）在《动态裂缝对地层压力分布规律影响规律研究》文中认为低渗裂缝储层在长期注水过程中,原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活所产生有效裂缝通道。天然裂缝存在影响了地层压力分布,不利于调整井钻井安全。针对这一问题,本文将从单一天然裂缝的不同力学条件的渗流能力出发,考虑天然裂缝分布影响,对注水井注水、关井泄压和溢流泄压注水井周围地层压力分布规律进行研究。本文研究了不含裂缝基质岩石和含闭合裂缝岩石储层条件下的渗透率随地层压力变化关系。对储层天然裂缝开启后,考虑天然裂缝的缝高和裂缝开启长度的影响,基于缝宽计算模型,建立缝内压力与缝宽的关系模型。结合缝内流动立方定律模型,得出了考虑天然裂缝的缝高和裂缝开启长度的裂缝等效渗透率与地层压力关系模型。随后,借助分形几何方法描述储层天然裂缝的分布,基于多组天然裂缝等效渗透率等效叠加方法,得出了考虑天然裂缝分布,低渗裂缝储层地层渗透率随地层压力动态变化关系。应用到考虑流固耦合效应的注采条件下地层压力分布模型中,计算并分析低渗裂缝储层注水井注水,关井泄压和溢流泄压水井周围地层压力分布。研究结果表明,低渗裂缝储层渗透率受储层地层压力、地应力、天然裂缝的产状、开启闭合状态、裂缝形状共同影响;注水井附近天然裂缝张开压力传导率高,远端天然裂缝处于闭合状态压力传导率差,是注水井近井带平均地层压力高,形成近井带憋压的原因;注水井溢流泄压,近井带天然裂缝闭合阻碍了地层流体流向井口,降低了注水井远端地层压力通过反排泄压的效率;注水井溢流泄压不考虑天然裂缝开启闭合的影响,会导致预测调整井待钻处地层压力偏低。对于注水井溢流泄压待钻调整井地层压力预测,需以考虑天然裂缝开启闭合的地层压力分布为调整井钻井液设计指导。研究有利于明确低渗裂缝储层开发后,受油田开发调整影响地层压力分布规律。为低渗裂缝储层调整井钻井,固井的地层压力预测提供理论依据。
焦红岩[10]（2017）在《长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用》文中提出近年来,深层低丰度特低渗透油藏的有效开发主要是通过油水井半缝长200米以上的长缝压裂注水开发技术实现。但实际开发过程中,在有效闭合压力的作用下,支撑剂会发生嵌入、变形、破碎、岩化等动态变化,导致裂缝导流能力衰减。目前对支撑剂动态变化引起的导流能力衰减机理及其对渗流场、油水井产注能力的影响与规律等方面的研究相对较少。而且,目前商业油藏数值模拟软件均未把裂缝导流能力衰减考虑在内,导致制定的开发技术政策或开发调整对策缺少针对性。因此,开展因支撑剂动态变化引起的长裂缝导流能力衰减预测模型及应用研究,并与实际开发区块相结合,开展相应的调整对策研究很有必要。可以为提高深层低丰度特低渗透油藏长缝压裂注水开发水平提供理论基础和技术支撑。本论文综合运用岩石力学、弹塑性力学、材料力学、接触力学、几何学等多学科理论,建立了考虑支撑剂嵌入、变形、破碎和岩化等动态变化在内的裂缝导流能力预测模型体系;利用该预测模型体系,研究了影响裂缝导流能力衰减的主要因素及长裂缝导流能力的时空衰减规律,并利用油藏数值模拟方法,研究了裂缝导流能力衰减对渗流场的影响规律;考虑裂缝导流能力衰减机理,建立了长缝压裂单井单相稳态产注能力预测模型,研究了影响产注能力的主要因素;在此基础上,将建立的长裂缝导流能力衰减预测模型与数值模拟技术相结合,建立了特定时间双向非同步耦合方法,研究了注采压差对长缝压裂井两相非稳态产注能力的影响;与对实际开发区块相结合,建立了长缝压裂注水开发井网井距设计方法,并对开发技术政策界限及不同开发阶段调整对策进行了模拟研究。研究发现,裂缝导流能力受支撑剂颗粒粒径、弹性模量、泊松比、有效闭合压力、油藏温度等因素影响。油水井长裂缝导流能力均随着油藏开发时间而衰减。在相同的时间点上,不同的裂缝段导流能力衰减存在空间差异,并随时间也发生变化。距离井筒越近,油井裂缝段导流能力衰减越快;距离井筒越远,水井裂缝段导流能力衰减更快。油井长裂缝的导流能力时空衰减比水井更加剧烈。随着长裂缝导流能力衰减幅度的增加,开发效果逐渐变差,平均水驱波及范围变小,流体流动逐渐偏离线性流,剩余油增加。油水井间渗流更趋近于线性流,线性流趋近度从油水井连线中点向油水井逐渐减弱。注采压差越大,油水井产注能力越高,但随着开发的延长,长缝导流能力衰减越严重,由此造成的油水井产注能力降低越大。长缝压裂注水开发最佳井网形式为交错排状井网,井距、排距需根据实际区块储量丰度及渗透率分布情况进行矢量化部署,不同含水开发阶段调整对策需根据实际水驱状况进行优化制定。
二、裂缝端面污染对注水井注水能力的影响（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、裂缝端面污染对注水井注水能力的影响（论文提纲范文）
（1）涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注水压力升高、注水量下降影响因素分析 |
| 1.2.2 注水井增注技术研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 第二章 研究区地质概况及开发现状 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩石矿物 |
| 2.4.2 储层粘土矿物 |
| 2.4.3 孔喉特征 |
| 2.4.4 储层非均质性 |
| 2.4.5 流体特征 |
| 2.5 研究区开发现状 |
| 2.6 潜在伤害因素分析 |
| 2.6.1 敏感性方面 |
| 2.6.2 水质方面 |
| 2.6.3 连通性方面 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 敏感性和水质因素研究 |
| 3.1 速敏实验 |
| 3.1.1 速敏实验流程及评价方法 |
| 3.1.2 速敏实验结果分析 |
| 3.2 水敏实验 |
| 3.2.1 水敏实验流程及评价方法 |
| 3.2.2 水敏实验结果分析 |
| 3.3 盐敏实验 |
| 3.3.1 盐敏实验流程及评价方法 |
| 3.3.2 盐敏实验结果分析 |
| 3.4 酸敏实验 |
| 3.4.1 酸敏实验流程及评价方法 |
| 3.4.2 酸敏实验结果分析 |
| 3.5 碱敏实验 |
| 3.5.1 碱敏实验流程及评价方法 |
| 3.5.2 碱敏实验结果分析 |
| 3.6 应力敏实验 |
| 3.6.1 应力敏实验流程及评价方法 |
| 3.6.2 应力敏实验结果分析 |
| 3.7 敏感性结果分析 |
| 3.8 水质配伍性评价 |
| 3.8.1 水样离子浓度测定流程及结果 |
| 3.8.2 配伍性实验流程及结果分析 |
| 3.9 本章小结 |
| 第四章 连通性因素研究 |
| 4.1 静态资料连通性分析 |
| 4.1.1 B1 井与A6H井静态连通性分析 |
| 4.1.2 B15H1 井与B14H井静态连通性分析 |
| 4.2 动态资料连通性分析 |
| 4.2.1 B1 井与A6H井动态连通性分析 |
| 4.2.2 B15H1 井与B14H井动态连通性分析 |
| 4.3 连通性综合分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 增注措施建议 |
| 5.1 敏感性问题 |
| 5.1.1 酸化解堵配方优选 |
| 5.1.2 岩心解堵实验 |
| 5.2 水质配伍性问题 |
| 5.3 连通性问题 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论和建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）考虑水力裂缝导流能力衰减的直井注水能力预测模型（论文提纲范文）
| 引 言 |
| 1 注水能力预测模型 |
| 1.1 假设条件 |
| 1.2 渗流过程 |
| 1.3 预测模型 |
| 2 模型验证 |
| 3 裂缝内流体流量及压力分布规律 |
| 4 结 论 |
（3）超低渗透油藏Z区块长8层段欠注规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 论文创新点 |
| 第二章 研究区长8油藏地质概况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 储层特征分析 |
| 2.2.1 岩石学特征 |
| 2.2.2 孔隙结构特征 |
| 2.2.3 储层物性特征 |
| 2.2.4 渗流特征 |
| 第三章 研究区欠注现状分析 |
| 3.1 研究区欠注现状 |
| 3.1.1 欠注井分布状况 |
| 3.1.2 欠注井动态特征 |
| 3.2 欠注类型划分 |
| 3.3 欠注井分布规律 |
| 3.4 欠注特征总结 |
| 第四章 研究区欠注井影响因素研究 |
| 4.1 储层渗流能力对欠注的影响 |
| 4.1.1 研究区储层物性特征 |
| 4.1.2 研究区储层渗流特征 |
| 4.1.3 储层渗流能力对欠注的影响 |
| 4.2 水型配伍性对欠注的影响 |
| 4.2.1 长8 油藏矿化度及成垢离子分布规律 |
| 4.2.2 结垢趋势及结垢量预测 |
| 4.2.3 地层结垢对欠注的影响 |
| 4.3 储层敏感性对欠注的影响 |
| 4.3.1 岩心敏感性试验分析 |
| 4.3.2 储层敏感性影响因素分析 |
| 4.3.3 储层敏感性分布规律 |
| 4.3.4 储层敏感性对欠注的影响 |
| 4.4 注入水水质对欠注的影响 |
| 4.4.1 注入水水质分布规律 |
| 4.4.2 注入水水质差对欠注的影响 |
| 第五章 研究区欠注井主控因素判别方法研究 |
| 5.1 研究区欠注影响因素分析 |
| 5.2 超低渗油藏欠注主控因素判别方法的建立 |
| 5.2.1 模糊数学评判方法的确定 |
| 5.2.2 欠注主控因素判别方法的建立 |
| 第六章 研究区欠注规律研究 |
| 6.1 研究区欠注井主控因素分析 |
| 6.2 研究区欠注井主控因素规律研究 |
| 6.3 研究区欠注成因规律研究 |
| 6.4 研究区欠注井历史消欠措施效果评价 |
| 6.5 研究区欠注井消欠措施优选 |
| 第七章 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（4）陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 降压增注工艺简介 |
| 1.3.1 酸化解堵技术 |
| 1.3.2 表面活性剂增注技术 |
| 1.4 研究内容 |
| 第二章 ELHZ区块油藏地质特征及欠注现状 |
| 2.1 ELHZ区块油藏地质特征 |
| 2.1.1 ELHZ区块开发概况 |
| 2.1.2 ELHZ区块油藏地质构造 |
| 2.1.3 ELHZ区块油藏物性特征 |
| 2.1.4 ELHZ区块储层非均质性 |
| 2.2 ELHZ区块高压注水井欠注现状分析 |
| 2.2.1 ELHZ区块整体注水井井况归纳分析 |
| 2.2.2 ELHZ区块完全注不进井井况分析 |
| 2.2.3 ELHZ区块严重欠注井井况分析 |
| 2.2.4 ELHZ区块多轮次酸化井分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 ELHZ区块高压注水井欠注原因分析 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 ELHZ区块储层岩样测定 |
| 3.1.2 ELHZ区块储层敏感性测定 |
| 3.1.3 ELHZ区块注入流体水质测定 |
| 3.2 储层岩性特征分析 |
| 3.3 储层敏感性伤害因素分析 |
| 3.4 区块注入流体水质分析 |
| 3.4.1 含油量分析 |
| 3.4.2 悬浮固体检测分析 |
| 3.4.3 水质离子浓度分析 |
| 3.5 区块流体配伍性分析 |
| 3.5.1 注入水与地层水结垢趋势预测 |
| 3.5.2混合流体配伍性实验 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 ELHZ区块降压增注工艺技术研究 |
| 4.1 酸化实验部分 |
| 4.1.1 多氢酸酸液配方筛选 |
| 4.1.2岩屑溶蚀实验 |
| 4.1.3酸岩缓速实验 |
| 4.1.4岩心酸化流动实验 |
| 4.2 酸化实验结果与讨论 |
| 4.2.1 多氢酸酸液主药剂添加量确定 |
| 4.2.2 酸液添加剂优选 |
| 4.2.3 多氢酸岩屑溶蚀性能评价 |
| 4.2.4 多氢酸酸岩缓速效果评价 |
| 4.2.5 多氢酸岩心酸化效果评价 |
| 4.2.6 多氢酸酸化后岩心端面形貌分析 |
| 4.2.7 多氢酸残酸离子浓度分析 |
| 4.3 多氢酸酸岩反应动力学特征研究 |
| 4.4 表面活性剂复配体系研究 |
| 4.4.1 表面活性剂筛选 |
| 4.4.2 表面活性剂复配 |
| 4.4.3 表面活性剂复配体系性能评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 ELHZ区块高压欠注井降压增注方案现场应用 |
| 5.1 降压增注方案现场试验欠注井确定 |
| 5.2 降压增注方案现场试验方案设计与实施 |
| 5.2.1 降压增注方案现场试验方案设计 |
| 5.2.2 降压增注方案现场应用试验 |
| 5.3 降压增注方案试验效果评价分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 6.3 创新点 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得科研成果 |
| 致谢 |
（5）鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究区开发现状 |
| 1.3.1 开发现状 |
| 1.3.2 开发中存在问题 |
| 1.4 研究思路、技术路线及研究内容 |
| 1.4.1 研究思路及技术路线 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 主要认识及创新点 |
| 1.6.1 主要认识 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第二章 CO_2驱油机理及驱油效果影响因素研究 |
| 2.1 CO_2 驱油机理实验研究 |
| 2.1.1 溶蚀储层岩石 |
| 2.1.2 改变岩石表面润湿性 |
| 2.1.3 降低原油密度 |
| 2.1.4 降低原油粘度 |
| 2.1.5 降低油水界面张力 |
| 2.1.6 改变原油组成 |
| 2.2 CO_2 驱油效果影响因素研究 |
| 2.2.1 气驱与水驱的驱替界限 |
| 2.2.2 非均质性对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.3 注入方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.4 WAG注入参数对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.5 注入时机对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.6 裂缝对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.7 压力恢复方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 多相流渗流特征研究 |
| 3.1 油水相对渗透率测定 |
| 3.1.1 实验设备 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验结果及分析 |
| 3.2 油气相对渗透率测定 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 实验方法 |
| 3.2.3 实验结果及分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 CO_2-原油相态及CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.1 CO_2-原油相态研究 |
| 4.1.1 地层流体组成与物性分析测试 |
| 4.1.2 CO_2-原油PVT实验研究 |
| 4.2 CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.2.1 细管法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.2 界面张力消失法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.3 经验公式法预测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.4 CO_2-原油最小混相压力影响因素研究 |
| 4.2.5 降低CO_2-原油最小混相压力技术研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 CO_2窜逸规律及扩大波及体积技术研究 |
| 5.1 CO_2 在多孔介质中窜逸的基本规律 |
| 5.1.1 渗透率对气窜的影响 |
| 5.1.2 注气压力对气窜的影响 |
| 5.1.3 水/气交替注入对气窜的影响 |
| 5.1.4 油藏非均质性对气窜的影响 |
| 5.1.5 影响窜逸因素及其基本规律 |
| 5.2 扩大波及体积技术研究 |
| 5.2.1 裂缝中窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.2 基质中相对高渗窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.3 封窜驱油效果实验 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 CO_2 驱开发方案优化设计及先导试验 |
| 6.1 CO_2 驱开发方案参数优选 |
| 6.1.1 开发方案设计原则 |
| 6.1.2 注气压力和初期注气速度 |
| 6.1.3 地层压力恢复方式 |
| 6.1.4 初期采油速度 |
| 6.1.5 注气方式 |
| 6.2 推荐方案及指标预测 |
| 6.2.1 衰竭开发(极限)指标预测 |
| 6.2.2 完善井网水驱对比方案指标预测 |
| 6.2.3 优化注气方案及指标预测 |
| 6.3 CO_2 驱先导试验 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（6）鄂尔多斯韩岔延长组低渗厚油层油藏优化开发研究（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 |
| 1.3 本文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 本文研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 第2章 研究区开发地质特征研究 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 地层划分及其特征 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积类型及砂体分布 |
| 2.4.1 沉积相研究 |
| 2.4.2 砂体分布特征 |
| 2.5 储层物性及孔隙类型 |
| 2.5.1 储层物性 |
| 2.5.2 孔隙类型 |
| 2.5.3 孔隙结构分类 |
| 2.6 储层非均质性 |
| 2.6.1 层间非均质特征描述 |
| 2.6.2 层内非均质特征描述 |
| 2.7 储层敏感性及温压系统 |
| 2.8 储层渗流特征 |
| 第3章 低渗厚油层油藏开发特征分析 |
| 3.1 研究区目前开发概况 |
| 3.2 产液特征分析 |
| 3.2.1 产液(油)能力分析 |
| 3.2.2 延长组产能评价 |
| 3.2.3 生产井生产特征 |
| 3.2.4 含水变化特点 |
| 3.2.5 地层压力变化特点 |
| 3.3 注水开发效果评价 |
| 3.3.1 注水开发后采收率大幅提高 |
| 3.3.2 目前研究区存水率高,注水利用较好 |
| 3.3.3 水驱指数高处于较高水平 |
| 3.3.4 驱替类型及能量驱替指数分析 |
| 3.4 见水特征分析 |
| 3.4.1 见水分析 |
| 3.4.2 不同类型见注入水情况及原因 |
| 3.4.3 典型井组水驱特征详细分析 |
| 第4章 低渗厚油层油藏剩余油分布规律 |
| 4.1 研究区剩余油分布规律 |
| 4.1.1 平面储量动用情况及剩余油分布 |
| 4.1.2 纵向储量动用状况及剩余油分布 |
| 4.1.3 影响剩余油分布因素分析 |
| 4.2 理论模型剩余油分布规律 |
| 4.2.1 理论模型主要研究内容 |
| 4.2.2 数值模拟模型分析 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 合理开发对策研究 |
| 5.1 开发层系 |
| 5.2 合理井网密度及合理井距分析 |
| 5.2.1 采油速度分析法 |
| 5.2.2 注水能力分析法 |
| 5.2.3 采油、注水能力法计算井网密度 |
| 5.2.4 经济极限井网密度及最佳井网密度 |
| 5.3 合理井距确定 |
| 5.4 注采压力系统 |
| 5.4.1 采油井流动压力界限研究 |
| 5.4.2 注水压力系统界限研究 |
| 5.4.3 合理生产压差 |
| 5.5 研究区开发调整优化 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（7）孤岛西区污水回注可行性及界限研究（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 回注水水质研究现状 |
| 1.2.1 回注水中悬浮固体颗粒对储层的伤害 |
| 1.2.2 回注水中乳化油对储层的伤害 |
| 1.2.3 回注水水质指标 |
| 1.3 油田污水回注处理现状 |
| 1.3.1 国内外污水回注现状 |
| 1.3.2 孤岛油田污水处理及水质状况 |
| 1.3.3 孤岛油田污水回注存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 储层物性及流体性质分析 |
| 2.1 孤岛西区油藏基本概况 |
| 2.2 岩心基础物性测试 |
| 2.2.1 岩心洗油 |
| 2.2.2 岩心孔隙度和渗透率测试 |
| 2.3 岩石矿物组成分析 |
| 2.4 储层岩石孔隙结构分析 |
| 2.4.1 常规压汞流程及步骤 |
| 2.4.2 实验结果处理 |
| 2.4.3 孔隙结构特征 |
| 2.5 储层流体性质分析 |
| 2.5.1 模拟地层水 |
| 2.5.2 模拟油配制 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 孤岛西区采出液悬浮物分析及配制 |
| 3.1 孤岛西区采出液组成分析 |
| 3.1.1 含油量分析 |
| 3.1.2 悬浮固体颗粒含量及粒径分析 |
| 3.2 注入水配制方法实验研究 |
| 3.2.1 含有悬浮固体颗粒溶液 |
| 3.2.2 含有乳化油溶液 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 孤岛西区回注水界限研究 |
| 4.1 注入速度对储层伤害程度的影响 |
| 4.1.1 注入速度对悬浮固体颗粒造成储层伤害的影响 |
| 4.1.2 注入速度对乳化油造成储层伤害的影响 |
| 4.2 回注水中悬浮固体粒径及含量对储层伤害的影响 |
| 4.2.1 实验方法及步骤 |
| 4.2.2 实验结果与分析 |
| 4.3 回注水中乳化油含量对储层伤害的影响 |
| 4.3.1 实验方法与步骤 |
| 4.3.2 实验结果与分析 |
| 4.4 孤岛西区回注污水水质界限 |
| 4.4.1 不同渗透率储层悬浮固体颗粒回注界限确定 |
| 4.4.2 不同渗透率储层乳化油回注界限确定 |
| 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 |
（8）H砂岩油藏开发效果评价与对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1. 绪论 |
| 1.1 研究目的意义 |
| 1.2 国内外发展现状及趋势 |
| 1.2.1 水驱可采储量研究现状 |
| 1.2.2 采收率计算研究现状 |
| 1.2.3 油藏开发效果综合评价现状 |
| 1.3 本文的研究内容与技术路线图 |
| 1.3.1 本文的研究内容 |
| 1.3.2 本文技术路线图 |
| 2. 油田基本地质特征 |
| 2.1 油田概况 |
| 2.2 地层划分对比 |
| 2.2.1 地层划分原则 |
| 2.2.2 地层划分结果 |
| 2.2.3 划分对比结果 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 2.5 储层基本特征 |
| 2.5.1 物性特征 |
| 2.5.2 储集空间 |
| 2.5.3 储层非均质性 |
| 2.6 油藏特征 |
| 2.6.1 流体性质 |
| 2.6.2 油层温度、压力 |
| 2.7 本章小结 |
| 3. 开发效果分析与评价 |
| 3.1 开发现状 |
| 3.2 油井开采特征分析 |
| 3.3 平面及纵向产能分布规律 |
| 3.4 油藏天然能量评价 |
| 3.5 注水开发效果评价与分析 |
| 3.5.1 油田注水基本情况 |
| 3.5.2 注水开发效果评价 |
| 3.6 压力系统评价 |
| 4. 开发适应性评价 |
| 4.1 开发层系的适应性评价 |
| 4.2 井网、井距的适应性评价 |
| 4.2.1 井网适应性分析 |
| 4.2.2 合理井距的确定 |
| 4.3 注水方式适应性评价 |
| 4.4 连通性分析 |
| 4.4.1 静态资料分析 |
| 4.4.2 动态资料分析 |
| 4.5 注采对应关系评价 |
| 5. 注水开发技术对策 |
| 5.1 周期注水方式的确定 |
| 5.2 合理注采井数比的确定 |
| 5.3 油藏合理注采比与注水量确定 |
| 5.4 注水时机的确定 |
| 5.5 注入水质要求 |
| 5.6 压力保持水平的确定 |
| 5.7 与原开发方案对比 |
| 6. 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）动态裂缝对地层压力分布规律影响规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 问题的提出 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗储层应力敏感性 |
| 1.2.2 低渗裂缝储层渗流特征 |
| 1.2.3 单一裂缝力学性质 |
| 1.2.4 储层地层压力分布 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 储层压力影响因素分析及裂缝表征概述 |
| 2.1 地质因素的影响 |
| 2.2 影响低渗裂缝储层压力的工程因素概述 |
| 2.2.1 油田注水的影响 |
| 2.2.2 储层压裂改造影响 |
| 2.2.3 注水井固井质量的影响 |
| 2.2.4 套管损坏的影响 |
| 2.3 低渗储层天然裂缝分类与特征 |
| 2.4 天然裂缝表征参数介绍 |
| 2.4.1 天然裂缝密度 |
| 2.4.2 天然裂缝产状 |
| 2.4.3 天然裂缝长度 |
| 2.4.4 天然裂缝开度 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 低渗裂缝性储层应力敏感性研究 |
| 3.1 储层砂岩基质渗透率压力敏感性研究及分析 |
| 3.2 储层天然裂缝张性开启判别力学条件 |
| 3.3 天然裂缝等效渗透率压力敏感性研究 |
| 3.3.1 闭合天然裂缝等效渗透率应力敏感性研究 |
| 3.3.2 天然裂缝开启程度 |
| 3.3.3 天然裂缝等效宽度模型研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 低渗裂缝性储层地层压力分布模型研究 |
| 4.1 应用分形表征井周天然裂缝分布方法研究 |
| 4.2 低渗裂缝储层动态渗透率模型研究 |
| 4.3 注采条件下地层压力分布数学模型研究 |
| 4.4 注水井周围地层压力分布模型数值求解 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 天然裂缝影响地层压力分布规律研究 |
| 5.1 天然裂缝分布方式对储层渗透率影响分析 |
| 5.2 考虑天然裂缝不同力学条件对裂缝开度影响分析 |
| 5.3 考虑天然裂缝不同力学条件对渗透率影响分析 |
| 5.4 天然裂缝影响注水井周围地层压力分布规律 |
| 5.4.1 注水后注水井周围压力地层压力分布规律 |
| 5.4.2 关井泄压注水井周围压力地层压力分布规律 |
| 5.4.3 溢流泄压注水井周围压力地层压力分布规律 |
| 5.5 实例验证 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章及专利目录 |
| 致谢 |
（10）长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用（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 长缝压裂技术 |
| 1.2.2 支撑剂动态与水力裂缝导流能力衰减 |
| 1.2.3 压裂直井产能预测 |
| 1.2.4 长裂缝导流能力衰减研究存在的不足 |
| 1.3 研究目标及研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.4 技术路线及技术难点 |
| 1.4.1 技术路线 |
| 1.4.2 技术难点 |
| 第2章 长裂缝导流能力预测模型及衰减机理研究 |
| 2.1 裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.1 裂缝初始导流能力计算模型的建立 |
| 2.1.2 考虑支撑剂嵌入动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.3 考虑支撑剂变形动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.4 考虑支撑剂破碎动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.5 考虑支撑剂岩化动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.6 考虑支撑剂组合动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.2 裂缝导流能力衰减影响因素研究 |
| 2.2.1 支撑剂嵌入动态影响因素研究 |
| 2.2.2 支撑剂变形动态影响因素研究 |
| 2.2.3 支撑剂破碎动态影响因素研究 |
| 2.2.4 支撑剂岩化动态影响因素研究 |
| 2.3 长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.3.1 地层压力变化对有效闭合压力的影响 |
| 2.3.2 油井长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.3.3 水井长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 长裂缝导流能力衰减对渗流场的影响研究 |
| 3.1 数值模拟油藏模型建立 |
| 3.1.1 网格划分及尺寸 |
| 3.1.2 储层及流体性质 |
| 3.1.3 相对渗透率 |
| 3.1.4 油藏初始压力及流体分布 |
| 3.1.5 井位部署及工作制度 |
| 3.1.6 数值模拟方案设计 |
| 3.2 长缝导流能力衰减对渗流场的影响 |
| 3.2.1 油藏压力场和流线场变化规律 |
| 3.2.2 水驱波及范围变化规律 |
| 3.2.3 剩余油分布变化规律 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 长裂缝导流能力衰减对单井产注能力的影响研究 |
| 4.1 长缝压裂单井单相稳态产注能力预测模型 |
| 4.1.1 长缝压裂单井单相稳态产油能力预测模型 |
| 4.1.2 长缝压裂单井单相稳态注水能力预测模型 |
| 4.1.3 单井产注能力预测模型的耦合 |
| 4.1.4 模型优缺点分析 |
| 4.2 长缝导流能力衰减对两相非稳态产注能力的影响 |
| 4.2.1 特定时间双向非同步耦合方法 |
| 4.2.2 数值模拟油藏模型 |
| 4.2.3 油藏开发过程中压力变化引起的长缝导流能力变化 |
| 4.2.4 长缝导流能力衰减对两相非稳态产液能力的影响 |
| 4.2.5 长缝导流能力衰减对两相非稳态注水能力的影响 |
| 4.2.6 长缝导流能力衰减对油藏采出程度的影响 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 长缝压裂注水开发技术政策研究及应用 |
| 5.1 长缝压裂注水开发技术政策界限研究 |
| 5.1.1 井网参数政策界限 |
| 5.1.2 开发技术政策界限 |
| 5.2 典型区块长缝压裂注水开发方案设计 |
| 5.2.1 典型区块概况 |
| 5.2.2 合理井距设计方法 |
| 5.2.3 合理排距设计方法 |
| 5.2.4 井排方向确定方法 |
| 5.3 典型区块长缝压裂注水开发阶段划分及调整对策 |
| 5.4 典型区块长缝压裂注水开发效果评价 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 主要符号列表 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
四、裂缝端面污染对注水井注水能力的影响（论文参考文献）
- [1]涠洲低渗油藏注水影响因素分析及增注措施研究[D]. 张丛迪. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]考虑水力裂缝导流能力衰减的直井注水能力预测模型[J]. 赵传峰,曹博文,王冰飞,臧雨溪,王大未. 西安石油大学学报(自然科学版), 2020(04)
- [3]超低渗透油藏Z区块长8层段欠注规律研究[D]. 黄宝杰. 西安石油大学, 2020(11)
- [4]陇东油田高压注水井降压增注技术研究与应用[D]. 高嘉佩. 西北大学, 2019(01)
- [5]鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例[D]. 汶锋刚. 西北大学, 2019(01)
- [6]鄂尔多斯韩岔延长组低渗厚油层油藏优化开发研究[D]. 刘季业. 成都理工大学, 2019(02)
- [7]孤岛西区污水回注可行性及界限研究[D]. 崔东迪. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [8]H砂岩油藏开发效果评价与对策研究[D]. 王瑞鑫. 西南石油大学, 2019(06)
- [9]动态裂缝对地层压力分布规律影响规律研究[D]. 高见. 东北石油大学, 2017(02)
- [10]长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用[D]. 焦红岩. 中国石油大学(华东), 2017(07)