一、砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律（论文文献综述）
王广昀,王凤兰,赵波,孙国昕,蒙启安,王永卓,梁江平,方艳君[1]（2021）在《大庆油田公司勘探开发形势与发展战略》文中研究指明目前,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。
熊勇[2]（2020）在《砂砾岩油藏水驱后储层变化规律研究及应用》文中研究指明宝北区块是典型的低孔低渗砂砾岩油藏,与常规砂岩油藏相比其储层非均质性更强。区块的综合含水率在经过20多年的水驱开发后已达到80%以上,且采出程度仅为17.68%,采油速度仅为0.08%。分析认为造成区块开发效果较差的主要原因是长期水驱使储层特征变化,进而影响到流体在储层中的渗流。为改善区块开发状况,将室内岩芯实验和油藏工程方法相结合,研究了区块长期水驱后的储层特征及其变化规律、渗流特征及其变化规律。在明确储层特征和渗流特征变化的基础上,对长期水驱后低渗透砂砾岩油藏的合理开发技术政策进行了研究。取得了如下成果和认识:（1）长期水驱使粘土矿物含量降低,进而使孔喉增大、渗透率变高,最终造成启动压力梯度变小。启动压力梯度变小有利于建立起井间有效的驱替压力系统。同时,粘土矿物运移出大孔喉、堵塞在小孔喉,造成储层非均质性增强。储层纵向非均质性增强会使注入水发生指进。（2）粘土矿物含量降低使储层水敏性、速敏性变为弱水敏、弱速敏。在目前的注水采油过程中,速敏和水敏造成的储层伤害较小。渗透率变大使应力敏感性有所减弱但仍为中等偏强,通过减小有效应力能够降低应力敏感对储层的伤害程度。（3）采用启动压力梯度法优化井距,发现区块井距偏大,Ⅰ+Ⅱ油组井距应缩小至153m,Ⅲ油组井距应缩小至167m。同时采用经验公式法和现场数据法确定井口注水压力上限为51.84MPa,但其目前为31.50MPa,还有提高空间。（4）提出了合理开发技术政策:提高注水压力和加密井网。提高注水压力能在增大生产压差的同时降低储层的应力敏感伤害程度。
高源青[3]（2020）在《胜坨油田坨21断块沙二段精细地质研究》文中提出论文在分析研究区目前面临主要开发矛盾的基础上,采用“旋回对比—分级控制—全区闭合”的小层对比方法,进行了地层的精细划分对比,建立了地层格架;通过沉积相研究,建立了“微观地质”沉积体系,明确研究区储层沉积特征及平面展布规律。通过储层微型构造的研究,明确了不同时期储层微型构造特征。综合运用钻井资料、岩心资料、测井资料、油水井测试等各项资料和日常生产动态数据,着重研究地层“四微”微构造、微断层、微沉积、微物性的影响。采用动、静结合的方法分析了研究区的特高含水开发阶段油藏构造、断裂系统以及发育特征与对圈闭成藏状况、储层特征的影响。在上述研究基础上,深入探讨沉积微相及微构造对研究区油气分布规律的影响,重新认识了区内剩余油分布,明确了剩余油在层内、层间和平面上的分布规律,并根据剩余油分布规律提出了采用“矢量井网”指导规划部署目标井网,水平井挖掘韵律层顶部剩余油等针对性措施,并对不同增产措施的技术政策界限进行深入研究,有效控制现状生产井含水上升速度,提高了研究区块最终采收率。本文注重地质研究理论应联系矿场实践的务实学风,针对研究区特点及难点,运用油藏数值模拟技术,分类权衡影响开发生产的各项动静态因素,注重地上与地下“一体化”精准联动,实现研究课题与生产实践的无缝高效对接,提高了剩余经济可采储量,改善了研究区“井网网格”布局,科学合理地预测了后续开发对策。该论文研究达到了预期效果,对提升研究区块整体开发效果,实现了油田经济高效开发,对其它类似区块摸排挖潜增产措施,提供了有价值的地质研究样板参考,具有一定的研究借鉴意义。
胡龙朝[4]（2019）在《WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究》文中认为WS低渗透砂砾岩油藏由于注水利用率低,综合含水率高,水淹水窜严重,导致注水开发效果很差。针对该油藏目前注水开发存在的这些问题,有必有开展低渗透砂砾岩油藏注CO2渗流机理研究。大量研究也表明,CO2是很好的驱油剂,具有增溶、降黏等独特的物化性质。因此,本文开展了注CO2渗流机理研究,以点带面,为油田公司开展后续CO2驱先导试验区块的筛选和方案设计提供基础数据。本文在大量调研低渗透砂砾岩油藏储层特征、开发特征、两相渗流特征及二氧化碳驱油机理的基础上开展了电镜扫描、X射线-CT扫描、核磁、压汞、水驱、CO2非混相驱及CO2混相驱微观可视化渗流机理研究、PVT相态、注气膨胀、长岩心驱替等实验及数值模拟研究,对低渗透砂砾岩油藏注Co2渗流机理进行了研究。通过大量实验及数值模拟研究得到了以下几点结论和认识:（1）开展了微孔孔隙结构实验研究砂砾岩油藏储层特征,可知研究区块砂砾岩岩石的孔隙类型主要包括:粒间孔、粒间溶孔,并且局部可见贴砾缝、微裂缝,并可见少量剩余粒间孔。CO2驱替后相比驱替前岩石物性整体变好;（2）开展了水驱、CO2非混相及混相驱微观可视化渗流机理实验研究,对比分析知,水驱的效率远低于CO2非混相驱效率,而CO2非混相驱效果又不如Co2混相驱效果好;CO2混相驱相对水驱和CO2非混相驱剩余油较少,大多以分散的油滴和油膜赋存在微孔细表面;（3）开展了注CO2相态特征实验研究,可知研究目标区块地层原油的主要性质包括:溶解气量较小、泡点压力较低、体积系数较小、气体平均溶解系数较小,并且注入CO2与原油配伍性较好以及该油藏属于典型未饱和常规黑油油藏。另外,该油藏的最小混相压力为33.51MPa,而地层的压力为28.2MPa,所以该油藏注CO2是近混相开采;（4）开展了单管高温高压长岩心驱替实验及数值模拟实验研究注CO2渗流机理,可以知道,油气两相区相比油水两相区较大,并且CO2驱油残余油饱和度相比水驱油较低,驱替效果相比水驱较好;注气参数需要进一步优化。通过上述大量实验研究,明确了低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理,为WS油藏开发方案的确立提供了技术支撑。
程磊[5]（2019）在《高耗水带储层测井评价方法研究 ——以坨11南沙二段8砂组三角洲河口坝为例》文中指出坨11南沙二段8砂组已经进入特高含水期,已形成高耗水带。高耗水带的存在,对油田的生产开发具有重要影响,降低了油田注水开发效率和油田采收率。通过资料调研和对高耗水带的分析,明确了坨11南沙二段8砂组高耗水带具有在油藏特高含水时期相渗曲线出现“拐点”、甲型水驱曲线出现“拐点”并上翘的的特征。通过对高耗水带形成机理的分析,从储层岩相、储层非均质及储层流体三个方面确定了高耗水带的主控因素及表征参数。基于岩心资料和地质资料的分析总结,根据岩性与层理的组合,建立坨11南沙二段8砂组的岩相分类体系,在单一岩相划分的基础上,在沉积微相的控制下,以岩性为主要变量将研究区储层分为了包括坝主体I、坝主体II、坝上河、远砂坝等在内的8种岩相组合类型。进行测井响应敏感性分析,常规测井资料对单一岩相类型的敏感性不高,但是自然伽马、声波时差、电阻率等测井响应对岩相组合的敏感性较高,并且通过灰色关联分析方法实现了四种坝主体岩相组合类型的识别。通过多元回归建模方法,建立粒度中值测井解释模型,对各岩相组合类型进行了定量解释,解释结果表明不同岩相组合类型的泥质含量和粒度中值存在差异性。通过物性参数分析,基于岩相建立声波孔隙度模型、孔隙度-渗透率模型、多元回归渗透率模型等储层物性表征参数计算模型,提高了解释精度。进行了基于岩相的高耗水带储层流体测井解释,分析得到不同岩相组合类型的储层流体特征差异,岩相类型为坝主体II的储层的在水饱和度较高时水相渗透率最大,残余油饱和度最低,储层渗流性质最好,容易形成高耗水带。分不同岩相类型进行高耗水带的含水饱和度、含水率、孔隙波及系数等流体参数的建模与单井解释,为高耗水带识别和预测提供基础。基于高耗水带岩相测井评价、储层物性参数测井评价、储层流体参数测井评价,综合分析高耗水带表征参数,分不同岩相组合类型确定高耗水带的物性下限,同时确定了含水饱和度小于65%,孔隙波及系数大于0.87以及含水率大于92%的高耗水带的流体参数下限值。对高耗水带的分布样式进行预测,发现高耗水带在顺物源方向较发育,在切物源方向不发育,高耗水带优先发育在坝主体II岩相组合中;平面上,三个小层中83小层发育高耗水带比例最高,82小层与81小层发育程度相近;83小层以发育型高耗水带为主,82小层与81小层发育型与潜力型高耗水带比例相近。
韩彬彬[6]（2019）在《白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究》文中指出本论文以准噶尔盆地西北缘白碱滩地区T井区三叠系下克拉玛依组为研究对象,综合岩心、测井及相关分析化验资料,开展了该地区储层特征和水流优势通道的研究。下克拉玛依组发育R5与R6两套泥岩标志层,分为S6、S7两个砂层组。其中,S7分为S74-2、S74-1、S73-3、S73-2、S73-1、S72-3、S72-2、S72-1、S71等9个小层单元;S6分为S63、S62、S61等3个小层单元。沉积相主要包括扇根外带片流砾石体沉积(S74-2、S74-1、S73-3)、扇中辫流水道沉积(S73-2、S73-1、S72-3、S72-2、S72-1)、扇缘径流水道沉积（S71、S63、S62、S61）。下克拉玛依组储层成分成熟度和结构成熟度较差;自下而上,岩性由砾岩、砂砾岩过渡为粗砂岩、中细砂岩,整体表现为向上变细的正旋回特征。S74层主要发育砾岩类储层,S73层发育砂砾岩储层,S73层中上部和S72层发育含砾砂岩储层,S71层发育中细砂岩储层。不同小层的储层孔隙结构特征存在显着差异,孔喉类型多样,分布不均,原生孔隙与次生孔隙并存,喉道类型以缩颈状喉道、片状喉道和弯片状喉道为主。储层的渗透率与最大孔喉半径、平均孔喉半径、孔喉中值半径以及平均喉道半径呈正相关关系,根据K-means储层分类将研究区储层划分为了I、II、III、IV四类储层。水流优势通道的主控因素包括沉积相带、储层物性、储层的非均质性、井组的注采量大小以及储层改造的人工裂缝。通过地质识别、取心分析与测井水淹层解释识别、产吸剖面分析、示踪剂分析、典型井组动态分析及Rdos栅状数值模拟综合识别,确定了研究区水流优势通道主要类型为孔缝型、高渗条带型及优势相带型。水流优势通道主要分布在构造高部位,砂砾岩厚度越厚越容易发育高渗流通道,易分布在中高孔、中高渗透带内;砂砾岩体连通程度和注采对应率高的井组易形成水流优势通道。优势沉积相带型的水流优势通道位于辫状河道、片流砾石体等沉积相带。通过对储层内水流优势通道的封堵和调整,对油田增产起到一定效果,同时对堵水措施工作及注采流线进行相应调整。
刘海[7]（2019）在《河流相储层构型及其对剩余油的影响 ——以大港孔店油田馆陶组为例》文中指出我国早期开发的油田,由于处于长期的注水开发状态,大部分已进入特高含水阶段,油田在开发中后期虽然已经采出了大量的油气资源,但是往往仍有相当数量的剩余油气资源未被采出,这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是巨大潜力。对于特高含水期老油田,储层构型的精细研究与表征已经成为油田剩余油挖潜的重要手段,尤其对于河流相油田而言,河流相砂体横向变化快,复杂的储层空间展布及内部结构对剩余油的形成与分布有着重要的控制作用,弄清河道砂体各构型单元的特征并对其进行定量表征,进而完善注采井网、提高加密调整井的成功率,对特高含水期老油田的剩余油挖潜具有重要意义。本文选取孔店油田馆陶组的河流相沉积作为研究对象,从储层构型的角度综合应用多种资料,确定了研究区馆陶组沉积类型并建立了沉积模式,然后逐级对储层构型进行精细刻画,对构型控制下的剩余油分布特征进行分析,总结了研究区剩余油的分布类型,可以为油田下一步开发调整提供指导,建立有针对性的注采模式,因此本文的研究是对现有的河流相油气储层地质学的补充,对推动其发展有积极意义,学术价值显着,同时对储层内部结构的精细表征和剩余油分布预测的结果可以为特高含水期油田后续开发调整、提高油田采收率提供可靠的地质基础,具有重要的应用价值和推广应用前景。本论文首先利用井震结合的方法确定具有等时意义的界面,建立了孔店油田馆陶组的河流相等时地层格架,将其划分为1个3级层序并细分为低位、水侵和高位体系域,在此基础上建立了研究区沉积体系演化模式。在建立河流相储层构型划分方案的基础上,综合基于模式拟合的井间对比、地震沉积学、储层地质知识库预测和开发动态资料分析等多种手段的河流相储层构型分析方法,分3个层次详细研究了不同类型河流沉积体系中单期河道的叠置模式和展布特征、成因单元的配置关系和规模、3级界面的产状和规模等内容,完成了对河流相沉积不同级次储层构型的深入解剖。单期河道的叠加样式包括孤立透镜体、厚层融合砂体及二者之间的过渡样式三种,平面上曲流河沉积发育规模相对较小的单一条带和交织条带状河道砂体,辫状河沉积发育大规模连片状的河道砂体;辫状河和曲流河的河道沉积物中的不同成因单元表现为散落状分布的沙坝砂体和纵横交错的河道充填沉积体,在曲流河沉积中,河道与边滩宽度、长度的相关性整体较高,而在辫状河中,心滩宽度与长度存在相关性较好的幂函数关系;边滩内部发育夹层导致其表现为顶部连通而底部连通较差的“半连通体”模式,侧积层水平延伸宽度介于64～81 m之间,侧积层倾角4.3～5°,心滩平面上可以分为滩头、滩主体、滩尾和滩翼四个部分,由于心滩发育过程中各部位的水动力条件不同,心滩内部结构在不同位置、不同时期都有所差异。从河道接触关系和连通性、成因单元的储层物性和成因单元内部增生体的储层物性差异等几个方面分析了不同级次的储层构型单元控制下的储层非均质性:辫状河沉积地层中河道砂体占比较高呈广泛联通状态,而曲流河沉积中河道砂体在地层中占比较低,河道的接触及连通关系多样,存在孤立状河道不连通、河道砂岩—河道砂岩接触连通、河道砂岩—河道泥岩接触不连通、河道砂岩—堤岸粉砂岩接触弱连通、河道泥岩—堤岸粉砂岩接触不连通这5种河道单元接触关系下的砂体连通情况;对单一成因单元砂体的物性特征分析可知,河流相储层内部构型单元形成的沉积环境和水流机制不同导致不同成因单元的岩相组成和储层质量存在着一定的差异;成因单元各期增生体形成时沉积环境存在差异,导致其物性也存在差异。在储层构型及储层非均质性表征基础上,结合油藏数值模拟和开发动态资料,分析了研究区的剩余油分布规律,总结了不同级次储层构型控制下的剩余油分布模式。5级构型单期河道影响下形成的剩余油有4种:（1）河道叠置区域具有较大的原始储量,即使其采出程度高、含水高,依然是可采剩余石油的主要分布区域;（2）井网控制程度较差的或者尚未钻遇的河道砂体属于尚未动用区域,是潜在的剩余油富集区;（3）单一河道间形成的非/弱渗流界面遮挡形成河道交切叠置带剩余油富集区;（4）单一河道边界的砂体尖灭及断-砂组合导致的局部单向注水控制形成局部剩余油富集区。对于4级构型来说,不同成因单元储层质量存在着一定的差异,油藏在注水开发过程中,由于成因单元之间的非均质性造成注入水的非均匀流动,导致注入水优先波及同一高渗成因单元,被河道分隔的相邻成因单元则很难受效,另外砂体中废弃河道泥岩隔挡单元的存在也会导致剩余油在被遮挡的区域局部富集。3级构型单元对剩余油的主要影响因素是砂体内部夹层与注水通道的配置关系:在曲流河沉积中,侧积层的倾向对于注水开发有着重要的影响,控制剩余油的分布,心滩中剩余油的分布则主要受垂积层的发育、保存情况影响,垂积层保存较好则波及程度较高,垂积层保存较差则会导致剩余油的富集。
薛晓宁[8]（2018）在《萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究》文中进行了进一步梳理萨尔图中区砂岩油藏经过多年注水开发,目前已进入高含水期,部分储层甚至达到特高含水期。面对当前开发形式,开展萨尔图中区砂岩油藏特高含水期油水两相渗流以及水驱油效率实验研究,分析特高含水期油水两相渗流特征,研究提高特高含水期储层水驱油效率的措施是十分必要的。本文通过非稳态法室内实验研究方式,开展了特高含水期油水两相渗流实验研究,在对比分析已有的油水两相相对渗透率数据处理方式的基础上,提出了适合特高含水期油水两相相对渗透率数据处理方法,揭示了特高含水期油水两相的渗流特征,分析了注水倍数对水驱油效率的影响规律;本文基于萨中区特高含水期油水两相渗流特征,开展了特高含水期储层实验研究,分析了提高水驱速度和提高水驱速度与周期注水相结合的方式对特高含水期储层水驱油效率的影响;开展了特高含水期层间非均质并联小岩心模型实验研究,分析了提高水驱速度、周期注水、提速时机、改变注入方向及分层间歇关井方式对特高含水期层间非均质油藏水驱油效率的影响。本文基于上述实验研究结果,分析提出了萨尔图中区砂岩油藏特高含水期最佳增产措施。
韩甲胜[9]（2017）在《X区Y油藏开发调整方案研究》文中指出X区Y油藏属中低渗、严重非均质砾岩油藏,油藏于1959年发现并陆续开发。目前油藏已进入高含水阶段,井况差,井点损失严重,Y1组井网完善程度仅为54%,Y2组井网完善程度为61%。油藏主要表现为分注状况变差,剖面动用程度下降,平剖面矛盾突出,油井含水高,注采难调控,年产油量不断下降。本文以编制该油藏二次开发方案为目的,应用精细油藏描述技术,首先完成了油藏构造、沉积、储层特征精细刻画,重建地下认识体系,重点对单砂体和油层空间展布型特征进行了精细刻画,重新认识了砂体及油层规模、联通情况、隔夹层发育情况。进而根据油藏历史生产资料和测试资料对油藏开发效果进行了综合评价,总结开发规律,指导二次开发方案优化。利用数值模拟、油藏工程及动态分析方法对油藏剩余油规模、类型及空间分布特征进行了定性和定量研究,指明了二次开发调整潜力区域。同时采用多种方法开展了油藏二次开发合理井网密度、合理井距、单井产能、开发井型及二次开发方案部署优化论证。研究结果表明,油藏剩余储量较大且主要富集于主力油层,油藏具备实施二次开发的良好物质条件,合理注采井网为反七点法井网,合理井距为200-250m,油藏进行二次开发调整可行,并制定和优选了油藏加密调整方案。
文华[10]（2017）在《特高含水期油藏大孔道非线性渗流机理与动态评价模型》文中研究指明大庆喇萨杏油田作为中国最大的陆相多层砂岩油藏,是我国特高含水油田的典型代表,储层为河流-三角洲相砂岩沉积,平面、层间和层内非均质性较严重。喇萨杏油田可采储量占到大庆长垣的95.9%,油层沉积厚度差异大,67.5%的地质储量分布在大于2.0m的厚油层中,薄差油层储量所占比例也较大,是喇萨杏油田接替稳产的基础。喇萨杏油田经历50多年的长期注水开发,已全面进入“双特高”开发阶段,综合含水率高达94.2%。各类储层渗流的差异,长期的注水冲刷导致储层发生了较大的变化,特高含水期开发中三大矛盾非常突出。一方面,长期注水冲刷形成优势通道,大量注入水沿着优势通道在油水井间的部分储层内形成了强烈的无效或低效循环,致使油层动用难以继续扩大而影响开发效果,这已成为特高含水期开发阶段突出的并且是迫切需要解决的技术瓶颈;另一方面,油田进入特高含水开发阶段,储层渗流特征发生明显变化,水驱开发动态特征及开发规律较前一阶段发生了较大变化,液/油比急剧上升,因此,在特高含水期开发阶段,油田面临着挖潜难度大、含水上升速度日益加快,产量递减状况严重等不利局面,要保持喇萨杏油田的水驱产量稳定,就必须系统深入研究水驱油藏特高含水期大孔道非线性渗流演化规律与动态评价方法理论,为下一步有效水驱精细挖潜提供可靠理论依据和技术支撑。本论文通过采用室内实验分析、理论研究、数值模拟及矿场统计等相结合的方法,对以下内容开展了研究:1.对油田长期水驱后储层孔隙结构和物性参数的演化规律及其影响机理进行了研究,研究了长期水驱储层动态演化的分形特征,在此基础上,建立了储层孔隙结构分形演化模型。2.分析了高速非线性渗流系数及其影响因素和高速非线性渗流的存在性,对水驱特高含水期油藏大孔道中的高速非线性渗流微观机理进行了研究;基于分形多孔介质理论,对高速非线性渗流规律进行了分形表征,建立了高速非线性渗流下产量和压力的分析模型,以及分析了高速非达西渗流对产量和含水率动态的影响规律;基于分形多孔介质理论,建立了高速非线性渗流下相对渗透率曲线的分形分析模型,研究了大孔道中油水两相渗流规律。3.考虑大孔道（优势通道）区域流体高速非线性渗流与低速区域达西渗流并存的特征和储层参数时变动态演化规律,建立了油藏时变非线性渗流数学模型,模拟分析了高速非线性渗流和储层时变动态演化效应对开发动态的影响机理。4.对油藏大孔道识别方法进行了研究,建立了基于注采动态数据的油藏井间动态连通性定量反演模型,利用示踪剂测试、同位素监测等资料验证了井间动态连通性反演模型的有效性;基于云模型理论,提出了判断大孔道存在和评价大孔道发育级别的新方法体系,改进了大孔道参数的计算方法,并通过利用多种资料综合验证了新方法体系的可行性和准确性、合理性。5.针对油藏进入特高含水阶段的开发特征,改进并推导了基于特高含水期油水两相渗流特征的新型甲型、乙型水驱特征曲线,可用此来分析特高含水期水驱开发特征变化规律,并基于新型水驱特征曲线改进了其他油藏工程方法,拓宽至大孔道形成过程水驱特征演化规律的描述中,丰富了油藏工程理论方法。6.考虑大孔道对开发效果的影响,筛选并构建了特高含水期油田水驱开发效果评价新指标体系,运用主客观组合赋权方法综合确定了评价指标的影响权重,基于云模型理论,研究了特高含水期油田考虑大孔道影响的水驱开发效果评价新模型。7.理论方法应用研究。通过研究建立了特高含水期油藏大孔道高速非线性渗流描述、大孔道识别、考虑大孔道影响的水驱动态评价等方法理论和技术,并将其于喇萨杏油田实例应用,通过应用表明,本文建立的方法理论具有较高的理论和实用价值。
二、砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律（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、砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律（论文提纲范文）
（1）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 |
（2）砂砾岩油藏水驱后储层变化规律研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的主要问题 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 主要成果与认识 |
| 第2章 工区情况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 地理位置 |
| 2.1.2 构造和沉积特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 开发简况 |
| 2.3 区块存在的主要问题 |
| 第3章 储层特征变化规律 |
| 3.1 岩石成分变化规律 |
| 3.1.1 全岩矿物变化规律 |
| 3.1.2 粘土矿物变化规律 |
| 3.2 孔喉结构变化规律 |
| 3.2.1 实验原理 |
| 3.2.2 实验结果 |
| 3.2.3 历年对比分析 |
| 3.3 物性变化规律 |
| 3.3.1 实验原理 |
| 3.3.2 实验结果 |
| 3.3.3 历年对比分析 |
| 3.4 润湿性变化规律 |
| 3.4.1 实验原理 |
| 3.4.2 实验结果 |
| 3.4.3 历年对比分析 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 储层渗流特征变化规律 |
| 4.1 敏感性变化规律 |
| 4.1.1 速敏变化规律 |
| 4.1.2 水敏变化规律 |
| 4.1.3 应力敏感变化规律 |
| 4.2 相渗曲线变化规律 |
| 4.2.1 实验原理 |
| 4.2.2 实验结果 |
| 4.2.3 历年对比分析 |
| 4.3 启动压力梯度变化规律 |
| 4.3.1 实验步骤 |
| 4.3.2 实验结果 |
| 4.3.3 历年对比分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 合理开发技术政策 |
| 5.1 储层变化对油田开发的影响 |
| 5.1.1 润湿性变化的影响 |
| 5.1.2 物性变化的影响 |
| 5.1.3 敏感性变化的影响 |
| 5.1.4 非均质性的影响 |
| 5.2 参数优化 |
| 5.2.1 井距优化 |
| 5.2.2 注水压力优化 |
| 5.3 改善开发现状对策 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（3）胜坨油田坨21断块沙二段精细地质研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究的背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要的研究内容 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第2章 研究区基本概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 地质概况 |
| 2.3 勘探开发简况 |
| 2.4 存在的突出问题 |
| 第3章 地层精细划分与对比 |
| 3.1 地层精细对比的目的和原则 |
| 3.2 砂层组划分与对比 |
| 第4章 构造特征研究 |
| 4.1 断层发育特征 |
| 4.2 断层成藏控制分析 |
| 第5章 沉积特征研究 |
| 5.1 沉积相类型及其展布特征 |
| 5.2 沉积微相对油井生产的影响 |
| 第6章 储层特征研究 |
| 6.1 储层岩性特征 |
| 6.2 孔隙特征及其影响因素分析 |
| 6.3 储层物性特征 |
| 6.4 储层非均质性研究 |
| 6.5 分级物模驱替平台 |
| 第7章 剩余油特征研究 |
| 7.1 剩余油影响因素研究 |
| 7.2 剩余油分布规律研究 |
| 7.3 可动用剩余油增产矿场研究 |
| 第8章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（4）WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究（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 砂砾岩油藏提高采收率研究现状 |
| 1.2.2 CO_2驱机理研究的发展 |
| 1.2.3 砂砾岩油藏储层微观孔隙结构研究 |
| 1.2.4 砂砾岩储层渗流特征研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 研究获得的主要认识 |
| 第2章 砂砾岩油藏微观孔隙结构研究 |
| 2.1 孔隙结构X射线-CT扫描实验研究 |
| 2.1.1 岩心基本参数 |
| 2.1.2 岩心三维图像重建及孔隙提取成果分析 |
| 2.2 孔隙结构电镜扫描实验研究 |
| 2.2.1 岩心基本参数 |
| 2.2.2 岩心扫描电镜分析成果 |
| 2.3 孔隙结构核磁共振实验研究 |
| 2.3.1 岩心基本参数 |
| 2.3.2 核磁实验结果与分析 |
| 2.4 孔隙结构常规压汞实验研究 |
| 2.4.1 压汞实验及分析结果 |
| 2.4.2 压汞实验结果结合分形理论研究CO_2驱替前后微观孔隙结构 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 砂砾岩油藏微观可视化渗流机理研究 |
| 3.1 微观可视化实验研究条件及方法 |
| 3.1.1 实验装置 |
| 3.1.2 岩心制备 |
| 3.1.3 流体选择 |
| 3.1.4 实验条件 |
| 3.1.5 实验流程 |
| 3.2 微观可视化岩心模型水驱微观渗流机理研究 |
| 3.2.1 3-23/31-1号岩心水驱剩余油微观分布研究 |
| 3.2.2 3-22/31-1号岩心水驱剩余油微观分布研究 |
| 3.3 微观可视化岩心模型CO_2非混相驱微观渗流机理研究 |
| 3.3.1 3-23/31-2号岩心CO_2非混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.3.2 3-22/31-2号岩心CO_2非混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.4 微观可视化岩心模型CO_2混相驱微观渗流机理研究 |
| 3.4.1 3-23/31-3号岩心CO_2混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.4.2 3-22/31-3号岩心CO_2混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.5 砂砾岩微观二维孔隙结构研究 |
| 3.5.1 砂砾岩孔隙形态与孔径分布二维分形维数 |
| 3.5.2 砂砾岩微观二维孔隙结构定量分析成果 |
| 3.6 剩余油分布特征研究 |
| 3.6.1 水驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.6.2 CO_2非混相驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.6.3 CO_2混相驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 低渗透砂砾岩油藏注CO_2相态特征研究 |
| 4.1 地层流体PVT高压物性测试 |
| 4.1.1 实验测试装置及流程图 |
| 4.1.2 流体样品复配及组成组分分析 |
| 4.1.3 单次脱气分析 |
| 4.1.4 地层流体PV关系对比分析 |
| 4.1.5 P-T相图特征分析 |
| 4.2 地层原油注CO_2膨胀性实验测试 |
| 4.2.1 CO_2的注入对饱和压力或膨胀系数的影响 |
| 4.2.2 CO_2的注入对饱和油粘度、密度的影响 |
| 4.3 细管驱替实验测试 |
| 4.3.1 实验条件及设备流程 |
| 4.3.2 WS油藏细管实验测试结果 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低渗透砂砾岩油藏注CO_2渗流机理研究 |
| 5.1 实验设备及流程 |
| 5.2 长岩心的准备和排序 |
| 5.3 组合长岩心水驱油实验 |
| 5.4 组合长岩心CO_2驱油实验 |
| 5.5 地层水驱油、CO_2驱油效率及渗流机理对比研究 |
| 5.5.1 水驱及CO_2驱油效率研究 |
| 5.5.2 水驱及CO_2驱相渗特征研究 |
| 5.5.3 岩心油水及油气分流曲线研究 |
| 5.5.4 岩心水驱油采油/采水及气驱油采油/采气指数曲线分析 |
| 5.5.5 岩心水驱油含水饱和度分布研究及气驱油含气饱和度分布研究 |
| 5.6 基于数值模拟研究渗流特征 |
| 5.6.1 CO_2注入压力对驱油效果的影响 |
| 5.6.2 CO_2注入速度对驱油效果的影响 |
| 5.6.3 CO_2段塞的注入量对驱油效果的影响 |
| 5.6.4 不同注入方式对驱油效果的影响 |
| 5.7 本章小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录1 |
| 附录2 |
| 附录3 |
| 附录4 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）高耗水带储层测井评价方法研究 ——以坨11南沙二段8砂组三角洲河口坝为例（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 研究区概况 |
| 1.2.1 油藏地质特征 |
| 1.2.2 勘探开发状况 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.2.4 资料录取和收集情况 |
| 1.3 高耗水带定义及测井解释现状 |
| 1.3.1 高耗水带概要 |
| 1.3.2 国内外研究现状 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文完成工作量 |
| 第2章 坨11南沙二段8砂组高耗水带类型及地质表征参数 |
| 2.1 高耗水带定义及类型 |
| 2.1.1 高耗水带定义 |
| 2.1.2 高耗水带类型及地质特征 |
| 2.2 高耗水带表征参数 |
| 2.2.1 储层岩相表征参数 |
| 2.2.2 储层及非均质表征参数 |
| 2.2.3 储层流体性质表征参数 |
| 第3章 坨11南沙二段8砂组储层岩相特征及测井解释方法 |
| 3.1 岩相类型及特征 |
| 3.1.1 岩相概念及分类 |
| 3.1.2 岩相及岩相组合类型及特征 |
| 3.2 岩相及岩相组合测井响应特征 |
| 3.2.1 岩相的测井响应特征 |
| 3.2.2 岩相组合测井响应特征 |
| 3.3 岩相测井定性解释方法 |
| 3.3.1 岩相组合定性解释模型建立 |
| 3.3.2 单井岩相测井定性解释效果分析 |
| 3.4 岩相定量解释方法 |
| 3.4.1 岩相定量解释模型建立 |
| 3.4.2 单井岩相测井定量解释效果分析 |
| 第4章 基于岩相的高耗水带储层特征参数解释 |
| 4.1 岩相与储层关系分析 |
| 4.1.1 岩相与原状储层及水淹层的关系 |
| 4.1.2 基于岩相的原状及水淹储层物性特征 |
| 4.1.3 基于岩相的储层物性关系分析 |
| 4.2 基于岩相的储层测井响应特征 |
| 4.2.1 微相级次储层测井响应特征 |
| 4.2.2 岩相组合级次储层测井响应特征 |
| 4.3 岩相约束的储层测井解释模型建立 |
| 4.3.1 孔隙度模型 |
| 4.3.2 渗透率模型 |
| 4.3.3 渗透率级差、变异系数及突进系数 |
| 4.4 岩相约束的储层测井解释模型效果分析 |
| 4.4.1 模型精度分析 |
| 4.4.2 单井处理效果分析 |
| 第5章 基于岩相的高耗水带储层流体测井解释 |
| 5.1 岩相与储层流体关系分析 |
| 5.1.1 储层流体类型 |
| 5.1.2 不同岩相组合储层流体特征 |
| 5.1.3 不同岩相组合对流体渗流的控制作用 |
| 5.2 岩相约束的储层流体测井响应特征 |
| 5.2.1 含水饱和度测井响应特征 |
| 5.2.2 束缚水饱和度测井响应特征 |
| 5.2.3 残余油饱和度测井响应特征 |
| 5.3 岩相约束的储层流体测井解释模型 |
| 5.3.1 含水饱和度模型 |
| 5.3.2 束缚水饱和度模型 |
| 5.3.3 残余油饱和度模型 |
| 5.3.4 含水率计算模型 |
| 5.3.5 驱油效率计算模型 |
| 5.3.6 孔隙波及系数计算模型 |
| 第6章 高耗水带综合评价 |
| 6.1 高耗水带识别标准建立 |
| 6.1.1 高耗水带储层参数下限 |
| 6.1.2 高耗水带流体参数下限 |
| 6.1.3 高耗水带识别标准 |
| 6.2 高耗水带单井识别 |
| 6.3 高耗水带分布规律 |
| 6.3.1 剖面分布规律 |
| 6.3.2 平面分布规律 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层沉积相研究现状 |
| 1.2.2 储层特征研究现状 |
| 1.2.3 储层水流优势通道的研究现状 |
| 1.3 研究思路、内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 构造背景 |
| 2.4 区域沉积特征 |
| 2.5 勘探开发历程 |
| 第3章 储层沉积特征 |
| 3.1 岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型 |
| 3.1.2 沉积构造 |
| 3.2 沉积相特征 |
| 3.2.1 沉积相类型及特征 |
| 3.2.2 单井相划分 |
| 3.2.3 小层平面相分布特征 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 储层孔隙结构及物性特征 |
| 4.1 储层孔隙结构特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 喉道类型 |
| 4.1.3 不同岩性孔喉特征 |
| 4.1.4 喉道半径与渗透率 |
| 4.2 储层类型划分 |
| 4.2.1 划分方案(K-means法) |
| 4.2.2 不同类型储层特征 |
| 4.3 储层物性影响因素 |
| 4.3.1 沉积作用影响 |
| 4.3.2 成岩作用影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 水流优势通道的识别 |
| 5.1 水流优势通道的形成机理 |
| 5.2 水流优势通道的识别 |
| 5.2.1 地质识别法 |
| 5.2.2 取心分析与测井水淹层解释识别法 |
| 5.2.3 产吸剖面分析法 |
| 5.2.4 示踪剂法 |
| 5.2.5 典型井组动态分析法 |
| 5.2.6 Rdos栅状数值模拟法 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 水流优势通道的类型及主控因素 |
| 6.1 水流优势通道的类型 |
| 6.1.1 孔缝型 |
| 6.1.2 高渗条带型 |
| 6.1.3 优势相带型 |
| 6.2 水流优势通道的主控因素 |
| 6.2.1 沉积相带 |
| 6.2.2 储层物性 |
| 6.2.3 非均质性 |
| 6.2.4 注水开发影响 |
| 6.2.5 储层改造的人工裂缝 |
| 6.3 水流优势通道发育区的分布规律 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 水流优势通道识别结果的应用 |
| 7.1 堵水调剖工作 |
| 7.2 注采流线调整 |
| 7.3 本章小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）河流相储层构型及其对剩余油的影响 ——以大港孔店油田馆陶组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 创新点摘要 |
| 第1章 前言 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究区概况 |
| 1.3.1 研究区地质概况 |
| 1.3.2 油藏及开发特征 |
| 1.4 存在问题及主要研究内容 |
| 1.4.1 主要存在问题 |
| 1.4.2 研究内容及技术路线 |
| 1.4.3 论文的主要工作量 |
| 第2章 河流相等时地层格架的建立 |
| 2.1 河流相层序地层学基本原理 |
| 2.1.1 河流结构 |
| 2.1.2 河流结构的主要影响因素 |
| 2.2 井震结合建立等时地层格架 |
| 2.2.1 三级层序划分 |
| 2.2.2 体系域划分 |
| 2.2.3 准层序组划分 |
| 第3章 河流相储层构型解剖 |
| 3.1 岩相划分 |
| 3.2 构型要素识别及沉积相模式 |
| 3.2.1 构型要素识别 |
| 3.2.2 研究区沉积相模式 |
| 3.3 构型界面分级 |
| 3.4 单期河道刻画 |
| 3.4.1 单河道垂向期次划分 |
| 3.4.2 单期河道侧向边界识别 |
| 3.4.3 单期河道空间展布特征 |
| 3.5 曲流河储层构型刻画 |
| 3.5.1 曲流河边滩刻画 |
| 3.5.2 边滩内部构型分析 |
| 3.6 辫状河储层构型刻画 |
| 3.6.1 辫状河心滩刻画 |
| 3.6.2 心滩内部构型分析 |
| 第4章 储层构型控制的非均质性 |
| 4.1 河道单元(5 级单元)的非均质特征 |
| 4.1.1 河道砂体的几何形态及规模 |
| 4.1.2 河道砂体连通性 |
| 4.2 成因单元(4 级单元)的非均质性 |
| 4.2.1 成因单元的物性特征 |
| 4.2.2 成因单元的物性差异及主控因素 |
| 4.2.3 成因单元物性空间分布特征 |
| 4.3 夹层(3 级单元)控制的储层非均质性特征 |
| 4.3.1 夹层识别 |
| 4.3.2 夹层格架控制下的储层质量差异 |
| 第5章 储层构型影响的剩余油分布模式 |
| 5.1 三维地质精细建模 |
| 5.1.1 三维构造模型 |
| 5.1.2 沉积储层构型模型 |
| 5.1.3 储层参数模型及储量计算 |
| 5.2 剩余油分布规律 |
| 5.2.1 油藏数值模拟 |
| 5.2.2 储层构型导致的剩余油分布类型 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油水两相渗流特征分析 |
| 1.2.2 水驱油效率分析 |
| 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 |
| 1.4 论文主要研究成果 |
| 第2章 萨尔图中区地质概况及开发现状分析 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层物性 |
| 2.1.3 油藏特征 |
| 2.2 萨中区开采历程及开发现状 |
| 2.2.1 开采历程 |
| 2.2.2 开发现状分析 |
| 第3章 特高含水期油水两相渗流特征实验研究 |
| 3.1 室内油水两相渗流实验方法分析 |
| 3.1.1 稳定状态法 |
| 3.1.2 非稳定状态法 |
| 3.2 室内油水两相渗流实验研究 |
| 3.2.1 实验目的及原理 |
| 3.2.2 实验条件 |
| 3.2.3 实验方案及流程图 |
| 3.3 非稳态法相渗实验数据处理方法研究 |
| 3.3.1 基本计算方法 |
| 3.3.2 岩样出口端面含水饱和度推导 |
| 3.3.3 含油率计算方法 |
| 3.3.4 油相相对渗透率计算方法 |
| 3.3.5 实例计算 |
| 3.3.6 计算结果修正 |
| 3.4 特高含水期油水两相渗流特征分析 |
| 3.4.1 油水两相相对渗透率曲线的归一化处理 |
| 3.4.2 油水两相渗流特征分析 |
| 3.5 驱油效率影响因素分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 特高含水期中低渗长岩心水驱油实验研究 |
| 4.1 实验目的及原理 |
| 4.2 实验条件及实验材料 |
| 4.3 实验方案及流程图 |
| 4.4 实验结果与分析 |
| 4.4.1 单纯提高水驱速度对水驱油效率影响分析 |
| 4.4.2 周期注水与提速相结合的方式对驱油效率的影响分析 |
| 4.4.3 特高含水期提高储层水驱油效率方法分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 特高含水期层间非均质模型水驱油实验研究 |
| 5.1 实验目的及原理 |
| 5.2 实验条件及实验材料 |
| 5.3 实验方案及实验流程图 |
| 5.4 实验结果分析 |
| 5.4.1 提速时机对层间非均质储层各层水驱效果的影响 |
| 5.4.2 分层间歇注水对层间非均质油层特高含水期水驱效果的影响 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 研究生期间发表论文情况 |
（9）X区Y油藏开发调整方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外情况调研 |
| 1.2.2 国内情况调研 |
| 1.3 课题的主要研究内容及拟解决的关键性问题 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 拟解决的关键性问题 |
| 1.4 课题的研究方法及技术路线 |
| 第二章 地质特征 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.1.1 断裂特征 |
| 2.1.2 构造平面展布特征 |
| 2.1.3 断层与构造的关系 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.3.1 沉积相划分及平面展布特征 |
| 2.3.2 砂层厚度及空间展布情况 |
| 2.3.3 隔夹层发育情况 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 岩矿特征 |
| 2.4.2 储层物性 |
| 2.4.3 储存空间微观特征及相对渗透率 |
| 2.4.4 储层非均质性 |
| 2.4.5 储层渗流特征 |
| 2.4.6 粘土矿物成分 |
| 2.4.7 储层敏感性分析 |
| 2.5 油层分布特征 |
| 2.5.1 Y1 组油层分布情况 |
| 2.5.2 Y2 组油层分布情况 |
| 2.6 油藏性质 |
| 第三章 开采特征 |
| 3.1 开发简况 |
| 3.2 开发历程 |
| 3.2.1 Y1 组开发历程 |
| 3.2.2 Y2 组开发历程 |
| 3.3 开发现状 |
| 3.3.1 Y1 组开发现状 |
| 3.3.2 Y2 组开采现状 |
| 3.4 开发区开发特征分析 |
| 3.4.1 注水见水见效特征 |
| 3.4.2 压力保持程度分析 |
| 3.4.3 含水上升规律 |
| 3.4.4 递减规律 |
| 3.4.5 剩余可采储量采油速度 |
| 3.4.6 剖面动用分析 |
| 3.4.7 注采能力分析 |
| 3.4.8 油藏开发存在问题 |
| 第四章 调整潜力研究 |
| 4.1 宏观剩余油研究 |
| 4.1.1 经验公式法 |
| 4.1.2 含水与采出程度关系法 |
| 4.1.3 水驱特征曲线法 |
| 4.1.4 递减曲线法 |
| 4.2 动静结合综合研究水淹规律 |
| 4.2.1 动态分析法水淹情况研究 |
| 4.2.2 利用测井资料进行水淹层解释 |
| 4.3 剩余油定量研究 |
| 4.3.1 小层动用状况研究方法 |
| 4.3.2 数值模拟定量剩余油研究 |
| 4.4 剩余油研究结果验证 |
| 4.4.1 Y1 组上返井效果分析 |
| 4.4.2 Y2 组上返井效果分析 |
| 第五章 调整方式研究 |
| 5.1 调整思路 |
| 5.2 开发层系划分 |
| 5.2.1 开发层系划分原则 |
| 5.2.2 开发层系优化组合 |
| 5.3 井网井距研究 |
| 5.3.1 井型优选 |
| 5.3.2 井网研究 |
| 5.3.3 井距研究 |
| 第六章 开发调整部署 |
| 6.1 部署原则 |
| 6.2 部署方案 |
| 6.2.1 方案设计 |
| 6.2.2 方案对比 |
| 6.2.3 部署结果 |
| 6.2.4 指标预测 |
| 6.2.5 经济评价 |
| 6.2.6 风险分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）特高含水期油藏大孔道非线性渗流机理与动态评价模型（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 长期注水冲刷对储层孔隙结构的影响研究 |
| 1.2.2 大孔道渗流规律研究 |
| 1.2.3 大孔道识别方法 |
| 1.2.4 油藏井间动态连通性分析方法 |
| 1.2.5 特高含水期水驱开发动态规律分析方法 |
| 1.2.6 特高含水期开发效果评价方法 |
| 1.3 研究目标、研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 长期水驱储层动态演化规律及其分形特征 |
| 2.1 岩石润湿性及填隙物演化规律 |
| 2.1.1 岩石孔壁润湿性 |
| 2.1.2 填隙物含量和产状变化 |
| 2.2 储层物性参数演化规律 |
| 2.3 储层微观孔隙结构演化规律 |
| 2.3.1 利用电镜扫描图像研究水驱前后孔隙结构 |
| 2.3.2 压汞分析水驱后岩样孔隙结构特征变化规律 |
| 2.3.3 水驱后岩心孔隙结构变化的分形特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 大孔道非线性渗流机理 |
| 3.1 问题的提出 |
| 3.2 大孔道非线性流动条件分析 |
| 3.2.1 非线性渗流界限 |
| 3.2.2 非达西渗流系数 |
| 3.2.3 非线性渗流的存在性分析 |
| 3.3 大孔道高速非线性渗流微观机理 |
| 3.3.1 基于毛管束模型的高速非线性渗流机理 |
| 3.3.2 基于孔喉模型的高速非线性渗流机理 |
| 3.3.3 指数型高速非线性渗流机理 |
| 3.3.4 高速非线性流形成过程机理 |
| 3.4 大孔道中产量和压力径向分布的分形分析模型 |
| 3.5 高速非达西渗流对开发动态的影响 |
| 3.5.1 指数型高速非线性渗流对产量和含水率的影响 |
| 3.5.2 Forchheimer型高速非线性渗流对产量和含水率的影响 |
| 3.5.3 影响规律分析 |
| 3.6 相对渗透率曲线 |
| 3.6.1 相对渗透率的分形分析模型 |
| 3.6.2 实验验证 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 考虑非线性渗流的时变数值模拟 |
| 4.1 问题的提出 |
| 4.2 时变非线性渗流数学模型的建立 |
| 4.2.1 基本假设 |
| 4.2.2 高速非线性流动处理及运动方程 |
| 4.2.3 参数时变处理 |
| 4.2.4 基本微分方程的建立 |
| 4.2.5 辅助方程 |
| 4.2.6 初始条件 |
| 4.2.7 边界条件 |
| 4.2.8 模型求解 |
| 4.3 储层系统时变非线性特征及其对开发动态的影响 |
| 4.3.1 概念模型建立 |
| 4.3.2 储层渗透率的动态分布规律 |
| 4.3.3 时变非线性对含油饱和度分布的影响 |
| 4.3.4 时变非线性对注入水波及系数的影响 |
| 4.3.5 时变非线性对层间采收率的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 大孔道识别新方法 |
| 5.1 大孔道识别流程 |
| 5.2 大孔道形成的影响因素 |
| 5.3 大孔道的动态响应特征 |
| 5.4 大孔道识别方法 |
| 5.4.1 井间动态连通性反演改进方法 |
| 5.4.2 基于云模型的大孔道识别新方法 |
| 5.5 大孔道参数计算方法的改进 |
| 5.5.1 考虑高速非线性渗流的Carman-Kozeny方程的改进 |
| 5.5.2 大孔道参数计算方法的改进 |
| 5.6 应用实例 |
| 5.7 本章小结 |
| 第6章 特高含水期油藏水驱开发特征评价模型 |
| 6.1 问题的提出 |
| 6.2 特高含水期油水两相相对渗透率曲线特征 |
| 6.3 油水相对渗透率比值下弯及水驱曲线上翘时机 |
| 6.4 油水相对渗透率比值与含水饱和度新型关系式 |
| 6.5 新型水驱特征曲线关系式理论推导 |
| 6.5.1 第一种类型关系式理论推导 |
| 6.5.2 第二种类型关系式理论推导 |
| 6.6 基于新型水驱特征曲线的油藏工程方法改进 |
| 6.6.1 可采储量和采收率改进公式 |
| 6.6.2 可采储量采出程度改进公式 |
| 6.6.3 含水率及含水上升率改进公式 |
| 6.6.4 童宪章改进图版 |
| 6.6.5 驱油效率和波及系数改进公式 |
| 6.6.6 存水率改进公式 |
| 6.6.7 水驱指数改进公式 |
| 6.7 应用实例 |
| 6.8 本章小结 |
| 第7章 考虑大孔道影响的特高含水油藏水驱开发效果评价模型 |
| 7.1 问题的提出 |
| 7.2 特高含水期水驱开发效果评价指标体系构建 |
| 7.2.1 评价指标海选 |
| 7.2.2 评价指标筛选原则 |
| 7.2.3 评价指标筛选方法 |
| 7.2.4 开发效果评价指标体系的确定 |
| 7.2.5 部分重要指标计算方法 |
| 7.3 评价标准 |
| 7.4 评价指标权重 |
| 7.4.1 权重确定方法 |
| 7.4.2 权重的确定 |
| 7.5 开发效果评价新方法 |
| 7.6 应用实例 |
| 7.7 本章小结 |
| 第8章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的文章 |
| 攻读博士学位期间参加的科研项目 |
| 致谢 |
四、砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律（论文参考文献）
- [1]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)
- [2]砂砾岩油藏水驱后储层变化规律研究及应用[D]. 熊勇. 成都理工大学, 2020(04)
- [3]胜坨油田坨21断块沙二段精细地质研究[D]. 高源青. 长江大学, 2020(02)
- [4]WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究[D]. 胡龙朝. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]高耗水带储层测井评价方法研究 ——以坨11南沙二段8砂组三角洲河口坝为例[D]. 程磊. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究[D]. 韩彬彬. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [7]河流相储层构型及其对剩余油的影响 ——以大港孔店油田馆陶组为例[D]. 刘海. 中国石油大学(华东), 2019
- [8]萨尔图中区砂岩油藏特高含水期水驱油效率实验研究[D]. 薛晓宁. 西南石油大学, 2018(02)
- [9]X区Y油藏开发调整方案研究[D]. 韩甲胜. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [10]特高含水期油藏大孔道非线性渗流机理与动态评价模型[D]. 文华. 东北石油大学, 2017(07)
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