一、考虑油藏储层参数变化的数值模拟研究（论文文献综述）
王亮[1]（2021）在《鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例》文中提出通过油藏精细描述和油藏数值模拟,研究油水运动规律,制定合理的开发技术政策,指导油藏开发调整,改善油田开发效果,已成为目前油田开发中的基础性和关键性工作。论文以鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系油藏为研究对象。研究区2013-2015年规模建产,产量持续攀升,开发主力层位延10、延9、延8、延7、延6、延4+5、直罗组等。相比鄂尔多斯盆地其他侏罗系油藏,该区多层系叠合发育、非均质性较强、油水接触关系复杂,具有埋藏深、矿化度高、渗透率低,含油饱和度低、油层薄的“一深一高三低”特点。注水开发后面临着水驱不均、含水上升快、递减不断加大的问题,加之井筒套损问题严峻,注采调整难度大,开发效果较差,2016年以来,年自然递减均达20%以上。其中罗141区延9油藏和环75区延6、延8油藏开发递减尤为突出,平均递减达到25.8%,严重影响和制约了该区油藏的进一步开发。因此,论文选取以上两个油区开展油藏特征及其递减规律研究,并分析了影响递减的主控因素,提出合理的开发调整策略及适合侏罗系油藏的合理开发技术政策,为鄂尔多斯盆地侏罗系油藏进一步勘探开发提供典型案例,也可为国内同类油藏开发提供经验及借鉴意义。论文首先从基础地质资料入手,数据库建立20套,绘制砂体等值线图、采液强度、含水等值线等关键图件21套58幅,系统开展储层地质特征研究,在此基础上结合生产动态资料,应用矿场统计、油藏工程、数值模拟等方法,对注水开发效果进行系统评价,剖析油藏递减规律,总体认为开发初期注采强度偏大导致油藏含水快速上升是影响环江侏罗系油藏递减偏大的主要因素。基于以上分析,针对不同油藏类型和单井接触类型,提出适合侏罗系油藏的精细注采参数调控技术对策,该系列优化参数对盆地同类侏罗系油藏借鉴开发具有重要借鉴意义,不同储层特征的侏罗系油藏可依据实际生产动态进行优化调整。
齐琳琳[2]（2020）在《姬塬油田D区块长9油藏储层特征及开发技术政策研究》文中研究指明姬塬油田油气勘探以及开采区域地处陕西省、甘肃省与宁夏回族自治区境内,面积9752平方公里。为阐明姬塬油田D区块长9油藏特征,并且为下一步油藏开发提供基础地质依据,对以后长9油藏开发具有借鉴意义。本次研究通过完善姬塬油田长9小层划分标准,充实了对长9层四性关系的认识。结合D区块长9油层组现有岩心、测井数据、生产动态及测试资料等基础数据,对地层学的基本方法进行研究,通过沉积岩石学和储层特征综合应用,确定了姬塬油田长9油层组小层划分与对比的方法与原理,确立了 D区块长9等时地层格架。总结出D区长9油层组的沉积模式;根据岩心分析化验等资料,总结储集类型和孔隙结构,通过编制各砂组砂岩厚度图、物性分布图、孔隙结构与物性关系图等,研究储层平面、储层层间及储层层内非均质性,弄清该区储层发育特征以及油藏分布特征。在此基础上,从压力系统、注采系统等方面对开发技术政策是否合理做出评价,总结出规律性认识。综合利用研究区油藏描述静态地质资料,应用油藏工程方法制定对应的开发技术政策,建立油藏工程相关图版。在开发效果评价的基础上,提出在当前含水及压力状况下的合理开发技术界限。根据油水井单井、井组生产特征,从不同方面提出相应的稳产对策。同时利用SPSS软件,对储层流动单元进行刻画,并根据刻画结果及生产动态进行了开发单元划分,摸索形成了适应于姬塬油田长9油藏开发效果评价的技术体系。研究发现,D区块长9油层组沉积环境主要为三角洲前缘亚相,并可进一步划分为水下分流河道、河口沙坝、分流间湾及河道侧翼等沉积微相。长9油层组各个小层层内非均质性都较强,层间隔层分布范围都较广,各层间纵向连通率较低,隔层形态基本上是呈土豆状和块状分布;通过对长9岩储层特征分析研究,长9四个小层中,长石、石英含量相近;岩屑中以喷出岩、石英岩、千枚岩板岩岩屑含量较高,各层碎屑组成变化较大,且不同流体性质岩层的组分亦有明显不同。D区块长91小层砂岩厚度大,属于两期或多期河道叠置砂体。岩性为细砂质中砂岩、粉砂质,泥质含量均较低。填隙物以高岭石为主;孔喉结构主要为溶孔-粒间孔为主。通过物性及开发现状,将D区长9层划分为A、B、C、D四类储层流动单元,其中总体B类分布最广,长911-1小层中A类流动单元是主力产层。通过对递减、见效等开发技术政策分析,D区长9油藏压力保持水平低,还未完全建立有效驱替系统,南部注水强度偏低,中部、北部偏高,同时结合影响油开发效果的主要因素,对小层不对应,剖面吸水差等开展措施治理,对油藏稳产起到了积极效果,印证了对油藏整体开发技术政策效果评价。
杨印章[3]（2020）在《基于稠油油藏多孔介质水平井数值模拟研究》文中进行了进一步梳理近年来,由于石油为主的化石能源的大力开发与利用,使得世界经济和人类社会产生了高度的发展,我国作为石油消费大国,石油消耗量一直处于较高的水平,石油占总能源消耗的比例正在逐渐增大。目前,世界剩余石油资源70%为稠油。我国稠油资源量约有198.7亿吨,现已探明40亿吨。稠油平均采收率为46%,开发潜力巨大。毋庸置疑,稠油正成为最重要的能源之一。由于稠油粘度较大,不易开采,所以如何高效经济性的开采稠油,使稠油储量作为可用资源,是一直需要面对的严峻问题。油藏结构属于多孔介质结构,所以研究油藏多孔介质传热传质问题具有重大的意义。因此本文采用数值模拟的方法对热采过程中的油藏多孔介质进行研究,揭示了油藏多孔介质的传热传质变化规律,并研究了水平井热采过程后期不同参数对采油率以及采出液中的水油比的影响。主要的研究内容如下:（1）选取热采过程中多孔介质区域的出口温度和出口速度作为研究对象,建立稠油热采过程的的二维模型,利用COMSOL多物理场数值模拟软件,模拟多孔介质的热流耦合作用下的传热传质的过程,探究多孔介质的孔隙率、渗透率、原油粘度、入口压力和入口温度对多孔介质的传热传质过程的影响。结果表明:由于多孔介质的传热主要受到导热和对流传热的作用,多孔介质沿着入口方向上最先进行热量传递过程,之后传热的区域,向两边进行扩张,多孔介质的出口速度随着多孔介质的孔隙度、渗透率的变大而增加。由于原油的粘度对多孔介质传热起到很大的影响作用,随着粘度的增加,出口温度稳定的时间增加,出口速度也变小。（2）选取采油过程的后期产油量和产出液水油比作为研究对象,建立油藏多孔介质油水两相流动的三维模型,并进行数值模拟研究。分析在渗流作用下油藏多孔介质采油过程,即多孔介质的孔隙度、渗透率、粘度和水平井长度对采油量和水油比的影响。结果表明:在采油过程进行前500天,水平井附近的油层含水率上升较快,1300天后,油藏整体含水率增加,整体水位上升。提高油藏多孔介质的孔隙率和渗透率可以增大单位时间产油量,同时降低产出液中的水油比。相对于孔隙度和渗透率,增大生产水平井长度也可以有效的提高采油量,但是产出液中的水油比同时增大。
李斌会[4]（2020）在《松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究》文中研究表明致密砂岩油藏储层物性差,微观孔隙结构与渗流规律复杂,压裂后弹性开发产量递减快,采出程度低,缺少有效的提高采收率方法。本文以松辽盆地北部致密砂岩储层为对象,开展了储层物性与渗流特征、吞吐渗吸采油机理、压裂渗流规律及合理能量补充方式研究,取得了以下几点结论与认识:基于压汞、X衍射、薄片及敏感性评价等实验分析,明确了松辽盆地北部两套致密砂岩储层的渗流能力贡献均主要来自亚微米级以上孔喉,且存在中等偏强的水敏、盐敏和应力敏感性,速敏、碱敏和酸敏的损害程度较弱;其中扶余油层以粒间孔为主,高台子以粒内孔为主,但后者的脆性高于前者。松辽盆地北部致密砂岩储层存在显着的非线性渗流特征,油水两相拟启动压力梯度随含水饱和度的增大呈现先增加后降低的变化规律,在构建油水两相拟启动压力梯度与岩芯克氏渗透率、含水饱和度数学模型的基础上,建立了致密砂岩油水相对渗透率计算新方法,基于新方法测试的致密砂岩基质储层相渗曲线呈现“两高两低”特点,即束缚水和残余油饱和度高,水相渗透率和最终驱油效率低,油相相对渗透率下降快,两相跨度小,表明注水开发难度较大;裂缝存在有助于提高渗流能力和改善开发效果,但应及时补充地层能量,降低裂缝的应力敏感性。设计研发了反映矿场吞吐采油原理的动态吞吐渗吸实验装置及方法,实现了静态渗吸和动态吞吐返排两个过程的物理模拟,明确了渗吸介质、裂缝和润湿性是影响致密砂岩储层渗吸采油效果的主控因素,活性水和裂缝有助于提升开发效果,压裂液滤液不利于吞吐渗吸驱油,建议缩短压裂液的返排时间,给出了提升致密油藏开发效果的措施方向是优选渗吸介质、加大压裂规模和改善储层润湿性;核磁共振与吞吐渗吸实验联测技术分析结果显示,致密砂岩储层活性水可动油孔喉下限约为0.1μm,CO2则为0.05μm。建立了大型三维致密岩芯高温高压物理模拟实验技术,搞清了致密砂岩储层压裂后的渗流规律变化特征和采油机理,结果显示致密油藏压裂开发将在时间和空间上形成不同渗流特征的区域,可分为有效波及区、弱波及区和无效波及区,明确了压裂后吞吐采油的主要机理是增大弱波及区和渗吸范围同时提高有效波及区的洗油效率,并优选出CO2作为致密储层最佳吞吐渗吸介质。典型井区能量补充方式优化数模结果显示,大规模压裂后CO2吞吐增油效果最为显着,其单次合理注气量为7500t、注入速度为180t/d、闷井时间为30天,优化结果有效指导了矿场生产实践,4口试验井均见到了良好的增油效果。通过以上研究,明确了松辽盆地北部致密砂岩储层物性和渗流特征,揭示了动态吞吐渗吸采油的机理,确定了CO2吞吐作为压裂弹性开采后的最佳能量补充方式,为矿场有效开发提供了重要技术支持。
韩进[5]（2020）在《鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征》文中进行了进一步梳理低渗透（特低渗）油藏储量在我国整个石油行业中所占的比重较大,与常规油气相比,其地质认识深度与勘探开发程度有待提升,必须大力提高该类油藏剩余油挖潜技术,探究油田开发的新技术与新方法。鄂尔多斯盆地延长组长4+5、长6储层作为长庆油田主力生产层位,随着勘探开发的进行,研究区存在储层含水率上升快、油水关系复杂、低产井多等一系列问题,导致问题的原因是对制约储层高效开发的储层的物性特征、成岩作用及孔喉结构和储层中可动流体赋存状态、流体渗流规律及驱油效率等微观层面的认识较为薄弱。因此论文基于岩心观察、物性测试、铸体薄片、扫描电镜、粒度分析、X-衍射等测试手段,开展了储层岩石学特征、成岩作用及成岩相的研究;利用常规压汞、恒速压汞实验方法揭示了研究区包括孔喉类型、大小、分布、分选等在内的微观孔隙结构特征;通过核磁共振、相渗实验、真实水驱油驱替实验等实验技术进行了微观渗流特性的定量化研究,最后建立了储层综合分类评价方法并对不同类型储层结合生产动态展开评价。主要取得以下认识:（1）王盘山长4+5、长6储层构造稳定单一,各小层继承性良好,岩石类型主要发育长石砂岩,岩屑长石砂岩次之;长4+5层段孔隙度平均为10.65%,渗透率平均值为0.80×10-3μm2,长6层段孔隙度平均值为10.86%,渗透率平均值为0.91×10-3μm2,典型低渗-特低渗透储层,长6储层物性与主要碎屑组分相关性优于长4+5储层。（2）长4+5、长6储层成岩作用类型一致,胶结程度略有差别,压实和胶结作用导致储层原生孔隙损失率达到70%左右;储层成岩相划分为高岭石+绿泥石胶结-粒间孔相、高岭石胶结-溶孔+粒间孔相、绿泥石+高岭石胶结-溶孔相、高岭石胶结-溶孔相、伊利石胶结-溶孔相、碳酸盐胶结致密相等6种类型,相品质依次变差,可通过电测曲线差异性特征结合测井交汇版图有效识别成岩相类型。（3）恒速压汞能够有效识别孔径大于0.1μm的孔隙和喉道的大小、个数及分布等信息,常规压汞获取孔喉半径下限值为3nm,联合常规压汞-恒速压汞技术共同表征储层孔喉结构,精确度更高,压汞参数中平均孔隙半径和主流喉道半径是评价储层品质的重要因子。（4）长4+5层段以Ⅲ类储层（50%）为主,可动流体饱和度平均值为39.37%,长6层段以Ⅱ类储层（50%）为主,可动流体饱和度平均值为51.37%,T2截止值范围介于3.86ms-16.68ms,T2谱分布在T2截止值左侧区域面积越大,储层物性越差,可动流体越少;长4+5、长6储层中粘土矿物类型及其赋存特征对微孔中流体可动能力影响差异明显,长6段储层绿泥石控制作用强于其他类型粘土矿物。可动流体饱和度是储层物性、孔隙类型、孔喉结构及填隙物与含量等多种地质因素的综合表现,是储层分类评价关键指标。（5）束缚水饱和度低,残余油饱和度小及两相区共渗范围大的储层可动流体饱和度较高,储层粒间孔相对发育,面孔率较高,孔喉连通性和分选较好,流体多见均匀驱替和网状驱替渗流方式,最终驱油效率高,达到46%,影响驱油效率大小的重要因素是储层孔喉结构的非均质性。（6）孔隙度、渗透率、粘土矿物含量、平均孔隙半径、主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体饱和度及驱油效率等敏感性参数耦合建立储层分类评价八元分类法,长4+5、长6油层组Ⅰ类储层可动流体饱和度高,产能贡献大,分布面积小,Ⅱ类、Ⅲ类储层分布范围大,动用程度低,重点建设此类型储层开发,Ⅳ类储层物性太差,开采成本高。
程洪[6]（2020）在《缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究》文中研究说明碳酸盐岩油气藏是全球最重要的油气勘探开发领域之一。随着塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等相继发现了大型碳酸盐岩油气田,碳酸盐岩油藏在我国的开发潜力逐步增大。缝洞型碳酸盐岩油藏储层发育受沉积、构造、岩溶等多种地质作用的影响,储集空间与砂岩油藏存在较大差异,具有很强的非均质性,其生产动态所反映的油藏内部规律也难以用常规油藏动态方法手段来识别。但碳酸盐岩油藏的生产动态特征与油藏的储集体类型和底水特征是具有内在联系的,且其生产动态也与碳酸盐岩油藏在储集空间上的特殊性也具有一定关联,因此,通过研究缝洞型碳酸盐岩油藏的生产动态曲线指示意义对深入分析油藏的开发规律,建立开发对策具有重要意义。因动态生产指示曲线与油藏内部生产规律具有关联性,因此,本论文以塔里木盆地塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层为实例,通过对碳酸盐岩油藏特殊性和复杂性的分析,首先在缝洞组合理论分析和物质平衡原理基础上分别建立了5类能量指示曲线和3类注水指示曲线的缝洞模型及对应的理论方程,并详细研究了各类型指示曲线的指示意义;同时为进一步明确能量指示曲线和注水指示曲线的内在联系并验证能量指示曲线和注水指示曲线在开发过程中的适用性,根据相关性原则,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏高压物模实验方法及原则,并在缝洞型油藏实际情况的基础上开展了不同缝洞组合模型的高压物理模拟实验研究;随后对已建立的生产动态曲线指示意义解释模型在进行高压物理模拟测试的基础上加以修正,并对两类指示曲线的应用效果进行对比评价;进而运用测试修正后的指示曲线方程对典型的缝洞型油藏开发特征进行分析,建立了相应的开发对策。论文取得的成果有:一是能量指示曲线可用于分析缝洞型油藏的开采潜力,可用于对比不同缝洞体与开发对策的效果差异。能量指示曲线的形态可判断油井所沟通的缝洞体类型,斜率变化反应了生产过程中所波及缝洞体的体积变化,指示曲线方程的参数可反应油井各阶段可采储量与储集体体积大小、流体粘度的关系;二是注水指示曲线可有效评估注水开发效果和指导改善注水开发效果。注水指示曲线斜率是关于地层原油体积的函数,可以估算注水井储集体的大小;而注水指示曲线是否存在拐点,可用于判断与油井连通的远端是否存在尚未波及的缝洞体;三是高压物模实验结果表明:底水能量强弱和是否容易发生水窜对开发效果影响较大,当油藏条件不易水侵或开发得当不发生明显水窜时,底水的存在可为油藏的开发提供充足能量,明显提高开发效果。当不存在底水时,对未充填溶洞,溶洞体积大小和生产速率对采出程度的影响均不明显;对于充填溶洞,则随着生产速率的增加,采出程度明显下降,且单溶洞油藏明显低于双溶洞;四是通过高压物模实验测试,能量指示曲线表明:溶洞体积越大,弹性能量开采初期产量越高;相同开采速率下不同体积大小溶洞的可采储量比较接近;可采储量与开采速率间的关系表明存在最佳开采速率;注水指示曲线表明:双洞模型下注水开发储量动用程度更高;较大的注水速度对于压力恢复具有显着效果,但增油不明显;合理且稳定的注水速度可有效提升注水开发效果;五是通过对典型油藏生产过程分析,根据能量指示曲线的斜率变化可有效识别油井能量变化阶段,进而可及时进行生产对策调整;同时根据注水指示曲线可优选出合适的注水开发参数,指导注水政策的调整。
王宏[7]（2020）在《基于生产潜力的致密油藏井网优化设计方法研究》文中认为我国致密油资源储量十分丰富,近年来已经成为我国非常规油气资源领域研究的热点和重点。致密油藏不仅具有陆相碎屑岩储集层的一般特点,而且还表现为低孔低渗、裂缝发育以及强非均质性等地质特征,因此,对致密油藏井网的优化设计提出了更高的要求。本文以致密油藏为研究对象,通过数学分析计算和数值模拟方法,开展了对致密油藏生产潜力评价、井网优化理论、井网形式优选和井网参数优化设计的研究,得到了致密油藏井网优化方法。取得的主要结成果如下:（1）改进了传统油藏生产潜力方法,对改进型油藏生产潜力、原有油藏生产潜力及油藏储量丰度三种计算方法进行了对比分析,得出改进的生产潜力方法是可靠的,比原有的油藏生产潜力方法和储量丰度更能反映致密油藏不同地区的开发潜力,可以作为致密油藏优势布井区域优选的依据。（2）分析了水平井在致密油藏中的适应性,对水平井井网优化方法的优化模型进行研究,将水平井井网优化问题还原为数学上求最优值的问题,研究了梯度法、随机扰动近似算法、粒子群算法三种优化算法,得到了约束优化方法的优化流程。（3）随着水平井段与裂缝夹角的增大,最终采收率越来越低,见水时间越来越早。在致密油藏天然裂缝发育的情况下,采用五点法井网,将压裂水平井平行于天然裂缝布置,采出程度最高,见水时间最晚,含水率上升最慢,开发效果最好。（4）压裂生产井的最优长度为750m左右,注水井的最优长度为550m左右。水平井垂向位置对致密油藏开发效果影响不大。水平井井距和排距的最佳匹配关系,最佳井距为300-350m,最佳排距为300-350m。
王曦麟[8]（2020）在《各向异性致密气储层压裂水平井产能预测研究》文中指出在常规油气开发进入后期的此时,开发的重点逐渐转为非常规油气。在鄂尔多斯盆地、四川盆地等地不断涌现大型、超大型致密气田,致密气在国家能源结构中份额越来越大。由于致密气储层低孔低渗的特点,一般采用压裂水平井技术进行开发,其中又存在各向异性、应力敏感、启动压力梯度等因素的影响,研究各向异性致密气储层压裂水平井产能对于致密气的开发有着重要意义。本文针对各向异性致密气储层,从储层的应力敏感和启动压力梯度实验研究入手。通过改变岩心有效应力测试岩心不同应力下的渗透率,拟合得到储层应力敏感表达通式。根据“压差-流量”法进行低速渗流实验,根据渗流速度和压力平方差的拟合计算测试岩心的启动压力梯度数据。通过两个储层岩心的实验研究为产能模型的推导和建立打下基础。然后根据致密气藏压裂水平井开发的渗流规律,把整个渗流过程划分为2个渗流阶段,3个渗流阻力区,分别求取渗流阻力,建立单裂缝产能基础模型,后结合实验推导了考虑致密气储层应力敏感和同时考虑应力敏感和启动压力梯度的产能模型。进而利用等效井径模型考虑缝间干扰,把单裂缝模型转换成水平井整体产能模型。通过Visual Studio 2019平台,利用C#进行编程,完成各向异性致密气储层压裂水平井产能评价软件,并通过实例计算完成软件测试。最后选取了模型中常用的8个参数对模型进行了影响因素分析。从实验研究发现测试的岩心均存在应力敏感和启动压力梯度的现象,以小见大的认为研究区储层受到应力敏感和启动压力梯度的影响,且通过实验数据拟合了储层应力敏感性的表达通式。通过坐标转换考虑储层各向异性的影响,加上实验研究的拟合数据,根据致密气流动特征建立了压裂水平井产能的基础模型、考虑储层应力敏感的产能模型和同时考虑储层应力敏感和启动压力梯度的产能模型,并通过等效井径模型实现了单裂缝产量向水平井产量的转换。完成了产能评价软件的设计,并对产能模型中的生产压差、储层渗透率、裂缝半长、裂缝条数、水平井长度、水平井与主渗透率方向夹角和应力敏感及启动压力梯度8个参数进行了影响因素分析。
李婉真[9]（2020）在《缝洞型碳酸盐岩油藏动态描述技术与应用 ——以哈拉哈塘油田为例》文中认为缝洞型碳酸盐岩油藏具有复杂的储层特征,在开发研究中发现缝洞型碳酸盐岩油藏油水关系复杂、缝洞之间的连通复杂、储层参数值不确定、产量递减快、储集体类型复杂等问题,其具有复杂的储层特征,为储量评价、开发方案设计及开发动态分析带来了诸多挑战。因此,本文针对上述问题,对缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征、解析模型和数值模型进行研究。本文以哈拉哈塘缝洞型碳酸盐岩油藏为例,从缝洞型碳酸盐岩的储层特征出发,研究了储集空间类型、储层类型和缝洞配置模式,建立了多种缝洞配置关系的缝洞型碳酸盐岩油藏的压力和产量的解析模型和数值模型,并结合压力和产量模型完成了一套适合于哈拉哈塘缝洞型碳酸盐岩油藏的动态描述方法。主要完成了如下工作:（1）缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征研究,通过静态手段对储集空间进行分类,结合静态手段和动态手段,对储集体类型进行分类。根据储集体内缝洞之间的组合关系,提出缝洞配置关系。（2）根据不稳定渗流理论,建立了洞穴型、裂缝型、裂缝孔洞型的数学模型,考虑井筒存储系数、表皮系数的缝洞型碳酸盐岩试井和产量不稳定解释模型,求解模型,分析压力及压力导数曲线特征和参数敏感性。（3）缝洞型碳酸盐岩油藏数值模型研究,利用数值模拟方法,在缝洞配置模式的基础上,考虑渗透率分布、井位、水体等因素,建立缝洞型碳酸盐岩油藏数值模型,完成数值试井图版和产量不稳定图版,分析压力及压力导数曲线特征,综合试井和产量不稳定方法对储层进行综合评价。（4）综合利用压力不稳定和产量不稳定的解析模型和数值模型,形成一套系统的缝洞型碳酸盐岩动态描述方法,应用于哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏。通过对哈拉哈塘油田中15口生产井进行分析,12口井表现为洞穴型储层特征,3口井表现为裂缝孔洞型储层特征,哈拉哈塘油田以洞穴型储层为主。确定了RPX与RPY井间连通性强。
宋建[10]（2019）在《致密油藏双水平井参数优化研究》文中指出我国的致密油资源十分丰富,致密油作为一种非常规油气资源,如果能得到有效开发,能够在一定程度上缓解我国能源短缺的局面。目前关于致密油藏开发主要采用单一水平井和多分支水平井开采方式,并实施储层压裂改造工艺。现有主要研究集中于水平段压裂参数的优化设计,但针对双平行水平井在致密油藏开发中的应用和双平行水平井压裂参数优化设计研究较少。论文以长庆W致密砂岩油藏为例,采用双水平井的开采方式,并运用数值模拟方法对双水平井参数进行优化。通过论文的研究,取得了以下的研究成果:1)研究了致密油储层的基本特征,总结出致密油储层的评价指标,建立了多种致密油储层渗流模型,分析了致密油储层渗流特征。2)对W油藏的地质特征进行描述,筛选出了M段油层作为水平井开发的目的层位。结合水平井和压裂水平井产能公式,对影响油井产能的油藏参数进行分析,对比各因素影响下水平井相对于直井的增产情况,得出M段油层适合用水平井进行开采的结论。3)采用正交化实验方法,利用CMG软件开展数值模拟研究,分析对比了水平段长度、井筒间距及各压裂裂缝参数等因素对压裂双水平井产量的影响:储层参数对水平井产能影响最明显;工程参数中,井筒间距最明显,其次是裂缝导流能力。4)研究区致密油藏双水平井参数优化结果为:采用交错布缝方式,将7条长度为300m、导流能力为20μm2·cm的裂缝,沿1200m的水平井筒均匀分布,井筒间距设置为400m以上。
二、考虑油藏储层参数变化的数值模拟研究（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、考虑油藏储层参数变化的数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 环江侏罗系油藏开发现状 |
| 1.2.2 主要研究区油藏开发现状 |
| 1.2.3 面临的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 取得的主要进展与认识 |
| 第二章 环江侏罗系油藏地质特征 |
| 2.1 环江侏罗系油藏发育的地质背景 |
| 2.2 研究区目标地层划分 |
| 2.3 研究区沉积相及砂体展布特征 |
| 2.3.1 研究区沉积相特点 |
| 2.3.2 沉积相模式与微相划分 |
| 2.3.3 沉积微相及砂体平面展布特征 |
| 2.4 研究区构造特征 |
| 第三章 环江侏罗系油藏储层特征 |
| 3.1 储层四性特征及四性关系 |
| 3.2 油层有效厚度再认识 |
| 3.2.1 测井二次解释成果 |
| 3.2.2 有效厚度下限的确定 |
| 3.3 油藏特征 |
| 3.3.1 油藏类型 |
| 3.3.2 油水界面精细刻画 |
| 3.3.3 油层分布特征 |
| 3.3.4 油层厚度变化 |
| 3.3.5 储层物性特征 |
| 3.4 地质储量复算 |
| 第四章 油藏开发递减的规律研究 |
| 4.1 边底水分布特征 |
| 4.1.1 边底水划分标准 |
| 4.1.2 边底水分布特征 |
| 4.2 水体能量评价 |
| 4.2.1 水体能量控制着压降速度 |
| 4.2.2 开发方式评价 |
| 4.3 油井见效见水特征 |
| 4.3.1 注水见效特征 |
| 4.3.2 见水规律分析 |
| 第五章 油藏递减的主要影响因素 |
| 5.1 地质因素对递减影响 |
| 5.1.1 构造、油层厚度、边底水分布及夹层厚度的影响 |
| 5.1.2 渗透率对见水见效影响 |
| 5.1.3 不同沉积微相的影响 |
| 5.1.4 不同接触类型井的递减规律 |
| 5.2 开发因素影响 |
| 5.2.1 采液强度与采液速度影响 |
| 5.2.2 油藏注采比影响 |
| 5.2.3 注采剖面不完善性影响 |
| 5.2.4 注采层位不对应影响 |
| 5.2.5 井筒状况变差影响 |
| 第六章 降递减方案的优化与制定 |
| 6.1 合理开发技术政策优选 |
| 6.1.1 合理采液速度与采液强度优选 |
| 6.1.2 合理注采比优选 |
| 6.1.3 合理生产压差优选 |
| 6.2 研究区开发技术政策评价 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（2）姬塬油田D区块长9油藏储层特征及开发技术政策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 1. 研究目的及意义 |
| 2. 国内外研究现状 |
| 3. 研究思路及研究内容 |
| 第一章 姬塬油田长9地层及沉积特征 |
| 1.1 区域地质概况 |
| 1.1.1 地理位置 |
| 1.1.2 构造位置及演化史 |
| 1.1.3 沉积背景 |
| 1.2 地层划分与对比 |
| 1.2.1 标准井、标准剖面的建立 |
| 1.2.2 地层划分对比结果 |
| 1.3 沉积相划分标志及特征 |
| 1.3.1 沉积相标志 |
| 1.3.2 测井相分析 |
| 1.4 沉积微相平面展布特征 |
| 1.4.1 沉积微相划分方案 |
| 1.4.2 单井相分析 |
| 1.4.3 剖面相分析 |
| 1.4.4 长9层沉积微相平面分布 |
| 第二章 姬塬油田长9油藏储层特征研究 |
| 2.1 储层岩石学特征分析 |
| 2.1.1 岩石类型及其特征 |
| 2.1.2 填隙物特征 |
| 2.1.3 胶结物 |
| 2.1.4 孔喉结构特征 |
| 2.2 储层成岩作用分析 |
| 2.2.1 成岩阶段 |
| 2.2.2 成岩类型划分 |
| 2.3 储层非均质性分析 |
| 2.3.1 储层物性特征分析 |
| 2.3.2 储层层内非均质性 |
| 2.3.3 储层层间非均质性特征 |
| 2.3.4 储层平面非均质性特征 |
| 第三章 姬塬油田长9油藏开发技术政策研究 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.2 姬塬油田长9油藏开发单元的划分 |
| 3.2.1 长9油层组储层流动单元划分和分类标准 |
| 3.2.2 长9油层组储层流动单元分类及特征 |
| 3.2.3 长9油层组储层流动单元分布特点 |
| 3.2.4 长9油层组开发单元划分 |
| 3.3 姬塬油田长9油藏开发效果分析 |
| 3.3.1 产量递减特征 |
| 3.3.2 注水利用特征 |
| 3.3.3 压力系统特征 |
| 3.3.4 油井见效特征 |
| 3.3.5 井网适应性评价 |
| 3.4 姬塬油田长9油藏开发效果影响因素分析 |
| 3.4.1 储层非均质性影响 |
| 3.4.2 储层微裂缝影响 |
| 3.4.3 注采剖面完善性影响 |
| 3.4.4 注采层位对应影响 |
| 3.5 姬塬油田长9油藏合理开发技术政策分析 |
| 3.5.1 合理地层压力分析 |
| 3.5.2 合理流压分析 |
| 3.5.3 合理注水强度与注采比 |
| 3.5.4 合理采液速度采液强度 |
| 3.6 优化姬塬油田长9油藏开发技术政策 |
| 3.6.1 注水开发技术政策优化 |
| 3.6.2 水井措施治理 |
| 3.6.3 油井措施引效 |
| 第四章 结论 |
| 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 |
（3）基于稠油油藏多孔介质水平井数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 多孔介质实验方法的研究现状 |
| 1.2.2 多孔介质理论方法研究现状 |
| 1.2.3 多孔介质模拟方法研究现状 |
| 1.2.4 多孔介质图像方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第二章 多孔介质的基本理论 |
| 2.1 多孔介质的基本定义 |
| 2.2 多孔介质的基本参数 |
| 2.2.1 孔隙率 |
| 2.2.2 渗透率 |
| 2.2.3 比表面积 |
| 2.2.4 固体颗粒尺寸 |
| 2.2.5 多孔介质的孔隙结构 |
| 2.3 孔隙结构的研究方法 |
| 2.4 多孔介质模型 |
| 2.4.1 模型孔隙度 |
| 2.4.2 模型渗透率 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 基于REV的油藏多孔介质热流耦合模拟研究 |
| 3.1 油藏多孔介质的REV描述方法 |
| 3.1.1 连续介质假设 |
| 3.1.2 油藏多孔介质REV的定义 |
| 3.1.3 基于REV的油藏多孔介质孔隙度定义 |
| 3.2 计算模型 |
| 3.2.1 油藏多孔介质的运动过程 |
| 3.2.2 油藏多孔介质的传热过程 |
| 3.3 数值模拟方案 |
| 3.4 模拟结果及分析 |
| 3.4.1 油藏渗透率的影响 |
| 3.4.2 稠油粘度对出口速度的影响 |
| 3.4.3 入口压力的影响 |
| 3.4.4 入口温度对出口温度的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 油藏水平井数值模拟研究 |
| 4.1 基本原理 |
| 4.1.1 SAGD的生产过程 |
| 4.1.2 SAGD的驱动过程简述和驱动机理 |
| 4.2 水平井特征研究分析 |
| 4.3 数值模拟研究 |
| 4.3.1 基本假设 |
| 4.3.2 数学模型 |
| 4.4 水平井采油规律研究 |
| 4.5 模拟结果及分析 |
| 4.5.1 原油粘度的影响 |
| 4.5.2 孔隙度的影响 |
| 4.5.3 渗透率的影响 |
| 4.5.4 水平井的长度的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 结论与展望 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和目的意义 |
| 1.2 国内外技术研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 致密油藏开发现状 |
| 1.2.2 致密砂岩储层微观孔隙结构与渗流特征研究现状 |
| 1.2.3 致密砂岩储层渗吸机理研究现状 |
| 1.2.4 致密储层开发产量递减规律和能量补充方式研究现状 |
| 1.2.5 存在的问题 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 研究思路、方法和技术路线 |
| 第2章 松辽盆地北部致密砂岩油藏储层特征分析研究 |
| 2.1 储层孔渗物性 |
| 2.2 岩性及粘土矿物特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.4 岩石力学特征 |
| 2.5 储层敏感性分析 |
| 2.5.1 致密砂岩储层“五敏”性特征 |
| 2.5.2 致密砂岩储层应力敏感性特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 松辽盆地北部致密砂岩储层渗流特征研究 |
| 3.1 松辽盆地北部致密砂岩储层单相渗流特征研究 |
| 3.1.1 非线性渗流特征实验测试方法 |
| 3.1.2 松辽盆地北部致密砂岩储层单相渗流特征分析 |
| 3.2 松辽盆地北部致密砂岩储层两相渗流特征研究 |
| 3.2.1 致密砂岩岩芯两相流启动压力梯度数学表征 |
| 3.2.2 致密砂岩岩芯油水相对渗透率计算方法 |
| 3.2.3 致密砂岩岩芯相对渗透率算例分析 |
| 3.2.4 松辽盆地北部致密砂岩储层两相渗流特征分析 |
| 3.3 裂缝对致密砂岩储层渗流特征影响实验研究 |
| 3.3.1 裂缝对致密砂岩储层应力敏感性的影响 |
| 3.3.2 裂缝对致密砂岩储层两相渗流特征的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 致密砂岩储层渗吸采油机理与影响因素研究 |
| 4.1 高温高压动态渗吸实验方法的建立 |
| 4.1.1 致密储层压裂开发动态吞吐渗吸原理 |
| 4.1.2 高温高压吞吐渗吸实验装置和方法 |
| 4.2 致密砂岩岩芯渗吸采油效果及影响因素分析 |
| 4.2.1 不同影响因素条件下的渗吸采油效果 |
| 4.2.2 渗吸影响因素综合评价与认识 |
| 4.3 致密砂岩储层微观动用机理及动用界限研究 |
| 4.3.1 致密砂岩储层吞吐渗吸介质优选 |
| 4.3.2 致密砂岩储层吞吐渗吸采油机理与动用界限研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 致密储层压裂开发渗流规律与能量补充方式优化实验研究 |
| 5.1 高温高压三维岩芯物理模拟实验方法建立 |
| 5.1.1 三维物理实验岩芯模型设计 |
| 5.1.2 三维致密岩芯饱和油造束缚水方法 |
| 5.1.3 室内吞吐实验中的关键措施 |
| 5.1.4 实验方法及条件 |
| 5.2 致密砂岩储层压裂开发渗流规律实验研究 |
| 5.2.1 致密岩芯中注水吞吐压力传导规律和波及范围研究 |
| 5.2.2 致密储层压裂开发不同区域渗流特征分析 |
| 5.3 致密砂岩储层压裂开发后能量补充方式优化实验研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 松辽盆地北部致密砂岩油藏合理开发方式研究 |
| 6.1 松辽盆地北部致密砂岩油藏压裂后开发指标分析及预测 |
| 6.2 致密砂岩油藏典型井区能量补充方式优化设计 |
| 6.2.1 YP1 井区油藏地质特征及数模基础条件 |
| 6.2.2 活性水吞吐注入参数优化 |
| 6.2.3 CO_2吞吐注入参数优化 |
| 6.3 矿场应用效果 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（5）鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 成岩作用 |
| 1.2.2 孔隙结构 |
| 1.2.3 渗流特征 |
| 1.2.4 储层评价 |
| 1.3 研究内容、思路及方法、创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及方法 |
| 1.3.3 创新点 |
| 1.4 完成工作量 |
| 第二章 研究区地质概况 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 地层发育特征 |
| 2.2.2 小层精细对比 |
| 2.3 构造及沉积特征 |
| 2.3.1 构造特征 |
| 2.3.2 沉积特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 储层地质特征研究 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型 |
| 3.1.2 碎屑成分特征 |
| 3.1.3 填隙物特征 |
| 3.1.4 碎屑结构特征 |
| 3.2 储层物性特征 |
| 3.2.1 物性参数特征 |
| 3.2.2 储层物性相关性分析 |
| 3.2.3 储层物性与碎屑组分相关性 |
| 3.3 成岩作用类型 |
| 3.3.1 压实作用 |
| 3.3.2 胶结作用 |
| 3.3.3 溶蚀作用 |
| 3.3.4 交代及破裂作用 |
| 3.3.5 成岩过程孔隙演化 |
| 3.4 储层成岩相划分及测井响应特征 |
| 3.4.1 长4+5储层成岩相类型及其分布特征 |
| 3.4.2 长6储层成岩相类型及其分布特征 |
| 3.4.3 储层不同成岩相测井识别 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 储层微观孔隙结构特征 |
| 4.1 孔喉发育特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 孔隙组合类型 |
| 4.1.3 喉道类型 |
| 4.1.4 图像孔隙特征 |
| 4.2 常规压汞技术表征孔喉结构 |
| 4.2.1 毛管压力曲线特征 |
| 4.2.2 孔喉参数特征 |
| 4.2.3 差异性分析 |
| 4.3 恒速压汞技术表征孔喉结构 |
| 4.3.1 实验原理及步骤 |
| 4.3.2 恒速压汞曲线特征 |
| 4.3.3 孔隙结构量化表征 |
| 4.3.4 压汞特征参数与物性关系 |
| 4.4 常规压汞与恒速压汞综合对比研究 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 储层微观渗流特征 |
| 5.1 可动流体饱和度研究 |
| 5.1.1 核磁实验原理及步骤 |
| 5.1.2 核磁实验结果及分析 |
| 5.1.3 T2谱曲线特征研究 |
| 5.1.4 可动流体影响因素分析 |
| 5.2 油水相渗实验研究 |
| 5.2.1 实验测试结果分析 |
| 5.2.2 相渗曲线特征研究 |
| 5.2.3 油水相渗特征影响因素分析 |
| 5.3 水驱油实验研究 |
| 5.3.1 水驱油实验测试 |
| 5.3.2 镜下渗流特征研究 |
| 5.3.3 驱油效率影响因素分析 |
| 5.3.4 注入水波及与驱油效率耦合规律研究 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 储层综合分类评价 |
| 6.1 储层评价参数优选 |
| 6.1.1 基本特征参数 |
| 6.1.2 孔喉结构参数 |
| 6.1.3 渗流特征参数 |
| 6.1.4 储层分类评价参数标准 |
| 6.2 储层评价方法构建 |
| 6.2.1 储层评价方法 |
| 6.2.2 储层评价结果 |
| 6.2.3 不同储层类型微观特征与生产动态响应 |
| 6.3 小结 |
| 结论与认识 |
| 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 |
（6）缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究（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 塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征及开发特征 |
| 1.2.1 储层特征 |
| 1.2.2 开发特征 |
| 1.2.3 主要开发矛盾 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线研究进展 |
| 1.3.2 缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡方程研究进展 |
| 1.3.3 缝洞型碳酸盐岩油藏物理模拟研究进展 |
| 1.4 研究内容及研究思路 |
| 1.5 完成工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 第2章 缝洞型碳酸盐岩油藏能量指示曲线研究 |
| 2.1 缝洞模型的建立 |
| 2.1.1 单裂缝型 |
| 2.1.2 双裂缝型 |
| 2.1.3 缝-洞组合型 |
| 2.1.4 双溶洞型 |
| 2.1.5 单溶洞型 |
| 2.1.6 小结 |
| 2.2 理论方程的建立 |
| 2.2.1 缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡方程 |
| 2.2.2 典型缝洞结构理论方程建立 |
| 2.3 能量指示曲线参数敏感性分析 |
| 2.3.1 曲线影响因素分析 |
| 2.3.2 敏感性分析 |
| 2.4 曲线指示意义运用 |
| 2.4.1 近井钻遇溶洞型能量指示曲线应用实例 |
| 2.4.2 井钻遇裂缝型储集体能量指示曲线应用实例 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 缝洞型碳酸盐岩油藏注水指示曲线研究 |
| 3.1 缝洞模型的建立 |
| 3.1.1 井洞缝洞串联型缝洞模型 |
| 3.1.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型 |
| 3.1.3 井缝洞并联型缝洞模型 |
| 3.2 理论方程的建立 |
| 3.2.1 井洞缝洞串联型缝洞模型的注水指示曲线推导 |
| 3.2.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型注水指示曲线推导 |
| 3.2.3 井缝洞并联型缝洞模型注水指示曲线推导 |
| 3.3 影响因素及敏感性分析 |
| 3.3.1 井洞缝洞型串联模型分析 |
| 3.3.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型分析 |
| 3.3.3 井缝洞并联型缝洞模型分析 |
| 3.4 曲线指示意义运用 |
| 3.4.1 缝洞组合型储集体注水指示曲线应用实例 |
| 3.4.2 双溶洞型储集体注水指示曲线应用实例 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 缝洞型碳酸盐岩油藏高压物模实验研究 |
| 4.1 室内物模相似准则建立 |
| 4.1.1 量纲分析法推导相似准则群 |
| 4.1.2 方程分析法 |
| 4.1.3 主要相似准则选取及物理模拟参数计算 |
| 4.2 单溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.2.1 实验模型建立 |
| 4.2.2 实验方法 |
| 4.2.3 实验结果与分析 |
| 4.3 双溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.3.1 实验模型建立 |
| 4.3.2 实验方法 |
| 4.3.3 实验结果与分析 |
| 4.4 底水型双溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.4.1 实验模型建立 |
| 4.4.2 实验方法 |
| 4.4.3 实验结果与分析 |
| 4.5 单溶洞注水驱油高压物理模拟实验 |
| 4.5.1 实验模型建立 |
| 4.5.2 实验方法 |
| 4.5.3 实验结果与分析 |
| 4.6 双溶洞注水驱油高压物理模拟实验 |
| 4.6.1 实验模型建立 |
| 4.6.2 实验方法 |
| 4.6.3 实验结果与分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 指示意义解释模型测试 |
| 5.1 能量指示曲线指示意义解释模型测试 |
| 5.1.1 能量指示曲线物模模型校正 |
| 5.1.2 基于能量指示曲线的动态储量变化机理分析 |
| 5.2 注水指示曲线指示意义解释模型测试 |
| 5.2.1 注水指示曲线物模模型校正 |
| 5.2.2 基于注水指示曲线的动态储量变化机理分析 |
| 5.3 动态曲线综合指示意义分析 |
| 5.3.1 适用条件分析 |
| 5.3.2 油藏开发阶段适应性分析 |
| 5.3.3 动态储量估算对比分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 基于指示意义的开发对策研究 |
| 6.1 无底水单溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.1.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.1.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.1.3 无底水单溶洞型油藏开发对策 |
| 6.2 有底水单溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.2.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.2.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.2.3 有底水单溶洞型油藏开发对策 |
| 6.3 无底水多溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.3.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.3.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.3.3 无底水多溶洞型油藏开发对策 |
| 6.4 有底水多溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.4.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.4.2 有底水多溶洞型油藏开发对策 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（7）基于生产潜力的致密油藏井网优化设计方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 致密油藏渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 井位优化研究现状 |
| 1.2.3 井网形式优选和井网参数优化设计研究现状 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 1.5 取得的主要成果 |
| 2 致密油藏储层特征及生产潜力评价 |
| 2.1 致密油藏储层特征 |
| 2.1.1 致密油的含义 |
| 2.1.2 成藏特征 |
| 2.1.3 岩性特征 |
| 2.1.4 物性特征 |
| 2.1.5 储集空间与孔喉结构特征 |
| 2.2 传统油藏生产潜力计算方法 |
| 2.3 改进的生产潜力计算方法 |
| 2.4 生产潜力对比 |
| 2.5 小结 |
| 3 致密油藏井网优化理论研究 |
| 3.1 水平井在致密油藏中的适应性分析 |
| 3.1.1 常规直井井网开采不足之处 |
| 3.1.2 水平井井网开采优势 |
| 3.2 水平井井网优化模型研究 |
| 3.2.1 优化模型 |
| 3.2.2 约束优化方法 |
| 3.3 水平井井网优化算法研究 |
| 3.3.1 梯度法 |
| 3.3.2 随机扰动近似算法 |
| 3.3.3 粒子群算法 |
| 3.4 约束优化步骤 |
| 3.5 小结 |
| 4 致密油藏井网形式优化设计研究 |
| 4.1 油藏模型的建立 |
| 4.1.1 地应力对天然裂缝的影响 |
| 4.1.2 水平段延伸方向优化设计研究 |
| 4.1.3 建立模型 |
| 4.2 天然裂缝展布方向与井网方位的关系研究 |
| 4.2.1 模拟结果分析 |
| 4.2.2 优势井网筛选 |
| 4.3 小结 |
| 5 致密油藏井网参数优化设计研究 |
| 5.1 水平井水平段长度优化设计研究 |
| 5.1.1 水平井长度理论分析 |
| 5.1.2 水平井长度数值模拟研究 |
| 5.2 水平井垂向位置优化设计研究 |
| 5.2.1 影响水平井垂向位置的地质因素 |
| 5.2.2 水平井垂向位置数值模拟研究 |
| 5.3 注采井排距的优化设计研究 |
| 5.4 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（8）各向异性致密气储层压裂水平井产能预测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1.前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.4 完成工作量及主要成果 |
| 2.应力敏感及启动压力梯度研究 |
| 2.1 应力敏感实验 |
| 2.2 启动压力梯度实验 |
| 2.3 本章小结 |
| 3.各向异性致密气储层压裂水平井模型 |
| 3.1 各向异性储层产能评价模型 |
| 3.2 考虑储层应力敏感的产能模型 |
| 3.3 同时考虑储层应力敏感和启动压力梯度的产能模型 |
| 3.4 模型求解 |
| 3.5 模型验证 |
| 3.6 本章小结 |
| 4.各向异性致密气储层产能评价软件设计 |
| 4.1 设计思路 |
| 4.2 软件测试 |
| 5.产能评价模型影响因素分析 |
| 5.1 生产压差的影响 |
| 5.2 储层渗透率的影响 |
| 5.3 裂缝半长的影响 |
| 5.4 裂缝条数的影响 |
| 5.5 水平井长度的影响 |
| 5.6 水平井与主渗透率方向夹角的影响 |
| 5.7 应力敏感的影响 |
| 5.8 启动压力梯度的影响 |
| 5.9 本章小结 |
| 6.结论 |
| 致谢 |
| 符号说明 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）缝洞型碳酸盐岩油藏动态描述技术与应用 ——以哈拉哈塘油田为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 缝洞型碳酸盐岩油藏国内外研究现状 |
| 1.2.1 碳酸盐岩储集体类型 |
| 1.2.2 碳酸盐岩油藏试井分析 |
| 1.2.3 碳酸盐岩油藏综合动态描述 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 2 缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征 |
| 2.1 储集空间类型 |
| 2.1.1 宏观储集空间类型 |
| 2.1.2 微观储集空间类型 |
| 2.2 储层类型 |
| 2.2.1 洞穴型 |
| 2.2.2 裂缝型 |
| 2.2.3 裂缝孔洞型 |
| 2.3 缝洞配置模式 |
| 2.3.1 基本模式 |
| 2.3.2 组合模式 |
| 2.4 小结 |
| 3 缝洞型碳酸盐岩油藏解析模型 |
| 3.1 试井解析模型 |
| 3.1.1 洞穴型模型 |
| 3.1.2 裂缝型模型 |
| 3.1.3 裂缝孔洞型模型 |
| 3.2 产量不稳定 |
| 3.2.1 洞穴型模型 |
| 3.2.2 裂缝型模型 |
| 3.2.3 裂缝孔洞型模型 |
| 3.3 典型曲线流量段划分 |
| 3.3.1 洞穴型模型 |
| 3.3.2 裂缝型模型 |
| 3.3.3 裂缝孔洞型模型 |
| 3.4 敏感性分析 |
| 3.4.1 表皮系数和井筒存储系数 |
| 3.4.2 裂缝弹性储容比和窜流系数 |
| 3.5 小结 |
| 4 缝洞型碳酸盐岩油藏数值模型 |
| 4.1 缝洞型碳酸盐岩储集体模型 |
| 4.1.1 网格 |
| 4.1.2 数值模型参数设置 |
| 4.1.3 数值模型 |
| 4.2 压力不稳定数值模型 |
| 4.3 产量不稳定数值模型 |
| 4.4 储层综合评价 |
| 4.4.1 解释结果多解性 |
| 4.4.2 分析模型复杂性 |
| 4.5 小结 |
| 5 哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏动态描述方法应用 |
| 5.1 哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏地质特征 |
| 5.1.1 储层物性特征 |
| 5.1.2 油藏特征 |
| 5.2 哈拉哈塘油田碳酸盐岩综合动态描述技术应用 |
| 5.2.1 储集体类型判别 |
| 5.2.2 储层物性分析 |
| 5.2.3 井间连通性的确定 |
| 5.3 哈拉哈塘油田碳酸盐岩实际模型的修正 |
| 5.3.1 单井井组实际模型 |
| 5.3.2 多井井组实际模型 |
| 5.4 小结 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（10）致密油藏双水平井参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 裂缝数量、间距和长度优化研究 |
| 1.2.2 布缝方式与水平段长度优化研究 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 主要研究成果 |
| 第2章 致密油储层特征及评价指标 |
| 2.1 致密油储层特征 |
| 2.1.1 与烃源岩共生 |
| 2.1.2 储层物性差 |
| 2.1.3 低资源丰度 |
| 2.1.4 泥质含量高 |
| 2.1.5 原油性质好 |
| 2.1.6 微裂缝发育 |
| 2.1.7 高毛细管力 |
| 2.1.8 存在启动压力梯度 |
| 2.1.9 高束缚水及残余油饱和度 |
| 2.1.10 压裂初期产量较高 |
| 2.2 致密储层评价标准及分类 |
| 2.2.1 致密油储层评价指标 |
| 2.2.2 致密油储层分类 |
| 2.3 致密油储层渗流特征 |
| 2.3.1 储层压裂改造模型渗流机理 |
| 2.3.2 基质内渗流机理 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 长庆W油藏水平井开发可行性 |
| 3.1 油藏地质特征及水平井目的层筛选 |
| 3.1.1 W油藏M段描述 |
| 3.1.2 水平井目的层筛选 |
| 3.2 水平井产能 |
| 3.2.1 普通水平井 |
| 3.2.2 压裂水平井 |
| 3.3 水平井开采可行性分析 |
| 3.3.1 泄油面积 |
| 3.3.2 储集层厚度 |
| 3.3.3 流体粘度 |
| 3.3.4 渗透率各向同性 |
| 3.3.5 渗透率各向异性 |
| 3.3.6 地层损害 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井产能影响因素和优化设计 |
| 4.1 致密油藏数值模拟模型建立 |
| 4.2 影响水平井的产能影响因素分析 |
| 4.2.1 裂缝条数对水平井产能的影响 |
| 4.2.2 裂缝长度对水平井产能的影响 |
| 4.2.3 水平井筒长度对水平井产能的影响 |
| 4.2.4 水平井筒间距对水平井产能的影响 |
| 4.2.5 裂缝导流能力对水平井产产量的影响 |
| 4.2.6 布缝方式对水平井产能的影响 |
| 4.2.7 基质渗透率和基质孔隙度对水平井产能的影响 |
| 4.2.8 启动压力梯度对水平井产量的影响 |
| 4.3 多因素正交分析及参数优化设计 |
| 4.3.1 正交试验设计方法概念和意义 |
| 4.3.2 双水平井产能影响因素分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
四、考虑油藏储层参数变化的数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例[D]. 王亮. 西北大学, 2021(12)
- [2]姬塬油田D区块长9油藏储层特征及开发技术政策研究[D]. 齐琳琳. 西安石油大学, 2020(07)
- [3]基于稠油油藏多孔介质水平井数值模拟研究[D]. 杨印章. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]松辽盆地北部致密砂岩储层渗流机理及能量补充方式研究[D]. 李斌会. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]鄂尔多斯盆地王盘山区延长组储层微观孔隙结构及渗流特征表征[D]. 韩进. 西北大学, 2020(01)
- [6]缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究[D]. 程洪. 成都理工大学, 2020(04)
- [7]基于生产潜力的致密油藏井网优化设计方法研究[D]. 王宏. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [8]各向异性致密气储层压裂水平井产能预测研究[D]. 王曦麟. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [9]缝洞型碳酸盐岩油藏动态描述技术与应用 ——以哈拉哈塘油田为例[D]. 李婉真. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [10]致密油藏双水平井参数优化研究[D]. 宋建. 中国地质大学(北京), 2019(03)