党乐征[1]（2020）在《边底水油藏稳产技术对策研究 ——以鄂尔多斯盆地L257井区为例》文中研究指明L257井区隶属于鄂尔多斯盆地,是典型的边底水油藏,2012年投入生产后历经几年开发,虽然总体开发情况稳定,但仍具有含水量上升快、油藏产量下降快、注水后效果不明显、见效即易见水、压力快速下降等问题。本论文针对油藏中存在的问题,对油藏的地质特征和开发现状进行了研究,分析了油藏开发动态和含水上升规律;分析了井区的见水来源,确定研究区见水原因主要为边底水的锥进和内推以及工程因素的影响,评价了井区的水驱开发效果及注入水利用率,得到油藏的的水驱开发效果较差;通过矿场统计法、数值模拟法等多种方法对L257井区进行油藏工程论证,包括合理采油速度、合理注采比、合理流压、合理压力保持水平、底水发育区合理产量。根据油藏数值模拟技术,研究油藏剩余油的分布情况,最终形成了一套油藏稳产对策研究方案,内容包括:调整菱形反九点井网为排状注水,低产井与高含水井的治理,研究结果预计增油10.5万吨。通过对边底水油藏L257井区的研究,为该油藏的开发策略的调整提供了理论的支持,并为后续同类油藏的稳产对策研究奠定了理论基础。
白玉[2]（2020）在《火驱效果主控因素分析及调控对策研究》文中提出火驱能耗低、效率高,可以适应比蒸汽驱、蒸汽吞吐更加复杂的油藏。但其本身就具有极大的复杂性,火驱筛选、设计和实施难度大,技术要求高,且工作过程中难以控制,导致其失败率很高。因此需要分析火驱驱油机理和生产特征,研究影响火驱效果的主控因素,在此基础上制定相应的调控对策,从而提高火驱成功率。本文使用CMG数值模拟软件分析了火驱的驱油机理和区带特征,将火驱开发划分为6个生产阶段,总结了每个生产阶段的生产特征（产液、产气和产油的变化）;分析了地质因素对火驱效果的影响,得到了不同因素对火驱采出程度、空气油比、推进速度和采油速度的影响;使用灰色关联分析法对火驱影响因素进行了重要性排序,得到了影响火驱效果的主控因素及密切等级,然后使用火驱经济界限指标,筛选了不同油价下火驱影响因素的经济界限,得到了火驱主控因素筛选图版;分析了开发因素对火驱效果的影响,对比了火驱线性井网和面积井网各自的优缺点;分析了火驱井距排距、注气速率和排注比等参数,给出了不同地质情况下,如何选取井网类型、井距排距、注气速率、排注比等;在此基础上,总结了火驱动态诊断图版及相应的调控对策及流程图版,分别从燃烧状态、平面波及和纵向波及三个方面对火驱效果进行调控,根据火驱生产特征,可以判断出火驱面临的问题,基于开发遇到的问题制定相应的调控对策及流程。将研究成果应用于现场实例,取得了良好的火驱效果,验证了该研究成果的有效性。本文分析了影响火驱效果的主控因素和调控对策,为火驱油藏开发提供了一定的借鉴意义。
程洪[3]（2020）在《缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究》文中研究指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。
汪洋[4]（2019）在《低渗油藏注水诱发微裂缝的诊断与反演方法》文中研究说明低渗油藏注水开发过程中,注水井和采油井的压力变化方式差异大,注水井虽未压裂或只进行了小型压裂,但注水量大;采油井即便进行了大规模压裂,但产液量仍然很低。鄂尔多斯盆地低渗油田的测试资料表明,注水井试井解释的渗透率远高于油井渗透率,也高于岩心分析渗透率,此外油井见水具有单方向性,这些现象与注水诱发微细裂缝形成水淹通道密切相关。本论文基于鄂尔多斯盆地注水开发矿场实际,分析了注水诱发裂缝的动态特征,建立关井测压阶段考虑裂缝闭合影响的注水井压力分析模型,提出注水诱发裂缝的监测、诊断和反演综合分析方法。取得的主要成果如下:（1）揭示了低渗油藏低于破裂压力条件下注水诱发裂缝机理。低渗油藏的开发实际表明,多数注水井在低于破裂压力条件下注水仍普遍存在诱发裂缝。说明注水诱发裂缝并不是破裂岩层产生的新缝,而是激活、诱发了原先呈闭合状态的天然微裂缝,使其延伸,相互沟通,最终形成裂缝通道。（2）建立了关井测压过程中考虑裂缝属性参数变化的单条诱发裂缝、裂缝条带模型及反演解释方法。不同人工压裂裂缝,由于注水诱发裂缝内无支撑剂,当关井测压缝内压力低于裂缝闭合压力时,裂缝的闭合会将原先存储于裂缝中的水挤入地层,形成一种类似于井筒储集的现象,称之为“裂缝储集效应”,因此矿场上多口注水井解释的储集系数呈现数量级的增大。若注水井井筒与诱发裂缝间无压力损失,可将裂缝等效为扩大的井筒,井底压力表现为长储集段和解释的储集系数大的特征;若存在压力损失,井底压力则表现出两条斜率为1的压力导数线,即注水井特有的“双储集效应”:井筒储集和裂缝储集。关井测压过程中裂缝长度的减小会引起注水井“变裂缝储集效应”;裂缝导流系数的降低会使压力导数后期上翘,说明注水井压力导数后期上翘并不一定是由于边界的影响。（3）建立了关井测压过程中考虑裂缝多次闭合的多条诱发裂缝模型及反演解释方法。由于不同裂缝面上的应力状态不同,当关井测压过程中,裂缝不会同时闭合,而会呈现多段依次闭合的现象,井底压力表现为多条斜率为1的压力导数线。（4）提出了注水诱发裂缝的监测、诊断与反演综合分析方法,分为实时动态监测、储层测试和动态分析三个模块。能及时、有效地判断裂缝开启情况、获得裂缝开启压力、得到纵向和横向的水驱效果、分析注采井间连通性以及反演地层和裂缝动态参数。为注水诱发裂缝的及时调控提供科学依据。
乌米德[5]（2019）在《延长AB低渗透油藏水驱规律及开发调整策略研究》文中研究说明低渗透油藏由于储层渗透率低,具有孔隙结构复杂,物性差,岩性变化大等特点,且储油层非均质性严重。因此,对低渗透油藏的水驱规律进行研究,研究其合理的挖潜策略具有重要意义。本文主要针对低渗透油藏的地质和开发特点,以延长AB油藏为实例,综合运用油藏工程分析和油藏数值模拟方法,对油藏开发特征和注采状况进行分析,对油田控水稳油措施进行效果评价,得到了区块剩余油分布规律,并最终运用水动力学方法制定了合理的调整方案。研究取得的主要成果和认识如下:（1）延长AB油藏属于低渗透岩性构造油藏,经过了十多年的稳产阶段,目前剩余油分布高度分散,油藏开发处于逐步进入稳定递减阶段的转折点,北部注采对应关系明显差于南部,而在油藏西北角和东南角井网对应不太完善。目前油藏产液吸水剖面小层间差异较大,层间矛盾突出。（2）结合前期数值模拟结果,定量研究剩余油类型、剩余储量分布规律以及油藏水淹特征,并进行了剩余油挖潜对策分析。（3）确定了油水井水动力学调整的合理注采技术策略,并进行了油藏水动力学调整方案初步设计,可以在目前注采井网、开发条件下,提高油藏水驱采收率,取得一定的效益。
柳波[6]（2019）在《DES区块致密油藏压裂及CO2吞吐参数优化研究》文中指出致密油是非常规油气开发的一大热点。致密油藏具有储层物性差、分布面积广、油藏丰富度低等特点,我国目前的开发技术还无法进行大规模工业开采。本文主要研究二氧化碳应用于致密油藏开发的可行性,一方面,二氧化碳是温室气体,通过二氧化碳压裂和二氧化碳吞吐可以将二氧化碳埋存地下,起到保护环境的作用;另一方面,二氧化碳可以与地层原油发生反应,相比常规水力压裂有着更好的发展前景与经济效益。因此,致密油藏注二氧化碳开发同时具有社会效益、环境效益和经济效益。本文以DES区块为例,主要开展了以下研究工作:（1）统计相关动静态地质油藏资料,分析油藏地质特征及开发特征,确定目前开发过程中可能遇到的问题。（2）通过利用Eclipse油藏数值模拟软件E300模块建立的油藏数值模拟组分模型,采用单因素分析法和多因素分析法对直井及水平井进行二氧化碳压裂时的敏感性参数进行了优化分析,确定各影响因素的最优值及其主控因素。研究认为:1)生产井产量随着压裂主裂缝半长、次裂缝半长、导流能力的增大而增大,且增长趋势逐渐降低。2)生产井产量随着压裂次裂缝间距的增大而减小,且减小趋势逐渐增大。3)通过多因素分析法（正交试验-极差分析法、正交试验-方差分析法、信息量分析法、灰色关联度法）确定了影响压裂效果的主控因素:主裂缝半长>导流能力>次裂缝半长>次裂缝间距。（3）利用单因素分析法和多因素分析法对各生产参数进行优化分析,确定了二氧化碳吞吐过程中各生产参数的最优值及其主控因素。研究发现:1)注气量、注气速度、焖井时间与增油量和换油率的关系曲线均存在拐点,即存在最优值。2)吞吐周期因井而异,一般不超过4个周期。3)通过多因素分析法（正交试验-极差分析法、正交试验-方差分析法、信息量分析法、灰色关联度法）确定了影响吞吐效果的主控因素:注气量>注气速度>焖井时间,其中注气量的影响程度远大于其余两项,焖井时间的影响非常小。（4）利用经济评价方法对研究区块进行经济评价研究,确定了区块净现值、净现值比率、内部收益率及动态投资回收期。
任彭煜圣[7]（2019）在《B气藏碳酸盐岩储层动态识别及产能分析》文中认为碳酸盐岩气藏储层中,通常发育着不同规模的孔、缝、洞,使得气井所控制的储层类型有显着的差异,从而影响生产动态和最终产能,继而为气田的后续开发带来困难。本文根据目标气藏的地质特征和生产数据,在统计分析25口井试井曲线的基础上,结合压力历史曲线、米采气指数曲线等动态资料对该区块的碳酸盐岩储层进行了识别和分类,同时探讨了不同类型储层的产能评价方法。本文分析了目标气藏的试井双对数压力曲线特征,B气藏参数利用视均质、双重介质和径向复合三种试井模型解释;将试井方法与矿场实际相结合,确定了与试井模型相对应的储层类型为溶蚀孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型;结合压力恢复曲线、米采气指数曲线,绘制了各储层类型的综合识别参考图版;为解决低渗碳酸盐岩储层的产能试井测试时间过长的问题,在矿场采用“不关井等时”试井的产能测试方法,并对流压进行校正,有效地缩短了低渗储层的产能测试时间,较为准确地计算出产能;将生产达到稳定时的储层视为均质地层,并根据等值渗流阻力理论和“水电相似原理”方法,解决了裂缝型储层、裂缝-孔洞型储层的产能评价问题。经矿场实例的应用与分析,验证了动态资料识别储层类型的准确性与适应性,解决了静态测试资料对储层认识不足的问题,改进了碳酸盐岩储层识别与分类的方法;对采用动态综合识别方法划分后的三种储层进行特征分析,明确了产能评价的方法。
姜帅[8]（2019）在《基于井下信息监测的海上电泵井工况诊断技术研究》文中研究说明潜油电泵采油是一种重要的机械采油方式,被广泛应用于海上油气田。潜油电泵井下机组工况特征的诊断是海上电泵井生产管理过程中需要解决的重要问题,然而目前电潜泵诊断技术主要是基于传统的电流卡片分析法、井筒憋压曲线诊断方法等,这些方法诊断参数单一,具有局限性和片面性,缺乏对井下监测信息参数的充分利用,造成了数据上的浪费。本文从采油工程理论出发分析了海上电泵井的生产系统,利用井下监测到的信息参数,建立了三种潜油电泵工况诊断模型。第一,通过井下监测的排量、扬程等电潜泵生产参数,建立了潜油电泵宏观控制图诊断模型,绘制了具有五种工况区域的宏观控制图版,对工况区域特征进行了分析并对10口海上电泵井的生产工况进行宏观诊断。第二,基于井下监测的电流数据建立了电流卡片诊断分析模型,对100组电流数据进行标准化处理并对电流曲线特征参数进行分析,建立了包含10组典型特征电流卡片的样本库,编制了电流卡片诊断分析软件模块,通过8组实际工况的电流卡片对模块进行了验证。第三,基于电泵井流体的流动参数诊断潜油电泵外表面的冲蚀程度,建立了潜油电机外表面环空流体域三维模型并采用Fluent软件进行数值模拟研究潜油电泵外表面流动特征,建立冲蚀诊断模型诊断电泵井潜油电机外表面的冲蚀情况。基于电潜泵的系统分析以及三种潜油电泵工况诊断模型,本文编制了海上电泵诊断软件,包含四个功能模块,综合分析电泵井的井下工况特征,延长检泵周期。
李蒙蒙[9]（2019）在《致密油藏体积压裂井油水两相渗流试井分析方法研究》文中认为体积压裂水平井技术是提高致密油藏采收率较为有效的技术手段。体积压裂通过在水平井筒周围形成复杂的裂缝网络,减小储层与水平井筒之间的渗流阻力,从而有效改善致密油藏的开发效果。对于中高含水期的油藏以及注水开发的油藏,油藏中的流体大部分处于油水两相流动状态。如果采用单相流的试井理论对试井数据进行解释,解释结果会与实际储层和流体的物性参数存在偏差。因此,本文基于油水两相渗流理论与数学物理方法,形成了体积压裂水平井油水两相渗流的试井分析方法。首先考虑流体饱和度梯度的变化和渗吸作用,建立了裂缝性油藏注水井油水两相渗流试井数学模型。结合渗吸经验公式与一维B-L水驱油理论,建立了饱和度求解数学模型。采用Laplace变换与反演方法进行解析求解,得到了注水过程中任意时刻的饱和度分布。然后与压力求解方程进行耦合,采用Laplace空间径向网格有限差分方法求解得到无因次井底压力,绘制了典型曲线图版,并分析了注水井油水两相渗流试井曲线特征。在注水井直井油水两相渗流试井分析的基础上,建立了常规压裂水平井油水两相渗流试井数学模型。模型中考虑了油藏系统与裂缝系统中含水率的变化以及裂缝的有限导流能力,将人工裂缝进行离散化,采用半解析方法进行求解,分析了常规压裂水平井油水两相渗流试井曲线特征。以此为基础,建立了两种体积压裂水平井油水两相渗流试井数学模型,将人工裂缝分为主裂缝和二级裂缝,考虑裂缝的有限导流能力以及油藏系统与裂缝系统中含水率的变化,将裂缝进行离散化,采用半解析方法对模型进行求解,分析了两种不同裂缝网络条件下体积压裂水平井油水两相渗流的试井曲线特征。研究结果表明,油水两相渗流试井曲线与单相流试井曲线形状相似,但是随流体总流度的增大,曲线整体向左下方偏移。体积压裂水平井油水两相渗流的试井曲线比常规压裂水平井多了一个二级裂缝流体向主裂缝流动阶段和主裂缝与二级裂缝之间的干扰流动阶段。体积压裂水平井油藏含水率的变化主要影响地层拟径向流动阶段和地层线性流动阶段,对裂缝系统流动阶段影响较小。裂缝系统的含水率主要对裂缝线性流动阶段及二级裂缝流体向主裂缝流动阶段产生影响。随着含水率的增大,压力与压力导数曲线向左下方移动。本研究对于致密油藏体积压裂水平井的开发与动态监测,具有一定的指导意义。
高振东[10]（2018）在《延长组低渗透油藏非线性渗流机理与CO2微泡沫驱油研究》文中研究表明延长油田是我国石油工业的发源地,1907年投产中国陆上第一 口油井,其主力开发层延长组油藏表现出典型的“低渗、低压、低产”特征,天然裂缝较发育,储层非均质性强,孔隙喉道狭窄,渗流机理复杂,且延长东西部油藏埋深和压裂缝特征差异大,目前对延长组中孔细喉储层的渗流规律尚无系统深入的研究。另一方面,延长油田长期利用天然能量开发,近年来才开始实施注水。延长组低渗透油藏注水见效缓慢,裂缝发育区油井水窜和水淹严重,水驱效果不理想,且陕北地区水资源非常短缺,严重制约着延长组低渗透油藏经济有效开发,需要建立适合延长组低渗透油藏提高采收率的新途径。本论文采用物理模拟和数学模拟相结合、微观和宏观研究相结合、理论与实践相结合的研究方法,开展低渗透储层裂缝特征综合研究、考虑压力拱效应的延长中浅层油藏应力敏感评价、非线性渗流特征实验、裂缝性低渗透油藏双重介质非线性渗流模拟以及CO2微泡沫驱油研究。本论文取得以下主要研究成果和认识:（1）从渗流通道不同尺度出发,由点到面逐级深入,采用铸体薄片分析、压汞分析、恒速压汞、CT扫描、古地磁定位、微地震监测以及水驱前缘监测等多种研究手段,综合开展了延长组低渗透储层裂缝特征研究,提供了一套针对延长组低渗透油藏裂缝特征的研究手段。（2）引入岩石力学中的压力拱效应,建立了延长组东西部油藏不同埋深压力拱比的计算方法,评价了压力拱比效应对储层应力敏感的影响。当储层半宽与储层埋深的比值大于0.1时,压力拱比效应不容忽视。（3）针对延长组低渗透油藏中孔细喉的孔隙结构特征,开展了非达西渗流实验、微观驱替实验、启动压力梯度实验、油水渗流驱替实验,并对延长东部浅层压裂水平缝和西部压裂垂直缝的储层应力敏感性进行实验评价,揭示了延长组低渗透油藏非线性渗流规律。（4）基于延长低渗透油藏非线性渗流物理模型,建立了基质系统考虑启动压力梯度和裂缝系统考虑应力敏感作用的裂缝性低渗透油藏非线性渗流数学模型,开发了具有自主知识产权的裂缝性低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件,模拟评价了启动压力梯度和应力敏感作用对裂缝性低渗透油藏开发动态的影响,完善了裂缝性低渗透油藏非线性渗流理论。（5）从35组配方体系中筛选出适合延长组低渗透油藏CO2微泡沫体系的最佳配方,开发了一套CO2微泡沫动态驱油微观刻蚀模拟系统,实现了微泡沫驱油可视化过程。并开展了 CO2微泡沫注入性和驱油实验研究,优化出最佳的注入微泡沫速度和注入方式。在延长组低渗透油藏某区块现场应用效果良好。
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。
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。
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。
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏的研究现状 |
| 1.2.2 剩余油的研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 鄂尔多斯盆地L257区块的地质特征 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 沉积特征 |
| 2.2.1 单井相分析 |
| 2.2.2 连井相分析 |
| 2.2.3 沉积微相的平面分布规律 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 储层岩性 |
| 2.3.2 储层物性 |
| 2.3.3 储层非均质性 |
| 2.3.4 储层敏感性 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 油藏展布特征 |
| 2.4.2 油藏类型 |
| 2.4.3 流体性质 |
| 2.4.4 储层渗流特征 |
| 2.5 储量估计 |
| 2.6 三维地质建模 |
| 2.6.1 思路和流程 |
| 2.6.2 数据准备 |
| 2.6.3 构造模型 |
| 2.6.4 属性建模 |
| 2.6.5 模型检验 |
| 2.6.6 模型粗化 |
| 第三章 边底水油藏开发特征 |
| 3.1 油藏开发历程与开发现状 |
| 3.1.1 开发历程 |
| 3.1.2 开发现状 |
| 3.2 油井含水变化规律 |
| 3.2.1 含水现状 |
| 3.2.2 含水上升规律 |
| 3.3 油井见水分析 |
| 3.3.1 见水水源判断标准 |
| 3.3.2 见水分析结果 |
| 3.4 油井见水分析原因 |
| 3.4.1 构造影响 |
| 3.4.2 底水影响 |
| 3.4.3 边水影响 |
| 3.4.4 采液强度影响 |
| 3.4.5 套破对油井含水上升的影响 |
| 3.4.6 固井质量对油井含水上升的影响 |
| 3.4.7 压裂规模对油井含水上升的影响 |
| 3.5 开发效果评价 |
| 3.5.1 水驱储量控制程度 |
| 3.5.2 水驱储量动用程度 |
| 3.5.3 水驱采收率 |
| 3.6 压力变化规律 |
| 第四章 油藏数值模拟 |
| 4.1 油藏数值模拟模型的建立 |
| 4.1.1 三维油藏模型 |
| 4.1.2 动态数据整理 |
| 4.2 油田开发生产历史拟合 |
| 4.2.1 模型参数调整原则 |
| 4.2.2 油藏储量拟合 |
| 4.2.3 区块整体生产动态指标拟合 |
| 4.2.4 单井生产动态指标拟合 |
| 第五章 油藏工程论证 |
| 5.1 合理的采油速度 |
| 5.1.1 经验公式法 |
| 5.1.2 综合研究法 |
| 5.1.3 矿场统计法 |
| 5.1.4 数值模拟法 |
| 5.2 井网适应性 |
| 5.2.1 目前井网系统 |
| 5.2.2 合理井网形式 |
| 5.2.3 合理的井排方向 |
| 5.2.4 合理的井网密度 |
| 5.2.5 合理井距 |
| 5.3 合理注采比 |
| 5.3.1 注采平衡法 |
| 5.3.2 满足合理的地层压力保持水平法 |
| 5.3.3 矿场统计法 |
| 5.3.4 数值模拟法 |
| 5.4 合理的压力保持水平 |
| 5.4.1 物质平衡法 |
| 5.4.2 数值模拟法 |
| 5.5 合理流压 |
| 5.5.1 满足泵效的合理流压 |
| 5.5.2 饱和压力确定合理流压 |
| 5.5.3 大庆油田经验公式 |
| 5.5.4 矿场统计法 |
| 5.5.5 数值模拟方法 |
| 5.6 底水发育区合理产量与底水锥进时间的计算 |
| 第六章 稳产对策研究 |
| 6.1 剩余油分布研究 |
| 6.1.1 剩余油计算方法 |
| 6.1.2 剩余油饱和度计算步骤 |
| 6.1.3 剩余油潜力分布特征 |
| 6.2 低产井与高含水井治理 |
| 6.3 井网调整 |
| 6.4 合理注采参数调整 |
| 6.5 开发效果预测 |
| 第七章 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 |
| 中文摘要 |
| 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 火驱影响因素研究现状 |
| 1.2.2 火驱数值模拟研究现状 |
| 1.2.3 火驱调控技术研究现状 |
| 1.2.4 目前存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容和创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 创新点 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 火驱生产特征分析 |
| 2.1 火驱驱油机理 |
| 2.2 储层区带特征 |
| 2.3 火驱生产特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 火驱效果地质主控因素分析 |
| 3.1 火驱数值模型 |
| 3.2 地质因素对火驱的影响 |
| 3.2.1 含油饱和度 |
| 3.2.2 孔隙度 |
| 3.2.3 储量系数 |
| 3.2.4 渗透率 |
| 3.2.5 油层厚度 |
| 3.2.6 黏度 |
| 3.2.7 流动系数 |
| 3.2.8 地层倾角 |
| 3.2.9 地层压力 |
| 3.3 火驱开发经济界限指标研究 |
| 3.3.1 火驱开发经济指标 |
| 3.3.2 火驱开发经济界限 |
| 3.4 火驱影响因素筛选标准 |
| 3.4.1 储量系数筛选流程 |
| 3.4.2 经济界限筛选标准 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 火驱效果开发主控因素分析 |
| 4.1 井网类型分析 |
| 4.1.1 线性井网 |
| 4.1.2 面积井网 |
| 4.1.3 两种模式的优缺点 |
| 4.2 注气参数分析 |
| 4.2.1 注气速率 |
| 4.2.2 排注比 |
| 4.3 射孔层位分析 |
| 4.3.1 均质油层 |
| 4.3.2 正韵律油层 |
| 4.3.3 反韵律油层 |
| 4.4 火驱效果影响因素排序 |
| 4.4.1 灰色关联分析法 |
| 4.4.2 影响因素排序 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 火驱调控对策研究 |
| 5.1 燃烧状态调整 |
| 5.1.1 调整空气通量 |
| 5.1.2 湿式燃烧 |
| 5.2 平面波及调整 |
| 5.2.1 吞吐引效 |
| 5.2.2 外围接替 |
| 5.2.3 移风接火 |
| 5.3 纵向波及调整 |
| 5.3.1 高渗通道避射 |
| 5.3.2 水平井捕捉油墙 |
| 5.4 火驱动态诊断及调控流程 |
| 5.4.1 火驱动态诊断 |
| 5.4.2 火驱调控流程 |
| 5.5 火驱调控实例 |
| 5.5.1 区块概况 |
| 5.5.2 开发面临的问题 |
| 5.5.3 火驱调控效果对比 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 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 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注水诱发裂缝现象 |
| 1.2.2 注水诱发裂缝对开发的影响 |
| 1.2.3 注水诱发裂缝数学模型及诊断、反演方法 |
| 1.3 目前存在的主要问题 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 第2章 注水诱发裂缝的动态特征 |
| 2.1 注水诱发裂缝现象 |
| 2.2 注水诱发裂缝机理 |
| 2.2.1 天然裂缝被激活 |
| 2.2.2 人工压裂缝扩展 |
| 2.2.3 地层破裂形成新缝 |
| 2.3 注水诱发裂缝的演化过程 |
| 2.3.1 基质主导的注入段 |
| 2.3.2 裂缝主导的注入段 |
| 2.3.3 裂缝主导的闭合段 |
| 2.3.4 基质主导的闭合段 |
| 2.4 注水诱发裂缝的特征 |
| 2.4.1 裂缝规模 |
| 2.4.2 早期裂缝特征 |
| 2.4.3 裂缝延伸方向 |
| 2.4.4 裂缝动态变化 |
| 2.5 注水诱发裂缝对开发的影响 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 考虑注水诱发裂缝的压力分析模型及反演方法 |
| 3.1 裂缝-变缝长&变导流能力模型 |
| 3.1.1 物理模型 |
| 3.1.2 数学模型 |
| 3.1.3 模型验证 |
| 3.1.4 变裂缝储集效应 |
| 3.1.5 压力导数后期上翘 |
| 3.1.6 参数敏感性分析 |
| 3.2 注水诱发裂缝条带模型 |
| 3.2.1 物理模型 |
| 3.2.2 数学模型 |
| 3.2.3 模型验证 |
| 3.2.4 参数敏感性分析 |
| 3.3 裂缝-多次闭合模型 |
| 3.3.1 物理模型 |
| 3.3.2 数学模型 |
| 3.3.3 参数敏感性分析 |
| 3.3.4 裂缝多次闭合 |
| 3.4 典型案例分析 |
| 3.4.1 案例1-A井 |
| 3.4.2 案例2-B井 |
| 3.4.3 案例3-C井 |
| 3.4.4 案例4-D井 |
| 3.4.5 案例5-E井 |
| 3.4.6 案例6-F井 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 注水诱发裂缝的监测、诊断与反演综合分析方法 |
| 4.1 问题的提出 |
| 4.2 实时动态监测 |
| 4.2.1 Hall曲线及其导数 |
| 4.2.2 表皮因子 |
| 4.2.3 吸水指数 |
| 4.3 储层测试 |
| 4.3.1 注入测试 |
| 4.3.2 注水井吸水剖面 |
| 4.3.3 注水前缘测试 |
| 4.4 动态分析 |
| 4.4.1 注入-采出关系 |
| 4.4.2 井间连通性分析 |
| 4.4.3 试井分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 考虑裂缝导流系数变化的双线性流井底压力解 |
| 附录B 考虑裂缝导流系数变化的三线性流井底压力解 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 攻读博士学位期间发表的学术论文 |
| 学位论文数据集 |
| 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 低渗透油藏注水开发规律研究现状 |
| 1.2.2 剩余油分布研究现状 |
| 1.2.3 水动力学调整策略研究现状 |
| 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 研究技术路线 |
| 1.3.3 论文主要成果和认识 |
| 第2章 延长AB油藏地质概况 |
| 2.1 油藏构造特征 |
| 2.2 油藏沉积特征 |
| 2.3 主要油藏特征 |
| 2.3.1 油藏岩性特征 |
| 2.3.2 油藏流体特征 |
| 2.3.3 油藏温度及压力 |
| 第3章 延长AB油藏生产特点及水驱规律研究 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.1.1 开发历程 |
| 3.1.2 开发现状 |
| 3.1.3 开发过程中存在的问题 |
| 3.2 油藏水驱开发特征动态分析 |
| 3.2.1 油藏开发生产动态 |
| 3.2.2 产油量变化规律 |
| 3.2.3 油藏注水利用情况分析 |
| 3.2.4 油藏水驱特征变化规律 |
| 3.3 油藏注采状况分析 |
| 3.3.1 平面上注采状况 |
| 3.3.2 纵向上的注采状况 |
| 3.3.3 注采动态对应状况 |
| 3.4 油藏控水稳油措施效果评价 |
| 3.4.1 油井产量构成 |
| 3.4.2 油水井主要措施效果 |
| 第4章 延长AB油藏剩余油潜力及挖潜对策分析 |
| 4.1 油藏剩余油分布数值模拟研究 |
| 4.1.1 数值模拟模型的建立 |
| 4.1.2 历史拟合 |
| 4.1.3 剩余油分布规律及类型 |
| 4.2 油藏水淹特征分析 |
| 4.3 油藏剩余油挖潜对策分析 |
| 4.3.1 剩余油挖潜的主要方向 |
| 4.3.2 分类措施适用性分析 |
| 4.3.3 井排措施适用性分析 |
| 4.3.4 综合治理方向分析 |
| 第5章 延长AB油藏水动力学调整合理注采技术策略 |
| 5.1 油藏压力变化分析 |
| 5.1.1 油藏历年地层压力变化趋势 |
| 5.1.2 油藏生产压差变化分析 |
| 5.1.3 动液面变化趋势 |
| 5.2 油藏注采比与地层压力的关系 |
| 5.2.1 油藏平面注采状况 |
| 5.2.2 注采比与地层压力的关系 |
| 5.3 合理注采压力系统分析 |
| 5.3.1 注水井合理注水压力界限 |
| 5.3.2 生产井最低合理流动压力 |
| 5.3.3 合理地层压力和生产压差 |
| 5.3.4 不同含水阶段合理油水井数比 |
| 5.3.5 不同含水阶段合理注入量、产液量 |
| 5.4 注采井组压力系统平衡分析 |
| 5.5 水动力学调整时产生液流改向的井间压差 |
| 第6章 油藏水动力学调整方案设计 |
| 6.1 油藏水动力学调整实施原则 |
| 6.2 水动力学调整方案初步设计 |
| 6.2.1 注采井组水动力学调整实施过程 |
| 6.2.2 方案设计结果 |
| 6.3 水动力学调整效果预测分析 |
| 6.3.1 水动力学调整效果预测方法的建立 |
| 6.3.2 开发动态预测、分析 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 立项依据及研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 二氧化碳压裂技术研究现状 |
| 1.2.2 二氧化碳吞吐技术研究现状 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作 |
| 第2章 油藏数值模拟原理及建模 |
| 2.1 三相渗流数学模型 |
| 2.2 三相渗流数值模型 |
| 2.3 数值模拟模型概况 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 直井压裂裂缝参数优化分析 |
| 3.1 直井单井数值模拟模型 |
| 3.2 直井压裂裂缝参数单因素论证 |
| 3.2.1 主裂缝半长优化 |
| 3.2.2 次裂缝半长优化 |
| 3.2.3 次裂缝间距优化 |
| 3.2.4 裂缝导流能力优化 |
| 3.3 直井压裂裂缝参数多因素分析优化 |
| 3.3.1 正交试验设计原理 |
| 3.3.2 正交试验方案设计 |
| 3.3.3 信息量分析法 |
| 3.3.4 灰色关联度法 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 水平井压裂裂缝参数优化分析 |
| 4.1 水平井单井数值模拟模型建立 |
| 4.2 水平井压裂裂缝参数单因素论证 |
| 4.2.1 裂缝半长优化 |
| 4.2.2 裂缝导流能力优化 |
| 4.2.3 裂缝形态优化 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 二氧化碳吞吐生产参数优化 |
| 5.1 二氧化碳吞吐参数单因素论证 |
| 5.1.1 注气量优化 |
| 5.1.2 注气速度优化 |
| 5.1.3 焖井时间优化 |
| 5.1.4 吞吐周期 |
| 5.2 二氧化碳吞吐参数多因素分析优化 |
| 5.2.1 正交试验分析 |
| 5.2.2 信息量分析法 |
| 5.2.3 灰色关联度法 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 经济评价研究 |
| 6.1 常用经济评价方法 |
| 6.1.1 净现值法 |
| 6.1.2 净现值比率法 |
| 6.1.3 内部收益率 |
| 6.1.4 外部收益率 |
| 6.1.5 动态投资回收期 |
| 6.2 研究区经济评价研究 |
| 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 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 碳酸盐岩储层识别方法 |
| 1.2.2 碳酸盐岩储层常用试井解释模型 |
| 1.2.3 碳酸盐岩储层产能评价 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 B气藏概况 |
| 第3章 B气藏储层类型试井特征 |
| 3.1 解析试井方法结果统计 |
| 3.2 储层试井模型及曲线特征 |
| 3.2.1 视均质储层 |
| 3.2.2 双重介质储层 |
| 3.2.3 径向复合储层 |
| 3.2.4 试井模型对应储层类型 |
| 3.2.5 存在的问题 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 B气藏储层的综合动态识别方法 |
| 4.1 压力历史曲线识别方法 |
| 4.2 米采气指数曲线识别方法 |
| 4.3 B气藏储层类型识别 |
| 4.3.1 G2井应用实例 |
| 4.3.2 T1井应用实例 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 B气藏碳酸盐岩储层产能评价 |
| 5.1 基质低渗碳酸盐岩储层产能评价 |
| 5.1.1 回压产能试井存在的问题 |
| 5.1.2 不关井等时试井方法 |
| 5.1.3 应用实例 |
| 5.2 缝洞型碳酸盐岩产能评价 |
| 5.2.1 双重介质储层的产能评价 |
| 5.2.2 径向复合储层的产能评价 |
| 5.2.3 产能评价参数的敏感性分析 |
| 5.3 单井产能影响因素分析 |
| 5.3.1 等效地层系数 |
| 5.3.2 等效裂缝条数 |
| 5.3.3 等效水侵强度 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 电动潜油离心泵概述 |
| 1.1.1 电潜泵技术研究背景 |
| 1.1.2 国内外研究现状 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 主要研究内容以及研究的技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究的主要内容 |
| 1.3.3 研究的重点难点 |
| 1.3.4 技术路线 |
| 第2章 海上电泵井采油系统分析 |
| 2.1 电泵井产能计算方法 |
| 2.1.1 单相流动计算方法 |
| 2.1.2 气液两相流动计算方法 |
| 2.1.3 多相流动计算方法 |
| 2.2 潜油电泵井压力分布计算模型 |
| 2.2.1 井筒多相流动计算方法 |
| 2.2.2 电潜泵井压力计算方法 |
| 2.3 电潜泵井温度场分布计算方法 |
| 2.3.1 常规油井计算模型 |
| 2.3.2 电潜泵井计算模型 |
| 2.4 电潜泵特性曲线及电流卡片研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 海上电泵井生产宏观评价 |
| 3.1 电泵井排量效率控制图 |
| 3.1.1 排量效率控制图数学模型的建立 |
| 3.1.2 控制图版绘制方法 |
| 3.1.3 工况区域特征分析 |
| 3.1.4 宏观控制图井例分析 |
| 3.2 电泵井能量效率控制图 |
| 3.2.1 能量效率控制图数学模型的建立 |
| 3.2.2 控制图版绘制方法 |
| 3.2.3 工况区域特征分析 |
| 3.2.4 宏观控制图井例分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 电流卡片诊断分析模型 |
| 4.1 不同工况下的电流卡片 |
| 4.2 诊断分析数学模型建立 |
| 4.2.1 电流数据标准化处理 |
| 4.2.2 特征参数斜率值的确定 |
| 4.2.3 电流曲线特征参数分析 |
| 4.3 电流卡片诊断样本库的建立 |
| 4.4 电流卡片诊断模块的实现 |
| 4.4.1 模块结构设计 |
| 4.4.2 诊断模块的主要功能 |
| 4.4.3 电泵井井例工况诊断结果验证 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 潜油电机外表面冲蚀诊断 |
| 5.1 电泵井潜油电机三维模型的建立 |
| 5.2 潜油电机外表面流动Fluent模拟 |
| 5.2.1 创建流体域模型 |
| 5.2.2 流体域网格划分 |
| 5.2.3 创立边界条件及计算 |
| 5.3 电泵井潜油电机外表面冲蚀诊断 |
| 5.3.1 诊断模型的建立 |
| 5.3.2 海上电泵井潜油电机外表面冲蚀情况诊断 |
| 5.3.3 电泵井潜油电机冲蚀的治理 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 海上电泵井工况诊断软件编制 |
| 6.1 软件开发环境 |
| 6.2 软件主要功能 |
| 6.2.1 海上电泵井生产系统分析模块 |
| 6.2.2 海上电泵井生产工况宏观评价 |
| 6.2.3 基于电流卡片的海上电泵井工况诊断 |
| 6.2.4 潜油电泵机外表面冲蚀情况诊断模块 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 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 油水两相渗流试井分析研究现状 |
| 1.2.2 常规压裂水平井试井分析研究现状 |
| 1.2.3 体积压裂水平井试井分析研究现状 |
| 1.2.4 裂缝性油藏渗吸国内外研究现状 |
| 1.3 存在的问题 |
| 1.4 本文研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 本文完成的主要工作 |
| 第2章 油水两相渗流试井分析理论基础 |
| 2.1 Laplace变换方法 |
| 2.2 Stehfest数值反演方法 |
| 2.3 井筒储集和表皮因子考虑方法 |
| 2.3.1 井筒储集效应和井筒储集系数 |
| 2.3.2 表皮效应和表皮系数 |
| 2.3.3 压裂水平井考虑表皮效应和井筒储集效应的压力表达式 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 裂缝性油藏注水井油水两相渗流试井分析 |
| 3.1 双孔单渗油藏油水两相渗流试井分析 |
| 3.1.1 裂缝性油藏油水两相渗流物理模型 |
| 3.1.2 注水井饱和度求解数学模型 |
| 3.1.3 注水井压力求解数学模型 |
| 3.1.4 实例验证分析 |
| 3.1.5 试井曲线特征分析 |
| 3.2 双孔双渗油藏油水两相渗流试井分析 |
| 3.2.1 双孔双渗油藏油水两相渗流物理模型 |
| 3.2.2 注水井饱和度求解数学模型 |
| 3.2.3 注水井压力求解数学模型 |
| 3.2.4 实例验证分析 |
| 3.2.5 试井曲线特征分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 常规压裂水平井油水两相渗流试井分析 |
| 4.1 常规压裂水平井油水两相渗流物理模型 |
| 4.2 常规压裂水平井油水两相渗流数学模型 |
| 4.2.1 油藏模型 |
| 4.2.2 裂缝模型 |
| 4.2.3 模型离散化与耦合求解 |
| 4.3 模型验证分析 |
| 4.4 试井曲线特征分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 体积压裂水平井油水两相渗流试井分析 |
| 5.1 体积压裂水平井油水两相渗流物理模型 |
| 5.2 体积压裂水平井油水两相渗流数学模型 |
| 5.2.1 油藏模型 |
| 5.2.2 裂缝模型 |
| 5.2.3 模型离散化与耦合求解 |
| 5.3 实例验证分析 |
| 5.4 试井曲线特征分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 双重介质体积压裂水平井油水两相渗流试井分析 |
| 6.1 双重介质体积压裂水平井油水两相渗流物理模型 |
| 6.2 双重介质体积压裂水平井油水两相渗流数学模型 |
| 6.2.1 油藏模型 |
| 6.2.2 裂缝模型 |
| 6.2.3 模型离散化与耦合求解 |
| 6.3 模型验证分析 |
| 6.4 试井曲线特征分析 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 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 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 低渗透油藏国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层孔隙特征研究进展 |
| 1.2.2 储层裂缝特征研究进展 |
| 1.2.3 非达西渗流研究现状 |
| 1.2.4 启动压力梯度研究现状 |
| 1.2.5 应力敏感性研究现状 |
| 1.2.6 油田开发过程中压力拱研究现状 |
| 1.2.7 裂缝性油藏渗流理论研究进展 |
| 1.2.8 提高采收率技术研究进展 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第2章 低渗透储层裂缝特征综合研究 |
| 2.1 延长组油层物性特征 |
| 2.2 延长组油层孔喉特征研究 |
| 2.2.1 常规分析方法研究 |
| 2.2.2 岩心恒速压汞实验研究 |
| 2.2.3 岩心CT扫描实验研究 |
| 2.3 延长组油层裂缝特征研究 |
| 2.3.1 微裂缝发育特征研究 |
| 2.3.2 岩心及裂缝方位古地磁分析 |
| 2.3.3 人工裂缝特征研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 考虑压力拱效应的中浅层油藏应力敏感研究 |
| 3.1 岩土工程中和油田开发过程中的压力拱效应 |
| 3.1.1 岩土工程中的压力拱效应 |
| 3.1.2 油田开发过程中的压力拱效应 |
| 3.2 考虑油藏开发过程压力拱效应的储层应力敏感评价 |
| 3.2.1 考虑压力拱效应的应力与有效应力计算方法 |
| 3.2.2 压力拱比计算模型 |
| 3.2.3 不同开发阶段压力拱比的变化 |
| 3.2.4 应力敏感效应的多参数敏感性分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 低渗透储层岩心非线性渗流特征实验研究 |
| 4.1 岩心非达西渗流规律实验研究 |
| 4.1.1 实验原理 |
| 4.1.2 试剂与仪器 |
| 4.1.3 实验方法 |
| 4.1.4 实验结果及分析 |
| 4.2 低渗储层油水微观驱替实验研究 |
| 4.2.1 实验样品和实验装置 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.2.3 水驱油过程结果分析 |
| 4.3 低渗储层启动压力梯度实验研究 |
| 4.3.1 启动压力梯度实验方法 |
| 4.3.2 延长组不同油层启动压力梯度实验 |
| 4.4 岩心油水渗流驱替实验研究 |
| 4.4.1 实验原理 |
| 4.4.2 试剂与仪器 |
| 4.4.3 实验方法 |
| 4.4.4 实验结果及分析 |
| 4.5 应力敏感实验研究 |
| 4.5.1 实验原理 |
| 4.5.2 实验装置和方案 |
| 4.5.3 实验计算方法 |
| 4.5.4 实验结果及分析 |
| 4.5.5 渗透率与围压关系研究 |
| 4.5.6 应力敏感性评价 |
| 4.6 延长东部浅油层压裂水平缝一井一缝储层应力敏感评价 |
| 4.6.1 不同压裂缝生产过程中压力拱变化 |
| 4.6.2 压力拱效应对浅油层生产过程一井一缝应力敏感的影响 |
| 4.7 延长东部浅油层压裂水平缝一井多缝储层应力敏感评价 |
| 4.8 延长西部压裂垂直缝储层应力敏感评价 |
| 4.8.1 延长西部油层压裂一井一缝应力敏感评价 |
| 4.8.2 延长西部油层一井多缝压力敏感性 |
| 4.9 本章小结 |
| 第5章 裂缝性低渗油藏非线性渗流数学模型与机理模拟 |
| 5.1 裂缝性低渗透油藏几何模型 |
| 5.2 裂缝性低渗透油藏非线性渗流数学模型 |
| 5.2.1 模型基本假设条件 |
| 5.2.2 数学模型的建立 |
| 5.2.3 模型定解条件 |
| 5.2.4 井模型 |
| 5.3 裂缝性低渗透油藏非线性渗流数值模型 |
| 5.3.1 压力方程的推导 |
| 5.3.2 微分方程离散化 |
| 5.3.3 差分方程的线性化 |
| 5.3.4 线性方程组的解法 |
| 5.4 裂缝性低渗透油藏非线性渗流机理模拟研究 |
| 5.4.1 模拟程序设计 |
| 5.4.2 机理模拟基本参数 |
| 5.4.3 启动压力梯度对裂缝性低渗透油藏开发动态的影响 |
| 5.4.4 应力敏感对裂缝性低渗透油藏开发动态的影响 |
| 5.5 延长东部和西部井网井距参数设计方法 |
| 5.5.1 延长东部特低渗油藏考虑浅油层的井距设计方法 |
| 5.5.2 延长西部低渗油藏井网井距确定方法 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 低渗透油藏CO_2微泡沫驱油研究 |
| 6.1 耐高矿化度CO_2微泡沫起泡剂的筛选 |
| 6.1.1 实验仪器和实验药品 |
| 6.1.2 起泡剂评价方法 |
| 6.1.3 表面活性剂初步筛选 |
| 6.1.4 起泡剂体系筛选 |
| 6.1.5 微泡沫尺寸 |
| 6.2 CO_2起泡体系性能评价 |
| 6.2.1 蠕虫状胶束形貌 |
| 6.2.2 抗温性能评价 |
| 6.2.3 抗盐性评价 |
| 6.2.4 粘弹性评价 |
| 6.3 CO_2微泡沫体系影响因素分析 |
| 6.3.1 pH对泡沫性能的影响 |
| 6.3.2 矿化度对体系表界面张力的影响 |
| 6.3.3 岩石润湿性对泡沫稳定性的影响 |
| 6.3.4 原油对微泡沫性能的影响 |
| 6.3.5 老化时间对体系热稳定性的影响 |
| 6.3.6 静态吸附对泡沫体系的影响 |
| 6.4 CO_2微泡沫驱油微观刻蚀模拟研究 |
| 6.4.1 微观刻蚀玻璃薄片的制备 |
| 6.4.2 CO_2泡沫驱油实验过程 |
| 6.4.3 CO_2微泡沫驱油机理分析 |
| 6.5 CO_2微泡沫注入性实验 |
| 6.5.1 实验步骤 |
| 6.5.2 泡沫注入性实验分析 |
| 6.6 CO_2微泡沫驱油实验 |
| 6.6.1 实验过程 |
| 6.6.2 驱油结果分析 |
| 6.7 CO_2微泡沫驱技术应用 |
| 6.8 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 研究建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间发表的论文及科研成果 |
