罗国[1]（2019）在《H水平井区注水开发调整措施研究》文中研究指明针对H水平井区注入水沿水力压裂缝快速突进、含水率高、水平井区整体注水利用效率较低、开发效果较差等问题,本文在动态评价基础上,提出异井异步注采开发方式,分析了压裂水平井-直井异井异步注采方式下注水、焖井、采油3个过程和开采周期内4个阶段的油水流动特征。研究表明水平井-直井异井异步注采能够充分发挥注入水与基质的渗吸作用,动用基质中剩余油,改变注入水驱替方向,扩大水驱效率,改善注水开发效果。综合油藏工程和数值模拟方法,基于H水平井区实际数据,分析了裂缝半长、裂缝间距、裂缝导流能力等压裂工艺参数和焖井时间、注水速度、采液速度等注采参数对多级压裂水平井-直井异井异步注采累产油量的影响。优选H水平井区裂缝半长125m,裂缝间距60m,裂缝导流能力60×10-3μm2·m,焖井时间10d,周期日注水量36m3,日采液量32m3。将优选的压裂和注采参数应用至HP8井组中,模拟计算了生产10年的开发指标,结果表明HP8井产量由不到1m3/d迅速上升至7.5m3/d左右,含水率由95%下降至75%左右,预计10年累积产油量将增加22350t,增产效果明显。同时采取注水量调整、油井转注和关井、井网加密、注水井酸化解堵、调剖堵水、细分注水等开发调整措施,预计整个H区块实施调整方案后累积增产5.61×104t,采收率提高1.8%,其中由水平井-直井异井异步注采开发方式提升的产量约4.07×104t,占总增油量的72.5%,预计异井异步注采措施是本次开发调整主要增油因素。本文工作不仅为H水平井区注水开发提供技术支持,同时为低渗透油藏水平井区注水开发调整提供了重要技术借鉴。
王丹[2]（2017）在《辽河古潜山深井无固相钻井液体系的研发与应用》文中研究指明针对辽河区块古潜山油藏的裂缝性发育、埋藏深及地层温度高的特点及储层保护的问题,研制出了一种满足辽河古潜山油藏钻探施工需要、抗温可达180℃的深井无固相钻井液体系,并成功应用于现场。通过对国内外无固相钻井液体系的发展现状的调研,及辽河古潜山油藏勘探地质资料的详细分析,进行室内实验,优选出抗温性能较好的增粘剂、降滤失剂等国内处理剂,引进国外增粘剂与国内增粘剂进行配合使用,调整配比及加量,加入国内现有的其他功能型处理剂,确定深井无固相钻井液体系的基本配方。室内评价数据证明,研制的深井无固相体系具有良好的抗高温稳定性、较强的抑制性,润滑性和较高的储层保护能力,达到了预期目标。在室内大量实验的基础上,在辽河油区现场应用于不同区块的9口井,井深均超过4000米,井底温度达到或超过160℃,所有井均顺利完钻。现场应用结果表明:深井无固相钻井液性能保持良好、稳定,避免了井塌、井漏、井涌的发生。深井无固相钻井液能减少对油层的损害,有利于发现和保护油气层,满足辽河古潜山油藏深井勘探开发的钻井液需求。
刘衡[3]（2016）在《马古中生界潜山注水开发方案研究》文中研究表明马古中生界潜山油藏是辽河油田近几年新发现的一个裂缝型块状底水油藏。该块埋藏深,储层均在3800m以上,主要发育角砾岩,非均质性强,具有双重介质特征,裂缝以中高角度缝为主,根据断层发育状况,油藏油藏可分为5个独立的小断块。自2009年投入开发以来,采用一套层系近正方形井网,350500m井距进行整体部署,初期获得了较高的产能,峰值采油速度高达1.9%,取得了较好的开发效果。由于采用天然能量开发,加之底水不活跃,在达到峰值产量后产量迅速递减,急需补充地层能量,保持产量稳定。本课题研究中,在精细地质体认识的基础上,通过分析目前区块油井的开发特点,采用类比法、经验公式计算法和油藏数值模拟等方法,开展相关的油藏工程设计研究,明确了注水开发的可行性。在此基础上,对注水时机、注水方式、注入压力、注入能力、注水水质以及压力保持水平等水驱相关参数进行了优化设计,对5个小断块进行逐一分析,个性化设计,同时灵活运用直井和水平井进行注水开发,在保证注水效果。方案共设计油井15口,注水井6口（含水平井1口）,明确了马古6和马古6-2区块尽快投注,其余区块择机注水的方式,方案实施后预计采油速度保持1%稳产5年,预计十年采出程度14.9%,实现整个潜山的有效开发。本课题的研究对提高辽河双重介质块状油藏的开发效果具有积极的意义,该项研究在辽河油田具有十分广阔的应用空间和价值,对于今后潜山油藏注水开发起着积极的指导和推动作用。
陈鹏[4]（2013）在《华北油田冀中探区牛东1井碳酸盐岩储层改造技术研究与应用》文中研究说明华北油田广泛发育非均质储层,地层能量较低,酸化压裂有效期短,特别是近年来随着勘探的深化,低孔及低/特低渗透储层及特殊岩性储层等也越来越多,压裂酸化改造技术面临的对象越来越复杂,对压裂酸化技术本身特别是酸化压裂液体系的适应性提出了更高的要求。在通过对酸化压裂工作液体系特性的综合评估与分析、对改造工艺技术优化研究等方面技术攻关的基础上,改善酸化压裂工作液体系的作用距离,同时充分考虑华北油田牛东1井非均质储层特征条件,重点研究清洁酸体系与盐酸体系、土酸体系、多氢酸等体系的配伍性能以及它们协同作用,改善各种酸体系的缓速性能及作用距离,使其体系在非均质储层酸压施工中能有效工作,特别是在酸压携带支撑剂的施工中能有效工作。本文通过对清洁酸体系前期实验室配方研究、试验及矿场性能应用,不断改进酸化压裂工作液体系性能使之满足规模施工和广泛应用的需求。实践表明,低伤害、高效率的清洁酸酸化压裂改造工艺针对碳酸盐岩储层,清洁酸以其超低摩阻和优越的缓蚀性能及转向功能,可有效的阻止酸液向高渗部分发生推进,提高了酸蚀作用距离,并且可抑制粘土矿物伊利石等的运移,保持长期有效的裂缝导流能力。
冯志强[5]（2010）在《含水高凝油超声冷输技术研究》文中进行了进一步梳理目前高凝油的管输依赖伴热,而伴热输油是高凝油开采成本高的重要因素,转变高凝油的输油方式是实现高凝油低成本开采的关键。本文在调研大量文献资料的基础上,系统地阐述了含水高凝油超声波冷输的机理。针对超声波冷输,从现场获取了高凝油油样,测定了高凝油的凝固点、析蜡点以及含水等参数,超声冷输就是要使冷输装置工作在空化条件下,并且具有足够的处理时间和处理强度,以达到油水分散、乳化,形成水包油型乳化液,实现冷输的目的。通过室内实验,初步确定了所需要的超声波的声学参数,并根据现场实际条件,设计了冷输用超声波控制电源、乳化器,给出了冷输用超声波样机。
姜伟[6]（2009）在《高凝油冷采工艺的研究与应用》文中进行了进一步梳理目前高凝油的开采依赖电伴热,而电伴热采油是高凝油开采成本高的重要因素,转变高凝油的生产方式是实现高凝油低成本开采的关键。本文通过高凝油化学冷采药剂的室内研究、评价、筛选,配套地面装置,现场应用后实现了高凝油中、高含水期的常规冷采;通过对双管掺水工艺的研制,经现场应用后实现了低产液、低含水高凝油井取缔电伴热后的正常生产。两种方式解决了不同区块、不同产液量、不同含水高凝油井冷采的问题,为解决高凝油开采成本高的问题找到了有效的手段,大幅度地降低了高凝油的开采成本,具有相当广泛的推广价值。本文重点指出了化学冷采药剂的适用性,不同类别油井药剂的经济用量;指出了双管掺水工艺今后需要完善的环节,为该项工艺现场的更好应用提供了充分依据。
周超[7]（2008）在《复杂结构井在潜山油藏中的应用研究》文中研究指明辽河油田潜山油藏地质储量已达亿吨,这类油藏具有岩性致密、储层非均质性强、直井开发动用程度低等特点,因此潜山油藏开发方式的研究也显得日益重要。复杂结构井技术是二十世纪发展起来的技术,它具有提高油气产量、节约地面成本、提高经济效益等优点,主要包括水平井、分支井、侧钻水平井等类型,从目前国内外的油田开发工作中,复杂结构井已经开始广泛应用于各类油气藏,特别是在稠油、薄油层、底水、裂缝性油藏、天然气藏上优势更加明显,没有严格意义上的应用禁区,到2005年全世界完钻复杂结构井45000口以上。本次研究以辽河油田新发现的特殊油藏XX古潜山油藏XX块为对象,在调研国内外复杂结构井的应用研究现状的基础上,在该区开展储层特征研究和油藏特征研究,建立地质模型,应用数值模拟方法和类比法,开展复杂结构井的应用研究,探索如何利用复杂结构井开发潜山油藏。目前已实施的6口复杂结构井已见到了良好的效果,显示出本次研究为辽河油田潜山油藏开发提供新的思路。
单俊峰[8]（2007）在《辽河坳陷变质岩潜山内幕成藏条件研究》文中提出本研究项目是对辽河坳陷变质岩潜山内幕油气成藏条件进行系统研究的一个重点科研项目。以近年来发现的兴隆台—马圈子潜山作为研究样本,建立一整套变质岩潜山的评价方法,同时利用该方法对辽河坳陷变质岩潜山内幕成藏条件进行了系统分析,剖析其成藏因素,进而指导辽河坳陷下步的变质岩潜山内幕油藏得勘探。通过该项目的研究取得了以下主要成果和认识:1、建立了辽河坳陷变质岩潜山储层测井评价技术本次研究以测井资料为基础,结合试油、试采、化验分析等多种手段,通过测井交会图解释、岩心对比分析等方法,利用微电阻率扫描测井以及ECS（元素俘获）等测井技术建立了一套变质岩潜山储层测井评价方法,通过该技术厘定了兴隆台—马圈子潜山的岩性、储层,并且对潜山的裂缝进行评价。2、分析了变质岩潜山中岩性因素对成藏的影响提出了变质岩潜山优势岩性序列的概念,通过对辽河坳陷其它变质岩潜山的剖析以及对渤海湾盆地变质岩潜山勘探实例的调研发现,对于变质岩潜山油藏,如果生、盖、圈、运、保等石油地质条件具备,任何岩性都具有成为储集岩的可能,但是变质岩潜山个体中暗色矿物含量少的岩性更易成为储集岩,即优势岩性（暗色矿物含量少的岩性）的概念。3、研究了变质岩潜山储层分布规律及控制因素变质岩潜山风化壳的储集能力与上覆地层关系密切。上覆地层为古近系地层时,在烃源岩成熟过程中排出的有机酸对潜山顶面的溶蚀致使变质岩潜山顶面的储集能力变好,潜山风化壳储层发育;上覆地层为中生界地层时,由于中生界地层的填充使潜山顶面储集性能相对较差。4、富油气凹陷内的潜山内幕以及“隐伏型”潜山具有良好的成藏条件辽河坳陷内部沙四段、沙三段烃源岩分布广,厚度大、丰度高、类型好,热演化阶段完整,有低成熟源岩,也有成熟、高成熟源岩,生烃强度大,烃产物类型丰富,为潜山油气成藏提供了丰富的物资基础。辽河坳陷近期潜山勘探过程中,从低潜山-潜山内幕深层均获得了突破,以往潜山勘探中被忽视或被认为不具备成藏条件的潜山,其形态特征又决定着其在各个凹陷广泛分布、勘探空间广阔的特点。大民屯潜山坚持不懈的勘探实践,使我们思考富油气凹陷内烃源岩覆盖下所有基底地层的广阔领域潜山是否是今后潜山的重要勘探领域之一。5、建立变质岩潜山内幕油藏的成藏模式本次研究以地震、地质、测井资料为基础,结合试油、试采、化验分析等多种手段,通过对变质岩的成岩理论探讨和试验资料分析,证明变质岩潜山中存在层状地层;并且岩性存在可对比性。地层、岩性的成层性是变质岩潜山层状构造油藏存在的物质基础,近年来的勘探实例说明,辽河坳陷的变质岩潜山中存在层状构造油藏类型,通过潜山剖析,确定了潜山内幕油藏得成藏主控因素。该观点的提出对辽河坳陷变质岩潜山的深化勘探有重大的意义。6、在实践中提出潜山勘探主体思路潜山勘探应抓住四大主控因素—岩性、裂缝发育条件、供油窗口和保存条件。按照上述思路对兴隆台潜山勘探起到了很好的指导作用,2005年底在兴隆台高潜山部署实施了兴古7井,该井揭露潜山1642 m,同时在-4000 m潜山深层获得工业油气流,不但突破了原有潜山含油幅度束缚性认识的限制,使潜山纵向勘探领域向下延伸1300m,实现由风化壳向潜山内幕深层延伸勘探的重大突破,而且还建立了辽河潜山深层内幕油气成藏的新理论和新模式,目前马古1、兴古7井区太古界潜山初步落实含油面积16.2km2,新增控制石油地质储量4448×104t,经3口评价井的钻探在兴古1-兴古7块落实探明含油面积5.12km2,完成探明石油地质储量2309×104t,取得了良好的勘探效果7、提出辽河坳陷变质岩潜山勘探的接替领域根据变质岩潜山内幕油藏的成藏条件及成藏模式的建立,结合辽河坳陷潜山的勘探现状,指出兴隆台潜山带,中央凸起南部倾没端,西部凹陷西斜坡潜山带,大民屯中央潜山带是近期辽河坳陷潜山勘探的重要勘探领域。研究过程中形成了辽河油田变质岩潜山内幕油藏的研究技术:a、以重磁电、三维地震结合确定变质岩潜山的分布以及几何形态;b、通过钻井资料、三维地震以及VSP技术确定潜山的构造面貌、断裂特征;c、通过岩心、岩屑观察以及化验分析结合确定潜山的岩性以及储集特征;d、以测井方法为基础结合其他技术对变质岩潜山的油藏特征进行进一步分析,确定了潜山内部构造裂缝及储层分布特征。
孟卫工[9]（2005）在《富油气坳陷深化勘探做法和体会》文中认为辽河坳陷在渤海湾盆地中以富油气坳陷着称,尽管辽河坳陷勘探程度很高,但是我们以“富油气理论”为指导,思维创新,在低潜山、火山岩、岩性油气藏等领域坚持勘探并取得了良好的效果,本文从思维创新、认识转变、加强地震资料品质、发展主导技术、完善管理等方面,论述了辽河油田勘探取得成功经验的做法和体会。
刘伟[10]（2005）在《水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法研究》文中进行了进一步梳理水力压裂是低渗透油气藏勘探、开发过程中一项十分重要的增产措施,其产生的垂直裂缝在开发过程中能够改变近井筒地带流体的渗流方式、增加泄油面积、提高驱油效率,从而最终影响油井单井产量和采收率。水力压裂施工效果的分析,以及根据分析结果采取针对性的增产效果提高方法,对于保证压裂措施获得较高的成功率和有效率十分关键,本文就是为了解决这一问题而进行了水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法的研究。 本文在考虑导流能力沿裂缝方向变化的条件下,在 Laplace 空间对有限导流垂直裂缝压力动态分布进行了详细讨论,同时应用边界元方法进行了数值求解。垂直裂缝井的导流能力在不同位置处是不同的,垂直裂缝变导流能力是一个难以用数学语言准确描述的问题,本文考虑了垂直裂缝变导流能力按直线变化、指数变化和对数变化的三种形式。 针对影响压裂施工效果的表皮污染、近井污染等主要因素,文中研究了一些创新的增产效果提高方法,同时对可过量加入、提高压裂液破胶效果的胶囊破胶剂,并对囊衣材料的配方组成和合成方法进行实验研究;研究压裂-气举-求产一体化技术,通过采用多级高压气举阀实现压裂液的快速、连续返排,大大提高了压裂液返排速度和返排率;研究了以小分子表面活性剂为稠化剂的 VES-80 清洁压裂液的配方和组成,并对其性能进行了测试评价实验,大大降低的压裂液的二次污染;研究了多脉冲加载压裂技术,可在井筒附近产生 3-8 条径向裂缝,大大降低微粒堵塞产生的压裂效果下降。 采用本文研究的水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法,在辽河油田坨 32 井进行了矿场应用,取得了比较理想的效果。 通过本论文的研究,能够使垂直裂缝的理论和方法的研究达到一个更高的层次,为油气田的水力压裂的矿场实际应用提供更好的理论基础和研究方法。
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1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井渗流理论研究 |
| 1.2.2 水平井开发调整研究 |
| 1.2.3 异步注采技术研究 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第2章 H区块开发动态分析 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 水驱油效率 |
| 2.1.4 油水两相渗流特征 |
| 2.2 H区块水驱状况及连通性分析 |
| 2.2.1 生产历史 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 2.2.3 射孔和压裂特征 |
| 2.2.4 平面及纵向水驱特征 |
| 2.2.5 水驱状况特征 |
| 2.2.6 注采连通性 |
| 2.2.7 单井产量递减类型 |
| 2.3 产量递减主控因素分析 |
| 2.3.1 注水量分析 |
| 2.3.2 渗透性分析 |
| 2.3.3 井底流压分析 |
| 2.3.4 注采对应关系分析 |
| 2.3.5 纵向非均质性分析 |
| 2.3.6 射孔压裂分析 |
| 2.3.7 产量递减主控因素总结 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 低渗透油藏异井异步注采开发机理 |
| 3.1 异井异步注采技术原理 |
| 3.1.1 水平井-直井异井异步注采方法 |
| 3.1.2 异步注采增油原理 |
| 3.2 不同开发时期水驱油机理 |
| 3.2.1 注水、焖井、采油等开发过程水驱油机理 |
| 3.2.2 四个开发阶段水驱油机理 |
| 3.3 异井异步注采可行性分析 |
| 3.3.1 储层物性 |
| 3.3.2 技术工艺 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井-直井异井异步注采参数优化 |
| 4.1 数值模型的建立 |
| 4.1.1 网格划分 |
| 4.1.2 参数选取 |
| 4.2 压裂工艺参数对水平井-直井异井异步注采开发效果影响 |
| 4.2.1 裂缝半长 |
| 4.2.2 裂缝间距 |
| 4.2.3 裂缝导流能力 |
| 4.3 注采参数对水平井-直井异井异步注采开发效果影响 |
| 4.3.1 焖井时间 |
| 4.3.2 注水速度 |
| 4.3.3 采液速度 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 开发调整技术措施 |
| 5.1 常规开发调整措施 |
| 5.1.1 注水量调整 |
| 5.1.2 油井转注及关井 |
| 5.1.3 井网加密 |
| 5.1.4 酸化解堵及调剖堵水 |
| 5.1.5 细分注水 |
| 5.2 异井异步注采措施 |
| 5.2.1 H区块异步注采选井 |
| 5.2.2 异步注采工作制度设计 |
| 5.2.3 异步注采实施效果预测 |
| 5.3 开发指标预测 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 研究背景 |
| 1.1 辽河古潜山油藏概况 |
| 1.2 无固相钻井液体系国内外发展现状 |
| 1.2.1 国内发展现状 |
| 1.2.2 国外发展现状 |
| 1.2.3 辽河区块地层及勘探现状 |
| 1.3 本论文研究内容 |
| 第二章 无固相钻井液体系的评价方法 |
| 2.1 密度测定 |
| 2.2 pH值测定 |
| 2.3 漏斗粘度测定 |
| 2.4 常压流变性测定 |
| 2.5 低温低压滤失量测定 |
| 2.6 高温高压滤失量测定 |
| 2.7 高温高压流变性测定 |
| 2.8 抗温性测定 |
| 2.9 润滑性测定 |
| 2.10 储层保护能力测定 |
| 第三章 无固相钻井液体系的研究 |
| 3.1 国内增粘剂筛选 |
| 3.2 国内其他处理剂的筛选 |
| 3.2.1 评价体系中KH-931 的作用 |
| 3.2.2 评价体系中单封的作用 |
| 3.2.3 评价SMP-II在体系中的作用 |
| 3.2.4 评价体系中低软化点沥青的作用 |
| 3.2.5 评价聚合醇在体系中的作用 |
| 3.2.6 评价SPNH在体系中的作用 |
| 3.2.7 评价石墨在体系中的作用 |
| 3.2.8 评价超低渗透在体系中的作用 |
| 3.2.9 评价超细碳酸钙在体系中的作用 |
| 3.3 国外增粘剂的引进并评价 |
| 3.3.1 国外增粘剂单剂及复配的抗温性对比 |
| 3.3.2 国内外增粘剂复配调整 |
| 3.3.3 评价国内处理剂对国外增粘剂的影响。 |
| 3.4 无固相钻井液体系研究 |
| 3.5 无固相钻井液体系性能评价 |
| 3.5.1 评价加重剂对体系影响 |
| 3.5.2 抗高温稳定性评价 |
| 3.5.3 抑制性评价 |
| 3.5.4 润滑性评价 |
| 3.5.5 储层保护能力评价 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 无固相钻井液体系的现场应用实验 |
| 4.1 无固相钻井液体系在沈 630-H1323井的应用 |
| 4.1.1 区块地质特征 |
| 4.1.2 邻井施工情况 |
| 4.1.3 工程简介 |
| 4.1.4 三开钻井液体系的配制 |
| 4.1.5 钻井液的维护与处理 |
| 4.1.6 应用效果评价 |
| 4.2 无固相钻井液体系在哈 31-H2井的应用 |
| 4.2.1 区块地质特征 |
| 4.2.2 邻井施工情况 |
| 4.2.3 工程简介 |
| 4.2.4 三开钻井液体系的配制 |
| 4.2.5 钻井液的维护与处理 |
| 4.2.6 应用效果评价 |
| 4.3 无固相钻井液体系在胜 6021210 井的应用 |
| 4.3.1 区块地质特征 |
| 4.3.2 邻井施工情况 |
| 4.3.3 工程简介 |
| 4.3.4 三开钻井液体系的配制 |
| 4.3.5 钻井液的维护与处理 |
| 4.3.6 应用效果评价 |
| 4.4 无固相钻井液体系在沈 625-H22井的应用 |
| 4.4.1 区块地质特征 |
| 4.4.2 邻井施工情况 |
| 4.4.3 工程简介 |
| 4.4.4 三开钻井液体系的配制 |
| 4.4.5 钻井液的维护与处理 |
| 4.4.6 应用效果评价 |
| 4.5 无固相钻井液体系在马古-H117C井的应用 |
| 4.5.1 区块地质特征 |
| 4.5.2 邻井施工情况 |
| 4.5.3 工程简介 |
| 4.5.4 三开钻井液体系的配制 |
| 4.5.5 钻井液的维护与处理 |
| 4.5.6 应用效果评价 |
| 4.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油田概况 |
| 第二章 地质特征 |
| 2.1 区域地质情况 |
| 2.1.1 构造位置 |
| 2.1.2 地层层序及沉积环境分析 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.3.1 储层岩性、物性 |
| 2.3.2 储层岩性、电性及含油性关系 |
| 2.3.3 储集空间描述 |
| 2.3.4 储层构造裂缝测井识别 |
| 2.3.5 储层物性参数计算 |
| 2.3.6 储层录井识别 |
| 2.3.7 储集空间影响因素分析 |
| 2.4 油层分布及储层连通性 |
| 2.4.1 油层分布特征及油藏类型 |
| 2.4.2 储层连通性 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.5.1 原油天然气性质 |
| 2.5.2 地层水性质 |
| 2.6 油藏温度与压力 |
| 2.7 储量计算 |
| 第三章 开采特征 |
| 3.1 油井生产情况 |
| 3.2 试油试采认识 |
| 3.2.1 平面上满块含油，但初期产能不高 |
| 3.2.2 非均质性强，产能差异大 |
| 3.2.3 压裂改造具有较好效果 |
| 3.2.4 油藏天然能量不足 |
| 3.2.5 产量呈现指数递减趋势。 |
| 3.2.6 地层压力下降幅度较大 |
| 3.2.7 流动压力呈下降趋势，近井地带脱气 |
| 3.2.8 底水锥进，部分油井见水，出水井集中在马古 6-1 块 |
| 3.2.9 监测地层水水性NaHCO_3型 |
| 第四章 油藏工程设计 |
| 4.1 开发层系 |
| 4.1.1 划分原则 |
| 4.1.2 划分依据及结果 |
| 4.2 开发方式 |
| 4.2.1 合理开发方式调研 |
| 4.2.2 注水开发必要性 |
| 4.2.3 注水开发可行性 |
| 4.3 井网、井距 |
| 4.3.1 井网 |
| 4.3.2 井距 |
| 4.4 注水方式 |
| 4.4.1 注水时机 |
| 4.4.2 注水方式优化 |
| 4.4.3 注入压力确定 |
| 4.4.4 注入能力的确定 |
| 4.4.5 注入水水质 |
| 4.4.6 压力保持水平 |
| 4.4.7 注水风险 |
| 第五章 注采井别方案设计 |
| 5.1 方案确定原则 |
| 5.2 方案设计及优选 |
| 5.3 部署结果 |
| 5.4 指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 基质酸化工艺 |
| 1.2.2 压裂酸化工艺 |
| 1.2.3 酸化及酸压理论研究现状 |
| 1.2.4 我国碳酸盐岩储层改造技术的应用现状 |
| 1.3 技术路线图及完成的主要工作 |
| 1.3.1 技术路线图和研究内容 |
| 1.3.2 主要完成工作量 |
| 第2章 牛东1井储层特征 |
| 2.1 地理位置及区域地质背景 |
| 2.2 构造位置 |
| 2.3 地层概况 |
| 2.4 生、储油层分析及封(堵)盖条件 |
| 2.5 牛东1井雾迷山组矿物成份 |
| 2.6 牛东1井改造难点 |
| 第3章 清洁酸体系适应性分析 |
| 3.1 酸岩反应 |
| 3.2 牛东1井雾迷山组地应力剖面解释结果及分析 |
| 3.3 清洁酸适应性分析 |
| 第4章 清洁酸体系性能评价 |
| 4.1 粘温性能测定 |
| 4.2 破胶性能测定 |
| 4.3 降阻性能测定 |
| 4.4 剪切粘度恢复性 |
| 4.5 缓速性能测定 |
| 4.6 滤失性能测定 |
| 4.7 伤害性能测定 |
| 4.8 酸蚀后裂缝导流能力试验 |
| 4.9 酸液变粘性能测定 |
| 第5章 牛东1井清洁酸现场应用分析 |
| 5.1 牛东1井施工情况 |
| 5.2 牛东1井模拟计算 |
| 5.3 牛东1井施工效果评价 |
| 第6章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 沈阳油田高凝油集输工艺概况 |
| 1.1 沈阳油田概况 |
| 1.2 沈阳油田高凝油管输方法 |
| 1.2.1 水力活塞泵双管工艺流程 |
| 1.2.2 闭式循环三管工艺流程 |
| 1.2.3 双管掺水工艺流程 |
| 1.3 高凝油的冷输方法 |
| 1.3.1 加降凝剂（蜡晶改良剂）输送 |
| 1.3.2 稀释降粘降凝输送 |
| 1.3.3 乳化降粘输送 |
| 1.3.4 加紊流减阻剂输送（高分子聚合物减阻） |
| 1.3.5 其它输送方法 |
| 第二章 大功率超声波特点及冷输原理 |
| 2.1 大功率超声波 |
| 2.1.1 声波的基本特性 |
| 2.1.2 大功率超声波技术的发展概况 |
| 2.2 大功率超声波处理技术的应用 |
| 2.2.1 超声防垢 |
| 2.2.2 超声清洗 |
| 2.2.3 超声焊接 |
| 2.2.4 超声分散 |
| 2.2.5 超声处理 |
| 2.2.6 超声化学 |
| 2.3 大功率超声波冷输原理 |
| 2.3.1 超声空化 |
| 2.3.2 超声分散 |
| 2.3.3 超声乳化 |
| 第三章 超声波冷输实验研究 |
| 3.1 实验目的 |
| 3.2 实验装置 |
| 3.3 实验结果及分析 |
| 3.3.1 取样分析 |
| 3.3.2 超声处理实验结果 |
| 第四章 超声波冷输装置的研制 |
| 4.1 超声换能器 |
| 4.2 超声聚能器 |
| 4.3 超声波控制电源 |
| 4.4 匹配电路 |
| 4.4.1 阻抗匹 |
| 4.4.2 谐振分析 |
| 4.5 冷输用超声波乳化器 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1.选题的背景 |
| 2.选题的目的和意义 |
| 第一章 沈阳油田高凝油举升工艺概况 |
| 1.1 沈阳油田概况 |
| 1.2 沈阳油田高凝油举升工艺概况 |
| 1.2.1 自喷采油工艺 |
| 1.2.2 机械采油工艺 |
| 第二章 高凝油化学加药冷采工艺研究 |
| 2.1 高凝油冷采的可行性分析 |
| 2.1.1 高凝原油物性分析 |
| 2.1.2 高凝油的油品物性 |
| 2.1.3 高凝原油的粘温性 |
| 2.1.4 高凝油蜡晶分析 |
| 2.1.5 高凝油的流变性 |
| 2.2 高凝油化学冷采药剂的室内实验评价 |
| 2.2.1 冷采药剂作用原理 |
| 2.2.2 冷采药剂的的研制 |
| 2.2.3 研究方法与实验仪器和药品 |
| 2.2.4 冷采药剂的室内实验 |
| 2.2.6 实验得出的结论 |
| 第三章 高凝油双管掺水工艺的研究 |
| 3.1 可行性分析 |
| 3.1.1 管柱结构 |
| 3.1.2 空杆掺水情况 |
| 3.1.3 Φ48mm 平光油管的优势 |
| 3.2 48mm 插入管下深确定 |
| 3.3 掺水压力计算 |
| 3.4 配套装置及要求 |
| 3.5 室内实验 |
| 第四章 高凝油冷采工艺的现场应用 |
| 4.1 高凝油化学加药冷采工艺的应用 |
| 4.1.1 药剂理化性能 |
| 4.1.2 表面张力评价 |
| 4.1.3 溶蜡速度测试 |
| 4.1.4 润湿分散性 |
| 4.1.5 加药配套工艺的改进 |
| 4.2 高凝油双管掺水工艺的应用 |
| 4.3 经济效益分析 |
| 4.4 取得的成果或突破 |
| 4.5 存在问题 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 XX 潜山油藏XG7 块的基本概况 |
| 1.1 勘探开发简况 |
| 1.2 构造特征 |
| 1.3 地层层序及沉积环境分析 |
| 1.3.1 地层层序 |
| 1.3.2 沉积环境分析 |
| 第二章 油藏综合研究 |
| 2.1 储层岩性物性 |
| 2.2 储层岩性电性特征 |
| 2.3 储集空间 |
| 2.3.1 储集空间类型 |
| 2.3.2 储层裂缝特征描述与测井识别 |
| 2.3.3 储层孔隙结构特征 |
| 2.4 油层分布特征 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.5.1 地层、地面原油性质 |
| 2.5.2 天然气性质 |
| 2.6 压力和温度系统 |
| 2.7 油藏类型 |
| 2.8 储量计算 |
| 2.8.1 储量参数的确定 |
| 2.8.2 计算方法 |
| 2.8.3 储量计算结果 |
| 第三章 XG7 块油藏工程设计研究 |
| 3.1 开发原则 |
| 3.2 开发层系的划分与组合 |
| 3.3 开发方式选择 |
| 3.3.1 注水开发的必要性研究 |
| 3.3.2 注水开发的可行性研究 |
| 3.3.3 注水风险 |
| 3.4 合理井网、井距 |
| 3.4.1 井网的确定 |
| 3.4.2 井距的确定 |
| 3.4.3 合理井型选择 |
| 3.4.4 完井方式选择 |
| 3.4.5 水平井主干段长度 |
| 3.4.6 水平井部署方位 |
| 3.5 复杂结构井产量预测 |
| 第四章 部署方案 |
| 4.1 部署目的 |
| 4.2 部署原则 |
| 4.3 方案设计及优选 |
| 4.3.1 方案设计 |
| 4.3.2 部署结果 |
| 第五章 实施效果分析 |
| 5.1 钻井技术难点分析及解决方案 |
| 5.2 油层钻遇情况及试油试采 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外变质岩油气藏研究现状及勘探进展 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 论文研究思路及技术路线 |
| 1.5 论文研究主要成果及创新点 |
| 第二章 辽河坳陷潜山勘探现状 |
| 2.1 辽河坳陷潜山区域构造背景 |
| 2.2 辽河坳陷古潜山油气藏勘探概况 |
| 2.3 辽河坳陷潜山分布特征 |
| 2.4 辽河坳陷潜山构造演化史 |
| 2.5 辽河坳陷古潜山圈闭类型 |
| 2.6 辽河坳陷变质岩储层特征及分布 |
| 第三章 变质岩潜山评价技术 |
| 3.1 变质岩潜山评价技术流程 |
| 3.2 重磁电震联合确定潜山形态 |
| 3.3 三维地震资料确定潜山构造 |
| 3.4 应用岩心岩屑资料确定潜山岩性、储层 |
| 3.5 潜山储层测井评价 |
| 第四章 辽河坳陷典型变质岩潜山内幕成藏条件分析及新认识 |
| 4.1 辽河坳陷典型变质岩潜山内幕成藏条件分析 |
| 4.2 变质岩潜山内幕成藏条件新认识 |
| 第五章 辽河坳陷变质岩潜山内幕勘探实践及勘探有利区预测 |
| 5.1 辽河坳陷西部凹陷兴隆台潜山内幕勘探实践 |
| 5.2 辽河坳陷潜山有利地区预测 |
| 主要结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历 |
| 中文摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 国内外发展概况 |
| 1.3 本论文的主要工作 |
| 第二章 变导流能力垂直裂缝压力动态及其边界元求解方法研究 |
| 2.1 变导流能力垂直裂缝稳态渗流压力动态分布研究 |
| 2.1.1 数学模型建立 |
| 2.1.2 边界元求解方法研究 |
| 2.2 变导流能力垂直裂缝非稳态渗流压力动态分布研究 |
| 2.2.1 数学模型建立 |
| 2.2.2 边界元求解方法研究 |
| 第三章 压裂效果试井分析方法及计算软件研究 |
| 3.1 压裂试井分析方法研究 |
| 3.2 压裂试井流动期特征分析 |
| 3.3 压裂效果试井计算软件编制 |
| 第四章 压裂增产效果提高方法研究 |
| 4.1 胶囊过破胶技术 |
| 4.1.1 作用原理与结构设计 |
| 4.1.2 高分子材料合成原理 |
| 4.1.3 囊衣材料合成实验原料与设备 |
| 4.1.4 囊衣材料合成实验方案 |
| 4.1.5 囊衣材料合成实验结果分析 |
| 4.1.6 胶囊破胶剂加工方法研究 |
| 4.1.7 胶囊破胶剂性能测试实验 |
| 4.2 压裂-排液-测试一体化技术 |
| 4.2.1 工作原理 |
| 4.2.2 排液装置研究 |
| 4.2.3 测试装置研究 |
| 4.2.4 计量装置研究 |
| 4.3 VES-80 清洁压裂液技术 |
| 4.3.1 作用机理 |
| 4.3.2 基本组成研究 |
| 4.3.3 性能测试与评价实验 |
| 4.4 多脉冲加载破岩启裂技术 |
| 4.4.1 复合药实验验研究 |
| 4.4.2 药型设计及燃烧方法 |
| 4.4.3 复合药剂包覆处理 |
| 4.4.4 复合药燃烧产物分析 |
| 4.4.5 复合药剂耐温性耐压性试验 |
| 4.4.6 控制系统点火药试验研究 |
| 4.4.7 耐高温多脉冲技术装置结构设计 |
| 4.4.8 地面模拟试验 |
| 4.4.9 多脉冲破岩机理研究 |
| 4.4.10 径向多裂缝延伸数值模拟理论研究 |
| 第五章 矿场试验与分析 |
| 5.1 坨32 井地质概况 |
| 5.2 坨32 井初次压裂现场施工 |
| 5.3 坨32 井初次压裂试井分析 |
| 5.4 坨32 井二次压裂现场施工 |
| 5.5 二次压裂效果分析 |
| 结论 |
| 一、主要结论 |
| 二、主要创新点 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
| 一、本论文常用到的一些公式 |
| 二、常用符号 |
| 个人简历、在学期间的研究成果及发表的学术论文以及获奖情况 |
| 一、个人简历 |
| 二、在学期间的研究成果 |
| 三、发表的学术论文 |
| 四、获奖情况 |
