王斌[1]（2021）在《松辽盆地现今应力环境研究》文中指出松辽盆地是世界上目前已发现的白垩纪时期最大的陆相湖盆沉积单元,也是白垩系陆相地层和地质记录保留最为完整的地区之一,油气资源丰富。随着松辽盆地深部断陷地层中商业油气流的发现,以及盆地内近年来较高频率地震活动的发生,使该地区地球动力学的研究逐渐引起人们的重视。地壳深部地应力的大小和方向信息与矿产资源开采、地下空间开发、地质灾害机理研究等多个领域息息相关,是地球动力学研究的重要基础参数。在深入认识松辽盆地及邻区区域地质背景资料的基础上,详细研究该区现今地应力环境及其分布特征,对于深入理解该区的地球动力学控制因素及深大断裂活动对该区应力场的影响具有重要意义。在对松辽盆地及邻区区域地质特征、构造分区、地震活动性、岩石圈动力学背景资料进行系统收集和分析的基础上,利用岩芯非弹性应变恢复法（Anelastic Strain Recovery method,简称ASR法）成功获得了松辽盆地大陆科学钻探松科二井近7 km深度的三维地应力状态。分析了松辽盆地深部沉积盖层和基底现今地应力随深度变化规律,并依据松辽盆地及邻区纵向地壳结构特征、横向构造分区及深大断裂展布特征,建立了研究区的三维地质模型。基于线弹性有限元数值模拟方法,利用ANSYS通用模拟软件,以松科二井深部ASR法地应力测量结果及震源机制解反演结果作为模型的边界约束条件,开展了松辽盆地及其邻区现今三维构造应力场数值模拟研究。模拟得到了松辽盆地及邻区在现今地球动力学背景下水平主应力大小、方位等,分析和探讨了研究区深大断裂带对应力场特征的影响,以及松辽盆地现今应力场形成的原因。通过对松辽盆地现今应力环境研究,主要取得以下结论和认识:1、利用ASR（非弹性应变恢复）法对松科二井深部岩芯进行地应力测试,获得了松辽盆地深部（6～7 km）沉积盖层和基底现今地应力随深度变化规律,在沉积盖层火石岭组6296 m～6335 m深度范围内,最大主应力近垂直,中间和最小主应力近水平,为正断层应力环境,与沉积盖层内利用地震反射剖面观测到的许多高角度正断层的发育相吻合。在基底6645 m～6846 m深度范围内,最大主应力倾角均小于40°,为走滑兼逆冲的应力环境,与钻孔附近区域浅源地震（7～15 km）的震源机制解应力状态一致,即松辽盆地沉积盖层和基底存在显着的应力状态差异,沉积盖层的伸展应力状态可能说明了西太平洋板块俯冲对沉积盖层应力状态的影响是有限的,保留了原来断陷期的正断应力环境,基底现今应力状态则显示了与西太平洋板块俯冲的现今构造运动具有较密切的成生联系。2、通过三维构造应力场数值模拟研究得到在0～35 km地壳深度范围内,松辽盆地及邻区最大水平主应力大小为17.20～1027.00 MPa,最小水平主应力大小为13.00～994.00 MPa,垂向应力大小为7.83～1130.00 MPa。3个主应力在0～35 km深度范围内基本上随深度的增加而线性增大,并且在0～7km深度范围内为σv>σH>σh,属于正断型应力状态,与实测得到的应力状态一致;7～35 km深度范围内为σH>σv>σh,表现为走滑兼逆冲应力状态,与松辽盆地内部的浅源地震震源机制解所反演的应力状态一致。松辽盆地及邻区地壳深度内最大主应力方位在地壳深部和浅部差异不大,除华北地块北缘及兴安地块部分区域主压应力方位为NWW向外,其他构造单元内大部分区域现今主应力优势方位为NE～NEE向。受各次级地块内地壳物性参数差异性以及断裂带的影响,松辽盆地及邻区各构造单元主应力大小分布在横向和纵向上均表现出差异性,在较稳定的次级块体内部主应力大小分布较为相似,表现为主应力大小在相同的深度范围内趋于稳定。3、以西太平洋板块俯冲方向作为动力边界条件,对数值模拟得到的地应力特征与深大断裂之间的关系进行了研究,认为西太平洋板块俯冲和郯庐断裂带北段的依兰-伊通断裂、敦化-密山断裂对松辽盆地现今应力场的形成产生了一定的影响。西太平洋板块NWW向俯冲产生的挤压作用在NE走向的郯庐断裂带上,其剪切分量和正向挤压分量引起郯庐断裂带的右旋走滑和逆冲活动,因此松辽盆地现今应力场的形成,可能是在西太平洋板块NWW向俯冲到欧亚板块形成的挤压作用下,并被郯庐断裂带北段的右旋走滑所影响。
唐志春,赵凡溪,刘客,韩俊丽[2]（2021）在《注水指示曲线在油藏开发中的应用》文中研究说明对于注水开发油田,通过测试注水指示曲线,进一步认识储层吸水能力,指导注水井组或单井动态调整及措施挖潜。在对碎屑岩油藏注水指示曲线类型及变化特征分析基础上,重点对碳酸盐岩裂缝孔洞双重介质油藏单井注水替油机理、注水指示曲线理论公式以及曲线类型进行分析,解剖不同曲线特征所代表意义,计算油藏相关参数,包括原油动态储量、地层压力、静液面等,制定合理的解决对策,现场应用效果显着,可为同类型油藏提供借鉴意义。
司想[3]（2020）在《敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整》文中研究表明在石油开发和生产的中后期,剩余油的合理开发对提高油田产量、增加经济收入起着至关重要的作用。针对敖南油田B井区,受断层遮挡影响、注采关系不完善、直井开发效果差等问题,为改善该井区开发效果、提高原油产量,本文开展敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整研究。首先,以敖南油田B井区为研究对象,利用研究工区范围内地质数据和24口井井位信息,通过三维地质建模建立了层面模型、断层模型、构造模型、沉积相模型、属性模型,并通过模型粗化,在保留模型框架和流动响应的基础上,将网格精度由20×20m粗化为30×30m,供给数值模拟使用;其次,将三维地质模型导入数值模拟软件中,结合油藏基本参数与生产井史完成全区和单井历史拟合,通过历史拟合,全区和单井拟合误差在5%以内,达到拟合要求;然后,通过分析剩余油饱和度分布图和储量分区数据,完成剩余油成因分析和剩余油定性定量描述,并根据剩余油分布情况制定了平直联合布井、油井转注、周期注水的挖潜措施;然后,通过建立概念模型,结合灰色关联分析法,研究平直联合布井方式下水平井长度、射孔间隔、注采间距以及直井水平井匹配个数等参数对采出程度的影响规律,确定了平直联合布井参数,完成了7口水平井、4口直井,共11口井的井位设计;最后,开展注水措施综合调整研究,通过概念模型优选水平井周围匹配2口直井和4口直井的最优转注时机为同步转注,应用物质平衡理论结合Logistic旋回模型,并在考虑无效注水因素的情况下,确定全区合理注采比为2.8,基于周期注水理论,利用油藏工程公式结合数值模拟方法,在实际模型中确定合理周期注水方案为开2月关3月。制定了平直联合布方式下的注水措施方案,经过预测10年生产,敖南油田B井区采出程度增加了25.5%。该种平直联合布井及周期注水相结合的注水开发方式,为低渗透油田剩余油挖潜措施提供了新的思路,为改善低渗透油田开发效果提供有益借鉴。
刘家琪[4]（2020）在《安塞油田P区长6油藏水驱特征及开发技术政策研究》文中进行了进一步梳理P区位于安塞油田北部,区域地质条件复杂,勘探难度大,但总体资源量丰富。随着油田开发工作的推进,研究区出现产能递减严重、平面水驱不均、井网适应性差等问题。因此需要明确该区域油藏裂缝分布以及水驱规律,并依据开发现状开展P区开发技术政策研究,这将对制定合理开发调整方案,实现油藏精细管理具有重要意义。本论文在油藏非均质性和连通性研究的基础上,利用测井资料并结合注采井网开展井组注采对应关系研究,将研究区井组划分为弱受效型、方向性受效型及均匀受效型3类。充分利用监测及生产动态资料,提出以“初步识别-综合识别-校正”为核心的超低渗油藏裂缝综合识别方法,并结合综合识别方法落实裂缝共计92条。通过引入有效驱动系数,实现了对注采井压力驱替系统的准确评价。并以水驱状况评价为基础,总结出油藏平面及纵向水驱规律及其影响因素。根据研究区开发现状,运用经验公式法、自然递减法、旋回模型法等多种油藏工程方法系统地评价油藏注采参数,再结合数值模拟分析法确定研究区最优井底流压介于2.6MPa-2.8MPa之间,最优地层压力保持水平为110%,最优采油速度介于0.95%-0.99%之间,最优注采比介于1.3-1.6之间,为油藏开发调整方案的制定提供可靠依据。
谢坤,卢祥国,曹豹,胡广斌,张脊,黄尧[5]（2018）在《头台油田茂503区块储层物性及增产措施研究》文中认为为进一步了解大庆油田外围低渗区块储层物性特征,为其开发措施调整提供理论依据。以头台油田茂503区块天然岩心为研究对象,采用压汞仪、X射线能谱仪、扫描电镜和驱替设备,在测定目标储层孔隙结构特征、矿物组成、润湿性和储层敏感性后,结合室内渗吸实验及矿场试验效果,提出了渗吸采油提高原油采收率的增产建议。头台油田茂503区块储层物性研究实验结果表明,储层岩石主要组成黏土矿物为伊利石、蒙脱石和高岭石,主要组成元素为氧（O）、硅（Si）、铝（Al）,此外含有少量铁（Fe）、镁（Mg）、钠（Na）、钡（Ba）、碳（C）等元素。目标储层孔隙度范围为10%17%,渗透率范围为（0.48.2）×10-3μm2,属于中等孔隙度、特低渗透砂岩储层,岩石孔喉尺寸相对较小,分选性和连通性较差;岩石表现出弱亲水性,毛管力在采油过程中可作为动力加以利用;储层岩石表现出较强流速敏感性、水敏感性和碱敏感性。室内实验及矿场试验均表明,类似物性区块适合开展渗吸采油,适当加入表面活性剂有利于提高渗吸采收率,改善开发效果。
钟丹[6]（2017）在《大庆头台油田茂10-茂11区块扶余油层复合砂体内部构型及其剩余油类型研究》文中认为大庆头台油田茂10-茂11区块已进入开发后期阶段,仍有相当数量的剩余油分布在地下储层中。主要受储层构型的控制,剩余油的分布特征表现为总体分散,局部集中。本文采用“层次分析”的研究思路,提出了一套地下曲流河及曲流型分流河道内部储层构型分析方法,进一步总结出不同规模构型要素控制的剩余油类型,为该区的进一步开发提供有力的地质基础。根据测井资料、岩心资料和物性资料,对研究区扶余油层复合砂体的分布特征和物性特征进行了全面认识,结合地层精细对比理论和沉积模式,利用沉积间歇面对复合砂体进行劈分,完成了扶余油层566口井34个沉积时间单元的精细划分和统层对比。在地层精细划分与对比基础上,利用砂厚、砂地比、密井网区解剖法,确定物源为西南方向。结合岩心特征观察,识别出了2类相3类亚相22类沉积微相并建立了相应的测井相模式,完成扶余油层34个沉积时间单元的平面沉积微相组合,并按照不同沉积亚相的河道规模对不同沉积时间单元进行了分类,对储层有了深刻的认识。在各沉积时间单元沉积微相刻画基础上,总结了废弃河道、河道附近的相变、河道砂体高程差异、河道砂体厚度差异等四种方式来确定单一河道边界。在单一河道识别基础上,识别点坝,结合野外露头、岩心资料、经验公式,求取点坝内部侧积层参数,得出侧积层的倾角3°11°,侧积层的个数25个,侧积层倾向总是由垂直于废弃河道正切点切线方向由凸岸指向凹岸,侧积层大小为10120m。在储层构型分析基础上,建立水淹解释图版,绘制了重点层水淹程度分布图,全面了解剩余油的分布情况。将储层构型和剩余油结合起来,总结了复合砂体构型控制剩余油的3种类型。即复合河道内河道间干扰及平面相变形成的剩余油;单河道砂体内部正韵律及废弃河道遮挡形成的剩余油;点坝内部薄夹层遮挡形成的剩余油。
万巍[7]（2017）在《塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水指示曲线法估算动态储量》文中认为塔河油田奥陶系油藏为缝洞型碳酸盐岩油藏,缝洞组合差异大。孔洞组合的复杂性,在注水指示曲线上表现为多样性,从而导致对碳酸盐岩井间连通性特征认识的不清,因此有必要对不同缝洞组合的模型进行研究。本文在对前人研究注水指示曲线现状的基础上,分析了缝洞型碳酸盐岩注水指示曲线的特征。据此提出自己关于碳酸盐岩的不同缝洞组合模型,并针对模型的注水指示曲线进行推导。本文针对碳酸盐岩提出了三种不同的缝洞组合,即单孔与双洞模型空间组合、双孔与双洞串联空间组合和双孔与双洞并联组合。并进行注水指示曲线的推导,结合注水替油机理,公式推导的基础是压缩系数的定义公式,注水之后压力上升,造成体积的变化。对于单孔与双洞模型的空间组合,在推导对应的注水指示曲线时,综合考虑水、油、孔缝系统的压缩系数,且假设原储集体中有水的存在,因此也考虑了水油比的参数;在前人基础上考虑的参数更全面,对应的模型与实际地下情况更有适用性。双孔与双溶洞的串联模型,在单孔双洞模型的基础上,考虑油井钻遇孔缝系统。在分析参数影响的时候,相同模型不同参数的之间要进行对比,不同模型相同参数之间也进行对比。双孔与双洞的并联模型中缝洞系统在空间的组合上有各自的独立性,在井口的表现为压力的叠加。理论模型需结合现场实际,在对现场注水压力资料进行收集整理后,绘制了三百多口井的注水指示曲线,进行分类汇总,从中选取三口典型井,结合推导出的注水指示曲线模型公式进行实用性分析,所选取的井还要综合考虑生产特征、地震剖面图、测井解释等方面,选取典型井的实际注水指示曲线用进行拟合,将拟合曲线带入对应的公式进行求解地下动态储量。求解的储量结果进行了误差分析,确保结果的相对可靠。
徐光波[8]（2013）在《头台油田扶余油层油水分布规律与主控因素研究》文中研究说明头台油田位于黑龙江省大庆市肇州县境内，属于断鼻构造。开采近几年研究区不断加密井网，实施增产措施，但是采出程度一直不高，加密井初期含水较高，主要归结于油水分布不清楚。本文利用岩心、录井、测井、生产测试及其开发动态资料，结合前人研究成果与认识，研究头台油田沉积微相特征、砂体展布特征、裂缝发育特征和微型构造等方面，分析出研究区油水分布规律，再根据不同区块构造地质特征，确定出研究区不同区块影响油水分布的主控因素。本论文获得的主要认识：（1）利用岩心、测井、录井等资料，结合前人研究成果，优选出标准井和标准层，运用高分辨率层序地层学原理建立等时地层格架，将研究区划分为3个油组18个小层37个沉积时间单元。（2）在等时地层格架的基础上，利用岩心资料和测井曲线资料，结合研究区沉积演化史，在研究区识别出2三角洲沉积亚相12沉积微相，并绘制各沉积时间单元的沉积微相。（3）通过分析研究区初期产能以及生产动态资料，结合油藏剖面，分别从平面上和垂向上研究油水分布规律。从平面上看地层水主要分布于茂9区块和无名岛区块，油主要分布于茂8区块、茂503区块、茂10区块、茂9区块和无名岛东北部；从垂向上看，研究区油主要分布于FI和FII层位，整体上符合“上油下水”规律；构造较高部位富集油，构造较低部位富集地层水。（4）通过分析沉积微相、砂体展布、构造与断裂、微型构造等对研究区油水分布的影响，认为研究区油水分布规律区域上受沉积微相、砂体展布和头台鼻状构造的控制。除此之外，根据各区块地质特征不同，不同区块其它主控因素不同：茂503区块、茂13区块油水分布受微型构造控制；茂8区块受油水分布受地垒组合式构造控制；无名岛区块油水分布受地垒地堑组合和微型构造控制。
宋正江[9]（2011）在《大庆油区头台油田扶余油层小排距注水中后期综合调整方法》文中研究指明大庆油区头台油田扶余油层属于特低渗透裂缝型储层,基质渗透性差,裂缝比较发育,进入小排距线状注水中后期以来,随着注水压力上升,油井综合含水率上升速度加快,表现出非东西向裂缝水淹特征。为控制油田含水率上升速度,改善开发效果,以扶余油层特低渗透裂缝型储层基质—裂缝系统渗流特征和注水开发过程中现代地应力场变化特征为基础,研究了非东西向裂缝水淹与水平主应力的关系,提出以改变局部应力场为主的小排距综合调整方法。通过限压注水、周期轮换注水及注采系统调整,恢复储层局部水平应力场,控制非东西向油井裂缝水淹,改善小排距井网开发效果。在茂11区块开展现场调整试验以来,局部应力场的非均一化得到恢复,含水率上升速度减缓5.42%,自然递减率减缓11.39%,取得了明显的调整效果。
杨钊[10]（2010）在《大庆外围低渗透油田分类方法及开发对策研究》文中指出随着大庆外围油田开发的不断深入,生产中的许多矛盾也逐渐显现出来,概括起来有3个方面:一是已开发油气田含水快速上升,产量递减加快,开发效果变差;二是开发储量品位越来越低,主要集中在特低丰度和特低渗透储层中,注水开发的技术难度越来越大;三是开发潜力和有效措施逐渐减少,成本上升,投入与产出的矛盾日益加大。在这种形势下,原有的评价方法、优选技术,开采方式和方法难以满足低渗透油田持续发展的需要,针对这一情况,本文从低渗透油藏微观结构特征入手,对低渗透油藏进行了分类,在此基础上提出了开发对策,从而促进外围低渗透低品位油藏的有效动用和商业性开发。为了研究低渗透油层孔隙结构的特征,本文利用恒速压汞实验、金相电镜实验,结合现场的已有实验数据,研究了不同渗透率天然岩心中渗透率、平均孔道半径、平均喉道半径、孔喉比、迂曲度、配位数、形状因子、分形维数等参数的的分布规律,取得以下认识:不同低渗透岩石孔道半径分布规律较为接近,喉道半径分布差异明显,孔道半径与渗透率相关性较差,喉道半径与渗透率具有明显规律性,二者呈正相关关系;总体上看,低渗透储层的渗透率主要受喉道半径控制;相同渗透率条件下,其喉道分形维数与孔道分形维数无明显大小关系,说明喉道与孔道在复杂程度上差异较小。低渗透储层水驱效果除了受孔隙结构影响外,还与低渗透岩石的渗流规律有关。本文应用核磁共振方法对可动流体饱和度进行了分析,结果表明:可动流体饱和度与驱油效率间存在很好的对应关系,可动流体饱和度比渗透率参数更能反映储层开发潜力;通过启动压力实验分析,渗透率小于1×10-3μm2时,随着渗透率的降低启动压力梯度急剧增加,说明渗透率低于1×10-3μm2时,常规水驱方法已经不适用,需要探索其它驱替方法;对比水驱启动压力梯度与气驱启动压力梯度变化曲线,可知水驱与气驱启动压力梯度变化规律近似,水驱启动压力梯度大于CO2驱启动压力梯度,岩芯渗透率大于0.5×10-3μm2时,气体启动压力梯度数值较小,随渗透率增大启动压力梯度下降趋势变缓;相对渗透率曲线研究表明:低渗透储层的渗透率与采收率有较强的相关性,随着渗透率的降低,驱油效率降低,当渗透率低于10×10-3μm2时,采收率降低幅度增大,最低可降至16.5%,这说明渗透率低于10×10-3μm2时水驱效果较差;孔喉比对残余油饱和度有较大影响,随着孔喉比增大,残余油饱和度增大,两相流跨度变小,水驱采收率降低。在系统研究低渗透岩石孔隙结构和渗流特征的基础上,选取了渗透率、孔喉比、喉道半径和启动压力梯度4个参数,利用聚类分析法把大庆外围储层分为4类;分析统计了大庆外围区块的特征,结果如下:外围区块总体上埋藏深度较浅,1500m以下的区块有52个,地质储量占65%;外围油田有49个区块发育潜裂缝、微裂缝和显裂缝,地质储量占78.3%,26个区块裂缝不发育,朝阳沟、榆树林、头台油田的裂缝以东西向为主,其它方向发育裂缝较少;外围已开发区块储量丰度21×1004t/km2～92×104t/km2,其中储量丰度小于50×104t/km2的低丰度区块有25个,地质储量占44.8%,,丰度大于50×104t/km2的特低丰度区块有54个,地质储量占扶杨油层总量的87.7%,平均储量丰度为58.9×104t/km2,总体上属于较低丰度。针对以开发区块选含水率、注采比、水驱控制程度和采油速度对开发水平分级,为开发对策的制定提供了依据。根据大庆外围油田已开发区块的生产数据,研究了加密调整措施的作用,分析了大庆外围不同渗透率油田加密调整效果,确定不同类型油藏的加密调整方法;开展了低渗透储层的压敏效应实验,结果表明:无裂缝存在时,随着喉道半径减小,压敏效应变的显着,喉道半径是影响压敏效应的关键因素,渗透率相同时,裂缝对压敏现象影响较小;重点对超前注水、二氧化碳驱的机理进行了研究,给出了不同渗透率储层的超前注水和二氧化碳驱油效果;针对空气驱进行了可行性研究,当渗透率大于0.2×10-3μm2时,能够形成稳定的燃烧前缘,随渗透率降低,燃烧前缘的推进速度有所降低,但降低幅度较小;不同孔喉比,在相同的轴向比例位置上,温度的上升速度不同,当孔喉比较小的时候,温度上升的速度快,说明孔喉比对燃烧效率有一定影响。分析了径向水平钻孔技术的应用效果,该技术具有可定向和可定深的特性,可以对受效差的井进行改造,缩短注采排距,完善注采关系,能够调整层间或平面矛盾。在低渗透油藏分类的基础上,结合文中给出的开发水平分级情况,针对不同类型油藏提出了开发对策,为大庆外围区块的合理开发提供了理论依据。
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 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 松辽盆地现今应力场研究现状 |
| 1.2.2 地应力测量研究及其进展 |
| 1.2.3 构造应力场有限元数值模拟研究概述 |
| 1.2.4 断裂构造对地应力场影响的研究现状 |
| 1.2.5 存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容及研究思路 |
| 1.4 论文的主要创新点 |
| 第二章 松辽盆地区域地质背景 |
| 2.1 概述 |
| 2.2 松辽盆地及周边构造活动分区 |
| 2.3 主要活动断裂特征 |
| 2.4 松辽盆地地壳深部结构特征 |
| 2.4.1 研究区地壳厚度分布特征 |
| 2.4.2 研究区深部波速结构特征 |
| 2.4.3 研究区地壳泊松比特征 |
| 2.5 地壳形变特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 松辽盆地地应力测量及现今构造应力场研究 |
| 3.1 松辽盆地构造应力场背景 |
| 3.1.1 松辽盆地地壳浅层水平主应力值及其随深度分布规律 |
| 3.1.2 松辽盆地地壳浅层水平主应力方向 |
| 3.2 松辽盆地大陆科学钻探松科二井地应力测量研究 |
| 3.2.1 大陆科学钻探与地壳深部地应力测量 |
| 3.2.2 松科二井简介 |
| 3.2.3 ASR法地应力测量原理及方法概述 |
| 3.2.4 松科二井ASR实验设备及测试样品 |
| 3.2.5 ASR古地磁定向方法 |
| 3.2.6 松科二井ASR法地应力测量结果与分析 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 松辽盆地构造应力场三维数值模拟研究 |
| 4.1 松辽盆地构造应力场三维数值模型构建 |
| 4.1.1 有限单元法简介 |
| 4.1.2 三维地质模型与有限元计算模型的构建 |
| 4.1.3 材料介质参数选取与计算 |
| 4.1.4 约束条件与边界条件 |
| 4.1.5 主要活动断裂 |
| 4.2 模拟结果合理性检验 |
| 4.3 松辽盆地及周边构造单元三维应力场数值模拟结果分析 |
| 4.3.1 松辽盆地及周边构造单元内主应力值分布特征 |
| 4.3.2 盆地及周边构造单元内主压应力方向特征分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 松辽盆地应力场成因机制探讨 |
| 5.1 深大断裂对该区不同深度应力场特征的影响 |
| 5.1.1 敦化-密山断裂 |
| 5.1.2 依兰-伊通断裂 |
| 5.1.3 嫩江断裂 |
| 5.2 深大断裂及西太平洋板块俯冲对松辽盆地应力场形成的相关性探讨 |
| 5.3 小结 |
| 结论与展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 个人简历、攻读学位期间的研究成果及公开发表的学术论文 |
| 0 前言 |
| 1 注水指示曲线剖析 |
| 1.1 碎屑岩油藏 |
| 1.1.1 曲线类型 |
| 1.1.2 曲线变化特征 |
| 1.1.3 参数计算 |
| (1)视吸水指数 |
| (2)吸水指数 |
| (3)地层吸水指数 |
| 1.1.4 举例分析 |
| 1.2 碳酸盐岩油藏 |
| 1.2.1 注水原理 |
| 1.2.2 曲线公式推导 |
| 1.2.3 曲线类型 |
| 1.2.4 曲线应用 |
| (1)计算原油储量 |
| (2)计算油层压力及井筒静液面 |
| 1.2.5 现场应用 |
| (1)不进型 |
| (2)点型 |
| 2 结论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状与发展趋势 |
| 1.2.1 水平井技术 |
| 1.2.2 直井水平井联合布井发展现状 |
| 1.2.3 注水开发研究现状 |
| 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 |
| 第二章 区域概况 |
| 2.1 地质发育概况 |
| 2.2 目的层概况 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层岩性、微观特征 |
| 2.5 流体分布和流体性质 |
| 2.5.1 流体分布 |
| 2.5.2 流体性质 |
| 2.5.3 地层压力与温度 |
| 2.6 开发现状 |
| 第三章 三维地质模型建立 |
| 3.1 储层建模数据准备 |
| 3.2 建立精细构造模型 |
| 3.2.1 层面模型 |
| 3.2.2 断层模型 |
| 3.2.3 构造模型 |
| 3.3 沉积相模型 |
| 3.4 属性模型 |
| 3.5 模型粗化 |
| 3.6 储量拟合 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 数值模型建立及剩余油分布特征研究 |
| 4.1 油藏模型初始化 |
| 4.2 岩石及流体物性分析 |
| 4.3 数值模型含油饱和度场 |
| 4.4 历史拟合 |
| 4.4.1 虚拟井的设立 |
| 4.4.2 全区拟合结果 |
| 4.4.3 单井拟合结果 |
| 4.5 剩余油分布特征 |
| 4.5.1 剩余油定性描述 |
| 4.5.2 剩余油定量描述 |
| 4.5.3 剩余油类型及成因 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 直井水平井联合布井参数及井位设计 |
| 5.1 概念模型的建立 |
| 5.2 直井水平井联合布井参数影响程度分析 |
| 5.2.1 灰色关联分析法理论 |
| 5.2.2 灰色关联分析法的应用 |
| 5.3 直井水平井联合布井参数设计 |
| 5.3.1 水平段长度 |
| 5.3.2 射孔间隔 |
| 5.3.3 注采间距 |
| 5.3.4 直井与水平井匹配个数 |
| 5.4 直井水平井联合布井井位设计 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 注水措施综合调整 |
| 6.1 不同联合布井方式转注时机的确定 |
| 6.1.1 匹配2口直井转注时机优选 |
| 6.1.2 匹配4口直井转注时机优选 |
| 6.2 合理注采比的确定 |
| 6.2.1 物质平衡法理论 |
| 6.2.2 Logistic旋回数学模型推导 |
| 6.2.3 数值模拟方法验证 |
| 6.3 合理注水周期的确定 |
| 6.3.1 周期注水理论 |
| 6.3.2 油藏工程方法确定注水周期 |
| 6.3.3 数值模拟方法确定注水周期 |
| 6.4 注水措施综合调整 |
| 6.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 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 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究思路 |
| 第二章 油藏地质概况 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.1.1 区域地质特征 |
| 2.2 储层沉积相特征 |
| 2.2.1 沉积微相平面展布 |
| 2.2.2 砂体展布特征 |
| 2.3 油藏开发现状 |
| 2.3.1 开发历程 |
| 2.3.2 主要开发矛盾 |
| 第三章 油藏单砂体划分及注采对应关系研究 |
| 3.1 小层划分与对比 |
| 3.1.1 单井地层划分 |
| 3.1.2 连井地层对比 |
| 3.2 单砂体识别及划分 |
| 3.2.1 单砂体识别及划分标准 |
| 3.2.2 单砂体分布特征 |
| 3.2.3 砂体结构对剩余油的影响 |
| 3.3 井组注采对应关系研究 |
| 3.3.1 注采对应关系 |
| 3.3.2 注采对应关系分类 |
| 3.3.3 研究区注采对应关系综合分析 |
| 第四章 油藏裂缝识别方法研究 |
| 4.1 裂缝的分类研究 |
| 4.2 研究区裂缝识别方法研究 |
| 4.2.1 井间示踪剂监测法 |
| 4.2.2 水驱前缘分析 |
| 4.2.3 注水指示曲线法 |
| 4.2.4 吸水剖面分析 |
| 4.2.5 生产动态识别 |
| 4.2.6 测压资料分析 |
| 4.2.7 裂缝综合识别 |
| 4.3 研究区裂缝校正 |
| 4.3.1 吸水剖面校正裂缝 |
| 4.3.2 校正后裂缝平面分布 |
| 第五章 水驱规律及影响因素研究 |
| 5.1 研究区油藏水驱规律研究 |
| 5.1.1 有效驱替系统 |
| 5.1.2 油藏水驱状况评价 |
| 5.1.3 纵向水驱规律研究 |
| 5.1.4 平面水驱规律研究 |
| 5.2 油藏水驱状况影响因素分析 |
| 第六章 油藏开发技术政策优化研究 |
| 6.1 油藏开发形势 |
| 6.2 油藏开发技术政策 |
| 6.2.1 油藏合理井底流压理论研究 |
| 6.2.2 油藏合理地层压力保持水平理论研究 |
| 6.2.3 油藏合理采油速度理论研究 |
| 6.2.4 油藏合理注采比理论研究 |
| 第七章 结论与认识 |
| 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 |
| 1 实验条件 |
| 1.1 实验材料 |
| 1.2 实验设备 |
| 2 结果分析 |
| 2.1 储层岩心孔隙结构特征 |
| 2.2 储层岩心矿物组成 |
| 2.3 储层岩心润湿性 |
| 2.4 储层岩石流速敏感性 |
| 2.5 储层岩石矿物水敏性 |
| 2.6 储层岩石矿物碱敏性 |
| 2.7 岩心自渗吸实验效果 |
| 2.8 矿场实验 |
| 3 结论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 研究目的与意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.2.1 曲流河储层构型研究现状 |
| 0.2.2 储层构型分析的研究现状 |
| 0.2.3 剩余油研究现状与进展 |
| 0.3 研究内容与技术路线 |
| 0.4 主要工作量 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 沉积特征 |
| 1.3 地层特征 |
| 1.4 开发特征 |
| 1.5 存在的主要困难 |
| 第二章 复合砂体特征 |
| 2.1 复合砂体分布特征 |
| 2.1.1 复合砂体垂向分布特征 |
| 2.1.2 复合砂体平面分布特征 |
| 2.2 复合砂体物性特征 |
| 第三章 复合砂体内部层序细分与对比 |
| 3.1 复合砂体内部层序细分与对比的意义 |
| 3.2 复合砂体内部层序细分 |
| 3.2.1 复合砂体内部层序细分原则 |
| 3.2.2 复合砂体内部层序细分依据及方案 |
| 3.3 复合砂体内部层序对比 |
| 3.3.1 对比曲线的优选 |
| 3.3.2 全区对比方法 |
| 3.3.3 复合砂体内部层序对比方法 |
| 3.3.4 复合砂体内部层序细分与对比的结果分析 |
| 第四章 复合砂体内部构型 |
| 4.1 取心井构型界面分析 |
| 4.1.1 构型界面概述 |
| 4.1.2 单一河道取心井构型界面分析 |
| 4.1.3 复合河道取心井构型界面分析 |
| 4.2 建立夹层标准 |
| 4.2.1 夹层与储层内部构型的关系 |
| 4.2.2 夹层的测井响应特征 |
| 4.2.3 夹层识别标准建立 |
| 4.3 各个沉积时间单元的平面沉积微相研究 |
| 4.3.1 物源分析 |
| 4.3.2 沉积体系-相类型及特征 |
| 4.3.3 各个沉积时间单元的平面沉积微相分析 |
| 4.4 单一河道级次的研究 |
| 4.4.1 单一河道边界的确定 |
| 4.4.2 单一河道划分结果 |
| 4.5 点坝级次的研究 |
| 4.5.1 点坝特征 |
| 4.5.2 点坝内部解剖 |
| 第五章 复合砂体构型控制的剩余油类型 |
| 5.1 剩余油分布特征 |
| 5.1.1 水淹级别解释图版的建立 |
| 5.1.2 剩余油平面分布特征 |
| 5.2 剩余油分布的影响因素分析 |
| 5.2.1 地质因素 |
| 5.2.2 开发因素 |
| 5.3 复合砂体内部构型控制的剩余油类型 |
| 5.3.1 复合河道控制的剩余油类型 |
| 5.3.2 单河道砂体控制的剩余油类型 |
| 5.3.3 点坝控制的剩余油类型 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 注水指示曲线前人研究现状 |
| 1.2.2 物质平衡国内外研究现状及注水替油研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 第2章 油藏基本特征 |
| 2.1 地理位置与开发概况 |
| 2.1.1 地理及构造位置 |
| 2.1.2 勘探开发历程 |
| 2.1.3 开发现状 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 断裂特征 |
| 2.3 储集体特征 |
| 2.3.1 储层类型 |
| 2.3.2 储集体发育特征 |
| 第3章 缝洞型碳酸盐岩注水指示曲线特征 |
| 3.1 注水指示曲线的理论基础 |
| 3.2 注水指示曲线改进模型的理论公式 |
| 第4章 碳酸盐岩不同缝洞组合注水指示曲线的推导 |
| 4.1 单孔与双溶洞的组合 |
| 4.1.1 单孔与双溶洞模型注水指示曲线推导 |
| 4.1.2 单孔与双溶洞模型的参数敏感性分析 |
| 4.2 双孔与双溶洞的串联组合 |
| 4.2.1 双孔与双溶洞串联模型注水指示曲线推导 |
| 4.2.2 双孔与双溶洞串联模型的参数敏感性分析 |
| 4.3 双孔与双溶洞的并联组合 |
| 4.3.1 双孔与双溶洞并联模型注水指示曲线推导 |
| 4.3.2 双孔与双溶洞并联模型的参数敏感性分析 |
| 第5章 塔河油田碳酸盐岩注水指示曲线法计算储量的应用 |
| 5.1 TH12134CH井 |
| 5.1.1 TH12134CH井生产特征及储层模型 |
| 5.1.2 TH12134CH井分析计算 |
| 5.2 TH12263井 |
| 5.2.1 TH12263井生产特征及储层模型 |
| 5.2.2 TH12263井分析计算 |
| 5.3 AD19井 |
| 5.3.1 AD19井生产特征及储层模型 |
| 5.3.2 AD19井分析计算 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 选题依据及研究意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 研究内容 |
| 0.4 研究思路及技术路线 |
| 0.5 论文取得的新认识 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 沉积背景 |
| 1.3 成藏背景 |
| 1.4 储层动用状况 |
| 第二章 沉积微相研究 |
| 2.1 地层划分与对比 |
| 2.1.1 标准层对比 |
| 2.1.2 标志层对比 |
| 2.1.3 河泛面精细对比 |
| 2.2 沉积微相展布特征分析 |
| 2.2.1 扶余油层底部沉积时期沉积微相特征 |
| 2.2.2 扶余油层下部沉积时期沉积微相特征 |
| 2.2.3 扶余油层中部沉积时期沉积微相特征 |
| 2.2.4 扶余油层中上部沉积时期沉积微相特征 |
| 2.2.5 扶余油层上部沉积时期沉积微相特征 |
| 2.2.6 扶余油层顶部沉积时期（油页岩） |
| 第三章 裂缝发育特征研究 |
| 3.1 天然裂缝发育特征 |
| 3.1.1 裂缝的产状 |
| 3.1.2 裂缝的密度 |
| 3.1.3 裂缝的开启性与封闭性 |
| 3.2 人工裂缝发育特征 |
| 第四章 油水分布规律 |
| 4.1 油水层判别标准研究 |
| 4.1.1 测井资料的质量检查 |
| 4.1.2 测井曲线的校正与应用 |
| 4.1.3 油水层的解释和判识标准 |
| 4.1.4 解释修改 |
| 4.2 油水平面分布特征 |
| 4.3 油水垂向分布特征 |
| 第五章 油水分布主控因素研究 |
| 5.1 沉积微相对油水分布的影响 |
| 5.2 裂缝对油水分布的影响 |
| 5.2.1 天然裂缝对油水分布的影响 |
| 5.2.2 人工裂缝对油水分布的影响 |
| 5.3 微型构造对油水分布的影响 |
| 5.3.1 微型构造形成机理以及特征 |
| 5.3.2 微型构造控制原始油水分布 |
| 5.3.3 微型构造控制剩余油分布 |
| 5.4 断层组合对油水分布的影响 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
| 1 储层渗流特征 |
| 1.1 微缝—基质系统渗流特征 |
| 1.2 显裂缝系统渗流特征 |
| 2 地应力场变化规律 |
| 3 恢复水平应力场非均一化的综合调整 |
| 3.1 注采系统调整 |
| 3.2 限压注水 |
| 3.3 周期轮换注水 |
| 4 现场应用效果 |
| 4.1 注采系统调整效果 |
| 4.2 限压注水结合周期轮换注水调整效果 |
| 5 结束语 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的依据及意义 |
| 1.2 孔隙结构研究方法 |
| 1.3 低渗透储层的孔渗特征 |
| 1.4 低渗透油藏分类方法研究现状 |
| 1.5 低渗透油藏开发对策研究现状 |
| 1.6 主要研究内容 |
| 第二章 大庆外围油田孔隙结构特征研究 |
| 2.1 孔隙结构描述参数 |
| 2.2 恒速压汞方法 |
| 2.2.1 恒速压汞原理 |
| 2.2.2 孔隙结构特征 |
| 2.3 岩心解剖分析法 |
| 2.3.1 配位数分布规律 |
| 2.3.2 迂曲度分布规律 |
| 2.3.3 形状因子分布规律 |
| 2.3.4 分形维数 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 大庆外围油田渗流特征 |
| 3.1 可动流体饱和度 |
| 3.1.1 核磁共振测试原理 |
| 3.1.2 可动流体饱和度分布规律 |
| 3.2 启动压力 |
| 3.2.1 低渗透储层非线性渗流规律 |
| 3.2.2 水驱启动压力梯度 |
| 3.2.3 气驱启动压力梯度 |
| 3.3 相对渗透率曲线 |
| 3.3.1 渗透率对相渗曲线的影响 |
| 3.3.2 孔喉大小对相渗曲线的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 大庆外围油田分类方法研究 |
| 4.1 聚类方法及原理 |
| 4.1.1 数据变换方法 |
| 4.1.2 相似距离 |
| 4.2 聚类分析步骤 |
| 4.2.1 分类参数选择 |
| 4.2.2 数据变换处理 |
| 4.2.3 计算聚类统计量 |
| 4.2.4 聚类分析结果 |
| 4.3 外围油田分类 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 低渗透油田开采方法研究 |
| 5.1 井网加密调整方法 |
| 5.1.1 加密作用 |
| 5.1.2 加密调整方式 |
| 5.1.3 不同渗透率油藏加密效果分析 |
| 5.2 非常规开采方法 |
| 5.2.1 超前注水 |
| 5.2.2 二氧化碳驱 |
| 5.2.3 注空气采油方法 |
| 5.2.4 径向钻孔技术 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 大庆外围油田开发对策 |
| 6.1 地质特征分析 |
| 6.2 开发状况分析 |
| 6.3 不同区块开发对策研究 |
| 6.3.1 Ⅰ类区块开发对策 |
| 6.3.2 Ⅱ类区块开发对策 |
| 6.3.3 Ⅲ类区块开发对策 |
| 6.3.4 Ⅳ类区块开发对策 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 参加科研项目情况 |
| 获奖情况 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
