张园园[1]（2021）在《鄂尔多斯盆地天环坳陷南段中生界断裂特征及其对长8油藏的影响作用》文中研究表明断裂构造控制着油气的成藏,厘清断裂发育特征是促进油藏增储增产的关键。天环坳陷南段位于鄂尔多斯盆地边缘强烈变形与盆内弱变形的过渡转折区,中-新生界断裂构造十分复杂。为了进一步明确该区长8段油气富集规律,本文在背景资料搜集与背景调研的基础上,重点通过测井联合连片高精度三维地震的方法,查清了中生界断裂属性特征,明确了断裂类别与构造单元的划分结果,分析了中生代以来的断裂成因与演化机制;结合重点井区实例分析,剖析了长8段油藏的动态形成过程,并提出了断裂-烃源岩-储集体之间的多种配置模式;基于此,探讨了中生代以来主要构造运动的石油地质意义,重点理清了不同规模断裂构造对油气成藏的影响作用,并明确指出了研究区长8段油藏富集高产的主要控制因素。通过地质分析法与多种三维地震解释技术相结合,明确了天环坳陷南段中生界发育复杂断裂体系。除大量高角度裂缝外,北西向、北东东向以及近东西向三组断层十分发育,平面上呈线状延伸、具有走滑性质,剖面上高陡产状、不易识别。中生代以来,断裂先后经历了印支运动、燕山运动、喜山运动的旋回改造与影响,形成了区带级断裂、圈闭级断裂、层组间断裂等,将研究区划分为北部镇原缓坡带与南部平凉-泾川陡坡带两个次级构造单元。综合地化分析与盆地模拟等结果,明确了长8段油藏由上覆长7段深湖-半深湖相油页岩主力供烃。该套烃源岩于中侏罗世晚期开始生烃,并在早白垩世末达到生油高峰,现今处于中成熟-成熟阶段。通过测井岩性数据统计及钻井岩心观察与描述,阐明了长81重点产油层段发育北东-南西向辫状河三角洲分流河道、支流间湾微相沉积;砂体虽呈薄层产出,但其几何连通性较好。综合4个重点井区的含油性统计结果,根据断裂组合样式、断距与源-储间距的相对关系,划分了断裂与源储间的配置类型,具体包括源储直接接触地垒式、源储非直接接触地垒式等多种模式。借助烃类包裹体荧光测试、烃类伴生盐水包裹体测温以及激光拉曼光谱分析技术等,厘定了长8段油气充注起始于晚侏罗世。通过物性与含油显示之间的相关性分析,确定了长81小层原油充注的物性条件。借助岩心及矿物薄片分析测试、X衍射定量检测等,查明了长81储层以低孔低渗、低孔特低渗的岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,现今处于中成岩A期。其中,早成岩阶段的持续压实作用、早成岩B期以来的多次胶结作用是储层加速致密化的关键,对此,采用成岩作用效应模拟的方法恢复了砂岩古孔隙度。进一步结合断裂发育史,将构造演化-储层成岩-原油充注进行匹配分析,总结出长8段油藏形成过程分别为:初始沉积形成、早期低丰度原生岩性油藏形成、中期构造-岩性复合型油藏发育、晚期较高丰度的分散状次生油藏沿断裂带聚集等四个阶段,指明了早白垩世末期为长8段油藏形成的关键。不同时期的构造运动、不同规模的断裂构造均会对延长组油藏的形成产生不同的作用效果。印支运动奠定了研究区基础构造格架,中-晚期燕山运动决定了油气成藏的关键,喜山运动则定格了油藏的最终分布状态。区带级断裂控制了研究区沉积特征及构造格局,圈闭级断裂影响了油气藏类型并决定了烃类有效输导,层组间断裂则主要改善了储层物性。只有富油断裂、结网河道砂体与烃源岩三者在空间上有效匹配,才能共同决定油藏的富集位置和产出程度。就研究区长81小层而言,砂地比大于50%的结网河道砂岩,匹配中等规模的地垒式断裂与源-储配置样式,最易富集高产油藏。
刘念[2]（2020）在《冀中坳陷典型潜山带油气成藏机理研究》文中研究表明潜山油气勘探是冀中坳陷油气勘探的重要领域,随着勘探程度的深入,迫切需要油气成藏机理的理论研究来指导下一步的油气勘探实践。本论文以冀中坳陷北部河西务反转型斜坡潜山带和南部束鹿继承型斜坡潜山带两个典型潜山带为研究对象,基于含油气系统的研究思路,综合应用地质、地球物理和地球化学手段,运用有机和无机地球化学相结合、静态解剖与动态过程研究相结合的方法,明确了烃源灶规模及演化史,揭示了油气成因类型及来源,分析了油气成藏主控因素与机理,建立了油气成藏模式。本论文取得了以下主要认识:（1）冀中坳陷晚古生代以来的热历史经历了早白垩世晚期和始新世晚期两期热流高峰,其热流值分别为78 mW/m2～82 mW/m2和80 mW/m2～85 mW/m2。（2）冀中北部石炭-二叠煤系烃源岩二次生烃门限约为3550 m,二次生烃范围主要集中在廊固凹陷东部、武清凹陷、文安斜坡西北部以及杨村斜坡西部,对河西务潜山带天然气的贡献率为50%～80%。（3）河西务潜山带南、北部原油来源具有差异性,北部潜山原油主要来源于古近系孔店组-沙四段和石炭-二叠系混源,南部潜山原油主要来源于古近系孔店组-沙四段烃源岩。而束鹿潜山带洼中隆和斜坡带原油均来源于束鹿凹陷古近系沙三下段烃源岩。（4）建立了河西务潜山带双洼供烃-断层和不整合输导-多层系聚集和单洼供烃-不整合输导-顶部聚集的两种油气成藏模式,其中供烃、储层条件和油气输导体系的差异是河西务潜山带南、北潜山油气成藏差异的主控因素。（5）建立了束鹿潜山带近源断层输导断背斜聚集和远源不整合输导反向断块-高潜山聚集的两种油气成藏模式,其中供烃、保存条件以及反向断层遮挡是造成束鹿潜山带洼中隆和斜坡带油气性质和富集差异的主控因素。本论文研究结果不仅丰富了潜山油气地质理论,同时也为冀中坳陷潜山油气勘探提供了理论基础和科学依据。
王兆生,董少群,孟宁宁,刘道杰,高微[3]（2020）在《渤海湾盆地高尚堡深层低渗透断块油藏缝网系统及其主控因素》文中指出渤海湾盆地高尚堡深层低渗透断块油藏油气资源丰富,储层实施压裂后,人工裂缝与天然裂缝构成的缝网系统控制着油藏的渗流。开展缝网系统及其主控因素分析,对于油藏压裂方案制定和开发效果提升具有重要意义。综合应用岩心、成像测井、地层倾角测井和微地震监测等资料,分析了高尚堡深层低渗透断块油藏天然裂缝、人工裂缝和地应力的发育特征,揭示了研究区缝网系统的分布模式和主控因素。结果表明:研究区天然裂缝较为发育,高角度构造剪切裂缝是其主要类型。裂缝在古近纪和新近纪末期两期构造作用下形成。发育有NEE-SWW向、NW-SE向和近EW向3组裂缝,其中以NEE-SWW向裂缝最为发育。现今最大水平主应力优势方位为N75°～85°E,受现今地应力影响,NEE-SWW向天然裂缝开度大,是油藏渗流的优势方位。人工裂缝近似为垂直缝,延伸的优势方位为N80°～90°E,平均缝长136 m,平均缝高17.4 m。高尚堡深层断块油藏缝网系统的分布模式受控于人工裂缝与地应力和天然裂缝的耦合关系,缝网系统的主要控制因素是天然裂缝、地应力和断层。
史雪冬[4]（2020）在《高渗和低渗强水窜油藏提高采收率技术适应性研究》文中指出在具有强非均质性或历经长期注水冲刷的高渗油藏和裂缝发育的低渗透油藏中,注入水沿窜流通道定向快速无效流动,导致井组或井组中特定方向上油井暴性水淹。本文以这类常见的强水窜油藏或其中局部强水窜区域为对象,采用物理模拟实验方法,研究其开采动态和剩/残余油分布的特殊性和提高采收率面临的特殊难点;探索适宜的提高采收率方法。研制注采井间具有特高渗条带的注采井组物理模型,模拟强非均质高渗油藏或其中局部区域。利用该模型所得到的含水饱和度动态分布结果表明,在无水采油期,水驱前缘向油井方向快速推进;水驱前缘突破后继续注水的波及区域没有明显扩大。这类特殊油藏或其局部区域注采井间提高采收率的主要潜力是未波及区内大面积连片剩余油。采用均质储层井网模型和非均质模型进行水驱实验,实验结果表明,即便不存在定向特高渗条带等极端的特殊情况,高渗油藏也会因长期注水冲刷形成强水窜通道,其含水饱和度分布严重不均。这类均质（或弱非均质）高渗油藏强水窜形成后,残余油饱和度较高的中/弱水洗区体积巨大,剩余油分布高度分散。本文研究结果表明,强非均质高渗油藏或注采井间具有特高渗条带局部区域,形成强水窜后,采用聚合物驱有效,但效果有限;在油藏中强水窜局部区域内,采用原井网注高浓度聚合物段塞与水窜方向油井改注的深调-井网调整复合方法,可有效地动用连片剩余油。据此,本文提出了强非均质（或局部强非均质）高渗油藏强水窜后整体调剖-驱油与局部井网调整相结合的提高采收率方法。均质储层井网模型和非均质模型水窜后提高采收率方法适应性的研究结果表明,高渗油藏中一旦形成强水窜,不论是持续长时间水驱还是表面活性剂驱,均只能驱出强水洗区和少量中水洗区内的残余油,剩余油动用状况基本未得到改善;聚合物驱等常规化学驱可提高中/弱水洗区残余油的驱替效率,但对强水窜通道的实际封堵能力和作用范围有限,对高度分散的剩余油启动效果受限。模拟实验结果表明,强乳化驱油剂兼具洗油与微调的双重功能,可有效驱替油藏中体积巨大的中/弱水洗区残余油;聚合胶体微粒（PCP）可以实现强水窜油藏深部驱替剖面的有效调整。据此提出并证实利用聚合胶体微粒（PCP）深调段塞与强乳化驱油剂段塞组合优势叠加的协同效应,是强水窜高渗油藏提高采收率的有效方法。由实测的水驱含水饱和度分布图可以直观地看出,非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱过程中,油水前缘沿油水井方向和高渗条带快速推进,形成远比高渗油藏更强的水窜;即使是在端面均匀注入理想条件下的低渗均质模型,也会很快形成狭窄的水窜通道。在低渗储层模型狭小的水驱波及区域内,强水洗区的比例远远小于高渗油藏。与高渗油藏水驱后剩余油高度分散的特征相比,低渗油藏水驱后剩余油主要为大量连片基质原油。几种典型模型水驱波及效率与渗透率均具有正相关性,随渗透率的降低波及效率急剧降低。定义驱替水采出量与驱替水注入量之比为无效循环水率,以此作为定量表征特定油井水窜程度的参数。基于无效循环水率动态曲线,建立了同比条件下评价不同油藏或不同区域（井组）水窜强度的水窜系数,得到了“水窜系数”与渗透率的实验规律——不论是非均质（裂缝）模型、注采井组模型,还是端面均匀注入的均质模型,水窜系数随着与渗透率降低而增加。据此,实现了对低渗油藏水驱比高渗油藏更容易形成强水窜的定性认识向量化规律的发展。根据本文的实验结果,明确了低渗油藏水驱后提高采收率的潜力为低渗（或致密）基质中连片剩余油和分布于狭窄弱/中水洗区的残余油。对比聚合物、超低界面张力活性剂和强乳化活性剂在低渗-高渗均质模型驱油实验结果,证明因注入性问题,聚合物驱在低渗储层中不适用。非均质（裂缝）低渗油藏模型和均质低渗油藏井组模型水驱后,采用超低界面张力活性剂驱,采收率增幅很低;实测的含水饱和度分布表明,超低界面张力活性剂仅仅驱出了模型中强水洗区的部分残余油,不仅是剩余油未被驱动,弱水洗区内的残余油也未被驱出。水驱后采用强乳化驱油剂驱,低渗模型的采收率增幅明显高于超低界面张力活性剂驱;由含水饱和度分布的分析对比可知,强乳化驱油剂驱不仅驱出弱水洗和中水洗区中的残余油,而且明显地扩大了波及区,驱动了部分剩余油。水驱后采用胶粒分散体系段塞与强乳化剂段塞组合,可大幅度提高采收率;由其含水饱和度分布可以地看到,不论是均质井组模型还是非均质模型中,波及区域明显增大,低渗基质中很大一部分剩余油被驱动。针对低渗油藏面临的基质剩余油驱动和水窜通道治理与利用的特殊难点,确定了利用聚合胶体微粒（PCP）分段式封堵水窜通道、利用强乳化剂段塞辅助封堵、利用低粘驱油剂局部驱动基质剩余油的分段调堵-局部驱动提高采收率方法。
马铨峥[5]（2020）在《致密油储层弹性开采及注气吞吐规律研究规律研究》文中研究表明随着油气需求量的增加,致密油已经成为我国油气资源的重要组成部分。与常规油藏相比,新疆吉木萨尔致密油藏储量丰富,开发潜力大,但埋藏深、高温高压、孔隙结构复杂、弹性开采规律及影响因素尚不明确。弹性开采采出程度低、剩余油含量高,后期注水开发难度大、效果差;CO2吞吐、N2吞吐能高效提高低渗、特低渗透油藏采出程度,但能否有效提高致密油储层采出程度尚需研究。因此,研究致密砂岩储层孔隙结构、开展致密储层弹性开采物理模拟实验、分析弹性开采效果影响因素、研究注气吞吐效果影响因素及剩余油产出特征、评价注气增产的可行性,对致密油藏合理高效开发具有重要作用。首先,采用铸体薄片、氦孔隙度测定仪、偏光显微镜和扫描电镜等仪器对致密砂岩储层岩性、物性和储集空间特征进行描述;根据压汞实验获得毛管压力特征曲线,将致密储层划分为裂缝型储层、孔隙型储层和开发价值小的储层3类;根据核磁共振测试结果将致密储层孔喉划分为纳米级孔喉、微-纳米孔和微米级以上孔喉（微米孔-中孔-大孔简称）;根据微-纳米CT测试结果对储层孔隙结构进行定量表征。其次,基于改进的致密油藏高温高压弹性开采实验装置,通过一系列物理模拟实验研究了致密储储层弹性开采规律,分析了生产压力、渗透率、黏度以及气油比对弹性采出程度的影响,建立了适用于致密油储层弹性采出程度预测模型;通过核磁共振测试技术测试不同条件下流体的分布,分析了致密储层弹性开采过程中孔隙中原油的动用特征。再次,在弹性开采的基础上,模拟油藏条件进行一系列室内CO2吞吐物理模拟实验,分析了CO2吞吐规律以及吞吐周期、生产压力、渗透率、黏度、焖井时间等因素对CO2吞吐效果的影响,评价了致密储层CO2吞吐的可行性,并定性分析了CO2吞吐提高采收率机理;通过核磁共振技术测量不同吞吐周期的剩余油分布,研究了致密油储层CO2吞吐过程中剩余油的产出特征。最后,在弹性开采基础上,进行一系列室内N2吞吐物理模拟实验,分析了吞吐周期、生产压力、渗透率、黏度以、焖井时间等因素对N2吞吐效果的影响,并通过对比分析明确了致密油储层CO2吞吐和N2吞吐提高采出程度可行性。
董鹏[6]（2020）在《深层低渗透油藏CO2驱油藏工程参数优化研究》文中进行了进一步梳理大港油田叶21-22断块具有复杂的断层构造,并且平均埋深3800米,平均渗透率1md,是典型的低渗透断块油藏。由于地层断裂复杂并且储层物性差,叶21断块采用注水开发8年采出程度仅4%,目前存在储层水敏严重,注水注不进,憋压严重的问题。而气驱是改善低渗油藏开发效果的有效方法,与传统的驱油方式相比,气体有注入能力强,驱油效率高,无水敏等特点。因此,本文以叶21-22断块为研究对象,以数值模拟为手段进行CO2驱开发参数研究及效果评价。首先,通过分析目标区块地质及流体特点,明确了目标区块适合进行CO2驱。其次,建立了适用于叶三拨油田的CO2最小混相压力神经网络预测模型,为日后开发及时掌握混相程度提供了便捷工具。之后,建立水力压裂-CO2驱机理模型,研究了主要因素对最终采收率的影响,并使用拉丁超立方体抽样实验设计研究了开发中不同时刻的主控因素,为今后开发调整提供理论指导。最后,建立叶21-22断块的地质模型及数值模型,分别为叶21断块和叶22断块设计多套开发方案进行优选,并对最优方案进行开发参数优化,对最优方案进行了开发效果预测。结果表明,生产井采用大斜度井,并在早期进行水力压裂以弥补初期产量的开发方式不但可以获得最优的最终采收率,还能实现开发初期的稳产,最终叶21-22断块平均提高采收率达23.9个百分点。
靳世磊[7]（2020）在《HH油田注气提高采收率可行性实验研究》文中提出HH油田为典型的低孔特低渗致密砂岩油藏,平均孔隙度为10.8%,平均渗透率为0.4m D。注水开发过程中,整体表现为:注水压力高、吸水指数低、注水开发效果差。选择合适的开发方式成为提高HH油田采收率的重中之重。注气驱作为一种有效的提高采收率技术极具潜力和发展前景,已经在国内外油藏开发中得到广泛应用。本文以HH油田为研究对象,在安全可控的基础上,选取CO2和10%减氧空气为注入气,设计并开展了一系列注气提高采收率室内实验研究,主要包括:地层原油相态特征实验、注气膨胀实验、长细管实验、单管基质长岩心驱替实验和基质+裂缝双管并联长岩心驱替实验,系统的评价了不同注入压力、不同注入介质、不同驱替方式等对驱油效率的影响及注气的可行性,取得了以下的结论和认识:（1）地层原油相态特征实验表明:地层原油的饱和压力为6.5MPa,为低饱和压力、低粘度、低气油比、地饱压差大的普通轻质油,具有一定的体积膨胀能量,在开发初期可依靠自身能量开采。（2）注气膨胀实验表明:随着两种气体（CO2/减氧空气）注入量的增加,地层原油饱和压力均呈现快速上升的趋势,在地层温度（72℃）、压力（19MPa）条件下难以形成混相,属于典型的非混相驱特征;两种气体的注入均能够起到增溶膨胀的作用,CO2的增溶膨胀和降粘能力优于减氧空气。（3）长细管驱替实验表明:注入压力越大,气驱采收率也就越大,压力变化对CO2驱的影响较大,对减氧空气驱影响较小,并且在地层温度压力下CO2驱和减氧空气驱最终采出程度均小于90%,表现为非混相驱,与注气膨胀实验结果相符;当减氧空气中含氧量低于10%时,含氧量变化对原油采收率的影响不大。（4）单管基质长岩心驱替实验表明:气水交替驱油效率高于纯气驱和纯水驱驱油效率,CO2的驱油效率高于减氧空气驱油效率。（5）基质+裂缝并联双管长岩心驱替实验表明:在裂缝发育的非均质储层中,注水开发易沿裂缝突破,高含水采油期长,气水交替驱能有效的改善流度比,在一定程度上降低裂缝储层非均质性的影响,从而更好的提高驱油效率;从基质岩心和裂缝岩心的采出程度对比可以看出,裂缝的存在严重阻碍了基质岩心中油的采出,裂缝储层的剩余挖潜机会不大,所以挖潜目标应放在基质储层或未波及区域。
冯月丽[8]（2019）在《特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究》文中进行了进一步梳理特低渗裂缝性油藏基质渗透率低,裂缝是主要的渗流通道,而裂缝通常具有较强的压力敏感及各向异性特征。当油藏压力变化时,不同方向的裂缝会表现出不同的变形特征,导致油水渗流规律更加复杂,严重影响特低渗裂缝性油藏的水驱开发效果。本论文针对裂缝方向对裂缝压力敏感变形特征的影响,及其对特低渗裂缝性油藏渗流规律的影响进行研究,以期为此类油藏的开发调整提供新思路。首先基于相似理论建立了定容边界裂缝性介质渗流物理模拟方法,该方法具有造缝简单、模型可视、裂缝可控的优点。利用该方法开展了单组不同方向裂缝的压力敏感实验,结果表明:相同压力条件下,裂缝性介质的流量随裂缝角度（裂缝方向与宏观压力梯度方向的夹角）的增大而减小,裂缝开度和渗透率的变化率随裂缝角度的增大呈现出先增大后减小的特征。基于上述实验规律,结合理论分析,建立了考虑裂缝方向性的压力敏感方程,其计算结果与实验数据及半解析渗透率模型的计算结果均吻合较好。应用该压力敏感方程分析了单组裂缝对渗透率张量主值的影响,研究结果表明,单组裂缝渗流介质中裂缝变形只对渗透率主值大小有影响。其次利用多组多角度裂缝定容物理模拟实验和数值计算结果,分析了裂缝角度、间距、弹性参数对多组缝介质渗透率张量主值变化的影响:不同角度裂缝开度变化率不同,会改变两组裂缝渗透率的相对大小关系;不同角度裂缝在相同压力条件下变形程度不同使得渗透率主值方向发生旋转,这种现象将会导致油藏注水开发过程中注入水渗流方向发生改变,使得原井网难以实现预期的开发效果。随后以新建立的考虑裂缝方向性的压力敏感方程为基础推导建立了特低渗裂缝性油藏面积井网的产能模型,分别分析了不同裂缝方向、注采压差等参数对五点井网、反七点井网、反九点井网、菱形反九点井网产能的影响,结果表明裂缝角度为45°时产能最大;菱形反九点井网产能最高。裂缝开度变化率越大,相应井网单元的产量越小。压力敏感程度越强,相同井网条件下极限井距越小,说明压力敏感效应使得特低渗裂缝性油藏开发难度加大,需要加密井网开发。最后利用考虑裂缝方向性的压力敏感方程,建立了考虑不同方向裂缝压力敏感效应的油气水三相渗流数学模型,编制了裂缝压力敏感数值模拟软件模块,研究了裂缝方向对特低渗裂缝性压敏油藏渗流场的影响,研究结果表明:裂缝角度为45°时井网单元的采出程度最高;对于裂缝性压敏油藏,注采系统调整的原则是实现反九点井网面积注水。综合上述研究结果,结合裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏和重组作用,针对特低渗裂缝性油藏裂缝方向性压敏效应造成的注入水流动方向改变现象,提出了两条开发调整思路:1)为了使最大渗透率主值方向与井排方向夹角处在满足原始井网单元注采关系不被破坏的范围内,水驱开发过程中需要保持合理的地层压力;2)可利用裂缝方向性压敏效应造成的渗透率主值方向旋转现象,调整地层压力,使注入水沿有利方向流动。本论文的研究成果,发展了裂缝各向异性压敏介质渗流理论,能够为特低渗裂缝性压敏油藏的产能预测及注水井网调整提供理论基础。
徐珂[9]（2019）在《南堡凹陷高尚堡油藏现今地应力研究》文中认为本文通过岩石力学试验、测井资料计算及地震属性相结合的方法,构建了南堡凹陷高尚堡油藏目的层Es32+3的三维岩石力学场,明确了其岩石力学性质。利用井壁崩落、波速各向异性、声发射、差应变及水力压裂法确定了井点现今地应力方向及数值。以单井地应力状态为约束,采用Petrel与Ansys联合建模技术,开展了高尚堡油藏Es32+3现今地应力场的三维精细预测,分析讨论了影响油藏地应力的动、静态因素,将地应力的研究成果应用于压裂裂缝及构造裂缝的预测,并针对高尚堡油藏压裂开发提出了相应建议。通过开展巴西劈裂试验、单轴/三轴压缩试验、不同流体条件及不同温度下的三轴压缩试验,明确了围压、埋深、岩性、流体及温度等因素对岩石力学性质的影响。结果表明,高尚堡油藏岩石力学性质差异较大,具较强的非均质性。岩石的矿物组分、结构及胶结程度极大的决定了岩石力学性质。储层流体与温度的力学效应及物理化学作用造成了岩石力学性质的弱化,多相流体不同的混合比例引起岩石力学性质发生规律性的变化,在100℃左右的温度下,不同形式水的逸散是造成岩石力学性质变化的主要因素。在岩石力学试验的基础上,结合测井计算与地震层速度属性,构建了高尚堡油藏Es32+3三维岩石力学场,其弹性模量主要在介于10～50GPa之间,泊松比主要集中在0.20～0.27,岩石密度在三维空间上的数值主要介于2.05～2.60g/cm3,岩石力学参数在断块内及断块间差异比较明显。将其作为高尚堡油藏非均质应力场精细预测所用的岩石力学参数,赋予到有限元模型的每一个网格单元中。以井壁崩落、波速各向异性、声发射、差应变及水力压裂等多种地应力测试结果为约束,借助Petrel与Ansys联合建模技术,开展了高精度三维非均质应力场精细预测。综合高尚堡油藏井点现今地应力特征及现今应力场的三维空间分布,结果表明,高尚堡油藏最大水平主应力方向总体为NE～NEE向,变化范围在NE58～86°,同一断块内部最大水平主应力方向比较统一,变化比较均匀,而不同断块的方向差异较为明显。地应力值总体呈西低东高,地应力状态在480m和1500m处发生两次转换,目的层范围内,满足SV>SHmax>Shmin,且Shmin为挤压应力,属于Ia类地应力状态。高尚堡油藏层间地应力差异明显,划分了5种地应力剖面类型,为:“高低高”型、“低低高”型、“高低低”型、“互层”型以及“低低低”型。基于实测地应力数据、地应力测井计算与应力场数值模拟结果,并结合理论计算,定量分析了埋藏深度、岩性、断层、构造形态等静态因素以及孔隙流体、温度、压裂裂缝等动态因素对油藏地应力的影响。地应力分量及应力系数与埋深呈较好的线性关系,埋深增大,地应力的离散性降低,而地应力方向受埋深的影响不大;岩性与水平主应力的关系较为显着,而垂向主应力与岩性未表现出明显的关系,在岩性界面处往往发生应力值的突变与应力方向的偏转,岩性的差异是造成高尚堡油藏地应力数值分布不均匀与断块内地应力方向变化的重要原因;断层是影响高尚堡油藏地应力分布的最主要因素,其规模、形态、组合样式、充填、倾角、走向对地应力方向与数值的分布均有显着影响;构造形态对水平应力的影响非常显着,对垂向应力的影响较弱;孔隙流体通过改变岩石力学性质和孔隙压力影响了现今应力场,在注水开发的过程中,增大了孔隙压力并弱化了岩石力学性质,导致井口周围地应力状态发生改变,孔隙压力对井口周围地应力的影响远超过岩石力学性质改变带来的影响;油藏温度主要源于地温与注水,地温影响区域地应力场的分布,但影响程度不高,井眼注水不但造成地应力大小的改变,还引起应力方向的偏转,但是影响范围有限;压裂裂缝与地应力相互影响,压裂裂缝的形成与扩展主要受控于现今地应力状态,还能够引起井筒周围局部应力场的扰动,应力场的改变方式又决定了重复压裂缝的扩展方式及形态。在明确天然裂缝分布的基础上,结合数值模拟与理论计算,明确了井筒周围应力状态与天然裂缝逼近角对压裂裂缝扩展方式的影响。结果表明,当逼近角较低（一般小于45°）,压裂裂缝容易被捕获;中等逼近角时（45°～60°）,压裂裂缝被天然裂缝捕获后既有可能从其尖端转向扩展,又具有直接穿出天然裂缝的可能;高逼近角时（接近90°）,压裂裂缝容易穿过天然裂缝,并在天然裂缝尖端发生双转向,是形成复杂网状裂缝的有利条件。过井筒的天然裂缝不宜多也不宜少,过多易发生压裂液漏失,过少不利于沟通缝网。井筒周围水平应力差（或比值）越大,压裂裂缝越容易直接穿过天然裂缝,延伸方向越趋于最大水平主应力方向,且延伸越远、裂缝面越平直,但不利于形成复杂缝网。将高尚堡油藏现今地应力研究成果应用于压裂开发上,并提出相应建议。认为考虑了孔隙压力与压裂液渗透的R.Douglas公式是适用于高尚堡油藏地层破裂压力计算的有效方法;根据不同层位剖面最小主应力,推荐了相应的支撑剂类型,在不同深度应分别采用石英砂、52MPa陶粒及69MPa陶粒作为支撑剂。由于压裂裂缝改变了油藏中渗流的方式,在综合考虑天然裂缝和最大水平主应力方向对注水开发影响的基础上,建议采用“五点法”进行井网的部署,注采主流线应与压裂裂缝的延展方向错开45°。
郝宏达[10]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中研究说明在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
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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 选题背景及意义 |
| 1.1.1 题目来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 断裂识别与刻画 |
| 1.2.2 镇泾地区中-新生界构造特征与演化 |
| 1.2.3 延长组致密油控藏因素 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果与创新点 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 盆地构造特征 |
| 2.2 研究区延长组地层展布 |
| 2.2.1 小层划分 |
| 2.2.2 地层对比 |
| 2.3 长8 段含油性评价 |
| 2.3.1 测井解释含油性评价 |
| 2.3.2 录井显示含油性评价 |
| 第三章 中生界断裂构造识别与刻画 |
| 3.1 地质分析法识别裂缝 |
| 3.1.1 野外露头及岩心裂缝观察 |
| 3.1.2 常规测井结合成像测井识别裂缝 |
| 3.1.3 钻、录井参数异常识别裂缝 |
| 3.2 三维地震解释分析法识别断裂 |
| 3.2.1 三维地震资料品质 |
| 3.2.2 构造解释流程 |
| 3.2.3 层位标定及其特征 |
| 3.2.4 断层解释与刻画 |
| 3.2.5 层面构造精细解释 |
| 3.2.6 断裂展布平面预测 |
| 第四章 中生界断裂构造特征与演化 |
| 4.1 断裂几何学特征 |
| 4.1.1 剖面特征 |
| 4.1.2 平面特征 |
| 4.2 构造单元划分及其特征 |
| 4.2.1 镇原-西峰缓坡带 |
| 4.2.2 平凉-泾川陡坡带 |
| 4.3 中-新生代构造成因与演化 |
| 4.3.1 盆地基底断裂特征 |
| 4.3.2 中-新生代构造演化 |
| 4.4 中生界断裂分级 |
| 第五章 断裂与源-储配置关系 |
| 5.1 长7 段烃源岩展布特征 |
| 5.1.1 沉积背景 |
| 5.1.2 空间分布规律 |
| 5.2 长8 段砂泥岩展布特征 |
| 5.2.1 长8_1小层 |
| 5.2.2 长8_2小层 |
| 5.2.3 砂体连通性评价 |
| 5.3 烃源岩与储层接触关系 |
| 5.4 断裂与源-储组合类型及模式 |
| 第六章 长8 段油气成藏过程解剖 |
| 6.1 静态地质特征 |
| 6.1.1 井区构造特征 |
| 6.1.2 地层展布与砂体连通性 |
| 6.1.3 圈闭及油气藏类型 |
| 6.2 烃源岩特征与热演化 |
| 6.2.1 烃源岩地化特征 |
| 6.2.2 烃源岩热演化史分析 |
| 6.3 储层特征与成岩演化 |
| 6.3.1 砂岩储层特征 |
| 6.3.2 成岩作用类型 |
| 6.3.3 成岩演化及古孔隙度恢复 |
| 6.4 构造演化-成岩-成藏匹配关系 |
| 6.4.1 油气成藏期次与时间 |
| 6.4.2 原油充注物性下限 |
| 6.4.3 油藏动态形成过程 |
| 第七章 构造控藏作用与油藏富集高产主控因素 |
| 7.1 构造作用对油气成藏的影响 |
| 7.1.1 构造运动对成藏的影响作用 |
| 7.1.2 断裂构造差异控藏 |
| 7.2 油藏富集高产主控因素 |
| 7.2.1 砂岩展布状况 |
| 7.2.2 成藏期储层物性 |
| 7.2.3 富油断裂发育规模 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 烃源灶研究现状 |
| 1.3.2 油气成因类型与来源研究现状 |
| 1.3.3 潜山油气成藏机理研究现状 |
| 1.3.4 研究区研究现状 |
| 1.4 存在问题 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 1.6 研究思路与技术路线 |
| 1.7 完成的主要工作量 |
| 1.8 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 沉积地层发育特征 |
| 2.3 油气地质特征 |
| 2.3.1 烃源岩特征 |
| 2.3.2 储层和盖层特征 |
| 2.3.3 油气分布特征 |
| 第3章 热史及重点生烃凹陷烃源灶演化 |
| 3.1 热演化史 |
| 3.1.1 样品采集与测试 |
| 3.1.2 古温标数据 |
| 3.1.3 热史恢复 |
| 3.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.2.1 古近系烃源岩 |
| 3.2.2 石炭-二叠系烃源岩 |
| 3.3 烃源灶演化 |
| 3.3.1 古近系烃源灶 |
| 3.3.2 石炭-二叠系烃源灶 |
| 第4章 典型潜山带油气成因与来源 |
| 4.1 河西务潜山带油气成因与来源 |
| 4.1.1 天然气地球化学特征 |
| 4.1.2 天然气成因类型 |
| 4.1.3 天然气来源分析 |
| 4.1.4 原油宏观物性和化学组成 |
| 4.1.5 油源分析 |
| 4.2 束鹿潜山带原油成因与来源 |
| 4.2.1 原油宏观物性和化学组成 |
| 4.2.2 油源分析 |
| 第5章 典型潜山带油气成藏特征 |
| 5.1 反转型斜坡潜山带油气成藏特征——河西务潜山带 |
| 5.1.1 油气藏类型及分布特征 |
| 5.1.2 油气成藏条件 |
| 5.1.3 油气充注历史 |
| 5.1.4 油气优势运移路径模拟 |
| 5.2 继承型斜坡潜山油气成藏特征——束鹿潜山带 |
| 5.2.1 油气藏类型及分布特征 |
| 5.2.2 油气成藏条件 |
| 5.2.3 油气充注历史 |
| 5.2.4 油气优势运移路径模拟 |
| 第6章 油气成藏主控因素和成藏模式 |
| 6.1 反转型斜坡潜山带油气成藏主控因素和模式——河西务潜山带 |
| 6.1.1 河西务潜山带油气成藏主控因素 |
| 6.1.2 河西务潜山带油气成藏模式 |
| 6.2 继承型斜坡潜山带油气成藏主控因素和模式——束鹿潜山带 |
| 6.2.1 束鹿潜山带油气成藏主控因素 |
| 6.2.2 束鹿潜山带油气成藏模式 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附表 |
| 个人简历 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文和专利 |
| 攻读博士学位期间参加的学术会议 |
| 攻读博士学位期间获奖情况 |
| 学位论文数据集 |
| 1 地质背景 |
| 2 缝网系统特征 |
| 2.1 天然裂缝特征 |
| 2.2 人工裂缝特征 |
| 3 人工裂缝与天然裂缝、地应力耦合关系 |
| 4 缝网系统的主控因素 |
| 4.1 天然裂缝 |
| 4.2 地应力 |
| 4.3 断层 |
| 5 结论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 实际油藏中不同类型的水窜现象 |
| 1.2.1 非均质性造成的导致水窜 |
| 1.2.2 储层及其流体特性导致的水窜 |
| 1.2.3 开采工艺导致的水窜 |
| 1.3 不同油藏中水窜治理的研究现状 |
| 1.3.1 高渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.3.2 低渗油藏中的水窜治理方法 |
| 1.4 水窜治理的存在的问题以及提高采收率技术方案分析 |
| 1.5 论文的研究内容和技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 高渗油藏中强水窜的形成及残/剩余油分布特性 |
| 2.1 实验方法的改进 |
| 2.1.1 储层模型 |
| 2.1.2 含油饱和度电阻率测试技术原理 |
| 2.1.3 仪器校准以及数据标准量化 |
| 2.2 具有定向高渗条带的注采井间水窜及开采动态 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 井组采油动态曲线分析 |
| 2.2.3 单井采油动态曲线分析 |
| 2.2.4 强水窜油藏水驱开采动态综合分析 |
| 2.3 高渗油藏水窜后残余油和剩余油分布以及潜力 |
| 2.3.1 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油分布 |
| 2.3.2 强水窜油藏水窜后残余油和剩余油潜力分析 |
| 2.3.3 强水窜油藏水驱后剩余油类型 |
| 2.3.4 强水窜油藏水驱后提高采收率技术方向 |
| 2.3.5 持续水驱提高驱油效率技术潜力评价 |
| 2.4 强水窜高渗油藏调整井网提高采收率技术评价 |
| 2.4.1 井网调整方案 |
| 2.4.2 调整井网水驱开采动态 |
| 2.4.3 单井水驱开采动态 |
| 2.4.4 调整井网油水饱和度动态分布 |
| 2.4.5 井网调整方案综合分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 强水窜高渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 3.1 强水窜高渗油藏残余油驱替的有效方法 |
| 3.1.1 超低界面张力体系的筛选 |
| 3.1.2 强乳化体系的筛选 |
| 3.1.3 强水窜油藏水洗区域的划分 |
| 3.1.4 不同水洗区域内不同体系驱油效果评价 |
| 3.2 强水窜高渗油藏提高波及效率的适宜方法 |
| 3.2.1 PCP聚合胶体微球的制备 |
| 3.2.2 强水窜高渗油藏不同体系提高波及效率分析 |
| 3.3 具有定向高渗条带的井网-聚驱提高采收率方法 |
| 3.3.1 井网调整与聚驱复合技术井组开采动态 |
| 3.3.2 井网调整与聚驱复合技术单井开采动态 |
| 3.3.3 井网调整-聚合物驱过程油水饱和度动态分布 |
| 3.3.4 井网调整与聚驱复合技术综合分析 |
| 3.4 强水窜高渗油藏深部-驱油方法适应性评价 |
| 3.4.1 聚驱和深部调剖-驱油体系井组开采动态 |
| 3.4.2 聚驱和深部调剖-驱油体系单井开采动态 |
| 3.4.3 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系油水饱和度动态分布 |
| 3.4.4 原井网聚驱和深部调剖-驱油体系综合分析 |
| 3.5 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.5.1 波及效率与采收率分析比较 |
| 3.5.2 强水窜高渗油藏提高采收率技术方向 |
| 3.6 强水窜高渗油藏调驱后进一步提高采收率方法 |
| 3.6.1 二次EOR开采井组开采动态 |
| 3.6.2 二次EOR开采过程油水饱和度动态分布 |
| 3.6.3 二次EOR开采综合分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 强水窜低渗油藏残/剩余油分布特性及其潜力 |
| 4.1 低渗油藏均质模型水驱特征分析 |
| 4.1.1 表征油藏水窜的几个参数 |
| 4.1.2 端面注水均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.3 渗透率变化导致的水驱前缘突进 |
| 4.1.4 注采井间均质模型水窜参数分析 |
| 4.1.5 渗透率变化导致注采井间强水窜现象 |
| 4.2 低渗非均质油藏水窜特征分析 |
| 4.2.1 非均质油藏模型以及实验装置 |
| 4.2.2 不同渗透率级差的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.3 不同渗透率级差的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.2.4 不同平均渗透率的非均质油藏水窜参数分析 |
| 4.2.5 不同平均渗透率的非均质油藏含油饱和度动态分析 |
| 4.3 裂缝性油藏水窜特征分析 |
| 4.3.1 实验模型及材料 |
| 4.3.2 裂缝性非均质岩心水窜参数分析 |
| 4.3.3 基质渗透率对水驱波及效率的影响 |
| 4.4 低渗油藏提高采收率面临的主要矛盾 |
| 4.4.1 均匀低渗基质模型水驱特征 |
| 4.4.2 非均质低渗储层模型水驱特征 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 强水窜低渗油藏提高采收率方法适应性 |
| 5.1 强水窜低渗油藏水洗区残余油有效驱替方法 |
| 5.1.1 低渗超低界面张力体系的筛选 |
| 5.1.2 低渗超低界面张力体系的驱油性能 |
| 5.1.3 低渗强乳化体系的筛选 |
| 5.1.4 低渗强乳化体系非均质调驱性能 |
| 5.2 强水窜低渗油藏剩余油驱动方法 |
| 5.2.1 超低界面张力体系对致密-低渗岩心两相驱油临界压力梯度的影响 |
| 5.2.2 强乳化体系在非均质模型中的波及效率 |
| 5.2.3 PCP聚合胶体微球体系对低渗储层孔隙的适应性评价 |
| 5.2.4 PCP聚合胶体微球在岩心中的深部运移性能 |
| 5.2.5 不同匹配因子的PCP聚合胶体微球调剖效果分析 |
| 5.3 低渗油藏水窜后提高采收率方法评价 |
| 5.3.1 聚合物在低渗油藏中驱油性能评价 |
| 5.3.2 均质岩心超低界面张力与强乳化体系提高采收率对比 |
| 5.3.3 渗透率级差对不同深部调剖-驱油体系的影响 |
| 5.3.4 深部调剖-驱油体系不同注入方式对比 |
| 5.4 调-驱协同效应驱动低渗基质原油 |
| 5.4.1 不同深部调剖-驱油体系对水驱前缘的影响 |
| 5.4.2 不同深部调剖-驱油体系对注采井间主流区的影响 |
| 5.4.3 不同深部调剖-驱油体系对非均质油藏强水窜的改善 |
| 5.4.4 不同深部调剖-驱油体系对裂缝性油藏强水窜的改善 |
| 5.4.5 低渗强水窜油藏调整思路分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6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 |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 储层孔隙结构特征研究现状 |
| 1.2.2 衰竭开采研究现状 |
| 1.2.3 注气吞吐提高采出程度研究现状 |
| 1.2.4 目前存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 第2章 新疆吉木萨尔致密油储层孔隙结构特征 |
| 2.1 基于铸体薄片的储层特征 |
| 2.1.1 储层岩性特征 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 储集空间特征 |
| 2.2 基于压汞技术的储层类型划分 |
| 2.3 基于核磁共振技术的微-纳米级孔喉类型划分 |
| 2.3.1 核磁共振测试 |
| 2.3.2 孔喉类型划分 |
| 2.4 基于微-纳米CT技术的孔喉结构表征 |
| 2.4.1 微-纳米CT实验原理及装置 |
| 2.4.2 微-纳米CT扫描实验流程 |
| 2.4.3 微-纳米CT孔隙结构定量表征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 致密油储层弹性开采规律及影响因素分析 |
| 3.1 致密油储层弹性开采物理模拟实验系统的建立 |
| 3.2 致密油储层弹性开采规律研究 |
| 3.2.1 压力变化规律 |
| 3.2.2 流量变化规律 |
| 3.2.3 采出程度变化规律 |
| 3.3 致密油储层弹性采出程度影响因素研究 |
| 3.3.1 压力对弹性采出程度的影响 |
| 3.3.2 渗透率对弹性采出程度的影响 |
| 3.3.3 流体黏度对弹性采出程度的影响 |
| 3.3.4 气油比对弹性采出程度的影响 |
| 3.4 致密油储层弹性采出程度预测模型推导 |
| 3.4.1 数学模型推导 |
| 3.4.2 模型验证 |
| 3.4.3 弹性开采主控因素分析 |
| 3.5 致密油储层弹性开采孔隙动用特征 |
| 3.5.1 致密储层含油分布特征 |
| 3.5.2 致密储层弹性开采孔隙中原油动用特征分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 致密油储层CO_2吞吐影响因素及剩余油产出规律研究 |
| 4.1 致密油原油高压物性测试 |
| 4.1.1 原油组分分析 |
| 4.1.2 原油-CO_2膨胀实验研究 |
| 4.1.3 CO_2-原油最小混相压力测定 |
| 4.2 致密油储层CO_2吞吐实验 |
| 4.2.1 实验材料 |
| 4.2.2 实验装置 |
| 4.2.3 实验方法 |
| 4.3 致密油储层CO_2吞吐影响因素分析 |
| 4.3.1 吞吐周期对致密油藏CO_2吞吐效率的影响 |
| 4.3.2 生产压力对致密油藏CO_2吞吐效率的影响 |
| 4.3.3 渗透率对致密油藏CO_2吞吐效率的影响 |
| 4.3.4 模拟油黏度对致密油藏CO_2吞吐效率的影响 |
| 4.3.5 焖井时间对致密油藏CO_2吞吐效率的影响 |
| 4.4 致密油储层CO_2吞吐可行性分析 |
| 4.5 致密油储层CO_2吞吐提高采出程度机理定性分析 |
| 4.5.1 溶解降粘 |
| 4.5.2 原油体积膨胀 |
| 4.5.3 CO_2-原油混相效应 |
| 4.5.4 CO_2对原油组分的萃取 |
| 4.5.5 CO_2分子扩散与置换 |
| 4.6 致密油储层CO_2吞吐剩余油产出规律研究 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 致密油储层N_2吞吐影响因素研究 |
| 5.1 致密油储层N_2吞吐实验 |
| 5.1.1 实验装置及流程 |
| 5.1.2 实验材料 |
| 5.1.3 实验条件与方法 |
| 5.2 致密油储层N_2吞吐影响因素分析 |
| 5.2.1 吞吐周期对致密油藏N_2吞吐效率的影响 |
| 5.2.2 生产压力对致密油藏N_2吞吐效率的影响 |
| 5.2.3 渗透率对致密油藏N_2吞吐效率的影响 |
| 5.2.4 黏度对致密油藏N_2吞吐效率的影响 |
| 5.2.5 焖井时间对致密油藏N_2吞吐效率的影响 |
| 5.3 致密油储层CO_2吞吐、N_2吞吐效果对比分析 |
| 5.3.1 CO_2吞吐、N_2吞吐累计采出程度对比 |
| 5.3.2 CO_2吞吐、N_2吞吐换油率分析 |
| 5.3.3 CO_2吞吐、N_2吞吐增产可行性分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6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 论文研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2气驱开发应用情况 |
| 1.2.2 CO_2气驱影响因素研究现状 |
| 1.2.3 深层低渗透油气藏开发研究现状 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 论文研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 叶三拨油田叶21-22断块储层及开发特征分析 |
| 2.1 地质构造及断裂特征 |
| 2.2 储层物性及非均质性 |
| 2.2.1 储层物性分布特征 |
| 2.2.2 储层物性非均质性 |
| 2.3 地层流体组成与性质 |
| 2.3.1 原油组成及性质 |
| 2.3.2 油藏类型 |
| 2.3.3 注入CO_2对原油特性影响 |
| 2.4 油田开发现状分析 |
| 第3章 CO_2气驱最小混相压力计算研究 |
| 3.1 最小混相压力计算模型研究 |
| 3.2 神经网络法CO_2最小混相压力预测及精度评价 |
| 3.2.1 神经网络预测CO_2最小混相压力模型的建立 |
| 3.2.2 神经网络预测CO_2最小混相压力模型改进 |
| 3.2.3 预测结果分析 |
| 第4章 叶三拨油田叶21-22 断块CO_2驱影响参数研究 |
| 4.1 叶21-22 断块机理模型的建立 |
| 4.1.1 流体模型的机理研究 |
| 4.1.2 水力裂缝模型 |
| 4.1.3 含水力裂缝CO_2驱机理模型 |
| 4.2 储层参数对CO_2气驱开发效果的影响 |
| 4.2.1 地层倾角对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.2.2 垂向渗透率与水平渗透率比值 |
| 4.2.3 储层韵律对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3 开发参数对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3.1 井型对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3.2 井网类型CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3.3 注采比对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3.4 注气速度对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.3.5 GOR上限对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4 水力裂缝对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4.1 压裂时机对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4.2 注入支撑剂体积对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4.3 裂缝高对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4.4 裂缝宽对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.4.5 裂缝方位角对CO_2驱开发效果的影响 |
| 4.5 CO_2气驱开发效果主控因素分析 |
| 4.5.1 拉丁超立方体抽样试验设计 |
| 4.5.2 实验结果分析 |
| 第5章 叶21-22 断块油藏工程参数优化及开发效果评价 |
| 5.1 叶21-22 断块地质模型的建立 |
| 5.1.1 数值准备 |
| 5.1.2 构造建模 |
| 5.1.3 储层相建模 |
| 5.1.4 属性参数模拟 |
| 5.2 叶21-22 断块数值模型建立 |
| 5.3 叶21-22 断块生产历史拟合及油藏特征分析 |
| 5.3.1 生产动态拟合状况分析 |
| 5.3.2 叶21-22 断块油藏特征分析 |
| 5.4 叶21-22 断块CO_2驱油藏工程参数优化与开发效果预测 |
| 5.4.1 叶21 区块CO_2驱油藏工程参数优化 |
| 5.4.2 叶21 区块CO_2驱油藏工程参数优化 |
| 5.4.3 开发效果预测评价 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 CO_2/减氧空气驱油机理 |
| 1.3 CO_2/减氧空气驱国内外研究现状综述 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 第2章 HH油田地质特征及开发现状 |
| 2.1 HH油田的地质特征 |
| 2.2 HH油田的开发现状 |
| 2.3 存在的主要问题 |
| 第3章 HH油田地层流体及注气相态特征实验研究 |
| 3.1 地层流体相态特征实验研究 |
| 3.2 地层流体注气膨胀实验研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 HH油田长细管驱替实验研究 |
| 4.1 实验目的 |
| 4.2 实验设备及流程 |
| 4.3 实验方案及样品 |
| 4.4 实验步骤 |
| 4.5 实验结果及分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 HH油田单管基质长岩心驱替实验研究 |
| 5.1 实验目的 |
| 5.2 实验设备及流程 |
| 5.3 实验方案及样品 |
| 5.4 实验步骤 |
| 5.5 实验结果及分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 HH油田基质+裂缝并联双管长岩心驱替实验研究 |
| 6.1 实验目的 |
| 6.2 实验设备及流程 |
| 6.3 实验方案及样品 |
| 6.4 实验步骤 |
| 6.5 实验结果及分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 裂缝性压敏油藏实验方法 |
| 1.2.2 油藏流固耦合问题研究现状 |
| 1.2.3 裂缝性储层压力敏感研究 |
| 1.2.4 考虑裂缝压力敏感的数值模拟方法 |
| 1.2.5 特低渗裂缝性油藏开发方法研究 |
| 1.2.6 存在的主要问题 |
| 1.3 拟解决的关键问题和主要研究内容 |
| 1.3.1 拟解决的关键问题 |
| 1.3.2 论文主要研究内容 |
| 1.4 主要研究思路与技术路线 |
| 1.5 论文完成的主要工作量 |
| 第2章 单组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 2.1 实际油藏背景 |
| 2.1.1 油藏应力边界条件 |
| 2.1.2 特征单元体边界条件 |
| 2.1.3 理论分析定容边界条件的合理性 |
| 2.2 可视化相似多孔介质定容物理模拟方法 |
| 2.2.1 实验原理 |
| 2.2.2 相似理论与实验模型参数设计 |
| 2.3 实验设计及实验流程 |
| 2.3.1 实验设计 |
| 2.3.2 主要测试内容及实验步骤 |
| 2.3.3 模型制作方法 |
| 2.4 不同方向裂缝变形特征及规律研究 |
| 2.4.1 实验现象 |
| 2.4.2 实验测试规律 |
| 2.5 考虑裂缝方向的新型压力敏感方程 |
| 2.5.1 压力敏感解析模型建立 |
| 2.5.2 压力敏感解析模型应用及规律分析 |
| 2.5.3 裂缝渗透率和流量半解析计算模型 |
| 2.5.4 裂缝压力敏感特征影响因素研究 |
| 2.5.5 不同方向单组裂缝渗透率张量变化特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 多组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 3.1 渗透率张量表征 |
| 3.2 多组裂缝介质渗透率张量主值大小和方向 |
| 3.3 多组裂缝渗流物理模拟实验 |
| 3.3.1 实验目的及实验装置设计 |
| 3.3.2 实验主要内容及实验步骤 |
| 3.3.3 实验现象分析 |
| 3.3.4 实验规律研究 |
| 3.4 多组裂缝各向异性渗透率张量分析 |
| 3.4.1 裂缝方向 |
| 3.4.2 裂缝间距 |
| 3.4.3 裂缝弹性参数 |
| 3.4.4 渗透率张量主值改变的原理 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 特低渗裂缝性压敏油藏渗流规律及井网产能研究 |
| 4.1 裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏与重组 |
| 4.2 特低渗裂缝性压敏油藏面积井网流管模型产能研究 |
| 4.2.1 流管法概述 |
| 4.2.2 单井产能研究 |
| 4.2.3 注水开发面积井网产能公式 |
| 4.2.4 各参数对井网单元产量的影响 |
| 4.3 裂缝压力敏感效应对注水开发效果的影响 |
| 4.3.1 不稳定流动见效时间计算模型 |
| 4.3.2 极限井距 |
| 4.3.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 特低渗裂缝性压敏油藏数值模拟及开发方法研究 |
| 5.1 渗流数学模型建立 |
| 5.1.1 等效渗透率 |
| 5.1.2 渗流数学模型 |
| 5.2 基础模型建立及参数设置 |
| 5.2.1 背景油藏概况 |
| 5.2.2 典型井网单元基础参数 |
| 5.2.3 裂缝压力敏感数值模拟软件模块 |
| 5.2.4 常用井网类型 |
| 5.2.5 模拟方案设计及生产制度制定 |
| 5.3 特低渗裂缝性压敏油藏合理注水开发方式研究 |
| 5.3.1 特低渗裂缝性油藏注采系统调整理论基础 |
| 5.3.2 裂缝角度对井网单元渗流场的影响 |
| 5.3.3 裂缝角度与注采方向优化研究 |
| 5.3.4 裂缝角度与井网型式优化研究 |
| 5.4 考虑裂缝压敏特征的特低渗油藏开发调整思路 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6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 |
| 第一章 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 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 取得的主要成果 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 构造位置 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 岩性特征 |
| 2.4 构造-沉积特征 |
| 2.5 断层特征 |
| 2.6 油藏特征及开发概况 |
| 第三章 岩石力学性质与三维岩石力学场 |
| 3.1 岩石力学试验 |
| 3.1.1 巴西圆盘劈裂试验 |
| 3.1.2 单轴/三轴压缩试验 |
| 3.1.3 不同流体条件下的岩石压缩试验 |
| 3.1.4 不同温度条件下的岩石压缩试验 |
| 3.2 岩心声波速度测试 |
| 3.3 测井资料计算 |
| 3.4 三维非均质岩石力学场 |
| 3.4.1 岩石力学参数的动态-静态校正 |
| 3.4.2 三维非均质岩石力学场的构建 |
| 3.5 岩石脆性分析 |
| 3.6 岩石力学性质的影响因素分析 |
| 3.6.1 围压 |
| 3.6.2 深度 |
| 3.6.3 岩性 |
| 3.6.4 流体 |
| 3.6.5 温度 |
| 第四章 三维非均质应力场精细预测 |
| 4.1 有限元数值模拟法原理及流程 |
| 4.2 井点现今地应力测试结果 |
| 4.2.1 诱导缝走向与井壁崩落方位 |
| 4.2.2 微地震监测 |
| 4.2.3 波速各向异性 |
| 4.2.4 多极子阵列声波测井 |
| 4.2.5 声发射测试 |
| 4.2.6 差应变测试 |
| 4.2.7 水力压裂法 |
| 4.3 单井地应力剖面 |
| 4.4 三维非均质应力场精细预测 |
| 4.4.1 地质建模与有限元模型建立 |
| 4.4.2 网格划分及材料属性赋予 |
| 4.4.3 边界条件设置 |
| 4.4.4 预测结果检验 |
| 4.5 预测结果分析 |
| 4.5.1 高尚堡油藏北区 |
| 4.5.2 高尚堡油藏南区 |
| 4.6 层间地应力特征 |
| 第五章 油藏现今地应力影响因素分析 |
| 5.1 埋藏深度 |
| 5.2 岩性 |
| 5.2.1 岩性对地应力数值的影响 |
| 5.2.2 岩性对地应力方向的影响 |
| 5.3 断层因素 |
| 5.3.1 断层发生前后地应力状态的变化 |
| 5.3.2 断层规模及距断层的距离 |
| 5.3.3 断层形态、部位及组合样式 |
| 5.3.4 断层岩石物理性质 |
| 5.3.5 断层倾角 |
| 5.3.6 断层走向 |
| 5.3.7 地应力在断层处异常的机理 |
| 5.4 构造形态 |
| 5.5 孔隙流体 |
| 5.6 温度 |
| 5.7 压裂裂缝 |
| 第六章 现今地应力在压裂开发中的应用 |
| 6.1 压裂裂缝预测 |
| 6.1.1 现今地应力对压裂裂缝的影响 |
| 6.1.2 天然裂缝对压裂裂缝的影响 |
| 6.2 现今地应力的其他应用 |
| 6.2.1 破裂压力预测 |
| 6.2.2 支撑剂选择 |
| 6.2.3 井网部署 |
| 结论 |
| 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 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 小结 |
| 第6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 |
