一、影响凝析油气藏采收率的主要因素（论文文献综述）
秦飞,金燕林[1]（2020）在《塔河油田YT1断块深层凝析油气藏乳化油堵水技术》文中研究说明塔河油田YT1断块经过长时间衰竭开采,加之底水锥进,气井已普遍进入高含水阶段,气举、排水采气等常规措施不同程度失效,堵水成为后期主要接替措施。结合塔河堵水经验,以相渗调整剂作为主要研发方向,形成了以塔河中质稀油、"阴离子+非离子"复配乳化体系为主体的乳化油堵剂,地层条件下黏度达到50～60 mPa·s,对储层低伤害。通过单、双填砂管驱替实验发现,乳化油体系水相封堵率83.4%、油相封堵率仅仅在11.9%,具有较好的耐冲刷性、油水相态选择性和地层渗透率调整能力。乳化油堵水工艺段塞设计为"稀油隔离液+乳化油体系+稀油隔离液+清水顶替液",不动管柱,焖井1～2 d,可实施1～2轮次。现场乳化油堵水效果较好,对同类凝析油气藏堵水有重要的指导作用。
史林祥[2]（2019）在《凝析气藏相态特征及其开发规律研究》文中指出凝析气藏是介于传统油藏和气藏中的一种复杂特殊的气藏,其复杂的相态变化和反凝析特点给现场高效开发带来了巨大的考验。凝析气藏在世界气田的开发中占据着相当重要的地位,中石化某凝析气田经过初步勘探与开发,现已进入产量稳定增长的阶段,如何保持产量的递增趋势并合理合规且最大限度地开发凝析气藏,是目前亟待解决的主要问题。本文在中石化关于该凝析气藏相态特征研究的项目资助下,开展了相关研究。明确了凝析气藏的相态特征,为制定合理开发方案提供依据。本文在充分调研的基础上,通过以下三部分研究了凝析气藏相态特征及开发规律:（1）通过对三口井的凝析气样品开展PVT相态测试实验,明确了井流物的相态特征,研究了开发阶段及地层层位对相态行为的影响;（2）通过衰竭开发模拟实验研究了衰竭速度、开发模式及地层渗透率对油气采收率的影响;（3）通过与现场反馈的生产动态资料相比较,验证了物理模拟的实验结果。形成的认识和结论如下:（1）凝析气相态特征的实验结果表明该凝析气藏属于中-低含凝析油带油环的凝析气藏,不同开发阶段及不同的地层层位的流体样品组分、露点压力、反凝析液量等存在明显区别,后续研究和现场生产需考虑这些影响。（2）物理模拟实验结果表明a.衰竭速度是影响采收率高低的主要因素。衰竭速度越慢,天然气采收率越大,而衰竭速度越快,凝析油采收率越大;b.在先恒压后衰竭的开发模式下,天然气采收率和凝析油采收率都是最大的,其次是纯封闭衰竭模式;c.在并联实验中,高渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率均高于低渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率,渗透率差异对开发效果的影响比较明显。（3）现场反凝析伤害研究表明反凝析现象的出现会导致气油比出现缓慢上升、快速上升、快速下降三个阶段,这一现象和物理模拟基本一致。并且快速衰竭和慢速衰竭的开采方式都会出现气油比上下波动的情况,慢速衰竭方式下的波动周期相对更长。
张露[3]（2019）在《注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究》文中研究说明L4断块凝析气藏经过衰竭开采后,目前地层压力衰减严重,地层中存在大量的凝析油尚未采出。因此有必要开展相关措施提高凝析油的采出效率。邻近L4断块的L21断块属富含C02天然气藏,将L21断块富含CO2的天然气回注至L4断块一方面能有效提高L4断块地层剩余油采收率,另一方面也达到了 L21断块富含CO2天然气的综合利用。本文通过物理模拟实验以及数值模拟实验相结合的方法,对注富含CO2天然气提高凝析气藏后期相态变化、混相特征以及渗流规律进行了相关探索,最后从实际应用的角度明确了衰竭后期凝析气藏注富含CO2天然气提高地层反凝析油驱油以及提高采收率机理。研究在对目标区块和外源气区块地质构造以及动态特征充分调研认识的基础上,从相态变化和渗流规律两方面着手研究,对L4断块凝析气藏流体相态特征、油气层不同部位注气相态特征进行了室内实验研究,在对地层流体高压物性的认识上进行了长细管最小混相压力以及不同压力下渗流规律的研究;进一步开展L4断块2注3采富含CO2天然气提高凝析油采收率应用。通过研究得到了以下结论与认识:（1）基于近临界饱和凝析气藏,进一步完善了相态分析→混相特征→驱油效率→实际应用的提高凝析油采收率研究方法;（2）富含CO2天然气藏流体相态特征研究表明:该类流体在地层条件下露点较一般凝析气藏偏低,且会出现临界乳光现象的黑褐色雾状相态特征,L4断块目前地层凝析气体系注气能够降低饱和压力,从而减小地层反凝析伤害;目前地层凝析油体系注富含CO2天然气能够达到很好的增容膨胀效果,有利于混相驱提高采收率;（3）驱替实验表明:注入压力大于蒸发气驱最小混相压力时,注富含CO2天然气能大幅提高地层剩余油采出程度;同时发现在近混相压力区间延长驱替倍数能够在注入端发生凝析气驱混相从而提高驱油效率;相比于蒸发气驱混相压力区,延长驱替倍数后近混相压力区驱替的采收率所能提高的幅度更大;（4）基于实际地质模型的数值模拟应用表明:富含CO2天然气在地层中波及面积广、溶解能力强,能够有效补偿地层压力同时与地层凝析油达到混相,在蒸发-抽提双机理的作用下,有效提高地层凝析油采出程度。
伍建军[4]（2018）在《塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析》文中研究表明自塔中地区进入勘探以来,塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩已经成为塔里木碳酸盐岩勘探开发的重点地区。但该研究区从开发前期产量稳步上升,到逐渐产能快速下降,后期稳产压力较大。本文基于塔中Ⅰ区油气特征、烃源岩生排烃特征、储层特征为基础,深入分析塔中Ⅰ区油气产能的主要控制因素,提出塔中地区碳酸盐岩油气开发技术对策。结果表明,塔中地区奥陶系原油总体处于高-过熟阶段,原油成熟度总体具有从西往东逐渐降低的趋势。鹰山组天然气甲烷含量相对较富集,天然气干燥系数分布范围变化较大,其地球化学特征非均质性表现明显。平面上塔中Ⅰ号断裂带中东部地区天然气干燥系数明显高于西部地区及内带,纵向上,上奥陶统良里塔格组天然气比奥陶统鹰山组（O1y）天然气偏湿。塔中Ⅰ区的奥陶系主要发育上奥陶统良里塔格组礁滩复合体和下奥陶统鹰山组层间岩溶两套碳酸盐岩储层。储层储集空间主要包括孔隙、裂缝和裂缝-孔隙三类。裂缝-孔隙为I类储层,裂缝型为II类储层,孔隙型为Ⅲ类储层。储层平均孔隙度1.51%,平均渗透率1.1902×10-3μm2。白云岩化作用及其伴随的储层物性的大幅度改善。静态物性分析、测井解释、地震预测及完井测试结果等均证实了储层非均质性,进一步研究表明,该非均质性主要是由储层微观孔喉结构造成。塔中Ⅰ区奥陶系油气分布受构造特征的控制,其中高效井集中分布于沿台缘展布的背斜带局部构造高部位。此外,储层是油气产能的重要控制因素。具体而言,I类储层（裂缝-孔隙型储层）中气井日产气量较高,井底供给能力比较强;II类储层（裂缝型储层）气井油压初期下降较快,表现为地层能量不足。注入介质、注入时机、注入量以及关井焖井时间等参数对凝析气藏油气采收率影响较大。通过提高高效井和有效井的数量比例、控制相变提高油气采收率和采用合理的注水注气方案,补充地层能量,可以提高油气藏产量。
窦松江,孙超囡,朱小丽[5]（2018）在《埕海地区沙河街组凝析油气藏分类与开发对策》文中研究说明埕海地区沙河街组发育较多凝析油气藏,通过分类评价,判定该区存在两种带油环凝析气藏类型,在数值模拟的基础上,进行开发程序、开发方式、压力保持水平、气井动用时机论证,提出了适宜的开发对策,建议先采油后采气,储集层不稳定类型采取枯竭式开发,储集层稳定、储量规模较大型量采取油水界面注水开发,初期油环注水注采比应控制在0.7,气油比达到12002000时打开气顶区气井开发效果最好。
王贵磊[6]（2014）在《吐哈盆地致密砂岩油气储量计算方法与参数研究》文中指出随着常规油气资源的日益减少，而各国对石油和天然气资源的需求直线上升，使得非常规油气资源的勘探与开发引起了更多的关注与重视。致密砂岩油气是非常规油气资源的一种，从目前国内外非常规油气勘探的进程来看，致密砂岩气的资源储量巨大，居非常规天然气之首，也是我国天然气增储上最现实的资源。吐哈盆地台北凹陷水西沟群储层致密、构造较稳定、广泛发育生烃强度较高的气源岩、而且吐哈盆地台北凹陷水西沟群储层源岩与储层之间为直接接触，这些都为致密砂岩油气藏的形成提供了必要条件。而且近年来吐哈油田在台北凹陷的部署的多口探井都获得看重大突破，吐哈盆地的致密砂岩油气具有广阔的勘探前景。为了预测其储量大小，本次研究参考常规油气资源储量的计算方法，利用静态和动态储量计算方法对吐哈盆地台北凹陷水西沟群的致密砂岩油气的储量进行计算。从孔隙、喉道、比表面积、润湿性等四方面对致密砂岩储层展开评价，确定致密储层储集油气的能力、油气的流动能力、岩石的吸附能力以及岩石吼道排替水的能力，进而确定容积法计算储量所需的储层参数。同时结合靶区的生产动态数据，利用产量递减法、弹性二相法、水驱特征曲线法和物质平衡法（压降法）等动态储量计算方法与容积法计算的致密砂岩油气储量进行计算对比，其中容积法计算出的储量精度较高，而其它几种动态方法一般适用于开发中后期，而且需要较为齐全的动态成产数据，否则计算结果可信度较低，故在提交储量方面，不建议以动态法计算的储量为依据。
黄郑[7]（2014）在《低渗透小型凝析气藏循环注气开发可行性研究 ——以宝浪油田宝中凝析气藏为例》文中研究指明凝析气田在世界气田开发中占有重要的地位。高效开发凝析油气藏的中心问题是优选出最佳的开发方式,通常情况下大型的高含凝析油的产出气藏和无足够外销市场的饱和凝析气藏适合循环注气开发,小型的低凝析油含量的高地露压差的凝析气藏适合衰竭式开发。而低渗、中—高凝析油含量的小型饱和凝析气藏开发方式的选择一直以来是凝析气藏开发的难点。本文以宝浪油田宝中凝析气藏为例,以室内实验成果为基础,判别宝中凝析气藏类型,分析相态特征、反凝析特点、凝析油临界流动饱和度；以单井及井组测试、生产资料为基础,对循环注气先导试验井组进行了评价；建立了三维地质模型和三维数值模型;运用公式法、类比法、数值模拟等方法开展凝析气藏工程研究；采用数值模拟方法对不同开发方式下开发效果进行预测,评价宝中凝析气藏循环注气可行性。通过本项目研究,方面为下一步高效开发宝中区块凝析气藏提供科学依据；另一方面对国内外同类型油气藏高效开发具有参考和借鉴作用。本论文研究取得的研究成果和主要认识可以概括为以下几个方面：利用四参数判别法、含气系数与C2+含量关系判别法、地层流体密度和平均分子量判别法、φ1参数判别法、地面生产气油比和油罐油密度判别法、储层流体三原组成三角图判别法、凝析气藏是否带油环判别方法,综合判断宝中凝析气藏属带油环的凝析气藏。焉参1井与宝中201井样品代表性较好,从实验分析井流物构成看,不同井流体组成十分相近,甲烷加氮气（C1+N2）含量为71.11-71.65%；乙烷到已烷加二氧化碳（C2～C6+CO2）含量为23.98～24.77%;庚烷以上（C7+）含量为3.59～4.91%,总体上可以看出该区流体组分构成变化不大宝中凝析气藏在不同层位、不同构造部位的样品具有相同的相态特征,即地层压力几乎等于露点压力。焉参1井地层压力为28.16MPa,露点压力为26.95MPa；B201井地层压力为27.94MPa,露点压力27.94MPa。凝析气相图露点线包络区域较大。从气藏反凝析特点看,反凝析现象比较强烈。早期取样最大反凝析饱和度为13.95%（19.86MPa）,而新测试的饱和凝析气最大反凝析饱和度为15.38%（15MPa）。宝201井反凝析液量随衰竭压力的降低起初有一个快速上升的趋势,之后速度有所减缓。CVD过程随着衰竭压力的降低,采出井流物越来越轻。在废弃压力6MPa和原始地层压力27.94MPa时,凝析气藏天然气的采收率为80.09%,凝析油的采收率为20.41%。经气顶与油环相平衡判断,可知目前气顶与油环基本处于平衡。通过对比,宝201井闪蒸到宝3井地层条件下所得到平衡油与宝3井原油特征相近,说明油环与凝析气顶性质是匹配的,宝中201井为饱和的带油环的凝析气藏。用电解式水含量分析仪直接测定天然气中的含水量,在原始地层压力为27.94MPa时,地层凝析气饱和含水量的实验值为1.4614g/m3,现场试气结果表明,现场气水比生产值均大于26g/m3,远高于实验测试饱和含水气量,这说明宝201井地层凝析气中含水量已达到饱和,地层中存在游离水。对凝析油的临界流动饱和度进行了探索性研究,利用超声波装置通过长岩心衰竭实验测试了长岩心中凝析油的临界流动饱和度为8.01%,相应的临界流动压力为17.70MPa。在实验温度为地层温度（106.6℃）和实验压力为原始地层压力（27.94MPa）的条件下进行了长岩心中凝析气衰竭实验。长岩心中凝析油采收率为34.40%,比PVT中凝析油采收率高13.99%。凝析气衰竭的天然气的采收率和PVT筒中定容衰竭的采收率相差不大。多孔介质对凝析气相态的影响非常复杂,目前还未形成较为统一的观点。在多孔介质CVD过程中,当凝析油饱和度达到临界流动饱和度时会流动,一般凝析油采收率均比PVT测试中的要高。结合钻井、分层、断层、构造等基础资料,利用Petrel建模软件,建立了宝中凝析气藏的构造、沉积相、岩性、物性、净毛比和含油饱和度等三维定量化模型。通过计算模型储量,各层储量相对误差小于5%,说明所建地质模型较为准确,模型真实可靠。根据地质建模成果,利用Eclipse建模软件,结合PVT相态拟合、压力、系统、油气水界面等,建立了宝中凝析气藏三维数值模型。通过拟合气井的日产气、日产油、流压和静压数据,对比气井开发生产历史数据,与生产实际符合率较高。根据早期宝中凝析气藏循环注气试验井组方案地层吸气能力研究结果,宝2612井Ⅳ油组井口注气压力大于28MPa才能注进气,日注气量为2×104m3/d。循环注气先导试验井组实施后,实际井口注气压力21MPa就可以吸气,日注气量达11×104m3/d左右,并一直稳定在22MPa左右,注气能力好于先导试验井组方案预期。从循环注气试验井组单井以及井组整体看,循环注气阶段井组注采基本平衡,凝析油气产量基本稳定,产量递减幅度明显放缓,气油比有所上升,但上升幅度不大,注气后采气井油压下降率和套压下降率均发生了明显的减小,循环注气效果显现。从循环注气试验井组三口生产井原油化合物含量变化情况看,三口井原油中的C3-C7化合物含量升高,而Cs-C32化合物含量降低,说明轻烃含量增加,重烃含量减少,循环注气效果已经显现。从宝201井2011年的试井解释成果与2006年的解释成果相比,渗透率由注气前0.2419mD上升到0.499mD,表皮系数由注气前16.27下降到11.6。说明循环注气疏通储层孔道,反凝析污染有所降低,使得储层物性变好。利用RTA方法、简易物质平衡法和宝中凝析气藏历年测压情况,综合评价试验井组地层平均压力约19.5MPa。说明循环注气时间短,地层亏空较大,目前压力保持水平70%。使用压力判断法、气油比变化率判断法、干气波及系数判断法3种气窜判断方法评价,认为宝中凝析气藏未发生气窜现象,通过循环注气试验井组受效情况和气窜情况来看,初步判断目前注采井距是合理的。从循环注气试验井组三口生产井实际生产资料来看,凝析气藏实际产能要高于试井时的结果,对气井的产能进行了修正。重新修正产能后,宝2325井Ⅳ油组无阻流量为9.5×104m3/d;宝201井当Ⅲ油组单采时,无阻流量为4.35×104m3/d, Ⅲ、Ⅳ油组合采时无阻流量为8.38×104m3/d, Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组合采时气井无阻流量为11.63×104m3/d；根据JOSHI水平井产能公式及参数,宝气平1井Ⅳ4层无阻流量为20.6×104m3/d。根据修正后的气井产能方程分别对循环注气试验井组直井和水平井合理产量进行了评价。宝201、宝2325井在合理生产压差8.0MPa条件下合理产量分别为2.7×104m3/d、4.1×104m3/d,平均3.4×104m3/d；宝气平1井在合理生产压差4.0MPa下,合理产量为5.5×104m3/d。通过计算B201与B2325两口试采井的油套压与计算的携液临界产量,这两口井的携水临界产量分别为：1.7与1.4-1.7×104m3/d,携油临界产量分别为：0.8与0.7-0.8×104m3/d。油管尺寸越小,气井越容易携液,因此可以在气井开采中后期,采用优选小油管的方式,实行带液生产。依据循环注气先导试验注气情况,对宝2612产能二项式方程进行了改进,采用节点分析法对不同地层压力、不同产气量下气井井底流压进行计算。当注入气量为11×108m3/d,地层压力为22MPa时,井底流压约为29MPa,评价结果与现场基本相符。通过类比法、单井控制经济极限储量法、规定单井产能法、数值模拟法（单井典型模型）,结合循环注气试验井组实际见效与气窜情况,综合评价宝中凝析气藏合理井距为450-600m。利用经验法,宝中凝析气藏衰竭式开采的合理采气速度应为5%,利用数值模拟法结合实际生产情况,采气速度越大,凝析油采出程度越大,效益越好；但是采气速度过大,会使气井递减过快,当采气速度大于4%后,气井注采不平衡。因此,推荐循环注气采气速保持在3.5-4%左右为宜。采用类比法、地层不发生明显反凝析压力界限法、储层结构不被破坏压力界限法、节点分析法结合实际生产压差,综合评价宝中凝析气藏直井合理生产压差约为8MPa。注气时机对凝析油采收率影响很大。利用数值模拟,设计了5个方案,早期注气（生产即注气）、生产1年后注气、生产2年后注气、生产3年后注气、生产4年后注气,与不注气进行了对比。采用早期注气,凝析采出程度增加最大,而当4年后再注气,凝析油采出程度增加只有早期注气的一半,所以越早注气对凝析油采收率提高越明显。循环注气时间越长,循环周期内提高凝析油采出程度越大。但是,随着循环注气时间的增加,单位注气量所增加的凝析油量减小,对于宝中凝析气田循环注气方案注气时间推荐8-11年为宜。利用三维数值模拟对不同注采比方案进行预测表明,提高注采比可以提高凝析油的采出程度。但是注采比也不是越高越好,注采比越高,越容易造成气井气窜,循环注气效果反而变差。同时由于地方天然气需求强烈,无外来干气补充,因此,宝中凝析气藏的注采比推荐0.95-1。采用类比法、经验公式法、气藏埋深计算法、以经济—产能方程法对宝中凝析气藏废弃地层压力进行了评价。综合确定宝中凝析气藏的废弃地层压力为10.2MPa。采用类比法、经验公式法、定容衰竭试验法、数值模拟法对宝中凝析气藏采收率进行了综合评价。综合评价凝析气藏天然气采收率为60%,衰竭开发凝析油采收率约为24%,循环注气开发凝析油采收率约为40%。循环注气先导试验井组Ⅳ油组的开发效果要好于方案预期,与Ⅲ油组和Ⅳ油组合采相比,分层系开发,能最大限度提高注入效率,增大主力层位的凝析油采出程度。推荐Ⅲ、Ⅳ油组分层系开发。以目前已部署井网为基础,对宝中凝析气藏以不同开发方式设计了4套整体开发方案。由4个方案的开发指标可以看出：①方案1（衰竭式开采）虽然初期日产油量高,但是产量递减快,方案2（Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发）虽然初期日产油量低,但是产量递减慢；②累计产油量从高往低的是,方案2（Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发）、方案4（Ⅳ油组循环注气开发,Ⅱ、Ⅲ油组衰竭式开采）、方案3（Ⅳ油组循环注气开发,Ⅲ油组衰竭式开采）、方案1（衰竭式开采）。方案2凝析油累积产油量可达56.6×104m3,方案1凝析油累积产油量只有31.7×104m3,方案2比方案1多产24.9×104m3；③凝析油采出程度从高往低的是,方案2、方案3、方案4、方案1,方案2比方案1高17.5%；④天然气采出程度从高往低的是,方案2、方案3、方案4、方案1,方案2比方案1高9.3%;⑤经济评价结果从高往低的是方案2、方案4、方案3、方案1。从日产油量、累计产油量、凝析油采出程度、天然气采出程度、经济评价指标看,Ⅲ、Ⅳ油组循环注气开发的方案2,全面大幅度优于衰竭式开采的方案1,部分循环注气,部分衰竭式开采的方案3、4也都优于衰竭式开采的方案1。循环注气开发,可以大大提高宝中凝析气藏的凝析油的采出程度。因此,从技术上、经济上看,宝中区块这类低渗透小型高含凝析油的饱和凝析气藏循环注气开发是可行的。
汪孟洋[8]（2010）在《桥口凝析气藏反凝析污染机理与防治技术研究》文中研究说明中原油田现已投入开发的凝析气藏多属于深层低渗、高温、异常高压、富含凝析油和凝析水、近饱和的复杂类型凝析气藏,受这些特征的影响,中原凝析气藏气井开采过程易产生井底积液以及近井地层反凝析、反渗析动态地层伤害,导致气井产能难以有效释放。具体有以下特点：①气层埋藏深,含气井段长,层间矛盾突出；②多为致密、低孔、低渗的凝析气田,开发难度较大；③气井地露压差小,气井投产不久或生产时间不长就出现反凝析现象；④单井控制储量小,气井产量低；⑤气井出液普遍；⑥凝析气藏稳产期短。论文从对桥口深层低渗凝析气藏的地质特征、相态特征及开发方式等全面分析评价的基础上,系统开展了凝析气井注气、气—醇（活性剂）溶液段塞吞吐可行性前期基础实验研究；注气、注醇／气段塞交替吞吐提高采收率驱替效率实验研究；凝析气井注气、注醇／气段塞交替吞吐数值模拟研究。深入研究了低渗凝析气藏反凝析和反渗吸水锁伤害机理、影响因素,注气、注醇／气段塞交替吞吐长岩心驱替机理等。就优化配产方案、降低生产造成的反凝析污染,分析了低渗凝析气井动态,提出了防治反凝析伤害的主要技术措施、研究了桥口气藏合理开发方式数值模拟,优化了生产压差、气嘴直径、合理产能等工作参数。通过这些技术的研究与现场应用,有效地提高了凝析气井单井产能、延长了气井的稳产期,取得了较好的经济和社会效益。
王一淋[9]（2010）在《油藏注烃气提高采收率数值模拟研究》文中进行了进一步梳理注气采油作为提高原油采收率的重要方法之一越来越受到人们的重视,注气采油量在EOR产量中所占比例近年来快速上升。注烃气是作为保持油层压力的措施提出来的,因为它与油层岩石不会发生任何作用,所以不会污染油层,而且注入的天然气是可以回收利用的,因此它也可以作为一种储存方式,以备将来之需。此外,注入气体还可以有效地消除界面张力和毛管压力,最大限度地降低残余油饱和度。因此,针对X油藏具有非均质性严重,高挥发性原油,气源丰富等特点,在注水困难,开发效果不理想的情况下,开展注伴生气驱研究具有非常重要的意义。本文选用G20井区为试验区,基于注气混相驱提高采收率理论,以油气藏数值模拟技术为研究方法,运用数值模拟软件,对油藏注伴生气驱提高采收率进行研究论证。完成研究工作及取得的成果如下：（1）深入研究了注气提高采收率机理（一次接触混相驱、多次接触混相驱、非混相驱）,注气效果的影响因素,油藏烃类驱筛选标准。（2）根据三维三相多组分模型的基本理论,推导了流体的渗流偏微分方程,建立其相应的差分方程,并给出了求解方法。同时,对油气体系相平衡理论和物性参数计算进行研究,为组分模型的运用奠定了坚实的理论基础。（3）对G20井区油藏流体进行相态拟合,确定了油气藏特征和流体组分变化。通过细管实验模拟研究,确定地层原油注伴生气的MMP为14.80MPa,表明该区注气效果很好。（4）通过对高渗和低渗两组长岩心驱替实验进行数值模拟研究,结果显示水驱突破后,采出程度变化不大；气驱和气/水交替驱油,气体突破后,采出程度仍有所提高；高渗组岩心,伴生气/水交替驱油效果最好,与纯水驱相比,采收率提高了27.81%；低渗组岩心,脉冲注伴生气驱油效果最好,与纯水驱相比,采收率提高了31.65%。（5）建立油藏网格模型,通过油藏地质储量和生产历史拟合,修正地质模型和物性参数,得到了目前油藏的剩余油分布。拟合结果表明,至2009年12月,由于注采不平衡,5个开发井区内的地层压力下降较快,平均地层压力接近原油泡点压力,尤其是第1号井区的大部地层原油中的溶解气开始脱出,加上该区本身地饱压差小,如果不保持压力,气油比上升更快,产能也会快速下降。可见原始的水驱注采方式已不再适用,为了将充足的气源利用起来,对该区进行伴生气驱可行性研究是非常必要的。（6）通过对注采井组伴生气驱合理开发技术指标论证,结果表明：①保持地层压力11MPa,伴生气/水交替开发效果最优,相对于纯水驱,原油采收率提高6%-8%。若地层压力提高到15MPa之上,伴生气/水交替相对于纯水驱,原油采收率提高8%-13%；②井组优化的气水交替驱段塞数目为10个,段塞尺寸为0.01-0.02HCPV,按注水/注气6个月进行轮换,需气水交替10年时间；③气水交替驱应尽早实施；④随着注入气组成富化度的增加,各项开发指标随之变好,原油采出程度随之增加。
姜淑霞,吴凤英,梁成蔚,聂仁峰[10]（2005）在《中原油田不同类型气藏采收率研究》文中认为天然气以其清洁、污染少、储量丰富、价格相对低廉等卓越优点,使得它在世界能源结构中所占比例不断提高,它的消费量和世界贸易量大幅度增长。天然气采收率的研究,特别是提高天然气采收率技术的研究和利用,将逐步成为天然气开发和生产的热点,不仅具有重要的理论意义,而且具有重要的实际价值。
二、影响凝析油气藏采收率的主要因素（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、影响凝析油气藏采收率的主要因素（论文提纲范文）
（1）塔河油田YT1断块深层凝析油气藏乳化油堵水技术（论文提纲范文）
| 1 油藏概况 |
| 2 乳化油堵水关键技术 |
| 2.1 堵剂类型优选 |
| 2.2 堵剂配方优化 |
| 2.2.1 乳化体系筛选 |
| 2.2.2 含水率确定 |
| 2.3 堵剂性能测试 |
| 2.3.1 封堵能力 |
| 2.3.2 油水选择性 |
| 2.3.3 渗透率选择性 |
| 3 现场工艺设计及效果评价 |
| 3.1 乳化油堵水工艺设计 |
| 3.2 现场实施效果评价 |
| 4 结论及认识 |
（2）凝析气藏相态特征及其开发规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 项目研究意义 |
| 1.2 凝析气藏的特点 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 凝析气藏相态变化研究 |
| 1.3.2 凝析气藏产能研究情况 |
| 1.4 研究目标、内容与技术路线 |
| 1.4.1 技术目标 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.4.3 技术路线 |
| 第2章 油气样品的取样和复配 |
| 2.1 现场取样情况 |
| 2.1.1 取样井情况 |
| 2.1.2 样品代表性评价 |
| 2.2 样品检测 |
| 2.2.1 样品初检 |
| 2.2.2 分离器流体单次脱气实验 |
| 2.3 实验室气油比的确定 |
| 2.3.1 现场生产气油比 |
| 2.3.2 一级分离器气油比 |
| 2.3.3 实验室气油比 |
| 2.4 凝析气复配 |
| 2.4.1 油、气用量计算 |
| 2.4.2 配样步骤 |
| 第3章 流体相态特征研究 |
| 3.1 实验仪器及设备 |
| 3.2 井流物相态特征分析 |
| 3.2.1 井流物组成 |
| 3.2.2 单次闪蒸实验 |
| 3.2.3 恒质膨胀实验 |
| 3.2.4 反凝析液量实验 |
| 3.2.5 定容衰竭实验 |
| 3.2.6 P-T相图分析 |
| 3.3 凝析气藏类型判断 |
| 3.3.1 四参数法 |
| 3.3.2 φ1 参数判别法 |
| 3.3.3 Z因子判别法 |
| 3.3.4 C_5~+含量和C1/C_5~+比值判别法 |
| 第4章 衰竭开发实验模拟 |
| 4.1 凝析气相变实验原理 |
| 4.2 衰竭实验方法 |
| 4.2.1 实验装置 |
| 4.2.2 实验条件 |
| 4.2.3 实验步骤 |
| 4.3 衰竭速度对开发效果的影响 |
| 4.3.1 封闭衰竭慢速压降实验 |
| 4.3.2 封闭衰竭快速压降实验 |
| 4.3.3 衰竭速度对开发效果的影响 |
| 4.4 不同开发模式对开发效果的影响 |
| 4.4.1 封闭衰竭模式 |
| 4.4.2 恒压供给模式 |
| 4.4.3 先恒压后衰竭模式 |
| 4.4.4 不同衰竭模式对开发效果的影响 |
| 4.5 渗透率对开发效果的影响 |
| 第5章 凝析气藏开发特征分析 |
| 5.1 反凝析伤害原理 |
| 5.2 反凝析特征分析 |
| 5.3 反凝析后气油比变化特征 |
| 5.4 生产压差对开发的影响 |
| 5.5 改善措施 |
| 第6章 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（3）注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出及研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 断块油气藏注气开发及进展 |
| 1.2.2 富含CO_2天然气藏开发及进展 |
| 1.2.3 凝析气藏注气开发数值模拟 |
| 1.2.4 蒸发气驱及凝析气驱混相机理 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 目标结论及认识 |
| 第2章 断块凝析气藏地质及开发动态特征 |
| 2.1 油气藏地质特征 |
| 2.1.1 断块构造特征 |
| 2.1.2 断块储层特征 |
| 2.1.3 断块气藏特征 |
| 2.2 断块储量计算 |
| 2.2.1 参数确定 |
| 2.2.2 储量计算 |
| 2.3 动态特征分析 |
| 2.3.1 L4区块生产数据分析 |
| 2.3.2 L21区块生产数据分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 凝析气藏注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.1 设备及测试流程 |
| 3.2 原始地层流体PVT相态实验 |
| 3.2.1 实验样品准备与单次闪蒸测试 |
| 3.2.2 露点测试与等组成膨胀测试 |
| 3.2.3 定容衰竭实验测试 |
| 3.2.4 P-T相图计算 |
| 3.3 L4区块目前地层流体注富含CO_2天然气相态行为 |
| 3.3.1 测试方法及注气方案设计 |
| 3.3.2 凝析气体系注气配伍性实验 |
| 3.3.3 凝析油体系注气配伍性实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 凝析油注富含CO_2天然气长细管MMP实验 |
| 4.1 实验设备及测试流程 |
| 4.2 多次接触传质机理及混相机理 |
| 4.2.1 多次接触理论模型 |
| 4.2.2 蒸发气驱向前接触混相机理 |
| 4.2.3 凝析气驱向后接触混相机理 |
| 4.3 最小混相压力实验测试 |
| 4.3.1 蒸发气驱混相长细管实验测试分析 |
| 4.3.2 凝析气驱长细管实验测试分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 凝析油注富含CO_2天然气长岩心驱替实验 |
| 5.1 储层岩样孔渗及非均质性评价 |
| 5.1.1 岩心孔渗测试 |
| 5.1.2 岩样孔渗关联性分析 |
| 5.1.3 岩样孔渗物性分析 |
| 5.1.4 储层岩样非均质性分析 |
| 5.2 实验装置、流程及准备 |
| 5.2.1 设备与流程 |
| 5.2.2 样品准备 |
| 5.3 方案设计及实验步骤 |
| 5.3.1 方案设计 |
| 5.3.2 测试步骤 |
| 5.4 实验结果及分析 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 富含CO_2天然气驱提高采收率应用及机理分析 |
| 6.1 模型的建立、初始化及历史拟合 |
| 6.1.1 网格划分 |
| 6.1.2 基本参数确定 |
| 6.1.3 流体参数及相渗曲线 |
| 6.1.4 生产历史拟合 |
| 6.2 注富含CO_2天然气驱机理分析 |
| 6.2.1 富含CO_2天然气波及效果 |
| 6.2.2 油相中富含CO_2天然气组分分布 |
| 6.2.3 凝析油饱和度降低效果 |
| 6.2.4 地层流体高压物性变化情况 |
| 6.3 方案设计及提高采收率开发指标预测 |
| 6.3.1 开发方案设计 |
| 6.3.2 开发指标预测 |
| 6.4 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 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.2 研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 1.5 论文工作量 |
| 1.5.1 文献调研、资料收集与整理 |
| 1.5.2 取样和实验 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 塔中I区构造特征 |
| 2.2 塔中I区地层发育特征 |
| 2.3 塔中Ⅰ区碳酸盐岩油气勘探和开发现状 |
| 2.3.1 勘探开发概况 |
| 2.3.2 勘探开发历程 |
| 2.3.3 开发现状与形势 |
| 第3章 塔中I区油气分布特征 |
| 3.1 油气显示与分布特征 |
| 3.2 原油特征与分布 |
| 3.3 天然气特征与分布 |
| 3.4 地层水特征与分布 |
| 第4章 塔中I区碳酸盐岩油气藏特征 |
| 4.1 烃源岩生排烃特征 |
| 4.1.1 烃源岩地化特征 |
| 4.2 储层特征 |
| 4.2.1 储层物性特征 |
| 4.2.2 储层成岩作用 |
| 4.2.3 储层非均质性 |
| 第5章 油气产能主控因素分析 |
| 5.1 油气产能描述 |
| 5.1.1 产能建设概要 |
| 5.1.2 产能方案实施 |
| 5.1.3 油气产能评价 |
| 5.2 生产动态特征 |
| 5.2.1 生产动态变化 |
| 5.2.2 气油比特征和相态变化 |
| 5.2.3 含水变化特征 |
| 5.3 产能主控因素分析 |
| 5.3.1 构造特征 |
| 5.3.2 储层特征 |
| 5.3.3 采油工艺 |
| 5.4 开发技术对策 |
| 5.4.1 存在的问题 |
| 5.4.2 技术对策 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）埕海地区沙河街组凝析油气藏分类与开发对策（论文提纲范文）
| 1 油藏基本特征 |
| 2 油气藏分类评价 |
| 2.1 四参数判别法 |
| 2.2 C5+含量判别法 |
| 2.3 C1/C5+比值判别法 |
| 2.4 Φ参数判别法 |
| 2.5 Z因子判别法 |
| 3 开发对策 |
| 3.1 开发程序论证 |
| 3.1.1 储层平面分布不稳定、储量规模小类型 |
| 3.1.2 储集层分布相对稳定类型 |
| 3.2 开发方式论证 |
| 3.2.1 储层分布不稳定类型 |
| 3.2.2 储层分布相对稳定类型 |
| 3.3 气井开采时机论证 |
| 3.4 压力保持水平论证 |
| 4 结论 |
（6）吐哈盆地致密砂岩油气储量计算方法与参数研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 研究目的及研究意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 研究内容 |
| 0.4 研究思路 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 区域地质简介 |
| 1.2 构造演化特征 |
| 1.3 烃源岩发育特征 |
| 1.4 储层特征 |
| 1.5 盖层特征 |
| 第二章 致密砂岩储层与成藏特征评价 |
| 2.1 致密砂岩储层特征评价 |
| 2.1.1 岩石学特征 |
| 2.1.2 储集空间 |
| 2.1.3 物性和喉道特征 |
| 2.1.4 岩石比表面积及孔径分布特征 |
| 2.1.5 岩石润湿性、渗流及毛管压力特征 |
| 2.2 致密砂岩油气藏成藏特征评价 |
| 2.2.1 油气藏及流体特征 |
| 2.2.2 地层压力与温度 |
| 2.2.3 源岩演化特征 |
| 2.2.4 埋藏史特征 |
| 2.2.5 致密油气藏类型划分 |
| 第三章 静态法储量计算参数选取与储量计算 |
| 3.1 容积法计算方法原理 |
| 3.1.1 储量计算单元 |
| 3.1.2 容积法计算原理 |
| 3.1.3 凝析气藏天然气地质储量计算原理 |
| 3.2 容积法计算关键参数选取 |
| 3.2.1 致密储层上限 |
| 3.2.2 有效孔隙度 |
| 3.2.3 含油气饱和度 |
| 3.2.4 含油气面积 |
| 3.2.5 有效厚度 |
| 3.3 容积法地质储量计算与综合评价 |
| 3.3.1 地质储量 |
| 3.3.2 采收率评价 |
| 3.3.3 储量级别 |
| 第四章 动态法储量计算参数选取与储量计算 |
| 4.1 产量递减法 |
| 4.1.1 方法原理 |
| 4.1.2 靶区应用 |
| 4.2 弹性二相法 |
| 4.2.1 方法原理 |
| 4.2.2 靶区应用 |
| 4.3 水驱特征曲线法 |
| 4.3.1 方法原理 |
| 4.3.2 靶区应用 |
| 4.4 压降法 |
| 4.4.1 方法原理 |
| 4.4.2 靶区应用 |
| 4.5 动态储量评价结果对比 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（7）低渗透小型凝析气藏循环注气开发可行性研究 ——以宝浪油田宝中凝析气藏为例（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| §1.1 选题来源、目的和意义 |
| §1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 凝析气藏开发方式 |
| 1.2.2 油气藏流体相态理论和实验评价技术 |
| 1.2.3 凝析气井试井及产能评价技术 |
| 1.2.4 凝析气藏渗流规律及油藏数值模拟技术 |
| §1.3 论文研究目标及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| §1.4 论文创新点 |
| 第二章 宝中凝析气藏简况 |
| §2.1 地层特征 |
| §2.2 构造特征 |
| §2.3 储层特征 |
| 2.3.1 储层岩石学特征 |
| 2.3.2 储层沉积特征 |
| 2.3.3 储层砂体展布特征 |
| 2.3.4 储层物性特征 |
| §2.4 油气藏类型 |
| §2.5 油气藏流体特征及温压系统 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 气层压力和温度 |
| §2.6 储量计算 |
| §2.7 凝析气藏开发简况 |
| 第三章 宝中凝析气藏相态特征 |
| §3.1 宝中凝析气藏类型 |
| 3.1.1 判断标准 |
| 3.1.2 判断结果 |
| §3.2 相态特征研究 |
| 3.2.1 相态测试成果代表性分析 |
| 3.2.2 闪蒸及井流物组成 |
| 3.2.3 流体相图 |
| 3.2.4 等组成膨胀 |
| 3.2.5 定容衰竭 |
| 3.2.6 气顶和油环相态分析 |
| §3.3 凝析气中水含量测试 |
| §3.4 多孔介质中凝析气衰竭试验 |
| 3.4.1 实验基础数据 |
| 3.4.2 多孔介质中凝析油临界流动饱和度 |
| 3.4.3 多孔介质中凝析气衰竭特征 |
| 3.4.4 结果分析 |
| §3.5 本章小结 |
| 第四章 凝析气藏精细地质建模 |
| §4.1 地质建模准备工作 |
| 4.1.1 建模范围及模拟层位 |
| 4.1.2 基础数据准备 |
| §4.2 储层构造模型 |
| 4.2.1 断层模型 |
| 4.2.2 平面网格化 |
| 4.2.3 地质层格架建模 |
| 4.2.4 地层结构建模 |
| 4.2.5 层细剖分模型 |
| §4.3 储层属性建模 |
| 4.3.1 离散化测井曲线 |
| 4.3.2 数据分析 |
| 4.3.3 沉积相模型 |
| 4.3.4 储层物性模型 |
| 4.3.5 饱和度模型和NTG模型 |
| §4.4 储量计算 |
| 第五章 宝中凝析气藏三维数值模拟研究 |
| §5.1 数值模型建立 |
| 5.1.1 网格模型 |
| 5.1.2 流体相态特征 |
| 5.1.3 相对渗透率参数 |
| 5.1.4 属性模型 |
| §5.2 储量及生产历史拟合 |
| 5.2.1 储量拟合 |
| 5.2.2 生产历史拟合 |
| 第六章 循环注气试验井组开发效果评价 |
| §6.1 循环注气方案设计与实施情况对比 |
| 6.1.1 循环注气方案设计要点简介 |
| 6.1.2 循环注气实际执行情况 |
| §6.2 循环注气试验井组开发现状 |
| 6.2.1 采气井生产现状 |
| 6.2.2 注气井注气现状 |
| §6.3 循环注气试验井组开发效果评价 |
| 6.3.1 注气能力评价 |
| 6.3.2 产能评价 |
| 6.3.3 注采平衡评价 |
| 6.3.4 流体组分评价 |
| 6.3.5 地层压力评价 |
| 6.3.6 注采井距评价 |
| §6.4 本章小结 |
| 第七章 宝中凝析气藏气藏工程论证 |
| §7.1 气井产能评价 |
| 7.1.1 凝析气井产能修正 |
| 7.1.2 气井携液能力 |
| §7.2 地层吸气能力评价 |
| 7.2.1 注气井产能二项式方程修正 |
| 7.2.2 注气井井筒注气能力评价 |
| 7.2.3 注气井地层吸气能力评价 |
| §7.3 注采井网井距研究 |
| 7.3.1 井网形式 |
| 7.3.2 井距研究 |
| §7.4 采气速度研究 |
| 7.4.1 衰竭式开采采气速度优化 |
| 7.4.2 循环注气采气速度优化 |
| §7.5 合理生产压差 |
| 7.5.1 类比法 |
| 7.5.2 地层不发生明显反凝析压力界限 |
| 7.5.3 节点分析法 |
| 7.5.4 储层结构不被破坏压力界限 |
| 7.5.5 实际生产压差 |
| 7.5.6 合理生产压差综合评价 |
| §7.6 合理注气时机及注气后转衰竭开发时机论证 |
| 7.6.1 合理注气时机研究 |
| 7.6.2 注气后转衰竭开发时机论证 |
| §7.7 合理注采比研究 |
| 7.7.1 单井模型优化注采比研究 |
| 7.7.2 三维数值模型优化注采比研究 |
| §7.8 废弃压力研究 |
| 7.8.1 类比法 |
| 7.8.2 废弃压力经验取值法 |
| 7.8.3 气藏埋深计算法 |
| 7.8.4 经济—产能方程—井底流压法 |
| 7.8.5 废弃压力的综合确定 |
| §7.9 采收率评价 |
| 7.9.1 类比法 |
| 7.9.2 经验公式法 |
| 7.9.3 定容衰竭试验法 |
| 7.9.4 采收率综合评价 |
| §7.10 开发层系划分 |
| §7.11 开发方式论证 |
| 7.11.1 衰竭式开采方式 |
| 7.11.2 保持压力开采 |
| §7.12 本章小结 |
| 第八章 整体开发方案指标预测 |
| §8.1 方案设计调整原则 |
| 8.1.1 开发原则 |
| 8.1.2 开发井网部署原则 |
| §8.2 整体开发方案设计与优选 |
| 8.2.1 循环注气整体开发方案设计 |
| 8.2.2 循环注气开发方案结果 |
| 8.2.3 经济评价 |
| 8.2.4 开发方案优选 |
| 第九章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（8）桥口凝析气藏反凝析污染机理与防治技术研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 论文研究的目的意义 |
| 1.2 国内外凝析气藏防治技术研究现状 |
| 1.3 本文研究内容及技术路线 |
| 1.4 主要研究成果及创新点 |
| 2 中原桥口凝析气藏地质特征及开发方式分析 |
| 2.1 桥口凝析气藏地质特征 |
| 2.2 桥口凝析气藏开发方式分析 |
| 3 桥口凝析气藏相态特征研究 |
| 3.1 地层流体烃组成分布 |
| 3.2 气藏凝析油含量特征 |
| 3.3 气藏地层流体膨胀特征 |
| 3.4 定容衰竭式开采特征 |
| 3.5 气藏类型及相态特征 |
| 4 凝析气藏反凝析污染机理研究 |
| 4.1 凝析气井近井地带反凝析伤害机理研究 |
| 4.2 近井地层反渗吸水锁伤害机理研究 |
| 4.3 桥口凝析气藏污染类型 |
| 5 注气吞吐减轻凝析气藏反凝析污染实验研究 |
| 5.1 减轻凝析气井近井地带反凝析污染前期评价实验研究 |
| 5.2 注气吞吐(甲醇段塞+干气、氮气)长岩心驱替实验 |
| 6 注气吞吐解除反凝析污染数值模拟研究 |
| 6.1 单井模型的建立 |
| 6.2 生产历史和储量拟合 |
| 6.3 注干气吞吐参数优化研究 |
| 6.4 注N.吞吐模拟研究 |
| 6.5 注甲醇段塞+干气吞吐模拟研究 |
| 6.6 桥69井三种注气吞吐方案数模对比 |
| 7 优化配产降低生产过程反凝析污染 |
| 7.1 凝析气藏积液规律研究 |
| 7.2 低渗凝析气井动态分析 |
| 7.3 防治反凝析伤害的主要技术措施 |
| 7.4 桥口气藏合理开发方式数值模拟综合研究 |
| 7.5 优化工作参数的方案设计 |
| 7.6 技术改造方案开发指标预测 |
| 8 认识和结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（9）油藏注烃气提高采收率数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注气技术的国内外研究现状 |
| 1.2.2 注气技术的国内外应用现状 |
| 1.2.3 注气数值模拟技术研究现状 |
| 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2章 注气提高采收率机理 |
| 2.1 混相和非混相驱原理 |
| 2.1.1 一次接触混相驱替 |
| 2.1.2 多次接触混相驱替 |
| 2.1.3 非混相驱 |
| 2.2 注气效果影响因素 |
| 2.2.1 静态参数对注气效果的影响 |
| 2.2.2 动态参数对注气效果的影响 |
| 2.3 烃类混相驱筛选准则 |
| 2.3.1 一次接触混相驱 |
| 2.3.2 凝析气驱混相 |
| 2.3.3 蒸发气驱混相 |
| 第3章 注气提高采收率数值模拟研究 |
| 3.1 三维三相多组分力学——数学模型 |
| 3.1.1 连续性微分方程 |
| 3.1.2 补充方程 |
| 3.1.3 定解条件 |
| 3.2 油、气、水三相多组分渗流数值模型 |
| 3.2.1 压力差分方程组 |
| 3.2.2 饱和度差分方程组 |
| 3.2.3 组分差分方程组 |
| 3.2.4 模型的求解方法 |
| 3.3 油气体系相平衡理论基础 |
| 3.3.1 油气体系相平衡计算原理 |
| 3.3.2 相平衡物性参数计算 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 G20井区地层流体相态拟合研究 |
| 4.1 原油物性参数的确定 |
| 4.1.1 地层流体PVT样品相关信息 |
| 4.1.2 井流物组成、重馏分特征化及拟组分划分 |
| 4.1.3 地层流体PVT实验数据拟合 |
| 4.1.4 恒组成膨胀实验拟合 |
| 4.1.5 注伴生气膨胀实验拟合 |
| 4.2 细管实验确定最小混相压力模拟研究 |
| 4.2.1 实验参数及测试数据 |
| 4.2.2 细管实验模拟研究 |
| 4.3 长岩心驱替实验拟合 |
| 4.3.1 高渗组长岩心驱替实验及拟合 |
| 4.3.2 低渗组长岩心驱替实验及拟合 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 G20井区地质模型建立及历史拟合 |
| 5.1 油藏基本概况及动态分析 |
| 5.1.1 地质概况 |
| 5.1.2 勘探及开发历程 |
| 5.1.3 储层相渗特征 |
| 5.2 油藏模型建立与拟合 |
| 5.2.1 油藏模型建立 |
| 5.2.2 油藏储量拟合 |
| 5.3 油藏生产历史拟合 |
| 5.4 油藏目前剩余油分布 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 G16-18井组伴生气驱合理开发技术指标论证 |
| 6.1 注气井组数值模拟模型的建立 |
| 6.2 井组注气合理开发技术指标论证 |
| 6.2.1 补充能量方式-不同注入介质开发效果对比 |
| 6.2.2 气水交替驱段塞数目优化论证 |
| 6.2.3 气水交替驱段塞尺寸优化论证 |
| 6.2.4 最佳注入时机的确定 |
| 6.2.5 合理保持地层压力水平论证 |
| 6.2.6 注入气组成富化度敏感性评价 |
| 6.2.7 井组注气开发推荐方案及主要技术指标 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
四、影响凝析油气藏采收率的主要因素（论文参考文献）
- [1]塔河油田YT1断块深层凝析油气藏乳化油堵水技术[J]. 秦飞,金燕林. 油气藏评价与开发, 2020(02)
- [2]凝析气藏相态特征及其开发规律研究[D]. 史林祥. 中国地质大学(北京), 2019(02)
- [3]注富含CO2天然气提高L4断块凝析气藏采收率机理研究[D]. 张露. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析[D]. 伍建军. 中国石油大学(北京), 2018(04)
- [5]埕海地区沙河街组凝析油气藏分类与开发对策[J]. 窦松江,孙超囡,朱小丽. 新疆石油天然气, 2018(01)
- [6]吐哈盆地致密砂岩油气储量计算方法与参数研究[D]. 王贵磊. 东北石油大学, 2014(02)
- [7]低渗透小型凝析气藏循环注气开发可行性研究 ——以宝浪油田宝中凝析气藏为例[D]. 黄郑. 中国地质大学, 2014(11)
- [8]桥口凝析气藏反凝析污染机理与防治技术研究[D]. 汪孟洋. 中国地质大学（北京）, 2010(08)
- [9]油藏注烃气提高采收率数值模拟研究[D]. 王一淋. 西南石油大学, 2010(03)
- [10]中原油田不同类型气藏采收率研究[J]. 姜淑霞,吴凤英,梁成蔚,聂仁峰. 内蒙古石油化工, 2005(06)