一、应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间（论文文献综述）
李卓林[1]（2020）在《渤海块状底水稠油油藏蒸汽吞吐参数设计》文中进行了进一步梳理渤海X油田底水普二类稠油油藏埋藏深、烃柱高度大,底水能量强,降低了热力采油的能量利用率,开发效果较差。在有限的注入热量下,为有效利用原始地层能量,实现原油降黏,提高流动能力,采用蒸汽吞吐热采方式开发。以DST测试资料为基础,利用数值模拟方法对蒸汽温度、干度、注汽速度、焖井时间及周期注汽量等参数进行优化分析。研究认为,该区最佳注汽温度340～350℃,注汽干度0.4,注汽速度300 m3/d,焖井时间3～5 d,推荐周期注入量递增,第一个吞吐周期蒸汽注入量为3 900 m3,第二个周期开始,注入量逐周期递增10%左右,预测蒸汽吞吐4轮次平均单井累产油6.6×104 m3。研究方法和结果对渤海同类油藏开发具有一定的指导意义。
王朔[2]（2020）在《W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究》文中研究表明随着世界常规油气资源的减少,如何对稠油油藏进行有效开发的问题越来越引起学者们的重视。蒸汽吞吐是一种有效的注蒸汽热力采油方式,在开发初期就可以得到较高的采油速度。由于单井作业,生产风险也小于蒸汽驱、热水驱。但在进行多轮次吞吐之后,油汽比也随之降低,含水率随之上升。故在多轮次吞吐之后需要调整注采参数,利用氮气辅助蒸汽吞吐,在开发后期需要将蒸汽吞吐转为更具有优势的SAGD技术,以达到提高油汽比、降低含水率的目的。W区块属于稠油油藏,经过多轮次蒸汽吞吐后油汽比降低,含水率上升,开发效果变差。针对上述问题,首先根据地质资料建立三维地质模型,再利用CMG数值模拟软件建立数值模型井完成历史拟合。根据数值模拟结果得到区块剩余油分布特征、分类、成因及主控因素排序。结合区块生产数据对区块历史生产动态进行分析,得到产量递减率和产量递减值。通过数值模拟法及正交实验法优化注采参数、周期注氮量、氮气注入方式及注氮间隔期。在开发后期将蒸汽吞吐转为SAGD,利用数值模拟方法及正交实验法确定蒸汽吞吐转SAGD时机、注入的辅助介质的种类、直井-水平井的组合方式、直井-水平井间的垂向距离、水平井水平段长度,并优化注汽速度、蒸汽干度、采注比、烃类溶剂注入浓度、焖井时间、井口 Sub-cool。为W区块有效开发提供科学依据。
于伟男[3]（2020）在《Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究》文中提出L油田Y区块属于浅层特稠油复式背斜油藏,历经数十年热采阶段后日益凸显较多的开发问题,如边水推进程度过高导致近边水区域的吞吐井含水上升以及垂向和水平方向油层动用不均导致开发效果变差等。Y区块经过高周期吞吐后,近边水区域剩余油逐渐推进至远离边水区域,剩余油整体分布不均,急需措施对区块低部位做到稳油控水,对高部位进行潜力挖掘。应用Petrel re地质建模软件以及CMG数值模拟软件对Y区块目的层分别建立了三维精细地质模型与油藏数值模型并对储量进行拟合,拟合过程中对模型参数进行不断地修正。在完成数值模型全区及单井的历史生产动态拟合的基础上对剩余油进行了分类,并对剩余油的分布类型及其成因进行分析。结合油藏地质因素和开发因素,通过正交优化实验确定了剩余油分布主控因素影响程度的排布顺序。结合Y区块的开发现状及剩余油分布主控因素,对目前开发方案进行适用性评价并分析其全区及单井的周期产量递减规律。针对区块整体蒸汽吞吐高周期后产量下降、油汽比降低和高含水等现象需要将吞吐井的生产动态、生产参数与地质因素相互结合,分析高周期蒸汽吞吐收效差的原因。通过对高周期蒸汽吞吐井生产周期优化后对生产井进行细分类别逐步优化,分别优化蒸汽吞吐注采参数和氮气辅助注采参数后综合得出最佳优化方案及结果。结果表明,稠油油藏开发适应性评价适是经济有效提高浅层稠油油藏采收率的最佳前期工作;充分利用现有井条件,以提高蒸汽吞吐后期单井产能及油汽比为出发点,论证对不同周期不同类型的井分别进行参数优化的开发意义和开发效果,综合优化后采出程度提高3.32%,提采效果明显。研究结果可对稠油油藏的后期开发方式提供借鉴意义。
马良[4]（2020）在《九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究》文中指出九2区克拉玛依组油藏为典型的普通稠油油藏,投产至今一直采用蒸汽吞吐的开发方式进行开采。经过多年的开发,油藏产油量、油汽比逐渐降低,含水率不断上升,生产效果变差。目前油藏正处在蒸汽吞吐开发的中后期,而采出程度仅有28%,远未达到蒸汽吞吐方式的采收率要求,因此需要对油藏开发效果进行充分地认识与评价,找准影响开发效果的主要原因,针对存在的问题提出合理的措施建议,以减缓生产矛盾的加剧,提高油藏的采出程度,让老区焕发新面貌。本论文主要从蒸汽吞吐开发效果评价和影响因素研究两个方面着手,采用理论研究与实际应用相结合的方法,全面系统的对蒸汽吞吐阶段的开发效果进行了评价,同时对影响因素进行了分析,并提出了下步综合调整措施,结合数值模拟方法优选了最佳的方案,为油藏后期开发提供了重要了理论基础。为确保开发效果评价的合理性、有效性,筛选出7项油藏开发效果评价指标:采油速度、累积油汽比、综合递减率、综合生产时率、回采水率、综合含水率、吞吐周期,建立了评价指标体系,并分别从7项指标对开发效果进行了评价。同时,充分结合数学分析方法对油藏开发效果进行评价。通过灰色关联法确定了评价指标的强弱排序,运用层次分析法将定性评价指标定量化,计算求得各指标权重,利用模糊综合评价理论建立了油藏的模糊综合评价模型,根据油藏的实际生产资料,最后综合评价该油藏蒸汽吞吐开采效果为“好”,综合评分为0.435。在油藏开发效果综合评价的基础之上,运用聚类分析方法进行了单井分类,开展了单井评价,落实了不同井的生产和平面分布规律,以此划分了研究井区,并分别从地质和工艺两个方面进行了影响因素对比分析,分析得出各井区影响开发效果的主要控制因素有原油粘度、油层厚度和含油饱和度。在开发效果评价和影响因素的综合分析研究之上,针对不同的井区提出了下步综合调整措施,确定了一类井区继续常规蒸汽吞吐,二类井区采用分组式蒸汽吞吐,三类井区采用一注多采的方式开采。并建立了井区数值模拟模型,通过数值模拟对所选方案注采参数进行了优化,确定了不同开采方式下的最优方案,为油藏后期的开发提供了理论依据和技术支撑。
范庆振[5]（2019）在《BW底水稠油油藏水驱调整研究》文中提出BW区块地层可划分为四个层组,层组之间互不连通。其储层表现为中孔高渗,非均质性强,层内泥质夹层发育。BW区块属于边底水稠油油藏,地层原油粘度为68～790mPa·s。该区块从2001年开始投产,各单井初始产量较高,截至2017年10月大部分井已进入高含水期,但其地层压力下降幅度较小。区块采出程度不高,仍有大量的剩余油储存在地层中。搞清水侵规律及剩余油分布成为目前提高区块开发效果的中心任务。本文通过建立BW区块数值模拟模型,在完成储量拟合和生产历史拟合的基础上结合地质及生产动态特征研究BW区块的水侵规律及剩余油的分布规律,最后针对不同剩余油分布类型提出相应的挖潜方案,为剩余油挖潜提供技术支持。通过油藏工程方法和数值模拟得出以下认识:油藏的水侵方式主要为底水水侵,Aradieba E和Bentiu 1A为边水水侵;剩余储量主要分布在Bentiu 1B、Bentiu2B和Bentiu 3;剩余油分布影响因素为构造、隔/夹层、断层、独立小砂体和开发井网等。通过单井蒸汽吞吐数值模拟研究,确立了合理的注采参数。针对不同剩余油挖潜的思路为:（1）平面上,钻新井或侧钻井,解决井网控制程度差的问题;（2）纵向上,调整射孔层位,解决单井高含水问题;（3）开发技术上,利用蒸汽吞吐进行热力采油,解决开发技术单一问题。在此基础上,共设计了包括层位调整、加密井以及蒸汽吞吐三类调整方案,通过数值模拟优化方案,最终优选的调整方案为层位调整井9口,采收率比基础方案提高0.48个百分点;在层位调整的基础上加密井1 5 口,采收率比基础方案提高1.94个百分点;在加密井的基础上实施蒸汽吞吐井5 口,采收率比基础方案提高2.21个百分点。
李晓宇[6]（2019）在《薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究》文中提出胜利油田陈家庄373区块主力开发油层普遍厚度较薄（2-6 m）,地面脱气原油粘度一般10000-30000 m Pa·s,属薄层特稠油油藏。目前该区块开发已进入多轮次蒸汽吞吐阶段,油藏地层压力较低,周期递减快、含水上升快等矛盾凸显,热采有效率低,稳产难度大,开发矛盾日益突出。为最大程度发掘蒸汽吞吐井的潜力,以陈家庄373区块蒸汽吞吐井为例,根据陈家庄地质生产资料筛选出典型井（组）共计13口井,建立了包括373区块直、斜井井组地质模型、373区块斜井单井地质模型、373区块水平井单井地质模型、371区块单井地质模型在内的共计7具有代表性的地质模型,并对上述地质模型进行拟合,得到可精确模拟油井生产的地质模型（储量、历史拟合误差均不超过10%）。为针对性选择各井转周工艺,对上述地质模型包含的尚在生产的12口井进行了15个周期的生产模拟,进行“三场”规律与泄油半经分析,结果表明:随着吞吐轮次的提高,由于蒸汽加热半径难以增大或地层能量不足,泄油半径不再增加,生产效果变差;根据规律分析结果,确定12口井转周期工艺,其中,CJC26-X58井、CJC28-X58井采用氮气辅助蒸汽吞吐工艺;CJC31-X57井、CJC371-P2井采用降粘辅助吞吐工艺;其余各井采用常规蒸汽吞吐。为对现场进行较为具体的优化决策指导,首先对各井进行了注汽、工艺因素的敏感性分析,并筛选出较为敏感的注汽参数以进行较为准确的参数优化,最终确定常规蒸汽吞吐井需优化注汽参数为注汽量、注汽温度、焖井时间、注汽速度;降粘辅助蒸汽吞吐需优化注汽参数为注汽量、二氧化碳注入量、降粘剂注入量、焖井时间;氮气辅助蒸汽吞吐需优化注汽参数为注汽量、氮气注入量、注汽温度、焖井时间;随后,对各井进行正交试验设计,并利用拟合后生产模型以正交试验设计的参数组合来对12口井进行生产模拟,根据正交试验结果分别以产油量、净利润为目标进行注入参数优化。将参数优化结果交付现场,共有8口井的优化结果被应用于现场,生产情况与模型预测情况基本一致,预计可为现场取得效益3180万元;另外4口井采用现场实际转周注汽参数进行生产模拟,模拟结果与现场生产结果误差均不超过10%,说明所建立模型真实可信,可用于生产预测。该研究对于陈家庄油藏的生产具有较高的指导参考价值。
倪腾[7]（2018）在《稠油多轮次吞吐后汽窜特征研究及封窜技术优选》文中指出稠油油藏在经过多轮次蒸汽吞吐之后,随着注汽量的增加和注汽速度的提高,井间汽窜形式更加复杂。滨南采油厂单家寺油田经过20多年的开发,蒸汽吞吐轮次平均已达12个周期以上,总体上处于高轮次吞吐阶段。由于层间吸汽不均衡、地层压力下降、井间热连通等因素影响,致使油井汽窜加剧,油气比逐年降低,严重影响了稠油开发效益,已经成为了制约滨南采油厂稠油老区采出程度提高的主要因素。论文从滨南厂单家寺油田生产实际出发,选取单56块典型多轮次吞吐井组进行研究,应用CMG软件建立井组地质模型,采用正交数值试验的方法,分析得出关键地质参数和注汽参数。通过蒸汽超覆可视化实验对射孔位置和射孔密度的重要程度进行了模拟研究,表明注蒸汽井底部射孔注汽比均匀射孔注汽对提高原油采出程度有更大的作用。制作纵向吸汽三维物理模型,模拟研究发现,厚层稠油油藏蒸汽吞吐过程中,波及程度排序为正韵律>均质>反韵律,证实了选择性射孔对蒸汽超覆的改善作用。基于三维物理模拟实验结果,建立了不同韵律油藏原油粘度、渗透率、渗透率级差适应性的稠油油藏渗透率适应性筛选标准。通过动态成胶性能实验、凝胶调堵及蒸汽化学剂可视化实验,深入研究不同调堵措施抑制汽窜、扩大蒸汽波及范围的机理,依托典型区块形成了汽窜井治理工艺优选及措施参数设计方法,得到了单56块典型井组的最佳生产方式和注采参数为:采用面积注凝胶方式,凝胶用量为445m3,注汽强度为135t/m,日注汽量为300m3/d,注汽时间为18d,焖井时间为11d,日排液量为60m3/d。本课题针对多轮次吞吐汽窜特征,研究优化了汽窜调堵技术,得出了治理汽窜的一些结论,既可以提高稠油蒸汽开发的经济效益,又可以提高稠油油藏的采收率,具有广泛的推广价值。
韩志强[8]（2018）在《提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究》文中提出风城油田Z18井区侏罗系超稠油油藏经过2010-2014年大规模产能建设,总井数、开井数、注汽水平、产油水平等开发指标不断升高,2013年10月产油水平达到最高值,随后由于产能建设规模逐渐减小,油藏品质逐渐变差,老井递减较大,产油水平呈逐渐下降趋势,同时面临原油粘度高、出砂量大、水平段动用不均等问题,严重影响了开发效果。通过对Z18井区水平井开发效果进行分析评价并指出目前存在的问题,有针对性的进行措施优化,从而提高水平井开发效果,实现稳产、增产。利用灰色关联分析方法,对影响水平井开发效果的主要因素进行关联评价分析,分析结果表明:影响量较大的因素为采注比、水平段长度、原油粘度和注汽强度;引入了DOE方法定量分析了渗透率、原油粘度、油层厚度、水平段长度4种影响因素对水平井产油量、油汽比的影响效果,在此基础上提出了齐古组、八道湾组水平井分类标准,并对水平井进行了分类;在三个典型井组的注采参数单因素分析基础上,利用DOE软件和数值模拟进行了不同注采参数组合的多因素分析,对不同参数组合得到的阶段累计产油量进行了回归和参数显着性分析,表明只有在增加周期注汽量的同时提高采液速度才能增大产油量。通过分析、研究和评价,实现了对Z18井区水平井注汽方式、注汽参数以及工艺措施的优化,结果表明:在同样的注汽量下,主副管同时注汽开发效果最好;对于水平井间存在丰富的难采出的剩余稠油的水平井组,采用直井注汽水平井采油的注汽方式生产能取得比较明显的增产效果;对于吞吐生产时间较长、中心注汽井井况良好、汽窜明显且井间已建立了较好的热连通的水平井组采用一注多采方式生产效果较好;使用串接泵生产2-3轮后,换注采两用泵生产1-2轮生产效果较好;副管调整每生产3轮调整一次副管,每次调整40-50米,效果最好。提出了高轮次下的增产措施建议,对相似地质条件的同类水平井开发具有一定的实际指导意义。
武诗琪[9]（2018）在《N油田热采开发方式研究》文中研究指明热力采油作为开发稠油油藏的有效方法,已经在陆地油田得到了广泛的应用,由于海上稠油油田开采条件复杂,受制约因素比较多,难以直接套用陆地油田热力采油方式,因此研究海上稠油的热采开发方式具有重要的意义。本文首先在海上稠油油藏典型区块蒸汽吞吐数值模拟模型的基础上,利用数值模拟方法分析影响蒸汽吞吐开发效果的注采工艺参数,并以周期产油量为依据,运用正交设计方法确定了注汽强度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间、产液速度六个因素单周期最优方案;并在此基础上对蒸汽吞吐多周期注汽量变化方式和递增方式进行了优化研究,研究表明该区块蒸汽吞吐最优多周期注汽量方案为各周期注汽量依次递增20%。通过对蒸汽吞吐、多元热流体吞吐、蒸汽吞吐转蒸汽驱、多元热流体吞吐转多元热流体驱等热采方式的研究,以经济指标为评价标准,进行了不同原油粘度、不同有效厚度下稠油油藏热采方式优选。研究结果表明:多元热流体吞吐适用于低粘度薄油藏,多元热流体吞吐转多元热流体驱适用于高粘度较厚油藏,蒸汽吞吐适用于低粘度较厚油藏,蒸汽吞吐转蒸汽驱适用于高粘度厚油藏。
祁鹏[10]（2018）在《底水稠油油藏蒸汽吞吐水窜特征研究》文中提出水平井蒸汽吞吐是开发稠油油藏的有效手段,然而底水的存在会导致水平井过早水淹、油藏采出程度低等问题。因此研究稠油油藏注汽吞吐过程中底水水窜的识别特征,分析水窜波及范围和水窜强弱程度的影响因素,优化底水水窜治理措施对改善开发效果具有重要意义。依据现场的储层物性和流体相渗参数,建立数值模型分析线性水淹,点状局部水淹及多点水淹见水方式下的含水率及水油比变化规律,可用来识别现场的水窜模式。通过单因素分析和正交数值实验,分析了水窜波及范围和水窜强度的影响因素。基于蒸汽吞吐的特点和底水的渗流规律,建立耦合数学模型预测开发过程中的水平井见水时间,并进行敏感性分析。最后建立精细地质模型和数值模型,对氮气抑水和氮气泡沫抑水措施进行参数优化,为现场治理水窜提供指导。数值模型研究结果表明,不同于常规油藏的水窜规律,点状见水方式下含水率在各吞吐周期的稳产阶段呈缓慢增加趋势。线性见水方式下的含水率在极短时间内增大到较高水平并保持平稳。多点见水方式下含水率以较大的速度增加,后增长速度逐渐变小;底水波及范围研究表明,物性的非均质性和避水高度对底水波及范围较大;水窜强度影响因素分析表明,地质因素中纵向渗透率及水体大小对水窜强弱程度影响最大;注采参数中对底水窜流强度影响最大的是注汽强度和排液量。数学模型的预测结果与现场实际数据吻合程度较高,可用来快速预测现场水平井见水时间。按照优化的抑水方案,现场的水淹井周期采油量得到显着的改善。
二、应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间（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、应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间（论文提纲范文）
（1）渤海块状底水稠油油藏蒸汽吞吐参数设计（论文提纲范文）
| 1 油田概况 |
| 1.1 测试及产能分析 |
| 1.2 开发方式推荐 |
| 1.2.1 注入介质 |
| 1.2.2 工艺方式 |
| 2 蒸汽吞吐参数数值模拟研究 |
| 2.1 模型敏感性研究 |
| 2.2 蒸汽吞吐参数优化 |
| 2.3 开发效果预测 |
| 3 结论 |
（2）W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏注蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.2 稠油油藏氮气辅助蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.3 稠油油藏有机溶剂辅助蒸汽开发研究现状 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 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 技术路线 |
| 第二章 W区块地质概况及生产现状 |
| 2.1 地层层序 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.4 油水分布特征 |
| 2.5 油层温度和压力 |
| 2.6 流体性质及油藏类型 |
| 2.7 开发中的主要问题 |
| 第三章 三维地质模型建立 |
| 3.1 储层建模数据准备 |
| 3.2 三维构造模型 |
| 3.2.1 层面模型 |
| 3.2.2 构造模型 |
| 3.3 沉积相模型 |
| 3.4 三维属性模型 |
| 第四章 数值模型建立及历史拟合 |
| 4.1 油藏参数设置 |
| 4.2 油藏模型初始化 |
| 4.2.1 模型描述 |
| 4.2.2 水体设置 |
| 4.3 历史拟合 |
| 4.3.1 全区拟合结果 |
| 4.3.2 单井拟合结果 |
| 第五章 剩余油分布特征及分类 |
| 5.1 剩余油分布特征研究 |
| 5.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 5.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 5.2 剩余油分类及成因分析 |
| 5.2.1 纵向上层间矛盾 |
| 5.2.2 平面非均质性 |
| 5.2.3 边水锥进过快 |
| 5.3 剩余油分布主控因素研究 |
| 5.3.1 油藏地质因素 |
| 5.3.2 油藏开发因素 |
| 5.3.3 正交优化实验主控因素分析 |
| 第六章 蒸汽吞吐注采参数及氮气注入参数优化研究 |
| 6.1 历史生产动态分析 |
| 6.1.1 蒸汽吞吐产量递减规律 |
| 6.1.2 全区注入产出分析 |
| 6.1.3 全区开发特征分析 |
| 6.1.4 单井生产动态分析 |
| 6.1.5 单井产量递减规律 |
| 6.2 W区块蒸汽吞吐注采参数优化 |
| 6.2.1 W区块注汽强度计算 |
| 6.2.2 W区块采液强度计算 |
| 6.2.3 前三周期注采参数优化 |
| 6.2.4 后六周期注采参数优化 |
| 6.3 氮气辅助蒸汽吞吐注采参数优化 |
| 6.3.1 氮气辅助蒸汽吞吐作用机理 |
| 6.3.2 周期注氮量及氮气注入方式优化 |
| 6.3.3 注氮间隔期优选 |
| 6.4 生产效果预测 |
| 第七章 蒸汽吞吐后续转SAGD开发方案研究 |
| 7.1 蒸汽吞吐转SAGD时机研究 |
| 7.2 注入介质辅助SAGD作用机理 |
| 7.3 辅助SAGD技术注入介质优选 |
| 7.3.1 烟道气、烃类溶剂改善蒸汽驱油效果物理实验研究 |
| 7.3.2 烟道气、烃类溶剂改善SAGD效果数值模拟研究 |
| 7.3.3 基于地质情况的注入介质优选 |
| 7.3.4 烃类溶剂种类优选 |
| 7.4 SAGD直井-水平井部署方式优选 |
| 7.4.1 直井-水平井组合方式 |
| 7.4.2 直井-水平井垂向距离优选 |
| 7.4.3 水平段长度优选 |
| 7.5 正交实验优化注采参数 |
| 7.6 生产效果预测 |
| 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油开发国内外研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐国内外研究现状 |
| 1.2.3 油藏数值模拟国内外研究现状 |
| 1.3 主要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 |
| 第二章 地质概况及开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.1.4 温压特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.2 开发现状 |
| 第三章 工区油藏数值模拟 |
| 3.1 地质模型的建立 |
| 3.1.1 构造模型的建立 |
| 3.1.2 属性模型的建立 |
| 3.1.3 储量拟合 |
| 3.1.4 地质模型粗化 |
| 3.2 数值模型建立 |
| 3.2.1 网格模型的建立 |
| 3.2.2 流体模型的建立 |
| 3.2.3 数值模型初始化 |
| 3.3 储量及生产历史拟合 |
| 3.3.1 储量拟合 |
| 3.3.2 生产动态模型的建立 |
| 3.3.3 单井历史拟合结果 |
| 3.3.4 全区历史拟合结果 |
| 第四章 高周期吞吐剩余油分布特征研究 |
| 4.1 剩余油分布特征研究 |
| 4.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 4.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 4.2 剩余油分类及成因分析 |
| 4.2.1 储层非均质性 |
| 4.2.2 井网控制不住 |
| 4.2.3 边水锥进过快 |
| 4.3 高周期剩余油分布主控因素研究 |
| 4.3.1 油藏地质因素 |
| 4.3.2 油藏开发因素 |
| 4.3.3 主控因素影响程度分析 |
| 第五章 注采参数优化 |
| 5.1 目前注采参数适应性评价 |
| 5.1.1 全区生产动态分析 |
| 5.1.2 单井生产动态分析 |
| 5.1.3 全区开发特征分析 |
| 5.1.4 单井开发特征分析 |
| 5.1.5 边水油藏开发方式 |
| 5.2 注采参数优化 |
| 5.2.1 生产周期优化 |
| 5.2.2 注采参数优化 |
| 5.2.3 衰减期优化方案及结果 |
| 5.2.4 衰减后期优化方案及结果 |
| 5.3 氮气辅助吞吐注采参数优化研究 |
| 5.3.1 注氮量优化 |
| 5.3.2 衰减期注氮方式优化 |
| 5.3.3 衰减后期注氮方式优化 |
| 5.4 综合优化方案及结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究意义与目的 |
| 1.2 国内外研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究思路与技术路线 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.3.3 论文取得的主要成果及创新点 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏性质 |
| 2.2.1 流体性质 |
| 2.2.2 油藏温度与压力 |
| 2.2.3 油藏类型 |
| 2.3 油田开发简况 |
| 2.3.1 开发历程 |
| 2.3.2 单井初期产能统计 |
| 2.3.3 开发现状 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 蒸汽吞吐开发效果评价研究 |
| 3.1 开发效果评价方法的选择 |
| 3.2 效果评价基本步骤 |
| 3.3 评价指标的确定 |
| 3.3.1 指标筛选原则 |
| 3.3.2 评价指标的确定 |
| 3.4 蒸汽吞吐开发效果单指标评价分析 |
| 3.4.1 采油速度评价 |
| 3.4.2 累积油汽比评价 |
| 3.4.3 产量递减率评价 |
| 3.4.4 综合生产时率评价 |
| 3.4.5 回采水率评价 |
| 3.4.6 综合含水率评价 |
| 3.4.7 吞吐周期评价 |
| 3.5 蒸汽吞吐开发效果综合评价 |
| 3.5.1 评价方法的选择 |
| 3.5.2 开发效果评价标准 |
| 3.5.3 综合评价步骤 |
| 3.5.4 综合评价结果 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 油井分布特征及蒸汽吞吐影响因素研究 |
| 4.1 油井分布特征及井区的划分 |
| 4.1.1 研究区域单井的划分 |
| 4.1.2 Ⅰ类井生产及分布特征 |
| 4.1.3 Ⅱ类井生产及分布特征 |
| 4.1.4 Ⅲ类井生产及分布特征 |
| 4.2 井区的划分 |
| 4.3 蒸汽吞吐影响因素研究 |
| 4.3.1 油层厚度 |
| 4.3.2 原油粘度 |
| 4.3.3 孔隙度 |
| 4.3.4 渗透率 |
| 4.3.5 含油饱和度 |
| 4.3.6 蒸汽干度 |
| 4.3.7 注汽强度 |
| 4.3.8 焖井时间 |
| 4.3.9 注汽速度 |
| 4.3.10 采注比 |
| 4.4 地质因素敏感性分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 油藏数值模拟研究及挖潜措施调整 |
| 5.1 数值模拟模型的建立 |
| 5.2 参数的选取 |
| 5.2.1 静态地质参数 |
| 5.2.2 热物性参数 |
| 5.3 模型拟合 |
| 5.3.1 生产历史拟合 |
| 5.3.2 温度场拟合 |
| 5.4 改善开发效果综合措施调整 |
| 5.4.1 调整措施建议 |
| 5.4.2 不同井区措施调整注采参数优选 |
| 5.4.3 措施调整结果汇总 |
| 5.5 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）BW底水稠油油藏水驱调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏水驱开发研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐研究现状 |
| 1.2.3 水侵规律研究现状 |
| 1.2.4 剩余油影响因素研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 BW区块地质研究 |
| 2.1 油藏地理位置 |
| 2.2 地层层序 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 沉积相 |
| 2.4.2 储层非均质性 |
| 2.5 流体性质与油水界面分析 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 油藏温压系统 |
| 2.5.3 油水界面 |
| 2.5.4 油藏类型与特征 |
| 2.6 区块地质储量 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 油藏开发特征研究 |
| 3.1 开发简况 |
| 3.2 生产动态特征 |
| 3.3 含水率分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 BW区块剩余油分布研究 |
| 4.1 数值模拟器的选择 |
| 4.2 油藏数值模型的建立 |
| 4.3 生产历史拟合 |
| 4.3.1 储量拟合 |
| 4.3.2 生产历史拟合 |
| 4.4 剩余油分布规律 |
| 4.4.1 垂向剩余储量分布 |
| 4.4.2 平面剩余储量分布 |
| 4.4.3 剩余油分布影响因素研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 油藏水淹规律及影响因素研究 |
| 5.1 油水分布规律 |
| 5.2 水侵影响因素研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 开发调整研究 |
| 6.1 开发调整对策研究 |
| 6.1.1 开发调整措施研究 |
| 6.1.2 开发调整方案设计 |
| 6.2 基础方案 |
| 6.3 层位调整方案 |
| 6.4 补充加密调整井开发的效果研究 |
| 6.5 蒸汽吞吐研究 |
| 6.5.1 地质参数和流体性质参数影响规律分析 |
| 6.5.2 蒸汽吞吐注汽参数研究 |
| 6.5.3 蒸汽吞吐开发的效果研究 |
| 6.6 方案对比 |
| 6.7 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 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 |
（6）薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究（论文提纲范文）
| 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 蒸汽吞吐开发机理及规律研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐辅助工艺研究现状 |
| 1.2.3 蒸汽吞吐工艺参数优化研究 |
| 1.3 研究内容及技术关键 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术关键 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 典型井与井组优选与地质模型建立 |
| 2.1 陈373 块稠油油藏区块概况 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.2 典型井与井组优选 |
| 2.2.1 陈373 区块NgxⅡ2 层油井筛选结果 |
| 2.2.2 陈373 区块NgxⅡ1~2层水平单井筛选结果 |
| 2.2.3 陈371 区块NgxⅡ1~3层单井筛选结果 |
| 2.3 地质模型建立与历史拟合 |
| 2.3.1 陈373 区块NgxⅡ2 层井地质模型建立 |
| 2.3.2 陈373 区块NgxⅡ1~2层水平单井模型建立 |
| 2.3.3 陈371 区块NgxⅡ1~3层单井地质模型建立 |
| 2.3.4 各模型拟合情况统计 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 三场发展规律研究与泄油半径分析 |
| 3.1 陈373 区块多轮次吞吐井辅助工艺 |
| 3.1.1 陈373 区块蒸汽吞吐辅助工艺 |
| 3.1.2 陈373 区块转周工艺选择依据 |
| 3.2 陈373 区块规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.1 CJC27斜57 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.2 CJC28斜58 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.3 CJC31斜57 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.2.4 CJC371平2 井三场规律分析与泄油半径计算 |
| 3.3 陈373 区块各井三场规律统计分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 注入参数敏感性分析及优化设计 |
| 4.1 注入参数敏感性分析 |
| 4.1.1 常规蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.1.2 降粘辅助蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.1.3 氮气辅助蒸汽吞吐井参数敏感性分析 |
| 4.2 注入参数优化设计 |
| 4.2.1 常规蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.2 降粘辅助蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.3 氮气辅助蒸汽吞吐井注入参数优化 |
| 4.2.4 优化结果统计 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 现场应用分析 |
| 5.1 现场应用结果统计 |
| 5.2 优化实施井效果分析 |
| 5.3 优化未实施井拟合分析 |
| 5.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 附录A 三场规律分析图表 |
| 附录B 注入参数正交试验数据及优化结果 |
| 攻读硕士期间学术成果 |
| 致谢 |
（7）稠油多轮次吞吐后汽窜特征研究及封窜技术优选（论文提纲范文）
| 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 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容和研究方法 |
| 第2章 稠油油藏多吞吐周期井动态特征研究 |
| 2.1 单56 块开发井组注采特征研究 |
| 2.1.1 蒸汽驱替特征 |
| 2.1.2 注蒸汽注采特征 |
| 2.2 多吞吐周期井汽窜动态特征研究 |
| 2.2.1 单56 块井组地质模型建立 |
| 2.2.2 油藏数值模拟与现场汽窜情况对比 |
| 2.2.3 汽窜井间汽侵比例 |
| 2.3 多吞吐周期井汽窜影响因素分析 |
| 2.3.1 汽窜影响因素参数的选取 |
| 2.3.2 正交试验设计方案 |
| 2.3.3 正交设计方案结果分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 蒸汽超覆特性及可视化实验分析 |
| 3.1 蒸汽超覆可视化实验 |
| 3.1.1 可视化模型的设计与制作 |
| 3.1.2 模拟实验 |
| 3.1.3 实验结果及分析 |
| 3.2 纵向吸汽三维物理模拟研究 |
| 3.2.1 实验仪器与材料 |
| 3.2.2 实验方案与步骤 |
| 3.2.3 实验结果与分析 |
| 3.2.4 数值扩展研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 稠油油藏注蒸汽汽窜调堵物理模拟实验研究 |
| 4.1 动态成胶性能实验 |
| 4.2 凝胶调堵可视化实验 |
| 4.2.1 实验目的 |
| 4.2.2 模型制作 |
| 4.2.3 实验过程 |
| 4.3 蒸汽化学剂可视化实验 |
| 4.3.1 实验流程及方法 |
| 4.3.2 实验结果及分析 |
| 4.3.3 微观机理分析 |
| 4.4 封堵性能与方式筛选 |
| 4.4.1 凝胶封堵强度实验 |
| 4.4.2 凝胶+蒸汽泡沫驱替封堵性 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 单56 块高轮次蒸汽吞吐凝胶封窜工艺参数优化设计 |
| 5.1 模型建立 |
| 5.1.1 地质概况 |
| 5.1.2 数值模拟模型 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 单井拟合分析 |
| 5.2.2 温度场分布特征 |
| 5.2.3 汽窜井间汽侵体积 |
| 5.3 方式筛选 |
| 5.3.1 注采方案设计 |
| 5.3.2 模拟结果及分析 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 周期注汽量 |
| 5.4.2 凝胶用量 |
| 5.4.3 焖井时间 |
| 5.4.4 日排液量 |
| 5.5 注采参数汇总 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 主要研究内容及拟解决的关键性问题 |
| 1.2.1 研究内容 |
| 1.2.2 拟解决的关键性问题 |
| 1.3 研究方法及技术路线 |
| 1.4 国内外提高稠油水平井开发效果方法调研 |
| 第2章 油藏基本情况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 油藏类型 |
| 2.5 开发简况 |
| 第3章 开发效果评价及存在问题 |
| 3.1 吞吐开发特征 |
| 3.1.1 注汽特征 |
| 3.1.2 自喷期生产特征 |
| 3.1.3 挂抽期生产特征 |
| 3.1.4 周期间生产特征 |
| 3.2 开发指标变化规律 |
| 3.3 影响开发效果因素分析 |
| 3.3.1 原油粘度影响 |
| 3.3.2 油层厚度影响 |
| 3.3.3 水平段长度影响 |
| 3.3.4 注汽速度影响 |
| 3.3.5 注汽强度 |
| 3.3.6 注汽压力 |
| 3.3.7 焖井时间 |
| 3.3.8 采注比 |
| 3.3.9 灰色关联分析 |
| 3.4 剖面动用程度研究 |
| 3.4.1 水平井段吸汽不均匀 |
| 3.4.2 水平段动用程度不均匀 |
| 3.4.3 温度场、压力场和饱和度场变化规律分析 |
| 3.4.4 水平段动用情况统计 |
| 3.5 开发效果评价 |
| 3.5.1 水平井分类 |
| 3.5.2 水平井措施效果评价 |
| 3.6 存在问题 |
| 3.6.1 水平段注汽不均 |
| 3.6.2 工艺受限,水平段排液能力低 |
| 3.6.3 井间汽窜严重 |
| 第4章 典型井组分析及措施优化研究 |
| 4.1 典型井组数值模拟研究 |
| 4.1.1 井组模型建立意义 |
| 4.1.2 选择的原则 |
| 4.1.3 选择的结果 |
| 4.1.4 生产动态历史拟合 |
| 4.1.5 三场分布规律研究 |
| 4.2 蒸汽吞吐措施优化研究 |
| 4.2.1 注汽方式优化选择 |
| 4.2.2 水平井组一注多采与同采同注方式的优选 |
| 4.2.3 直井和水平井组合吞吐与水平井组吞吐方式的优选 |
| 4.2.4 注采参数优化 |
| 4.2.5 工艺措施优化 |
| 第5章 高轮次下增产措施建议与结论 |
| 5.1 增产措施建议 |
| 5.1.1 一注多采技术 |
| 5.1.2 直井、水平井组合井网加密蒸汽吞吐 |
| 5.1.3 CO2 辅助蒸汽吞吐 |
| 5.1.4 注氮气辅助蒸汽吞吐采油 |
| 5.1.5 氮气泡沫驱采油 |
| 5.2 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）N油田热采开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 海上稠油油藏热采开发方式研究 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐及多元热流体吞吐研究现状 |
| 1.2.3 吞吐转后续热采开发方式研究现状 |
| 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 蒸汽吞吐注采参数优化研究 |
| 2.1 典型概念模型建立 |
| 2.2 油藏注采参数影响规律研究 |
| 2.2.1 注汽强度的影响 |
| 2.2.2 井底蒸汽干度的影响 |
| 2.2.3 注汽速度的影响 |
| 2.2.4 蒸汽温度的影响 |
| 2.2.5 焖井时间的影响 |
| 2.2.6 产液速度的影响 |
| 2.3 蒸汽吞吐注采参数优化研究 |
| 2.3.1 蒸汽吞吐单周期注采参数优选研究 |
| 2.3.2 蒸汽吞吐多周期合理的井底流压优选 |
| 2.3.3 蒸汽吞吐多周期注汽量优选 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 多元热流体吞吐注采参数优化研究 |
| 3.1 多元热流体吞吐采油机理与工艺流程 |
| 3.2 多元热流体吞吐影响因素研究 |
| 3.2.1 注入强度 |
| 3.2.2 注入速度 |
| 3.2.3 CO_2和N_2 注入速度 |
| 3.2.4 注入温度 |
| 3.2.5 焖井时间 |
| 3.2.6 产液速度 |
| 3.3 多元热流体吞吐参数优化 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 蒸汽吞吐及多元热流体吞吐转后续热采方式优化研究 |
| 4.1 吞吐转后续开发方式模型建立 |
| 4.2 蒸汽吞吐转蒸汽驱参数优化研究 |
| 4.3 蒸汽吞吐转多元热流体驱参数优化研究 |
| 4.4 蒸汽吞吐转热水驱参数优化研究 |
| 4.5 蒸汽吞吐转水驱参数优化研究 |
| 4.6 多元热流体吞吐转蒸汽驱参数优化研究 |
| 4.7 多元热流体吞吐转多元热流体驱参数优化研究 |
| 4.8 多元热流体吞吐转热水驱参数优化研究 |
| 4.9 多元热流体吞吐转水驱参数优化研究 |
| 4.10 本章小结 |
| 第五章 N油田不同热采方式优选 |
| 5.1 典型油藏数值模拟模型建立 |
| 5.2 稠油油藏吞吐开发方式经济指标对比研究 |
| 5.2.1 不同热采方式经济界限研究 |
| 5.2.2 不同吞吐方式经济指标对比研究 |
| 5.3 N油田吞吐转后续热采开发方式优化研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）底水稠油油藏蒸汽吞吐水窜特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状综述 |
| 1.2.1 底水稠油油藏蒸汽吞吐过程研究综述 |
| 1.2.2 底水稠油油藏水窜研究现状综述 |
| 1.2.3 油藏水窜特征及见水时间预测模型 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 油藏地质特征与开发概况分析 |
| 2.1 地层构造特征与储层分布 |
| 2.2 储层物性与流体特性 |
| 2.3 油藏开发效果评价 |
| 2.3.1 周期产油量 |
| 2.3.2 周期油汽比 |
| 2.3.3 生产井现状分析 |
| 2.4 水平井水窜特征识别 |
| 2.4.1 静态地质特征 |
| 2.4.2 生产动态特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 底水稠油油藏蒸汽吞吐底水水窜特征研究 |
| 3.1 底水水窜数值模型的建立 |
| 3.2 底水稠油油藏水平井见水方式研究 |
| 3.1.1 蒸汽吞吐水平井线性水淹规律研究 |
| 3.1.2 蒸汽吞吐水平井多点水淹规律研究 |
| 3.1.3 蒸汽吞吐水平井点状水淹规律研究 |
| 3.3 底水稠油油藏底水波及范围影响因素分析 |
| 3.3.1 地质因素对底水波及范围的影响分析 |
| 3.3.2 注采参数对底水波及范围的影响分析 |
| 3.4 底水稠油油藏底水水窜强度影响因素分析 |
| 3.4.1 水平井对底水水窜强度影响分析 |
| 3.4.2 地质因素对底水水窜程度的影响分析 |
| 3.4.3 注采参数对底水水窜程度的影响分析 |
| 3.5 底水稠油油藏水平井见水时间预测数学模型 |
| 3.5.1 底水水窜时间预测数学模型的建立 |
| 3.5.2 底水水窜数学模型的求解 |
| 3.5.3 见水时间预测及水窜模型验证 |
| 3.5.4 影响底水水窜时间的因素分析 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 稠油油藏底水水窜抑水措施研究 |
| 4.1 稠油油藏数值模拟 |
| 4.1.1 春10II1-3-8H井地质建模 |
| 4.1.2 数值模型的建立 |
| 4.1.3 数值模型历史拟合 |
| 4.1.4 现场典型井底水水窜分析 |
| 4.2 氮气抑制底水措施研究 |
| 4.2.1 氮气抑制底水窜进机理分析 |
| 4.2.2 氮气抑制底水窜流参数优化 |
| 4.3 氮气泡沫抑制底水窜流 |
| 4.3.1 氮气泡沫抑制底水窜流机理 |
| 4.3.2 氮气泡沫抑制底水窜流注采参数优化 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间发表的学术论文 |
四、应用试井方法确定蒸汽吞吐最佳焖井时间（论文参考文献）
- [1]渤海块状底水稠油油藏蒸汽吞吐参数设计[J]. 李卓林. 油气井测试, 2020(03)
- [2]W区块氮气辅助蒸汽吞吐转SAGD数值模拟研究[D]. 王朔. 东北石油大学, 2020(04)
- [3]Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究[D]. 于伟男. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]九2区克拉玛依组蒸汽吞吐开发效果评价及影响因素研究[D]. 马良. 成都理工大学, 2020(04)
- [5]BW底水稠油油藏水驱调整研究[D]. 范庆振. 西南石油大学, 2019(06)
- [6]薄层稠油多轮次蒸汽吞吐后工艺参数优化研究[D]. 李晓宇. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [7]稠油多轮次吞吐后汽窜特征研究及封窜技术优选[D]. 倪腾. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [8]提高Z18井区稠油油藏水平井开发效果技术研究[D]. 韩志强. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [9]N油田热采开发方式研究[D]. 武诗琪. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]底水稠油油藏蒸汽吞吐水窜特征研究[D]. 祁鹏. 中国石油大学(北京), 2018(01)