一、低渗透油藏水平井技术应用难点分析（论文文献综述）
李忠兴,李松泉,廖广志,田昌炳,王正茂,史成恩,雷征东,刘卫东,杨海恩[1]（2021）在《长庆油田超低渗透油藏持续有效开发重大试验攻关探索与实践》文中认为超低渗透油藏覆盖储量大,油藏致密、孔喉细微、物性差,开发难度极大。2005年,中国石油在长庆油田开展了超低渗透（0.3mD）油藏开发攻关试验,创新了储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套五大特色技术系列,形成了超低渗透油藏管理模式,推动年产油量从2008年的31×104t快速升至2014年的802×104t并持续稳定,有力支撑了长庆5000×104t上产稳产。随着超低渗透油藏（尤其是超低渗透Ⅲ类）水驱开发深入,驱替难度大、水淹水窜比例高、采油速度低、采收率低等开发矛盾陆续显现,2016年长庆油田开展了转变注水开发方式重大开发试验。经过4年攻关,初步形成了超低渗透油藏先期补能、压中增能、吞吐蓄能、驱渗结合的一体化提高采收率技术,解决了传统注水开发难以见效和储量动用程度低的难题,产量大幅提升,现场试验采收率提高12个百分点。目前已进入工业化试验,将为长庆油田"二次加快发展"提供强大动力。
李亦白,王庆龙,魏舒,李凌宇,柳海啸[2]（2021）在《水平井技术在低渗透油藏开发的应用分析》文中进行了进一步梳理国内地理区域跨度广,对应油藏资源的分布也较为广泛。油藏资源作为工业生产的重要原料之一,对国内工业发展具有重大价值。新时期,科技水平快速提升,油藏开采技术稳步提升。在不同油田地质条件下,由于油田特性不同,油藏开采手段也会存在较大差异。低渗透油藏开发中,由于岩层较为特殊,其开采环节中面临着诸多难点问题。水平井技术是一种定向钻井技术,具有采集成本低、采集收益高的优势,因此其非常适用于低渗透油藏的采集工作。本文针对水平井技术关键点进行了分析,包括单井产能提升、水平井长度测定等进行了分析,旨在为油藏开采人员提供直观合理的理论基础。
李旭飞[3]（2021）在《低渗透油藏分段压裂水平井渗流模型研究》文中进行了进一步梳理低渗透油藏储层物性差,开发过程中普遍存在应力敏感现象,现场及室内试验研究表明应力敏感现象对低渗透油气开发具有较大影响,因此不可忽略。为建立考虑应力敏感影响的低渗透分段压裂水平井渗流模型,本文首先利用摄动变换、拉氏变换等方法,建立了考虑应力敏感的无限大低渗透油藏点源函数;其次基于该点源函数利用镜像反映法,分别得到了封闭边界、定压边界、混合边界等多种外边界条件下的点源函数;之后对上述点源沿不同方向或范围进行积分得到了线源、面源、板源等基本源函数;最后利用纽曼积分、叠加原理等方法,建立了不同外边界条件下低渗透油藏分段压裂水平井不稳定渗流模型,模型计算结果得到商业数值软件的验证,并对关键参数进行了敏感性分析。计算结果表明应力敏感效应对压裂水平井生产动态的影响主要体现在渗流中后期,随后分析了裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数、裂缝穿透比等参数对试井曲线影响规律,为低渗透油藏水平井压裂试井分析提供了理论支持。裂缝几何参数对低渗透油藏分段压裂水平井的产能影响非常大,合理的裂缝参数是低渗透油藏高效开发的关键因素之一。但目前对裂缝参数的优化所使用的枚举法、正交实验设计、数值模拟法等,面临参数覆盖范围不全面、优化方案多,工作量大等诸多问题。针对上述问题,本文采用自适应遗传算法对均质油藏分段压裂水平井的压裂参数进行了优化设计,优化结果表明:最优缝长分布方式为外高内低的U型,最优水力裂缝间距分布为等间距分布,对于具体油藏存在最优裂缝条数和裂缝规模。研究成果对低渗透油藏的压裂优化设计有一定的指导意义。
赵红兵[4]（2021）在《致密油藏体积压裂水平井产能主控因素评判技术研究》文中进行了进一步梳理鄂尔多斯盆地西南部X区长7储层属于典型的致密砂岩油藏,以体积压裂水平井作为主体开发技术。历经多年开发实践,研究区压裂水平井存在开发效果差异大和产能主控因素不明的问题,油田稳产形势严峻。因此,划分研究区压裂水平井的生产动态模式,明确各种因素与产能之间的关系,评判致密油藏体积压裂水平井的产能主控因素并建立适应的产能预测方法,对研究区后期的新井部署和开发调整具有指导意义。论文根据X区的地质、开发和工程等方面的数据,运用统计学分析手段,依据初产水平和累产水平两个参数,建立研究区压裂水平井的生产动态模式划分标准,据此将研究区准自然能量开发的压裂水平井划分为以下三种模式:中高初产稳产型、中高初产递减型、持续低产型。针对上述三种生产动态模式,分别拟合出产量随时间的递减曲线,研究区准自然能量开发水平井产能符合双曲递减规律,油田产量递减较快。进一步结合典型压裂水平井的生产动态剖析,从地质、工程和开发三个方面梳理优选出15项产能影响因素,建立起一套致密油藏压裂水平井产能综合评价体系。在此基础上,针对X区66口压裂水平井,依次运用偏相关分析法和灰色关联法等统计分析方法,落实出研究区初产水平和累产水平的主控因素,形成了有效的产能主控因素综合评判方法。X区初产水平主控因素的评判排序结果为:裂缝密度>水平段长>加砂强度>用液强度>返排率。基于产能主控因素评判结果,结合三种生产动态模式的递减规律,建立起了研究区压裂水平井的产能预测模型,可控制初产水平预测误差在7.8%以下。论文实现对致密油藏体积压裂水平井产能的有效预测,解决了研究区产能主控因素不明,产能预测困难的问题,为后续鄂尔多斯盆地致密油藏的新井部署和开发调整提供了理论依据。
付金华,董国栋,周新平,惠潇,淡卫东,范立勇,王永刚,张海涛,古永红,周国晓[5]（2021）在《鄂尔多斯盆地油气地质研究进展与勘探技术》文中研究说明鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,油气资源丰富,勘探前景广阔,是我国近20年来石油天然气储量、产量增长最快的盆地,目前已成为我国第一大油气生产盆地和第一大天然气产区。长庆油田通过50多年的攻关研究,创新发展了"陆相淡水湖盆页岩油、内陆坳陷湖盆大型三角洲、侏罗系古地貌油藏群、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌天然气"等5项油气地质认识,形成了"黄土塬三维地震勘探、低渗透致密油气层测井识别与评价、低渗—致密储层体积压裂"等三大技术系列,发现了4个10亿吨级大油区和3个万亿立方米大气区,为保障国家能源资源安全做出重要贡献,同时对国内外其他类似盆地的勘探提供了重要经验与借鉴。
王九龙[6]（2021）在《非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用》文中研究表明我国大部分水驱油田普遍进入了开发中后期阶段,长期的注水开发导致储层水淹严重,形成了油水优势渗流通道,但是储层内仍然存在大量的剩余油,同时储层层间和层内的非均质性又加剧了这种矛盾,给挖潜带来了巨大的难度,归根结底是受储层构型（韵律、夹层遮挡、井控受限等因素）的限制,储层内部精细剩余油形成的机理和分布特征不明晰,进而不能提出有效的挖潜方法,现有流动模型也无法提供有效的理论支撑。特别对于大庆油田的非均质厚油层储层,构型影响下高含水期剩余油储量巨大,约占剩余可采储量的53.7%,如何实现这部分剩余油的有效挖潜成为我国目前和未来提高原油产量的重要努力方向。为了搞清厚油层不同非均质构型条件下储层的油水分布规律,揭示剩余油形成机理,本文在“十二五”国家重大专项提出二维有效驱动单元理论模型的基础上,基于渗流力学和流函数模型,将注采单元划分为4个区域:Ⅰ类（高速流动有效驱）、Ⅱ类（低速流动有效驱）、Ⅲ类（高速流动无效驱）、Ⅳ类（低速流动无效驱）。通过引入两个形状函数表征非均质构型的三维空间特征,实现三维流动与三维空间特征的融合,建立了考虑重力的三维有效驱动单元渗流数学模型、非稳态条件下沿流线方向上两相流动的饱和度模型,结合驱替实验和数值模拟方法揭示了注采单元内油水流动特征和饱和度（流线）变化规律。然后通过分别构建韵律、夹层以及注采不完善三类非均质储层的三维形状函数,结合流线密度和流线速度分布来表征了不同非均质构型条件下储层驱替单元内部有效驱动单元随时间和空间上的演化特征,弄清了驱替过程中含水率和油水饱和度随4类有效驱动单元转换的变化特征,进而明确了不同非均质条件下储层剩余油产生的区域和油水饱和度分布规律。依据三维有效驱动单元渗流数学模型,进行了大量数值分析。研究结果表明:（1）韵律储层受重力和纵向非均质性等因素的影响,在高渗透层形成优势渗流通道后,有效驱动的范围快速减小,导致整片状的剩余油产生,通过有效驱动单元模型可以跟踪含水率变化过程中4类驱动单元的变化范围,进而明确了不同韵律特征、不同韵律级差和不同储层厚度条件下剩余油产生的区域和规模;（2）夹层的存在改变厚油层层内和层间的流场分布,导致片状剩余油的产生,并且随着夹层延伸长度、夹层倾角等因素的影响驱动单元控制范围也发生变化,通过有效驱动单元理论可以明确了不同夹层条件下剩余油产生的区域和规模。（3）注采不完善性条件下,不完善区域形成压力平衡去无法实现有效驱动,导致散状剩余油的产生,通过有效驱动单元理论分析,明确了井网不完善、射孔不完善条件下剩余油随驱动单元变化产生的区域和饱和度分布。最后针对大庆油田厚油层三大类型六种模式储层剩余油分布的特征和剩余规模,基于流场转置方法利用三维有效驱动单元渗流模型提出了针对韵律型、夹层遮挡型以及注采不完善型三类主要剩余油类型储层的有效挖潜措施以及具体的挖潜方法和参数设置。根据目标区大庆南中西二区储层构型特征以及开发现状,对整个区块进行有效驱动的单元的划分,最终划分出3788个驱动单元,然后依据有效驱动单元理论分区域、分层位制定针对性的有效挖潜剩余油方案,结果显示调整后区块整体采收率提高4%左右,实现了剩余油的有效挖潜,本研究的成果对非均质厚油层剩余油的进一步挖潜提供了新的理论指导和技术支持。
贾承造[7]（2020）在《中国石油工业上游发展面临的挑战与未来科技攻关方向》文中研究表明石油和天然气是全球和中国最重要的一次能源。石油工业的生存发展是由油气资源、市场、技术和社会政治经济环境等要素决定的,其中,技术进步是最活跃和最关键的因素之一。中国已成为全球油气生产消费大国,中国石油工业上游的发展也高度依赖石油科技的进步。中国石油工业已形成了先进完整的理论技术研发和装备制造体系,支撑了油气产量持续稳产和增产。未来是中国社会经济发展的关键期,石油工业必将面对重大挑战与新的技术需求,大力实施国家创新战略,发展具有国际领先水平的新一代勘探开发理论技术,支撑油气产业发展,保障国家油气能源安全。中国石油工业上游在未来面临的重大挑战与技术需求包括:（1）满足中国未来现代化建设的巨大油气需求和保障油气供应安全,这当中必须加大中国油气勘探开发,同时进一步扩大全球及"一带一路"油气投资与生产;（2）实现中国石油长期稳产2×108t/a以上;（3）实现中国天然气产量上升至3 000×108m3/a并长期稳产;（4）发展海洋及深水油气勘探开发先进技术与装备;（5）形成新一代石油工程服务技术装备和数字化转型。中国石油工业上游未来的科技攻关方向和研发重点包括:（1）先进的石油大幅度提高采收率技术;（2）大气田勘探与复杂气田提高采收率技术;（3）非常规油气勘探开发技术;（4）海洋及深水油气勘探开发技术及装备;（5）"一带一路"油气勘探开发技术;（6）新一代石油工程服务技术装备和数字化转型。
董秀超,李建民,孔祥亭,李文涛[8]（2020）在《海拉尔油田不同类型油藏水平井开发技术应用》文中研究表明海拉尔油田构造复杂、油藏类型多,发育多套含油层系、纵向跨度大,开发中由于断层、储层物性、储层非均质性等原因导致存在直井开发无法有效动用的储量。对不同类型油藏直井开发存在的难点,探讨应用水平井开发,通过精细地质研究,优化组合水平井,解决设计及地质导向过程中的关键技术,根据不同的油藏地质类型有针对性的部署水平井。应用水平井开发,能够抑制底水锥进,有效增加钻开油层的泄油面积,解决低渗透油层低产问题。在海拉尔潜山裂缝性油藏防底水,特低渗透潜山油藏、单层厚度大的低孔特低渗透砂岩油藏的储层有效动用,纵向物性差异大的储层分层系开发,断层边部的剩余油富集区精细挖潜,压裂隔夹层无法动用储量有效动用等直井难动用的储量方面都取得了较好的应用效果。探索了复杂小断块油田不同类型油藏难动用储量有效动用技术,提高了采收率,为海拉尔油田稳产上产奠定了基础,为类似油藏的有效动用提供借鉴作用。水平井开发是油气增产、提高开发效益的一项重要技术,目前水平井开发技术已趋于成熟,逐渐满足各类型油藏的高效开发,本文在海塔油田复杂地质条件下,探讨针对不同类型油藏应用相应的水平井开发方式,研究设计及导向过程中的关键技术,并提出有效解决办法,实现了单井高产,提高了储层动用程度。
程子岳[9]（2020）在《低渗透油藏水平井重复压裂裂缝间距优化研究》文中认为早期一些低渗透油藏水平井为获得经济油流,进行了初次压裂改造,但由于地质和工艺因素影响,裂缝逐渐闭合,致使裂缝失去原有的导流能力无法满足生产要求,迫切需要进行重复压裂改造以恢复或提高产能。而水平井重复压裂时新裂缝与老裂缝的裂缝间距是影响重复压裂设计和增产效果的关键因素之一。本文根据低渗透油藏物性特征,对于渗透率不一样的岩石样品进行实验室内物理模拟实验,探究了低渗透油藏应力敏感性以及启动压力梯度对低渗透性油藏的影响规律;基于势叠加和连续性原理,建立了压裂水平井储层渗流与井筒管流的耦合模型,并给出了该模型的求解方法;利用油藏数值模拟方法,结合缝间干扰影响因素计算缝间压力和产能,给出有效缝控距离;基于聚类分析法建立水平井精准选层选段定量评价方法,选取实际区块进行了重复压裂裂缝间距设计。研究结果表明:岩石样品渗透率减小时,启动压力梯度会随之增大。幂函数关系特征与渗透率和启动压力梯度之间所呈现的关系特征近似,室内实验测得的油相启动压力梯度是水相启动压力梯度数值的2-3倍。开发过程中,由于储层压力的下降对岩石渗透率应力敏感性造成的伤害是无法避免的。随着有效应力增大,岩心渗透率逐渐减小,在有效覆压较小时,岩心渗透率降低得很快,而有效覆压比较高时,岩心的渗透率变化幅度很小。有效覆压的变化在相同范围内时,初始渗透率越小,相同条件下渗透率损失越严重。综合分析得到影响裂缝控制距离和产能的四个重要因素有储层渗透率、生产压差、拟启动压力梯度和应力敏感系数,其中储层的渗透率值越大,生产压差越大,裂缝的控制距离就越大;相同渗透率下,应力敏感系数波动范围在10%左右时,裂缝控制距离波动范围小于5%;拟启动压力梯度波动范围在25%左右时,裂缝控制距离波动范围小于20%。结合测井岩石物理相的解释结果实现压裂位置的精准确定,同时考虑目标区块裂缝可能形成的类型、储层孔隙联通比例、启动压力梯度等因素,能够建立个性化裂缝间距优化方法。研究成果对现场重复压裂施工具有理论指导意义。
司想[10]（2020）在《敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整》文中认为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。
二、低渗透油藏水平井技术应用难点分析（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、低渗透油藏水平井技术应用难点分析（论文提纲范文）
（1）长庆油田超低渗透油藏持续有效开发重大试验攻关探索与实践（论文提纲范文）
| 1 超低渗透油藏储层特征与分类评价体系 |
| 1.1 超低渗透油藏储层特征及开发难点 |
| 1.2 储层分类评价体系 |
| 2 超低渗透油藏开发试验攻关历程及效果 |
| 2.1 开发试验攻关历程 |
| 2.2 攻关效果 |
| 3 超低渗透油藏转变开发方式先导试验 |
| 3.1 转变开发方式主要理念 |
| 3.2 先导试验实施措施、效果及认识 |
| 3.2.1 实施措施 |
| 3.2.2 试验效果 |
| 4 攻关方向及前景展望 |
| 4.1 下一步技术攻关方向 |
| 4.2 前景展望 |
（2）水平井技术在低渗透油藏开发的应用分析（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 低渗透油藏概述 |
| 1.1 低渗透油藏概念 |
| 1.2 低渗透油藏的开采难点 |
| 2 构建水平井 |
| 2.1 垂直方向的位置分析 |
| 2.2 水平方向、长度方向的设定 |
| 2.3 产能影响 |
| 3 其他影响因素分析 |
| 4 低渗透油藏水平井开发的策略 |
| 4.1 增产技术 |
| 4.2 综合技术 |
| 4.3 层内爆炸技术 |
| 5 结语 |
（3）低渗透油藏分段压裂水平井渗流模型研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 解析法 |
| 1.2.2 半解析法 |
| 1.2.3 数值模拟法 |
| 1.2.4 水电实验法 |
| 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 |
| 第二章 低渗透油藏源函数的建立 |
| 2.1 应力敏感的影响 |
| 2.2 模型的建立 |
| 2.2.1 物理模型假设 |
| 2.2.2 渗流数学模型的建立 |
| 2.3 不同边界类型基本源函数构建 |
| 2.3.1 无限大边界基本源函数构建 |
| 2.3.2 封闭边界基本源函数构建 |
| 2.3.3 定压边界基本源函数构建 |
| 2.3.4 混合边界基本源函数构建 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 低渗透油藏分段压裂水平井渗流模型 |
| 3.1 纽曼积分法构建单条裂缝板源模型 |
| 3.2 无限导流裂缝模型 |
| 3.3 有限导流裂缝模型 |
| 3.4 模型正确性验证 |
| 3.5 分段压裂水平井渗流阶段划分 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 低渗透油藏分段压裂水平井渗流模型敏感性分析 |
| 4.1 渗透率模量敏感性分析 |
| 4.2 裂缝半长敏感性分析 |
| 4.3 裂缝间距敏感性分析 |
| 4.4 裂缝条数敏感性分析 |
| 4.5 裂缝导流能力敏感性分析 |
| 4.6 裂缝穿透比敏感性分析 |
| 4.7 油藏边界尺寸敏感性分析 |
| 4.8 本章小结 |
| 第五章 分段压裂水平井压裂参数优化设计 |
| 5.1 自适应遗传算法总体设计 |
| 5.2 优化参数及适应度函数确定 |
| 5.3 算法流程及编程实现 |
| 5.4 计算实例 |
| 5.4.1 优化结果 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论与认识 |
| 附录 |
| 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 |
（4）致密油藏体积压裂水平井产能主控因素评判技术研究（论文提纲范文）
| 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 技术路线 |
| 1.5 主要研究认识 |
| 第二章 研究区储层基本特征 |
| 2.1 地质背景概况 |
| 2.2 研究区勘探开发现状 |
| 2.2.1 勘探状况 |
| 2.2.2 开发现状 |
| 2.3 储层特征分析 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 物性特征 |
| 2.3.3 孔隙结构特征 |
| 2.3.4 天然裂缝特征 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 水平井生产动态及影响因素分析 |
| 3.1 致密油藏水平井生产动态模式划分 |
| 3.1.1 产能评价参数优选 |
| 3.1.2 生产动态模式划分 |
| 3.2 致密油藏水平井产能递减规律分析 |
| 3.3 生产动态模式影响因素分析 |
| 3.3.1 研究区典型井剖析 |
| 3.3.2 研究区产能影响因素分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 水平井产能主控因素评判及产能预测 |
| 4.1 产能影响因素综合评价指标体系建立 |
| 4.2 基于偏相关分析法的产能主控因素评判 |
| 4.2.1 偏相关分析法评判技术 |
| 4.2.2 研究区产能主控因素偏相关分析结果 |
| 4.3 基于灰色关联法的产能主控因素评判 |
| 4.3.1 灰色关联法评判技术 |
| 4.3.2 研究区产能主控因素灰色关联法分析结果 |
| 4.4 产能综合评判模型研究 |
| 4.4.1 产能综合评判模型建立 |
| 4.4.2 研究区产能综合评判 |
| 4.5 致密油藏体积压裂水平井产能预测 |
| 4.5.1 初产水平预测方法研究 |
| 4.5.2 研究区三种生产动态模式产能预测模型建立 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 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 |
（5）鄂尔多斯盆地油气地质研究进展与勘探技术（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 区域地质概况 |
| 2 主要地质研究进展 |
| 2.1 陆相淡水湖盆页岩油成藏认识 |
| 2.2 内陆坳陷湖盆大型三角洲成藏认识 |
| 2.3 侏罗系古地貌油藏群成藏认识 |
| 2.4 陆相致密砂岩气成藏认识 |
| 2.5 奥陶系岩溶古地貌天然气成藏认识 |
| 3 关键勘探技术进展 |
| 3.1 黄土塬三维地震勘探技术 |
| 3.2 低渗透致密油气层测井识别与评价技术 |
| 3.3 低渗—致密储层体积压裂技术 |
| 4 结论 |
（6）非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 非均质厚油层研究现状 |
| 1.2.2 非均质厚油层剩余油形成机理研究现状 |
| 1.2.3 流动单元法研究非均质厚油层剩余油分布现状 |
| 1.2.4 剩余油挖潜方法研究现状 |
| 1.3 课题研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容和研究目标 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 2 非均质厚油层剩余油受控因素实验研究 |
| 2.1 实验模型设计原理 |
| 2.2 实验设备与实验步骤 |
| 2.2.1 实验设备 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 不同非均质条件水驱特征研究 |
| 2.3.1 正韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.2 反韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.3 含夹层非均质模型水驱特征 |
| 2.3.4 夹层和韵律双非均质模型水驱特征 |
| 2.4 基于机器学习方法的重力对厚油层剩余油影响研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 非均质厚油层三维有效驱动单元渗流数学模型研究 |
| 3.1 有效驱动单元的定义 |
| 3.2 三维有效驱动单元数学模型建立 |
| 3.2.1 三维油水两相流动的模型 |
| 3.2.2 三维流函数法研究流体在驱动单元中流动 |
| 3.2.3 有效驱动单元三维流函数法的饱和度模型 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 有效驱动单元确定非均质厚油层剩余油分布特征方法研究 |
| 4.1 韵律条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.1.1 单韵律储层流线及饱和度分布 |
| 4.1.2 复合韵律流线及饱和度分布 |
| 4.2 夹层条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.2.1 夹层存在条件下储层有效驱动单元理论模型 |
| 4.2.2 注水井钻遇夹层时储层流线及饱和度分布 |
| 4.2.3 注水井未钻遇夹层储层流线及饱和度分布 |
| 4.3 注采不完善条件下储层流线表征模型及饱和度分布特征 |
| 4.3.1 注采完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.3.2 井网完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 基于有效驱动单元的流场重构及剩余油挖潜方法研究 |
| 5.1 构型影响下剩余油分布特征 |
| 5.2 构型影响下厚油层剩余油挖潜方法 |
| 5.2.1 韵律型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.2 夹层遮挡型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.3 井网未控制型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.4 其他类型剩余油挖潜方法 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 有效驱动单元理论在实际矿场中的应用及分析 |
| 6.1 区块地质特征 |
| 6.2 区块开发现状 |
| 6.3 开发存在的主要问题 |
| 6.3.1 无效驱替情况严重,开发效益差 |
| 6.3.2 综合含水高、剩余油分布高度零散,控水挖潜难度大 |
| 6.4 有效驱动单元理论在实际区块应用分析 |
| 6.4.1 三维有效驱动单元渗流模型在典型井组中的应用验证 |
| 6.4.2 实际区块整体挖潜方案设计 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论及创新点 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 目标区块有效驱动单元分区、分井划分结果 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（7）中国石油工业上游发展面临的挑战与未来科技攻关方向（论文提纲范文）
| 1 中国石油工业上游科技成就 |
| 1.1 油气是全球最重要的一次能源 |
| 1.2 中国石油工业上游科技成就显着 |
| 1.3 中国石油工业上游7项主要科技成果 |
| 1.3.1 海相和深层天然气勘探开发理论技术 |
| 1.3.2 石油地质理论与勘探技术 |
| 1.3.3 高含水油田提高采收率、低渗透油田和稠油开发技术 |
| 1.3.4 工程技术装备自主化及技术服务产业发展 |
| 1.3.5 海洋深水工程技术装备 |
| 1.3.6 海外大型油气田勘探开发特色技术 |
| 1.3.7 页岩气、煤层气与致密油勘探开发技术 |
| 2 中国石油工业上游面临的重大挑战与技术需求 |
| 2.1 中国未来现代化建设的巨大油气需求和保障油气供应安全的挑战 |
| 2.1.1 全球未来一次能源消费的主体 |
| 2.1.2 中国未来现代化建设的巨大油气能源需求 |
| 2.1.3 中国基本油气供应安全的保障 |
| 2.1.4 面临的挑战与技术需求 |
| 2.2 石油长期稳产2×108t/a以上的挑战 |
| 2.2.1 中国原油生产的总体困境 |
| 2.2.2 未来中国原油产量的趋势与技术需求 |
| 2.3 天然气产量上升至3 000×108m3/a并长期稳产的挑战 |
| 2.3.1 深层和海洋深水天然气勘探技术的挑战 |
| 2.3.2 提高复杂气田开发水平、发展复杂天然气田提高采收率技术的挑战 |
| 2.3.3 非常规天然气开发技术的挑战 |
| 2.4 海洋及深水油气勘探开发先进技术与装备的挑战 |
| 2.5 新一代石油工程服务技术装备和数字化转型的挑战 |
| 3 中国石油工业上游科技攻关方向 |
| 3.1 石油大幅度提高采收率技术 |
| 3.1.1 中—高渗透、高含水油田提高采收率技术 |
| 3.1.2 低渗透油田提高采收率技术 |
| 3.1.3 稠油油藏提高采收率技术 |
| 3.1.4 复杂碳酸盐岩油藏提高采收率技术 |
| 3.2 大气田勘探与复杂气田提高采收率技术 |
| 3.2.1 大型气田勘探技术 |
| 3.2.2 复杂气藏高效开发与提高采收率技术 |
| 3.2.3 新储气库建设与优化运行技术 |
| 3.3 非常规油气勘探开发技术 |
| 3.3.1 以大数据、高精度、可视化为核心的地质-地球物理-钻井一体化“甜点区”预测与评价关键技术 |
| 3.3.2 以长水平段水平井优快钻完井及大规模体积压裂改造为核心的提高单井产量关键技术 |
| 3.3.3 以井网优化和立体多层多井平台式“工厂化”为核心的提高采收率关键技术 |
| 3.3.4 以加热转化为核心的油页岩原位开发技术与工艺 |
| 3.4 海洋及深水油气勘探开发技术及装备 |
| 3.4.1 深水勘探技术及工程技术装备 |
| 3.4.2 海上稠油高效开发技术 |
| 3.4.3 低渗透天然气高效开发技术 |
| 3.4.4 天然气水合物开发技术 |
| 3.5 “一带一路”油气勘探开发技术 |
| 3.5.1 全球复杂前沿勘探领域油气资源评价与海外投资选区技术 |
| 3.5.2 海外大型碳酸盐岩油田注水注气提高采收率技术 |
| 3.5.3 被动大陆边缘盆地深水—超深水勘探开发技术 |
| 3.6 新一代石油工程服务技术装备和数字化转型 |
| 3.6.1 全波场地球物理勘探开发技术的研发和物探技术与装备的升级换代 |
| 3.6.2 地层扫描测井技术与装备的研发及实现 |
| 3.6.3 高端钻完井技术与装备的研发及全面国产化 |
| 3.6.4 先进高效压裂技术与装备的研发 |
| 3.6.5 石油工业的数字化转型 |
| (1) 基于大数据和深度学习的新一代人工智能油田关键技术。 |
| (2) 石油工业智能云网平台技术。 |
| (3) 石油工业人工智能机器人。 |
| (4) 面向未来的石油工程智能与仿生材料技术。 |
| (5) 可再生能源与石油工业上游耦合集成技术。 |
| 4 结 论 |
（9）低渗透油藏水平井重复压裂裂缝间距优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 水平井重复压裂研究现状 |
| 1.2.2 水平井压裂产能预测研究现状 |
| 1.2.3 水平井压裂裂缝间距优化研究现状 |
| 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 研究路线 |
| 第二章 低渗透储层启动压力梯度实验研究 |
| 2.1 低渗透油藏基本渗流特征 |
| 2.2 启动压力梯度测试实验方案 |
| 2.2.1 实验方法 |
| 2.2.2 实验设备 |
| 2.2.3 实验步骤 |
| 2.3 地层水启动压力梯度实验 |
| 2.3.1 基本参数 |
| 2.3.2 实验数据 |
| 2.3.3 实验结果分析 |
| 2.4 模拟油启动压力梯度实验 |
| 2.4.1 基本参数 |
| 2.4.2 实验数据 |
| 2.4.3 实验结果分析 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 低渗透储层介质变形实验研究 |
| 3.1 介质变形测试实验方案 |
| 3.1.1 实验方法 |
| 3.1.2 实验设备 |
| 3.1.3 实验步骤 |
| 3.2 介质变形测试实验 |
| 3.2.1 基本参数 |
| 3.2.2 实验数据 |
| 3.2.3 实验结果分析 |
| 3.3 应力敏感性分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 低渗透油藏水平井非线性渗流模型研究 |
| 4.1 垂直裂缝等效井径模型 |
| 4.1.1 参数无量纲化 |
| 4.1.2 矩形垂直裂缝井稳态等效井径模型 |
| 4.2 水平井段等效井径模型 |
| 4.2.1 圆形封闭均质油藏水平井产能模型 |
| 4.2.2 水平井段等效井径模型 |
| 4.3 启动压力梯度和介质变形条件下渗流模型 |
| 4.3.1 启动压力梯度条件下单相稳定渗流模型 |
| 4.3.2 介质变形条件下单相稳定渗流模型 |
| 4.4 水平井储层渗流与井筒管流耦合模型 |
| 4.4.1 油藏流动模型 |
| 4.4.2 井筒附近流动模型 |
| 4.4.3 裂缝内流动模型 |
| 4.4.4 井筒流动模型 |
| 4.4.5 耦合模型 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 裂缝间干扰因素研究 |
| 5.1 研究方法 |
| 5.2 裂缝有效控制距离影响规律 |
| 5.3 产能影响规律 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 重复压裂裂缝间距优化设计 |
| 6.1 优化设计流程 |
| 6.2 基于岩石物理相的精准选层选段 |
| 6.2.1 精准选层选段方法 |
| 6.2.2 聚类分析岩相划分 |
| 6.3 应用实例分析 |
| 6.3.1 区块压裂概况 |
| 6.3.2 区块优化设计模板 |
| 6.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（10）敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整（论文提纲范文）
| 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 |
四、低渗透油藏水平井技术应用难点分析（论文参考文献）
- [1]长庆油田超低渗透油藏持续有效开发重大试验攻关探索与实践[J]. 李忠兴,李松泉,廖广志,田昌炳,王正茂,史成恩,雷征东,刘卫东,杨海恩. 石油科技论坛, 2021(04)
- [2]水平井技术在低渗透油藏开发的应用分析[J]. 李亦白,王庆龙,魏舒,李凌宇,柳海啸. 中国石油和化工标准与质量, 2021(11)
- [3]低渗透油藏分段压裂水平井渗流模型研究[D]. 李旭飞. 西安石油大学, 2021(10)
- [4]致密油藏体积压裂水平井产能主控因素评判技术研究[D]. 赵红兵. 西安石油大学, 2021(09)
- [5]鄂尔多斯盆地油气地质研究进展与勘探技术[J]. 付金华,董国栋,周新平,惠潇,淡卫东,范立勇,王永刚,张海涛,古永红,周国晓. 中国石油勘探, 2021(03)
- [6]非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用[D]. 王九龙. 北京科技大学, 2021
- [7]中国石油工业上游发展面临的挑战与未来科技攻关方向[J]. 贾承造. 石油学报, 2020(12)
- [8]海拉尔油田不同类型油藏水平井开发技术应用[A]. 董秀超,李建民,孔祥亭,李文涛. 2020油气田勘探与开发国际会议论文集, 2020
- [9]低渗透油藏水平井重复压裂裂缝间距优化研究[D]. 程子岳. 东北石油大学, 2020(03)
- [10]敖南油田B井区平直联合布井及注水措施综合调整[D]. 司想. 东北石油大学, 2020(03)