一、稠油油藏水驱后转注蒸汽开发研究——以克拉玛依油田六东区克下组油藏为例（论文文献综述）
马剑坤[1]（2020）在《新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究》文中研究指明随着国内稠油油藏的不断发现,目前稠油油藏在国内开发占据着一定的比例。而稠油油藏的开发方式多种多样,对于粘度较低的稠油油藏在天然能量损耗一定的情况下,大部分油田采取常规水驱开发方式开采原油来提高采收率。随着开发的不断进行,水驱开发稠油油藏的开发问题逐渐显现出来,如原油粘度增高,注入水突进严重;注水井网不完善;井网破坏严重,水驱储量控制程度低;平面压力分布不均,压力水平保持低。针对此类开发问题的存在,需要探索注水冷采后如何调整开发方式,改善开发效果。本论文以新疆克拉玛依三2+3区克下组的普通稠油油藏为例,收集研究对象相关资料,调研相关文献,主要开展了以下研究:（1）开展地质特征研究,包括地层划分、构造特征、沉积特征、孔隙特征、物性特征、储层非均质性、储层敏感性、流体性质以及温压特征研究。（2）开展注水冷采开发后采油能力特征分析,结合水驱储量控制程度、水驱指数与采出程度以及注水利用率分析目前研究对象注水开发效果,认识目前注水冷采开发中存在的问题及影响因素。（3）选取典型井区进行数值模拟研究,进行历史生产拟合,分析剩余油分布特征,为调整开发方式提供依据。（4）分析确定研究区粘温曲线特征,热采开采机理及开发特征,并对研究区稠油油藏进行热采可行性分析,通过对比油藏参数进行热采开发方式筛选。（5）CMG数值模拟软件对不同热采开发方式进行模拟分析对比,论证注水冷采后蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱以及热采多种方式组合方式的开发效果,确定合理的开发方式并进行注采参数设计,最终对研究区确定合理开发方式。研究分析得出目前研究区注水开发效果差以及冷采阶段剩余油分布差异大,而后通过热采理论上可行性与CMG数值模拟软件结合分析,验证了新疆三2+3区对于冷采后转热采的可行性,确定热采相关注采参数以及合理开发方式,对现存类似普通稠油冷采后采取合理热采方式具有一定的指导意义。
陶冶[2]（2019）在《普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例》文中认为目前全球石油剩余地质储量中,稠油（含沥青和油砂）储量占70%以上。蒸汽驱是最为有效,也是国内外应用最为广泛且成功的稠油热采技术,主要应用于地下原油粘度在1000 mPa×s以上的稠油或特稠油油藏。油藏数值模拟是利用计算机模型模拟油气田开发过程,拟合动态开发历史,进行剩余油分布规律研究、开发指标预测及参数优选等有效的工具。对于在地下原油粘度低于500 mPa×s的普通稠油油藏进行蒸汽驱,由于其剩余油分布规律、合理井网井距和最优注采参数均不同于地下原油粘度大于1000mPa×s的稠油油藏,目前尚无成熟的经验可供参考。本文以中亚M油田M-Ⅲ油藏为例,对浅层普通稠油油藏的地质特征和开发效果进行深入分析,利用动态监测资料和实际生产数据结合数值模拟方法对蒸汽驱剩余油分布规律、蒸汽驱开发效果及其影响因素、油藏工程优化设计进行了研究,提出了改善蒸汽驱开发效果以及蒸汽驱中后期转换开发方式的时机与可行性的策略。取得以下认识:（1）蒸汽驱在浅层普通稠油油藏（M-Ⅲ油藏）的应用已取得成功,但也暴露出注汽速率低、层间矛盾突出、蒸汽前缘突进不均匀、井网井距不合理、油层厚度大导致开发效率低、稳产难度大等一些问题和矛盾;（2）普通稠油流变性实验结果反映出,当油藏温度在60 oC以上时,研究区原油为牛顿流体,油气渗流符合达西定律。不同温度下热水与蒸汽的驱油效率实验证明,蒸汽驱驱油效率明显高于热水驱,温度越高驱油效率越高;（3）蒸汽驱开发的影响因素主要包括沉积微相、油层有效厚度等,以及注汽量、注汽干度和完井方式等方面;（4）经过论证,合理井网密度在0.3-0.5ha/井之间,合理井距在73-114m之间;（5）对于地下原油粘度小于500mPa×s的普通稠油油藏,注汽速率应不低于1.0t/（d×ha×m）,井底蒸汽干度大于30%,采注比大于1.1;（6）井网二次加密试验区生产实际反映出,油藏开发平面矛盾得到了改善,采油速度提高了0.5%,最终采收率达43%以上,与现井网相比提高11个百分点;（7）对油层厚度超过10m的区域应实施避射顶部油层,充分提高蒸汽热利用率,对油层厚度大于24m的区域应实施分层蒸汽驱开发,以提高纵向蒸汽驱波及系数;（8）通过论证对比蒸汽驱接替技术方案,水-汽交替段塞驱的开发效果优于热水驱、间歇蒸汽驱、连续蒸汽驱,综合考虑推荐水-汽交替段塞驱为蒸汽驱后期开发方式转换的接替技术。通过以上研究和取得的认识,明确了下步M-Ⅲ油藏蒸汽驱开发调整优化思路,即现阶段在平面上全面推进井网二次加密,纵向上在D2层和J1层之间实施分层注汽,同时优化注采参数,蒸汽驱后期适时转换开发方式为水-蒸汽交替段塞驱。本文的研究成果对浅层普通稠油油藏蒸汽驱开发具有指导和借鉴意义。
江鸣[3]（2019）在《风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究》文中研究指明风城油田自大规模开发以来,已经有十余年的注蒸汽热采历史了,但缺乏注蒸汽开采后的储层研究,而之前的研究已经无法适应现阶段的油藏开发,因此,需要针对油藏注蒸汽前后的储层参数变化展开研究。本文在前人对研究区的研究基础上,通过岩心资料、测井资料等,对研究区的储集层展开研究,利用关键井研究储层的四性关系,并且使用多种机器学习分类的方法对常规交会图法难以识别的砂砾岩岩性进行识别,有较好的效果。使用了一元回归、多元回归、神经网络、监督学习等方法建立了孔隙度、渗透率、饱和度测井解释模型,优选出精度较高的最合适的模型。最后,通过整理统计布井开发方案,选取了6组不同开发阶段的井对汽驱前后的储层物性、电性变化进行研究,发现注汽后密度测井值和电阻率测井值相对下降。通过建立汽驱后的电性变化函数,来更新测井解释模型,使新的测井解释模型能够适应研究区现阶段的生产开发状况。
陈欢庆,胡海燕,吴洪彪,曹晨,隋宇豪[4]（2018）在《精细油藏描述中剩余油研究进展》文中研究指明剩余油表征一直是油田开发中后期研究者关注的重点内容。通过文献调研并结合自身科研实践,总结剩余油研究主要内容包括剩余油分类和发育规律刻画、剩余油成因和分布模式、多种方法描述剩余油、相关学科成果在剩余油研究中的应用、井间剩余油预测、三次采油阶段剩余油描述等。剩余油研究方法主要包括开发地质学、岩心观察和分析测试、水淹层测井解释、四维地震、各种数理统计学、油藏数值模拟、动态监测分析、油藏工程、试井解释方法等,这些方法各有优缺点。剩余油研究主要问题包括9方面:剩余油成因分析难度大、剩余油研究方法各有优缺点、改进剩余油研究方法难度大、井间剩余油预测问题多、相关学科成果应用至剩余油研究中不成熟、三次采油阶段剩余油研究还在探索、复杂岩性油藏剩余油研究问题多、剩余油研究定量化水平不高、微观剩余油研究比较薄弱等。剩余油研究发展趋势包括9方面:加大剩余油成因研究力度、改进剩余油研究方法、明确数理统计分析研究剩余油参数的地球物理意义、提高剩余油井间预测精度、将相关学科成果充分应用至剩余油研究中、探索建立三次采油阶段剩余油研究方法技术体系、加大非常规油藏剩余油研究力度、提高剩余油研究定量化水平、加强微观剩余油研究力度等。
陈欢庆,石成方,王珏,姚尧[5]（2016）在《稠油热采储层精细油藏描述研究进展》文中研究指明就稠油热采储层精细油藏描述的技术现状看:国外已经形成了完整的研究方法和技术体系,特别是在利用地震技术对油藏开发过程监测及剩余油分布规律的精细刻画等方面,具有相当高的研究水平;国内在储层单砂体的精细刻画、隔夹层研究以及储层在热采过程中的变化规律等方面,进行了大量的研究工作,取得了一定进步。稠油热采储层研究的关键问题为地层精细划分与对比、沉积微相研究、隔夹层发育规律描述、储层综合分类评价和地质建模研究等。在此基础上认为,稠油热采储层精细油藏描述研究的主要发展方向为井震结合断裂系统的精细刻画、地质体分类评价、稠油热采储层变化规律研究、剩余油分布规律的四维地震监测和隔夹层封隔能力的物理模拟与数值模拟验证等五大方面。
罗军[6]（2016）在《WS17-2低渗砂砾岩油藏注水/注气效果实验评价》文中认为WS17-2油田流三段储层为低渗透强水敏疏松砂砾岩断块油藏,目前处于开发前期研究,开发面临的主要问题是,优质储量少,天然能量不足,储层非均质性严重,测试产能低,水敏伤害程度高等,需实施注水或注气补充能量方式进行开发。为了研究储层敏感性性机理及注水或注气开发是否有效,并为WS17-2油田流三段储层能量补充方式、主体开发技术提出指导性意见,在调研国内外砂砾岩储层水敏性评价实验和注水注气开发效果的基础上,进行了地层原油PVT相态特征和注气过程配伍性评价研究、储层敏感性评价及伤害机理研究、水驱和气驱过程油水、油气两相渗流特征研究,并结合地层条件下基于组合长岩心、岩屑填充的填砂管长岩心、组合全直径岩心的注水／注气提高采收率效果评价及方式优选,得到了以下主要研究成果及建议：（1）注气驱相态配伍性效果评价。注入气可使原油增溶降粘,体积膨胀,并可蒸发抽提原油使原油体积收缩,体系变轻,界面张力降低,伴生气与CO2同地层原油相态配伍性好于干气,在地层条件下能够实现近混相驱替,有利于注气开发；（2）敏感性伤害评价及机理分析。储层岩心主要为中孔低渗,无速敏,实际开发中的应力敏感伤害也较小,但水敏伤害严重,主要由伊蒙混层的晶格膨胀引起的静态渗透率下降以及伊利石粘土颗粒外表面渗透水化作用引起的颗粒剥离、运移、桥堵所引起,并且以后者为主；储层盐敏是由于取心过程去水化作用导致的晶格收缩、破裂、脱落、运移和堵塞,水敏和盐敏均具有不可逆性；（3）油水／油气两相渗流特征研究。油相渗流能力较弱,水驱油过程两相渗流区间较窄,驱油效率不高,随水相饱和度的升高,油相渗透率迅速下降,水相渗透率始终较低“抬不起头”,高含水期提液采油效果不好,两相渗流阻力较大；气驱油过程两相共渗区范围也较窄,气驱油效率不高,提液采油效果较差,然而两相渗流阻力远小于水驱油过程,表现出气驱油过程的独特优势；（4）注水／注气提高采收率效果评价。储层水敏伤害及微观非均质性会显着影响开发效果,造成注入困难、突破较快、突破后提液采油效果较差,单独注海水及注气驱油效率及采出程度均不高,注海水驱后转注气驱（伴生气与干气）开发效果较好,最终采出程度可分别达到60.05%和52.12%。（5）建议优先完善注采井网井型,加强动态调整,加大注水强度,保持地层压力,控制合理采油强度,实现规模化注采平衡开采,同时建议开发中后期进一步开展注伴生气等多种技术对策的矿场试验研究。
赵磊[7]（2015）在《克拉玛依油田古133井区油藏描述与剩余油分布研究》文中提出古133井区位于克拉玛依油田四2区,地质特征和试采资料证明该区地质条件复杂,剩余油分布规律及影响因素认识不清。本文综合运用岩心、测井、化验分析、生产动态等资料,采用高分辨率层序地层学、储层建筑结构分析法、油藏工程及数值模拟等多种方法,分析了该区地质特征,以及稠油油藏经过热水驱和蒸汽吞吐后的剩余油分布规律以及影响因素,取得主要的成果和认识如下:1、采用高分辨率层序地层划分及旋回-厚度对比方法,将克下组划分为S6、S7两个砂组并进一步细分为14个小层;构造主体为一宽缓的丘状背斜。2、在前人沉积微相研究的基础上,基于层次分析和过程恢复的思想,对本区发育的辫状河、曲流河、冲积扇等沉积微相,提出储层建筑结构单元分级方案,并对辫状河储层提出了心滩坝顶和心滩坝坝核的概念。3、在三维随机建模过程中,利用垂向和平面双地质趋势约束的方法,建立了三维沉积相模型,并使用相控约束的方法建立了属性模型;将地质储量作为不确定性分析的定量参数,设计定量实验,对模型进行不确定性分析;采用Monte-Carlo方法计算P10,P50,P90概率储量并进行敏感性分析;对多个随机概率模型进行优化排队,选择优化模型进行粗化。4、从地质和油藏工程两个角度对剩余油的控制因素进行了分析,认为在辫状河储层中,心滩坝顶、心滩坝核、辫状河道内易形成剩余油富集;曲流河储层中点坝易形成剩余油富集;扇根储层在主槽和槽滩的边部易形成剩余油富集;扇中储层在辫流水道和砂坝的边部易形成剩余油富集。采用物质平衡的方法进行剩余油分布研究,与储层建筑结构分析对比,验证了其对剩余油的控制作用。通过数模,经过精细历史拟合研究对剩余油的影响,认为井网、原油粘度、注采关系、注汽强度、蒸汽吞吐加热半径是工程上剩余油富集的主因。5、对于剩余油展开挖潜措施,采用数模方法,建议采用多轮次吞吐之后转蒸汽驱的开发方式进行开采,按反五点井网进行加密,预计新增采出程度2.29%。该论文紧密结合古133井区的开发现状,研究成果应用于生产中,为油田提高采收率提供了科学的地质依据,并形成了适于该类油藏的精细油藏描述技术。
谷武[8]（2013）在《扶余油田水驱油藏原油性质变化及开发对策研究》文中研究表明扶余油田注水开发30年，由于油层脱气、注入水的影响，整个扶余地区的原油粘度普遍升高、胶质及沥青质含量增大，部分区块原油黏度已经达到普通稠油的界限。这些地区在开发过程中，表现出产量低、递减快的生产特征。如何改善这些区块的开发效果、提高区块采收率，是下步开发的关键。论文通过对扶余油田原油粘度和胶质含量的研究，查明了扶余油田原油的基本性质及其分布规律。根据原油性质变化规律以及原油黏度逐渐升高的特征分析，表明了扶余油田的油层脱气和注入水是影响原油性质变化的主要因素。结合区块原油性质，通过开展生产动态特征分析，明确了扶余油田各个地质单元原油的油品性质。根据扶余油田原油性质、油层发育状况以及开发中的动态反应特征，开展了水驱后转换开发方式研究，明确不同类型的区块，采用不同的开发方式，降低区块原油黏度，达到改善区块开发效果、提高采收率的目的。通过在探40区块、探51区块和探91区块开展试验，蒸汽吞吐已经见到了较好的效果，其他驱替试验已经见到了好的苗头。本课题研究成果对提高扶余油田稠油区的采收率，具有重要的指导意义。
董晓玲[9]（2012）在《探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验》文中进行了进一步梳理扶余油田探91区块原油粘度相对较高,油藏条件原油粘度为50-100mPa.s,注水开发30多年,目前区块开发处于高含水、低采出开发阶段,采出程度为13%,采油速度为0.3%,含水为95%,且含水上升较快,年增1%左右,区块水驱规律预测采收率低,继续水驱开发潜力不大,探索新的开发方式进一步提高区块开发效果成为新的研究课题。本文从国内外资料入手,利用物理模拟方法对水驱油藏转注蒸汽开发提高采收率机理;提高驱油效率、改善蒸汽波及体积机理研究,明确了利用蒸汽的超覆特性,可以有效动用正韵律水驱油藏厚油层上部动用较差的部位和薄差油层;而采用蒸汽泡沫调剖、蒸汽泡沫驱的方式可以有效控制水驱后油层形成的大孔道的指进现象,降低次生水体对注入蒸汽热量的消耗,并能够取得更高的最终采收率。通过对探91区三维地质建模及生产动态历史拟合,研究了区块剩余油的分布,明确了控制剩余油的主力因素为受裂缝及水窜通道双重控制的平面剩余油;受纵向物性及夹层遮挡的纵向剩余油;因此注蒸汽开发调整过程中,提高注入介质波及体积,有效动用现在动用较差或难动用的剩余油,使注蒸汽开发调整取得显着效果。通过数值研究对探91区块水驱后转注蒸汽开发的井网井距、注采参数、开发方式进行了优化,确定了注蒸汽开发方式的可行性。利用前述油藏工程设计成果对探91区块进行了注蒸汽开发试验部署,按菱形反九点注采井网部署9个试验井组,并对开发指标及经济进行了预测,从指标上看探91区块水驱后转注蒸汽开发提高采收率的潜力较大。重点对探91区块水驱后转蒸汽吞吐的试验效果进行了跟踪评价,总结了蒸汽吞吐的效果、生产规律及影响效果的主要因素。通过本文研究确定了探91区块水驱后转注蒸汽开发提高采收率是可行的。
黄余金[10]（2012）在《六东区克拉玛依组油藏地质综合研究》文中研究说明准噶尔盆地是我国西北大型含油气盆地之一,是中国主要大地构造单元-准噶尔陆块的组成部分,为天山造山带、东西准噶尔及阿尔泰海西褶皱山系所环绕,面积13.09万平方公里。准噶尔盆地三叠系以上为统一的中、新生代陆相沉积盆地,与下伏晚古生代分割的海陆过渡沉积盆地复合叠加,所以说又是一个大型的复合叠加盆地。克拉玛依油田地理位置位于准噶尔盆地西北缘扎伊尔山南麓。油区内断裂发育,克拉玛依-乌尔禾大逆掩断裂带横穿中部,断面西倾,上陡下缓。根据断裂的切割情况,油田被分为一、二、三、四、五、六、七、八、九区和若干个开发断块。六区位于克拉玛依油田的东北部,克-乌大断裂带的上盘,西白-百断裂的下盘。六区可进一步划分为六西区、六中区和六东区三个区,其中,六东区克拉玛依组油藏四面被断层切割,为一受断层控制的构造油气藏。构造位置处于准格尔盆地西北缘克-乌大断裂上盘,面积约为11km2。克拉玛依组不整合沉积在石炭系之上,呈东西条带状分布,是由西北逐渐向东南加深的半背斜构造,埋藏深度约在200m至800m之间。克拉玛依组油藏位于克—乌大断裂上盘,其底部构造形态为一由基底形成的隆起斜坡带,构造高点位于6226井北部。整体向东南和西南两个方向倾斜,但两翼并不对称,东南翼较陡,倾角为10°-20°之间；西南翼则相对平缓,倾角在2-5°之间。根据岩性、露头、地震、钻井资料等多方面资料的分析研究,六东区自下而上发育的地层有石炭系（C）、克下组（T2k1）、克上组（T2k2）、白碱滩组（T3b）、八道湾组（Jib）、齐古组（J3q）、白垩系吐谷鲁群（Kit）地层以及地表的第四纪沉积。其中,主要的含油层系为三叠系克下组、克上组和侏罗系齐古组,在局部区域内,石炭系的油层也比较发育。克拉玛依组共分为1个半中期旋回,克上组由完整的中期旋回组成,克下组由上升半旋回组成；通过识别超短期旋回特征将克拉玛依组分为14个小层,每一小层由一个超短期旋回组成。经过超短期旋回的叠加组合后,将克拉玛依组分为6个砂组：S1,S3,S4,S5,S6,S7,每一个砂组由一个完整的短期旋回组成。其中,S7分为4个小层,S6分为3个小层,S5分为2个小层,S4分为2个小层,S3分为2个小层,S1分为1个小层。六东区克拉玛依组超覆沉积在下覆石炭系基底凹凸不平的风化壳之上,是一个西高东低,向东南倾的单斜构造,整体地势为西部为老山山麓,向东逐渐过渡为湖盆,古气候为半干旱气候型。通过对六东区内取芯井的岩心观察以及测井相分析研究,可以识别出工区内克拉玛依组主要发育水下分流河道、碎屑流沉积、前三角洲泥等6中沉积微相类型,这6种沉积微相相互组合形成扇三角洲前缘和前三角洲泥2种亚相。沉积环境和物源是影响和控制着岩石的类型的主要因素。通过对六东区沉积微相分析可知,克拉玛依组主要发育有扇三角洲沉积。由于扇三角洲沉积速率比较快,所以岩性上相对比较粗,砾岩、砂砾岩,含砾砂岩,砂岩和泥岩是克拉玛依组的主要岩石类型,但作为储集层的岩石类型主要为砾岩、砂砾岩和砂岩。通过对扫描电镜、普通薄片和铸体薄片图像进行分析,研究区内克拉玛依组储层中孔隙类型有基质溶孔、次生孔隙粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝等,并主要以粒间溶孔和基质溶孔为主,含量在90%以上。储层孔隙类型为中孔～大孔类型。整体喉道为细喉级别,孔喉组合类型为中孔—大孔细喉类型。根据13块样品压汞曲线和相关参数的特征,共总结出三类孔隙结构类型。砂岩和砂砾岩储集物性较好,孔隙度分布相对比较集中,各层间孔隙度虽有差异,但总体上较均质。渗透率分布范围比较广,砾岩和砂砾岩的渗透率要好于砂岩,基本属于中—高孔高渗透层。整体上呈现出由西向东,物性逐渐变差的趋势,中部和东南部局部地区物性较好。六东区克拉玛依组的储集层主要是水下分流河道沉积和碎屑流沉积的砂体。克拉玛依组油藏在全区内均有所分布。在构造的高部,油层丰都和厚度都较高；构造的低部,油层较少且厚度薄,油藏的边界多为砂体的尖灭线、断层和油水界面等。表现出以构造和沉积微相控制油层的分布形式。在7个砂层组中,主力油层是S7砂层组。通过对研究区三叠系克拉玛依组研究,得到的主要认识和结论如下：1、据高分辨率层序地层学理论,将六东区克拉玛依组分为6个砂组和14个小层。2、克拉玛依期不同阶段沉积演化规律明显,总体显示东部水深、西部水浅,物缘来自西部,S7期S6期为基准面上升期,S5期S4期为基准面下降期,S3期S1期为基准面上升期。3、研究区克拉玛依组为扇三角洲沉积,共识别出扇三角洲前缘和前扇三角洲2个亚相及碎屑流沉积、水下分流河道沉积、河口砂坝沉积、支流间湾沉积、远砂坝沉积及前三角洲泥微相6个微相。4、目的层属于高孔,中高渗储层,孔喉组合类型为中孔—大孔中—细喉类型。5、区块自西向东,流体粘度有所降低,区块的东北部和东南部仍有一定的剩余油饱和度,可以作为参考的扩边区域。
二、稠油油藏水驱后转注蒸汽开发研究——以克拉玛依油田六东区克下组油藏为例（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、稠油油藏水驱后转注蒸汽开发研究——以克拉玛依油田六东区克下组油藏为例（论文提纲范文）
（1）新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 常规水驱 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐 |
| 1.2.3 蒸汽驱 |
| 1.2.4 热水驱 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.3.1 地质及开发特征研究 |
| 1.3.2 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 1.3.3 热采机理及可行性分析 |
| 1.3.4 注采参数及合理开发方式研究 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.4.1 研究思路 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 研究区地质特征研究 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 沉积微相特征 |
| 2.4.1 沉积环境与沉积相 |
| 2.4.2 沉积亚相分析 |
| 2.4.3 沉积微相类型研究 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 岩性与孔隙结构 |
| 2.5.2 物性特征 |
| 2.5.3 物性非均质及隔夹层特征 |
| 2.5.4 储层敏感性 |
| 2.5.5 流体性质及温压特征 |
| 2.6 储量计算 |
| 2.7 小结 |
| 第3章 研究区冷采开发特征分析 |
| 3.1 开发概况 |
| 3.2 采油能力特征分析 |
| 3.3 注水开发综合分析 |
| 3.3.1 注水井网不完善,水驱储量控制程度 |
| 3.3.2 水驱指数与采出程度分析 |
| 3.3.3 注水利用率分析 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 冷采阶段剩余油分布研究 |
| 4.1 模型的建立 |
| 4.1.1 模型区域选取 |
| 4.1.2 油藏参数选取 |
| 4.2 生产历史拟合 |
| 4.2.1 调参原则 |
| 4.2.2 拟合结果分析 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 热力开采机理及可行性分析 |
| 5.1 稠油热力开采机理 |
| 5.1.1 注蒸汽开采 |
| 5.1.2 注热水开采 |
| 5.2 稠油油藏热采开发可行性分析 |
| 5.2.1 粘温曲线 |
| 5.2.2 油藏参数 |
| 第6章 注采参数及合理开发方式研究 |
| 6.1 注蒸汽开发可行性论证 |
| 6.1.1 蒸汽吞吐可行性论证 |
| 6.1.2 蒸汽驱可行性论证 |
| 6.2 热水驱开发可行性论证 |
| 6.3 热采方式组合开发可行性论证 |
| 6.4 合理开发方式确定 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（2）普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内、外蒸汽驱技术研究进展 |
| 1.2.1 稠油开采技术 |
| 1.2.2 蒸汽驱开发技术研究进展 |
| 1.2.3 稠油热采数值模拟研究进展 |
| 1.2.4 改善蒸汽驱开发效果技术研究进展 |
| 1.3 蒸汽驱现场应用现状 |
| 1.3.1 美国克恩河油田(Kern River Field) |
| 1.3.2 印度尼西亚杜里油田(Duri oilfield) |
| 1.3.3 中国新疆油田六、九区 |
| 1.3.4 中国辽河油田齐40块 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 主要研究内容与创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 研究区基础地质特征 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 油田地层特征 |
| 2.3 油田构造特征 |
| 2.4 油田沉积特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 储层物性特征 |
| 2.5.3 砂体和油层分布 |
| 2.5.4 含油饱和度分布 |
| 2.5.5 隔夹层分布 |
| 2.5.6 储层非均质性 |
| 2.5.7 储层敏感性评价 |
| 2.5.8 岩石润湿性评价 |
| 2.6 油藏性质 |
| 2.6.1 油藏温度和压力系统 |
| 2.6.2 原油性质 |
| 2.6.3 地层水性质 |
| 第三章 普通稠油油藏渗流机理实验研究 |
| 3.1 普通稠油流变性评价 |
| 3.1.1 实验设计 |
| 3.1.2 屈服应力 |
| 3.1.3 流变性与本构方程 |
| 3.2 高温驱油机理实验研究 |
| 3.2.1 实验设计 |
| 3.2.2 热水驱油效率 |
| 3.2.3 蒸汽驱油效率 |
| 3.3 温度对储层渗流特征的影响 |
| 3.3.1 实验设计 |
| 3.3.2 热水驱油相渗特征 |
| 3.3.3 蒸汽驱油相渗特征 |
| 第四章 蒸汽驱开发效果与调整潜力分析 |
| 4.1 开发历程与开发现状 |
| 4.2 蒸汽驱生产特征与开发效果 |
| 4.3 蒸汽驱开发影响因素分析 |
| 4.3.1 地质因素 |
| 4.3.2 油藏工程因素 |
| 4.3.3 完井工艺方式 |
| 4.4 开发调整潜力研究 |
| 4.4.1 采收率评价 |
| 4.4.2 平面潜力分析 |
| 4.4.3 纵向潜力分析 |
| 第五章 蒸汽驱油藏数值模拟研究 |
| 5.1 蒸汽驱油数学模型 |
| 5.2 地质油藏模型 |
| 5.2.1 油藏地质建模 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 注汽速率 |
| 5.4.2 蒸汽干度 |
| 5.4.3 采注比 |
| 5.4.4 应用实例 |
| 5.5 井网三次加密可行性 |
| 第六章 开发方式转换接替技术可行性分析 |
| 6.1 间歇蒸汽驱 |
| 6.2 热水驱 |
| 6.2.1 热水驱原则 |
| 6.2.2 转热水驱方案可行性及预测 |
| 6.3 水-汽交替段塞驱 |
| 6.3.1 作用机理 |
| 6.3.2 方案预测与优选 |
| 6.4 开发方式对比 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 发表学术论文 |
| 作者简介 |
| 基本情况 |
| 教育背景 |
（3）风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 蒸汽驱对储层影响的研究现状 |
| 1.2.2 测井解释模型建立的研究现状 |
| 1.2.3 稠油油藏注汽开发研究现状 |
| 1.3 研究区概况 |
| 1.3.1 研究区位置 |
| 1.3.2 区域地层沉积特征 |
| 1.3.3 开发现状及存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.5 主要的工作量 |
| 1.6 取得的主要成果 |
| 第2章 砂砾岩体储集层地质特征及四性关系 |
| 2.1 关键井的选取 |
| 2.2 储层的地质特征 |
| 2.2.1 岩石学特征 |
| 2.2.2 储层的物性特征 |
| 2.2.3 储层的电性特征 |
| 2.2.4 储层的含油性特征 |
| 2.3 储层的四性关系 |
| 2.3.1 岩性与物性 |
| 2.3.2 物性与电性 |
| 2.3.4 岩性、物性与含油性 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层参数解释模型的建立 |
| 3.1 孔隙度解释模型 |
| 3.1.1 多方法建立孔隙度模型 |
| 3.1.2 模型的优选及效果检验 |
| 3.2 渗透率解释模型 |
| 3.2.1 多方法建立渗透率模型 |
| 3.2.2 模型的优选及效果检验 |
| 3.3 饱和度解释模型 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 注汽热采后储层参数模型研究 |
| 4.1 研究井的选取 |
| 4.2 汽驱后储层性质变化 |
| 4.2.1 汽驱后储层的测井响应变化 |
| 4.2.2 汽驱后储层的物性变化 |
| 4.3 汽驱后储层参数解释模型的建立 |
| 4.3.1 汽驱后孔隙度解释模型的建立 |
| 4.3.2 汽驱后渗透率解释模型的建立 |
| 4.3.3 汽驱后饱和度解释模型的建立 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）精细油藏描述中剩余油研究进展（论文提纲范文）
| 1 剩余油研究的现状 |
| 2 剩余油研究的重点内容 |
| 3 剩余油研究的方法技术 |
| 3.1 开发地质学方法 |
| 3.1.1 基于储层宏观和微观描述的剩余油研究方法 |
| 3.1.2 基于构造分析的剩余油表征方法 |
| 3.2 岩心观察描述和分析测试方法 |
| 3.3 水淹层测井解释方法 |
| 3.4 四维地震方法 |
| 3.5 各种数理统计学方法 |
| 3.6 油藏数值模拟方法 |
| 3.7 动态监测分析方法 |
| 3.8 油藏工程方法 |
| 3.9 试井解释方法 |
| 4 剩余油研究存在的问题和发展趋势 |
| 4.1 剩余油研究存在的问题 |
| 4.2 剩余油研究的发展趋势 |
| 5 结论 |
（5）稠油热采储层精细油藏描述研究进展（论文提纲范文）
| 1 研究现状 |
| 2 关键问题 |
| 2.1 地层精细划分与对比 |
| 2.2 沉积微相研究 |
| 2.3 隔夹层发育规律描述 |
| 2.4 储层综合分类评价 |
| 2.5 地质建模研究 |
| 3 发展展望 |
| 3.1 井震结合断裂系统的精细刻画 |
| 3.2 地质体分类评价 |
| 3.3 稠油热采储层变化规律研究 |
| 3.4 剩余油分布规律的四维地震监测 |
| 3.5 隔夹层封隔能力的物理模拟和数值模拟验证 |
| 4 结束语 |
（6）WS17-2低渗砂砾岩油藏注水/注气效果实验评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 砂砾岩储层微观结构认识现状 |
| 1.2.2 砂砾岩储层两相渗流特征研究 |
| 1.2.3 砂砾岩油藏开发研究现状 |
| 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 |
| 1.4 主要认识及创新点 |
| 1.4.1 主要认识 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 第2章 区域概况认识 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.2 勘探历程 |
| 2.3 资料准备现状 |
| 2.4 油田开发存在问题 |
| 第3章 地层原油注气相态配伍性效果评价 |
| 3.1 实验仪器选择流程设计 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验流程 |
| 3.1.3 实验准备 |
| 3.2 地层原油相态特征实验研究 |
| 3.2.1 井流物组成的确定 |
| 3.2.2 单次闪蒸和PV关系 |
| 3.3 地层原油注气膨胀实验研究 |
| 3.4 地层原油注气动态相态特征研究 |
| 3.4.1 地层流体注气p-x相图模拟计算 |
| 3.4.2 地层流体注气多次接触模拟研究 |
| 3.4.3 地层流体注气相图变化研究 |
| 3.4.4 注气对原油体积收缩的影响 |
| 3.5 地层原油注气长细管驱替实验及模拟研究 |
| 3.5.1 细管准备 |
| 3.5.2 实验过程 |
| 3.5.3 实验测试结果及分析 |
| 3.5.4 注CO_2、干气长细管驱替模拟 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 储层岩心敏感性评价与机理分析 |
| 4.1 岩心孔渗测试 |
| 4.2 速敏实验与评价 |
| 4.3 水敏实验与评价 |
| 4.3.1 常规水敏评价实验 |
| 4.3.2 海水敏感性实验评价 |
| 4.3.3 高倍水洗对物性影响评价 |
| 4.4 盐敏实验与评价 |
| 4.4.1 常规岩柱盐敏实验 |
| 4.4.2 全直径岩心盐敏实验 |
| 4.5 储层水敏和盐敏伤害机理分析 |
| 4.5.1 WS17-2流三段储层水敏伤害机理 |
| 4.5.2 盐敏伤害机理分析 |
| 4.6 应力敏感实验与评价 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 油水/油气两相渗流特征研究 |
| 5.1 水驱油过程油水两相渗流特征 |
| 5.1.1 油水相对渗透率曲线特征分析 |
| 5.1.2 归一化油水相对渗透率曲线 |
| 5.1.3 油水分流曲线 |
| 5.1.4 无因次采油、采液指数变化规律 |
| 5.1.5 含水饱和度分布研究 |
| 5.1.6 油水两相区渗流阻力研究 |
| 5.2 气驱油过程油气两相渗流特征 |
| 5.2.1 油气相对渗透率曲线特征分析 |
| 5.2.2 气驱油过程归一化的相渗曲线 |
| 5.2.3 岩心的油气分流曲线 |
| 5.2.4 岩心的无因次采油、采液指数曲线分析 |
| 5.2.5 岩心的含气饱和度分布研究 |
| 5.2.6 油气两相区渗流阻力研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 注海水/注气提高采收率效果实验评价 |
| 6.1 组合长岩心驱替效果分析 |
| 6.1.1 长岩心的准备和排序 |
| 6.1.2 实验方案设计 |
| 6.1.3 实验过程 |
| 6.1.4 实验结果 |
| 6.2 岩屑充填压实长岩心驱替效果分析 |
| 6.2.1 实验内容 |
| 6.2.2 实验准备 |
| 6.2.3 实验过程 |
| 6.2.4 实验结果及分析 |
| 6.3 全直径岩心水驱转气驱效果评价 |
| 6.3.1 实验内容 |
| 6.3.2 实验准备 |
| 6.3.3 实验过程 |
| 6.3.4 实验结果及分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 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 |
（7）克拉玛依油田古133井区油藏描述与剩余油分布研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 论文研究的目的和意义 |
| 1.2 学科研究现状与热点问题 |
| 1.2.1 油藏描述发展历程 |
| 1.2.2 .油藏描述中的热点问题 |
| 1.2.3 油藏描述发展趋势 |
| 1.3 工区开发历程及存在问题 |
| 1.3.1 开发历程 |
| 1.3.2 开发现状 |
| 1.3.3 存在的问题 |
| 1.4 论文研究内容和研究路线 |
| 1.4.1 论文研究内容 |
| 1.4.2 论文研究路线 |
| 1.5 工作量 |
| 1.6 论文主要研究成果 |
| 1.7 创新性成果 |
| 2 工区地质概况 |
| 2.1 区块地理位置 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 地层特征 |
| 2.2.3 沉积特征 |
| 2.2.4 岩石学特征 |
| 2.2.5 储层物性特征 |
| 2.2.6 油藏性质 |
| 3 高分辨率层序地层格架与构造特征 |
| 3.1 高分辨率层序地层格架建立 |
| 3.1.1 高分辨率层序地层原理及对比原则 |
| 3.1.2 层序地层划分方案 |
| 3.1.3 层序地层划分标志 |
| 3.1.4 层序地层格架 |
| 3.2 构造研究 |
| 3.2.1 构造形态 |
| 3.2.2 断层特征 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 储层建筑结构分析 |
| 4.1 沉积背景 |
| 4.2 储层建筑结构分析法 |
| 4.2.1 起源 |
| 4.2.2 层次界面分析 |
| 4.2.3 岩相 |
| 4.2.4 构型单元 |
| 4.2.5 储层建筑结构分析法 |
| 4.3 辫状河储层建筑结构分析 |
| 4.3.1 辫状河构型单元层次划分 |
| 4.3.2 辫状河构型单元特征 |
| 4.3.3 辫状河构型单元叠置关系 |
| 4.4 曲流河储层建筑结构分析 |
| 4.4.1 曲流河构型单元层次划分 |
| 4.4.2 曲流河构型单元特征 |
| 4.4.3 曲流河构型单元叠置关系 |
| 4.5 扇中储层建筑结构分析 |
| 4.5.1 扇中构型单元层次划分 |
| 4.5.2 扇中构型单元特征 |
| 4.5.3 扇中构型单元叠置关系 |
| 4.6 扇根储层建筑结构分析 |
| 4.6.1 扇根构型单元层次划分 |
| 4.6.2 扇根构型单元特征 |
| 4.6.3 扇根构型单元叠置关系 |
| 4.7 洪积平原相 |
| 4.8 分层沉积微相 |
| 4.9 本章小结 |
| 5 三维地质建模研究 |
| 5.1 储层地质建模基础 |
| 5.1.1 储层地质模型的类型 |
| 5.1.2 储层建模基本步骤 |
| 5.1.3 储层建模方法 |
| 5.2 地质知识库 |
| 5.3 构造模型建立 |
| 5.3.1 三维断层模型 |
| 5.3.2 三维网格模型 |
| 5.3.3 地层框架模型 |
| 5.4 沉积微相建模 |
| 5.4.1 数据粗化 |
| 5.4.2 沉积相模拟约束条件 |
| 5.4.3 相模拟单元的确定 |
| 5.4.4 统计特征参数 |
| 5.4.5 沉积相不确定性分析 |
| 5.4.6 沉积相模拟结果 |
| 5.5 储层属性建模 |
| 5.5.1 数据粗化 |
| 5.5.2 数据分析 |
| 5.5.3 储层属性模拟结果 |
| 5.6 储量计算 |
| 5.6.1 储量计算方法 |
| 5.6.2 储量拟合 |
| 5.7 不确定性分析及模型优化 |
| 5.8 模型粗化 |
| 5.9 本章小结 |
| 6 剩余油分布规律研究 |
| 6.1 油藏工程方法研究剩余油分布 |
| 6.1.1 物质平衡剩余油研究方法 |
| 6.1.2 剩余油分布状况 |
| 6.2 数值模拟方法研究剩余油分布 |
| 6.2.1 数值模拟模型建立 |
| 6.2.2 历史拟合 |
| 6.2.3 剩余油分布特点 |
| 6.3 剩余油分布控制因素分析 |
| 6.3.1 地质因素 |
| 6.3.2 工程因素 |
| 6.4 挖潜建议 |
| 6.4.1 开发方式 |
| 6.4.2 加密部署依据 |
| 6.4.3 加密部署原则及部署结果 |
| 6.4.4 开采指标预测 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（8）扶余油田水驱油藏原油性质变化及开发对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 扶余油田主要油藏地质特征 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 储层特征 |
| 1.3 流体性质 |
| 1.4 油藏类型和油气水界面 |
| 1.5 油藏温度和压力系统 |
| 第二章 扶余油田原油性质 |
| 2.1 扶余油田原油基本性质 |
| 2.1.1 扶余油田原油常规物性分析 |
| 2.1.2 扶余油田原油黏温特性 |
| 2.1.3 扶余油田与其他油田原油性质的差异 |
| 2.2 扶余油田原油性质的界定 |
| 2.2.1 油层条件下原油黏度 |
| 2.2.2 油层温度下脱气原油黏度 |
| 2.3 扶余油田原油黏度分布规律 |
| 第三章 扶余油田原油性质变化规律研究 |
| 3.1 扶余油田开发历程 |
| 3.2 影响原油性质变化的因素 |
| 3.2.1 油层脱气影响 |
| 3.2.2 注水开发影响 |
| 3.2.3 蒸汽吞吐热采影响 |
| 3.3 扶余油田原油性质变化规律 |
| 3.3.1 扶余油田原油黏度变化规律 |
| 3.3.2 典型区块原油性质变化规律 |
| 3.4 扶余油田原油油品性质分类 |
| 3.4.1 研究思路 |
| 3.4.2 分类标准 |
| 3.4.3 原油性质分类结果 |
| 第四章 水驱后开发技术对策研究及现场试验 |
| 4.1 改善稠油区开发效果技术对策研究 |
| 4.1.1 转变开发方式优选 |
| 4.1.2 开发技术对策的确定 |
| 4.2 试验区优化部署及效果评价 |
| 4.2.1 探 40 区块蒸汽吞吐和蒸汽驱 |
| 4.2.2 探 91 区块蒸汽吞吐和热水驱试验 |
| 4.2.3 探 51 区块蒸汽吞吐和降黏驱试验 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（9）探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 水驱油藏转注蒸汽开发技术应用基础研究 |
| 1.1 水驱油藏注蒸汽提高采收率机理 |
| 1.1.1 蒸汽驱常规机理的作用 |
| 1.1.2 水驱后油藏蒸汽驱的特殊作用机理 |
| 1.2 提高驱油效率、改善蒸汽波及体积机理研究 |
| 1.2.1 提高驱油效率机理研究 |
| 1.2.2 改善波及体积机理研究 |
| 1.3 水驱油藏转注蒸汽开采的适应性及筛选标准 |
| 第二章 水驱油藏转注蒸汽开发技术油藏工程设计研究 |
| 2.1 三维非均质地质建模 |
| 2.1.1 三维地质建模的技术路线 |
| 2.1.2 数据准备 |
| 2.1.3 建模工区确定 |
| 2.1.4 模拟小层确定及模型网格划分 |
| 2.1.5 小层划分及对比 |
| 2.1.6 构造模型建立 |
| 2.1.7 沉积相建模及相控属性建模 |
| 2.1.8 油藏数模模型粗化 |
| 2.2 生产动态历史拟合 |
| 2.2.1 相渗曲线、粘温曲线、油藏岩石及流体物性参数 |
| 2.2.2 油藏常规水驱生产动态数据 |
| 2.2.3 单井常规水驱生产动态历史拟合 |
| 2.2.4 全区常规水驱生产动态历史拟合 |
| 2.2.5 单井蒸汽吞吐阶段生产动态历史拟合 |
| 2.2.6 全区蒸汽吞吐阶段生产动态历史拟合 |
| 2.3 剩余油分布规律 |
| 2.3.1 各小层储量动用状况分析 |
| 2.3.2 纵向剩余油分布规律 |
| 2.3.3 平面剩余油分布规律 |
| 2.3.4 控制剩余油分布主力因素分析 |
| 2.4 井网井距优化 |
| 2.4.1 井网井距优化设计 |
| 2.4.2 井网影响因素分析 |
| 2.5 数值模拟优化研究 |
| 2.5.1 蒸汽吞吐阶段注采参数优化研究 |
| 2.5.2 蒸汽吞吐后开发方式优化研究 |
| 2.5.3 连续汽驱注采参数优化研究 |
| 2.6 探91区块直井蒸汽驱试验区水驱转热采开发指标预测 |
| 2.6.1 常规连续汽驱开发指标预测 |
| 2.6.2 间歇汽驱开发指标预测 |
| 2.6.3 蒸汽+氮气泡沫驱开发指标预测 |
| 第三章 水驱油藏转注蒸汽开发先导试验方案研究 |
| 3.1 注蒸汽开发先导试验方案设计原则 |
| 3.2 层系划分 |
| 3.2.1 系划分的原则层 |
| 3.2.2 层系划分结果 |
| 3.3 井网井距 |
| 3.3.1 井网井距设计原则 |
| 3.3.2 井网井距优化设计 |
| 3.4 注采参数 |
| 3.4.1 注汽强度 |
| 3.4.2 井底蒸汽干度 |
| 3.4.3 采注比 |
| 3.4.4 转驱时机 |
| 3.5 先导试验方案及开发指标 |
| 3.5.1 先导试验区的选择 |
| 3.5.2 先导试验区基本概况 |
| 3.5.3 先导试验区的开发现状 |
| 3.5.4 试验区部署结果 |
| 3.5.5 开发指标和经济指标预测 |
| 3.6 实施要求 |
| 3.6.1 监测系统 |
| 3.6.2 录取资料要求 |
| 3.7 健康、安全与环境管理 |
| 3.7.1 基本要求 |
| 3.7.2 健康、安全、环境管理要求 |
| 第四章 探91区块注蒸汽开发先导试验跟踪评价 |
| 4.1 探91区块蒸汽吞吐效果评价 |
| 4.1.1 油藏特征 |
| 4.1.2 开发历程 |
| 4.1.3 常规水驱开发特征 |
| 4.1.4 蒸汽吞吐总体开发特征 |
| 4.1.5 油藏参数对探91区块蒸汽吞吐效果的影响 |
| 4.1.6 注汽参数对探91区块蒸汽吞吐效果的影响 |
| 4.1.7 探91区块蒸汽吞吐生产参数评价 |
| 4.1.8 生产动态分析小结 |
| 4.2 探91区块蒸汽驱效果评价 |
| 4.2.1 蒸汽驱试验实施情况 |
| 4.2.2 蒸汽驱试验效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）六东区克拉玛依组油藏地质综合研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及趋势 |
| 1.3 研究的主要内容和方法 |
| 1.4 技术路线及研究思路 |
| 1.5 本文所做的工作 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 工区地理位置 |
| 2.2 区域构造背景 |
| 2.3 区域地层概况 |
| 2.4 开发简史 |
| 第3章 地层划分和对比 |
| 3.1 小层划分对比方法 |
| 3.2 小层划分 |
| 3.3 小层对比 |
| 3.4 小层特征及平面分布 |
| 第4章 沉积微相研究 |
| 4.1 沉积相标志 |
| 4.2 沉积微相类型 |
| 4.3 沉积体系特征 |
| 第5章 储层特征及分布 |
| 5.1 储层岩性特征 |
| 5.2 储层孔喉特征 |
| 5.3 储层厚度分布 |
| 5.4 储层物性特征及分布 |
| 5.5 储层含油饱和度分布 |
| 第6章 油藏类型及分布 |
| 6.1 油藏类型 |
| 6.2 流体特征 |
| 6.3 油藏的分布 |
| 第7章 结论 |
| 附图 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、稠油油藏水驱后转注蒸汽开发研究——以克拉玛依油田六东区克下组油藏为例（论文参考文献）
- [1]新疆三2+3区稠油油藏水驱后热采开发可行性及开发方式研究[D]. 马剑坤. 成都理工大学, 2020(04)
- [2]普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例[D]. 陶冶. 西北大学, 2019(01)
- [3]风城油田齐古组砂砾岩油藏汽驱后测井解释模型研究[D]. 江鸣. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [4]精细油藏描述中剩余油研究进展[J]. 陈欢庆,胡海燕,吴洪彪,曹晨,隋宇豪. 科学技术与工程, 2018(29)
- [5]稠油热采储层精细油藏描述研究进展[J]. 陈欢庆,石成方,王珏,姚尧. 断块油气田, 2016(05)
- [6]WS17-2低渗砂砾岩油藏注水/注气效果实验评价[D]. 罗军. 西南石油大学, 2016(03)
- [7]克拉玛依油田古133井区油藏描述与剩余油分布研究[D]. 赵磊. 中国地质大学(北京), 2015(01)
- [8]扶余油田水驱油藏原油性质变化及开发对策研究[D]. 谷武. 东北石油大学, 2013(12)
- [9]探91区块水驱转注蒸汽开发研究与试验[D]. 董晓玲. 东北石油大学, 2012(07)
- [10]六东区克拉玛依组油藏地质综合研究[D]. 黄余金. 长江大学, 2012(01)