一、吐哈盆地溫—米油田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究（論文文獻(xiàn)綜述）
田志欣[1]（2021）在《機器學(xué)習(xí)在油藏生產(chǎn)動態(tài)分析中的應(yīng)用》文中提出
王亮[2]（2021）在《鄂爾多斯盆地環(huán)江油田侏羅系油藏特征及遞減規(guī)律研究 ——以羅141、環(huán)75油區(qū)為例》文中認(rèn)為通過油藏精細(xì)描述和油藏數(shù)值模擬,研究油水運動規(guī)律,制定合理的開發(fā)技術(shù)政策,指導(dǎo)油藏開發(fā)調(diào)整,改善油田開發(fā)效果,已成為目前油田開發(fā)中的基礎(chǔ)性和關(guān)鍵性工作。論文以鄂爾多斯盆地環(huán)江地區(qū)侏羅系油藏為研究對象。研究區(qū)2013-2015年規(guī)模建產(chǎn),產(chǎn)量持續(xù)攀升,開發(fā)主力層位延10、延9、延8、延7、延6、延4+5、直羅組等。相比鄂爾多斯盆地其他侏羅系油藏,該區(qū)多層系疊合發(fā)育、非均質(zhì)性較強、油水接觸關(guān)系復(fù)雜,具有埋藏深、礦化度高、滲透率低,含油飽和度低、油層薄的“一深一高三低”特點。注水開發(fā)后面臨著水驅(qū)不均、含水上升快、遞減不斷加大的問題,加之井筒套損問題嚴(yán)峻,注采調(diào)整難度大,開發(fā)效果較差,2016年以來,年自然遞減均達(dá)20%以上。其中羅141區(qū)延9油藏和環(huán)75區(qū)延6、延8油藏開發(fā)遞減尤為突出,平均遞減達(dá)到25.8%,嚴(yán)重影響和制約了該區(qū)油藏的進(jìn)一步開發(fā)。因此,論文選取以上兩個油區(qū)開展油藏特征及其遞減規(guī)律研究,并分析了影響遞減的主控因素,提出合理的開發(fā)調(diào)整策略及適合侏羅系油藏的合理開發(fā)技術(shù)政策,為鄂爾多斯盆地侏羅系油藏進(jìn)一步勘探開發(fā)提供典型案例,也可為國內(nèi)同類油藏開發(fā)提供經(jīng)驗及借鑒意義。論文首先從基礎(chǔ)地質(zhì)資料入手,數(shù)據(jù)庫建立20套,繪制砂體等值線圖、采液強度、含水等值線等關(guān)鍵圖件21套58幅,系統(tǒng)開展儲層地質(zhì)特征研究,在此基礎(chǔ)上結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料,應(yīng)用礦場統(tǒng)計、油藏工程、數(shù)值模擬等方法,對注水開發(fā)效果進(jìn)行系統(tǒng)評價,剖析油藏遞減規(guī)律,總體認(rèn)為開發(fā)初期注采強度偏大導(dǎo)致油藏含水快速上升是影響環(huán)江侏羅系油藏遞減偏大的主要因素?；谝陨戏治?針對不同油藏類型和單井接觸類型,提出適合侏羅系油藏的精細(xì)注采參數(shù)調(diào)控技術(shù)對策,該系列優(yōu)化參數(shù)對盆地同類侏羅系油藏借鑒開發(fā)具有重要借鑒意義,不同儲層特征的侏羅系油藏可依據(jù)實際生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。
張耀華[3]（2020）在《鄂爾多斯盆地西峰油田M區(qū)長2油藏油水運動規(guī)律及剩余油挖潛研究》文中認(rèn)為鄂爾多斯盆地西峰油田M區(qū)長23油藏目前處于開發(fā)中后期,面臨的主要問題有:研究區(qū)東部和北部發(fā)育邊底水,油水關(guān)系復(fù)雜,導(dǎo)致東部新投產(chǎn)井含水上升較快;儲層非均質(zhì)性較強,注水井縱向吸水不均,水驅(qū)動用程度較低,導(dǎo)致該區(qū)剩余油儲量較大。因此,本文主要基于測井資料、巖心分析資料、動態(tài)監(jiān)測資料、生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)等,以油藏地質(zhì)特征為基礎(chǔ),以滲流機理為理論,以生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)為約束,以數(shù)值模擬技術(shù)為手段,運用動態(tài)分析法和油藏工程數(shù)值模擬法,對平面、縱向油水運動規(guī)律以及影響因素進(jìn)行研究,綜合油水運動規(guī)律研究以及油藏工程數(shù)值模擬研究,對平面、縱向剩余油進(jìn)行定性-定量化研究,并結(jié)合開發(fā)工藝,提出了剩余油挖潛措施。通過研究可知:M區(qū)目前整體處于中高含水期（30%40%）,平面含水上升速度不均,平面含水上升速度主要受邊水發(fā)育程度、沉積砂體展布方向以及注采井網(wǎng)影響;M區(qū)東部及北部地區(qū)平面含水上升速度受邊水影響明顯,且隨著時間的推移,邊水向油藏內(nèi)部流動,導(dǎo)致中部含水率逐漸升高,其他區(qū)域含水上升速度受河道沉積砂體展布方向和井網(wǎng)控制,順著沉積砂體展布方向水線推進(jìn)速度較快,以及同一個井組,對角井的水線推進(jìn)速度比邊井的水線推進(jìn)速度快;M區(qū)縱向吸水特征有:均勻狀、多指狀、尖峰狀等,縱向吸水規(guī)律受儲層物性、砂體厚度、儲層非均質(zhì)性及儲層填隙物種類等因素控制,由于M區(qū)南部和東南部儲層物性較差、砂體較薄、非均質(zhì)性較強、孔隙中高嶺石黏土含量較高等,導(dǎo)致M區(qū)南部及東南部開發(fā)井在縱向上吸水量較低,吸水剖面為多指狀或尖峰狀吸水,中部區(qū)域儲層物性較好、砂體較厚、儲層非均質(zhì)性較弱、黏土礦物含量較少,吸水剖面多為均勻狀吸水;在平面上,M區(qū)剩余油主要以片狀、條帶狀等多種形態(tài)分布在M區(qū)東南部、西南部、中部和北部等地區(qū),其中,長231層由于東南部儲層砂體厚度較薄、物性較差,以及西南部邊水幾乎不發(fā)育,導(dǎo)致其在東南部和西南部存在大量剩余油;長232層由于中部泛濫平原相發(fā)育,儲層的滲透率非均質(zhì)性較強,導(dǎo)致其中部形成大量剩余油;長233層由于中部發(fā)育底水,北部和東北部發(fā)育邊水,底水和邊水的不均勻推進(jìn),致使主流線以外水驅(qū)效果存在差異,導(dǎo)致其中部、北部和東北部形成大量剩余油;在縱向上,M區(qū)剩余油主要分布在長231層的底部（長231-K3長231-K5）、長233層的頂部(長233-K13長231-K16);影響M區(qū)剩余油分布的因素主要包括:構(gòu)造、沉積微相、注采井網(wǎng)、儲層非均質(zhì)性、邊底水、儲層物性、砂體厚度;長231層（剩余油占比59.54%）、長233層（剩余油占比35.76%）是M區(qū)剩余油挖潛的主力層,通過合理調(diào)整開發(fā)參數(shù)、合理調(diào)整井網(wǎng)以及運用工藝手段等對M區(qū)剩余油進(jìn)行挖潛,預(yù)測最終產(chǎn)量提高6.2×104t,采收率提高0.95%。
梁泰然[4]（2018）在《哈6縫洞油藏注水提高采收率技術(shù)研究》文中指出隨著油田開發(fā)的深入,哈6區(qū)塊在其地質(zhì)特征上有其自身的復(fù)雜性和特殊性,開發(fā)矛盾逐漸暴露。油田兩個遞減居高不下,油田增產(chǎn)主要靠新井投入,導(dǎo)致油田穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻,亟待采取可以大幅度提高采收率的技術(shù)措施。本文在深化哈6區(qū)塊地質(zhì)認(rèn)識的基礎(chǔ)上,分析油藏生產(chǎn)的特點,通過開展油藏工程評價,研究可以實現(xiàn)油藏合理開發(fā)的技術(shù)對策,通過制定相應(yīng)的挖潛、治理對策,減緩哈6區(qū)塊產(chǎn)量遞減,提高油藏最終采收率。本文首先通過分析哈6區(qū)塊縫洞油藏的構(gòu)造解釋、巖溶相帶劃分及縫洞儲層評價等靜態(tài)研究成果,結(jié)合油藏開發(fā)動態(tài),深化了對哈6區(qū)塊縫洞油藏地質(zhì)的認(rèn)識;其次,通過開展地層能量、產(chǎn)量遞減、含水變化規(guī)律等生產(chǎn)特征的研究,結(jié)合分區(qū)帶、縫洞系統(tǒng)生產(chǎn)特征,梳理開發(fā)中存在的主要問題,進(jìn)行了分縫洞系統(tǒng)的開發(fā)效果評價,進(jìn)而提出了針對各縫洞系統(tǒng)的治理對策;最后通過動靜結(jié)合論證井間連通性,進(jìn)一步精細(xì)劃分縫洞單元,開展了縫洞單元連通模式研究,哈6區(qū)塊確定連通縫洞單元6組,疑似連通井組5組,為單元注水、注氣挖潛奠定了基礎(chǔ);針對目前哈6區(qū)塊的主要開發(fā)方式,對井網(wǎng)井距、采油速度、單井注水及單元注水的合理注入?yún)?shù)進(jìn)行研究,制定了哈6區(qū)塊單井及單元注水實施細(xì)則,從而為哈6油田大幅度提高采收率提供了理論基礎(chǔ)。
唐成偉[5]（2016）在《輪南2油田TⅠ油組辮狀河三角洲儲層地質(zhì)建?！肺闹醒芯空f明輪南2油田TⅠ油組發(fā)育一套辮狀河三角洲前緣沉積,其前緣亞相以水下分流河道為主,其他微相不甚發(fā)育,形成的儲層厚度大,砂地比高,但是同期不同成因和不同期次砂體的物性差異使得儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜,非均質(zhì)性嚴(yán)重,導(dǎo)致剩余油挖潛難度大。輪南油田為提高開發(fā)效果,迫切需要深化對油田構(gòu)造、沉積、儲層及油氣分布規(guī)律等關(guān)鍵性的地質(zhì)認(rèn)識,并集成于一套數(shù)字化的模型之中。本文通過對研究區(qū)巖心、測井、地震等基礎(chǔ)資料的分析整理,采用井震結(jié)合、旋回控制、分級對比的方法完成了TⅠ油組2個小層7個單層的地層閉合對比,建立了精細(xì)的等時地層格架;在系統(tǒng)分析古地理和區(qū)域構(gòu)造背景的前提下,綜合巖心相、測井相和地震相標(biāo)志,確定了TⅠ油組的沉積微相類型和識別標(biāo)志,分析了沉積微相的空間展布關(guān)系;根據(jù)儲層特征分析了儲層物性的影響因素。依據(jù)等時地層對比、構(gòu)造及斷裂分析結(jié)果建立構(gòu)造模型;通過地震反演波阻抗數(shù)據(jù)體約束的序貫高斯模擬建立巖相模型;基于沉積微相研究和巖相建模成果,以二維趨勢面為約束,選用序貫指示模擬方法建立沉積微相模型;最后利用沉積微相模型為約束,在協(xié)同克里金和同位協(xié)同序貫高斯兩種方法中優(yōu)選其一建立屬性模型。通過三種方法檢驗證明模型精度較高,具有一定的預(yù)測性。
王強[6]（2015）在《MD區(qū)塊高含水開發(fā)期剩余油分布規(guī)律研究》文中認(rèn)為油田為實現(xiàn)高含水期持續(xù)性開發(fā),剩余油分布規(guī)律研究是基礎(chǔ)。綜合目前勘探開發(fā)成果,在一個地區(qū)要預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶及正確評價油、氣、水關(guān)系,就要系統(tǒng)研究其儲層特征,因此,急需對主力油層進(jìn)行正確的劃分和對比,掌握油藏范圍內(nèi)儲集砂體的縱、橫向分布規(guī)律和沉積微相的發(fā)育特征,以及儲層非均質(zhì)性特征,分析儲層特征并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行剩余油分布規(guī)律研究。MD區(qū)塊開發(fā)后期進(jìn)入高含水開發(fā)期,進(jìn)行剩余油研究意義重大,剩余油研究可以揭示油氣分布和變化規(guī)律,明確調(diào)整挖潛的方向,為科學(xué)預(yù)測各項開發(fā)指標(biāo)和挖潛方向奠定良好基礎(chǔ)。利用研究區(qū)儲層物性資料,結(jié)合前人有關(guān)地層劃分對比方案,在現(xiàn)有地層劃分方案基礎(chǔ)上,開展s2儲層地層劃分與對比,確定統(tǒng)一分層標(biāo)準(zhǔn)并對研究區(qū)目的層段內(nèi)所有鉆井進(jìn)行分層,并建立骨架剖面,為構(gòu)造特征及后續(xù)研究提供基礎(chǔ)。利用研究區(qū)巖心及測井資料,根據(jù)鉆井巖芯觀察、測井曲線特征分析研究三間房組地層沉積環(huán)境,繪制s2測井相圖版,先分析單井沉積相,再分析剖面沉積相,結(jié)合沉積相類型及相展布特征,查明s2出儲層主力砂體的展布特征,繪制s2各小層沉積微相平面圖,描述不同類型砂體的發(fā)育特征及空間展布。研究區(qū)錄井、測井、區(qū)域地質(zhì)等資料,研究s2儲層的巖石學(xué)特征醒、成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)及類型、結(jié)構(gòu)及物性變化規(guī)律,分析成巖作用對儲層的影響,在此基礎(chǔ)上對儲層做出綜合評價。通過對已發(fā)現(xiàn)油氣藏的解剖,總結(jié)油藏成藏特征,通過對研究區(qū)控制油氣分布的因素分析,逐一研究各成藏要素對油氣分布的影響作用,并最終總結(jié)出研究區(qū)內(nèi)油氣分布的主控因素及剩余油富集規(guī)律。綜合上述研究,我們可以得出MD區(qū)塊內(nèi)剩余油分布主要集中在小斷塊的頂角處,后期挖潛需對此類區(qū)域進(jìn)行重點開發(fā)的結(jié)論。
黃濤[7]（2014）在《TL15區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)技術(shù)政策研究》文中研究指明碳酸鹽巖油氣藏在油氣田開發(fā)中占據(jù)重要位置,裂縫、溶洞發(fā)育,地質(zhì)儲量大,可采儲量高。而縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發(fā)與常規(guī)的砂巖油藏完全不同,儲層空間的復(fù)雜性、開發(fā)特征的復(fù)雜性以及資料獲取的高難度性,使碳酸鹽巖油藏的有效開發(fā)面臨極大的挑戰(zhàn)。目前TL油田大部分油井由于底水錐進(jìn)、天然能量嚴(yán)重不足,導(dǎo)致產(chǎn)量遞減大,從前期注水開發(fā)措施來看,取得了一定效果,因此,注水開發(fā)技術(shù)政策研究對于此類油藏的穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)具有非常重要的意義。本文以TL15區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏為研究對象,首先從開發(fā)動態(tài)特征入手,研究油井含水上升規(guī)律、產(chǎn)量遞減規(guī)律,并給出相應(yīng)的儲層類型。其次,在靜態(tài)連通性分析的基礎(chǔ)上運用生產(chǎn)動態(tài)資料分析井間連通性,劃分縫洞單元。第三,分析TL15區(qū)單井注水替油效果,確定注水替油選井原則,在此基礎(chǔ)上優(yōu)選出典型單井縫洞單元進(jìn)行注水替油技術(shù)政策研究,包括采液速度、轉(zhuǎn)注時機、周期注水量、注入強度、周期注采比及燜井時間等指標(biāo),確定了該單井縫洞單元注水開發(fā)技術(shù)方案,為其它此類井的注水替油措施提供理論依據(jù)。最后,建立了典型多井縫洞單元機理模型并進(jìn)行注水開發(fā)技術(shù)政策研究,結(jié)合目標(biāo)區(qū)塊多井縫洞單元模型,應(yīng)用上述機理模型研究的部分結(jié)論,在歷史擬合基礎(chǔ)上,針對注水井選擇、注采比等指標(biāo)進(jìn)行開發(fā)效果預(yù)測,對比開發(fā)指標(biāo),確定出技術(shù)政策界限。
戴立波[8]（2013）在《溫米油田解封回采潛力與試驗效果分析》文中認(rèn)為本文在精細(xì)刻畫剩余油的基礎(chǔ)上,以大量的動靜態(tài)資料為參考,多方面分析了目前溫米油田實施解封回采的潛力與優(yōu)勢,總結(jié)了3條解封回采選井選層的原則,并在此基礎(chǔ)上優(yōu)選5口井實施解封回采試驗,取得顯著效果。本文研究成果對高含水期油田剩余油挖潛方法與技術(shù)具有一定的借鑒意義。
劉濱[9]（2012）在《低滲砂巖油藏高含水期注氣開發(fā)機理研究》文中研究表明近年隨著我國陸上大部分油田開發(fā)程度的逐步深化和新發(fā)現(xiàn)低滲透儲量的大幅度增加,深化研究和配套完善低滲透油藏有效提高采收率礦場應(yīng)用技術(shù),已成為我國陸上石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展的一項重大戰(zhàn)略任務(wù)。目前國內(nèi)外低滲透油藏的提高采收率技術(shù)難度較大,礦場成功開發(fā)的實例少見,其中低滲砂巖油藏高含水階段注氣開發(fā)技術(shù)的研究由于缺乏成熟的理論方法和技術(shù)思路更是空白。本文以吐哈溫米油田溫西三區(qū)塊為例,綜合應(yīng)用室內(nèi)仿真物理模擬手段,結(jié)合油藏工程和數(shù)值模擬理論和方法,系統(tǒng)認(rèn)識了注氣開發(fā)機理和氣驅(qū)油特征規(guī)律,建立了注氣有效流度調(diào)控和注氣關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化方法,提出了一套完整的注氣提高采收率技術(shù)思路和研究方法。主要研究成果為：1.從理論上研究了低滲砂巖油藏注氣開發(fā)的微觀和宏觀驅(qū)替機理。混相驅(qū)替的基本機理是驅(qū)替劑和被驅(qū)替劑在油藏條件下形成混相,消除界面,使多孔介質(zhì)中的毛細(xì)管力降至零,從而降低因毛管效應(yīng)產(chǎn)生毛細(xì)管滯留所圈閉原油的殘余油飽和度；非混相主要驅(qū)替機理是體積膨脹、粘度降低和重力分異作用；儲層非均質(zhì)性和油藏流體的配伍性均會對注氣驅(qū)油效率產(chǎn)生影響。2.利用細(xì)管驅(qū)替實驗獲得了溫西三區(qū)塊氣藏氣的最小混相壓力為33.96Mpa,前沿氣的最小混相壓力為33.OOMpa,前沿氣驅(qū)的最小混相壓力比氣藏氣驅(qū)低0.96Mpa,驅(qū)油效率則高3.88%,注入氣的富化程度對混相壓力和驅(qū)油效率有較大影響。3.通過油氣多次接觸實驗認(rèn)識了溫西三區(qū)塊注氣機理是以蒸發(fā)作用為主的蒸發(fā)／凝析雙重組份傳質(zhì)作用機理,采出氣中間組成呈現(xiàn)出先下降然后又升高的趨勢；不論是混相驅(qū)還是非混相驅(qū)均存在油氣相間傳質(zhì)帶,傳質(zhì)帶的大小決定了注氣驅(qū)油效率的高低。4.采用正交實驗設(shè)計方法和仿真物理參數(shù)模擬耦合,確定了溫西三區(qū)塊采用氣水交替非混相驅(qū)替方式可以有效抑制注入氣體提前突破,注入氣體組成對應(yīng)的擬臨界溫度為213.25K,合理注入氣段塞尺寸為0.025HCPV,氣水比1：1,累積注氣段塞達(dá)到0.25HCPV。5.溫西三區(qū)塊注氣提高采收率方案整體依托現(xiàn)有注采井網(wǎng),采用頂部注氣、邊部注水的注氣井部署和氣水交替非混相驅(qū)替方式,氣水交替周期6個月,區(qū)塊日注氣量29.49×104m3,數(shù)值模擬預(yù)測注氣提高采收率6.52%,累積增油量86.6×104t。本文研究成果已用于吐哈油田二次開發(fā)注氣提高采收率前期研究。應(yīng)用結(jié)果表明：本文研究方法可靠,實用性強,具有可操作性,實施后將為油田帶來良好的經(jīng)濟效益。同時,本文針對低滲砂巖油藏高含水期注氣提高采收率技術(shù)的研究思路和方法將為我國其它地區(qū)同類型油藏的開發(fā)研究提供一定的借鑒和理論指導(dǎo)意義。
鄭艦,李順明,康波,馮高城[10]（2012）在《溫米油田輕質(zhì)油藏高含水期剩余油分布與技術(shù)對策》文中研究表明吐哈盆地溫米油田侏羅系三間房組含油井段長、儲層差異大、油水粘度比低、注采井網(wǎng)不完善,已進(jìn)入高含水開發(fā)階段,面臨著油層水淹差別大、儲量損失大、產(chǎn)量遞減快、開發(fā)效益差等問題。通過儲層沉積成因分析及各向異性精細(xì)刻畫,結(jié)合儲層水驅(qū)油機理、生產(chǎn)動態(tài)和鉆井資料,分析油層的水淹特點和規(guī)律,總結(jié)出該區(qū)剩余油分布規(guī)律。提出輕質(zhì)油藏高含水期應(yīng)根據(jù)儲層規(guī)模和剩余油儲量豐度來優(yōu)化井網(wǎng)重組層系,完善注采關(guān)系,最大限度提高水驅(qū)動用程度;顆?；蚰z類深部調(diào)驅(qū)體系對改善人工裂縫不發(fā)育井區(qū)的水驅(qū)效果不明顯;高含水后期應(yīng)側(cè)重于轉(zhuǎn)換開發(fā)方式提高驅(qū)替劑的波及體積和驅(qū)油效率,氣水交注或頂部注氣穩(wěn)定重力驅(qū)能較大幅度提高采收率。
二、吐哈盆地溫—米油田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究（論文開題報告）
（1）論文研究背景及目的
此處內(nèi)容要求：
首先簡單簡介論文所研究問題的基本概念和背景，再而簡單明了地指出論文所要研究解決的具體問題，并提出你的論文準(zhǔn)備的觀點或解決方法。
寫法范例：
本文主要提出一款精簡64位RISC處理器存儲管理單元結(jié)構(gòu)并詳細(xì)分析其設(shè)計過程。在該MMU結(jié)構(gòu)中,TLB采用叁個分離的TLB,TLB采用基于內(nèi)容查找的相聯(lián)存儲器并行查找,支持粗粒度為64KB和細(xì)粒度為4KB兩種頁面大小,采用多級分層頁表結(jié)構(gòu)映射地址空間,并詳細(xì)論述了四級頁表轉(zhuǎn)換過程,TLB結(jié)構(gòu)組織等。該MMU結(jié)構(gòu)將作為該處理器存儲系統(tǒng)實現(xiàn)的一個重要組成部分。
（2）本文研究方法
調(diào)查法：該方法是有目的、有系統(tǒng)的搜集有關(guān)研究對象的具體信息。
觀察法：用自己的感官和輔助工具直接觀察研究對象從而得到有關(guān)信息。
實驗法：通過主支變革、控制研究對象來發(fā)現(xiàn)與確認(rèn)事物間的因果關(guān)系。
文獻(xiàn)研究法：通過調(diào)查文獻(xiàn)來獲得資料，從而全面的、正確的了解掌握研究方法。
實證研究法：依據(jù)現(xiàn)有的科學(xué)理論和實踐的需要提出設(shè)計。
定性分析法：對研究對象進(jìn)行“質(zhì)”的方面的研究，這個方法需要計算的數(shù)據(jù)較少。
定量分析法：通過具體的數(shù)字，使人們對研究對象的認(rèn)識進(jìn)一步精確化。
跨學(xué)科研究法：運用多學(xué)科的理論、方法和成果從整體上對某一課題進(jìn)行研究。
功能分析法：這是社會科學(xué)用來分析社會現(xiàn)象的一種方法，從某一功能出發(fā)研究多個方面的影響。
模擬法：通過創(chuàng)設(shè)一個與原型相似的模型來間接研究原型某種特性的一種形容方法。
三、吐哈盆地溫—米油田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究（論文提綱范文）
（2）鄂爾多斯盆地環(huán)江油田侏羅系油藏特征及遞減規(guī)律研究 ——以羅141、環(huán)75油區(qū)為例（論文提綱范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 緒論 |
| 1.1 選題依據(jù)及意義 |
| 1.2 研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.1 環(huán)江侏羅系油藏開發(fā)現(xiàn)狀 |
| 1.2.2 主要研究區(qū)油藏開發(fā)現(xiàn)狀 |
| 1.2.3 面臨的主要問題 |
| 1.3 主要研究內(nèi)容及技術(shù)路線 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 取得的主要進(jìn)展與認(rèn)識 |
| 第二章 環(huán)江侏羅系油藏地質(zhì)特征 |
| 2.1 環(huán)江侏羅系油藏發(fā)育的地質(zhì)背景 |
| 2.2 研究區(qū)目標(biāo)地層劃分 |
| 2.3 研究區(qū)沉積相及砂體展布特征 |
| 2.3.1 研究區(qū)沉積相特點 |
| 2.3.2 沉積相模式與微相劃分 |
| 2.3.3 沉積微相及砂體平面展布特征 |
| 2.4 研究區(qū)構(gòu)造特征 |
| 第三章 環(huán)江侏羅系油藏儲層特征 |
| 3.1 儲層四性特征及四性關(guān)系 |
| 3.2 油層有效厚度再認(rèn)識 |
| 3.2.1 測井二次解釋成果 |
| 3.2.2 有效厚度下限的確定 |
| 3.3 油藏特征 |
| 3.3.1 油藏類型 |
| 3.3.2 油水界面精細(xì)刻畫 |
| 3.3.3 油層分布特征 |
| 3.3.4 油層厚度變化 |
| 3.3.5 儲層物性特征 |
| 3.4 地質(zhì)儲量復(fù)算 |
| 第四章 油藏開發(fā)遞減的規(guī)律研究 |
| 4.1 邊底水分布特征 |
| 4.1.1 邊底水劃分標(biāo)準(zhǔn) |
| 4.1.2 邊底水分布特征 |
| 4.2 水體能量評價 |
| 4.2.1 水體能量控制著壓降速度 |
| 4.2.2 開發(fā)方式評價 |
| 4.3 油井見效見水特征 |
| 4.3.1 注水見效特征 |
| 4.3.2 見水規(guī)律分析 |
| 第五章 油藏遞減的主要影響因素 |
| 5.1 地質(zhì)因素對遞減影響 |
| 5.1.1 構(gòu)造、油層厚度、邊底水分布及夾層厚度的影響 |
| 5.1.2 滲透率對見水見效影響 |
| 5.1.3 不同沉積微相的影響 |
| 5.1.4 不同接觸類型井的遞減規(guī)律 |
| 5.2 開發(fā)因素影響 |
| 5.2.1 采液強度與采液速度影響 |
| 5.2.2 油藏注采比影響 |
| 5.2.3 注采剖面不完善性影響 |
| 5.2.4 注采層位不對應(yīng)影響 |
| 5.2.5 井筒狀況變差影響 |
| 第六章 降遞減方案的優(yōu)化與制定 |
| 6.1 合理開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)選 |
| 6.1.1 合理采液速度與采液強度優(yōu)選 |
| 6.1.2 合理注采比優(yōu)選 |
| 6.1.3 合理生產(chǎn)壓差優(yōu)選 |
| 6.2 研究區(qū)開發(fā)技術(shù)政策評價 |
| 結(jié)論與認(rèn)識 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 攻讀碩士學(xué)位期間取得的科研成果 |
| 致謝 |
（3）鄂爾多斯盆地西峰油田M區(qū)長2油藏油水運動規(guī)律及剩余油挖潛研究（論文提綱范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 緒論 |
| 1.1 研究目的及意義 |
| 1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 |
| 1.3 研究內(nèi)容、思路及方法 |
| 1.4 主要研究成果和創(chuàng)新點 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 第二章 研究區(qū)基礎(chǔ)地質(zhì)特征 |
| 2.1 區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造特征 |
| 2.2 沉積微相研究 |
| 2.3 儲層非均質(zhì)性研究 |
| 2.4 流體分布及性質(zhì) |
| 第三章 油水運動規(guī)律 |
| 3.1 開發(fā)現(xiàn)狀分析 |
| 3.2 見水見效特征分析 |
| 3.3 平面油水運動規(guī)律 |
| 3.4 縱向油水運動規(guī)律 |
| 3.5 油水運動規(guī)律主控因素 |
| 第四章 剩余油分布特征及影響因素 |
| 4.1 剩余油研究方法 |
| 4.2 剩余油分布類型 |
| 4.3 剩余油分布規(guī)律 |
| 4.4 剩余油主控因素 |
| 第五章 剩余油挖潛 |
| 5.1 剩余油量化 |
| 5.2 剩余油挖潛 |
| 5.3 綜合方案 |
| 結(jié)論與認(rèn)識 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 攻讀碩士學(xué)位期間取得的科研成果 |
| 致謝 |
（4）哈6縫洞油藏注水提高采收率技術(shù)研究（論文提綱范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 緒論 |
| 1.1 研究目的及意義 |
| 1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.1 碳酸鹽巖縫洞油藏開發(fā)動態(tài)特征研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.2 井間連通性研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.3 注水提高采收率技術(shù)研究現(xiàn)狀 |
| 1.3 研究內(nèi)容 |
| 1.4 技術(shù)路線 |
| 第二章 哈6 區(qū)塊概況及開發(fā)動態(tài)特征研究 |
| 2.1 哈6 區(qū)塊地質(zhì)概況 |
| 2.2 哈6 區(qū)塊開發(fā)動態(tài)特征研究 |
| 2.2.1 產(chǎn)量遞減規(guī)律 |
| 2.2.2 能量保持水平 |
| 2.2.3 含水變化規(guī)律 |
| 2.2.4 措施效果分析 |
| 2.2.5 開井率和開井時率 |
| 2.2.6 開發(fā)效果綜合評價 |
| 2.3 本章小結(jié) |
| 第三章 井間連通性分析及縫洞單元劃分 |
| 3.1 縫洞單元概念 |
| 3.2 縫洞單元劃分方法 |
| 3.2.1 靜態(tài)連通性分析方法 |
| 3.2.2 生產(chǎn)動態(tài)資料連通性分析方法 |
| 3.3 哈6 區(qū)塊井組連通性分析及縫洞單元劃分 |
| 3.3.1 井組連通性 |
| 3.3.2 縫洞單元模式研究 |
| 3.4 本章小結(jié) |
| 第四章 哈6 區(qū)塊注水提高采收率技術(shù)研究 |
| 4.1 井網(wǎng)井距 |
| 4.2 合理工作制度 |
| 4.3 單井注水替油技術(shù)研究 |
| 4.4 單元注水技術(shù)研究 |
| 4.5 本章小結(jié) |
| 第五章 注水提高采收率應(yīng)用效果 |
| 5.1 注水參數(shù)優(yōu)化 |
| 5.2 注水替油增油效果 |
| 5.3 本章小結(jié) |
| 結(jié)論 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 攻讀碩士學(xué)位期間取得的學(xué)術(shù)成果 |
| 致謝 |
（5）輪南2油田TⅠ油組辮狀河三角洲儲層地質(zhì)建模（論文提綱范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 緒論 |
| 1.1 選題目的及意義 |
| 1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.1 辮狀河三角洲研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.2 三角洲建模研究現(xiàn)狀 |
| 1.3 論文主要研究內(nèi)容 |
| 1.4 研究思路與技術(shù)路線 |
| 1.5 論文主要完成的工作量 |
| 1.6 論文主要研究成果 |
| 第2章 區(qū)域地質(zhì)概況 |
| 2.1 工區(qū)位置 |
| 2.2 區(qū)域地質(zhì)特征 |
| 2.2.1 地層特征 |
| 2.2.2 沉積特征 |
| 2.2.3 構(gòu)造特征 |
| 2.2.4 儲層特征 |
| 2.3 勘探開發(fā)概況 |
| 第3章 輪南2油田TI油組構(gòu)造模型的建立 |
| 3.1 精細(xì)地層劃分與對比 |
| 3.2 構(gòu)造特征分析 |
| 3.2.1 斷層特征分析 |
| 3.2.2 構(gòu)造特征分析 |
| 3.3 儲層構(gòu)造模型的建立 |
| 3.3.1 斷層模型的建立 |
| 3.3.2 平面網(wǎng)格設(shè)計 |
| 3.3.3 層面模型的建立 |
| 第4章 輪南2油田TI油組巖相模型的建立 |
| 4.1 巖相模型建立的基礎(chǔ) |
| 4.1.1 研究區(qū)巖相類型 |
| 4.1.2 研究區(qū)儲層砂體分布特征 |
| 4.1.3 前期儲層橫向預(yù)測結(jié)果 |
| 4.2 研究區(qū)巖相建模 |
| 4.2.1 變差函數(shù) |
| 4.2.2 序貫高斯模擬 |
| 4.2.3 巖相模型的建立 |
| 第5章 輪南2油田TI油組沉積微相模型的建立 |
| 5.1 研究區(qū)沉積微相研究 |
| 5.1.1 研究區(qū)沉積微相類型及特征 |
| 5.1.2 研究區(qū)單井沉積微相劃分 |
| 5.1.3 研究區(qū)沉積微相空間分布研究 |
| 5.1.4 研究區(qū)沉積微相分布特征 |
| 5.2 研究區(qū)沉積微相建模 |
| 5.2.1 辮狀河三角洲沉積相建模方法的選擇 |
| 5.2.2 序貫指示模擬 |
| 5.2.3 建模準(zhǔn)備 |
| 5.2.4 沉積微相模型的建立 |
| 第6章 輪南2油田TI油組相控屬性模型的建立 |
| 6.1 不同微相儲層參數(shù)分布特征分析 |
| 6.2 屬性模型的建立 |
| 6.2.1 不同微相物性變差函數(shù)分析 |
| 6.2.2 孔隙度模型的建立 |
| 6.2.3 滲透率模型的建立 |
| 第7章 儲層地質(zhì)模型檢驗 |
| 7.1 屬性模型概率分布一致性檢驗 |
| 7.2 抽稀井檢驗 |
| 7.3 生產(chǎn)動態(tài)資料檢驗 |
| 第8章 結(jié)論與認(rèn)識 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 致謝 |
（6）MD區(qū)塊高含水開發(fā)期剩余油分布規(guī)律研究（論文提綱范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 緒論 |
| 1.1 研究目的和意義 |
| 1.2 國內(nèi)類似油田開發(fā)現(xiàn)狀 |
| 1.3 剩余油研究方法 |
| 1.3.1 宏觀研究方法 |
| 1.3.2 微觀研究方法 |
| 1.4 MD區(qū)塊剩余油分布特征研究 |
| 1.4.1 剩余油垂向分布規(guī)律 |
| 1.4.2 MD區(qū)塊剩余油平面分布規(guī)律研究 |
| 1.5 MD區(qū)塊剩余油分布影響因素研究 |
| 1.5.1 地質(zhì)因素 |
| 1.5.2 開發(fā)因素 |
| 1.6 研究期間主要開展工作及創(chuàng)新點 |
| 1.7 技術(shù)路線 |
| 第二章 研究區(qū)地質(zhì)研究情況 |
| 2.1 研究區(qū)概況 |
| 2.2 儲層巖石學(xué)特征 |
| 2.3 儲層物性特征 |
| 2.4 地層劃分 |
| 2.4.1 精細(xì)地層對比 |
| 2.4.2 沉積微相 |
| 2.4.3 沉積成因 |
| 2.5 儲層非均質(zhì)性 |
| 2.6 油藏溫度、壓力 |
| 2.7 流體性質(zhì) |
| 2.8 兩相滲流特征 |
| 2.9 本章小結(jié) |
| 第三章 MD區(qū)塊剩余油分布研究 |
| 3.1 研究區(qū)開發(fā)歷史 |
| 3.2 高含水開發(fā)區(qū)塊剩余油分布規(guī)律 |
| 3.3 MD區(qū)塊剩余油平面分布規(guī)律 |
| 3.3.1 相滲飽和度研究剩余油分布 |
| 3.3.2 水驅(qū)特征曲線研究剩余油分布 |
| 3.3.3 相滲水驅(qū)曲線聯(lián)立法研究剩余油分布 |
| 3.3.4 MD區(qū)塊平面剩余油分布研究 |
| 3.4 MD區(qū)塊剩余油剖面分布規(guī)律 |
| 3.4.1 MD區(qū)塊縱向巖性分析 |
| 3.4.2 MD區(qū)塊縱向剩余油分布研究 |
| 3.5 本章小結(jié) |
| 第四章 MD區(qū)塊剩余油研究應(yīng)用效果 |
| 4.1 加密井措施 |
| 4.2 補孔措施 |
| 4.3 水井調(diào)剖措施 |
| 4.4 放大壓差生產(chǎn)措施 |
| 4.5 進(jìn)行井間注水調(diào)控 |
| 4.6 本章小結(jié) |
| 第五章 結(jié)論 |
| 致謝 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 攻讀碩士期間發(fā)表論文 |
（7）TL15區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)技術(shù)政策研究（論文提綱范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 論文研究目的與意義 |
| 1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.1 碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)動態(tài)特征研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.2 井間連通性研究現(xiàn)狀 |
| 1.2.3 碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)研究現(xiàn)狀 |
| 1.3 主要研究內(nèi)容及技術(shù)路線 |
| 1.3.1 主要研究內(nèi)容 |
| 1.3.2 技術(shù)路線 |
| 第二章 TL15區(qū)概況及開發(fā)動態(tài)特征研究 |
| 2.1 TL15區(qū)概況 |
| 2.2 TL15區(qū)儲層特征 |
| 2.2.1 儲層巖石類型 |
| 2.2.2 儲集空間類型 |
| 2.2.3 儲層物性特征 |
| 2.3 TL15區(qū)開發(fā)動態(tài)特征研究 |
| 2.3.1 開發(fā)現(xiàn)狀 |
| 2.3.2 含水變化特征研究 |
| 2.3.3 產(chǎn)量變化特征研究 |
| 2.4 本章小結(jié) |
| 第三章 井間連通性分析及縫洞單元劃分 |
| 3.1 縫洞單元概念 |
| 3.2 縫洞單元劃分方法 |
| 3.2.1 靜態(tài)連通性分析方法 |
| 3.2.2 生產(chǎn)動態(tài)資料連通性分析方法 |
| 3.3 TL15井區(qū)井間連通性分析及縫洞單元劃分 |
| 3.3.1 靜態(tài)連通性分析 |
| 3.3.2 生產(chǎn)動態(tài)資料連通性分析 |
| 3.3.3 縫洞單元劃分結(jié)果 |
| 3.4 本章小結(jié) |
| 第四章 單井縫洞單元注水替油技術(shù)政策研究 |
| 4.1 注水替油開發(fā)機理 |
| 4.2 TL15區(qū)單井注水替油效果分析 |
| 4.3 單井縫洞單元注水替油選井原則 |
| 4.4 典型單井縫洞單元注水替油開發(fā)技術(shù)政策研究 |
| 4.4.1 典型單井縫洞單元模型概況 |
| 4.4.2 模型歷史擬合 |
| 4.4.3 注水替油開發(fā)技術(shù)政策研究 |
| 4.5 本章小結(jié) |
| 第五章 多井縫洞單元注水開發(fā)機理及開發(fā)技術(shù)政策研究 |
| 5.1 TL15區(qū)多井縫洞單元注水效果分析 |
| 5.1.1 縫洞單元油水分布關(guān)系 |
| 5.1.2 多井縫洞單元油水注水驅(qū)油效果分析 |
| 5.2 縫洞系統(tǒng)機理模型注采研究 |
| 5.2.1 注采部位優(yōu)選 |
| 5.2.2 采液速度優(yōu)選 |
| 5.2.3 轉(zhuǎn)注時機優(yōu)選 |
| 5.2.4 注采比優(yōu)選 |
| 5.3 TL15區(qū)多井縫洞單元注水開發(fā)技術(shù)政策研究 |
| 5.3.1 L15多井縫洞單元模型概況 |
| 5.3.2 模型歷史擬合 |
| 5.3.3 注水開發(fā)技術(shù)政策研究 |
| 5.4 本章小結(jié) |
| 結(jié)論 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 致謝 |
（8）溫米油田解封回采潛力與試驗效果分析（論文提綱范文）
| 1 解封回采潛力分析 |
| 1.1 油層射開程度高、利用率低是解封回采的先天條件 |
| 1.2 地層能量充足、壓力保持穩(wěn)定是解封回采的內(nèi)在條件 |
| 1.3 剩余油類型豐富、挖潛潛力大是解封回采的物質(zhì)條件 |
| 2 解封回采試驗效果評價 |
| 3 總結(jié) |
（9）低滲砂巖油藏高含水期注氣開發(fā)機理研究（論文提綱范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 論文研究的目的和意義 |
| 1.2 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀 |
| 1.3 研究內(nèi)容、技術(shù)路線和技術(shù)關(guān)鍵 |
| 1.4 取得的主要成果及創(chuàng)新點 |
| 1.5 論文邏輯結(jié)構(gòu) |
| 2 溫西三區(qū)塊地質(zhì)特征及開發(fā)狀況 |
| 2.1 油藏地質(zhì)基本特征 |
| 2.2 區(qū)塊注水開發(fā)效果分析 |
| 2.3 剩余油空間分布特征描述 |
| 2.4 溫西三區(qū)塊注氣適應(yīng)性評價 |
| 3 注氣開發(fā)機理室內(nèi)模擬評價研究 |
| 3.1 油藏流體PVT實驗及相態(tài)特征分析 |
| 3.2 油氣多次接觸組份傳質(zhì)規(guī)律研究 |
| 3.3 注氣仿真物理模擬實驗優(yōu)化設(shè)計 |
| 3.4 注氣驅(qū)替開發(fā)機理模擬與評價 |
| 4 注氣關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化研究 |
| 4.1 注氣影響因素敏感性分析 |
| 4.2 注氣關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)選與評價 |
| 5 溫西三區(qū)塊注氣開發(fā)對策研究 |
| 5.1 精細(xì)三維模型建立 |
| 5.2 注氣開發(fā)技術(shù)政策界限研究 |
| 5.3 注氣方案設(shè)計與優(yōu)化 |
| 6 認(rèn)識及結(jié)論 |
| 致謝 |
| 參考文獻(xiàn) |
| 附錄 |
（10）溫米油田輕質(zhì)油藏高含水期剩余油分布與技術(shù)對策（論文提綱范文）
| 1 油藏地質(zhì)狀況及開發(fā)現(xiàn)狀 |
| 2 水驅(qū)油微觀機理 |
| 3 剩余油分布規(guī)律 |
| 3.1 油水運動規(guī)律 |
| 3.2 油層水淹厚度比與米累積吸水量的關(guān)系 |
| 3.3 層內(nèi)剩余油分布規(guī)律 |
| 3.4 平面剩余油分布規(guī)律 |
| 4 改善開發(fā)效果的技術(shù)對策 |
| 4.1 層系細(xì)分與井網(wǎng)重組 |
| 4.2 深部調(diào)驅(qū)的適應(yīng)性 |
| 4.3 開發(fā)方式優(yōu)化 |
| 5 結(jié)束語 |
四、吐哈盆地溫—米油田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究（論文參考文獻(xiàn)）
- [1]機器學(xué)習(xí)在油藏生產(chǎn)動態(tài)分析中的應(yīng)用[D]. 田志欣. 中國地質(zhì)大學(xué)(北京), 2021
- [2]鄂爾多斯盆地環(huán)江油田侏羅系油藏特征及遞減規(guī)律研究 ——以羅141、環(huán)75油區(qū)為例[D]. 王亮. 西北大學(xué), 2021(12)
- [3]鄂爾多斯盆地西峰油田M區(qū)長2油藏油水運動規(guī)律及剩余油挖潛研究[D]. 張耀華. 西北大學(xué), 2020(02)
- [4]哈6縫洞油藏注水提高采收率技術(shù)研究[D]. 梁泰然. 中國石油大學(xué)(華東), 2018(09)
- [5]輪南2油田TⅠ油組辮狀河三角洲儲層地質(zhì)建模[D]. 唐成偉. 中國石油大學(xué)(北京), 2016(04)
- [6]MD區(qū)塊高含水開發(fā)期剩余油分布規(guī)律研究[D]. 王強. 西安石油大學(xué), 2015(06)
- [7]TL15區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)技術(shù)政策研究[D]. 黃濤. 中國石油大學(xué)(華東), 2014(07)
- [8]溫米油田解封回采潛力與試驗效果分析[J]. 戴立波. 中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量, 2013(23)
- [9]低滲砂巖油藏高含水期注氣開發(fā)機理研究[D]. 劉濱. 中國地質(zhì)大學(xué)（北京）, 2012(06)
- [10]溫米油田輕質(zhì)油藏高含水期剩余油分布與技術(shù)對策[J]. 鄭艦,李順明,康波,馮高城. 油氣地質(zhì)與采收率, 2012(05)
標(biāo)簽：油水分離論文; 生產(chǎn)類型論文; 機理分析論文; 地質(zhì)論文;