一、杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究（论文文献综述）
梁婧[1]（2018）在《S1612块稠油油藏开发中后期综合调整》文中研究说明本次研究以S1612块蒸汽吞吐前期地质认识为基础,针对目前区块存在的油水关系认识不清、蒸汽吞吐效果差及动用程度不均等开发难题,开展蒸汽吞吐开发效果评价,明确吞吐平面、纵向动用程度,综合利用多种研究方法,揭示剩余油分布规律,落实剩余潜力,根据区块特点和经济界限,制定调整部署原则,进一步部署挖潜井位,提高油层动用程度,改善区块开发效果。具体研究内容主要包括以下几个方面:开发效果综合分析及评价,根据生产动态指标变化规律,落实目标区块及各试验区蒸汽吞吐的开发特点和规律;根据数值模拟正交化分析和生产动态敏感性评价,落实影响开发效果的主控因素。通过纵向油层动用状况研究和“三场”分布特征分析,利用地球物理测井分析法、物质平衡法和油藏数值模拟法等确定剩余可采储量分布规律及影响因素,明确提出调整潜力主要方向。课题取得以下成果:针对S1612兴隆台油层的油藏地质特点,开发规律及开发过程中存在的主要问题完成综合油藏工程研究,包括开发方式、井网、井距等研究,针对蒸汽吞吐开发方式,优化设计关键操作参数,依据油层发育及剩余油分布情况,完成开发调整井位部署及蒸汽吞吐指标预测。本次研究成果对于现场蒸汽吞吐中后期油层动用程度研究、蒸汽吞吐井间加密调整及蒸汽吞吐后期方式转换时机优化均有一定的借鉴意义。
吕亭[2]（2017）在《杜229区块注蒸汽开采注采参数优化研究》文中研究指明辽河油田杜229区块于1998年投产,2001年达到生产最高峰83.2×104 t/年,随后年产油量急剧下降,到2007年产量已下降到26.5×104 t/年。经过近10年的直井蒸汽吞吐开采,其采出程度已达21.1%,达到标定采收率的90.13%,直井蒸汽吞吐已无进一步开采的潜力。为了缓解区块年产油量急剧下降的趋势及进一步提高区块的采出程度,从2007年开始区块开展了多种注蒸汽开采方式的试验,主要包括直井蒸汽驱、水平井蒸汽吞吐、SAGD等,其中,直井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐的试验效果较理想,有成为区块将来主力开采方式的趋势。建立了区块直井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐试验区的三维地质模型、井网部署及直井蒸汽吞吐结束后的压力、温度及含油饱和度场的分布,本文首先采用油藏数值模拟的方法研究了注采参数对区块试验区直井蒸汽驱和水平井蒸汽吞吐采出程度的影响规律,并定性地确定出各注采参数的一个较佳的取值范围。其次以各注采参数的较佳取值范围为依据采用正交试验设计的方法对各注采参数进行了优化设计,确定出各注采参数的最佳取值组合。最后以试验区从试验开始至2015年底的生产数据为对比依据对优化结果进行了验证。最终的研究结果表明,对于直井蒸汽驱,优化后的注采参数可将试验区的总产油量提高4.09%,采出程度提高1.25%,对于水平井蒸汽吞吐,试验区总产油量提高2.19%,采出程度提高0.71%,证明了优化结果的正确性与可行性。
杨宝华[3]（2017）在《曙光地区开发地质特征及开发效果评价》文中研究指明曙光油田是开采50年的老油田,从1983年6月曙1-7-5块曙1-3532井稠油蒸汽吞吐实验获得成功开始,在曙1-7-5块、杜80块、杜84块陆续扩大稠油蒸汽热采规模,目前多数已进入高轮次吞吐阶段,产量递减大,周期油汽比低,有效期短,为了提高现开采方式下挖掘油藏动用程度的潜力,合理配置注汽量、提高吞吐开发经济效益,对该地区开发地质特征、目前吞吐阶段的热采规律、吸汽状况以及地层压力变化等开展了研究。储集层的单层厚度影响油藏开发效果的重要因素,依据储集层单层厚度将曙光地区稠油油藏类型划分为块状底（顶）水油藏、多油组厚互层油藏、多油组薄互层油藏、薄-厚互层油藏、潜山底水油藏,并结合地层构造特点、沉积特征、储层特征、油层分布、流体性质、渗流特征、储层分布等特征对各类油藏进行了综合研究,筛选出普通稠油油藏中具有代表性的典型油藏为研究对象,对其吞吐生产特征、吞吐规律、开发过程中的影响因素和预防措施进行研究。最后综合对比分析现有开采模式下的阶段产油、稳产期年限、递减速度、可采储量采出程度、现阶段标定采收率等多种指标,运用指数递减法、周期生产规律法、递减模型三种产量预测方法,对普通稠油的杜66块等、特稠油的曙1-7-5块、超稠油的杜84等区块的周期生产规律、阶段开发指标变化规律、储量动用状况、油藏地层压力变化规律、采收率评价等指标进行研究,并客观的进行开发效果评价和开发趋势预测。
孙昊[4]（2016）在《杜84块兴Ⅱ-Ⅳ组深度开发研究》文中研究指明杜84块兴隆台油层目前已进入吞吐开发的后期,直井蒸汽吞吐效果日益变差,产量逐年递减,水平井开发效果日益显着,直井开发后期采用水平井开发井间剩余油已成为趋势。为了深度挖潜剩余油、提高兴Ⅱ-Ⅳ组油藏采收率,进行精细地质描述、建立三维地质模型、针对薄层科学布置水平井、合理调配水平井SAGD参数已经成为了开发后期的关键点。本文对杜84块兴Ⅱ-Ⅳ组的地质特征进行了精细研究,并且对开发方式方法进行了可行性研究,结合两点确定可挖潜油藏的地质区域。本文主要利用五类原始资料对兴Ⅱ-Ⅳ组的地质特征进行研究,并利用地质建模软件—Petrel TM软件,建立兴Ⅱ-Ⅳ组随机性三维地质模型。结合地质特征和开发现状研究了剩余油分布情况,通过实验对比并参考借鉴国内外先进的生产模式,研究了开发方式方法。地质研究结果表明兴Ⅱ-Ⅳ组共划分砂岩组3个,小层8个。其中,兴Ⅱ组划分为2个砂岩组5个小层,兴ⅡI组划分为1个砂岩组3个小层。通过井震结合,落实了3条边界断层的具体位置,其作用主要是控制沉积、构造和油层发育,取消了块内3条断层,使块内构造更加合理。各油层组顶面构造形态整体表现为西高东低、向南东倾斜的单斜构造,局部表现为轴向SE的鼻状构造。通过地层对比及砂体分布特征分析,认为目的层物源主要来自北部和西北部,砂体呈条带状分布,主要在断块南部和东部构造低部位发育,北部和西北部构造高部位砂体厚度薄,横向变化快,砂体延展性差。开发方式研究认为该区块单井单油层厚度大于10m,但油藏连通性差的区域可通过调层补层开发。在井间剩余油分布集中且符合单砂体分布特征的地质区域如果厚度大于5m小于10m可采用薄层水平井加密的方式。若大于10m可采用双水平井SAGD的开发方式。利用三维地质模型寻找到单井单层厚度大于10m且油藏连通性差的地质区域共计634井次,符合单砂体分布的油藏厚度在5m和10m之间的区域60个,符合大于10m的10个。
赵广大[5]（2015）在《锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究》文中指出目前,蒸汽驱是稠油油藏开发的主要方式,其核心是提高注采井间的油层温度场。随着汽驱开发的深入,液相前缘波及范围逐渐扩大,井组间热流体由于渗流环境的不同极易发生不均匀突进发生汽窜现象,汽窜发生后生产井一般采用减小排量、提高动液面高度等技术措施。这些措施可对汽窜起到缓解的作用,但会造成井组单元注入的蒸汽越过该生产井,外溢至邻近的井组或试验区块,从而造成井组注采关系失调、蒸汽热量的浪费和井组原油储量的外溢。基于上述问题论文在原开发井网的基础上,提出全新的布井方式,其目的是充分利用井组注入单元注气过程外溢至邻近的井组或试验区块的蒸汽,提高稠油开发经济效益。论文以辽河油田锦91区块稠油油藏为研究背景,该区块于2008年6月在锦91断块西北部于I组开展了蒸汽驱先导试验,经历3个月的热连通阶段,在2008年9月试验区内部采油井逐渐受效达到汽驱高峰期,高产期试验区为了扩大蒸汽波及范围,采用反九点法高注气强度开发4年,造成了部分井组出现了蒸汽能量外溢的情况。2012年6月试验区块进入汽驱后期开发阶段减小注汽量,但是蒸汽外溢能量区域还是不断扩大,至今蒸汽波及范围已达到167m。以上问题说明试验区块反九点井网采注比偏低、汽窜现象严重、油汽比低于经济开发极限,认为先导试验区块,在蒸汽开发末期存在较大问题。需要转变开发方式,在即将扩大开发的试验区采用合理的井网布置,延长区块生产时间。针对先导试验区蒸汽驱反九点开发井网井组能量外溢、汽窜等问题,论文应用Petrel地质建模软件对锦91断块于楼油层进行精细地质建模,利用稠油CMG数值模拟软件对区块进行生产历史拟合。针对试验区块存在的问题,以反九点法井网为基础创新提出了反九点抽稀、小回字形和大回字形井网调整模式。利用数值模拟软件对反九点、反九点抽稀、小回字形和大回字形井网进行优选对比,得出小回字形井网可以通过内线井和外线井的调整,适当的降低采油速度,同时具有较高的采注比,可以控制井网蒸汽扩散的方向及速度。认为较符合扩大蒸汽驱生产要求,利用创新的蒸汽驱物理实验模拟方法,针对小回字形井网的注采参数及开发方案进行优化和验证,最终得出采用小回字形井网,间歇性开关内线井的开发方案具有较高的采收率,可提高蒸汽的利用率具有较高的采出程度和较低的采油速度。论文取得的研究成果,可为油田现场解决注入单元注气过程蒸汽外溢问题的提供技术依据,同时为锦91块蒸汽驱扩大试验的成功和创新井网的推广应用提供理论支持。
刘万勇[6]（2015）在《超稠油蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合开采技术研究》文中认为超稠油常规吞吐采收率低,为探索超稠油开发方式转换,进一步提高油藏采收率,2006年9月在曙一区杜84块开展了蒸汽吞吐辅助重力泄油（SAGD）先导试验。转入SAGD开发以来,部分井组始终没有达到方案设计指标,主要表现为产量低、油汽比低、储量动用状况差、注采井间汽窜频繁。通过油藏研究结合动态分析,认为以下两方面因素影响了SAGD的开发效果:一是兴Ⅵ组先导试验区内局部夹层较为发育,蒸汽不易上覆,夹层上方储量难动用。二是转SAGD前注汽井射孔井段区域采出状况差,蒸汽不易扩展,未形成蒸汽腔,泄油通道狭小,易发生汽窜。为改善SAGD井组生产效果,在广泛调研、精细研究、深刻论证的基础上,创新提出了重力泄油与蒸汽驱联合开采方式,所谓联合开采是指在同一区域、同一层位,在注汽直井与水平生产井之间以重力泄油为主,在注汽直井与生产直井之间以蒸汽驱为主的复合驱动,其目的是动用夹层上方储量;创新提出了由注汽直井连续注汽调整为间歇轮换注汽,其目的是抑制汽窜、促使蒸汽腔扩展,形成稳定的泄油井点。开展两项试验:一是在夹层发育的区域,注汽井夹层上下分别射孔、注汽,动用夹层上方储量,同时优选边部直井参与生产,与注汽井形成蒸汽驱开采,动用边部储量。二是针对蒸汽腔压力高,易与水平井汽窜的注汽井,采取轮换注汽,培养蒸汽腔,抑制汽窜。此项技术在杜84块兴Ⅵ组先导试验区实施,有效动用了兴Ⅵ组先导试验区夹层上方的储量,极大改善了兴Ⅵ组先导试验区的生产效果,全面达到方案设计指标,取得了较好的经济效益。
李志政[7]（2015）在《辽河油田超稠油水平井分层开发技术研究与应用》文中认为辽河油田超稠油油藏主要集中在杜84块、杜229块,是“十二五”期间辽河油田保持产量稳定的主力区块。该油藏于九十年代初期采用蒸汽吞吐开发方式进行工业化开采,经过十几年的开发生产,规模已达290×104t。随着开发的不断深入,蒸汽吞吐开发矛盾日益凸显。杜84块、杜229块为巨厚、多层超稠油油藏,自1997年开始先后采用2套开发层系、70100m正方形井网直井蒸汽吞吐开发。多年开发实践表明,仅依靠直井开发已不能满足油藏开发需要。随着水平井的广泛应用,针对互层状油层井间、层间潜力,开展超稠油水平井分层开发技术研究,建立多元化分层开发模式。根据不同的油层条件,确定合理的水平井部署经济技术界限,部署了单砂体水平井和穿层水平井,对水平井轨迹进行优化设计,完善相关配套技术,确保水平井油层钻遇率,保证水平井正常生产,并取得较好的开发效果。水平井分层开发可提高采油速度约0.5%0.8%,取得较好的经济效益,对其它同类油藏开发也具有指导和借鉴意义。
刘梦[8]（2015）在《曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究》文中进行了进一步梳理辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏1976年发现,随着油田勘探开发的深入,各个阶段暴露出不同的开发矛盾。投产初期注汽压力高,易出砂;中期易引起较严重的井间干扰或汽窜,后期周期生产时间长、日产油峰值低,排水期长,汽窜加剧,平面矛盾、层间矛盾加剧,井下技术状况变差。超稠油单井日产水平不断降低。本文针对吞吐中后期的各种矛盾,立足超稠油油藏高效开发和超稠油油藏采收率提高,通过对研究区域地质体重新认识并结合蒸汽吞吐中后期存在的矛盾,摸清超稠油油藏蒸汽吞吐中后期的主要开发矛盾和单井日产量变化规律,采取适合超稠油油藏蒸汽吞吐阶段的组合式注汽,水平井挖潜及蒸汽吞吐后的SAGD方式转换等特色技术。现场实施,单井日产上升至8t/d,水平井日产达到直井单井日产的3倍,蒸汽吞吐和SAGD的最终采收率达到60%左右,最终实现油藏的高效开发。
王佩佩[9]（2014）在《稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解效果数学模拟研究》文中研究说明目前,稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解技术的研究主要集中在裂解剂研制、裂解机理研究、室内效果评价实验、矿场试验四个方面,并已取得良好的效果,但矿场试验及应用中工艺参数的设计缺乏可靠的理论支撑,针对该项技术的数学模拟研究也非常少,且数值模拟软件的研究周期长,不利于现场工艺参数优化。基于此,本文在研究蒸汽吞吐数值模型及催化裂解作用机理的基础上,将稠油催化裂解的效果与其粘度联系起来,假设稠油经催化裂解后的粘温曲线与地层中的温度场分布有关,地层中仅考虑油、水两相流动,不考虑重力和毛管力作用,建立了沿径向和纵向的二维两相蒸汽吞吐辅助催化裂解数值模型。求解时先用IMPES法求压力和饱和度,再用隐式法求温度,从而实现渗流场、压力场、温度场的耦合求解。结合室内实验及回归分析获得催化裂解前后的回归粘温曲线,通过编程进行实例计算并验证模型的可靠性。产量特征分析表明,本模型模拟结果的误差为-6.92%,对于产能预测及生产动态分析具有一定的指导意义。敏感性分析表明,注汽时间、注汽压力的提高有利于增大地层加热区半径,提高催化裂解作用效果及地层能量,增大注汽速度则可减少热损失,提高热利用效率,同样能够提高催化裂解作用效果。而适当延长焖井时间、降低井底流压都有利于催化裂解作用,只是影响较小。稠油粘度越小,催化裂解作用效果越好,但高粘度稠油的采出程度提高比例更高,较大的地层压缩系数也有利于提高稠油采出程度,而油层厚度的影响则相对较小。综上所述,本模型对稠油催化裂解作用效果的模拟确实有效,可为现场施工工艺参数优化及产能预测提供理论指导。
马成[10]（2012）在《稠油油藏顶注底采双管吞吐数值模拟研究》文中研究指明稠油开采通常采用热采的方式,其中包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层、蒸汽辅助重力驱油（SAGD）等。相比较于蒸汽吞吐,SAGD开发有着最终采收率高的特点,但对于油藏埋深浅、水平井开发难度大的区块,SAGD技术的应用受到限制。加之普通吞吐井随着吞吐轮次的增加,井下技术状况变差,使高轮次油井吞吐效果变差,从而加大了改善老井吞吐效果的技术难度。针对这些问题,提出顶注底采双管吞吐技术,即使用双封隔器和注采双管,顶部注蒸汽后关闭注汽管柱,无需焖井直接打开底部生产管柱生产。因此,研究顶注底采双管吞吐工艺技术可提高稠油油藏开采效果,有十分重要的现实意义和经济意义。本论文在稠油热采机理基础上通过研究稠油原油、地层水、脱出水以及混合液的密度和粘度随温度的变化规律,以确定其对稠油热采开发效果的影响。建立稠油油藏单井数值模拟模型,结合生产动态数据进行历史拟合,对模型加以修改和调整,使之产生的动态与实际动态一致。在历史拟合验证的模型上进行顶注底采双管吞吐工艺技术与传统吞吐工艺技术的开采效果对比。由于稠油粘度、储层厚度、纵横渗透率比等对顶注底采双管吞吐工艺的开采效果有影响,针对不同油藏或者单井在实施前有必要进行注采参数优化设计,以得到最优参数组合。开展工艺适应性评价研究,确定顶注底采双管吞吐工艺技术的适应性。通过实验和数值模拟研究预测研究、分析,得出了以下一些有意义的结论：1通过对顶注底采双管吞吐技术的增产机理分析,可以得出顶注底采双管吞吐技术主要机理为：热力作用下稠油粘度大幅度降低,增加了稠油的流动性；利用蒸汽、冷凝水和原油的密度差异,使重力成为生产的主要驱动力；注入的热蒸汽更长时间的留在储层中,提高了系统热效率。2通过研究温度稠油密度和粘度的影响,杜229无水油样的密度随温度的升高而降低、粘度在不同剪切速率下随温度的升高而降低；杜229脱出水的密度和纯水的密度随温度的升高而降低、粘度随温度的升高而降低；现场31%含水杜229原油密度与脱出水的密度差随温度的升高略有增加；现场无水杜229原油密度与脱出水的密度差随温度的升高（30-95℃）略有增加；当温度大于95℃后,密度差随温度的升高快速下降,在（135-180℃）密度差接近于零。3建立了单井数值模拟模型,结合已有的实际动态数据,对模型加以修改和调整,使之产生的动态与实际动态一致,通过历史拟合验证,累积产油量拟合的绝对误差为37.18m3与0.79%,相对误差分别为-0.78%与0.79%,符合率较高模型是可信的,这为下步的预测、分析与研究提供了可靠的基础。4在历史拟合的基础对比研究了顶注底采双管吞吐工艺技术和传统吞吐技术的开采效果,顶注底采双管吞吐工艺累积产油量较传统吞吐工艺同比增加7535m3采出程度增加11.06%,综合含水率低2.5%,增产效果明显。5利用正交设计方法设计优化模拟方案,方差分析表明采液强度对采出程度的影响最为显着,注汽强度、注汽干度、注汽温度对采出程度的影响较为显着,得出该井的最优注采参数为：注汽强度400m3/d、注汽干度70%、注汽温度200℃、采液速度50m3／d。6通过研究不同原油粘度、不同储层厚度以及不同纵横渗透率比时顶注底采双管吞吐工艺技术的适应性,结果表明相同注采参数下,顶注底采双管吞吐能有效提高稠油油藏开发效果。同时地层原油粘度、储层厚度以及纵横渗透率比对稠油油藏顶注底采双管吞吐技术的开发效果有较为明显的影响,对于不同储层,存在一个极限地层原油粘度、储层厚度以及纵横渗透率比。因此,具体实施时需要有针对性的进行评价研究和注采参数优化。7通过数值模拟预测研究表明,顶注底采双管吞吐工艺技术与传统吞吐方式相比有明显的优势,可有效提高稠油油藏吞吐开发效果,并且该技术具有良好的工艺适应性。
二、杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究（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、杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）S1612块稠油油藏开发中后期综合调整（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究必要性 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本次研究内容 |
| 第二章 蒸汽吞吐开发效果分析及评价 |
| 2.1 开发历程及现状 |
| 2.1.1 开发历程 |
| 2.1.2 开发现状 |
| 2.2 开发效果分析及评价 |
| 2.2.1 直井生产规律与特点 |
| 2.2.2 地层压力变化 |
| 2.2.3 水淹现状 |
| 2.3 开发效果影响因素分析 |
| 2.3.1 储层物性 |
| 2.3.2 油层厚度 |
| 2.3.3 注汽强度 |
| 2.3.4 注汽速度 |
| 2.4 开发中存在的主要矛盾 |
| 2.4.1 油水关系复杂 |
| 2.4.2 油井出砂,开井率低,影响开发效果 |
| 2.4.3 诸多因素影响,生产不正常井数比例高 |
| 2.4.4 汽窜的不利影响 |
| 2.5 总体评价 |
| 2.5.1 蒸汽吞吐主要开发指标评价 |
| 2.5.2 开发方式和井网、井距适应性评价 |
| 第三章 剩余油分布研究 |
| 3.1 油层动用程度分析 |
| 3.1.1 纵向动用程度分析 |
| 3.1.2 平面动用程度分析 |
| 3.2 剩余油研究方法 |
| 3.3 剩余油分布规律 |
| 3.3.1 模型建立 |
| 3.3.2 生产历史拟合 |
| 3.3.3 剩余油分布规律和主要影响因素 |
| 第四章 综合调整油藏工程设计研究 |
| 4.1 开发井型优选 |
| 4.2 开发方式优选 |
| 4.3 井距优化设计 |
| 4.4 水平井长度优化 |
| 4.5 水平井纵向位置优化 |
| 4.6 关键注采参数优化 |
| 4.6.1 注汽强度优化 |
| 4.6.2 注汽速度优化 |
| 4.6.3 蒸汽干度优化 |
| 4.6.4 焖井时间优化 |
| 第五章 吞吐中后期综合调整部署研究 |
| 5.1 调整部署原则 |
| 5.2 综合调整部署 |
| 5.3 开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（2）杜229区块注蒸汽开采注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注采参数对稠油注蒸汽开采影响规律研究现状 |
| 1.2.2 注采参数优化研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 稠油注蒸汽开采技术简介 |
| 2.1 直井蒸汽吞吐与蒸汽驱 |
| 2.1.1 直井蒸汽吞吐 |
| 2.1.2 直井蒸汽驱 |
| 2.2 水平井蒸汽吞吐与蒸汽驱 |
| 2.3 水平井蒸汽辅助重力泄油 |
| 2.4 复合井技术 |
| 第三章 辽河油田杜229区块地质概况及开发历程 |
| 3.1 区块地质概况 |
| 3.1.1 区块构造简介及地质储量 |
| 3.1.2 油层组划分 |
| 3.1.3 储层及原油物性 |
| 3.2 开发历程 |
| 3.2.1 直井蒸汽吞吐开发历程 |
| 3.2.2 直井蒸汽吞吐开采发展存在问题 |
| 3.2.3 直井蒸汽驱开发历程 |
| 3.2.4 水平井蒸汽吞吐开发历程 |
| 3.2.5 SAGD开发历程 |
| 3.2.6 多元开发模式下的开发历程 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 杜229区块直井蒸汽驱注采参数影响规律及优化设计 |
| 4.1 试验区概况 |
| 4.1.1 先导试验区井组部署情况 |
| 4.1.2 先导试验区开发历程 |
| 4.2 先导试验区三维地质模型的建立 |
| 4.3 注采参数对先导试验区直井蒸汽驱的影响规律 |
| 4.3.1 注汽干度影响规律 |
| 4.3.2 注汽压力影响规律 |
| 4.3.3 注汽速度影响规律 |
| 4.3.4 采注比影响规律 |
| 4.4 正交试验理论基础 |
| 4.4.1 正交试验设计方法 |
| 4.4.2 基本思想 |
| 4.4.3 正交表 |
| 4.4.4 正交试验方案设计 |
| 4.4.5 数据分析 |
| 4.5 先导试验区直井蒸汽驱注采参数优化设计 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 杜229区块水平井蒸汽吞吐注采参数影响规律及优化设计 |
| 5.1 试验区概况 |
| 5.2 试验区三维地质模型的建立 |
| 5.3 注采参数对相关水平井蒸汽吞吐影响规律研究 |
| 5.3.1 注汽干度影响规律 |
| 5.3.2 注汽压力影响规律 |
| 5.3.3 注汽速度影响规律 |
| 5.3.4 采液速度影响规律 |
| 5.3.5 焖井时间影响规律 |
| 5.4 试验区水平井蒸汽吞吐注采过程参数优化设计 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（3）曙光地区开发地质特征及开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光地区油藏类型与地质特征 |
| 1.1 稠油分类 |
| 1.1.1 稠油的分类原则 |
| 1.1.2 稠油的分类标准 |
| 1.2 油藏类型 |
| 1.2.1 块状底（顶）水油藏 |
| 1.2.2 多油组厚互层油藏 |
| 1.2.3 多油组薄互层油藏 |
| 1.2.4 薄-厚互层油藏 |
| 1.2.5 潜山底水油藏 |
| 1.3 地质特征 |
| 1.3.1 地层划分 |
| 1.3.2 构造特点 |
| 1.3.3 沉积特征 |
| 1.3.4 储层特征 |
| 1.3.5 油层分布 |
| 1.3.6 流体性质 |
| 1.3.7 渗流特征 |
| 1.3.8 层系划分 |
| 第二章 曙光地区热采开发规律研究 |
| 2.1 周期生产规律 |
| 2.1.1 周期产量变化规律 |
| 2.1.2 周期油汽比变化规律 |
| 2.1.3 不同油藏条件下加密井产油量、油汽比变化规律 |
| 2.1.4 水平井蒸汽吞吐特点 |
| 2.2 阶段开发指标变化规律 |
| 2.2.1 曙光热采稠油油藏蒸汽吞吐产量变化模式 |
| 2.2.2 曙光热采稠油老井产量递减规律 |
| 2.3 储量动用状况 |
| 2.3.1 平面动用程度研究 |
| 2.3.2 纵向动用程度研究 |
| 2.4 油藏地层压力变化规律 |
| 2.5 采收率评价 |
| 2.5.1 采收率标定方法 |
| 2.5.2 标定结果及分析 |
| 第三章 曙光地区稠油开发的影响因素及预防措施 |
| 3.1 套管损坏问题 |
| 3.1.1 套管损坏的影响 |
| 3.1.2 套管损坏的预防措施 |
| 3.2 出砂问题 |
| 3.2.1 出砂的影响 |
| 3.2.2 出砂的预防措施 |
| 3.3 出水问题 |
| 3.3.1 出水的影响 |
| 3.3.2 出水的预防措施 |
| 3.4 汽窜问题 |
| 3.4.1 汽窜的影响 |
| 3.4.2 汽窜的预防措施 |
| 第四章 曙光地区热采开发效果评价 |
| 4.1 油藏开发水平 |
| 4.2 与开发方案对比 |
| 4.4 开发趋势预测 |
| 4.4.1 目前方式下继续吞吐潜力 |
| 4.4.2 产量预测方法的确定 |
| 4.4.3 蒸汽吞吐产量变化趋势预测结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（4）杜84块兴Ⅱ-Ⅳ组深度开发研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究目的 |
| 0.2 主要研究内容 |
| 0.3 研究思路及方法 |
| 0.4 国内外研究现状 |
| 第一章 杜84块地质概况和开发现状 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.2 开发历程及现状 |
| 1.2.1 开发历程 |
| 1.2.2 开发现状 |
| 第二章 油藏地质特征 |
| 2.1 地层层序及层组划分 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 层组划分 |
| 2.2 断裂及构造特征 |
| 2.2.1 三维地震构造解释 |
| 2.2.2 断裂系统 |
| 2.2.3 构造形态 |
| 2.3 沉积及储层特征 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体分布特征 |
| 2.3.3 储层岩石学特征 |
| 2.3.4 储层物性特征 |
| 2.3.5 隔夹层分布特征 |
| 2.4 油水分布特征研究 |
| 2.4.1 油层纵向分布特征 |
| 2.4.2 油层平面分布特征 |
| 2.4.3 油水分布特征及油藏类型 |
| 2.4.4 单砂体追踪描述 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.5.1 原油性质 |
| 2.5.2 地层水性质 |
| 2.6 地层压力与温度 |
| 2.7 储量计算 |
| 2.7.1 储量计算参数确定 |
| 2.7.2 地质储量 |
| 第三章 三维地质建模 |
| 3.1 概况 |
| 3.2 储层建模 |
| 3.2.1 建模流程 |
| 3.2.2 储层沉积单元划分 |
| 3.3 地层机构模型建立 |
| 3.3.1 工区范围及网格划分 |
| 3.3.2 构造建模 |
| 3.4 储层岩石物性的模拟 |
| 3.4.1 储层物性参数的数据分析与地质统计 |
| 3.4.2 储层物性参数的随机模拟 |
| 第四章 蒸汽吞吐生产特点及开发效果分析 |
| 4.1 蒸汽吞吐生产特点 |
| 4.2 影响开发效果因素分析 |
| 4.3 开发中存在的问题 |
| 第五章 开发潜力分析 |
| 5.1 剩余油分布研究 |
| 5.1.1 纵向剩余油分布规律 |
| 5.1.2 平面剩余油分布规律 |
| 5.2 深度开发方式潜力分析 |
| 第六章 深度开发方式油藏工程研究 |
| 6.1 蒸汽吞吐后期开发调整研究 |
| 6.1.1 层系内调补层研究 |
| 6.1.2 多元复合蒸汽化学吞吐 |
| 6.2 薄油层水平井加密部署研究 |
| 6.3 薄层油SAGD开发方式研究 |
| 6.3.1 国外薄层SAGD开采实例 |
| 6.3.2 开发方式确定 |
| 6.3.3 薄油层SAGD油藏工程研究 |
| 6.3.4 薄油层SAGD过程中可能出现的问题及对策 |
| 第七章 深度开发研究结果及生产效果预测 |
| 7.1 深度开发研究结果 |
| 7.2 生产效果预测 |
| 7.2.1 直井吞吐后期稳产方式效果预测 |
| 7.2.2 薄层水平井井间加密部署效果预测 |
| 7.2.3 薄层双水平井SAGD开发效果预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究（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、研究目的及意义 |
| 1.2 蒸汽驱概述及驱油机理研究 |
| 1.2.1 蒸汽驱概述 |
| 1.2.2 蒸气驱采油机理研究 |
| 1.3 蒸汽驱研究现状 |
| 1.3.1 稠油注蒸汽驱技术应用现状 |
| 1.3.2 蒸汽驱采油工艺研究现状 |
| 1.4 本文主要研究工作 |
| 第二章 锦91断块地质概况及蒸汽驱开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 先导试验区地质概况 |
| 2.1.2 扩大试验区地质概况 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.2.1 先导试验区开发现状 |
| 2.2.2 扩大试验区开发现状 |
| 2.3 锦91断块蒸汽驱先导试验开发效果分析 |
| 2.3.1 先导试验区动用程度 |
| 2.3.2 先导试验区蒸汽腔扩散规律 |
| 2.4 先导试验及扩大试验转蒸汽驱条件 |
| 2.4.1 先导试验区转蒸汽驱条件 |
| 2.4.2 扩大试验区转蒸汽驱条件 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 锦91断块先导试验区精细地质模型建立及历史拟合 |
| 3.1 地质模型概况 |
| 3.1.1 建立地质模型数据准备 |
| 3.1.2 地质模型平面网格划分 |
| 3.2 构造格架模型 |
| 3.2.1 断层模型 |
| 3.2.2 层面模型 |
| 3.2.3 构造格架模型特征 |
| 3.3 相控岩性建模 |
| 3.3.1 沉积微相模型 |
| 3.3.2 砂岩、泥岩井点数据分析 |
| 3.4 储层参数模型 |
| 3.4.1 孔隙度模型 |
| 3.4.2 含油饱和度模型 |
| 3.4.3 净总比模型 |
| 3.4.4 渗透率模型 |
| 3.5 地质储量计算 |
| 3.5.1 容积积分法计算原理 |
| 3.5.2 储量计算结果 |
| 3.6 地质模型蒸汽吞吐历史拟合 |
| 3.6.1 地质储量拟合 |
| 3.6.2 产液量拟合 |
| 3.6.3 注气量拟合 |
| 3.6.4 试验区单井拟合 |
| 3.7 试验区转区前三场数值模拟 |
| 3.7.1 油藏平面温度分布 |
| 3.7.2 油藏平面含油饱和度分布 |
| 3.7.3 油藏平面压力分布 |
| 3.8 本章小结 |
| 第四章 锦91断块扩大蒸汽驱注采井网优化设计 |
| 4.1 井网设计 |
| 4.2 数值模拟井组区域划分 |
| 4.3 井网形式优选 |
| 4.3.1 蒸汽驱调整依据 |
| 4.3.2 反九点井组数值模拟结果 |
| 4.3.3 反九点抽稀井组数值模拟结果 |
| 4.3.4 小回字形井组数值模拟结果 |
| 4.3.5 大回字形井组数值模拟结果 |
| 4.3.6 四种井网形式对比优选 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 小回字形井网注入方式与参数优化数值模拟研究 |
| 5.1 注采参数优化 |
| 5.1.1 注汽速率优化 |
| 5.1.2 蒸汽干度优化 |
| 5.1.3 采注比优化 |
| 5.2 先导试验区生产方案 |
| 5.2.1 初期注采参数 |
| 5.2.2 驱替阶段注采参数 |
| 5.2.3 突破阶段注采参数 |
| 5.2.4 汽驱过程调整 |
| 5.2.5 汽驱预测结果 |
| 5.3 多次变速注汽调整生产方案 |
| 5.3.1 初期注采参数 |
| 5.3.2 驱替阶段注采参数 |
| 5.3.3 突破阶段注采参数 |
| 5.3.4 汽驱过程调整 |
| 5.3.5 汽驱预测结果 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 小回字形井网注入方式与参数优化物理模拟研究 |
| 6.1 小回字形蒸汽驱物理驱油实验研究 |
| 6.1.1 相似原理 |
| 6.1.2 模型与原型中的参数转换 |
| 6.2 小回字形井网蒸汽驱三维实验设计 |
| 6.2.1 三维岩心模型制作 |
| 6.2.2 蒸汽注入井设计 |
| 6.2.3 实验流程 |
| 6.3 小回字形井网注入参数优化物理模拟实验结果 |
| 6.3.1 注汽速度对驱油效果的影响 |
| 6.3.2 注汽干度对驱油效果的影响 |
| 6.4 小回字形井网注入方式优化物理模拟实验结果 |
| 6.4.1 小回字形井网内线井不进行关井调整 |
| 6.4.2 内线井高含水阶段关井调整 |
| 6.4.3 内线井间歇性关井调整实验结果 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（6）超稠油蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合开采技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 杜84块超稠油开发概况 |
| 1.1 区块位置及自然状况 |
| 1.2 区域地质及勘探简史 |
| 1.3 杜84块地质特点 |
| 1.4 杜84块开发历程 |
| 第二章 杜84块蒸汽辅助重力泄油实施情况 |
| 2.1 蒸汽辅助重力泄油技术的提出 |
| 2.2 杜84块蒸汽辅助重力泄油实施特点 |
| 2.3 实施历程及现状 |
| 2.4 存在问题 |
| 第三章 兴Ⅵ组油层SAGD井组效果差原因分析 |
| 3.1 兴Ⅵ组先导试验区地质特征 |
| 3.1.1 地层特征 |
| 3.1.2 构造特征 |
| 3.1.3 储集层特征 |
| 3.1.4 储层物性 |
| 3.1.5 隔层分布特征 |
| 3.1.6 油水分布特点 |
| 3.1.7 流体性质 |
| 3.1.8 地层压力和温度 |
| 3.2 开发历程及现状 |
| 3.3 兴Ⅵ组先导试验区开发中存在的问题 |
| 3.3.1 夹层上方储量难动用 |
| 3.3.2 边部储量难以有效动用 |
| 3.3.3 蒸汽腔不易扩展 |
| 3.3.4 部分井注采连通差 |
| 第四章 蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合开采机理研究 |
| 4.1 蒸汽辅助重力泄油机理及生产特征 |
| 4.1.1 SAGD泄油机理 |
| 4.1.2 SAGD布井方式 |
| 4.1.3 SAGD开采阶段生产特点 |
| 4.2 蒸汽驱机理 |
| 4.2.1 适宜蒸汽驱的油藏条件 |
| 4.2.2 蒸汽驱生产阶段 |
| 4.2.3 SAGD与蒸汽驱的不同点与相同点 |
| 4.3 重力泄油与蒸汽驱联合开采机理 |
| 4.3.1 驱泄联合合物理模拟研究 |
| 4.3.2 驱泄复合数值模拟机理研究 |
| 4.3.3 驱泄复合实施技术界限研究 |
| 4.3.4 驱泄复合实施井网优化 |
| 第五章 驱泄联合开采试验方案及现场实施 |
| 5.1 可行性论证 |
| 5.2 方案设计要点 |
| 5.3 现场实施 |
| 5.3.1 开展SAGD与蒸汽驱联合开采 |
| 5.3.2 实施轮换注汽抑制汽窜 |
| 5.3.3 注采连通差井组实施重新预热工作 |
| 第六章 驱泄联合开采应用效果分析 |
| 6.1 驱泄联合开采应用效果 |
| 6.1.1 兴Ⅵ组油层SAGD井组效果明显好转 |
| 6.1.2 生产指标全面达到方案设计指标 |
| 6.1.3 有效提高了油层纵向动用程度 |
| 6.1.4 平面温场进一步扩大 |
| 6.2 驱泄联合开采技术优势 |
| 6.2.1 增加了油层驱替厚度 |
| 6.2.2 拓宽了SAGD实施厚度界限 |
| 6.3 取得的成果 |
| 6.3.1 建立了驱泄复合开发部署界限 |
| 6.3.2 进行驱泄复合扩大部署 |
| 6.3.3 形成了驱泄复合开发技术 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）辽河油田超稠油水平井分层开发技术研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油藏地质特征 |
| 1.1 概况 |
| 1.1.1 油田地理位置 |
| 1.1.2 区域地质概述 |
| 1.1.3 勘探简史 |
| 1.1.4 开发历程 |
| 1.2 地层层序及层组划分 |
| 1.3 构造特征 |
| 1.4 沉积特征 |
| 1.5 岩石相组合特征 |
| 1.6 储层特征 |
| 1.6.1 储层岩性 |
| 1.6.2 岩石结构 |
| 1.6.3 粘土矿物 |
| 1.6.4 储层物性特征 |
| 1.6.5 储层非均质性 |
| 1.7 隔层分布特征 |
| 1.8 油气水分布特征及油藏类型 |
| 1.9 流体性质 |
| 1.9.1 原油性质 |
| 1.9.2 地层水性质 |
| 1.10 地层压力与温度 |
| 第二章 水平井分层开发适应性分析 |
| 2.1 水平井生产特点 |
| 2.1.1 吸汽强、注汽速度高 |
| 2.1.2 高产油量、快递减 |
| 2.1.3 周期生产时间长、产油量高、油汽比高 |
| 2.1.4 井.温度高、高温采油期长 |
| 2.2 水平井在超稠油开发方面的优势 |
| 2.3 水平井蒸汽吞吐适应性分析 |
| 2.3.1 生产机理 |
| 2.3.2 加密蒸汽吞吐适应性分析 |
| 2.4 分层开发的有利条件和必要性 |
| 2.4.1 油层物性好、厚度大、储量丰度高 |
| 2.4.2 直井井网控制程度高，地质研究精细 |
| 2.4.3 开发技术水平提高，进一步细化开发层系 |
| 2.4.4 分层开发技术实施必要性 |
| 第三章 水平井分层开发技术研究与应用 |
| 3.1 精细研究细化分层技术 |
| 3.1.1 细化分层方法 |
| 3.1.2 对比划分结果 |
| 3.2 水平井部署技术界限研究 |
| 3.2.1 经济技术界限 |
| 3.2.2 技术界限优化 |
| 3.3 动静结合整体部署技术 |
| 3.4 水平井轨迹设计优化 |
| 3.4.1 单砂体轨迹设计优化 |
| 3.4.2 穿层轨迹设计优化 |
| 3.4.3 入靶点轨迹设计优化 |
| 3.4.4 防顶水轨迹设计优化 |
| 3.4.5 防碰设计优化 |
| 3.5 水平井完井技术研究 |
| 3.5.1 井眼尺寸选择 |
| 3.5.2 大斜度段技术套管设计 |
| 3.5.3 稳斜段设计 |
| 3.5.4 完井筛管优化 |
| 3.5.5 分段完井技术 |
| 3.6 水平井钻井跟踪技术 |
| 3.6.1 钻井轨迹跟踪技术 |
| 3.6.2 应用实例 |
| 3.6.3 钻井井控安全技术 |
| 3.7 水平井导向技术 |
| 3.7.1 导向技术应用发展 |
| 3.7.2 特殊导向技术 |
| 3.8 水平井监测技术 |
| 3.8.1 水平段动用程度监测 |
| 3.8.2 井间热连通监测 |
| 3.8.3 监测蒸汽腔发育 |
| 3.8.4 井下温度、压力测试 |
| 3.9 水平井开发方式转换 |
| 3.9.1 SAGD采油机理 |
| 3.9.2 SAGD先导试验区 |
| 3.9.3 直井与水平井SAGD布井方式 |
| 3.9.4 直井与水平井井距 |
| 3.9.5 转SAGD时机 |
| 3.9.6 气体辅助SAGD技术 |
| 3.9.7 SAGD实施进展 |
| 3.10 建立多元化分层开发模式 |
| 第四章 水平井综合效益评价 |
| 4.1 特油公司水平井概况 |
| 4.2 水平井评价指标 |
| 4.2.1 水平井各项指标好于直井 |
| 4.2.2 准确测算经济极限产量，有效控制风险投资 |
| 4.2.3 分类细化水平井评价 |
| 4.2.4 剖析水平井成本构成，明确成本控制重点 |
| 4.2.5 准确测算水平井生产经济极限参数 |
| 4.3 水平井分层开发经济效益及应用前景 |
| 4.3.1 经济效益 |
| 4.3.2 应用前景 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（8）曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙一区超稠油开发概况 |
| 1.1 油田基本情况 |
| 1.2 滚动开发历程 |
| 第二章 单井日产量变化规律分析 |
| 2.1 直井单井日产规律分析 |
| 2.2 吞吐水平井单井日产规律分析 |
| 2.3 新井日产规律分析 |
| 2.4 SAGD单井日产规律分析 |
| 第三章 组合式注汽分析及效果评价 |
| 3.1 多井整体蒸汽吞吐分析 |
| 3.2 间歇蒸汽吞吐分析 |
| 3.3 一注多采分析 |
| 3.4 三元复合吞吐分析 |
| 第四章 水平井应用分析及效果评价 |
| 4.1 部署分析 |
| 4.2 钻井设计分析 |
| 4.3 措施选择分析 |
| 4.4 油井大修恢复分析 |
| 4.5 多元化二次开发研究分析 |
| 第五章 SAGD应用分析及效果评价 |
| 5.1 SAGD动态调控馆陶油藏实例分析 |
| 5.2 SAGD动态调控兴Ⅵ油藏实例分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（9）稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解效果数学模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究及发展现状 |
| 1.2.1 稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解技术发展概况 |
| 1.2.2 稠油蒸汽吞吐解析模型研究现状 |
| 1.2.3 稠油蒸汽吞吐数值模型研究现状 |
| 1.3 研究思路及主要内容 |
| 第二章 稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解数值模型建立与求解 |
| 2.1 数学模型的建立 |
| 2.1.1 假设条件 |
| 2.1.2 控制方程的建立 |
| 2.1.3 辅助方程及定解条件 |
| 2.1.4 参数处理 |
| 2.2 数学模型的离散化 |
| 2.2.1 质量守恒差分方程 |
| 2.2.2 能量守恒差分方程 |
| 2.2.3 参数差分处理 |
| 2.3 求解方法 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解数值模型计算与验证 |
| 3.1 数值模型的计算 |
| 3.1.1 计算步骤 |
| 3.1.2 程序计算流程图 |
| 3.2 实例计算 |
| 3.2.1 实例基本情况 |
| 3.2.2 稠油裂解前后粘温曲线的测定及回归分析 |
| 3.3 结果分析与验证 |
| 3.3.1 产量特征分析及模型验证 |
| 3.3.2 焖井阶段地层温度、压力及原油粘度分布 |
| 3.3.3 生产阶段地层温度、压力及原油粘度分布 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 数值模型的敏感性分析 |
| 4.1 注采控制参数敏感性分析 |
| 4.1.1 注汽时间敏感性分析 |
| 4.1.2 注汽压力敏感性分析 |
| 4.1.3 注汽速度敏感性分析 |
| 4.1.4 焖井时间敏感性分析 |
| 4.2 油藏及流体参数敏感性分析 |
| 4.2.1 稠油原始粘度敏感性分析 |
| 4.2.2 油层厚度敏感性分析 |
| 4.2.3 地层压缩系数敏感性分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（10）稠油油藏顶注底采双管吞吐数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究进展及现状 |
| 1.3 研究思路特点及主要研究内容 |
| 第2章 稠油顶注底采蒸汽吞吐机理研究 |
| 2.1 蒸汽吞吐开采稠油机理 |
| 2.2 稠油顶注底采蒸汽辅助重力驱油机理研究 |
| 2.3 稠油顶注底采双管吞吐机理研究 |
| 2.4 温度对稠油密度和粘度的影响研究 |
| 第3章 稠油顶注底采双管吞吐可行性研究 |
| 3.1 油藏地质特征及开发简况 |
| 3.2 油藏数值模拟的前期准备 |
| 3.3 生产历史拟合 |
| 3.4 顶注底采双管吞吐与传统吞吐对比研究 |
| 第4章 顶注底采吞吐参数优化及适应性分析 |
| 4.1 超稠油蒸汽吞吐注采参数优化设计及分析 |
| 4.2 顶注底采双管吞吐适应性评价研究 |
| 第5章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]S1612块稠油油藏开发中后期综合调整[D]. 梁婧. 东北石油大学, 2018(01)
- [2]杜229区块注蒸汽开采注采参数优化研究[D]. 吕亭. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [3]曙光地区开发地质特征及开发效果评价[D]. 杨宝华. 东北石油大学, 2017(02)
- [4]杜84块兴Ⅱ-Ⅳ组深度开发研究[D]. 孙昊. 东北石油大学, 2016(02)
- [5]锦91块扩大蒸汽驱试验井网优选及注采参数研究[D]. 赵广大. 东北石油大学, 2015(01)
- [6]超稠油蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合开采技术研究[D]. 刘万勇. 东北石油大学, 2015(04)
- [7]辽河油田超稠油水平井分层开发技术研究与应用[D]. 李志政. 东北石油大学, 2015(04)
- [8]曙一区杜84块超稠油油藏增产技术对策研究[D]. 刘梦. 东北石油大学, 2015(04)
- [9]稠油蒸汽吞吐辅助催化裂解效果数学模拟研究[D]. 王佩佩. 中国石油大学(华东), 2014(06)
- [10]稠油油藏顶注底采双管吞吐数值模拟研究[D]. 马成. 长江大学, 2012(01)