一、多孔介质中油气体系相平衡规律研究（论文文献综述）
朱慧星[1]（2021）在《天然气水合物开采储层出砂过程及对产气影响的数值模型研究》文中研究表明天然气水合物作为一种新型战略资源,因其巨大的储量而备受关注。开采天然气水合物的主要思路是通过降压、加热、气体置换、注入抑制剂等方法打破其原有的相平衡状态,使其分解为水和甲烷气并对产生的气体进行抽取回收。在流体抽取过程中,受其拖曳作用影响,沉积物颗粒可能发生脱落和运移,即出现出砂现象。这一方面可能造成地层亏空、井壁失稳等问题;另一方面,流体中携带的固体颗粒会对电潜泵、井筒等开采装置造成磨损及堵塞,影响水合物开采的持续进行。天然气水合物储层由于埋深浅、胶结程度差,更易出现出砂问题。目前,世界范围内已开展的水合物试采工程几乎都遭遇了这一问题,部分试采工程甚至因为严重的出砂而被迫提前终止。出砂问题已经成为限制水合物长期安全高效开采的重要因素。然而,水合物开采储层出砂机理还不甚明确,并且缺乏相应的数值模拟软件对出砂过程及其对产气性能的影响进行定量评价。因此,非常有必要在厘清水合物开采储层出砂机理的基础上,开发一款适用于水合物开采出砂数值模拟的程序,以实现水合物开采过程中气-水-砂产出及其互馈作用的定量刻画,为水合物长期安全高效开采提供理论支撑。本文通过对现有研究的归纳总结,采用理论分析的方法进一步明确了水合物开采储层出砂机理,即储层固体颗粒的脱落主要受地层破坏变形、流体侵蚀及水合物分解地层弱化等多重因素的影响,固体颗粒脱落之后的运移过程受到流体拖曳作用和颗粒大小与流动通道孔径尺寸之间相互关系的共同作用。通过将悬浮固体颗粒类比于溶液中的溶质,并在溶质运移质量守恒方程的基础上引入颗粒沉积滞留及启动运移等过程,实现了对固体颗粒输运过程的定量刻画。以此为基础,构建了含水合物储层固体颗粒脱落、运移刻画模型并开发了相应的模拟模块。通过采用序列耦合的方式将其与水合物开采THM（Thermal-Hydrological-Mechanical）耦合程序Hydrate Biot进行搭接,开发了首款内嵌到水合物开采国际通用模拟软件TOUGH+Hydrate的出砂模拟程序Hydrate Sand,并通过与前人出砂实验结果的对比初步验证了其可靠性。由于水合物开采出砂问题的复杂性,目前很难获得其精确的解析解。本文通过将模拟结果与日本Nankai海槽2013年第一次水合物试采工程公布的气、水、砂产出数据进行对比拟合,进一步验证了新开发程序的可靠性;另一方面,通过考虑出砂过程及其引发的防砂装置堵塞现象,对Nankai海槽2017年第二次水合物试采中AT1-P3井异常偏低的产气表现进行了解释,显着改善了前人未考虑出砂过程模拟产气速率较实测值大幅偏高的问题（最多偏高近一个数量级）。提出降压幅度和降压速率的降低能够缓解出砂过程以及由此引发的防砂装置堵塞现象,由此能解释为什么第二次试采中AT-P2井能以更小的最大降压幅度（约为5MPa）获得高于AT-P3井（最大降压幅度约7.5 MPa）3倍以上的平均产气速率。考虑到我国南海神狐海域水合物试采场地泥质粉砂储层中巨大的水合物储量及较高的出砂风险,进一步选取该场地为研究对象,首次定量化系统分析了神狐海域水合物试采场地泥质储层的出砂过程及其对产气的影响。提出虽然相较于传统的水合物层开采,“三相区”开采所需的更小的降压幅度有利于缓解出砂现象,但是预测得到的泥质储层开采产出流体中固体颗粒含量仍高于适度出砂上限值（0.05%）的数倍至数十倍。为保证开采的安全进行,需要借助高性能防砂装置（挡砂率>60%）进行防砂。同时,研究结果表明,高挡砂率防砂装置的使用会造成井周堵塞和产气速率的降低,如开采中后期（半年至1年）挡砂率设置为60%时能够获得的产气速率仅为挡砂率为10%的1/2至2/3左右。如何在防砂与增产之间寻求平衡点是水合物开采未来面临的一大难题。本次研究能够帮助进一步认识水合物开采出砂过程及其对产气性能的影响,为未来水合物试采中开采及防砂方案的制定提供理论依据。
白玉杰[2]（2021）在《超临界CO2和水交替注入井井筒内冻堵机制研究》文中研究表明注入二氧化碳开发低渗透率油藏可以提高低渗透率储层原油的采出程度,而在注气开发一段时间之后,由于气液之间流度的差异导致进入地层的二氧化碳气体产生气窜,造成了气体的低效、无效利用。而采用水气交替注入的方式可以减少气窜的现象。但随着二氧化碳驱注气及水气交替的实施,注气井经常发生井筒内冻堵问题。本文基于超临界二氧化碳和水交替注入井井筒内的冻堵问题,围绕着超临界二氧化碳和水交替注入井冻堵原因、井筒内二氧化碳水合物的生成过程、二氧化碳水合物生成诱导时间及界面特征、二氧化碳水合物成核的分子动力学特征以及井筒内水合物的防治方法等方面开展了研究:（1）通过对YSL油田超临界二氧化碳驱注入井冻堵井统计分析,发现冻堵主要以双管注入井和同心管注入井为主且主要受关井或注水影响;通过分子动力学模拟方法研究注入井近井附近黏土矿物对地层流体的吸附特征,研究结果表明二氧化碳在含高岭石和二氧化硅基质的地层内吸附能力较强,井筒内的二氧化碳主要受近井地带残存的二氧化碳反向扩散以及井底压力变化影响;建立了井筒内二氧化碳的流体流动及反向扩散的耦合模型,通过模拟计算表明,二氧化碳在井筒内的反向扩散无法避免,但可以通过控制流速来抑制二氧化碳气泡的向上运移,计算得到防止井筒内二氧化碳向上运移的极限流速为1.53m/s;在后注水情况下,二氧化碳反向扩散到井底极限关井时间为1.6～32.3d,后注气时极限关井时间主要受渗透率、累计注气量、地层深度影响,极限关井时间为20.0～30.0d。（2）通过研究二氧化碳水合物生成过程中的传热-传质过程结合井筒内流体的流动以及传热过程,在考虑不同温度、压力下二氧化碳的密度、溶解度的条件下建立了井筒内二氧化碳水合物生成模型,开展井筒内二氧化碳水合物生成过程的研究。研究结果表明:初始温度高于水合物生成温度时,水合物优先在温度较低的井筒壁面生成,当初始温度低于水合物生成温度时,水合物会优先在液态二氧化碳和水的界面处生成;环境温度对井筒内水合物生成量有较大的影响,由于井筒内二氧化碳的扩散作用导致后期水合物在井筒内的分布特征也会发生改变。水合物生成过程中气体的对流扩散作用能够大幅度的提高水合物的生成速度,在初始时刻生成速度较快,随着反应的进行,水合物的生成速度逐渐降低,在反应50-70min左右井筒内水合物的量逐渐稳定,水合物体积百分数在20.26%-54.74%之间。（3）通过显微镜观察的方法研究了水合物生成和分解过程当中的微观特征和水合物生成过程中的界面特征。研究结果表明:在水合物生成过程中压力在开始时有一个下降点,此时代表水合物的开始形成,反应初始时刻水合物主要存在于管壁边界、两相界面以及上层液态二氧化碳中,管道中间位置处水合物则最后形成,期间界面处水合物最薄;在固液表面张力的影响下,液态水向上运移,在二氧化碳相形成水合物;由于水合物的形成,最开始的二氧化碳和水的界面位置处,二氧化碳无法向水相内进一步扩散,会阻碍水合物的形成。（4）最后开展超临界二氧化碳和水交替注入井的井筒内水合物防治措施研究,确定二氧化碳水合物在井筒内生成位置,模拟不同水合物抑制剂对二氧化碳水合物的抑制效果,确定不同抑制剂的极限解堵浓度,最后根据模拟结果优化水合物抑制剂的注入参数。研究结果表明:当所加入抑制剂浓度达到一定程度时,不再形成水合物;对于现场施工,甲醇、乙醇、乙二醇抑制水合物冻堵的极限浓度分别为40%、60%、60%。初始状态井筒内甲醇和地层水存在一个明显的界面,关井之后,两相界面模糊,上部抑制剂浓度降低,且随着关井时间的增加,抑制剂的有效深度逐渐降低,在关井时间为50～300天的范围内,抑制剂的安全距离应控制在冻堵段以下54～127m。低注入速度下无法达到极限流速;可在冻堵段下部设置节流器,计算得到节流阀阀口的最低尺寸在5.44mm～13.33mm之间。以上研究结果对二氧化碳的埋存与利用具有重要意义。
周倩[3]（2021）在《定量拉曼光谱技术研究SO2-CO2混合注入孔隙介质的非平衡溶解和水岩反应》文中进行了进一步梳理CO2减排是控制全球气候变化的重要共识,从燃烧源捕获并存储CO2或减少化石燃料的燃烧是重要的减排手段。然而从燃煤电厂等燃烧源捕获的二氧化碳往往含有少量杂质气体,在运输和储存二氧化碳时会对健康、安全和环境问题产生潜在影响。因此在进行二氧化碳封存前,还必须花费大量资金对气体进行提纯,使捕获的烟气能够达到储存标准。若将这些杂质气体与CO2共同封存在地下含水层中,在实现温室气体减排的同时又可以减少对气源的处理成本。因此杂质在捕获、运输和储存方面的影响是共同封存首要的考虑因素。封存的二氧化碳伴随的杂质如SO2,会改变气流的气液相平衡和密度等属性,注入含水层后会产生强酸性溶液,比注入纯二氧化碳更易与矿物反应而影响含水层、盖层的完整性,了解杂质在封存中的溶解反应行为,对杂质与二氧化碳共注的可行性分析至关重要。本论文在透明高压容器中模拟了SO2随CO2注入深部含水层孔隙介质后的多相流动反应过程,用共聚焦拉曼定量观测技术监测了孔隙结构中各相内物质含量变化及其分布,获得了CO2、SO2在水相和非水相的浓度变化信息,研究了混合气体的非平衡不一致溶解对溶液酸化程度的影响;同时监测流动路径上CO2-SO2混合气体与水岩反应的动态过程,系统的研究了多相流动过程中气体组分的非平衡不一致溶解对矿物溶解-沉淀的影响。论文得到如下结论:（1）采用封汞技术和定量拉曼光谱技术的标定实验,建立了273.15 K～473.15K,8 MPa～50 MPa条件下拉曼谱峰参数与SO2、CO2含量之间的定量关系,获得CO2-SO2-H2O三元平衡条件下CO2相中SO2的组成,并为CO2-SO2体系的模拟提供基础数据。（2）封存环境中,SO2的溶解性和溶解范围决定了溶液酸化的程度。在SO2-H2O体系中,获得了地质封存温压条件下SO2在水相的溶解度。在已知浓度的均一溶液中,水中SO2浓度与拉曼光谱之间的定量关系受压力的影响较小,但随着温度的升高而增大。在饱和SO2水溶液中,SO2溶解度受到气体相态的影响较大,当SO2处于低压范围,相态为气相时,压力对SO2在水中的溶解度的影响是显着的,而温度的影响可以忽略不计;当SO2为液相时,随着温度的升高,SO2在水中的溶解度显着增加,压力对溶解度的影响很小,在封存环境中SO2相态的转变会影响其溶解能力。（3）在相同的温压下,SO2在水中的溶解度远高于CO2,且两种气体在水中的溶解行为存在差异,由于分子间缔合作用减弱,低压下SO2在水中的溶解趋势随温度的升高有突降的趋势,而CO2的溶解度随温度变化趋势稳定。当压力在5 MPa以上时,SO2与CO2溶解度比值随着温度的增加而增大,压力越低,该上升趋势越明显,在封存环境中,较高的温度和较低的压力会使SO2与CO2的溶解度分异更明显。（4）为了研究CO2-SO2混合气注入含水层驱替过程中的非平衡不一致溶解扩散规律,实验模拟了不同温度下CO2-SO2混合气在含水层中的扩散过程。在一维毛细管中,监测CO2-SO2混合气在水溶液中不同位置的浓度随时间的变化规律,气相组成比和亨利常数比值制约着SO2和CO2向水相的动态分配。SO2的溶解迁移与CO2存在较大差异,当混合气体注入水溶液中进行溶解扩散时,在气液界面处,CO2的浓度几乎不随时间变化;但SO2在水中的溶解度远大于CO2,且溶解速率较快,其浓度随时间会呈现先急速增加的趋势,随着SO2在水中的溶解,气相中分压逐渐减小,其浓度趋于稳定。在远离界面处,气体在水中的传输速率主要制约于空间上的浓度梯度。SO2的存在对CO2扩散系数的影响可以忽略,SO2和CO2的不一致溶解扩散主要受到气相组分和液相中溶解度的影响。（5）拉曼原位观测了CO2-SO2混合气体注入二维微孔隙模型后在死端孔隙和孔腹、孔喉处气体的浓度分布,分析孔隙结构对混合气分布的影响。在死端孔隙中,CO2和SO2的溶解迁移与一维毛细管中的过程一致,气体首先积聚在气液界面处,并在溶液中产生浓度梯度,使其在孔隙空间进一步扩散;当气相分压较大,死端孔隙中的溶液很快达到饱和,SO2的高溶解性使其在溶液中的浓度持续增加,并降低CO2的浓度。当气体扩散稳定时,在孔喉和孔腹中,溶液中气体浓度分布不再变化,孔喉处溶解的SO2、CO2浓度在中心处较低,两侧浓度高,整个孔喉空间SO2浓度远高于CO2,孔喉对SO2浓度分布的影响比CO2更明显;孔腹处浓度分布显示孔隙介质表壁附近气体浓度低,孔腹中心的气体浓度高。在多孔介质中,气体更易分布在孔隙空间较大的区域,孔隙结构对气体的不一致溶解有一定影响。（6）根据气体在水中的浓度计算孔隙介质中水溶液的酸性,溶液中的p H值主要受到SO2浓度的影响,SO2浓度更高的地方其酸性会更强,在混合体系中,即使少于1%的SO2也会使溶液的p H值快速降低至1左右。在孔隙空间中气体更易聚集的孔腹等空间较大的区域酸性更强,水岩作用会更加剧烈。（7）水-气-岩反应受到气体溶解度和空间分布的影响,SO2的加入增加流体的酸性,增强了水岩反应的程度,优先于CO2参与水岩反应,改变了孔隙空间中溶解和沉淀物质的含量。在研究CO2-SO2混合气注入含水层后气-水-岩的反应情况中,用拉曼原位模拟了CO2-SO2混合气注入含水层与硅酸盐的反应过程,揭示了CO2-SO2与硅灰石介质水岩反应的产物变化形态和转化过程。SO2酸性气体参与下的水岩反应加强了储层介质孔渗性的变化趋势,SO2杂质会加快水岩反应速率,并抑制HCO3-,CO32-离子的形成,矿物表面和溶液中均会优先生成Ca SO4沉淀;当SO2完全转化之后,CO2才会参与水岩反应,在矿物表面形成CO32-类沉淀,溶液中会出现HCO3-离子。SO2与水岩反应形成的Ca SO4沉淀不仅覆盖在矿物表面,还会在溶液中大量形成,且不易溶解,结合SO2在孔隙空间的分布,SO2的溶解会更多地堵塞孔隙通道和孔隙的封闭端。另外,SO2的溶解和反应过程更多发生在注入前期,并且优于CO2,同时SO2主要集中在界面附近,堵塞更容易发生在界面附近,因此会明显影响注入性能。
张鹏宇[4]（2021）在《冷冻取样过程中泥质粉砂水合物样品稳定特性的研究》文中认为我国是油气进口第一大国,2020年原油和天然气对外依存度分别上升至73.5%和41.7%,能源形势严峻,急需寻找常规油气的替代能源。同时,世界能源供给也在向清洁、高效和低碳方向发展。深化清洁低碳能源的开发和应用技术、健全绿色能源体系,是实现“碳中和”目标的必由之路。天然气水合物是一种具有巨大潜力的清洁能源,埋藏广泛,储量巨大。我国海域天然气水合物资源丰富,在南海神狐海域分别于2017年7月和2020年3月实施了第一次和第二次天然气水合物试开采工程,均取得巨大成果,有望实现水合物的商业化开发。通过天然气水合物钻井取心和样品分析,翔实掌握储层信息、圈定天然气水合物矿区,对资源储量预测、开发模式评价具有重要意义。基于天然气水合物在低温高压下稳定的性质,国外主要采用保压取样的方式获取天然气水合物样品,但由于复杂的孔底环境、苛刻的机械密封要求,保压取样技术整体岩心获取率低、保压成功率不高。我国在南海实施的水合物勘探航次,均高价租借了国外的水合物取心钻具。海域天然气水合物保真取样技术,是我国亟需解决的关键技术难题。天然气水合物冷冻取样技术,基于水合物相平衡理论,在孔底对样品冷冻降温,降低天然气水合物的临界分解压力,延长样品在提升过程中的稳定时间,结合天然气水合物独特的自保护效应,抑制样品中水合物分解,尽可能地维持样品中原始水合物饱和度等参数,从而实现保真取样。虽然天然气水合物冷冻取样技术在钻具研发和制冷效率方面的理论日趋完善,但对取样过程中泥质粉砂水合物稳定性的研究尚存在不足。海洋天然气水合物冷冻取样主要分为孔底冷冻样品过程和提升样品过程,冷冻过程中样品温度降低,提升过程中样品外界压力降低,温度和压力的变化可能导致水合物分解。如果想通过获得的样品计算原储层水合物饱和度参数,就必须明确取样过程中水合物的分解规律和稳定特性。根据孔底冷冻和提升过程中水合物样品的温度压力变化特点,本文以南海泥质粉砂水合物样品为主要研究对象,针对泥质粉砂水合物样品在取样过程中涉及的稳定性问题,开展以下理论分析和实验研究:（1）泥质粉砂在低温下的自保护效应的数值模拟和实验研究。为验证泥质粉砂水合物在低温下的自保护效应、分析温度和压力对其稳定性的影响机制,根据南海泥质粉砂水合物储层参数,用Tough+Hydrate数值模拟方法研究岩心尺度下泥质粉砂水合物在不同低温条件下的分解特性。发现水合物在低温下分解速率快速降低,且随着温度的降低,样品中水合物完全分解所需的时间越长。在实验研究中,制备与泥质粉砂储层孔渗性质相近的样品,并在样品中合成甲烷水合物,测试其在不同低温条件下的稳定性。开展温度和压力对泥质粉砂水合物稳定性的实验,结果表明特定的低温条件有利于水合物形成稳定的自保护效应;分解压力越大,水合物稳定性越高。通过数值模拟和实验研究,对比分析泥质粉砂水合物在低温下的稳定机理,初步确定了天然气水合物冷冻取样钻具的目标冷冻温度。（2）泥质粉砂水合物在低温下亚稳态特性的研究。在样品提升过程中,泥质粉砂水合物的温度压力会经历纯水合物的亚稳态区间,为研究泥质粉砂水合物在亚稳态区间的稳定特性,分析样品由亚稳态区间向非稳态过渡时分解速率的变化特征,发现泥质粉砂水合物温度压力条件在亚稳态区间时分解极其缓慢。通过克劳修斯-克拉佩龙（Clausius-Clapeyron）方程确定其具有亚稳态特性的温度区间。运用Materials studio分子动力学数值模拟方法,分析甲烷水合物在亚稳态、非稳态区间的分解特性,从微观层面揭示水合物自保护效应和亚稳态的机理。发现甲烷水合物在亚稳态区间的稳定特性与晶格变形和甲烷分子扩散有关。（3）取样过程中过冷水对泥质粉砂水合物稳定性的影响机制研究。泥质粉砂小孔隙中水的相变和水合物分解难以观察,运用低场核磁共振技术监测泥质粉砂中过冷水在低温下的凝结规律、分析水合物分解过程过冷水的转变规律以及对分解速率的影响机理。通过上述理论分析、数值模拟和实验研究,阐明冷冻取样过程样品中水合物的自保护机理、泥质粉砂水合物在亚稳态区间的稳定特性、以及过冷水形成和凝结过程对水合物稳定性的影响机制。在进一步完善天然气水合物冷冻取样技术的深层理论的同时,支撑和指导冷冻取样钻具的设计和施工工艺。此外,在天然气水合物开采方面,避免储层中局部区域水合物位于亚稳态区间,对于水合物藏的高效开发有重要意义;泥质粉砂中水合物的快速合成特点以及在低温下极高的稳定性,在气体储运领域有巨大的潜在应用价值。
刘召[5]（2021）在《油页岩原位开采气驱止水特征实验和数值模拟及应用研究》文中研究表明我国油页岩资源储量丰富,具有较大的开发利用潜力,而油页岩原位裂解是清洁高效开采油页岩资源的主要发展方向。原位加热是油页岩原位裂解开采的核心技术,由于水的比热容较大,若地下水涌入油页岩原位裂解区势必会吸收并带走大量热量,进而显着降低加热效率和能量利用率。同时,如果裂解区域与地下环境相连通,裂解产生的有机成分会扩散至周围含水层,造成地下生态不可逆的污染。因此油页岩原位裂解需要在一个相对封闭的空间内进行,以防止外部地下水入渗和裂解产物向外扩散污染。通过对现有地下空间封闭技术及相关文献调研,结合油页岩原位裂解开采工艺,本文创新性地提出了气驱止水封闭技术以期为油页岩原位开采体系封闭提供新的思路。为此,本文采用实验、数值模拟和原位试验的手段开展了气驱止水特征和气驱的双重抑制机理研究。（1）本文根据油页岩原位裂解区储层特征搭建了二维可视化实验系统,并设计了模拟油页岩原位工况的实验方案,进而开展气驱止水特征和机理研究。结果表明,随着注气流量（毛细管指数）的增加,气体流动方式由毛细管指进逐渐转变为粘性指进。当注气流量较大时,气流在粘性力的作用下向上游发展,脱饱和区可覆盖约90%的流动区域。此外,毛细管指进阶段和粘性指进阶段的水相相对渗透率(kri)分布截然不同;毛细管指进阶段中心子区域的kri计算值大于1,说明气驱作用促进了该区域的水流,而相邻子区域的水流受到弱抑制作用(kri<1)。粘性指进阶段各子区域的水流均受到显着的抑制作用,尤其是中心子区域的kri从0.68降低至0.05;脱饱和区整体的kri呈V形分布。随着动水作用的增强及介质渗透率增大,脱饱和区总体kri提高,也即气驱止水效果减弱。根据实验中气水两相流动和压差ΔP的特征,定量分析了气驱止水机理;当注气流量较大时,气流扩展前缘的压力平衡状态是气驱止水的主要机理。（2）为了明确原位储层特性对气驱止水特征的影响,本文进一步研究了介质润湿性及高渗压裂区对气驱止水特征的影响机制。结果表明,亲气性介质中脱饱和区范围的kri在连续性注气下可降低至约0.1,即气驱止水效果提升;气体的流动路径更平滑且具有一致的方向性,脱饱和区在不同注气流量下呈锥形发展。此外,实验发现在亲气性介质中,暂时性注气后形成的滞留气能够将kri降低至0.4左右。孔隙内滞留气呈现以下特征:在亲水性介质中,漂浮型滞留气更易形成,而内部型滞留气在亲气性介质中更为广泛。特别地,亲气性介质更有利于滞留气发挥静态的气驱止水作用。进一步地,实验分析了高渗压裂区对气驱止水特征的影响机制。注气点在高渗区外时,结果表明随着注气流量的增大,脱饱和区范围随之增大;高渗区对气流具有一定的富集作用。注气点距离高渗压裂区越近,富集作用越显着,当注气点在高渗区内部时,气流基本全部富集其中。由于高渗压裂区对气流的富集作用,气驱止水效果基本体现在高渗压裂区内,kri呈U型分布。无论水流量的大小,高渗压裂区内kri均呈现如下规律:Case 3>Case 2>Case 1;也即,从抑制水流向裂解区入渗的角度考虑,注气点设置在压裂区边界及以外能够取得最优的止水效果。（3）以农安、扶余两地油页岩原位裂解开采先导示范工程开采技术参数为依据,通过建立数值模型研究了气驱止水的原位实施过程及特征。农安油页岩原位开采气驱止水数值模拟结果表明经过高压注气和释压两个阶段,可在裂解区周围形成稳定且止水半径可达65 m的脱饱和区。定量分析了气驱止水机理,脱饱和区内气体阻力作用及气水界面压力平衡为气驱止水的内在机理,这与前述实验结果相一致。进一步地,通过原位试验验证了该方法的可行性。（4）通过数值模拟及理论分析的方式研究了气驱止水封闭双重作用机制。在油页岩原位裂解过程中溶解相产物的横向扩散范围可达25 m且浓度高于安全阈值;气相产物的横向运移范围可达50 m,水平面处的气相饱和度约为0.1。采用适当压力的边缘注气能够有效抑制裂解产物向外扩散,其原理是浓度梯度控制的菲克扩散和压力梯度控制的达西流动相平衡。还发现当应用0.61 MPa压力的边缘注气时,裂解区的涌水量也大幅降低;即略高于裂解区压力的边缘注气可同时实现对地下水入渗和产物扩散污染的双重抑制作用,验证了气驱止水封闭技术的有效性。通过本文的研究基本形成了气驱止水封闭技术的基础理论,以期为油页岩原位裂解开采体系封闭提供新的思路及理论和技术支撑。
吕伟峰[6]（2020）在《多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究》文中进行了进一步梳理石油是一种重要的高效清洁能源,同时也是不可再生资源,要合理开采石油必须深入理解石油矿藏的微观相互作用本质。石油开采在微观上主要涉及三个方面的行为,包括原油在多孔介质中的相行为、在岩石表面的吸附行为、在不同尺寸孔喉空间中的渗流行为。在这些微观行为中,目前尚有一些基础难点问题亟待解决。包括:泡沫油分子相态行为的规律性及对渗流特征的影响、表面活性剂在油藏岩石润湿性调控的作用机制及油膜剥离的动力学机制的认识难以满足生产实践的需求等。本论文围绕这两个科学问题,运用实验和模拟相结合的方法开展了系统研究并得到了以下的认识。针对高黏原油（泡沫油）的物理特性,我们采用微观实验的方法从微米尺度观察研究泡沫油降压相态变化中气泡形成、生长、合并和分裂4个主要过程,发现了气泡生长多是在运移过程中进行的这一重要现象,并得出了泡沫油重质组分含量高导致油相和气相界面稳定,是泡沫油不易脱气、缓慢进行相变的主因这一重要结论。同时,针对气泡成核特点,我们采用经典成核理论（Classical Nucleation Theory,CNT）模拟了气泡的成核过程,采用气液交界面追踪的流体体积法（Volume of Fluid,VOF）对表面张力、黏度、密度和泡径4个影响因素计算分析,并通过单气泡形成及VOF虚假流动分布验证了模型及计算程序的准确性。另外,我们建立了基于计算机断层扫描（Computed Tomography,CT）的真实多孔介质内泡沫油流动模拟实验方法,特别是建立了一种通过设置像素的饱和度阈值来识别气泡的方法,将宏观的渗流现象与微观的气泡特征关联起来。通过压力、采收程度、CT扫描图像等信息,综合分析得到了泡沫油降压开采的三个阶段及微观相态特征,并系统分析了降压方式、降压速度、温度、渗透率等宏观条件的影响,为泡沫油的高效合理开采提供依据。针对岩石表面润湿性调控的需求,我们选取了具有支链的阳离子孪连（Gemini）表面活性剂作为润湿性调控材料,研究其在亲水表面（石英）、疏水表面（Polytetrafluoroethylene,PTFE）、中等润湿性表面（Polymethylmethacrylate,PMMA）的吸附机制,并通过直接测试的接触角、表面张力及计算获得的粘附张力、固液界面张力、粘附功等参数进行表征。结果表明,对于疏水的PTFE表面,Gemini表面活性剂通过疏水作用吸附于固体表面,固液界面张力随浓度增大而降低,接触角基本保持不变;Gemini表面活性剂在空气-水表面的吸附量明显高于PTFE-水界面。对于中等极性的PMMA表面,临界胶束浓度以下Gemini表面活性剂通过二甲苯基与PMMA功能团的极性相互作用吸附于PMMA表面,固液界面张力随浓度增大略有升高,接触角变化不大;临界胶束浓度以上Gemini表面活性剂通过疏水作用在PMMA表面上形成双层结构,固液界面张力随之降低,接触角降低。对于亲水的石英表面,临界胶束浓度以下Gemini表面活性剂通过静电作用吸附在石英表面上,使固体表面疏水化,固液界面张力增大,但由于表面张力同时在降低,接触角随浓度增大仅略有增加;浓度在达到临界胶束浓度之后,Gemini表面活性剂并未在石英表面形成双层吸附,而是通过柔性链的弯曲,形成了更加紧密排列的吸附膜,固-液界面张力随浓度进一步增大,造成接触角随浓度增大而明显增大。特别的是,我们建立了分子动力学（Molecular Dynamics,MD）的模拟方法构建微观模型,从原子角度分析石英/水/表面活性剂间的相互作用,分析整个分子动力学过程,比较体系相对浓度曲线、表面活性剂分子与水的径向分布函数和表面活性剂分子均方位移等参数,模拟结果与实验结果一致。以上对于高黏原油相行为及岩石润湿性调控的研究,建立的实验及模拟研究方法,以及取得的规律性结果,对改善油气田开发效果、提高原油采收率等技术的发展应用提供了基础依据和指导作用。
穆凌雨[7]（2020）在《气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用》文中进行了进一步梳理大量实践和研究表明注气开发技术能大幅度提高原油采收率,适用范围广,具有非常广阔的前景。但是,油藏在气驱开发中后期,地层能量亏空严重,油气之间难以形成混相,并且常常伴随着严重的气窜,生产井产油量迅速下降,气驱开发效果变差。建立正确的气驱过程中评价体系,制定合理有效的气驱调整措施,对改善油藏的气驱开发效果及进一步推广应用气驱技术具有至关重要作用。本论文首先以相平衡理论和油藏数值模拟方法为基础,分析了气驱过程中油藏流体的组分分布及界面张力分布特征,提出了细分混相状态和波及系数的研究思路。然后定义了非混相及混相临界界面张力两个参数,将混相状态细分为完全混相、混相、近混相和非混相四种状态,进而应用混相体积系数和混相程度系数两个参数分别来表征不同混相状态的分布范围及对原油采收率的贡献率。考虑到气体较强的扩散能力,提出了组分波及系数、有效组分波及和相波及系数的概念,表征了注入气组分的波及范围。基于以上建立了组分数值模拟模型,分析了储层、开发参数对混相程度和波及系数的影响,并通过正交实验明确了主控因素。论文针对气窜识别问题,利用等效思想和流管束模型,将裂缝和基质等效为一系列流管束,将两维渗流问题转化为一维流管束渗流。通过叠加方法,求解了主裂缝型气窜和差异裂缝型气窜的组分产出模型,获得了不同类型气窜的产出气浓度方程,分析了不同参数对产出气中组分浓度及浓度导数的影响,并通过对矿场实际数据的拟合提出了裂缝气窜类型及裂缝关键参数识别方法。在以上两部分的基础上,提出了分区逐级调控方法以提高气驱的混相程度和波及系数。基于油藏气驱过程中波及与混相的表征参数,将油藏划分为未波及区、低潜力区、近混相区、高压非混相区和低压非混相区,提出了分区调控方法。针对气窜过程中多级裂缝窜流,利用气窜识别方法确定气窜类型及裂缝参数,提出了注入聚合物-水-气联合驱替体系的逐级调控方法。针对气驱油藏筛选出包括开发效果、动用状况、压力状况、混相状况的四类九项评价指标,应用模糊数学方法提出了油藏气驱开发效果的综合评价方法,并应用该方法评价分区逐级调控的效果。最后,将所建立的分区逐级调控技术应用于某大型碳酸盐油藏气驱开发模拟中,形成一套开发调整方案,对比并评价调整后的方案,为提高该油藏气驱开发效果提供了有效手段。
王奥[8]（2020）在《致密含水凝析气藏注CO2提高采率数值模拟机理研究》文中进行了进一步梳理随着国家能源的结构调整以及国内石油储量的下降。天然气依靠其相对于石油具有更加清洁、便宜以及储量丰富等特点,已经在国家实施清洁能源发展战略中扮演着举足轻重的角色。随之而来的是对天然气的开发方式、方法的探究更加深入,作为一种特殊的天然气藏——凝析气藏有着相态特征复杂的特点,使得其相对于普通干气气藏需要较为复杂的开采方式。在凝析气藏的开发中,凝析气体系的相态特征需要被作为首要的考虑因素,但由于其对应的影响因素较为繁杂,造成了开发过程中不能准确预测凝析气的相态特征变化,从而导致无法准确地制定高效的开发方案。本文通过对致密含水凝析气藏这类特殊凝析气藏进行一系列的研究,从而归纳总结储层致密以及凝析气体系中含水蒸气等因素对凝析气相态特征造成的影响。从而实现凝析气藏中对多因素影响的相态变化特征的研究,这将会对优化凝析气藏的开发具有深远的意义。首先使用引入毛管力改进的PR方程来定量表征多孔介质中的凝析气相态特征将有效解决该问题。在单孔中进行了对凝析气的闪蒸相态模拟以及PVT实验模拟,探究了考虑毛管力影响的凝析气相态特征及物性变化;其次在构建的反映不同孔喉连通状况的微观孔隙模型中进行了凝析体系的相态特征模拟研究。模拟结果显示反映真实储层特征的随机分形网络模型较之简易化的微观模型更能反映孔喉对凝析体系相态综合影响,微观网络模型计算的露点压力和凝析油析出量均较高。更进一步地,对含水蒸气的凝析气的压缩因子等进行参数修正,以引入对凝析气数值相态特征模型进行体系中含水蒸气的考虑。使用修正后的模型,首先进行凝析气体系中含水蒸气时的闪蒸相态模拟以及PVT实验模拟,探究了含水蒸气影响下的凝析气相态特征及物性变化;然后结合前文中的反映真实储层特征的随机分形网络模型进行多因素影响下的闪蒸相态模拟以及PVT实验模拟,实现对多因素影响下的凝析体系相态特征模拟研究。并且研究了CO2驱气机理,以及CO2的存在对凝析气相态特征的影响。最后使用随机分形网络的相关参数对多孔介质渗透率,孔隙度以及相渗曲线进行分形表征计算。利用表征计算结果对组份模型、地质模型以及相渗模型进行拟合,使拟合后的模型可以满足不同影响因素下的凝析气体系在常规油藏数值模拟软件中的表达。将以上模型用于单井衰竭开采、不同注CO2速度单井吞吐以及不同注CO2量单井吞吐油藏数值模拟计算。研究结果对致密储层的含水蒸气凝析气藏相态特征及动态预测研究提供了理论支持。
王玉霞[9]（2019）在《致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例》文中研究说明世界范围内（尤其是在北美）关于常规油藏CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究已有数十年,且形成了相对成熟的认识,并有效地应用于常规油藏CO2驱提高石油采收率的实践过程中。但是在世界范围内,关于非常规油藏（特别是致密砂岩油藏）的CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究才刚刚开始。陕北地区延长组砂岩油藏绝大多数属于致密砂岩油藏,其特点是往往发育有规模不等的裂缝和微裂缝。因此,裂缝和微裂缝发育是陕北地区延长组致密砂岩油藏最本质的地质特征之一,同时也是不同于常规储层CO2-EOR驱油机理的主控因素之一。陕北地区延长组致密砂岩油藏裂缝和微裂缝的广泛发育,一定程度上造成了CO2与原油作用机理和流体在储层中流动机制的复杂化。由此引发以下系列问题:一是CO2在陕北致密砂岩储层中的渗流特征如何?二是在裂缝发育的致密储层中,除了传统的常规机理外,是否还有其他作用机制存在?三是裂缝发育的陕北致密砂岩储层对CO2在储层中的流动到底有何影响?四是“注不进,采不出”是陕北地区致密砂岩储层原油开采中的现实问题,能否提出一种具强针对性的注采方案?本论文将围绕研究区地质特征,力图解决以上问题,为陕北地区致密砂岩油藏高效低成本注CO2开发提供理论依据。本论文从陕北地区致密砂岩储层的基本地质特点出发,以储层特征为基础,把握研究区致密储层不同于常规储层的基本特点,以地层流体—CO2系统、地层流体—CO2—储层系统作用机理为出发点和立足点,采用室内测试分析、物理模拟以及数值模拟的方法,着重研究流体在致密介质中的多相流动以及相之间的相互作用,着重研究致密砂岩储层中流体的流动特征及驱油效果,着重研究CO2窜流规律,以此诠释致密砂岩油藏CO2-EOR驱油机理,最终提出符合陕北地区延长组致密砂岩真实油藏特征的CO2-EOR驱油技术,并进行开发效果的数值模拟,切实指导油田开发。论文主要取得以下成果和结论:（1）研究区具有应用CO2驱油技术的基本条件。A油区由于其地理位置优越、交通便利、气源充足,且其长4+5储层砂体规模大,厚度稳定,连片性好,油层分布范围广,可作为陕北地区致密砂岩储层CO2驱油的典范。（2）研究区长4+5致密砂岩储层的岩石学类型及特征（类型为细粒长石砂岩,分选较差,成分成熟度偏低）以及复杂的微观孔隙结构特征决定了其具有物性差,且渗透率受孔隙度控制作用不明显的特点。（3）通过对露头、岩心、成像测井等资料的系统研究,研究区长4+5储层裂缝与延长组区域性裂缝产状特征类似,呈现以下特点:一是裂缝以倾角>60度的高角度裂缝为主;二是在区域上主要存在NEE、NNE 2个优势走向方位;三是裂缝延伸长3?20 m,高0.53 m,发育密度大于1条/米。（4）研究区CO2驱油机理体现在常规性和非常规性两个方面。在常规性方面,主要体现在其膨胀能力较强,降黏效果较好。在非常规性方面,主要体现在:一是储层的致密性会引起流体临界性质的改变,将可能引起最小混相压力等关键参数的改变;二是分子扩散作用在裂缝发育的致密储层中CO2驱油过程中不可忽视,并获得了CO2-原油体系在研究区储层中的有效扩散系数数量级为10-610-5。（5）以致密储层的三参数非线性渗流规律为基础,获得了以下三点认识:一是建立了致密砂岩油藏非稳态CO2非混相驱相渗计算模型,并进行非稳态CO2驱油实验;二是不仅获得了针对致密砂岩油藏CO2非混相驱的典型相渗曲线,同时研究了CO2驱油效率影响因素及影响程度;三是指出压力是影响驱油效率的最大因素,其它影响因素依次为注入速度、渗透率。（6）非均质线性及二维模型模拟结果表明,储层非均质性和裂缝是影响研究区气窜的主要因素。储层非均质性对研究区气窜的影响主要表现为:一是非均质性越强,高渗区域对CO2气体的“掠夺性”越强,气窜越严重;二是物性较好、渗透率较高的区域,气体波及范围较广,但是波及区的含气饱和度较低;三是渗透率较低时,纵向波及范围较小,但是波及区的含气饱和度较大。储层裂缝对研究区气窜的影响主要表现为:一是裂缝走向与注采方向夹角越大,累计注气量越高,注入气体的利用率较高,年产油量、采收率越高;二是裂缝延伸越长,气体波及面积越大,生产井越不易见气并突破;三是裂缝密度越大,气体波及面积越大,有利于减缓气体向生产井方向的突破和窜流。上述影响具体反映在注采模式上呈现出的规律和特点是:一是高渗区注、低渗区采的模式可以首先保证气体的注入能力,在整个生产期都保持较高的压力水平,且更不容易发生气窜,驱油效率较高;二是针对研究区地质特征,合理制定注采模式,对注气开发效果有重要意义。（7）综合考虑研究区气驱机理及渗流规律,以高拟合度的流体模型和切实可靠的地质模型为基础,针对陕北地区致密砂岩储层的地质特征以及注CO2驱油面临的现实问题,提出了适宜研究区致密砂岩注CO2单砂体吞吐技术,并进行了数值模拟运算。其结果是:一是该注采方案预测期末累计增油量1.48百万吨,其采收率与预测期前相比可提高25%,期末比水驱可提高近11%。二是为研究区高效注气开采提供了理论依据。
党旭[10]（2019）在《多孔介质中的反常凝析特征及影响因素研究》文中进行了进一步梳理目前的凝析气相态实验多是在没有多孔介质的PVT筒中进行;同样,成熟的凝析气相态计算方法也是基于凝析气的流体物性和相态变化机理不会受到多孔介质影响的前提下开展的;而实际上凝析气的存储和相变场所均为储层多孔介质。针对多孔介质是否会对凝析气的相变过程造成影响,国内外学者们也已进行大量研究但得到的认识却存在分歧。为此有必要明确多孔介质对凝析气反常凝析过程的特征的影响,分析其影响因素并建立相应的相态计算方法。本文使用一套模拟凝析气体系,在PVT相态分析仪中进行了等组分膨胀实验与定容衰竭实验,并使用CMG-Win Prop模块对实验结果进行了拟合和拓展,得到了体系在不含多孔介质条件下的反凝析特征。而后使用两种填砂规格的填砂盘细管模型进行衰竭实验,研究了体系在多孔介质中的反常凝析特征。通过对比体系在有无多孔介质存在条件下的实验揭示了多孔介质对凝析气反常凝析特征的影响及各因素的影响机理。在此基础上通过FHVSM模型描述吸附过程,将毛细管作用分两段分别考虑,结合PR状态方程建立了多孔介质中的凝析气反常凝析特征计算模型。研究发现多孔介质的存在会对反常凝析造成影响:（1）多孔介质会使凝析气体系的露点压力升高;体系在多孔介质中会有更多的凝析液析出、衰竭结束后有更多的凝析液滞留于孔隙中。（2）多孔介质主要通过吸附作用和毛细管作用影响反常凝析特征。多孔介质的平均孔隙半径越小,多孔介质中的反常凝析特征与PVT筒中的差异越显着。（3）利用本文建立的模型对一个6组分模拟凝析气体系进行了露点压力以及衰竭过程的计算,与不考虑多孔介质影响下的计算结果对比,结论与实验结果一致:多孔介质中凝析气的露点压力会升高,同时衰竭过程中反凝析液的饱和度升高。
二、多孔介质中油气体系相平衡规律研究（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、多孔介质中油气体系相平衡规律研究（论文提纲范文）
（1）天然气水合物开采储层出砂过程及对产气影响的数值模型研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及选题依据 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 选题依据 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水合物试采工程中的出砂问题 |
| 1.2.2 水合物开采出砂实验研究 |
| 1.2.3 水合物开采出砂数值模拟研究 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 天然气水合物赋存特征及储层出砂机理 |
| 2.1 天然气水合物赋存特征 |
| 2.1.1 天然气水合物赋存环境 |
| 2.1.2 天然气水合物赋存模式 |
| 2.1.3 天然气水合物储层结构类型 |
| 2.2 固体颗粒脱落机理 |
| 2.2.1 地层破坏变形 |
| 2.2.2 流体侵蚀 |
| 2.2.3 水合物分解 |
| 2.3 固体颗粒运移机理 |
| 2.3.1 流体因素 |
| 2.3.2 颗粒大小与孔径 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层固体颗粒脱落量计算与气-液-固多相输运理论 |
| 3.1 固体颗粒脱落量计算模型总结 |
| 3.1.1 Mohr-Coulomb等强度准则 |
| 3.1.2 临界塑性应变准则 |
| 3.1.3 流体侵蚀准则 |
| 3.2 气-液两相渗流理论 |
| 3.2.1 多孔介质单相渗流 |
| 3.2.2 多孔介质气-液两相渗流 |
| 3.3 固体颗粒运移刻画模型总结 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 水合物开采出砂数值模型构建及程序开发 |
| 4.1 水合物开采出砂数学模型构建 |
| 4.1.1 传热-气水流动过程数学模型构建 |
| 4.1.2 岩土力学过程数学模型构建 |
| 4.1.3 含水合物储层固体颗粒脱落运移数学模型构建 |
| 4.2 水合物开采出砂数值模型构建 |
| 4.2.1 空间离散 |
| 4.2.2 时间离散 |
| 4.2.3 方程组求解 |
| 4.3 数值模拟程序开发 |
| 4.4 程序验证 |
| 4.4.1 出砂实验概况 |
| 4.4.2 出砂实验数值模拟 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 典型砂质储层开采气-水-砂产出过程模拟与分析 |
| 5.1 日本NANKAI海槽水合物试采工程概述 |
| 5.1.1 试采区地理位置及井位设置 |
| 5.1.2 试采矿体储集特征 |
| 5.1.3 开采段设置及防砂措施 |
| 5.1.4 试采气-水-砂产出结果对比 |
| 5.2 试采模型构建 |
| 5.2.1 概念模型及网格剖分 |
| 5.2.2 初始条件、边界条件及模型参数 |
| 5.3 试采气-水-砂产出过程对比拟合与分析 |
| 5.3.1 AT1-P井 |
| 5.3.2 AT1-P3 井 |
| 5.3.3 AT1-P2 井 |
| 5.3.4 开采井产气性能对比 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 典型泥质储层开采气-水-砂产出过程模拟与分析 |
| 6.1 我国南海神狐海域第二次水合物试采工程概述 |
| 6.1.1 试采区地质背景 |
| 6.1.2 试采矿体储集特征 |
| 6.1.3 试采井位设置及水平井轨迹优选 |
| 6.1.4 试采气-水-砂产出表现 |
| 6.2 神狐海域水合物储层“三相区”形成机理分析 |
| 6.3 水平井“三相区”开采模型构建 |
| 6.3.1 概念模型及网格剖分 |
| 6.3.2 初始条件、边界条件及模型参数 |
| 6.3.3 模型适用性分析 |
| 6.4 短期试采气-水-砂产出过程分析 |
| 6.4.1 气-水-砂产出表现 |
| 6.4.2 储层物性参数空间分布及演化 |
| 6.5 长期开采气-水-砂产出过程预测 |
| 6.5.1 气-水-砂产出表现 |
| 6.5.2 储层物性参数空间分布及演化 |
| 6.5.3 不确定分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论、创新点与展望 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介、科研成果及所获奖励 |
| 致谢 |
（2）超临界CO2和水交替注入井井筒内冻堵机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 问题的提出及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 二氧化碳驱研究现状 |
| 1.2.2 水合物的研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 本文主要研究内容 |
| 1.3.2 本文预期研究成果 |
| 1.3.3 研究技术路线 |
| 第二章 超临界二氧化碳和水交替注入井冻堵原因分析及极限施工参数计算 |
| 2.1 YSL油田超临界二氧化碳和水交替注入试验区冻堵原因分析 |
| 2.1.1 YSL油田二氧化碳驱试验区概况 |
| 2.1.2 YSL油田交替注入井冻堵原因分析 |
| 2.2 注入井近井地带二氧化碳分布特征研究 |
| 2.2.1 低渗透率储层矿物特征分析 |
| 2.2.2 低渗透储层矿物对烃类和二氧化碳的吸附特征 |
| 2.2.3 水合物冻堵段二氧化碳来源分析 |
| 2.3 二氧化碳-水交替注入井防水合物的最小注入速度计算 |
| 2.3.1 耦合模型的建立 |
| 2.3.2 基于分子动力学模拟的二氧化碳扩散规律研究 |
| 2.3.3 注水过程中近井地带二氧化碳反向扩散区域分布 |
| 2.3.4 注水过程中井筒内二氧化碳反向扩散区域特征 |
| 2.3.5 注入井注水过程中最低流速的计算 |
| 2.4 超临界二氧化碳和水交替注入井防水合物极限关井时间 |
| 2.4.1 超临界二氧化碳和水交替注入井关井后井筒内压力变化特征 |
| 2.4.2 后注水时射孔孔眼和地层内二氧化碳反向扩散特征 |
| 2.4.3 后注二氧化碳时井筒内水合物生成的诱导时间计算 |
| 2.4.4 后注气时防水合物生成的极限关井时间计算 |
| 2.4.5 二氧化碳-水交替注入井防水合物极限关井时间影响因素研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 井筒内二氧化碳水合物生成过程模拟 |
| 3.1 二氧化碳水合物生成的理论模型 |
| 3.1.1 二氧化碳水合物生成的传热模型 |
| 3.1.2 二氧化碳水合物生成的传质模型 |
| 3.1.3 二氧化碳水合物生成及分解流体流动模型 |
| 3.2 井筒内水合物生成过程模型的建立 |
| 3.2.1 二氧化碳水合物生成过程分析 |
| 3.2.2 几何模型的建立及网格划分 |
| 3.2.3 水合物生成模型的建立 |
| 3.3 二氧化碳水合物生成过程中井筒内二氧化碳水合物分布特征模拟 |
| 3.3.1 二氧化碳水合物生成过程中温度分布变化 |
| 3.3.2 二氧化碳水合物生成过程中反应釜内二氧化碳分布变化 |
| 3.3.3 二氧化碳水合物生成过程中井筒内水合物分布变化 |
| 3.4 二氧化碳水合物生成影响因素研究 |
| 3.4.1 压力对水合物生成的影响 |
| 3.4.2 温度对水合物生成的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 二氧化碳水合物动力学特征研究 |
| 4.1 实验准备 |
| 4.1.1 实验装置 |
| 4.1.2 实验原理 |
| 4.1.3 实验步骤 |
| 4.2 二氧化碳水合物生成诱导时间的测定 |
| 4.2.1 温度对二氧化碳水合物形成诱导时间的影响 |
| 4.2.2 压力对二氧化碳水合物形成诱导时间的影响 |
| 4.2.3 水合物生成温度压力曲线 |
| 4.3 二氧化碳水合物生成过程中微观特征观察实验 |
| 4.3.1 实验准备 |
| 4.3.2 二氧化碳水合物的生成特征 |
| 4.3.3 二氧化碳水合物的分解特征 |
| 4.3.4 二氧化碳水合物生成和分解过程中温度、压力变化特征 |
| 4.4 二氧化碳水合物形成的状态分析 |
| 4.4.1 水合物生成的界面现象分析 |
| 4.4.2 二氧化碳水合物形成的状态分析 |
| 4.5 二氧化碳水合物的分子模拟 |
| 4.5.1 二氧化碳水合物晶体模型的建立 |
| 4.5.2 二氧化碳水合物分解过程的分子动力学模拟 |
| 4.5.3 二氧化碳水合物生成过程的分子动力学模拟 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 注气井井筒内二氧化碳水合物防治方法研究 |
| 5.1 注入井井筒内冻堵位置计算 |
| 5.2 抑制剂法防治水合物时距冻堵段安全距离的计算 |
| 5.2.1 抑制剂法防治水合物工艺 |
| 5.2.2 水合物抑制剂极限浓度的确定 |
| 5.2.3 水合物抑制剂安全段长的计算 |
| 5.3 注水过程中井下节流阀尺寸优化 |
| 5.3.1 节流阀防治二氧化碳气泡 |
| 5.3.2 节流阀尺寸优化设计 |
| 5.4 其他水合物防治工艺 |
| 5.4.1 高温水射流解水合物冻堵工艺 |
| 5.4.2 井下电加热油管防治水合物 |
| 5.4.3 井口稳压注入工艺预防水合物冻堵 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章、奖励及成果目录 |
| 致谢 |
（3）定量拉曼光谱技术研究SO2-CO2混合注入孔隙介质的非平衡溶解和水岩反应（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.1.1 二氧化碳的储存方式 |
| 1.1.2 地下含水层封存机制 |
| 1.1.3 二氧化碳的捕集方式 |
| 1.1.4 论文的研究目的和意义 |
| 1.2 非纯净CO_2地质封存的研究现状 |
| 1.2.1 杂质气体对CO_2地质封存的影响 |
| 1.2.2 地质封存中水-气-岩反应的研究现状 |
| 1.2.3 SO_2对CO_2地质封存的影响 |
| 1.3 SO_2-CO_2-H_2O体系的研究现状 |
| 1.3.1 SO_2-CO_2-H_2O体系的溶解度研究现状 |
| 1.3.2 多相流中气体分子的非平衡溶解迁移 |
| 1.3.3 国内外研究存在的问题 |
| 1.4 论文研究内容 |
| 1.5 论文创新点 |
| 1.6 研究技术路线 |
| 第二章 定量拉曼观测的实验装置与原理 |
| 2.1 实验装置 |
| 2.2 实验所需试剂和材料 |
| 2.3 定量拉曼观测 |
| 2.3.1 拉曼定量研究原理 |
| 2.3.2 拉曼定量实验 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 SO_2-CO_2-H_2O体系相平衡研究 |
| 3.1 SO_2-CO_2体系拉曼定量关系的建立 |
| 3.2 SO_2在H_2O中溶解度的研究 |
| 3.2.1 拉曼定量关系的建立 |
| 3.2.2 水溶液中SO_2的溶解度确定 |
| 3.2.3 数据可靠性分析 |
| 3.2.4 溶解度模型的改进 |
| 3.3 相平衡条件下SO_2和CO_2的溶解度 |
| 3.3.1 SO_2、CO_2在水中溶解度的差异分析 |
| 3.3.2 基于分子动力学理论分析SO_2在水中溶解度的变化原因 |
| 3.3.3 相平衡条件下水相和非水相的气体组成数据 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 SO_2-CO_2的非平衡溶解分布 |
| 4.1 SO_2-CO_2混合气在一维毛细管中的时空分布特征 |
| 4.1.1 装样方法和观测流程 |
| 4.1.2 扩散中SO_2和CO_2气体浓度在时空上的变化 |
| 4.1.3 扩散系数的计算方法 |
| 4.2 SO_2-CO_2混合气在二维微孔隙模型中的分布特征 |
| 4.2.1 装样方法和观测流程 |
| 4.2.2 死端孔隙中气体的动态分布 |
| 4.2.3 孔喉和孔腹中气体的分布差异 |
| 4.3 溶液的pH分布 |
| 4.3.1 溶液中pH的计算方法 |
| 4.3.2 孔隙结构中溶液的pH分布 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 SO_2-CO_2-水-岩反应研究 |
| 5.1 混合气体水岩反应的实验过程 |
| 5.2 硅灰石反应前后的矿物形态和拉曼谱图特征 |
| 5.3 SO_2-CO_2-H_2O-硅灰石反应 |
| 5.3.1 高浓度SO_2情形下SO_2-CO_2混合气体与硅灰石反应实验 |
| 5.3.2 低浓度SO_2情形下SO_2-CO_2混合气体与硅灰石反应实验 |
| 5.3.3 纯CO_2和混有SO_2的CO_2与矿物反应对比实验 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 不足与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）冷冻取样过程中泥质粉砂水合物样品稳定特性的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 主要符号表 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.2.1 天然气水合物冷冻取样技术进展 |
| 1.2.2 多孔介质中水合物的生成和分解特性 |
| 1.2.3 水合物在低温下稳定特性研究进展 |
| 1.2.4 水合物亚稳态特性研究进展 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 泥质粉砂水合物样品制备及物性分析 |
| 2.1 南海泥质粉砂水合物储层特征 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 地球化学特征 |
| 2.1.3 水合物分布特征 |
| 2.2 南海泥质粉砂样品制备 |
| 2.3 泥质粉砂样品物性测试分析 |
| 2.3.1 样品粒度分布特征 |
| 2.3.2 样品渗透率测试 |
| 2.3.3 样品孔隙分布特征 |
| 2.4 泥质粉砂样品中水合物相平衡特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 低温下泥质粉砂水合物稳定性数值模拟及实验研究 |
| 3.1 常压低温下泥质粉砂水合物样品分解规律数值模拟研究 |
| 3.1.1 模型建立和边界条件 |
| 3.1.2 水合物分解速率 |
| 3.1.3 水合物饱和度变化规律 |
| 3.1.4 样品中温度压力分布 |
| 3.2 常压低温条件下泥质粉砂水合物稳定特性的实验研究 |
| 3.2.1 天然气水合物合成分解实验装置 |
| 3.2.2 泥质粉砂介质水合物关键参数计算 |
| 3.2.3 合成-冷冻过程水合物饱和度变化规律 |
| 3.2.4 泥质粉砂水合物低温下稳定特性 |
| 3.3 温度压力对泥质粉砂水合物稳定性影响的实验研究 |
| 3.3.1 实验方法 |
| 3.3.2 温度对泥质粉砂水合物稳定特性的影响 |
| 3.3.3 压力对泥质粉砂水合物分解的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 泥质粉砂水合物样品在亚稳态区间的稳定性研究 |
| 4.1 泥质粉砂水合物样品在亚稳态区间的分解规律 |
| 4.1.1 实验条件 |
| 4.1.2 匀速升温过程中水合物分解规律 |
| 4.1.3 匀速降压过程中水合物分解规律 |
| 4.2 泥质粉砂水合物的亚稳态温度压力区间测定 |
| 4.3 低温条件下水合物亚稳态特性的分子动力学数值模拟分析 |
| 4.3.1 分子动力学概述 |
| 4.3.2 力场选择和模型构建 |
| 4.3.3 数值模拟结果与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 过冷水对泥质粉砂水合物样品稳定性的影响机理 |
| 5.1 实验方法 |
| 5.1.1 低场核磁共振测试技术简介 |
| 5.1.2 实验装置 |
| 5.2 冷冻样品过程泥质粉砂介质中过冷水的相变规律 |
| 5.3 泥质粉砂水合物样品中过冷水相变特性 |
| 5.3.1 泥质粉砂孔隙中水合物生成特性 |
| 5.3.2 过冷水相变对水合物稳定特性的影响机制 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 论文创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在学期间所取得的科研成果 |
| 一、作者简介 |
| 二、发表学术论文 |
| 三、授权专利 |
| 四、参与科研项目 |
| 五、参加学术活动 |
| 致谢 |
（5）油页岩原位开采气驱止水特征实验和数值模拟及应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.1.1 国内外能源现状 |
| 1.1.2 油页岩原位开采气驱止水封闭方法的提出及研究意义 |
| 1.2 油页岩原位开采及地下空间封闭技术研究现状 |
| 1.2.1 油页岩原位裂解开采技术研究现状 |
| 1.2.2 油页岩原位裂解区封闭技术研究现状 |
| 1.2.3 气体的阻渗作用研究现状及不足 |
| 1.2.4 气驱作用下气液两相流动规律研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容与方法 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 气驱止水特征及机理 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验系统及方案设计 |
| 2.2.1 实验模型简化 |
| 2.2.2 实验系统设计及实验方法 |
| 2.3 气驱止水特征及演化 |
| 2.3.1 气-水两相流动特征 |
| 2.3.2 水相相对渗透率分布及演化特征 |
| 2.3.3 气驱止水机理—实验分析 |
| 2.3.4 气流和脱饱和区分布及演化 |
| 2.3.5 敏感性分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 储层特性对气驱止水特征的影响机制 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验方案及过程 |
| 3.2.1 润湿改性下气驱止水实验方案 |
| 3.2.2 高渗压裂区的影响机制实验方案 |
| 3.3 润湿性对气驱止水特征的影响机制 |
| 3.3.1 连续性注气下润湿性的影响 |
| 3.3.2 暂时性注气下润湿性的影响 |
| 3.3.3 润湿改性下气驱止水方案分析 |
| 3.4 高渗压裂区对气驱止水特征的影响机制 |
| 3.4.1 高渗压裂区范围的影响 |
| 3.4.2 高渗压裂区渗透率的影响 |
| 3.4.3 宏观非均匀介质中流场分布数值模拟 |
| 3.4.4 注气井位优选 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气驱止水数值模拟和原位试验分析 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 农安油页岩原位开采气驱止水过程的数值模型及参数 |
| 4.2.1 模型建立及模拟过程 |
| 4.2.2 模拟参数 |
| 4.3 农安油页岩原位开采气驱止水建立过程及机理 |
| 4.3.1 高压注气阶段脱饱和区扩展过程 |
| 4.3.2 释压阶段脱饱和区的演化 |
| 4.3.3 气驱止水机理—模拟分析 |
| 4.3.4 气驱止水原位试验分析 |
| 4.4 扶余油页岩原位开采气驱止水过程与数值模拟 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 气驱止水封闭双重作用机制数值模拟 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 数值模型及参数 |
| 5.3 气驱止水封闭双重作用机制 |
| 5.3.1 裂解产物的扩散 |
| 5.3.2 边缘气驱对裂解产物扩散的抑制机制 |
| 5.3.3 边缘气驱下地下水流场分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在学期间取得的科研成果 |
| 一、作者简介 |
| 二、发表学术论文 |
| 三、授权专利 |
| 四、参与科研项目 |
| 五、参加学术活动 |
| 致谢 |
（6）多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 本论文创新之处 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 油藏的基本构成 |
| 1.2 石油开采中的微观现象 |
| 1.3 常用的模拟计算研究方法 |
| 1.4 本论文的主要研究内容及意义 |
| 参考文献 |
| 第二章 高黏原油微观相态变化特征 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.3 结果和讨论 |
| 2.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第三章 高黏原油微观相行为模拟 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 理论模型和模拟方法 |
| 3.3 结果和讨论 |
| 3.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第四章 多孔介质内泡沫油渗流特征 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验部分 |
| 4.3 结果和讨论 |
| 4.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第五章 岩石表面润湿性调控机理 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验部分 |
| 5.3 理论模型和模拟方法 |
| 5.4 结果和讨论 |
| 5.5 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第六章 总结与展望 |
| 6.1 研究工作总结 |
| 6.2 应用前景展望 |
| 博士在读期间学术论文发表情况 |
| 致谢 |
（7）气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 气驱波及系数的研究现状 |
| 1.2.2 气驱混相程度的研究现状 |
| 1.2.3 气窜识别方法的研究现状 |
| 1.2.4 改善开发效果的方法 |
| 1.2.5 目前存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第2章 气驱油藏中流体物性分布特征研究 |
| 2.1 流体的相态拟合方法研究 |
| 2.1.1 组分模型与相平衡原理 |
| 2.1.2 组分劈分和重组标准的研究 |
| 2.1.3 流体相态拟合 |
| 2.2 多孔介质中流体的组分及界面张力分布特征分析 |
| 2.2.1 多相多组分油藏数值模拟模型的建立 |
| 2.2.2 多孔介质中流体组分分布特征 |
| 2.2.3 多孔介质中流体界面张力分布特征 |
| 2.3 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.3.1 最小混相压力的确定 |
| 2.3.2 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 气驱过程中波及和混相的表征方法建立及影响因素研究 |
| 3.1 混相状态分级方法研究 |
| 3.1.1 混相状态的分级标准 |
| 3.1.2 临界界面张力的确定方法 |
| 3.2 气驱过程中波及和混相的表征方法研究 |
| 3.2.1 波及表征参数的确定 |
| 3.2.2 混相表征参数的确定 |
| 3.3 波及和混相的影响因素研究 |
| 3.3.1 油藏数值模拟模型的建立 |
| 3.3.2 波及表征参数的影响因素分析 |
| 3.3.3 混相表征参数的影响因素分析 |
| 3.4 波及和混相的主控因素研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气窜识别方法研究 |
| 4.1 气窜类型及物理模型的建立 |
| 4.1.1 两类裂缝窜流系统 |
| 4.1.2 裂缝和基质等效模型 |
| 4.2 气驱组分产出模型的建立 |
| 4.2.1 多相多组分渗流模型的推导 |
| 4.2.2 主裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.2.3 差异裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.3 参数敏感性分析 |
| 4.3.1 主裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.3.2 差异裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.4 注入气组分产出曲线解释方法 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究 |
| 5.1 分区调控方法研究 |
| 5.2 逐级调控方法研究 |
| 5.2.1 逐级调控的机理 |
| 5.2.2 逐级调控可行性分析 |
| 5.3 注气开发效果评价方法 |
| 5.3.1 评价指标体系的确定 |
| 5.3.2 评价指标隶属度的确定 |
| 5.3.3 评价指标权重的确定 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 6.1 目标区地质及流体概况 |
| 6.2 气驱油藏工程参数优化及开发效果评价 |
| 6.2.1 油藏工程参数优化 |
| 6.2.2 气驱开发效果评价 |
| 6.3 提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
（8）致密含水凝析气藏注CO2提高采率数值模拟机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1.绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 考虑凝析气体系含水蒸气及注CO_2驱气研究现状 |
| 1.2.2 考虑致密储层的凝析气相态特征以及注CO_2提高采收率的国内外研究现状 |
| 1.2.3 孔隙网络模型及其应用的研究动态 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 2.多因素影响下的相态特征研究 |
| 2.1 致密气藏凝析气相态特征研究 |
| 2.1.1 参数设计及计算方式 |
| 2.1.2 致密储层凝析气体系相态特征分析 |
| 2.2 凝析气体系中含水蒸气相态特征研究 |
| 2.2.1 参数设计及计算方式 |
| 2.2.2 凝析气体系含水蒸气相态特征分析 |
| 2.3 考虑注CO_2对凝析气物性参数影响研究 |
| 2.3.1 考虑CO_2对凝析气物性影响计算模型 |
| 2.3.2 CO_2含量对物性参数的影响分析 |
| 3.考虑微观影响因素的模型的构建 |
| 3.1 考虑微观影响因素的地质模型建立 |
| 3.1.1 三维随机分形网络模型的建立 |
| 3.1.2 微观孔隙网络模型中的相态特征研究 |
| 3.1.3 Winprop 相态拟合 |
| 3.2 考虑微观影响因素的地质模型建立 |
| 3.2.1 多孔介质分形网络模型表征的致密储层参数确定 |
| 3.2.2 数值模拟地质模型建立 |
| 4.凝析气藏注CO_2提高采收率数值模拟机理研究 |
| 4.1 注CO_2驱气机理研究 |
| 4.2 多因素影响下提高采收率机理研究 |
| 4.2.1 采用衰竭式开采方式时多因素影响下提高采收率机理研究 |
| 4.2.2 采用单井吞吐开采方式时多因素影响下提高采收率机理研究 |
| 5.总结 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简介 |
（9）致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2-EOR技术发展现状 |
| 1.2.2 CO_2-EOR驱替机理的研究现状及进展 |
| 1.3 陕北地区致密砂岩油藏CO_2-EOR机理研究面临的问题、挑战 |
| 1.4 课题研究成果的应用前景 |
| 1.5 研究思路及方法 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第二章 陕北地区延长组致密砂岩储层特征研究 |
| 2.1 区域地质概况及研究区优选 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 研究区晚三叠世沉积演化 |
| 2.1.3 研究区及目的层优选 |
| 2.2 长4+5 油层的岩石学特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.3.1 图像分析技术研究储层微观孔喉结构 |
| 2.3.2 常规压汞技术研究储层微观孔隙结构 |
| 2.3.3 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 |
| 2.4 物性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 2.5.1 延长组露头裂缝特征 |
| 2.5.2 岩心资料构造裂缝特征 |
| 2.5.3 成像测井资料裂缝特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 研究区原油与CO_2混溶相态行为研究 |
| 3.1 油藏流体的高压物性分析 |
| 3.1.1 实验方案 |
| 3.1.2 测试结果 |
| 3.2 地层油—CO_2体系加气膨胀实验 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 结果分析 |
| 3.3 常规最小混相压力研究 |
| 3.4 致密孔中流体相态行为研究 |
| 3.4.1 纳米孔中流体的临界参数偏移 |
| 3.4.2 致密储层流体相图偏移 |
| 3.5 关于致密储层MMP的探讨 |
| 3.6 相态拟合 |
| 3.6.1 拟合步骤 |
| 3.6.2 拟合结果 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 陕北地区致密砂岩油藏CO_2驱非线性渗流特征研究 |
| 4.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流规律研究 |
| 4.1.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流机理 |
| 4.1.2 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流模型 |
| 4.2 致密砂岩油藏CO_2驱油相渗特征研究 |
| 4.2.1 CO_2非混相驱相渗计算模型 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱相渗特征 |
| 4.3 真实岩心注CO_2驱油效率物理模拟 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 敏感性分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 致密砂岩油藏CO_2驱窜流规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 岩心尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.2.1 物理模型的建立 |
| 5.2.2 窜流实验 |
| 5.2.3 结果分析 |
| 5.3 油藏尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.3.1 垂向非均质模型 |
| 5.3.2 平面非均质模型 |
| 5.3.3 裂缝模型 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 裂缝发育的致密砂岩油藏CO_2驱分子扩散作用探讨 |
| 6.1 分子扩散机制 |
| 6.2 多孔介质中分子扩散类型 |
| 6.3 分子扩散物理模拟 |
| 6.4 研究区致密砂岩储层中的分子扩散 |
| 6.4.1 CO_2在原油中的扩散系数 |
| 6.4.2 CO_2在储层中有效扩散系数 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 陕北地区致密砂岩油藏高效注CO_2开发方案数值模拟 |
| 7.1 高效注CO_2开发方案 |
| 7.1.1 注CO_2必须考虑的三个关键问题 |
| 7.1.2 关于CO_2单砂体吞吐方案 |
| 7.1.3 离散裂缝网络模型(DFN) |
| 7.2 研究区生产历史拟合 |
| 7.3 注采动态预测 |
| 7.3.1 单井注入能力 |
| 7.3.2 混相时间 |
| 7.3.3 关井时机 |
| 7.3.4 焖井时间 |
| 7.3.5 注入效果 |
| 7.4 小结 |
| 第八章 结论及尚存的问题 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 尚存问题 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.申请(授权)专利 |
| 3.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1.基本情况 |
| 2.教育背景 |
（10）多孔介质中的反常凝析特征及影响因素研究（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 凝析气藏特点 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 凝析气常规相态分析实验方法 |
| 1.3.2 PVT仪中的凝析气相态研究 |
| 1.3.3 多孔介质中的凝析气相态研究 |
| 1.3.4 存在问题 |
| 1.4 主要研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 第2章 不含多孔介质体系中的反常凝析特征研究 |
| 2.1 实验条件 |
| 2.1.1 实验装置 |
| 2.1.2 实验流体与及配制 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 等组分膨胀实验反常凝析特征研究 |
| 2.2.1 实验方案 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.2.3 实验结果及分析 |
| 2.3 定容衰竭实验反常凝析特征研究 |
| 2.3.1 实验方案 |
| 2.3.2 实验步骤 |
| 2.3.3 实验结果及分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 多孔介质中的反常凝析特征实验研究 |
| 3.1 实验原理与方法 |
| 3.2 实验条件 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 实验流程 |
| 3.2.3 实验方案 |
| 3.2.4 模型基础数据 |
| 3.3 实验步骤 |
| 3.4 实验结果及分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 多孔介质中反常凝析特征影响因素数学描述研究 |
| 4.1 状态方程 |
| 4.1.1 状态方程的选择 |
| 4.1.2 混合规则 |
| 4.1.3 平衡常数与逸度系数 |
| 4.2 多孔介质中的吸附作用影响 |
| 4.2.1 吸附势理论 |
| 4.2.2 单组分吸附等温线的计算 |
| 4.2.3 多元组分吸附模型 |
| 4.3 多孔介质中毛细管作用的影响 |
| 4.4 考虑多孔介质吸附与毛细管作用影响的相平衡计算 |
| 4.4.1 考虑多孔介质影响的露点压力计算 |
| 4.4.2 考虑多孔介质影响的衰竭过程计算 |
| 4.5 计算实例 |
| 4.5.1 状态方程参数及其余基础参数确定 |
| 4.5.2 吸附特征曲线获得与吸附模型参数确定 |
| 4.5.3 考虑多孔介质影响的露点压力计算结果 |
| 4.5.4 考虑多孔介质的衰竭过程计算结果 |
| 4.6 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 |
四、多孔介质中油气体系相平衡规律研究（论文参考文献）
- [1]天然气水合物开采储层出砂过程及对产气影响的数值模型研究[D]. 朱慧星. 吉林大学, 2021
- [2]超临界CO2和水交替注入井井筒内冻堵机制研究[D]. 白玉杰. 东北石油大学, 2021(02)
- [3]定量拉曼光谱技术研究SO2-CO2混合注入孔隙介质的非平衡溶解和水岩反应[D]. 周倩. 中国地质大学, 2021(02)
- [4]冷冻取样过程中泥质粉砂水合物样品稳定特性的研究[D]. 张鹏宇. 吉林大学, 2021(01)
- [5]油页岩原位开采气驱止水特征实验和数值模拟及应用研究[D]. 刘召. 吉林大学, 2021(01)
- [6]多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究[D]. 吕伟峰. 南京大学, 2020(02)
- [7]气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用[D]. 穆凌雨. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [8]致密含水凝析气藏注CO2提高采率数值模拟机理研究[D]. 王奥. 长江大学, 2020(02)
- [9]致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例[D]. 王玉霞. 西北大学, 2019(01)
- [10]多孔介质中的反常凝析特征及影响因素研究[D]. 党旭. 中国石油大学(华东), 2019(09)