一、张天渠油田压裂效果评价（论文文献综述）
陈歌[1]（2020）在《鄂尔多斯盆地东缘矿井水深部转移存储机理研究》文中指出为深化西部煤矿区脆弱的生态环境、矿井水疏放和水资源存储的内在联系,首次在鄂尔多斯盆地东缘开展矿井水深部转移存储的研究,系统研究了呼吉尔特矿区母杜柴登矿侏罗系中下统延安组底部宝塔山砂岩与三叠系下统刘家沟组地层的水文地质特征和补径排条件,利用MC-1井岩芯、测井资料,通过开展岩石物理力学参数测试、电镜扫描、X衍射、压汞试验、渗流试验、水质检测、注水试验和压水试验等一系列的试验,定性与定量评价鄂尔多斯盆地深层目的转移存储层刘家沟组砂岩的潜力和前景。（1）系统研究了宝塔山砂岩的区域和井田范围内地质背景、岩石成分、水文地质条件和沉积条件,开展了微观分析测试,获取了其岩石学特征、孔隙结构、物性特征、岩石物理力学特征和渗流规律。延安组底部宝塔山砂岩为灰白色含砾粗砂岩,表现为辫状河三角洲沉积体系的河道砂坝与河漫滩交互,以河道砂坝为主,成分以石英-长石为主,弱胶结,结构疏松,孔隙度14%48%,以粒间孔为主,孔隙发育。宝塔山砂岩的自然抗压强度为33.90MPa,吸水率为5.53%,总孔隙度为19.89%,主要孔径范围为66nm8.48μm,相对较大的纳米级至微米级孔隙较发育,具有潜力可观的存储空间。宝塔山砂岩水为强碱CO3-Na型及CO3·Cl-Na型,因补径排有限和蒸发-浓缩-结晶作用呈现强碱性。在渗流演化上,长期疏排水能够增强其渗透率,与西部弱胶结砂岩的特性相符,在微观条件下,在饱和渗流阶段,水岩强度大且渗透系数迅速降低,进入稳定渗流阶段,水岩强度弱,渗透系数稳定在2.515×10-7m/d5.649×10-6m/d。（2）三叠系下统刘家沟组地层岩性为紫色泥岩、灰白色中砂岩、灰白色和肉红色细砂岩,局部发育水平裂隙和垂直裂隙,是一套在炎热气候和强氧化环境中形成的河流-三角洲沉积建造,与上覆和尚沟组构成完整的沉积旋回。首次对刘家沟组进行了岩石学、孔喉结构特征、成岩、渗流、垂向非均质性等进行了综合研究和细致评价,全面刻画了刘家沟组的回灌潜力。刘家沟组砂岩以石英、长石为主,含量分别为40.1%和31.1%,上段石英含量低于下段,长石含量上段高于下段,整体上石英、长石、方解石构成的颗粒骨架在含量上,上段高于下段。黏土矿物含量为17.8%,以伊利石、绿蒙混层和伊蒙混层为主,其中,伊蒙混层和绿蒙混层含量占据主导地位,发育粒间孔、溶孔和微裂隙,其孔径范围分别为295.3nm19.01μm、72.09nm9.085μm和77.7nm4.86μm,以粒间孔为主。根据压汞试验,喉道中值孔径为4.44×102nm,喉道平均孔径为48.39nm,总孔隙度为7.50%,孔径<10μm的孔隙度为5.26%,有效孔隙的孔径范围为6.3312.08μm。孔隙率范围3.32%6.48%,均值5.03%,属于低孔隙致密砂岩,但从在深/浅侧向电阻率测井曲线上,其垂向裂缝发育且岩性变化明显高于其它地层,垂向非均质性强。刘家沟组共计含水层38层,合计厚度177.1m,占地层总厚度的36.1%,以粗砂岩、中砂岩和细砂岩为主。在岩石物理力学特征上,刘家沟组底部砂岩岩石强度低于上部,但各组砂岩岩石物理力学参数与埋深未呈现明显的相关性,规律不明显,垂向力学特征呈现非均质性。（3）刘家沟组原生地层水为酸性极高矿化度的Cl-Ca·Na型,受构造、沉积成岩、温度等作用和极差的补径排条件影响,岩盐、碳酸钡石、萤石处于溶解状态,且溶解潜势依次减小;重晶石、方解石、硬石膏、白云石、石膏和文石均处于沉淀状态,且沉淀潜势逐渐下降。混合水样的岩盐、碳酸钡石、萤石、石膏和硬石膏处于溶解状态,白云石、方解石、文石和重晶石均处于沉淀状态。（4）为增强回灌层刘家沟组的渗透性能,利用水力压裂拓展运移通道,既增加孔隙度,又增强裂缝的连通性。通过对砂岩压裂机理和模拟,刘家沟组地层破裂压力需大于31.5MPa,水力压裂人造裂隙易沟通原生裂隙形成地层破漏。深部砂岩在矿井水回灌过程中会受到矿井水压力、地层地应力、温度和水岩作用的影响和控制,原地应力决定天然裂隙扩展和延伸方向,矿井水压力促进诱导性裂隙扩展和延伸,温度降低形成的热胀冷缩效应仅对裂隙和颗粒的浅表面有效,水岩作用中酸碱水中和、可溶性矿物和亲水性矿物溶蚀、溶解等改变孔隙结构和孔隙度。刘家沟组地层厚层砂岩垂向裂隙发育,岩性组合面水平裂隙发育,人为主动提供矿井水回灌压力形成的诱导性裂缝会沿天然裂缝的北北东向和南北向地应力方向扩展和延伸形成主渗流通道。（5）通过先后开展自然水位恢复试验、多次注水试验,采用多种配线法对自然水位恢复试验的数据拟合,得到刘家沟组砂岩含水层水文地质特征表现为弱渗贫水含水层,渗透性和富水性均差,K值为5.31×10-6m/d6.19×10-6m/d。高压注水后,地层被压裂,渗透性和储水性能均大幅增加,K值为0.0111m/d0.0146m/d,Q稳定值为103.3m3/d,井口稳定压力6.8MPa。根据多期次的压力、流量监测,持续将高压低温矿井水进行回灌,能够共同促进地层潜在的储水能力。其中,高压能够压裂砂岩裂缝,作用最大;相对低矿化度矿井水能够溶蚀裂缝中岩盐、石膏等矿物成分,改变孔隙结构;低温矿井水吸收岩石热量使其发生微弱的热胀冷缩进而再次促进裂缝发育,三者相互作用,共同增强了深部储水层裂隙网络空间的回灌潜力。利用容积法计算可得极限储水量为131.8万m3,圆锥体数学模型估算了有效储水量为80.06104.72万m3。通过开展正常长期回灌工况的情景模拟,不同岩性含水层的渗透能力差异会导致矿井水水平扩散运移距离不同,粗砂岩内运移距离最远,井壁附近不易形成憋压,粉细砂岩内运移距离最短,井壁附近容易形成憋压。回灌初期转移存储层近区内矿井水扩散速率快、影响半径快速增大,呈现指数递增趋势,回灌中后期远区矿井水扩散速率慢、影响半径缓慢增加,呈现线性递增。（6）矿井水转移存储补充和深化了水资源存储的范畴,对西部矿区具有重要的生产实践意义。通过开展区域和局域的地下水流场模拟、温度场和水化学场分析,确定了矿井水长期回灌后形成倒U型地下水丘和漏斗型低温区,对区域深部地下水循环产生一定的人为影响,会阻碍上游地下水迫使其绕流。大量矿井水进入深部砂岩层形成矿井水、混合水和原生地层水三类过渡区域,水质类型分别为SO4-Na型、SO4·Cl-Na型和Cl-Ca·Na型,矿井水长期回灌促使地层中富钙钠型水向富钠型转变,且矿物的溶解与沉淀一直存在,其中,岩盐、碳酸钡石、萤石、石膏、硬石膏等矿物处于溶解状态,白云石、方解石、文石和重晶石等逐渐趋向沉淀状态。该论文有图126幅,表15个,参考文献276篇。
王进博[2]（2019）在《鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化》文中研究说明近年来,随着研究区勘探开发工作的进展,一系列复杂的生产问题不断的表现出来。其中包括含油层系多,注采对应关系差,区块注水井吸水能力低,补充地层能量亏空速度慢,生产形势被动等。而科学可持续的发展近年来在油田的生产中占据重要的地位。因此本论文通过整理分析研究区已有资料（井位坐标海拔数据、射孔数据、地震资料、电子测井曲线、录井资料、生产资料）,并对井网稀疏区域利用地震资料加以控制,绘制地质基础图件;借用一些实验技术手段（扫描电镜、压汞、粒度分析、X衍射）,对该区储层特征（地层、沉积相、构造、孔隙度、渗透率、敏感性、非均质性、四性关系）与油藏特征（温度与压力系统、地层水性质、原油性质）进行系统的研究。在此基础上,通过对研究区生产动态资料（注水井剖面资料、注水井生产数据、试油总结资料、压力测试数据、有效注水开发井网资料）进行分析,给出研究区现有注水开发效果评价。最后依据得出的研究结果（储层特征、油藏特征、注水开发效果评价）,分析现有的开发方案存在的问题（注水进度滞后、地层亏空严重、平面地层压力分布不均、采油井见效缓慢）找出形成问题与矛盾的主要原因。提出新的井网部署及压裂、补孔措施,完成储层开发方案的调整。通过研究得出以下几点认识:1、研究区构造以西倾单斜为背景,形成多个鼻状隆起,构造平缓,在上倾方向上岩性致密,形成了良好的圈闭,结合工区生产资料分析,判断油气运移聚集的有利区为构造隆起区域,为新井的部署提供理论依据。2、研究区长4+5、长6为三角洲前缘亚相沉积,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩;依据沉积相平面砂体展布特征,以及砂体纵向分布特征,分析发现在长4+5、长6不同油层组,油气富集规律不同,砂体连通性特征也不同,为进一步调整射孔与压裂层位提供依据。3、研究区孔隙结构复杂,主要发育粒间溶孔,微溶孔中胶结物含量较多;矿物含量影响着储层孔隙度、渗透率,导致物性较差;由于沉积相变和成岩作用影响,储层非均质性明显,单砂体内部渗透率的变化比较复杂,需在后期开发调整中采用相应的压裂与酸化措施。4、研究区储层弱速敏、中等偏弱水敏、弱碱敏、弱盐敏、中等偏强酸敏、弱亲水束缚水饱和度46.8%,束缚水油相有效渗透率为1.013×10-3μm2;油水相对渗透率0.116;根据现有的注水开发分析,注入水与储层配伍性关系较好,为进一步注水开发提供有力条件。5、研究区原油物性较好,密度、饱和压力值均较低而凝固点高,是一种封闭性较好的油藏,油藏埋深1500～1800m,原始平均地层温度2.73℃/100m,为原油低粘度提供条件,保证原油较好的流动性。6、研究区局部注水井组注水见效呈递减,双向见效油井稳产效果不明显;通过对注水井组见效分析,并结合沉积相砂体平面纵向展布特征,判断砂体连通和尖灭与注采对应性的关系,为新的注水井部署位置提供可行依据。
龚冲[3]（2016）在《冀东油田G94断块沙河街组储层地质特征与压裂液伤害机理研究》文中提出低渗透油气藏由于自然产能低,必须经过压裂增产改造措施后才具有经济开采价值,所以水力压裂已成为低渗透油气藏开发和提高开采效益必不可少的技术手段。压裂作业一方面可以提高储层高导流能力,改善油气通道;另一方面压裂液进入地层后,会对储层造成伤害。因此正确合理规避压裂液对储层造成的伤害,对低渗透油气藏的高效开发具有重要意义。论文以冀东油田G94断块沙河街组低渗透储层为研究对象,针对储层地质特征认识不明确,在生产过程中暴露出的油井产能低下、压裂增产效果不明显、储层受压裂液污染等问题,深入分析沙河街组储层地质特征,明确储层潜在损害因素。在现有的评价方法基础上,改进度裂液伤害机理评价方法,并在此基础上定量评价压裂液对储层的损害程度,明确压裂液主要损害机理,为压裂液设计提供依据。主要研究成果如下:（1）冀东油田G94断块主力储层为沙河街组2、3亚段,,属扇三角洲沉积体系,储层岩性以中～细粒岩屑长石砂岩为主。填隙物含量平均为5%,以黏土矿物为主,黏土矿物以伊蒙间层和绿泥石为主。储层岩石孔隙类型以原生粒间孔和次生粒间孔为主,孔喉结构为细喉中孔。储层岩石平均孔隙度为15.1%,渗透率为21.6mD,物性较差,属低渗油藏。（2）冀东油田G94断块沙河街组储层的速敏性伤害为中偏强;水敏性伤害为中偏强;酸敏性伤害为弱;碱敏性伤害为中偏强;盐敏性伤害为中偏弱。（3）胍胶压裂液体系与清洁压裂液体系均在120℃,加温2h条件下取得良好破胶效果。压裂液动态滤失对储层损害较小,胍胶压裂液滤失系数比清洁压裂液滤失系数小。（4）改进原有的压裂液储层损害评价方法,将压裂液的损害因素分为稠化剂损害、压裂液与敏感性矿物反应性伤害、水锁伤害;并将稠化剂压裂液伤害再细分为浅层、深层与附加伤害。定量评价压裂液单一因素对储层造成的伤害,了解伤害储层的主要因素。研究表明,压裂液对储层损害的主因为稠化剂的伤害,水锁与矿化度敏感性伤害为弱,属次要伤害。稠化剂损害中,固相颗粒侵入与聚合物吸附滞留伤害占主要部分,聚合物引起的附加伤害弱。
周芸[4]（2016）在《M油藏井网重构方案研究》文中研究指明M油藏是特低渗油藏,由于储层物性差,凭借天然能量开采时产量迅速下降,2002年3月开始注水,注水初期产液量、产油量有所上升,经过多年注水开发,水驱开发效果变差,采出程度不到10%。M油藏目前采用矩形井网,共有6 口生产井,3 口注水井,水驱控制程度低,注采井网不完善,以此为背景,提出M油藏井网重构研究。本文在总结了 M油藏的构造特征、沉积特征、储层特征、油层特征、流体性质及温压系统的基础上,对M油藏进行了水驱开发效果评价。评价包括:（1）综合采用经验公式法、水驱特征曲线法、类比法、童氏图版法对可采储量及采收率进行了预测;（2）采用Arps递减法、灰色理论GM（1,1）模型对产量的递减进行了研究;（3）对含水率、含水上升率、存水率、耗水率进行了计算。在对M油藏水驱开发效果评价的基础上,利用数值模拟技术研究了 M油藏的剩余油分布规律,通过成功的历史拟合,得到了剩余油平面分布结果。结果显示:剩余油主要集中在B32、B41两个主力油层,由于采出程度低,剩余油潜力很大。对剩余油分布的影响因素研究表明,剩余油分布主要受到沉积微相、储层非均质性、断层、井网完善程度的影响。在油藏数值模拟基础上,对注采合理性和井网适应性进行了研究。确定了合理生产井流压、注水井井口最大注入压力、合理注采比、合理油水井数比、合理单井产能、合理采油速度以及合理井距。在研究井网重构方案时,利用正交方法,对井网类型、井距、产液量以及注采比等指标进行了优化,并在原有井网基础上设计了井网重构方案。本文研究结果正在现场实施,对M油藏开发、提高采收率有重要指导作用。
何斌[5]（2016）在《M15-1区块水平井开发规律及井网适应性评价》文中研究表明我国低渗透油藏分布众多,与常规油藏相比,低渗透油藏储层物性差,开采难度较大,开采程度低。利用水平井开发能够效提高低渗透油藏的开发效果。因此,研究水平井的开发规律,对水平井井网开展适应性评价,得到合理的井网形式及井网参数,对低渗透油藏经济有效的开发具有重要意义。本文以M15-1区块油藏为研究对象,开展了对水平井开发规律及井网适应性评价的研究。通过对实际油藏开发资料的统计分析,以现代油藏工程理论为研究方法,对M15-1区块的水平井开发规律进行研究,分析了保持地层压力的重要性,确定了M15-1区块的合理地层压力保持水平;研究了M15-1区块的产能特征及递减规律,确定了产量递减的主要类型;分析了M15-1区块的含水率特征,得到了含水变化规律;利用油藏工程方法和数值模拟方法对水平井井网展开适应性评价,利用油藏工程方法通过井网密度、水驱开发特征、水驱开发效果及采收率预测四个评价指标对井网适应性进行评价;利用数值模拟方法对开发指标进行预测,通过对比不同井网的开发指标进行水平井井网进行适应性评价。综合M15-1区块水平井的开发规律及井网适应性的评价结果,对水平井井网进行优化调整研究。
于柏慧[6]（2016）在《乌里雅斯太区块低渗透油藏井网优化研究》文中提出乌里雅斯太区块属于典型的低孔、特低渗油藏,储层物性差,需要压裂投产,自投入开发以来,存在井网不合理、动用程度低、产量递减快、注水不见效等问题。因此,寻求适合该区块的最佳井网对提高其开发效果有十分重要的意义。本文首先通过大量的文献调研,对国内外低渗透油藏的开发现状、井网井距优化、整体压裂的研究现状进行总结,明确了低渗透油藏开发的特征及难点。其次,利用考虑启动压力梯度的非达西渗流新模型和整体压裂数学模型,建立乌里雅斯太区块的实际数值模型,并进行生产历史拟合,进一步校正所建模型。然后,在真实可靠的数值模型基础上,结合油藏工程算法,研究不同井网类型的适应性及其对产能影响,从而优选出合理的井网形式;基于等产量一源一汇渗流理论,推导了考虑裂缝的技术极限注采井距的计算方法;考虑产能及经济上的投入产出关系计算出该区块的经济极限井距和经济最佳井距,从而给出合理的井距范围。然后,用数值模拟方法研究了储层各向异性对合理井排距比的影响;在此基础上,设计了不同的井距和排距值,结合累积产油量、采出程度及含水率等指标,优选出乌里雅斯太区块最优的井距排距组合。此外,为了优化井网与裂缝系统的匹配关系,通过数值模拟方法,对乌里雅斯太区块进行了压裂裂缝参数优化,得到了该区块最佳的压裂改造方案。最后,对该区块的注采参数进行优化研究,优选出合理的生产井井底流压及注水井注入压力。研究结果对提高乌里雅斯太区块的整体开发效果具有一定的指导意义。
刘雪芬[7]（2015）在《超低渗透砂岩油藏注水特性及提高采收率研究》文中研究表明超低渗透是低渗透的重要类型,超低渗透油气资源量在低渗透剩余可采资源量中所占比重日益增加。注水开发是低渗透／特低渗透油藏重要的开发手段,也将扩展至超低渗透砂岩油藏开发中。但超低渗透砂岩油藏孔喉细微、结构复杂,渗流能力极差、驱动困难,注入压力高、欠注现象严重,强行高压注水会对地层及注水设备的承压能力带来挑战。因此,探索超低渗透砂岩油藏注水降压增注方法十分必要。论文全面调研了低渗透砂岩油藏常用开发技术和手段,指出了现有手段和技术在超低渗透砂岩油藏中的应用潜力及待完善之处,结合超低渗透砂岩油藏地质特征和注入要求,以鄂尔多斯盆地典型超低渗透砂岩油藏长6油层为研究对象,研究了超低渗透砂岩油藏注入特性,分析了高注入压力及注水效果影响因素,提出从界面效应产生的阻力入手,研究改善超低渗透砂岩油藏降压增注方法。综合论证并揭示了界面修饰降压增注效果及机理,分析了降压增注对采收率提高的影响,进一步提出了超低渗透砂岩油藏提高采收率途径,并论证了降低界面阻力效应使采收率进一步提高的机理。系统研究了超低渗透砂岩油藏注水特性,揭示了影响其注水效果的因素。实验表明,在超低渗透砂岩油藏中单相油／水的流动为非达西渗流,两相流动时相互制约,严重影响油／水有效渗流能力,导致很高的注入阻力。物性越差、渗透率越低的岩心注入难度越大、流动压力梯度越高,超低渗透砂岩拟启动压力梯度为50-200MPa/m,存在顶点注入压力,水驱采收率为35.2%-57.7%。注入初期注入压力上升很快,采收率上升也较快。达到顶点压力后开始缓慢下降并趋于平缓,采收率增加逐渐变缓后趋于定值。过高注入压力主要来源于超低渗透储层本身极差的物性及细微孔隙结构带来的高渗流阻力、毛管效应及表面润湿特性带来的渗流阻力、储层损害等。探索了超低渗透砂岩油藏降压增注方法,明确了其界面修饰降压增注效果。从界面现象及其对超低渗透砂岩油藏降压增注的作用机理出发,提出了超低渗透砂岩油藏降压增注的基本要求及处理剂选择依据。优选了能够改变岩石表面润湿性为疏水、疏油的全氟辛基季铵盐氟化物和在低浓度下显着降低油／水界面张力（3-4个数量级）的双子表面活性剂开展降压增注评价。结果表明,氟化物作用下降压率平均28.2%、水相渗流能力提高了38.7%,且岩心渗透率越低、降压率越大；双子表面活性剂降压率平均17%、水相渗流能力提高了29.9%。两类表面活性剂溶液都没有使采收率进一步显着提高,提高幅度为0-8.4%,平均2.1%。多种微观分析综合论证并揭示了超低渗透砂岩油藏界面润湿性修饰作用和大幅降低油／水界面张力作用的降压增注机理。氟化物在岩石表面的吸附是在静电力、氢键作用和微弱色散力作用下的多层吸附,长时间高温、流散作用下,吸附结构稳定。吸附改变了岩石表面微观结构,一方面使原本油、水双亲的表面转变为油、水双疏,使其对油、水的接触角都接近90°,从而大幅度降低了毛管附加压力；另一方面界面修饰使得岩石表面能降低、固-液相互作用力降低,从而降低岩石表面对水相的束缚,降低边界层厚度、扩大渗流空间,降低了渗流阻力等,其综合作用实现了氟化物溶液对超低渗透砂岩油藏降压增注。双子表面活性剂通过大幅度降低油／水界面张力从而较大程度地降低毛管附加压力,起到降压增注效果。分析了超低渗透砂岩油藏注水高含水后期注表活剂溶液虽能有效降压增注而很难再进一步明显提高采收率的原因,,提出了在水流优势通道形成前注入具有界面修饰和大幅降低油／水界面张力作用的表活剂溶液既能有效降压增注又能进一步明显提高采收率、且注入时机早点更好的观点。高含水后期再注表活剂溶液,溶液作用于已形成的水优势通道而更进一步降低了优势通道的注入阻力,使驱替液更易沿着该优势通道流动,无法扩大波及体积。由于优势通道内水驱油已较彻底,这种情况下注表活剂溶液,采收率提高不多或没有提高。研究表明,表活剂溶液注入时机对采收率影响较大,优势通道形成前注表活剂溶液比高含水后期注入时的降压率提高了6.4%-16.4%、采收率提高了15%-33.6%,且注入时机越提前,其降压增注和提高采收率的效果越好。界面润湿修饰和大幅度降低油-水界面张力的表活剂均具有上述效果,且两种体系的复合溶液,既具有较高的表面活性也能够改变固体表面性质,在保持两种功能情况下可协同增效,降低使用浓度,故复合溶液效果较好于单一表活剂溶液驱油效果。提出并论证了在超低渗透砂岩油藏中具有界面修饰和大幅降低油／水界面张力作用的表活剂可以显着扩大驱替液的波及效率。早于水流优势通道形成前注表活剂溶液,由于降低油／水界面张力和改变岩石表面润湿性都可大幅度降低界面效应产生的各种阻力,降低毛管驱替差异、增加更多毛管参与渗流的机会,从而提高了驱替相波及系数,使得采收率进一步显着提高。论文取得的成果和认识为超低渗透砂岩油藏注水提供了新视角,为探索超低渗透砂岩油藏降压增注及提高采收率方法提供了新方向。
钟宝鸿[8]（2015）在《东仁沟注水示范区综合治理方案》文中进行了进一步梳理定边采油厂东仁沟油区C1-C3、C4+5、C6-C8共5个油层具有薄单层、低孔隙度、低渗透率、低油层压力和层内、层间非均质性强等特点,很长时间主要应用裸眼完井,依靠天然能量进行采油,压力下降较快,油区天然能量亏空比较严重,总体产油量较低,油藏开发效果较差。为了油藏的高效开发,研究区进行了整体注水开发,但产量变化不大,含水率上升较快,所以对研究区注水动态与高效开发技术急需进行深入分析研究。本文首先对研究区储层特征与地质特征进行分析研究;其次,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的递减规律,并对注采、井网系统分析研究;再次,对研究区内的注水情况进行分析,对注水见效、注水利用的状况分析研究;计算研究区水驱储量的动用程度,结合实际情况对研究区最终的采收率分析预测;确定研究区合理的注水量、开采速度和注采比;综合评价了目前的注水开发效果。通过这些研究,认为研究区属河流相,孔隙类型为中孔-细喉型和中、小孔-微细喉型且非均质性较强;通过分析形成一套适合油田地层和开发特点的开发调整技术,使油田采出程度得到增加。
胡宗保,舒玮,王若东,陈志宏,陈军,鱼岗[9]（2015）在《对姬塬油田注采集输系统结垢防治工艺实验研究》文中认为首先分析了姬塬油田结垢分布特征,其次基于此,提出了油井和地面集输系统结垢的防治方法,并通过实验给出了注水地层,集输系统和注水井的防治效果,最后得出的结论是:注水站、单井和集输站投加化学防垢剂技术和采油井挤注法清防垢是治理注采、集输地层和油层近井地带结垢伤害的经济、易行、高效的方法。筛选定型的高效防垢剂瞵基丁烷三羧酸（PBTCA）作为矿场投加药剂,除具有高效防垢性能外还具有优异的稳铁、防膨功能,对生产系统无腐蚀和提高地层渗流能力。
张峰志[10]（2014）在《底水油层控水压裂机理及工艺参数优化 ——以WQ探区底水油层为例》文中指出WQ探区储层属于侏罗系延安组油藏，在平面上呈零星状分布，砂体横向连通性差，纵向上为正旋回沉积，底水活跃，常规水力压裂时易出现含水高的现象，油井初产高、含水上升快、开发效果差、采收率低。因此必须对研究区底水油层进行控水压裂机理及工艺参数优化的研究，对提高该区储层单井产量具有十分重要的意义。对WQ探区延9、延10储层地质特征进行分析后，认为属于低孔低渗薄差储层，层间和层内非均质性比较强，延9储层孔隙度在1116%之间，平均渗透率1.52×10-3μm2，延10储层孔隙度在1218%之间，平均渗透率1.56×10-3μm2；对影响裂缝扩展不可控因素和可控因素研究后认为储隔层应力差和施工排量是控缝高的主要影响因素，不可控因素包括地层主应力、杨氏模量、泊松比等储层物性，可控因素包括射孔参数、下沉剂加量、施工排量、前置液、加砂量等施工参数；对储层控水压裂机理及早期压裂工艺参数研究后认为射开程度5060%，储层施工排量0.81m3/min均存在不合理性，具有进一步优化提升压裂效果的空间；根据以上研究的结果，对储层压裂工艺参数进行优化，认为射孔位置应位于产层顶部或中上部，其中孔密为16孔/m，小排量为0.50.8m3/min，小砂量15m3，小砂比为1525%，前置液占比为2030%；对以上优化后的施工工艺参数进行了现场应用，表明措施效果显着，含水率降低了7%，增产倍比为10.1，增产效果显着。
二、张天渠油田压裂效果评价（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、张天渠油田压裂效果评价（论文提纲范文）
（1）鄂尔多斯盆地东缘矿井水深部转移存储机理研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 变量注释表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 地下水回灌国内外研究进展 |
| 1.3 水力压裂国内外研究进展 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 2 研究区水文地质 |
| 2.1 区域地下水系统 |
| 2.2 区域补径排条件 |
| 2.3 母杜柴登矿区水文地质条件 |
| 2.4 矿井水 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 宝塔山砂岩与刘家沟组地层特征 |
| 3.1 宝塔山砂岩区域宏观特征 |
| 3.2 刘家沟组地层区域特征 |
| 3.3 MC-1井宝塔山砂岩微观特征 |
| 3.4 MC-1井刘家沟组砂岩微观特征 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 宝塔山砂岩水与刘家沟组砂岩水水质特征 |
| 4.1 宝塔山砂岩水 |
| 4.2 刘家沟组砂岩水 |
| 4.3 本章小结 |
| 5 刘家沟组低孔低渗砂岩水力压裂增透技术机理 |
| 5.1 水力压裂增透技术概述 |
| 5.2 水力压裂增透过程分析 |
| 5.3 砂岩水力压裂增透微细观结构破坏演化 |
| 5.4 砂岩水力压裂增透过程渗透率变化和评估 |
| 5.5 砂岩水力压裂增透效果 |
| 5.6 储水层天然裂缝与高压矿井水回灌诱导裂缝 |
| 5.7 本章小结 |
| 6 高矿化度矿井水深层转移存储潜力 |
| 6.1 转移存储成井技术要求 |
| 6.2 MC-1井水位恢复 |
| 6.3 MC-1孔注水试验 |
| 6.4 矿井水转移存储潜力 |
| 6.5 矿井水转移存储数值模拟 |
| 6.6 本章小结 |
| 7 矿井水转移存储的环境影响分析 |
| 7.1 矿井水转移存储地下水流场时空演化 |
| 7.2 矿井水转移存储过程温度演化 |
| 7.3 矿井水转移存储区域水化学时空演化 |
| 7.4 矿井水转移存储对水资源存储的意义 |
| 7.5 本章小结 |
| 8 结论与展望 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 展望和问题 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（2）鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abatract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状分析 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 研究区概况 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 区域构造背景 |
| 第三章 地层与构造特征 |
| 3.1 地层划分 |
| 3.2 构造特征 |
| 第四章 沉积相研究 |
| 4.1 沉积相划分 |
| 4.2 沉积相类型 |
| 4.3 沉积相平面展布特征 |
| 第五章 储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.2 孔隙特征 |
| 5.2.1 孔隙类型 |
| 5.2.2 孔隙结构 |
| 5.3 成岩作用特征 |
| 5.4 物性特征 |
| 5.5 敏感性 |
| 5.6 非均质性 |
| 5.6.1 储层隔夹层研究 |
| 5.6.2 渗透率非均质性 |
| 5.7 储层评价 |
| 第六章 油藏特征 |
| 6.1 流体性质 |
| 6.2 地层温度与压力 |
| 6.3 油藏类型 |
| 第七章 注水开发效果评价 |
| 7.1 开发现状 |
| 7.1.1 开发历程划分 |
| 7.1.2 生产现状 |
| 7.1.3 开发潜力区分类 |
| 7.2 注水开发效果评价 |
| 7.2.2 水驱特征研究 |
| 7.2.3 储量控制及动用分析 |
| 7.2.4 见效特征 |
| 7.2.5 地层能量保持状况 |
| 7.2.6 含水上升规律研究 |
| 7.2.7 井网适应性分析 |
| 7.2.8 注水效果控制因素分析 |
| 7.2.9 综合评价 |
| 第八章 开发方案优化 |
| 8.1 井网调整思路 |
| 8.2 原开发方案分析 |
| 8.3 开发方案部署 |
| 8.4 采收率预测 |
| 8.5 开发潜力区分析 |
| 8.6 实施要求 |
| 8.6.1 整体实施安排 |
| 8.6.2 钻井要求 |
| 8.6.3 射孔及投产要求 |
| 8.6.4 动态监测要求 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）冀东油田G94断块沙河街组储层地质特征与压裂液伤害机理研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗储层地质特征 |
| 1.2.2 压裂液性能评价方法 |
| 1.2.3 压裂液对储层伤害机理研究 |
| 1.2.4 压裂液损害评价方法 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.4 工作量统计 |
| 1.5 研究成果 |
| 第2章 储层地质特征 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 构造与地层特征 |
| 2.3 沉积相特征与物源特征 |
| 2.4 岩石学特征 |
| 2.4.1 碎屑成分 |
| 2.4.2 填隙物 |
| 2.5 物性特征 |
| 2.6 储集空间特征和储层分类 |
| 2.6.1 孔隙类型 |
| 2.6.2 储层分类及其孔隙结构特征 |
| 2.7 油藏特征 |
| 2.7.1 油水性质 |
| 2.7.2 温压系统 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 储层敏感性实验评价 |
| 3.1 速敏敏感性评价 |
| 3.1.1 评价方法 |
| 3.1.2 实验结果 |
| 3.1.3 损害机理分析 |
| 3.2 水/盐敏性评价 |
| 3.2.1 实验方法 |
| 3.2.2 水敏实验结果 |
| 3.2.3 盐敏实验结果 |
| 3.3 酸敏性评价实验 |
| 3.3.1 实验方法 |
| 3.3.2 实验结果 |
| 3.3.3 损害机理分析 |
| 3.4 碱敏实验评价 |
| 3.4.1 实验流程 |
| 3.4.2 实验结果 |
| 3.4.3 损害机理分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 压裂液体系性能评价 |
| 4.1 压裂液体系分类 |
| 4.2 压裂液破胶实验 |
| 4.2.1 压裂液的配方与配置方法 |
| 4.2.2 压裂液破胶试验方法 |
| 4.2.3 压裂液破胶实验结果 |
| 4.3 动态滤失实验评价 |
| 4.3.1 实验原理与方法 |
| 4.3.2 实验结果 |
| 4.3.3 影响因素分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 压裂液伤害机理实验评价研究 |
| 5.1 压裂液伤害机理研究现状 |
| 5.2 压裂液与储层矿物适应性评价 |
| 5.2.1 实验原理与方法 |
| 5.2.2 实验结果 |
| 5.2.3 影响因素分析 |
| 5.3 水锁效应 |
| 5.3.1 实验机理与方法 |
| 5.3.2 实验结果 |
| 5.3.3 影响因素分析 |
| 5.4 压裂液稠化剂对储层损害机理研究 |
| 5.4.1 浅层带伤害机理 |
| 5.4.2 深层带聚合物滞留吸附伤害实验评价 |
| 5.4.3 附加伤害实验 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（4）M油藏井网重构方案研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 开发效果评价 |
| 1.2.2 剩余油分布 |
| 1.2.3 井网适应性 |
| 1.3 本文研究目标及技术路线 |
| 1.3.1 本文研究目标 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第2章 M油藏概况 |
| 2.1 M油藏概况 |
| 2.2 M油藏构造特征 |
| 2.3 M油藏沉积特征 |
| 2.3.1 沉积微相类型及特征 |
| 2.3.2 沉积微相平面分布特征 |
| 2.4 M油藏储层特征 |
| 2.4.1 储层性质 |
| 2.4.2 储层展布 |
| 2.5 M油藏油层特征 |
| 2.5.1 油层展布 |
| 2.5.2 油层非均质性 |
| 2.6 M油藏流体性质及压力系统 |
| 2.6.1 原油性质 |
| 2.6.2 天然气性质 |
| 2.6.3 地层水性质 |
| 2.6.4 温压系统 |
| 第3章 M油藏开发效果评价 |
| 3.1 M油藏开发特征 |
| 3.1.1 开发历程及现状 |
| 3.1.2 注水见效分析 |
| 3.2 M油藏可采储量及储量动用程度评价 |
| 3.2.1 采收率及可采储量 |
| 3.2.2 水驱储量控制程度 |
| 3.2.3 剩余可采储量采油速度 |
| 3.3 M油藏产量变化规律及压力保持水平 |
| 3.3.1 Arps递减 |
| 3.3.2 灰色理论GM(1,1)模型分析 |
| 3.3.3 产量递减规律分析方法适应性评价 |
| 3.3.4 地层压力保持水平研究 |
| 3.4 M油藏含水变化规律及注水利用率评价 |
| 3.4.1 含水率—采出程度 |
| 3.4.2 含水上升率预测 |
| 3.4.3 存水率 |
| 3.4.4 耗水率 |
| 第4章 M油藏剩余油分布研究 |
| 4.1 M油藏油藏数值模拟 |
| 4.1.1 数值模拟模型建立 |
| 4.1.2 生产动态历史拟合 |
| 4.2 M油藏剩余油分布研究 |
| 4.2.1 平面剩余油分布规律 |
| 4.2.2 纵向剩余油分布规律 |
| 4.2.3 影响因素分析 |
| 第5章 M油藏注采系统合理性研究 |
| 5.1 M油藏生产井流压界限 |
| 5.2 M油藏最大注入压力 |
| 5.3 M油藏合理注采比研究 |
| 5.3.1 注采比与水油比关系法 |
| 5.3.2 注采平衡法 |
| 5.3.3 合理注采比的确定 |
| 5.4 M油藏合理油水井数比研究 |
| 5.4.1 吸水、产液指数法 |
| 5.4.2 吸水、产液指数及注采比法 |
| 5.4.3 吸水、产液指数比及注采压差法 |
| 5.4.4 合理油水井数比的确定 |
| 5.5 M油藏合理产能 |
| 5.5.1 采油强度法 |
| 5.5.2 产量递减法 |
| 5.5.3 合理产能的确定 |
| 5.6 M油藏合理采油速度研究 |
| 5.6.1 采油速度与流动系数关系法 |
| 5.6.2 采油速度和井网密度关系 |
| 5.6.3 综合经验关系法 |
| 第6章 M油藏井网重构方案研究 |
| 6.1 M油藏合理井距 |
| 6.1.1 经验公式法 |
| 6.1.2 油层钻遇率法 |
| 6.1.3 经济极限、经济合理法 |
| 6.1.4 类比法 |
| 6.1.5 合理井距的确定 |
| 6.2 M油藏井网重构方案研究 |
| 6.2.1 部署思路原则 |
| 6.2.2 方案指标优化 |
| 6.2.3 方案指标预测 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的学术论文 |
（5）M15-1区块水平井开发规律及井网适应性评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRAC T |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景、研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第2章 M15-1 区块油藏特征与勘探开发简况 |
| 2.1 油藏地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层与流体特征 |
| 2.3.1 储层特征 |
| 2.3.2 油水分布特征及油藏类型 |
| 2.3.3 储层流体性质 |
| 2.4 应力方向 |
| 2.5 温度和压力系统 |
| 2.6 勘探开发简况 |
| 2.6.1 地震工作 |
| 2.6.2 钻井工作 |
| 2.6.3 储量提交及评价成果 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 M15-1 区块水平井开发规律 |
| 3.1 地层压力保持水平 |
| 3.1.1 保持地层压力的重要性 |
| 3.1.2 合理地层压力保持水平 |
| 3.1.3 压力变化分析 |
| 3.2 产能特征及递减规律 |
| 3.2.1 产量理论研究 |
| 3.2.2 单井初期及目前产能 |
| 3.2.3 全区产能特征 |
| 3.2.4 产量递减规律 |
| 3.3 含水变化规律 |
| 3.3.1 单井初期及目前含水率 |
| 3.3.2 全区含水率分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 M15-1 区块水平井井网适应性评价 |
| 4.1 水平井适应性分析 |
| 4.1.1 水平井开发优势分析 |
| 4.1.2 水平井开发的油藏条件分析 |
| 4.1.3 含油层段分析 |
| 4.2 井网形式划分 |
| 4.3 油藏工程方法评价井网适应性 |
| 4.3.1 井网密度评价 |
| 4.3.2 水驱开发特征分析 |
| 4.3.3 水驱开发效果评价 |
| 4.3.4 采收率计算分析 |
| 4.3.5 综合评价井网适应性 |
| 4.4 油藏数值模拟评价井网适应性 |
| 4.4.1 数值模型建立 |
| 4.4.2 历史拟合 |
| 4.4.3 开发指标分析 |
| 4.4.4 综合评价井网适应性 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 M15-1 区块水平井井网优化调整研究 |
| 5.1. 注采井网形式优化 |
| 5.1.1 注采方式优化 |
| 5.1.2 井网形式优化 |
| 5.2 水平井注采井网参数优化 |
| 5.2.1 水平段长度优化 |
| 5.2.2 水平段方向优化 |
| 5.2.3 井距排距优化 |
| 5.2.4 注采强度优化 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间参与的科研任务与主要成果 |
| 致谢 |
（6）乌里雅斯太区块低渗透油藏井网优化研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透油藏开发现状 |
| 1.2.2 低渗透油藏井网井距优化 |
| 1.2.3 整体压裂研究现状 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 低渗透油藏压裂井数学模型 |
| 2.1 油藏数学模型 |
| 2.2 裂缝数学模型 |
| 2.3 模型初始条件和边界条件 |
| 2.3.1 初始条件 |
| 2.3.2 边界条件 |
| 2.4 求解方法 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 乌里雅斯太区块特征及模型建立 |
| 3.1 地质特征概述 |
| 3.2 油藏特征 |
| 3.2.1 油藏分布特征 |
| 3.2.2 地层原油性质 |
| 3.2.3 油藏温度与压力系统 |
| 3.3 区块开发现状 |
| 3.4 乌里雅斯太区块数值模型的建立 |
| 3.5 生产历史拟合 |
| 3.5.1 太53断块储量拟合 |
| 3.5.2 太53断块开发动态拟合 |
| 第4章 乌里雅斯太区块井网参数优化 |
| 4.1 井网形式优选 |
| 4.1.1 井网适应性分析 |
| 4.1.2 不同井网对生产动态的影响 |
| 4.2 合理井网密度和井距的确定 |
| 4.2.1 技术极限井距 |
| 4.2.2 经济井距 |
| 4.2.3 乌里雅斯太断块井网密度和井距的确定 |
| 4.3 各向异性井网井排距比优化 |
| 4.3.1 方案设计 |
| 4.3.2 合理井排距比优化研究 |
| 4.4 井距排距值优化 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 乌里雅斯太区块整体压裂优化研究 |
| 5.1 注水井裂缝参数优化 |
| 5.1.1 注水井压裂缝长比优化 |
| 5.1.2 注水井压裂裂缝导流能力优化 |
| 5.2 油井裂缝参数优化 |
| 5.2.1 边井裂缝参数优化 |
| 5.2.2 角井裂缝参数优化 |
| 5.3 整体压裂正交优化设计 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 生产井井底流压优化 |
| 5.4.2 注水井井底压力优化 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）超低渗透砂岩油藏注水特性及提高采收率研究（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 低渗透油藏分类 |
| 1.3 低渗透砂岩油藏开发研究及技术进展 |
| 1.3.1 低渗透砂岩油藏注水开发进展 |
| 1.3.2 低渗透砂岩油藏注气开发进展 |
| 1.3.3 低渗透砂岩油藏储层改造进展 |
| 1.3.4 低渗透砂岩油藏三次采油现状 |
| 1.4 超低渗透砂岩油藏注水开发存在的主要问题 |
| 1.5 论文的研究目标、研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 研究目标 |
| 1.5.2 研究内容与技术路线 |
| 1.6 论文主要创新点 |
| 第2章 超低渗透砂岩油藏注入特性研究 |
| 2.1 超低渗透砂岩油藏单相渗流特征 |
| 2.1.1 实验方法 |
| 2.1.2 实验结果 |
| 2.2 超低渗透砂岩油藏两相渗流特征 |
| 2.2.1 实验方法 |
| 2.2.2 实验结果 |
| 2.3 超低渗透砂岩油藏注水特性 |
| 2.3.1 实验方法 |
| 2.3.2 实验结果 |
| 2.4 超低渗透砂岩油藏注水特性影响因素分析 |
| 2.4.1 储层物性 |
| 2.4.2 孔隙类型与孔隙结构 |
| 2.4.3 储层岩石表面润湿性 |
| 2.4.4 储层敏感性矿物 |
| 2.4.5 流体性质 |
| 2.5 储层潜在损害评价 |
| 2.5.1 水相圈闭损害 |
| 2.5.2 储层流体敏感性损害 |
| 2.5.3 储层应力敏感性损害 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 超低渗透砂岩油藏降压增注方法研究 |
| 3.1 油藏常用降压增注手段 |
| 3.1.1 储层改造 |
| 3.1.2 储层岩石表面改性 |
| 3.1.3 水平井配套技术 |
| 3.2 超低渗透砂岩油藏降压增注基本要求 |
| 3.3 降压增注表面活性剂选择依据 |
| 3.3.1 油/水界面张力测试 |
| 3.3.2 润湿接触角测试 |
| 3.4 表面活性剂降压增注效果评价 |
| 3.4.1 实验方法 |
| 3.4.2 实验结果 |
| 3.4.3 有效作用时间 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 表面活性剂降压增注机理 |
| 4.1 氟化物分子结构及表面活性 |
| 4.1.1 氟化物分子结构及稳定性 |
| 4.1.2 氟化物表面活性 |
| 4.2 氟化物在界面的吸附规律 |
| 4.2.1 动态油/水界面张力 |
| 4.2.2 固-液界面吸附特性 |
| 4.2.3 影响吸附的环境因素分析 |
| 4.3 氟化物在矿物表面吸附的作用方式 |
| 4.3.1 单矿物表面吸附的FTIR表征 |
| 4.3.2 单矿物表面吸附的X光电子能谱分析 |
| 4.3.3 全岩上氟化物吸附的FTIR表征 |
| 4.4 氟化物在岩石表面吸附的形貌与厚度 |
| 4.5 注氟化物溶液时的吸附量测定及其吸附稳定性 |
| 4.5.1 动态吸附规律分析 |
| 4.5.2 注入时的吸附量及其在孔喉表面吸附的稳定性 |
| 4.6 氟化物界面润湿修饰降压增注机理 |
| 4.6.1 吸附层表面润湿性 |
| 4.6.2 吸附层微观结构与表面能 |
| 4.6.3 固-液吸附粘结力 |
| 4.7 低界面张力体系降压增注机理 |
| 4.8 本章小结 |
| 第5章 超低渗透砂岩油藏提高采收率方法 |
| 5.1 油饱和形式对采收率的影响 |
| 5.1.1 实验方法 |
| 5.1.2 降压程度分析 |
| 5.1.3 提高采收率分析 |
| 5.2 扩大波及体积方法研究 |
| 5.2.1 超前表面活性剂溶液驱 |
| 5.2.2 注水顶点压力前转表面活性剂溶液驱 |
| 5.3 低界面张力与润湿修饰体系复合效果 |
| 5.3.1 复配比例选择 |
| 5.3.2 不同体系降压增注及提高采收率评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 表面活性剂提高超低渗透砂岩油藏采收率机理 |
| 6.1 注氟化物溶液的岩心润湿性 |
| 6.2 低界面张力与润湿修饰对相渗的影响 |
| 6.3 表面活性剂提高采收率机理——扩大波及体积 |
| 6.3.1 降低界面张力 |
| 6.3.2 界面润湿性修饰 |
| 6.3.3 乳化作用 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）东仁沟注水示范区综合治理方案（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 问题提出 |
| 1.4 研究的主要内容及创新点 |
| 1.4.1 研究的主要内容 |
| 1.4.2 主要技术路线 |
| 1.4.3 主要创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 油田概况 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 地层发育概况 |
| 2.2.2 地层划分及对比 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.3.1 区域构造背景 |
| 2.3.2 微构造特征 |
| 第三章 沉积微相研究 |
| 3.1 区域沉积背景 |
| 3.2 长 2、延10及延9油层组沉积相分析 |
| 3.2.1 沉积相类型及微相划分 |
| 3.2.2 沉积微相的平面展布 |
| 第四章 储层特征 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.2 储层物性特征 |
| 4.2.1 储层物性的一般特征 |
| 4.2.2 储层物性解释模型 |
| 4.2.3 储层物性的宏观分布特征 |
| 4.3 储层孔隙结构特征 |
| 4.3.1 孔隙类型 |
| 4.3.2 孔喉大小及分布 |
| 4.4 储层非均质性特征 |
| 4.4.1 层内非均质性 |
| 4.4.2 层间非均质性 |
| 4.4.3 平面非均质性 |
| 第五章 油藏特征及储量复算 |
| 5.1 油藏特征 |
| 5.1.1 流体性质 |
| 5.1.2 油藏类型及特征 |
| 5.2 储量复算 |
| 第六章 注水示范区注水开发效果评价 |
| 6.1 注水示范区开发概况和开发历程 |
| 6.2 注水示范区开发现状 |
| 6.2.1 油井生产现状 |
| 6.2.2 注水现状 |
| 6.3 注水示范区注水利用率分析 |
| 6.4 注水示范区耗水率分析 |
| 6.5 注水示范区注水方式与注采井网的适应性评价 |
| 6.5.1 注采对应关系分析 |
| 6.5.2 注水井吸水状况分析 |
| 6.5.3 含水上升规律 |
| 6.5.4 结论 |
| 6.6 注水示范区注水压力系统适应性评价 |
| 6.6.1 油井井底流压评价 |
| 6.6.2 注水井合理井底流动压力评价 |
| 6.6.3 结论 |
| 第七章 东仁沟注水示范区（延 10）综合治理方案设计 |
| 7.1 注水示范区注水井治理 |
| 7.2 转注延10的关停油井，改变水流方向，改善开发效果 |
| 7.3 转注边缘高含水油井，将注入水向构造高部位推进，改变水流方向，改善开发效果 |
| 7.4 尝试小分子量聚合物驱，提高驱替效率，改善开发效果 |
| 7.5 尝试低浓度表面活性剂驱替，提高驱替效率，改善开发效果 |
| 第八章 主要结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文 |
（9）对姬塬油田注采集输系统结垢防治工艺实验研究（论文提纲范文）
| 1姬塬油田结垢分布特征 |
| 1.1注水地层结垢分布 |
| 1.2油井及地面集输系统结垢分布 |
| 2姬塬油田注采集输系统结垢防治方法 |
| 2.1治理区块概况 |
| 2.2药剂选型及性能评价 |
| 2.3防垢工艺技术方法 |
| 2.3.1地层防垢工艺 |
| a.注水地层深部结垢防治 |
| b.新井投注时挤注防垢剂段塞 |
| c.油井挤注清防垢剂[3] |
| d、效果跟踪 |
| 2.3.2地面集输系统治理工艺方法 |
| a.站内防垢 |
| b.井组集油管线防垢工艺 |
| 3实施效果 |
| 3.1注水地层防治效果分析[4] |
| 3.2集输系统防治效果分析 |
| 3.3油水井措施效果分析 |
| 3.3.1油水井挤注措施效果分析 |
| 3.3.2复合防垢工艺措施效果分析 |
| 4结束语 |
（10）底水油层控水压裂机理及工艺参数优化 ——以WQ探区底水油层为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 控水压裂工艺技术发展现状 |
| 1.2.2 压裂工艺参数研究现状 |
| 1.3 研究方法和主要内容 |
| 1.3.1 研究方法与技术路线 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 地质特征 |
| 2.1 区域地质简况 |
| 2.2 地层格架特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 地层岩性特征 |
| 2.3 构造地质特征 |
| 2.4 沉积特征研究 |
| 2.5 储层特征研究 |
| 2.5.1 储层岩石学特征 |
| 2.5.2 储层孔隙特征 |
| 2.5.3 储层物性特征 |
| 2.5.4 储层非均质性 |
| 2.5.5 储层敏感性特征 |
| 2.6 油藏特征研究 |
| 2.6.1 流体性质特征 |
| 2.6.2 油水分布特征 |
| 2.6.3 地层原始压力及温度特征 |
| 2.6.4 油藏剖面特征 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 控水压裂机理研究 |
| 3.1 控水压裂机理 |
| 3.2 控缝高技术 |
| 3.3 控水压裂工艺方法 |
| 3.4 控水压裂的影响因素 |
| 3.4.1 压裂软件介绍 |
| 3.4.2 地应力对裂缝扩展的影响 |
| 3.4.3 储隔层应力差对裂缝扩展的影响 |
| 3.4.4 岩石力学参数对裂缝扩展的影响 |
| 3.4.5 压裂工艺参数对裂缝扩展的影响 |
| 3.5 控水压裂选井选层原则 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 压裂工艺参数优化 |
| 4.1 压裂优化设计原则 |
| 4.2 裂缝形态的判断 |
| 4.3 控水压裂工艺参数优化 |
| 4.3.1 射孔参数优化 |
| 4.3.2 施工排量优化 |
| 4.3.3 下沉剂加量优化 |
| 4.3.4 裂缝长度优化 |
| 4.3.5 无因次导流能力优化 |
| 4.3.6 前置液量优化 |
| 4.3.7 携砂液量及加砂量优化 |
| 4.3.8 砂比优化 |
| 4.3.9 加砂程序优化 |
| 4.3.10 顶替液量优化 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 现场应用 |
| 5.1 典型井分析 |
| 5.1.1 W37 井控水压裂施工 |
| 5.1.2 W138 井控水压裂施工 |
| 5.2 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
| 详细摘要 |
四、张天渠油田压裂效果评价（论文参考文献）
- [1]鄂尔多斯盆地东缘矿井水深部转移存储机理研究[D]. 陈歌. 中国矿业大学, 2020
- [2]鄂尔多斯盆地志丹油田Z240-170井区长4+5-长6储层开发方案优化[D]. 王进博. 西北大学, 2019(01)
- [3]冀东油田G94断块沙河街组储层地质特征与压裂液伤害机理研究[D]. 龚冲. 西南石油大学, 2016(01)
- [4]M油藏井网重构方案研究[D]. 周芸. 西南石油大学, 2016(03)
- [5]M15-1区块水平井开发规律及井网适应性评价[D]. 何斌. 燕山大学, 2016(12)
- [6]乌里雅斯太区块低渗透油藏井网优化研究[D]. 于柏慧. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [7]超低渗透砂岩油藏注水特性及提高采收率研究[D]. 刘雪芬. 西南石油大学, 2015(03)
- [8]东仁沟注水示范区综合治理方案[D]. 钟宝鸿. 西安石油大学, 2015(06)
- [9]对姬塬油田注采集输系统结垢防治工艺实验研究[J]. 胡宗保,舒玮,王若东,陈志宏,陈军,鱼岗. 辽宁化工, 2015(10)
- [10]底水油层控水压裂机理及工艺参数优化 ——以WQ探区底水油层为例[D]. 张峰志. 西安石油大学, 2014(05)