一、间歇试采井产能预测方法（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》文中进行了进一步梳理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。
李文强[2]（2020）在《沁水盆地郑庄区块煤层气直井排采制度优化研究》文中认为本论文在总结国内外学者研究煤层气各个阶段排采制度与地质效应、排采理论的基础上,运用煤层气地质与开发工程的理论和技术,针对沁水盆地郑庄区块煤层气井各个排采阶段的排采表现及其影响因素进行系统分析,研究各个排采阶段产生的地质效应及其产能耦合关系,最终提出优化排采工作制度的原则和手段。所取得的主要成果如下。研究区煤层气井可分为六个阶段,即排水降压阶段、降压解吸阶段、降压提产阶段、稳产阶段、递减阶段以及废弃阶段六个排采阶段。速敏效应在排水降压阶段容易产生,高排水速率、排采间断,容易引起煤粉的堵塞和堆积降低渗透率。储层应力敏感效应及气体滑脱效应易在降压解吸阶段、降压提产、稳产阶段出现,裂缝闭合、孔喉通道的堵塞致使渗透率降低。单相水流阶段速敏效应可以改善煤层渗流通道,同时可造成煤粉堵塞渗流通道或进入泵筒中造成排采间断。气液两相流阶段储层应力敏感造成裂缝闭合,降低渗透率,煤层产水量、产气量大幅下降,降压解吸面积不能向远端传递,抑制了单井控制面积扩展,造成煤层气井长期低产。气相流阶段气体滑脱效应、应力敏感相互作用,煤层气产气量达到高峰。累计产气量逐渐升高,可采储量、储层压力逐渐降低至废弃压力。采取严格控制动液面下降幅度,在避免应力敏感、速敏效应的发生。增加单相水流阶段的累计产水量,形成最佳的渗流通道和扩大压降漏斗的范围。气水两相流阶段采取定量化管控,气相流阶段保持流压稳定。实验多种排采管控制度,通过研究地质因素与排采制度的内在联系,为高效煤层气开发制定科学决策,进一步提高煤层气单井产气量。
王丽萍[3]（2019）在《埕北低断阶区沙二段油藏特征与开发对策研究》文中进行了进一步梳理埕北低断阶区位于大港油田南部滩海区,探明地质储量14000万吨,是油田勘探开发的重点地区之一。针对本区储层薄互发育、物性差的难点,本论文对埕北低断阶区沙二段油藏特征展开研究并提出合理的开发对策。通过基础地质概况及研究区地质特征研究分析,分析沉积微相为控制精细刻画储层分布特征分析;并将前期研究成果模型化,建立研究区三维地质模型;然后,通过典型区块的地质参数,开展油藏工程理论为基础的开采参数和开发方案的相关研究;同时,以真实地质模型为基础,利用油藏数值模拟技术,对研究区开展合理的开发方案及开采参数优化研究,最后预测实际区块的开发效果。采用解释的地质资料建立三维地质模型,包括构造、断层、沉积相及储层物性参数（孔隙度、渗透率、饱和度、净毛比等）模型,为数值模拟工作奠定基础。然后,在开发方式可行性研究中,对比枯竭式、人工补充能量式注水开发等开发方式。注水开发可行性研究中,分别优化了合理注采比和注水时机,取数值模拟注采比为下限值,认为埕北低断阶注采比应达到1.0-1.5甚至更高,累积注采比应大于1.2;埕北低断阶区最适宜的注水方式为超前注水3个月,建议采用超前注水方式（超前3个月）开发该油藏。然后,对三个不同的井区开展开发井网研究分析,数值模拟结果显示,井区合理井网在16-25口/km2比较合适。结合油藏工程论述的开发原则、合理开发方式、布井方式以及井距排距等指标,初步设计了4个开发方案,均为五点法直井井网。对各方案的产油量和综合含水指标预测分析及评价,优选出方案4作为研究区最佳开发方案,累积采油量1133.78万吨,综合含水率85.40%,采出程度21.35%。根据研究区块实际情况及数值模拟结果,初步建议埕北低断阶区沙二段以五点井网直井注水、400 m×100 m井网压裂后进行开发,同时考虑超前3个月注水并适当提高注采比为1.2:1。本文研究结果将在十五年内为大港油田上产500万吨提供一定的依据。
吴猛[4]（2019）在《长宁页岩气田地面集输与处理工艺方案研究》文中提出页岩气田集输和处理系统具有体系庞大,管网架设复杂,工艺设备众多且分散等特点。根据页岩气发展总体规划,到2020年长宁区块建成年产量达到50×108m3/a,并通过井间接替稳产,形成中国石油页岩气开发配套技术。在之前的建设过程中,出现管径、管壁选择过大,工艺设备除砂能力不足,设备撬装化程度不高导致重复建设浪费等问题。本文以长宁页岩气区块作为研究对象,针对目前开采页岩气的难点,调研国内外页岩气地面工程建设现状,建立一套页岩气的地面工程开发方案,主要研究工作如下:（1）调研国内外页岩气开发概况、勘探开发现状、地面集输布局、设备及工艺、我国页岩气田开采特点等研究成果;总结页岩气开发单井产量变化大、集输管网布局及工艺设备选型困难、在设计初期需要考虑增压开采等一系列问题;（2）收集目标气田的地理周边环境,分析气藏开发方案、井位布置及产量预测数据,根据井区位置、产量及市场分析,建立外输方案模型,通过管网工况模拟计算,确定区块间气流总体方向,确定有利于主力区块生产的外输整体方案,复核外输节点站最低压力需求;（3）根据外输节点压力,确定井区集输管网压力级制;建立气田内部集输总体工艺方案和各井区内部枝状+放射状集输管网布局方案;通过井区排产及产量衰减规律分析,确定气田增压布局方案和压缩机选型;完成井区集输管道水力计算,确定各井区集输管道工艺参数和选型;通过防腐比选和保护电流密度计算,确定管道防腐措施;分析各站点功能,丛式井站、集气站、脱水站站场主要工艺流程;通过井口及管网热力计算,提出采用移动脱水撬和加注乙二醇的方式防止关井复产井口水合物的产生;明确通过井区间气量调配的方式,在井区内建脱水站进行脱水处理;（4）规划气田整体自动控制系统框架设计,实现长宁页岩气区块站场的自动化控制、远程监控,形成气田“模块化”、“协同化”作业,确定平台、集气站、井口、自动控制系统功能,建立不同生产单元自动控制方案;确定各生产单元用电需求、设备荷载、通信需求及给排水量,建立各生产单元通信、供配电、给排水和消防方案;（5）进行气田地面建设环境、安全、健康危害因素分析,提出相应防护及治理措施,降低潜在危险性,实现安全环保可持续发展;（6）通过分析分年工作量,完成方案投资估算。
程绍鹏[5]（2019）在《低渗特低渗透储层油井间歇生产资料整理及作用》文中认为低渗特低渗储层流体储存于纳米级的孔隙中,储层流体长期处于不稳定渗流状态,大多数生产井会持续维持低效低产状态,不能维持高产,为降低生产成本,间歇生产将是其主要生产方式。间歇生产井生产时间更长,录取到的资料更加有利于产能评价,但是由于间歇生产井流压的锯齿状波动,以连续求产不稳定渗流理论为基础的低渗特低渗储层油气井生产数据分析的重要技术——现代产量递减分析技术,在间歇井上应用有一定的局限性。以一口生产280多天的间采井为例,对其长时间存储电子压力计采集两万流压数据进行数据处理,实现对间歇生产波动流压的简化,用之于生产动态的简单分析,使之得到充分利用。实例分析对比直读压力计与存储压力计资料,虽然测量深度不同,得到的产能评价结果一致。该思路有助于对在间采井上大力推广存储压力计,既能降低施工强度、节约成本,又能确保间采井处于监测状态,以便对低渗特低渗储层油井的产能进行相对合理的评价与预测,为下步施工提供依据。
赵二猛[6]（2017）在《体积压裂水平井试井分析及产能预测研究》文中指出非常规油气藏已成为国内外能源开发的热点领域,我国非常规油气资源分布广泛、储量巨大,但此类油气藏渗透率低,需要一定的技术改造措施才能获得经济开发。水平井能够增大泄油面积,体积压裂技术能够“打碎”储层,形成裂缝网络,极大地提高储层整体渗透率,因此,水平井结合大规模体积压裂技术已成为开发非常规油气藏的主要手段。而体积压裂后试井资料解释和评价及产能预测是亟待解决的技术问题之一,为此,本文开展了体积压裂水平井试井分析及产能预测方面的相关研究,主要做了以下工作:首先,基于五区复合渗流模型和叠加原理建立了能够计算变产量、变流压、流压或产量线性变化以及流压、产量交替变化生产等任意复杂生产制度的体积压裂水平井生产动态计算方法,新方法不仅计算速度快,且不再受以往解析/半解析渗流模型定压或定产边界条件的限制,可用于在考虑体积压裂水平井复杂生产制度历史的基础上进行试井设计、解释及产能预测。其次,分析了体积压裂水平井五区模型试井曲线的形态特征,研究了不同储层和裂缝参数对试井曲线的影响,揭示了体积压裂水平井流动规律;同时基于多流量试井分析的理论和方法,建立了考虑复杂生产制度的体积压裂水平井试井分析方法,在考虑复杂生产制度生产的基础上,通过算例对一口油井进行了试井设计,说明了本文建立的试井分析方法在进行试井设计上的优点。再次,建立了考虑复杂生产历史的体积压裂水平井产能预测不稳态IPR曲线计算方法,讨论了不稳态IPR曲线的特征以及与常规IPR曲线的区别,分析了生产制度、生产历史、储层渗透率以流压或产量线性变化对不稳态IPR曲线的影响,同时阐述了不稳态IPR曲线斜率和截距代表的物理意义,为体积压裂水平井产能预测不稳态IPR曲线分析提供了理论依据。最后,结合实例井的实际资料,利用建立的试井分析方法对实例井的试井资料进行了解释,获得了该井的储层及压裂裂缝参数,根据解释结果对产量和压力历史进行了拟合,在此基础上,考虑了该井的生产历史,以试井结束时间作为起点对该井进行了不稳定IPR产能预测。本研究为体积压裂水平井试井资料分析及产能预测提供了理论指导和依据。
王磊[7]（2016）在《致密油藏压裂水平井试采设计方法研究》文中指出致密油作为重要的非常规油气资源,由于分布广泛、储量巨大,已成为国内外研究的热点领域。近年来随着水平井压裂改造技术的逐步完善和应用,致密油气已经逐步成为石油工业现实接替领域,并在北美地区实现了规模化和工业化开采。我国致密油气勘探开发总体上仍处于起步阶段,研究和认识程度较低,理论技术发展还面临很多挑战。目前通过转变开发理念,发展先进技术,长水平井段大规模体积压裂已成为致密油开发的有效手段,而压后如何进行试采,从而达到评价井区水平井的生产能力,求取在合理工作制度下稳定产量及其变化规律的目的,是开发致密油藏亟待解决的技术问题之一。为此,本文开展了致密油藏压裂水平井试采设计方法方面相关研究,主要做了以下工作:首先,介绍了致密油藏的储层定义、基本特征以及分类标准,说明了致密油藏开发难点,分析了水平井压裂的增产机理,同时对比了致密油藏常规分段压裂和体积压裂之间的区别。其次,基于离散裂缝模型建立了致密油藏常规分段压裂水平井及体积压裂水平井渗流数学模型,其中体积压裂水平井压裂改造区使用双重介质进行描述,并通过有限元进行求解,为致密油藏压裂水平井试采设计提供了理论基础。再次,给出了致密油藏常规压裂水平井和体积压裂水平井的典型渗流阶段,分析了储层渗透率、裂缝长度、裂缝条数、裂缝导流能力对压力场和产能的影响,为试采方案的确定及产能规律研究提供了依据。最后,给出了致密油藏压裂水平井试采设计方法,结合致密油藏实际井资料和试采目的制定了实际压裂水平井的试采方案并实施,对试采后取得的试采资料进行了解释与产能预测,证实了该试采设计方案合理性。本文研究为致密油藏压裂水平井的合理试采提供了科学依据。
白杨[8]（2016）在《徐深气田营城组火山岩气藏开发指标预测》文中认为自2004年徐深气田的火山岩气藏陆续投产,到2007和2008年升深2-1和徐深1区块已经全面投入开发。火山岩气藏投产后气井产能及动态特征差异较大、影响因素复杂、产量预测难度大。为了落实火山岩气藏的稳产能力,确保平稳供气,本文从分析火山岩气藏气井产能、动态特征、井控区域气体的流动形态入手,根据火山岩气藏储层的发育特征及储集空间类型,确定了气井产能及动态特征的主要影响因素;采用不稳定试井与现代生产动态分析相结合的方法,建立了不同类型气井开发指标的预测模型;实现气井生产历史的全过程拟合。在此基础上,开展了火山岩气藏开发指标预测,系统地评价了徐深气田不同类型气井的开发指标特点,并对徐深1与升深2-1两个区块的开发指标进行了整体预测及评价,提出了徐深气田合理的供气方式与规模。由于火山岩气藏开发极其复杂,产量变化及其影响因素很难确定,常规的或单一的气藏开发指标预测方法对于火山岩气藏不适用,目前国内外都没有检索到实际火山岩气藏开发指标变化数据,徐深气田是国内开发最早的火山岩气藏。研究表明,本文提出的不稳定试井与现代生产动态分析相结合的火山岩气藏开发指标预测技术,是火山岩气藏早期开发指标预测的有效方法。该方法可以应用于徐深气田火山岩气藏的合理配产、开发规划编制、建产规模论证及气田开发调整等项目中,为徐深气田的科学高效开发提供技术支撑。
李怀志[9]（2014）在《长春岭油田主体开发技术评价研究》文中认为如何经济有效地开发难动用油气藏已成为世界共同关注的难题。国内外油田开发中,油田主体开发技术评价研究成为油田勘探开发关键研究。长春岭油田勘探工作先后进行了区域地质调查、地球物理普查及石油钻探等工作。在确定长春岭地区具有可开发价值后,需要对长春岭地区的精细油藏研究,开展流体性质研究,明确制约油田开发的主要因素,明确油田开发的主体技术。长春岭油田属于裂缝-孔隙砂岩油藏,适合长春岭油田的开发方式主要有蒸汽驱、热水驱和火驱。蒸汽驱采油是稠油油藏经过蒸汽吞吐采油之后,为进一步提高采收率而采取的一项热采方法,因为蒸汽吞吐采油只能采出各个油井附近油层中的原油,在油井与油井之间还留有大量的死油区。蒸汽驱采油,就是由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽,蒸汽不断地加热油层,从而大大降低了地层原油的粘度。注入的蒸汽在地层中变为热的流体,将原油驱赶到生产井的周围,并被采到地面上来。热水驱是三次采油里提高原油采收率的重要方法,对于低渗透低原油黏度的油藏注热水也是提高采收率的措施之一。对于低渗、低黏油藏,注热水提高采收率的主要机理在于:降低黏度和改善流度比。对于低渗透、低原油黏度油藏,温度升高,油水黏度都会降低,原油黏度降低较为明显,从而导致油水流度比的减小。残余油饱和度的变化和相对渗透率的改变。当温度增加时,残余油饱和度显着降低,并且温度增加能改善相渗曲线。流体和岩石的热膨胀。注热水会引起地下流体和岩石的热力学膨胀,并且原油的热膨胀系数大于水的热膨胀系数,这一作用可以使地层压力得到一定程度的恢复,从而提高原油采收率。降低界面张力。热水驱可以降低油水界面张力,从而使吸附在岩石表面的原油脱落,改变岩石表面的润湿性。火驱是一种用电的、化学的等方法使油层温度达到原油燃点,并向油层注入空气或氧气使油层原油持续燃烧的采油方法。
郭侃[10]（2013）在《苏48区块开发效果跟踪研究》文中研究说明苏里格气田是中国陆上最大的正装气田，同时也是低压、低渗、低丰度气田，随着长庆油田建设5000万吨的步伐，苏里格气田也进入高效开发时期，苏48区是苏里格西地区中南部的重点开发区，区物源供给存在多向性，沉积背景为坡度较缓的辫状河三角洲环境，造成该区岩性复杂、储集体纵横向非均质性强。苏48井区气井在储层特征和生产规律上有较大差别，单井产水特征复杂，气藏的稳产条件较差，迫切需要把握生产动态特征，特别是产水模式，以及气井压力、产量递减规律，评价气井开采效果，优化气井工作制度和产量，以达到降低气藏综合递减率，提高单井稳产能力的目的项目研究充分利用研究该区气井开发动态资料，先井点后井区，建立起一套开发效果跟踪的研究方法和技术流程，实现对储层井间连通性、单井控制储量大小、气井稳产能力的评价。本文对苏48区块203口井产量、压力动态分析，151口井递减规律分析，123口井现代递减分析，167口井地层压力和井底流压计算。以及117口井井控储量计算；I、II、III井控储量和泄流半径变化规律预测；低渗透带对气井生产的补给作用机理及规律的单井数值模拟分析，采用气井稳定条件机理数值试井与数值模拟计算；2井组46口井井组数值模拟拟合及预测，建立单井动态描述方法、产能评价模型数储量，通过对多种排水采气工艺技术的对比分析，综合考虑劳动强度、实施效果、投资成本等因素，总结了各项排水采气工艺的适用井况及条件，得出苏48区块可以以12.8×108m3/a的产能稳定供气20年，合理采气速度为1.3%，稳产期末采出程度28.7%，累采气312.6×108m3，开采期末采出程度37.36%，整体方案指标能可行的结论。
二、间歇试采井产能预测方法（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、间歇试采井产能预测方法（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）沁水盆地郑庄区块煤层气直井排采制度优化研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景和目的 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 论文工作量 |
| 2 煤层气地质与开发技术 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 研究区地质背景 |
| 2.3 开发概况 |
| 3 地质因素对煤层气井排采表现的影响 |
| 3.1 构造条件 |
| 3.2 含气性 |
| 3.3 小结 |
| 4 各排采阶段地质效应与排采表现的耦合关系 |
| 4.1 典型井产气产水阶段划分 |
| 4.2 单相水流阶段 |
| 4.3 气液两相流阶段 |
| 4.4 气相流阶段 |
| 4.5 小结 |
| 5 不同排采阶段排采制度优化 |
| 5.1 排水降压阶段 |
| 5.2 降压解吸阶段 |
| 5.3 控压提产阶阶段 |
| 5.4 稳产阶段 |
| 5.5 递减阶段 |
| 5.6 小结 |
| 6 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（3）埕北低断阶区沙二段油藏特征与开发对策研究（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 沉积特征及微相展布研究 |
| 1.2.2 注水开发现状研究 |
| 1.2.3 合理井网研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 油藏特征及试采概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 勘探试采概况 |
| 2.3 沉积特征研究 |
| 2.3.1 沙二段沉积微相类型 |
| 2.3.2 沙二段沉积微相展布特征 |
| 2.4 储层特征研究 |
| 2.4.1 岩性类型 |
| 2.4.2 物性特征 |
| 2.4.3 储层发育特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 研究区数值模型的建立 |
| 3.1 地质模型的建立 |
| 3.1.1 断层模型 |
| 3.1.2 构造模型 |
| 3.1.3 沉积相模型 |
| 3.1.4 属性模型 |
| 3.2 数值模型的建立 |
| 3.2.1 数值模型 |
| 3.2.2 数值模拟的基本参数 |
| 3.3 地质储量拟合 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 开发方式优选及开采参数优化 |
| 4.1 开发层系划分与组合研究 |
| 4.1.1 埕北低断阶沙二段储层特征 |
| 4.1.2 开发层系划分与组合结果 |
| 4.2 压裂衰竭式开发可行性研究 |
| 4.2.1 直井压裂衰竭开采可行性研究 |
| 4.2.2 水平井压裂衰竭开采可行性研究 |
| 4.3 注水开发可行性研究 |
| 4.3.1 合理的注采比 |
| 4.3.2 注水时机 |
| 4.4 合理井网参数研究 |
| 4.4.1 合理注采井数比研究 |
| 4.4.2 合理注采井网模式研究 |
| 4.4.3 合理井网密度研究 |
| 4.4.4 合理井距与排距研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 方案部署及效果预测 |
| 5.1 部署方案 |
| 5.2 方案指标预测 |
| 5.3 开发方案对比与优选 |
| 5.4 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 |
（4）长宁页岩气田地面集输与处理工艺方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 页岩气地面集输与处理工艺 |
| 1.2.2 页岩气地面集输新设备及应用 |
| 1.2.3 页岩气地面工程设计新方法 |
| 1.2.4 我国页岩气开发存在的问题 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 研究成果 |
| 第2章 长宁页岩气田开发概况 |
| 2.1 地理位置及自然条件 |
| 2.2 社会人文及周边情况 |
| 2.3 气藏及采气工程 |
| 2.3.1 气藏构造及储层特征 |
| 2.3.2 井位布置及产量预测 |
| 2.4 总体布局及外输要求 |
| 2.4.1 建设规模及总体布局 |
| 2.4.2 市场分析及外输方案 |
| 第3章 长宁气田集输与处理工艺方案研究 |
| 3.1 集输处理工艺方案研究 |
| 3.2 集输管网压力级制 |
| 3.3 气田增压方式选择及方案 |
| 3.4 线路设计及防腐方案 |
| 3.4.1 线路走向及管线水力计算 |
| 3.4.2 线路防腐 |
| 3.5 平台站场工艺方案 |
| 3.6 井口防冻工艺方案 |
| 3.7 气田脱水工艺方案 |
| 3.7.1 脱水工艺方案 |
| 3.7.2 脱水工艺比选 |
| 第4章 长宁气田地面集输配套工程方案研究 |
| 4.1 自动控制及通信工程 |
| 4.1.1 自动控制研究 |
| 4.1.2 通信系统研究 |
| 4.2 供配电工程 |
| 4.2.1 用电负荷测算 |
| 4.2.2 供配电方案研究 |
| 4.3 给排水及消防工程 |
| 4.3.1 给排水研究 |
| 4.3.2 消防研究 |
| 第5章 长宁气田地面集输工程HSE管理研究 |
| 5.1 环境影响分析及保护措施 |
| 5.2 工程危险因素分析及治理措施 |
| 5.3 职业病危害及防护措施 |
| 第6章 长宁气田地面集输方案投资估算 |
| 6.1 估算范围及依据 |
| 6.2 投资费用 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（5）低渗特低渗透储层油井间歇生产资料整理及作用（论文提纲范文）
| 1 低渗特低渗储层油气井生产特点 |
| 2 间歇生产井动态资料特点 |
| 3 间歇生产井流压资料的整理思路 |
| 4 结论 |
（6）体积压裂水平井试井分析及产能预测研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1 本文研究目的及意义 |
| 2 国内外研究现状及存在问题 |
| 3 本文研究内容和方法 |
| 第一章 数学理论基础 |
| 1.1 Laplace变换及数值反演 |
| 1.2 变产量生产叠加方法 |
| 1.3 井筒储集和表皮系数的考虑方法 |
| 1.4 聚流效应影响的考虑方法 |
| 第二章 体积压裂水平井不稳定渗流数学模型 |
| 2.1 体积压裂水平井渗流物理模型建立 |
| 2.2 体积压裂水平井渗流数学模型建立 |
| 2.2.1 无因次变量定义 |
| 2.2.2 人工裂缝区渗流数学模型的建立 |
| 2.2.3 改造区渗流数学模型的建立 |
| 2.2.4 未改造区渗流数学模型的建立 |
| 2.3 体积压裂水平井渗流数学模型求解 |
| 2.3.1 未改造区渗流数学模型的求解 |
| 2.3.2 改造区渗流数学模型的求解 |
| 2.3.3 人工裂缝区渗流数学模型的求解 |
| 2.4 考虑任意生产制度的体积压裂水平井生产动态计算方法 |
| 第三章 体积压裂水平井试井分析方法研究 |
| 3.1 体积压裂水平井试井曲线特征及影响因素分析 |
| 3.1.1 体积压裂水平井试井曲线特征分析 |
| 3.1.2 体积压裂水平井试井曲线影响因素分析 |
| 3.2 体积压裂水平井试井分析方法 |
| 3.2.1 试井曲线压力和压力导数计算方法 |
| 3.2.2 典型曲线拟合试井解释方法 |
| 3.3 考虑复杂生产制度的体积压裂水平井试井分析 |
| 第四章 体积压裂水平井产能预测研究 |
| 4.1 不稳态IPR曲线计算方法 |
| 4.2 不稳态IPR曲线特征分析 |
| 4.2.1 生产制度对不稳态IPR曲线的影响 |
| 4.2.2 生产历史对不稳态IPR曲线的影响 |
| 4.2.3 渗透率对不稳态IPR曲线的影响 |
| 4.2.4 产量或流压线性变化对不稳态IPR曲线的影响 |
| 第五章 实例井分析 |
| 5.1 实例井试井资料解释 |
| 5.1.1 实例井地质及压裂情况 |
| 5.1.2 实例井前期生产情况 |
| 5.1.3 实例井压力恢复试井资料解释 |
| 5.2 实例井产能预测IPR曲线 |
| 5.2.1 定流压或定产生产产能预测IPR曲线 |
| 5.2.2 流压或产量线性变化生产产能预测IPR曲线 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 硕士研究生期间发表文章目录 |
| 硕士研究生期间参加的科研工作及所获奖励 |
| 致谢 |
（7）致密油藏压裂水平井试采设计方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1 本文研究目的及意义 |
| 2 国内外的研究现状 |
| 3 本文研究内容和方法 |
| 第一章 致密油藏储层及开发特征分析 |
| 1.1 致密油藏储层特性分析 |
| 1.1.1 致密油藏基本特征 |
| 1.1.2 致密油藏储层分类 |
| 1.2 致密油藏开发特征分析 |
| 1.2.1 致密油藏开发难点 |
| 1.2.2 致密油藏水平井压裂改造 |
| 第二章 致密油藏压裂水平井渗流数学模型研究 |
| 2.1 离散裂缝模型 |
| 2.2 致密油藏常规分段压裂水平井渗流数学模型 |
| 2.2.1 致密油藏常规分段压裂水平井物理模型 |
| 2.2.2 致密油藏常规分段压裂水平井数学模型 |
| 2.2.3 有限元求解 |
| 2.3 致密油藏体积压裂水平井渗流数学模型 |
| 2.3.1 致密油藏体积压裂水平井物理模型 |
| 2.3.2 致密油藏体积压裂水平井数学模型 |
| 2.3.3 有限元求解 |
| 第三章 致密油藏压裂水平井试采动态及影响因素分析 |
| 3.1 致密油藏压裂水平井渗流阶段分析 |
| 3.1.1 致密油藏常规分段压裂水平井渗流阶段分析 |
| 3.1.2 致密油藏体积压裂水平井渗流阶段分析 |
| 3.2 致密油藏压裂水平井压力场影响因素分析 |
| 3.2.1 储层渗透率对压裂水平井压力场分布影响规律分析 |
| 3.2.2 裂缝条数对压裂水平井压力场分布影响规律分析 |
| 3.2.3 裂缝导流能力对压裂水平井压力场分布影响规律分析 |
| 3.2.4 裂缝长度对压裂水平井压力场分布影响规律分析 |
| 3.3 致密油藏压裂水平井产能影响因素分析 |
| 3.3.1 储层渗透率对压裂水平井产量影响规律分析 |
| 3.3.2 裂缝条数对压裂水平井产量影响规律分析 |
| 3.3.3 裂缝导流能力对压裂水平井产量影响规律分析 |
| 3.3.4 裂缝长度对压裂水平井产量影响规律分析 |
| 第四章 致密油藏压裂水平井试采设计研究 |
| 4.1 试采设计方法 |
| 4.2 实例井试采设计 |
| 4.2.1 H井地质及压裂情况 |
| 4.2.2 H井放喷及试油简况 |
| 4.2.3 试采方案设计 |
| 4.3 试采资料解释 |
| 4.3.1 H井试采动态曲线 |
| 4.3.2 试采资料解释 |
| 4.4 产能预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 硕士研究生期间参加的科研工作 |
| 致谢 |
（8）徐深气田营城组火山岩气藏开发指标预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 火山岩气藏产能与动态特征 |
| 1.1 气井产能与动态特征 |
| 1.1.1 气井完井情况 |
| 1.1.2 气井产能情况 |
| 1.1.3 不同类型气井动态特征 |
| 1.1.4 主要开发区块产能特征 |
| 1.2 小结 |
| 第二章 常规开发指标预测方法在火山岩气藏中的适应性分析 |
| 2.1 常规开发指标预测方法简介 |
| 2.1.1 Arps法 |
| 2.1.2 物质平衡方法 |
| 2.1.3 数值模拟法 |
| 2.1.4 不稳定试井技术 |
| 2.1.5 现代生产动态分析 |
| 2.2 主要预测方法在火山岩气藏中适用性分析 |
| 2.2.1 Arps经验公式 |
| 2.2.2 物质平衡方法 |
| 2.2.3 数值模拟技术 |
| 2.2.4 不稳定试井技术 |
| 2.2.5 现代生产动态分析 |
| 2.3 小结 |
| 第三章 火山岩气藏开发指标预测方法 |
| 3.1 火山岩储层储集空间结构 |
| 3.1.1 储集空间类型与结构 |
| 3.1.2 火山岩储层物性及分布特征 |
| 3.2 气井产能与动态特征的主要影响因素分析 |
| 3.2.1 不同储集空间类型产能特征 |
| 3.2.2 井控区域储渗结构对气井产能与动态特征的影响 |
| 3.2.3 工作制度对气井开采效果的影响 |
| 3.3 火山岩气藏开发指标预测方法研究 |
| 3.3.1 不稳定试井结合生产动态分析预测方法 |
| 3.3.2 不稳定试井结合生产动态分析方法的特点与适用性 |
| 3.3.3“不稳定试井结合生产动态分析预测方法”的预测流程 |
| 3.3.4“不稳定试井结合生产动态分析预测方法”预测结果符合率评价 |
| 3.4 小结 |
| 3.4.1 不同储集空间类型的影响 |
| 3.4.2 储渗结构的差异影响 |
| 3.4.3 不稳定试井技术与现代生产动态分析技术结合 |
| 第四章 徐深气田火山岩气藏开发指标预测与评价 |
| 4.1 不同类型气井的储渗结构特征 |
| 4.2 不同类型气井开发指标预测与评价 |
| 4.2.1 产能变化特征 |
| 4.2.2 压力变化特征 |
| 4.2.3 稳产特征 |
| 4.2.4 井控动态储量采收率 |
| 4.2.5 废弃地层压力 |
| 4.3 徐深1与升深 2-1 区块开发指标预测及评价 |
| 4.3.1 徐深1区块开发指标预测及评价 |
| 4.3.2 升深 2-1 区块开发指标预测及评价 |
| 4.4 小结 |
| 4.4.1 火山岩气藏不同类型气井开发指标差异较大 |
| 4.4.2 徐深1和升深 2-1 区块开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）长春岭油田主体开发技术评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 概述 |
| 1.1 地理概况 |
| 1.2 区域地质概况 |
| 1.3 勘探开发历程及资源量情况 |
| 第二章 三维地震解释处理技术研究 |
| 2.1 地震资料叠后目标处理 |
| 2.2 小层顶面精细标定 |
| 2.3 精细构造解释 |
| 2.4 速度研究及变速成图 |
| 2.5 断层特征 |
| 2.6 构造特征 |
| 第三章 储层砂体沉积特征分析 |
| 3.1 区域沉积背景 |
| 3.2 沉积相标志 |
| 3.3 单井相分析 |
| 3.4 连井剖面沉积相分析 |
| 3.5 沉积相平面展布特征 |
| 3.6 沉积相序列和沉积模式 |
| 第四章 储层的特征与研究 |
| 4.1 储层发育特征 |
| 4.2 油层分布特征 |
| 4.3 储层岩石学特征 |
| 4.4 储层成岩特征及孔隙类型 |
| 4.5 储层物性特征 |
| 4.6 储层裂缝发育特征 |
| 4.7 储层非均质性研究 |
| 4.8 储层孔喉结构研究 |
| 4.9 粘土矿物分析 |
| 4.10 储层岩石敏感性 |
| 第五章 油藏地质建模 |
| 5.1 区域成藏条件 |
| 5.2 油水分布规律 |
| 5.3 油藏类型 |
| 5.4 工作流程及建模网格的选取 |
| 5.5 构造模型 |
| 5.6 沉积微相模型及岩相模型 |
| 5.7 属性模型 |
| 第六章 长春岭地区主体开发技术研究 |
| 6.1 油藏温度、压力 |
| 6.2 原油性质 |
| 6.3 地层水性质 |
| 6.4 大然气性质 |
| 6.5 储层渗流物理特征 |
| 6.6 试油试采特征分析 |
| 6.7 开发试验效果分析 |
| 6.8 开发方式优选 |
| 6.9 水驱油藏工程设计 |
| 6.10 长107区块热采油藏工程设计 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）苏48区块开发效果跟踪研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 1.研究内容 |
| 2.取得的主要成果与认识 |
| 第一章 苏 48 区块生产动态分析 |
| 1.1 试采井生产动态特征分析 |
| 1.1.1 压裂气井生产特征分析 |
| 1.1.2 气井综合分类评价 |
| 1.1.3 不同类型井生产特动态特征分析 |
| 1.2 试采井控制动态储量和控制半径评价 |
| 1.2.1 气井动储量及可采储量预测方法 |
| 1.2.2 气井动储量及井控半径计算 |
| 1.3 井组生产动态特征分析 |
| 1.3.1 地层压力评价 |
| 1.3.2 气井产量递减规律 |
| 1.4 小结 |
| 第二章 苏 48 区块产水模式研究 |
| 2.1 气井产水模式及产水来源判断方法 |
| 2.1.2 产水来源判断方法 |
| 2.2 产水分布及产水变化规律 |
| 2.2.1 产水井特征 |
| 2.2.2 地层水分布特征 |
| 2.2.3 产水井试采动态特征分析 |
| 2.3 苏 48 区块地层水活动规律预测 |
| 2.3.1 地层水活动规律预测 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 苏 48 区块开发效果跟踪研究 |
| 3.1 苏 48 区块开发指标的影响因素分析 |
| 3.2 苏 48 区块开发指标动态与技术政策适应性评价 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 苏 48 区块开发调整技术对策研究 |
| 4.1 单井合理配产优化 |
| 4.2 苏 48 区块合理井网井距优化 |
| 4.2.1 井间型式论证 |
| 4.2.2 井网井距优化 |
| 4.3 苏 48 区块采气速度与建产规模优化 |
| 4.4 苏 48 区块排水采气措施优化 |
| 4.4.1 气井积液判断 |
| 4.4.2 排水采气措施优化 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 详细摘要 |
四、间歇试采井产能预测方法（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]沁水盆地郑庄区块煤层气直井排采制度优化研究[D]. 李文强. 中国矿业大学, 2020(03)
- [3]埕北低断阶区沙二段油藏特征与开发对策研究[D]. 王丽萍. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [4]长宁页岩气田地面集输与处理工艺方案研究[D]. 吴猛. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]低渗特低渗透储层油井间歇生产资料整理及作用[J]. 程绍鹏. 西部探矿工程, 2019(04)
- [6]体积压裂水平井试井分析及产能预测研究[D]. 赵二猛. 东北石油大学, 2017(07)
- [7]致密油藏压裂水平井试采设计方法研究[D]. 王磊. 东北石油大学, 2016(02)
- [8]徐深气田营城组火山岩气藏开发指标预测[D]. 白杨. 东北石油大学, 2016(02)
- [9]长春岭油田主体开发技术评价研究[D]. 李怀志. 东北石油大学, 2014(07)
- [10]苏48区块开发效果跟踪研究[D]. 郭侃. 西安石油大学, 2013(05)