一、生产决策系统在超稠油开发中的应用（论文文献综述）
李伟忠[1]（2021）在《胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策》文中指出胜利油田稠油资源丰富,经过多年技术攻关和开发建设,仍有近3.20×108t探明储量未得到有效动用。为实现不同类型稠油未动用储量的有效开发,系统分析了储量特点及开发难点,将其划分为敏感稠油、深层低渗稠油、特超稠油、边底水稠油和超薄层稠油5种类型,综合应用物理模拟、数值模拟、室内实验等方法,制订了不同类型未动用储量的开发对策。研究表明:敏感稠油油藏可采用适度出砂、稠油降黏冷采、火烧油层等技术,深层低渗稠油油藏可采用压裂辅助增溶降黏、降黏引驱技术开发,特超稠油油藏可采用E-SAGD、HECS强化采油技术提高原油流动性,边底水稠油油藏可通过底水蒸汽驱、降黏冷采、微生物采油技术减少边底水对开发的影响,薄层稠油油藏主要考虑短半径水平井、压裂+降黏冷采技术增加单井控制储量。研究形成的技术与认识对国内外相似储量的动用有一定的指导和借鉴意义。
张琪琛[2]（2020）在《多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究》文中指出蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术能够高效地开发稠油/油砂资源。随着稠油/油砂资源的深入开发,面临的储层地质条件也越复杂,尤其是储层内部渗流屏障发育时,严重影响了SAGD的开发效果,然而目前关于多渗流屏障影响下的SAGD产能预测理论及其开采特征研究尚且不足,如何合理、高效地应用SAGD技术开发此类型油藏成为亟待解决的问题。针对上述存在的问题,本论文利用室内物理模拟、渗流理论、油藏工程理论、传热学理论、数值分析理论及油藏数值模拟技术等方法,对多渗流屏障影响下SAGD全过程的流动机理以及汽腔发育模式进行了深入研究。结合实际油砂储层的地质特征,对渗流屏障进行了分类并分析了不同类型渗流屏障的成因及分布特征。通过室内三维物理模拟实验,对多渗流屏障不同分布特征下的SAGD过程进行了模拟,从屏障遮挡汽腔上升阶段和横向扩展阶段两个方面研究了多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式及流动机理。考虑到三维物理模拟实验周期较长、耗能大的不利因素,通过建立与物理模型等比例的数值模型,对物理模拟进行数值模拟扩展研究。分析了不同渗流屏障分布特征以及不同屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响。针对多渗流屏障下SAGD产能预测问题,首先建立了SAGD不同阶段（预热、上升、横向扩展以及限制阶段）产能预测模型,在此基础上结合渗流屏障影响下的汽腔发育模式,建立了考虑渗流屏障影响的SAGD产能预测模型,揭示了渗流屏障下SAGD开发过程中汽腔发育与泄油规律的相互影响机理,研究了不同渗流屏障分布特征对产能变化规律的影响;采用数值模拟方法,建立了考虑不同渗流屏障类型的SAGD概念模型,分析渗流屏障不同渗透率对SAGD产能的影响。综合应用以上理论模型和数值模型,研究了不同渗流屏障分布特征及渗透率下SAGD的开发效果,并确定了渗流屏障影响下SAGD开发界限。针对典型油砂区块建立了实际区块地质模型,采用油藏数值模拟手段并结合前文确定的开发界限,分析不同布井方式对SAGD开发效果的影响,确定出最优井位部署方式,并在此基础上,开展了SAGD开发参数优化研究,确定了渗流屏障影响下SAGD的最优开发参数。
韩爽[3]（2020）在《稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用》文中进行了进一步梳理蒸汽吞吐作为一种热采形式,在稠油油藏生产中被广泛应用,然而对于埋藏深、粘度大、地层压力高的深层稠油油藏,常规蒸汽吞吐注汽困难,有效开发难度大。相较于常规蒸汽吞吐,超临界蒸汽吞吐的注入性更强,对稠油具有改制作用,更适应稠油开采。超临界蒸汽具备较高注入压力、对有机物的高溶解特性以及优良的导热性能,能够弥补饱和蒸汽不足的缺陷。对于原油粘度特别大、储层埋藏深、原始地层压力较大、吸汽能力弱、注汽困难的油藏,超临界蒸汽吞吐能够满足其开采需求。为了实现稠油储量经济有效动用这一目标,本文以G21区块为研究对象,开展了室内驱油机理实验以及驱油效果影响规律的数值模拟,综合现有矿场试验认识,给出超临界蒸汽吞吐技术界限。通过临界热力学、流变学以及稠油热采等领域内相关知识,分析超临界蒸汽特殊的热物理性质。利用室内物理实验确定稠油的组成、粘度以及流变性变化规律,确定超临界蒸汽可以将稠油中重组分转化为轻组分,从而降低稠油粘度;超临界蒸汽吞吐高压注入的特点,使其具有较高的穿透能力;超临界蒸汽优良的导热性能有助于扩大加热范围等机理。建立数值模型,利用数值模拟方法研究开发因素和地质因素对超临界蒸汽吞吐效果影响规律,通过正交优化实验进行主控因素分析,确定超临界蒸汽吞吐各主控因素共同作用时对产油量的影响权重和影响次序为:注汽温度>注汽压力>周期注汽量>渗透率>原油粘度>注汽速度。结合现有超临界蒸汽吞吐矿场试验,分析储层构造、非均质性、注入参数等因素对超临界蒸汽驱开发效果的影响,评价超临界蒸汽吞吐适应性并优选超临界蒸汽吞吐参数,确定合理注入方案。
于伟男[4]（2020）在《Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究》文中进行了进一步梳理L油田Y区块属于浅层特稠油复式背斜油藏,历经数十年热采阶段后日益凸显较多的开发问题,如边水推进程度过高导致近边水区域的吞吐井含水上升以及垂向和水平方向油层动用不均导致开发效果变差等。Y区块经过高周期吞吐后,近边水区域剩余油逐渐推进至远离边水区域,剩余油整体分布不均,急需措施对区块低部位做到稳油控水,对高部位进行潜力挖掘。应用Petrel re地质建模软件以及CMG数值模拟软件对Y区块目的层分别建立了三维精细地质模型与油藏数值模型并对储量进行拟合,拟合过程中对模型参数进行不断地修正。在完成数值模型全区及单井的历史生产动态拟合的基础上对剩余油进行了分类,并对剩余油的分布类型及其成因进行分析。结合油藏地质因素和开发因素,通过正交优化实验确定了剩余油分布主控因素影响程度的排布顺序。结合Y区块的开发现状及剩余油分布主控因素,对目前开发方案进行适用性评价并分析其全区及单井的周期产量递减规律。针对区块整体蒸汽吞吐高周期后产量下降、油汽比降低和高含水等现象需要将吞吐井的生产动态、生产参数与地质因素相互结合,分析高周期蒸汽吞吐收效差的原因。通过对高周期蒸汽吞吐井生产周期优化后对生产井进行细分类别逐步优化,分别优化蒸汽吞吐注采参数和氮气辅助注采参数后综合得出最佳优化方案及结果。结果表明,稠油油藏开发适应性评价适是经济有效提高浅层稠油油藏采收率的最佳前期工作;充分利用现有井条件,以提高蒸汽吞吐后期单井产能及油汽比为出发点,论证对不同周期不同类型的井分别进行参数优化的开发意义和开发效果,综合优化后采出程度提高3.32%,提采效果明显。研究结果可对稠油油藏的后期开发方式提供借鉴意义。
舒展,裴海华,张贵才,葛际江,蒋平,曹旭[5]（2020）在《改善蒸汽辅助重力泄油技术研究进展》文中提出蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术广泛应用于超稠油油藏开采,但在开发过程中存在汽窜严重、热利用率低等问题。通过总结目前改善SAGD开发效果的主要技术方法,如气体辅助SAGD技术、溶剂辅助SAGD技术、泡沫辅助SAGD技术、化学添加剂辅助SAGD技术,介绍了改善SAGD技术的作用机理和提高采收率效果,指出了存在的问题并提出了使用建议。应综合考虑油藏地质条件与施工条件的差异,选择不同的辅助SAGD技术使经济效益最大化。参45
师壮明[6]（2019）在《SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究》文中研究指明随着石油资源需求量的不断攀升和常规油气资源量的减少,国家越来越重视超稠油的开发利用。蒸汽辅助重力驱油（SAGD）作为开发超稠油的前沿技术,其通过蒸汽腔的持续扩展加热冷油区,在蒸汽驱替、重力作用下原油下泄,具有较高的采收率。因此,研究SAGD技术对于超稠油油藏的开采有着十分重要的意义。本文的研究对象为辽河油田某一区块,其储层发育着低物性段,先期采用蒸汽吞吐方式开发,后转为SAGD开发。但由于储层发育着低物性段,其物性较差,造成SAGD蒸汽腔无法持续纵向扩展,其上方原油动用程度低,因而提出采用酸化压裂技术改造低物性段。针对上述问题,本文对目标区块的低物性段特征进行研究,找到识别低物性段的方法,根据低物性段的厚度、孔隙度、渗透率、突破时间指标对研究区块的低物性段划分为三类。然后以双水平井SAGD为例,根据目标区块地质特征、地震资料、钻井数据等,建立出精细三维地质模型,储量拟合误差为1.26%。再根据地质建模成果,利用CMG软件建立该区块的数值模型,并在模型中对低物性段所在的小层进行纵向加密来精确反映低物性段展布及垂向上的非均质性,完成全区及单井的历史拟合,分析低物性段对剩余油的影响。然后通过油藏数值模拟软件来模拟对低物性段酸压改造,结合现场施工情况,采用控制变量法来优化裂缝条数,裂缝半长、缝宽及酸用量,应用正交试验设计方法来定量评价裂缝条数,裂缝半长、缝宽与酸用量对酸压后产能的主次顺序与显着程度,然后从蒸汽腔形态、波及系数来评价低物性段酸压改造效果,得到一些指导目标区块低物性段酸压设计的结论,为目标区块合理的酸压改造低物性段提供科学依据。
陶冶[7]（2019）在《普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例》文中研究指明目前全球石油剩余地质储量中,稠油（含沥青和油砂）储量占70%以上。蒸汽驱是最为有效,也是国内外应用最为广泛且成功的稠油热采技术,主要应用于地下原油粘度在1000 mPa×s以上的稠油或特稠油油藏。油藏数值模拟是利用计算机模型模拟油气田开发过程,拟合动态开发历史,进行剩余油分布规律研究、开发指标预测及参数优选等有效的工具。对于在地下原油粘度低于500 mPa×s的普通稠油油藏进行蒸汽驱,由于其剩余油分布规律、合理井网井距和最优注采参数均不同于地下原油粘度大于1000mPa×s的稠油油藏,目前尚无成熟的经验可供参考。本文以中亚M油田M-Ⅲ油藏为例,对浅层普通稠油油藏的地质特征和开发效果进行深入分析,利用动态监测资料和实际生产数据结合数值模拟方法对蒸汽驱剩余油分布规律、蒸汽驱开发效果及其影响因素、油藏工程优化设计进行了研究,提出了改善蒸汽驱开发效果以及蒸汽驱中后期转换开发方式的时机与可行性的策略。取得以下认识:（1）蒸汽驱在浅层普通稠油油藏（M-Ⅲ油藏）的应用已取得成功,但也暴露出注汽速率低、层间矛盾突出、蒸汽前缘突进不均匀、井网井距不合理、油层厚度大导致开发效率低、稳产难度大等一些问题和矛盾;（2）普通稠油流变性实验结果反映出,当油藏温度在60 oC以上时,研究区原油为牛顿流体,油气渗流符合达西定律。不同温度下热水与蒸汽的驱油效率实验证明,蒸汽驱驱油效率明显高于热水驱,温度越高驱油效率越高;（3）蒸汽驱开发的影响因素主要包括沉积微相、油层有效厚度等,以及注汽量、注汽干度和完井方式等方面;（4）经过论证,合理井网密度在0.3-0.5ha/井之间,合理井距在73-114m之间;（5）对于地下原油粘度小于500mPa×s的普通稠油油藏,注汽速率应不低于1.0t/（d×ha×m）,井底蒸汽干度大于30%,采注比大于1.1;（6）井网二次加密试验区生产实际反映出,油藏开发平面矛盾得到了改善,采油速度提高了0.5%,最终采收率达43%以上,与现井网相比提高11个百分点;（7）对油层厚度超过10m的区域应实施避射顶部油层,充分提高蒸汽热利用率,对油层厚度大于24m的区域应实施分层蒸汽驱开发,以提高纵向蒸汽驱波及系数;（8）通过论证对比蒸汽驱接替技术方案,水-汽交替段塞驱的开发效果优于热水驱、间歇蒸汽驱、连续蒸汽驱,综合考虑推荐水-汽交替段塞驱为蒸汽驱后期开发方式转换的接替技术。通过以上研究和取得的认识,明确了下步M-Ⅲ油藏蒸汽驱开发调整优化思路,即现阶段在平面上全面推进井网二次加密,纵向上在D2层和J1层之间实施分层注汽,同时优化注采参数,蒸汽驱后期适时转换开发方式为水-蒸汽交替段塞驱。本文的研究成果对浅层普通稠油油藏蒸汽驱开发具有指导和借鉴意义。
黄天坤[8]（2019）在《鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究》文中进行了进一步梳理靖边东南部地区长2油藏经过28年开发历程,已步入油田开发中后期阶段。为了实现油田增产稳产目的,提高水驱动用程度,提升注采工艺技术,需要重新开展油藏地质特征研究,特别需要加强流体性质研究,以便制定合理有效的开发对策。根据野外露头和岩心观察、地质录井和测井资料分析、以及实验数据分析,参考前人地质研究成果,将长2油层组划分为长21、长22、长23三个亚油层组,其中长21亚油层组是研究区的主力产层。长21亚油层组沉积体系主体为曲流河分流河道沉积相。储层岩性为灰色中-细砂岩。长2储层Ⅰ类低渗储层、Ⅱ类特低渗储层和Ⅲ类超低渗储层被划定为有效储层,第Ⅳ类致密层被划定为非有效储层。有效储层与非有效储层总比例为97.4∶2.6。长21各类储层总体平均渗透率为5.86×10-3μm2,平均孔隙度为11.4%,综合评价长2油藏储层为低孔隙度-特低渗透性储层。油藏圈闭类型整体为构造-岩性复合油藏,局部发育水动力油藏。测得研究区油田水总矿化度值分布在2.65g/L54.3g/L范围,平均值为34.1g/L,主体水型为CaCl2型和NaHCO3型。原油表现出常规原油和稠油两类性质。稠油密度、凝点、粘度、硫含量平均值分别为0.9478g/cm3、24.8℃、175.7mPa·S、0.66%,具有普通稠油特征。本研究项目首次在鄂尔多斯盆地含油气构造单元中部发现稠油。本文在苏林油田水理论基础上,以化学反应基本原理为指导,引入溶度积常数经验值ksp*物理量。计算出溶度积常数经验值ksp*是理论值ksp的12个数量级,指出应以ksp*值为根据去判断水体之间是否会发生化学反应。提出将矿化度和水型分别作为两项参数,围绕油田水化学反应这一核心,去划分油田水水性类别,并以水性类别确定水化学场分布特征。另外,建立了水体混合交替过程中离子含量变化的数学模型,可以计算离子浓度的变化量,据此分析水体交替程度。从而创建起一套较为系统的研究油田水水性特征及水化学场运动规律的理论与方法。该理论继承了以苏林为代表的前人的研究理论,将勘探与开发所共同关切的油田水性质紧密地联系在一起,丰富了油田水研究方法,发展了油田水研究内容。运用所创建的水性分类方法,将研究区油田水划分为中矿化度CaCl2型（Ⅰ类）、低矿化度CaCl2型（Ⅱ类）、低矿化度NaHCO3型（Ⅲ类）和特低矿化度Na2SO4型（Ⅳ类）四种油田水水性类别。研究表明,前三类水型具有明显的分区分带性,显示着不同的水化学场特征。在A区和C区水化学场内分别发现了一条TDS异常低值线,据此推测出场内分布着近NE-SW向断裂线,为地质研究提供了宝贵信息。通过比较2007年与2017年水化学场运动变化规律得出,水化学场受注水改造强度要比自然改造强度大很多,因此强调在开发过程中应特别关注油田水性质,协调解决地质特征与开发工艺的矛盾关系。运用引入的ksp*物理量概念,成功地开展了长2油田水结垢预测研究,弥补了《SY/T0600-2009油田水结垢趋势预测》行业标准的不足与缺陷,解答了水质配伍性客观物质世界与主观认知世界的对立统一性问题。设计了从原油中提取有机质悬浮体及微生物的操作步骤,以及观察油包水悬浊液微观结构的技术方法。按照这一方法成功地从本区稠油中提取出有机质悬浮体和疑似古生物标本,解析了顽强的油包水的形成机理。从稠油中初步鉴定出至少4种疑似古生物,表明该地区长2油藏流体中存在着丰富的古生物群落;这种从原油中成功地提取出生物标本的技术以及发现古生物的事例,在国内外各类文献中尚未有过相关报道,所以,这一发现极具创新意义,为油藏流体性质的研究提出了新的课题,找到了新的方向。在对油藏特征及开发现状研究的基础上,提出优化注采井网、改进注采工艺流程和制定稠油热采工艺三项开发对策。论文的不但注重理论研究的深度,也解决了生产实际困难。
王壮壮[9]（2019）在《烟道气辅助SAGD开发中蒸汽传热规律研究》文中研究表明稠油储量丰富,其高效开发对于缓解日益严峻的能源需求问题具有现实意义。SAGD技术是稠油开发的重要技术,但存在蒸汽用量大、热利用率低、污染环境等问题。烟道气辅助SAGD技术具有改善SAGD开发效果和减少温室气体排放的双重意义,在目前低油价和绿色发展的形势下更具有广阔的应用前景。然而,目前围绕蒸汽与烟道气的协同作用研究不够充分,特别是SAGD开发中烟道气对蒸汽传热规律的影响认识不足,这限制了烟道气辅助SAGD技术的推广及应用。本文围绕SAGD开发中烟道气对蒸汽传热规律的影响及其作用机理,开展了冷凝传热、一维渗流传热和二维可视化物理模拟等实验研究。首先基于蒸汽冷凝对SAGD开发的重要影响,设计并开展了基于SAGD物理模拟条件的冷凝传热实验,分析了烟道气对蒸汽冷凝传热的影响,发现烟道气的加入使蒸汽的膜状凝结特征更加显着,蒸汽冷凝效率下降,热流密度和冷凝传热系数减小,从而得到烟道气抑制蒸汽冷凝传热的认识,并以此作为烟道气影响SAGD开发中蒸汽传热规律的理论依据之一。然后利用带测温装置和隔热层的一维填砂模型开展了蒸汽和蒸汽+烟道气的渗流传热实验,发现加入烟道气使模型前端温度小幅降低1.57-4.39℃,但深部温度显着升高6.18-12.74℃,达到相同加热效果时蒸汽用量仅为纯蒸汽时的59.47%,说明烟道气能扩大蒸汽的热波及范围。在此基础上,利用二维可视化模型开展了SAGD和烟道气辅助SAGD物理模拟,发现烟道气的加入能使蒸汽腔先向上“二次发育”、后横向扩展,并且腔内温度下降2-4℃,蒸汽腔波及系数提高11.3%,扩展角增大10.07°,扩展高度增加8.73%。烟道气一方面能够抑制蒸汽在上浮过程中与岩石的冷凝传热,使更多热量被携带至蒸汽腔顶部,另一方面能够减小原油与冷凝物“逆流”对蒸气上浮的阻碍,使蒸汽更快地向上传热,因此促进了蒸汽腔向上发育。最后基于对烟道气辅助SAGD开发中蒸汽传热规律的认识,提出通过注烟道气来促进蒸汽腔突破夹层的设想,并通过二维可视化物理模拟探究了该方法的可行性。烟道气一方面刺穿夹层,为后续蒸汽通过夹层提供渗流通道,同时通过抑制蒸汽冷凝传热,使更多热量能够加热并通过夹层。通过对比不同夹层渗透率下注烟道气的效果,在本文实验条件下,得出该方法适用于储层与夹层之间的渗透率极差不超过30的地层条件。
李伟玉[10]（2019）在《二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐实验及参数优化研究》文中进行了进一步梳理河南油田稠油资源较为丰富,其中超稠油储量较高。目前,对于粘度非常高的的超稠油的现场工业化开采还是主要依靠传统的高温蒸汽吞吐方法为主,但是采用常规蒸汽吞吐技术开采超稠油采收率较低。为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐对于提高采收率的影响,并据此对其参数进行优化就显得十分必要。通过研究河南油田A区块超稠油性质为基础,实验测定超稠油的四组分含量,地层水矿化度,并由此得到了超稠油粘度和密度与温度的作用关系规律。根据超稠油-二氧化碳体系物性实验研究在不同的压力和温度对二氧化碳在超稠油中的溶解度的影响,以及二氧化碳在超稠油中的溶解度变化对其粘度的影响。研究表明二氧化碳在超稠油中的溶解度随着温度的升高而降低,超稠油的粘度随着二氧化碳在超稠油中的溶解度的增加而降低。通过使用高温蒸汽、蒸汽+二氧化碳、蒸汽+降粘剂、蒸汽+二氧化碳+降粘剂四种方案进行模拟实验,研究结果表明,在超稠油注入蒸汽吞吐的同时添加二氧化碳和降粘剂,可以在蒸汽热力降粘的基础上进一步降低超稠油粘度,提高超稠油的流动能力,从而进一步提高蒸汽吞吐开发效果,大幅提高原油的采收率。由此对二氧化碳、降粘剂的注入方式、注入量等参数进行研究,并优化得到最佳参数,从而为河南油田超稠油开采现场的实际应用提供了技术上的指导。
二、生产决策系统在超稠油开发中的应用（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、生产决策系统在超稠油开发中的应用（论文提纲范文）
（1）胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 胜利油田未动用稠油资源状况及分类 |
| 2 开发难点及动用对策 |
| 2.1 敏感稠油 |
| 2.1.1 开发难点 |
| 2.1.2 开发对策 |
| 2.2 深层低渗稠油 |
| 2.2.1 开发难点 |
| 2.2.2 技术对策 |
| 2.3 特超稠油油藏 |
| 2.3.1 开发难点 |
| 2.3.2 开发对策 |
| 2.4 边底水稠油 |
| 2.4.1 动用难点 |
| 2.4.2 技术对策 |
| 2.5 薄层稠油 |
| 2.5.1 开发难点 |
| 2.5.2 开发对策 |
| 3 提高未动用储量开发的建议 |
| 3.1 探索新的革命性技术 |
| 3.1.1 稠油地下改质技术 |
| 3.1.2 稠油非混相驱技术 |
| 3.1.3 电脉冲采油技术 |
| 3.2 探索新的合作开发模式 |
| 4 结论及建议 |
（2）多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究（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 稠油油藏SAGD技术应用现状 |
| 1.2.2 渗流屏障对SAGD开发影响研究现状 |
| 1.2.3 SAGD物理模拟研究现状 |
| 1.2.4 SAGD产能预测模型研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 本文的主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线及逻辑框图 |
| 第2章 渗流屏障下油砂SAGD汽腔发育模式研究 |
| 2.1 渗流屏障的类型及特征 |
| 2.1.1 渗流屏障的分类 |
| 2.1.2 渗流屏障的特征 |
| 2.2 油砂SAGD物理模拟实验设计 |
| 2.2.1 相似准则数 |
| 2.2.2 实验方案设计 |
| 2.2.3 实验设备及材料 |
| 2.2.4 实验流程设计 |
| 2.3 多渗流屏障下SAGD渗流规律及汽腔发育模式 |
| 2.3.1 实验参数设计 |
| 2.3.2 实验结果分析 |
| 2.4 多渗流屏障下SAGD汽腔发育模式影响因素 |
| 2.4.1 物理模拟实验等比例数值模型建立 |
| 2.4.2 不同渗流屏障分布特征对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.4.3 不同渗流屏障类型对SAGD汽腔发育模式的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 多夹层油砂SAGD产能预测模型 |
| 3.1 SAGD不同阶段产能预测模型 |
| 3.1.1 模型假设 |
| 3.1.2 热传导与流动方程 |
| 3.1.3 上升阶段产能预测模型 |
| 3.1.4 横向扩展及限制阶段产能预测模型 |
| 3.1.5 模型计算程序设计 |
| 3.2 考虑夹层影响的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.1 模型假设 |
| 3.2.2 单夹层下的SAGD产能预测模型 |
| 3.2.3 多夹层下SAGD产能预测模型 |
| 3.2.4 模型计算程序设计 |
| 3.3 多夹层SAGD产能计算分析 |
| 3.3.1 模型的验证 |
| 3.3.2 多夹层SAGD产能预测结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 渗流屏障对SAGD产能的影响及开发界限的确定 |
| 4.1 渗流屏障分布特征对SAGD产能的影响 |
| 4.1.1 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.1.2 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2 渗流屏障类型对SAGD产能的影响 |
| 4.2.1 油藏模型的建立 |
| 4.2.2 单渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.2.3 多渗流屏障对SAGD产能的影响 |
| 4.3 渗流屏障下油砂SAGD开发界限确定 |
| 4.3.1 渗流屏障下油砂SAGD开发效果评价指标 |
| 4.3.2 单渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.3 多渗流屏障下油砂SAGD开发界限 |
| 4.3.4 界限对比与分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 典型油砂区块SAGD技术应用研究 |
| 5.1 实际油砂区块地质背景概况 |
| 5.2 油砂区块SAGD生产参数优化 |
| 5.2.1 油砂区块油藏数值模型的建立 |
| 5.2.2 SAGD布井方式优化 |
| 5.2.3 SAGD开发参数优化 |
| 5.2.4 最优生产参数下SAGD开发效果分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6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 |
| 学位论文数据集 |
（3）稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏注蒸汽开发现状 |
| 1.2.2 超临界蒸汽热物性研究现状 |
| 1.2.3 超临界蒸汽吞吐技术开发研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 1.4 技术路线图 |
| 第二章 区块地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层及构造特征 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.2.1 储层岩石特征 |
| 2.2.2 储层物性特征 |
| 2.3 油藏类型 |
| 2.4 油气藏流体特征及温压系统 |
| 2.4.1 流体性质 |
| 2.4.2 油藏压力和温度 |
| 2.5 区块开发简况 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 超临界蒸汽吞吐驱油机理实验研究 |
| 3.1 超临界蒸汽热物理性质研究 |
| 3.1.1 超临界蒸汽的密度与比容变化特征 |
| 3.1.2 超临界蒸汽的焓值变化特征 |
| 3.1.3 超临界蒸汽的介电常数变化特征 |
| 3.2 超临界蒸汽吞吐机理研究 |
| 3.2.1 超临界蒸汽吞吐与常规蒸汽吞吐产油量对比 |
| 3.2.2 原油族组分变化分析实验 |
| 3.2.3 原油流变性研究实验 |
| 3.2.4 超临界蒸汽吞吐与常规蒸汽吞吐温度及压力对比 |
| 3.2.5 油水相对渗透率变化 |
| 3.4 不同超临界参数对驱油效率影响 |
| 3.4.1 温压对驱油效率影响 |
| 3.4.2 原油粘度对驱油效率影响 |
| 3.4.3 渗透率级差对驱油效率影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 超临界蒸汽吞吐影响因素数值模拟 |
| 4.1 超临界蒸汽吞吐数值模型建立 |
| 4.1.1 岩石流体物性分析 |
| 4.1.2 油藏模型初始化 |
| 4.2 储量及生产动态历史拟合 |
| 4.2.1 储量拟合 |
| 4.2.2 生产动态历史拟合 |
| 4.3 剩余油分布特征 |
| 4.4 油藏物性参数敏感性分析 |
| 4.4.1 油藏地质因素 |
| 4.4.2 油藏开发因素 |
| 4.4.3 正交优化实验主控因素分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 实际区块开发效果评价与参数优选 |
| 5.1 G21区块目前超临界注汽参数开发效果评价 |
| 5.1.1 注汽温度对开发效果的影响 |
| 5.1.2 注汽量对开发效果的影响 |
| 5.1.3 注汽速度对开发效果的影响 |
| 5.1.4 渗透率级差对开发效果的影响 |
| 5.1.5 回采水率对开发效果的影响 |
| 5.1.6 区块辅助效果对开发效果的影响 |
| 5.2 G21区块注汽参数优选 |
| 5.2.1 注汽温度优选 |
| 5.2.2 注汽压力优选 |
| 5.2.3 注汽速度优选 |
| 5.2.4 周期注汽量优选 |
| 5.3 超临界蒸汽吞吐层、井优选研究 |
| 5.3.1 根据温度损失进行选层 |
| 5.3.2 根据油藏非均质性进行选层 |
| 5.3.3 根据储层物性进行选层 |
| 5.3.4 根据隔夹层厚度进行选层 |
| 5.3.5 根据原油粘度进行选层 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油开发国内外研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐国内外研究现状 |
| 1.2.3 油藏数值模拟国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 地质概况及开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.1.4 温压特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.2 开发现状 |
| 第三章 工区油藏数值模拟 |
| 3.1 地质模型的建立 |
| 3.1.1 构造模型的建立 |
| 3.1.2 属性模型的建立 |
| 3.1.3 储量拟合 |
| 3.1.4 地质模型粗化 |
| 3.2 数值模型建立 |
| 3.2.1 网格模型的建立 |
| 3.2.2 流体模型的建立 |
| 3.2.3 数值模型初始化 |
| 3.3 储量及生产历史拟合 |
| 3.3.1 储量拟合 |
| 3.3.2 生产动态模型的建立 |
| 3.3.3 单井历史拟合结果 |
| 3.3.4 全区历史拟合结果 |
| 第四章 高周期吞吐剩余油分布特征研究 |
| 4.1 剩余油分布特征研究 |
| 4.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 4.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 4.2 剩余油分类及成因分析 |
| 4.2.1 储层非均质性 |
| 4.2.2 井网控制不住 |
| 4.2.3 边水锥进过快 |
| 4.3 高周期剩余油分布主控因素研究 |
| 4.3.1 油藏地质因素 |
| 4.3.2 油藏开发因素 |
| 4.3.3 主控因素影响程度分析 |
| 第五章 注采参数优化 |
| 5.1 目前注采参数适应性评价 |
| 5.1.1 全区生产动态分析 |
| 5.1.2 单井生产动态分析 |
| 5.1.3 全区开发特征分析 |
| 5.1.4 单井开发特征分析 |
| 5.1.5 边水油藏开发方式 |
| 5.2 注采参数优化 |
| 5.2.1 生产周期优化 |
| 5.2.2 注采参数优化 |
| 5.2.3 衰减期优化方案及结果 |
| 5.2.4 衰减后期优化方案及结果 |
| 5.3 氮气辅助吞吐注采参数优化研究 |
| 5.3.1 注氮量优化 |
| 5.3.2 衰减期注氮方式优化 |
| 5.3.3 衰减后期注氮方式优化 |
| 5.4 综合优化方案及结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（5）改善蒸汽辅助重力泄油技术研究进展（论文提纲范文）
| 1 气体辅助SAGD技术 |
| 1.1 氮气辅助SAGD技术 |
| 1.2 烟道气辅助SAGD技术 |
| 1.3 二氧化碳辅助SAGD技术 |
| 1.4 空气辅助SAGD技术 |
| 2 溶剂辅助SAGD技术 |
| 3 泡沫辅助SAGD技术 |
| 4 化学添加剂辅助SAGD技术 |
| 5 结论与建议 |
（6）SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 馆陶油层SAGD区域研究 |
| 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 构造特征 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 储集层特征 |
| 2.5 油水分布特点及油藏类型 |
| 2.5.1 油水分布特点 |
| 2.5.2 油藏类型 |
| 2.6 流体性质 |
| 2.6.1 原油性质 |
| 2.6.2 地层水性质 |
| 2.6.3 地层压力与温度 |
| 2.7 工区开发状况 |
| 第三章 低物性段特征研究及识别方法 |
| 3.1 低物性段的成因 |
| 3.2 低物性段特征研究 |
| 3.2.1 低物性段物性特征 |
| 3.2.2 低物性段电性特征 |
| 3.3 低物性段识别方法 |
| 3.4 低物性段分类 |
| 第四章 油藏三维地质模型 |
| 4.1 数据准备 |
| 4.2 精细构造模型 |
| 4.3 沉积相模型 |
| 4.4 属性模型 |
| 4.4.1 孔隙度模型 |
| 4.4.2 渗透率模型 |
| 4.4.3 含水饱和度模型 |
| 4.5 储量拟合 |
| 第五章 油藏数值模拟研究 |
| 5.1 油藏数值模拟资料准备 |
| 5.2 油藏模型初始化 |
| 5.2.1 数值模型步骤 |
| 5.2.2 网格划分 |
| 5.2.3 油藏参数优选 |
| 5.2.4 模型建立 |
| 5.2.5 初始化储量拟合 |
| 5.3 历史拟合 |
| 5.3.1 全区拟合结果 |
| 5.3.2 单井拟合结果 |
| 5.4 剩余油分布特征 |
| 第六章 低物性段酸压改造数值模拟研究 |
| 6.1 酸压处理的特点与原理 |
| 6.2 低物性段酸压改造优化设计分析 |
| 6.2.1 模拟计算条件的设定 |
| 6.2.2 裂缝条数影响分析 |
| 6.2.3 裂缝半长影响分析 |
| 6.2.4 裂缝宽度影响分析 |
| 6.2.5 酸用量影响分析 |
| 6.3 酸压参数正交试验设计 |
| 6.3.1 正交试验设计方法 |
| 6.3.2 正交试验结果分析 |
| 6.4 低物性段酸压改造效果评价 |
| 6.4.1 对蒸汽腔形态的影响 |
| 6.4.2 对波及系数的影响 |
| 6.5 开发指标预测 |
| 认识及结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（7）普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内、外蒸汽驱技术研究进展 |
| 1.2.1 稠油开采技术 |
| 1.2.2 蒸汽驱开发技术研究进展 |
| 1.2.3 稠油热采数值模拟研究进展 |
| 1.2.4 改善蒸汽驱开发效果技术研究进展 |
| 1.3 蒸汽驱现场应用现状 |
| 1.3.1 美国克恩河油田(Kern River Field) |
| 1.3.2 印度尼西亚杜里油田(Duri oilfield) |
| 1.3.3 中国新疆油田六、九区 |
| 1.3.4 中国辽河油田齐40块 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 主要研究内容与创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 研究区基础地质特征 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 油田地层特征 |
| 2.3 油田构造特征 |
| 2.4 油田沉积特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 储层物性特征 |
| 2.5.3 砂体和油层分布 |
| 2.5.4 含油饱和度分布 |
| 2.5.5 隔夹层分布 |
| 2.5.6 储层非均质性 |
| 2.5.7 储层敏感性评价 |
| 2.5.8 岩石润湿性评价 |
| 2.6 油藏性质 |
| 2.6.1 油藏温度和压力系统 |
| 2.6.2 原油性质 |
| 2.6.3 地层水性质 |
| 第三章 普通稠油油藏渗流机理实验研究 |
| 3.1 普通稠油流变性评价 |
| 3.1.1 实验设计 |
| 3.1.2 屈服应力 |
| 3.1.3 流变性与本构方程 |
| 3.2 高温驱油机理实验研究 |
| 3.2.1 实验设计 |
| 3.2.2 热水驱油效率 |
| 3.2.3 蒸汽驱油效率 |
| 3.3 温度对储层渗流特征的影响 |
| 3.3.1 实验设计 |
| 3.3.2 热水驱油相渗特征 |
| 3.3.3 蒸汽驱油相渗特征 |
| 第四章 蒸汽驱开发效果与调整潜力分析 |
| 4.1 开发历程与开发现状 |
| 4.2 蒸汽驱生产特征与开发效果 |
| 4.3 蒸汽驱开发影响因素分析 |
| 4.3.1 地质因素 |
| 4.3.2 油藏工程因素 |
| 4.3.3 完井工艺方式 |
| 4.4 开发调整潜力研究 |
| 4.4.1 采收率评价 |
| 4.4.2 平面潜力分析 |
| 4.4.3 纵向潜力分析 |
| 第五章 蒸汽驱油藏数值模拟研究 |
| 5.1 蒸汽驱油数学模型 |
| 5.2 地质油藏模型 |
| 5.2.1 油藏地质建模 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布特征 |
| 5.4 注采参数优化 |
| 5.4.1 注汽速率 |
| 5.4.2 蒸汽干度 |
| 5.4.3 采注比 |
| 5.4.4 应用实例 |
| 5.5 井网三次加密可行性 |
| 第六章 开发方式转换接替技术可行性分析 |
| 6.1 间歇蒸汽驱 |
| 6.2 热水驱 |
| 6.2.1 热水驱原则 |
| 6.2.2 转热水驱方案可行性及预测 |
| 6.3 水-汽交替段塞驱 |
| 6.3.1 作用机理 |
| 6.3.2 方案预测与优选 |
| 6.4 开发方式对比 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 发表学术论文 |
| 作者简介 |
| 基本情况 |
| 教育背景 |
（8）鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状及前沿 |
| 1.3.1 国内外研究历史与现状 |
| 1.3.2 研究区油藏地质特征研究现状 |
| 1.3.3 研究区存在的问题 |
| 1.4 研究内容及思路 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4.3 主要工作量 |
| 1.5 论文主要成果及特色创新点 |
| 1.5.1 取得的主要成果 |
| 1.5.2 特色创新点 |
| 第二章 研究区地质特征 |
| 2.1 鄂尔多斯盆地的形成与演化概述 |
| 2.1.1 盆地基底断裂与古地核构造格局 |
| 2.1.2 盆地构造单元划分 |
| 2.2 区域延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.1 延长组地层沉积演化特征 |
| 2.2.2 延长组地层岩性段特征 |
| 2.3 研究区长2地质构造特征 |
| 2.3.1 地层划分与对比 |
| 2.3.2 研究区地质构造特征 |
| 2.4 研究区长2层组地层沉积特征 |
| 2.4.1 沉积相标志 |
| 2.4.2 沉积相类型 |
| 2.4.3 单井相分析 |
| 2.4.4 剖面相分析 |
| 2.4.5 平面相及砂体展布特征 |
| 2.5 研究区储层特征 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 孔隙结构特征 |
| 2.5.3 储层物性特征 |
| 2.5.4 储层物性综合评价 |
| 小结 |
| 第三章 油藏特征及主控因素 |
| 3.1 油藏特征 |
| 3.1.1 油气分布规律 |
| 3.1.2 油藏温压系统 |
| 3.1.3 油田伴生气性质 |
| 3.1.4 油藏类型 |
| 3.2 油气聚集的主控因素分析 |
| 3.2.1 油气藏形成期次及年代 |
| 3.2.2 油气聚集主控因素分析 |
| 小结 |
| 第四章 油藏流体性质 |
| 4.1 油田水性质与分类方法 |
| 4.1.1 油田水苏林(B.A.ЩУЛИН,1946)分类方法简述 |
| 4.1.2 区域纵向地层水水型标准 |
| 4.1.3 长2 油田水物理性质与化学成分 |
| 4.1.4 长2 油田水性质及苏林水型解析 |
| 4.1.5 长2 层油田水化学反应类型及判别方法 |
| 4.1.6 油田水水性分类模型 |
| 4.1.7 油田水混合交替数学模型的建立 |
| 4.2 原油性质分析 |
| 4.2.1 原油常规性质分析 |
| 4.2.2 稠油性能分析 |
| 4.2.3 稠油形成机理 |
| 4.2.4 原油地化指标特征 |
| 4.3 原油中古生物群落的发现与初步鉴定 |
| 4.3.1 从原油中提取古生物的方法与步骤 |
| 4.3.2 原油中微生物的初步鉴定 |
| 小结 |
| 第五章 油藏流体场运动变化规律 |
| 5.1 运用水化学特性系数推断油藏成因 |
| 5.2 运用水性特征判定流体场运动变化规律 |
| 5.2.1 运用水性分类方法分析水化学场分布特征 |
| 5.2.2 通过水性特征预测断裂线 |
| 5.2.3 研究区水化学场运动变化规律 |
| 5.2.4 水化学场与油藏的统一性认识 |
| 5.3 用水性特征分析油田水结垢趋势 |
| 5.3.1 油田水油田水结垢趋势预测标准方法简述 |
| 5.3.2 依据标准方法预测水体结垢趋势 |
| 5.3.3 依据溶度积理论预测水体结垢趋势 |
| 小结 |
| 第六章 油田开发对策 |
| 6.1 研究区水文地理概况 |
| 6.2 油田开发现状及注采工艺技术简述 |
| 6.2.1 油田开发形势 |
| 6.2.2 注采工艺技术 |
| 6.3 油田注采工艺技术综合评价 |
| 6.3.1 A区、B区注水效果分析 |
| 6.3.2 注采工艺与水化学场的矛盾 |
| 6.3.3 注采井组中水性特征的矛盾 |
| 6.3.4 稠油分布与注采工艺的矛盾 |
| 6.4 油田开发技术对策 |
| 结论与展望 |
| 附录 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（9）烟道气辅助SAGD开发中蒸汽传热规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 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 稠油开发现状及发展趋势 |
| 1.2.2 SAGD技术及其改进技术 |
| 1.2.3 夹层对SAGD影响及突破夹层策略研究现状 |
| 1.2.4 非凝析气体对蒸汽冷凝传热的影响研究现状 |
| 1.2.5 存在的问题 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 烟道气对蒸汽冷凝传热影响研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验材料 |
| 2.1.2 实验设备及流程 |
| 2.1.3 实验步骤 |
| 2.2 纯蒸汽冷凝传热实验研究 |
| 2.2.1 冷凝块温度变化及分布 |
| 2.2.2 蒸汽冷凝规律 |
| 2.2.3 冷凝传热系数 |
| 2.3 烟道气对蒸汽冷凝传热影响研究 |
| 2.3.1 冷凝块温度变化及分布 |
| 2.3.2 含烟道气时蒸汽冷凝规律 |
| 2.3.3 热流密度与冷凝传热系数 |
| 2.3.4 烟道气对蒸汽冷凝传热的影响及作用机理 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 烟道气对蒸汽渗流过程中传热规律影响研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验设备及流程 |
| 3.1.3 实验步骤 |
| 3.2 蒸汽渗流传热实验研究 |
| 3.2.1 蒸汽注入流量对其传热规律的影响 |
| 3.2.2 蒸汽注入压力对其传热规律的影响 |
| 3.3 烟道气对蒸汽渗流过程中传热规律影响研究 |
| 3.3.1 烟道气注入方式对蒸汽传热规律的影响 |
| 3.3.2 .烟道气注入速率对蒸汽传热规律的影响 |
| 3.4 烟道气辅助蒸汽驱实验研究 |
| 3.4.1 温度变化规律 |
| 3.4.2 产油规律 |
| 3.4.3 残余油分布 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 烟道气辅助SAGD开发中蒸汽传热规律研究 |
| 4.1 实验部分 |
| 4.1.1 物理模型设计 |
| 4.1.2 实验材料 |
| 4.1.3 实验设备及流程 |
| 4.1.4 实验步骤 |
| 4.2 SAGD实验研究 |
| 4.2.1 蒸汽腔扩展规律 |
| 4.2.2 SAGD生产动态 |
| 4.3 烟道气辅助SAGD实验研究 |
| 4.3.1 烟道气对蒸汽腔扩展的影响 |
| 4.3.2 烟道气对产油规律的影响 |
| 4.3.3 气体指进 |
| 4.3.4 气顶辅助重力驱 |
| 4.4 烟道气注入参数对SAGD开发效果的影响 |
| 4.4.1 烟道气注入时机的影响 |
| 4.4.2 烟道气注入量的影响 |
| 4.4.3 烟道气注入方式的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 烟道气辅助SAGD突破物性夹层实验研究 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.2 含物性夹层的SAGD实验研究 |
| 5.2.1 夹层封闭性 |
| 5.2.2 增大蒸汽注入速率 |
| 5.3 含物性夹层的烟道气辅助SAGD实验研究 |
| 5.3.1 烟道气促进蒸汽腔突破夹层 |
| 5.3.2 烟道气注入时机的影响 |
| 5.3.3 夹层渗透率的影响 |
| 5.3.4 烟道气作用分析 |
| 5.3.5 蒸汽、烟道气与夹层的协同作用 |
| 5.4 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 |
| 作者简介 |
（10）二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐实验及参数优化研究（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 国内外开采技术现状 |
| 1.2.2 蒸汽复合吞吐国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 超稠油基本物性研究 |
| 2.1 原油物性参数测定 |
| 2.1.1 原油脱水处理 |
| 2.1.2 地层矿化度测定 |
| 2.1.3 原油组分测定 |
| 2.2 超稠油粘度-温度关系研究 |
| 2.2.1 实验条件及过程 |
| 2.2.2 超稠油粘度-温度关系分析 |
| 2.3 超稠油密度-温度关系研究 |
| 2.3.1 实验条件及过程 |
| 2.3.2 超稠油密度-温度关系分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 超稠油-二氧化碳体系物性研究评价 |
| 3.1 超稠油-二氧化碳体系溶解度影响因素研究 |
| 3.1.1 实验材料与装置 |
| 3.1.2 实验方法与步骤 |
| 3.1.3 超稠油-二氧化碳体系溶解度随温度、压力变化关系 |
| 3.2 超稠油-二氧化碳体系粘度影响因素研究 |
| 3.2.1 实验材料与装置 |
| 3.2.2 实验方法及步骤 |
| 3.2.3 超稠油-二氧化碳体系粘度随温度、压力变化关系 |
| 3.2.4 超稠油-二氧化碳体系溶解度-降粘率关系 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 二氧化碳、降粘剂在蒸汽吞吐中提高采收率效果实验 |
| 4.1 实验材料与装置 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验装置 |
| 4.2 实验方法及步骤 |
| 4.2.1 实验方法 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.3 实验分析与评价 |
| 4.3.1 蒸汽吞吐实验研究评价 |
| 4.3.2 二氧化碳辅助蒸汽吞吐实验研究评价 |
| 4.3.3 降粘剂辅助蒸汽吞吐实验研究评价 |
| 4.3.4 二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐实验研究评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐参数优化 |
| 5.1 实验材料与装置 |
| 5.1.1 实验材料 |
| 5.1.2 实验装置 |
| 5.2 实验方法及步骤 |
| 5.2.1 实验方法 |
| 5.2.2 实验步骤 |
| 5.3 二氧化碳、降粘剂注入方式优化 |
| 5.4 二氧化碳、降粘剂注入量与采收率关系研究 |
| 5.5 注入量优化 |
| 5.5.1 二氧化碳注入量优化 |
| 5.5.2 降粘剂注入量优化 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
四、生产决策系统在超稠油开发中的应用（论文参考文献）
- [1]胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策[J]. 李伟忠. 特种油气藏, 2021(02)
- [2]多渗流屏障下蒸汽辅助重力泄油机理研究[D]. 张琪琛. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [3]稠油油藏超临界蒸汽吞吐技术机理及应用[D]. 韩爽. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究[D]. 于伟男. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]改善蒸汽辅助重力泄油技术研究进展[J]. 舒展,裴海华,张贵才,葛际江,蒋平,曹旭. 油田化学, 2020(01)
- [6]SAGD双水平井低物性段酸压改造数值模拟研究[D]. 师壮明. 东北石油大学, 2019(01)
- [7]普通稠油油藏提高蒸汽驱开发效果技术研究 ——以中亚M-Ⅲ油藏为例[D]. 陶冶. 西北大学, 2019(01)
- [8]鄂尔多斯盆地靖边东南部地区长2油藏流体性质与流体场特征研究[D]. 黄天坤. 西北大学, 2019(01)
- [9]烟道气辅助SAGD开发中蒸汽传热规律研究[D]. 王壮壮. 中国石油大学(华东), 2019(01)
- [10]二氧化碳与降粘剂辅助蒸汽吞吐实验及参数优化研究[D]. 李伟玉. 中国石油大学(华东), 2019(09)