一、文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟（论文文献综述）
唐灵英[1]（2021）在《低渗透油藏天然气驱影响因素分析》文中研究指明中原油田低渗透油藏具有埋藏深、渗透率低、高温、高压的特点,天然气驱是该类油藏提高采收率的重要手段,注天然气开发能有效补充地层能量,具有不腐蚀,产出气无需分离等优势。为进一步提高天然气驱油效率,应用数值模拟方法对渗透率、井距、人工裂缝、启动压力、高注低采、气油比、沉积微相、微裂缝等影响因素进行研究,明确了渗透率、井距是影响天然气驱最主要的因素。
杨雪[2]（2018）在《尺度效应对天然气混相驱驱油效果的影响》文中研究表明为深化研究尺度效应对天然气混相驱驱油效果的影响,以中原油田某区块沙三中低渗挥发性油藏为例,分别采用不同长度组合天然岩心开展小尺度天然气驱物理模拟实验,揭示了长岩心混相驱提高采收率机理,并以实际地质模型为原型采用数值模拟方法进一步研究大尺度下的气驱开发效果,研究结果表明:长度分别为1 800 mm、950 mm、500 mm的岩心天然气驱采收率分别为90.88%、82.89%、64.8%,长岩心较短岩心的驱油效率提高了25%左右,即同一注入速度下,随着注入量的增加,长岩心混相段较长,多次混相接触较充分,气体突破时间滞后,同时通过数模证实存在最佳注采井距范围300350 m,在此井距范围内注采井距越大驱替效果越好,随着井距的继续增大,采收率增幅越来越小,经济效果变差。通过研究,进一步明确了尺度效应对天然气驱油效果的影响,对该区块注采参数优化及同类油藏的开发具有重要的现实指导意义。
杨轩[3]（2018）在《兴古9块注气开发方式优化研究》文中研究表明兴隆台潜山油藏-兴古9块由于受油藏条件埋藏深、孔喉细小、非均质严重、初始含水饱和度高、储层敏感性强等;以及目前工艺技术精细过滤、分层注水难实现的限制,其整体开发效果不尽人意,采收率较低。采用高效合理的采油方法,避免地下能量枯竭开采和注水能量不足,使得油田的采收率得到稳定合理的提高,对于现场开发具有重要的现实意义。但是兴隆台潜山油藏-兴古9块存在的主要矛盾是注水压力过高,注不进,地层能量不足并且不能得到有效的补充,这样造成的结果是地层压力下降的特别快;这样使“注不进,采不出”层间的矛盾更加突出。这样的区块主要矛盾凸显出来后,寻找更加合理的开发方式,是非常的重要的,为了达到区块开发稳产的需要,注气开发是最适合该区块的方式。而注气开发的优点是既可以控水稳油,又可以达到注水开发的补充地层能量的目的,还可以稳定的提高采收率,这样可以非常高效的开发该区块的油藏。气驱方法因采用的注入气不同,其驱油机理和效果也有较大差别,无疑二氧化碳混相驱和注烃气混相驱效果最好,但资源的不足限制了这些方法在辽河油田的应用和推广。近年来,氮气驱的优点显现出来,这种驱油方式主要需要氮气,而氮气的制取方式比较简单,原料来源多,制取成本低廉,没有毒性对环境没有任何污染,这些是别的驱油方式没有的优点,这种独特的优越性使得氮气驱的发展迅猛发展,已经成为注气开发的重点技术,而且氮气驱对于低渗油藏及凝析气油藏等注水开发效果不明显的油藏已经取得了初步效果。因此,本文主要对兴隆台潜山油藏-兴古9块开发现状和氮气开发的可行性及驱油机理进行了分析,通过物理实验模拟研究,得出实验结果之后,对现有的注气方案进行了优化。采取气水交替注入,周期注气和周期注水结合驱替,获得更高的采收率;实施氮气驱时,如果条件许可,注入二氧化碳气体段塞可大大提高氮气驱的效果。对提高兴隆台潜山油藏-兴古9块的开发效果和采收率和推动辽河油田的可持续发展具有重要意义。
高志飞[4]（2017）在《深层高挥发性油藏注CO2驱油效率室内实验研究》文中提出深层低渗透油藏压力高、渗透率低,常规注水开发存在注入压力过高或快速水窜等问题,尤其随着含水上升,油相相对渗透率下降很快,高含水阶段采液指数低,提液困难,导致采出程度低,单井产量低。针对这一类问题,国内外专家学者提出运用气驱提高采收率的方法,其中CO2驱是目前应用较多的方法。该方法可以有效提高低渗油藏的采收率,而且CO2是一种低黏度、高效率的驱油剂,可以有效为地层补充能量,提高注入剂的注入能力,以及提高驱油效率,是提高深层低渗油藏采出程度的有效途径。目前,国际社会普遍关注温室气体排量控制问题,油田使用CO2作为驱油介质,不仅可以提高原油采收率,还对降低温室效应和保护环境有重要的意义。以中原油田胡96块深层高挥发性油藏为例,由于挥发性油藏衰竭开发导致流体组分变化较大,对以混相为主要机理的CO2驱影响较大,本文系统研究了不同开发阶段地层油的最小混相压力及注气驱油效率,开展高挥发性油藏注CO2开发规律及注气过程中产出气性质变化等研究工作,以此确定不同开发阶段注CO2驱油效率研究。本文的主要工作内容包括目标区块注CO2膨胀实验,目标区块原油不同开发阶段的最小混相压力实验以及不同阶段长岩心注CO2驱油实验。通过以上室内实验,测得胡96块原油的相关PVT参数,并测定了原油注CO2后的PVT参数;通过细管实验,研究了地层原油在不同开发阶段压力条件下的最小混相压力的变化规律,研究结果表明随着原油饱和压力的下降,最小混相压力与饱和压力之差成上升趋势;通过不同开发阶段长岩心物理模拟实验,研究了衰竭至不同阶段时注CO2的采油效率和产出气的变化规律,实验结果表明胡96块目前地层压力下注CO2驱油效率最终能达到80%,而注气恢复至地层原始压力下连续注CO2原始地层压力下后累计采出程度能达到96.57%,可以实现混相驱替。
许清华[5]（2017）在《东河塘油藏烃气混相驱机理及混相特征研究》文中提出塔里木油田东河塘油藏于2014年开始烃气驱开发,试验区增产效果好,准备在更大范围内推广烃气驱开发方式。本文以东河塘油藏注烃气试验区为研究对象,在中石油"东河塘注气开发跟踪评价与注采参数优化研究"项目资助下完成,以评价该区块烃气混相驱的开发效果。基于室内实验数据及现场实际生产资料,建立了实验及实际油藏数值模型,分析了该油藏注气后的剩余油分布规律;利用P-X相图法、拟三元相图法以及细管特征曲线等3种方法分析了注烃气混相驱油机理,利用非线性拟合方法建立了新的贫气驱最小混相压力预测模型;通过细管及长岩心实验数值模型,分析了影响混相带体积的各个参数,同时以所计算的30组数据为基础建立了预测混相带大小的经验公式,并得到了实际油藏模型的检验;最后在准确计算混相带体积的基础上,推导了考虑相间传质的混相驱物质平衡方程。本文在以上的研究内容及分析结果基础上,获得了以下认识:（1）传统的物质平衡方程应用在油藏混相驱时存在缺陷,本文建立了考虑相间传质的混相驱物质平衡方程,并得到了室内实验数据的验证;（2）利用本文所建立的混相带大小预测公式,可计算出烃气驱混相带大小,为现场的动态分析提供参考;（3）油藏注烃气时,注气量、地层压力及渗透率均会影响混相带大小,而注气速度对混相带大小并无明显影响;注气量越大,混相带越长,呈线性关系,.地层压力越大,混相带越长,呈线性关系;渗透率越大,混相带越长,呈自然对数关系,但且当渗透率大于一定值时变化很小;（4）现有的注烃气驱最小混相压力计算经验公式在计算贫气驱时精度有限,本文基于23组贫气驱实验样本数据建立的最小混相压力计算模型提高了预测精度;非混相时的油气过渡带比混相时的长,非混相时注入气突破后气油比上升的相对缓慢;（5）注入烃气后,原油中的中间烃类组分C2～C6被抽提至注入气中,注入气密度、粘度增加,地层原油粘度降低,属于蒸发气驱混相;（6）通过实际油藏数值模型,分析了东河塘油藏注气井组的动态情况,并进行了其剩余油分布规律研究。
刘念秋[6]（2015）在《徐闻挥发性油藏注气室内可行性评价研究》文中研究表明本文研究内容来自中石化江苏油田开发研究课题,以徐闻挥发性油藏注N2和天然气开发过程地层流体动态相态特征,注气提高采收率可行性为主要研究对象,开展挥发性油藏注气开发规律,注气过程中流体相态特征变化等基础性研究工作,以此确定注气过程中注入气和挥发油的地下流体形态,正确认识挥发油体系在注气过程中的地层流体相态特征变化规律。这对徐闻挥发性油藏找到合理开发方式具有非常重要的意义。通过相关研究已取得了以下认识：（1） Xuwen6-1井地层流体属于轻质弱挥发性原油的流体组成。地层油气体系泡点压力低,地饱压差较大,原油不易脱气,可以衰竭开采一段时间。（2）对于溶解气油比很高的强挥发性油藏流体,当油藏压力降至泡点压力以下时,大量的溶解气会逸出,流度超过油相时,大部分的油相会残留在地层,这时的生产类似凝析气藏生产动态,所以对溶解气油比很高的挥发性油藏可以考虑定容衰竭实验。（3）挥发性油藏非平衡定容衰竭实验证明在挥发性油藏中,当外界温度压力变化速度超过相变速度时,挥发性流体中的中间烃类组分还来不及挥发至气相而残留在剩余油液相之中,使得剩余油体积变化小,收缩率降低。（4） Xuwen6-1井地层原油体系注N2多次接触混相压力为31.75MPa左右,注天然气多次接触混相压力为22MPa左右,低于原始地层压力（27.28MPa）,通过对拟三元相图模拟结果分析发现：从气液两相多级接触过程来看,液相重质组分不断减少,注入气中C2-C6中间烃组分逐渐增加。（5）从注N2和天然气驱细管实验可以看出,Xuwen6-1挥发性油藏在20.4MPa以上注天然气可实现混相驱,而注N2需要30.3MPa以上的压力（即要超过原始地层压力）才能达到混相驱。因此,在原始地层压力条件下Xuwen6-1挥发油藏注N2只能实现近混相驱。（6）长岩心驱替显示：原始地层压力下连续注水驱最终采出程度为40.51%,效果相对较差；原始地层压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为62.93%,采出程度最高；衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为31.03%,表明原始地层压力下脉冲天然气驱的开发方式优于衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱；原始地层压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为26.22%,效果最差,衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为32.68%,说明衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱的开发方式优于原始地层压力下脉冲注氮气驱。注气时机应选择早期注气保持压力开发。（7）考虑人工裂缝影响的注入时机一维机理数值模拟分析显示,原始压力下注天然气驱,采出程度最高,可达90%,注入倍数达0.8PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到40%,注入倍数达0.4PV注入气就开始突破。原始压力下注N2气驱,采出程度最高可达70%,注入倍数达0.55PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到60%,注入倍数达0.3PV注入气就开始突破。因此,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。因此,根据地层条件和实际情况,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。可考虑注天然气实现混相驱,且注气并焖井一段时间后可以大幅度提高采收率,建议采用注天然气并焖井的开发方式开采。
黄时祯[7]（2014）在《轮南油田超深挥发性油藏注烃气方案研究》文中认为轮南油田LN2JⅢ6+7油藏是一个超深带小凝析气顶的挥发性油藏,埋深4504m,因储层物性差、天然能量弱、流体性质复杂等原因开发效果不佳,开采20年采出程度仅为13.9%,需实施开发调整。本文研究课题来源于中石油股份分司重大科技专项《碎屑岩原油稳产及滚动勘探开发技术研究》课题,旨在大幅度提高LN2JⅢ6+7油藏采收率、改善开发效果并储备注气开采技术,开展了LN2JⅢ6+7油藏注烃类气提高采收率调整方案研究。本研究从油藏精细描述出发,以油藏室内注气实验评价结果为依据,开展油藏流体类型重新判定、开发效果评价、流体性质数值模拟、组分数值模型建立及拟合、剩余油潜力评价、注气开发技术政策机理、方案设计及优选等方面研究,认为：LN2JⅢ6+7油藏应为带小凝析气顶的挥发性油藏；油藏主要的开发矛盾是注采井网不完善、能量补充不足致局部区域地层压力偏低、油井生产因脱气严重产量递减快；室内实验得出在目前地层压力条件下油藏通过注烃气可实现混相；油藏适合采用顶部水气交替加底部注水的调整方案,注水注气调整后可提高油藏采收率19%。LN2JⅢ6+7超深挥发性油藏注烃类气方案是塔里木油田首个烃类气注气混相驱方案,通过方案的实施将会为塔里木油田扩大注气提高采收率技术提供宝贵经验。
马涛,王强,陈文征,聂俊[8]（2014）在《注天然气提高采收率应用现状》文中认为介绍了注天然气（烃类气）提高采收率的研究进展。论述了美国、加拿大、苏联注天然气提高采收率的应用规模,介绍了其他国家的典型项目。以大庆油田、长庆油田等天然气驱项目为例,分析了国内天然气驱发展缓慢的原因。探讨了天然气驱项目的油藏条件、井网井距、注入时机、注入方式等。分析了国内外天然气驱项目实施中遇到的混相压力高、沥青质沉淀、形成天然气水合物、过早气窜等问题及相应解决办法。阐述了天然气驱提高采收率技术的应用前景。
卢澍韬[9]（2014）在《东胜堡潜山油藏天然气驱提高采收率可行性研究》文中研究说明论文在研究过程中对东胜堡潜山地质构造及开发特征进行了较详细地调研。总体上看，东胜堡潜山油藏类型为高凝油类型的具有层状特点的裂缝型块状底水油藏。自1982年进入开发准备以来，共经历了试油试采阶段、产能建设阶段、注水稳产阶段、产量递减阶段等四个开发阶段。目前由于注水效果不是很好，从1994年开始，油藏开始停止注水，为了提高东胜堡潜山油藏中后期的开发效果，根据目前注水开发效果不理想的情况，注天然气开采方式作为保持油层压力的措施和改善开发效果、提高采收率的方法被提出。本文基于注气提高采收率理论，通过一系列室内实验研究和应用油气藏数值模拟技术，对东胜堡潜山油藏注天然气可行性进行研究论证。完成研究工作及取得的成果如下：对目前国内外油田注天然气技术取得的成果和经验进行了总结；对混相驱和非混相驱机理进行了深入的分析；对注气效果影响因素从静态参数和动态参数的两个方面的影响进行了归纳；应用经验公式和通过细管实验确定了东胜堡潜山油层气驱最小混相压力为31.6MPa；开展了长岩心注天然气驱替实验，研究了渗透率、注入压力、注气速度、注入时机等参数对天然气驱油效果的影响；应用数值模拟技术，建立了东胜堡潜山油藏双孔双渗地质模型和数值模型，完成了前期注水生产历史拟合，掌握了研究区目前的剩余油分布规律，通过筛选出的井组进行天然气驱方案预测，计算结果表明，注天然气的预测效果明显优于水驱预测效果，注天然气的采出程度比注水的采出程度高4.3%；在相同条件下，注气速度0.15PV/a时开发效果最好；通过优化气水交替段塞方案得到，气水交替注入最优方案是气水比2:1，交替周期越短开发效果越好。
梁宇[10]（2014）在《辽河兴古7裂缝性变质岩油藏注气驱机理研究》文中提出国内外已经广泛应用注天然气驱技术来提高原油采收率,因为天然气与原油同属烃类,注天然气有利于对低黏度原油达到近混相、甚至混相驱替,从而较大幅度提高原油采收率。非混相驱油机理主要是：有限量的蒸发和抽提;降低原油黏度;原油膨胀；随着地层压力下降可以形成溶解气驱；降低界面张力。部分油田不适用注水或是缺少氮气,二氧化碳气源（渗透率低、强水敏储层等）也是提高采收率实用可行的手段。本文研究内容来自中石油辽河油田兴古7油藏研究课题,因为油藏附近有一条天然气管道,可提供丰富的天然气源,故注气开发技术是辽河油田保持千万吨稳产的重要接替技术,调研表明顶部垂向重力气驱开发技术相对水驱开发能够有效提高油藏采收率,对于油层厚度大的整装块状油藏提高产量也很有效。辽河油田厚层块状油藏地质储量达4.0亿吨,占稀油高凝油的34.3%,大部分采用水驱开发,注气立体开发是提高采收率的重要技术。本文针对兴古油藏开展了以下研究并取得了一些相应认识：1)兴古7油藏盖层封闭测试结果表明：盖层封闭性良好,气体突破压力较高,因此,兴古7油藏适宜开展顶部注气提高采收率。2)相态及注气膨胀实验表明：辽河兴古油藏地层原油组成中重质组分含量较高,呈现为黑油油藏特征。原始地层压力为38.6MPa,目前地层压力为31.8MPa,泡点压力为20.663MPa。注天然气后原油泡点压力及膨胀系数增大,气油比及体积系数增大,原油黏度显着下降,原油密度降幅略小。3)注天然气细管实验结果表明：油藏注天然气的混相压力为45.27MPa。在驱替前缘可以形成混相。目前地层压力为31.8MPa,压力过低,注天然气无法达到混相,只能实现非混相驱。4)模拟基质-裂缝驱替实验表明：顶部注天然气分散短时闷井驱油效果最好,长岩心模型中驱替结束时采收率可达88.45%,其中衰竭占5.41%,基质贡献32.12%,裂缝贡献50.92%。5)通过开展长岩心物理模拟与数值模拟,重点研究垂向气驱基质吸气条件,垂向气驱基质与裂缝、微裂缝与主裂缝的渗流关系,垂向气驱基质系统与裂缝系统的相渗特征、驱油效率,基质系统与裂缝系统分别对采收率的贡献等,为后期提高采收率做足好准备。
二、文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟（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、文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟（论文提纲范文）
（1）低渗透油藏天然气驱影响因素分析（论文提纲范文）
| 1国内外天然气驱技术应用现状 |
| 2 天然气驱驱油特征 |
| 3 天然气驱效果影响因素分析 |
| 4 建立影响因素的权重级别 |
| 5 现场应用效果 |
| 5.1 挥发性油藏天然气驱取得良好开发效果 |
| 5.2 天然气驱应用前景广阔 |
| 6结论 |
（2）尺度效应对天然气混相驱驱油效果的影响（论文提纲范文）
| 1 储层特征 |
| 2 最小混相压力 |
| 3 长岩心物理模拟实验 |
| 3.1 设备与流程 |
| 3.2 实验步骤 |
| 4 实验结果与分析 |
| 4.1 驱油效率分析 |
| 4.2 驱替压差分析 |
| 5 大尺度下气驱开发效果 |
| 6 结论 |
（3）兴古9块注气开发方式优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 绪论 |
| 一、研究目的及意义 |
| 二、国内外研究现状 |
| 三、本文主要研究内容 |
| 第一章 兴古9块地质特征及开发现状 |
| 1.1 油藏概况 |
| 1.2 油田地质特征 |
| 1.2.1 区域地质简况 |
| 1.2.2 地层特征 |
| 1.2.3 构造特征 |
| 1.2.4 储层特征 |
| 1.2.5 油层分布特征及油藏类型 |
| 1.2.6 流体性质 |
| 1.2.7 温度压力 |
| 1.2.8 储量计算 |
| 1.3 开发部署及实施情况 |
| 1.4 开发阶段认识 |
| 1.4.1 平面、纵向满块含油 |
| 1.4.2 直井开采效果 |
| 1.4.3 油井见水加速产量递减 |
| 1.4.4 油藏天然能量不足 |
| 第二章 兴古9块注气原理对比分析 |
| 2.1 注蒸汽提高采收率的原理 |
| 2.1.1 蒸汽驱的驱替特点 |
| 2.1.2 注蒸汽过程中原油性质的变化 |
| 2.2 氮气驱提高采收率的原理 |
| 2.2.1 氮气驱的特点和有利条件 |
| 2.2.2 氮气对地层油PVT相态的影响 |
| 2.2.3 氮气驱提高采收率的原理 |
| 2.3 兴古-9块开发方式选择 |
| 第三章 兴古-9块注气方式优选 |
| 3.1 兴古-9块氮气驱物理模拟实验研究 |
| 3.1.1 注入时机对驱油效果的影响 |
| 3.1.2 地层倾角对氮气驱油效果的影响 |
| 3.1.3 氮气注入方式对驱油效果的影响 |
| 3.1.4 加前置易混相气体(CO_2)段塞对氮气驱效果的影响 |
| 3.1.5 氮气驱的注入能力和气窜问题分析 |
| 3.2 兴古-9块试验井组的选择及单井配注方案 |
| 3.2.1 试验区油藏筛选原则 |
| 3.2.2 注气井选择 |
| 3.2.3 注入风险评价 |
| 3.3 兴古-9块试验井组注气方式优化 |
| 3.3.1 合理开发方式分析 |
| 3.3.2 单井注入量优化 |
| 3.3.3 注入时机优化 |
| 3.3.4 注入方式优化 |
| 3.3.5 加前置混相气体优化 |
| 3.3.6 注入能力优化 |
| 第四章 兴古-9块注气方案实施 |
| 4.1 注气设计原则及实施 |
| 4.1.1 注气设计原则及要求 |
| 4.1.2 兴古-9块的注气方案实施 |
| 4.2 试验井组动态监测 |
| 4.3 兴古-9块注气实施产量预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（4）深层高挥发性油藏注CO2驱油效率室内实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及依据 |
| 1.2 国内外CO_2驱油技术文献调研 |
| 1.3 研究方法及技术路线 |
| 第二章 胡96块原油注气相态特征 |
| 2.1 油藏基本参数 |
| 2.2 地层油的复配 |
| 2.3 地层油PVT测试 |
| 2.4 注气膨胀研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 不同开发阶段最小混相压力研究 |
| 3.1 原始地层条件下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.2 衰竭开采至目前地层压力下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.3 衰竭开采至20.16 MPa下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.4 衰竭开采至15.10MPa下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.5 衰竭开采至10.05MPa下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.6 衰竭开采至5.13MPa下注CO_2最小混相压力实验 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 不同开发方式注CO2驱油效率研究 |
| 4.1 实验准备 |
| 4.2 不同开发阶段注CO_2驱油效率研究 |
| 4.2.1 原始地层压力衰竭式开发物理模拟实验 |
| 4.2.2 原始地层条件下注CO_2驱油实验 |
| 4.2.3 衰竭开采至原始饱和压力的90%(34.1MPa)下注CO_2驱油 |
| 4.2.4 衰竭开采至目前地层压力28.5MPa下注CO_2驱油 |
| 4.2.5 衰竭开采至地层压力20.17MPa下注CO_2驱油 |
| 4.2.6 衰竭开采至地层压力14.87MPa下注CO_2驱油 |
| 4.2.7 注CO_2恢复压力至40.0MPa后注CO_2驱油 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）东河塘油藏烃气混相驱机理及混相特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究概况 |
| 1.2.1 国内外注烃气驱发展概况 |
| 1.2.2 混相机理研究概况 |
| 1.2.3 混相驱开发效果评价方法研究概况 |
| 1.2.4 物质平衡方程的研究概况 |
| 1.2.5 小结 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 第2章 注烃气混相机理研究 |
| 2.1 相态实验拟合 |
| 2.1.1 拟组分划分 |
| 2.1.2 单次脱气实验拟合 |
| 2.1.3 恒组成膨胀实验拟合 |
| 2.1.4 注气膨胀实验拟合 |
| 2.2 细管实验拟合 |
| 2.3 注烃气混相驱机理研究 |
| 2.3.1 P-X相图法 |
| 2.3.2 拟三元相图法 |
| 2.3.3 细管特征曲线 |
| 2.4 烃气混相带的变化特征 |
| 2.4.1 气窜前混相带宽度变化规律 |
| 2.4.2 非混相及混相特征对比 |
| 2.5 计算烃气驱最小混相压力经验公式的修正 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 烃气驱混相带体积规律研究 |
| 3.1 长岩心驱替实验数值模型的建立 |
| 3.1.1 网格建立 |
| 3.1.2 流体性质 |
| 3.1.3 相渗曲线 |
| 3.1.4 长岩心驱替实验拟合 |
| 3.2 混相带体积变化规律 |
| 3.2.1 渗透率影响 |
| 3.2.2 注气速度影响 |
| 3.3 混相带体积经验公式 |
| 3.3.1 混相带体积样本数据 |
| 3.3.2 计算混相带体积公式的建立 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 东河塘油藏烃气混相驱特征研究 |
| 4.1 东河塘油藏地质概况 |
| 4.2 数值模型建立 |
| 4.2.1 纵向网格系统 |
| 4.2.2 纵向流体分布 |
| 4.2.3 模型属性分布示意图 |
| 4.3 数值模型调整 |
| 4.3.1 模型储量参数 |
| 4.3.2 油藏生产动态历史拟合 |
| 4.4 注气井组动态分析 |
| 4.4.1 注气评价范围 |
| 4.4.2 生产动态分析 |
| 4.5 混相带体积分析 |
| 4.6 剩余油分布规律 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 考虑混相带物质平衡方程的建立与验证 |
| 5.1 混相驱物质平衡方程的意义 |
| 5.2 混相驱物质平衡方程研究 |
| 5.2.1 混相带描述 |
| 5.2.2 混相驱物质平衡方程建立 |
| 5.3 混相驱物质平衡方程的验证 |
| 5.3.1 长岩心实验数据验证 |
| 5.3.2 细管实验数据验证 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）徐闻挥发性油藏注气室内可行性评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注氮气国内外技术状况及发展 |
| 1.2.2 注天然气国内外技术现状及发展 |
| 1.3 技术路线 |
| I.4 主要研究认识及成果 |
| 第2章 徐闻挥发性油藏概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 油气田构造特征 |
| 2.1.2 徐闻探区迈陈凹陷油气成藏模式 |
| 2.1.3 控制储量 |
| 2.1.4 储层物性流体特征 |
| 2.2 徐闻油藏的开发问题 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 徐闻挥发性油藏注气相态特征 |
| 3.1 Xuwen6-1井地层流体相态特征 |
| 3.1.1 流体相态特征实验设计 |
| 3.1.2 常规油气体系PVT相态研究 |
| 3.2 Xuwen6-1井地层挥发性流体注气膨胀实验研究 |
| 3.2.1 注氮气膨胀过程对地层挥发性流体物性的影响 |
| 3.2.2 注天然气膨胀过程对地层挥发性流体物性的影响 |
| 3.3 Xuwen6-1井地层流体注气相态模拟研究 |
| 3.3.1 不同注入气与地层流体PVT相态特征模拟 |
| 3.3.2 不同注入气与地层流体P-X相图模拟 |
| 3.3.3 不同注入气与地层流体拟三元相图模拟 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 易挥发性原油定容衰竭非平衡相态研究 |
| 4.1 非平衡相态分析 |
| 4.2 易挥发性原油非平衡相态 |
| 4.2.1 定容衰竭实验 |
| 4.2.2 非平衡相态定容衰竭实验流程 |
| 4.2.3 平衡相态定容衰竭模拟计算 |
| 4.3 结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 Xuwen6-1原油细管驱替效率及MMP实验 |
| 5.1 原油最小混相压力测定 |
| 5.1.1 细管准备 |
| 5.1.2 实验样品准备 |
| 5.1.3 实验测试条件 |
| 5.1.4 细管实验测试结果及分析 |
| 5.2 天然气一地层原油体系细管模拟研究 |
| 5.2.1 压力对混相的影响 |
| 5.2.2 注入量对混相的影响 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 长岩心驱替效率研究 |
| 6.1 长岩心驱替实验内容及准备 |
| 6.1.1 岩心参数 |
| 6.1.2 岩心准备和排序 |
| 6.1.3 实验准备 |
| 6.2 实验方案 |
| 6.2.1 原始地层压力注天然气 |
| 6.2.2 衰竭开采至饱和压力注天然气 |
| 6.2.3 原始地层压力注N_2驱 |
| 6.2.4 衰竭开采至饱和压力注N_2驱 |
| 6.2.5 原始地层压力注水实验 |
| 6.3 实验结果分析 |
| 6.3.1 原始地层压力注天然气实验 |
| 6.3.2 衰竭开采至饱和压力注天然气实验 |
| 6.3.3 原始地层压力注N_2驱实验 |
| 6.3.4 衰竭开采至饱和压力注N_2驱实验 |
| 6.3.5 原始地层压力注水驱实验 |
| 6.3.6 对比分析 |
| 6.4 长岩心驱替实验数值模拟 |
| 6.4.1 天然气注入倍数与采出程度、气油比关系曲线 |
| 6.4.2 N_2注入倍数与采出程度、气油比关系曲线 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）轮南油田超深挥发性油藏注烃气方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏注气近况 |
| 1.2.2 注烃气提高采收率国内外研究现状 |
| 1.3 本文研究的主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线 |
| 1.5 本文取得的主要成果 |
| 第2章 油藏开发地质特征 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏基本特征 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.1.3 开发现状 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 构造及断裂系统 |
| 2.2.2 地层特征 |
| 2.2.3 沉积微相 |
| 2.2.4 储层非均质 |
| 2.2.5 油藏流体性质评价及类型判断 |
| 2.2.6 储量复算 |
| 2.3 油藏开发特征 |
| 2.3.1 单井产能 |
| 2.3.2 递减分析 |
| 2.3.3 含水变化规律 |
| 2.3.4 气油比变化规律 |
| 2.3.5 注水利用状况分析 |
| 2.3.6 能量状况 |
| 2.3.7 油藏存在问题 |
| 2.3.8 现井网采收率预测 |
| 2.3.9 油藏开发特征小结 |
| 第3章 开发技术界限研究 |
| 3.1 开发层系划分与组合 |
| 3.2 合理开发方式论证 |
| 3.2.1 人工补充能量开采的必要性 |
| 3.2.2 油层补充地层能量方式及时机 |
| 3.3 合理井网形式论证 |
| 3.4 合理地层压力保持水平 |
| 3.4.1 合理生产压差的确定 |
| 3.4.2 合理流压的确定 |
| 3.5 合理注采比研究 |
| 3.6 合理油水井数比研究 |
| 3.7 合理注入压力研究 |
| 3.8 油井产能预测 |
| 3.9 合理开发井距论证 |
| 3.10 目标水驱采收率预测 |
| 3.11 合理注气井网井距论证 |
| 3.12 小结 |
| 第4章 室内实验模拟及注气压力分析 |
| 4.1 混相压力的获得——经验公式和细管实验 |
| 4.2 长岩心实验 |
| 4.3 注气压力分析 |
| 第5章 注气机理研究 |
| 5.1 注入气的优选 |
| 5.2 重力分异和粘性指进 |
| 5.2.1 重力分异的影响因素 |
| 5.2.2 粘性指进 |
| 第6章 数值模拟地质模型与剩余油分布 |
| 6.1 地质模型 |
| 6.2 剩余油分布 |
| 6.2.1 储量拟合 |
| 6.2.2 油藏生产历史拟合 |
| 6.2.3 剩余油分布 |
| 第7章 方案部署及指标预测 |
| 7.1 方案部署 |
| 7.2 方案对比与优选 |
| 7.2.1 水气交替方案对比 |
| 7.2.2 不同方案累产油对比 |
| 7.2.3 不同方案气油比和含水率对比 |
| 7.2.4 注水井网与注气井网对比 |
| 7.2.5 注气与水气交替对比 |
| 7.2.6 方案优选 |
| 7.2.7 优选方案指标预测与工作量 |
| 7.3 方案实施要求 |
| 7.4 资料录取 |
| 第8章 结论与建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）东胜堡潜山油藏天然气驱提高采收率可行性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外烃气驱技术研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第二章 注气提高采收率机理 |
| 2.1 注气过程油气体系相平衡计算原理 |
| 2.1.1 油气体系相平衡计算物料平衡方程组 |
| 2.1.2 油气体系相态计算热力学平衡方程组 |
| 2.1.3 常用的两类相平衡计算数学模型 |
| 2.2 注气混相驱机理概述 |
| 2.2.1 一次接触混相驱替 |
| 2.2.2 多次接触混相驱替 |
| 2.2.3 非混相驱替 |
| 2.3 注气效果影响因素 |
| 2.3.1 静态参数对注气效果的影响 |
| 2.3.2 动态参数对注气效果的影响 |
| 2.4 天然气驱适用油藏筛选 |
| 第三章 注天然气驱油室内实验研究 |
| 3.1 基础物性参数及注入天然气的组分 |
| 3.1.1 油藏流体基础物性参数 |
| 3.1.2 注入天然气的组分 |
| 3.2 天然气细管驱替实验研究 |
| 3.2.1 细管实验的设计原则 |
| 3.2.2 细管实验装置和实验步骤 |
| 3.2.3 经验公式法确定 MMP |
| 3.2.4 实验结果及分析 |
| 3.3 天然气长岩心驱替实验研究 |
| 3.3.1 实验条件及装置 |
| 3.3.2 天然气驱采收率影响因素实验设计及结果分析 |
| 第四章 东胜堡潜山地质建模及历史拟合 |
| 4.1 工区概况 |
| 4.2 地质建模 |
| 4.2.1 建立流程 |
| 4.2.2 东胜堡潜山三维双孔双渗模型 |
| 4.3 油藏数值模拟 |
| 4.3.1 模型建立 |
| 4.3.2 数据输入 |
| 4.3.3 历史拟合 |
| 4.3.4 剩余油分布 |
| 第五章 东胜堡潜山天然气驱方案及开发效果预测 |
| 5.1 注气井组数值模拟模型的建立 |
| 5.2 井组注气合理开发技术指标论证 |
| 5.2.1 不同注入方式开发效果对比 |
| 5.2.2 注气速度方案优化 |
| 5.2.3 注气总量优化研究 |
| 5.2.4 合理转注气时机研究 |
| 5.2.5 气水交替注入方案优化 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）辽河兴古7裂缝性变质岩油藏注气驱机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 注天然气体开发国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内技术现状 |
| 1.2.2 国外技术现状 |
| 1.3 需要解决的关键技术问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第2章 辽河兴古油藏概况 |
| 2.1 地质背景 |
| 2.2 盖层封闭情况 |
| 2.2.1 实验流程 |
| 2.2.2 测试结果及分析 |
| 2.3 开发现状分析 |
| 2.4 研究的必要性 |
| 第3章 兴古7区块油藏注气相态特征 |
| 3.1 注入介质膨胀测试 |
| 3.1.1 实验流程 |
| 3.1.2 地层流体实验样品的配制及检验 |
| 3.1.3 油藏注气膨胀实验 |
| 3.2 混相压力测试 |
| 3.2.1 细管准备 |
| 3.2.2 实验样品准备 |
| 3.2.3 实验条件 |
| 3.2.4 细管实验测试结果及分析 |
| 3.3 初步认识 |
| 第4章 天然气驱模拟实验研究 |
| 4.1 基质岩心和人工裂缝岩心孔渗测试 |
| 4.2 长岩心驱替研究 |
| 4.2.1 基础准备 |
| 4.2.2 长岩心驱替实验研究内容 |
| 4.3 基质与裂缝系统驱油机理长岩心驱替实验结果分析 |
| 4.3.1 30°角顶部注天然气驱(分散短时焖井) |
| 4.3.2 30°角顶部注天然气驱(长时段焖井) |
| 4.3.3 30°角底部注地层水驱(分散短时焖井) |
| 4.4 实验结果与分析 |
| 第5章 驱替机理数值模拟研究 |
| 5.1 混相压力细管实验拟合 |
| 5.1.1 实验参数及测试数据 |
| 5.1.2 注天然气细管实验模拟研究 |
| 5.1.3 注CO_2细管实验模拟研究 |
| 5.1.4 研究结论 |
| 5.2 双重介质变质岩长岩心驱替实验拟合 |
| 5.2.1 注气水平驱长岩心驱替实验模拟研究 |
| 5.2.2 注气纵向驱长岩心驱替实验模拟研究 |
| 5.2.3 长岩心数值模拟拟合研究结论 |
| 5.3 数值模拟拟合结论 |
| 5.3.1 原油流体相态拟合 |
| 5.3.2 混相压力细管实验拟合 |
| 5.3.3 双重介质变质岩长岩心驱替实验拟合 |
| 5.3.4 油藏真实孔渗长岩心驱油机理数值模拟预测研究 |
| 第6章 结论及建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
四、文72沙三中注天然气驱油藏数值模拟（论文参考文献）
- [1]低渗透油藏天然气驱影响因素分析[J]. 唐灵英. 世界石油工业, 2021(01)
- [2]尺度效应对天然气混相驱驱油效果的影响[J]. 杨雪. 油气藏评价与开发, 2018(05)
- [3]兴古9块注气开发方式优化研究[D]. 杨轩. 东北石油大学, 2018(01)
- [4]深层高挥发性油藏注CO2驱油效率室内实验研究[D]. 高志飞. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [5]东河塘油藏烃气混相驱机理及混相特征研究[D]. 许清华. 西南石油大学, 2017(11)
- [6]徐闻挥发性油藏注气室内可行性评价研究[D]. 刘念秋. 西南石油大学, 2015(08)
- [7]轮南油田超深挥发性油藏注烃气方案研究[D]. 黄时祯. 西南石油大学, 2014(08)
- [8]注天然气提高采收率应用现状[J]. 马涛,王强,陈文征,聂俊. 科技导报, 2014(21)
- [9]东胜堡潜山油藏天然气驱提高采收率可行性研究[D]. 卢澍韬. 东北石油大学, 2014(02)
- [10]辽河兴古7裂缝性变质岩油藏注气驱机理研究[D]. 梁宇. 西南石油大学, 2014(02)