一、吐哈盆地温—米油田产量递减规律研究（论文文献综述）
田志欣[1]（2021）在《机器学习在油藏生产动态分析中的应用》文中提出
王亮[2]（2021）在《鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例》文中认为通过油藏精细描述和油藏数值模拟,研究油水运动规律,制定合理的开发技术政策,指导油藏开发调整,改善油田开发效果,已成为目前油田开发中的基础性和关键性工作。论文以鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系油藏为研究对象。研究区2013-2015年规模建产,产量持续攀升,开发主力层位延10、延9、延8、延7、延6、延4+5、直罗组等。相比鄂尔多斯盆地其他侏罗系油藏,该区多层系叠合发育、非均质性较强、油水接触关系复杂,具有埋藏深、矿化度高、渗透率低,含油饱和度低、油层薄的“一深一高三低”特点。注水开发后面临着水驱不均、含水上升快、递减不断加大的问题,加之井筒套损问题严峻,注采调整难度大,开发效果较差,2016年以来,年自然递减均达20%以上。其中罗141区延9油藏和环75区延6、延8油藏开发递减尤为突出,平均递减达到25.8%,严重影响和制约了该区油藏的进一步开发。因此,论文选取以上两个油区开展油藏特征及其递减规律研究,并分析了影响递减的主控因素,提出合理的开发调整策略及适合侏罗系油藏的合理开发技术政策,为鄂尔多斯盆地侏罗系油藏进一步勘探开发提供典型案例,也可为国内同类油藏开发提供经验及借鉴意义。论文首先从基础地质资料入手,数据库建立20套,绘制砂体等值线图、采液强度、含水等值线等关键图件21套58幅,系统开展储层地质特征研究,在此基础上结合生产动态资料,应用矿场统计、油藏工程、数值模拟等方法,对注水开发效果进行系统评价,剖析油藏递减规律,总体认为开发初期注采强度偏大导致油藏含水快速上升是影响环江侏罗系油藏递减偏大的主要因素。基于以上分析,针对不同油藏类型和单井接触类型,提出适合侏罗系油藏的精细注采参数调控技术对策,该系列优化参数对盆地同类侏罗系油藏借鉴开发具有重要借鉴意义,不同储层特征的侏罗系油藏可依据实际生产动态进行优化调整。
张耀华[3]（2020）在《鄂尔多斯盆地西峰油田M区长2油藏油水运动规律及剩余油挖潜研究》文中认为鄂尔多斯盆地西峰油田M区长23油藏目前处于开发中后期,面临的主要问题有:研究区东部和北部发育边底水,油水关系复杂,导致东部新投产井含水上升较快;储层非均质性较强,注水井纵向吸水不均,水驱动用程度较低,导致该区剩余油储量较大。因此,本文主要基于测井资料、岩心分析资料、动态监测资料、生产历史数据等,以油藏地质特征为基础,以渗流机理为理论,以生产动态数据为约束,以数值模拟技术为手段,运用动态分析法和油藏工程数值模拟法,对平面、纵向油水运动规律以及影响因素进行研究,综合油水运动规律研究以及油藏工程数值模拟研究,对平面、纵向剩余油进行定性-定量化研究,并结合开发工艺,提出了剩余油挖潜措施。通过研究可知:M区目前整体处于中高含水期（30%40%）,平面含水上升速度不均,平面含水上升速度主要受边水发育程度、沉积砂体展布方向以及注采井网影响;M区东部及北部地区平面含水上升速度受边水影响明显,且随着时间的推移,边水向油藏内部流动,导致中部含水率逐渐升高,其他区域含水上升速度受河道沉积砂体展布方向和井网控制,顺着沉积砂体展布方向水线推进速度较快,以及同一个井组,对角井的水线推进速度比边井的水线推进速度快;M区纵向吸水特征有:均匀状、多指状、尖峰状等,纵向吸水规律受储层物性、砂体厚度、储层非均质性及储层填隙物种类等因素控制,由于M区南部和东南部储层物性较差、砂体较薄、非均质性较强、孔隙中高岭石黏土含量较高等,导致M区南部及东南部开发井在纵向上吸水量较低,吸水剖面为多指状或尖峰状吸水,中部区域储层物性较好、砂体较厚、储层非均质性较弱、黏土矿物含量较少,吸水剖面多为均匀状吸水;在平面上,M区剩余油主要以片状、条带状等多种形态分布在M区东南部、西南部、中部和北部等地区,其中,长231层由于东南部储层砂体厚度较薄、物性较差,以及西南部边水几乎不发育,导致其在东南部和西南部存在大量剩余油;长232层由于中部泛滥平原相发育,储层的渗透率非均质性较强,导致其中部形成大量剩余油;长233层由于中部发育底水,北部和东北部发育边水,底水和边水的不均匀推进,致使主流线以外水驱效果存在差异,导致其中部、北部和东北部形成大量剩余油;在纵向上,M区剩余油主要分布在长231层的底部（长231-K3长231-K5）、长233层的顶部(长233-K13长231-K16);影响M区剩余油分布的因素主要包括:构造、沉积微相、注采井网、储层非均质性、边底水、储层物性、砂体厚度;长231层（剩余油占比59.54%）、长233层（剩余油占比35.76%）是M区剩余油挖潜的主力层,通过合理调整开发参数、合理调整井网以及运用工艺手段等对M区剩余油进行挖潜,预测最终产量提高6.2×104t,采收率提高0.95%。
梁泰然[4]（2018）在《哈6缝洞油藏注水提高采收率技术研究》文中指出随着油田开发的深入,哈6区块在其地质特征上有其自身的复杂性和特殊性,开发矛盾逐渐暴露。油田两个递减居高不下,油田增产主要靠新井投入,导致油田稳产形势严峻,亟待采取可以大幅度提高采收率的技术措施。本文在深化哈6区块地质认识的基础上,分析油藏生产的特点,通过开展油藏工程评价,研究可以实现油藏合理开发的技术对策,通过制定相应的挖潜、治理对策,减缓哈6区块产量递减,提高油藏最终采收率。本文首先通过分析哈6区块缝洞油藏的构造解释、岩溶相带划分及缝洞储层评价等静态研究成果,结合油藏开发动态,深化了对哈6区块缝洞油藏地质的认识;其次,通过开展地层能量、产量递减、含水变化规律等生产特征的研究,结合分区带、缝洞系统生产特征,梳理开发中存在的主要问题,进行了分缝洞系统的开发效果评价,进而提出了针对各缝洞系统的治理对策;最后通过动静结合论证井间连通性,进一步精细划分缝洞单元,开展了缝洞单元连通模式研究,哈6区块确定连通缝洞单元6组,疑似连通井组5组,为单元注水、注气挖潜奠定了基础;针对目前哈6区块的主要开发方式,对井网井距、采油速度、单井注水及单元注水的合理注入参数进行研究,制定了哈6区块单井及单元注水实施细则,从而为哈6油田大幅度提高采收率提供了理论基础。
唐成伟[5]（2016）在《轮南2油田TⅠ油组辫状河三角洲储层地质建模》文中研究说明轮南2油田TⅠ油组发育一套辫状河三角洲前缘沉积,其前缘亚相以水下分流河道为主,其他微相不甚发育,形成的储层厚度大,砂地比高,但是同期不同成因和不同期次砂体的物性差异使得储层结构复杂,非均质性严重,导致剩余油挖潜难度大。轮南油田为提高开发效果,迫切需要深化对油田构造、沉积、储层及油气分布规律等关键性的地质认识,并集成于一套数字化的模型之中。本文通过对研究区岩心、测井、地震等基础资料的分析整理,采用井震结合、旋回控制、分级对比的方法完成了TⅠ油组2个小层7个单层的地层闭合对比,建立了精细的等时地层格架;在系统分析古地理和区域构造背景的前提下,综合岩心相、测井相和地震相标志,确定了TⅠ油组的沉积微相类型和识别标志,分析了沉积微相的空间展布关系;根据储层特征分析了储层物性的影响因素。依据等时地层对比、构造及断裂分析结果建立构造模型;通过地震反演波阻抗数据体约束的序贯高斯模拟建立岩相模型;基于沉积微相研究和岩相建模成果,以二维趋势面为约束,选用序贯指示模拟方法建立沉积微相模型;最后利用沉积微相模型为约束,在协同克里金和同位协同序贯高斯两种方法中优选其一建立属性模型。通过三种方法检验证明模型精度较高,具有一定的预测性。
王强[6]（2015）在《MD区块高含水开发期剩余油分布规律研究》文中认为油田为实现高含水期持续性开发,剩余油分布规律研究是基础。综合目前勘探开发成果,在一个地区要预测优质储层发育带及正确评价油、气、水关系,就要系统研究其储层特征,因此,急需对主力油层进行正确的划分和对比,掌握油藏范围内储集砂体的纵、横向分布规律和沉积微相的发育特征,以及储层非均质性特征,分析储层特征并在此基础上进行剩余油分布规律研究。MD区块开发后期进入高含水开发期,进行剩余油研究意义重大,剩余油研究可以揭示油气分布和变化规律,明确调整挖潜的方向,为科学预测各项开发指标和挖潜方向奠定良好基础。利用研究区储层物性资料,结合前人有关地层划分对比方案,在现有地层划分方案基础上,开展s2储层地层划分与对比,确定统一分层标准并对研究区目的层段内所有钻井进行分层,并建立骨架剖面,为构造特征及后续研究提供基础。利用研究区岩心及测井资料,根据钻井岩芯观察、测井曲线特征分析研究三间房组地层沉积环境,绘制s2测井相图版,先分析单井沉积相,再分析剖面沉积相,结合沉积相类型及相展布特征,查明s2出储层主力砂体的展布特征,绘制s2各小层沉积微相平面图,描述不同类型砂体的发育特征及空间展布。研究区录井、测井、区域地质等资料,研究s2储层的岩石学特征醒、成岩作用、孔隙结构及类型、结构及物性变化规律,分析成岩作用对储层的影响,在此基础上对储层做出综合评价。通过对已发现油气藏的解剖,总结油藏成藏特征,通过对研究区控制油气分布的因素分析,逐一研究各成藏要素对油气分布的影响作用,并最终总结出研究区内油气分布的主控因素及剩余油富集规律。综合上述研究,我们可以得出MD区块内剩余油分布主要集中在小断块的顶角处,后期挖潜需对此类区域进行重点开发的结论。
黄涛[7]（2014）在《TL15区碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发技术政策研究》文中研究指明碳酸盐岩油气藏在油气田开发中占据重要位置,裂缝、溶洞发育,地质储量大,可采储量高。而缝洞型碳酸盐岩油藏的开发与常规的砂岩油藏完全不同,储层空间的复杂性、开发特征的复杂性以及资料获取的高难度性,使碳酸盐岩油藏的有效开发面临极大的挑战。目前TL油田大部分油井由于底水锥进、天然能量严重不足,导致产量递减大,从前期注水开发措施来看,取得了一定效果,因此,注水开发技术政策研究对于此类油藏的稳产、增产具有非常重要的意义。本文以TL15区碳酸盐岩缝洞型油藏为研究对象,首先从开发动态特征入手,研究油井含水上升规律、产量递减规律,并给出相应的储层类型。其次,在静态连通性分析的基础上运用生产动态资料分析井间连通性,划分缝洞单元。第三,分析TL15区单井注水替油效果,确定注水替油选井原则,在此基础上优选出典型单井缝洞单元进行注水替油技术政策研究,包括采液速度、转注时机、周期注水量、注入强度、周期注采比及焖井时间等指标,确定了该单井缝洞单元注水开发技术方案,为其它此类井的注水替油措施提供理论依据。最后,建立了典型多井缝洞单元机理模型并进行注水开发技术政策研究,结合目标区块多井缝洞单元模型,应用上述机理模型研究的部分结论,在历史拟合基础上,针对注水井选择、注采比等指标进行开发效果预测,对比开发指标,确定出技术政策界限。
戴立波[8]（2013）在《温米油田解封回采潜力与试验效果分析》文中认为本文在精细刻画剩余油的基础上,以大量的动静态资料为参考,多方面分析了目前温米油田实施解封回采的潜力与优势,总结了3条解封回采选井选层的原则,并在此基础上优选5口井实施解封回采试验,取得显着效果。本文研究成果对高含水期油田剩余油挖潜方法与技术具有一定的借鉴意义。
刘滨[9]（2012）在《低渗砂岩油藏高含水期注气开发机理研究》文中研究表明近年随着我国陆上大部分油田开发程度的逐步深化和新发现低渗透储量的大幅度增加,深化研究和配套完善低渗透油藏有效提高采收率矿场应用技术,已成为我国陆上石油工业持续稳定发展的一项重大战略任务。目前国内外低渗透油藏的提高采收率技术难度较大,矿场成功开发的实例少见,其中低渗砂岩油藏高含水阶段注气开发技术的研究由于缺乏成熟的理论方法和技术思路更是空白。本文以吐哈温米油田温西三区块为例,综合应用室内仿真物理模拟手段,结合油藏工程和数值模拟理论和方法,系统认识了注气开发机理和气驱油特征规律,建立了注气有效流度调控和注气关键参数优化方法,提出了一套完整的注气提高采收率技术思路和研究方法。主要研究成果为：1.从理论上研究了低渗砂岩油藏注气开发的微观和宏观驱替机理。混相驱替的基本机理是驱替剂和被驱替剂在油藏条件下形成混相,消除界面,使多孔介质中的毛细管力降至零,从而降低因毛管效应产生毛细管滞留所圈闭原油的残余油饱和度；非混相主要驱替机理是体积膨胀、粘度降低和重力分异作用；储层非均质性和油藏流体的配伍性均会对注气驱油效率产生影响。2.利用细管驱替实验获得了温西三区块气藏气的最小混相压力为33.96Mpa,前沿气的最小混相压力为33.OOMpa,前沿气驱的最小混相压力比气藏气驱低0.96Mpa,驱油效率则高3.88%,注入气的富化程度对混相压力和驱油效率有较大影响。3.通过油气多次接触实验认识了温西三区块注气机理是以蒸发作用为主的蒸发／凝析双重组份传质作用机理,采出气中间组成呈现出先下降然后又升高的趋势；不论是混相驱还是非混相驱均存在油气相间传质带,传质带的大小决定了注气驱油效率的高低。4.采用正交实验设计方法和仿真物理参数模拟耦合,确定了温西三区块采用气水交替非混相驱替方式可以有效抑制注入气体提前突破,注入气体组成对应的拟临界温度为213.25K,合理注入气段塞尺寸为0.025HCPV,气水比1：1,累积注气段塞达到0.25HCPV。5.温西三区块注气提高采收率方案整体依托现有注采井网,采用顶部注气、边部注水的注气井部署和气水交替非混相驱替方式,气水交替周期6个月,区块日注气量29.49×104m3,数值模拟预测注气提高采收率6.52%,累积增油量86.6×104t。本文研究成果已用于吐哈油田二次开发注气提高采收率前期研究。应用结果表明：本文研究方法可靠,实用性强,具有可操作性,实施后将为油田带来良好的经济效益。同时,本文针对低渗砂岩油藏高含水期注气提高采收率技术的研究思路和方法将为我国其它地区同类型油藏的开发研究提供一定的借鉴和理论指导意义。
郑舰,李顺明,康波,冯高城[10]（2012）在《温米油田轻质油藏高含水期剩余油分布与技术对策》文中研究表明吐哈盆地温米油田侏罗系三间房组含油井段长、储层差异大、油水粘度比低、注采井网不完善,已进入高含水开发阶段,面临着油层水淹差别大、储量损失大、产量递减快、开发效益差等问题。通过储层沉积成因分析及各向异性精细刻画,结合储层水驱油机理、生产动态和钻井资料,分析油层的水淹特点和规律,总结出该区剩余油分布规律。提出轻质油藏高含水期应根据储层规模和剩余油储量丰度来优化井网重组层系,完善注采关系,最大限度提高水驱动用程度;颗粒或凝胶类深部调驱体系对改善人工裂缝不发育井区的水驱效果不明显;高含水后期应侧重于转换开发方式提高驱替剂的波及体积和驱油效率,气水交注或顶部注气稳定重力驱能较大幅度提高采收率。
二、吐哈盆地温—米油田产量递减规律研究（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、吐哈盆地温—米油田产量递减规律研究（论文提纲范文）
（2）鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 环江侏罗系油藏开发现状 |
| 1.2.2 主要研究区油藏开发现状 |
| 1.2.3 面临的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 取得的主要进展与认识 |
| 第二章 环江侏罗系油藏地质特征 |
| 2.1 环江侏罗系油藏发育的地质背景 |
| 2.2 研究区目标地层划分 |
| 2.3 研究区沉积相及砂体展布特征 |
| 2.3.1 研究区沉积相特点 |
| 2.3.2 沉积相模式与微相划分 |
| 2.3.3 沉积微相及砂体平面展布特征 |
| 2.4 研究区构造特征 |
| 第三章 环江侏罗系油藏储层特征 |
| 3.1 储层四性特征及四性关系 |
| 3.2 油层有效厚度再认识 |
| 3.2.1 测井二次解释成果 |
| 3.2.2 有效厚度下限的确定 |
| 3.3 油藏特征 |
| 3.3.1 油藏类型 |
| 3.3.2 油水界面精细刻画 |
| 3.3.3 油层分布特征 |
| 3.3.4 油层厚度变化 |
| 3.3.5 储层物性特征 |
| 3.4 地质储量复算 |
| 第四章 油藏开发递减的规律研究 |
| 4.1 边底水分布特征 |
| 4.1.1 边底水划分标准 |
| 4.1.2 边底水分布特征 |
| 4.2 水体能量评价 |
| 4.2.1 水体能量控制着压降速度 |
| 4.2.2 开发方式评价 |
| 4.3 油井见效见水特征 |
| 4.3.1 注水见效特征 |
| 4.3.2 见水规律分析 |
| 第五章 油藏递减的主要影响因素 |
| 5.1 地质因素对递减影响 |
| 5.1.1 构造、油层厚度、边底水分布及夹层厚度的影响 |
| 5.1.2 渗透率对见水见效影响 |
| 5.1.3 不同沉积微相的影响 |
| 5.1.4 不同接触类型井的递减规律 |
| 5.2 开发因素影响 |
| 5.2.1 采液强度与采液速度影响 |
| 5.2.2 油藏注采比影响 |
| 5.2.3 注采剖面不完善性影响 |
| 5.2.4 注采层位不对应影响 |
| 5.2.5 井筒状况变差影响 |
| 第六章 降递减方案的优化与制定 |
| 6.1 合理开发技术政策优选 |
| 6.1.1 合理采液速度与采液强度优选 |
| 6.1.2 合理注采比优选 |
| 6.1.3 合理生产压差优选 |
| 6.2 研究区开发技术政策评价 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）鄂尔多斯盆地西峰油田M区长2油藏油水运动规律及剩余油挖潜研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、思路及方法 |
| 1.4 主要研究成果和创新点 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 第二章 研究区基础地质特征 |
| 2.1 区域地质构造特征 |
| 2.2 沉积微相研究 |
| 2.3 储层非均质性研究 |
| 2.4 流体分布及性质 |
| 第三章 油水运动规律 |
| 3.1 开发现状分析 |
| 3.2 见水见效特征分析 |
| 3.3 平面油水运动规律 |
| 3.4 纵向油水运动规律 |
| 3.5 油水运动规律主控因素 |
| 第四章 剩余油分布特征及影响因素 |
| 4.1 剩余油研究方法 |
| 4.2 剩余油分布类型 |
| 4.3 剩余油分布规律 |
| 4.4 剩余油主控因素 |
| 第五章 剩余油挖潜 |
| 5.1 剩余油量化 |
| 5.2 剩余油挖潜 |
| 5.3 综合方案 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（4）哈6缝洞油藏注水提高采收率技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 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 碳酸盐岩缝洞油藏开发动态特征研究现状 |
| 1.2.2 井间连通性研究现状 |
| 1.2.3 注水提高采收率技术研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 哈6 区块概况及开发动态特征研究 |
| 2.1 哈6 区块地质概况 |
| 2.2 哈6 区块开发动态特征研究 |
| 2.2.1 产量递减规律 |
| 2.2.2 能量保持水平 |
| 2.2.3 含水变化规律 |
| 2.2.4 措施效果分析 |
| 2.2.5 开井率和开井时率 |
| 2.2.6 开发效果综合评价 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 井间连通性分析及缝洞单元划分 |
| 3.1 缝洞单元概念 |
| 3.2 缝洞单元划分方法 |
| 3.2.1 静态连通性分析方法 |
| 3.2.2 生产动态资料连通性分析方法 |
| 3.3 哈6 区块井组连通性分析及缝洞单元划分 |
| 3.3.1 井组连通性 |
| 3.3.2 缝洞单元模式研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 哈6 区块注水提高采收率技术研究 |
| 4.1 井网井距 |
| 4.2 合理工作制度 |
| 4.3 单井注水替油技术研究 |
| 4.4 单元注水技术研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 注水提高采收率应用效果 |
| 5.1 注水参数优化 |
| 5.2 注水替油增油效果 |
| 5.3 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 |
（5）轮南2油田TⅠ油组辫状河三角洲储层地质建模（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 辫状河三角洲研究现状 |
| 1.2.2 三角洲建模研究现状 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 论文主要完成的工作量 |
| 1.6 论文主要研究成果 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 工区位置 |
| 2.2 区域地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 沉积特征 |
| 2.2.3 构造特征 |
| 2.2.4 储层特征 |
| 2.3 勘探开发概况 |
| 第3章 轮南2油田TI油组构造模型的建立 |
| 3.1 精细地层划分与对比 |
| 3.2 构造特征分析 |
| 3.2.1 断层特征分析 |
| 3.2.2 构造特征分析 |
| 3.3 储层构造模型的建立 |
| 3.3.1 断层模型的建立 |
| 3.3.2 平面网格设计 |
| 3.3.3 层面模型的建立 |
| 第4章 轮南2油田TI油组岩相模型的建立 |
| 4.1 岩相模型建立的基础 |
| 4.1.1 研究区岩相类型 |
| 4.1.2 研究区储层砂体分布特征 |
| 4.1.3 前期储层横向预测结果 |
| 4.2 研究区岩相建模 |
| 4.2.1 变差函数 |
| 4.2.2 序贯高斯模拟 |
| 4.2.3 岩相模型的建立 |
| 第5章 轮南2油田TI油组沉积微相模型的建立 |
| 5.1 研究区沉积微相研究 |
| 5.1.1 研究区沉积微相类型及特征 |
| 5.1.2 研究区单井沉积微相划分 |
| 5.1.3 研究区沉积微相空间分布研究 |
| 5.1.4 研究区沉积微相分布特征 |
| 5.2 研究区沉积微相建模 |
| 5.2.1 辫状河三角洲沉积相建模方法的选择 |
| 5.2.2 序贯指示模拟 |
| 5.2.3 建模准备 |
| 5.2.4 沉积微相模型的建立 |
| 第6章 轮南2油田TI油组相控属性模型的建立 |
| 6.1 不同微相储层参数分布特征分析 |
| 6.2 属性模型的建立 |
| 6.2.1 不同微相物性变差函数分析 |
| 6.2.2 孔隙度模型的建立 |
| 6.2.3 渗透率模型的建立 |
| 第7章 储层地质模型检验 |
| 7.1 属性模型概率分布一致性检验 |
| 7.2 抽稀井检验 |
| 7.3 生产动态资料检验 |
| 第8章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）MD区块高含水开发期剩余油分布规律研究（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 国内类似油田开发现状 |
| 1.3 剩余油研究方法 |
| 1.3.1 宏观研究方法 |
| 1.3.2 微观研究方法 |
| 1.4 MD区块剩余油分布特征研究 |
| 1.4.1 剩余油垂向分布规律 |
| 1.4.2 MD区块剩余油平面分布规律研究 |
| 1.5 MD区块剩余油分布影响因素研究 |
| 1.5.1 地质因素 |
| 1.5.2 开发因素 |
| 1.6 研究期间主要开展工作及创新点 |
| 1.7 技术路线 |
| 第二章 研究区地质研究情况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 储层岩石学特征 |
| 2.3 储层物性特征 |
| 2.4 地层划分 |
| 2.4.1 精细地层对比 |
| 2.4.2 沉积微相 |
| 2.4.3 沉积成因 |
| 2.5 储层非均质性 |
| 2.6 油藏温度、压力 |
| 2.7 流体性质 |
| 2.8 两相渗流特征 |
| 2.9 本章小结 |
| 第三章 MD区块剩余油分布研究 |
| 3.1 研究区开发历史 |
| 3.2 高含水开发区块剩余油分布规律 |
| 3.3 MD区块剩余油平面分布规律 |
| 3.3.1 相渗饱和度研究剩余油分布 |
| 3.3.2 水驱特征曲线研究剩余油分布 |
| 3.3.3 相渗水驱曲线联立法研究剩余油分布 |
| 3.3.4 MD区块平面剩余油分布研究 |
| 3.4 MD区块剩余油剖面分布规律 |
| 3.4.1 MD区块纵向岩性分析 |
| 3.4.2 MD区块纵向剩余油分布研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 MD区块剩余油研究应用效果 |
| 4.1 加密井措施 |
| 4.2 补孔措施 |
| 4.3 水井调剖措施 |
| 4.4 放大压差生产措施 |
| 4.5 进行井间注水调控 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表论文 |
（7）TL15区碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发技术政策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 论文研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 碳酸盐岩缝洞型油藏开发动态特征研究现状 |
| 1.2.2 井间连通性研究现状 |
| 1.2.3 碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究现状 |
| 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 TL15区概况及开发动态特征研究 |
| 2.1 TL15区概况 |
| 2.2 TL15区储层特征 |
| 2.2.1 储层岩石类型 |
| 2.2.2 储集空间类型 |
| 2.2.3 储层物性特征 |
| 2.3 TL15区开发动态特征研究 |
| 2.3.1 开发现状 |
| 2.3.2 含水变化特征研究 |
| 2.3.3 产量变化特征研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 井间连通性分析及缝洞单元划分 |
| 3.1 缝洞单元概念 |
| 3.2 缝洞单元划分方法 |
| 3.2.1 静态连通性分析方法 |
| 3.2.2 生产动态资料连通性分析方法 |
| 3.3 TL15井区井间连通性分析及缝洞单元划分 |
| 3.3.1 静态连通性分析 |
| 3.3.2 生产动态资料连通性分析 |
| 3.3.3 缝洞单元划分结果 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 单井缝洞单元注水替油技术政策研究 |
| 4.1 注水替油开发机理 |
| 4.2 TL15区单井注水替油效果分析 |
| 4.3 单井缝洞单元注水替油选井原则 |
| 4.4 典型单井缝洞单元注水替油开发技术政策研究 |
| 4.4.1 典型单井缝洞单元模型概况 |
| 4.4.2 模型历史拟合 |
| 4.4.3 注水替油开发技术政策研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 多井缝洞单元注水开发机理及开发技术政策研究 |
| 5.1 TL15区多井缝洞单元注水效果分析 |
| 5.1.1 缝洞单元油水分布关系 |
| 5.1.2 多井缝洞单元油水注水驱油效果分析 |
| 5.2 缝洞系统机理模型注采研究 |
| 5.2.1 注采部位优选 |
| 5.2.2 采液速度优选 |
| 5.2.3 转注时机优选 |
| 5.2.4 注采比优选 |
| 5.3 TL15区多井缝洞单元注水开发技术政策研究 |
| 5.3.1 L15多井缝洞单元模型概况 |
| 5.3.2 模型历史拟合 |
| 5.3.3 注水开发技术政策研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）温米油田解封回采潜力与试验效果分析（论文提纲范文）
| 1 解封回采潜力分析 |
| 1.1 油层射开程度高、利用率低是解封回采的先天条件 |
| 1.2 地层能量充足、压力保持稳定是解封回采的内在条件 |
| 1.3 剩余油类型丰富、挖潜潜力大是解封回采的物质条件 |
| 2 解封回采试验效果评价 |
| 3 总结 |
（9）低渗砂岩油藏高含水期注气开发机理研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 论文研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容、技术路线和技术关键 |
| 1.4 取得的主要成果及创新点 |
| 1.5 论文逻辑结构 |
| 2 温西三区块地质特征及开发状况 |
| 2.1 油藏地质基本特征 |
| 2.2 区块注水开发效果分析 |
| 2.3 剩余油空间分布特征描述 |
| 2.4 温西三区块注气适应性评价 |
| 3 注气开发机理室内模拟评价研究 |
| 3.1 油藏流体PVT实验及相态特征分析 |
| 3.2 油气多次接触组份传质规律研究 |
| 3.3 注气仿真物理模拟实验优化设计 |
| 3.4 注气驱替开发机理模拟与评价 |
| 4 注气关键参数优化研究 |
| 4.1 注气影响因素敏感性分析 |
| 4.2 注气关键参数优选与评价 |
| 5 温西三区块注气开发对策研究 |
| 5.1 精细三维模型建立 |
| 5.2 注气开发技术政策界限研究 |
| 5.3 注气方案设计与优化 |
| 6 认识及结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（10）温米油田轻质油藏高含水期剩余油分布与技术对策（论文提纲范文）
| 1 油藏地质状况及开发现状 |
| 2 水驱油微观机理 |
| 3 剩余油分布规律 |
| 3.1 油水运动规律 |
| 3.2 油层水淹厚度比与米累积吸水量的关系 |
| 3.3 层内剩余油分布规律 |
| 3.4 平面剩余油分布规律 |
| 4 改善开发效果的技术对策 |
| 4.1 层系细分与井网重组 |
| 4.2 深部调驱的适应性 |
| 4.3 开发方式优化 |
| 5 结束语 |
四、吐哈盆地温—米油田产量递减规律研究（论文参考文献）
- [1]机器学习在油藏生产动态分析中的应用[D]. 田志欣. 中国地质大学(北京), 2021
- [2]鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例[D]. 王亮. 西北大学, 2021(12)
- [3]鄂尔多斯盆地西峰油田M区长2油藏油水运动规律及剩余油挖潜研究[D]. 张耀华. 西北大学, 2020(02)
- [4]哈6缝洞油藏注水提高采收率技术研究[D]. 梁泰然. 中国石油大学(华东), 2018(09)
- [5]轮南2油田TⅠ油组辫状河三角洲储层地质建模[D]. 唐成伟. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [6]MD区块高含水开发期剩余油分布规律研究[D]. 王强. 西安石油大学, 2015(06)
- [7]TL15区碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发技术政策研究[D]. 黄涛. 中国石油大学(华东), 2014(07)
- [8]温米油田解封回采潜力与试验效果分析[J]. 戴立波. 中国石油和化工标准与质量, 2013(23)
- [9]低渗砂岩油藏高含水期注气开发机理研究[D]. 刘滨. 中国地质大学（北京）, 2012(06)
- [10]温米油田轻质油藏高含水期剩余油分布与技术对策[J]. 郑舰,李顺明,康波,冯高城. 油气地质与采收率, 2012(05)