一、西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究（论文文献综述）
谭力[1]（2020）在《碳酸盐岩油藏复合气驱驱油机理及开发参数优化研究》文中研究表明碳酸盐岩油气储层在世界范围内分布广泛,其中,低渗挥发油碳酸盐岩油藏具有注水困难,生产气油比高的特点。针对该类油藏,利用采出气回注的方式进行开发逐渐受到国内外学者的关注。大多数专家学者通过实验以及理论的方法,围绕注气过程中气液混相形成机理、原油相态变化特征以及较低压力保持水平油藏和异常高压油藏中的注采参数优化等研究方面进行大量的工作。论文主要以哈萨克斯坦典型碳酸盐岩油藏为对象,开展注气开发研究。让纳若尔油藏是低渗低压力保持水平的碳酸盐岩油藏,目前处于注水方式开发后期,由于储层非均质性严重,出现注水井注水能力差,生产井采油能力差,原油流动能力差,油藏压力保持水平低等问题,目前考虑以采出气为气源进行回注的方式来补充地层能量,改善开发效果。卡沙干油藏是异常高压低渗碳酸盐岩油藏,目前考虑注气开发。针对以上开发过程中的问题,论文从挥发油注气机理、注气开发影响因素、注气开发参数优化等角度开展了研究,取得以下结论:（1）依据相平衡理论,在油藏中回注的复合气与原油更易形成混相。（2）经数值模拟计算,让纳若尔油田采出气的最小混相压力为22.03MPa。卡沙干采出气的最小混相压力为28.5 MPa。（3）以碳酸盐岩油藏典型井组为研究对象,从储层井网参数和裂缝参数入手,分析了低压力保持水平的油藏和异常高压油藏中采收率随储层井网参数以及油藏开发参数的变化。（4）以碳酸盐岩油藏典型井组为研究对象,对油藏开发参数进行优化,优选出不同储层井网参数和裂缝参数下的合理开发参数,最终数值模拟结果与开发技术图版结果相近。
王锐,吕成远,伦增珉,王进安,赵淑霞,王欣,许寻[2]（2020）在《挥发性油藏CO2驱动态混相特征》文中研究指明挥发性油藏地层能量充足,原始地层压力高,常规水驱开发难以实施。CO2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用,但由于挥发性原油气油比高,溶解气中甲烷含量高,导致CO2驱混相压力高,使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟,研究挥发性油藏注CO2过程中的动态混相特征,并剖析衰竭开发转CO2驱界限。结果表明:挥发性油藏存在着适度衰竭转CO2驱"脱气降混"机理,即随着地层压力的降低,原油中甲烷成分部分脱出,有助于CO2驱最小混相压力的降低。另外,其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关,原油越接近于凝析油,气油比越高,混相压力降低程度越大;反之,原油越接近于黑油,气油比越低,混相压力降低程度越小。结合动态混相机理,提出了挥发性油藏衰竭开发转CO2驱界限,即气油比越高,其转驱界限越低,脱气后CO2混相驱补充地层能量幅度越小;反之,转驱界限越高,补充地层能量幅度越大。
吴斌[3]（2018）在《海上断块挥发性油藏开发潜力评价》文中认为挥发性原油性质介于凝析气与黑油之间,通常以液态形式存在于油藏中。由于挥发性原油与黑油在性质方面存在比较大的差异,故其开发方式与黑油油藏存在明显不同。C油田的挥发性油藏,在开发过程中存在的问题比较棘手:与常规挥发性油藏相比有着不同的开发特征,地层压力下降至饱和压力之后,气油比下降;流体相态规律认识可靠性低,取样代表性不够;采出程度较低,进一步挖掘潜力是十分必要的。本文通过对油藏流体性质,油藏开发动态特征,油藏生产历史拟合等方面的研究分析,对现有油藏的开发潜力进行评价,分析断层南块动用可行性,并制定动用方案和合理的工作制度,预测开采效果。根据流体组成、流体物性和流体P-T相图,确定井流体具有明显的挥发性流体特征,油藏属于挥发性油藏。分析生产动态特征,C油田挥发油藏气油比降低是非平衡相变特征、次生气顶、组分梯度等因素综合作用的结果;油组边水能量弱。利用数值模拟软件,采用定液量模拟,考虑断层连通性,综合分析组分梯度和非平衡相变等因素的影响,得到油组的历史拟合结果。结合生产动态、地质及数值模拟结果,认定油藏内部断层是封闭的,断层南块开采潜力大。油藏南块的推荐开发方式宜为“衰竭式开发”。定向井和水平井两套设计开发方案,均可以使采收率达到较高水平。
陈乾宇[4]（2017）在《近临界挥发性生屑云岩油藏生产特征与开发模式研究》文中提出近临界区定义为油藏温度Tr介于0.95～1.05倍流体体系临界温度Tc。B油藏属于近临界挥发性油藏,初期采用溶解气驱衰竭式开发取得了较好的效果,但因地层断裂和储层砂体尖灭等地质因素影响,各井控制区域间连通性差。目前,许多井区面临地层能量不足、地层能量差异大、产量衰减快等问题,油田生产形势严峻。此外,在油田实际生产过程中表现出"地层压力较低时生产气油比依然保持稳定"、"井筒中流体压力梯度倒置"等与常规溶解气驱衰竭式开发理论动态不一致、与井筒中流体重力分异相悖的异常生产特征。针对B油藏目前存在的生产问题及异常现象,本文通过流体PVT实验以落实油藏流体相态特征;根据油藏生屑云岩储层实际地质情况,剖析了油田生产动态异常特征产生的原因;结合国内外类似油田开发经验,根据不同驱替介质实验结果和数值模拟结果,确定了后期改善油田开发效果的调整措施。本文完成了以下主要研究工作并取得了相应的研究成果:（1）归纳总结了 B油田生屑云岩储层地质特征与油藏特征,归纳国内外类似挥发性油田开发技术对策以及油藏开发规律,为开展B油田后续相关研究工作奠定了基础。（2）完成流体常规PVT实验,落实了油藏近临界流体相态特征,明确了 B油田（Tc-T地=1℃）属于近临界高挥发性油藏。在压力高于25MPa时,油气体系属于界面张力低于1mN/m的低张力体系。（3）在对油田基本生产动态特征进行总结基础上,结合近临界流体特性及油藏生屑云岩储层孔喉结构特点,剖析了生产气油比异常稳定与井筒流体压力梯度倒置现象产生的原因和机理。（4）开展了不同介质（水、地层气、CO2或N2）驱替实验,并根据实验结果优选了油藏合理开发方式。（5）建立了挥发性油藏组分机理模型,论证了挥发性油藏不同开发方式（衰竭式、注水、注气）下的原油采收率,并对油藏转注时机进行了优化,得出注伴生气是最经济可行的开发方式,且注气时间越早,原油采收率越高。研究结果对油田后期开发调整有十分重要的指导意义。
胡昊澄[5]（2017）在《花3断块挥发油藏注CO2提高采收率机理研究》文中研究表明花3断块挥发性油藏经过多年衰竭式开发,目前存在地层压降大,压力水平低,产量下降快,自然递减和综合递减大等问题。花3断块挥发油藏采出程度低,因此,针对花3断块挥发油藏开展注气提高采收率机理研究变得尤为重要。花3断块油藏周边具有高含CO2气田,因此开展花3断块挥发油藏注C02提高采收率机理及可行性研究具有技术进步和实际应用意义。通过对花3断块挥发性油藏地层流体相态研究,注气提高采收率机理研究及油藏注气数值模拟研究来探索花3断块挥发油藏合理的开发方式。通过相关研究取得以下认识:（1）花3断块挥发油藏属于高温常压中偏高含气轻质油藏。油藏目前衰竭开发地层压降大,气油比大幅增加,产能降低。（2）原始地层压力与泡点压力压差比较大。在衰竭生产中,当地层的压力小于泡点压力,原油将挥发,而且初期流体液量线较密,压力降低较小时,流体液量减少明显,所以保持地层压力在泡点压力之上有助于提高采收率。（3）花3断块挥发油藏注CO2和N2细管实验及模拟得出,注CO2在21.11MPa就可以达到混相驱的效果,而注N2要达到混相驱则需要31.75MPa的压力。在地层压力下只有通过注CO2实现混相驱。注CO2提高采收率的主要机理为互溶抽提,萃取,扩容膨胀,降黏降密与多次接触混相驱。（4）通过长岩心驱替实验得出,花3-1X井挥发油藏由于地层挥发油油质较轻,地层压力衰竭到20MPa后注CO2基本可以实现混相驱,采收率可以达到63.44%。花3-2井注CO2在22MPa的压力下就可以达到混相,开发效果好。更高的压力下注CO2采收率差距很小。注N2驱替在35.2MPa的压力下比CO2少了 20.887%的采收率。可见注C02开发可以较大程度的提高采收率。（5）在储量拟合及历史拟合的基础上进行注采参数优选,从开发方式、注气井网、单井平均注气速度、C02总注入量、C02驱地层压力保持水平这几个方面对开发效果的影响进行论证,选取最佳开发方式。花3断块挥发油藏CO2驱方案模拟结束含油饱和度最低。CO2驱方案比水驱方案优势较明显,注CO2能使地层压力保持稳定,减少挥发性油藏中地层油大量脱气,因此推荐花3断块挥发性油藏选择CO2驱开发方式。预计推荐方案累采油39.2896×104m3。通过此次数模研究可以认识到该方案预测期末采出程度为35.23%,比衰竭（19.67%）增加15.56%。气驱方案模拟结束含油饱和度最低。气驱方案比水驱方案优势较明显,注气能使地层压力保持稳定,减少挥发性油藏中地层油大量脱气。所以,花3断块挥发油藏根据地层条件和实际情况,可以考虑注CO2实现混相驱提高挥发油藏采收率。
敖文君,孔丽萍,王成胜,陈士佳,田津杰,阚亮[6]（2016）在《高含水油藏注气驱提高采收率技术研究》文中研究指明针对高含水中后期油藏以及注水困难的水敏油藏难以实现高效开发与持续稳产的问题,通过PVT釜高压物性实验与长细管驱替实验进行了注富气与CO2驱提高采收率室内评价研究。实验对原油进行了PVT高压物性分析,研究了注入不同摩尔分数比例的CO2和富气时,原油饱和压力、降黏效果和膨胀能力的变化规律,并对比分析采用连续注气与交替注气下,高含水油藏的驱油效果。长细管实验对比分析了注CO2和富气在原油中的最小混相压力及混相驱替效率,CO2在原油中的最小混相压力为14.27 MPa,富气在原油中的混相压力为34.74 MPa。对原油物性与驱油效率的分析表明,注富气可以较好地提高轻质油藏原油的采收率。与水驱相比,采用连续注气与交替注入,富气驱均可以提高采收率28%以上,且交替注入的效果更好。
黄堃[7]（2016）在《LH11-1油田礁灰岩油藏横向渗流机理及驱替特征实验研究》文中研究说明生物礁灰岩是在海相沉积环境里受生物成因影响的的块状碳酸岩储集岩体。目前针对溶洞-孔隙型礁灰岩油藏的渗流机理研究还很少,特别是对其相对渗透率曲线的研究还极其缺乏。礁灰岩溶洞-孔隙型油藏油水相对渗透率曲线对于开展礁灰岩溶洞-孔隙型油藏注水开发起着极其重要的作用。目前的相渗曲线主要是针对短岩心进行测试,而长岩心由于其能更好的还原地层实际情况,因此,由长岩心测试得到的相渗曲线更具代表性。通过使用取自礁灰岩油藏水平方向的天然岩心,筛选出溶洞-孔隙发育较多的,并将其组合成长岩心,进行水驱油实验,获得了长岩心的相对渗透率曲线,对其水平方向的渗流机理进行探讨,并通过库仑法研究驱替以后剩余油在整个岩心当中的分布情况。具体研究内容有：（1）对岩石微观孔隙结构进行了分析,对影响驱替效率的因素诸如粘土含量,孔喉连通程度等进行了相应的检测和观察,为进一步分析礁灰岩水驱油的机理提供了依据。（2）对五种有代表性孔渗结构的短岩心进行了相对渗透率曲线测定,结合岩心孔渗特性,对比其曲线的特征,分析其渗流特征的不同。（3）在实验室尺度下,选取不同层位的岩心,组合成长岩心,进行驱替实验,获取高温高压下在复杂环境下的水驱油相渗曲线,并结合相应理论知识,分析流动机理和特征。（4）结合全直径岩心实验,应力敏感实验以及水敏性实验等对影响礁灰岩水平方向驱油机理的因素进行了探讨。通过以上研究,在一定程度上提高了对礁灰岩油藏水驱油特征的认识。对水驱油的提液潜力,以及驱替后的剩余油分布特征都有了一定的了解,为油田以后制定相应的开发对策,更加合理高效的开采提供依据。
王昊[8]（2016）在《X52油藏水淹区注气提高采收率开发方式研究》文中研究说明提高采收率研究是油气田开发永恒存在的主题之一,并且注气提高原油采收率技术已经发展成为一项成熟的增产技术。在二次采油后期,油藏经过注水开发后,含水率会逐渐上升,水驱波及范围变小,已经不再适合继续水驱开发。经过接近40年的开发,柯克亚X52挥发性油藏原油采出程度较低,仅仅为30%左右,水驱采出程度低。原油属于挥发油,油质减轻,易脱气,且油藏存在边水,在水驱后储层含水率会很快上升。由于部分储层已被水淹,处于高含水的状况,使得其他提高采收率的方式存在很大的局限性。本文结合柯克亚X52挥发性油藏目前的开发现状,评价在该油田注气的可行性。X52挥发性油藏多层且跨度大,地质情况复杂,各区块之间流体和岩石物性差异较大。但是该油田天然气资源十分丰富,注气驱在该油藏具有较好的应用前景,因此结合注气驱室内实验和数值模拟方法,对柯克亚X52挥发性油藏注气开发的可行性进行研究。选取了现场取回的柯克亚西五二区K233井的地面分离器油、天然气样品和储层岩心样品,地层水按分析配样,进行研究。通过对所配样品进行PVT物性实验测得气油比为363.12m3/m3,泡点压力为36.14MPa。进行注气膨胀实验,结果表明当注入气量的摩尔体积百分比达到60.397%时,膨胀系数达到最大,为1.51。选择渗透率较好的15块岩心,通过气驱、气水交替驱、提高压力至25MPa,提高压力至39.4MPa、单次提高压力、分阶段提高压力的方式,进行6组长岩心驱替实验,实验结果表明,衰竭后经过水驱,先提高压力至39MPa再气水交替开发的累计采出程度最高,为83.15%。在柯克亚X52挥发油藏全油藏组分模型基础上通过抽取注采井组剖面模型进行数值模拟,考虑不同驱替方式的驱油效率差异。对不同驱替方式进行模拟,结果表明：水驱后再气水交替注入的开发方式,原油的采出程度为24.48%,采出程度相比水驱后再持续注气的开发方式增加2.42%。模拟不同提高压力条件下驱油效率,模拟结果表明：水驱后先提高压力至39.4MPa累积采出程度最高,为28.34%,水驱后先提高压力至25.4MPa累积采出程度次之,为24.91%。数值模拟结果与室内实验结果规律一致。柯克亚X52挥发油藏注烃气提高采收率可行,水驱后提高压力至39.4MPa再进行气水交替驱的开发方式是最适合该油藏的开发方式。
李振男[9]（2016）在《西非挥发性油藏渗流机理及产能预测研究》文中指出深水挥发性油藏开发生产时,其开发常采取地层压力保持在油藏饱和压力之上的方法。西非挥发性油藏属于高产油藏,其渗流特征与常规油藏不同,地层压力保持较好,脱气现象较弱,但井筒附近渗流速度较大,表现出高速非线性渗流特征,同时不同的完井方式、产水、以及出砂等因素都会使常规的渗流模型不能准确的表达其渗流特征,从而导致产能预测的不准确。本文开展了单相水、单相油、束缚水下的单相油、以及油气两相的高速非达西渗流实验研究,总结了单相及油气两相高速非达西的特征,同时建立了非达西系数与渗透率之间的关系式,并建立了考虑高速非达西的产能方程,评价了高速非达西对油藏产能的影响,同时评价了完井方式对高速非达西效应的影响,建立了考虑产水、脱气、高速非达西和出砂现象的单井产能预测公式。本文研究认为,低渗透岩心发生高速非达西的临界流速更低,高速非达西对于低渗透油藏的影响大于高渗油藏;束缚水的存在降低了油相的临界流速;非达西系数随着渗透率增加而减少;在油气两相渗流中,气相的存在降低了油相发生高速非达西现象的临界流速;西非油藏的射孔完井方式有利于减弱高速非达西现象;在单井产能的快速预测过程中,考虑产水、高速非达西效应、出砂以及脱气的产能方程比传统产能公式更为精确,预测产能精度最高可提高88%。
王慎铭[10]（2015）在《大庆油田F区块油藏流体物性及产能影响因素分析》文中提出大庆油田F区块不同于一般黑油油藏,地面流体为油气两相并存,且原油中轻质组分含量较高、原油密度低、收缩性强、生产气油比大,因此F区块流体是一种具有特殊性质的流体,属于特殊性油藏,并且有挥发油的特征。为了更好的开发该区块,分析流体物性、确定F区块油藏流体类型是大规模开发此区块的前提,并对产能进行影响因素分析,进而得到提高产量的措施。本文由F区块两口典型油井的地面油气组成组分合成了油藏流体组成组分,通过PVT模拟器模拟油藏流体PVT实验。与两口典型黑油油井流体作对比,分析了油藏流体的体积系数、粘度、收缩性。利用物性分析结果,通过原油物理特征分析法、液体体积与无因次压力关系曲线法和井流物组成经验判别法等方法确定了F区块流体类型。利用Eclipse中的E300模块以及PVT模拟软件,建立数学模型并与实际井产能对比,通过改变PVT模拟软件以及数学模型中的参数,得到生产气油比、地面油密度、原始地层油粘度、饱和压力、开采时间、井口压力、油嘴尺寸、开采速度、和注水时机等对产能的影响。结果表明,与黑油相比,F区块油藏流体体积系数、收缩率较大,密度、油粘度较小。通过多种方法判断出F区块流体为挥发油。当井底流压大于饱和压力时,生产气油比的越大产能越大,地面油密度越大产能越小,原始地层油粘度越大产能越小,地层油体积系数越大产能越大,饱和压力越大产能越大;当井底流压小于饱和压力时,生产气油比的越大产能越小,地面油密度越大产能越大,原始地层油粘度越大产能越大,地层油体积系数越大产能越小,饱和压力越大产能越小;随着开采时间的增加,地层中压力降到饱和压力的点的位置距离井口越来越远,产量下降速度加快;井口压力越大,油井的稳产时间越长;在不产生水化物的前提下,尽量选择较小尺寸的油嘴;不宜采用较高的采油速度;开采时应在高于饱和压力时注水保压;井底流压应控制在饱和压力附近。
二、西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究（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、西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究（论文提纲范文）
（1）碳酸盐岩油藏复合气驱驱油机理及开发参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外低渗透碳酸盐岩地质和开发特征 |
| 1.2.2 国内外气驱提高采收率机理研究现状 |
| 1.2.3 国内外碳酸盐岩气驱开发技术研究现状 |
| 1.3 论文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 论文研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 复合气驱混相机理及相态变化特征研究 |
| 2.1 注气混相机理研究 |
| 2.1.1 相平衡计算方法 |
| 2.1.2 相平衡表征混相传质过程 |
| 2.2 注气改善原油物性效果分析 |
| 2.2.1 注入气对原油粘度的影响规律 |
| 2.2.2 注入气对原油密度的影响规律 |
| 2.2.3 注入气对原油体积系数的影响规律 |
| 2.2.4 注入气对原油溶解气油比的影响规律 |
| 第3章 碳酸盐岩油藏复合气驱开发效果影响因素分析 |
| 3.1 数值模拟模型的建立 |
| 3.2 储层井网特征参数对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.2.1 地层倾角对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.2.2 有效厚度对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.2.3 井距对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.3 裂缝特征参数对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.3.1 裂缝和基质渗透率比值对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.3.2 裂缝密度对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.4 油藏开发参数对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.4.1 注入气组分对复合气驱开发效果的影响 |
| 3.4.2 采油速度对复合气驱开发效果的影响 |
| 第4章 碳酸盐岩油藏注气开发技术图版建立 |
| 4.1 目标油藏典型区块数值模拟模型的建立和图版指标的建立 |
| 4.1.1 地质模型的建立 |
| 4.1.2 流体组分模型建立 |
| 4.1.3 开发技术图版开发参数指标模型建立 |
| 4.2 低压油藏不同储层参数下开发技术图版 |
| 4.2.1 低压油藏注复合气驱注采比技术图版 |
| 4.2.2 低压油藏注复合气驱注气/采油速度技术图版 |
| 4.3 异常高压油藏不同储层参数下开发技术图版 |
| 4.3.1 异常高压油藏注复合气驱注采比技术图版 |
| 4.3.2 异常压油藏注复合气驱注气/采油速度技术图版 |
| 4.4 让纳若尔油藏注气开发参数优化 |
| 4.4.1 研究区生产历史拟合 |
| 4.4.2 注气开发技术参数优化 |
| 4.5 卡沙干油藏注气开发参数优化 |
| 4.5.1 台内油藏工程参数优化 |
| 4.5.2 台缘油藏工程参数优化 |
| 4.6 确定开发参数的两种方法对比 |
| 4.6.1 图版法确定开发参数 |
| 4.6.2 两种方法结果对比 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（2）挥发性油藏CO2驱动态混相特征（论文提纲范文）
| 1 原油物性分析 |
| 2 CO2驱动态混相压力研究 |
| 2.1 高挥发性油藏最小混相压力测试 |
| 原油组分分析 |
| 剩余油CO2驱最小混相压力测试 |
| 2.2 弱挥发性油藏最小混相压力预测数值模拟计算 |
| 3 衰竭开发转CO2驱界限 |
| 4 结论 |
（3）海上断块挥发性油藏开发潜力评价（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 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 地质特征及开发概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 沉积特征 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.3 存在问题 |
| 第3章 油藏流体性质研究 |
| 3.1 流体取样情况 |
| 3.2 流体类型 |
| 3.3 相态测试结果与实际生产对比 |
| 3.4 流体取样代表性评价 |
| 3.5 流体相态实验模拟及相态恢复 |
| 3.5.1 流体相态实验模拟 |
| 3.5.2 流体相态恢复 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 油藏开发动态特征 |
| 4.1 油井生产动态 |
| 4.2 油井产油量递减规律 |
| 4.3 气油比变化规律 |
| 4.3.1 C油田挥发油藏气油比变化规律 |
| 4.3.2 国内外挥发性油藏气油比下降原因 |
| 4.3.3 C油田挥发油藏气油比变化原因 |
| 4.4 油井产水规律 |
| 4.5 油井压力递减 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 油藏生产历史拟合 |
| 5.1 油藏数值模型 |
| 5.2 ZH1-1L油组 |
| 5.2.1 开采特征 |
| 5.2.2 生产历史拟合研究 |
| 5.3 ZH1-2L油组 |
| 5.3.1 开采特征 |
| 5.3.2 生产历史拟合研究 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 储量动用分析 |
| 6.1 ZH1-1L油组 |
| 6.2 ZH1-2L油组 |
| 6.3 小结 |
| 第7章 油藏开发潜力评价 |
| 7.1 开发潜力 |
| 7.2 储量动用方案研究 |
| 7.2.1 开发方式 |
| 7.2.2 开发层系 |
| 7.2.3 井型 |
| 7.2.4 方案设计 |
| 7.2.5 方案预测及优选 |
| 7.2.6 优选方案预测指标 |
| 7.3 A4H井合理工作制度 |
| 7.3.1 目前工作制度合理性 |
| 7.3.2 方案设计 |
| 7.3.3 方案预测及优选 |
| 7.4 类似挥发性油藏开发建议 |
| 7.5 小结 |
| 第8章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）近临界挥发性生屑云岩油藏生产特征与开发模式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 挥发性油藏的开发技术水平比较 |
| 1.2.2 挥发性油藏相态及开采机理研究现状 |
| 1.3 关键技术选择 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 研究方法与技术路线 |
| 第2章 B油田地质特征与油气藏类型判断 |
| 2.1 油田地理及构造位置 |
| 2.2 构造及断裂特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 沉积相特征 |
| 2.3.2 储层物性与孔隙结构特征 |
| 2.3.3 储层分布特征 |
| 2.4 油藏特征 |
| 2.4.1 温度、压力系统 |
| 2.4.2 流体性质 |
| 2.4.3 储层多相渗流物理特征 |
| 2.4.4 流体分布 |
| 2.5 油气藏类型判断 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 国内外类似油田开发总结与启示 |
| 3.1 国内外类似油田基础参数汇总 |
| 3.2 国内外类似油田开发实例 |
| 3.2.1 福多契挥发性油气田—低渗透异常高压砂岩层状挥发油藏 |
| 3.2.2 贾依—小埃斯卡姆比溪挥发油藏 |
| 3.2.3 让纳若尔油田 |
| 3.2.4 文72断块挥发油藏 |
| 3.2.5 海南省花场油气田 |
| 3.3 挥发性油藏一般开发特点 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 油藏相态特征研究 |
| 4.1 地层条件下烃类流体PVT特征 |
| 4.1.1 实验样品合格性检查 |
| 4.1.2 配制样品单次脱气实验测试及配制样品合格性检查 |
| 4.1.3 不同温度下地层流体饱和压力测定及计算 |
| 4.1.4 不同温度下的地层流体P—V关系(等组分膨胀实验) |
| 4.1.5 定容衰竭过程中平衡液液量计算 |
| 4.1.6 定容衰竭采出井流物组成测定 |
| 4.1.7 定容衰竭过程产出量实验计算 |
| 4.1.8 不同压力下定容衰竭过程累积产出量实验计算 |
| 4.1.9 不同压力下气液间界面张力计算 |
| 4.1.10 不同压力下多级脱气脱出气体组成数据 |
| 4.1.11 不同压力下多级脱气过程液相体积 |
| 4.1.12 不同压力下多级脱气过程油气粘度分析 |
| 4.1.13 不同压力下多级脱气过程原油物性数据 |
| 4.1.14 不同压力下多级脱气过程天然气物性数据 |
| 4.1.15 油藏流体相态特征 |
| 4.2 本章小结 |
| 第5章 油藏异常生产动态特征机理分析 |
| 5.1 油藏生产动态特征分析 |
| 5.1.1 油藏压力变化特征 |
| 5.1.2 油藏动态储量分析评价 |
| 5.2 油藏特殊生产动态特征现象归类 |
| 5.2.1 压力降低,生产气油比依然稳定 |
| 5.2.2 井筒中压力梯度倒置现象 |
| 5.3 油藏特殊生产动态特征产生原因分析 |
| 5.3.1 生产气油比异常稳定 |
| 5.3.2 井筒中压力梯度倒置现象 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 B油田高效开发模式研究与开发指标预测 |
| 6.1 B油田高效开发模式驱替实验系列研究 |
| 6.1.1 岩心驱替装置 |
| 6.1.2 长岩心的排列组合方式及渗透率确定 |
| 6.1.3 B油田长岩心驱替实验与高效开发模式确定 |
| 6.2 B油田高效开发模式数值模拟系统研究 |
| 6.2.1 流体相态拟合 |
| 6.2.2 挥发性油藏组分机理模型的建立 |
| 6.2.3 B油田不同开发模式数值模拟研究 |
| 6.2.4 数值模拟结果与B油田高效开发模式确定 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）花3断块挥发油藏注CO2提高采收率机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的背景与目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 挥发油藏注气提高采收率研究 |
| 1.2.2 注CO_2提高采收率研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 第2章 花3断块挥发油藏概况 |
| 2.1 油藏构造概况 |
| 2.2 油气层分布特征 |
| 2.2.1 油气层纵向分布特征 |
| 2.2.2 油气层平面分布特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.4 储集特征 |
| 2.4.1 岩石类型及特征 |
| 2.4.2 孔隙结构特征 |
| 2.4.3 储层物性 |
| 2.4.4 储层润湿性 |
| 2.4.5 储层敏感性 |
| 2.5 油藏特征 |
| 2.5.1 油藏流体性质 |
| 2.5.2 油藏温度和压力 |
| 2.6 区块目前情况 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 花3断块挥发性油藏PVT相态及模拟研究 |
| 3.1 原始地层流体组成 |
| 3.2 拟组分划分 |
| 3.3 饱和压力及单次闪蒸实验拟合 |
| 3.4 等组成膨胀实验数据拟合 |
| 3.5 定容衰竭实验拟合 |
| 3.6 差异分离实验拟合 |
| 3.7 P-T相图计算 |
| 3.8 状态方程临界参数场 |
| 3.9 本章小结 |
| 第4章 花3断块挥发油藏最小混相压力研究 |
| 4.1 实验准备 |
| 4.2 实验样品准备 |
| 4.3 实验过程 |
| 4.4 实验条件 |
| 4.5 细管实验测试结果及分析 |
| 4.5.1 花3-2注CO_2、 N_2细管实验测试结果 |
| 4.5.2 N_2/CO_2细管实验测试结果对比分析 |
| 4.5.3 注N_2/CO_2细管MMP研究 |
| 4.6 CO_2-挥发油细管模拟研究 |
| 4.6.1 压力对过渡带的影响 |
| 4.6.2 CO_2注入量对过渡带的影响 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 长岩心驱替实验研究 |
| 5.1 长岩心实验的准备 |
| 5.2 长岩心驱替实验 |
| 5.3 花3-1X长岩心实验结果 |
| 5.4 花3-2井长岩心实验研究 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 油藏建模及生产历史拟合 |
| 6.1 模型建立 |
| 6.1.1 资料收集及数据加载 |
| 6.1.2 构造模型 |
| 6.1.3 属性模型 |
| 6.2 储量拟合 |
| 6.3 生产历史拟合 |
| 6.4 目前油藏动态及生产状况分析 |
| 6.4.1 目前油藏动态 |
| 6.4.2 目前生产状况分析 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 油藏注CO_2提高采收率参数优化 |
| 7.1 衰竭方案 |
| 7.2 气驱方案 |
| 7.3 水驱方案 |
| 7.4 开发方式优选 |
| 7.5 注气开发潜力研究 |
| 7.5.1 注气井网论证 |
| 7.5.2 注采比论证 |
| 7.5.3 单井平均注气速度论证 |
| 7.5.4 CO_2总注入量优化 |
| 7.5.5 CO_2驱地层压力保持水平优化 |
| 7.6 注CO_2驱推荐方案设计 |
| 7.7 本章小结 |
| 第8章 结论与建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（6）高含水油藏注气驱提高采收率技术研究（论文提纲范文）
| 1 流体性质 |
| 2 高压物性实验 |
| 2.1 对流体相态的影响 |
| 2.2 对原油物性的影响 |
| 3 驱替实验 |
| 3.1 长细管驱替实验 |
| (1)地层原油样品的饱和 |
| (2)驱替实验 |
| 3.2 长细管驱替实验结果与讨论 |
| 3.2.1 最小混相压力 |
| 3.2.2 驱替效果分析 |
| 3.3 长岩心驱替实验 |
| 4 结论 |
（7）LH11-1油田礁灰岩油藏横向渗流机理及驱替特征实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 渗流机理研究 |
| 1.3.2 剩余油分布规律 |
| 1.3.3 相渗曲线 |
| 1.3.4 目前研究存在的问题 |
| 1.4 研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 LH11-1油田地质概况及岩性研究 |
| 2.1 LH11-1油田地质特征 |
| 2.1.1 油田基本情况 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层沉积相特征 |
| 2.1.4 油藏特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.1.6 油藏储量评价 |
| 2.1.7 地质综合评价 |
| 2.2 礁灰岩岩石物性分析 |
| 2.2.1 铸体薄片技术 |
| 2.2.2 岩石类型 |
| 2.2.3 岩心分层描述 |
| 2.2.4 礁灰岩发育特征 |
| 2.3 孔隙度、渗透率、深度直接的相关性 |
| 2.4 储层物性对比 |
| 2.4.1 储层非均质性 |
| 2.4.2 渗透率变异系数 |
| 2.4.3 渗透率突进系数 |
| 2.4.4 渗透率极差 |
| 2.5 储层敏感性分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 礁灰岩短岩心渗流特征研究 |
| 3.1 油水相对渗透率曲线 |
| 3.1.1 油水相对渗透率曲线特征分析 |
| 3.1.2 归一化油水相对渗透率曲线特征分析 |
| 3.2 油水分流曲线 |
| 3.3 无因次采油、采液指数曲线分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 礁灰岩长岩心渗流特征研究 |
| 4.1 单管长岩心驱替实验 |
| 4.1.1 实验目的 |
| 4.1.2 实验设备及流程 |
| 4.1.3 岩心准备和排序 |
| 4.1.4 长岩心驱替实验设计 |
| 4.2 实验数据及结果分析 |
| 4.2.1 中渗组单管长岩心实验 |
| 4.2.2 低渗组单管长岩心实验 |
| 4.2.3 高渗组单管长岩心实验 |
| 4.3 实验结果对比 |
| 4.3.1 实验数据对比 |
| 4.3.2 相对渗透率曲线特征 |
| 4.3.3 饱和度分布 |
| 4.3.4 关于造成水敏性的原因 |
| 4.3.5 剩余油分布特征 |
| 4.3.6 长岩心实验和短岩心实验 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（8）X52油藏水淹区注气提高采收率开发方式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 挥发油藏开发特征 |
| 1.2.2 注气(EOR)实验研究现状 |
| 1.2.3 注气(EOR)矿场试验实例 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第2章 柯克亚X_5~2挥发油藏概况 |
| 2.1 概况特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 流体特征 |
| 2.2 储层性质及其特点 |
| 2.2.1 储层特征 |
| 2.2.2 储层敏感性 |
| 2.3 柯克亚X_5~2油藏开发现状及面临问题 |
| 2.3.1 开发现状 |
| 2.3.2 X_5~2挥发油藏开发特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 流体相态及注气膨胀实验 |
| 3.1 流体相态测试 |
| 3.1.1 实验装置及流程 |
| 3.1.2 实验内容及方法 |
| 3.1.3 常规油气体系PVT相态研究 |
| 3.2 原始流体注气膨胀实验 |
| 3.2.1 注入气对剩余挥发油饱和压力的影响 |
| 3.2.2 注入气对泡点下原油体积系数的影响 |
| 3.2.3 注入气对溶解气油比的影响 |
| 3.2.4 注入气对地层原油密度的影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 长岩心驱替实验 |
| 4.1 长岩心实验测试 |
| 4.1.1 实验装置及流程 |
| 4.1.2 岩心准备和排序 |
| 4.1.3 地层流体实验样品配制 |
| 4.1.4 长岩心驱替实验设计 |
| 4.2 实验结果及分析 |
| 4.2.1 优选注气方式实验 |
| 4.2.2 不同提压条件下优选注气方式驱油效率对比 |
| 4.2.3 衰竭降到25MPa后再水驱和气驱 |
| 4.2.4 不同驱替方式驱油效率对比分析 |
| 4.3 结论及认识 |
| 第5章 剖面数值模拟研究 |
| 5.1 油藏数值模拟剖面模型的建立 |
| 5.1.1 数值模拟模型参数 |
| 5.1.2 流体相态拟合 |
| 5.1.3 历史拟合 |
| 5.1.4 实际井距模型目前地层压力模拟 |
| 5.2 注气提高采收率数值模拟研究与结果分析 |
| 5.2.1 注入介质 |
| 5.2.2 驱替方式评价 |
| 5.2.3 提高压力生产采收率评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）西非挥发性油藏渗流机理及产能预测研究（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 高速非达西渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 高速非达西渗流判别方法研究现状 |
| 1.2.3 产能模型研究现状 |
| 1.2.4 存在问题 |
| 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 挥发性油藏开发特征 |
| 2.1 挥发性油藏特征 |
| 2.1.1 储层物性特征 |
| 2.1.2 储层流体特征 |
| 2.2 挥发性油藏的开发方式 |
| 2.2.1 衰竭开采 |
| 2.2.2 注天然气法 |
| 2.2.3 注水保持地层压力 |
| 2.2.4 交替注水注气法 |
| 2.3 西非挥发性油藏开发现状 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 高速非达西渗流机理研究 |
| 3.1 多孔介质中流动形态划分及特征 |
| 3.1.1 多孔介质中流动形态划分 |
| 3.1.2 高速非达西流动形态特征 |
| 3.2 高速非达西渗流判别模型及分析 |
| 3.2.1 高速非达西渗流判别模型 |
| 3.2.2 判别模型对比分析 |
| 3.2.3 实例计算 |
| 3.3 单相高速非达西渗流实验研究 |
| 3.3.1 实验仪器及步骤 |
| 3.3.2 实验结果 |
| 3.3.3 结果分析 |
| 3.3.4 单相高速非达西对油藏产能的影响 |
| 3.4 油气两相高速非达西渗流实验研究 |
| 3.4.1 实验仪器及步骤 |
| 3.4.2 实验结果 |
| 3.4.3 结果分析 |
| 3.5 考虑完井方式的高速非达西效应评价方法 |
| 3.5.1 不同完井方式的流线分布及泄流面积 |
| 3.5.2 近井地带高速非达西效应评价 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 西非挥发性油藏单井产能预测研究 |
| 4.1 西非挥发性油藏单井产能影响因素分析 |
| 4.1.1 高速非达西对单井产能的影响 |
| 4.1.2 脱气对单井产能的影响 |
| 4.1.3 产水对单井产能的影响 |
| 4.1.4 出砂对单井产能的影响 |
| 4.2 西非挥发性油藏直井产能模型研究 |
| 4.2.1 直井产能公式研究 |
| 4.2.2 实例计算 |
| 4.3 西非挥发性油藏水平井产能模型研究 |
| 4.3.1 水平井产能公式研究 |
| 4.3.2 实例计算 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）大庆油田F区块油藏流体物性及产能影响因素分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 问题的提出、目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 挥发油研究现状 |
| 1.2.2 产能影响因素方法研究 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 油藏流体物性分析 |
| 2.1 流体组成组分分析 |
| 2.1.1 地面流体组成组分分析 |
| 2.1.2 地层流体组成组分分析 |
| 2.2 PVT实验模拟 |
| 2.2.1 定容衰竭实验模拟 |
| 2.2.2 恒质膨胀实验模拟 |
| 2.2.3 多次脱气实验模拟 |
| 2.2.4 粘度实验模拟 |
| 2.3 物性分析 |
| 2.3.1 体积系数 |
| 2.3.2 地层油粘度 |
| 2.3.3 收缩性 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油藏类型判断 |
| 3.1 各种油气藏类型特征 |
| 3.2 油藏类型判断 |
| 3.2.1 原油物理特征分析法 |
| 3.2.3 液体体积与无因次压力关系曲线判别法 |
| 3.2.4 井流物组成经验判别法 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 产能影响因素研究 |
| 4.1 F区块油藏的数值模拟 |
| 4.1.1 数值模拟网格划分 |
| 4.1.2 储层物性参数 |
| 4.1.3 组分模型流体参数的输入 |
| 4.1.4 相对渗透率曲线 |
| 4.2 实际产能对比 |
| 4.3 渗流特征的变化 |
| 4.3.1 含油饱和度变化 |
| 4.3.2 油相渗透率 |
| 4.3.3 结果分析 |
| 4.4 流体特性对产能的影响 |
| 4.4.1 生产气油比对产能的影响 |
| 4.4.2 地面油密度比对产能的影响 |
| 4.4.3 地层油原始粘度对产能的影响 |
| 4.4.4 地层油原始体积系数对产能的影响 |
| 4.4.5 饱和压力对产能的影响 |
| 4.5 开采时间对油井产能的影响 |
| 4.6 井.压力对产能的影响 |
| 4.7 表皮系数对产能的影响 |
| 4.8 生产压差对产能的影响 |
| 4.9 油嘴尺寸对产能的影响 |
| 4.9.1 油嘴尺寸对流体组成组分的影响 |
| 4.9.2 油嘴尺寸对生产的影响 |
| 4.10 开采速度对产能的影响 |
| 4.11 注水时机对产能的影响 |
| 4.12 井底流压的确定 |
| 4.13 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
四、西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究（论文参考文献）
- [1]碳酸盐岩油藏复合气驱驱油机理及开发参数优化研究[D]. 谭力. 中国石油大学(北京), 2020
- [2]挥发性油藏CO2驱动态混相特征[J]. 王锐,吕成远,伦增珉,王进安,赵淑霞,王欣,许寻. 油气地质与采收率, 2020(01)
- [3]海上断块挥发性油藏开发潜力评价[D]. 吴斌. 西南石油大学, 2018(06)
- [4]近临界挥发性生屑云岩油藏生产特征与开发模式研究[D]. 陈乾宇. 西南石油大学, 2017(11)
- [5]花3断块挥发油藏注CO2提高采收率机理研究[D]. 胡昊澄. 西南石油大学, 2017(11)
- [6]高含水油藏注气驱提高采收率技术研究[J]. 敖文君,孔丽萍,王成胜,陈士佳,田津杰,阚亮. 复杂油气藏, 2016(04)
- [7]LH11-1油田礁灰岩油藏横向渗流机理及驱替特征实验研究[D]. 黄堃. 西南石油大学, 2016(03)
- [8]X52油藏水淹区注气提高采收率开发方式研究[D]. 王昊. 西南石油大学, 2016(03)
- [9]西非挥发性油藏渗流机理及产能预测研究[D]. 李振男. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [10]大庆油田F区块油藏流体物性及产能影响因素分析[D]. 王慎铭. 东北石油大学, 2015(04)