一、单二块试验区特高含水期挖潜实践与认识（论文文献综述）
王九龙[1]（2021）在《非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用》文中认为我国大部分水驱油田普遍进入了开发中后期阶段,长期的注水开发导致储层水淹严重,形成了油水优势渗流通道,但是储层内仍然存在大量的剩余油,同时储层层间和层内的非均质性又加剧了这种矛盾,给挖潜带来了巨大的难度,归根结底是受储层构型（韵律、夹层遮挡、井控受限等因素）的限制,储层内部精细剩余油形成的机理和分布特征不明晰,进而不能提出有效的挖潜方法,现有流动模型也无法提供有效的理论支撑。特别对于大庆油田的非均质厚油层储层,构型影响下高含水期剩余油储量巨大,约占剩余可采储量的53.7%,如何实现这部分剩余油的有效挖潜成为我国目前和未来提高原油产量的重要努力方向。为了搞清厚油层不同非均质构型条件下储层的油水分布规律,揭示剩余油形成机理,本文在“十二五”国家重大专项提出二维有效驱动单元理论模型的基础上,基于渗流力学和流函数模型,将注采单元划分为4个区域:Ⅰ类（高速流动有效驱）、Ⅱ类（低速流动有效驱）、Ⅲ类（高速流动无效驱）、Ⅳ类（低速流动无效驱）。通过引入两个形状函数表征非均质构型的三维空间特征,实现三维流动与三维空间特征的融合,建立了考虑重力的三维有效驱动单元渗流数学模型、非稳态条件下沿流线方向上两相流动的饱和度模型,结合驱替实验和数值模拟方法揭示了注采单元内油水流动特征和饱和度（流线）变化规律。然后通过分别构建韵律、夹层以及注采不完善三类非均质储层的三维形状函数,结合流线密度和流线速度分布来表征了不同非均质构型条件下储层驱替单元内部有效驱动单元随时间和空间上的演化特征,弄清了驱替过程中含水率和油水饱和度随4类有效驱动单元转换的变化特征,进而明确了不同非均质条件下储层剩余油产生的区域和油水饱和度分布规律。依据三维有效驱动单元渗流数学模型,进行了大量数值分析。研究结果表明:（1）韵律储层受重力和纵向非均质性等因素的影响,在高渗透层形成优势渗流通道后,有效驱动的范围快速减小,导致整片状的剩余油产生,通过有效驱动单元模型可以跟踪含水率变化过程中4类驱动单元的变化范围,进而明确了不同韵律特征、不同韵律级差和不同储层厚度条件下剩余油产生的区域和规模;（2）夹层的存在改变厚油层层内和层间的流场分布,导致片状剩余油的产生,并且随着夹层延伸长度、夹层倾角等因素的影响驱动单元控制范围也发生变化,通过有效驱动单元理论可以明确了不同夹层条件下剩余油产生的区域和规模。（3）注采不完善性条件下,不完善区域形成压力平衡去无法实现有效驱动,导致散状剩余油的产生,通过有效驱动单元理论分析,明确了井网不完善、射孔不完善条件下剩余油随驱动单元变化产生的区域和饱和度分布。最后针对大庆油田厚油层三大类型六种模式储层剩余油分布的特征和剩余规模,基于流场转置方法利用三维有效驱动单元渗流模型提出了针对韵律型、夹层遮挡型以及注采不完善型三类主要剩余油类型储层的有效挖潜措施以及具体的挖潜方法和参数设置。根据目标区大庆南中西二区储层构型特征以及开发现状,对整个区块进行有效驱动的单元的划分,最终划分出3788个驱动单元,然后依据有效驱动单元理论分区域、分层位制定针对性的有效挖潜剩余油方案,结果显示调整后区块整体采收率提高4%左右,实现了剩余油的有效挖潜,本研究的成果对非均质厚油层剩余油的进一步挖潜提供了新的理论指导和技术支持。
范海娇[2]（2020）在《M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究》文中进行了进一步梳理M区块经过50多年的注水开发后,综合含水率达到了91.04%。进入特高含水期后,各层系之间矛盾加剧,剩余油分布零散。通过不断加大油水井调整措施挖潜力度,取得了较好的开发效果,进一步调整潜力逐渐减小。在此基础上,如何进一步挖潜剩余油成为首要问题。本文在对M区块地质特征与开发历程进行详细分析的基础上,建立试验区地质模型与数值模拟模型,明确了各油层组剩余油平面及纵向分布情况。引入易动用含油饱和度界限概念,与注入孔隙体积倍数联合评价,从动用难易程度角度对剩余油潜力进行评价,并以各沉积单元为评价对象,将其潜力划分为四类。根据各类潜力单元剩余油成因划分10种类型,并给出各单元不同类型剩余油储量分布。（40）、Ⅲ类潜力单元主要剩余油类型为无注无采型与有采无注型,储量占比达之和分别为41.85%和59.47%;Ⅱ、Ⅳ类潜力单元主要以层间干扰型、吸水差型剩余油为主,储量所占比例之和分别为40.15%和43.15%。基于本文所提出的剩余油潜力评价及类型划分方法所得潜力评价结果,针对各潜力单元剩余油类型分布,以试验区为研究对象,结合区块开发现状及存在的问题,应用数值模拟方法,对井网抽稀与加密两种井网调整方法进行方案设计、模拟预测与效果评价。结果表明,井网抽稀方案中五点法井网效果最优,采出程度增加2.76个百分点;加密方案一（新布署一套120m五点法面积井网）较原井网采出程度增加4.23个百分点,在高油价条件下经济效益良好。
王瑞虹[3]（2020）在《P7井区剩余油分布特征研究及深部调驱方案设计》文中提出P7井区隶属于中低渗透油藏,其储层非均质性较强,物性较差。自上世纪后期投入生产以来,P7井区整体的含水率逐年递增,截至2018年10月,该井区已经进入高含水后期,其层内、层间的非均质性愈发突出,且剩余油分布不均,如若继续采用水驱或聚驱都将无法达到较好的预期效果,参照其它类似井区的开发经验,选择储层适应性强、注入能力强、吸附滞留能力强且抗冲刷性好的凝胶调驱体系对该井区进行深部调驱,既能满足调驱剂大剂量注入,又能做到边调边驱,最终实现该区块的进一步有效开发。本文主要利用数值模拟方法研究P7井区的剩余油分布特征和进行凝胶深部调驱注入方案设计。首先是利用Petrel软件建立了P7井区模拟区的三维地质模型,在此基础之上利用CMG数值模拟软件建立水驱数值模拟模型,进行了水驱历史拟合,分析了该区块水驱后剩余油类型主要有:断层边部型剩余油、薄差层型剩余油、平面非均质型剩余油、井网滞留区型剩余油、注采不完善型剩余油和井网控制不住型剩余油这6种,量化研究了各种类型剩余油的分布特征,明确了水驱后剩余油的挖潜潜力。然后,在水驱数值模拟研究基础上,利用CMG软件建立了P7井区调驱数值模拟模型,根据聚合物、交联剂、稳定剂浓度和调驱体系用量的不同共设计出了5种调驱注入方案,并最终优选出最佳的调驱方案（前置段塞:1000-1800-300mg/L;主段塞:900-1600-200mg/L;后置段塞:1000-1800-300mg/L）。最后,对所优选出的调驱注入案进行开发指标预测,并预测后续水驱至含水率达到98%时,最大降低含水6.94%,提高采收率4.53%,调驱后最终采收率为47.86%,相对于水驱,累计增油8.96×104t,调驱效果显着。
胡龙朝[4]（2019）在《WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究》文中研究表明WS低渗透砂砾岩油藏由于注水利用率低,综合含水率高,水淹水窜严重,导致注水开发效果很差。针对该油藏目前注水开发存在的这些问题,有必有开展低渗透砂砾岩油藏注CO2渗流机理研究。大量研究也表明,CO2是很好的驱油剂,具有增溶、降黏等独特的物化性质。因此,本文开展了注CO2渗流机理研究,以点带面,为油田公司开展后续CO2驱先导试验区块的筛选和方案设计提供基础数据。本文在大量调研低渗透砂砾岩油藏储层特征、开发特征、两相渗流特征及二氧化碳驱油机理的基础上开展了电镜扫描、X射线-CT扫描、核磁、压汞、水驱、CO2非混相驱及CO2混相驱微观可视化渗流机理研究、PVT相态、注气膨胀、长岩心驱替等实验及数值模拟研究,对低渗透砂砾岩油藏注Co2渗流机理进行了研究。通过大量实验及数值模拟研究得到了以下几点结论和认识:（1）开展了微孔孔隙结构实验研究砂砾岩油藏储层特征,可知研究区块砂砾岩岩石的孔隙类型主要包括:粒间孔、粒间溶孔,并且局部可见贴砾缝、微裂缝,并可见少量剩余粒间孔。CO2驱替后相比驱替前岩石物性整体变好;（2）开展了水驱、CO2非混相及混相驱微观可视化渗流机理实验研究,对比分析知,水驱的效率远低于CO2非混相驱效率,而CO2非混相驱效果又不如Co2混相驱效果好;CO2混相驱相对水驱和CO2非混相驱剩余油较少,大多以分散的油滴和油膜赋存在微孔细表面;（3）开展了注CO2相态特征实验研究,可知研究目标区块地层原油的主要性质包括:溶解气量较小、泡点压力较低、体积系数较小、气体平均溶解系数较小,并且注入CO2与原油配伍性较好以及该油藏属于典型未饱和常规黑油油藏。另外,该油藏的最小混相压力为33.51MPa,而地层的压力为28.2MPa,所以该油藏注CO2是近混相开采;（4）开展了单管高温高压长岩心驱替实验及数值模拟实验研究注CO2渗流机理,可以知道,油气两相区相比油水两相区较大,并且CO2驱油残余油饱和度相比水驱油较低,驱替效果相比水驱较好;注气参数需要进一步优化。通过上述大量实验研究,明确了低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理,为WS油藏开发方案的确立提供了技术支撑。
周福[5]（2017）在《萨中开发区特高含水期驱替特征研究》文中研究说明经过多年的开发,大庆油田萨中开发区已经进入特高含水期,并且产量逐年递减。目前较为突出的开发问题是注水利用效率低、剩余油挖潜难度大、产量递减快等问题。因此,对该区块的注水调整、剩余油识别、生产指标预测以及开发效果评价成为油田工作的重心。本文从相对渗透率的影响因素入手,考虑到特高含水期注水量大、注水利用率低等特点,着重研究了长期冲刷下特高含水期的油水相对渗透率变化,分析了长期冲刷、压力梯度、岩石学特征以及粘土矿物对相对渗透率曲线的影响。同时从地质和开发两方面分析了特高含水期含水率变化的影响因素,其中高渗透条带、非均质性等是影响特高含水期含水率变化的主要因素。最后对驱替特征影响因素进行了研究,分析发现驱替速度、净覆压和两相启动压力梯度是驱替特征的主要影响因素。本文在大量调研现场数据的基础上,分区域研究萨中开发区的水驱规律。通过对生产井史资料的分析,发现在三次井网加密后的一段时间内,油田进入特高含水期,水驱规律在此时进入新的模式。本文以进入特高含水期为起始点,分别从甲型、乙型、丙型和丁型水驱规律曲线等四个方面对萨中开发区各区域的水驱规律进行分析,通过数据拟合以及数据差异对比,分别优选出萨中开发区12个区域的水驱曲线类型。同样采用数据拟合和数据差异对比的方法,分别对萨中开发区各区域进行产量递减规律分析。本研究以三次井网加密完成后产量开始递减的时刻为初始产量来研究递减规律,除去生产措施、生产制度的影响,从指数递减、双曲递减、调和递减三个方面来对生产数据进行拟合,通过分析发现,萨中开发区各区块在特高含水期的产量多以指数形式递减,规律明显,数据拟合较好。为了得到含水率和产量随时间变化的模型,将水驱规律曲线和产量递减曲线进行联解。根据已获得的萨中开发区各区块的水驱规律曲线类型和产量递减类型,联解相应曲线的理论模型,得到各区块可用的含水率及产量预测模型。通过对比拟合精度发现,联解得到的预测模型具有更高的预测精度和更好的适应性。
王浩[6]（2017）在《锦16块二元驱方案优化》文中提出辽河油田锦16块在经过几十年的注水开发后,目前存在着油水井井况差,注采井网不完善、油藏水淹程度极高等问题,需要采用新的驱油方式进行开采。锦16块前期水驱开发效果反映出该区块水驱采收率、注水利用率、注入水波及程度均较高,油井产液能力强,基本达到?类油藏的开发水平。本文通过锦16块油藏进行数值模拟,对储量及历史开发状况进行拟合,为后续开发方案优化提供基础。总结油藏剩余油分布规律及分布特征,结合室内实验,认为锦16块油藏具有化学驱开发的必要性及可行性。通过对二元试验区方案进行优化,最终确定了锦16块二元驱开采用井网、井距等开采方案;并对二元驱开发指标进行预测,为锦16块二元驱的高效开发提供了一定的技术指导。
李超,魏焜[7]（2016）在《边际油田控水增油挖潜实践》文中认为渤海某边际油气田属于自产自销式采油平台,无修井。特殊的自身条件决定了其所有产出水要平台自行消化,同时要保持较高的采油速度,尽快回收成本。2015年初油田含水突升,产水量的增加造成注水井超注,见效油井含水升高的恶性循环。推动水源井转为污水回注,缓解紧绷的注水压力。同时分析出水层位,采取卡水层作业。寻找有利层位,分析挖潜剩余油,配合卡水实施开层作业。针对水平井的高含水情况,在卡堵水措施实施不理想的情况下,尝试水井周期注水,取得见效油井的巨大增油量。对提高小蜜蜂的开采速度,缩短资金回收期做出贡献。
张敬波[8]（2016）在《S油田N区块水驱精细挖潜研究》文中研究指明S油田N区块经过40多年的开发,目前已进入特高含水期后期。N区块先后实施了三次井网加密调整,基础井网和加密井网同时参与开发工作。现阶段,生产井的综合含水率已高达93.16%,采出程度为53.74%,剩余油潜力巨大。所以N区块可以进行水驱精细挖潜,挖潜地层中滞留的剩余油。目前,N区块已经进入特高含水期后期的开发阶段,随着油田含水率的不断上升,剩余油的分布也从大片连续的分布转向了高度分散而又局部相对集中。所以,之前所采用的了解地层构造的油藏描述方法和精度现在已经不能够完成现在阶段的开发任务了,需要更精细、更准确、定量的油藏描述方法。本文根据区块现有井网和层系之间的矛盾,首先利用以井震结合为核心的精细油藏描述技术重新对地层中的断层进行了研究,从而提高了对断层分布的认识程度,并且重新确定了地层中断层的特征;利用井震结合对地层的构造特征进行了分析,并对井震结合下的沉积微相技术进行了研究。其次,在井震结合精细地震解释的基础上,建立了地层的三维地质模型,并利用建立数值模拟模型的方法研究剩余油的分布规律和分布特征,分别从平面和纵向上对剩余油的分布规律进行了研究,从而为后面的剩余油挖潜措施提供依据;并且根据油藏地质特征和三维地质模型特点,分析影响量化精度的因素,从而量化了可挖潜剩余油的规模。然后在确定剩余油分布规律的基础上,对区块特高含水期的注采结构进行了精细调整。针对二类油层的特点采用了井网重构技术,三类油层属于低渗透油层的范畴,据此研究了油层有效动用的合理注采井距。考虑到将来三次采油的可行性,在不打乱现井网的部署方式和各套井网的主要开采对象,保持各井网的相对独立性和完整性的基础上,对二三次加密井网进行了对应补孔,从而对低效井进行治理,以达到完成改善薄差油层动用状况的目标。最后,针对层系以及井网经过多次的调整几乎已经趋于完善的情况,在完成对区块的注采关系调整之后,又研究和完善了特高含水期层段细分及配套挖潜技术,实现了多井网条件下优注优采的精细注采结构调整。
靳占杰[9]（2015）在《萨中开发区特高含水期开发指标变化规律及影响因素研究》文中研究指明萨中开发区处于特高含水产量递减阶段,存在剩余油挖潜难度大、储采平衡矛盾加剧、耗水量大、液油比高、无效注采循环严重等问题。因此对油田进行综合技术调整和开发效果评价显得尤为重要。本文对萨中开发区各井网含水上升规律进行研究:首先由水驱规律的理论基础入手,从特高含水期油水相渗比变化规律与理论假定的差异出发分析水驱规律曲线上翘原因,并总结上翘时机的影响因素。进一步分井网优选含水变化规律,分析总结影响含水变化的主要因素。对萨中开发区产量递减规律进行研究,对比常用方法优选出适合各套井网的递减规律,并分析产量递减率的影响因素;对于未发生递减井网,采用翁氏模型进行拟合,得出适用的预测模型。为了克服水驱特征曲线方法和产量递减方法在进行开发指标预测时的局限性,将二者进行联解可以更好地进行开发指标预测:通过理论推导得到不同水驱特征模型和产量递减模型的联解公式;对比优选出适用于各套井网的水驱规律曲线和产量递减模型,代入联解模型进行分井网开发指标预测;对于未发生递减井网则采用广义翁氏模型与水驱特征曲线联解模型进行预测。对比各套井网各种预测模型的拟合精度发现,运用联解模型的拟合精度都要好于单一模型,对于各套井网联解模型的适用性更好,因此采用联解模型对各套井网进行开发指标预测效果更准确。鉴于各井网地下注采关系复杂,致使各井网地质储量难以进行劈分的特殊情况,我们利用动态跟踪预测法测算各井网可采储量,并引入视含水上升率和可采储量采油速度进行指标预测。由油田开发实际知道,井网投产后采取常规措施对增加可采储量作用有限,可以认为各井网的可采储量近似保持稳定,因此利用基于可采储量采出程度的各种关系曲线进行开发指标预测是可行的。
宣言[10]（2015）在《精细分层注水工艺技术试验研究》文中认为随着大庆油田高含水油田采出程度的不断提高,综合含水率上升到85.94%,层间、层内和平面矛盾日益突出,分层注水技术迫切需要进一步发展提升。大庆油田已进入特高含水开发期,在原开发技术条件下,水驱产量每年将递减100万吨以上,到2017年将下降到1500万吨以下。为缓解递减,提出了实施精细分层注水,将长垣水驱自然递减率由目前8.5%降低到2012年7%左右,长垣水驱综合递减率由目前5.5%降低到2012年3%左右的开发目标和要求。因此,发展新一代细分注水挖潜技术对于持续稳产目标的实现至关重要。本文根据大庆油田储层物性特征,从多方面分析研究精细分层注水工艺技术。并提出南一区东部高台子、杏一三区西部乙块、杏九区西部、喇嘛甸油田中块、葡北一断块、肇291、敖358-51区块、朝45以及14-贝38断块九个试验区。深入了解各试验区的基本概况,根据基本概况提出相应问题,并针对问题制定合理方案以配合下一步方案的顺利实施,达到分层注水精细化的工艺技术水平。
二、单二块试验区特高含水期挖潜实践与认识（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、单二块试验区特高含水期挖潜实践与认识（论文提纲范文）
（1）非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 非均质厚油层研究现状 |
| 1.2.2 非均质厚油层剩余油形成机理研究现状 |
| 1.2.3 流动单元法研究非均质厚油层剩余油分布现状 |
| 1.2.4 剩余油挖潜方法研究现状 |
| 1.3 课题研究内容及方法 |
| 1.3.1 研究内容和研究目标 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 2 非均质厚油层剩余油受控因素实验研究 |
| 2.1 实验模型设计原理 |
| 2.2 实验设备与实验步骤 |
| 2.2.1 实验设备 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 不同非均质条件水驱特征研究 |
| 2.3.1 正韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.2 反韵律非均质模型水驱特征 |
| 2.3.3 含夹层非均质模型水驱特征 |
| 2.3.4 夹层和韵律双非均质模型水驱特征 |
| 2.4 基于机器学习方法的重力对厚油层剩余油影响研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 非均质厚油层三维有效驱动单元渗流数学模型研究 |
| 3.1 有效驱动单元的定义 |
| 3.2 三维有效驱动单元数学模型建立 |
| 3.2.1 三维油水两相流动的模型 |
| 3.2.2 三维流函数法研究流体在驱动单元中流动 |
| 3.2.3 有效驱动单元三维流函数法的饱和度模型 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 有效驱动单元确定非均质厚油层剩余油分布特征方法研究 |
| 4.1 韵律条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.1.1 单韵律储层流线及饱和度分布 |
| 4.1.2 复合韵律流线及饱和度分布 |
| 4.2 夹层条件下储层流线表征模型及剩余油饱和度分布特征 |
| 4.2.1 夹层存在条件下储层有效驱动单元理论模型 |
| 4.2.2 注水井钻遇夹层时储层流线及饱和度分布 |
| 4.2.3 注水井未钻遇夹层储层流线及饱和度分布 |
| 4.3 注采不完善条件下储层流线表征模型及饱和度分布特征 |
| 4.3.1 注采完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.3.2 井网完善程度对储层流线及饱和度分布的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 基于有效驱动单元的流场重构及剩余油挖潜方法研究 |
| 5.1 构型影响下剩余油分布特征 |
| 5.2 构型影响下厚油层剩余油挖潜方法 |
| 5.2.1 韵律型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.2 夹层遮挡型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.3 井网未控制型剩余油挖潜方法 |
| 5.2.4 其他类型剩余油挖潜方法 |
| 5.3 本章小结 |
| 6 有效驱动单元理论在实际矿场中的应用及分析 |
| 6.1 区块地质特征 |
| 6.2 区块开发现状 |
| 6.3 开发存在的主要问题 |
| 6.3.1 无效驱替情况严重,开发效益差 |
| 6.3.2 综合含水高、剩余油分布高度零散,控水挖潜难度大 |
| 6.4 有效驱动单元理论在实际区块应用分析 |
| 6.4.1 三维有效驱动单元渗流模型在典型井组中的应用验证 |
| 6.4.2 实际区块整体挖潜方案设计 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 结论及创新点 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 目标区块有效驱动单元分区、分井划分结果 |
| 作者简历及在学研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（2）M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 M区块开发概况 |
| 1.1 地质特征 |
| 1.1.1 储层发育特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储量构成 |
| 1.2 开发历程 |
| 1.2.1 井网部署 |
| 1.2.2 层系井网射孔 |
| 1.2.3 开发现状 |
| 1.3 开发存在的问题 |
| 第二章 模型建立及历史拟合 |
| 2.1 三维地质模型建立 |
| 2.1.1 构造模型 |
| 2.1.2 沉积相模型 |
| 2.1.3 相控属性模型 |
| 2.2 数值模拟模型建立 |
| 2.3 历史拟合 |
| 2.3.1 储量拟合 |
| 2.3.2 单井拟合 |
| 2.3.3 全区拟合 |
| 第三章 剩余油潜力评价及类型划分 |
| 3.1 油层动用状况及剩余油分布 |
| 3.1.1 油层动用状况 |
| 3.1.2 剩余油分布 |
| 3.2 剩余油潜力评价 |
| 3.2.1 含油饱和度界限确定 |
| 3.2.2 注入孔隙体积倍数界限确定 |
| 3.2.3 潜力类型划分 |
| 3.3 不同潜力剩余油类型划分 |
| 3.3.1 剩余油类型划分 |
| 3.3.2 不同潜力剩余油类型分布 |
| 第四章 开发方案调整及效果评价 |
| 4.1 井网抽稀 |
| 4.1.1 方案设计 |
| 4.1.2 效果评价 |
| 4.2 加密调整 |
| 4.2.1 方案设计 |
| 4.2.2 效果评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）P7井区剩余油分布特征研究及深部调驱方案设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 研究的目的与意义 |
| 0.2 国内外研究现状及进展 |
| 0.2.1 三维地质建模 |
| 0.2.2 数值模拟研究 |
| 0.2.3 剩余油分布研究 |
| 0.2.4 深部调驱发展现状 |
| 0.3 主要研究内容 |
| 第一章 井区概况 |
| 1.1 区域概况 |
| 1.2 P7井区储层及流体性质 |
| 1.2.1 构造特征 |
| 1.2.2 沉积特征 |
| 1.2.3 储层的非均质性 |
| 1.2.4 储层流体的性质 |
| 1.3 井区开发简史 |
| 1.3.1 井区开发历程 |
| 1.3.2 井区开发现状 |
| 第二章 油藏三维地质模型建立 |
| 2.1 基础数据处理 |
| 2.2 地质建模前期准备 |
| 2.2.1 模拟区划分 |
| 2.2.2 地质建模流程 |
| 2.3 模拟区三维构造模型 |
| 2.3.1 断层模型 |
| 2.3.2 层面模型 |
| 2.3.3 构造模型 |
| 2.3.4 模型质量监控 |
| 2.4 模拟区三维沉积相模型 |
| 2.5 模拟区三维相控属性建模 |
| 2.5.1 模拟区孔隙度模型 |
| 2.5.2 模拟区渗透率模型 |
| 2.5.3 模拟区饱和度模型 |
| 2.5.4 模拟区净毛比模型 |
| 第三章 水驱数值模拟 |
| 3.1 油藏模型的建立 |
| 3.1.1 模型参数的设置 |
| 3.1.2 生产动态资料的应用 |
| 3.2 储量拟合 |
| 3.3 模拟区历史拟合 |
| 3.3.1 模拟区全区历史拟合 |
| 3.3.2 单井历史拟合 |
| 第四章 剩余油分布特征研究 |
| 4.1 剩余油成因 |
| 4.1.1 地质因素影响 |
| 4.1.2 开采因素影响 |
| 4.2 剩余油分布规律 |
| 4.2.1 剩余油类型 |
| 4.2.2 剩余油平面分布特征 |
| 4.2.3 剩余油纵向分布特征 |
| 第五章 P7井区深部调驱方案设计 |
| 5.1 凝胶深部调驱概述及技术特点 |
| 5.2 调驱数值模拟 |
| 5.3 凝胶深部调驱注入方案设计优选 |
| 5.4 经济效益分析及HSE |
| 5.4.1 经济效益评价 |
| 5.4.2 HSE评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 附录 |
| 附图1 P7井区2019年5月模拟区各小层剩余油饱和度分布图 |
| 附图2 P7井区2019年5月模拟区各小层储量丰度图 |
（4）WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究（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 砂砾岩油藏提高采收率研究现状 |
| 1.2.2 CO_2驱机理研究的发展 |
| 1.2.3 砂砾岩油藏储层微观孔隙结构研究 |
| 1.2.4 砂砾岩储层渗流特征研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 研究获得的主要认识 |
| 第2章 砂砾岩油藏微观孔隙结构研究 |
| 2.1 孔隙结构X射线-CT扫描实验研究 |
| 2.1.1 岩心基本参数 |
| 2.1.2 岩心三维图像重建及孔隙提取成果分析 |
| 2.2 孔隙结构电镜扫描实验研究 |
| 2.2.1 岩心基本参数 |
| 2.2.2 岩心扫描电镜分析成果 |
| 2.3 孔隙结构核磁共振实验研究 |
| 2.3.1 岩心基本参数 |
| 2.3.2 核磁实验结果与分析 |
| 2.4 孔隙结构常规压汞实验研究 |
| 2.4.1 压汞实验及分析结果 |
| 2.4.2 压汞实验结果结合分形理论研究CO_2驱替前后微观孔隙结构 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 砂砾岩油藏微观可视化渗流机理研究 |
| 3.1 微观可视化实验研究条件及方法 |
| 3.1.1 实验装置 |
| 3.1.2 岩心制备 |
| 3.1.3 流体选择 |
| 3.1.4 实验条件 |
| 3.1.5 实验流程 |
| 3.2 微观可视化岩心模型水驱微观渗流机理研究 |
| 3.2.1 3-23/31-1号岩心水驱剩余油微观分布研究 |
| 3.2.2 3-22/31-1号岩心水驱剩余油微观分布研究 |
| 3.3 微观可视化岩心模型CO_2非混相驱微观渗流机理研究 |
| 3.3.1 3-23/31-2号岩心CO_2非混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.3.2 3-22/31-2号岩心CO_2非混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.4 微观可视化岩心模型CO_2混相驱微观渗流机理研究 |
| 3.4.1 3-23/31-3号岩心CO_2混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.4.2 3-22/31-3号岩心CO_2混相驱剩余油微观分布研究 |
| 3.5 砂砾岩微观二维孔隙结构研究 |
| 3.5.1 砂砾岩孔隙形态与孔径分布二维分形维数 |
| 3.5.2 砂砾岩微观二维孔隙结构定量分析成果 |
| 3.6 剩余油分布特征研究 |
| 3.6.1 水驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.6.2 CO_2非混相驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.6.3 CO_2混相驱二维及三维剩余油特征分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 低渗透砂砾岩油藏注CO_2相态特征研究 |
| 4.1 地层流体PVT高压物性测试 |
| 4.1.1 实验测试装置及流程图 |
| 4.1.2 流体样品复配及组成组分分析 |
| 4.1.3 单次脱气分析 |
| 4.1.4 地层流体PV关系对比分析 |
| 4.1.5 P-T相图特征分析 |
| 4.2 地层原油注CO_2膨胀性实验测试 |
| 4.2.1 CO_2的注入对饱和压力或膨胀系数的影响 |
| 4.2.2 CO_2的注入对饱和油粘度、密度的影响 |
| 4.3 细管驱替实验测试 |
| 4.3.1 实验条件及设备流程 |
| 4.3.2 WS油藏细管实验测试结果 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低渗透砂砾岩油藏注CO_2渗流机理研究 |
| 5.1 实验设备及流程 |
| 5.2 长岩心的准备和排序 |
| 5.3 组合长岩心水驱油实验 |
| 5.4 组合长岩心CO_2驱油实验 |
| 5.5 地层水驱油、CO_2驱油效率及渗流机理对比研究 |
| 5.5.1 水驱及CO_2驱油效率研究 |
| 5.5.2 水驱及CO_2驱相渗特征研究 |
| 5.5.3 岩心油水及油气分流曲线研究 |
| 5.5.4 岩心水驱油采油/采水及气驱油采油/采气指数曲线分析 |
| 5.5.5 岩心水驱油含水饱和度分布研究及气驱油含气饱和度分布研究 |
| 5.6 基于数值模拟研究渗流特征 |
| 5.6.1 CO_2注入压力对驱油效果的影响 |
| 5.6.2 CO_2注入速度对驱油效果的影响 |
| 5.6.3 CO_2段塞的注入量对驱油效果的影响 |
| 5.6.4 不同注入方式对驱油效果的影响 |
| 5.7 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 |
| 附录1 |
| 附录2 |
| 附录3 |
| 附录4 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）萨中开发区特高含水期驱替特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1 本文研究的目的和意义 |
| 2 国内外研究现状 |
| （1） 高含水期剩余油微观分布模式 |
| （2） 高含水期相对渗透率曲线表征 |
| （3） 水驱规律曲线研究现状 |
| 3 本文的研究内容和方法 |
| 第一章 萨中开发区地质及开发概况 |
| 1.1 研究区地质概况 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层特征 |
| 1.1.4 砂体类型 |
| 1.1.5 油气水性质 |
| 1.1.6 温度压力 |
| 1.1.7 天然能量 |
| 1.2 萨中开发区开发概况 |
| 1.2.1 开发初期概况 |
| 1.2.2 第一次井网加密时期概况 |
| 1.2.3 第二次井网加密时期概况 |
| 1.2.4 第三次井网加密时期概况 |
| 第二章 特高含水期驱替特征影响因素研究 |
| 2.1 油水相对渗透率曲线影响因素 |
| 2.2 含水率影响因素研究 |
| 2.2.1 地质因素 |
| 2.2.2 开发因素 |
| 2.3 驱替特征影响因素 |
| 2.3.1 驱替速度 |
| 2.3.2 净覆压 |
| 第三章 萨中开发区驱替特征研究 |
| 3.1 水驱规律曲线理论研究 |
| 3.2 产量递减理论研究 |
| 3.3 分区水驱特征曲线优选 |
| 3.3.1 东、西区水驱特征曲线优选 |
| 3.3.2 中区东、西部水驱特征曲线优选 |
| 3.3.3 南一区东、西部水驱特征曲线优选 |
| 3.3.4 东、西部过渡带水驱特征曲线优选 |
| 3.3.5 北一区断东、西水驱特征曲线优选 |
| 3.3.6 北一二排东、西部水驱特征曲线优选 |
| 3.4 分区产量递减曲线优选 |
| 3.4.1 东、西区产量递减曲线优选 |
| 3.4.2 中区东、西部产量递减优选 |
| 3.4.3 南一区东、西部产量递减优选 |
| 3.4.4 东、西部过渡带产量递减优选 |
| 3.4.5 北一区断东、西产量递减优选 |
| 3.4.6 北一二排东、西部产量递减优选 |
| 第四章 分区开发指标预测研究 |
| 4.1 开发指标预测理论推导 |
| 4.2 分区预测开发指标 |
| 4.2.1 东、西区开发指标预测 |
| 4.2.2 中区东、西部开发指标预测 |
| 4.2.3 南一区东、西部开发指标预测 |
| 4.2.4 东、西部过渡带开发指标预测 |
| 4.2.5 北一区断东、西开发指标预测 |
| 4.2.6 北一二排东、西部开发指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）锦16块二元驱方案优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 本文研究目的及意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 本文研究的主要内容 |
| 第一章 锦16试验区概况 |
| 1.1 试验区概况 |
| 1.1.1 工区位置 |
| 1.1.2 勘探开发概况 |
| 1.2 储层特征 |
| 1.2.1 储层岩性特征 |
| 1.2.2 储层物性特征 |
| 1.2.3 储层分布特征 |
| 1.2.4 储层非均质性 |
| 1.2.5 储层储集空间特征 |
| 1.3 油水分布特征 |
| 1.4 流体性质 |
| 1.4.1 原油性质 |
| 1.4.2 地层水性质 |
| 1.5 油藏温度压力 |
| 1.5.1 油藏压力 |
| 1.5.2 油藏温度 |
| 1.6 储量计算 |
| 1.6.1 储量参数的确定 |
| 1.6.2 储量计算结果 |
| 1.7 开发现状 |
| 第二章 水驱开发效果评价 |
| 2.1 水驱开发效果评价指标 |
| 2.2 水驱采收率 |
| 2.3 注水利用率 |
| 2.4 注入水波及程度 |
| 2.5 目前地层压力保持水平较高 |
| 2.6 油井产液能力 |
| 2.7 油层水驱控制程度评价 |
| 2.8 总体开发水平评价 |
| 第三章 油藏数值模拟 |
| 3.1 数值模拟数据前处理 |
| 3.1.1 网格模型 |
| 3.1.2 油藏基本参数 |
| 3.1.3 油水相对渗透率数据 |
| 3.2 储量拟合与历史拟合 |
| 3.2.1 油藏储量拟合 |
| 3.2.2 开发历史拟合 |
| 第四章 油水运动及剩余油分布规律 |
| 4.1 油水运动规律 |
| 4.1.1 油水在平面上运动规律 |
| 4.1.2 不同注水时间油水的运动规律 |
| 4.1.3 油水在纵向上的运动特点和规律 |
| 4.2 水驱过程中的水淹特征 |
| 4.2.1 平面水淹特征 |
| 4.2.2 纵向水淹特征 |
| 4.3 剩余油分布规律研究 |
| 4.3.1 剩余油饱和度的确定 |
| 4.3.2 微观剩余油研究 |
| 4.3.3 动态法剩余油分布规律研究 |
| 4.4 目前开发潜力分析 |
| 第五章 二元驱方案优化 |
| 5.1 二元驱先导试验开发效果评价 |
| 5.1.1 二元驱开发方式适应性评价 |
| 5.1.2 油藏工程设计参数合理性评价 |
| 5.1.3 二元体系适应性评价 |
| 5.1.4 合理监测方案评价 |
| 5.2 二元驱试验方案优化 |
| 5.2.1 合理开发层系划分与组合 |
| 5.2.2 层系组合结果 |
| 5.2.3 合理井网井距优化 |
| 5.3 井位部署 |
| 5.3.1 主要部署参数研究 |
| 5.3.2 部署考虑主要因素 |
| 5.3.3 部署结果 |
| 5.3.4 施工作量及水驱井网调整 |
| 5.4 注入方案设计 |
| 5.5 锦16块二元驱开发指标预测 |
| 5.5.1 水驱开发指标预测 |
| 5.5.2 二元驱指标预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（7）边际油田控水增油挖潜实践（论文提纲范文）
| 1 油田概况 |
| 2 技术简介 |
| 2.1 打破“死循环”,解决水的“去处” |
| 2.2 抓住问题症结,确定水的“来源” |
| 2.3 针对高含水的措施对策 |
| 2.3.1 P7井开关滑套(S1砂体高含水治理) |
| 2.3.2 P6H、P4M一注一采井组周期注水 |
| 3 经济效益 |
（8）S油田N区块水驱精细挖潜研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 问题的提出和研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容和方法 |
| 1.4 研究技术路线 |
| 1.5 预期取得的成果 |
| 第2章 地质特征及开采概况 |
| 2.1 N区块概况 |
| 2.1.1 地理位置 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层沉积特征 |
| 2.1.4 岩性、物性特征及流体性质 |
| 2.2 区块开发概况 |
| 2.3 目前存在的主要问题 |
| 2.3.1 产量递减、含水上升较快 |
| 2.3.2 层间矛盾突出 |
| 2.3.3 各类油层动用程度差异明显 |
| 2.3.4 KⅡ7-12储层水驱控制程度低 |
| 2.3.5 三类油层受油层发育限制 |
| 2.3.6 低效井、长关井和高含水采油井比例高 |
| 2.3.7 地层压力回升处于较低水平 |
| 第3章 井震结合精细地震解释 |
| 3.1 精细地震解释 |
| 3.2 井震联合断层厘定方法 |
| 3.3 井震联合构造特征分析 |
| 3.3.1 断层分布图特征 |
| 3.3.2 井震联合断层特征变化研究 |
| 3.4 微幅构造的研究 |
| 3.5 井震联合沉积微相技术研究 |
| 第4章 剩余油分布和挖潜研究 |
| 4.1 井震结合建立三维地质模型 |
| 4.1.1 构造模型 |
| 4.1.2 相模型 |
| 4.1.3 属性模型 |
| 4.2 数值模拟模型 |
| 4.3 剩余油分布规律及成因 |
| 4.3.1 剩余油影响因素分析 |
| 4.3.2 剩余油纵向分布规律 |
| 4.3.3 剩余油平面分布规律 |
| 4.4 量化可挖潜剩余油规模 |
| 4.4.1 优化计算方法 |
| 4.4.2 细化量化过程 |
| 4.4.3 细化量化成果 |
| 第5章 精细注采系统调整技术研究 |
| 5.1 二类油层的井网重构技术 |
| 5.2 三类油层的注采关系调整 |
| 5.2.1 低渗透储层的划分界限 |
| 5.2.2 启动压力梯度 |
| 5.2.3 油层渗透率与有效驱动半径的关系 |
| 5.3 薄差油层有效动用的合理注采井距 |
| 5.3.1 不同渗透率条件下注采井距与采出程度的关系 |
| 5.3.2 从注水井的吸水剖面讨论合理的注采井距 |
| 5.4 二三次井网综合利用的补孔措施 |
| 5.4.1 补孔措施可行性分析 |
| 5.4.2 注采关系的调整方式 |
| 5.4.3 具体的剩余油补孔挖潜措施 |
| 第6章 优注优采的精细注采结构调整 |
| 6.1 完善精细注水结构调整技术 |
| 6.1.1 量化各层系细分注水技术界限 |
| 6.1.2 量化各层系合理的注水强度标准 |
| 6.1.3 层段细分与措施配套的多种组合方式 |
| 6.1.4 加大注入结构调整技术应用力度 |
| 6.2 精细采液结构调整 |
| 6.2.1 量化压裂选井选层标准 |
| 6.2.2 采油井压裂工艺优化组合技术规范 |
| 6.2.3 精细产液结构调整技术的配套应用 |
| 6.3 注采关系配套调整 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（9）萨中开发区特高含水期开发指标变化规律及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1.本文研究的目的和意义 |
| 2.国内外研究现状 |
| 3.本文的研究内容和方法 |
| 第一章 萨中开发区开发地质概况 |
| 1.1 基础井网情况简介 |
| 1.2 一次加密井网情况简介 |
| 1.3 高台子井网情况简介 |
| 1.4 二次加密井网情况简介 |
| 1.5 三次加密井网及23结合试验区情况简介 |
| 第二章 特高含水期开发动态分析方法 |
| 2.1 水驱特征规律研究 |
| 2.1.1 水驱规律曲线的研究历程 |
| 2.1.2 水驱规律曲线的理论基础 |
| 2.1.3 水驱曲线上翘原因的理论分析 |
| 2.1.4 水驱曲线上翘时机的影响因素 |
| 2.2 影响油田含水变化的主要因素 |
| 2.2.1 地质因素对含水上升率的影响 |
| 2.2.2 含水阶段对含水上升率的影响 |
| 2.2.3 调整措施对含水率的影响 |
| 2.3 产量递减规律研究 |
| 2.3.1 产量递减的研究方法及步骤 |
| 2.3.2 产量递减规律的理论基础 |
| 2.3.3 常用的产量递减规律数学模型 |
| 2.3.4 三种递减规律比较 |
| 2.4 产量递减率及影响因素分析 |
| 2.4.1 单产量构成条件下自然递减率影响因素分析 |
| 2.4.2 多产量构成条件下，油田递减率影响因素分析 |
| 2.4.3 上年措施对自然递减的影响 |
| 2.4.4 新井投产对递减的影响 |
| 第三章 萨中开发区分井网开发规律研究 |
| 3.1 萨中开发区分井网水驱特征曲线优选 |
| 3.1.1 基础井网 |
| 3.1.2 一次加密井网 |
| 3.1.3 高台子井网 |
| 3.1.4 二次加密井网 |
| 3.1.5 三次加密井网 |
| 3.1.6 23结合试验区 |
| 3.1.7 萨中开发区水驱规律模型优选结果 |
| 3.2 萨中开发区分井网产量递减曲线优选 |
| 3.2.1 基础井网适用的递减规律优选 |
| 3.2.2 一次加密井网适用的递减规律优选 |
| 3.2.3 高台子井网适用的递减规律优选 |
| 3.2.4 二次加密井网适用的递减规律优选 |
| 3.2.5 三次加密井网适用的递减规律优选 |
| 3.2.6 23结合试验区适用的递减规律优选 |
| 3.2.7 萨中开发区递减模型优选结果 |
| 第四章 萨中开发区分井网水驱开发指标预测 |
| 4.1 模型联解的研究方法 |
| 4.1.1 产量递减规律与水驱特征曲线联解方法研究 |
| 4.1.2 广义翁式模型与丙型水驱特征曲线联解法 |
| 4.2 分井网开发指标联解预测 |
| 4.2.1 基础井网 |
| 4.2.2 一次加密井网 |
| 4.2.3 高台子井网 |
| 4.2.4 二次加密井网 |
| 4.2.5 三次加密井网 |
| 4.2.6 北一区断东23结合试验区 |
| 4.3 萨中开发区水驱开发指标预测模板 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（10）精细分层注水工艺技术试验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 概述 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.1.1 中国石油注水开发的迫切需求 |
| 1.1.2 突破分层注水开发瓶颈问题的迫切需要 |
| 1.1.3 规模化应用、实现油田开发目标的迫切需要 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 国内技术现状 |
| 1.2.2 国外技术现状 |
| 1.2.3 差距分析及发展趋势 |
| 1.3 计划研究内容 |
| 1.4 论文成果、关键技术及创新点 |
| 第二章 大庆油田精细分层注水工艺技术研究 |
| 2.1 精细分层注水工艺技术系列 |
| 2.1.1 技术概况 |
| 2.1.2 试验内容 |
| 2.1.3 实物工作量 |
| 2.2 配套精细分层采油、分层改造技术系列 |
| 2.2.1 技术概况 |
| 2.2.2 试验内容 |
| 2.2.3 实物工作量 |
| 2.3 精细套管修复技术系列 |
| 2.3.1 技术概况 |
| 2.3.2 主要试验内容 |
| 2.3.3 实物工作量 |
| 2.4 关键技术及进步程度 |
| 2.5 试验方案研究 |
| 第三章 试验示范区分区块方案 |
| 3.1 南一区东部高台子精细挖潜示范区 |
| 3.1.1 示范区基本概况 |
| 3.1.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.1.3 试验方案编制 |
| 3.2 杏一～三区西部乙块精细挖潜示范区 |
| 3.2.1 示范区基本概况 |
| 3.2.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.2.3 试验方案编制 |
| 3.3 杏九区西部精细挖潜示范区 |
| 3.3.1 示范区基本概况 |
| 3.3.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.3.3 试验方案编制 |
| 3.3.4 试验方案 |
| 3.4 喇嘛甸油田中块精细挖潜示范区 |
| 3.4.1 示范区基本概况 |
| 3.4.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.4.3 试验方案编制 |
| 3.4.4 试验方案 |
| 3.5 葡北一断块精细挖潜示范区 |
| 3.5.1 示范区基本概况 |
| 3.5.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.5.3 试验方案编制 |
| 3.6 肇291精细挖潜示范区 |
| 3.6.1 示范区基本概况 |
| 3.6.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.6.3 试验方案编制 |
| 3.7 敖 358-51区块精细挖潜示范区 |
| 3.7.1 示范区基本概况 |
| 3.7.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.7.3 试验方案编制 |
| 3.8 朝45精细挖潜示范区 |
| 3.8.1 示范区基本概况 |
| 3.8.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.8.3 试验方案编制 |
| 3.9 14-贝38断块精细挖潜示范区 |
| 3.9.1 示范区基本概况 |
| 3.9.2 油田开发存在的主要问题 |
| 3.9.3 试验方案编制 |
| 第四章 应用情况、效益分析与市场前景 |
| 4.1 总体现场应用情况 |
| 4.2 试验区应用情况 |
| 4.3 预期应用前景 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
四、单二块试验区特高含水期挖潜实践与认识（论文参考文献）
- [1]非均质厚油层挖潜剩余油有效驱动单元渗流理论研究及应用[D]. 王九龙. 北京科技大学, 2021
- [2]M区块水驱剩余油潜力评价及开发方案调整研究[D]. 范海娇. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]P7井区剩余油分布特征研究及深部调驱方案设计[D]. 王瑞虹. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]WS低渗透砂砾岩油藏注CO2驱渗流机理研究[D]. 胡龙朝. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]萨中开发区特高含水期驱替特征研究[D]. 周福. 东北石油大学, 2017(02)
- [6]锦16块二元驱方案优化[D]. 王浩. 东北石油大学, 2017(02)
- [7]边际油田控水增油挖潜实践[J]. 李超,魏焜. 广东化工, 2016(18)
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