一、水驱特征曲线在油田开发中的应用（论文文献综述）
刘甜[1]（2021）在《江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究》文中进行了进一步梳理S井区地处湖北省潜江市,区域构造属于江汉盆地潜江凹陷,主产层位古近系潜江组潜四段上地层,属于中孔、中渗储层,储层非均质性较强。截至2019年5月,研究区出现产量持续递减,能量保持水平低,含水率上升较快等问题,开发效果持续变差。为了改善研究区不利的开发现状,运用油藏工程的方法对研究区包括地层能量保持水平、产量递减以及采收率等在内的7个指标进行开发效果评价。研究表明:研究区地层压力保持在5MPa左右,是原始地层压力的1/4左右,水驱储量控制程度为35.6%,水驱储量动用程度为72.7%,综合含水率达到38.8%,含水上升率为2.9%,存水率为25%,产量递减类型属于双曲递减,目前月递减率为11.12%。研究区目前地层能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、存水率等都比较低,产量递减较快,含水率较高且含水上升较快,需结合剩余油分布情况进一步完善注采井网,加强注水,以改善目前开发效果,提高研究区最终采收率。结合研究区地质资料,运用Petrel地质建模软件建立了研究区油藏三维地质模型。在三维地质模型的基础上,运用CMG数值模拟软件建立了研究区油藏数值模型,在历史拟合较好的基础上,明确了研究区剩余油分布特征。研究表明:受到断层、构造、注采井网以及储层非均质性等因素的影响下,研究区平面剩余油主要富集在断层及油藏边角附近地区、构造高部位地区、注采井网不完善等区域;研究区纵向上剩余油主要富集在潜431、潜410、潜40中、潜40下、潜412、潜42下层位。以研究区T70X-3注水井组为例,从封堵高含水采油井、采油井转注、注水井补孔等方面研究了剩余油动用机理,结合剩余油分布特征制定了部署新井、封堵高含水采油井、油井转注、注水井补孔、压裂等调整措施方案,通过数值模拟预测十五年后开发效果指标,结果表明调整方案后比现有方案累计多采油24.12?104t,采出程度提高5.3个百分点,开发效果得到明显改善。
毛振兴[2]（2021）在《西峰油田合水油区试井资料二次精细解释》文中进行了进一步梳理目前特低渗透、致密油藏没有成熟的试井解释方法,在本次论文完成过程中,充分调研了国内外低渗透油藏的渗流理论、试井解释模型和方法,对采油十二厂18个区块512口油水井进行了精细解释,改进了二流量测试方法及压力资料解释方法,研究了注水诱发裂缝的试井解释模型和方法,针对油井、注水井、多级压裂水平井三种井型进行了试井曲线分类,总结了每类模型的特征及解释方法,提出了油水井测压建议,介绍了 Swift软件在试井资料二次解释中的应用。采油十二厂试井在长庆油田具有重要代表性,本次课题探索了长庆油田特色的特低渗透、致密油藏试井资料解释模式,发展了特低渗透油藏的试井资料录取和精细解释技术,为合水油田注水开发调整、提高注水开发效果提供了重要依据。
王英圣,石成方,王继强[3]（2020）在《特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导》文中认为目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。
赵秋胜[4]（2020）在《PX油田开发指标变化规律及影响因素研究》文中提出油田进入中高含水后期,开发矛盾进一步加剧,本文以PX油田为研究对象,通过理论分析、同类油藏开发经验总结及PX油田实际开发规律研究三种方法对含水率、采收率、注水利用率及递减率四个指标进行评价与分析,主要做了如下研究:（1）通过线性插值、加权平均等方法从开发经验角度建立同构造带7个相邻油藏的含水率与采出程度归一化曲线,并根据PX油田相渗曲线数据推导理论含水率变化规律,为PX油田含水变化规律评价及其它指标评价建立基础;通过拟合驱替规律曲线确定PX油田全过程及分阶段含水率变化型态函数,在此基础上进行含水率变化规律分阶段预测,量化各开发阶段的井网加密调整对含水率和含水上升率的影响。结果表明:一次加密短期内降低含水率20个百分点,提高了水驱控制程度,油田开发效果得到极大改善;二次加密规模较小,降低含水率5个百分点。（2）低含水率阶段,在明确PX油田开发初期的典型特征基础上通过优选经验公式的方法预测开发初期井网条件下的采收率;中高含水率阶段,结合实际油田开发曲线与理论分析进一步明确了不同水驱规律曲线采收率预测差异大的原因是不同水驱规律曲线后期的含水上升率不同,提出了将水驱规律曲线后期含水上升率规律与油田中高含水期含水上升率规律相结合的选型原则。通过拐点识别、分段预测、校正童氏图版等方法分别预测评价一次加密、二次加密、二次非均匀加密井网条件下的采收率,量化了井网加密对采收率的影响,结果表明:含水率越高,井网加密对采收率提高值越小。（3）根据相渗曲线确定含水率与采出程度理论变化规律,在注采平衡的基础上推导出了完全基于相渗曲线的理论存水率变化规律;将无因次注入曲线-采出曲线与水驱规律曲线联立建立了基于驱替规律的存水率和水驱指数的预测方法,建立了完全基于实际驱替规律的存水率评价图版;考虑到多因素影响且实际数据不稳定性的特点,采用秩相关系数方法分析采液速度、采油速度、井网密度、注采比和油水井数比等指标与存水率的相关性,结果表明:采液速度和井网密度对注水效果的影响最大。（4）在前人研究基础上,形成了PX油田理论产量递减类型判断、递减趋势稳定性分析、油田实际递减类型判别、递减类型校正、产量指标预测与评价、递减率影响因素分析等关于递减率研究的系统方法。结果表明:基础井网、一次加密井网、二次加密井网的理论递减类型均为双曲递减,与实际递减规律吻合;局部加密井网属于调和递减。含水率、采液速度和注采比对PX油田的产量递减影响较大,井网加密短期内显着减缓了全区的产量递减趋势。
赵宇璇[5]（2020）在《Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究》文中进行了进一步梳理Z区块于2009年开始实施老油田二次开发工程,重建井网结构,采用两套井网开发,调整对象为有效厚度小于0.5m的薄差油层及表外储层为主的剩余油富集层位,对发育较好的GⅢ、GⅣ油层组封存,暂不开采。历经近10年开发后,该区块面临水驱控制程度低、含水上升快等问题,需针对原来封存的GⅢ、GⅣ油层组实施补孔,并进行井网井距和分层注水层段优化。本文在剩余油潜力研究基础上,通过数值模拟方法对补孔对象及时机进行了研究,并对补孔后层段、井网井距进行了优化。取得如下成果:利用含油饱和度与剩余储量丰度交汇图确定了具备补孔潜力的区域。本文根据Z区块G油层组数据资料,完成了精细三维地质模型建立及生产历史拟合,运用耗水率与含水率图版结合相渗-分流量关系曲线确定补孔的剩余油饱和度界限分别为0.35、0.45,剩余储量丰度界限为全区平均储量丰度5×104t/km2,提取模型中各网格点的含油饱和度与剩余储量丰度绘制交汇图联合评价,将剩余油划分为六大类并明确具备补孔潜力的区域,克服了单一指标评价剩余油潜力的局限性。运用数值模拟法预测补孔方案及补孔时机的开发效果,并对补孔后的油水井优化井网井距,综合技术指标、“开发均衡指数”和经济指标进行方案优选。本文选取小层有效厚度和单井小层水淹程度两个参数,结合潜力区域逐井逐层制定补孔方案,优选补孔对象为有效厚度0.5m以上、小层含水率低于97%的油层;以油水井不转注为前提,进行井网井距方案设计,得到五点法井网106m井距开发效果最佳;运用洛伦茨曲线法及提出的“开发均衡指数”量化评价二次开发前后的驱替均衡程度,平面驱替均衡指数提高了0.1030但仍差异较大,纵向各小层注、采驱替程度由差异较大变为相对均衡,开发均衡指数分别提高了0.1057和0.0942。明确层段组合界限并用最优分割法制定了层段组合方案。本文针对各影响因素建立概念模型确定其技术界限:层段渗透率极差上限为4.5,层段厚度小于8m,段内含油饱和度极差不超过1.4;选取单井小层渗透率、孔隙度、有效厚度、含油饱和度、压力五个动静态参数,利用灰色关联分析法确定单井综合评价参数;运用最优分割法将层段按顺序且性质相近的原则,在现有注水井分段数目基础上设计层段细分方案,最终优选层段划分方案为在现阶段水井分段数基础上增加1段,且保证水井分段数最大为7段,采收率预计提高2.44%,平面驱替均衡程度由差异悬殊调整为比较均衡。有效改善了开发现状,对老油田的二次开发具有一定的指导意义。
刘瑞松[6]（2020）在《X油藏精细单砂体刻画下的注水开发动态分析研究》文中进行了进一步梳理X油藏自注水开发以来,由于储层非均质性强、微裂缝发育等因素,导致有效压力驱替系统难以建立,油藏压力分布不均,油井见效差异大;北部见水井多,见水方向不清,多次措施无效,治理难度大。急需通过开展精细单砂体刻画研究及油藏动态分析,提出治理方案,提高X油藏的开发水平,指导华庆超低渗透油藏稳产开发。本文针对X油藏现阶段存在问题,在地质研究基础上,引入流动单元,结合单砂体识别响应特征,建立单砂体叠置关系模式,开展精细单砂体刻画。根据历年开发数据分析,通过产能变化、压力变化、含水变化及水驱变化特征研究,评价水驱开发效果;在精细单砂体刻画基础上,通过见效、见水规律掌握研究区高含水井含水上升或水淹原因分析,结合注采对应关系研究,提出对应采油井、注水井措施建议,为X高效开发提供理论依据。通过本文分析研究得知:砂体垂向叠置关系主要为叠切式、分离式、叠置式;侧向接触关系主要为孤立式、对接式、侧切式。浊积水道微相单砂体宽厚比为40-120;浊积水道侧翼微相单砂体宽厚比为54-108。单砂体主要呈北东-南西方向条带状展布,在侧向相互叠置,主力层位单砂体个数在15-22个。结合单砂体研究成果,开展动态分析,针对研究区存在诸多问题,通过精细注采调整（平面）、高含水井治理（剖面）、提高采出程度（挖潜）三个方面提出治理方案,建议实施各类措施194井次,部署新井14口,为研究区稳产增产提供强有力的保障。
范佳乐[7]（2020）在《S油田局部加密潜力研究》文中进行了进一步梳理我国海域蕴藏着丰富的油气资源,目前陆地油气产量呈现递减趋势,而国家的石油需求量稳步增长,海上油田产量的持续增长已经成为国家石油产量增长和产量接替的重要组成部分。因此,本文针对海上S油田进行研究,采用油藏工程和数值模拟等技术对S油田二次局部加密潜力进行圈定,并最终得到局部层系细分和井网加密方案。首先通过选取采收率、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水上升率、递减率、阶段存水率、阶段水驱指数、地层压力保持水平八项评价指标对S油田整体开发效果进行了单指标评价和综合评价。通过对S油田的评价得到,评价结果为一类油田,整体开发效果较好,但局部仍然具有进一步提高油田采收率的潜力。基于油藏工程和数值模拟技术,得到油藏数值模型拟合新方法。在历史拟合完成前,计算值与实际值的采出程度与含水率的关系曲线存在差别较大。基于油藏工程理论,推导证明Kro/Krw～Sw关系曲线与水油比～采出程度关系曲线的斜率和截距之间存在函数关系。根据油田实际数据计算的水油比～采出程度关系曲线,确定相渗曲线平移距离,反演得到修正相渗曲线,利用该相渗再次进行数值模拟计算,可以得到计算值与油田实际值相同的开发效果,实现快速历史拟合。采用该方法对S油田实际井组模型进行验证后得到拟合精度为96.84%,拟合精度较好。为了进一步寻找S油田整体加密后二次局部加密潜力,首先采用油藏数值模型拟合新方法运用Eclipse数值模拟软件对S油田进行历史拟合,进而对剩余油进行预测。为了凸显目前井网存在的不足,确定合理的局部井网加密位置,基于目前开发制度将模型预测到2041年6月。通过计算阶段采出程度和剩余油饱和度并进行对比分析,得到了S1和S2两个局部加密潜力区。通过整理、筛选潜力区地质油藏数据,并基于油藏工程、数值模拟和物理模拟等方法,得到了单井有效厚度界限、渗透率级差界限和生产井段跨度界限,从而为潜力区进行层系细分提供理论依据。通过采油速度法、井网密度法和经济极限井距等方法进一步优化了潜力区的井距界限,为S油田二次局部加密奠定理论基础。结合层系井网调整技术界限,采用不同层系与井网组合的方式共设计5套开发方案。通过预测得到:S1潜力区最优开发方案为Ⅰ上和Ⅰ下油组分为一套层系,以原有井为基础,构建两排油井邻一排水井井距排距均为175米的井网形式。Ⅱ油组为一套层系,构建井距排距均为175米的一排间注间采、一排采油井和一排注水井相组合的井网形式。累积增油量为343.92×104m3,单井增油量为9.05×104m3。S2潜力区最优开发方案为将Ⅰ上油组为一套层系,以原有井为基础,转注部分原采油井,构建一排间注间采、一排采油井和一排注水井的井网形式。Ⅰ下和Ⅱ油组为一套层系,构建井距排距均为175米的两排油井邻一排水井的井网形式。累积增油量为495.2×104m3,单井增油量为12.38×104m3。
刘杨[8]（2020）在《长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究》文中指出胡尖山油田L区长6油藏位于陕西省榆林市定边县境内,在鄂尔多斯盆地中西部发育,构造位置位于陕北斜坡中北部,属于黄土塬地貌,根据地质资料显示,该区块物性差、产量低、天然能量匾乏,因在油田开发过程中地层压力的下降致使岩石有效压力的增加引起渗透率下降,能再恢复的压力很少,属于典型的低渗透油藏。为了解决这一难题,保持该区块地层压力稳定,提高油藏长期稳产水平,本论文将对胡尖山油田L区长6油藏进行超前注水研究。超前注水技术能够针对性的解决油田产量低、天然能量匾乏等问题,是当前低渗透油藏开发中的重要技术,本文将在L区块地质调研的基础上,运用地质建模、油藏工程以及数值模拟方法,对研究区的超前注水合理参数进行研究和优化,最后对胡尖山L区20年后的产能进行预测,为改善该区块的开发效果提供理论基础。研究结果表明:（1）胡尖山L区储层平均渗透率0.841mD,压力系数在0.7-0.8之间,原油粘度5.17mPa.s,均满足实施超前注水技术的条件,水驱油实验也表明在L区内实施这项技术能够取得良好的增产效果;（2）通过地质建模和数值模拟方法,最终确定开发初期油井合理流动压力为2.91MPa,合理井底流压在2.6-3.2MPa之间,合理压力保持水平81.0%,注水压力界限不超过21.97MPa,合理配注量为8.433m3,合理的注水强度为2.63m3/d·m,超前注水时间为374天;（3）方案一为将当前的实际开发状况作为基础方案;方案二为完善注采的43口井,方案三为低产低效井治理的24口井,方案四为优化开发界限。对这三种方案进行20年后的产能预测,可累计增油分别为4.9万吨、7.4万吨和11.7万吨,方案四效果最好。
霍轶偲[9]（2020）在《Z井区长3低渗透油藏水驱开发特征及调整对策》文中研究说明Z井区长3低渗透油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部。截止2018年6月,总体出现产量递减加快,含水上升加快等现象,同时还存在地层压力不均,部分区域水淹等问题。为了掌握研究区水驱开发特征,分析剩余油特征,解决注采矛盾等问题,开展数值模拟研究。首先应用油藏工程方法,对研究区水驱开发特征展开研究,针对研究区递减规律进行分析。结果表明指数递减较符合研究区的开发模式,相关系数为0.6942。截止到2018年6月,全区整体含水率超过25%,综合含水有进一步上升的趋势,说明井区含水率上升加快,水驱开发效果改善不明显。注水利用率基本在0.60.7之间,现阶段水驱指数增长趋势明显放缓,研究区整体水驱开发效果受到严重限制,有进一步提高采收率的可能。接着,应用Petrel建模软件对研究区进行三维精细刻画,应用CMG模拟软件开展数值模拟研究。经过一系列水驱开发特征研究分析,掌握剩余油分布类型,主控因素和微观形成机理,研究表明:研究区平面剩余油主要存在以下几种类型:平面干扰型剩余油、井网不完善型剩余油、井网控制不住型剩余油。纵向上,由于层间渗透性差异明显,射孔不完善等因素,层间剩余油存在不同的富集特点。通过研究区微观形成机理研究,结果表明:Z井区井组中流场有趋于稳定的趋势,流体形成较固定的渗流通道。对于低渗区域,注入水波及不到或者波及范围有限;层内非均质性也会产生影响,多种因素的综合影响,产生剩余油富集。另外,在油藏边角部位,注入水影响范围有限,流场变化不明显,这些部位的高渗带也会存在剩余油富集现象。最后,结合前期开发过程中暴露的问题,提出对研究区内相应的调整措施,并通过数值模拟手段预测不同调整措施下的水驱开发效果及剩余油动用机理。提出了补孔,注采比调整,水井分注等相应的开发调整措施。从数值模拟预测的结果看,提出的调整措施都能很好的改善研究区的水驱开发效果,并最终提高剩余油的开采程度。
管错[10]（2020）在《砂岩油藏特高含水后期水驱渗流特征及流场评价实验研究》文中研究表明特高含水后期储层中油水渗流规律及流场发育复杂,低效水循环与高度分散剩余油的并存导致进一步提高采出程度难度增大。为深入挖掘特高含水后期油田剩余油潜力,本文通过理论计算、物理模拟实验等方法,按照“由渗流特征入手,逐步拓展到流场室内模拟应用”的思路,依次对特高含水后期相渗及微观剩余油特征、流场监测及模拟方法、水驱油过程中流场演化规律及调整方法适用性等进行了研究。首先针对特高含水后期相对渗透率曲线测试过程中存在的问题,完善了相渗曲线测试方法,并对改进后测试方法的实用性进行了验证。采用该方法对疏松砂岩在高倍水驱开发过程中相渗曲线进行测试,分析相渗曲线形态特征主要受微观剩余油分布状况影响。利用紫外荧光技术对不同含水阶段剩余油形态特征进行研究,可知岩心微观剩余油分散程度随着含水率的增加而增大,且各种赋存形态剩余油的相对含量都趋于均衡化。基于特高含水后期微观剩余油高度分散的特征,利用毛管束模型并结合分形理论,建立了油水相对渗透率及水驱特征曲线的新型分形解析模型,明确了剩余油特征及微观物性变化对相渗曲线及水驱特征曲线的影响规律,揭示了低效循环的微观本质原因及界限。为有效对生产动态进行预测,根据特高含水后期相对渗透率曲线的形态特征,给出了一种适用于特高含水后期生产动态预测的线性模型,该模型可以直接外推实现产量预测,不仅提高了动态参数预测的精度,而且简化了水驱油藏动态特征预测的过程。根据特高含水后期油水渗流特征,再结合多孔介质中存在渗流条件下的传热状况分析,采用单点式自加热温度传感装置及相应监测点的饱和度测试方法,建立有效监测多相渗流过程中流体流速的理论、方法及装置。并且测定了油藏模型的饱和度与电阻率图版以及饱和度与储层模型热传导系数之间的关系图版,为流速监测计算提供基础。利用该方法可以为特高含水后期流场物理模拟的评价提供基础且必要的参数支撑。为更有效利用室内物理模拟实验对流场进行模拟、评价,在探索更多参数监测手段的同时,还需要将所监测到的各类参数充分利用,才能得到真实客观的实验及评价结果。根据所得出的低效循环界限,结合饱和度、压力、流速等测试结果,建立室内物理模拟实验过程中流场一体化评价思路与方法。基于大模型水驱物理模拟实验结果,利用所建立的流场评价方法对特高含水后期流场特征进行了全面分析,并详细论证了各种典型水动力学调整方法的适用性。从更均匀的饱和度场分布规律,更少的低效循环区域、更小非达西渗流区以及高过水倍数区等方面筛选出周期注水为相对合理的挖潜方式。本文将储层物性及微观剩余油特征与宏观渗流现象紧密联系,结合水驱渗流规律创新性地提出了室内物理模拟过程中储层模型内部流速监测的理论及方法,并且给出了水驱物理模拟过程中流场一体化评价方法,可为特高含水后期油田精准发掘油藏潜力、挖潜剩余油、提高油藏采收率提供必要的理论及技术支持。
二、水驱特征曲线在油田开发中的应用（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、水驱特征曲线在油田开发中的应用（论文提纲范文）
（1）江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 油藏开发效果评价 |
| 1.2.2 剩余油分布研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第二章 研究区油藏地质特征及开发概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 地质特征 |
| 2.2.1 地层层序 |
| 2.2.2 地层划分 |
| 2.2.3 沉积特征 |
| 2.2.4 储层特征 |
| 2.3 油藏特征 |
| 2.3.1 油藏类型 |
| 2.3.2 流体性质 |
| 2.3.3 温度和压力 |
| 2.4 开发概况 |
| 2.4.1 开发历程 |
| 2.4.2 开发现状 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 油藏开发效果评价 |
| 3.1 地层能量保持水平 |
| 3.2 水驱储量控制程度 |
| 3.3 水驱储量动用程度 |
| 3.4 含水率及含水上升率 |
| 3.5 存水率 |
| 3.6 产量递减 |
| 3.7 采收率 |
| 3.8 本章小结 |
| 第四章 油藏三维地质建模 |
| 4.1 三维地质建模方法及数据准备 |
| 4.1.1 地质建模方法 |
| 4.1.2 建模数据准备 |
| 4.2 构造模型 |
| 4.2.1 断层模型 |
| 4.2.2 层面模型 |
| 4.3 岩相模型 |
| 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 |
| 4.4.4 净毛比(NTG)模型 |
| 4.5 储量计算 |
| 4.6 模型粗化 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 剩余油分布特征及调整对策 |
| 5.1 油藏数值模型的建立 |
| 5.1.1 模拟器的选择以及网格系统 |
| 5.1.2 模拟参数准备 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 历史拟合的概念 |
| 5.2.2 历史拟合可调参数及调参范围 |
| 5.2.3 拟合结果 |
| 5.3 剩余油分布特征和主控因素 |
| 5.3.1 平面剩余油分布特征 |
| 5.3.2 纵向剩余油分布特征 |
| 5.3.3 剩余油分布主控因素 |
| 5.4 开发技术政策优化 |
| 5.4.1 合理井网密度 |
| 5.4.2 合理地层压力 |
| 5.4.3 合理注采比 |
| 5.4.4 合理注水压力 |
| 5.5 剩余油动用机理及调整对策研究 |
| 5.5.1 剩余油动用机理 |
| 5.5.2 开发调整对策 |
| 5.6 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）西峰油田合水油区试井资料二次精细解释（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内试井解释研究现状 |
| 1.2.2 国外试井解释研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及创新点技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术创新点 |
| 1.3.3 技术研究路线 |
| 1.4 合水油区地质开发概况 |
| 第二章 合水油区油水井试井曲线与模型分类 |
| 2.1 试井资料二次解释概况 |
| 2.2 油水井试井曲线分类 |
| 2.2.1 油井试井曲线特征分类 |
| 2.2.2 注水井试井曲线特征分类 |
| 2.3 试井解释模型和方法 |
| 2.3.1 均质地层模型 |
| 2.3.2 压裂井模型 |
| 2.3.3 复合模型 |
| 2.3.4 注水井注水诱发微裂缝不稳定压力分析方法 |
| 2.3.5 多级压裂水平井干扰试井解释方法 |
| 2.3.6 二次解释用试井软件 |
| 第三章 各区块试井解释分析与评价 |
| 3.1 分区块解释结果分析 |
| 3.1.1 庄9区试井解释分析评价 |
| 3.1.2 庄36区试井解释分析评价 |
| 3.1.3 庄73区试井解释分析评价 |
| 3.2 油水井多次测压解释对比 |
| 3.3 压力保持水平和有效注水量估算 |
| 3.3.1 压力保持水平计算方法 |
| 3.3.2 利用物质平衡法估算有效注水量 |
| 3.4 水平井分段测试解释 |
| 3.4.1 水平井分段测试过程 |
| 3.4.2 水平分段产液测试资料解释 |
| 3.4.3 水平分段产液测试结果分析 |
| 第四章 油井措施效果和水驱动态效果评价 |
| 4.1 注水井水驱动态评价 |
| 4.1.1 判断注水井水驱前缘位置 |
| 4.1.2 判断注水井的水驱方向 |
| 4.2 油井增产措施效果评价 |
| 第五章 测压选井及测压时长优化 |
| 5.1 油井测压选井分析 |
| 5.2 油井测压时长评价 |
| 5.3 二流量测试方法评价 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导（论文提纲范文）
| 1 新型Krw/Kro-Sw关系表达式 |
| 2 新型水驱特征曲线的推导 |
| 3 实例验证 |
| 3.1 冀东柳赞油田某区块生产资料验证 |
| 3.2 胜利油田实际数据验证 |
| 4 结论 |
（4）PX油田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 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 含水率研究 |
| 1.2.2 采收率研究 |
| 1.2.3 注水利用率研究 |
| 1.2.4 产量递减率研究 |
| 1.3 本文研究的主要内容 |
| 第二章 含水率变化规律研究 |
| 2.1 理论含水变化规律 |
| 2.1.1 同构造带油藏含水曲线归一法 |
| 2.1.2 相渗曲线法 |
| 2.2 实际含水变化规律 |
| 2.2.1 含水率变化型态 |
| 2.2.2 井网加密对含水率的影响 |
| 第三章 采收率预测与评价研究 |
| 3.1 开发初期采收率研究 |
| 3.2 中高含水期采收率研究 |
| 3.2.1 典型水驱规律曲线 |
| 3.2.2 水驱规律曲线的选型 |
| 3.2.3 水驱规律曲线的拐点 |
| 3.2.4 采收率指标分段预测 |
| 3.3 采收率评价 |
| 3.4 井网加密对采收率的影响 |
| 第四章 注水利用率预测与评价研究 |
| 4.1 理论注水利用率变化规律研究 |
| 4.2 中高含水期注水利用率研究 |
| 4.2.1 注水利用率变化规律研究 |
| 4.2.2 注水利用率评价研究 |
| 4.3 注水利用率影响因素研究 |
| 4.3.1 秩相关系数分析方法 |
| 4.3.2 注水利用率影响因素分析 |
| 第五章 产量递减变化规律研究 |
| 5.1 全区产量递减变化规律 |
| 5.1.1 递减趋势稳定性分析 |
| 5.1.2 产量递减类型判别 |
| 5.1.3 确定分阶段递减类型 |
| 5.1.4 动态指标评价及预测 |
| 5.2 分井网产量递减变化规律 |
| 5.2.1 分井网理论递减规律 |
| 5.2.2 分井网实际递减规律 |
| 5.3 产量递减率影响因素 |
| 5.3.1 理论分析法 |
| 5.3.2 灰色关联法 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 区块开发现状及矛盾问题分析 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层及流体特征 |
| 1.2 开发现状 |
| 第二章 水驱开发剩余油潜力评价方法研究 |
| 2.1 三维地质建模及储量拟合 |
| 2.1.1 地质建模方法 |
| 2.1.2 网格划分及构造模型的建立 |
| 2.1.3 相模型的建立 |
| 2.1.4 属性模型的建立 |
| 2.1.5 地质储量拟合 |
| 2.2 Z区块数值模拟研究 |
| 2.2.1 相渗曲线的选择 |
| 2.2.2 高压物性曲线的选择 |
| 2.3 历史生产数据拟合 |
| 2.4 剩余油分布情况及补孔潜力区域的确定 |
| 2.4.1 平面剩余油分布特征 |
| 2.4.2 剩余储量丰度分析 |
| 2.4.3 垂向剩余油分布特征 |
| 2.4.4 剩余油潜力研究方法 |
| 第三章 二次开发补孔挖潜方法研究 |
| 3.1 补孔选层的界限研究 |
| 3.1.1 补孔方案 |
| 3.1.2 方案效果预测 |
| 3.1.3 方案开发指标对比分析 |
| 3.2 驱替均衡程度评价方法 |
| 3.3 补孔时机的模拟与预测 |
| 3.3.1 补孔时机方案 |
| 3.3.2 方案效果预测 |
| 3.3.3 方案开发指标对比分析 |
| 第四章 井网井距优化设计研究 |
| 4.1 井网井距方案设计 |
| 4.2 开发效果评价与预测 |
| 4.3 优选合理井网井距 |
| 第五章 层段组合方法及技术界限研究 |
| 5.1 层段划分的影响因素及界限 |
| 5.1.1 储层有效厚度 |
| 5.1.2 层间渗透率极差 |
| 5.1.3 层间含油饱和度极差 |
| 5.2 层段组合划分方法 |
| 5.3 开发效果评价与预测 |
| 5.4 方案开发指标对比分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（6）X油藏精细单砂体刻画下的注水开发动态分析研究（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 国内外研究现状 |
| 1.2.1 单砂体刻画研究现状 |
| 1.2.2 注水开发动态分析研究现状 |
| 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 |
| 1.3.3 创新点 |
| 第二章 研究区地质特征及开发现状 |
| 2.1 地理位置及区域地质构造概况 |
| 2.1.1 地理位置 |
| 2.1.2 区域地质构造概况 |
| 2.2 研究区地质特征 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 沉积特征及沉积相展布特征 |
| 2.2.3 储层特征 |
| 2.3 开发现状及存在问题 |
| 2.3.1 开发现状 |
| 2.3.2 存在问题 |
| 第三章 单砂体精细刻画 |
| 3.1 地层精细划分和对比 |
| 3.1.1 延长统地层特点 |
| 3.1.2 地层划分方法 |
| 3.1.3 地层划分结果 |
| 3.2 流动单元 |
| 3.2.1 流动单元的划分 |
| 3.2.2 流动单元的平面分布特征 |
| 3.3 砂体叠置关系研究 |
| 3.3.1 垂向叠置关系 |
| 3.3.2 侧向接触关系 |
| 3.3.3 单砂体连通模式 |
| 3.3.4 成因单砂体的定量分析 |
| 3.3.5 单砂体连通关系划分前后差异对比 |
| 3.3.6 单砂体连通剖面 |
| 第四章 油藏开发动态分析 |
| 4.1 研究区开采单元划分 |
| 4.2 产量变化情况 |
| 4.3 压力变化规律 |
| 4.3.1 油藏压力特征 |
| 4.3.2 局部压力不均原因分析 |
| 4.4 含水变化状况 |
| 4.5 水驱开发效果评价 |
| 4.5.1 水驱动用程度 |
| 4.5.2 吸水状况 |
| 4.5.3 水驱特征曲线表征 |
| 4.5.4 水驱采出程度 |
| 4.5.5 水驱效率 |
| 4.5.6 主侧向压差 |
| 4.6 见效规律 |
| 4.6.1 见效类型及分布特征 |
| 4.6.2 见效方向 |
| 4.6.3 见效速度 |
| 4.6.4 见效规律 |
| 4.7 见水规律 |
| 4.7.1 见水类型 |
| 4.7.2 投产高含水井见水原因 |
| 4.7.3 裂缝型见水井见水原因 |
| 4.8 注采对应关系研究 |
| 4.8.1 注采对应关系现状 |
| 4.8.2 分类典型井组剖析 |
| 第五章 提高开发水平对策研究 |
| 5.1 强化剖面治理实现降水增油 |
| 5.1.1 堵水调剖 |
| 5.1.2 微球连片调驱 |
| 5.1.3 投产高含水井治理 |
| 5.1.4 选择性增注 |
| 5.2 精细措施挖潜提高采出程度 |
| 5.2.1 平面井网完善 |
| 5.2.2 无效注水井转采 |
| 5.2.3 查层补孔 |
| 5.2.4 重复压裂 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（7）S油田局部加密潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 绪论 |
| 一、研究目的及意义 |
| 二、国内外研究现状 |
| 三、研究内容 |
| 第一章 区域地质概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.2 原油性质 |
| 1.2.1 地面原油性质 |
| 1.2.2 地层原油性质 |
| 1.3 开发状况 |
| 第二章 S油田开发效果评价 |
| 2.1 采收率 |
| 2.1.1 标定采收率 |
| 2.1.2 目标采收率 |
| 2.1.3 评价油田采收率 |
| 2.2 水驱储量控制程度 |
| 2.3 水驱储量动用程度 |
| 2.4 含水上升率 |
| 2.4.1 理论含水上升率 |
| 2.4.2 实际含水上升率 |
| 2.4.3 含水上升率开发效果评价 |
| 2.5 递减率 |
| 2.5.1 理论递减率 |
| 2.5.2 实际递减率 |
| 2.5.3 递减率开发效果评价 |
| 2.6 阶段存水率 |
| 2.7 阶段水驱指数 |
| 2.8 地层压力保持水平 |
| 2.9 开发效果综合评价 |
| 2.10 S油田目前存在的问题 |
| 第三章 油藏数值模拟拟合新方法 |
| 3.1 历史拟合中存在的问题 |
| 3.2 水油比与采出程度关系式与相渗曲线的关系推导 |
| 3.3 相渗曲线修改方法 |
| 3.3.1 计算油水相对渗透率的比值 |
| 3.3.2 平移相对渗透率曲线法 |
| 3.4 分段平移相渗 |
| 3.5 实例验证 |
| 3.5.1 井组模型建立 |
| 3.5.2 井组模型平移规律验证 |
| 第四章 S油田局部加密潜力分析 |
| 4.1 S油田历史拟合 |
| 4.2 局部加密潜力区圈定 |
| 4.3 潜力区剩余油分析 |
| 第五章 潜力区层系井网调整界限 |
| 5.1 层系细分技术界限 |
| 5.1.1 单井有效厚度界限 |
| 5.1.2 渗透率级差界限 |
| 5.1.3 生产井段跨度界限 |
| 5.2 井距调整界限 |
| 5.2.1 采油速度法 |
| 5.2.2 井网密度法 |
| 5.2.3 经济极限井距 |
| 5.3 层系井网调整界限研究成果 |
| 5.3.1 层系细分界限研究结果 |
| 5.3.2 井距界限研究结果 |
| 第六章 S油田层系组合与井网加密方案 |
| 6.1 层系组合方案 |
| 6.2 井网加密方案 |
| 6.2.1 井网加密原则 |
| 6.2.2 井网加密位置 |
| 6.2.3 井网加密部署方式 |
| 6.3 加密方案效果预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读研究生期间研究成果 |
| 致谢 |
（8）长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 胡尖山油田L区长6油藏地质特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 地层划分与对比 |
| 2.2.1 地层划分方案 |
| 2.2.2 标志层控制 |
| 2.2.3 地层对比 |
| 2.3 沉积相特征 |
| 2.3.1 沉积微相划分 |
| 2.3.2 沉积微相的平面展布 |
| 2.3.3 有效砂体展布特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 储层岩性特征 |
| 2.4.2 储层物性特征 |
| 2.4.3 储层非均质性 |
| 2.5 L区块超前注水可行性研究 |
| 2.5.1 超前注水的增产机理 |
| 2.5.2 超前注水适用的油藏条件 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 胡尖山油田L区块油藏地质模型建立 |
| 3.1 储层三维构造模型的建立 |
| 3.1.1 地质建模方法 |
| 3.1.2 建模思路 |
| 3.1.3 基础数据准备 |
| 3.1.4 网格设计 |
| 3.2 沉积相模型建立 |
| 3.2.1 沉积相建立方法选择 |
| 3.2.2 沉积相模型建立 |
| 3.3 建立储层三维构造模型 |
| 3.4 属性模型建立 |
| 3.4.1 孔隙度模型建立 |
| 3.4.2 渗透率模型建立 |
| 3.4.3 饱和度模型 |
| 3.4.4 储量计算 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 胡尖山油田L区块超前注水方案优化研究 |
| 4.1 油藏模型的建立 |
| 4.1.1 数值模拟基本原理 |
| 4.1.2 数学模型的选择 |
| 4.1.3 模拟模型的建立 |
| 4.2 胡尖山L区块历史拟合 |
| 4.2.1 历史拟合原则 |
| 4.2.2 地质储量拟合 |
| 4.2.3 生产动态指标拟合 |
| 4.2.4 部分单井拟合 |
| 4.3 井网适应性研究 |
| 4.3.1 井网概况 |
| 4.3.2 井网密度计算 |
| 4.3.3 极限注水影响半径 |
| 4.4 胡尖山L区块超前注水优化方案 |
| 4.4.1 合理的注水参数的影响因素 |
| 4.4.2 超前注水合理时机研究 |
| 4.4.3 井底流压优化 |
| 4.4.4 采液强度及采液量优化 |
| 4.4.5 注水强度优化 |
| 4.5 综合方案优化预测 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（9）Z井区长3低渗透油藏水驱开发特征及调整对策（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水驱开发特征 |
| 1.2.2 含水上升规律 |
| 1.2.3 剩余油分布特征 |
| 1.2.4 产量递减特征 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第二章 研究区概况 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 区域沉积背景 |
| 2.2 地层划分对比 |
| 2.3 油藏特征 |
| 2.3.1 油藏类型 |
| 2.3.2 沉积微相及油砂体展布 |
| 2.3.3 油藏物性 |
| 2.3.4 油藏非均质性 |
| 2.3.5 流体性质 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 油藏开发动态分析 |
| 3.1 开发历程 |
| 3.2 开发过程中存在的问题 |
| 3.3 产量递减规律及因素 |
| 3.3.1 递减规律 |
| 3.3.2 影响因素 |
| 3.4 水驱开发效果评价 |
| 3.4.1 含水率与采出程度关系 |
| 3.4.2 注水利用率评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 储层三维地质建模 |
| 4.1 三维地质模型的建立 |
| 4.1.1 数据准备 |
| 4.1.2 确定工区范围 |
| 4.2 构造建模及结果评价 |
| 4.3 相建模及结果评价 |
| 4.3.1 相模型的确立 |
| 4.3.2 相建模研究结果评价 |
| 4.4 属性建模及结果评价 |
| 4.4.1 孔隙度模型 |
| 4.4.2 渗透率模型 |
| 4.4.3 油水分布模型 |
| 4.5 储量计算 |
| 4.6 模型粗化 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 剩余油分布特征及调整对策 |
| 5.1 数值模型的建立 |
| 5.1.1 模型的选择及网格系统 |
| 5.1.2 数值模拟数据的准备 |
| 5.1.3 储量拟合 |
| 5.2 生产历史拟合及目前水驱开发特征 |
| 5.2.1 确定参数的可调范围 |
| 5.2.2 生产历史拟合 |
| 5.3 剩余油分布特征和主控因素 |
| 5.3.1 平面分布特征及成因 |
| 5.3.2 层间分布特征及成因 |
| 5.3.3 剩余油微观形成机理 |
| 5.4 注水开发技术调整优化及剩余油动用机理 |
| 5.4.1 开发调整方案 |
| 5.4.2 剩余油动用机理 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（10）砂岩油藏特高含水后期水驱渗流特征及流场评价实验研究（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 特高含水后期渗流规律影响因素研究现状 |
| 1.2.2 多孔介质中流速监测方法研究现状 |
| 1.2.3 储层流场特征及调整方法研究现状 |
| 1.3 目前研究存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 第2章 特高含水后期相渗曲线特征及影响因素研究 |
| 2.1 岩心相渗曲线测量方法改进及形态特征研究 |
| 2.1.1 特高含水后期岩心相渗曲线测试存在问题分析 |
| 2.1.2 岩心相渗曲线测试方法改进及结果分析 |
| 2.2 特高含水后期储层物性变化对相渗曲线影响研究 |
| 2.2.1 实验方案及步骤 |
| 2.2.2 水驱冲刷对储层物性及相渗特征影响分析 |
| 2.3 不同含水阶段微观剩余油分散程度量化表征 |
| 2.3.1 微观剩余油检测原理及岩心薄片处理 |
| 2.3.2 微观剩余油分散程度量化表征方法及结果分析 |
| 2.4 不同含水阶段剩余油赋存形态特征研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 基于微观剩余油分布及储层物性特征的渗流规律量化研究 |
| 3.1 剩余油特征及储层物性对相渗曲线影响研究 |
| 3.1.1 基于分形理论的相渗曲线数学模型建立 |
| 3.1.2 分形相对渗透率曲线模型验证 |
| 3.1.3 不同因素对相对渗透率曲线影响的研究 |
| 3.2 微观剩余油分散性及储层物性变化特征对水驱特征曲线的影响 |
| 3.2.1 分形水驱特征曲线推导 |
| 3.2.2 模型验证及应用 |
| 3.2.3 各因素对水驱特征曲线影响分析 |
| 3.3 基于特高含水后期相渗形态特征的油藏工程方法研究 |
| 3.3.1 新型水驱动态预测曲线的提出 |
| 3.3.2 油藏开发动态预测新方法的验证与应用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 基于传热分析及渗流规律的水驱油两相流速监测方法 |
| 4.1 模型中传热分析的基本假设及自加热温度传感装置 |
| 4.1.1 模型中传热分析的基本假设 |
| 4.1.2 自加热温度传感装置 |
| 4.2 储层模型中两相流速监测理论研究 |
| 4.2.1 热传导状况分析 |
| 4.2.2 热对流状况分析 |
| 4.2.3 渗流监测理论方程式推导 |
| 4.3 储层模型中传热系数及饱和度图版测定 |
| 4.3.1 储层模型传热系数测试 |
| 4.3.2 储层模型饱和度测试 |
| 4.4 流速监测应用及准确性验证 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 水驱物理模拟过程中流场一体化评价方法建立 |
| 5.1 流场一体化评价方法的提出 |
| 5.2 基于驱油效率分布状况的开发现状评价研究 |
| 5.2.1 评价方法提出 |
| 5.2.2 评价指标计算 |
| 5.2.3 实例计算 |
| 5.3 压力场及流动速度场分析与应用 |
| 5.3.1 压力场监测及应用 |
| 5.3.2 非达西渗流区域量化表征 |
| 5.4 累计过水倍数场分布表征 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 基于一体化评价的特高含水后期流场演化及调整方法研究 |
| 6.1 人造岩心平板模型设计及实验方案 |
| 6.1.1 人造岩心设计及实验设备 |
| 6.1.2 实验方案及步骤 |
| 6.2 特高含水后期水驱油流场演化规律的一体化评价研究 |
| 6.2.1 基于物质基础的开发现状评价 |
| 6.2.2 基于压力场的动力条件评价分析 |
| 6.2.3 基于流动速度场的流动现实性评价分析 |
| 6.2.4 基于过水倍数场的累计作用现状评价 |
| 6.3 特高含水后期流场调整评价研究 |
| 6.3.1 生产动态曲线分析 |
| 6.3.2 不同调整方法下流场特征分析 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 致谢 |
| 学位论文数据集 |
四、水驱特征曲线在油田开发中的应用（论文参考文献）
- [1]江汉盆地S井区开发效果评价及调整对策研究[D]. 刘甜. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]西峰油田合水油区试井资料二次精细解释[D]. 毛振兴. 西安石油大学, 2021(09)
- [3]特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导[J]. 王英圣,石成方,王继强. 石油与天然气地质, 2020(06)
- [4]PX油田开发指标变化规律及影响因素研究[D]. 赵秋胜. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]Z区块二次开发剩余油分布及调整挖潜方法研究[D]. 赵宇璇. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]X油藏精细单砂体刻画下的注水开发动态分析研究[D]. 刘瑞松. 西安石油大学, 2020(11)
- [7]S油田局部加密潜力研究[D]. 范佳乐. 东北石油大学, 2020(03)
- [8]长庆油田胡尖山区块超前注水参数优化研究[D]. 刘杨. 西安石油大学, 2020(10)
- [9]Z井区长3低渗透油藏水驱开发特征及调整对策[D]. 霍轶偲. 西安石油大学, 2020(10)
- [10]砂岩油藏特高含水后期水驱渗流特征及流场评价实验研究[D]. 管错. 中国石油大学(北京), 2020(02)