一、裂缝油藏合理井距数值模拟研究（论文文献综述）
张国威[1]（2021）在《非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究》文中提出目前国内大多数水驱开发砂岩油藏已进入开发中后期,开采成本持续走高,基于控制成本提高经济效益考虑,如何更高效利用已投产井,在较少措施和低操作成本情况下进一步提高水驱油藏采出程度,维持老井稳产,一直是提高油田经济效益的重要手段。保持老区产能稳定,成为当前维持油田经济有效开发的重要手段。水驱油藏开发效果的影响因素包括储层形态、非均质程度、渗透率各向异性程度等,油田在长期水驱过程中逐渐形成油水分布的不均匀,水淹状况日趋复杂、剩余油分散富集。随着时间和应用轮次的增加,常规注采优化措施收效甚微。通过储层方向性特征优化匹配的研究将储层静态特性与注水开发措施联合进行系统优化,能够进一步提高水驱开发效果,提高油藏水驱采收率。本文首先从储层静态方向性特征研究入手,分析了储层物源、主渗透率、地应力和压裂缝、断层、构造倾角和边底水方位等因素对油田开发的影响机理,归纳了储层方向性特征包含的内容;以储层渗透率矢量为代表,研究了渗透率矢量性特征的定量表征方法;基于古水流方向、沉积相和主渗透率方向三者之间存在的联系,提出了基于沉积相的渗透率矢量化方法,将储层沉积特征、渗透率标量有机结合用于渗透率矢量模型,通过数值模拟验证了方法的有效性。动态方面,以水驱程度和方向为代表分析了油田开发实施过程中的水驱的矢量性特征,通过井组灰色关联分析来实现水驱方向的定量表征。然后以渗透率矢量和井网两组核心参数为代表,采用数值模拟方法论证了各向异性地层中井型、井网与储层渗透率矢量的优化匹配关系,低渗透特低渗透储层中井型、井网与人工压裂缝的优化匹配关系。技术流程方面,以矢量化井网理论为指导,根据储层矢量性特征分析成果结合优化匹配方法,形成调整井优化部署原则。然后研制了流场优化算法,算法以均衡流场或常用生产指标为目标函数,以井类型、射孔空间位置界限、注采速度界限为边界条件,以部署原则为约束条件,建立最优化数学模型。模型求解过程中,针对老区调整过程中调整方案约束条件复杂的问题,对经典遗传算法进行了改进,增加了个体有效性检验模块,建立改进的多目标开发优化遗传算法,完成自动优化。结合计算机编程技术编制了软件来实现考虑储层矢量性特征的多目标注采优化。以濮城油田W51北区为实例,开展了储层方向性特征分析、矢量化调整方案设计、最优化方案模拟求解和最优化方案预测对比;优化方案增油量提高20t/d,综合含水降低约2%,证实了矢量性特征优化匹配技术及相关优化算法的有效性。
贾辉[2]（2020）在《三肇地区扶余油层井型井网优化研究》文中研究说明进入21世纪,全球致密油气、页岩油气等非常规油气勘探开发进入活跃期。大庆探区致密油主要集中在松辽盆地北部三肇地区扶余油层,是近几年勘探开发的重点区域。三肇地区扶余油层为一套河道-浅水湖泊三角洲沉积体系,主要以三角洲平原及三角洲前缘亚相沉积为主,砂体具有平面规模小、纵向多层叠置、不集中、厚度变化大的特点;加之埋藏深度较大,储层物性差,含油饱和度低,开发试验表现出井网适应性差、单井产量低、注水开发难受效等问题。本文通过精细研究扶余油层的地质特征,从储层构造、沉积、物性、油水分布、裂缝及地应力特征以及致密油成藏物性特征入手,引入砂体成因分类方法,精细划分储层类型;深化地应力特征及裂缝特征研究评价岩石可压性,依据储层类别及岩石可压性评价结果优选代表性井区开展地质建模及数值模拟一体化研究,评价优选不同类型储层适合的井型井网,指导开发设计。研究结果显示,Ⅰ型、Ⅱ型成因砂体对地质储量具有绝对的控制作用,储量控制程度一般达到80%～90%。扶A区块（以Ⅰ型成因砂体为主）当采用注采压差30MPa,井排距360×180m的反九点井网时,采出程度高,注水驱替效果好,经济效益好;扶B区块（Ⅰ、II型成因砂体占比较高）采用水平井开发效果最优,当水平井方位垂直于最大主应力布井,水平井长度为1200～1500m,水平井井距500m,水平井排距200m,采用交错布缝时,开发效果最优;扶C区块（Ⅰ、II型成因砂体占比较低）采用反七点直井-水平井联合井网开发时,水平井开采主力层,直井开采非主力层,采出程度高,经济合理。
刘佳瑶[3]（2020）在《低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究》文中提出大庆朝阳沟油田CXCY区块为低渗透裂缝性油藏,于1988年投产,历经30余年水驱开发,注采井网从300m×300m反九点基础井网调整为一次加密井网,取得了较好的效果。随着开发时间的延长,区块已进入中高含水阶段,含水上升速度和产量递减幅度加快,存在砂体控制程度低、储层动用不均、非均质性强等问题,而区块井网密度低,剩余油富集,整体加密调整仍具有较大潜力,是油田进入开发中后期改善开发效果的重要措施,也是动用剩余油和提高采收率最直接有效的手段。针对低渗透裂缝区块一次加密后油层动用差、水驱采收率低等问题,本文开展了CXCY区块二次加密井网优化设计研究。首先,应用Petrel地质建模软件,建立了符合CXCY区块地质特征的相控精细地质模型,孔隙度、渗透率、饱和度等属性参数与沉积特征具有很好的一致性,应用Eclipse软件对地质模型进行粗化,采用启动压力梯度等效模拟、裂缝参数修正等低渗透裂缝油藏拟合技术对区块进行水驱历史拟合,拟合误差在3%以内;然后研究了CXCY区块目前和水驱结束时纵向油层、平面砂体剩余油分布特征,确定剩余油类型以平面干扰型、高水淹层韵律顶部型为主,占总剩余地质储量的44%以上,常规油水井措施及注水参数调整难以有效动用,需要进行二次加密;最后应设计出3种油井加密方式和3种水井加密方式共9种二次井网部署方式,数值模拟分别预测各方案水驱10年内的含水率、采出程度、年产油量和采油速度等开发指标变化情况,结合经济评价,确定最优方案为加密油井不偏移+水井全加密+老井全转注的二次井网加密方案,预测提高采收率5.87个百分点。CXCY区块二次井网加密后全区日产液由53.5t提高到97.3t,日产油由8.3t提高到23.3t,井区含水由84.5%下降到76.1%,采油速度由0.14%提高到0.54%,取得了良好的开发效果和经济效益。
穆凌雨[4]（2020）在《气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用》文中研究指明大量实践和研究表明注气开发技术能大幅度提高原油采收率,适用范围广,具有非常广阔的前景。但是,油藏在气驱开发中后期,地层能量亏空严重,油气之间难以形成混相,并且常常伴随着严重的气窜,生产井产油量迅速下降,气驱开发效果变差。建立正确的气驱过程中评价体系,制定合理有效的气驱调整措施,对改善油藏的气驱开发效果及进一步推广应用气驱技术具有至关重要作用。本论文首先以相平衡理论和油藏数值模拟方法为基础,分析了气驱过程中油藏流体的组分分布及界面张力分布特征,提出了细分混相状态和波及系数的研究思路。然后定义了非混相及混相临界界面张力两个参数,将混相状态细分为完全混相、混相、近混相和非混相四种状态,进而应用混相体积系数和混相程度系数两个参数分别来表征不同混相状态的分布范围及对原油采收率的贡献率。考虑到气体较强的扩散能力,提出了组分波及系数、有效组分波及和相波及系数的概念,表征了注入气组分的波及范围。基于以上建立了组分数值模拟模型,分析了储层、开发参数对混相程度和波及系数的影响,并通过正交实验明确了主控因素。论文针对气窜识别问题,利用等效思想和流管束模型,将裂缝和基质等效为一系列流管束,将两维渗流问题转化为一维流管束渗流。通过叠加方法,求解了主裂缝型气窜和差异裂缝型气窜的组分产出模型,获得了不同类型气窜的产出气浓度方程,分析了不同参数对产出气中组分浓度及浓度导数的影响,并通过对矿场实际数据的拟合提出了裂缝气窜类型及裂缝关键参数识别方法。在以上两部分的基础上,提出了分区逐级调控方法以提高气驱的混相程度和波及系数。基于油藏气驱过程中波及与混相的表征参数,将油藏划分为未波及区、低潜力区、近混相区、高压非混相区和低压非混相区,提出了分区调控方法。针对气窜过程中多级裂缝窜流,利用气窜识别方法确定气窜类型及裂缝参数,提出了注入聚合物-水-气联合驱替体系的逐级调控方法。针对气驱油藏筛选出包括开发效果、动用状况、压力状况、混相状况的四类九项评价指标,应用模糊数学方法提出了油藏气驱开发效果的综合评价方法,并应用该方法评价分区逐级调控的效果。最后,将所建立的分区逐级调控技术应用于某大型碳酸盐油藏气驱开发模拟中,形成一套开发调整方案,对比并评价调整后的方案,为提高该油藏气驱开发效果提供了有效手段。
冯月丽[5]（2019）在《特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究》文中认为特低渗裂缝性油藏基质渗透率低,裂缝是主要的渗流通道,而裂缝通常具有较强的压力敏感及各向异性特征。当油藏压力变化时,不同方向的裂缝会表现出不同的变形特征,导致油水渗流规律更加复杂,严重影响特低渗裂缝性油藏的水驱开发效果。本论文针对裂缝方向对裂缝压力敏感变形特征的影响,及其对特低渗裂缝性油藏渗流规律的影响进行研究,以期为此类油藏的开发调整提供新思路。首先基于相似理论建立了定容边界裂缝性介质渗流物理模拟方法,该方法具有造缝简单、模型可视、裂缝可控的优点。利用该方法开展了单组不同方向裂缝的压力敏感实验,结果表明:相同压力条件下,裂缝性介质的流量随裂缝角度（裂缝方向与宏观压力梯度方向的夹角）的增大而减小,裂缝开度和渗透率的变化率随裂缝角度的增大呈现出先增大后减小的特征。基于上述实验规律,结合理论分析,建立了考虑裂缝方向性的压力敏感方程,其计算结果与实验数据及半解析渗透率模型的计算结果均吻合较好。应用该压力敏感方程分析了单组裂缝对渗透率张量主值的影响,研究结果表明,单组裂缝渗流介质中裂缝变形只对渗透率主值大小有影响。其次利用多组多角度裂缝定容物理模拟实验和数值计算结果,分析了裂缝角度、间距、弹性参数对多组缝介质渗透率张量主值变化的影响:不同角度裂缝开度变化率不同,会改变两组裂缝渗透率的相对大小关系;不同角度裂缝在相同压力条件下变形程度不同使得渗透率主值方向发生旋转,这种现象将会导致油藏注水开发过程中注入水渗流方向发生改变,使得原井网难以实现预期的开发效果。随后以新建立的考虑裂缝方向性的压力敏感方程为基础推导建立了特低渗裂缝性油藏面积井网的产能模型,分别分析了不同裂缝方向、注采压差等参数对五点井网、反七点井网、反九点井网、菱形反九点井网产能的影响,结果表明裂缝角度为45°时产能最大;菱形反九点井网产能最高。裂缝开度变化率越大,相应井网单元的产量越小。压力敏感程度越强,相同井网条件下极限井距越小,说明压力敏感效应使得特低渗裂缝性油藏开发难度加大,需要加密井网开发。最后利用考虑裂缝方向性的压力敏感方程,建立了考虑不同方向裂缝压力敏感效应的油气水三相渗流数学模型,编制了裂缝压力敏感数值模拟软件模块,研究了裂缝方向对特低渗裂缝性压敏油藏渗流场的影响,研究结果表明:裂缝角度为45°时井网单元的采出程度最高;对于裂缝性压敏油藏,注采系统调整的原则是实现反九点井网面积注水。综合上述研究结果,结合裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏和重组作用,针对特低渗裂缝性油藏裂缝方向性压敏效应造成的注入水流动方向改变现象,提出了两条开发调整思路:1)为了使最大渗透率主值方向与井排方向夹角处在满足原始井网单元注采关系不被破坏的范围内,水驱开发过程中需要保持合理的地层压力;2)可利用裂缝方向性压敏效应造成的渗透率主值方向旋转现象,调整地层压力,使注入水沿有利方向流动。本论文的研究成果,发展了裂缝各向异性压敏介质渗流理论,能够为特低渗裂缝性压敏油藏的产能预测及注水井网调整提供理论基础。
曹志林[6]（2019）在《基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究》文中进行了进一步梳理蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage,SAGD）作为一种稠油热采的有效技术,已在加拿大、委内瑞拉、美国相继得到广泛应用。我国作为油砂资源大国之一,稠油增产势在必行。尽管我国在SAGD领域有些攻关成果,但总体上仍处于起步阶段。因此,开展SAGD的机理及其数值模拟研究,具有十分重要的学术价值和社会经济意义。本文的主要研究内容与结论如下:（1）首先回顾与梳理了SAGD数值模拟理论背景,同时自主开发Python模块用于TOUGH2后处理,最终形成了一套完整的模拟流程。结果表明:改进后的TOUGH2具备对SAGD过程进行模拟的初步能力。SAGD中所涉及到的传热传质、非混溶多相流问题,均可借助TOUGH2圆满求解;（2）其次基于改进的TOUGH2建立了双水平井SAGD工程过程的数值模型。对稠油开采中预热阶段和生产阶段,进行连续的数值模拟,揭示了SAGD二维截剖面、三维立体蒸汽腔的发育规律,同时开展对SAGD开采动态特征的分析评价。结果表明:该模型能够定量分析剩余油饱和度和温度的空间动态分布,有利于掌握整个区块的开发动态;该开采方案下累积油汽比为0.188（大于0.13）,采出程度为57%,说明该方案是经济可采的;（3）然后针对影响SAGD开发效果的6个主要因素,进行了参数敏感性分析。深入剖析了参数影响SAGD的物理机理,并对油藏参数、注采参数和井网参数进行了优选。结果表明:垂直渗透率和水平渗透率的比率、油藏原油饱和度和注入温度,对SAGD开发效果均为正相关;而注汽速度、垂直井距和横向井距,均各自存在自己的最佳值,无论过大还是过小,均不合适。（4）最后对于有、无泥岩隔夹层两种不同的油藏SAGD案例,开展了开发过程与效果的对比研究。研究结果表明:当注入井与生产井之间存在一连续水平泥岩隔夹层时,对蒸汽腔的上升过程具有显着的阻碍作用,峰值产油速率降低了4%。TOUGH2是美国劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）历经近半个世纪,主要针对包括地热的水力学研究领域而研发的多相多组分渗流热输运数值模拟计算机程序。通过二次研发及局部算法的攻关,本论文首次探索将纯源代码运用于SAGD稠油热采的模拟。迄今取得的成果,为后续实现热流固耦合,尝试研究地热开采与稠油热采的结合方案,打下了一个坚实的分析基础。
张逸[7]（2019）在《LPY特低渗裂缝性油藏水驱渗流场特征研究》文中认为目前低渗/特低渗油藏开发对我国油田开发的意义越来越突出,其储层特征、流体性质与中高渗油藏差异较大,导致渗流机理、油水分布、注水开发方式等与中高渗油藏差异性很大。LPY特低渗裂缝性油藏在注水开发后,产量下降与含水率上升的矛盾日渐突出,为治理LPY水窜水淹,必须明确油水渗流机理与规律。在详细分析LPY油藏地质与储层特征的基础上,重点研究了裂缝的发育特征,明确了LPY特低渗裂缝性油藏的油藏类型与特征。基于树状分叉模型,建立了LPY双重裂缝特低渗油藏复杂耦合模型,阐述了孔隙-喉道-微裂缝三者的匹配关系,借用渗透率张量模型研究了微裂缝对储层渗透性的改变作用。开展了启动压力实验以及两相渗流实验,强调了毛管力在特低渗裂缝性油藏中的作用,阐述了LPY水驱开发中的渗吸-驱替运动。最后通过数值模拟研究了不稳定注水的开发效果与影响因素,并优化了不稳定注水方案,提出了现场应用建议。储层研究表明,LPY特低渗油藏微裂缝发育,宏裂缝发育差,呈现出均质特征。渗透率张量模型计算表明,微裂缝改善了储层渗透性,当8)为0.2×10-38)2时,渗透率约提高1.5倍。岩心实验表明LPY储层启动压力梯度范围在0.023～0.237MPa/m。考虑毛管力的小压差相渗实验表明,因毛管力渗吸作用,油相相渗提高了10%以上。阐述了呈均质特征的特低渗裂缝性油藏中的渗吸-驱替运动特征,渗吸-驱替运动数学模型计算表明,相同时刻驱替压力越大,模型采收率越高。数值模拟研究表明,不稳定注水有“降水增油”的作用,且毛管力、间注周期以及注入量波动均对不稳定注水效果有影响,当间注周期为60天、注水量波动为1时得到的累积产油量是最高的,与连续注水相比提高了1.86%。
李莉[8]（2018）在《低渗油藏压裂水平缝注水开发研究 ——以Z区块为例》文中研究指明Z区块是典型的超低渗透岩性油藏,构造简单,岩层近水平分布,泥岩与砂岩粉砂岩互层或薄互层分布,油藏埋深浅,这些因素导致压裂后产生的裂缝呈水平状。水平状压裂缝和常规的垂直压裂缝的渗流规律具有明显区别,但多数低渗油藏的开发方案主要基于常规的垂直压裂缝开展,为了建立油藏合理的开发方式,提高油藏的开采效果,论文针对低渗油藏压裂水平缝的注水开发方式以及参数优化进行了研究。本文首先对低渗油藏压裂水平缝渗流特征进行调研,并对区块长6油层进行地层对比以及砂体展布,建立区块的地质模型;研究了低渗油藏压裂水平缝油水两相渗流模型,并运用嵌入式网格对水平缝的渗流规律进行了描述;此外,根据压裂水平缝直井的渗流特征建立渗流数学模型,研究水平缝直井注水开发规律以及开发过程中剩余油饱和度的分布,并采用油藏工程理论和数值模拟方法对开发方式进行对比与论证;最后,对区块注采井网以及水平缝参数进行优化,最终制定以及优选可行的Z区块压裂水平缝油藏注水开发方案。论文取得的结论与认识如下:（1）通过对Z区块低渗油藏进行地质特征研究,得出Z区块构造整体为东高西低的宽缓斜坡,构造内部发育一系列低幅度鼻状微构造。储层为特低孔特低渗储层,非均质性强,平均孔隙度为6.5%,平均渗透率为0.86mD。长6主要发育长61和长62两个主要油层,长63次之,长64局部发育。（2）研究低渗油藏油水两相渗流模型,采用嵌入式网格技术表示的离散裂缝模型,它既可以有效地描述水平压裂缝渗流规律,也能保持较高的计算效率。（3）通过对单井生产动态数据的分析,对区块进行储量拟合以及单井历史拟合,采用油藏数值模拟方法,研究不同开发方式（衰竭式开发、持续注水、周期注水）对压裂水平缝油藏的开发影响。（4）对不同井网、井距进行论证,根据压裂水平缝井注水开发的剩余油分布,在注水井压裂缝的上下部位,分隔存在剩余油,因为注入水不能波及这些区域导致成为死油区,为进一步改善注水波及范围,优化不同井网条件与地质条件下的压裂水平缝缝长、缝密度等参数,并优化注水开发水平缝参数与注采参数。（5）在井网井距以及参数优化的基础上,结合Z区块低渗油藏的开发特点和剩余油分布规律,对Z区块油藏进行井网调整与层位补孔,并对区块进行方案设计与优选,确定选取最优注水开发方案。
王立伟[9]（2018）在《缝洞型油藏开发指标计算方法及注采参数优化研究》文中进行了进一步梳理缝洞型油藏在世界范围内广泛分布,油气储量约占世界油气储量的1/2,因此具有很高的勘探开发价值。目前各国均开展了针对缝洞型碳酸盐岩油藏的系统研究,但尚未确定一种有效的开发方法以及较为明确的开发指标计算方法和参数优化方法,因而开展开发指标计算研究和开发参数优化研究对于指导缝洞型油藏高效科学均衡开发,具有重要意义。本文以塔河油田S48单元为基础,通过研究其地质构造特点,建立典型缝洞模型,结合地质资料和开发动态资料,以及对S48单元典型缝洞模型流体流动规律的前期研究结果,总结出缝洞型油藏的单井及区块的动态特征;基于典型缝洞模型,利用Navier-Stokes方程推导求出典型缝洞模型等效渗透率、利用Buckley–Leverett理论进行理论推导出典型缝洞模式下的产油量、产水量等一系列开发指标计算公式;基于均衡驱替理论,以高效动用、均衡驱替、经济最优为目标,对S48单元开发进行数值模拟研究,优化注采位置、合理井距、合理注采压差、注水开发界限、注气速度等一系列生产参数,最终形成一套技术政策体系。通过研究,建立了含水率、产量递减、水驱特征等动态特征公式,推导出了不同典型缝洞模型下的产油量,采收率等开发指标,得出了一套技术政策体系,包括不同岩溶背景下的合理井距,合理注采位置,合理注采压差,注水开发界限等指标,建立了“低注高采,缝注孔洞采、小洞注大洞采”、“等高注采、缝注洞采”、“低注高采、洞注洞采”的立体开发体系。
焦红岩[10]（2017）在《长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用》文中研究表明近年来,深层低丰度特低渗透油藏的有效开发主要是通过油水井半缝长200米以上的长缝压裂注水开发技术实现。但实际开发过程中,在有效闭合压力的作用下,支撑剂会发生嵌入、变形、破碎、岩化等动态变化,导致裂缝导流能力衰减。目前对支撑剂动态变化引起的导流能力衰减机理及其对渗流场、油水井产注能力的影响与规律等方面的研究相对较少。而且,目前商业油藏数值模拟软件均未把裂缝导流能力衰减考虑在内,导致制定的开发技术政策或开发调整对策缺少针对性。因此,开展因支撑剂动态变化引起的长裂缝导流能力衰减预测模型及应用研究,并与实际开发区块相结合,开展相应的调整对策研究很有必要。可以为提高深层低丰度特低渗透油藏长缝压裂注水开发水平提供理论基础和技术支撑。本论文综合运用岩石力学、弹塑性力学、材料力学、接触力学、几何学等多学科理论,建立了考虑支撑剂嵌入、变形、破碎和岩化等动态变化在内的裂缝导流能力预测模型体系;利用该预测模型体系,研究了影响裂缝导流能力衰减的主要因素及长裂缝导流能力的时空衰减规律,并利用油藏数值模拟方法,研究了裂缝导流能力衰减对渗流场的影响规律;考虑裂缝导流能力衰减机理,建立了长缝压裂单井单相稳态产注能力预测模型,研究了影响产注能力的主要因素;在此基础上,将建立的长裂缝导流能力衰减预测模型与数值模拟技术相结合,建立了特定时间双向非同步耦合方法,研究了注采压差对长缝压裂井两相非稳态产注能力的影响;与对实际开发区块相结合,建立了长缝压裂注水开发井网井距设计方法,并对开发技术政策界限及不同开发阶段调整对策进行了模拟研究。研究发现,裂缝导流能力受支撑剂颗粒粒径、弹性模量、泊松比、有效闭合压力、油藏温度等因素影响。油水井长裂缝导流能力均随着油藏开发时间而衰减。在相同的时间点上,不同的裂缝段导流能力衰减存在空间差异,并随时间也发生变化。距离井筒越近,油井裂缝段导流能力衰减越快;距离井筒越远,水井裂缝段导流能力衰减更快。油井长裂缝的导流能力时空衰减比水井更加剧烈。随着长裂缝导流能力衰减幅度的增加,开发效果逐渐变差,平均水驱波及范围变小,流体流动逐渐偏离线性流,剩余油增加。油水井间渗流更趋近于线性流,线性流趋近度从油水井连线中点向油水井逐渐减弱。注采压差越大,油水井产注能力越高,但随着开发的延长,长缝导流能力衰减越严重,由此造成的油水井产注能力降低越大。长缝压裂注水开发最佳井网形式为交错排状井网,井距、排距需根据实际区块储量丰度及渗透率分布情况进行矢量化部署,不同含水开发阶段调整对策需根据实际水驱状况进行优化制定。
二、裂缝油藏合理井距数值模拟研究（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、裂缝油藏合理井距数值模拟研究（论文提纲范文）
（1）非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 常规井网及注采优化方法 |
| 1.2.2 矢量井网及注采优化设计 |
| 1.2.3 基于优化算法的注采优化 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 第二章 储层的方向性特征 |
| 2.1 物源方向与沉积方向 |
| 2.2 主渗透率方向 |
| 2.3 主应力方向和裂缝方向 |
| 2.4 断层走向和构造倾角 |
| 2.5 边底水的侵入方向 |
| 第三章 渗透率的矢量性特征 |
| 3.1 渗透率的非均质性及其定量表征 |
| 3.1.1 渗透率的非均质性 |
| 3.1.2 渗透率非均质性的定量表征 |
| 3.2 渗透率的方向及其表征 |
| 3.2.1 渗透率各向异性的表征 |
| 3.2.2 差变函数分析储层渗透率方向性 |
| 3.2.3 TDS技术确定油藏平面渗透率各向异性 |
| 3.2.4 裂缝性油藏主渗透率及主裂缝方向识别方法 |
| 3.2.5 基于沉积相的渗透率矢量化方法 |
| 第四章 砂岩油藏水驱开发的矢量性特征 |
| 4.1 水驱程度的非均匀性及其表征 |
| 4.1.1 水驱程度的表征参数 |
| 4.1.2 水驱程度的时变特性 |
| 4.2 水驱方向的量化分析 |
| 4.2.1 基于灰色关联理论的水驱方向分析方法 |
| 4.2.2 方法的软件实现 |
| 第五章 井网与矢量性特征的优化匹配 |
| 5.1 矢量化井网的优化原则 |
| 5.2 排状井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3 面积注水井网与主渗方向的优化匹配 |
| 5.3.1 反七点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.2 五点法、矩形五点、菱形五点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.3.3 九点井网与主渗方向的匹配 |
| 5.4 水平井与储层方向性特征的优化匹配 |
| 5.4.1 水平段方位与储层方向性特征的匹配 |
| 5.4.2 水平段长度与储层砂体展布的匹配 |
| 5.4.3 水平井注采井网与主渗方向性特征的匹配 |
| 5.5 井网与裂缝方向的优化匹配 |
| 5.5.1 直井井网与裂缝方位的匹配 |
| 5.5.2 水平井井网与裂缝方位的匹配 |
| 第六章 基于油藏矢量性特征的优化方法 |
| 6.1 深度水驱均衡驱替模式 |
| 6.1.1 实施均衡驱替的优点 |
| 6.1.2 实施均衡驱替方式 |
| 6.1.3 实施均衡驱替的数值模拟分析 |
| 6.2 均衡驱替的流场表征与评价 |
| 6.2.1 水驱强度的综合表征参数体系 |
| 6.2.2 水驱强度的计算 |
| 6.2.3 流场优化调整原则与方法 |
| 6.3 最优化数学模型 |
| 6.3.1 目标函数 |
| 6.3.2 约束条件 |
| 6.4 数学模型求解 |
| 6.4.1 改进的多变量开发优化遗传算法 |
| 6.4.2 约束问题的处理 |
| 6.4.3 遗传编码方法 |
| 6.5 优化算法的软件实现 |
| 6.5.1 ECL数据接口 |
| 6.5.2 流场表征模块 |
| 6.5.3 约束条件设置模块 |
| 6.5.4 遗传算法模块 |
| 6.5.5 流场优化软件实现 |
| 6.5.6 测试实例 |
| 6.5.7 软件设置 |
| 6.5.8 测试结果分析 |
| 第七章 基于矢量性特征的矢量井网重构实例 |
| 7.1 油藏概况 |
| 7.1.1 地质概况 |
| 7.1.2 开发历史 |
| 7.1.3 开发现状及存在的主要问题 |
| 7.2 储层方向性特征分析 |
| 7.2.1 物源方向与砂体分布特征 |
| 7.2.2 渗透率的矢量化 |
| 7.2.3 断层走向与构造倾角特征 |
| 7.3 水驱的方向性特征 |
| 7.3.1 井排的方向性特征 |
| 7.3.2 水驱的方向性特征 |
| 7.3.3 剩余油分布的方向性特征 |
| 7.4 调整潜力区的识别 |
| 7.5 潜力区局部剩余油分布矢量特征 |
| 7.6 矢量化井网重构原则 |
| 7.7 调整方案设计优化 |
| 7.7.1 调整思路 |
| 7.7.2 调整方案优化计算 |
| 7.8 调整方案预测 |
| 第八章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（2）三肇地区扶余油层井型井网优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 研究的目的及意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 主要研究内容 |
| 0.4 技术路线 |
| 第一章 地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 沉积特征及储层特征 |
| 1.3 储层物性 |
| 1.3.1 岩石学特征 |
| 1.3.2 孔渗特征 |
| 1.4 油水分布特征 |
| 1.5 裂缝及地应力特征 |
| 1.5.1 裂缝特征 |
| 1.5.2 地应力特征 |
| 1.6 致密油成藏物性特征 |
| 1.6.1 岩心含油产状 |
| 1.6.2 面孔率 |
| 1.6.3 综合分析 |
| 1.6.4 致密油储层分布 |
| 第二章 扶余油层致密砂体划分 |
| 2.1 扶余油层致密砂体划分 |
| 2.1.1 Ⅰ型成因砂体特征 |
| 2.1.2 Ⅱ型成因砂体特征 |
| 2.1.3 Ⅲ型成因砂体特征 |
| 2.2 储量控制程度 |
| 2.3 孔隙结构特征 |
| 2.3.1 Ⅰ型孔隙特征 |
| 2.3.2 Ⅱ型孔隙特征 |
| 2.3.3 Ⅲ型孔隙特征 |
| 第三章 三维地质模型建立 |
| 3.1 建模思路与数据准备 |
| 3.1.1 建模思路 |
| 3.1.2 数据准备 |
| 3.2 构造模型 |
| 3.2.1 断层数据 |
| 3.2.2 网格设计 |
| 3.2.3 层面模型 |
| 3.2.4 构造建模 |
| 3.3 油藏属性模型 |
| 3.4 储量计算 |
| 3.5 模型粗化 |
| 第四章 井型井网优化研究 |
| 4.1 数值模拟的建立与历史拟合 |
| 4.1.1 数值模拟模型的建立 |
| 4.1.2 历史拟合 |
| 4.2 开发参数优化 |
| 4.2.1 极限供油半径分析 |
| 4.2.2 最佳生产压差优选 |
| 4.2.3 有效驱动距离 |
| 4.3 井型井网优化研究 |
| 4.3.1 扶A区井型井网优化 |
| 4.3.2 扶B区井型井网优化 |
| 4.3.3 扶C区井型井网优化 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 1.选题的依据及意义 |
| 2.国内外研究现状 |
| 3.主要研究内容及技术路线 |
| 第一章 油藏地质及开发概况 |
| 1.1 CXCY区块地质特征 |
| 1.1.1 构造特征 |
| 1.1.2 沉积特征 |
| 1.1.3 储层特征 |
| 1.1.4 流体性质 |
| 1.2 开发历程 |
| 1.3 区块目前存在的主要问题 |
| 第二章 CXCY区块地质模型 |
| 2.1 构造模型 |
| 2.2 沉积相模型 |
| 2.3 属性模型 |
| 第三章 CXCY区块历史拟合 |
| 3.1 数值模拟地质模型 |
| 3.2 低渗透裂缝油藏历史拟合关键技术 |
| 3.3 历史拟合结果 |
| 第四章 现井网条件下剩余油分布 |
| 4.1 现井网纵向剩余油分布 |
| 4.1.1 目前纵向剩余油分布 |
| 4.1.2 水驱结束纵向剩余油分布 |
| 4.1.3 油层纵向动用状况分析 |
| 4.2 平面剩余油分布 |
| 4.2.1 目前平面剩余油分布 |
| 4.2.2 水驱结束平面剩余油分布 |
| 4.2.3 平面剩余油动用状况分析 |
| 4.3 剩余油类型 |
| 4.4 剩余油挖潜对策 |
| 第五章 二次加密方案优化设计 |
| 5.1 井网二次加密技术经济界限 |
| 5.1.1 加密井距技术界限 |
| 5.1.2 日产油量经济界限 |
| 5.1.3 单井累积产量经济界限 |
| 5.1.4 可采储量经济界限 |
| 5.1.5 地质储量经济界限 |
| 5.1.6 加密井距经济界限 |
| 5.1.7 加密厚度界限 |
| 5.2 二次加密方案 |
| 5.2.1 加密方案开发指标预测 |
| 5.2.2 开发指标对比 |
| 5.3 经济评价及方案优选 |
| 5.4 二次加密机理分析 |
| 5.4.1 井网加密对地层压力的影响 |
| 5.4.2 井网加密对流线的影响 |
| 5.4.3 井网加密对剩余油的影响 |
| 5.5 二次加密试验效果 |
| 5.5.1 油层动用状况得到改善 |
| 5.5.2 井区生产状况得到改善 |
| 5.5.3 二次加密试验的认识 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用（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 气驱波及系数的研究现状 |
| 1.2.2 气驱混相程度的研究现状 |
| 1.2.3 气窜识别方法的研究现状 |
| 1.2.4 改善开发效果的方法 |
| 1.2.5 目前存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第2章 气驱油藏中流体物性分布特征研究 |
| 2.1 流体的相态拟合方法研究 |
| 2.1.1 组分模型与相平衡原理 |
| 2.1.2 组分劈分和重组标准的研究 |
| 2.1.3 流体相态拟合 |
| 2.2 多孔介质中流体的组分及界面张力分布特征分析 |
| 2.2.1 多相多组分油藏数值模拟模型的建立 |
| 2.2.2 多孔介质中流体组分分布特征 |
| 2.2.3 多孔介质中流体界面张力分布特征 |
| 2.3 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.3.1 最小混相压力的确定 |
| 2.3.2 最小混相压力与混相特征关系分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 气驱过程中波及和混相的表征方法建立及影响因素研究 |
| 3.1 混相状态分级方法研究 |
| 3.1.1 混相状态的分级标准 |
| 3.1.2 临界界面张力的确定方法 |
| 3.2 气驱过程中波及和混相的表征方法研究 |
| 3.2.1 波及表征参数的确定 |
| 3.2.2 混相表征参数的确定 |
| 3.3 波及和混相的影响因素研究 |
| 3.3.1 油藏数值模拟模型的建立 |
| 3.3.2 波及表征参数的影响因素分析 |
| 3.3.3 混相表征参数的影响因素分析 |
| 3.4 波及和混相的主控因素研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气窜识别方法研究 |
| 4.1 气窜类型及物理模型的建立 |
| 4.1.1 两类裂缝窜流系统 |
| 4.1.2 裂缝和基质等效模型 |
| 4.2 气驱组分产出模型的建立 |
| 4.2.1 多相多组分渗流模型的推导 |
| 4.2.2 主裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.2.3 差异裂缝型气窜的组分产出模型 |
| 4.3 参数敏感性分析 |
| 4.3.1 主裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.3.2 差异裂缝型气窜的参数敏感性分析 |
| 4.4 注入气组分产出曲线解释方法 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究 |
| 5.1 分区调控方法研究 |
| 5.2 逐级调控方法研究 |
| 5.2.1 逐级调控的机理 |
| 5.2.2 逐级调控可行性分析 |
| 5.3 注气开发效果评价方法 |
| 5.3.1 评价指标体系的确定 |
| 5.3.2 评价指标隶属度的确定 |
| 5.3.3 评价指标权重的确定 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 气驱过程中提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 6.1 目标区地质及流体概况 |
| 6.2 气驱油藏工程参数优化及开发效果评价 |
| 6.2.1 油藏工程参数优化 |
| 6.2.2 气驱开发效果评价 |
| 6.3 提高混相程度和波及系数方法的实例应用 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
（5）特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 裂缝性压敏油藏实验方法 |
| 1.2.2 油藏流固耦合问题研究现状 |
| 1.2.3 裂缝性储层压力敏感研究 |
| 1.2.4 考虑裂缝压力敏感的数值模拟方法 |
| 1.2.5 特低渗裂缝性油藏开发方法研究 |
| 1.2.6 存在的主要问题 |
| 1.3 拟解决的关键问题和主要研究内容 |
| 1.3.1 拟解决的关键问题 |
| 1.3.2 论文主要研究内容 |
| 1.4 主要研究思路与技术路线 |
| 1.5 论文完成的主要工作量 |
| 第2章 单组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 2.1 实际油藏背景 |
| 2.1.1 油藏应力边界条件 |
| 2.1.2 特征单元体边界条件 |
| 2.1.3 理论分析定容边界条件的合理性 |
| 2.2 可视化相似多孔介质定容物理模拟方法 |
| 2.2.1 实验原理 |
| 2.2.2 相似理论与实验模型参数设计 |
| 2.3 实验设计及实验流程 |
| 2.3.1 实验设计 |
| 2.3.2 主要测试内容及实验步骤 |
| 2.3.3 模型制作方法 |
| 2.4 不同方向裂缝变形特征及规律研究 |
| 2.4.1 实验现象 |
| 2.4.2 实验测试规律 |
| 2.5 考虑裂缝方向的新型压力敏感方程 |
| 2.5.1 压力敏感解析模型建立 |
| 2.5.2 压力敏感解析模型应用及规律分析 |
| 2.5.3 裂缝渗透率和流量半解析计算模型 |
| 2.5.4 裂缝压力敏感特征影响因素研究 |
| 2.5.5 不同方向单组裂缝渗透率张量变化特征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 多组裂缝渗流物理模拟研究 |
| 3.1 渗透率张量表征 |
| 3.2 多组裂缝介质渗透率张量主值大小和方向 |
| 3.3 多组裂缝渗流物理模拟实验 |
| 3.3.1 实验目的及实验装置设计 |
| 3.3.2 实验主要内容及实验步骤 |
| 3.3.3 实验现象分析 |
| 3.3.4 实验规律研究 |
| 3.4 多组裂缝各向异性渗透率张量分析 |
| 3.4.1 裂缝方向 |
| 3.4.2 裂缝间距 |
| 3.4.3 裂缝弹性参数 |
| 3.4.4 渗透率张量主值改变的原理 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 特低渗裂缝性压敏油藏渗流规律及井网产能研究 |
| 4.1 裂缝各向异性油藏渗透率对井网的破坏与重组 |
| 4.2 特低渗裂缝性压敏油藏面积井网流管模型产能研究 |
| 4.2.1 流管法概述 |
| 4.2.2 单井产能研究 |
| 4.2.3 注水开发面积井网产能公式 |
| 4.2.4 各参数对井网单元产量的影响 |
| 4.3 裂缝压力敏感效应对注水开发效果的影响 |
| 4.3.1 不稳定流动见效时间计算模型 |
| 4.3.2 极限井距 |
| 4.3.3 实例计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 特低渗裂缝性压敏油藏数值模拟及开发方法研究 |
| 5.1 渗流数学模型建立 |
| 5.1.1 等效渗透率 |
| 5.1.2 渗流数学模型 |
| 5.2 基础模型建立及参数设置 |
| 5.2.1 背景油藏概况 |
| 5.2.2 典型井网单元基础参数 |
| 5.2.3 裂缝压力敏感数值模拟软件模块 |
| 5.2.4 常用井网类型 |
| 5.2.5 模拟方案设计及生产制度制定 |
| 5.3 特低渗裂缝性压敏油藏合理注水开发方式研究 |
| 5.3.1 特低渗裂缝性油藏注采系统调整理论基础 |
| 5.3.2 裂缝角度对井网单元渗流场的影响 |
| 5.3.3 裂缝角度与注采方向优化研究 |
| 5.3.4 裂缝角度与井网型式优化研究 |
| 5.4 考虑裂缝压敏特征的特低渗油藏开发调整思路 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（6）基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题研究背景及意义 |
| 1.2 基本概念与定义 |
| 1.2.1 稠油的定义与稠油油藏的特点 |
| 1.2.2 稠油热采技术方法与适用性分析 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 SAGD理论与技术国内外研究现状 |
| 1.3.2 TOUGH2油藏数值模拟的国内外研究现状 |
| 1.3.3 SAGD数值模拟的所面临的问题 |
| 1.4 主要技术路线 |
| 1.5 研究内容 |
| 2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的方法研究 |
| 2.1 TOUGH2简介 |
| 2.1.1 TOUGH2的理论基础 |
| 2.1.2 TOUGH2的基本使用方法 |
| 2.2 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的可行性分析 |
| 2.2.1 SAGD采油机理分析 |
| 2.2.2 TOUGH2的功能分析 |
| 2.2.3 改进的TOUGH2 |
| 2.3 TOUGH2模拟蒸汽辅助重力泄油的数值方法 |
| 2.3.1 控制方程 |
| 2.3.2 定解条件与辅助方程 |
| 2.3.3 毛管压力函数选取和相对渗透率函数选取 |
| 2.3.4 TOUGH2对井单元的处理 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 双水平井蒸汽辅助重力泄油全过程数值模拟研究 |
| 3.1 SAGD三维模型的建立 |
| 3.1.1 模型建立与网格剖分 |
| 3.1.2 初始条件、岩性参数与边界条件 |
| 3.2 SAGD预热阶段数值模拟研究 |
| 3.2.1 SAGD预热阶段的简介 |
| 3.2.2 SAGD预热阶段的数值模拟 |
| 3.2.3 SAGD预热阶段的粘度变化规律 |
| 3.3 SAGD生产阶段数值模拟研究 |
| 3.3.1 SAGD生产阶段的简介 |
| 3.3.2 SAGD生产阶段的数值模拟 |
| 3.4 SAGD三维蒸汽腔发育规律研究 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 蒸汽辅助重力泄油效果的参数敏感性分析及参数优选 |
| 4.1 地质参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.1.1 垂向渗透率与水平渗透率之比的影响规律 |
| 4.1.2 原油饱和度的影响规律 |
| 4.2 注采参数的敏感性分析及参数优选 |
| 4.2.1 注汽速率的影响规律 |
| 4.2.2 注汽温度的影响规律 |
| 4.3 井网井距的敏感性分析及参数优选 |
| 4.3.1 单井组垂直井距的影响规律 |
| 4.3.2 多井组横向井距的影响规律 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 复杂地质条件下蒸汽辅助重力泄油数值模拟 |
| 5.1 复杂地质条件概述 |
| 5.1.1 模型建立与网格划分 |
| 5.1.2 复杂地质模型的初始条件与岩性参数 |
| 5.2 复杂地质条件SAGD数值模拟与蒸汽腔发育规律研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A TOUGH2运行过程示意图 |
| 附录B Py_ext.py数据提取程序代码 |
| 附录C SAGD预热阶段输入文件 |
| 附录D SAGD生产阶段输入文件 |
| 攻读硕士学位期间发表学术论文情况 |
| 致谢 |
（7）LPY特低渗裂缝性油藏水驱渗流场特征研究（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 特低渗裂缝性油藏 |
| 1.2.2 低渗裂缝性油藏渗流模型简介 |
| 1.2.3 渗吸理论 |
| 1.2.4 不稳定注水理论 |
| 1.2.5 存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 特低渗裂缝性油藏储渗空间特征 |
| 2.1 LPY油藏地质和储层特征 |
| 2.1.1 地质概况 |
| 2.1.2 地层划分与对比 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 LPY宏观裂缝发育特征 |
| 2.3 LPY微观裂缝发育特征 |
| 2.3.1 微裂缝定义 |
| 2.3.2 微裂缝成因类型 |
| 2.3.3 微裂缝发育控制因素 |
| 2.3.4 孔隙—喉道—微裂缝匹配关系 |
| 2.3.5 微裂缝的方向性 |
| 2.3.6 微裂缝的条带行 |
| 2.3.7 LPY地区微裂缝定量评价 |
| 2.4 特低渗裂缝性油藏特征分类 |
| 2.4.1 裂缝性油藏类型 |
| 2.4.2 双孔单渗型裂缝性油藏 |
| 2.4.3 均质型裂缝性油藏 |
| 2.5 LPY双重裂缝特低渗油藏复杂耦合模型 |
| 2.5.1 LPY储层物理模型描述 |
| 2.5.2 基于微裂缝的储层树状分叉模型 |
| 2.5.3 微裂缝发育区域的渗透率张量模型 |
| 2.5.4 微裂缝储层的渗透率张量模型 |
| 2.5.5 微裂缝参数对储层渗透率的影响分析 |
| 2.5.6 双重裂缝特低渗储层的渗透率张量模型 |
| 2.5.7 大裂缝对储层渗透率的影响 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 特低渗裂缝性油藏渗流规律研究 |
| 3.1 LPY特低渗裂缝性油藏启动压力梯度研究 |
| 3.1.1 启动压力梯度研究 |
| 3.1.2 LPY储层启动压力梯度实验 |
| 3.2 特低渗裂缝性油藏相渗曲线特征 |
| 3.2.1 油水相渗曲线形态与储层匹配关系 |
| 3.2.2 考虑毛管力和启动压力梯度的相渗模型 |
| 3.2.3 LPY储层相渗曲线特征 |
| 3.3 特低渗裂缝性油藏水驱油两相渗流特征 |
| 3.3.1 毛管力在特低渗裂缝性油藏中的综合作用 |
| 3.3.2 裂缝性油藏的渗吸-驱替运动描述 |
| 3.3.3 LPY特低渗裂缝性油藏渗吸-驱替数学模型 |
| 3.3.4 考虑相渗变化的特低渗裂缝性油藏水驱特征 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 不稳定注水应用及其规律研究 |
| 4.1 LPY水驱开发现状 |
| 4.1.1 水驱开发整体特征 |
| 4.1.2 生产特征的区域性划分 |
| 4.1.3 生产井产水主控因素分析 |
| 4.2 不稳定注水影响因素分析 |
| 4.2.1 不稳定注水理想数值模型建立 |
| 4.2.2 连续注水与不稳定注水对比分析 |
| 4.2.3 不稳定注水影响因素分析 |
| 4.3 LPY注水方案优化设计 |
| 4.3.1 实际油藏数值模型模拟 |
| 4.3.2 矿场实验评价 |
| 4.3.3 不稳定注水设计原则 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）低渗油藏压裂水平缝注水开发研究 ——以Z区块为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1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 Z区块的油藏描述与开发规律的研究现状 |
| 1.2.2 水力压裂裂缝形态研究 |
| 1.2.3 压裂水平缝形成的条件 |
| 1.2.4 水平缝渗流机理和数值模拟研究 |
| 1.3 Z区块开发现状以及存在的问题 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 取得的研究成果及认识 |
| 1.6 技术路线 |
| 第2章 Z区块地质特征研究 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.2 低渗致密砂岩油藏地层对比研究 |
| 2.2.1 标志层的选取 |
| 2.2.2 小层划分 |
| 2.2.3 地层连井对比 |
| 2.3 沉积特征与砂体展布 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体展布特征 |
| 2.4 构造特征 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 储层物性特征 |
| 2.5.2 储层非均质性分析 |
| 2.5.3 地层温压特征 |
| 2.5.4 储层敏感性分析 |
| 2.5.5 储层天然裂缝研究 |
| 2.6 地质储量计算 |
| 2.7 三维地质模型的建立 |
| 2.7.1 基础数据准备 |
| 2.7.2 构造模型的建立 |
| 2.7.3 属性模型的建立 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 压裂水平缝数值模拟方法研究 |
| 3.1 油水两相渗流数学模型 |
| 3.1.1 模型假设条件 |
| 3.1.2 连续性方程 |
| 3.1.3 运动方程 |
| 3.1.4 状态方程 |
| 3.1.5 辅助方程 |
| 3.1.6 初始条件与边界条件 |
| 3.2 压裂水平缝直井数值模拟方法 |
| 3.2.1 常用压裂缝数值模拟方法 |
| 3.2.2 嵌入式网格离散压裂缝表示方法 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 Z区块油藏数值模拟及开发方式研究 |
| 4.1 油藏数值模型的建立 |
| 4.1.1 基础数据 |
| 4.1.2 流体性质及相渗关系 |
| 4.2 生产动态分析及历史拟合 |
| 4.2.1 开发指标计算 |
| 4.2.2 生产动态数据 |
| 4.2.3 生产动态分析 |
| 4.2.4 油藏历史拟合 |
| 4.3 剩余油分布规律 |
| 4.3.1 平面剩余油分布规律 |
| 4.3.2 剖面剩余油分布规律 |
| 4.4 Z区块致密油藏开发方式研究 |
| 4.4.1 衰竭式开发 |
| 4.4.2 不同注水开发方式 |
| 4.4.3 各开发方式对比分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 压裂水平缝直井井网及压裂缝参数优化 |
| 5.1 注水开发井网井距优选 |
| 5.1.1 井网确定原则 |
| 5.1.2 经济极限井网密度 |
| 5.1.3 井网井距数值模拟研究 |
| 5.2 注水开发水平缝参数优化 |
| 5.2.1 水平裂缝半长优化 |
| 5.2.2 水平裂缝密度优化 |
| 5.2.3 不同韵律下水平压裂缝的位置优化 |
| 5.2.4 注水速度优化 |
| 5.2.5 合理注水时机 |
| 5.3 方案设计与优选 |
| 5.3.1 注采井网调整 |
| 5.3.2 层位补孔 |
| 5.3.3 方案对比与优选 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 总结 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（9）缝洞型油藏开发指标计算方法及注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 碳酸盐岩缝洞型油藏简介 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 渗流特征研究 |
| 1.3.2 开采机理研究 |
| 1.3.3 动态预测公式和技术政策方法研究 |
| 1.3.4 存在问题 |
| 1.4 主要研究内容和方法 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法和技术路线 |
| 第二章 缝洞型油藏动态分析方法研究 |
| 2.1 塔河油田地质特点 |
| 2.1.1 不同岩溶背景地质特点 |
| 2.2 塔河油田S48 单元单井及区块动态特征 |
| 2.2.1 含水率曲线 |
| 2.2.2 产量递减曲线 |
| 2.2.3 水驱特征曲线 |
| 本章小结 |
| 第三章 典型缝洞模型开发指标计算 |
| 3.1 缝洞单元 |
| 3.2 典型缝洞分布模式 |
| 3.3 等效渗透率 |
| 3.3.1 理论公式 |
| 3.3.2 数值模拟验证 |
| 3.4 典型缝洞单元模型开发指标计算 |
| 3.4.1 基本假设 |
| 3.4.2 理论公式推导 |
| 3.4.3 数值模拟验证 |
| 3.4.4 结果分析 |
| 3.4.5 不同典型缝洞组合模式下恒速注水结果分析 |
| 本章小结 |
| 第四章 典型缝洞单元开发技术政策确定方法研究 |
| 4.1 无因次准数建立 |
| 4.2 均衡驱替准数 |
| 4.3 注采井网优化研究 |
| 4.3.1 缝洞型油藏特征及注采特点 |
| 4.3.2 历史拟合 |
| 4.3.3 不同岩溶背景下注采井网开发对策理论研究 |
| 4.3.4 注采位置优化 |
| 4.3.5 注采井网井距优化 |
| 4.4 注采压差优化研究 |
| 4.4.1 风化壳注采压差优化 |
| 4.4.2 断控岩溶注采压差优化 |
| 4.4.3 暗河岩溶注采压差优化 |
| 4.5 注水开发界限优化研究 |
| 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用（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 长缝压裂技术 |
| 1.2.2 支撑剂动态与水力裂缝导流能力衰减 |
| 1.2.3 压裂直井产能预测 |
| 1.2.4 长裂缝导流能力衰减研究存在的不足 |
| 1.3 研究目标及研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.4 技术路线及技术难点 |
| 1.4.1 技术路线 |
| 1.4.2 技术难点 |
| 第2章 长裂缝导流能力预测模型及衰减机理研究 |
| 2.1 裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.1 裂缝初始导流能力计算模型的建立 |
| 2.1.2 考虑支撑剂嵌入动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.3 考虑支撑剂变形动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.4 考虑支撑剂破碎动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.5 考虑支撑剂岩化动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.1.6 考虑支撑剂组合动态的裂缝导流能力预测模型的建立 |
| 2.2 裂缝导流能力衰减影响因素研究 |
| 2.2.1 支撑剂嵌入动态影响因素研究 |
| 2.2.2 支撑剂变形动态影响因素研究 |
| 2.2.3 支撑剂破碎动态影响因素研究 |
| 2.2.4 支撑剂岩化动态影响因素研究 |
| 2.3 长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.3.1 地层压力变化对有效闭合压力的影响 |
| 2.3.2 油井长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.3.3 水井长裂缝导流能力衰减规律研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 长裂缝导流能力衰减对渗流场的影响研究 |
| 3.1 数值模拟油藏模型建立 |
| 3.1.1 网格划分及尺寸 |
| 3.1.2 储层及流体性质 |
| 3.1.3 相对渗透率 |
| 3.1.4 油藏初始压力及流体分布 |
| 3.1.5 井位部署及工作制度 |
| 3.1.6 数值模拟方案设计 |
| 3.2 长缝导流能力衰减对渗流场的影响 |
| 3.2.1 油藏压力场和流线场变化规律 |
| 3.2.2 水驱波及范围变化规律 |
| 3.2.3 剩余油分布变化规律 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 长裂缝导流能力衰减对单井产注能力的影响研究 |
| 4.1 长缝压裂单井单相稳态产注能力预测模型 |
| 4.1.1 长缝压裂单井单相稳态产油能力预测模型 |
| 4.1.2 长缝压裂单井单相稳态注水能力预测模型 |
| 4.1.3 单井产注能力预测模型的耦合 |
| 4.1.4 模型优缺点分析 |
| 4.2 长缝导流能力衰减对两相非稳态产注能力的影响 |
| 4.2.1 特定时间双向非同步耦合方法 |
| 4.2.2 数值模拟油藏模型 |
| 4.2.3 油藏开发过程中压力变化引起的长缝导流能力变化 |
| 4.2.4 长缝导流能力衰减对两相非稳态产液能力的影响 |
| 4.2.5 长缝导流能力衰减对两相非稳态注水能力的影响 |
| 4.2.6 长缝导流能力衰减对油藏采出程度的影响 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 长缝压裂注水开发技术政策研究及应用 |
| 5.1 长缝压裂注水开发技术政策界限研究 |
| 5.1.1 井网参数政策界限 |
| 5.1.2 开发技术政策界限 |
| 5.2 典型区块长缝压裂注水开发方案设计 |
| 5.2.1 典型区块概况 |
| 5.2.2 合理井距设计方法 |
| 5.2.3 合理排距设计方法 |
| 5.2.4 井排方向确定方法 |
| 5.3 典型区块长缝压裂注水开发阶段划分及调整对策 |
| 5.4 典型区块长缝压裂注水开发效果评价 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 主要符号列表 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
四、裂缝油藏合理井距数值模拟研究（论文参考文献）
- [1]非均质砂岩油藏注水开发矢量性特征及优化匹配研究[D]. 张国威. 中国地质大学, 2021(02)
- [2]三肇地区扶余油层井型井网优化研究[D]. 贾辉. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]低渗透油藏CXCY区块二次加密方案研究[D]. 刘佳瑶. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]气驱过程中提高混相程度和波及系数方法研究及应用[D]. 穆凌雨. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]特低渗裂缝性压敏油藏渗流机理与开发方法研究[D]. 冯月丽. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [6]基于TOUGH2的蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究[D]. 曹志林. 大连理工大学, 2019(02)
- [7]LPY特低渗裂缝性油藏水驱渗流场特征研究[D]. 张逸. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]低渗油藏压裂水平缝注水开发研究 ——以Z区块为例[D]. 李莉. 西南石油大学, 2018(07)
- [9]缝洞型油藏开发指标计算方法及注采参数优化研究[D]. 王立伟. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]长裂缝导流能力衰减预测模型研究与应用[D]. 焦红岩. 中国石油大学(华东), 2017(07)