一、井间剩余油富集区确定方法研究（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》文中认为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。
韩鑫[2]（2021）在《任丘奥陶系潜山油藏剩余油形成机理及开发对策研究》文中研究表明任奥潜山油藏位于任丘潜山带北部,平面形态表现为向东北开口的扇形,构造形态表现为向北东方向倾斜的单斜构造,任奥潜山油藏为一厚层状弱边水低饱和油藏。任奥潜山油藏储层地质特征复杂,断层发育且复杂分布,笼统注采开发、高含水区域块状分布,利用静态方法分析不同油组的地质和开发对应性认识不充分,揭示断层、隔层对开发状况的影响机制难度大。因此,摸清油藏地质特征对现有剩余油和水淹程度的影响,弄清剩余油形成机理,有利于为任奥潜山油藏的后续开发治理提供重要理论指导。本论文以任丘奥陶系潜山油藏为研究对象,结合动静态特征深入认识地质和开发对应性,研究任奥潜山油藏储层、隔层、断层的类型及分布特征,隔层、断层在油藏开发、成藏过程中的作用以及对剩余油富集的影响,摸清油藏水淹规律、剩余油富集机理和剩余油分布特征,在此基础上,针对剩余油分布规律和富集模式制定下步挖潜对策。在结合研究区已有地层划分方法的基础上,给出了任奥潜山油藏储层、隔层、断层的类型及分布特征并绘制了分布图;研究得出,隔层对原油富集和剩余油聚集的影响主要表现为垂向上和侧向上的封闭,断层对剩余油富集区的影响主要表现为断层与剥蚀面隔层共同作用下形成顶部原油富集,断层与油组间或油藏单元内部隔层共同作用下形成层内原油富集;给出了断层、隔层共同作用下的四种剩余油富集模式:不整合面+隔层控制型;穿潜山断层+不整合面+隔层控制型;潜山内幕断层+不整合面+隔层控制型A（断层掉向逆倾向）;潜山内幕断层+不整合面+隔层控制型B（断层掉向顺倾向）;提出了任奥潜山油藏剩余油开发对策以及研究区未来可考虑的EOR建议,包括顶部注气方法、多井联动异步注水、掺活性水驱等方法。
张国威[3]（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》文中研究表明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。
倪俊[4]（2020）在《JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析》文中研究说明JZ油区位于江汉盆地潜江凹陷,主要含油层位为古近系潜江组,属于中孔、中高渗透率储层,储层非均质性严重,含油层系多,截至2018年12月研究区综合含水率为85.72%,处于高含水开发阶段,出现了含水率上升加快、产油量下降加快等问题。本文以研究区潜三段为例进行注水开发效果评价及潜力分析,采用油藏工程方法从储量动用状况、地层能量保持水平、水驱状况、产量变化和采收率五个方面分析评价研究区潜三段注水开发效果,分析目前开发中存在的问题。截至2018年12月研究区潜三段采出程度已达到40.56%、水驱储量控制程度仅为34.6%、水驱储量动用程度为69%、地层压力保持在78.4%且呈下降趋势、综合含水率为88.55%、含水上升率为5%、存水率为负值、水驱指数为0.15、年产油量总递减率为10.44%,研究区潜三段储量动用程度低、地层能量保持水平低、注入水利用率低、注水开发效果差、产量递减快,需加强注水强度并结合研究区潜三段剩余油分布情况完善井网,提高水驱效果。根据研究区地质资料,使用Petrel地质建模软件建立了研究区潜三段三维地质模型,在此基础上使用CMG软件进行了历史拟合展开油藏数值模拟研究,研究表明:受地层构造、断层、储层非均质性和井网部署的影响研究区潜三段剩余油主要包括以下5类:构造高部位剩余油、非主流线井间带剩余油、注采井网不完善区域剩余油、断层遮挡区域剩余油以及油厚边缘区域剩余油。从纵向上看,主要分布在潜331、潜334、潜336、潜338、潜341、潜344六个小层中,可作为今后进一步措施改造挖潜剩余油的主要目标。以Z10Xie-7井组为例研究了非主流线井间带和注采井网不完善区域剩余油动用机理,通过补孔、油井转注、封堵等措施改变注入水流向,从而改变渗流场、扩大水驱波及体积提高动用程度。结合主力油层剩余油分布情况及井位分布情况,制定了研究区潜三段调整方案:新部署采油井2口,注水井3口,并采取了补孔、油井转注、封堵以及压裂等措施,预测开发十五年后,潜三段累积增油量25.05×104t,累积提高采出程度6.88%,较现有开发方案累计多产油12.43×104t,累计提高采出程度3.41%,且含水率大幅降低,研究区潜三段仍具有剩余油挖潜潜力。
梁旺东[5]（2020）在《环江油田罗228区长8油藏剩余油主控因素研究》文中提出目前研究区罗228油藏表现为高含水、高采出程度和剩余油高度分散的特征,但研究发现储层内仍富集有大量的剩余油。在普遍高含水油田开发过程中寻找含水率相对较低的剩余油富集区,继续保持油田的稳产,这是油田开发地质工作者面临的一个十分重要的问题。本论文通过地层划分对比与构造特征研究、沉积微相研究、单砂体的精细刻画、储层特征及其非均质性研究、测井二次解释和水淹层解释等地质研究,并结合静动态资料分析,最终完成研究区的剩余油分布规律及控制剩余油分布的主控因素研究。研究结果表明剩余油分布规律的主要控制因素有微构造、沉积微相展布特征、单砂体注采对应关系、储层非均质性及水淹程度的高低。并取得如下认识:1.罗228区长81砂层组可划分为长811、长812、长813三个小层,长812小层进一步细分为长8121、长8122两个单砂层,通过分析各小层构造特征,发现构造对油藏的控制作用整体较弱。罗228区长8储层属于超低渗储层,层内非均质性属于中等—较强级别;整体以反韵律为主,有助于减缓剖面吸水不均效应;层间非均质性较强,隔层厚度大、分布范围广。2.罗228区长8油藏单砂体垂向接触关系可分为分离式、叠加式和切叠式,整体以切叠式为主;单砂体侧向接触关系有孤立式、对接式及侧切式。水淹层测井解释结果以中低水淹为主,水淹程度受裂缝、物性和砂体结构的综合影响。3.罗228区长8油藏表现出地层能量低、注采压差大等特征;含水率平面分布不均衡,受裂缝影响中部、西南部高含水问题较为突出,侧向井见水时间、含水率普遍大于主向井。油藏整体属于调和递减,造成递减的主要原因是油井裂缝性水淹。4.罗228区长8油藏平面上井网控制充分,剩余油在井间以环状、团块状富集。纵向上剩余油在长8121-1单砂层组储量最大,占比43.5%。平面上剩余油滞留模式主要为井网不完善区的剩余油连片滞留、孔隙渗流区的剩余油环状富集和裂缝控制区的剩余油条带状或团块状富集。纵向上剩余油形成机制主要为纵向非均质性引起的水驱不均匀、单砂体接触界面造成连通性变差和裂缝沿水线突进形成未水洗区。
赵驰[6]（2020）在《CN油田三工河组二段油藏综合治理研究》文中提出油藏由彩9井区、彩参2井区、彩10井区3个区块组成,为边、底水能量较充足的岩性-构造油藏,目前存在着主要问题有:（1）井网不完善,不规则,井距偏大,现有井网无法充分动用剩余储量;（2）油水井数比高,注水负担大,注水强度高于本区合理吸水强度;（3）油藏剩余油零散分布,动用难度大。为分析油水分布特征、水淹规律、油藏剩余油分布规律和井网调整可行性,进一步提高油藏采收率,对CN油田三工河组二段油藏进行综合治理研究。通过对CN油田三工河组二段油藏开发效果评价、措施效果分析、水淹特征及剩余油潜力研究,明确进入高含水、高采出程度“双高”阶段后油藏动用状况、水淹及剩余油分布状况,确定纵向上主要以J1s22-2小层以上为主要挖潜对象,平面上主要以注采井网不完善区、注水井井间滞留区、沉积弱势相带区等为主要挖潜区域。在此基础上开展合理开采政策研究,确定合理压力保持水平、合理注采比、注水强度、井网密度等,对比发现目前井距远大于合理井距。通过目前井网采收率标定与岩心相渗化验分析驱油效率对比分析,仍有较大的提采空间。综合动静态特征研究及潜力分析,完善了研究区注采井网。通过综合调整治理,预测20年后增产52万吨,比不调整提高采收率4.62%。
崔嘉祯[7]（2020）在《安塞油田谭家营北区块开发调整方案研究》文中研究说明陆相多层砂岩储集层,非均质性严重,原油黏度偏高,注水开发采收率较低,在油藏进入高含水期后剩余油呈“总体高度分散,局部相对富集”的格局,长期注水冲刷后,储层物性、孔隙结构、润湿性及渗流特征等参数一定程度上发生变化。针对谭家营北区多层砂岩油藏,在进入高含水开发阶段后,各类储层渗流特征发生明显变化,剩余油分布高度零散,液油比急剧上升,控含水、控递减难度日益加大。本文对研究区进行较之前更加精细的油藏描述,包括井间砂泥岩互层预测精度、识别各种泥质夹层、水流优势通道位置预测、裂缝分布规律等方面的精细工作,形成更加完整的地下认识体系,为后期调整提供可靠有效的数据支持。在找出剩余油相对富集区并实现具体到主力层内的所存在的开发问题后,针对平面、层间、层内所存在的影响开发效果的矛盾,细化了对这三方面的认识,对剩余油富集区内需采取措施的井网逐步采取以调与驱为主要手段的井网、解堵、堵水等针对性的调整方案以达到稳油控水、提油降水的目的以提高油藏采收率。依据谭家营北区油田开发的实际情况,就开发区现存的平面、层间、层内的开发矛盾在低含水剩余油富集区、高含水区、未挖潜区域采取多项有关单井、单井网、小区块井网以调与驱为方针包括井网完善、滚动扩边、堵水调剖等措施。本套方案在比对后采取边制定边试验实施方案的反馈方法,现场实践反馈效果较好。
崔强[8]（2020）在《鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例》文中研究表明鄂尔多斯盆地延长油区原油年产量近几年来一直在1100万吨左右,其主力产层主要为延长组长6油层、长2油层及延安组延9油层,与上述产层相关油田大部分已进入注水开发阶段。目前,延长油区长6、长2及延9油藏在注水开发过程中采用的井网、井距及注水方式基本一致,但注水开发效果差异较大,影响注水开发效果的原因目前尚不十分清楚,这也影响到对三个层系油藏注水开发调整措施的有效实施。针对上述问题,本文以甄家峁长6油藏、郝家坪长2油藏及老庄延9油藏为研究对象,从构造特征、砂体连通性、储层物性及含油性等方面对油藏特征进行深入研究,并分析上述油藏特征与注采井网、井距及注水方式的关系,在此基础上探讨针对不同层系油藏的注水开发调整对策。取得的主要认识如下:1、长6、长2及延9油藏地质特征差异性（1）构造特征:长6油藏与延9油藏构造幅度差异大,其中长6油藏相邻井间构造幅度一般为2m,构造幅度较小;延9油藏相邻井间构造幅度可达6m,构造幅度较大;长2油藏井间构造幅度介于两者之间,一般为2m～4m,构造幅度中等。（2）砂体单层厚度及连通性特征:长6油层与延9油层砂体单层厚度及连通性差异大,其中延9油层砂体单层厚度较大,可达15m,厚度横向变化快,但连通性较好;长6油层砂体单层厚度薄,一般为3m～4m,横向连通性差;长2油层砂体单层厚度一般为7m,横向连通性较好。（3）储层渗透率特征:长6储层渗透率最小,各小层平均渗透率介于1.8×10-3μm2～2.1×10-3μm2之间,层内及层间渗透率变化大;长2储层渗透率中等,各小层平均渗透率介于7.7×10-3μm2～8.4×10-3μm2之间,层内及层间渗透率有一定变化;延9储层渗透率最大,各小层平均渗透率介于10.6×10-3μm2～10.7×10-3μm2之间,层内及层间渗透率基本无变化。（4）含油饱和度特征:延9油藏含油饱和度最高,一般为45%～60%,其中构造高点含油饱和度高于构造低点含油饱和度;长6油藏含油饱和度一般为35%～55%,构造高、低部位含油饱和度差异较小;长2油藏含油饱和度一般为30%～50%,局部鼻状构造发育区域含油饱和度较高。2、注采井网、井距及注水强度的适应性与三个层系油藏特征的关系（1）目前延长油田一般采用的面积注水井网适用于构造幅度小的长6油藏,但不适用于构造幅度大、构造高部位含油饱和度高的延9油藏及长2油藏中鼻状构造发育的区域,该井网易形成延9、长2油藏平面上的剩余油。（2）目前延长油田一般采用的250m左右的井距适用于砂体厚度大、连通性好、储层物性好的延9油藏及长2油藏,不适用于单砂体厚度小,横向连通差及储层物性差的长6油藏,该井距易造成层间及层内剩余油的分布。（3）目前延长油田一般采用的15m3/d左右的单井日注水强度适用于储层物性中等的长2油藏,而对储层物性差的长6油藏及储层物性好的延9油藏适用性差。长6油藏因注水强度大,水线快速推进形成层间及层内剩余油;延9油藏因注水强度小,采注不平衡形成层内剩余油。3、长6、长2及延9油藏开发调整对策及调整效果（1）长6油藏调整应在面积注水方式的基础上,重点调整井距及注水强度,将注采井距缩小至180m～200m之间,单井日注水强度降低至10m3/d。按此调整后甄家峁油田日产原油从249t上升至344t,自然递减率由9.2%降至-10.9%。（2）长2油藏调整应在目前面积注水方式的基础上,鼻隆微构造发育区域采用构造低部位注水—构造高部位采油的注水方式,缩小注采井距至200m左右,单井日注水强度控制在15m3/d。按此调整后郝家坪油田日产原油从113t上升至147t,自然递减率由6.8%降至-16.6%。（3）延9油藏调整应保持注采井距为250m左右的基础上,采用构造低部位注水—构造高部位采油的边部注水方式,提高单井日注水强度至25m3/d左右。按此调整后老庄延9油田日产原油从145t上升至203t,自然递减率由13.0%降至-17.6%。
李婉澜[9]（2020）在《辽河油田锦99块杜家台油层剩余油分布规律研究》文中进行了进一步梳理辽河油田锦99块主要的含油层系是杜家台油层,本次研究目的是通过精细分析油藏的各项参数,分析影响断块开发效果的主控因素,进一步摸清剩余油分布规律,开发油藏的潜在能力,改善区块的开发效果,为油田的下步措施、挖潜提供依据。本课题从油田历年生产的过程中发现的问题出发,收集地质、地震、测井、试油等资料,对油藏整体的地质特征进行再认识;细化小层,精细三维地震解释、落实构造;分析沉积微相类型,开展沉积微相研究,定量评价储层非均质性;研究油藏剩余油分布规律、进而预测油藏后期整体的开发效果。通过本次研究,取得以下研究成果:（1）研究区分3个油层组,8个砂岩组,23个小层。（2）锦99块为多次断裂活动所破碎的断块构造,14条断层将研究区分为四大区块:东块、中东块、中西块和西块。其总体形态为一个被多条断层所切割的断垒构造带,西北高,东南低。（3）锦99块杜家台储层以扇三角洲前缘河口砂坝沉积为主,河口沙坝方向为北东向西南,条带状特征明显。（4）储层整体上受构造及沉积背景双重控制。主体相带有效孔隙度发育、渗透率高,物性最好;非主体相带有效孔隙度相对不发育、渗透率低。（5）剩余油分布主要受构造、沉积相带、储层非均质性等因素的影响。平面上,剩余油集中在断层遮挡高部位以及动用程度较低区域;纵向上,非主相带以及储层物性较差的区域剩余油饱和度较高。
王海山[10]（2019）在《大庆油田南二三区西部断层边部剩余油富集规律及挖潜对策》文中认为大庆油田南二三区位于长垣中部萨尔图背斜构造顶,是大庆长垣主要含油气区之一,全区经多期井网开发已进入高含水期,但由于断层解释不精细、断层对剩余油控制作用认识不清等因素影响,严重制约了对断层边部剩余油的挖潜。本文以南二三区多期密井网完善的地震、测井、沉积相、砂岩数据资料和油田动态开发产能数据为基础,运用沉积学、测井地质学构造地质学结合的研究方法,对断层的发育特征、断层对剩余油的控制作用展开研究,总结了南二三区断层边部剩余油的分布规律,进而确定断层边部剩余油的富集类型及挖潜对策。主要取得了以下认识:1)经断层质量校正,断层平面位置变化不大,北北西向断层延伸长度有变化,北东东向断层连接状态变化较大;2)研究区北北西向断层断距大,延伸长度不等,北东东向断层断距小,延伸距离长;断层具典型二元结构:断层面和破碎带;3)北北西向断层主要为同生性断层,北东东向断层为非同生性断层,断层的同生性通过控制断层上盘地层厚度和储层砂岩厚度增大间接控制剩余油;4)断层分段性控制圈闭有效性,间接影响剩余油分布和挖潜方式;5)断层伴生微幅度构造控制构造内剩余油富集,且微幅度构造高点有垂向迁移的特征;6)断层边部破碎带和隐蔽小断层能改造断层边部储层非均质性及连通性,形成时间单元级别剩余油;7)断层边部剩余油类型主要有微幅度构造型剩余油、断层遮挡型剩余油和注采不完善型剩余油;8)剩余油主要分布于屋脊式断层和反向断层下盘300m范围内;断距大断层边部剩余油相对富集;剩余油分布于河道相砂体渗透率低处和席状砂相砂体厚度较大或渗透率高处;垂向上萨尔图油层SI2b、SI3、SII1、SII21a、SII21b、SII15、葡萄花油层PII1b、PII2、PII3、PII8b、PII12c这11个时间单元剩余油最为富集。最终在以上研究基础上,对研究区6条重点断层边部剩余油范围进行预测并叠合,确定3类剩余油富集类型:1)单层大范围未动用型剩余油区;2)多层叠合型剩余油;3)零散叠合型剩余油区,对以上三类剩余油富集区提出了断层边部打水平井、大斜度井、加密直井及原有井补孔等挖潜方式。最终建议6条断层边部部署水平井1口、大斜度井10口、直井9口。
二、井间剩余油富集区确定方法研究（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、井间剩余油富集区确定方法研究（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）任丘奥陶系潜山油藏剩余油形成机理及开发对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题背景、研究目的与意义 |
| 1.1.1 课题来源 |
| 1.1.2 选题依据 |
| 1.1.3 选题意义 |
| 1.2 国内外研究动态 |
| 1.2.1 剩余油控制因素研究 |
| 1.2.2 剩余油富集模式研究 |
| 1.2.3 剩余油开发对策研究 |
| 1.2.4 剩余油成藏机理研究 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究路线 |
| 第2章 任丘奥陶系潜山油藏概况 |
| 2.1 油藏特征 |
| 2.2 地层及构造特征 |
| 2.2.1 地层划分标志 |
| 2.2.2 小层对比及划分 |
| 2.2.3 地层构造等值线 |
| 2.3 岩性及沉积特征 |
| 2.3.1 岩性特征 |
| 2.3.2 沉积特征 |
| 2.4 油藏物性特征 |
| 2.4.1 储层流体性质 |
| 2.4.2 裂缝厚度与孔渗特征 |
| 2.4.3 含油性特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 油藏隔层与断层分布特征研究 |
| 3.1 隔层类型及分布特征 |
| 3.1.1 隔层类型 |
| 3.1.2 隔层分布特征 |
| 3.2 隔层厚度及分布特征 |
| 3.2.1 隔层厚度 |
| 3.2.2 隔层厚度分布特征 |
| 3.3 内幕断层与穿潜山断层分布特征 |
| 3.3.1 内幕断层与穿潜山断层命名 |
| 3.3.2 内幕断层与穿潜山断层分布特征 |
| 3.4 断层封闭类型 |
| 3.4.1 断层密闭性判别方法 |
| 3.4.2 断层密闭性认识 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 油藏剩余油富集机理研究 |
| 4.1 剩余油控制因素 |
| 4.1.1 地质因素 |
| 4.1.2 开发因素 |
| 4.2 剩余油富集模式 |
| 4.2.1 不整合面+隔层控制型 |
| 4.2.2 穿潜山断层+不整合面+隔层控制型 |
| 4.2.3 潜山内幕断层+不整合面+隔层控制型A(断层掉向逆倾向) |
| 4.2.4 潜山内幕断层+不整合面+隔层控制型B(断层掉向顺倾向) |
| 4.3 隔层作用下的剩余油富集机理 |
| 4.3.1 隔层对原油富集作用的影响 |
| 4.3.2 隔层对剩余油赋存特征的影响 |
| 4.4 断层与隔层共同作用下的剩余油富集机理 |
| 4.4.1 断层与隔层共同作用形成剩余油富集区 |
| 4.4.2 断层与隔层共同作用对原油运移起遮挡作用 |
| 4.4.3 断层与隔层共同作用对剩余油赋存起遮挡作用 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 油藏水淹规律与剩余油分布研究 |
| 5.1 油藏水淹规律 |
| 5.1.1 油藏重力水驱特点 |
| 5.1.2 水淹界面的确定原则 |
| 5.1.3 各油组水淹分布 |
| 5.2 剩余油分布与储量计算 |
| 5.2.1 剩余油分布特征 |
| 5.2.2 剩余油区块评价 |
| 5.2.3 剩余油储量计算 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 油藏剩余油开发对策研究 |
| 6.1 顶部注气方法 |
| 6.1.1 顶部注气方法作用机理 |
| 6.1.2 注气方式和位置选择 |
| 6.2 多井联动异步注水,近似形成周期注水 |
| 6.2.1 周期注水机理 |
| 6.2.2 研究区周期注水方法建议 |
| 6.3 掺活性水驱 |
| 6.3.1 活性水驱主要的增油机理 |
| 6.3.2 研究区活性水驱建议方法 |
| 6.4 整体开发对策分类 |
| 6.4.1 第一类措施(4 口) |
| 6.4.2 第二类措施(9 口) |
| 6.4.3 第三类措施(1 口) |
| 6.4.4 第四类措施(6 口) |
| 6.4.5 第五类措施(9 口) |
| 6.4.6 第六类措施(5 口) |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间参与的科研任务与主要成果 |
| 致谢 |
（3）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 |
（4）JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析（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 注水开发效果评价 |
| 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 研究区概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 油藏特征 |
| 2.2.1 流体性质 |
| 2.2.2 温度和压力 |
| 2.3 开发现状 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油藏三维地质建模 |
| 3.1 地质建模方法及数据准备 |
| 3.1.1 建模方法 |
| 3.1.2 数据准备 |
| 3.2 构造模型 |
| 3.2.1 断层模型 |
| 3.2.2 层面模型 |
| 3.2.3 纵向网格单元的细化 |
| 3.3 岩相模型 |
| 3.4 属性模型 |
| 3.5 储量计算 |
| 3.6 模型粗化 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 注水开发效果评价 |
| 4.1 储量动用状况 |
| 4.1.1 水驱储量控制程度 |
| 4.1.2 水驱储量动用程度 |
| 4.2 地层能量保持水平 |
| 4.3 水驱状况 |
| 4.3.1 含水率及含水上升率 |
| 4.3.2 存水率 |
| 4.3.3 水驱指数 |
| 4.4 产量变化 |
| 4.5 采收率 |
| 4.6 小结 |
| 第五章 剩余油分布规律及潜力研究 |
| 5.1 油藏数值模拟 |
| 5.1.1 模型建立 |
| 5.1.2 模拟参数准备 |
| 5.2 历史拟合 |
| 5.2.1 历史拟合方法 |
| 5.2.2 拟合结果 |
| 5.3 剩余油分布规律和主控因素 |
| 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 潜力分析 |
| 5.4.1 剩余油动用机理 |
| 5.4.2 开发调整对策 |
| 5.5 小结 |
| 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 |
（5）环江油田罗228区长8油藏剩余油主控因素研究（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 剩余油研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线图 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造与沉积背景 |
| 2.1.1 区域构造概况 |
| 2.1.2 区域沉积背景 |
| 2.2 勘探开发概况 |
| 2.3 地层层序划分 |
| 2.3.1 区域地层层序 |
| 2.3.2 小层划分与对比 |
| 2.4 构造特征 |
| 第三章 沉积微相与砂体展布特征 |
| 3.1 沉积相标志 |
| 3.1.1 颜色标志 |
| 3.1.2 岩石类型标志 |
| 3.1.3 粒度分析 |
| 3.1.4 测井相分析 |
| 3.2 单井相及剖面相分析 |
| 3.2.1 单井相分析 |
| 3.2.2 剖面相展布特征 |
| 3.3 沉积微相及砂体平面展布特征 |
| 第四章 单砂体精细刻画 |
| 4.1 单砂体识别与划分 |
| 4.1.1 单砂体垂向识别 |
| 4.1.2 单砂体侧向划分 |
| 4.2 单砂体分布特征 |
| 4.3 单砂体接触关系及对注水开发影响 |
| 4.3.1 单砂体垂向接触关系 |
| 4.3.2 单砂体侧向接触关系 |
| 4.3.3 砂体接触关系对注水开发影响 |
| 4.4 单砂体注采对应性评价 |
| 第五章 储层特征研究 |
| 5.1 储层岩石学特征 |
| 5.2 储层物性特征 |
| 5.3 储层非均质性 |
| 第六章 测井二次解释和水淹层解释 |
| 6.1 测井二次解释 |
| 6.1.1 储层四性关系 |
| 6.1.2 测井二次解释 |
| 6.2 水淹层解释 |
| 6.2.1 水淹层测井响应特征 |
| 6.2.2 典型井水淹测井解释 |
| 6.3 水淹程度的影响因素 |
| 第七章 剩余油分布规律及主控因素研究 |
| 7.1 油藏水驱状况 |
| 7.1.1 水驱状况评价 |
| 7.1.2 纵向水驱规律 |
| 7.1.3 平面水驱优势方向 |
| 7.2 含水变化规律 |
| 7.2.1 单井含水特征分析 |
| 7.2.2 单井平面特征分析 |
| 7.2.3 不同开发单元含水变化规律 |
| 7.2.4 主侧向井含水变化规律 |
| 7.2.5 油藏含水上升影响因素 |
| 7.3 剩余油分布规律 |
| 7.3.1 剩余油分布特征 |
| 7.3.2 剩余油形成机制 |
| 7.4 剩余油主控因素研究 |
| 7.4.1 微构造对剩余油分布的影响 |
| 7.4.2 沉积微相对剩余油分布的影响 |
| 7.4.3 单砂体对剩余油分布的影响 |
| 7.4.4 储层非均质性对剩余油分布的影响 |
| 第八章 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 |
（6）CN油田三工河组二段油藏综合治理研究（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 国内外类似油田研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 研究创新点 |
| 第二章 油藏地质概况及开发现状 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 沉积特征 |
| 2.1.4 储层特征 |
| 2.2 油藏开发效果评价 |
| 2.2.1 开发历程 |
| 2.2.2 主要开发指标评价 |
| 2.3 增产措施效果评价 |
| 2.3.1 油井措施效果 |
| 2.3.2 水井调驱、调剖 |
| 2.4 油水井利用状况评价 |
| 2.5 油藏开发存在的问题 |
| 第三章 剩余油描述研究 |
| 3.1 采收率标定 |
| 3.2 生产动态分析法 |
| 3.2.1 产吸状况分析 |
| 3.2.2 新钻井状况分析 |
| 3.3 数值模拟法 |
| 3.3.1 模型建立及历史拟合 |
| 3.3.2 剩余油分布状况 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 第四章 合理开采技术政策研究 |
| 4.1 合理压力保持水平 |
| 4.2 合理注采比及注水强度 |
| 4.3 合理井网密度 |
| 第五章 潜力分析及综合治理 |
| 5.1 潜力分析 |
| 5.2 注采井网完善 |
| 5.2.1 井网参数确定 |
| 5.2.2 加密调整区 |
| 5.2.3 C1236 井西断鼻部署 |
| 5.2.4 C2256 井断块部署 |
| 5.2.5 整体部署结果 |
| 5.3 综合治理措施 |
| 5.4 指标预测 |
| 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 |
（7）安塞油田谭家营北区块开发调整方案研究（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 主要研究内容 |
| 1.3.1 地质特征认识 |
| 1.3.2 油藏特征认识 |
| 1.3.3 开发动态分析及效果评价 |
| 1.3.4 开发调整对策研究 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 研究区块地质特征研究 |
| 2.1 区块地质概况 |
| 2.1.1 研究区块地理位置 |
| 2.1.2 构造特征与沉积背景 |
| 2.2 研究区块开发历程 |
| 2.3 地层对比与小层划分 |
| 2.3.1 地层基本特征 |
| 2.3.2 地层对比方案 |
| 2.3.3 地层对比 |
| 2.3.4 构造特征 |
| 2.4 沉积微相及砂体展布研究 |
| 2.4.1 物源分析 |
| 2.4.2 沉积微相类型及其特征 |
| 2.4.3 相分析 |
| 2.5 研究区非均质性研究 |
| 2.5.1 层间非均质性 |
| 2.5.2 层内非均质性特征描述 |
| 2.5.3 平面非均质性特征描述 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 研究区油藏特征 |
| 3.1 温压系统 |
| 3.2 流体特征 |
| 3.2.1 地层水性质 |
| 3.2.2 原油物性 |
| 3.3 油气分布及控制因素 |
| 3.3.1 油藏富集规律 |
| 3.3.2 油藏分布特征 |
| 3.3.3 油藏类型及驱动方式 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 生产动态研究 |
| 4.1 开发特征分析 |
| 4.1.1 开发阶段划分与生产概况 |
| 4.1.2 油井产能分布及产量递减规律 |
| 4.1.3 油井含水分布及变化 |
| 4.1.4 注水井注水状况 |
| 4.1.5 地层能量保持状况 |
| 4.2 注水见效状况分析 |
| 4.2.1 见效类型 |
| 4.2.2 见效比例 |
| 4.2.3 见效井分布 |
| 4.2.4 见效方向 |
| 4.2.5 见效影响因素 |
| 4.3 水驱开发效果评价 |
| 4.3.1 水驱储量控制程度 |
| 4.3.2 水驱储量动用程度 |
| 4.3.3 存水率与采出程度 |
| 4.3.4 含水率与采出程度 |
| 4.3.5 注采比 |
| 4.4 油水运动规律及剩余油分布特征 |
| 4.4.1 油水运动规律 |
| 4.4.2 剩余油分布特征 |
| 4.4.3 剩余油分布影响因素 |
| 4.5 层系及井网适应性分析 |
| 4.5.1 现有井网形式 |
| 4.5.2 井排方向 |
| 4.5.3 现井网开发效果分析 |
| 4.5.4 井网适应性评价 |
| 4.6 单井产能及采油速度确定 |
| 4.6.1 区块内油井单井产能计算 |
| 4.6.2 合理采油速度计算 |
| 4.7 注水强度及注水量 |
| 4.7.1 最大初始注入量 |
| 4.7.2 注水量 |
| 4.8 开发中存在的主要问题 |
| 4.9 本章小结 |
| 第五章 综合治理方案 |
| 5.1 开发方案调整思路 |
| 5.2 综合治理方案 |
| 5.2.1 完善注采井网 |
| 5.2.2 单井提升产能措施 |
| 5.2.3 动态监测 |
| 5.3 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 |
（8）鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 延长组、延安组油藏地质特征研究现状 |
| 1.2.2 剩余油分布规律研究现状 |
| 1.2.3 开发调整措施研究现状 |
| 1.2.4 油区研究现状及开发存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容、研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果和创新认识 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 特色与创新 |
| 第二章 甄家峁油田延长组长6油藏特征 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层及构造特征 |
| 2.2.1 地层划分与对比 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.3 砂体连通性与储层特征 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体连通性特征 |
| 2.3.3 储层特征 |
| 2.4 储层含油性及油藏特征 |
| 2.4.1 含油饱和度特征 |
| 2.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 2.4.3 甄家峁油田长6油藏特征 |
| 第三章 郝家坪油田延长组长2油藏特征 |
| 3.1 研究区概况 |
| 3.2 地层及构造特征 |
| 3.2.1 地层划分与对比 |
| 3.2.2 构造特征 |
| 3.3 砂体连通性与储层特征 |
| 3.3.1 沉积特征 |
| 3.3.2 砂体连通性特征 |
| 3.3.3 储层特征 |
| 3.4 储层含油性及油藏特征 |
| 3.4.1 含油饱和度特征 |
| 3.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 3.4.3 郝家坪油田长2油藏特征 |
| 第四章 老庄油田延安组延9油藏特征 |
| 4.1 研究区概况 |
| 4.2 地层及构造特征 |
| 4.2.1 地层划分与对比 |
| 4.2.2 构造特征 |
| 4.3 砂体连通性与储层特征 |
| 4.3.1 沉积特征 |
| 4.3.2 砂体连通性特征 |
| 4.3.3 储层特征 |
| 4.4 储层含油性及油藏特征 |
| 4.4.1 含油饱和度特征 |
| 4.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 4.4.3 老庄油田延9油藏特征 |
| 第五章 长6、长2、延9油藏特征差异与注采井网、井距及注水强度的适应性 |
| 5.1 不同层系油藏特征差异性分析 |
| 5.1.1 构造特征 |
| 5.1.2 砂体连通性特征 |
| 5.1.3 储层物性特征 |
| 5.1.4 储层含油性特征 |
| 5.1.5 油藏特征差异 |
| 5.2 注采井网、井距及注水强度适应性 |
| 5.2.1 注采井网的适应性分析 |
| 5.2.2 注采井距的适应性分析 |
| 5.2.3 注水强度的适应性分析 |
| 5.3 长6、长2、延9油藏剩余油特征 |
| 5.3.1 甄家峁长6油藏剩余油特征 |
| 5.3.2 郝家坪长2油藏剩余油特征 |
| 5.3.3 老庄延9油藏剩余油特征 |
| 第六章 注水开发调整对策及效果 |
| 6.1 甄家峁长6油藏调整对策及效果 |
| 6.1.1 开发调整对策 |
| 6.1.2 开发调整效果 |
| 6.2 郝家坪长2油藏调整对策及效果 |
| 6.2.1 开发调整对策 |
| 6.2.2 开发调整效果 |
| 6.3 老庄延9油藏调整对策及效果 |
| 6.3.1 开发调整对策 |
| 6.3.2 开发调整效果 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（9）辽河油田锦99块杜家台油层剩余油分布规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 论文研究目的及意义 |
| 0.2 国内外发展及研究现状 |
| 0.3 主要研究内容及技术路线 |
| 0.3.1 研究内容 |
| 0.3.2 技术路线 |
| 第一章 研究区概况 |
| 1.1 区域地质简况 |
| 1.2 区域构造演化特征 |
| 1.3 区域地层特征 |
| 1.4 开发历程及现状 |
| 第二章 地层对比与划分 |
| 2.1 地层划分依据 |
| 2.2 地层对比方法 |
| 2.3 地层划分结果 |
| 第三章 构造特征 |
| 3.1 三维地震精细解释 |
| 3.2 构造及微构造特征 |
| 3.2.1 断裂特征 |
| 3.2.2 构造特征 |
| 3.2.3 微构造特征 |
| 第四章 沉积微相研究 |
| 4.1 沉积相标志 |
| 4.2 沉积微相类型及特征 |
| 4.3 沉积微相平面特征 |
| 第五章 储层特征 |
| 5.1 储层岩性特征 |
| 5.2 储层物性特征 |
| 5.3 储层非均质性 |
| 5.4 隔夹层特征 |
| 5.4.1 隔夹层类型 |
| 5.4.2 隔层特征 |
| 5.4.3 夹层特征 |
| 第六章 剩余油分布规律研究 |
| 6.1 剩余油分布研究方法 |
| 6.1.1 剩余油饱和度的确定 |
| 6.1.2 动态综合分析法 |
| 6.1.3 数值模拟法 |
| 6.2 剩余油分布影响因素分析 |
| 6.3 剩余油分布特征 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（10）大庆油田南二三区西部断层边部剩余油富集规律及挖潜对策（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究来源及目的意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.2.1 剩余油研究方法 |
| 0.2.2 剩余油成因与分布 |
| 0.2.3 剩余油的挖潜方式 |
| 0.3 主要研究内容及研究思路 |
| 0.3.1 主要研究内容 |
| 0.3.2 研究思路 |
| 第一章 断层发育特征 |
| 1.1 断层质量校正 |
| 1.1.1 时间单元精细对比落实断点参数 |
| 1.1.2 井震交互验证 |
| 1.1.3 断层解释校正 |
| 1.2 断层发育特征研究 |
| 1.2.1 断裂几何学特征 |
| 1.2.2 断裂带内部结构特征 |
| 第二章 断层对剩余油的控制作用 |
| 2.1 断层同生性 |
| 2.1.1 断层同生性判别 |
| 2.1.2 断层同生性对剩余油控制作用 |
| 2.2 断层分段性 |
| 2.2.1 断层分段生长机制及识别 |
| 2.2.2 断层分段性控制圈闭有效性 |
| 2.3 断层伴生微幅度构造 |
| 2.3.1 断层微幅度构造形成机制 |
| 2.3.2 断层边部微幅度构造识别 |
| 2.3.3 微幅度构造控制剩余油富集部位 |
| 2.4 断层结构样式 |
| 2.4.1 断层边部破碎带 |
| 2.4.2 隐蔽小断层 |
| 第三章 断层边部剩余油类型及分布规律 |
| 3.1 断层边部剩余油类型 |
| 3.1.1 微幅度构造型剩余油 |
| 3.1.2 断层遮挡型剩余油 |
| 3.1.3 注采不完善型剩余油 |
| 3.2 剩余油分布规律 |
| 3.2.1 平面剩余油分布规律 |
| 3.2.2 垂向剩余油分布规律 |
| 第四章 断层边部剩余油富集区范围预测及挖潜对策 |
| 4.1 剩余油富集区范围预测 |
| 4.1.1 构造有利区选取 |
| 4.1.2 储层有利区选取 |
| 4.1.3 重点层位剩余油分析 |
| 4.1.4 剩余油富集区类型 |
| 4.2 剩余油富集区挖潜对策 |
| 4.2.1 断层边部布井原则与井型选择 |
| 4.2.2 断层边部井位部署 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
四、井间剩余油富集区确定方法研究（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]任丘奥陶系潜山油藏剩余油形成机理及开发对策研究[D]. 韩鑫. 燕山大学, 2021(01)
- [3]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)
- [4]JZ油区潜三段注水开发效果评价及潜力分析[D]. 倪俊. 西安石油大学, 2020(11)
- [5]环江油田罗228区长8油藏剩余油主控因素研究[D]. 梁旺东. 西安石油大学, 2020(12)
- [6]CN油田三工河组二段油藏综合治理研究[D]. 赵驰. 西安石油大学, 2020(11)
- [7]安塞油田谭家营北区块开发调整方案研究[D]. 崔嘉祯. 西安石油大学, 2020(11)
- [8]鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例[D]. 崔强. 西北大学, 2020(01)
- [9]辽河油田锦99块杜家台油层剩余油分布规律研究[D]. 李婉澜. 东北石油大学, 2020(03)
- [10]大庆油田南二三区西部断层边部剩余油富集规律及挖潜对策[D]. 王海山. 东北石油大学, 2019(01)