一、甲型水驱曲线无因次化及其在油田开发中的应用（论文文献综述）
晏庆辉[1]（2021）在《动静结合法在剩余油挖潜中的应用》文中研究说明高含水期剩余油的分布直接影响油田开发中后期开发技术政策的制定,尤其是海上油田的开发面临着高投入、高风险等问题,因此准确认识剩余油分布特征并采取有效挖潜措施显得尤为重要。在对水驱曲线参数拟合进行细化的基础上,对S油田高含水期单井井区剩余油进行了定量评价;并充分利用油田积累的生产数据和资料,采用动静结合方法对S油田剩余油分布特征进行了深入分析和论证,针对性地提出了下一步的挖潜措施和建议,对类似油田的调整挖潜具有一定指导意义。
赵秋胜[2]（2020）在《PX油田开发指标变化规律及影响因素研究》文中研究指明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。
范佳乐[3]（2020）在《S油田局部加密潜力研究》文中研究说明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。
管错[4]（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。
王乙竹[5]（2020）在《姬塬油田硫酸钡结垢防治理论研究》文中研究指明油田开发开采主要方式是注水开发,通过往地层注水可以补充能量、也是提高石油采收率的重要手段,是最常见的二次采油开发方式。结垢问题（尤其是硫酸钡结垢）是注水开发时需要面对的难题之一。注水时,由于地层温度、压力等条件改变或注入水中的SO42-与地层水中的Ba2+不配伍,都会生成硫酸钡垢,堵塞孔隙和喉道,导致储层严重损害,影响区块整体开发效益。吸水指数和采油指数是油田水驱开发过程中的两个重要的参数,直接影响着原油采收率的变化。因此,建立合理的结垢预测模型,模拟不同注水阶段时储层硫酸钡垢结垢量、吸水指数和采油指数的变化对水驱油田开发具有十分重要的意义。文中以姬塬油田为例,分析了硫酸钡垢的微观成垢机理、影响硫酸钡结垢的主要因素、地层中硫酸钡垢的结垢位置。研究了岩心硫酸钡结垢预测模型和地层硫酸钡化学反应动力学结垢模型,预测了硫酸钡结垢对注水井吸水指数和采油井采油指数的影响。具体成果如下:（1）通过对岩心硫酸钡结垢预测模型进行研究,对无因次扩散系数和无因次反应速率常数进行了求取、求解了地层损害系数、探究了硫酸钡垢对岩心渗透率损害率的影响以及加入不同的阻垢剂时对岩心渗透率的影响。（2）将岩心硫酸钡结垢预测模型延伸至地层,研究了近井地带微元体内的质量守恒方程。通过注水井近井地带一维硫酸钡结垢预测模型,模拟了注水一段时间后注水井附近成垢离子浓度的变化、硫酸钡结垢量的变化以及加入不同阻垢效果的阻垢剂时注水井近井地带硫酸钡结垢量变化。通过采油井近井地带一维硫酸钡结垢预测模型模拟了注水一段时间后采油井近井地带Ba2+浓度变化以及硫酸钡结垢量变化。（3）在注水井近井地带一维硫酸钡结垢预测模型的基础上引入了吸水指数,预测了注入不同孔隙体积倍数注入水时注水井的吸水指数变化,分析了结垢条件下吸水指数的影响因素,模拟了在注入水中加入不同阻垢效果的阻垢剂时注水井吸水指数的变化。（4）在采油井近井地带以为硫酸钡结垢预测模型的基础上引入了采油指数,预测了注入不同孔隙体积倍数注入水时采油井的采油指数变化,分析了结垢条件下采油指数的影响因素,模拟了在注入水中加入不同阻垢效果的阻垢剂时采油井采油指数的变化。
李玉波[6]（2019）在《朝阳沟油田典型区块开发效果评价及对策研究》文中研究表明朝阳沟油田经过多年注水开发,现已进入高含水,产量下降阶段。为了改善低渗透油田开发效果,提高低渗透油田采收率,对朝阳沟油田典型区块进行全面评价,为后续油田开发做充分准备。本文利用多种采收率计算方法对朝阳沟油田典型区块进行预测,结合低渗透油藏特征及开发现状,优选出适合朝阳沟油田典型区块的采收率预测方法,即应用水驱规律曲线和驱替系列曲线相结合的方法计算低渗透油田的采收率,综合考虑目前油价与采出油投入的费用和收益,确定极限含水率为80%。基于灰色系统理论,建立朝阳沟低渗透油藏的分类评价指标及标准,进行分类计算与评价,结果表明:一类区块C05区块评价为中等,C50区块评价为好;二类区块C601区块评价为中,C631区块评价为好,CQ3区块评价为好;三类区块H30区块评价为差。利用数值模拟方法,对典型区块进行精细描述,分析出各层的剩余油分布情况。结合油藏工程方法和数值模拟方法的评价结果,针对部分区块含有优势渗流通道,平面和层间动用不均衡等问题提出井网加密、调整注采结构和调剖等治理对策,并利用数值模拟方法对典型区块进行措施三年后的预测,典型区块三年后实施措施采收率高于未实施措施采收率;运用灰色系统理论对三年后预测指标进行评价,结果表明,一类区块经过措施后水驱控制程度由60.1%增加到65.3%,水驱采收率由30.27%提高到32.53%,二类区块地层压力回升,水驱采收率由22.84%提高到25.02%,三类区块水驱采收率由26.53%提高到29.23%,增加个2.70个百分点,实现油田的稳压生产。
焦钰嘉[7]（2019）在《杏十区东部开发指标变化规律及影响因素研究》文中研究指明杏十区东部1971年投入开发,2003年进入特高含水期,继2010年进行补孔为主的精细挖潜调整后,2016年开始实施以精控压裂和大位移井开发为主的控水提效调整,历经两次开发调整后,基本实现产量不降含水不升,开发指标变化规律较调整前发生了较大变化。因此,有必要开展开发指标变化规律研究,分析开发指标变化主控因素,明确水驱开发合理技术界限。本文采用数值模拟和油藏工程理论相结合的方法,研究了产量递减规律和含水上升规律,通过单因素和灰色关联多因素分析,给出了递减率和含水上升率的影响因素。本文在杏十区东部地质模型建立和水驱历史拟合基础上,开展了剩余油分布规律研究,结果表明,不同砂体动用程度差异大,河道砂体采出程度48.2%,河间砂采出程度44.2%,表外储层采出程度仅25.4%。对研究区和不同井网分阶段递减情况研究表明,精细挖潜前不同井网自然递减率和综合递减率大小关系为二、三次井网>一次加密井网>基础井网,精细挖潜后二、三次井对递减率的贡献超过50%,全区符合指数递减规律,全区递减率由精细挖潜阶段的8.4%降到控水提效阶段的4.3%,灰色关联分析表明,递减率的变化主要受采液速度、含水及生产压差影响。应用水驱特征曲线法对研究区含水上升规律进行了研究,结果表明,含水上升率由精细挖潜前2.19%下降到控水提效阶段-0.04%,含水上升率主要受存水率、注水量和产液量的影响。采用油藏工程方法对合理生产压差研究认为,应维持在6.0MPa,应用数值模拟方法对开发指标主控因素注水量和采液量进行了优化,结果表明,基础井网、一次加密井网和二三次井网的合理年注水量分别为39.7×104t、52.7×104t和150.2×104t,合理年产液量分别为71.6×104t、32.8×104t和93.6×104t。注采参数优化后,可累积增油12.1×104t,提高采收率0.51个百分点。
薛乐[8]（2019）在《克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究》文中研究表明本文以克拉玛依油田八道湾组油藏530井区为研究对象,以沉积微相为主要的分类标准,划分为河道和心滩两个物性差异比较大的沉积相,进而分类型研究在不同沉积相上的生产规律,本文在不同沉积相的基础上系统的研究了八道湾组油藏530井区的开发特征和开发规律,主要包括含水上升规律、产量递减曲线和水驱特征曲线以及注采井间连通关系的表征类型。文中采用了统计学的和油藏数值模拟的方法;研究结果表明不同沉积相上上述规律呈现出明显的差异。其中含水上升曲线在心滩和河道上表现为明显的差异,结合油田现场的生产动态资料分析,将其划分为四种上升类型;心滩上的产量递减类型为指数递减,河道上的递减类型为双曲递减;通过绘制的同事图版和甲型、乙型水驱特征曲线对比,发现按照目前的开发方式,乙型水驱曲线预测的可采储量较为接近实际生产所表现出的特征。对注采井间连通关系进行了划分,通过建立静态和动态的识别标准,为后期方案的调整提供理论支撑。本文所研究的生产规律和注采连通关系对类似于八道湾组砾岩油藏的开发具有很好的借鉴意义。
张鹏[9]（2019）在《延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价》文中指出鄂尔多斯盆地蕴藏丰富的致密油资源,主力层位为三叠系延长组长6、长7、长8、长9等油层组,相对而言长7的勘探开发较晚,油田动、静态数据较少,对长7致密油储集层各方面的分析研究相对薄弱,阻碍了油田的勘探开发进程以及开发效果。基于此本论文以鄂尔多斯盆地西北部定边地区三叠系延长组长7油层为例,在前人研究的基础之上,开展岩心观察、物性、粒度图像、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、CT扫描、高压压汞、恒速压汞、油水相渗、核磁共振、启动压力梯度、岩石力学等分析测试技术实验,综合研究定边长7致密砂岩储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、微观孔隙结构、油水渗流特征、可动流体赋存特征等影响因素,在这些基础上确定了储层动用物性下限及储层主控因素,同时建立了储集层综合分类评价方法并进行了评价。取得了以下主要认识:（1）定边长7致密油研究区发育三角洲和湖泊相沉积,主要以三角洲前缘亚相水下分流河道、分流间湾微相为主,长7下部湖泥微相较发育。储层岩性以灰黑色、灰色、灰白色长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩。孔隙类型主要发育长石溶孔和粒间孔,其次是岩屑溶孔,另有极少量晶间孔、微裂隙。同时喉道类型以片状、弯片状为主,管束状、缩颈喉道次之。（2）微观孔隙结构特征分析,依据高压压汞排驱压力及物性参数,将毛管压力曲线分为4类,Ⅰ类低排驱压力-微-微细喉道型、Ⅱ类低中排驱压力-微喉道型、Ⅲ类中排驱压力-微喉道型、Ⅳ类中高排驱压力-纳米吸附孔道型;依据恒速压汞毛管压力曲线与孔隙、喉道、总进汞饱和度的匹配关系,将曲线形态划分为孔隙区、孔喉过渡区、喉道区。当汞进入连通性差或不连通的孔道喉道时,毛管压力上升,进汞量主要受到喉道及微孔的制约,喉道区的进汞量大小决定了总孔喉进汞量,加强喉道的研究对致密油藏来说至关重要。综合运用经验统计法、饱和度与孔隙度关系法、最小流动孔喉半径法等手段确定了研究区致密储层的物性动用下限值,孔隙度为6.5%、渗透率为0.04×10-3μm2。（3）参照可动流体饱和度评价标准对储集层分类,以Ⅲ类储层为主,V类次之。T2截止值范围为1.70ms13.67ms,平均为5.78ms,可动流体饱和度低,平均为33.04%。离心前、后T2谱曲线形态都以双峰为主,离心后曲线形态主要分布在T2截止值左侧区间。（4）基于核磁共振理论,推导出了核磁共振T2值与孔喉半径的对应关系,取对数线性化,利用最小二乘法求解幂函数的常数项值,建立了核磁共振T2谱转化成孔喉半径的新方法;并通过延长致密油藏核磁共振数据与恒速压汞孔喉半径数据进行了验证,结果呈现较好的一致性,所建立的核磁共振研究致密储层微观孔隙结构方法的可行性和实用性较好。（5）根据油水相渗曲线形态特征将其划分为3种类型,分别为Ⅰ型Kro上凹-Krw下凹型、Ⅱ型Kro上凹-Krw直线型、Ⅲ型Kro-Krw上凹型。Ⅰ型相渗曲线最终驱油效率为48.44%,开发效果好;Ⅱ型相渗曲线最终驱油效率为43.19%,应加大无水期的研究力度,开发效果略好;Ⅲ型相渗曲线最终驱油效率为36.26%,开发效果差。（6）提出了致密油“八元综合分类系数”法,同时Ⅰ类储层Feci>8,Ⅱ类储层3<Feci≤8,Ⅲ类储层-2<Feci≤3,Ⅳ类储层Feci≤-2。并根据研究区域的实际数据对致密油藏储层评价方法进行了验证,结果可靠性较高,所建立的致密油储层评价方法具有一定的实用性。综合储集层“八元综合分类系数”定量分析控制区域与沉积相分布规律及控制特征定性分析共同作用绘制了Y区块的致密油储层综合分类评价图,主要以三类致密油储集层为主。
山珊[10]（2019）在《渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究》文中进行了进一步梳理渤海SF稠油油藏开发初期采用350m井距的反九点注水方式,受到原油粘度高、注采井距大和储层非均质的影响,开发效果逐渐变差;通过的小井距加密调整试验,取得了较好的增产效果。在海上开发条件下,研究此类油田开发井网调整的经济技术界限是油田深度开发的基础。论文综合油藏工程方法、渗流力学方法和数值模拟,结合经济评价的收支平衡分析,全面研究了水驱稠油油藏在不同加密调整方式下的动用规律、加密井部署的经济技术界限,系统地开展了并完成了以下研究工作:（1）基于油田前期小井距加密调整试验开发实践的开发效果评价和储量动用变化规律分析,明确了水驱稠油油藏小井距加密调整的适应性;（2）基于渗流力学渗流场叠加理论,考虑稠油非牛顿流体性质的影响,建立了不同加密调整方式渗流场分布评价方法,得到了不同条件下水驱稠油井间动用规律;（3）基于海上油田实际经济、技术参数,通过收支平衡分析、产能计算和数值模拟效果预测和对比,确定了不同加密调整方式下加密井的经济、技术部署界限;（4）针对渤海SF稠油油藏目前开发状况,提出油田小井距加密调整开发部署建议。本论文基于渤海SF稠油油藏开发实践,通过研究确定了适合海上油田开发特点和需求的加密调整形式和技术策略,为渤海SF稠油油藏后续井网调整部署设计,以及此类水驱稠油油藏的深度开发提供了技术支持。
二、甲型水驱曲线无因次化及其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、甲型水驱曲线无因次化及其在油田开发中的应用（论文提纲范文）
（1）动静结合法在剩余油挖潜中的应用（论文提纲范文）
| 1 动态评价剩余油潜力 |
| 2 S油田高含水期剩余油分布特征 |
| 3 结论与认识 |
（2）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 |
（3）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 |
（4）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 |
（5）姬塬油田硫酸钡结垢防治理论研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 国内外结垢防治技术研究 |
| 1.1 国内外油田结垢现状 |
| 1.1.1 国内油田结垢防垢研究现状 |
| 1.1.2 国外油田结垢防垢研究现状 |
| 1.2 国内外无机垢结垢预测模型研究 |
| 1.2.1 国外无机垢结垢预测模型研究 |
| 1.2.2 国内无机垢结垢预测模型研究 |
| 1.3 硫酸钡垢防治措施研究 |
| 1.3.1 物理防垢除垢技术 |
| 1.3.2 化学防垢除垢技术 |
| 1.3.3 工艺法防垢技术研究 |
| 第二章 姬塬油田硫酸钡结垢理论及实验研究 |
| 2.1 姬塬油田结垢机理研究 |
| 2.2 姬塬油田水样分析 |
| 2.3 硫酸钡结垢影响因素实验研究 |
| 2.3.1 混合比例对硫酸钡结垢影响 |
| 2.3.2 温度对硫酸钡结垢影响 |
| 2.3.3 压力对硫酸钡结垢影响 |
| 2.3.4 成垢离子浓度对硫酸钡结垢影响 |
| 第三章 岩心硫酸钡结垢模型研究 |
| 3.1 模型假设 |
| 3.2 岩心一维硫酸钡结垢预测模型建立 |
| 3.2.1 菲克第一定律 |
| 3.2.2 岩心微元体内质量守恒方程 |
| 3.2.3 岩心一维硫酸钡结垢模型 |
| 3.3 模型求解 |
| 3.3.1 基础数据 |
| 3.3.2 无因次扩散系数求取 |
| 3.3.3 无因次反应速率常数求取 |
| 3.4 岩心内钡离子分布 |
| 3.5 岩心内硫酸钡垢分布 |
| 3.6 地层损害系数求取 |
| 3.7 硫酸钡垢对岩心渗透率的影响 |
| 3.8 阻垢效果对岩心渗透率的影响 |
| 第四章 近井地带硫酸钡结垢模型研究 |
| 4.1 近井地带微元体内质量守恒方程 |
| 4.2 模型假设 |
| 4.3 注水井近井地带硫酸钡结垢模型 |
| 4.3.1 模型求解 |
| 4.3.2 注水井近井地带成垢离子含量分布 |
| 4.3.3 注水井近井地带硫酸钡结垢量分布 |
| 4.3.4 阻垢剂对注水井近井地带硫酸钡结垢的影响 |
| 4.4 采油井近井地带硫酸钡结垢模型 |
| 4.4.1 模型求解 |
| 4.4.2 实例计算 |
| 第五章 硫酸钡结垢对吸水指数影响研究 |
| 5.1 吸水指数引入 |
| 5.2 硫酸钡结垢对吸水指数影响 |
| 5.3 结垢条件下吸水指数影响因素研究 |
| 5.4 不同阻垢效果的阻垢剂对注水井吸水指数影响 |
| 第六章 硫酸钡结垢对采油指数影响研究 |
| 6.1 采油指数引入 |
| 6.2 硫酸钡结垢对采油指数影响 |
| 6.3 结垢条件下采油指数影响因素研究 |
| 6.4 不同阻垢效果的阻垢剂对采油井采油指数影响 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）朝阳沟油田典型区块开发效果评价及对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 本文研究目的和意义 |
| 1.2 国内外发展现状 |
| 1.3 论文研究内容与思路 |
| 第二章 采收率方法筛选和预测 |
| 2.1 经验公式法 |
| 2.2 水驱规律曲线法 |
| 2.3 驱替系列曲线法 |
| 2.4 Logistic旋回法 |
| 2.5 童氏图版法 |
| 2.6 递减曲线法 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 油藏工程法评价典型区块开发效果 |
| 3.1 油藏评价方法概述 |
| 3.2 典型区块开发效果笼统评价 |
| 3.3 典型区块开发效果分类评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 数值模拟法评价典型区块开发效果 |
| 4.1 数值模拟模型历史拟合 |
| 4.2 数值模拟开发效果评价 |
| 4.3 开发效果预测 |
| 4.4 典型区块开发当前问题及治理对策 |
| 4.5 典型区块采取措施后效果预测 |
| 4.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（7）杏十区东部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 目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 开发指标变化规律研究 |
| 1.2.2 开发指标影响因素研究 |
| 1.2.3 合理注采参数研究 |
| 1.3 技术路线 |
| 第二章 杏十区东部水驱数值模拟研究 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏地质概况 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.2 地质模型建立 |
| 2.3 水驱历史拟合 |
| 2.3.1 数值模拟模型建立 |
| 2.3.2 历史拟合 |
| 2.4 剩余油分布规律研究 |
| 第三章 产量递减规律及影响因素研究 |
| 3.1 产量递减规律研究 |
| 3.1.1 自然递减率研究 |
| 3.1.2 综合递减率研究 |
| 3.1.3 不同井网对产量递减贡献研究 |
| 3.1.4 杏十区东部水驱递减规律研究 |
| 3.2 产量递减影响因素研究 |
| 3.2.1 单因素分析 |
| 3.2.2 多因素分析 |
| 第四章 含水上升规律及影响因素研究 |
| 4.1 含水上升规律研究 |
| 4.1.1 含水率变化研究 |
| 4.1.2 含水上升率变化规律研究 |
| 4.2 含水上升率影响因素研究 |
| 4.2.1 单因素分析法 |
| 4.2.2 多因素分析法 |
| 第五章 杏十区东部合理注采参数研究 |
| 5.1 合理生产压差研究 |
| 5.2 合理注采参数研究 |
| 5.2.1 正交方案设计 |
| 5.2.2 结果分析 |
| 5.3 经济评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 产量递减规律研究现状 |
| 1.2.2 井间连通关系研究现状 |
| 1.2.3 水驱特征曲线研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 油藏概况 |
| 2.1 油藏沉积相及砂体分布特征 |
| 2.1.1 地质分层 |
| 2.1.2 单井沉积相 |
| 2.1.3 沉积微相特征 |
| 2.1.4 储层物性特征 |
| 2.2 本章小结 |
| 第3章 油藏生产规律研究 |
| 3.1 油藏开发历程 |
| 3.2 含水上升规律分析 |
| 3.3 采液指数特征分析 |
| 3.3.1 采液指数理论公式 |
| 3.3.2 矿场分析 |
| 3.4 产量递减分析 |
| 3.4.1 矿场特征 |
| 3.5 水驱特征曲线分析 |
| 3.5.1 矿场特征 |
| 3.6 建立数值模型拟合储量 |
| 3.6.1 网格的划分 |
| 3.6.2 流体高压物性参数 |
| 3.6.3 油水相对渗透率曲线 |
| 3.6.4 历史拟合 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 注采井间连通关系分析 |
| 4.1 井间连通关系定性分析 |
| 4.1.1 井间连通关系综合识别流程 |
| 4.2 井间连通关系静态识别标准 |
| 4.2.1 储层分类型识别 |
| 4.2.2 渗透率参数识别 |
| 4.3 井间连通关系动态识别标准 |
| 4.3.1 产吸剖面特征分析 |
| 4.3.2 生产动态数据分析 |
| 4.4 对策分析 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 国内外致密油储层划分方法 |
| 1.2.2 储层微观孔隙结构 |
| 1.2.3 微观渗流特征 |
| 1.2.4 致密油储层评价 |
| 1.2.5 研究区目前研究现状 |
| 1.3 研究内容、思路及技术路线 |
| 1.3.1 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 主要研究成果及创新点 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 储层基本特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.1.1 区域地质背景 |
| 2.1.2 研究区地层划分 |
| 2.1.3 研究区沉积特征 |
| 2.2 储层岩石学特征 |
| 2.2.1 储层岩石学类型 |
| 2.2.2 碎屑成分及特征 |
| 2.2.3 填隙物特征 |
| 2.3 储层物性特征 |
| 2.3.1 储层物性参数特征 |
| 2.3.2 物性相关性分析 |
| 2.3.3 储层物性与产能关系 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 微观孔隙结构特征 |
| 3.1 储层孔喉类型 |
| 3.1.1 孔隙类型 |
| 3.1.2 孔隙组合类型 |
| 3.1.3 喉道类型 |
| 3.2 高压压汞技术表征微观孔喉结构 |
| 3.2.1 毛管压力曲线类型及特征 |
| 3.2.2 微观孔喉参数特征 |
| 3.2.3 孔隙结构对储层物性的影响 |
| 3.3 恒速压汞技术表征微观孔喉结构 |
| 3.3.1 实验样品信息 |
| 3.3.2 孔隙结构类型特征 |
| 3.3.3 微观孔隙结构定量表征 |
| 3.3.4 毛管曲线特征 |
| 3.4 压汞实验对比分析 |
| 3.5 储层物性下限确定 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 储集层微观渗流特征 |
| 4.1 核磁共振可动流体赋存特征及影响因素 |
| 4.1.1 实验原理及样品信息 |
| 4.1.2 实验结果 |
| 4.1.3 核磁共振T_2谱向孔喉半径r转化 |
| 4.1.4 可动流体特征影响因素 |
| 4.2 油水相渗特征及影响因素 |
| 4.2.1 实验结果 |
| 4.2.2 油水相渗曲线特征影响因素分析 |
| 4.3 小结 |
| 第五章 储层综合分类评价 |
| 5.1 评价参数选择 |
| 5.2 定量建立致密储层评价分类标准及储层评价 |
| 5.3 小结 |
| 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 |
（10）渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 国内外研究状况 |
| 1.1.1 油田开发状况与开发趋势 |
| 1.1.2 相关技术方法研究现状与发展趋势 |
| 1.1.3 国内外相关研究现状 |
| 1.1.4 目前研究存在的主要问题 |
| 1.2 研究的目的和意义 |
| 1.3 本文的研究内容和思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术方法和技术路线 |
| 第2章 渤海SF油田小井距加密调整开发可行性研究 |
| 2.1 渤海SF油田试验区基本状况 |
| 2.2 渤海SF油田开发状况 |
| 2.2.1 试验区开发基本情况 |
| 2.2.2 存在的问题 |
| 2.3 小井距试验井组开发效果评价 |
| 2.3.1 加密试验井组生产动态变化 |
| 2.3.2 加密试验井组产能变化分析 |
| 2.3.3 加密试验井组水驱变化规律 |
| 2.3.4 含水~采出程度关系变化分析 |
| 2.4 小井距对提高油井开发效果的原因 |
| 2.4.1 小井距加密前后平面各注采方向动用均衡程度分析 |
| 2.4.2 小井距加密前后纵向各层动用均衡程度分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 渤海SF油田水驱稠油井间动用规律研究 |
| 3.1 水驱稠油基本渗流问题分析 |
| 3.1.1 水驱稠油过程中的渗流阻力变化 |
| 3.1.2 水驱稠油波及规律分析 |
| 3.2 不同井网形式下渗流场分布计算方法建立 |
| 3.2.1 基础九点井网可行的加密调整方式 |
| 3.2.2 反九点基础井网渗流场分布计算方法 |
| 3.2.3 调整方式1-油井排加密井网渗流场分布 |
| 3.2.4 调整方式2-水井排加密井网渗流场分布 |
| 3.2.5 调整方式3-内部加密井网渗流场分布 |
| 3.3 不同井网形式下井间动用规律分析 |
| 3.3.1 参数取值及评价方法建立 |
| 3.3.2 反九点基础井网井间动用规律分析 |
| 3.3.3 调整方式1-油井排加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.4 调整方式2-水井排加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.5 调整方式3-内部加密井网井间动用规律分析 |
| 3.3.6 不同井网调整形式效果对比及合理调整方式选择 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 渤海SF油田小井距加密调整开发部署技术界限 |
| 4.1 SF油田小井距加密调整经济界限的确定 |
| 4.1.1 加密经济界限评价方法 |
| 4.1.2 新加密井经济极限日产油量计算 |
| 4.1.3 新加密井经济极限累产油量计算 |
| 4.2 加密调整井初期投产界限计算 |
| 4.2.1 不同井网下油井产量计算方法 |
| 4.2.2 不同井网调整方式下日产量变化分析 |
| 4.2.3 结果分析 |
| 4.3 加密调整井评价期内累产界限计算 |
| 4.3.1 基于实际条件的数值模型的建立 |
| 4.3.2 不同井网调整方式下累积产量变化分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 渤海SF油田小井距加密调整建议 |
| 5.1 油田加密调整区域的选择 |
| 5.2 油田加密调整方案初步设计 |
| 5.3 油田加密调整效果预测及评价 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 主要结论和认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、甲型水驱曲线无因次化及其在油田开发中的应用（论文参考文献）
- [1]动静结合法在剩余油挖潜中的应用[J]. 晏庆辉. 石化技术, 2021(10)
- [2]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)
- [3]S油田局部加密潜力研究[D]. 范佳乐. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]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)
- [5]姬塬油田硫酸钡结垢防治理论研究[D]. 王乙竹. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]朝阳沟油田典型区块开发效果评价及对策研究[D]. 李玉波. 东北石油大学, 2019(02)
- [7]杏十区东部开发指标变化规律及影响因素研究[D]. 焦钰嘉. 东北石油大学, 2019(01)
- [8]克拉玛依油田八道湾530井区生产规律及注采连通关系研究[D]. 薛乐. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [9]延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价[D]. 张鹏. 西北大学, 2019(01)
- [10]渤海SF油田小井距加密调整开发技术界限研究[D]. 山珊. 中国石油大学(北京), 2019(02)