一、利用生产测井资料预测地层压力分布（论文文献综述）
袁玥,曾慧,谢丹,张洪凯,漆国权,袁剑,陈瑶[1]（2022）在《川西气区动态监测结果异常原因分析》文中提出川西气区是以开采天然气为主的气藏,动态监测工作对于衰竭式开发的气藏而言是较为重要的工作环节之一。川西气区主要通过不稳定试井的压力恢复试井、静压监测、流压监测、流体性质监测等动态监测技术,了解气藏压力递减规律、水侵规律及水体大小。动态监测结果可以为指导油气藏开发管理及进行各种决策提供重要依据。目前动态监测结果中有部分数据存在异常,不能用于后期分析。归纳、总结异常原因,主要可分为人工记录仪器精度低、采集数据品质差、测试工具未到产层中部、储层类型认识不完善等四种类型。针对各类异常情况,分别制定了提高测量仪器精度及稳定性、加强验收资料的可靠性、设计制作钢丝自动润滑装置、加强结合沉积相等下一步整改建议,为气井合理配产、气藏稳产以及开发调整提供了有力的技术支持。
杜磊[2]（2020）在《普光气田动态产能分析》文中研究说明普光气田受井深、井斜大、高含硫化氢及井间干扰等因素的影响,部分气井测试资料出现压力恢复曲线后期下掉、产能试井资料斜率为负等异常现象,导致压力恢复和产能试井资料无法解释,造成气井（藏）动态分析困难。本次研究在普光主体测试资料研究与地质成果总结的基础上,统计分析普光气田静压梯度测试资料、流压梯度测试资料、压力恢复测试资料、压力降落测试资料、产能测试资料、产气剖面测试资料和饱和度测试资料,评价资料的品质,并进行二次解释;根据生产动态资料,分析了气藏开发现状与动态参数变化特征,评价了气井压力与产量之间的关系;在综合解释气藏产能资料的基础上,确定了不同构造部位的产能方程,根据气井流压,计算了当前气井产能方程,分析了气井产能影响因素。通过上述研究得到了如下认识:（1）普光气田主体静压梯度测试、流压梯度测试、压力恢复测试、压力降落测试、产能测试、产气剖面测试资料和饱和度测试所获取的资料准确可用,数据品质良好;（2）产气剖面数据与含水饱和度测试数据能相互验证,能解释出各小层对气井产量的贡献以及确定气井产水层位置;推导了地层压力与气井无阻流量的变化规律,认为气井无阻流量与地层静压呈幂指数关系;（3）普光主体呈现出“高部位压力低、构造边部压力高”的压力分布特征,井口油压与累计产量呈指数递减关系。含水率在开发早期有一定下降,后期上升;见水后快速水淹,水淹过程中,产量和油压迅速下降;（4）开发过程中不同构造部位,气井无阻流量下降速度不同,在构造低部位无阻流量下降速度最快;随着地层压力的下降,无阻流量出现下降;储层物性对气井无阻流量有明显影响;（5）气井单层产能影响程度大小顺序为:含气饱和度、地层压力、储层厚度、孔隙度和渗透率。因此含气饱和度、地层压力和储层厚度是影响气井单层产能的主要因素,在气井产能优化时应优先考虑这些因素。
毛晨飞[3]（2019）在《West Karabulak油田主力区水淹层测井评价与剩余油分布研究》文中研究说明West Karabulak油田M-Ⅱ油藏为受构造控制的层状边底水油藏,属于中孔、中渗储层。2016年采取注水开发后,油田生产加快,已进入中高含水期,边水、底水、注入水水淹普遍存在。因此,为保证油田的持续稳产,弄清剩余油分布情况,本文针对West Karabulak油田当前的生产状况开展了水淹层测井评价与剩余油分布研究。本文利用研究区内4 口取心井岩心分析数据进行统计,对储层基本特征进行了分析,并在测井数据标准化等预处理的基础上,利用开发初期测井资料结合相邻后期新井测井资料进行对比,对水淹后测井响应特征进行了系统的分析,分别分析了电阻率、自然电位、自然伽马、声波时差和补偿中子曲线水淹前后测井响应特征的变化情况;根据研究区水淹特征提出了交会图法、径向电阻率法、曲线重叠法和Fisher判别法等水淹层识别方法;建立了水淹层测井解释模型,包括孔隙度模型、渗透率模型、束缚水饱和度模型及含水饱和度模型;根据研究区中高含水期的开发特征,在产水率公式的基础上,结合油水相对渗透率公式,绘制了不同束缚水饱和度下产水率与含水饱和度的关系图版,制定了水淹级别划分标准,通过实际资料验证,水淹级别判断准确,应用效果较好;明确了研究区的水淹模式以正韵律、均质韵律和复合正韵律水淹模式为主,并在此基础上结合新井测井解释成果与邻井的生产动态分析,对研究区分东部、西部、中部和南部四个区域绘制四条连井剖面从宏观上展开剩余油分布研究,并对剩余油富集情况进行了总结。本次论文的研究,为West Karabulak油田后期的开发调整提供了依据,保障了油田的稳产和持续开发。
张俊珂[4]（2019）在《M油藏注伴生气参数优化研究》文中指出随着油藏的勘探开发,国内大多数油田经过注水开发后均已进入高含水中后期,水驱最终采收率只能达到30～40%,将近2/3的地质储量存于地下。注气开发高含水油藏能有效提高油藏采收率,达到较好的增油降水的目的。本文结合M油藏实际的生产情况,用数值模拟方法建立注伴生气模型对注气参数进行优化。通过研究,得到如下结论:（1）对M油藏进行气驱动态特征的研究,结果表明:注气井组连通性较好,注气能有效提高受效井的产油量。通过对典型气驱突破井的分析发现,注入气的推进突破与混相体积、井距、连通性、物性等多种因素有关。（2）根据高压PVT实验分析得到的井流物组成,经过重馏分特征化及拟组分划分,最后得到6个拟组分的组成。进行了单次脱气实验拟合、恒组成膨胀实验拟合、注伴生气膨胀实验拟合,总体上拟合效果较好,能满足后续工程计算要求。细管驱替实验拟合表明:注伴生气最小混相压力可达为33.2MPa。压力越高,驱替效果越好;注入气重烃含量越高,驱替效果越好。长岩心驱替实验拟合表明:在不同的注气速度下,连续注气均能获得较高的采出程度。（3）建立注伴生气模型,并进行历史拟合,针对该模型预测继续注水开发33.5年,增产油103.67×104t,采出程度仅增加了 4.19%,无法有效动用地层中的剩余油。按照原方案继续注气,增产油281.07×104t,采出程度增加11.35%,注气能有效提高油藏采收率。（4）对所建立模型进行注气井型、注气强度、压力、注气组成、气窜气油比、注气年限等参数的优化研究,优选一套合理的开发方案。以此设计的开发方案,生产33.5年后增产油296.19×104t,采出程度增加11.97%。通过此次数值模拟研究可以得到,注气能够有效地提高M油藏的采收率,对同类油藏的开发具有重要意义。
孟凡薇[5]（2020）在《曲9馆三西部低效水平井开发对策研究》文中提出曲9馆三西部工区含油面积2.45 km2,地质储量215.1×104t。截止2017年2月,西部工区共有水平井19口。水平井在投产初期时整体开发效果较好,随着生产时间的增长,开发效果日益变差,主要表现在1小层产液量分布不均匀,单井产液量差异大;3+4+5小层普遍含水较高,平均含水达到91.8%。基于目前开发状况,为指导下步开发工作,改善水平井开发效果,针对曲9馆三西部水平井低液、高含水问题,通过大量调研国内低效水平井治理、剩余油研究、开发效果评价及合理开发技术政策界限方面的研究成果,在前人研究成果的基础上,开展了曲9馆三西部低效水平井开发对策研究。本文在前期研究的基础上,对曲9馆三西部进行了油藏地质研究,取得了新的认识,解决了前期地层对比、断层划分存在的问题,重新计算了各层储量。应用数值模拟法,研究了剩余油分布规律。针对曲9馆三西部水平井低液、高含水问题,开展低效水平井开发对策研究。分析了低效井产生的原因,确定了低效水平井治理方向和对策,对每口需要治理的井给出了具体治理方案,统计了治理工作量,对治理调整后的开发指标进行了预测。预测调整后区块前三年平均增建产能0.2×104t,与原基础方案预测结果对比,十五年后增油4×104t,最终采出程度提高2.7%。
李亚辉[6]（2018）在《基于DTS数据的底水气藏水平井产出剖面解释模型及实现》文中认为对于水平气井而言,气井产水会快速导致井被水淹而停产,因而水平井找水和堵水技术成为了高效开发气藏的关键技术,然而找水比较困难的局面成为了制约水平井高效开发气藏的关键因素,如何找准水平井出水位置然后有针对性地实施控水措施是目前困扰现场生产的棘手问题。近年来随着光纤技术的快速发展,分布式光纤测温技术（DTS）也日趋成熟,它可以实时连续且比较准确的测试出水平井的温度（压力）分布剖面数据,然后通过对温度数据进行反演求得水平井沿程渗透率分布进而判断出出水位置,它可以避免常规生产测井注入测试难度大、耗时较长、成本较高等诸多问题。因此,本文开展了基于DTS测试数据的底水气藏水平井产出剖面解释理论研究,为现场解决水平井的堵水、控水技术提供技术支撑。从气藏渗流和井筒管流以及气藏和井筒的热力学机理出发,在质量守恒、动量守恒和能量守恒的基础上,考虑热膨胀、热对流、热传导、粘性耗散、焦耳-汤姆逊效应以及摩擦效应等微热效应,同时将钻井表皮、非均质及非达西效应等影响因素考虑在内,建立了井筒和地层的流动与热力学模型,然后在此基础之上建立了井筒与地层的耦合的水平井温度剖面正演预测模型,并给出了耦合模型的求解方法及步骤,然后分析了地层渗透率、气井产量、水平井井况（井径、井壁粗糙度、等）及流体性质等对结果的影响规律。在正演模型的基础上,采用LM算法和自适应的多策略差分进化算法（SMDE）,建立了基于温度剖面测试数据的水平井产出剖面反演模型,给出了一套计算井筒沿程渗透率分布初值的计算方法,从而加快了反演效率;针对底水气藏特征建立了一套完整的水平井产出剖面反演解释流程及方法,为高效获得沿水平井的地层渗透率和井筒产出剖面分布奠定了基础。采用C#语言和Visual Studio开发环境,对所建立的正反演模型进行了软件系统的开发。利用所开发的解释系统软件,对给定的水平井数据进行了渗透率和产出剖面的反演解释计算,反演结果表明水平井温度和渗透率分布吻合度较好,产出剖面解释也比较准确。利用文献实例数据对反演解释软件进行了验证,其结果表明该软件能很好地分析水平井各段贡献情况及出水位置。本文研究成果为国内气藏水平井完井综合评价提供了新的思路,对DTS测试技术的普及和实现气藏高效开发具有重要的实际意义。
潘晗凌[7]（2018）在《渤南探区新生界砂岩储层试井曲线特征分析及产能计算方法研究》文中提出渤海油田是目前中国最大的海上油田,也是中国第二大原油生产基地。渤海的海域面积达7.3万平方公里,其中可勘探矿区面积约为4.3万平方公里,总资源量在120亿方左右。截至2010年底,在渤海油田发现的三级石油地质储量累计近50亿方,并且发现了蓬莱19-3、绥中36-1、秦皇岛32-6、渤中25-1、金县1-1、锦州25-1等数个亿吨级大油田,其地质油藏具有构造破碎、断裂发育、油藏复杂等特点,储层以河流相、三角洲、古潜山为主,油质较稠,稠油储量占65%以上。研究区位于渤海湾盆地渤海海域南部,总面积约4600多平方公里,自北向南由渤南低凸起、黄河口凹陷、莱北低凸起、莱州湾凹陷组成。新生界自下至上主要发育古近系孔店组、沙河街组、东营组和新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。渤南探区的油气藏来说区块太大,单研究区块就有数百多口井,并且因为油藏不同,地层构造复杂,地层参数不同,比如孔隙度不同都会造成各试井曲线和产能方程不同,所以取得关键有用的试井资料,以及取得试井资料后的试井资料精细解释存在很多困难。为了满足渤南探区油气田的进一步开发的需要,必须克服渤南探区油气井的复杂性,研究适合渤南探区油气田的试井解释方法。因此渤南探区新生界砂岩储层特征的研究,试井解释模型研究和产能计算方法研究对区块油气田开发具有重要的指导意义。本文以渤南探区新生界砂岩储层地质、钻井、测试等油藏动态资料为基础,对渤南探区新生界砂岩储层测试井资料进行精细解释,确定研究区原油渗流物理模型;建立典型区块试井解释模型及各小层试井解释模型;在国内外文献调研基础上,采用多种方法确定渤南探区新生界砂岩储层产能主控因素,对比确定研究区产能范围,利用相关参数建立产能方程,为渤南探区新生界砂岩储层产能计算提供参考依据。综合以上研究,取得以下几点认识:一、根据统计分析结果,建立了均质模型、复合模型和双重孔隙介质模型的渗流物理模型及相应的数学模型。二、东营组测试资料解释以均质模型为主;馆陶组以均质模型为主,部分井需添加断层边界;明化镇组以均质模型和复合模型为主,部分井需添加断层边界;沙河街组以均质模型为主。三、根据所解释的地层压力及生产资料对油气井的产能进行评价。根据垦利区块地层特点,提出适用于该区块的油井二项式公式,并计算单井产能。
王冠群[8]（2018）在《S气顶油藏注气开发方案设计研究》文中认为注气开发已经成为目前最主要的油藏开发方式之一,也是提高原油采收率的重要手段。针对储层非均质性严重、原油高挥发性且气源丰富的S油藏,采用注气开发可以克服注水采油效果差、储量动用程度低的难题。首先结合S油藏TIII油组的地质与开发情况,应用比较法,明确注气开发的可行性。根据储层实际条件、生产状况、注气机理和经济因素等方面分析,确定最优注入气体类型;其次根据新处理地震资料解释的断裂系统与构造层面,按照地质模型的参数建立三维地质模型,结合储量拟合、生产动态分析和油藏生产历史拟合等研究工作,最终得出剩余油的分布;再次从油气水界面的动态变化、水锥形态、气窜的敏感因素分析和气窜控制方法等四个方面,研究油气水界面的运移规律。最后以JF123区块为该类油藏的先导试验区,结合油气水界面运移规律,开展了注气开采技术政策、方案设计及优选等方面的研究。研究结果表明,S油藏注气开发的最优注气类型是烃类气体,驱替类型为混相驱。驱替过程中的气窜规律受注入速度、地层压力、油层厚度、地层韵律性等多因素影响,综合考虑经济因素和现场实施条件,S油藏JF123区块最优注气方式为顶部水气交替注入、底部注水,交替频率为12月注气/6月注水,注气方案较注水方案提高采出程度12.10%。
胥梦迪[9]（2017）在《普光气田试井资料评价及产能变化规律研究》文中研究表明普光气田开采面积为1118平方公里,资源量为8916亿方,是我国已投产的规模最大、丰产最高的特大型海相整装气田,是国家川气东送工程的气源地,被列为国家“十一五”重点建设项目。普光气田坐落于四川达州宣汉县普光镇,川东地区规模最大、丰度最高的特大碳酸盐海相气田,缓解了目前国内用气紧张状况。其高含硫特性使得井下仪器易被腐蚀损坏,也使得许多压力测试工作面临困难。由于井下工作测压困难,所以很多工作的关键是采取什么样的测试方法比较可靠。根据国内外相关文献和实地情况研究成果,目前针对其特殊状况展开了多方面的研究。普光气田分为目前生产的是主体部分37口井,大湾地区10口井,毛坝地区4口井。在本文针对收集的井口压力数据和两口井的井底测压数据展开分析,通过对相关测试资料品质的评价来评估测试数据的准确程度,对此次关井期间压力恢复数据进行精细解释,测得表皮系数、储层地层参数及边界条件,同时结合区域生产历史产能数据及地层数据随生产的变化对普光气田试井的产能变化趋势进行分析和预测。目前项目研究的目标是,通过该项目研究,对不同类型测试的资料品质进行评价,对普光相关试井资料进行了精细解释和对比分析,利用一点法产能公式（1）针对相关测试资料进行解释及可靠性分析;（2）相关试井资料精细解释;（3）各项数据对产能变化的影响。针对井下高含硫问题,国内曾对生产测井工艺有大量的研究。2006年后开展了较大规模的测试施工,通过不断实践,取得了大量的现场应用经验,从而提高了试气测试工艺技术的发展水平,形成了一套川东北地区高温高压含硫天然气深井测试工艺配套技术。本次生产测试统计包括普光大湾毛坝共计31口井,共45份生产测井报告进行研究。通过对生产过程的分析对比得出所采用的数据的准确性。对于无法直接得出的井底压力,结合普光气田高含硫、受边水入侵影响的情况,针对井下高含硫问题,形成了一套川东北地区高温高压含硫天然气深井测试工艺配套技术。通过提出多种相关的确定地层压力的方法探究,对比实际生产数据和利用各种不同方法所得的井底压力数据,综合得出适合普光气田实际生产情况的测压方法。由于每口井的控制区域不同,利用不同的加权模型对井的控制区域进行讨论,根据区域空间分布和控制范围及各个井的压力随时间的变化关系,通过对直井和斜井的不同的变化规律分别进行分析,对比分析低部位高部位的影响因素,对比不同产量下的井的压降规律,得出区域产能和压力的变化趋势,并做出区域压力随产量的压降变化的压降分布图,指导区域整体开采规划。
熊燚[10]（2016）在《耿X油藏生产动态测井评价研究》文中研究表明在油田的开发过程中,通过分析油层的动态参数可以获得一系列非常重要的资料。目前通过生产动态测井来掌握在产液和注水过程中井内流体的动态参数和了解井内环境故障情况。而地层中往往存在很多复杂的情况,再加上开发过程中油气层不断地变化,因此需要多方面结合来分析地层的变化情况。由于持续注水过程中,井下地层各区域含水的复杂化,必须制定有效的综合调整措施,才能保证油田持续的高效产出。而生产动态测井就是通过了解两个剖面,来确定油层参数在纵向上的变化特征,从而为制定采油方案、配注方案提供依据。在实际油田的开发过程中,需要结合生产动态测井和试井以及分注井调配来进行多方研究。利用井温、流体密度、压力及磁定位来确定吸水层位、产层性质、动态参数及仪器位置。针对以上内容,本文首先系统的研究了油气井试井技术,生产动态测井以及分注井调配技术。分析了压力受油井自身性质、注入流体及注入方案的影响;总结了多种注入剖面测井的原理及解释方法;归纳了各种注水调配方式的优缺点。通过对研究区块的实际生产资料进行处理,利用压力恢复曲线及其压力曲线图版来判定储层的各种动态参数;通过吸水剖面资料的处理,结合不同的注水方式,研究改善水驱效果的相关方法;再对分注井调配进行统计处理,得出更有效的注水方案。研究可知:通过注重吸水剖面的调整、加大分层注水及改善压力状况,能够有效的解决层间矛盾,提高注水的精度,并且提高地层压力水平,最终能够为实现长期稳产、提高采收率最保障。
二、利用生产测井资料预测地层压力分布（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、利用生产测井资料预测地层压力分布（论文提纲范文）
（1）川西气区动态监测结果异常原因分析（论文提纲范文）
| 1 前言 |
| 2 动态监测技术概况 |
| 2.1 压力恢复试井 |
| 2.2 静压、流压监测 |
| 2.3 生产测井 |
| 2.4 产能试井 |
| 3 异常结果原因分析 |
| 3.1 人工记录仪器精度低 |
| 3.2 采集数据品质差 |
| 3.2.1 压恢试井 |
| 3.2.2 生产测井 |
| 3.2.3 流压 |
| 3.3 测试工具未到产层中部 |
| 3.3.1 静压测试 |
| 3.3.2 生产测井 |
| 3.4 储层类型认识不完善 |
| 4 数据质量保证措施 |
| 5 结论 |
（2）普光气田动态产能分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究意义 |
| 1.2 国内外技术现状及发展趋势 |
| 1.3 论文内容 |
| 1.4 论文思路 |
| 第二章 普光主体生产动态规律 |
| 2.1 气藏开发现状 |
| 2.2 压力变化特征 |
| 2.3 产量变化特征 |
| 2.4 气井压力与产量之间的关系 |
| 第三章 普光主体测试资料综合解释 |
| 3.1 产气剖面测试资料综合解释 |
| 3.2 压力恢复测试资料综合解释 |
| 3.3 产能测试资料综合解释 |
| 第四章 气井产能影响因素分析 |
| 4.1 单井产能公式及无阻流量计算 |
| 4.2 气井产能与地层压力变化规律 |
| 4.3 气井产能影响因素分析 |
| 第五章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（3）West Karabulak油田主力区水淹层测井评价与剩余油分布研究（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 水淹层研究方法现状 |
| 1.2.2 基于测井资料的剩余油研究方法现状 |
| 1.3 主要研究思路及内容 |
| 1.4 主要的工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 油田概况 |
| 2.2 地层与构造特征 |
| 2.3 沉积相类型及特征 |
| 2.3.1 岩心特征 |
| 2.3.2 单井相分析 |
| 2.3.3 沉积相展布特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 岩性特征 |
| 2.4.2 物性特征 |
| 2.4.3 储层非均质性 |
| 2.4.4 储层含油性特征 |
| 2.5 油藏类型、流体性质与温压系统 |
| 第3章 水淹层测井响应特征 |
| 3.1 测井数据的标准化 |
| 3.2 岩心深度归位 |
| 3.3 水淹层测井响应特征 |
| 3.3.1 电阻率曲线特征 |
| 3.3.2 自然电位曲线特征 |
| 3.3.3 自然伽马曲线特征 |
| 3.3.4 声波时差曲线特征 |
| 3.3.5 补偿中子曲线特征 |
| 第4章 水淹层定性识别方法研究 |
| 4.1 交会图法识别水淹层 |
| 4.1.1 深电阻率与孔隙度曲线交会图 |
| 4.1.2 深电阻率与自然电位异常幅度值交会图 |
| 4.1.3 深电阻率与深浅电阻率差异值交会图 |
| 4.2 径向电阻率法识别水淹层 |
| 4.3 曲线重叠法识别水淹层 |
| 4.4 Fisher判别法识别水淹层 |
| 第5章 水淹层定量评价 |
| 5.1 泥质含量模型 |
| 5.2 孔隙度模型 |
| 5.3 渗透率模型 |
| 5.4 饱和度模型 |
| 5.4.1 含水饱和度模型 |
| 5.4.2 束缚水饱和度模型 |
| 5.5 产水率模型 |
| 5.5.1 油水相对渗透率模型 |
| 5.5.2 产水率模型 |
| 5.6 水淹级别划分 |
| 5.7 应用效果分析 |
| 第6章 水淹模式及剩余油分布研究 |
| 6.1 水淹模式 |
| 6.1.1 均质韵律水淹模式 |
| 6.1.2 正韵律层水淹模式 |
| 6.1.3 复合韵律层水淹模式 |
| 6.2 剩余油分布特征 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）M油藏注伴生气参数优化研究（论文提纲范文）
| Abstract |
| 摘要 |
| 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 国内外高含水油藏注气驱研究现状 |
| 1.2.2 国内外注气混相驱研究现状 |
| 1.2.3 国内外油藏数值模拟研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 主要技术路线 |
| 第2章 M油藏基本概况 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.2 开发概况 |
| 2.3 气驱生产动态特征 |
| 2.3.1 区块动态特征 |
| 2.3.2 注气井动态特征 |
| 2.3.3 注气井组连通性分析 |
| 2.3.4 典型气驱突破井单井动态特征 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 注气驱油机理数值模拟拟合研究 |
| 3.1 油气藏流体相态拟合 |
| 3.1.1 拟组分划分 |
| 3.1.2 单次脱气实验数据拟合 |
| 3.1.3 恒组成膨胀实验拟合 |
| 3.1.4 注伴生气膨胀实验拟合 |
| 3.2 混相压力细管实验拟合 |
| 3.3 长岩心驱替实验拟合 |
| 3.3.1 长岩心驱替实验基本参数 |
| 3.3.2 论证注气速度 |
| 3.3.3 注气长岩心驱替提高采收率效果对比 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 M油藏注采参数优化调整研究 |
| 4.1 注气机理模型建立 |
| 4.1.1 模型储量参数 |
| 4.1.2 M油藏注气跟踪生产动态历史拟合 |
| 4.1.3 M油藏剩余油分布规律 |
| 4.2 M油藏开发初步评价 |
| 4.2.1 继续注水开发效果评价 |
| 4.2.2 连续注气开发效果评价 |
| 4.3 注气方案优化论证 |
| 4.3.1 注气井型-井网-层位论证 |
| 4.3.2 注气强度优化 |
| 4.3.3 地层压力 |
| 4.3.4 气窜气油比分析 |
| 4.3.5 注气年限优化 |
| 4.3.6 注入天然气组成分析 |
| 4.4 推荐方案 |
| 4.4.1 推荐方案设计 |
| 4.4.2 推荐方案指标预测 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（5）曲9馆三西部低效水平井开发对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究的目的意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 研究的主要内容 |
| 第一章 地质再认识 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 沉积特征 |
| 1.3 储层特征 |
| 1.4 油层特征 |
| 1.5 物性特征 |
| 1.6 储量计算 |
| 1.7 存在问题及解决方法 |
| 第二章 开发现状及开发效果评价 |
| 2.1 开发历程 |
| 2.1.1 滚动建产能阶段 |
| 2.1.2 注水开发阶段 |
| 2.1.3 水平井开发阶段 |
| 2.1.4 各阶段流线分析 |
| 2.2 开发现状 |
| 2.3 液量、油量变化 |
| 2.4 产量递减状况 |
| 2.5 含水变化 |
| 2.6 能量状况评价 |
| 2.7 采收率评价 |
| 第三章 水平井分类及低效原因分析 |
| 3.1 水平井分类 |
| 3.1.1 根据水驱类型分类 |
| 3.1.2 根据钻井轨迹所在油层位置分类(钻井分类) |
| 3.2 低效水平井定义 |
| 3.2.1 低效水平井定义——多因素 |
| 3.2.2 低效水平井定义——单因素(产量) |
| 3.3 高效井经验总结 |
| 3.4 低效井原因分析 |
| 第四章 区块剩余油分布规律研究 |
| 4.1 数值模拟研究 |
| 4.1.1 模型初始化 |
| 4.1.2 历史拟合 |
| 4.2 剩余油分布 |
| 4.3 潜力分析 |
| 第五章 水平井开采技术政策界限 |
| 5.1 注水开发可行性研究 |
| 5.2 水平井开采技术政策界限研究 |
| 第六章 下步治理对策 |
| 6.1 区块治理 |
| 6.2 分类型治理 |
| 6.3 单井治理 |
| 6.4 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 |
（6）基于DTS数据的底水气藏水平井产出剖面解释模型及实现（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出、研究目的及意义 |
| 1.1.1 问题的提出 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 产出剖面理论计算研究现状 |
| 1.2.2 产出剖面测试工艺研究现状 |
| 1.2.3 分布式光纤传感技术的发展及应用现状 |
| 1.2.4 反演解释方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 论文主要创新点 |
| 第2章 水平井井筒压力温度预测模型 |
| 2.1 水平气井单相压力模型 |
| 2.2 水平井气液两相压力模型 |
| 2.3 水平井井筒温度剖面模型 |
| 2.4 气体物性参数计算方法 |
| 2.4.1 气体定压比热容 |
| 2.4.2 天然气偏差系数 |
| 2.4.3 焦耳-汤姆逊系数 |
| 2.4.4 天然气黏度计算 |
| 2.5 地层水物性参数计算方法 |
| 2.5.1 地层水密度 |
| 2.5.2 地层水黏度 |
| 2.5.3 地层水体积系数 |
| 2.5.4 地层水的焦耳汤姆逊系数 |
| 2.5.5 气水界面张力 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 气藏非等温渗流稳态模型 |
| 3.1 气藏非等温流动模型 |
| 3.1.1 物质平衡方程 |
| 3.1.2 能量平衡方程 |
| 3.1.3 稳态模型有限差分求解法 |
| 3.1.4 稳态模型半解析求解法 |
| 3.2 水平井气藏压力分布模型 |
| 3.2.1 产纯气时地层压力分布 |
| 3.2.2 气水两相地层压力分布 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 水平井与气藏渗流的稳态耦合模型 |
| 4.1 水平井与气藏耦合求解产出剖面 |
| 4.1.1 等温渗流耦合模型推导 |
| 4.1.2 等温耦合模型求解方法 |
| 4.2 水平井与地层非等温耦合模型 |
| 4.2.1 非等温耦合模型的建立 |
| 4.2.2 非等温耦合模型求解方法 |
| 4.3 单相产气温度剖面单因素分析 |
| 4.3.1 水平井产量的影响 |
| 4.3.2 水平渗透率的影响 |
| 4.3.3 地层与流体总导热系数的影响 |
| 4.3.4 天然气相对密度的影响 |
| 4.3.5 井壁绝对粗糙度的影响 |
| 4.3.6 水平井井直径的影响 |
| 4.3.7 水平井轨迹的影响 |
| 4.3.8 钻井污染表皮的影响 |
| 4.3.9 非均质性的影响 |
| 4.4 单相产气温度剖面多因素分析 |
| 4.4.1 正交分析法简介 |
| 4.4.2 试验结果分析法简介 |
| 4.4.3 温度剖面正交试验方案设计与分析 |
| 4.5 气井产水对温度剖面的影响 |
| 4.5.1 均质定产气条件下产水量对温度剖面的影响 |
| 4.5.2 均质定压条件下不同产水量对温度剖面的影响 |
| 4.5.3 非均质定产气条件下产水量对温度剖面的影响 |
| 4.5.4 非均质定压条件下产水量对温度剖面的影响 |
| 4.5.5 不同高渗带位置对温度剖面的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 底水气藏水平井产出剖面解释理论 |
| 5.1 底水锥进突破时间预测模型 |
| 5.1.1 直井底水锥进预测 |
| 5.1.2 水平井底水脊进突破预测 |
| 5.2 水平井产出剖面反演解释方法 |
| 5.2.1 产出剖面反演模型 |
| 5.2.2 产出剖面反演方法 |
| 5.2.3 渗透率分布初始化方法 |
| 5.2.4 水平井产出剖面反演流程 |
| 5.3 底水气藏水平井产出剖面反演评价 |
| 5.3.1 单相气井产出剖面反演 |
| 5.3.2 气水两相产出剖面反演 |
| 5.3.3 DESA反演算法验证 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 水平井产出剖面反演解释系统实现 |
| 6.1 软件开发语言及开发环境介绍 |
| 6.1.1 开发语言简介 |
| 6.1.2 开发环境介绍 |
| 6.2 剖面解释系统结构及实现思路 |
| 6.2.1 解释系统结构说明 |
| 6.2.2 解释系统实现思路 |
| 6.3 软件界面及功能介绍 |
| 6.3.1 启动界面介绍 |
| 6.3.2 软件主界面介绍 |
| 6.3.3 软件工程界面介绍 |
| 6.3.4 数据输入界面介绍 |
| 6.3.5 数据处理界面介绍 |
| 6.3.6 结果显示界面介绍 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 实例应用 |
| 第8章 结论与建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录1 DTS技术概要 |
| 附录2 18种常见纯物质物性参数表 |
| 附录3 BWRS方程中二元交互作用参数表 |
| 附录4 井筒与地层总传热系数 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）渤南探区新生界砂岩储层试井曲线特征分析及产能计算方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文来源、目的及意义 |
| 1.2 国内外技术现状及发展趋势 |
| 1.3 论文主要内容 |
| 1.4 论文创新点 |
| 第2章 渤南探区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.3 油藏特征 |
| 第3章 渤南新生界砂岩储层试井解释模型研究 |
| 3.1 均质储层试井解释模型 |
| 3.2 双重介质试井解释模型 |
| 3.3 双区复合储层试井解释模型 |
| 3.4 低渗透油藏低速非达西渗流数学模型 |
| 第4章 试井资料评价应用实例分析 |
| 4.1 垦利3-2区块 |
| 4.2 垦利6-1区块 |
| 4.3 垦利6-4区块 |
| 4.4 垦利9-1区块 |
| 4.5 垦利9-6区块 |
| 4.6 垦利11-2区块 |
| 4.7 垦利16-1区块 |
| 4.8 各小层试井解释结果和模型统计 |
| 第5章 产能计算方法研究和单井计算 |
| 5.1 产能计算方法研究 |
| 5.2 单井产能计算 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（8）S气顶油藏注气开发方案设计研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注CO_2驱研究现状 |
| 1.2.2 注N_2驱研究现状 |
| 1.2.3 注烃类气体驱研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线 |
| 1.5 本文取得的主要成果 |
| 第二章 油藏地质及开发特征 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏的基本特征 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.1.3 开发现状 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造 |
| 2.2.3 断裂系统 |
| 2.2.4 储层 |
| 2.3 油藏开发特征 |
| 2.3.1 井网情况 |
| 2.3.2 底水能量 |
| 2.3.3 开发单元比较 |
| 2.3.4 储量动用状况 |
| 第三章 注气机理研究 |
| 3.1 气驱可行性分析 |
| 3.2 注入气体类型优选 |
| 3.3 注气机理研究 |
| 3.3.1 混相压力的确定 |
| 3.3.2 注烃类气体混相驱机理 |
| 第四章 数值模拟地质模型与剩余油分布 |
| 4.1 地质模型 |
| 4.2 剩余油分布研究 |
| 4.2.1 储量拟合 |
| 4.2.2 油藏生产历史拟合 |
| 4.2.3 剩余油分布 |
| 第五章 油气水界面运移规律研究 |
| 5.1 油气、油水界面的确定 |
| 5.1.1 原始油气、油水界面的确定 |
| 5.1.2 油气、油水界面的动态变化预测 |
| 5.2 水锥形态的预测 |
| 5.2.1 水锥形态的确定 |
| 5.2.2 公式适用性验证 |
| 5.3 烃类气体驱气窜机理 |
| 5.4 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.4.1 数学模型的建立 |
| 5.4.2 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.5 油层气窜控制方法分析 |
| 第六章 注气方案设计及指标预测 |
| 6.1 开采技术政策 |
| 6.2 方案设计 |
| 6.3 方案对比与优选 |
| 6.3.1 水气交替方案对比 |
| 6.3.2 不同方案累产油对比 |
| 6.3.3 含水率对比 |
| 6.3.4 注水井网与注气井网对比 |
| 6.3.5 方案优选 |
| 6.4 注气方案经济评价 |
| 第七章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）普光气田试井资料评价及产能变化规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 项目完成工作量 |
| 1.5 研究方法和技术路线 |
| 第2章 普光气田地质概况 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 第3章 测试资料品质评价 |
| 3.1 测试工具及测试制度合理性分析 |
| 3.2 压力降落测试资料品质评价 |
| 3.3 井口压力恢复测资料试品质评价 |
| 3.4 井底压力恢复测试资料品质评价 |
| 第4章 普光气田试井资料精细解释与评价 |
| 4.1 气井关井期间井底压力计算方法 |
| 4.2 试井资料精细解释 |
| 4.3 测压资料特征 |
| 第5章 普光气田产能变化规律 |
| 5.1 气井产能测试结果 |
| 5.2 气井产能影响因素 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 个人简介 |
| 参考文献 |
（10）耿X油藏生产动态测井评价研究（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 研究现状 |
| 1.2.1 生产动态测井发展现状 |
| 1.2.2 国内外生产测井解释评价技术现状 |
| 1.2.3 试井测试技术发展现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第二章 工区地质及开发状况 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.2 地层对比及构造特征 |
| 2.2.1 地层对比及含油层系 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.3 沉积微相和砂体展布 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 沉积微相划分 |
| 2.3.3 砂体形态 |
| 2.4 储层性质及渗流特征 |
| 2.4.1 岩性特征 |
| 2.4.2 粒度特征 |
| 2.4.3 油藏埋深及储层厚度 |
| 2.4.4 储层物性 |
| 2.4.5 储层孔隙特征 |
| 2.5 流体性质 |
| 2.6 油藏类型及勘探历程 |
| 2.6.1 油藏类型 |
| 2.6.2 勘探历程及开发方式 |
| 第三章 工区生产测井方法及资料解释技术 |
| 3.1 压力测试 |
| 3.1.1 试井测试方法 |
| 3.1.2 压力恢复测试 |
| 3.1.3 压力资料处理方法 |
| 3.2 注入剖面测井 |
| 3.2.1 注水方式 |
| 3.2.2 注入剖面测井技术系列 |
| 3.2.3 注入剖面测井资料处理方法 |
| 3.3 分注井调配 |
| 3.3.1 分注井调配技术 |
| 3.3.2 分注井调配资料处理 |
| 第四章 生产测井资料处理及应用 |
| 4.1 工区生产测井概况 |
| 4.2 实际资料处理 |
| 4.2.1 压力测试 |
| 4.2.2 吸水剖面测试 |
| 4.2.3 分注井调配 |
| 第五章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 论文的不足 |
| 5.3 生产建议 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、利用生产测井资料预测地层压力分布（论文参考文献）
- [1]川西气区动态监测结果异常原因分析[J]. 袁玥,曾慧,谢丹,张洪凯,漆国权,袁剑,陈瑶. 中外能源, 2022(01)
- [2]普光气田动态产能分析[D]. 杜磊. 长江大学, 2020(02)
- [3]West Karabulak油田主力区水淹层测井评价与剩余油分布研究[D]. 毛晨飞. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]M油藏注伴生气参数优化研究[D]. 张俊珂. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]曲9馆三西部低效水平井开发对策研究[D]. 孟凡薇. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]基于DTS数据的底水气藏水平井产出剖面解释模型及实现[D]. 李亚辉. 西南石油大学, 2018(01)
- [7]渤南探区新生界砂岩储层试井曲线特征分析及产能计算方法研究[D]. 潘晗凌. 长江大学, 2018(01)
- [8]S气顶油藏注气开发方案设计研究[D]. 王冠群. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [9]普光气田试井资料评价及产能变化规律研究[D]. 胥梦迪. 长江大学, 2017(12)
- [10]耿X油藏生产动态测井评价研究[D]. 熊燚. 中国石油大学(华东), 2016(06)