一、濮83块油田二元复合驱油体系研究（论文文献综述）
杨长春[1]（2017）在《高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究》文中进行了进一步梳理本文以哈得逊油田HD4CIII主力油层为研究对象,针对哈得逊油田高温（115℃）高盐（26.9×104mg/L）高钙镁离子（2.02×104mg/L）的恶劣油藏条件、水平井堵水的两大世界级难点问题,主要采用物理模拟实验的方法,对高温高盐油藏水平井稳油控水技术进行了较系统的研究。针对哈得逊油田高温高盐高钙镁离子条件对调堵剂性能的特殊要求,以解决调堵剂注入性与深部封堵能力之间的矛盾,形成了DCA（DVB-co-AM）微球、柔性微球和阳离子微球调堵剂。对DCA微球配方进行了优化;使用非常安全的水替代无水乙醇作为溶剂,利用乳液聚合的方法生产微/纳米DCA微球;改变丙烯酰胺单体的加量,实现了DCA微球亲水性能及自聚集性能的改变;DCA微球具有自聚集特性,在钙离子20000mg/L的模拟地层水中,形成粒径较大的“微球簇”;改变油相中A剂的加量,DCA微球粒径可在200nm102μm范围调控;实现了微球的工业化生产。对三类微球基本性能进行系统评价。DCA微球置于115℃环境180天和150℃环境103天后,结构没有发生降解,具有良好的高温热稳定性;微球材料在油藏温度下放置时间越长,对孔喉的封堵强度越高。从岩心采出端光学显微镜照片及不同位置端面扫描电镜可以看出:三类微球都能注入到油藏深部;实施封堵所用微球的总量仅为水流通道孔隙体积的10-3倍;以岩心注入端阻力系数及阻力系数分布为指标评价微球注入性,三类微球注入性均不是很理想,入口端堵塞“污染”严重,提出了就地聚合DCA（ISP-DCA）微球的技术思路;以岩心注入端残余阻力系数及沿程残余阻力系数分布为指标,三类微球封堵能力大小:DCA微球>阳离子微球>柔性微球;三类微球的残余阻力非均匀系数都大于1,注入端“污染”严重;ISP-DCA微球体系具有较好的注入性,残余阻力非均匀系数小于1;ISP-DCA微球在岩心沿程具有稳定的封堵能力且具有较好的耐冲刷性。攻克了高温乳化性能评价的瓶颈技术。研发了高温乳化动态测试仪,建立了油水乳化能力的评价指标参数乳化系数EI、乳液稳定性的评价指标参数半衰期t1/2,并提出了测试方法;在高温高盐油藏条件下,乳化调驱剂HA乳化系数EI为0.783;130℃条件下,乳化调驱剂HA仍具有较好的乳化能力;HA具有较好的注入性;为实现油藏中的就地乳化,提高表面活性剂溶液与原油的乳化能力为重要指标;剩余油饱和度、注入速度、渗透率是影响乳化调驱剂在油藏中就地乳化的主控因素;只要注入的乳化调驱剂RA-WT在油藏中与剩余油接触,可以形成乳状液,岩心沿程方向上各段阻力系数最高值达75。以解决避免生产井段污染与扩大封堵作用区域之间的矛盾,提出了高温高盐油藏水平井稳油控水技术方向为深部吞吐-堵水复合技术;研制了高温高压水平井模拟装置;实施乳化暂堵的模型降水增油效果明显,乳化助堵可扩大堵水有效作用范围;CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-（ISP-DCA）微球堵水技术方案提高采收率值最高为24.88%,推荐该技术作为哈得逊油田水平井稳油控水优先发展的技术方向;完成了高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案。
张栋[2]（2017）在《非均质油藏剩余油分布规律及逐级调驱技术研究》文中认为非均质油藏注水开发进入高含水期,生产井含水率急剧上升,注入水沿着强水淹层形成水流优势通道,弱、未水淹层内剩余油无法得到有效动用。针对非均质油藏这一开发现状,本文通过对储层微观孔隙结构特征进行研究,明晰非均质油藏剩余油的形成机理。提出基于水淹规律划分剩余油类型的新方法,并利用B-L含水饱和度模型以及电阻率法定量的描述了非均质模型高含水期剩余油的分布规律。为了进一步挖潜非均质模型内不同类型剩余油,提出了以聚合物为主体的多段塞逐级调驱调高采收率技术。通过聚合物在岩心内的流动性实验,明确聚合物在非均质油藏中的应用条件。对不同渗透率级差双管并联模型开展驱油实验,明确由强水淹层向未水淹层逐级调驱提高采收率技术的关键因素,提出了“封堵-调剖-驱油”模式的多段塞逐级调驱提高采收率技术,通过对封堵剂及驱油剂性能评价优选出各级段塞最佳的化学用剂,利用四层非均质模型优选出最佳的段塞组合及各段塞用量。依据电阻率法测定含油饱和度的方法,评价了多段塞逐级调驱技术的开发效果及剩余油分布规律。本文综合运用常规压汞、恒速压汞、铸体薄片、扫描电镜等技术,以大庆油田萨中地区葡Ⅰ组油层为研究对象,表征非均质油藏的微观孔隙结构特征。实验结果表明,随着岩心渗透率升高,平均孔喉半径增大,储层孔喉分布越趋于均匀,孔隙迂回程度降低,孔喉连通情况变好,储层内流体的运移能力变强。在相同注入压差下,油滴更易通过喉道半径大的毛细管,在大孔道内的渗流速度也更快,这种孔隙结构的差异是剩余油形成的重要原因。建立了基于水淹规律的划分剩余油类型新方法,将剩余油定义为四种类型:未波及型、波及不充分型、洗油不充分型和强水洗型。利用Buckley-Leverett含水饱和度模型及电阻率法分别对非均质模型中不同水淹层内的剩余油进行定量的描述。结果表明,非均质模型中强水淹层水驱采出程度达到51%,剩余油饱和度接近残余油饱和度;而未水洗层水驱后采出程度仅有6.7%,仍有大量的连片原油富集。不同渗透率级差的双管并联模型驱油实验结果表明,由强水淹层向未水淹层调驱的关键因素是强化扩大波及体积能力;由中水淹层向未水淹层调驱的关键因素是强化扩大波及体积能力的同时保证驱油体系的洗油效果;由弱水淹层向未水淹层调驱的关键因素是强化驱油体系的洗油能力。因此,提高非均质油藏原油采收率应在封堵强水淹层的基础上进一步调整吸液剖面,最后强化驱油体系的洗油能力。针对非均质油藏高含水期剩余油的分布规律,提出“封堵-调剖-驱油”模式的多段塞逐级调驱提高采收率技术。流动性实验结果表明:相对分子质量为3500×104的HPAM并不能有效的封堵强水淹层。因此有必要研制一种适用于强水淹层的高效封堵体系,配方由3000mg/L AISH1+1000mg/L Cr（CH3COO）3+100mg/L硫脲组成,成胶粘度为11021mPa·s,成胶时间为7天,能够实现非均质油藏强水淹层的深部封堵。在相同的聚合物浓度条件下,相对分子质量越高的聚丙烯酰胺溶液粘度、储存模量及损耗模量越大,本文选择相对分子质量为2500×104的HPAM作为进一步调整吸水剖面的二级段塞。而相对分子质量为1900×104的HPAM与磺基甜菜碱表面活性剂组成的二元复合体系界面张力可达到10-3数量级,可作为逐级调驱技术的三级段塞。通过四层非均质模型优化了“封堵-调剖-驱油”模式的多段塞逐级调驱技术中各级段塞的尺寸,最佳方案在水驱基础上可进一步提高原油采收率19.7%。采用电极法对逐级调驱技术后非均质模型中剩余油分布规律进行描述,“封堵-调剖-洗油”模式的多段塞逐级调驱提高采收率技术对非均质油藏不同水淹层内剩余油均具有较好的开发效果。本文研究成果对非均质油藏高含水期进一步挖潜措施具有重要的指导作用。
李伟涛[3]（2017）在《耐温耐盐软体非均相复合驱油体系相互作用机制研究》文中认为由冻胶分散体和表面活性剂组成的非均相复合驱油体系具有很好的驱油效果,被广泛报道。但是,冻胶分散体和表面活性剂之间的相互作用机制尚未研究清楚,导致在油田现场的应用过程中缺乏一定的理论依据。本文从两种组分之间的界面层微观性质、相互作用力特征以及在多孔介质中的共存方式三个方面对非均相复合驱油体系进行了研究。探究了非均相复合驱油体系界面层上的微观性质,分别考察了不同因素对非均相复合驱油体系的界面张力、界面流变性质的影响,并通过激光扫描共聚焦显微镜观察了非均相复合驱油体系的聚集形态。实验结果表明相比于单一表面活性剂,非均相复合驱油体系的界面张力略有增加,改变温度、pH（酸性条件除外）、NaCl含量等对非均相复合驱油体系的界面张力影响较小;随着冻胶分散体浓度的增加和老化时间的延长,吸附在油水界面膜上的表面活性剂分子减少,使界面扩张模量降低,而增大表面活性剂的浓度使界面扩张模量升高。研究了非均相复合驱油体系的相互作用力特征,考察了非均相复合驱油体系与不同润湿性表面的作用力以及在不同因素影响下的剪切应力,实验结果表明,非均相复合驱油体系与不同水湿性的云母片表面、非均相复合驱油体系之间均存在斥力作用;随着表面活性剂浓度、NaCl含量以及老化时间的增加,非均相复合驱油体系聚集程度增强。揭示了非均相复合驱油体系在多孔介质中的分布规律,通过静态吸附、动态吸附、色谱分离效应、微观可视化以及CT扫描等方法探究了非均相复合驱油体系在多孔介质中的共存方式。静态吸附实验表明冻胶分散体与砂粒存在竞争吸附,减少了表面活性剂的静态吸附量,表面活性剂则能够促进冻胶分散体在砂粒表面的吸附;动态吸附实验说明冻胶分散体使表面活性剂发生液流转向进入到低渗孔喉中,增加了其滞留量;冻胶分散体和表面活性剂由于与储层岩石表面的作用力不同而存在一定程度的色谱分离效应;微观驱替和CT扫描实验揭示了非均相复合驱油体系提高油层采收率的机理。
李海涛[4]（2014）在《杏二西三类油层聚表剂驱数值模拟研究》文中指出杏二西开发区一类油层经过聚驱开发动用程度较高,而二、三类油层以水驱为主,尤其是三类油层动用状况较差,采出程度更低,仍有大量的剩余油留在地下,是进一步增储上产的潜力所在。因此,如何快速有效的开发三类油层,提高三类油层的采收率,成为石油科技工作者一大攻关难题。聚表剂驱作为一种行之有效的三次采油技术方法,近年来在大庆油田进行了聚表剂驱矿场试验,取得了一些成果和认识。为了研究三类油层聚表剂驱的开发效果,本文分析了杏二西区块三类油层地质沉积特点、流体性质及开发状况等,利用Petrel建模软件,对渗透率、孔隙度、有效厚度采用相控属性方法建立了杏二西研究区精细地质模型。在建模结果和生产动态资料的基础上,采用油藏数值模拟的方法对研究区的实际开发状况进行了水驱和聚表剂驱跟踪历史拟合,并对区块的剩余油饱和度分布进行了研究。本文还制定了聚合物驱和聚表剂驱开发方案,对各方案进行了开发效果预测和经济效益评价,最终优选出了最佳的开发方案。结果表明聚合物驱和聚表剂驱都可以高效开发杏二区三类油层,但聚表剂驱的开发效果要明显优于聚合物驱,与常规水驱相比,试验区和中心井区提高采收率分别为13.86%和15.25%。通过本文研究可以看出中低渗透油层聚表剂驱,能够有效改善注水剖面,增加吸水层位和吸水厚度,降水增油效果明显,可提高采收率达10%以上,该项技术对实现大庆油田中低渗透油藏的有效开采提供了实践依据。
孙延波[5]（2013）在《北一区断东主力油层聚驱后二次开发技术研究》文中研究说明主力油层聚合物驱后仍然有近50%原油残留在地下，这些地质储量是大庆油田的优质储量，分布在河道砂发育规模大、油层厚度大和渗透率高的主力油层中。为继续有效地开发这些储量，迫切需要探索主力油层聚驱后进一步提高采收率技术，为大庆油田持续稳产提供技术支撑。通过室内聚表剂粘度稳定性、增粘性、乳化性能、润湿性及聚表剂驱油效果评价研究，确定主力油层聚表剂驱油可行性；通过矿场试验研究主力油层聚驱后剩余油分布情况，主力油层聚驱后聚表剂驱适合的注采井距、合理注入参数、聚表剂驱注采动态变化规律和受效特征，以及聚表剂驱油效果和经济效益分析，确定主力油层聚驱后二次开发方法。通过室内及矿场试验研究取得以下几点认识：一是聚表剂在驱油方面具有动力粘度大、乳化增溶能力强和深部调驱作用突出等多重优于聚合物的特性，大量岩心驱油实验均取得了较好的提高采收率效果；二是建立了聚表剂的质量检测标准和性能评价方法；三是通过缩小井距和发挥聚表剂乳化吸附调堵作用能够有效动用聚驱后厚油层上部及滞留区剩余油，可提高采收率8-10个百分点；四是研究确定了主力油层聚驱后聚表剂驱注入参数渐弱式的跟踪调整方法；五是采出井压裂引效作用突出，注入聚表剂后产液下降50%以上的采出井采取压裂措施可促进受效；六是矿场实践证明了主力油层聚驱后缩小井距聚表剂驱技术可行，吨油开采成本16.8美元/桶，油价65美元时投入产出比1：3.86，经济效益较好。
杨凤华[6]（2012）在《二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究》文中研究表明无碱表面活性剂加聚合物的二元复合驱油体系能与原油形成超低界面张力,相对于三元复合驱来说,配方中去掉了碱,可以最大限度发挥聚合物的粘弹性,减弱腐蚀、结垢现象。研究了无碱表面活性剂理化性能,在试验区油水条件下,对其进行了配伍性、稳定性、抗剪切性、乳化性、流变性、粘弹性等方面的评价,同时从微观进行了提高采收率驱油机理研究,为二元复合驱体系大规模矿场试验提供依据。二元复合驱室内驱油实验提高采收率13个百分点。
杨常胜,唐力,李尧[7]（2012）在《无碱二元复合体系驱油特性研究》文中提出针对高温高盐油藏化学驱的需要,研究了一种无碱二元复合驱油体系。该驱油体系由0.175%缔合聚合物和0.2%高界面活性表面活性剂组成。抗温抗盐性能评价试验表明,在矿化度30000mg/L和温度75℃以下,该体系可以同时获得40mPa.s以上的粘度和超低界面张力。非均质岩心模拟驱油试验证实,水驱达到含水70%时,该二元体系可以继续提高34%的采收率。在化学驱阶段,二元复合驱和聚驱可以获得大致相当的采收率,并且在后续水驱阶段还可以额外贡献约6%的采收率。同时发现采用缔合聚合物的聚驱和二元复合驱有两个明显的含水漏斗。
任刚[8]（2011）在《基于相控模型的精细数值模拟技术研究》文中认为特高含水期油田具有储层动用不均衡、剩余油高度分散、局部富集的特点,油田后期开采难度越来越大,依靠常规挖潜技术很难实现油田的稳油控水。目前精细油藏描述技术已不能满足特高含水期对储层非均质性精细到微相和剩余油量化到井层的要求,为最大限度高效挖潜剩余油,需要发展现有精细油藏描述技术、精细数值模拟方法和调整挖潜技术。本文在精细沉积微相表征技术研究基础上,实现了基于相控模型的精细数值模拟,提出了砂岩油田特高含水期“提液、控水、治理、细分、测调”精细控水挖潜方法,优化了北一区断东高台子特高含水期精细调整挖潜方案和萨中开发区西区二元复合驱注入方案,为油田保持稳产提供了重要的理论和技术支持。取得的研究结果如下：在全面调研水驱和化学驱数学模型及相关商业软件描述的渗流机理及物化现象基础上,确定选取驱油机理完善且能实现水驱和聚合物驱一体化模拟的VIP-polymer软件进行特高含水期水驱和聚合物驱精细数值模拟研究；能实现碱、表面活性剂和聚合物任意二元复合体系的模拟且所需物化参数容易获取的FACS软件进行水驱和聚合物驱后二元复合驱精细数值模拟研究。基于北一区断东高台子储层精细解剖,建立了河流-三角洲沉积微相识别及划分标准和操作流程,形成了以亚相控制、成因约束、模式指导、微相表征为核心的沉积砂体精细识别与描述方法,实现了相渗赋值到微相、测试剖面到单元、剩余油量化到井层。以北一区断东高台子三维精细相控地质模型为基础,开展了精细数值模拟研究,明确了研究区各沉积单元的潜力类型。采用含水率等值图、剩余可动油比例等值图、采出程度等值图、含油饱和度等值图表征了研究区平面剩余油分布；采用精细数值模拟成果的小层含水率、产液比例、吸水比例建立辅助产液剖面和吸水剖面,表征了井和井组纵向动用差异和剩余油的分布；采用小层采出程度表征开发区块各单元储量动用程度和剩余油总量差异。利用储层细分沉积微相和剩余油精细研究成果,提出了以治理高关井、套损井和低效井完善注采关系,注水井细分+浅调改善动用状况,配套实施采油井“提、控”措施为主要技术手段的精细控水挖潜方法,并优化了北一区断东高台子特高含水期精细调整挖潜方案。建立了萨中开发区西区相控地质模型,选用VIP数模软件及FACS复合驱数模软件,结合动态监测资料开展了研究区水驱、聚合物驱和二元复合驱全过程跟踪拟合及预测,定量给出了研究区不同开发阶段剩余油分布,并优化了二元复合驱注入方案。得出结论如下：试验区聚合物驱增油33.32×104t,提高采收率11.82%；聚合物驱后化学驱合理控制条件是：界面张力10-3mN/m,阻力系数≥3；聚合物驱后二元驱试验区可提高采收率5.96%,累增原油16.48×104t；中心井区可提高采收率6.3%,累增原油4.33×104t；二元复合驱在经济和技术上都优于单一聚合物驱。本文对于特高含水期油田剩余油精细挖潜、二元复合驱注入方案优化及聚合物驱后油田进一步挖潜剩余油具有重要的理论价值和指导意义。
唐放[9]（2010）在《沈采静6759块SP二元复合驱方案优化研究》文中研究表明目前,我国绝大多数砂岩油田经长期注水开发已进入特高含水期阶段。针对这一类油田,化学驱油技术能够有效的提高油田的最终采收率。SP（表面活性剂/聚合物）二元复合驱作为化学驱油技术方法之一,由于其自身的技术特点优势,近年来,得到了广泛的研究和应用。二元复合驱能够比聚合物驱多采出由于界面张力降低而采出的油,在化学剂成本相同的情况下,可达到与三元复合体系相同的驱油效果,同时还能够减少乳化对产能以及乳化液处理所带来的负面影响,消除三元复合驱中含碱所带来的结垢等一系列问题。本文以沈采静6759块为例,先在对目的区块水驱开发现状综合评价的基础上,通过数值模拟方法开展了剩余油分布研究,找出了剩余油富集的潜力区,并总结了剩余油分布规律。然后通过模糊数学评价方法优选出区块适合化学驱的主力油层,利用已建立的地质模型以及目前井网条件,针对主力油层进行化学剂（包括聚驱和二元复合驱）注入参数的优选工作,在与聚合物驱开发效果对比之后,得出SP二元复合驱开发效果优于聚驱的结论。最后,结合剩余油分布情况,采用二元复合体系,制定了加密井方案和新井网方案,通过预测开发效果对比,优选出最佳方案,并进行方案经济评价及风险分析。通过论文研究,探索了以特高含水期油田为目标的二元复合驱开发方式,为特高含水期油田后续发展提供了实践经验和理论依据。
吴凤琴[10]（2009）在《松辽盆地萨中油田二三类油层聚表剂驱油试验研究》文中研究说明目前油田应用三元化学复合驱油技术能够实现油水超低界面张力,同时保持注入流体粘度,大幅度提高采收率。但是,不同组份化学剂的混合物在油藏多孔介质中的吸附、扩散和运移等性能特征差异较大,导致在油藏孔隙中驱油时的“色谱效应”,使用了强碱助剂时,采出过程中诸多环节产生严重结垢,给生产管理带来了困难。因此目前研制了一种适合不同油藏条件的新型聚合物-多元接枝聚表剂,简称聚表剂。这种新型一元驱替剂,是在聚丙烯酰胺支链上嫁接多种功能基团,使其具有自交联增粘、乳化增溶、抗剪切、抗盐功能,驱油性能优于普通聚合物。本文结合聚表剂理化性能室内实验研究和矿场试验结果,阐明了聚表剂驱油性能和效果。室内研究表明:与普通聚合物比较,聚表剂驱油体系增粘能力强,吸附、堵塞能力强;聚表剂具有活性成分,有较强的乳化原油能力;聚表剂溶液能够改变岩石的润湿性,驱替及乳化水驱后残余油。3年多的现场试验证明:中低渗透油层聚表剂驱,能够有效改善注水剖面,增加吸水层位和吸水厚度;在二三类油层水驱开采达到100%极限含水条件下,聚表剂驱油见到了明显降水增油效果,聚表剂驱后提高采收率可达18%以上,该项技术对实现大庆油田中低渗透油藏的有效开采,提供了实践依据。
二、濮83块油田二元复合驱油体系研究（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、濮83块油田二元复合驱油体系研究（论文提纲范文）
（1）高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 高温高盐油藏开发技术概况 |
| 1.1.1 高温高盐油藏的划分 |
| 1.1.2 高温高盐油藏开采技术现状 |
| 1.1.3 我国高温高盐油藏开发面临的挑战 |
| 1.2 高温高盐油藏提高采收率技术进展 |
| 1.2.1 高温高盐油藏化学驱油剂研究进展 |
| 1.2.2 高温高盐油藏调剖剂研究进展 |
| 1.2.3 高温高盐油藏提高采收率矿场试验 |
| 1.2.4 高温高盐油藏提高采收率的关键问题 |
| 1.3 水平井控水增油技术现状 |
| 1.3.1 水平井在我国油气开采中的应用 |
| 1.3.2 水平井采油的技术难点 |
| 1.3.3 水平井堵水技术 |
| 1.4 论文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 耐温耐盐微球调堵剂研发及优选 |
| 2.1 DCA微球堵剂的研发 |
| 2.1.1 DCA微球配方的优化 |
| 2.1.2 DCA微球性能控制方法 |
| 2.1.3 DCA微球粒径控制方法 |
| 2.1.4 DCA微球制备工艺优化 |
| 2.1.5 DCA微球中试与工业化生产 |
| 2.2 微球堵剂的耐温性 |
| 2.2.1 分散于水中微球的高温热稳定性 |
| 2.2.2 微球材料的高温热稳定性 |
| 2.3 微球堵剂在岩心中的注入性 |
| 2.3.1 三类微球的注入性 |
| 2.3.2 微球材料用量与封堵效果的关系 |
| 2.3.3 以阻力系数为指标评价三类微球注入性 |
| 2.3.4 以阻力系数分布为指标评价三类微球注入性 |
| 2.4 微球堵剂对水流通道的封堵能力及其在岩心中的分布 |
| 2.4.1 以残余阻力系数为指标评价三类微球的封堵能力 |
| 2.4.2 以残余阻力系数分布为指标评价三类微球在油藏深部的封堵能力 |
| 2.4.3 以残余阻力非均匀系数评价调堵剂实现深部调剖堵水的可能性 |
| 2.4.4 以残余阻力系数的动态变化评价封堵的稳定性 |
| 2.4.5 微球注入性和在油藏深部封堵能力综合分析 |
| 2.5 油藏就地聚合的DCA微球注入性改进 |
| 2.5.1 就地聚合DCA微球配方改进 |
| 2.5.2 ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.3 以阻力系数分布评价ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.4 ISP-DCA微球在岩心中的封堵能力 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 耐温耐盐乳化调驱剂研发 |
| 3.1 高温乳化动态测试仪及评价方法 |
| 3.1.1 油水乳化性能评价方法研究概况 |
| 3.1.2 高温乳化动态测试仪 |
| 3.1.3 乳化能力及乳液稳定性的表征方法 |
| 3.2 乳化调堵剂的筛选与复配 |
| 3.2.1 表面活性剂与高矿化度高钙镁离子水的配伍性 |
| 3.2.2 表面活性剂的耐盐性 |
| 3.2.3 耐温耐盐乳化调驱剂的复配 |
| 3.2.4 乳化调驱剂耐温性评价 |
| 3.3 就地乳化调堵剂性能 |
| 3.3.1 乳化剂在岩心中的注入性 |
| 3.3.2 乳化剂在驱油过程中与原油的乳化 |
| 3.3.3 岩心中油水就地乳化对水流通道的封堵能力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术 |
| 4.1 水平井深部吞吐-堵水技术关键问题 |
| 4.1.1 常规水平井堵水技术的关键问题 |
| 4.1.2 常规吞吐技术的关键问题 |
| 4.1.3 建立了水平井深部吞吐-堵水的技术思路 |
| 4.1.4 研究方法简介 |
| 4.2 水平井深部吞吐-堵水关键技术难点的突破 |
| 4.2.1 堵剂注入与封堵的选择性 |
| 4.2.2 乳化助堵扩大堵水有效作用范围 |
| 4.3 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术优选 |
| 4.3.1 CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.2 CH4深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.3 乳化剂HA深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.4 乳化剂RA-WT深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.5 水平井深部吞吐-堵水复合技术综合评价 |
| 4.4 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案 |
| 4.4.1 矿场试验用剂的准备 |
| 4.4.2 高温高盐油藏水平井堵水选井 |
| 4.4.3 HD4-32H矿场试验施工方案设计 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5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 |
（2）非均质油藏剩余油分布规律及逐级调驱技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 本文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究概况 |
| 1.2.1 非均质油藏剩余油分布规律研究现状 |
| 1.2.2 非均质油藏提高采收率技术研究现状 |
| 1.3 研究中存在的问题 |
| 1.4 本文主要研究内容 |
| 第二章 储层微观孔隙结构特征及剩余油形成机理研究 |
| 2.1 常规压汞法分析孔隙结构参数与渗透率相关性 |
| 2.1.1 常规压汞原理及实验步骤 |
| 2.1.2 孔隙结构特征参数与渗透率的相关性 |
| 2.2 基于多项技术的不同渗透率岩心孔隙结构差异研究 |
| 2.2.1 常规压汞法分析孔隙结构差异 |
| 2.2.2 恒速压汞法分析孔隙结构差异 |
| 2.2.3 铸体薄片技术分析孔隙结构差异 |
| 2.2.4 扫描电镜技术分析孔隙结构差异 |
| 2.3 水驱后不同渗透率岩心孔隙结构参数变化 |
| 2.3.1 实验条件 |
| 2.3.2 孔隙结构参数变化 |
| 2.4 水驱后微观剩余油形成机理及赋存状态 |
| 2.4.1 微观孔隙介质内流体受力分析 |
| 2.4.2 微观孔隙介质内流体渗流特征 |
| 2.4.3 微观剩余油的赋存状态 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 非均质油藏高含水期宏观剩余油分布规律研究 |
| 3.1 基于水淹规律划分剩余油类型 |
| 3.1.1 划分剩余油类型的标准 |
| 3.1.2 划分剩余油类型的改进方法 |
| 3.1.3 划分剩余油类型的改进标准 |
| 3.2 基于B-L模型的宏观剩余油分布规律研究 |
| 3.2.1 B-L含水饱和度模型的建立与求解 |
| 3.2.2 不同水淹层内宏观剩余油分布规律 |
| 3.3 基于电极法的宏观剩余油分布规律研究 |
| 3.3.1 非均质模型电阻-含油饱和度关系的建立 |
| 3.3.2 不同水淹层内宏观剩余油分布规律 |
| 3.4 水驱后宏观剩余油的赋存状态 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 聚合物与不同渗透率储层的匹配关系 |
| 4.1 实验条件 |
| 4.2 聚合物与储层匹配关系判定方法 |
| 4.3 聚合物与不同渗透率储层的匹配结果分析 |
| 4.3.1 聚合物与非均质模型强水淹层的匹配关系 |
| 4.3.2 聚合物与非均质模型中水淹层的匹配关系 |
| 4.3.3 聚合物与非均质模型弱水淹层的匹配关系 |
| 4.3.4 聚合物与非均质模型未水淹层的匹配关系 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 逐级调驱体系性能评价 |
| 5.1 高效封堵剂的研制及其封堵性能评价 |
| 5.1.1 聚合物凝胶深部封堵机理 |
| 5.1.2 封堵剂成胶性能评价 |
| 5.1.3 封堵剂封堵性能评价 |
| 5.2 聚合物溶液的粘弹性评价 |
| 5.2.1 聚合物溶液的粘度 |
| 5.2.2 聚合物溶液的弹性 |
| 5.3 二元复合体系界面张力评价 |
| 5.3.1 界面张力机理的建立 |
| 5.3.2 界面张力实验条件 |
| 5.3.3 二元复合体系的界面张力实验结果 |
| 5.3.4 静态吸附对复合体系界面张力的影响 |
| 5.3.5 动态吸附对复合体系界面张力的影响 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 非均质油藏逐级调驱技术提高采收率关键因素研究 |
| 6.1 逐级调驱技术提高采收率机理 |
| 6.1.1 逐级调驱技术提高采收率的宏观机理 |
| 6.1.2 逐级调驱技术提高采收率的微观机理 |
| 6.2 逐级调驱技术提高采收率关键因素研究 |
| 6.2.1 实验方案设计 |
| 6.2.2 强水淹层向未水淹层调驱关键因素分析 |
| 6.2.3 中水淹层向未水淹层调驱关键因素分析 |
| 6.2.4 弱水淹层向未水淹层调驱关键因素分析 |
| 6.3 本章小结 |
| 第七章 非均质油藏多段塞逐级调驱体系驱油效果评价 |
| 7.1 多段塞逐级调驱技术驱油效果评价 |
| 7.1.1 实验条件及程序 |
| 7.1.2 模型的设计 |
| 7.1.3 封堵段塞对非均质油藏采收率影响 |
| 7.1.4 调驱段塞对非均质油藏采收率影响 |
| 7.1.5 洗油段塞对非均质油藏采收率影响 |
| 7.1.6 多段塞逐级调驱体系各级段塞尺寸优化 |
| 7.2 非均质模型逐级调驱技术剩余油分布规律研究 |
| 7.2.1 模型的设计 |
| 7.2.2 采出程度 |
| 7.2.3 剩余油分布规律 |
| 7.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 参与科研项目情况 |
| 致谢 |
（3）耐温耐盐软体非均相复合驱油体系相互作用机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的背景与意义 |
| 1.2 耐温耐盐复合驱油体系研究现状 |
| 1.2.1 聚合物/表面活性剂复合驱油体系 |
| 1.2.2 预交联颗粒/表面活性剂非均相复合驱油体系 |
| 1.2.3 改性二氧化硅/表面活性剂非均相复合驱油体系 |
| 1.2.4 冻胶分散体/表面活性剂非均相复合驱油体系 |
| 1.3 研究内容 |
| 第二章 软体非均相复合驱油体系的界面层性质 |
| 2.1 非均相复合驱油体系的界面张力研究 |
| 2.1.1 颗粒聚结的影响 |
| 2.1.2 温度的影响 |
| 2.1.3 矿化度的影响 |
| 2.1.4 pH的影响 |
| 2.2 非均相复合驱油体系的界面流变研究 |
| 2.2.1 DPG浓度对体系界面流变的影响 |
| 2.2.2 表面活性剂浓度对体系界面流变的影响 |
| 2.2.3 老化时间对体系界面流变的影响 |
| 2.3 非均相复合驱油体系的微观形态研究 |
| 2.3.1 THSB表面活性剂对非均相复合驱油体系聚集状态的影响 |
| 2.3.2 老化时间对非均相复合驱油体系聚集形态的影响 |
| 2.3.3 NaCl对非均相复合驱油体系聚集状态的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 软体非均相复合驱油体系的相互作用力特征 |
| 3.1 非均相复合体系的作用力特征 |
| 3.1.1 软体非均相复合驱油体系吸附膜粗糙度分析 |
| 3.1.2 软体非均相复合驱油体系作用力特征分析 |
| 3.2 非均相复合驱油体系的存在状态研究 |
| 3.2.1 冻胶分散体浓度对复合驱油体系存在状态的影响 |
| 3.2.2 表面活性剂浓度对复合驱油体系存在状态的影响 |
| 3.2.3 矿化度对复合驱油体系存在状态的影响 |
| 3.2.4 老化时间对复合驱油体系存在状态的影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 软体非均相复合驱油体系在多孔介质中的共存方式 |
| 4.1 非均相复合驱油体系的滞留规律研究 |
| 4.1.1 非均相复合驱油体系的静态吸附 |
| 4.1.2 非均相复合驱油体系的动态吸附 |
| 4.1.3 非均相复合驱油体系的微观滞留状态 |
| 4.2 非均相复合驱油体系的色谱分离效应 |
| 4.2.1 渗透率对非均相复合驱油体系色谱分离效应的影响 |
| 4.2.2 DPG浓度对非均相复合驱油体系色谱分离效应的影响 |
| 4.2.3 渗流距离对非均相复合驱油体系色谱分离效应的影响 |
| 4.3 非均相复合驱油体系在多孔介质中的存在方式 |
| 4.3.1 微观可视化研究非均相复合驱油体系的存在状态 |
| 4.3.2 CT扫描研究非均相复合驱油体系的存在状态 |
| 4.3.3 核磁共振研究非均相复合驱油体系的存在状体 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（4）杏二西三类油层聚表剂驱数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 试验区概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 区域构造特征 |
| 1.1.2 储层特征 |
| 1.1.3 储集空间特征 |
| 1.1.4 流体性质 |
| 1.1.5 渗流物理特征 |
| 1.1.6 油藏压力、温度及油藏类型 |
| 1.1.7 开发简史 |
| 1.1.8 套损状况 |
| 1.2 目的层精细描述 |
| 1.2.1 油层沉积状况 |
| 1.2.2 砂体有效厚度钻遇情况 |
| 1.2.3 砂体接触类型 |
| 1.2.4 试验区聚驱控制程度 |
| 第二章 试验区地质模型的建立 |
| 2.1 基础数据准备 |
| 2.2 建立试验区储层三维构造模型 |
| 2.3 建立试验区沉积相模型 |
| 2.3.1 沉积相建模方法 |
| 2.3.2 建立相模型 |
| 2.3.3 建立试验区三维相控属性模型 |
| 第三章 试验区水驱阶段历史拟合 |
| 3.1 数值模拟地质模型的粗化 |
| 3.2 历史拟合 |
| 3.2.1 压力拟合 |
| 3.2.2 含水率拟合 |
| 3.3 历史拟合结果 |
| 3.3.1 地质储量拟合结果 |
| 3.3.2 产液量拟合结果 |
| 3.3.3 地层压力拟合结果 |
| 3.3.4 含水率拟合结果 |
| 3.3.5 采出程度拟合结果 |
| 3.4 水驱剩余油分布研究 |
| 第四章 试验区聚表剂驱阶段跟踪历史拟合 |
| 4.1 CMG软件介绍及实现方法 |
| 4.2 历史拟合结果 |
| 4.2.1 杏五中试验区聚表剂驱阶段历史拟合 |
| 4.2.2 杏二西试验区聚表剂驱阶段跟踪历史拟合 |
| 4.2.2.1 产液量拟合结果 |
| 4.2.2.2 含水率拟合结果 |
| 第五章 试验区数值模拟预测 |
| 5.1 水驱开发效果预测 |
| 5.2 聚合物驱开发效果预测 |
| 5.2.1 方案设计 |
| 5.2.2 开发指标预测 |
| 5.3 聚表剂驱开发效果预测 |
| 5.3.1 试验方案设计 |
| 5.3.2 聚表剂驱不同开发方案下开发指标预测 |
| 5.3.3 经济评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 中文详细摘要 |
（5）北一区断东主力油层聚驱后二次开发技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 课题背景及研究意义 |
| 0.2 三次采油技术国内外发展现状 |
| 0.3 试验技术国内外现状（技术指标）及发展趋势 |
| 0.4 本论文研究内容 |
| 第一章 聚表剂性能室内研究 |
| 1.1 粘度稳定性 |
| 1.2 增粘性 |
| 1.3 乳化增溶性 |
| 1.4 抗盐性 |
| 1.5 流变性 |
| 1.6 吸附性 |
| 1.7 润湿性 |
| 1.8 界面张力 |
| 1.9 聚表剂驱岩心驱油实验研究 |
| 1.9.1 不同浓度聚表剂驱对驱油效率的影响 |
| 1.9.2 聚表剂段塞大小对驱油效率的影响 |
| 1.9.3 不同段塞组合注入方式驱替实验 |
| 第二章 主力油层聚驱后聚表剂驱油试验方案的编制 |
| 2.1 试验区概况 |
| 2.1.1 试验区的选择 |
| 2.1.2 试验区基本概况 |
| 2.2 试验区地质特征 |
| 2.2.1 试验区域构造特征 |
| 2.2.2 储层特征 |
| 2.2.3 储层岩性和储层空间类型 |
| 2.2.4 流体性质 |
| 2.2.5 渗流物理特征 |
| 2.2.6 油藏压力与温度 |
| 2.3 油藏精细描述 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 油层发育状况 |
| 2.3.3 储层的非均质特征 |
| 2.3.4 隔夹层发育特征 |
| 2.4 主力油层聚驱后剩余油分布规律研究 |
| 2.4.1 油层水淹状况及剩余油分布 |
| 2.4.2 剩余油分布类型 |
| 2.5 试验对象、层段组合与井网部署 |
| 2.5.1 试验对象、层系组合 |
| 2.5.2 井网部署 |
| 2.6 聚表剂注入方案的确立 |
| 2.6.1 注入速度的确定 |
| 2.6.2 注入浓度设计 |
| 2.6.3 注入段塞设计 |
| 第三章 聚表剂驱油试验方案实施及取得认识 |
| 3.1 方案实施及主要做法 |
| 3.1.1 试验区主要工作量完成情况 |
| 3.1.2 试验过程中的主要做法 |
| 3.2 试验取得认识及成果 |
| 3.2.1 聚表剂质量检测标准及性能评价方法研究 |
| 3.2.2 聚表剂性能检测方法研究 |
| 3.2.3 聚表剂驱微观驱油机理研究 |
| 3.2.4 主力油层聚驱后聚表剂驱合理井距研究 |
| 3.2.5 主力油层聚驱后聚表剂驱动态变化规律研究 |
| 3.2.6 主力油层聚驱后聚表剂驱跟踪调整技术研究 |
| 3.2.7 聚表剂驱驱油效果研究 |
| 第四章 聚表剂驱效益分析及应用前景 |
| 4.1 效益分析 |
| 4.2 应用前景 |
| 结论 |
| 附图 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（6）二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究（论文提纲范文）
| 1 实验部分 |
| 1.1 实验材料 |
| 1.2 实验仪器 |
| 2 结果与讨论 |
| 2.1 表面活性剂理化性能 |
| 2.2 表面活性剂应用性能 |
| 2.2.1 表面活性剂与聚合物配伍性 |
| 2.2.2 SP体系与萨中地区不同油水的配伍性 |
| 2.2.3 SP体系粘度和界面张力的稳定性 |
| 2.2.4 SP体系抗盐性能 |
| 2.2.5 SP体系抗硬水性能 |
| 2.2.6 SP体系抗剪切性 |
| 2.2.7 SP体系耐温性能 |
| 2.2.8 SP体系乳化性能 |
| 2.2.9 SP体系吸附性能 |
| 2.2.10 驱油实验 |
| 2.3 微观驱油机理[4-9] |
| 2.3.1 界面张力对聚驱后剩余油驱替效果机理研究 |
| 2.3.2 乳状液微观驱油机理研究 |
| 2.3.3 一元、SP体系驱油效果及机理研究 |
| 3 结论 |
（7）无碱二元复合体系驱油特性研究（论文提纲范文）
| 1 试验材料与方法 |
| 1.1 化学试剂及仪器 |
| 1.2 溶液配制方法 |
| 1.3 粘度测量方法 |
| 1.4 界面张力测量方法 |
| 1.5 室内模拟驱油试验 |
| 2 结果与讨论 |
| 2.1 聚表二元体系的抗盐性能 |
| 2.2 聚表二元体系的抗温性能 |
| 2.3 聚表二元体系的驱油特征 |
| 3 结 论 |
（8）基于相控模型的精细数值模拟技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 本文研究的目的意义 |
| 1.2 油藏数值模拟的国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外油藏数值模拟发展简介 |
| 1.2.2 国内油藏数值模拟发展简介 |
| 1.2.3 油藏数值模拟现状与发展趋势 |
| 1.3 水驱及化学驱研究现状 |
| 1.3.1 水驱 |
| 1.3.2 聚合物驱 |
| 1.3.3 二元复合驱 |
| 1.3.4 三元复合驱 |
| 1.4 本文研究内容 |
| 第二章 水驱和化学驱数学模型 |
| 2.1 水驱数学模型 |
| 2.2 聚合物驱数学模型 |
| 2.3 二元复合驱数学模型 |
| 2.3.1 基本假设条件 |
| 2.3.2 基本方程 |
| 2.3.3 辅助方程 |
| 2.3.4 定解条件 |
| 2.3.5 相关物化参数的计算方法 |
| 2.4 三元复合驱数学模型 |
| 2.5 各软件适用性分析 |
| 第三章 特高含水期水驱精细调整挖潜研究 |
| 3.1 研究区基本情况 |
| 3.1.1 研究区开发历程 |
| 3.1.2 精细挖潜前存在问题 |
| 3.2 精细油藏研究方法 |
| 3.2.1 精细储层描述方法 |
| 3.2.2 精细地质建模方法 |
| 3.2.3 精细数值模拟方法 |
| 3.3 精细挖潜技术及方案优化 |
| 3.3.1 精细调整技术 |
| 3.3.2 精细调整挖潜方案优化 |
| 3.4 精细调整挖潜做法 |
| 3.4.1 注水井精细调整方法 |
| 3.4.2 采油井精细挖潜方法 |
| 3.4.3 注水产液结构优化方法 |
| 3.4.4 油水井精细挖潜技术措施标准 |
| 3.5 油田精细开发指标评价体系建立 |
| 3.5.1 水驱调整挖潜评价体系 |
| 3.5.2 水质管理指标评价体系 |
| 3.5.3 精细测试调整指标评价体系 |
| 3.6 精细挖潜效果及经济效益评价 |
| 3.6.1 精细挖潜效果 |
| 3.6.2 经济效益评价 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 二元试验区剩余油分析方法研究 |
| 4.1 试验区概况 |
| 4.1.1 试验区地质特征 |
| 4.1.2 油藏描述 |
| 4.1.3 试验区开发简况 |
| 4.2 数模物化参数敏感性研究 |
| 4.2.1 模型建立 |
| 4.2.2 聚合物参数敏感性研究 |
| 4.2.3 表活剂参数敏感性研究 |
| 4.3 数值模拟研究 |
| 4.3.1 软件功能及特点 |
| 4.3.2 研究思路与方法 |
| 4.3.3 拟合难点及措施 |
| 4.3.4 历史拟合 |
| 4.4 典型区块方案优化 |
| 4.4.1 物化参数确定 |
| 4.4.2 优化设计方法 |
| 4.4.3 注入参数优化 |
| 4.4.4 注入方案优化结果 |
| 4.4.5 方案指标预测 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 参加科研项目情况 |
| 获奖情况 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（9）沈采静6759块SP二元复合驱方案优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 油藏概况 |
| 1.1 区域地质概况 |
| 1.2 研究区概况 |
| 1.3 勘探历程 |
| 第二章 开发现状综合评价 |
| 2.1 开发历程 |
| 2.2 开发阶段划分及其开采特点 |
| 2.3 注水开发现状评价 |
| 2.3.1 水驱采收率评价 |
| 2.3.2 综合含水评价 |
| 2.3.3 注水利用率分析 |
| 2.3.4 井网适应性及储量动用情况评价 |
| 2.3.5 含水上升率评价 |
| 2.3.6 综合递减率评价 |
| 2.3.7 合理注采井数比分析 |
| 2.3.8 压力水平评价 |
| 第三章 数值模拟研究 |
| 3.1 模拟模型的选择 |
| 3.2 实验区网格划分 |
| 3.3 静态数据插值计算 |
| 3.4 流体性质及其分区 |
| 3.5 地层流体高压物性 |
| 3.6 油田生产动态数据 |
| 3.7 历史拟合 |
| 3.7.1 地质储量拟合 |
| 3.7.2 采出程度拟合 |
| 3.7.3 水驱阶段含水率拟合 |
| 3.8 剩余油分布规律 |
| 第四章 化学驱主力油层优选 |
| 4.1 评价参数的选择 |
| 4.2 模糊数学评价方法 |
| 第五章 化学剂注入参数优选及最优方案确定 |
| 5.1 聚合物驱注入参数优选 |
| 5.1.1 注入时机的确定 |
| 5.1.2 注入速度的确定 |
| 5.1.3 注入浓度的确定 |
| 5.1.4 注入量的确定 |
| 5.2 二元复合驱注入参数优选 |
| 5.2.1 调剖时机的确定 |
| 5.2.2 注入时机的确定 |
| 5.2.3 二元体系聚合物注入浓度的确定 |
| 5.2.4 化学剂用量的确定 |
| 5.3 化学剂驱油方式对比分析 |
| 第六章 加密井方案的确定 |
| 6.1 方案制定 |
| 6.2 方案对比分析 |
| 第七章 新井网方案的确定 |
| 7.1 方案制定 |
| 7.2 方案对比分析 |
| 第八章 经济评价及风险分析 |
| 8.1 加密井方案经济评价及风险分析 |
| 8.2 新井网方案经济评价及风险分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）松辽盆地萨中油田二三类油层聚表剂驱油试验研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 目次 |
| 1 绪论 |
| 1.1 试验背景及研究意义 |
| 1.2 三次采油技术国内外发展现状 |
| 1.3 本论文研究内容 |
| 2 聚表剂室内研究评价 |
| 2.1 聚表剂理化性能评价 |
| 2.2 聚表剂粘度稳定性评价 |
| 2.3 聚表剂增粘性能评价 |
| 2.4 聚表剂乳化增溶性能 |
| 2.5 聚表剂的流变性评价 |
| 2.6 聚表剂的界面张力研究 |
| 2.7 聚表剂乳状液类型及粒径分析研究 |
| 2.8 聚表剂对油层岩石润湿性影响研究 |
| 2.9 聚表剂驱油效果评价 |
| 3 聚表剂驱油试验方案的编制 |
| 3.1 试验区概况 |
| 3.2 试验区地质特征 |
| 3.3 油层发育特点 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 3.5 聚表剂注入方案的确定 |
| 4 聚表剂驱油试验方案的实施及驱油效果 |
| 4.1 试验进展情况 |
| 4.2 试验取得的阶段认识 |
| 4.2.1 聚表剂驱注入能力较强 |
| 4.2.2 从动用状况看,聚表剂驱表现出明显的剖面改善作用 |
| 4.2.3 Ⅲ型聚表剂驱也表现出较强的堵塞能力 |
| 4.2.4 采出井压裂增产措施取得较好效果 |
| 4.2.5 聚表剂驱取得较好的增油降水效果 |
| 5 聚表剂驱油经济评价结果 |
| 5.1 数值模拟研究 |
| 5.2 不同化学剂驱经济效益评价 |
| 5.3 油田应用前景 |
| 6 结论 |
| 附图 |
| 参考文献 |
| 作者简介 |
四、濮83块油田二元复合驱油体系研究（论文参考文献）
- [1]高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究[D]. 杨长春. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [2]非均质油藏剩余油分布规律及逐级调驱技术研究[D]. 张栋. 东北石油大学, 2017(08)
- [3]耐温耐盐软体非均相复合驱油体系相互作用机制研究[D]. 李伟涛. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [4]杏二西三类油层聚表剂驱数值模拟研究[D]. 李海涛. 东北石油大学, 2014(07)
- [5]北一区断东主力油层聚驱后二次开发技术研究[D]. 孙延波. 东北石油大学, 2013(12)
- [6]二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究[J]. 杨凤华. 石油地质与工程, 2012(01)
- [7]无碱二元复合体系驱油特性研究[J]. 杨常胜,唐力,李尧. 石油天然气学报, 2012(01)
- [8]基于相控模型的精细数值模拟技术研究[D]. 任刚. 东北石油大学, 2011(02)
- [9]沈采静6759块SP二元复合驱方案优化研究[D]. 唐放. 大庆石油学院, 2010(06)
- [10]松辽盆地萨中油田二三类油层聚表剂驱油试验研究[D]. 吴凤琴. 浙江大学, 2009(S1)