一、多次冲压酸化工艺在宝浪油田的改进与应用（论文文献综述）
李旭光,孙林,陈维余,熊培祺,杨淼[1]（2021）在《水力冲击压裂技术地面打靶模拟实验研究》文中进行了进一步梳理为确保水力冲击压裂技术安全高效应用于海上油田,根据水力冲击压裂作用原理,设计了水力冲击压裂地面打靶模拟实验装置,同时建立了实验数学模型,对技术造缝情况及增压效果进行了直观实验模拟。实验结果表明,水力冲击压裂技术增压效果明显,峰值压力监测值与建立的实验数学模型模拟值相对误差小于5%,验证了地面模拟实验装置的合理性及数学模型的准确性;三组水泥靶实验后均形成了贯穿靶体的两条对称裂缝,直观验证了水力冲击压裂技术的造缝效果。研究成果为海上油田矿场应用峰值压力设计及冲击片破裂压力设计提供了重要理论依据,对丰富海上油田低渗储层增产技术手段具有重要指导意义。
孙林,杨万有,黄波,李旭光,熊培祺[2]（2021）在《海上油田水力冲击压裂酸化技术研究与试验》文中提出为解决海上油田增产技术措施单一的问题,进行了水力冲击压裂与酸化联作技术研究与试验。基于可压缩形式的纳维-斯托克斯方程和连续性方程建立了水力冲击压裂压力波模型,编制了高精度模拟软件,优化设计了海上油田?244.5及?177.8 mm套管井的耐酸联作工具,并对冲击片和冲击室等部件进行改进,从而提高工具的稳定性、安全性以及耐酸性能;进行了套管及作业管柱的安全校核,并给定了适合的峰值压力控制范围;研发的强溶蚀酸液体系的现场岩屑溶蚀率可达42.07%～43.13%,动态驱替试验的渗透率为驱替前的1.57～1.76倍。开展的技术验证试验结果验证了技术破岩效果、软件模拟精度以及酸液的优良性能。研究成果可以进一步强化该技术在海上油田的改造效果,并提高技术模拟的精度和安全性,对类似油田的开发具有一定的借鉴意义。
邹信波,刘帅,江任开,杨光,段铮,匡腊梅,孙林,李旭光[3]（2021）在《水动力压裂技术在海上油田应用的可行性分析》文中指出中国海上油田低渗储层储量大,但受储层多近水、平台空间受限、作业成本高等因素限制,现有储层改造技术难以实现经济开发或难以规模化实施。为解决这一问题,论证一种不受因素限制的水动力压裂技术在海上油田应用的可行性,对其技术原理、技术应用、作用机理和技术现状方面进行阐述,再从储层、工艺、经济三个方面进行技术可行性分析。分析认为,水动力压裂技术在海上油田具有较大的应用前景,提出了未来海上油田技术攻关的四个方向,即:一趟管柱多级水动力压裂技术、研发适合?244.48 mm或?177.8 mm套管尺寸水力冲击器、海上油田工艺安全性研究和水动力压力及裂缝模拟与检测。该分析结果对中国海上低渗油田以及类似油田的开发具有借鉴指导意义。
王勇,王尔珍,隋蕾,张顶学,高伟[4]（2020）在《镇北长8油藏缓速酸冲压酸化增注技术研究及应用》文中研究表明针对镇北油田长8注水井注水压力高且逐年上升,欠注严重,酸化增注效果差且有效期短的问题,提出了缓速酸冲压酸化工艺。运用水力冲压产生微裂缝,再用缓速酸进行酸化。根据区块的物性和储层伤害因素的分析,优选出了缓速酸的酸液体系为8%（w）HCl+3%（w）HF+1%（w）HBF4+3%（w）HEDP+3%（w）H3PO4+1%（w）聚环氧琥珀酸钠+1%（w）聚乙二醇。该酸液体系1 h溶蚀率为25.02%,8 h溶蚀率为35.31%;Ca2+抑制率为87.76%,Mg2+抑制率为88.87%,Fe3+抑制率为86.88%,沉淀抑制性明显优于目前在用酸化体系;岩心驱替实验也表明该酸液体系能明显改善地层的渗透率。在室内研究的基础上进行现场试验3井次,平均注水压力下降了3.9 MPa,日增注51 m3,有效期已达到270天,取得了较好的降压增注效果。
马薛丽[5]（2019）在《海上低渗气藏自生酸酸液体系及酸化工艺优化研究》文中研究说明随着我国经济快速发展,对石油天然气能源的需求日益旺盛,非常规油气资源尤其是低渗气藏受到了广泛关注。本文以我国具有代表性的海上低渗气田B气田为例,在文献调研、机理分析的基础上,以室内实验、软件模拟为主要研究手段,对海上B气田储层伤害因素进行总结,对该区块气井低产原因进行分析,研究了相应的解堵增产工艺措施,主要完成内容及取得的成果认识如下:通过调研现场资料并结合室内实验,对储层地质特征、岩性特征、流体特征分析,明确了B区块P组储层岩石孔隙发育较差,压力系数正常,储层温度偏高,地层水无结垢趋势,总体来说储层物性较差为低渗砂岩。通过室内敏感性实验,明确了储层存在中等偏强速敏、中等偏弱水敏、弱酸敏及中等偏强碱敏感性,入井液矿化度应控制在12000～28000mg/L之间。通过入井工作液伤害评价实验发现钻井液滤液、固井液滤液以及完井液滤液对储层的伤害程度均高达50%以上,会对储层造成严重伤害。对目标区前期采用的自生酸性能展开评价。根据酸液体系性能评价结果,有针对性地优选了自生酸体系添加剂,隔离液药剂,形成了一套完整的解堵工作液体系,确定采用多级段塞交替注入方式泵注工作液。通过数值模拟研究,探究了自生酸段塞在井筒内的混合情况,得到了酸母体初次混合点深度的一般变化规律。以最大混合深度为目标,优化了井型特征、储层深度、作业管柱管径、施工排量、隔离液段塞长度等施工工艺参数。
卢培华[6]（2017）在《超深双台阶水平井集成式同心分注工艺研究与试验》文中认为塔里木盆地哈得油田采用双台阶水平井开发,但油层物性相差较大,导致在注水开发过程中,油水分布、油层运动规律非常复杂,分层注水能有效调整油藏在纵向剖面上的差异,缓解层间矛盾,保证油田稳产高产。超深双台阶水平井集成式同心分注工艺技术就是在这种情况下开展研究,该技术应用封隔器实现层间封隔,分层流量及分层压力分别实现了同步测试,消除了层间干扰,测调效率比传统偏心式分注技术提高1倍以上,可以满足油层挖潜的需要,同时可以缩短测试周期,更好地满足地质部门对油层动态监控,及时根据驱动情况变化作出调整,减少无效注水循环,对油田高效、节能开发具有重要意义。为此,以哈得油田超深双台阶水平井为研究对象,在国内外注水工艺技术现状调研的基础上,根据现有分层注水工艺技术的特点、结合相关油藏特点,研发了超深双台阶水平井集成式同心分注工艺技术及其配套工具,并对注水时分层注水管柱的受力变化进行了研究,为管柱的设计提供理论依据。通过WELLCAT软件力学分析,优化设计了分层注水工艺管柱结构;同时对如何提高分层注水管柱的密封分层可靠性及坐封安全性技术进行了研究,研制成功了封隔器及管柱的验封技术;并且通过对同心集成注水工具的分析,应用数值模拟等方法对同心集成水嘴的结构特性及流场特性进行了研究,解决了同心水嘴应用标准水嘴模版的问题。通过对所设计的管柱及工具在理论研究的基础上在哈得油田进行了现场试验应用,取得了成功。整个研究按着调研、设计、论证、实施、现场实验的路线进行研究,研究完成后有力地提升了分层注水工艺的理论水平,能在一定程度上提高油田分层注水层段合格率和注水开发效果,对提高多层系油藏的水驱采收率发挥重要作用。
蒋林宏[7]（2017）在《陆丰油田低渗层爆燃压裂酸化应用研究》文中指出为了解决陆丰油田低渗透储层在开发过程中面临的酸化注入压力过高、排量小的问题引入了爆燃压裂酸化技术。调研了爆燃压裂技术的发展历史和在国内外的运用情况,建立了爆燃压裂机理模型并根据模型编制了施工设计软件一套。进行了爆燃压裂工程实验,分析了目标储层特征和常规措施的失效原因,从安全性和有效性两个方面论证了该技术在目的层使用是完全可行的。通过岩心溶蚀、驱替、酸液配伍等实验优选出一种以低浓度四级电离酸加改性硅酸为主要成分的四级电离复合酸LF-G2。以LF13-1-B井为例,提出了一套完整的爆燃压裂酸化施工设计方案,包括所需参数的采集、施工管柱组合、施工流程设计。分析了陆丰油田已经进行爆燃压裂酸化施工的LF13-1-B井的效果,结果表明爆燃压裂施工后酸液排量是施工前相同压力下的9.45倍,酸化施工后B井的平均日产量是施工前平均日产量的2.5倍。论文表明爆燃压裂酸化技术针对海上低渗透、近底水、薄储层的油藏而言是一种高效、低成本、低风险的增产技术,在我国海上油田有很好的应用前景。为我国海上油田低渗透储层的高效开发提供了一种新的参考,爆燃压裂实验研究部分弥补了一些该方面长期以来的实验数据的空缺。
龙安杰[8]（2013）在《海安油田注水工艺适应性评价及其配套技术研究》文中进行了进一步梳理目前国内大部分油田都是以注水开发为主,且大多数都是非均质多油层油田,油层渗透性在层间和平面上都有很大差异,如果实行了多层笼统注水方式,很快就会暴露出层间、平面和层内三大矛盾。实施分层注水就是解决层间和平面矛盾的一种工艺措施。海安油田主要由李家庄断块、袁家断块、红双断块、祝家庄断块、吉家庄断块及薛家庄断块组成,海安凹陷由海北次凹和曲塘次凹组成。海安油田孔隙度主要分布在15.2%～25.4%之间,平均值20.9%；渗透率变化范围在0.19～214×10-3μm2之间,平均值33.8×10-3μ m2。地面原油密度平均为0.8941t/m3；地面原油粘度（50℃）平均为49.9mPa. s,地层原油粘度5.86mPa. s;含硫量平均为0.42%；凝固点平均为42℃。阜三段地层水为NaHC03型（袁1-15井）,矿化度34945.32mg/L。结合上面地层及流体物性可知,海安油田属于低渗高凝高矿化度油藏。目前海安油田主要有戴南组、三垛组及阜三上、下段,主要以阜三上下段开采为主,因此实行分层注水开发是十分必要的。但是,随着注水的不断进行,注水压力不断升高,目前海安油田应用的常规偏心分注工艺封隔器平均有效期只有128天,导致管柱有效期较短；再者常规偏心分注工艺投捞调配测试效率低、误差大,不能满足海安油田目前小排量分注精度要求。海安油田储层伊/蒙间层、伊利石、高岭石、绿泥石含量均较高,这是发生敏感性伤害的主要因素,由于注入水中离子、浓度以及水速等原因,对地层造成的伤害影响地层的渗透性。加上该油田低渗高凝油的特性,随着注入量的增加,注水前沿的油水过渡带会产生流动阻力—贾敏效应,常温注入水会对地层造成“冷”伤害,使蜡、沥青质析出,堵塞注水通道。针对上述问题,因此开展海安油田分注工艺及配套技术的研究迫在眉睫。首先对海安油田地质概况及目前分注工艺进行了分析评价,分析了欠注原因及目前分注工艺的局限性。通过对大庆、胜利、大港、江苏等油田分注工艺及配套技术进行了调研,优选了几种可以用于海安油田的分注工艺,通过对这几种分注工艺的工作原理、适用条件及使用成本的研究,结合海安油田地层特点和注水实际状况,系统的研究了分注工艺及测调技术,形成了以桥式偏心分注为基础的海安油田分注工艺,并发展成桥式偏心集成细分分注工艺、深井锚定式（MCHR卡瓦封隔器+桥式偏心配水器）分注工艺、斜井同心双管分注工艺等多种井况的海安分注工艺。通过大量的室内实验,研究确定了HRAC缓速酸、FAC-1多氢酸为海安油田主体酸酸化配方,形成了海安油田系列酸化解堵技术；并形成了低伤害处理液+缓速酸的现场综合处理技术,取得了明显效果。通过对水井压裂增注机理的认识,针对海安低渗地层特点,优选清洁压裂液作为海安水井压裂的首选液体,对该压裂液进行了流变性、伤害性、导流能力、悬砂能力、助剂配伍性、破胶性、滤失性及表面张力等性能测试,并对压裂施工参数进行了优化。
李晓蔓[9]（2012）在《宝浪油田膦防垢体系研究》文中研究表明宝浪油田地层水Ca2+、 Mg2+离子浓度较高，在注水开发过程中因地层压力降低，水中的CO2-3离子浓度增大，加快了结垢速度，导致了油井井筒、地面系统和注水地层发生结垢现象，并使生产设备收到了严重的腐蚀，影响了油田的正常生产。本文结合防垢剂的防垢机理探讨，针对宝浪油田防垢技术应用现状中所存在防垢剂使用量较大，防垢周期短以及防垢剂腐蚀性大等问题开展了宝浪油田膦防垢体系的研究。针对宝浪油田各区块的具体情况提出了具有高防垢率，低使用浓度的复配防垢剂体系，并通过添加缓蚀剂来解决体系的腐蚀性问题。防垢剂控制油井结垢的关键在于防垢剂具有较高的防垢率，能够有效屏蔽油田水中的成垢离子(Ca2+、Mg2+和Ba2+)，或者将其包裹起来，使水中游离的成垢离子的浓度大幅度下降，或使其浓度始终低于油层条件下的最低成垢浓度。受综合含水上升及地层压力下降的影响，导致油田水中的CO32-离子浓度增高，又含有不同程度的Ca2+、Mg2+和Ba2+，造成了严重的结垢现象。宝浪油田于2004年开始分别对宝北区块、宝中区块和本布图区块实施了防垢技术的现场应用，达到了一定的防垢效果，但所使用的防垢剂具有很强的腐蚀性，对生产设备造成严重的腐蚀，且防垢剂的使用量较大，最低有效浓度较高，防垢周期短，增加了防垢实施的成本。通过对结垢类型及结构倾向的分析结果得到宝浪油田结垢类型主要为CaCO3垢，本文选用了具有很高的钙容忍度和防垢分散性能的有机膦酸类防垢剂，如双1，6-亚己基三胺五亚甲基膦酸（BHMTPMPA），1-羟基亚乙川-1，1-二膦酸盐（HEDP），2-膦酸基-1，2，4-三羧基丁烷（PBTC），二亚乙基三胺五亚甲基膦酸（DTPMP），乙二胺四亚甲基膦酸钠（EDTMPS）和氨基三亚甲基膦酸（ATMP）进行防垢剂的筛选和复配实验，缓蚀剂配伍性实验，并对宝浪油田现用防垢剂的防垢性和缓蚀性进行了评价。实验采用成垢离子含量变化法来测定防垢剂的防垢率，通过静态常压挂片法进一步测定防垢体系的腐蚀性以及防垢性能。宝浪油田现用防垢剂在浓度为9mg/L的时候，其防垢率能达到95%，但其腐蚀率达到0.67mm/a以上，垢沉积率达2.8mg/（cm2月）以上，腐蚀性严重，且防垢剂的使用浓度较高。根据实验结果所确定的宝浪油田各区块的膦防垢体系在防垢率达到95%时，防垢剂的最低有效浓度、腐蚀率及垢沉积率均小于现用防垢剂。通过实验确定的宝北区块膦垢体系配方为防垢剂DT:HE以4:1的比例复配，浓度为6mg/L，加入浓度为70mg/L的缓蚀剂EDTMPS；宝中区块挑选出的配方是防垢剂BH:ED以1:1的比例复配，浓度为6mg/L，加入浓度为90mg/L的缓蚀剂EDTMPS；本布图区块挑选出的配方是防垢剂PB，防垢剂浓度为8mg/L，加入浓度为90mg/L的缓蚀剂EDTMPS。本文通过实验筛选的宝浪油田膦防垢体系从防垢性能，缓蚀性能以及经济效益等各方面均优于原防垢体系，并配套相应的工艺技术，可降低结垢、腐蚀给油田带来的严重影响，降低油田施工成本，减少生产过程中的维护性作业。
涂漫[10]（2012）在《低渗高凝油藏注水工艺适应性研究》文中进行了进一步梳理在非均质多油层注水开发油田,为了缓解层间吸水不均匀的矛盾,使得各层位都能较好地发挥生产潜能,从而开发了分层注水工艺。在注水井中下入封隔器,把差异较大的油层分隔开,再用配水器进行分层配水,使高渗层注水量得到控制,中低渗透率油层注水量得到加强,使各类油层都能发挥作用。海安油田属于低渗透高凝油田,低渗透高凝油田注水压力高,注水困难,欠注严重,注水工艺配套难度大,系统投资高,效率低,注水开发中井下条件日益复杂、开发需求不断细化,必须立足于现有的成熟分注工艺,通过技术开发和引进,进行技术集成与配套,加强工艺的针对性,扩大技术的适用范围,提高油田整体注水工艺水平。本文从注水井分注工艺出发,评价了目前常规偏心分注管柱组合及测调技术适应性；从工艺特点、应用可行性分析、主要工具技术参数与工作原理、测调技术角度对桥式偏心分注工艺、深井、斜井的分注工艺以及测调联动分注工艺进行评价。分析了这五种分注工艺的特点和适用环境,为海安油田注水工艺提供理论依据。海安油田应采用适应深井高温的分注工艺技术,桥式偏心配水管柱可用于深井分注。为了实现分层注水井单层流量测试、分层压力测试时停目的层不停井的功能,发展出了桥式偏心分注工艺及测调技术。桥式偏心分注工艺在原偏心配水器具有桥式通道可实现单层分测优点的基础上,对其进行了改进,使其满足了分层流量调配的需要。测分层压力时,不但可以实现单层分测,而且不用投捞偏心堵塞器,既提高了分层资料的准确度,又提高了分层测试效率。通过注水实验的研究,确定了注入水质的标准。对于注水井的增注技术,本文研究了海安油田酸化降压增注技术和压裂增注技术。通过对储层物性的研究,对注水井欠注原因进行分析;通过对储层敏感性实验研究,根据储层特点优选了具有针对性的酸液体系和酸化施工工艺。海安油田阜三段自然吸水能力低,储层孔喉细小。储层敏感性实验表明,阜三段有中等偏弱速敏、中等偏强水敏、中等偏弱酸敏、无碱敏。储层选用高温缓速酸配方。现场实施结果证明：所优选的酸液体系具有很强的针对性,配套工艺成熟。在进行完酸化施工后,注水井的油压都大幅下降,而注水量均达到了地质配注的要求。在压裂增注技术方面,分析评价了影响压裂效果的多方面因素。其中油层地质条件是基本的影响因素；压裂液的筛选,支撑剂的选择、加砂量、排量等施工参数的确定对压裂效果具有重要的影响,本文针对海安油田重点阐述了压裂液的选择。压裂工艺技术也是影响压裂增产效果的一个重要因素。对于不同特点的油气层,必须采用与之相适应的工艺技术,才能保证压裂设计的顺利执行和取得较好效果的增产效果。海安油田整体压裂效果明显,说明采用的压裂液体系是合适的。注水工艺涉及内容广泛,本论文通过查找大量文献资料,进行了比较全面的分析,考察现场应用情况,从系统工程的角度,根据油田注水过程的实际情况,结合信息技术的发展趋势,充分借鉴前人的研究思路和处理方法,针对海安油田实际问题和需求做出对低渗透高凝油藏注水工艺适应性评价及配套技术研究。
二、多次冲压酸化工艺在宝浪油田的改进与应用（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、多次冲压酸化工艺在宝浪油田的改进与应用（论文提纲范文）
（1）水力冲击压裂技术地面打靶模拟实验研究（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 水力冲击压裂地面打靶实验原理 |
| 1.1 模拟实验装置 |
| 1.2 水力冲击压裂实验数学模型 |
| 1.2.1 井口加压阶段 |
| 1.2.2 液柱在冲击室获得动能阶段 |
| 1.2.3 液柱撞击柱塞，动能转化为压力过程 |
| 1.2.4 压力作用于储层阶段 |
| 2 水力冲击压裂实验材料要求 |
| 2.1 冲击片及测压装置 |
| 2.2 水泥靶 |
| 2.3 其他材料要求 |
| 3 实验程序 |
| 4 实验结果及分析 |
| 4.1 水力冲击压裂地面打靶实验压力测试 |
| 4.2 水力冲击压裂造缝效果 |
| 4.3 水力冲击压裂井下峰值压力实例计算 |
| 5 结论 |
（2）海上油田水力冲击压裂酸化技术研究与试验（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 现有技术不足及海上油田改进思路 |
| 2 海上油田关键技术研究 |
| 2.1 水力冲击压力波模拟研究 |
| 2.2 大尺寸水力冲击工具优化设计 |
| 2.3 大尺寸水力冲击工具优化设计 |
| 2.3.1 套管安全性校核 |
| 2.3.2 作业管柱安全性校核 |
| 2.4 强溶蚀酸液体系开发与评价 |
| 3 技术验证试验 |
| 3.1 水力冲击压裂技术验证 |
| 3.2 强溶蚀酸液体系验证 |
| 4 结 论 |
（3）水动力压裂技术在海上油田应用的可行性分析（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 海上油田增产技术面临难点 |
| 2 水动力压裂技术研究现状 |
| 3 水动力压裂技术在海上油田应用的可行性 |
| 3.1 储层可行性 |
| 3.2 工艺可行性 |
| 3.3 经济可行性 |
| 4 海上油田水动力压裂技术攻关思路 |
| 4.1 一趟管柱多级水动力压裂技术 |
| 4.2 研发适合244.48 mm或177.8 mm套管水力冲击器 |
| 4.3 海上油田工艺安全性研究 |
| 4.4 水动力压力及裂缝模拟与检测 |
| 5 结论 |
（4）镇北长8油藏缓速酸冲压酸化增注技术研究及应用（论文提纲范文）
| 1 欠注原因与增注现状分析 |
| 2 酸液体系设计 |
| 2.1 主体酸液优选 |
| 2.2 缓蚀剂优选 |
| 2.3 助排剂优选 |
| 3 酸液体系性能评价 |
| 3.1 缓速性能 |
| 3.2 沉淀抑制性能 |
| 3.3 岩心流动实验效果 |
| 4 现场应用 |
| 5 结论与建议 |
（5）海上低渗气藏自生酸酸液体系及酸化工艺优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 解堵工艺研究现状 |
| 1.2.2 缓速酸酸化工艺研究现状 |
| 1.2.3 自生酸酸化工艺研究现状 |
| 1.3 本文研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 技术路线 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第2章 目标区储层伤害特征与解堵难点分析 |
| 2.1 储层地质特征 |
| 2.2 储层岩性特征 |
| 2.2.1 孔隙度和渗透率 |
| 2.2.2 全岩及黏土矿物类型及含量 |
| 2.3 地层流体性质 |
| 2.3.1 地层水性质 |
| 2.3.2 天然气性质 |
| 2.4 储层温压特征 |
| 2.5 储层敏感性评价 |
| 2.5.1 速敏性评价 |
| 2.5.2 水敏性评价 |
| 2.5.3 盐敏性评价 |
| 2.5.4 酸敏性评价 |
| 2.5.5 碱敏性评价 |
| 2.6 入井工作液伤害评价 |
| 2.6.1 钻井液对储层伤害评价 |
| 2.6.2 固井液对储层伤害评价 |
| 2.6.3 完井液对储层伤害分析 |
| 2.7 储层伤害因素总结及解堵难点分析 |
| 2.8 本章小结 |
| 第3章 目标区自生酸体系性能优化 |
| 3.1 现用自生酸性能评价 |
| 3.2 现用自生酸性能优化 |
| 3.2.1 添加剂优选及配方优化 |
| 3.2.2 隔离液药剂优选 |
| 3.3 解堵工作液体系性能评价 |
| 3.3.1 优化后酸液体系性能评价 |
| 3.3.2 自生酸岩芯流动评价实验 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 自生酸解堵工艺设计与优化 |
| 4.1 施工程序及泵注程序设计要点 |
| 4.2 施工参数优化方案 |
| 4.3 CFD建模与仿真研究 |
| 4.3.1 几何模型及网格划分 |
| 4.3.2 多相流模型 |
| 4.3.3 湍流模型 |
| 4.3.4 边界条件及求解控制参数设定 |
| 4.4 流场数值模拟结果及多因素分析 |
| 4.4.1 泵注过程模拟结果分析 |
| 4.4.2 混合规律分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 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 |
（6）超深双台阶水平井集成式同心分注工艺研究与试验（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外分层注水工艺研究现状 |
| 1.2.2 国内分层注水工艺研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 油田开发现状及存在的问题 |
| 2.1 哈得油田地理位置及环境条件 |
| 2.2 哈得油田勘探开发主要成果 |
| 2.3 油田开发存在的问题 |
| 第三章 集成式同心分注管柱及配套工具研究 |
| 3.1 分层注水管柱 |
| 3.1.1 管柱结构 |
| 3.1.2 工作原理 |
| 3.1.3 工艺特点 |
| 3.2 管柱配套工具研究 |
| 3.2.1 配水工作筒 |
| 3.2.2 封隔器 |
| 3.3 测调配套工具研究 |
| 3.3.1 配水器芯子 |
| 3.3.2 酸化芯子 |
| 3.3.3 压力计 |
| 3.3.4 流量计 |
| 3.3.5 脱开器 |
| 3.3.6 打捞器 |
| 3.4 封隔器验封技术研究 |
| 3.4.1 测试仪器系统组成 |
| 3.4.2 工艺技术原理 |
| 3.4.3 测试工艺技术 |
| 3.4.4 资料的分析解释方法及评价 |
| 第四章 集成式同心分注管柱力学分析 |
| 4.1 注水管柱屈曲变形分析 |
| 4.1.1 注水管柱几何关系 |
| 4.1.2 注水管柱静力平衡方程 |
| 4.1.3 注水管柱物理方程 |
| 4.1.4 注水管柱屈曲方程及临界载荷 |
| 4.2 注水管柱轴向变形分析 |
| 4.2.1 注水管柱轴向变形分析 |
| 4.2.2 温度引起的注水管柱变形分析 |
| 4.2.3 内、外压引起的注水管柱臌胀变形分析 |
| 4.2.4 螺旋弯曲引起的注水管柱变形分析 |
| 4.3 注水管柱强度安全性分析 |
| 4.4 案例分析 |
| 4.4.1 管柱下入模拟 |
| 4.4.2 注水酸化时管柱力学分析 |
| 第五章 注水芯子投放及水嘴选配数值模拟 |
| 5.1 注水芯子投放速度模拟 |
| 5.1.1 沿井筒自由落体理论计算 |
| 5.1.2 软件模拟 |
| 5.2 注水芯子冲击模拟 |
| 5.3 配水器水嘴选配数值模拟 |
| 第六章 集成式同心分注工艺现场试验 |
| 6.1 管柱试验 |
| 6.1.1 管柱入井及坐封 |
| 6.1.2 管柱强度校核 |
| 6.2 封隔器验封 |
| 6.2.1 封隔器第一次验封 |
| 6.2.2 封隔器第二次验封 |
| 6.3 水嘴选配及分层流量测调 |
| 6.3.1 背景流量测试 |
| 6.3.2 第二次测调背景流量测试 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）陆丰油田低渗层爆燃压裂酸化应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 爆燃压裂技术的学术范畴简析 |
| 1.3 国内外爆燃压裂技术发展 |
| 1.4 爆燃压裂技术特征 |
| 1.5 爆燃压裂技术国内外运用情况 |
| 1.6 研究内容 |
| 第2章 油田概况及历史措施分析 |
| 2.1 油田及目的层概况 |
| 2.1.1 油田概况 |
| 2.1.2 构造和储层特征研究 |
| 2.1.3 储层泥、灰质含量分布特征 |
| 2.1.4 Alpha层增产潜力分析 |
| 2.2 Alpha层历史措施失效原因分析 |
| 2.2.1 典型井LF13-1油田A1井 |
| 2.2.2 典型井LF13-1油田A2井 |
| 2.3 小结 |
| 第3章 爆燃压裂可行性论证 |
| 3.1 爆燃压裂基础可行性分析 |
| 3.1.1 经济性分析 |
| 3.1.2 法律可行性分析 |
| 3.1.3 技术可行性分析 |
| 3.2 爆燃压裂安全性分析 |
| 3.2.1 套管安全性分析 |
| 3.2.2 工具安全性分析 |
| 3.2.3 安全火药量设计 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 爆燃压裂机理模型建立及求解 |
| 4.1 爆燃模型建立 |
| 4.1.1 燃烧速度方程 |
| 4.1.2 系统质量守恒方程 |
| 4.1.3 系统能量守恒方程 |
| 4.1.4 系统动量守恒方程 |
| 4.1.5 裂缝延伸模型 |
| 4.2 模型求解及程序设计 |
| 4.2.1 模型的求解方法 |
| 4.2.2 软件框架架构及模块介绍 |
| 4.3 软件主要界面及其功能 |
| 4.3.1 登录界面 |
| 4.3.2 菜单介绍 |
| 4.4 主要模块设计说明 |
| 4.4.1 工程项目管理模块 |
| 4.4.2 参数输入模块 |
| 4.4.3 数据分析模块 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 爆燃压裂工程实验研究 |
| 5.1 实验准备 |
| 5.1.1 水泥靶制备 |
| 5.1.2 压力检测装置 |
| 5.1.3 温度测量装置 |
| 5.2 爆燃裂缝起裂实验 |
| 5.3 筛管爆燃损坏实验 |
| 5.4 理论模型的修正和改进 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 目的层酸液体系优选 |
| 6.1 Alpha层敏感性研究 |
| 6.2 适合Alpha层的酸化体系研究 |
| 6.2.1 酸液类型优选 |
| 6.2.2 添加剂优选 |
| 6.2.3 酸液体系及配方的确定 |
| 6.2.4 酸液体系敏感性评价实验 |
| 6.2.5 岩心动态驱替实验评价 |
| 6.3 小结 |
| 第7章 爆燃压裂酸化工艺优化实例 |
| 7.1 爆燃压裂设计 |
| 7.1.1 设计前期井况分析 |
| 7.1.2 爆燃压裂参数设计 |
| 7.1.3 爆燃压裂工艺设计 |
| 7.2 酸化设计 |
| 7.2.1 酸化实验 |
| 7.2.2 酸化工艺设计 |
| 7.3 爆燃压裂酸化效果分析 |
| 7.4 在中国海上油田的运用展望 |
| 7.5 小结 |
| 第8章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间的学术成果 |
| 附录 A 论文中的重复性实验数据 |
（8）海安油田注水工艺适应性评价及其配套技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 1.5 本文创新点 |
| 第2章 海安油田注水概况 |
| 2.1 海安油田地质概况 |
| 2.2 海安油田注水情况适应性分析 |
| 2.3 注水工艺及配套技术需求分析 |
| 第3章 海安油田注水井分注研究 |
| 3.1 分注的发展及现状 |
| 3.2 常规分注工艺及配套测调技术 |
| 3.3 细分注水工艺及其配套测调工艺 |
| 3.4 深井分注工艺 |
| 3.5 斜井分注工艺 |
| 3.6 分注井故障分析与判断 |
| 3.7 海安油田分注工艺优选 |
| 3.8 分注工艺发展及展望 |
| 3.9 本章小结 |
| 第4章 海安油田增注技术研究 |
| 4.1 欠注原因分析及对策 |
| 4.2 酸化降压增注技术 |
| 4.3 压裂增注技术 |
| 第5章 结论和建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（9）宝浪油田膦防垢体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 课题来源及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 物理防垢 |
| 1.2.2 工艺防垢 |
| 1.2.3 化学防垢 |
| 1.2.4 油田水结垢 |
| 1.2.5 油田水腐蚀 |
| 1.2.6 国内外化学防垢技术应用现状 |
| 1.2.7 发展趋势 |
| 1.3 课题研究的主要内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究的主要内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 宝浪油田结垢机理及现状 |
| 2.1 宝浪油田地层水基本概况 |
| 2.2 宝浪油田油井结垢状况及原因 |
| 2.3 宝浪油田防垢技术应用情况及效果分析 |
| 2.3.1 宝浪油田 2007 年防垢技术应用情况 |
| 2.3.2 2007 年防垢技术应用效果分析 |
| 2.4 宝浪油田结垢倾向及垢型判断 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 膦防垢体系防垢性能研究 |
| 3.1 实验基本原理 |
| 3.1.1 有机膦酸防垢剂防垢性能 |
| 3.1.2 防垢性能评价方法 |
| 3.2 实验仪器及试剂 |
| 3.3 实验方法 |
| 3.4 实验结果 |
| 3.4.1 对比防垢剂防垢率评价 |
| 3.4.2 宝北区块防垢剂筛选与评价 |
| 3.4.3 宝中区块防垢剂筛选与评价 |
| 3.4.4 本布图区块防垢剂筛选与评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 缓蚀剂室内筛选研究 |
| 4.1 实验基本原理 |
| 4.2 实验仪器及试剂 |
| 4.3 实验方法 |
| 4.3.1 常压静态腐蚀速率挂片测定方法 |
| 4.3.2 常压静态垢沉积率挂片测定方法 |
| 4.4 实验结果 |
| 4.4.1 对比防垢剂腐蚀性评价 |
| 4.4.2 宝北区块防垢剂腐蚀性评价及缓蚀剂筛选 |
| 4.4.3 宝中区块阻垢剂腐蚀性评价及缓蚀剂筛选 |
| 4.4.4 本布图区块防垢剂腐蚀性评价及缓蚀剂筛选 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 工艺技术研究 |
| 5.1 现场加药工艺 |
| 5.1.1 常规的地面周期加药工艺 |
| 5.1.2 气压平衡式施工工艺 |
| 5.1.3 井下挤注加药工艺 |
| 5.1.4 井下点滴连续加药工艺 |
| 5.2 单井加药周期及加药量设计 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（10）低渗高凝油藏注水工艺适应性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外发展概况 |
| 1.3 低渗油田分层注水工艺技术 |
| 1.4 论文的工作、来源与研究内容 |
| 第2章 注水井分注工艺及测调技术 |
| 2.1 常规偏心分注工艺技术 |
| 2.2 桥式偏心分注工艺技术 |
| 2.3 斜井分注工艺技术 |
| 2.4 深井分注工艺技术 |
| 2.5 测调联动分注工艺技术 |
| 2.6 总结 |
| 第3章 注水实验研究 |
| 3.1 地质概况 |
| 3.2 水质分析及配伍性研究 |
| 3.3 岩心驱替伤害实验 |
| 3.4 注入水质标准的确定 |
| 第4章 酸化增注技术适应性研究 |
| 4.1 储层敏感性实验研究 |
| 4.3 酸液体系的研究 |
| 4.4 酸化施工工艺 |
| 4.5 酸化效果分析 |
| 第5章 压裂增注技术适应性研究 |
| 5.1 油藏地质概况 |
| 5.2 施工参数的影响 |
| 5.3 压裂工艺技术 |
| 5.4 压裂效果分析 |
| 第6章 结论与建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
四、多次冲压酸化工艺在宝浪油田的改进与应用（论文参考文献）
- [1]水力冲击压裂技术地面打靶模拟实验研究[J]. 李旭光,孙林,陈维余,熊培祺,杨淼. 钻采工艺, 2021(04)
- [2]海上油田水力冲击压裂酸化技术研究与试验[J]. 孙林,杨万有,黄波,李旭光,熊培祺. 石油机械, 2021(06)
- [3]水动力压裂技术在海上油田应用的可行性分析[J]. 邹信波,刘帅,江任开,杨光,段铮,匡腊梅,孙林,李旭光. 钻采工艺, 2021(03)
- [4]镇北长8油藏缓速酸冲压酸化增注技术研究及应用[J]. 王勇,王尔珍,隋蕾,张顶学,高伟. 石油与天然气化工, 2020(05)
- [5]海上低渗气藏自生酸酸液体系及酸化工艺优化研究[D]. 马薛丽. 西南石油大学, 2019(06)
- [6]超深双台阶水平井集成式同心分注工艺研究与试验[D]. 卢培华. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [7]陆丰油田低渗层爆燃压裂酸化应用研究[D]. 蒋林宏. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [8]海安油田注水工艺适应性评价及其配套技术研究[D]. 龙安杰. 长江大学, 2013(03)
- [9]宝浪油田膦防垢体系研究[D]. 李晓蔓. 成都理工大学, 2012(03)
- [10]低渗高凝油藏注水工艺适应性研究[D]. 涂漫. 长江大学, 2012(01)