一、应用侧钻水平井技术改善低渗透油藏开发效果（论文文献综述）
张国威[1]（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》文中进行了进一步梳理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。
苏良银,常笃,杨海恩,段鹏辉,薛小佳,白建文[2]（2020）在《低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术》文中研究指明针对低渗透水驱砂岩油藏中的水淹油井利用老井筒开窗侧钻?88.9 mm水平井后,储层无法进行分段压裂来提高单井产能的难点,在研究井网部署和剩余油分布特征的基础上,采用数值模拟方法,研究了不同裂缝密度和压裂段数对油井产能和含水率的影响。室内模拟和现场测试结果表明,裂缝密度为4～6条/100m、裂缝长度100～120 m时,油井控水增油效果较好;采用"卡封护套"压裂管柱和小直径可溶桥塞分段多簇压裂工艺,可以实现各压裂段之间的有效封隔,并能提高施工效率。小井眼侧钻水平井分段多簇压裂技术的现场施工效果较好,为低渗透油藏进行类似水淹油井恢复单井产能和提高油藏最终采收率提供了技术支持。
吴微[3]（2020）在《曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究》文中研究表明曙光稀油油藏于1975年投入开发,并于1976年开始注水,经过几年的快速上产,1980年该区域年产油量迅速上升至130×104t,并且随着后续不断新增动用储量,从1981年至1990年,曙光稀油油藏在1%的年采油速度上保持了10年之久,但是,伴随着开发时间的逐渐延长,地层压力低、注采井网欠完善、油藏动用不均等问题日益严重,于1991年起,该区域年产油量以平均每年4.5×104t的递减幅度快速下降,平均年综合递减率为10.4%,2011年该区域年产油量降至36.6×104t,随后进入缓慢递减阶段,平均年递减幅度2.1×104t,平均综合递减率7.6%,年产油跌至32.7×104t。为达到该区域稀油稳产目标,开展了稀油油藏开发后期稳产技术研究,集中对小断块潜力、复杂断块稳产技术、单砂体动用状况以及高采出区块剩余油分布状况进行研究,制定相应稳产技术路线。本文研究了曙光稀油油藏的储层物性以及相关开发历程,分析了曙光稀油油藏现阶段开发中存在的制约性问题,并针对此类制约因素制定相应技术对策,先后排查边部小断块未动用潜力,研究复杂断块稳产技术,寻找单砂体油藏注水开发低动用区域,并着重对高采出区域剩余油分布情况进行刻画。通过稀油稳产技术的持续研究实施,边部小断块实施注水辅助开发,复杂断块规划细分层系开发,单砂体油藏采用新工艺提高动用状况,并对高采出区块进行合理复产,曙光稀油油藏实现整体上产,综合递减率及自然递减率均有所下降,并形成了相应的稀油稳产技术体系,对同类型油藏有效开发具有重要意义。
谢志伟[4]（2019）在《DND低渗致密气藏剩余气定量研究》文中提出低渗致密气藏是非常规油气中的重要组成部分,其储层物性差,生产井井底压力下降快,稳产期短,剩余气分布复杂,剩余气是气藏高效开发的物质基础,因此对剩余气的研究显得尤为重要。针对研究区储层层薄、层多、非均质性强、生产井多层合采、非线性渗流等因素导致的剩余气分布复杂等问题,首先通过对研究区地质特征以及生产动态分析,以及评价层间、层内之间的连通性关系。在以上研究的基础上,展开多层合采物理模拟实验,加深对低渗致密气藏多层合采的渗流特征的认识,评价代表高渗、低渗岩心的储量动用情况,分析剩余气富集的影响因素。采用气藏工程理论方法,推导考虑应力敏感、滑脱效应、启动压力梯度以及压裂缝等因素的单井控制储量计算的新方法,并利用Matlab软件进行编程计算单井控制储量。分析单井控制储量计算结果,DND气藏单井控制面积小、井网控制程度低,从而导致藏剩余气富集。结合以上研究结论,采用动静参数共同约束建立三维精细地质模型,该模型主力层纵向网格厚度为0.5m,可以更加细致的刻画各层属性。在此研究基础上,通过数值模拟对剩余气进行分类统计,统计结果与气藏工程研究结果相符。剩余气形成原因主要为井间未动用、现有井网控制边部未动用、动用低或不动用的差储层。针对不同剩余气类型,提出补孔、加密以及侧钻水平井等调整方案,提高井网控制程度。对比各调整方案的预测结果,考虑开采成本最终推荐补孔+加密方案为最优调整方案。该方案预测采出程度为56.53%,与基础方案对比采出程度提高7.85%,预测累计产气提高3.25×108m3。
郭磊[5]（2020）在《水平井泵送分段射孔技术》文中研究指明随着国内对石油、天然气等能源的需求量在逐步增加,油田为了保证油气资源的产能,非常规油藏、低渗透油藏、薄油层的油气开发成为各个油田重视开发的主要方向。非常规油藏、低渗透油藏具有低孔隙度、低渗透率的油气储层特征,此类型储层发育差,如何找到合理的开发方法是发展非常规油气开采的关键。由于储层孔隙度和渗透率较低,流体流通多孔介质时阻力大,运用达西定律无法解释流体在此类储层中的运动规律。现有的射孔技术在投入使用时,射孔周边会由于岩块受压产生压实带,大粒径岩石被压碎,岩块之间缝隙变小,致使射孔附近地层多孔介质更致密。原有大孔隙被破坏掉,造成岩石渗透率的下降,这种现象在低孔低渗储层中表现的更为突出,导致试油井产量降低。随着射孔研究的不断深入,水平井泵送桥塞射孔技术逐渐被认为是开发低空低渗储层的关键技术,该技术可极大程度的减少射孔对射孔目的层段的损害。更能达到体积改造的目的。但泵参调控难度大以及射孔参数设定两方面存在的难题极大程度的限制了该项技术的推广应用,因而如何攻克这两方面的难题,简化泵参调控、完善射孔参数成为了该项技术发展的关键。大量的现场应用表明,泵的工作参数对枪串浮力、输送液体密度、液体在管筒中的摩擦阻力系数等参数表现较为敏感,同时将井深参数及电缆本身具有一定的动量等两方面影响纳入影响泵参研究的数学模型当中。数学模型运算可得,井口压力越高,泵入密封脂量越大,所需管束质量最低值也越高;管束长峰值与狗腿度峰值呈现负相关;泵排量和电缆释放速率存在匹配关系;现场应用与数学模型对比得知,在施工的各个阶段模型模拟值和生产实际数值间差值在合理的范围之内,因而认为本模型能够在实际生产泵参调控上使用。
熊良[6]（2017）在《夏18井区克下组油藏改善注水开发效果研究》文中指出X18井区克下组油藏是一个复杂块状且带有气顶的砾岩低渗油气藏,油藏平均孔隙度12.0%、渗透率8.3×10-3μm2,1991年以线形井网350m井距注水开发。由于储层物性差、开发时间长、气窜等原因,导致从开发初期至2010年底,各项开发指标逐渐变差。如地层压力从16MPa下降8.3MPa、油藏注水井欠注率上升到45%、油藏核实油量综合递减上升到15.2%。为减缓递减,根据现有的储层等地质条件及地面工艺技术设备,急需要开展提高油藏注水开发效果的综合治理对策研究,从而改善开注水发效果。本文针对该区油藏断块分布复杂、类型多的特点,开展注水提压改造、注采结构完善、精细注水、分区合理注采政策研究,并结合构造精细研究、数模及油藏工程研究、剩余油分布规律研究,开展治理方案和措施,近几年主要开展四方面工作:通过地质因素分析,认为储层物性差、具有中强水敏,长时间注水开发后,注水压力必然会上升,是油藏欠注的根本原因;通过注水系统因素分析,认为日益老化的注水系统与日益增长的地质需求不匹配,是油藏欠注的主要因素。通过研究2014年实施泵站改造,系统提压2.0MPa后,欠注井减少8口、欠注水量减少382方/天,为油藏“注够水”打好基础。结合油藏描述,认识到剩余油分布富集在S74+5、S8小层,针对性开展注采结构调整、小层精细注水,实施转注5井次、补层5井次、分注提级5井次,油藏分注率提高22.5%、产液剖面和吸水剖面累积厚度动用程度提高17.2%,达到了“注好水、精细注水”。通过油藏“分区、分类、分井”合理注采政策研究,确定了分区合理的地层压力（东10.5MPa、西11MPa）、注采比（1.6）等参数。并结合井组“调、扩、提、控、引”实施油藏到单井的立体调控,压力保持程度提高9.6%,实现油藏“有效注水”。通过精细构造研究,分析认为剩余油富集区位于断层附近局部构造高点,针对性开展增产措施29井次,措施单井第一年增油量由140t上升到455t。通过近四年综合治理,油藏生产形势逐年变好,综合含水上升率由8.2%下降至-14%,核实油量综合递减由15.2%下降至2.7%,措施单井平均年增油388t以上,最终水驱采收率提高4.7%,相应水驱可采储量增加44×104t。
张毅[7]（2017）在《华北地区S75区块水平井完井及配套技术研究》文中研究说明水平井完井技术直接关系到水平井的生产能力和寿命,其完井方式影响到油气井产量的大小和长期的稳产高产,如果选择不当,将会对储层产生严重的污染和伤害,导致完井后不出油、气或产能大幅降低,增加后期措施成本,从而造成油气田勘探开发的重大损失。目前HB油田水平井完井方式主要以裸眼、筛管、套管射孔为主。在水平井开发初期,由于经验不足,部分水平井未根据油藏特点优化完井方式、工艺参数、工艺管柱,从而导致部分油井产量低、含水上升速度较快及后期措施治理难度大。随着油田开发的进一步深入,复杂油气藏开发和复杂结构水平井日益增多,对其完井工艺也提出了更高的要求。本项目开展了不同类型油藏水平井完井技术研究,通过优选岩石特征、油藏特性、储层性质指标相关的10个参数及层次分析法与模糊数学相结合,优选水平井完井方式、优化工艺参数及应用新工艺新技术,从而达到延缓水平井边底水锥进,提高水平井产量的目的。研究结果表明,针对油田水平井开发过程中存在的实际问题进行研究,进一步对水平井完井技术进行深入研究,从完井工程角度提出相应措施,在不断完善和优化现有水平井完井工艺的基础上,探索和应用国内外先进的完井工艺和方法,针对不同类型油气藏（砂岩、灰岩、SLG气藏）的地质特征,进行完井新工艺、新方法研究（完井方式研究、完井管柱研究、完井参数优化设计）及水平井油气层保护研究,从而形成一套适合于HB油田不同类型油藏特点的水平井完井配套工艺技术,为进一步改善复杂断块油藏及低渗透气藏的开发效果提供新的技术手段。
徐文江[8]（2016）在《海上低渗透油田有效开发模式与理论研究》文中提出海上低渗透油田具有油藏埋藏深、储量丰度低、储层物性差、非均质性强、存在启动压力梯度等特点,较难建立有效注采系统。同时受限于海洋环境、平台空间和承重受限等诸多不利条件制约,海上低渗透油田开发难以获得较好的开发效益。本文将地质油藏、开发技术与经济因素有机结合,围绕海上低渗透油藏经济有效开发的判据,建立了考虑启动压力梯度影响的海上低渗透油藏混合井网有效注水开发理论,研究了目标区块实现有效注水开发的合理井型、井网、井距与裂缝参数,提出了海上开发井少条件下建立有效注采和有效控制储量的方法,建立了基于多因素影响的海上低渗透油田有效注水开发的油藏界限图版,并将井组储量品质综合评价系数与储量规模相结合,提出了海上低渗透油田有效开发模式。（1）基于海上低渗透油田地质特征和开发特点,分析了海上低渗透油田有效开发所面临的普遍问题、特殊问题,提出了解决海上低渗透油田有效开发的三个基本思路：以地质油藏为核心,强化地质油藏基础研究的同时,将开发技术、经济条件有机结合,寻求突破方法；将陆地油田开发技术与海上油田开发条件相结合,加强各种工艺技术攻关；建立先导试验区,探索经济开发模式。（2）利用复变函数理论通过逆儒可夫斯基变换把Z平面上的水平井变换为W平面上半径为1的圆形排液坑道,分析了水平井采油、定向井注水的一注一采渗流规律,探讨了混合井网极限注采井距和注入水有效动用范围的研究方法和影响因素,并建立了相应的图版。以此为基础分析了极限注采井距下的纵向动用程度和所需的压裂改造规模。（3）在油藏工程优化方法的基础上,用门限压力近似模拟处理启动压力,考虑井网形式、井距、排距因素的影响,对混合井网进行正交试验设计,通过对比不同方案模拟结果,优选出了井型井网和相应的压裂裂缝参数。（4）在油藏工程提出的水平井分段压裂开发前提下,利用考虑启动压力梯度整体压裂数值模型,优化了B油田两口先导试验井整体压裂的裂缝参数。（5）在分析多因素制约的海上低渗透油田最低单井经济产量基础上,基于多因素经济评价原理与方法,建立了海上低渗透油田有效注水开发的界限图版,包括：①全成本开发方式下的油藏有效注水开发界限,具体分为利用海管输送至终端的半海半陆式开发模式和基于FPSO的全海式开发模式；②依托周边油田生产设施的依托开发方式下的油藏有效注水开发界限③采用渗透率变异系数研究地层非均质性对油田开发界限的影响；④考虑钻井成本随钻井深度变化的油藏埋藏深度对开发界限的影响；⑤技术进步和管理改进带来开发成本降低对开发界限的影响；⑥申请减免国家税收对开发界限的影响。（6）定义了井组储量品质综合评价系数,获得了井组储量品质综合评价界限值,结合储量规模首次提出了不同类型的海上低渗透油田有效开发模式的判断表。
杨智光,孙庆仁,何俊才,齐悦,孟祥波,吕长文[9]（2014）在《大庆油田水平井钻井技术现状及发展方向》文中研究表明针对大庆油田外围区块油层薄、空间分布不均衡,老区低/停产井增多,非常规致密油埋藏深、地质情况复杂、岩石可钻性差等难点,开展了超薄油层水平井、分支井、超短半径水平井、三维绕障水平井和工厂化作业水平井等一系列行之有效的钻井技术研究与应用,形成了一套适合于大庆油田地质特点的水平井钻井配套技术。通过简要回顾大庆油田30年来水平井发展历程,详细介绍了油田现阶段水平井开发的钻井技术现状,并提出未来一段时间的发展方向。
王长宁[10]（2013）在《低渗致密砂岩气藏分支水平井钻完井关键技术研究》文中研究指明本文以中国目前发现并投入开发的规模最大的致密砂岩气藏苏里格气藏为例,开展致密砂岩气藏分支水平井钻完井关键技术研究。苏里格气田属于典型的低压、低渗、低丰度,强非均质性透镜体多层叠置致密砂岩气藏。单井产量和控制储量低,难以实现致密砂岩气储量的规模有效动用,成为长期困扰苏里格气田规模开发的核心问题。通过对苏里格气田地质、油藏、钻完井工程等资料的深入剖析,找出了制约苏里格气田单井产能的主要技术瓶颈问题:①主力砂体钻遇率低,单井控制储量低;②储层保护效果不够理想,难以揭示气井的原始产能;③非富集区无自然产能,增产效果不理想。对于富集区,分支水平井技术配合良好的储层保护技术,即可有效揭示原始产能;对于非富集区块,配合水平段裸眼压裂改造的分支水平井钻完井技术是其获得经济产能的最具潜力的技术体系,因此有必要开展适用于苏里格气田的分支水平井配套技术研究。（1）通过比较研究和系统分析,优化了适合于苏里格气田特殊钻完井工程地质环境的井身结构和井眼剖面,以及分支井侧钻和重入技术,并研制了可控扶正器和可打捞式斜向器等配套工具。（2）分别针对“双石层”及煤层段、分支连接处的井壁稳定问题开展了井壁失稳机理研究,并完成相关理论模型的建立。开发了强抑制双钾盐防塌聚合物钻井液体系,解决了“双石层”及煤层段的井壁垮塌问题,同时开发了能够提高分支连接处地层承压能力的窗口密封液体系。（3）建立了考虑井筒的变质量管流和近井地层渗流的分支水平井筒耦合流动模型,以及起下钻井筒压力瞬态波动数学模型,开展了分支水平井井筒流动规律。（4）通过系统的室内实验和理论研究,弄清了引起储层伤害的主要因素,进而开发出能够有效保护储层的油溶液态软暂堵钻完井液体系。基本解决了低渗致密砂岩的储层保护问题。（5）苏里格分支水平井采用二开井身结构,要求长裸眼段一次上返固井,需考虑套管的摩阻问题和水泥浆的防气窜特性,为此开发了 GSJ防气窜水泥浆体系,并研制了刚性螺旋滚柱扶正器等配套固井工具。（6）优选并实验了适合于苏里格气田的分支水平井完井系统;针对储层改造问题,优化了压裂裂缝参数,研制了全套的裸眼分段压裂改造工具,并开发了低伤害低摩阻的压裂液体系。（7）在苏里格气田桃7区块开展了两口井的分支水平井配套技术现场应用试验,结果表明,目前的这套技术体系核心技术有效可靠,与常规钻井相比体现出突出的技术和经济优势,初步满足苏里格致密砂岩气储层对提高单井产量和控制储量的要求。
二、应用侧钻水平井技术改善低渗透油藏开发效果（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、应用侧钻水平井技术改善低渗透油藏开发效果（论文提纲范文）
（1）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 |
（3）曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 曙光油田稀油油藏开发概况 |
| 1.1 区域地质及勘探简史 |
| 1.2 油藏地质特征 |
| 1.2.1 地层层序及层组划分 |
| 1.2.2 构造特征与断裂特征 |
| 1.2.3 沉积体系及相关沉积特征 |
| 1.2.4 储层特征及油藏类型 |
| 1.3 油藏开发历程 |
| 第二章 曙光稀油油藏开发各阶段矛盾及存在问题 |
| 2.1 油藏开发初期存在问题 |
| 2.2 油藏开发中期存在问题 |
| 2.3 油藏开发后期存在问题 |
| 第三章 曙光稀油油藏稳产技术研究与分析 |
| 3.1 边部小断块增油潜力研究 |
| 3.1.1 目前存在问题 |
| 3.1.2 稳产技术研究 |
| 3.1.3 现场试验效果评价 |
| 3.2 稀油油藏中复杂断块稳产技术研究 |
| 3.2.1 目前存在问题 |
| 3.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 3.2.3 复杂断块稳产技术研究 |
| 3.3 低动用单砂体上产技术研究 |
| 3.3.1 目前存在问题 |
| 3.3.2 稳产技术研究 |
| 3.3.3 现场试验效果评价 |
| 3.4 高采出程度区块剩余油上产潜力研究 |
| 3.4.1 目前存在问题 |
| 3.4.2 稳产技术研究及现场试验效果评价 |
| 第四章 曙光稀油油藏开发后期稳产技术实施效果及评价 |
| 4.1 边部小断块开发增油效果已见成效 |
| 4.2 复杂断块开发技术实现相关油藏上产稳产 |
| 4.3 低动用单砂体区域纵向动用程度有所提高 |
| 4.4 高采出区块二次开发取得较好效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（4）DND低渗致密气藏剩余气定量研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究进展 |
| 1.2.1 低渗致密砂岩气藏划分标准 |
| 1.2.2 低渗致密气藏剩余气研究现状 |
| 1.2.3 单井控制储量计算方法研究现状 |
| 1.2.4 低渗气藏数值模拟研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 DND气藏地质特征研究 |
| 2.1 地层特征研究 |
| 2.2 构造特征研究 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.4 储层非均质性研究 |
| 2.4.1 层内非均质性 |
| 2.4.2 层间非均质性 |
| 2.4.3 平面非均质性 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 气藏生产动态及连通性分析 |
| 3.1 生产动态分析 |
| 3.1.1 产水特征分析 |
| 3.1.2 产气特征分析 |
| 3.2 连通性分析 |
| 3.2.1 流体性质法 |
| 3.2.2 折算地层压力法 |
| 3.2.3 压深关系法 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 气井多层合采模拟实验 |
| 4.1 实验目的 |
| 4.2 实验总体方案 |
| 4.3 实验装置简介 |
| 4.4 实验步骤简介 |
| 4.4.1 实验准备步骤 |
| 4.4.2 多层单采生产模拟实验步骤 |
| 4.4.3 多层直接合采生产模拟实验步骤 |
| 4.4.4 多层接替合采生产模拟实验步骤 |
| 4.5 实验结果 |
| 4.5.1 岩心基本物性测定 |
| 4.5.2 多层单采生产模拟实验 |
| 4.5.3 多层直接合采 |
| 4.5.4 多层接替合采 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 单井控制储量计算研究 |
| 5.1 采收率与废弃压力 |
| 5.1.1 采收率标定 |
| 5.1.2 废弃压力 |
| 5.2 常规单井控制储量计算方法 |
| 5.2.1 物质平衡法 |
| 5.2.2 弹性二相法 |
| 5.2.3 现代递减方法 |
| 5.3 考虑低渗透渗流特征的单井控制储量计算方法 |
| 5.3.1 致密气藏渗流规律 |
| 5.3.2 数学模型的建立 |
| 5.3.3 模型求解及实例计算 |
| 5.4 单井控制储量统计结果 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 剩余气定量研究 |
| 6.1 三维地质建模 |
| 6.1.1 建模区域及建模参数的设定 |
| 6.1.2 构造模型 |
| 6.1.3 沉积相与岩相建模 |
| 6.1.4 属性建模 |
| 6.1.5 储量复算 |
| 6.1.6 模型粗化 |
| 6.2 气藏数值模拟研究 |
| 6.2.1 气藏流体参数 |
| 6.2.2 生产历史拟合 |
| 6.3 剩余气成因及定量分析 |
| 6.4 挖潜方案设计 |
| 6.4.1 方案设计 |
| 6.4.2 方案模拟结果 |
| 6.4.3 方案优选 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）水平井泵送分段射孔技术（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 水平井完井技术 |
| 1.3 电缆分段射孔技术 |
| 1.4 泵送桥塞工具的发展及泵送参数优化国内外现状 |
| 1.5 水平井泵送技术的发展概况 |
| 1.6 主要研究内容 |
| 第二章 水平井射孔、压裂对地层的作用 |
| 2.1 水平井油气开发层段的油藏描述 |
| 2.2 水平井油气开发层段地质结构特征的应用 |
| 2.2.1 水平井钻井对开发层段的作用 |
| 2.2.2 水平井射孔、压裂对开发层段的作用 |
| 2.2.3 水平井射孔、压裂对储层的作用 |
| 第三章 电缆泵送参数的分析与优化 |
| 3.1 井口电缆高压密封技术 |
| 3.1.1 电缆密封脂头的密封原理 |
| 3.1.2 密封脂头力学建模 |
| 3.1.3 密封脂口压力数学建模 |
| 3.1.4 密封脂口控压参数 |
| 3.2 泵送过程的参数优化 |
| 3.2.1 垂直井段联作管串力学分析 |
| 3.2.2 联作管串最小重量分析 |
| 3.2.3 开泵井深计算 |
| 3.2.4 水平泵送井段联作管串力学分析 |
| 3.2.5 井筒泵入液体质量守恒 |
| 3.2.6 水平段管串力学分析 |
| 3.2.7 泵送排量设计方法 |
| 3.2.8 水平井射孔与桥塞联作管串泵送软件研究 |
| 第四章 电缆分级起爆技术的研发 |
| 4.1 多级起爆技术 |
| 4.1.1 多级起爆射孔枪串组成 |
| 4.1.2 多级起爆控制装置 |
| 4.1.3 压力开关装置的研发 |
| 4.1.4 微动开关式起爆控制装置的研发 |
| 4.2 多级起爆检测技术的研发 |
| 4.2.1 多级起爆直流检测技术的研发 |
| 4.2.2 多级起爆正负二极管检测技术的研发 |
| 第五章 水平井压裂射孔参数研究 |
| 5.1 射孔参数对缝长及缝宽的影响 |
| 5.1.1 孔密对裂缝缝长及缝宽的影响 |
| 5.1.2 孔径对缝长及缝宽的影响 |
| 5.1.3 相位角对缝长及缝宽的影响 |
| 5.2 射孔参数与产能的关系 |
| 5.2.1 孔深对产能的影响 |
| 5.2.2 孔密对产能的影响 |
| 5.2.3 相位角对产能的影响 |
| 5.3 射孔参数优选 |
| 5.3.1 低渗透油藏储层特点 |
| 5.3.2 射孔参数优化 |
| 5.3.3 射孔相位角变化 |
| 5.4 应用实例 |
| 第六章 现场应用 |
| 6.1 齐平1井 |
| 6.2 长宁H28B平台 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）夏18井区克下组油藏改善注水开发效果研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题的研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗砂砾岩油藏注水开发现状 |
| 1.2.2 低渗砂砾岩油藏分类现状 |
| 1.2.3 低渗砂砾岩油藏技术发展趋势 |
| 1.3 课题的主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 油藏地质特征研究 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.2 开发简况 |
| 2.3 开发中暴露的问题 |
| 第3章 注水开发效果评价 |
| 3.1 常用注水效果评价方法 |
| 3.2 评价指标参数的选取及算法 |
| 3.3 指标权重的确定 |
| 3.4 注水效果综合评价及分类 |
| 3.5 油藏开发效果评价 |
| 3.5.1 产量递减变化特征分析 |
| 3.5.2 含水及含水上升率变化分析 |
| 3.5.3 注水见效分析 |
| 3.5.4 剖面动用程度分析 |
| 3.5.5 压力保持程度分析 |
| 3.5.6 历年措施效果分析 |
| 第4章 注水系统压力研究 |
| 4.1 目前注水现状分析 |
| 4.2 注水干线提压增注现场实施 |
| 第5章 精细注水结构优化调整研究 |
| 5.1 完善区块油水井注采对应关系 |
| 5.1.1 井网水驱控制程度分析 |
| 5.1.2 注采压差分析 |
| 5.1.3 局部井网加密调整 |
| 5.1.5 注水井网调整部署 |
| 5.2 注水井小层精细分注研究 |
| 5.3 单井动态优化注水和增注措施的研究 |
| 第6章 立体调控注采政策研究 |
| 6.1 油藏分类分区研究 |
| 6.1.1 分公司油田稀油油藏分类 |
| 6.1.2 X18 井区克下组油藏分类研究 |
| 6.1.3 X18 井区克下组油藏单井分类研究 |
| 6.2 克下组开发技术政策研究 |
| 6.2.1 克下组合理地层压力 |
| 6.2.2 克下组合理生产压差 |
| 6.2.3 克下组合理流动压力 |
| 6.2.4 克下组合理注水压力系统界限 |
| 6.2.5 克下组合理注采比 |
| 6.2.6 克下组合理采液、采油速度 |
| 6.3 制定合理注采界限研究 |
| 6.3.1 井组动态调水理论研究 |
| 6.3.2 制定分区及单井合理注采政策 |
| 第7章 精细构造重新解释及调整方案部署 |
| 7.1 地质重新认识 |
| 7.1.1 断裂展布现状分析 |
| 7.1.2 油气水分布现状分析 |
| 7.1.3 纵向分层现状分析 |
| 7.2 精细构造解释和小层对比研究 |
| 7.3 剩余油分布规律研究及综合挖潜方案研究 |
| 7.3.1 油藏剩余油分布情况 |
| 7.3.2 油藏补层、加密潜力研究与实施 |
| 7.3.3 接替产能区块水平井开发实验研究 |
| 7.3.4 单井点侧钻加深方案研究与实施 |
| 结论及认识 |
| 参考文献 |
（7）华北地区S75区块水平井完井及配套技术研究（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 |
| 1.2.1 国外水平井完井技术发展现状 |
| 1.2.2 国内水平井完井技术发展现状 |
| 1.3 HB油田S75 区块水平完井技术现状及存在的主要问题 |
| 1.4 课题的研究方法及技术路线 |
| 第二章 不同类型油气藏水平井完井方式研究 |
| 2.1 华北地区S75 区块油气藏类型概述 |
| 2.2 水平井常规完井方式特点及适用性 |
| 2.2.1 裸眼完井方式 |
| 2.2.2 割缝筛管完井方式 |
| 2.2.3 射孔完井方式 |
| 2.3 水平井完井新技术及应用 |
| 2.3.1 水平井分段选择性完井方式 |
| 2.3.2 水力喷射定向射孔与压裂联作完井技术 |
| 2.3.3 管外封隔器(ECP)+滑套完井方式 |
| 2.4 完井方式选择的原则及依据 |
| 2.4.1 优选完井方法的原则 |
| 2.4.2 水平井完井方式依据 |
| 2.4.3 HB油田S75 区块已完钻水平井完井方式统计分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 S75区块低渗透气藏水平井分段压裂完井技术 |
| 3.1 气藏特征 |
| 3.1.1 气藏流体性质 |
| 3.1.2 地层水分析 |
| 3.1.3 气藏温度压力系统 |
| 3.1.4 气藏类型 |
| 3.1.5 储集物性 |
| 3.1.6 构造因素 |
| 3.2 水平井分段改造方法的选择优化研究 |
| 3.2.1 遇油膨胀封隔器裸眼水平段分段压裂改造工艺 |
| 3.2.2 油管不动管柱水平井喷射压裂工艺 |
| 3.2.3 连续油管喷射、环空压裂工艺 |
| 3.2.4 机械桥塞分段压裂工艺 |
| 3.2.5 固井滑套分段压裂工艺 |
| 3.3 S75 区块水平井分段压裂完井工艺 |
| 3.3.1 分段完井设计原则 |
| 3.3.2 工艺优点 |
| 3.3.3 工具管串结构设计 |
| 3.3.4 管柱下入施工步骤 |
| 3.3.5 压裂施工步骤 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 S75区块水平井油气层保护研究 |
| 4.1 典型区块岩心分析 |
| 4.1.1 X衍射分析 |
| 4.1.2 岩样的抗压试验 |
| 4.1.3 岩屑的粒度分析 |
| 4.1.4 岩样显微观测 |
| 4.1.5 钻屑粒度筛分 |
| 4.2 地层敏感性实验数据及分析 |
| 4.2.1 速敏性评价 |
| 4.2.2 酸敏性 |
| 4.2.3 碱敏性 |
| 4.2.4 水敏性 |
| 4.3 泥浆对岩样的渗透性影响 |
| 4.4 保护油气层低固相钻完井液配方体系 |
| 4.4.1基础实验 |
| 4.4.2 膨胀性 |
| 4.5 保护油气层无固相钻完井液配方体系 |
| 4.5.1基础实验 |
| 4.5.2加重实验 |
| 4.5.3流变性实验 |
| 4.5.4抗污染实验 |
| 4.5.5页岩回收率实验 |
| 4.5.6 高温高压膨胀性 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 水平井完井方式评价 |
| 5.1 水平井完井方式评价 |
| 5.1.1 水平井完方式的影响因素 |
| 5.1.2 评价方法的原理 |
| 5.1.3 体系的建立及结构 |
| 5.1.4 构建判断矩阵计算指标权重 |
| 5.1.5 隶属函数的确定 |
| 5.1.6 层次单排序计算 |
| 5.2 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）海上低渗透油田有效开发模式与理论研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透油藏勘探开发现状 |
| 1.2.2 低渗透油藏非达西渗流特征 |
| 1.2.3 低渗透油田开发存在问题 |
| 1.2.4 低渗透油藏注水开发井网及注水方式 |
| 1.2.5 陆地低渗透油田主要开发技术 |
| 1.2.6 海上低渗透油田主要开发技术探索 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究的技术路线 |
| 1.4 创新点总结 |
| 第2章 海上低渗透油田有效开发基本矛盾和主控因素研究 |
| 2.1 低渗透油田地质特征和开发特点分析 |
| 2.2 海上低渗透油田有效开发的问题与主控因素研究 |
| 2.2.1 普遍问题与控制因素分析 |
| 2.2.2 特殊问题与控制因素分析 |
| 2.3 解决海上低渗透油田有效开发的技术思路 |
| 2.3.1 以地质油藏为核心,将开发技术、经济条件有机结合 |
| 2.3.2 将成熟技术与海上开发条件相结合,加强技术攻关 |
| 2.3.3 建立先导试验区,探索油田开发投资模式 |
| 第3章 海上低渗透油田有效注水开发理论与技术研究 |
| 3.1 海上低渗透油藏有效开发的判据 |
| 3.2 低渗透油藏渗流特性与海上目标油田渗流特性判别 |
| 3.2.1 临界条件判定方法 |
| 3.2.2 临界曲线法判定方法 |
| 3.2.3 压力数判定方法 |
| 3.3 渗流启动压力梯度确定 |
| 3.3.1 早期研究结果分析评价 |
| 3.3.2 本次实验结果分析 |
| 3.4 海上低渗透油田井控储量的采收率标定方法研究 |
| 3.4.1 衰竭采收率 |
| 3.4.2 经验公式法确定采收率 |
| 3.4.3 驱油效率法确定采收率 |
| 3.4.4 数值模拟法确定采收率 |
| 3.4.5 流管法确定采收率 |
| 3.5 满足产能需求的井参数优化研究 |
| 3.5.1 海上低渗透油藏已有开发井产能评价 |
| 3.5.2 压裂水平井产能影响因素分析 |
| 3.5.3 压裂对混合井网渗流阻力场及产能影响分析与水平井长度优化 |
| 3.5.4 满足产能需求的海上B油田压裂水平井参数数值模拟优化研究 |
| 3.6 满足平均单井累产需求的井网参数优化研究 |
| 3.6.1 海上B油田定向井系统分析评价 |
| 3.6.2 海上B油田水平井采油定向井注水复杂井网系统分析评价 |
| 3.6.3 海上B油田压裂水平井混合井网参数优化数值模拟研究 |
| 第4章 海上低渗透油藏整体压裂裂缝参数优化 |
| 4.1 考虑启动压力整体压裂数值模拟模型 |
| 4.1.1 地层系统渗流模型 |
| 4.1.2 裂缝系统渗流数学模型 |
| 4.1.3 定解条件 |
| 4.2 数值计算方法 |
| 4.3 B油田整体压裂裂缝参数优化结果 |
| 4.3.1 输入参数要求 |
| 4.3.2 参数优化结果 |
| 第5章 海上低渗透油田注水开发经济界限研究 |
| 5.1 基于多因素制约的海上低渗透油田最低单井经济产量 |
| 5.1.1 单井日经济产能模型 |
| 5.1.2 单井累产油量界限模型 |
| 5.1.3 单井控制储量界限模型 |
| 5.1.4 实例应用 |
| 5.2 基于多因素制约的海上低渗透油田储量品质评价方法 |
| 5.2.1 海上低渗透油田储量品质评价原理 |
| 5.2.2 海上低渗透油田储量品质评价的基本假设 |
| 5.2.3 海上低渗透油田储量品质评价体系 |
| 5.3 多因素制约的海上低渗透油田有效注水开发油藏界限 |
| 5.3.1 全成本开发方式下的油藏开发界限 |
| 5.3.2 地层非均质性对开发界限的影响 |
| 5.3.3 不同埋藏深度对开发界限的影响 |
| 5.3.4 不同企业各种开发成本对开发界限的影响 |
| 5.3.5 申请减免国家税收对开发界限的影响 |
| 5.4 海上低渗透油田储量品质下限与有效开发模式研究 |
| 5.4.1 海上低渗透油田独立开发的储量规模下限标准 |
| 5.4.2 海上低渗透油藏注采井组单元储量品质及独立开发的储量品质下限标准 |
| 5.4.3 海上低渗透油田有效开发模式 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间发表的论文 |
（10）低渗致密砂岩气藏分支水平井钻完井关键技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1. 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透致密砂岩气藏的界定 |
| 1.2.2 中国致密砂岩气资源及开发现状 |
| 1.2.3 分支井技术研究现状 |
| 1.3 苏里格气田分支水平井技术面临的主要技术挑战 |
| 1.4 本文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 本文的主要研究内容 |
| 1.4.2 本文的技术路线 |
| 2. 苏里格气田分支水平井适应性及关键钻井技术研究 |
| 2.1 苏里格气田分支水平井适应性评价 |
| 2.1.1 苏里格气田基本地质特征 |
| 2.1.2 限制苏里格气田单井产量的主要技术瓶颈及应对措施分析 |
| 2.1.3 苏里格气田分支水平井试验区块筛选 |
| 2.2 苏里格气田分支水平井井身结构研究 |
| 2.2.1 苏里格气田常规水平井及分支井井身结构 |
| 2.2.2 苏里格气田分支水平井井身结构优化 |
| 2.3 苏里格气田分支水平井井眼剖面优化研究 |
| 2.3.1 分支水平井眼剖面优化原则 |
| 2.3.2 苏里格气田水平井剖面优化设计 |
| 2.3.3 苏里格气田分支水平井井剖面优化设计 |
| 2.4 分支井眼侧钻技术及选择性重入技术研究 |
| 2.4.1 分支井眼侧钻技术 |
| 2.4.2 分支井选择性重入技术研究 |
| 2.5 可控扶正器研制 |
| 2.5.1 结构及工作原理 |
| 2.5.2 可控扶正器室内实验研究 |
| 2.6 可打捞式斜向器研制 |
| 2.6.1 结构及工作原理 |
| 2.6.2 可打捞式斜向器室内实验研究 |
| 2.7 本章小结 |
| 3. 多分支井井筒复杂流动规律研究 |
| 3.1 多分支井近井油藏渗流模型 |
| 3.1.1 多分支井空间特征描述 |
| 3.1.2 多分支井近井油藏渗流模型 |
| 3.1.3 油藏中的势分布和压力分布 |
| 3.2 井筒内变质量流动模型 |
| 3.2.1 井筒流体动量方程 |
| 3.2.2 井壁摩擦系数分析 |
| 3.2.3 井眼水动力学分析 |
| 3.3 各独立段压降计算模型 |
| 3.3.1 水平段压降计算模型 |
| 3.3.2 弯曲段压降计算模型 |
| 3.4 多分支井各分支汇合流动分析 |
| 3.4.1 分支井物理简化模型 |
| 3.4.2 分支井汇合模型建立 |
| 3.5 井筒与油藏渗流的非稳态耦合模型 |
| 3.5.1 油藏渗流和井筒流动的耦合 |
| 3.5.2 多分支井井筒耦合模型求解方法 |
| 3.5.3 井筒耦合模型的应用 |
| 3.6 分支水平井起下钻井筒压力瞬态波动规律研究 |
| 3.6.1 波动压力产生过程描述及波动压力产生机理 |
| 3.6.2 数学模型 |
| 3.6.3 定解条件 |
| 3.6.4 数值求解方法 |
| 3.6.5 起、下钻压力波动规律影响因素对比分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 4. 苏里格气田分支水平井井壁稳定性研究 |
| 4.1 “双石”层及煤层坍塌机理研究 |
| 4.1.1 “双石”层井壁稳定力学模型 |
| 4.1.2 “双石”层泥页岩理化特性研究 |
| 4.1.3 煤层的坍塌机理 |
| 4.2 “双石”层及煤层井壁防塌钻井液技术 |
| 4.2.1 抑制剂的筛选及评价 |
| 4.2.2 双钾盐聚合物防塌钻井液体系基本配方 |
| 4.2.3 双钾盐聚合物防塌钻井液性能评价 |
| 4.3 分支连接处井壁稳定性评价技术 |
| 4.3.1 分支连接处物理模型 |
| 4.3.2 井壁稳定数学模型 |
| 4.3.3 分支连接处井壁稳定性数值模拟 |
| 4.4 分支井窗口密封液技术研究 |
| 4.4.1 技术原理 |
| 4.4.2 密封液室内配方设计 |
| 4.4.3 窗口密封液体系综合性能试验 |
| 4.4.4 窗口密封液蹩压性能试验 |
| 4.5 本章小结 |
| 5. 苏里格气田储层保护钻(完)井液技术研究 |
| 5.1 储层潜在伤害因素分析 |
| 5.2 苏里格气田储层敏感性室内评价与分析 |
| 5.2.1 储层速敏性室内实验结果及分析 |
| 5.2.2 储层水(盐)敏性室内评价结果及分析 |
| 5.2.3 储层碱敏性室内评价结果及分析 |
| 5.2.4 储层酸敏性室内评价结果及分析 |
| 5.2.5 储层应力敏感性室内评价结果及分析 |
| 5.2.6 储层水锁伤害评价实验结果及分析 |
| 5.3 苏里格气田储层敏感性伤害因素分析 |
| 5.4 苏里格气田分支水平井保护储层钻(完)井液技术研究 |
| 5.4.1 降低储层水锁伤害技术研究 |
| 5.4.2 油溶液态软暂堵钻(完)井液体系研制 |
| 5.4.3 油溶液态软暂堵钻(完)井液体系储层保护效果评价 |
| 5.5 本章小结 |
| 6. 苏里格气田分支水平井固井关键技术研究 |
| 6.1 苏里格气田分支水平井固井的主要技术难点 |
| 6.1.1 分支连接处的固井技术难点 |
| 6.1.2 苏里格气田分支水平井分支井段技术难点 |
| 6.2 防气窜固井水泥浆体系研究 |
| 6.2.1 降失水剂的研制 |
| 6.2.2 缓凝剂的研制 |
| 6.2.3 防气窜水泥浆体系基本性能评价 |
| 6.2.4 防气窜水泥浆体系塑性性能评价 |
| 6.2.5 水泥石抗冲击破坏实验 |
| 6.2.6 GSJ水泥浆胶凝强度性能实验 |
| 6.3 分支水平井固井工艺技术研究 |
| 6.3.1 固井附件工具研发及设计 |
| 6.3.2 固井施工工艺 |
| 6.4 本章小结 |
| 7. 苏里格气田分支水平井完井及储层改造关键技术研究 |
| 7.1 苏里格气田分支水平井完井技术 |
| 7.1.1 多分支井主要完井系统分级 |
| 7.1.2 苏里格气田分支水平井完井系统 |
| 7.2 苏里格气田致密砂岩气藏压裂工程地质环境分析 |
| 7.2.1 苏里格气田致密砂岩气藏储层地质特征分析 |
| 7.2.2 压裂技术难点及针对措施分析 |
| 7.3 分支水平井分段压裂裂缝参数优化研究 |
| 7.3.1 分支水平井压裂产能预测模型 |
| 7.3.2 分支水平井压裂产能影响因素 |
| 7.3.3 分支水平井裂缝优化结果 |
| 7.4 裸眼分段压裂改造工具研制 |
| 7.4.1 裸眼分段压裂管柱设计 |
| 7.4.2 裸眼分段压裂改造工具及原理 |
| 7.5 低伤害低摩阻压裂液研究 |
| 7.5.1 压裂液配方及主要性能评价 |
| 7.5.2 配液用水质及配液设备要求 |
| 7.6 本章小结 |
| 8. 现场应用综合效果分析 |
| 8.1 分支井关键技术的现场应用 |
| 8.1.1 可控扶正器现场试验 |
| 8.1.2 分支井侧钻开窗工具应用效果评价 |
| 8.1.3 分支井眼选择性重入技术现场评价 |
| 8.2 双钾盐聚合物防塌钻井液体系现场试验 |
| 8.3 油溶液态软暂堵钻(完)井液体系的现场应用 |
| 8.3.1 现场试验简况 |
| 8.3.2 试验效果分析 |
| 8.4 分支井完井及储层改造现场试验及效果评价 |
| 8.4.1 桃7-14-18H分支井现场试验 |
| 8.4.2 桃7-15-20H分支井现场试验 |
| 8.4.3 现场试验经验总结 |
| 8.5 本章小结 |
| 9. 结论及建议 |
| 9.1 结论 |
| 9.2 主要创新点 |
| 9.3 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录1 博士期间发表论文及获得的专利 |
| 附录2 博士期间主要科研成果 |
四、应用侧钻水平井技术改善低渗透油藏开发效果（论文参考文献）
- [1]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)
- [2]低渗透油藏侧钻水平井小井眼分段多簇压裂技术[J]. 苏良银,常笃,杨海恩,段鹏辉,薛小佳,白建文. 石油钻探技术, 2020(06)
- [3]曙光稀油油藏开发后期稳产技术研究[D]. 吴微. 东北石油大学, 2020(03)
- [4]DND低渗致密气藏剩余气定量研究[D]. 谢志伟. 西南石油大学, 2019(06)
- [5]水平井泵送分段射孔技术[D]. 郭磊. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]夏18井区克下组油藏改善注水开发效果研究[D]. 熊良. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [7]华北地区S75区块水平井完井及配套技术研究[D]. 张毅. 中国石油大学(华东), 2017(07)
- [8]海上低渗透油田有效开发模式与理论研究[D]. 徐文江. 西南石油大学, 2016(05)
- [9]大庆油田水平井钻井技术现状及发展方向[J]. 杨智光,孙庆仁,何俊才,齐悦,孟祥波,吕长文. 大庆石油地质与开发, 2014(05)
- [10]低渗致密砂岩气藏分支水平井钻完井关键技术研究[D]. 王长宁. 西南石油大学, 2013(01)