一、塔河油气田井下压力计的应用（论文文献综述）
林俊锋[1]（2021）在《双潜油电泵井故障分析处理方法及维护管理实践》文中研究表明边际油田开发过程中,为降低开发成本,平台不设置修井机。为延长检泵周期,降低钻井船动复员和修井费用,南海西部很多边际油田采用双潜油电泵生产。双潜油电泵井故障分析和排除方法与传统单潜油电泵比较存在较大差异,准确判断双潜油电泵井故障并提出正确的处置措施,对保障双潜油电泵井寿命具有良好意义。
谢志伟[2]（2019）在《DND低渗致密气藏剩余气定量研究》文中研究表明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。
杨炳华[3]（2016）在《井下压力计在电潜泵井工况分析中的应用》文中指出电潜泵采油是海上油田最主要的人工举升方式,正确进行电潜泵井工况分析和故障诊断对保障油井生产时效、处理油井故障具有重要意义。依靠电流卡片、油井油套压、电机对地绝缘和相间电阻等资料对潜油电泵井进行定性分析的方法对人员的经验具有很强的依赖性,从而影响结论的准确性和全面性。利用直读式井下电子压力计测量的参数辅助进行生产井工况分析,可以直观定量的判断油井生产情况,查找故障原因,对指导电潜泵井的使用和管理具有重要的现实意义。
胥洪俊,徐文超,孙娟,马文宏,孙贺东[4]（2014）在《永置式光学温度压力计在超深高压气井监测中的应用》文中进行了进一步梳理大北1气田地层及井筒条件复杂,为准确获取气田的动态资料,引进了井下永置式光学压力温度监测系统。该监测系统由光学温度压力计、温度压力计托筒、井下光缆、井下光缆井口穿越装置,以及光学地面数据采集系统组成,能连续监测并报告井下压力温度变化情况,不影响其它作业。该系统首次成功应用,解决了国内超深异常高压气井的测压问题。
杨明[5]（2014）在《苏里格气田苏14区块水平井产量分析及机理研究》文中指出本文针对水平井产量机理，以苏里格气田为研究对象，展开了水平井产量的分析，苏里格大气田已成为我国天然气大规模建设上产的主要接替区，是我国目前陆上最大的整装气田，探明储量6025亿立方米，相当于一个6亿吨的大油田，由于资源储量大、品位高，因而苏里格大气田成为了国家“西气东输”工程的重要气源。文章首先就国内外有关水平井产量或产能预测方面的文献成果进行了综述；之后就苏里格气田区域地质、气藏特征，以及本次研究的苏14区块的气层特征等展开了分析；在此基础上，对苏里格气藏渗透特征进行了分析实验，并探讨了水平井产量或产能预测的主要方法；最后借助Eclipse软件建立有关模型，对可能影响水平井产能的因素进行了模拟分析，主要包括储层渗透率，渗透率各向异性、储层厚度、水平井段的长度、启动压力梯度、储层损伤等多重因素，研究结果表明，这些因素对于水平井产量的影响是直接的，但影响程度大小各不相同，影响最大的为储层渗透率与储层厚度，之后在针对苏里格气田的二项式产能预测公式，通过实验验证了公式的可用性。本文的研究，对于进一步完善国内外学者在气藏水平井产量或产能领域的研究成果具有一定的理论意义；同时能够有利于在充分考虑多个因素的基础上进行水平井技术参数的重新设计，对于进一步发挥水平井技术带来的经济效益具有重要的现实意义。
孙磊[6]（2010）在《塔河油田THN1区块三叠系中油组气藏描述》文中研究说明塔河油气田THN1气藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部塔河南8号构造带之上,主要含气层系为三叠系阿克库勒组中油组,于2007年投产,目前气井水淹严重、产量快速递减,需进一步综合治理调整。本论文综合运用地震、钻井、测井及各类分析化验资料,对THN1中油组凝析气藏构造圈闭、储层特征、流体性质、气藏特征等进行精细描述,并建立气藏地质模型,对下步开发方案的调整提供地质基础。THNl三叠系中油组气藏为微幅背斜构造+岩性上倾尖灭+断裂控制的以岩性尖灭为主的呈北西西展布的复合型圈闭；中油组为一套辫状河三角洲前缘水下分流河道互相叠置的厚约11-19m的复合型砂体；储层岩性主要为灰白色-浅灰色中粗粒、含砾粗粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩及砂质中细砾岩,砂岩成份、结构成熟度较低,总体反应近源较强水动力条件；储层成岩过程中压实作用是减少孔隙度的主要作用方式,溶蚀作用增加近8%的孔隙度,现今主要处于晚成岩A期；储层孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主,少量的粒内溶孔、粒内微孔、粒内裂缝、粒缘缝、高岭石晶间孔、微裂缝,孔隙组合类型以残余粒间孔型为主,孔喉结构为中孔—大孔型粗喉型,面孔率高,连通性较好；孔隙度平均23.7%,渗透率平均490.74×10-3μm2,为中—高孔、高渗储层,沉积环境及成岩作用是影响储层物性的主要因素；储层层间、层内非均质性较强,平面非均质性较弱,储层夹层密度平均为0.095,夹层频率平均为0.10,平面连续性较差,对抑制底水锥进作用有限；THN1气藏中油组综合评价为Ⅰ类及Ⅱ类储层；气藏类型为断层控制的以岩性尖灭为主的复合型具有边水的带油环凝析气藏；气藏属正常温压系统,目前高部位气井流压普遍低于饱和压力,井筒附近反凝析严重。采用地震约束下相控参数场的方法,用序贯指示模拟建立了储层砂体分布模型,并采用将物性参数变量与砂体分布相结合的多元序贯高斯方法建立孔隙度等物性参数的分布模型,采用地质分析类比、地质统计分析等方法优选最佳模型,为油田高效开发提供了依据。
李新华[7]（2009）在《塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究》文中研究说明塔河油田12区奥陶系油藏属于超深岩溶缝洞型油藏,油藏埋深大,非均质性严重,原油重质高粘,属于超稠油油藏,油藏开发难度极大,这类油藏国内外无经验可循。2007年12区的AD4、AD7、S94CH井相继获得高产工业油气流,且AD4井最高日产达千吨,已成为“十一五”期间西北油田分公司增储上产的重点区域。本论文综合运用多种方法技术,从寻找控制油气产能及油气分布的主要地质因素出发,研究12区奥陶系油藏的勘探开发地质特点,查清缝洞型储层的地质特征、发育规律及控制因素;研究油藏的产能、油气水分布规律;同时研究12区开发动态特征和超稠油油藏物性特征,探索超稠油油藏的合理开发方式及高效开采工艺技术,为合理高效开发提供理论依据和技术支撑。通过本文研究,得出如下结论及认识:1、12区断裂较发育,既是油气运移的主要通道,又是形成遮挡的必要条件。研究区内发育的F2、F3、F4这3条主断裂控制了12区的构造格局:西部构造低洼区、中部构造斜坡和构造高地,控制了12区的岩溶缝洞储集体沿断裂的发育方向和油气的运移。2、12区奥陶系发育加里东中期三幕岩溶作用、海西早期和海西晚期岩溶作用,其中海西早期岩溶强度大、大型岩溶洞穴发育,主要受古地貌和断裂控制。3、12区岩溶储集体东部易充填、中部最发育、西部欠发育。12区总体处于岩溶高地（东部）—岩溶斜坡区（中—西部）。具明显的东高、西低的特征,东侧为岩溶高地,西侧为岩溶盆地,其间为岩溶斜坡。岩溶最为发育且保留机率较高的是岩溶斜坡,特别是岩溶缓坡及其上的次级岩溶残丘,它是寻找岩溶型储层的最佳地区;其次是岩溶高地及岩溶谷地近岩溶斜坡一侧。4、12区油气富集主要在中部的S99-TK1207、AD4-AD7、TK1231-AD15、缝洞带,东部的TK1243-TK1210、TK1204-TK1229缝洞带。5、12区油水关系主要受断裂控制,东部水体发育,中部油气富集,西部水体局部发育。6、形成了12区超深、超稠油油藏的能量补充开发方式综合12区油藏地质、开发特征研究和油藏物性特征,参考塔河主体区及国内外其它油田开发方式及技术现状,以追求最大的经济效益和提高最终采收率为目标,表明12区在开发早期利用天然能量开发,针对封闭的定容体则在早期油井停喷后采用单井注水替油,对具有一定天然能量的多井连通单元则在开发早、中期采用注水补充能量的开发方式效果较好。7、形成了12区超深、超稠油油藏的高效井位部署技术针对塔河油田12区超深、超稠缝洞型油藏特点,以“整体部署、层次开发、动态调整”的开发技术思路,形成了上奥陶剥蚀区评价新缝洞带、打构造、岩溶高部位、有利地震反射特征;覆盖区找高产缝洞带、打最有利反射特征,沿断裂带线状布井,外扩、加密能量充足缝洞带、评价新缝洞带的高效井位部署技术。8、通过对12区稠油井筒温度、压力的敏感性研究表明:温度是影响该区原油粘度的最主要因素,压力对稠油粘度的影响不敏感;9、通过对掺稀降粘、化学降粘、电加热降粘、闭式热流体循环加热降粘等工艺的研究论证,认为掺稀降粘、化学降粘工艺适合塔河十二区超稠油开采的需要,其中掺稀降粘是主导工艺,电加热降粘、闭式热流体循环加热降粘工艺目前适应性较差。10、形成了超深、超稠油举升工艺技术①大管径采油工艺技术②掺稀降粘工艺技术③电潜泵开采工艺技术④流动改性剂工艺技术⑤油溶性化学降粘工艺技术
黄杰[8]（2008）在《缝洞型油藏高产井管理对策研究》文中进行了进一步梳理塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,油藏非均质强,裂缝发育,油井具有高产的条件,但由于油藏存在边底水,单井产量过高,必然引起底水锥进,造成油井生产能力迅速下降。奥陶系缝洞型油藏具有与砂岩和其他裂缝型碳酸盐岩油藏截然不同的生产特征,常规确定油藏合理产量的方法不适应,油井产能及工作制度缺乏定量化手段,高产油井合理工作制度难以确定,影响了奥陶系油藏合理开发。本文对奥陶系油藏储渗模式与油藏内水体分布模式进行系统研究,以油井钻遇储层类型为基础,结合塔河油田高产井含水上升特征与产量递减规律,确定见水前高产油井合理产能,并提出见水后高产油井稳油控水政策。利用油井实际动态特征为基础的经验统计法对塔河油田缝洞型油藏单井产量进行分析计算,以增大油井无水期累积采油量为目的,得到适合于塔河油田缝洞型油藏的单井合理生产压差。油井见水后,利用小波变换对高产油井生产动态数据进行除噪处理,对比CHAN水油比诊断图,从地质、油藏角度分析油井含水上升机理,为稳油控水措施提供理论指导。最终确定塔河油田高产井出水原因主要为:水沿高导流通道水窜和近井筒问题,从而提出具有针对性地稳油控水政策。针对塔河油田高产井生产初期采用自喷生产,见水后采用电泵进行提液生产的特点,利用WellFlo软件进行节点分析,结合油井生产历史,确定油井合理生产参数。
曹敬华[9]（2007）在《塔河油田8区奥陶系油藏缝洞单元划分及油水分布特征研究》文中进行了进一步梳理塔河油田8区奥陶系油藏是一种特殊类型的岩溶缝洞型碳酸盐岩油气藏，溶蚀孔、洞是油气主要储集空间，裂缝是主要的渗流通道。溶蚀孔、洞的形态不规则、发育不均一、空间分布随机性大，此外该区由于多期成藏，流体分布复杂，这些因素不利于布井、编制开发方案和油藏的高效开发。这种情况下，进行缝洞体的识别，分析井间连通性，划分缝洞单元，研究油水的分布特征，提出油水分布模式，就显得尤为重要，这也是进一步提高奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏开发效果的关键所在。论文根据该区储层发育特征，利用地质、地震、钻井、录井、测井、岩心等资料进行了单井缝洞体的识别，共识别出51个缝洞体。结合压力、测试、生产动态、流体性质等资料进行了井间连通性分析，进而划分了缝洞单元，共划分了39个各类单元；利用原油实验室分析资料和高压物性资料，分析了原油密度和粘度在平面上、纵向上的分布特征，分析了原油粘度随温度变化的特征和影响原油分布的因素；利用地层水分析资料分析了地层水在平面上和纵向上的分布特征，探讨了水的来源，分析了影响地层水分布的因素；总结了5种油水分布模式。
杨坚[10]（2007）在《缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元数值模拟理论与方法研究》文中指出世界已探明储量中碳酸盐岩油气藏储量约占50%,产量占60%以上,具有非常重要的地位。碳酸盐岩油藏和砂岩油藏由于沉积成因不同,在地质特征和开发动态方面都存在着很大的差异。塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的地质研究表明,其储层中发育着很多大型的溶蚀洞、缝,储层的平面展布呈现出极度的非均质性,形成了典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,根据各种孔隙介质在储层中的组合,将储层分为了溶洞型、裂缝-溶洞型和裂缝型三类;研究表明溶洞储层的发育和构造位置、裂缝的发育、潜水面和风化面的位置等因素有关;多期充注的油气成藏模式导致了流体复杂的赋存状态,由此提出了所谓的“瓶子模型”,解释生产过程中油水界面的变化;特殊的储集空间类型和流体分布特征导致油田在开发过程中表现出很大的不确定性和含水变化的复杂性,为了合理的解释油气田开发过程中的动态特征,提出了“缝洞单元”的概念,并制定了“缝洞单元”纵横向划分的基本原则和依据及划分方法,并对“缝洞单元”进行了分类和评价;基于地质特征和流体在其中流动规律的研究,提出了缝洞型碳酸盐岩油藏的数值模拟综合解决方案,通过模拟单元的选择、流动类型和参数的等效,建立了三重介质油藏三维三相数值模拟模型,采用不完全LU（DKR）分解预处理共轭梯度法进行了求解;在塔河油田4区精细油藏描述的基础上,将各种类型的孔隙空间进行了归类组合,建立了S48单元的地质模型;通过对油井生产动态进行分析研究,建立了两类和油井地质、生产动态相对应的单井模型;最后应用三重介质油藏数值模拟软件对单井模型和S48单元进行了数值模拟,通过局部加密和粗化等技术模拟流体流动规律,取得了很好的拟合效果;结合数值模拟结果,分析了各种介质中的储量分布、储量产出的百分比以及地层的能量,认为塔河油田缝洞型油藏中流体绝大多数储集于缝洞系统之中,所产出流体90%以上也来自于缝洞系统,其底水能量属于较充足的类型;模拟结果和油田实际情况符合较好,说明了地质研究和油藏数值模拟研究的正确性。通过一系列的研究,为今后缝洞型碳酸盐岩油藏的数值模拟提供了理论方法、技术和工具。
二、塔河油气田井下压力计的应用（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、塔河油气田井下压力计的应用（论文提纲范文）
（1）双潜油电泵井故障分析处理方法及维护管理实践（论文提纲范文）
| 1 双潜油电泵井生产管柱结构 |
| 1.1 双潜油电泵井生产管柱结构型式 |
| 1.2 双潜油电泵井不同生产管柱结构型式的特点 |
| 2 双潜油电泵井常见故障问题 |
| 2.1 双潜油电泵井常见故障问题原因及处置措施 |
| 2.2 双潜油电泵井常见故障问题与单潜油电泵井的不同 |
| 3 双潜油电泵井日常管理 |
| 4 结论 |
（2）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 |
（3）井下压力计在电潜泵井工况分析中的应用（论文提纲范文）
| 1 利用井下压力计数据判断油井故障 |
| 1.1 电潜泵卡泵 |
| 1.2 电潜泵断轴 |
| 1.3 供液不足或气蚀 |
| 1.4 管柱漏失 |
| 1.5 电潜泵扬程不足 |
| 1.6 电机或电缆烧毁 |
| 2 利用井下压力计数据判断油井故障实例 |
| 3 结论及建议 |
（4）永置式光学温度压力计在超深高压气井监测中的应用（论文提纲范文）
| 1 工作原理 |
| 2 系统组成 |
| 3 技术优势 |
| 4 现场应用 |
| 4.1 完井简况 |
| 4.2 应用效果 |
| 4.3 存在问题 |
| 5 结论及建议 |
（5）苏里格气田苏14区块水平井产量分析及机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 相关研究综述 |
| 1.2.1 有关水平井技术研究 |
| 1.2.2 有关水平井产能或产量预测的研究 |
| 1.3 研究主要内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究主要内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 第二章 区块概况 |
| 2.1 苏里格气藏概况 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.2 苏里格气藏地质特征 |
| 2.2.1 地层划分 |
| 2.2.2 沉积相特征 |
| 2.2.3 有效砂体分布特征 |
| 2.2.4 储层物性 |
| 2.2.5 气田的温度与压力 |
| 2.2.6 气藏类型 |
| 2.3 苏里格气田苏 14 区概况 |
| 2.4 苏 14 区区域地层概况 |
| 2.4.1 区域地层概述 |
| 2.4.2 苏 14 区地层划分 |
| 2.4.3 苏 14 区储层的细分 |
| 第三章 气藏渗流特征及水平井产量分析 |
| 3.1 低渗透气藏渗流特征分析 |
| 3.1.1 多孔隙情况中的气体流态分类 |
| 3.1.2 低渗透气层的气体流动方程 |
| 3.1.3 苏里格气藏渗流特征分析 |
| 3.2 水平井产量分析方法 |
| 3.2.1 水平井常规产量分析方法 |
| 3.2.2 水平井产量单点分析法 |
| 3.2.3 低渗透水平井的等时产量分析法 |
| 3.2.4 考虑启动压力梯度及高速非达西流时气藏水平井产能公式 |
| 3.2.4.1 气藏水平井在达西渗流条件下的产能公式 |
| 3.2.4.2 气藏水平井在高速非达西渗流条件下的产能公式 |
| 3.2.4.3 气藏水平井只考虑启动压力梯度时产能公式 |
| 3.2.4.4 考虑启动压力梯度和高速非达西渗流时气藏水平井产能公式 |
| 3.2.5 当前苏里格气田水平井产量分析方法 |
| 第四章 水平井产量的影响因素及预测模拟 |
| 4.1 模型的建立 |
| 4.2 水平井产量各主要影响因素分析 |
| 4.2.1 水平段长度与储层厚度对水平井产量的影响分析 |
| 4.2.2 气藏储层渗透率对水平井产量的影响分析 |
| 4.2.3 渗透率各向异性对水平井产能的影响分析 |
| 4.2.4 生产压差对水平井产量的影响 |
| 4.2.5 储层损伤对水平井产能的影响分析 |
| 4.2.6 水平井偏心距对水平井产能的影响分析 |
| 4.2.7 启动压力梯度对水平井产能的影响分析 |
| 4.2.8 高速非达西渗流对水平井产能的影响 |
| 4.3 苏里格气田苏 14 区块水平井产能预测模拟 |
| 4.3.1 以修正等时试井公式为基础的产能模拟 |
| 4.3.2 实例模拟计算 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（6）塔河油田THN1区块三叠系中油组气藏描述（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究区地质概况 |
| 1.2 选题依据意义 |
| 1.3 油气藏描述技术研究现状 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路及其目标 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 第二章 油组及小层对比划分 |
| 2.1 油组特征 |
| 2.2 小层划分及对比 |
| 第三章 构造及圈闭特征 |
| 3.1 区域构造特征 |
| 3.2 构造及断裂特征 |
| 第四章 沉积相研究 |
| 4.1 区域沉积—构造演化特征 |
| 4.2 沉积相划分标志及其特征 |
| 4.3 沉积相划分方案 |
| 4.3.1 辫状河-三角洲沉积特点 |
| 4.4 沉积微相平面分布 |
| 第五章 储层特征 |
| 5.1 储层岩石学特征 |
| 5.2 储层成岩作用 |
| 5.2.1 储层成岩作用类型 |
| 5.3 储层孔隙结构特征 |
| 5.3.1 孔隙类型及其组合 |
| 5.3.2 喉道类型 |
| 5.3.3 孔喉组合类型 |
| 5.3.4 孔喉大小与分布特征 |
| 5.3.5 毛管压力曲线类型及孔隙结构特征 |
| 5.4 储层物性特征 |
| 5.4.1 物性总体特征 |
| 5.4.2 储层物性影响因素 |
| 5.5 储层非均质性 |
| 5.5.1 层间非均质特征描述 |
| 5.5.2 层内非均质特征描述 |
| 5.5.3 平面非均质性特征 |
| 5.6 储层分类及评价 |
| 第六章 气藏特征 |
| 6.1 气藏控制因素与类型 |
| 6.2 温度与压力 |
| 6.3 流体性质 |
| 6.3.1 地层原油性质 |
| 6.3.2 地面原油性质 |
| 6.3.3 天然气性质 |
| 6.3.4 地层水性质 |
| 第七章 储层三维地质建模 |
| 7.1 随机建模概述 |
| 7.2 建模技术思路及流程 |
| 7.3 三维地质建模数据准备 |
| 7.4 沉积微相模型的建立 |
| 7.5 储层物性参数相控建模 |
| 结论 |
| 图版 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间研究成果 |
| 攻读学位期间发表的学术论文 |
| 攻读学位期间参与的主要科研项目 |
| 致谢 |
（7）塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究（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 |
| 1.3 研究区域背景 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 第2章 构造和地层发育特征 |
| 2.1 断裂特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 奥陶系地层发育和展布特征 |
| 第3章 奥陶系岩溶储集体发育特征 |
| 3.1 奥陶系地层岩性特征及古岩溶研究 |
| 3.1.1 奥陶系地层岩性特征 |
| 3.1.2 古岩溶发育期次及发育模式 |
| 3.2 储集空间、储集体类型划分研究 |
| 3.2.1 储层物性及孔隙结构特征 |
| 3.2.2 储集空间、储集体类型 |
| 3.3 储集体发育特征及受控因素 |
| 3.3.1 储集体地震预测研究 |
| 3.3.2 储集体发育特征 |
| 3.3.3 储集体发育主控因素 |
| 第4章 流体分布特征 |
| 4.1 地面流体性质 |
| 4.2 地层流体性质 |
| 第5章 油藏开发特征及油藏评价 |
| 5.1 开发动态特征 |
| 5.2 储量计算与评价 |
| 5.2.1 开发储量计算 |
| 5.2.2 储量综合评价 |
| 5.2.3 动态储量计算 |
| 5.3 奥陶系油藏油气展布特征及受控因素分析 |
| 5.3.1 奥陶系油藏展布特征 |
| 5.3.2 油藏成藏主控因素 |
| 第6章 12区超深、超稠油物性特征及开发技术研究 |
| 6.1 12区超稠油物性特征 |
| 6.1.1 超稠油高压物性、族组分研究及其它化学检测 |
| 6.1.2 超稠油流变性研究 |
| 6.1.3 超稠油开采敏感性因素分析研究 |
| 6.1.4 塔河油田12区井筒温度、压力场模拟计算 |
| 6.2 12 区超深、超稠油油藏开发技术研究 |
| 6.2.1 开发方式研究 |
| 6.2.2 高效井位部署技术 |
| 6.2.3 采油工艺技术 |
| 6.3 实施效果评价 |
| 6.3.1 产建实施效果评价 |
| 6.3.2 采油工艺技术效果评价 |
| 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 |
（8）缝洞型油藏高产井管理对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 课题研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 碳酸盐岩储集体的分类及认识 |
| 1.2.2 缝洞型油藏合理采油速度研究 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 塔河油田概况 |
| 2.1 储层发育特征 |
| 2.1.1 储集空间类型 |
| 2.1.2 储层平面分布特征 |
| 2.1.3 储层纵向分布特征 |
| 2.2 缝洞型油藏储渗模式 |
| 2.2.1 缝洞型油藏基本储渗模式 |
| 2.2.2 缝洞型油藏组合储渗模式 |
| 2.2.3 油井钻遇储层类型分类 |
| 2.3 油藏水体分布特征 |
| 2.4 缝洞单元的认识及划分 |
| 2.5 开发中存在的问题 |
| 第三章 生产特征及产能规律 |
| 3.1 地层能量分析 |
| 3.2 油井含水分析 |
| 3.2.1 油井见水特征 |
| 3.2.2 油井含水上升特征 |
| 3.3 油井产量递减规律分析 |
| 3.3.1 油井产量变化规律 |
| 3.3.2 产量递减分析 |
| 3.4 缝洞单元开发状况分析 |
| 3.4.1 缝洞单元开发特征 |
| 3.4.2 缝洞单元天然能量分析 |
| 3.4.3 缝洞单元开发效果评价 |
| 3.4.4 缝洞单元合理开发政策 |
| 第四章 高产井合理产能确定 |
| 4.1 常用油井产能分析方法 |
| 4.1.1 二项式产能分析方法 |
| 4.1.2 单点法 |
| 4.1.3 经验公式计算法 |
| 4.1.4 实例分析 |
| 4.2 油井合理产能依据 |
| 4.3 采油指数的计算 |
| 4.3.1 井底流压计算 |
| 4.3.2 采油指数确定 |
| 4.4 合理生产压差的确定 |
| 第五章 稳油控水措施研究 |
| 5.1 油井出水机理分析 |
| 5.2 小波变换除噪原理及应用 |
| 5.3 塔河油田油井出水机理诊断 |
| 5.4 稳油控水措施 |
| 第六章 WellFlo软件在高产井开发中的应用 |
| 6.1 软件模型设置 |
| 6.2 电泵井生产合理工作频率确定 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）塔河油田8区奥陶系油藏缝洞单元划分及油水分布特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 工区简况 |
| 1.4 主要研究内容及研究思路 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 主要成果和认识 |
| 第2章 油田概况 |
| 2.1 油田简况 |
| 2.1.1 油田地理位置及地理环境 |
| 2.1.2 构造位置 |
| 2.2 勘探开发现状 |
| 第3章 油藏基本地质特征 |
| 3.1 区域地质概况 |
| 3.2 地层沉积特征 |
| 3.3 构造特征 |
| 3.3.1 区域构造特征 |
| 3.3.2 塔河油田8区奥陶系油藏构造特征 |
| 3.3.3 塔河油田8区断裂特征 |
| 3.3.4 裂缝发育特征 |
| 3.4 储层发育特征及受控因素 |
| 3.4.1 储集空间类型及特征 |
| 3.4.2 储层发育受控因素 |
| 第4章 缝洞体识别 |
| 4.1 利用地质、录井、钻井、取芯资料识别缝洞体 |
| 4.1.1 利用岩芯、岩屑识别缝洞体 |
| 4.1.2 利用岩溶岩识别缝洞体 |
| 4.1.3 利用钻井异常现象识别缝洞体 |
| 4.2 利用测井技术识别缝洞体 |
| 4.2.1 裂缝性储层 |
| 4.2.2 溶孔、溶洞型储层 |
| 4.3 利用地球物理技术识别缝洞体 |
| 4.3.1 利用正演技术识别缝洞体 |
| 4.3.2 利用井—震精细标定识别缝洞体 |
| 4.3.3 利用地震属性特征提取技术识别缝洞体 |
| 4.4 利用地震、测井联合反演技术识别缝洞体 |
| 4.5 缝洞体分布特征及影响因素分析 |
| 第5章 缝洞单元划分 |
| 5.1 碳酸盐岩“缝洞单元”研究现状 |
| 5.2 缝洞单元划分的方法技术 |
| 5.2.1 油藏压力降落法 |
| 5.2.2 类干扰试井法 |
| 5.2.3 流体性质法 |
| 5.2.4 井口油压均衡下降法 |
| 5.2.5 生产特征法 |
| 5.3 缝洞单元划分 |
| 5.3.1 S86 缝洞单元划分 |
| 5.3.2 T816(K)缝洞单元划分 |
| 5.4 缝洞单元分布特征及受控因素 |
| 第6章 油水特征及分布模式 |
| 6.1 原油分布特征 |
| 6.1.1 原油物理性质 |
| 6.1.2 原油高压物性分析 |
| 6.1.3 原油平面分布特征 |
| 6.1.4 原油纵向分布特征 |
| 6.1.5 原油分布影响因素分析 |
| 6.2 地层水分布特征 |
| 6.2.1 地层水性质 |
| 6.2.2 地层水平面分布特征 |
| 6.2.3 地层水纵向分布特征 |
| 6.2.4 地层水分布影响因素分析 |
| 6.3 缝洞组合及油水分布模式探讨 |
| 6.3.1 上部油洞—下部水洞式 |
| 6.3.2 单一水洞式 |
| 6.3.3 双层水洞式 |
| 6.3.4 洞—缝—洞纯油式 |
| 6.3.5 溶洞—断裂上油下水式 |
| 6.4 开发建议 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附表 |
（10）缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元数值模拟理论与方法研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| 英文摘要 |
| 创新点摘要 |
| 引言 |
| 第1章 塔河油田地质特征及开发现状 |
| 1.1 塔河油田概况 |
| 1.2 储集空间类型划分及其特征研究 |
| 1.3 缝洞储层发育特征研究 |
| 第2章 流体分布规律 |
| 2.1 流体分布的控制因素 |
| 2.2 油水分布模型及变化规律 |
| 第3章 缝洞单元的划分和评价 |
| 3.1 缝洞单元的概念 |
| 3.2 缝洞单元的划分原则及方法 |
| 3.3 缝洞单元的分类及评价 |
| 第4章 缝洞型油藏数值模拟解决方案 |
| 4.1 目前油藏数值模拟方法及其优缺点 |
| 4.2 缝洞型油藏数值模拟解决方案 |
| 第5章 缝洞型油藏数值模拟数学模型的建立 |
| 5.1 方程建立 |
| 5.2 参数的处理 |
| 第6章 缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟研究 |
| 6.1 符号定义 |
| 6.2 全隐式的求解思想 |
| 6.3 模型的离散 |
| 6.4 网格的排列方式 |
| 6.5 自动时间步长的选择 |
| 6.6 井的处理 |
| 6.7 数值模拟计算过程中的过泡点问题 |
| 第7章 数值求解方法优化研究 |
| 7.1 不完全LU 分解 |
| 7.2 PILUCG 算法 |
| 第8章 塔河油田4 区典型缝洞单元数值模拟 |
| 8.1 层面构造建模 |
| 8.2 模型三维网格设计 |
| 8.3 储层三维参数模型 |
| 8.4 流体建模 |
| 8.5 动态建模 |
| 8.6 模拟器的选取及参数设置 |
| 8.7 典型井单井数值模拟 |
| 8.8 S48 缝洞单元数值模拟 |
| 第9章 结论及建议 |
| 9.1 结论 |
| 9.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间的研究成果 |
四、塔河油气田井下压力计的应用（论文参考文献）
- [1]双潜油电泵井故障分析处理方法及维护管理实践[J]. 林俊锋. 石油和化工设备, 2021(09)
- [2]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)
- [3]井下压力计在电潜泵井工况分析中的应用[J]. 杨炳华. 中国石油和化工标准与质量, 2016(01)
- [4]永置式光学温度压力计在超深高压气井监测中的应用[J]. 胥洪俊,徐文超,孙娟,马文宏,孙贺东. 油气井测试, 2014(05)
- [5]苏里格气田苏14区块水平井产量分析及机理研究[D]. 杨明. 东北石油大学, 2014(02)
- [6]塔河油田THN1区块三叠系中油组气藏描述[D]. 孙磊. 长安大学, 2010(03)
- [7]塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究[D]. 李新华. 西南石油大学, 2009(06)
- [8]缝洞型油藏高产井管理对策研究[D]. 黄杰. 中国石油大学, 2008(07)
- [9]塔河油田8区奥陶系油藏缝洞单元划分及油水分布特征研究[D]. 曹敬华. 成都理工大学, 2007(06)
- [10]缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元数值模拟理论与方法研究[D]. 杨坚. 中国石油大学, 2007(03)