一、文南凝析气藏排液采气技术（论文文献综述）
马倩[1]（2018）在《Dashrabt构造J3k-o气藏开发工程设计》文中认为Dashrabt构造属Xsaer山前构造,2012年在AMH东部的Zora地区采集了三维地震面积1090km2,Dashrabt地区位于三维地震覆盖区内。2016-2018年对Dashrabt地区进行了多轮次三维地震资料的处理解释,其中2018年初完成了 4x4地震测线的加密解释。2017年1月一2017年7月在Dashrabt构造上完钻第一 口探井Dat-21井,该井位于Dashrabt构造断层附近的高点,测试为中-高产气井。已开发的临区在开发生产中,呈现出“前期采速高,稳产能力不足,中期高产水,治水措施效果差”的特点,根据区域地质特征,储层非均质性强,断层、裂缝发育,部分层位缝洞发育,气田均为高压或异常高压油水碳酸盐岩气藏。由于临区气田对裂缝的认识不足导致气田方案设计存在采速过高,井位设计不合理,实际生产难以达到预期。因此,有必要进行Dashrabt构造气藏开发潜力评价研究,本文通过已完钻井资料对最新三维地震解释的卡洛夫-牛津阶顶界地震反射构造图进行校正,研究气藏的构造和断层展布特征;对储层发育控制因素、储层物性特征进行深入分析,对储层的非均质性进行综合评价;明确气田为缝洞型气藏,并通过相干法和曲率法,对裂缝进行精细描述和刻画,并建立基质-裂缝双重介质气藏地质模型,明确了裂缝主要发育在上部XVhp层,呈现出2个组系特征,平面上裂缝同时发育在气藏的高部位和边部断层附近。通过ECLIPSE油藏模拟软件,建立双孔双渗数值模型,进行气藏模拟研究,提出井位部署地质目标及开发指标预测及对比,并根据临区气田相关生产经验,明确南部靠近断层区域为水侵的主要通道,建议气田按5.25%采气速度进行生产,新钻井为大斜度井,优选目标位置为东部高部位。
王冠群[2]（2018）在《S气顶油藏注气开发方案设计研究》文中进行了进一步梳理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%。
郝泽禹[3]（2018）在《黑46区块天然气驱注采工艺设计及生产过程管理》文中提出烃类气体具有油藏原油的某些特征,因而不污染、腐蚀油层,并且可以和地层原油进行十分有利的质量交换,同时,采取天然气驱可以解决天然气自产自用和夏季调峰问题。因此注气驱以逐年增长的态势和显着的成效而成为当今世界石油开采中具有很大潜力和前景的技术,特别是烃类气驱（混相和非混相）技术已得到广泛的应用,是注气提高采收率的主要方法之一。为了能够更好的保证天然气注气井安全平稳注入,采油井正常生产。本文深入调研注天然气驱油技术特点和试验区注采现状,结合油藏方案设计,根据黑4 6区块地质概况和现阶段的注采现状及风险,结合长岭气田脱碳天然气组分和防腐防水合物的需求,对本区块进行天然气驱注采工艺总体设计。为达到天然气驱注入需求,首先进行注入井层段改造设计,通过对目标层段进行射孔-压裂-封堵工艺改造,保障气驱试验顺利开展;进行分层注气工艺设计,根据油藏需要及技术需求,选定同心双管分注工艺,并进行注入井井口、油管、注气工具和工艺管柱设计。为达到天然气驱采出需求,借鉴吉林油田C O2驱试验经验,防止出现油井套压高、气油比高、泵效低等问题,进行防气举升工艺设计,应用气举-助抽-控套一体化防气举升工艺,进行采油井井口、油管、设备与工具设计。为确保试验区块作业施工顺利进行,保证安全平稳生产,根据天然气驱的工艺特点和现场实际情况,编制作业及生产过程管理规定。针对天然气驱注气井专门编制风险评价与对策,按照套压大小进行分类管理,对不同套压情况和有套压的不同套压变化情况进行适当分析处理,并提出解决对策。本文结合试验区块地质条件和原油特性,通过基础理论研究、工艺优化设计,明确了天然气驱注采工艺需求,进行了天然气驱注采工程设计,规范了作业及生产的过程管理。为天然气驱注气井安全平稳注入,采油井正常生产奠定基础。
张洪涛[4]（2017）在《天然气井布阀气举排水采气数值研究》文中进行了进一步梳理随大庆油田深层气藏的深入开发,出水井数逐年增多,部分深层气井进入稳产后期,气井产能下降,井底压力逐年降低,水气比升高,出现多口高产水量深层气井,导致产气量呈断崖式下降,水淹特征明显。目前在大庆油田应用较成熟的泡沫排水采气技术对深层大产水量气井表现出一定的不适应性,机抽、电泵等机械排采技术成本较高且受泵抽深度限制均无法满足深层大产水量气井排水需求。本文在考虑大庆气田高产水量深层气井实际工况的基础上,开展布阀气举排水采气数值研究。研制了适用于深层气井高温高压井下环境的气举配套封隔器,封隔器采用液压坐封、上提解封方式,配套设计了回接插入密封段和解封打捞器;同时建立了气举阀检测与调试装置,并开展气举阀室内性能评价检测试验,提高了布阀气举管柱的安全可靠性。根据气液两相流基础理论建立了气举排液数值模型,并利用FLUENT软件进行布阀气举过程数值模拟,分析气举阀数量、布阀方式对气举效果的影响规律。模拟结果表明气举阀数量和阀间分布距离对气举工艺效果影响较大。根据3口高产水深层气井实际井况,结合数值模拟结果,优化设计了最佳的布阀气举工艺参数,包括注气类型、注气方式、气举管柱、注气量、注气压力、阀数量、布阀深度、开启压力等,现场试验表明该工艺排水采气效果良好。本文建立的气井布阀气举排水工艺优化设计方法,有效解决了硬举注气压力较高,布阀气举设计不合理等问题。研制的布阀气举配套工具满足大庆油田深层气井井况应用,可实现高产水量水淹气井成功复产,满足升深Y高产水区块整体治水的需求,可延长气田稳产周期,保证区块持续稳产。本课题的研究对大庆油田深层气井持续稳定开发具有重要意义。
赵梓寒[5]（2015）在《丘东凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究》文中指出凝析气藏衰竭式开发时地层压力逐渐降低,当压力低于露点时,就会出现反凝析现象,在凝析油饱和度逐渐增大达到临界流动饱和度以前,凝析油不会流动,造成越来越大的流动阻力,气相渗透率降低,大大影响凝析油的采出程度和气井产能,形成反凝析污染。因此,研究凝析气藏合理开发方式,解除反凝析污染,提高凝析油采出程度,对高效开发凝析气藏具有重要意义,是凝析气藏开发领域重要的发展趋势和方向。丘东凝析气藏属中含凝析油型的低渗气藏,目前地层能量不足、近井地带凝析油堆积,反凝析污染严重,因此研究丘东凝析气藏开发中后期提高采收率技术手段及其可行性,为丘东凝析气藏下一步开发技术政策制订提供基础理论依据。本文通过气藏工程方法对丘东凝析气藏开发现状进行了分析,包括对气藏产能的分析、46口气井分类评价、33口气井初始及目前无阻流量评价、13口气井递减规律分析、西山窑上下气藏压力系统分析、气藏及气井反凝析饱和度推算、气井不稳定试井分析等；在此基础上结合反凝析污染实验及解除凝析油污染实验进行丘东气藏注气可行性分析,并针对6口注气井进行气藏工程研究,确定气井合理日注气量范围：随后通过数值模拟,建立丘东凝析气藏单井吞吐注气、典型井组循环注气、典型井组整体吞吐注气数值模拟模型,设计28种预测方案优化丘东7井注气总量、日注气量、焖井时间、日采气量、注入周期等单井吞吐注气参数,14种预测方案优化典型井组回注比、日采气量等循环注气参数,最后开展典型井组整体吞吐方案预测,研究丘东凝析气藏注气提高采收率的可行性。研究成果表明：针对丘东凝析气藏正处于开发中后期,气井无阻流量下降幅度较大,气藏目前平均无阻流量相比初始下降69.86%,气井平均递减率为0.1639mon-1,气藏反凝析污染严重,目前平均凝析油饱和度为4.8%,但是气井连通性较好。丘东气藏反凝析污染实验岩心渗透率最大降低幅度为28.79%,而注气解除反凝析污染实验凝析油采出程度相比衰竭降压至废弃地层压力增加了9.48%,另外丘东气藏注气井井口压力在8MPa-20MPa范围内均可选取出气井的合理日注气量范围。论证得到丘东凝析气藏注气可行性较高。针对实际丘东气藏丘东7井,最优吞吐参数包括注气总量200×104m3、日注气量12.5×104m3/d、焖井时间10天、日采气量15×104m3/d、吞吐周期1个,在最优参数下可提高凝析油采出程度0.1904%,提高天然气采出程度1.239%。而针对丘东气藏典型井组,最优回注比0.7情况下循环注气产出投入比较低,相比衰竭式开发提高凝析油、天然气采出程度分别为3.8%、11.22%,具有一定的可行性。最后结合单井吞吐注气及循环注气研究成果,针对同一典型井组开展整体吞吐注气可行性研究,相比衰竭式开采,证明净增加天然气和凝析油量较为可观,产出投入比较高,具有较高的可行性。
赖伟华[6]（2014）在《轮南油田水驱开发后期注烃气提高采收率实验研究》文中提出20世纪以来,注气提高原油采收率技术已经发展成为一项成熟的增产技术。注气驱在国外开发中后期砂岩油藏中已得到广泛应用,大多数油藏注气前采用水驱及衰竭式开发方式。轮南油田经过20余年的注水开发,采出原油综合含水率达87.7%,已进入水驱开发后期。主力油藏LN2T Ⅰ油藏平面注采不平衡,层间物性差异大,层间矛盾突出,水驱采出程度低,同时轮南油田高温高盐的特点致使化学剂驱提高采收率存在很大的局限性。本文针对轮南油田目前注水开发现状,评价在该油田注烃气可行性。针对该油田储层物性相对较好但非均质性较强、不同区块流体性质差异大、油藏多层且跨度大、天然气资源丰富等特点,结合注烃气驱室内实验和数值模拟方法,开展了轮南油田水驱开发后期注烃气提高采收率的可行性分析研究。选取了LN2T Ⅰ、LN2T Ⅱ、LN2TⅢ个区块的储层岩心样品和流体样品进行研究。通过细管实验测得3个区块注烃气驱最小混相压力分别为51.33MPa、54.31MPa、51.16MPa,对比3个区块的目前地层压力,确定LN2TⅠ、LN2TⅡ区块为非混相驱,LN2TⅢ区块为近混相驱。通过长岩心驱替实验评价了不同驱替方式下的驱油效率。对3个区块进行了直接气驱、水驱后气驱、水驱后气水交替驱共9组驱替实验,结果表明,3个区块都是在水驱后气水交替驱方式下驱油效率最高。选取LN2TⅠ区块进行注气开发数值模拟,在井区内建立一个五点法注采单元的概念模型,考虑纵向非均质性对不同注入介质（干气、水）,不同注入方式（笼统注、分层注）的驱油效率差异及宏观机理。模拟了9种不同的开发方案,模拟结果表明,笼统注入方式下,水驱后气水交替驱的采出程度最高；分层注入方式下,对于低渗储层,注气开发采出程度比注水开发高20.52%,对于高渗储层,注气开发与注水开发效果较为接近。数值模拟结果与室内实验结果规律一致。
郭平,景莎莎,彭彩珍[7]（2014）在《气藏提高采收率技术及其对策》文中指出虽然2000年以来我国的天然气产量排在世界前列,但目前我国的天然气产量却远远不能满足国民经济发展的需要,越来越多的气田已进入开发中后期,且绝大部分气藏属低渗透和水驱气藏,采收率低,如何提高气藏采收率已成为当前亟待解决的问题。关于油藏提高采收率的定义、剩余油描述方法与提高原油采收率（EOR）配套技术已较为成熟,但对气藏提高采收率（EGR）的定义与描述还未建立起来,对气藏剩余气分布规律的描述方法与EGR技术还不清楚。为此,在调研大量文献的基础上,对EGR进行了定义,提出按剩余气丰度的方法来进行剩余气分布的描述,分析了国内外已开发的3种主要类型气藏（低渗透气藏、凝析气藏、边底水气藏）的地质开发特征以及开发过程中遇到的问题,总结分析了提高采收率的相关技术与方法,并对EGR技术的发展提出了建议。该成果对气藏提高采收率有重要的借鉴和推广意义。
陈献翠,赵宇新,张莉英,张贵芳[8]（2012）在《增压气举技术在中原油田油气藏的应用》文中认为针对中原油田地质特征、流体性质以及开发中存在的问题,在文东油田、文23气田、户部寨气田、白庙气田、桥口油田建设气举增压站,有效解决了复杂油藏、凝析气藏以及低压气井排液的开发问题,维护油气田的正常生产,改善了中原油田的开发效果。
林伟民[9]（2011）在《文23气田结盐机理及预测方法研究》文中指出针对文23气田采出程度高,地层压力低,气井结盐增多、结盐程度加重的特点,通过考察温度、压力等因素对气井结盐的影响,分析了气井结盐机理;通过对地层沉积环境,如储层岩性、物性,孔隙度、渗透率、流体流动速度以及岩石的表面性质等进行分析,开展了文23气田地层以及井筒结盐预测方法研究。旨在通过防盐技术调研现状和结盐机理研究,明确文23气田气井结盐机理以及温度和压力变化对气井结盐的影响规律。
徐彬彬[10]（2008）在《常规稠油油藏三次采油技术优选方法研究》文中提出我国稠油资源丰富,经济有效的开发稠油油藏可以减缓国家资源压力。三次采油方法是我国稠油资源开发的重要手段之一,但由于三次采油方法的机理十分复杂,并具有投资大、成本高、风险大等特点,因此对三次采油方法的潜力分析工作十分重要。本论文首先结合目前三次采油发展趋势,广泛调研和研究当前三次采油新方法的作用机理和应用情况。在搜集整理了国内外364个已实施三次采油开发区块的油藏静动态数据的基础上,以冀东南堡陆地油田常规稠油油藏为例,结合油藏地质、开发条件,并对冀东南堡陆地油田常规稠油油藏进行了三次采油技术初筛选,结果表明浅层高渗透常规稠油油藏可考虑化学驱、泡沫复合驱和微生物驱。结合数值模拟和经济评价对冀东南堡陆地常规稠油油藏进行三次采油技术优选,结果显示,浅层常规稠油油藏的优选技术为交联聚合物驱,室内实验也验证了三次采油优选技术的有效性。交联聚合物驱技术开发和经济效果影响因素分析表明,主要的油藏影响因素包括渗透率变异系数、地层水矿化度、油层温度、原油粘度和渗透率等;经济效益主要影响因素包括原油价格和增量投资。以油藏数值模拟技术和经济评价方法为基础,结合蒙特卡洛原理,以提高采收率和内部收益率为风险评价指标,提出了三次采油技术适应性分析和潜力评价方法,并以冀东南堡陆地浅层常规稠油油藏为例,进行了风险性分析和潜力评价。该类油藏实施交联聚合物驱后,提高采收率为3.47～3.87%,增加可采储量为35.22～39.28×104t,税后内部收益率为23.66～64.71%,风险指数为4.17%,技术和经济潜力大,风险小。本论文所提出的不同三次采油技术适应性和潜力评价研究方法,能够综合考虑各三次采油方法的技术、经济适应性及风险性,实例表明可以为油田进行三次采油技术提供指导性建议。
二、文南凝析气藏排液采气技术（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、文南凝析气藏排液采气技术（论文提纲范文）
（1）Dashrabt构造J3k-o气藏开发工程设计（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 裂缝描述及裂缝预测 |
| 1.2.2 气藏产能确定 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究目标 |
| 1.3.3 研究路线 |
| 1.4 完成的主要工作及主要认识 |
| 第2章 气藏地质特征 |
| 2.1 地层与沉积特征 |
| 2.1.1 地层特征 |
| 2.1.2 小层对比 |
| 2.1.3 沉积相分析 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 区域构造特征 |
| 2.2.2 研究区构造特征 |
| 2.3 储层特征 |
| 2.3.1 岩石学特征 |
| 2.3.2 储集空间类型 |
| 2.3.3 储层测井解释 |
| 2.3.4 储层基质物性特征 |
| 2.3.5 储层类型及下限 |
| 2.3.6 储层分布特征 |
| 第3章 气藏特征及储量计算 |
| 3.1 压力与温度 |
| 3.2 流体性质 |
| 3.2.1 天然气性质 |
| 3.2.2 凝析油特征 |
| 3.2.3 产出水分析 |
| 3.3 气藏类型 |
| 3.4 储量计算 |
| 3.4.1 储量计算公式与单元 |
| 3.4.2 储量参数 |
| 3.4.3 储量计算 |
| 第4章 地质建模 |
| 4.1 思路和流程 |
| 4.2 基质模型建立 |
| 4.2.1 地层格架模型 |
| 4.2.2 储层岩相模型 |
| 4.2.3 基质属性模型 |
| 4.2.4 地质模型检验 |
| 4.3 裂缝模型建立 |
| 4.3.1 单井裂缝参数统计 |
| 4.3.2 裂缝强度模型 |
| 4.3.3 离散裂缝网络分布模型(DFN) |
| 4.3.4 裂缝等效渗透率 |
| 第5章 测试动态分析 |
| 5.1 测试井试油成果 |
| 5.2 测试产能分析 |
| 5.2.1 DAT-21井ⅩⅥ层产能分析 |
| 5.2.2 DAT-21井ⅩⅤhp层产能分析 |
| 5.3 压力恢复试井解释 |
| 5.3.1 DAT-21井ⅩⅥ层试井解释 |
| 5.3.2 DAT-21井ⅩⅤhp层试井解释 |
| 5.4 气藏驱动类型 |
| 5.5 计算方案的选择 |
| 第6章 初步开发方案设计 |
| 6.1 方案编制原则 |
| 6.2 气藏工程设计 |
| 6.2.1 开发单元 |
| 6.2.2 开发层系 |
| 6.2.3 开采方式 |
| 6.2.4 开发井型 |
| 6.2.5 井位优选 |
| 6.2.6 采气速度 |
| 6.2.7 单井合理配产 |
| 6.3 方案设计及优选 |
| 6.3.1 方案设计 |
| 6.3.2 方案预测与优选 |
| 7 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 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 |
（2）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 |
（3）黑46区块天然气驱注采工艺设计及生产过程管理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 第一章 黑46北试验区区块概况 |
| 1.1 试验区地质概况 |
| 1.2 试验区注采井现状及风险分析 |
| 1.3 注入气体情况及防腐防水合物需求分析 |
| 第二章 注入井层段改造设计 |
| 2.1 射孔工艺设计 |
| 2.2 压裂工艺设计 |
| 2.3 封堵工艺设计 |
| 第三章 分层注气工艺设计 |
| 3.1 注入井井口装置 |
| 3.2 注入井油管 |
| 3.3 注气工具设计 |
| 3.4 分层注气工艺管柱 |
| 第四章 防气举升工艺设计 |
| 4.1 采油井口选择 |
| 4.2 采油工艺设计 |
| 4.3 采油井油管选择 |
| 4.4 设备及工具选择 |
| 第五章 作业及生产过程管理 |
| 5.1 作业过程管理 |
| 5.2 烃气驱注气井生产过程管理 |
| 5.3 注气井风险评价与对策 |
| 5.4 采油井生产过程管理 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（4）天然气井布阀气举排水采气数值研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的和意义 |
| 1.3 国内外气井排水采气技术研究现状 |
| 1.3.1 泡沫排水采气技术 |
| 1.3.2 柱塞排水采气技术 |
| 1.3.3 涡流排水采气技术 |
| 1.3.4 气举排水采气技术 |
| 1.4 课题研究内容和思路 |
| 第二章 布阀气举工艺管柱数值模型的建立 |
| 2.1 气液两相流基本理论研究 |
| 2.1.1 气液两相流特点及处理方法 |
| 2.1.2 气液两相流动的基本参数 |
| 2.1.3 气液均相流模型 |
| 2.1.4 气液两相分相流动基本模型 |
| 2.1.5 漂移模型 |
| 2.2 气举排液理论数学模型 |
| 2.2.1 气井排液基本数学模型 |
| 2.2.2 两相流动力学计算方法 |
| 2.3 计算流体力学概论 |
| 2.3.1 多相流模型 |
| 2.3.2 多相流基本模型 |
| 2.3.3 多相流模型选取原则 |
| 2.4 气举采液数值计算模型 |
| 2.4.1 模型基本假设条件 |
| 2.4.2 湍流模型 |
| 2.4.3 多相流模型 |
| 2.4.4 边界条件设置与数值求解方法 |
| 第三章 布阀气举排水工艺原理及配套工具研究 |
| 3.1 布阀气举排水工艺原理 |
| 3.1.1 布阀气举工艺原理 |
| 3.1.2 布阀气举技术特点 |
| 3.1.3 布阀气举管柱结构 |
| 3.2 气举阀工作原理及室内检测试验 |
| 3.3 配套封隔器的研制及室内检测试验 |
| 第四章 不同结构参数条件气举模拟结果分析 |
| 4.1 模拟的目的及意义 |
| 4.2 阀门喷嘴个数对于气举举升效果的影响规律研究 |
| 4.3 阀门等距性对于气举举升效果的影响规律研究 |
| 第五章 布阀气举现场试验与效果分析 |
| 5.1 布阀气举现场试验方案设计 |
| 5.1.1 气举井基础数据与气源选择 |
| 5.1.2 布阀气举工艺参数优化设计 |
| 5.2 布阀气举现场试验效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（5）丘东凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究概况 |
| 1.2.1 凝析气藏污染机理研究 |
| 1.2.2 反凝析污染对产能的影响 |
| 1.2.3 凝析气井反凝析解堵技术 |
| 1.2.4 凝析气藏开发方式 |
| 1.2.5 小结 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第2章 气藏开发现状分析 |
| 2.1 气藏概况 |
| 2.1.1 气藏构造位置 |
| 2.1.2 地层层序及层段划分 |
| 2.1.3 气藏构造特征 |
| 2.1.4 储层物性特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.1.6 气藏类型 |
| 2.2 气藏采出程度 |
| 2.3 产能分析 |
| 2.3.1 气井分类评价 |
| 2.3.2 气井无阻流量分析 |
| 2.4 产量递减规律分析 |
| 2.4.1 递减规律分析方法 |
| 2.4.2 气井递减规律 |
| 2.5 压力分析 |
| 2.5.1 压力系统分析 |
| 2.5.2 井间连通性分析 |
| 2.6 反凝析现象分析 |
| 2.6.1 气藏目前含油饱和度推算 |
| 2.6.2 不稳定试井资料分析 |
| 2.7 小结 |
| 第3章 注气井气藏工程研究 |
| 3.1 注气可行性分析 |
| 3.1.1 反凝析污染实验 |
| 3.1.2 解除凝析油污染实验 |
| 3.1.3 注气可行性 |
| 3.2 注气量分析 |
| 3.2.1 气井吸气能力研究 |
| 3.2.2 气井日注气量研究 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 单井注气吞吐研究 |
| 4.1 凝析气藏流体相态确定 |
| 4.1.1 相态拟合 |
| 4.1.2 相态恢复 |
| 4.2 区域地质模型建立 |
| 4.2.1 网格系统划分 |
| 4.2.2 构造模型 |
| 4.2.3 属性模型 |
| 4.2.4 模型储量计算 |
| 4.3 数值模拟研究 |
| 4.3.1 气藏数值模型建立 |
| 4.3.2 模型历史拟合 |
| 4.4 单井吞吐模拟研究 |
| 4.4.1 注气总量的选择和优化 |
| 4.4.2 日注气量的选择和优化 |
| 4.4.3 日采气量的选择和优化 |
| 4.4.4 焖井时间的选择和优化 |
| 4.4.5 吞吐周期的选择和优化 |
| 4.4.6 最优吞吐方案设计 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 典型井组循环注气研究 |
| 5.1 凝析气藏流体相态拟合 |
| 5.2 区域地质模型建立 |
| 5.2.1 网格系统划分 |
| 5.2.2 构造模型 |
| 5.2.3 属性模型 |
| 5.2.4 模型储量计算 |
| 5.3 数值模拟研究 |
| 5.3.1 气藏数值模型建立 |
| 5.3.2 模型历史拟合 |
| 5.4 循环注气参数优化 |
| 5.4.1 循环注气回注比优化 |
| 5.4.2 循环注气日采气量优化 |
| 5.4.3 衰竭式开采 |
| 5.5 循环注气开采可行性评价 |
| 5.6 小结 |
| 第6章 典型井组整体吞吐注气研究 |
| 6.1 模型建立 |
| 6.2 注气总量的选择 |
| 6.3 日注气量的选择 |
| 6.4 日采气量的选择 |
| 6.5 焖井时间的选择 |
| 6.6 整体注气吞吐方案预测 |
| 6.6.1 解除反凝析污染 |
| 6.6.2 整体吞吐开采 |
| 6.7 小结 |
| 第7章 结论 |
| 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）轮南油田水驱开发后期注烃气提高采收率实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注烃气提高采收率机理研究现状 |
| 1.2.2 注烃气提高采收率实验研究现状 |
| 1.2.3 注烃气提高采收率矿场试验实例 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第2章 轮南2井区概况 |
| 2.1 概况特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 油藏流体性质 |
| 2.2 储层物性特征 |
| 2.2.1 层间非均质性 |
| 2.2.2 平面非均质性 |
| 2.2.3 层内非均质性 |
| 2.3 地质储量 |
| 2.4 开发概况 |
| 2.4.1 开发历程 |
| 2.4.2 存在问题 |
| 2.4.3 剩余油潜力分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 流体相态及最小混相压力测试 |
| 3.1 流体相态测试 |
| 3.1.1 实验流程 |
| 3.1.2 实验准备 |
| 3.1.3 地层流体样品配制 |
| 3.2 注烃气最小混相压力测试 |
| 3.2.1 实验仪器及技术指标 |
| 3.2.2 实验步骤和条件 |
| 3.2.3 实验结果与分析 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 长岩心驱替实验 |
| 4.1 实验仪器准备 |
| 4.2 实验前的准备工作 |
| 4.2.1 长岩心样品的准备 |
| 4.2.2 实验流体的准备 |
| 4.3 实验过程 |
| 4.4 实验结果与分析 |
| 4.4.1 TⅠ油组实验结果与分析 |
| 4.4.2 TⅡ油组实验结果与分析 |
| 4.4.3 TⅢ油组实验结果与分析 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 井组数值模拟研究 |
| 5.1 地质模型的建立 |
| 5.2 机理数值模拟综合研究方案 |
| 5.3 数值模拟研究与结果分析 |
| 5.3.1 衰竭开发 |
| 5.3.2 注水开发 |
| 5.3.3 注气开发 |
| 5.3.4 水气交替开发 |
| 5.3.5 水驱后气水交替开发 |
| 5.3.6 笼统注入不同开发方式效果对比 |
| 5.3.7 分层注水和注气综合对比分析 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 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 |
（7）气藏提高采收率技术及其对策（论文提纲范文）
| 1提高气藏采收率(EGR)的定义 |
| 2低渗透气藏的EGR技术 |
| 3凝析气藏的EGR技术 |
| 4边底水气藏的EGR技术 |
| 5结论 |
（8）增压气举技术在中原油田油气藏的应用（论文提纲范文）
| 1 油气田开发中存在的问题 |
| 2 增压气举在中原油田的应用 |
| 3 结论与认识 |
（9）文23气田结盐机理及预测方法研究（论文提纲范文）
| 一、气井结盐机理及影响因素分析 |
| 1.盐垢成份 |
| 2.地层温度对结盐规律的影响 |
| 3.地层压力对结盐规律的影响 |
| 二、气井结盐预测方法研究 |
| 1.储层条件 |
| 2.地层结盐半径预测 |
| 三、结论与认识 |
（10）常规稠油油藏三次采油技术优选方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 论文来源及选题依据 |
| 1.2 研究目的 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 三次采油技术及潜力预测方法研究进展 |
| 2.1 国内外三次采油技术现状 |
| 2.1.1 提高原油采收率方法及其分类 |
| 2.1.2 三次采油方法应用现状及前景 |
| 2.2 提高采收率潜力预测方法研究进展 |
| 第3章 三次采油技术初筛选 |
| 3.1 冀东油田南堡陆地常规稠油油藏概况 |
| 3.1.1 冀东油田概况 |
| 3.1.2 常规稠油油藏地质和开发特征 |
| 3.2 化学驱技术初筛选 |
| 3.2.1 化学驱技术特征 |
| 3.2.2 化学驱油藏筛选标准 |
| 3.2.3 与已实施化学驱开发单元类比 |
| 3.3 气驱技术初筛选 |
| 3.3.1 气驱技术特征 |
| 3.3.2 气驱油藏筛选标准 |
| 3.3.3 与已实施气驱开发单元类比 |
| 3.4 微生物采油技术初筛选 |
| 3.4.1 微生物驱技术特征 |
| 3.4.2 微生物驱油藏筛选标准 |
| 3.4.3 与已实施微生物驱开发单元类比 |
| 3.5 注蒸汽热力采油技术初筛选 |
| 3.5.1 注蒸汽热力采油技术特征 |
| 3.5.2 注蒸汽热力采油油藏筛选标准 |
| 3.5.3 与已实施蒸汽驱开发单元类比 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 三次采油技术优选方法研究 |
| 4.1 油藏数值模拟技术 |
| 4.2 经济评价方法 |
| 4.2.1 经济要素分析 |
| 4.2.2 经济评价方法 |
| 4.2.3 不确定性分析 |
| 4.2.4 基准经济评价指标体系的建立 |
| 4.3 风险性分析方法 |
| 4.3.1 风险分析基础理论 |
| 4.3.2 蒙特卡洛原理 |
| 4.3.3 风险性分析的步骤 |
| 4.3.4 指标插值计算方法 |
| 4.3.5 风险性评价参数 |
| 第5章 常规稠油油藏三次采油技术适应性分析与优选 |
| 5.1 油藏数值模型的建立及历史拟合 |
| 5.1.1 概念模型的建立 |
| 5.1.2 历史拟合 |
| 5.2 三次采油技术优选 |
| 5.2.1 技术评价 |
| 5.2.2 经济评价 |
| 5.2.3 室内实验验证 |
| 5.3 三次采油开发效果影响因素研究 |
| 5.3.1 井网部署的影响 |
| 5.3.2 边水能量大小的影响 |
| 5.3.3 渗透率的影响 |
| 5.3.4 渗透率变异系数的影响 |
| 5.3.5 原油粘度的影响 |
| 5.3.6 地层水矿化度的影响 |
| 5.3.7 油层温度的影响 |
| 5.3.8 原油价格的影响 |
| 5.3.9 增量投资的影响 |
| 5.4 三次采油风险性分析 |
| 5.4.1 影响因素体系的确定 |
| 5.4.2 单因素随机分布的产生 |
| 5.4.3 评价指标的随机分布 |
| 5.4.4 风险等级及风险指数 |
| 5.5 浅层常规稠油油藏三次采油潜力预测 |
| 5.6 浅层常规稠油油藏三次采油技术潜力评价 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、文南凝析气藏排液采气技术（论文参考文献）
- [1]Dashrabt构造J3k-o气藏开发工程设计[D]. 马倩. 西南石油大学, 2018(06)
- [2]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)
- [3]黑46区块天然气驱注采工艺设计及生产过程管理[D]. 郝泽禹. 东北石油大学, 2018(01)
- [4]天然气井布阀气举排水采气数值研究[D]. 张洪涛. 东北石油大学, 2017(02)
- [5]丘东凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究[D]. 赵梓寒. 西南石油大学, 2015(08)
- [6]轮南油田水驱开发后期注烃气提高采收率实验研究[D]. 赖伟华. 西南石油大学, 2014(03)
- [7]气藏提高采收率技术及其对策[J]. 郭平,景莎莎,彭彩珍. 天然气工业, 2014(02)
- [8]增压气举技术在中原油田油气藏的应用[J]. 陈献翠,赵宇新,张莉英,张贵芳. 内江科技, 2012(05)
- [9]文23气田结盐机理及预测方法研究[J]. 林伟民. 钻采工艺, 2011(06)
- [10]常规稠油油藏三次采油技术优选方法研究[D]. 徐彬彬. 中国石油大学, 2008(06)