一、长庆成功应用“井-井”扬水注水技术（论文文献综述）
夏熙[1]（2020）在《大庆油田中区西部萨葡油层套损井对生产影响的研究》文中提出套损井破坏了注采系统平衡,造成产量损失,降低可采储量和采收率,无法录取检测资料等诸多问题,严重影响油田的稳产和开发效果。因此,有必要开展套损井对生产的影响研究,分析套损井的渗流场影响机理,统计研究套损井的产能变化和采收率变化。本文采用数值模拟和油藏工程理论相结合的方法,研究了五点法井网,反九点法井网和反七点法井网套损井的波及面积及产液产油的变化,给出了不同井网套损油水井的变化规律。本文在不同井网的理想模型基础上,开展了套损缺失井数、井别和位置等30个理想模型对套损井组的流场分布影响和水驱波及状况影响。对不同井网下不同类型、位置和套损缺失井数研究表明,井网套损水井的波及面积损失比例与井网本身的油水井数比呈正比,大小关系为反九点法井网>反七点法井网>五点法井网,套损一口水井至含水98%时波及面积损失比例分别为51.26%、45.23%和41.84%,而套损油井的波及面积比例与井网油水井数呈反比。统计了理想模型中套损一口油井或水井后的产能变化,结果表明,反九点、反七点、五点法井网套损一口水井后至含水98%时井组日产液损失比例为35.39%、28.26%和18.33%,套损一口油井的井组日产液至含水98%时损失比例均较小,分别为2.87%、0.58%和0.52%,与波及面积变化规律相同。采用经验公式法,水驱规律曲线和递减规律曲线计算套损损失采收率,计算得到五点、反七点和反九点井网水井套损损失采收率为2.78%、8.52%和9.16%,油井套损损失采收率为4.82%、2.20%和2.18%,与产能套损损失规律相同。数值模拟和油藏工程方法结合使用,能快速、定量评价套损井对生产的影响,为套损井综合治理提供理论基础。
雷艳,张建娜,马玉婷,李燕[2]（2020）在《姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用》文中研究表明姬塬油田L1区长8油藏自2007年采用菱形反九点井网投产,目前已到开发中期。区块主要存在储层非均质性强、微裂缝发育、平面剖面矛盾突出、常规注水调整效果变差等问题。针对储层特征及开发矛盾,本文采用文献调研、理论研究、油藏数值模拟相结合的研究方式,研究了不同周期注水方式的优缺点,结合区域生产动态,优化参数,开展先导试验。通过试验效果分析评价,初步确定了适应L1长8油藏的周期注水参数,对下步周期注水规模推广起到了较大的指导作用。
韩松[3]（2019）在《YZM特低渗油藏压裂水平缝注水吞吐机理及应用研究》文中指出注水吞吐是一种利用毛管力渗吸作用采油的开发方式,由于特低渗油藏孔隙结构复杂、孔喉半径小,其毛管力远大于中高渗储层,使得注水吞吐开发具有较好的适应性。目前注水吞吐主要在断块性油藏或体积压裂油藏中使用,开发过程中存在邻井受效、多轮次见效差等多种问题,而YZM区块为压裂水平缝,渗流特征差异较大。因此深入研究注水吞吐油水微观渗流特征,并揭示不同生产参数的影响情况,对于提高YZM区块特低渗油藏的开发效果有重要意义。基于毛管模型和颗粒模型,本文阐明了流体在注水吞吐不同阶段的油水渗流特征,计算了微观孔隙内流体的受力情况,考虑压裂水平缝量化评价了不同注入速度条件下的流体运移距离,并推导了渗吸量计算公式。在地质特征和微观渗流特征研究基础上,开展数值模拟研究不同开发参数和开发制度对生产效果的影响,为现场制定开发方案提供理论指导。研究结果表明:在压裂产生水平缝的储层中,流体主要沿径向、斜向渗流,垂向渗流距离有限,低速注入条件下驱动毛管数量虽然有限但能够更有效地补充地层能量,有利于生产;静态渗吸实验结果表明,高含水饱和度和孔隙连通性差会导致渗吸采出程度大大降低;数值模拟结果表明,注入量和注入速度对产油量影响最大,焖井时间对产水量影响最大,生产压差对储层压力分布影响最大,该模型下吞吐井注入量300m3,注入速度10m3/d,焖井时间30d,生产井底压力0.5MPa,并采取多周期井组吞吐的开发方式,能够取得最佳的开发效果。
樊爱彬[4]（2019）在《涠洲11-4N油田流一段储层压裂改造可行性研究》文中指出为了进一步提高低渗油田的开采效果,往往采取储层压裂改造技术。根据涠洲11-4N油田流一段低渗储层性质及油藏特征及地应力研究,结合水平井分段压裂、定向井分层压裂改造工艺技术的优缺点,对涠洲11-4N油田流一段储层进行压裂改造可行性研究,不仅为流一段高效开发具有指导作用,同时也对后续流三段低渗油藏高效压裂开发具有较为重要的借鉴意义。研究论文依托涠洲11-4N油田二期的开发方案（ODP）,在流一段储层性质及油藏特征分析的基础上,采用室内实验和理论模拟相结合的方式,进行岩石力学实验和地应力室内实验,建立了流一段砂岩和泥岩的动静态弹性参数的相关模型,得到了垂向、最大水平、最小水平地应力梯度;通过实验和测井参数,建立了各井岩石力学参数剖面和地应力剖面;基于成像测井和地层倾角测井,确定了最大水平地应力方向,即N125°E-N130°E。分析表明,涠洲11-4N油田水平注水井不适合压裂,为了满足压裂后的1:1配注要求,建议注水井以接近破裂压力注水。在此基础上,通过定性优选,初步筛选出5口可压裂井,并进行了排序。以模糊数学方法、油藏工程方法和数值模拟方法进行压裂后初期日产油量为定量评价指标评价,从中优选出2口井建议进行压裂措施（B11H井和B15井）,并采用数值模拟方法进行压裂效果预测。研究结果表明涠洲11-4N油田二期具有一定的压裂潜力,2口优选压裂井压裂后前3年累产油增加10.2万方,采油速度增加3.96%,20年累产油增加1.1万方,压裂效果明显。
马勇[5]（2016）在《马岭老区二次开发地面工艺优化技术研究》文中研究表明随着油田的不断开发,目前长庆油田的大部分区块已经进入中高含水阶段,油田生产运行中存在较多的问题,如负荷区域不平衡、地面生产成本增加、工艺系统运行效率较低、管道腐蚀严重以及污水处理技术尚未成熟。本文调研了国内外老油田二次开发的成功经验,结合长庆油田自身特点和生产现状,对马岭老区地面系统进行优化、简化、节能降耗的经济性研究。通过对已建系统的适应性分析,提出集输系统优化布局的技术路线,从而建立高效、节能的地面布局,优化简化集输系统工艺;将二次开发地面系统与已建系统结合,充分考虑依托老系统,将老系统开式流程完善为密闭流程,减少环境污染,进一步优化流程、优选节能降耗设备;通过对已建注水站场、注水管网适应性研究,进行地面注水系统经济化评价,优化简化注水系统工艺技术。本文通过对长庆油田马岭老区地面集输系统、注水系统、采出水处理回注系统以及脱水工艺的现有运行模式进行调研和详细分析,主要应用了“关、停、并、转、减”等方式,提高站场设备撬装化,平均减少站场占地面积达35%以上,缩短设计周期30%以上,缩短施工周期35%以上,现场安装工程量减少80%。
王飞[6]（2015）在《屈家沟油区综合治理方案》文中进行了进一步梳理随着注水开发时间的延长,很多问题逐渐凸显。油井含水率不断上升,单井原油产量逐渐降低;部分油井已水淹水窜;套管损坏和套管变型油水井多口;注采对应不完善;油层吸水不均匀;井网不完善;油井见效程度低;为了解决该区生产过中出现的众多问题,恢复水淹井正常生产同时增加低产油井的产能,开展该区的综合治理方案研究。本文从开发动态着手,通过注水动态分析,阐明了水驱效果,明确了影响区块开发效果的主要因素,在此基础上研究了工区剩余油分布情况特点和规律,提出剩余油挖潜方向:①通过油转注角井挖掘剩余油潜力;②完善注采对应关系,扩大平面及纵向波及体积,提高水驱动用程度的潜力;③完善补孔提高单层储量控制程度,改善开发效果的潜力;④高含水区域调整注采结构的潜力。并提出完善注采对应关系提高水驱控制储量及缩小井距改善水驱开发效果的调整思路。
梁高红[7]（2015）在《盘古梁长6油藏堵水调剖技术研究》文中研究说明油井出水是注水开发油田面临的一个严重问题。长期注水开发的油田,由于油藏平面和纵向的非均质性、油水粘度上的差异以及油水井组内的不平衡,势必造成注入水沿高渗透带向生产井窜进,从而造成了注入水的低效循环,这不仅大大影响了原油的采出程度,而且会由于能源的消耗、产出液的处理、管线的腐蚀等大大增加采油成本和环境污染。为此,人们采用各种技术降低油井含水,其中调整吸水剖面作为一种效果好、成本低的技术。长庆盘古梁油田位于鄂尔多斯盆地中部偏北的陕北斜坡带上。根据现今的构造形态和盆地的演化史,鄂尔多斯盆地可分为：伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、晋西挠曲带、天环坳陷、陕北斜坡等6个次级构造单位,长庆盘古梁油田位于陕北斜坡。本文以长庆盘古梁油田为研究对象,通过对裂缝性油藏深部调剖、选井选层优化技术及微裂缝型调剖体系的研究。在综合地质研究的基础之上,采用化学调驱技术对油藏进行治理,而且化学调驱对改善吸水状况具有突出作用,增加了吸水厚度,提高了水驱效率,增油效果明显,为油藏稳产奠定了基础。
吴钰[8]（2014）在《中山川油区屈家沟区块剩余油综合评价及挖潜方法研究》文中研究指明中山川油区处于陕西省子长县境内，构造上位于鄂尔多斯盆地二级构造单元—陕北斜坡中部。长6层为该区主力油层，长6层为三角洲前缘相沉积，是典型的低孔、低渗油藏，储层的孔渗性不好，由于喉道较小，在毛细管力的作用下渗流阻力很大，油藏内部剩余油分布高度零散，所以造成了本区深入挖潜的难度不断加大。因而，为了有效挖潜这部分剩余油开展了大量的基础研究工作，并初步形成了高含水后期剩余油分析与评价的基本方法，为高含水后期寻找局部剩余油富集区提供了技术保障。本论文以中山川油区屈家沟区块长4+5和长6层为研究单元，从地质沉积、地质构造、储层特征、油藏性质和流体性质等入手开展细致的基础研究工作，进一步细化核实油藏基本特征，提高了对储层的再认识，为精细分析油层的动用状况及剩余油的分布特点提供了可靠依据，在剩余油分布研究上采用了水淹解释、吸水剖面分析、取心井水洗状况分析及数值模拟研究方法，对该试验区块的剩余油分布情况进行了细致的分析，并在此基础上结合不同类型的剩余油进行了设计优化调整井网和注采方案，提出可操作的精细注水和稳油控水治理方案，有效改善开发效果、动用剩余油，达到控制油藏含水上升、减缓油藏递减、提高油藏采收率的目的。通过以上方法对长4+5和长6油层进行了大量研究和实验，其结果已帮助我们对研究区构造、储层的地质特征有了更加全面的认识，帮助我们优选开发方式，优化注采参数，达到高效开发，为延长油田中山川油区储层增产提供保障。同时，从前期实施情况看取得了较好的效果，这些分析方法对同类高含水油田剩余油分布研究及深入挖潜具有一定的指导意义。所以，可以以该区研究成果为基础，为提高邻区开发效果提供借鉴，为延长油田的快速高效发展奠定基础，将在陕北低渗透注水开发油田中具有广阔的应用推广前景。
张雷平[9]（2014）在《七里村油田长6低渗透油藏开发效果评价》文中研究说明低渗透采油区注水开发项目技术可行性问题研究是当前油田开发的一个研究热点，它关系到如何提高油田的釆收率，有效延长油田开发寿命，做到油藏资源合理有序开发等问题。在传统的油藏工程中，由于常规的油藏渗透率较高，在水井注入和采油井见效方面不存在什么问题，因此就没有关于油藏注采系统有效性的判断指标。低渗透油藏由于岩性致密，微孔喉较多且结构复杂，液固作用力强及启动压力梯度等因素的存在，造成该类储层渗流阻力很大、有效压力系统建立困难，出现注水井注入困难，采油井不见效，产量递减明显等现象。为了有效的开发低渗透油藏，必须对这类油藏注釆开发的有效性作充分的论证，寻找有效性的评价方法和指标，同时给出相应的技术政策。本文以延长油田七里村采油厂为例，提出了低渗透采油区注水开发项目注采有效性评价的问题，分析了国内外关于注水开发的有效性理论方法研究现状，探讨了注采有性判断指标，并就低渗透采油区注水开发项目立项的有用性、必要性及技术可行性提出了见解，通过工程的实际验证，论证了低渗透采油区注水开发项目的有效性，在整个区块注水开发注釆有效性技术方案确定基础上，对注釆技术方案进行了经济评价，为低渗透采油区注水开发提供了有意义的参考价值。
肖松尼[10]（2011）在《石油钻井工程项目成本管理研究》文中指出石油钻井工程是石油天然气勘探开发的主要生产方式,是由多个工艺流程组合的大规模、多投资、高风险的成套生产系统。自上世纪90年代开始,石油钻井企业经过数次重组改制,成本管理也从成本核销阶段过度到关联交易阶段,并逐步迈入市场竞争阶段。当今企业的竞争,实质上是企业成本的竞争。企业要生存和发展,关键在于取得成本优势。要取得成本优势,就不能囿于传统的作业成本管理,而应将石油钻井成本管理的视野扩展到价值链分析和成本动因分析,从战略的高度,使企业有效地适应外部环境,变“成本降低”为“成本优势”。然而,石油钻井企业传统的职能型层级结构的管理模式,存在纵向层级多、信息传递慢、各职能单位自成体系横向信息沟通困难、生产经营和管理效率低、对环境的变化适应能力差等问题,难以有效地进行成本动因控制和价值链重构,从而从根本上落实战略成本管理的思想和观念。现代项目管理的理论和方法更加注重人的因素（顾客）和柔性管理,充分发挥项目团队成员的创造性和灵活性,打破常规、协同分享进度和成本的控制,提供以项目为中心组织资源和分配权力的方法,能够从根本上提高企业人员的工作效率,是执行战略成本管理最有效的方法。本文针对长庆钻井总公司成本管理现状,在分析研究了钻井成本的构成因素、价值链构成和成本驱动因素后,将源于企业战略目标实现的活动、单井工程、跨部门活动及TPM提案等四类支撑钻井企业发展的活动转化为项目,在传统的职能型层级结构中嵌入项目型的团队,形成扁平的、类矩阵型的新的组织模型,以项目成本管理目标为中心,构建适合长庆钻井总公司的企业级项目成本管理体系,力求以“战略化思维,项目化运行”控制成本动因和重构价值链,从而使钻井成本整体降低,实现“取得成本优势”的目的。
二、长庆成功应用“井-井”扬水注水技术（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、长庆成功应用“井-井”扬水注水技术（论文提纲范文）
（1）大庆油田中区西部萨葡油层套损井对生产影响的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 套损研究现状 |
| 1.2.2 波及系数计算方法研究 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 油藏开发区概况 |
| 2.1 区块概况 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 沉积特征 |
| 2.1.3 储层及流体特征 |
| 2.1.4 油层发育状况 |
| 2.1.5 油藏类型 |
| 2.2 区块开发历程及现状 |
| 第三章 注采井套损对波及规律影响研究 |
| 3.1 均质油藏理想模型建立 |
| 3.1.1 五点法井网模型 |
| 3.1.2 反九点法井网模型 |
| 3.1.3 反七点井网模型 |
| 3.2 不同井网注采井套损对波及面积影响研究 |
| 3.2.1 五点法井网套损影响 |
| 3.2.2 反九点法井网套损影响 |
| 3.2.3 反七点井网套损影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 注采井套损对井组产能影响研究 |
| 4.1 不同井网井组套损后产能变化 |
| 4.1.1 五点法井网 |
| 4.1.2 反九点法井网 |
| 4.1.4 反七点法井网 |
| 4.2 试验区数值模拟 |
| 4.2.1 数值模拟软件 |
| 4.2.2 数值模拟模型 |
| 4.2.3 模型初始化 |
| 4.2.4 历史拟合 |
| 4.3 试验区注采井套损对区块产能影响研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 注采井套损对采收率影响研究 |
| 5.1 采收率计算方法 |
| 5.2 注采井套损对采收率影响计算方法研究 |
| 5.2.1 经验公式法 |
| 5.2.2 水驱规律曲线法 |
| 5.2.3 产量递减法 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（2）姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用（论文提纲范文）
| 1 周期注水理论研究 |
| 1.1 研究历史及现状 |
| 1.2 驱油机理 |
| 1.3 适应性分析 |
| 1.3.1 适用条件及最佳实施时机 |
| 1.3.1.1适用条件 |
| 1.3.1. 2 最佳实施时机 |
| 1.3.2 储层剩余油富集，具备实施周期注水的潜力 |
| 2 周期注水在L1长8油藏的应用 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.1.1 地质特征 |
| 2.1.2 储层物性及非均质性 |
| 2.1.3 裂缝发育情况 |
| 2.1.4 水驱矛盾 |
| 2.1.5 常规治理效果变差 |
| 2.2 油藏数值模拟 |
| 2.3 参数优化 |
| 2.4 西北部先导试验效果分析评价（反阶梯注水） |
| 2.4.1 区域水驱矛盾 |
| 2.4.2 实施效果及评价 |
| 2.4.2. 1 见效情况 |
| 2.4.2. 2 剖面变化情况 |
| 2.4.2. 3 地层能量恢复情况 |
| 2.4.2. 4 试验区效果评价 |
| 2.4.3 扩大试验 |
| 2.5 水平井区试验（间注） |
| 2.5.1 开发矛盾 |
| 2.5.2 调整对策及效果 |
| 3 结论 |
（3）YZM特低渗油藏压裂水平缝注水吞吐机理及应用研究（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 注水吞吐微观机理 |
| 1.2.2 水平缝渗流模型 |
| 1.2.3 注水吞吐现场应用 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.4.1 研究思路 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 YZM区块地质和开发特征 |
| 2.1 地质构造与沉积特征 |
| 2.2 油藏储层特征 |
| 2.3 区块开发现状 |
| 2.3.1 产油特征 |
| 2.3.2 注水产水特征 |
| 2.3.3 开发存在的问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 特低渗油藏压裂水平缝注水吞吐开发渗流机理 |
| 3.1 特低渗油藏原始油水分布特征 |
| 3.2 注水升压阶段储层油水渗流特征 |
| 3.2.1 不同注入速度宏观油水运移特征 |
| 3.2.2 毛管模型建立 |
| 3.2.3 不同注入速度微观油水运移特征 |
| 3.3 焖井置换阶段储层油水再分布特征 |
| 3.3.1 焖井阶段储层油水运移特征 |
| 3.3.2 静态岩心渗吸实验 |
| 3.3.3 渗吸微分数学模型 |
| 3.4 开井生产阶段储层渗流特征 |
| 3.4.1 油水宏观运移特征 |
| 3.4.2 产能计算公式 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 注水吞吐开发效果影响因素研究 |
| 4.1 模型建立 |
| 4.2 注水吞吐开发参数影响 |
| 4.2.1 注入速度 |
| 4.2.2 注入量 |
| 4.2.3 焖井时间 |
| 4.2.4 生产压差 |
| 4.3 注水吞吐开发制度影响 |
| 4.3.1 隔井吞吐与井组吞吐 |
| 4.3.2 多周期吞吐 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）涠洲11-4N油田流一段储层压裂改造可行性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 国内外优选压裂井方法研究现状 |
| 1.2.2 国内外压裂水平井产能研究现状 |
| 1.2.3 模糊数学方法在压裂选井选层中的应用 |
| 1.3 论文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 流一段储层性质及油藏特征分析 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 岩性及物性特征 |
| 2.2.1 岩性特征 |
| 2.2.2 物性特征 |
| 2.3 储层非均质性特征 |
| 2.4 储层分类评价 |
| 2.5 温压系统 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 流一段储层地应力研究 |
| 3.1 岩石力学实验原理与实验仪器 |
| 3.1.1 岩心纵横波速 |
| 3.1.2 单轴抗压强度 |
| 3.1.3 三轴抗压强度 |
| 3.2 力学性质实验结果分析 |
| 3.2.1 岩心三轴实验 |
| 3.2.2 纵横波波速相关关系 |
| 3.2.3 内聚力、内摩擦角的确定 |
| 3.2.4 动静态弹性参数相关关系 |
| 3.3 地应力研究 |
| 3.3.1 地应力大小确定 |
| 3.3.2 地应力方位确定 |
| 3.3.3 地应力剖面的建立 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 流一段储层注水能力研究 |
| 4.1 注水量计算 |
| 4.2 应用实例 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 流一段压裂选井选层及产能预测研究 |
| 5.1 压裂选井选层方法 |
| 5.2 定性优选方法 |
| 5.2.1 压裂井区/油组优选 |
| 5.2.2 压裂井层优选 |
| 5.3 定量评价方法 |
| 5.3.1 模糊数学方法 |
| 5.3.2 油藏工程方法 |
| 5.3.3 数值模拟法 |
| 5.4 产能预测模型建立 |
| 5.4.1 流一段3 井区L_1Ⅲ油组产能预测 |
| 5.4.2 流一段3 井区L_1V油组产能预测 |
| 5.4.3 流一段6 井区L_1V油组产能预测 |
| 5.5 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 |
（5）马岭老区二次开发地面工艺优化技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内研究现状 |
| 1.2.2 国外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 地面集输工艺技术分析及优化 |
| 2.1 地面集输工艺优化方法 |
| 2.2 集输系统优化 |
| 2.3 工艺流程优化 |
| 2.4 站场设计优化 |
| 2.5 高含水站场脱水工艺研究及优化 |
| 2.5.1 高含水油田脱水工艺模式 |
| 2.5.2 高含水油田各脱水工艺的对比分析 |
| 2.5.3 高含水脱水系统工艺流程优化措施 |
| 2.5.4 效益分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 地面注水系统工艺技术分析及优化 |
| 3.1 注水主要工艺技术 |
| 3.2 注水工艺优化 |
| 3.2.1 注水站场类型 |
| 3.2.2 站场优化改造 |
| 3.2.3 一体化集成装置的应用 |
| 3.3 注水管网优化 |
| 3.3.1 注水管网运行现状 |
| 3.3.2 注水系统管网优化 |
| 3.3.3 管网优化措施 |
| 3.4 本章小结 |
| 结论及建议 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文 |
| 致谢 |
（6）屈家沟油区综合治理方案（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的依据及意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 第二章 油田地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 勘探开发现状 |
| 第三章 开发特征及效果评价 |
| 3.1 开采阶段划分 |
| 3.2 开发现状 |
| 3.3 开采特征 |
| 3.3.1 开发初期油井投产即见水且含水较高 |
| 3.3.2 油井均为压裂投产，初期产量递减快 |
| 3.4 注水状况 |
| 3.4.1 注水能力呈下降趋势，目前单井均达不到配注 |
| 3.4.2 转注井与投注井的注入及产出特征相似 |
| 3.5 水驱开发效果评价 |
| 3.5.1 综合含水变化规律评价 |
| 3.6 开发效果影响因素分析 |
| 3.6.1 孔隙结构及渗流特征的影响 |
| 3.6.2 部分井组注采对应关系差，导致水驱控制储量损失 |
| 3.6.3 注采井距过大，影响注水见效 |
| 3.6.4 受微裂缝及储层非均质性的影响，平面、纵向水驱波及差异明显 |
| 3.6.5 注水调剖措施有效期短 |
| 3.6.6 局部区域注水时间短或水驱井网未控制，影响开发效果 |
| 第四章 剩余油分布特征及挖潜方向研究 |
| 4.1 剩余油研究方法 |
| 4.2 原始含油饱和度分布 |
| 4.3 油藏水淹状况及剩余油分布规律 |
| 4.3.1 储量动用特征 |
| 4.3.2 油井见水特征 |
| 4.3.3 油藏水淹状况 |
| 4.3.4 水驱前缘波及特征 |
| 4.3.5 油层水淹状况 |
| 4.3.6 剩余油分布规律 |
| 4.4 剩余油分布控制因素及挖潜方向 |
| 4.4.1 剩余油分布控制因素 |
| 4.4.2 剩余油挖潜方向 |
| 第五章 综合治理政策界限研究 |
| 5.1 井网调整方式及技术界限 |
| 5.1.1 开发层系划分 |
| 5.1.2 注水开发适应性评价 |
| 5.1.3 井网及井距的确定 |
| 5.2 合理地层压力保持水平 |
| 5.3 合理生产压差 |
| 5.3.1 采油井井底流压的确定 |
| 5.4 最大注入压力 |
| 5.4.1 注水井井底流压的确定 |
| 5.4.2 注水井井口最大注水压力 |
| 5.5 合理注采比 |
| 第六章 综合治理井网调整部署 |
| 6.1 综合治理思路 |
| 6.2 井网调整原则 |
| 6.3 综合治理整体部署 |
| 6.3.1 完善注采对应关系 |
| 6.3.2 井网调整 |
| 6.3.3 潜力层评价、补孔 |
| 6.3.4 注水井调剖 |
| 6.4 综合治理效果预测 |
| 6.5 动态监测系统调整及实施要求 |
| 6.5.1 调整原则 |
| 6.5.2 监测系统调整结果 |
| 第七章 开发治理实施要求 |
| （一）钻井、固井要求 |
| （二）测井录井要求 |
| （三）新井要求 |
| （四）试注投注要求 |
| （五）录取资料要求 |
| （六）实施方案 |
| （七）环保要求 |
| （八）建议 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间发表的论文 |
（7）盘古梁长6油藏堵水调剖技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 绪论 |
| 第一章 油田地质概况 |
| 1.1 构造特征 |
| 1.2 沉积特征 |
| 1.3 储层特征 |
| 1.3.1 岩石特征 |
| 1.3.2 孔隙特征 |
| 1.3.3 孔隙与吼道组合关系 |
| 1.4 裂缝特征 |
| 1.4.1 裂缝方向 |
| 1.4.2 裂缝特征 |
| 1.5 流淌性质 |
| 1.5.1 油藏类型及温度 |
| 1.5.2 地层原油性质 |
| 1.5.3 地层水性质 |
| 第二章 生产概况及开发特征 |
| 2.1 油藏开发简史 |
| 2.2 开发特征 |
| 2.3 造成目前开发现状的成因分析 |
| 第三章 盘古梁长6油藏堵水调剖历程 |
| 3.1 注水井深部化学调驱阶段划分 |
| 3.2 裂缝的认识过程就是化学调驱的过程 |
| 3.3 现场实践形成盘古梁长6油藏化学调驱经验系列 |
| 第四章 堵水调剖必要性研究 |
| 4.1 引起裂缝性见水的原因 |
| 4.2 裂缝性见水井特征。 |
| 4.3 裂缝性见水所带来的危害。 |
| 第五章 堵水调剖技术研究及调剖机理 |
| 5.1 技术简介 |
| 5.2 作用机理 |
| 5.2.1 缔合弱凝胶的调驱机理 |
| 5.2.2 高强度凝胶颗粒的调驱机理 |
| 5.2.3 复合调堵剂的作用机理 |
| 5.3 缔合弱凝胶对油藏适应性能评价 |
| 5.3.1 缔合弱凝胶对油藏适应性能评价 |
| 5.4 堵剂体系室内评价 |
| 5.5 调剖工艺技术优化设计方面取得的进展 |
| 5.5.1 优化选井技术 |
| 5.5.2 优选堵剂体系 |
| 5.5.3 施工参数优化 |
| 5.6 管理方面好的经验和做法 |
| 5.6.1.设备撬装化 |
| 5.6.2.资料规范化 |
| 5.6.3.现场标准化 |
| 5.6.4.监控数字化 |
| 5.7 选井原则 |
| 5.8 调剖机理 |
| 5.9 存在的主要问题 |
| 5.10 下步调驱思路 |
| 5.10.1 段塞优化设计 |
| 5.10.2 注入量优化 |
| 5.10.3 施工压力 |
| 5.10.4 注入速度 |
| 第六章 堵水调剖在油藏开发中的应用 |
| 6.1 化学堵水技术在低渗透油藏开发中的认识 |
| 6.1.1 化学堵水选井原则 |
| 6.1.2 化学堵水时机的选择 |
| 6.1.3 化学堵水工艺参数优化 |
| 6.2 化学堵水技术在低渗透油藏开发中的应用效果 |
| 6.2.1 注水井实施效果 |
| 6.2.2 采油井实施效果---降低见水井含水，促使侧向油井受效 |
| 6.2.3 经济效益评价 |
| 第七章 堵水调剖配套措施及效果 |
| 7.1 配套施工管理规范 |
| 7.1.1 组织机构 |
| 7.1.2 设计编写与审批 |
| 7.1.3 施工准备 |
| 7.1.4 设备准备及安装 |
| 7.1.5 施工组织 |
| 7.1.6 堵剂性能及相关要求 |
| 7.1.7 资料录取及移交要求 |
| 7.1.8 安全环保要求 |
| 7.1.9 施工过程中的安全措施 |
| 7.1.10 措施事故处理要求 |
| 7.2 调剖后开发井网的优化部署 |
| 7.3 调剖后精细注采调整，均衡能量分布，提高水驱动用 |
| 7.3.1 实施油藏差异化管理，精细油田平面注水。 |
| 7.3.2 注水井剖面综合治理，提高剖面上水驱储量动用程度。 |
| 7.4 堵水后提高油井单井产量技术系列 |
| 7.4.1 水淹井潜力层动用 |
| 7.4.2 酸化解堵 |
| 7.4.3 缝内转向压裂 |
| 7.4.4 补孔压裂 |
| 7.4.5 侧钻 |
| 7.5 盘古梁油田堵水调剖稳产效果评价 |
| 7.5.1 采油三厂堵水调剖历程 |
| 7.5.2 盘古梁长6油藏实施效果 |
| 7.6 经济效益评价 |
| 第八章 存在问题、取得认识及结论 |
| 8.1 存在问题 |
| 8.2 取得认识 |
| 8.3 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（8）中山川油区屈家沟区块剩余油综合评价及挖潜方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文的研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 论文题目来源 |
| 1.4 研究内容、技术路线和创新点 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术方法、路线 |
| 1.4.3 创新点 |
| 第二章 油藏工程研究 |
| 2.1 油田概述 |
| 2.1.1 地理位置 |
| 2.1.2 勘探开发 |
| 2.2 地层沉积特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 地层划分 |
| 2.2.3 岩性和测井曲线特征 |
| 2.3 沉积微相与砂体分布规律 |
| 2.3.1 沉积相划分标志 |
| 2.3.2 测井相特征 |
| 2.3.3 沉积微相划分及其特征 |
| 2.3.4 平面微相及砂体展布特征 |
| 2.4 储层特征研究 |
| 2.4.1 储层孔隙结构特征 |
| 2.4.2 层内非均质程度 |
| 2.4.3 层间非均质特征 |
| 2.4.4 储层渗流特征 |
| 2.4.5 油层油水相对渗透率特征及水驱油特征 |
| 第三章 油藏开发研究 |
| 3.1 油藏特征 |
| 3.1.1 原油性质 |
| 3.1.2 油田水性质 |
| 3.1.3 油藏类型 |
| 3.2 储量计算 |
| 3.2.1 储量计算方法 |
| 3.2.2 储量计算单元划分 |
| 3.2.3 地质储量计算参数 |
| 3.2.4 储量计算结果 |
| 3.3 开发特征研究 |
| 3.3.1 开采阶段 |
| 3.3.2 开发现状 |
| 3.3.3 开采特征 |
| 3.3.4 注水状况 |
| 3.3.5 水驱开发评价 |
| 第四章 剩余油分布特征及挖潜方向研究 |
| 4.1 剩余油研究方法 |
| 4.2 原始含油饱和度分布 |
| 4.3 油藏水淹状况及剩余油分布规律 |
| 4.3.1 储量动用特征 |
| 4.3.2 油井见水特征 |
| 4.3.3 油藏水淹状况 |
| 4.3.4 油层水淹状况 |
| 4.3.5 剩余油分布规律 |
| 4.4 剩余油分布控制因素及挖潜方向 |
| 4.4.1 剩余油分布控制因素 |
| 4.4.2 剩余油挖潜方向 |
| 第五章 井网调整及综合治理措施 |
| 5.1 综合治理思路 |
| 5.2 井网调整原则 |
| 5.3 综合治理整体部署 |
| 5.4 综合治理效果预测 |
| 第六章 结论与认识 |
| 6.1 油藏地质 |
| 6.2 油藏开发 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（9）七里村油田长6低渗透油藏开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 目录 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 长 6 低渗透油藏开发现状及主要问题 |
| 1.3 长 6 低渗透油藏增产措施技术研究进展 |
| 1.4 研究的内容与技术路线 |
| 第二章 七里村长 6 低渗透油藏地质特征 |
| 2.1 低渗透油藏的普遍地质特征和开发特征 |
| 2.2 七里村油田长 6 低渗透油藏地质特征 |
| 2.3 温度压力系统 |
| 2.4 流体性质 |
| 第三章 七里村油田长 6 低渗透油藏开发效果评价 |
| 3.1 分析区域概况 |
| 3.2 区域采收率分析 |
| 3.3 水驱储量动用程度 |
| 3.4 注水量分析 |
| 3.5 注水驱动指数 |
| 3.6 产量递减分析 |
| 3.7 压裂增产效果分析 |
| 3.8 注水效果评价 |
| 3.9 开发现状总体分析 |
| 第四章 注水开发有效性理论及应用研究 |
| 4.1 稳态分析与非稳态分析方法 |
| 4.2 注采有效性判断公式的特点及不同井网的评价 |
| 第五章 开发技术政策优化和方案调整 |
| 5.1 开发层系划分 |
| 5.2 目前研究区域产能预测 |
| 5.3 周期注水方案设计 |
| 5.4 连续注水优化调整方案 |
| 5.5 井网加密优化调整方案 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（10）石油钻井工程项目成本管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 目录 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题的背景及意义 |
| 1.2 钻井工程项目成本管理国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内现状 |
| 1.2.2 国外现状 |
| 1.3 研究思路及技术路线 |
| 1.4 创新点 |
| 第二章 钻井工程基本知识及成本管理理论概述 |
| 2.1 石油钻井工程基本知识 |
| 2.1.1 石油钻井工程概述 |
| 2.1.2 石油钻井工艺过程 |
| 2.2 钻井成本管理理论及方法 |
| 2.2.1 作业成本管理 |
| 2.2.2 战略成本管理 |
| 2.2.3 全面成本管理 |
| 2.2.4 目标成本管理 |
| 2.2.5 现代项目成本管理理论 |
| 第三章 长庆钻井总公司成本管理现状及分析 |
| 3.1 长庆钻井总公司概况 |
| 3.1.1 川庆钻探工程公司简介 |
| 3.1.2 长庆钻井总公司简介 |
| 3.1.3 长庆钻井生产组织 |
| 3.2 石油钻井项目成本构成和分类 |
| 3.2.1 石油钻井项目成本构成 |
| 3.2.2 石油钻井项目成本分类 |
| 3.3 长庆钻井总公司成本管理现状及存在的问题 |
| 3.3.1 面临的形势 |
| 3.3.2 长庆钻井总公司成本管理现状 |
| 3.3.3 现行成本管理存在的问题 |
| 3.4 石油钻井项目成本主要影响因素 |
| 3.4.1 决策阶段成本影响因素 |
| 3.4.2 设计及计划阶段成本影响因素 |
| 3.4.3 钻前准备阶段成本影响因素 |
| 3.4.4 钻进阶段成本影响因素 |
| 3.4.5 钻井项目完井阶段成本影响因素 |
| 3.5 石油钻井项目战略成本分析 |
| 3.5.1 战略定位分析 |
| 3.5.2 石油钻井企业价值链分析 |
| 3.5.3 石油钻井企业成本动因分析 |
| 3.6 石油钻井企业战略成本管理的应用 |
| 3.6.1 价值链重构及成本动因控制 |
| 3.6.2 企业项目化运行是执行战略成本管理最有效的方法 |
| 3.6.3 企业级项目管理优势 |
| 第四章 长庆钻井企业级项目成本管理体系的构建 |
| 4.1 构建企业级项目成本管理体系的目标 |
| 4.2 构建企业级项目成本管理体系的原则 |
| 4.2.1 全局性原则 |
| 4.2.2 全面成本管理原则 |
| 4.2.3 动态性原则 |
| 4.2.4 循序渐进的原则 |
| 4.3 构建企业级项目成本管理体系的步骤 |
| 4.3.1 成立项目管理办公室和项目预算委员会 |
| 4.3.2 按照企业的市场定位,将关键任务分解转化为项目 |
| 4.3.3 分级列出项目清单并提交项目管理委员会 |
| 4.3.4 项目经理提交项目计划和成本估算 |
| 4.3.5 组织会议审核项目计划,批准项目立项 |
| 4.3.6 建立适合不同项目的组织结构 |
| 4.3.7 项目预算委员会批准项目费用预算 |
| 4.3.8 项目经理对项目全过程进行管理,对成本进行控制 |
| 4.3.9 项目完工后进行成本核算和成本分析 |
| 4.3.10 项目绩效考核、兑现 |
| 4.4 构建企业级项目成本管理制度 |
| 4.5 建立项目成本管理信息系统 |
| 第五章 长庆钻井基于企业级项目成本管理案例分析 |
| 5.1 案例背景 |
| 5.2 主要问题 |
| 5.3 解决方案 |
| 5.4 成果 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间所发表的论文 |
| 详细摘要 |
四、长庆成功应用“井-井”扬水注水技术（论文参考文献）
- [1]大庆油田中区西部萨葡油层套损井对生产影响的研究[D]. 夏熙. 东北石油大学, 2020(03)
- [2]姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用[J]. 雷艳,张建娜,马玉婷,李燕. 石油化工应用, 2020(01)
- [3]YZM特低渗油藏压裂水平缝注水吞吐机理及应用研究[D]. 韩松. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [4]涠洲11-4N油田流一段储层压裂改造可行性研究[D]. 樊爱彬. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [5]马岭老区二次开发地面工艺优化技术研究[D]. 马勇. 中国石油大学(华东), 2016(07)
- [6]屈家沟油区综合治理方案[D]. 王飞. 西安石油大学, 2015(06)
- [7]盘古梁长6油藏堵水调剖技术研究[D]. 梁高红. 西安石油大学, 2015(06)
- [8]中山川油区屈家沟区块剩余油综合评价及挖潜方法研究[D]. 吴钰. 西安石油大学, 2014(07)
- [9]七里村油田长6低渗透油藏开发效果评价[D]. 张雷平. 西安石油大学, 2014(07)
- [10]石油钻井工程项目成本管理研究[D]. 肖松尼. 西安石油大学, 2011(08)