冀中北部主力砂岩油藏开发技术对策研究
| 中文摘要 | 第1-3页 |
| ABSTRACT | 第3-8页 |
| 1 引言 | 第8-9页 |
| 2 油藏简况 | 第9-11页 |
| 2．1 京11断块开发简况 | 第9-10页 |
| 2．2 岔河集油田开发简况 | 第10-11页 |
| 3 油藏开发效果评价 | 第11-23页 |
| 3．1 油藏开发阶段划分 | 第11-18页 |
| 3．1．1 开发阶段划分的依据 | 第11-12页 |
| 3．1．2 开发阶段划分 | 第12-18页 |
| 3．2 油藏分类 | 第18-20页 |
| 3．2．1 灰色聚类分析简述 | 第18-19页 |
| 3．2．2 灰色聚类分类结果 | 第19-20页 |
| 3．3 油藏开发效果评价 | 第20-23页 |
| 4 开发中存在的主要问题 | 第23-29页 |
| 5 油藏开发技术政策研究 | 第29-56页 |
| 5．1 研究方法 | 第29-36页 |
| 5．1．1 数值模拟法 | 第29-33页 |
| 5．1．2 油藏工程法与动态法 | 第33-36页 |
| 5．2 合理压力水平研究 | 第36-41页 |
| 5．2．1 合理流动压力的确定 | 第36-38页 |
| 5．2．2 合理地层压力的确定 | 第38-41页 |
| 5．3 合理注采比研究 | 第41-47页 |
| 5．3．1 动态法 | 第42-46页 |
| 5．3．2 数值模拟法 | 第46-47页 |
| 5．4 油藏合理注采井数比研究 | 第47-49页 |
| 5．4．1 油藏工程法 | 第47-48页 |
| 5．4．2 数值模拟法 | 第48-49页 |
| 5．5 提高排液量界限研究 | 第49-55页 |
| 5．5．1 排液能力 | 第49-51页 |
| 5．5．2 提高排液量的时机 | 第51-52页 |
| 5．5．3 最大排液量 | 第52-53页 |
| 5．5．4 经济极限含水 | 第53页 |
| 5．5．5 提高排液量的效果 | 第53-55页 |
| 5．6 产液量结构调整研究 | 第55-56页 |
| 5．6．1 进行产液量结构调整的原因 | 第55页 |
| 5．6．2 产液量结构调整的原则和依据 | 第55-56页 |
| 5．6．3 产液量结构调整效果 | 第56页 |
| 6 油田潜力分布及挖潜措施 | 第56-61页 |
| 7 结论与建议 | 第61-64页 |
| 7．1 结论 | 第61-62页 |
| 7．2 建议 | 第62-64页 |
| 致谢 | 第64-65页 |
| 参考文献 | 第65-72页 |
