| 摘要 | 第4-6页 |
| Abstract | 第6-7页 |
| 第1章 绪论 | 第11-27页 |
| 1.1 问题的提出、研究目的及意义 | 第11-12页 |
| 1.2 国内外研究现状 | 第12-22页 |
| 1.2.1 CCS技术研究与发展概况 | 第12-14页 |
| 1.2.2 CO_2驱油与埋存技术研究现状 | 第14-22页 |
| 1.3 主要研究内容和技术路线 | 第22-24页 |
| 1.3.1 主要研究内容 | 第22-23页 |
| 1.3.2 技术路线 | 第23-24页 |
| 1.4 主要研究成果和创新点 | 第24-27页 |
| 1.4.1 主要研究成果 | 第24-25页 |
| 1.4.2 创新点 | 第25-27页 |
| 第2章 CO_2在地层水中溶解规律实验及图版研究 | 第27-48页 |
| 2.1 CO_2的性质 | 第27-30页 |
| 2.1.1 CO_2的相态特征及超临界特性 | 第27-28页 |
| 2.1.2 CO_2的其他性质 | 第28-29页 |
| 2.1.3 CO_2混合气体的相态特征 | 第29-30页 |
| 2.2 CO_2在水中溶解度实验测试 | 第30-33页 |
| 2.2.1 实验目的、方法及条件 | 第30页 |
| 2.2.2 实验设备及流程 | 第30-32页 |
| 2.2.3 实验样品准备 | 第32页 |
| 2.2.4 实验方案制定和实验步骤 | 第32-33页 |
| 2.3 实验结果与分析 | 第33-35页 |
| 2.4 实验测试与模型计算结果对比 | 第35-44页 |
| 2.4.1 理论模型 | 第35-39页 |
| 2.4.2 模型优选及修正 | 第39-44页 |
| 2.5 CO_2在水中溶解度图版 | 第44-46页 |
| 2.6 本章小节 | 第46-48页 |
| 第3章 CO_2-原油-水溶解和膨胀机理实验研究 | 第48-65页 |
| 3.1 CO_2-原油-水相互作用溶解膨胀性实验 | 第48-53页 |
| 3.1.1 实验目的及参数 | 第48页 |
| 3.1.2 实验设备与流程 | 第48-49页 |
| 3.1.3 实验样品准备 | 第49-51页 |
| 3.1.4 实验方案制定及实验步骤 | 第51-53页 |
| 3.2 实验结果与分析 | 第53-63页 |
| 3.2.1 地层原油相态性质实验结果与分析 | 第53-56页 |
| 3.2.2 CO_2-原油相互作用溶解膨胀机理实验结果与分析 | 第56-62页 |
| 3.2.3 CO_2-原油-地层水相互作用溶解性质实验结果与分析 | 第62-63页 |
| 3.3 本章小节 | 第63-65页 |
| 第4章 CO_2-地层水-岩石化学反应和矿化反应实验 | 第65-74页 |
| 4.1 CO_2-岩石矿化反应机理 | 第65-66页 |
| 4.2 CO_2-地层水-岩石矿化反应实验 | 第66-67页 |
| 4.2.1 实验目的、方法及条件 | 第66页 |
| 4.2.2 实验设备与流程 | 第66-67页 |
| 4.2.3 实验样品准备 | 第67页 |
| 4.2.4 实验步骤 | 第67页 |
| 4.3 CO_2-地层水-岩石矿化反应实验结果及分析 | 第67-73页 |
| 4.3.1 岩石矿物含量结果及分析 | 第67-69页 |
| 4.3.2 扫描电镜结果及分析 | 第69-72页 |
| 4.3.3 地层水离子成分结果及分析 | 第72-73页 |
| 4.4 本章小节 | 第73-74页 |
| 第5章 多孔介质中CO_2埋存与EOR机理实验研究 | 第74-102页 |
| 5.1 CO_2埋存与EOR机理长岩心实验 | 第74-82页 |
| 5.1.1 CO_2埋存与EOR机理实验的目的、方法及条件 | 第74-75页 |
| 5.1.2 实验设备及流程 | 第75-77页 |
| 5.1.3 实验准备 | 第77-80页 |
| 5.1.4 实验方案制定及实验步骤 | 第80-82页 |
| 5.2 CO_2埋存与EOR机理实验结果及分析 | 第82-100页 |
| 5.2.1 均质模型CO_2埋存与EOR机理实验结果及分析 | 第82-90页 |
| 5.2.2 真实岩心CO_2埋存与EOR机理实验结果及分析 | 第90-100页 |
| 5.3 本章小节 | 第100-102页 |
| 第6章 油藏中CO_2驱油与埋存规律影响因素数值模拟 | 第102-140页 |
| 6.1 油藏中CO_2驱油与埋存机理评价数值模拟模型的建立 | 第102-104页 |
| 6.2 机理模型数值模拟方案的设计 | 第104-106页 |
| 6.3 CO_2驱油与埋存机理及潜力影响因素分析 | 第106-139页 |
| 6.3.1 油藏特征对CO_2驱油与埋存机理及潜力的影响 | 第106-120页 |
| 6.3.2 岩石-流体相互作用性质对CO_2驱油与埋存机理及潜力的影响 | 第120-128页 |
| 6.3.3 注入方案对CO_2驱油与埋存机理及潜力的影响 | 第128-139页 |
| 6.4 本章小节 | 第139-140页 |
| 第7章 H59-12-6井组CO_2驱油与埋存潜力及运移规律 | 第140-156页 |
| 7.1 油藏模型建立 | 第140-142页 |
| 7.2 H59-12-6井组CO_2注入方案设计 | 第142页 |
| 7.3 H59-12-6井组CO_2驱油与埋存潜力分析 | 第142-149页 |
| 7.3.1 H59-12-6井组的CO_2驱油与埋存潜力分析(以方案1为例) | 第142-145页 |
| 7.3.2 H59-12-6井组不同最大日注入量的CO_2驱油与埋存潜力对比 | 第145-149页 |
| 7.4 CO_2运移与埋存规律 | 第149-155页 |
| 7.5 本章小节 | 第155-156页 |
| 第8章 结论和建议 | 第156-158页 |
| 8.1 结论 | 第156-157页 |
| 8.2 建议 | 第157-158页 |
| 致谢 | 第158-159页 |
| 参考文献 | 第159-164页 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 | 第164-165页 |
| 附录 | 第165-168页 |
| 附录A CO_2偏差因子及密度计算模型 | 第165-166页 |
| 附录B CO_2粘度计算模型 | 第166-167页 |
| 附录C 一种原油脱水的装置及脱水方法(申请专利) | 第167-168页 |
