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厚油层油藏高含水期井网调整提高水驱采收率技术对策研究

1 前言第1-13页
 1.1 研究的目的、意义第9-10页
 1.2 研究的主要内容及关键技术第10-12页
  1.2.1 研究内容第10-11页
  1.2.2 关键技术及技术路线第11-12页
 1.3 本研究的创新之处第12-13页
2 特高含水期井网综合调整背景第13-20页
 2.1 双河油田地质特征第13-16页
 2.2 开发后储层物性及渗流特征的变化规律第16-17页
  2.2.1 储层物性的变化规律第16-17页
  2.2.2 储层渗流特征的变化规律第17页
 2.3 特高含水期油田开发存在的主要问题第17-20页
3 储层结构精细描述及地质模型重建第20-26页
 3.1 储层结构精细描述第20-24页
  3.1.1 细分流动单元第20-22页
  3.1.2 细分渗流单元第22-24页
 3.2 重建精细构造模型与沉积模型第24-26页
4 剩余可动油潜力预测及三维定量化描述第26-37页
 4.1 宏观储量动用状况分析第26-27页
  4.1.1 细化吸水剖面第26页
  4.1.2 判断油水主要运动方向第26-27页
  4.1.3 储量动用状况评价第27页
 4.2 剩余油分布研究及定量化描述第27-37页
  4.2.1 剩余油的微观分布和形态特征研究第27-32页
  4.2.2 剩余油的宏观分布及三维定量化描述第32-37页
5 开发后期注采井网适应性分析第37-41页
 5.1 井网对剩余油区的控制程度分析第37页
 5.2 油井受效情况分析第37-38页
 5.3 层间干扰分析第38-39页
 5.4 油藏经营效益分析第39-41页
6 井网调整技术及技术经济政策界限研究第41-76页
 6.1 建立平均压力梯度与合理注采井距的关系第41-47页
  6.1.1 驱动半径理论计算公式的推导第41-46页
  6.1.2 注采井之间平均驱替压力梯度计算公式的推导第46-47页
 6.2 评价注采井网的适应性第47-53页
  6.2.1 问题的提出第47-48页
  6.2.2 注建立采井数比与水驱采收率的关系式第48-52页
  6.2.3 从注采井数平衡角度确定合理的注采井数比第52-53页
  6.2.4 注采井数比与油井多向受效率的关系分析第53页
 6.3 优选油井射孔层位第53-57页
 6.4 优化组合生产层位第57-58页
 6.5 确定注水、采液结构调整的技术对策第58-60页
 6.6 确定注采井网调整有关的技术经济政策界限第60-69页
  6.6.1 新钻井的有关政策界限第60-65页
  6.6.2 调整注采井数比、改变液流方向的政策界限第65-67页
  6.6.3 打更新井及恢复停产井的政策界限第67-69页
 6.7 井网调整增加经济可采储量的估算第69-76页
  6.7.1 经济极限驱油效率的确定第70-72页
  6.7.2 经济合理注水波及体积系数的确定第72-73页
  6.7.3 生产井有效工作期限系数的确定第73-76页
7 注采井网调整提高水驱采收率技术对策第76-89页
 7.1 厚油层油藏注水开发生产特征认识第76-78页
 7.2 高含水期厚油层油藏挖潜对策评价第78-82页
  7.2.1 注采井网调整挖潜对策评价第78-80页
  7.2.2 稳油控水能力评价第80-82页
 7.3 高含水期注采井网调整原则第82-84页
 7.4 井网调整提高水驱采收率的技术对策第84-87页
  7.4.1 重新优化组合调整注采井网第84-85页
  7.4.2 提高注采井数比的井网完善调整第85-86页
  7.4.3 低效井综合治理的注采井网调整第86-87页
  7.4.4 非强水淹层整体补孔挖潜调整第87页
 7.5 高含水期井网优化组合调整的新特点第87-89页
8 典型单元井网综合调整效果及评价第89-93页
 8.1 调整依据及部署第89-91页
  8.1.1 开发中存在的问题第90页
  8.1.2 调整部署第90-91页
 8.2 调整效果第91-92页
  8.2.1 提高水驱采收率3.22个百分点第91页
  8.2.2 低渗透层的潜力得到了进一步的发挥第91-92页
 8.3 社会、经济效益评价第92-93页
9 结论和认识第93-95页
致谢第95-96页
参考文献第96-98页

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