导读:本文包含了开发技术界限论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:压裂井,亏空倍数,注水强度,培养时机
开发技术界限论文文献综述
朱经纬,刘性全[1]（2018）在《低渗透油层压裂井注水开发技术界限研究》一文中研究指出F油层在压裂井注水调整方面缺少定量化标准,为实现精准注水需要进行开发界限参数研究。结合油田实际,综合应用动态分析归纳法、数值模拟技术,研究确定了不同连通类型、不同注采井距压裂井地层压力、亏空倍数、培养时机、注水强度等开发界限参数,形成了压后保护模式,绘制了压裂培养与保护技术界限图版。研究表明:压裂井合理地层压力在8-12MPa;总体培养时机为压裂前1-7个月;亏空倍数与地层压力呈线性相关,总体亏空倍数界限为-0.30～-0.05;压裂井后期递减率与阶段注水强度具有一定相关性,总体注水强度界限为2-10m~3/d.m。现场实践表明,全区压裂增油强度提高,压裂井递减减缓0.8个百分点,经济效益显着。(本文来源于《2018油气田勘探与开发国际会议（IFEDC 2018）论文集》期刊2018-09-18）
王晨[2]（2018）在《YSM油田水平井开发控水技术政策界限研究》一文中研究指出活跃的边底水在油田开发中是一把双刃剑,特别是对于稠油油藏。一方面,边底水可以提供充足的水驱能量;另一方面,边底水的存在容易形成在纵向上的底水锥进和平面上的指进现象,使生产井过早水淹,降低油藏采收率,特别是底水锥进对开发的影响要更大。YSM稠油油田边水、底水以及次生底水的作用都存在,因此在油田开发调整过程中必须考虑边底水的存在。底水锥进是底水油藏开发的难题之一,尽管国内外在理论研究和实践应用方面取得了一些成果;然而,由于底水油藏渗流机理复杂,开采难度大,因此,开展底水油藏水锥动态及合理开采对策应用研究,既具有必要性又具有挑战性。本文以YSM油田为例,主要开展了以下研究工作:(1)综合油田各种动静态地质油藏资料,对YSM油田油藏地质特征及开发特征进行了再认识,总结归纳了目前开发过程中所面临的问题。(2)建立了 YSM油田实际地质模型,完成了数值模拟历史拟合工作,研究了油田剩余油分布特征。研究发现:YSM油田剩余油潜力集中体现在Y3断块和Y1断块,其中Y3断块的剩余油主要在馆Ⅰ和馆Ⅱ油组;Y1断块的剩余油主要在明下段和馆Ⅰ油组,这两个油组总的采出程度都比较低,含油饱和度和可采储量丰度都比较高。(3)针对YSM油田存在边底水,存在水锥的问题,建立了底水水锥机理模型,研究了不同采油速度、不同原油粘度、不同井型、不同射孔程度对底水锥进的影响程度。研究发现:1)用直井开发底水油藏,原油粘度、射孔程度、采油速度等是形成底水锥进的主要因素。2)用水平井开发底水油藏,原油粘度是形成底水脊进的主要因素,水平井的相对位置也有一定的影响,位置越靠近油藏顶部,脊体会越大,越有利于开发,与直井一样采油速度主要影响开发生产时间和见水时间。3)原油粘度对底水锥(脊)进的影响,直井要比水平井大。原油粘度越大,直井越容易发生锥进,采出程度越低。(4)在油藏数值模拟剩余油分布研究及底水水锥机理研究的基础上,完成薄油层边水油藏挖潜、薄油层底水油藏挖潜、稠油底水油藏边部挖潜,设计并实施水平井6 口,建产能1.48万吨,初期含水38%,预测产能到位率达到80%,为老油田稳产提供了可靠的技术支持。(本文来源于《西南石油大学》期刊2018-05-01）
李航[3]（2016）在《疏松砂岩油藏再压实作用下开发技术政策界限实验研究》一文中研究指出疏松砂岩稠油油藏在我国油气资源中占有十分重要的地位,此类油田储层原油黏度高,砂质疏松,胶结程度低,成岩作用差。注水开发是其开发的基本技术,若注水不及时和欠注导致地层压力下降后,特别是生产井近井大压降漏斗地带,再压实作用对油藏储层物性和渗流特性产生很大影响,同时储层胶结强度弱容易出砂,因此研究不同再压实作用和出砂对疏松砂岩稠油油藏油井产能变化的影响具有一定的生产指导意义。本文针对疏松砂岩的特点研制出人造疏松砂岩岩芯,形成了一套弱胶结高渗疏松砂岩岩芯制备技术,并且岩芯一次成型、不需要扩孔,可制备不同渗透率级别的疏松砂岩标准岩样。然后改进实验设备,实现了极低压差下测试疏松砂岩物性参数的实验装置和实验方法,为满足实验需求制作的热缩套改造套装工具,利用高精度数字传感器采集压力数据,使得多功能驱替实验设备高度自动化和精确化。接着对不同再压实作用和出砂影响下的稠油产能变化进行了多组实验,实验结果表明,疏松砂岩稠油油藏产能随地层压力降低而降低,地层压降小于4MPa阶段,产能下降幅度最大,并且储层越疏松,产能下降程度越大；地层压降初期和后期再压实作用对产能影响较大；稠油产量随出砂量的增多而有所恢复,出砂能够减缓产能的下降速度。岩芯越疏松,前期产水率较大,产油量最大值对应的驱替压差为1.0-1.5MPa；前期产水率较小,产油量最大值对应的驱替压差为2MPa。最后针对其变化规律进行注采井合理生产参数研究,认为疏松砂岩开发应采用保压方式开采,合理压力保持水平应大于11MPa,并根据井所处位置及储层油饱和压力再次调整,使得地层压力保持在饱和压力以上。绥中36-1油田注水井合理注入压力为5.75～6.69MPa。从实验到理论认证为疏松砂岩稠油油藏开发技术政策界限研究提供实验支持。(本文来源于《西南石油大学》期刊2016-09-01）
刘赛,何超,李晓峰[4]（2016）在《特低渗透油田开发技术政策界限研究》一文中研究指出针低特低渗透油藏开发难度大的问题,提出保持地层压力水平开采是提高采收率的关键,影响地层压力水平的因素有注采井距、超前注水、注采比等开采方式。从技术极限井距与经济极限井距两方面分析X区块井距合理性;应用数值模拟法对超前注水时机进行了优化,得出不同时机地层压力变化规律;根据物质平衡方程建立注采比与地层压力关系,对压力降与注采比关系进行回归,得出合理压降下的注采比。研究结果对指导特低渗储层建立合理的开发技术政策具有重要意义。(本文来源于《内蒙古石油化工》期刊2016年03期）
李玉勇[5]（2015）在《裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究》一文中研究指出为研究油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响,以渤海A油田为例,应用Eclipse数值模拟软件,建立概念模型,进行了油藏地质参数对最终采收率的敏感性分析,包括裂缝渗透率、裂缝孔隙度、裂缝倾角、裂缝密度等;同时对注采参数进行了优选,包括井网、注水位置、采液强度。研究结果表明,裂缝越发育油藏采出程度越高,对于裂缝型油藏最优的井网形式为平行交错井网,注水位置应该选在靠近油藏底部,最优水平井长度为800~1 000 m,最优采油速度3%左右。(本文来源于《石油地质与工程》期刊2015年06期）
李红昌,王凯宏,罗钰涵,刘登科,刘延宗[6]（2015）在《油田开发经济技术界限模型探讨》一文中研究指出油藏生产经营过程中存在5个比较关键的决策点,影响这5个决策的关键因素是不同的经济技术界限,分别是新井初始界限日产油量、油藏最低界限采油速度、油藏最大界限井网密度、油井或油藏关停界限日产油量等。研究推导了上述经济技术界限的理论模型,并测算了JS油田3个典型区块的不同经济技术界限,通过与典型区块开发方案预测指标的比较,为不同开发阶段油藏生产经营决策提供了重要的依据。研究成果已广泛应用于某油田的实际生产,取得了很好的效果。(本文来源于《复杂油气藏》期刊2015年01期）
刘睿,黄捍东,孙传宗,刘同敬[7]（2015）在《自流注水开发可行性与技术政策界限研究》一文中研究指出自流注水技术操作简单、经济有效,可以被作为常规注水的一种补充方式或替代方式。自流注水在我国尚处于起步阶段,没有形成成熟的方法和认识。利用油藏数值模拟方法,从自流注水时机、生产井距、油层渗透率、油层厚度、水源层能量五个方面开展了可行性对比研究,得到了自流注水开发的部分技术政策界限。开发因素方面:建议自流注水与衰竭开发同步实施,最迟不要晚于弹性开采稳产期结束;建议合理生产井距为(800~1200)m。地质因素方面:建议油层厚度较小,水层油层厚度比不小于1;建议油层渗透率为中高渗,有利于延长稳产期;有多套水层满足自流注水条件且不需要同时开发时,首先优选上部水层自流注水。(本文来源于《科学技术与工程》期刊2015年01期）
曹秋颖[8]（2014）在《活跃边底水稠油油藏水平井开发的技术界限研究》一文中研究指出长堤油田桩11块为具有活跃边底水的稠油油藏,利用直井开发含水上升快,为了改善其开发效果,在井间以及油藏顶部剩余油富及区域部署水平井,为了使水平井取得好的开发效果,对水平井开发该类油藏的开发技术界限进行了深入系统研究,研究结果表明,有隔层的区域有效厚度3m以上部署水平井效果较好,无隔层区域有效厚度5m以上部署水平井效果较好,越靠近油层顶部生产效果越好,射孔方式为一次射孔。(本文来源于《中国石油和化工标准与质量》期刊2014年05期）
王可君[9]（2013）在《深层特稠油油藏HDCS开发技术政策界限》一文中研究指出针对深层特稠油油藏储量难以动用的问题,运用油藏数值模拟方法,进行深层特稠油油藏HDCS开发技术界限研究。HDCS开发时,布井经济极限厚度为3 m,距离边水的最小距离为90 m。生产过程中水平井的注汽强度为12.5 t/m,CO2周期注入量为100 t,降黏剂周期注入量为20 t,生产井的排液量为30~40 t/d时,净产油量最大。在相似油藏的应用后,取得了较好的效果。该研究成果对含有大量边水的深层特稠油油藏开发有重要意义。(本文来源于《特种油气藏》期刊2013年06期）
臧克一[10]（2013）在《层状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发技术经济界限研究》一文中研究指出油藏地质条件和水平井设计参数是超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果的主要影响因素。同时,水平井的设计及应用还受到经济条件(油价)的制约。本文以D84块层状超稠油油藏为例,通过实际资料统计分析、数值模拟计算及经济评价研究,确定了当前技术经济条件下,此类型油藏水平井蒸汽吞吐开发的技术经济界限,并在相应区块得到成功应用,经济有效地提高了层状超稠油油藏的动用程度。(本文来源于《内蒙古石油化工》期刊2013年18期）
开发技术界限论文开题报告
（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：
活跃的边底水在油田开发中是一把双刃剑,特别是对于稠油油藏。一方面,边底水可以提供充足的水驱能量;另一方面,边底水的存在容易形成在纵向上的底水锥进和平面上的指进现象,使生产井过早水淹,降低油藏采收率,特别是底水锥进对开发的影响要更大。YSM稠油油田边水、底水以及次生底水的作用都存在,因此在油田开发调整过程中必须考虑边底水的存在。底水锥进是底水油藏开发的难题之一,尽管国内外在理论研究和实践应用方面取得了一些成果;然而,由于底水油藏渗流机理复杂,开采难度大,因此,开展底水油藏水锥动态及合理开采对策应用研究,既具有必要性又具有挑战性。本文以YSM油田为例,主要开展了以下研究工作:(1)综合油田各种动静态地质油藏资料,对YSM油田油藏地质特征及开发特征进行了再认识,总结归纳了目前开发过程中所面临的问题。(2)建立了 YSM油田实际地质模型,完成了数值模拟历史拟合工作,研究了油田剩余油分布特征。研究发现:YSM油田剩余油潜力集中体现在Y3断块和Y1断块,其中Y3断块的剩余油主要在馆Ⅰ和馆Ⅱ油组;Y1断块的剩余油主要在明下段和馆Ⅰ油组,这两个油组总的采出程度都比较低,含油饱和度和可采储量丰度都比较高。(3)针对YSM油田存在边底水,存在水锥的问题,建立了底水水锥机理模型,研究了不同采油速度、不同原油粘度、不同井型、不同射孔程度对底水锥进的影响程度。研究发现:1)用直井开发底水油藏,原油粘度、射孔程度、采油速度等是形成底水锥进的主要因素。2)用水平井开发底水油藏,原油粘度是形成底水脊进的主要因素,水平井的相对位置也有一定的影响,位置越靠近油藏顶部,脊体会越大,越有利于开发,与直井一样采油速度主要影响开发生产时间和见水时间。3)原油粘度对底水锥(脊)进的影响,直井要比水平井大。原油粘度越大,直井越容易发生锥进,采出程度越低。(4)在油藏数值模拟剩余油分布研究及底水水锥机理研究的基础上,完成薄油层边水油藏挖潜、薄油层底水油藏挖潜、稠油底水油藏边部挖潜,设计并实施水平井6 口,建产能1.48万吨,初期含水38%,预测产能到位率达到80%,为老油田稳产提供了可靠的技术支持。
（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。
开发技术界限论文参考文献
[1].朱经纬,刘性全.低渗透油层压裂井注水开发技术界限研究[C].2018油气田勘探与开发国际会议（IFEDC2018）论文集.2018
[2].王晨.YSM油田水平井开发控水技术政策界限研究[D].西南石油大学.2018
[3].李航.疏松砂岩油藏再压实作用下开发技术政策界限实验研究[D].西南石油大学.2016
[4].刘赛,何超,李晓峰.特低渗透油田开发技术政策界限研究[J].内蒙古石油化工.2016
[5].李玉勇.裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究[J].石油地质与工程.2015
[6].李红昌,王凯宏,罗钰涵,刘登科,刘延宗.油田开发经济技术界限模型探讨[J].复杂油气藏.2015
[7].刘睿,黄捍东,孙传宗,刘同敬.自流注水开发可行性与技术政策界限研究[J].科学技术与工程.2015
[8].曹秋颖.活跃边底水稠油油藏水平井开发的技术界限研究[J].中国石油和化工标准与质量.2014
[9].王可君.深层特稠油油藏HDCS开发技术政策界限[J].特种油气藏.2013
[10].臧克一.层状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发技术经济界限研究[J].内蒙古石油化工.2013