一、储家楼油田CO_2非混相驱油试验及效果评价（论文文献综述）
张艳梅,万文胜,李琛,罗鸿成,刘衍彤,张会利,张瑞雪[1]（2021）在《彩9井区西山窑组特高含水油藏CO2混相驱先导试验》文中进行了进一步梳理目前彩南油田彩9井区西山窑组已进入高含水低产低能阶段,开井率仅为23.0%,即将面临废弃停产。为了提高该井区特高含水油藏产能,降低含水率,利用类比法、油藏工程及数值模拟方法,对彩9井区西山窑组油藏开展CO2混相驱可行性论证及油藏工程设计,并进行先导试验。结果表明:先导试验区应选择小井距反七点井网的C2576井组,注入层位选择剩余油富集的J2x12-2小层,合理注入量为0.3倍孔隙体积（地面CO2注入量为10 500 t）,注气速度为30～40 t/d,注采比为1.1～1.2。现场试验证实,该井组累计注入4 529.7 t CO2后,累计增油达到1 269 t, CO2换油率达到0.27 t/t,取得了较好的增产效果。该研究可为彩南油田CO2混相驱扩大试验和全面调整开发提供技术支撑。
钱卫明,曹力元,胡文东,张金焕,张露曼,韩超[2]（2019）在《我国CO2驱油注采工艺技术现状及下步研究方向》文中指出基于CO2驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO2驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO2驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO2驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO2缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO2驱注采工艺的下步研究方向。
赵斌[3]（2019）在《低渗透油层二氧化碳和氮气复合驱研究》文中进行了进一步梳理本文是十三五国家科技重大专项课题（2017ZX05009004）“低渗-致密油藏高效提高采收率新技术”之任务“低渗-特低渗油藏复合气体改善CO2气驱可行性研究”的部分研究内容。在低渗特低渗油藏开发过程中,CO2驱具有较好的驱油效果而气源有限。N2气源广而混相压力较高、驱油效果较差。为了解决这个问题,本文以YS油田为实际背景,通过向该油田的地面脱气油饱和井口产出气的方法,复配含气模拟油,并测定了油气高压物性参数,进而通过CMG油藏数值模拟软件对测得的流体参数进行了拟合。依据该油田的地层物性参数和复配含气模拟油的高压物性参数,用细管模型计算了CO2-N2复合驱油过程中CO2和N2在油气相中的分布规律,C2-C4和C+22在油相中的摩尔分数变化,确定了CO2段塞的大小,明确了CO2前置段塞+N2顶替的驱油方式。用均质模型对油层的长厚比、渗透率、不同CO2段塞大小对采收率的影响进行了数值模拟计算。结果表明,油层长厚比小于100时,采收率随着模型长厚比的增加而增大,长厚比达到100后采收率趋于平稳,所以厚度小井距1%的油层更有利于提高采收率;在长厚比为30的实际油层中,CO2-N2复合驱的段塞组成以0.3V CO2段塞+后续N2为宜;随着渗透率的增加,同一CO2 PV数的复合驱采收率降低,复合驱达到最终采收率时所需的CO2 PV数增大,即渗透率越低,越有利于CO2-N2复合驱。在数值模拟计算的基础上,选取符合实验条件的天然岩心,进行了物理模型驱油实验,结果表明,当CO2注入量为0.3PV时,采收率与CO2驱采收率接近;这证明0.3PV大小CO2段塞有效的阻隔了后续注入的N2,通过对比不同渗透率岩心的实验结果可以发现渗透率降低,气驱采收率是增大的。用数值模拟方法对实验所用模型进行模拟计算,计算结果与实验结果相近,误差较小,也进一步验证了结果的可靠性,以非均质模型对油层的韵律性、渗透率级差、长厚比、CO2段塞大小对采收率的影响进行了数值模拟计算。结果表明;油层的非均质性越强,其采收率越低,达到最大采收率所需要的CO2的量越少;受重力分异的影响,无夹层的正韵律油层CO2-N2复合驱相对于无夹层反韵律和有夹层正、反韵律油层具有更好的采收率;当渗透率级差一定时,油层长厚比越大,气窜时间越晚,采收率越高。
汶锋刚[4]（2019）在《鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例》文中提出随着油田开发进入中后期,石油开采条件日趋苛刻,特别是在低渗（超低渗）油藏中,如何提高原油采收率一直是倍受关注的焦点问题。CO2驱提高采收率技术被认为是一种经济高效的提高采收率技术,且满足当今世界节能减排、保护环境的广泛诉求。鄂尔多斯盆地具有丰富的低渗（超低渗）油气资源,但地表干旱缺水、自然环境脆弱,因此采用CO2驱这样的节水/无水驱油技术具有不可比拟的优势。鄂尔多斯盆地是国内开展CO2驱油研究和应用较晚的盆地,对本区域内CO2驱油的认识和应用尚不够全面和系统。本文以鄂尔多斯盆地A油田M区长6为目标研究区,以室内实验为主要研究手段,通过开展一系列CO2驱油相关室内实验,获得了研究区CO2驱油提高采收率技术的系统性认识,对鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱油的矿场应用和推广具有重要的指导意义。通过驱替实验,结合电镜观察、表面张力测定、接触角测定、密度测定、粘度测定、红外光谱分析等方法进行研究,获得了研究区CO2驱油机理及驱油效果影响因素的定量化、直观认识。采用非稳态法驱油实验研究了油水、油气两相流渗流特征。通过CO2-原油体系相态实验,得到了CO2-原油体系的PVT参数。采用细管法、界面张力消失法分别测取了研究区CO2-原油最小混相压力,并对经验公式法预测CO2-原油最小混相压力进行了探讨,接着通过不同条件下驱油实验对CO2-原油最小混相压力影响因素和降低CO2-原油最小混相压力方法进行了研究。通过CO2封堵实验、驱油实验,揭示了CO2在多孔介质中窜逸的基本规律,形成了扩大波及体积应用技术。运用数值模拟方法,开展了CO2驱开发方案优化设计,提出了研究区CO2驱开发方案。取得的主要认识如下:（1）降低油水界面张力、改变原油组成在研究区CO2驱油中发挥消极作用（制约着CO2驱油效率的发挥）。储层的非均质性严重影响CO2驱油效果,非均质性越强,CO2连续气驱的驱油效果越差。（2）水气交替注入能够有效地抑制气窜,延缓气窜时间,改善非均质油藏的驱油效果。室内实验条件下水气交替最佳注入参数:注气速度50mL/min（地面标况下）,段塞尺寸0.1PV,气水比为1:1,注入时机含水90%。（3）与水驱相比,CO2驱更有利于提高研究区原油采收率,比水驱采出程度高10%以上。研究区储层水驱过程中存在无法克服的矛盾:无因次产油指数下降幅度大与无因次产液指数变化不大。（4）CO2-原油最小混相压力随着注入气中C2及C4摩尔分数的增加而降低,注入气中轻烃组分含量越高越有利于混相。采用“月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚段塞+C2气态烃”降低最小混相压力实施方案,可显着降低CO2-原油最小混相压力。（5）非均质性是影响气窜的最重要因素,降低储层非均质性是改善CO2驱油效果的关键所在。针对裂缝窜逸和基质中高渗带的窜逸,研发了“凝胶体系+乙二胺”组合式两级封窜体系,结合水气交替注入方式,可发挥封窜体系与注入方式两者的综合作用,获得最佳封窜效果。（6）研究区CO2驱推荐方案:注气速度10t/d,采油井井底流压3.5MPa左右,连续注气5年转10年WAG11。注气井最大井底流压27MPa,生产井最小井底流压3.5MPa,采油井极限气油比1200m3/m3。
赵乐坤[5]（2019）在《断块油藏人工气顶驱开发技术对策研究》文中提出断块油藏开发中后期,油藏高部位往往存在水驱难以动用的“阁楼油”,而人工气顶驱被认为是动用此类剩余油的有效开发方式;实际断块油藏构造较为复杂,应用人工气顶驱开采时存在生成人工气顶的最优模式不清,气顶生成阶段油气水渗流机制不明,气顶驱开采阶段技术政策界限不定等诸多问题。因此针对以上问题开展相关研究,有助于人工气顶驱技术在断块油藏的成功应用,从而有效提高断块油藏采收率。本文通过分析气体微观渗流过程,建立了气体渗流微观数学模型,并分析了各因素对模型的影响规律;应用数值模拟方法,对气顶生成方式进行了优选,确定了不同地质特征及井网分布下最优的气顶生成方式;依据人工气顶驱不同阶段的主要特征,分别对人工气顶生成阶段及人工气顶驱替阶段进行了参数优化及敏感性分析;最后分析了某油田N断块油藏剩余油分布特征,明确了该油藏人工气顶驱不同阶段的技术对策,设计了N断块油藏人工气顶驱开发方案,并预测了其开发效果。研究取得的主要认识如下:（1）人工气顶的生成需要满足一定的条件,气顶的生成受界面张力、渗透率、密度差和油层压力和地层倾角的影响,地层倾角最敏感,界面张力次之,这为下一步利用数值模拟技术模拟典型断块油藏实施人工气顶驱提供技术支持。（2）在选取区块实施人工气顶驱方案时,有效厚度最为敏感,其次是地层形状、地层倾角、储层非均质性和隔夹层发育。若油层顶部没有注气井可以选择利用腰部井之间的协同诱导作用生成气顶,降低人工生成气顶所需要的时间。（3）N断块油藏储层非均质程度高,物性较好的部分,注入水突进,水淹程度高,物性较差的部分,注入水难以波及,采出程度低。油藏顶部水驱动用程度低,属于剩余油富集区。（4）人工生成气顶时,需要降低注气速度,减小驱替气指进和舌进现象,防止气体过早突破从而降低注气效果,同时辅助注水恢复地层压力。气顶驱替阶段需补充气量,其中相比于连续注气方式,间歇方式能够有效减缓油气界面的不稳定性,减缓驱替前缘的突进。
赵跃军[6]（2018）在《低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究》文中研究说明石油对于世界上的各个国家来说依然是非常重要的能源。石油作为不可再生的资源被各个国家消耗的趋势不断增长,尤其是我们国家正处在高速发展的阶段。我国石油对外依存度在逐年增高,2017年已接近70%,在当前国际形势日趋复杂的情况下,如何实现年产2亿吨原油的稳产是关系我国现代化建设和能源安全的重大战略问题。随着经济的快速发展,常规油气资源已逐渐不能满足对于油气资源的需求。作为未来常规能源重要战略性补充的低渗透油气资源已经成为人们重点研究和开发的目标。我国的低渗透油气资源储量大,在原油探明储量中,低渗透油藏储量的比例高,开发潜力巨大。近几年,发现的低渗透油气田占新发现油气藏的一半以上,因此低渗透油藏的勘探和研究对石油工业和国民经济的发展具有重要意义。虽然水驱开发在国内已经形成了一套非常成熟的技术,但低渗透油藏由于储层孔喉细小、毛管压力高、渗透率低,注水难以有效启动,因此多数低渗透油田需要采用注气开发,而在气源的选择中二氧化碳由于自身的优势成为了很多油田选择的对象。注二氧化碳进行驱油相比于其他气驱技术来说具有适用范围广、与原油有较好的混溶性、可回收重复利用、成本低、无毒环保和采收率显着提高等诸多优点。同时,二氧化碳驱油还能在一定程度上解决二氧化碳封存问题,减少温室气体向大气中排放,缓解环境污染压力。在能源紧缺和节能减排的背景下,二氧化碳驱油有着广泛的应用前景。目前,二氧化碳提高原油采收率的主要技术为二氧化碳混相驱和二氧化碳非混相驱。现场试验和室内实验结果表明,混相驱提高采收率的效果要好于非混相驱。然而,最小混相压力是原油与二氧化碳体系能否形成混相驱的关键性因素之一。本研究的目标区块最小混相压力较高,由于储层条件和开发条件等因素的限制,地层压力达不到该最小混相压力,导致区块大范围内无法实现混相驱,降低了开发效果。因此,针对目标区实际状况,急需找到有效的降低最小混相压力的方法,使目标区油藏中能够全面实现混相驱。本研究旨在调研国内外相关研究成果的基础上,通过室内物理模拟和数值模拟相结合的手段,确定能够降低目标区最小混相压力的方法,为目标区实现大范围内混相驱和进一步提高原油采收率提供有力的技术支撑和理论依据。研究得到以下主要认识:（1）通过目标区地质特征、开发评价和原油物性特征研究,确定了通过降低最小混相压力扩大混相驱范围的技术方向,为进一步提高采收率提供了地质特征、开发状况和原油物性特征依据。（2）应用认可度高并被国内外研究者普遍接受的长细管驱替实验法和界面张力法确定了目标区原油与二氧化碳体系的最小混相压力（MMP）为29.73MPa。长细管驱替实验法测得的最小混相压力值为29.6MPa,界面张力法测得最小混相压力值为29.85MPa,两种方法测得的最小混相压力非常接近,将其平均值29.73MPa确定为目标区最小混相压力。同时,为了优选出快速预测类似目标区块最小混相压力的经验公式,初选出7种适用于目标区块的经验公式法对最小混相压力进行了预测,并统一了各经验公式的单位和相关参数。从经验公式法预测的结果来看,各经验公式法得到的结果相差较大,预测平均值为26.57MPa。其中与目标区确定的最小混相压力29.73MPa比较,相对误差最小的经验公式为The Petroleum Recovery InstituteⅠ关联式法（PRIⅠ）,预测最小混相压力为28.73MPa,相对误差为3.36%,可作为目标区类似区块最小混相压力快速预测的经验公式。（3）根据二氧化碳驱油机理、目标区的实际条件和最小混相压力,确定了扩大混相驱范围改善开发效果的途径是降低最小混相压力。通过对二氧化碳与原油达到混相的条件、最小混相压力影响因素的分析,结合注二氧化碳对原油组分的影响,确定了采用酯类油溶性表面活性剂柠檬酸异丁酯和柠檬酸异戊酯作为降低最小混相压力的初选试剂,并确定了两种初选试剂的化学反应方程式、配方和制备流程。这两种试剂能够溶于原油中降低原油黏度,又能够溶解在超临界二氧化碳中降低原油与二氧化碳之间的界面张力。（4）注入不同段塞尺寸的柠檬酸异丁酯和柠檬酸异戊酯的最小混相压力测试方案结果表明:随着注入段塞的增大,测得的最小混相压力均逐渐降低,但是降低的幅度越来越小,最优的注入段塞大小为0.003PV;该段塞大小的条件下,添加柠檬酸异丁酯段塞后测得的最小混相压力为23.5MPa,降低最小混相压力6.23MPa,添加柠檬酸异戊酯段塞后测得的最小混相压力为24.1MPa,降低最小混相压力5.63MPa。由此可以看出,柠檬酸异丁酯降低最小混相压力幅度较大,效果较好。（5）制定了四套人造岩心驱替模拟方案,未添加优选试剂的常规方案中混相驱阶段采出程度为5.4%。其中混相驱阶段采出程度最高的是方案4:水驱至含水率98%后注入0.003PV柠檬酸异丁酯段塞,再注入1.2PV的二氧化碳。该方案混相驱阶段采出程度为17%,比未添加优选试剂的常规方案提高了11.6个百分点。可以看出,在相同实验条件下注入柠檬酸异丁酯可以降低最小混相压力,扩大混相驱范围,进而改善二氧化碳混相驱的驱油效果。（6）综合应用目标区地质特征研究成果,利用Petrel建模软件建立了目标区块的精细地质模型。结合目标区块的动静态特征,采用CMG数值模拟软件建立目标区数值模拟模型,完成了地质储量拟合和历史拟合。在历史拟合结果的基础上,设计了十套二氧化碳注入方案,未注入优选试剂的基础预测方案采收率为7.11%。对比分析各方案得到方案四为最优方案:在目前各井的生产制度基础上,先注入0.003pv的柠檬酸异丁酯段塞,再采用目前各井的生产制度生产,预测开发指标。预测10年后目标区块累计产油量55.21×104t,预测采收率为11.47%,比基础预测方案提高了4.36个百分点。
董永发[7]（2018）在《环京津冀地区CO2油藏动态封存潜力的研究》文中认为京津冀及周边是我国经济发达地区,同时也是CO2高排放量地区之一,如何减少碳排放已经是该地区亟待解决的问题。CCS技术是一种确实可行的减排方式。针对环京津冀油田经过长期水驱,具有孔隙大、渗透率高、水窜通道多的特点,提出CO2凝胶泡沫注入油藏,实现驱油封存目标;同时结合环京津冀油藏的特征,以及CO2凝胶泡沫状态的变化,研究了环京津冀地区油藏的动态封存潜力。研制了稳定的CO2凝胶泡沫,配方是0.25%十四烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱+3500 mg/L HPAM+0.3%有机铬。采用国际通用二氧化碳封存潜力计算模型,并结合国内油藏特征,对环京津冀地区的华北、冀东和胜利油田,共计1547个区块进行了静态封存潜力和提高石油采收率计算,环京津冀三大油田共计CO2的EOR潜力是11283.1×104t,CO2的静态封存潜力是37845.9×104t。随着CO2凝胶泡沫的注入,注入压力逐渐升高,CO2封存量逐渐增大,油藏中CO2凝胶泡沫体系逐渐由泡沫状态向超临界状态转变。在不同温度条件下,系统研究注入压力与CO2（泡沫状态）密度之间的关系,并结合环京津冀地区油藏特征参数,对环京津冀地区油藏CO2泡沫的动态封存潜力进行了系统计算和比较研究。
夏惠芬,徐勇[8]（2017）在《低渗透油藏CO2驱油机理及应用现状研究》文中研究说明当今社会快速发展,能源问题日益严峻。由于低渗透油藏低孔、低渗、自然能量不足等特点,采用常规方法已经不能有效采出原油,CO2驱是三次采油方法中提高低渗透油藏采收率的一种方法。综述了CO2驱油的机理、CO2驱油效果的影响因素以及近些年来国内外CO2驱油的应用现状,指出CO2驱在我国低渗透油藏的可行性和巨大潜力。
刘英杰[9]（2016）在《改善榆树林油田CO2驱油效果技术研究》文中研究表明CO2驱是能够大幅度提高原油采收率的最有效的方式之一,理论与实验均表明CO2混相驱的采收率明显高于非混相驱,因此在矿场试验中应在实际矿场条件下实现CO2混相驱并极力扩大实现CO2混相驱的范围。本文在现有的CO2驱油机理的基础之上,针对榆树林油田树101区块储层的实际情况,利用细管实验法对该区块的CO2与含天然气原油的MMP进行了测试,测试的到该区块的最小混相压力（MMP）为32.3MPa,并在这种方法的基础上提出了一种多方式测试CO2与原油MMP的方法,与常规细管法相比,提出的新方法所获得的MMP更精确,更能符合实际储层状况;并确定影响该区块CO2与含天然气原油的MMP的关键因素为含天然气原油的原油组分与油藏温度;通过对已有降低CO2与原油的MMP的方法进行比较,确定降低该区块CO2与含天然气原油的MMP的方法为添加试剂法,并确定所添加的试剂为一种油溶性表面活性剂,该类油溶性表面活性剂有柠檬酸正丁酯,柠檬酸正辛酯,柠檬酸异丁酯,柠檬酸异丙酯,柠檬酸异戊酯等,其中柠檬酸异丁酯及柠檬酸异戊酯降低MMP的幅度最大,因此确定所添加试剂为柠檬酸异丁酯及柠檬酸异戊酯;进行了添加试剂前后的MMP及CO2驱油室内实验,添加试剂后细管测试CO2与含天然气原油的MMP的室内实验结果表明:注入柠檬酸异丁酯的段塞分别为0.001PV,0.002PV,0.003PV和0.004PV时对应的测得的CO2与原油的MMP分别为28.2MPa,27.3MPa,25.1MPa和24.8MPa,注入柠檬酸异戊酯的段塞分别为0.001PV,0.002PV,0.003PV和0.004PV时对应的测得的CO2与原油的MMP分别为28.4MPa,27.2MPa,25.7MPa和25.2MPa,因此,确定最优的添加试剂的段塞大小为0.003PV,最优的添加试剂为柠檬酸异丁酯;添加试剂前后的CO2驱的室内实验结果表明:各个不同方案的最终总采收率分别为41.4%,48.7%,49.3%,54.4%,水驱阶段采收率分别为35.9%,36.6%,35.0%,37.2%,混相驱阶段的采收率分别为5.5%,12.1%,14.3%,17.2%,添加柠檬酸异丁酯段塞后最终采收率均有大幅度增长,柠檬酸异丁酯的注入段塞为0.001PV,0.002PV,0.003PV时对应的总的采收率较CO2混相驱分别提高了7.3%,7.9%,13.0%,因此,添加柠檬酸异丁酯段塞后的CO2混相驱的驱油效果有了显着的提高。
宋扬[10]（2016）在《大庆油田扶杨油层CO2驱油开发效果评价》文中指出特低渗透油藏是目前我国油气勘探开发的重要对象之一,也是大庆油田外围扶杨油层的主要类型之一,具有渗透率低、油藏物性较差、单井产能较低等特征,通常采用CO2驱等气驱方式进行开采。在多年的开发过程中,大庆油田的水驱项目已经形成一套较为成熟的油田开发评价标准,但CO2驱油效果评价指标比较单一,还没有一套成型的方法用来评价CO2驱油开发的效果。因此,建立一套针对大庆油田外围特低渗透扶杨油层CO2驱油的评价方法,有助于前期开发评价,以及后期开发调整。本文基于大庆外围油田特低渗透扶杨油层CO2驱油开发的典型区块的地质特征,在数值模拟研究的基础上,应用正交试验表、灰色关联分析法,对评价指标各因素的所占权重进行了确定。同时结合低渗透油藏注水开发效果的评价指标、评价标准及评价方法和现场开发经验,利用模糊评价体系和隶属度函数,开展了针对大庆外围油田扶杨油层CO2驱开发效果评价方法的研究。最后结合目前大庆外围油田扶杨油层开发时间较长的3个典型区块的试验情况,应用这套驱油效果评价方法评价了三个区块的开发效果,得到了3个试验区块CO2驱油开发效果的评价结果。评价结果表明:S101矿场试验CO2驱油效果好,F48先导性试验驱油效果好,F48扩大性试验驱油效果差。该方法可以用于大庆外围油田扶杨油层CO2驱油效果的评价,研究成果对大庆油田外围特低渗透区块的开发效果评价具有理论指导意义。
二、储家楼油田CO_2非混相驱油试验及效果评价（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、储家楼油田CO_2非混相驱油试验及效果评价（论文提纲范文）
（1）彩9井区西山窑组特高含水油藏CO2混相驱先导试验（论文提纲范文）
| 0 引 言 |
| 1 油藏概况 |
| 2 CO2混相驱可行性分析 |
| 3 CO2混相驱油藏工程方案设计 |
| 3.1 井网井距 |
| 3.2 注入层位及注气方式 |
| 3.3 注气量及注气速度 |
| 3.4 注采比及地层压力 |
| 4 现场实施效果 |
| 5 结 论 |
（2）我国CO2驱油注采工艺技术现状及下步研究方向（论文提纲范文）
| 1 技术难点 |
| 1.1 腐蚀性 |
| 1.2 气蚀性 |
| 2 注采井完井管柱现状 |
| 2.1 注入井完井管柱的优化 |
| 2.1.1 整体式管柱 |
| 2.1.2 分体可钻式管柱 |
| 2.1.3 可回收式管柱 |
| 2.2 采油井管柱的优化 |
| 2.2.1 采油井管柱 |
| 2.2.2 CO2缓蚀剂 |
| 3 配套工艺 |
| 3.1 注气井管柱的气密性 |
| 3.2 采油井的检管 |
| 4 下步研究方向 |
| 4.1 注气井油管和套管的脆断 |
| 4.2 老井固井水泥的失效 |
| 4.3 分层注气工艺 |
| 4.4 采油工作制度的优化 |
| 5 结论 |
（3）低渗透油层二氧化碳和氮气复合驱研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 CO_2 驱和N_2驱发展概况 |
| 1.2 论文主要研究内容及技术路线 |
| 第二章 原油物性参数测定 |
| 2.1 模拟油的配制及参数 |
| 2.2 CO_2 对原油物性的影响 |
| 第三章 细管模型CO_2-N_2 复合驱数值模拟研究 |
| 3.1 理想细管模型 |
| 3.2 N_2对CO_2与原油混相压力的影响 |
| 3.3 段塞组合驱的油气相动态分布 |
| 3.3.1 CO_2和N_2在油气相中的分布规律 |
| 3.3.2 界面张力变化规律 |
| 3.3.3 油相中轻烃C_2-C_4 和重质C_(22+)的分布 |
| 3.4 不同段塞组合方式驱油效率 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 均质模型CO_2-N_2 复合驱研究 |
| 4.1 均质模型数值模拟研究 |
| 4.1.1 均质模型长厚比对全CO_2驱最大段塞及最终采收率的影响 |
| 4.1.2 CO_2-N_2 复合驱中段塞组成对投入产出比的影响 |
| 4.1.3 不同渗透率CO_2-N_2 复合驱的最终采收率及投入产出比 |
| 4.2 实验模型数值模拟研究 |
| 4.2.1 低渗透模型数模研究 |
| 4.2.2 特低渗透模型数模研究 |
| 4.3 均质模型CO_2-N_2 复合驱实验研究 |
| 4.3.1 模型制作 |
| 4.3.2 低渗透岩心驱油实验研究 |
| 4.3.2.1 实验材料及方案 |
| 4.3.2.2 实验结果及分析 |
| 4.3.3 特低渗透岩心驱油实验研究 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 非均质模型CO_2-N_2 复合驱研究 |
| 5.1 非均质模型数值模拟研究 |
| 5.2 非均质模型长厚比对全CO_2驱最大段塞及最终采收率的影响 |
| 5.3 CO_2-N_2 复合驱中段塞组合对投入产出比的影响 |
| 5.4 油层渗透率级差及韵律对复合驱最终采收率及投入产出比的影响 |
| 5.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究区开发现状 |
| 1.3.1 开发现状 |
| 1.3.2 开发中存在问题 |
| 1.4 研究思路、技术路线及研究内容 |
| 1.4.1 研究思路及技术路线 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 主要工作量 |
| 1.6 主要认识及创新点 |
| 1.6.1 主要认识 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第二章 CO_2驱油机理及驱油效果影响因素研究 |
| 2.1 CO_2 驱油机理实验研究 |
| 2.1.1 溶蚀储层岩石 |
| 2.1.2 改变岩石表面润湿性 |
| 2.1.3 降低原油密度 |
| 2.1.4 降低原油粘度 |
| 2.1.5 降低油水界面张力 |
| 2.1.6 改变原油组成 |
| 2.2 CO_2 驱油效果影响因素研究 |
| 2.2.1 气驱与水驱的驱替界限 |
| 2.2.2 非均质性对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.3 注入方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.4 WAG注入参数对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.5 注入时机对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.6 裂缝对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.2.7 压力恢复方式对CO_2 驱油效果的影响 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 多相流渗流特征研究 |
| 3.1 油水相对渗透率测定 |
| 3.1.1 实验设备 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.1.3 实验结果及分析 |
| 3.2 油气相对渗透率测定 |
| 3.2.1 实验设备 |
| 3.2.2 实验方法 |
| 3.2.3 实验结果及分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 CO_2-原油相态及CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.1 CO_2-原油相态研究 |
| 4.1.1 地层流体组成与物性分析测试 |
| 4.1.2 CO_2-原油PVT实验研究 |
| 4.2 CO_2-原油最小混相压力研究 |
| 4.2.1 细管法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.2 界面张力消失法测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.3 经验公式法预测CO_2-原油最小混相压力 |
| 4.2.4 CO_2-原油最小混相压力影响因素研究 |
| 4.2.5 降低CO_2-原油最小混相压力技术研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 CO_2窜逸规律及扩大波及体积技术研究 |
| 5.1 CO_2 在多孔介质中窜逸的基本规律 |
| 5.1.1 渗透率对气窜的影响 |
| 5.1.2 注气压力对气窜的影响 |
| 5.1.3 水/气交替注入对气窜的影响 |
| 5.1.4 油藏非均质性对气窜的影响 |
| 5.1.5 影响窜逸因素及其基本规律 |
| 5.2 扩大波及体积技术研究 |
| 5.2.1 裂缝中窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.2 基质中相对高渗窜逸的控制技术研究 |
| 5.2.3 封窜驱油效果实验 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 CO_2 驱开发方案优化设计及先导试验 |
| 6.1 CO_2 驱开发方案参数优选 |
| 6.1.1 开发方案设计原则 |
| 6.1.2 注气压力和初期注气速度 |
| 6.1.3 地层压力恢复方式 |
| 6.1.4 初期采油速度 |
| 6.1.5 注气方式 |
| 6.2 推荐方案及指标预测 |
| 6.2.1 衰竭开发(极限)指标预测 |
| 6.2.2 完善井网水驱对比方案指标预测 |
| 6.2.3 优化注气方案及指标预测 |
| 6.3 CO_2 驱先导试验 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（5）断块油藏人工气顶驱开发技术对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与研究意义 |
| 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 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路与技术路线 |
| 第2章 气体微观渗流数学模型与影响因素分析 |
| 2.1 气体微观渗流数学模型 |
| 2.1.1 微观单个孔喉模型 |
| 2.1.2 微观连续孔喉模型 |
| 2.2 气泡启动主控因素分析 |
| 2.2.1 渗透率和界面张力 |
| 2.2.2 密度差 |
| 2.2.3 油藏压力 |
| 2.2.4 地层倾角 |
| 2.2.5 孔喉位置 |
| 2.3 小结 |
| 第3章 人工气顶生成方式优选 |
| 3.1 人工气顶生成方式研究 |
| 3.1.1 顶部注气生成气顶 |
| 3.1.2 腰部注气生成气顶 |
| 3.1.3 人工诱导生成气顶 |
| 3.2 人工气顶生成方式影响因素分析 |
| 3.2.1 正交试验设计 |
| 3.2.2 正交试验结果分析 |
| 3.3 井距优选 |
| 3.3.1 油气井之间井距优选 |
| 3.3.2 油水井之间井距优选 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 断块油藏人工气顶驱注采参数优化 |
| 4.1 人工气顶生成阶段参数优化 |
| 4.1.1 注气速度优化研究 |
| 4.1.2 气顶补充注入量优化 |
| 4.1.3 油藏地层压力优化 |
| 4.2 人工气顶驱替阶段参数优化 |
| 4.2.1 参数敏感性分析 |
| 4.2.2 后续注气速度优化 |
| 4.2.3 注采比优化 |
| 4.2.4 后续补充注气方式优化 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 人工气顶驱矿场设计 |
| 5.1 N断块油藏剩余油分布研究 |
| 5.1.1 N断块地质模型的建立 |
| 5.1.2 N断块油藏数值模型的建立 |
| 5.1.3 开发状况及历史拟合 |
| 5.1.4 剩余油分布规律及潜力分析 |
| 5.2 N断块油藏人工气顶驱技术对策研究 |
| 5.2.1 气顶建造阶段 |
| 5.2.2 气顶驱替阶段 |
| 5.3 N断块油藏人工气顶驱矿场应用设计 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究意义和应用价值 |
| 1.2 二氧化碳驱研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 二氧化碳驱油机理 |
| 1.4 最小混相压力影响因素及预测方法 |
| 1.4.1 最小混相压力影响因素 |
| 1.4.2 最小混相压力预测方法 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 第二章 目标区地质特征与开发评价 |
| 2.1 储层沉积特征研究 |
| 2.1.1 沉积时间单元划分与对比 |
| 2.1.2 储层沉积相研究 |
| 2.2 储层主要物性研究 |
| 2.3 储层非均质性研究 |
| 2.4 目标区开发评价 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 目标区原油物性特征及最小混相压力预测 |
| 3.1 目标区原油物性特征研究 |
| 3.1.1 实验样品 |
| 3.1.2 实验装置 |
| 3.1.3 实验结果分析 |
| 3.2 目标区最小混相压力预测 |
| 3.2.1 长细管驱替实验法预测目标区最小混相压力 |
| 3.2.2 界面张力法预测目标区最小混相压力 |
| 3.2.3 经验公式法预测目标区最小混相压力 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 降低最小混相压力研究 |
| 4.1 降低最小混相压力方法的确定 |
| 4.1.1 混相溶剂法 |
| 4.1.2 液化石油气法 |
| 4.1.3 降低最小混相压力方法的选择 |
| 4.2 降低最小混相压力试剂的确定 |
| 4.2.1 破坏分子间结构的试剂 |
| 4.2.2 破坏分子内部结构的试剂 |
| 4.2.3 降低最小混相压力试剂的选择 |
| 4.3 降低最小混相压力试剂的制备 |
| 4.4 添加试剂后最小混相压力测试 |
| 4.4.1 实验材料及装置 |
| 4.4.2 实验流程 |
| 4.4.3 实验结果 |
| 4.5 优选试剂混相驱替实验 |
| 4.5.1 实验方案 |
| 4.5.2 实验条件 |
| 4.5.3 实验装置 |
| 4.5.4 实验流程 |
| 4.5.5 实验结果 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 二氧化碳混相驱数值模拟研究 |
| 5.1 地质模型研究 |
| 5.1.1 构造模型的建立 |
| 5.1.2 沉积相模型的建立 |
| 5.1.3 属性模型的建立 |
| 5.2 油藏数值模拟研究 |
| 5.2.1 CMG数值模拟研究 |
| 5.2.2 历史拟合 |
| 5.2.3 二氧化碳注入方案预测 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的成果 |
| 致谢 |
（7）环京津冀地区CO2油藏动态封存潜力的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 研究内容与技术路线 |
| 第2章 文献综述 |
| 2.1 CCS技术的研究现状 |
| 2.1.1 CCS技术 |
| 2.1.2 CO_2 地质封存 |
| 2.2 CO_2 泡沫的研究现状 |
| 2.2.1 国内研究现状 |
| 2.2.2 国外研究现状 |
| 2.3 CO_2 凝胶泡沫的研究现状 |
| 2.3.1 概念 |
| 2.3.2 组成 |
| 2.3.3 研究现状 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 环京津冀油田CO_2静态封存及EOR潜力的研究 |
| 3.1 CO_2 静态封存及EOR潜力的研究流程 |
| 3.2 油藏数据的确定 |
| 3.2.1 API的确定 |
| 3.2.2 最小混相压力的确定 |
| 3.2.3 地层原油粘度的确定 |
| 3.3 筛选方法的确定 |
| 3.4 CO_2 静态封存及EOR潜力评估模型的确定 |
| 3.5 CO_2 静态封存及EOR潜力的评估结果 |
| 3.5.1 典型油藏 |
| 3.5.2 华北油田 |
| 3.5.3 冀东油田 |
| 3.5.4 胜利油田 |
| 3.5.5 环京津冀油田 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 CO_2凝胶泡沫体系的制备及稳定性研究 |
| 4.1 CO_2 凝胶泡沫的制备 |
| 4.1.1 CO_2 泡沫体系的筛选 |
| 4.1.2 弱凝胶体系的制备 |
| 4.2 CO_2 凝胶泡沫体系的优化和稳定性 |
| 4.2.1 CO_2 凝胶泡沫体系的优化 |
| 4.2.2 CO_2 凝胶泡沫体系的稳定性研究 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 环京津冀油田CO_2动态封存潜力的研究 |
| 5.1 CO_2 的相变特点 |
| 5.2 CO_2 凝胶泡沫的相态研究 |
| 5.2.1 实验方法 |
| 5.2.2 20℃的实验结果 |
| 5.2.3 45℃的实验结果 |
| 5.2.4 65℃的实验结果 |
| 5.2.5 各个视窗中泡沫的特征 |
| 5.3 CO_2 凝胶泡沫的密度 |
| 5.4 CO_2 的动态封存潜力 |
| 5.4.1 典型油藏CO_2的动态封存潜力 |
| 5.4.2 环京津冀油田CO_2的动态封存潜力 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 附录A 环京津冀油田油藏数据表 |
| 致谢 |
（8）低渗透油藏CO2驱油机理及应用现状研究（论文提纲范文）
| 1 注CO2驱油的机理 |
| 1.1 降低油水界面张力 |
| 1.2 降低原油粘度 |
| 1.3 膨胀作用 |
| 1.4 溶解气驱作用 |
| 1.5 改善流度比 |
| 1.6 酸化作用 |
| 2 二氧化碳混相驱与非混相驱 |
| 3 CO2驱油的影响因素 |
| 3.1 流体性质 |
| 3.2 储层特征 |
| 3.3 注气方式 |
| 4 CO2驱油技术应用现状 |
| 5结论与建议 |
（9）改善榆树林油田CO2驱油效果技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 绪论 |
| 第一章 CO_2的驱油机理 |
| 1.1 CO_2的驱油机理 |
| 1.2 小结 |
| 第二章 榆树林油田MMP测试及其影响因素分析 |
| 2.1 榆树林油田CO_2与原油MMP测试 |
| 2.1.1 测试方法的比较与选择 |
| 2.1.2 CO_2与原油MMP的测试 |
| 2.2 影响CO_2与原油MMP的因素分析 |
| 2.2.1 油藏温度 |
| 2.2.2 注入气体的特性 |
| 2.2.3 原油的组成 |
| 2.2.4 榆树林油田MMP的影响因素 |
| 2.3 小结 |
| 第三章 降低榆树林油田CO_2与原油MMP的技术研究 |
| 3.1 降低CO_2与原油MMP机理 |
| 3.1.1 CO_2与原油达到混相的条件 |
| 3.1.2 降低CO_2与原油MMP的机理 |
| 3.2 降低CO_2与原油MMP的方法优选 |
| 3.2.1 混相溶剂法 |
| 3.2.2 液化石油气 |
| 3.2.3 降低CO_2与原油MMP的方法比较 |
| 3.2.4 降低CO_2与原油MMP的方法选择 |
| 3.3 降低CO_2与原油MMP的技术实现 |
| 3.3.1 添加试剂优选与制备 |
| 3.3.2 添加不同比例试剂的效果分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 改善CO_2驱油效果的室内评价 |
| 4.1 常规CO_2驱油实验 |
| 4.1.1 实验方案 |
| 4.1.2 实验条件 |
| 4.1.3 实验装置 |
| 4.1.4 实验步骤 |
| 4.1.5 实验结果 |
| 4.2 添加试剂后CO_2驱油实验 |
| 4.2.1 实验方案 |
| 4.2.2 实验条件 |
| 4.2.3 实验装置 |
| 4.2.4 实验步骤 |
| 4.2.5 实验结果 |
| 4.3 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（10）大庆油田扶杨油层CO2驱油开发效果评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 低渗透油藏的开发现状 |
| 1.2 国内外CO_2驱油开发技术应用现状 |
| 1.2.1 国外CO_2驱油应用现状 |
| 1.2.2 国内CO_2驱油技术现状 |
| 1.2.3 大庆油田CO_2驱油应用现状 |
| 1.3 研究目的及意义 |
| 1.4 小结 |
| 第2章 扶杨油层CO_2驱油试验区基本情况 |
| 2.1 F48 CO_2驱油先导性试验区基本情况 |
| 2.2 F48 CO_2驱油扩大性试验区基本情况 |
| 2.3 S101 CO_2驱油矿场试验区基本概况 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 CO_2驱油效果评价方法研究 |
| 3.1 正交试验法 |
| 3.1.1 正交试验法的基本原理和优点 |
| 3.1.2 正交表的原理 |
| 3.2 CO_2驱油效果评价的影响因素 |
| 3.3 数值模拟计算 |
| 3.3.1 基本参数 |
| 3.3.2 数值模拟结果 |
| 3.4 灰色关联分析法 |
| 3.4.1 灰色关联分析法的基本原理 |
| 3.4.2 灰色关联分析法的计算步骤 |
| 3.5 权重计算 |
| 3.6 灰色关联计算的结果及评价方法的建立 |
| 3.7 小结 |
| 第4章 扶杨油层CO_2驱油开发效果评价 |
| 4.1 F48 CO_2驱油先导性试验分析及认识 |
| 4.1.1 驱油试验情况 |
| 4.1.2 开发效果分析及认识 |
| 4.2 F48 CO_2驱油扩大性试验分析及认识 |
| 4.2.1 驱油试验情况 |
| 4.2.2 开发效果分析及认识 |
| 4.3 S101 CO_2驱油矿场试验分析及认识 |
| 4.3.1 驱油试验情况 |
| 4.3.2 开发效果分析及认识 |
| 4.4 扶杨油层CO_2驱油开发效果评价 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、储家楼油田CO_2非混相驱油试验及效果评价（论文参考文献）
- [1]彩9井区西山窑组特高含水油藏CO2混相驱先导试验[J]. 张艳梅,万文胜,李琛,罗鸿成,刘衍彤,张会利,张瑞雪. 特种油气藏, 2021(06)
- [2]我国CO2驱油注采工艺技术现状及下步研究方向[J]. 钱卫明,曹力元,胡文东,张金焕,张露曼,韩超. 油气藏评价与开发, 2019(03)
- [3]低渗透油层二氧化碳和氮气复合驱研究[D]. 赵斌. 东北石油大学, 2019(01)
- [4]鄂尔多斯盆地低渗透油藏CO2驱实验研究 ——以A油田M区长6为例[D]. 汶锋刚. 西北大学, 2019(01)
- [5]断块油藏人工气顶驱开发技术对策研究[D]. 赵乐坤. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [6]低渗透油藏降低混相压力CO2驱油方法研究[D]. 赵跃军. 东北石油大学, 2018
- [7]环京津冀地区CO2油藏动态封存潜力的研究[D]. 董永发. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [8]低渗透油藏CO2驱油机理及应用现状研究[J]. 夏惠芬,徐勇. 当代化工, 2017(03)
- [9]改善榆树林油田CO2驱油效果技术研究[D]. 刘英杰. 东北石油大学, 2016(02)
- [10]大庆油田扶杨油层CO2驱油开发效果评价[D]. 宋扬. 中国石油大学(北京), 2016(04)