一、火成岩油藏油井水驱特征分析方法（论文文献综述）
王亮[1]（2021）在《鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例》文中提出通过油藏精细描述和油藏数值模拟,研究油水运动规律,制定合理的开发技术政策,指导油藏开发调整,改善油田开发效果,已成为目前油田开发中的基础性和关键性工作。论文以鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系油藏为研究对象。研究区2013-2015年规模建产,产量持续攀升,开发主力层位延10、延9、延8、延7、延6、延4+5、直罗组等。相比鄂尔多斯盆地其他侏罗系油藏,该区多层系叠合发育、非均质性较强、油水接触关系复杂,具有埋藏深、矿化度高、渗透率低,含油饱和度低、油层薄的“一深一高三低”特点。注水开发后面临着水驱不均、含水上升快、递减不断加大的问题,加之井筒套损问题严峻,注采调整难度大,开发效果较差,2016年以来,年自然递减均达20%以上。其中罗141区延9油藏和环75区延6、延8油藏开发递减尤为突出,平均递减达到25.8%,严重影响和制约了该区油藏的进一步开发。因此,论文选取以上两个油区开展油藏特征及其递减规律研究,并分析了影响递减的主控因素,提出合理的开发调整策略及适合侏罗系油藏的合理开发技术政策,为鄂尔多斯盆地侏罗系油藏进一步勘探开发提供典型案例,也可为国内同类油藏开发提供经验及借鉴意义。论文首先从基础地质资料入手,数据库建立20套,绘制砂体等值线图、采液强度、含水等值线等关键图件21套58幅,系统开展储层地质特征研究,在此基础上结合生产动态资料,应用矿场统计、油藏工程、数值模拟等方法,对注水开发效果进行系统评价,剖析油藏递减规律,总体认为开发初期注采强度偏大导致油藏含水快速上升是影响环江侏罗系油藏递减偏大的主要因素。基于以上分析,针对不同油藏类型和单井接触类型,提出适合侏罗系油藏的精细注采参数调控技术对策,该系列优化参数对盆地同类侏罗系油藏借鉴开发具有重要借鉴意义,不同储层特征的侏罗系油藏可依据实际生产动态进行优化调整。
杜堃[2]（2020）在《致密砂岩储层孔隙结构特征及流体可动能力影响因素研究 ——以鄂尔多斯盆地西南地区为例》文中研究说明鄂尔多斯盆地作为我国最大的油气富集盆地之一,其战略地位一直受到广泛关注,其中盆地西南部华庆地区延长组长6段及长8段储层作为该区勘探开发的主战场,尤其受到研究人员重视。储层微观孔隙结构及孔隙流体方面的研究对储层的高效经济开发有着重要的理论指导意义,而目前对该区孔喉结构及其对孔隙流体赋存规律、运动特征、前缘推进情况等方面的研究尚少。本次研究从盆地基础沉积特征、岩性组成、物性特征等方面入手,基于典型成岩矿物的鉴定分析,划分成岩演化阶段并反演孔隙度演化特征;同时,利用铸体薄片、扫描电镜等可视化手段定性识别主要孔喉类型,并运用高压压汞、恒速压汞及等温吸附等手段综合表征储层微观孔喉结构,探究其与物性特征的耦合关系;在定量表征储层微观孔喉结构特征的基础上,结合油水相渗、核磁共振及渗吸实验,开展储层渗流特征及可动流体赋存特征研究,探讨渗吸效率与孔喉结构耦合关系;最终挖掘目的层水驱特征,总结水驱规律并开展储层综合评价。本次研究主要取得以下认识:（1）华庆地区长6段储层平均孔隙度为8.77%,平均渗透率为0.271 10-3μm2;长8段储层平均孔隙度为9.02%。平均渗透率为0.664 10-3μm2,长8段储层储集及渗流能力均优于长6段。（2）华庆地区长6段抗压实能力较差,压实作用造成的减孔特征明显;长8段早期胶结减孔明显,长6段主要以晚期胶结减孔为主。两段储层均发育一定的溶蚀孔隙,该类孔隙能够为致密砂岩储层物性的改善起到一定的积极作用。（3）储层喉道半径参数及非均质特征与储层渗流能力关系密切,喉道非均质性越强,储层渗流能力越好,长8段储层孔喉配置关系及渗流能力优于长6段储层。（4）微毛管发育集中储层渗流能力较弱,微毛管发育均匀储层随孔喉半径增大,渗流能力逐渐增强。残余粒间孔的发育以及较好的孔喉配置关系造成长8段具有更好的储集能力及渗流能力,进而导致储层流体可动能力优于长6段储层。（5）早期渗吸效率较高明显高于中晚期。长6段丰富的亲水性粘土矿物提高了储层渗吸能力,长8段较大孔隙的发育能够在早期形成较高驱替效率,微细喉道与较大半径孔隙较好的连通关系提高了长8段渗吸驱替最终采出率。（6）长8段储层驱替效率普遍高于长6段储层,见水后持续注水能够有效增加长8段储层驱油效率,长6段受控于较差的孔喉配置关系,水相更易形成优势通道,见水后储层驱油效率提高程度有限。（7）华庆地区长6段及长8段Ⅰ类～Ⅳ类储层物性逐渐变差,但长8段较大的孔喉半径及相对较好的孔喉配置特征对相同类型储层品质的改善具有重要作用。长6段除Ⅱ类储层外,其余储层非均质性较强,见水后持续注入对于驱油效率及波及面积改善效果有限。长8段除Ⅳ类储层外,其余储层在见水后仍能保持一定的驱油效率,稳产周期受储层类型控制明显。
屈怡倩[3]（2020）在《鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层孔喉结构及其与可采收能力的响应规律》文中提出在全球化石能源需求快速增长的背景下,非常规油气的勘探及开发利用受到了广泛的关注,致密油作为我国非常现实的非常规油气,已经实现了商业性开发。鄂尔多斯盆地华庆地区是我国致密油储量最丰富的地区,其中延长组长8段油水关系复杂,产量差异明显,很大程度上取决于复杂的孔喉结构导致可采收能力差异。深入研究致密砂岩储层孔喉结构及其制约因素,是厘清可采收能力的基础工作,目前针对致密砂岩储层孔喉结构的研究较为丰富,但多手段联合表征的研究相对薄弱。本论文在资料搜集及背景调研的基础上,通过一系列实验测试对白豹-华池区块以及贺旗-马岭区块长8储层的岩石学特征、物性特征、成岩作用以及埋藏-充注史进行研究;综合高压压汞、恒速压汞、核磁共振分析,并引入分形理论针对储层孔喉大小、孔径分布及复杂程度进行研究并分类;综合核磁共振、核磁成像以及油水相渗实验对储层流体可动用程度进行研究,并基于生产动态对储层可采收能力进行评价;综合上述研究,分析不同可采收能力储层的孔喉结构差异及造成孔喉结构差异的基础因素,最终建立储层可采收能力与孔喉结构之间的响应关系。白豹-华池区块长石含量较高,绿泥石膜发育,贺旗-马岭区块岩屑含量相对较高,白豹-华池区块的物性整体上优于贺旗-马岭区块;贺旗-马岭区块由于埋藏深度较深,导致储层压实程度更高,溶蚀作用较强,但中晚期胶结程度高,因此受控于沉积及成岩作用的差异,白豹-华池区块现今面孔率更高,粒间孔更为发育。白豹-华池区块高压压汞毛管压力曲线以Ⅰ类和Ⅱ类为主,贺旗-马岭区块以Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类为主;恒速压汞曲线白豹-华池区块全部为孔隙主导型,贺旗-马岭区块Ⅲ和Ⅳ类为喉道主导型;白豹-华池区块孔喉特征优于贺旗-马岭区块。联合表征法能克服各种实验手段的缺陷,更真实反映储层孔喉结构全尺径分布特征,基于全尺径孔喉表征结果,由Ⅰ类至Ⅳ类孔喉分布区间收窄,大孔喉为主向小孔喉为主过渡。分形维数可以很好地表征储层孔喉结构复杂程度,分形维数越大,孔喉结构复杂程度越高。基于前述研究成果对孔喉结构分类可得,两个研究区块储层孔喉结构各分为4类,由Ⅰ类至Ⅳ类孔喉结构逐渐变差。储层可采收能力由1类至4类逐渐变差,对应的可动流体饱和度逐渐降低,T1-T2图信号分布面积逐渐减小,相渗能力逐渐降低,驱油效率逐渐降低,日产油量逐渐降低,稳产周期逐渐缩短,白豹-华池区块比贺旗-马岭区块具有更好地生产动态表现。造成这种差异的原因在于孔喉结构的差异。由1类至4类粒间孔含量减小,粒间孔主导逐渐变为晶间孔主导,溶蚀孔含量在前两类较为发育;最大孔喉半径逐渐减小,喉道半径平均值减小,分形维数值增大,孔喉半径减小且孔喉结构复杂程度增加。沉积及成岩是影响孔喉结构的基础因素,由1类至4类石英含量减少,填隙物含量增加,比较显着的差异在于1类以高绿泥石膜含量为特征,2类溶蚀增孔作用强,但压实程度高于,3类易塑变组分含量高,因此压实程度最高,4类发育大量碳酸盐岩胶结物,导致致密无孔。白豹-华池区块压实程度相对较弱,粒间孔保存较好,且长石溶孔发育,在很大程度上改善了储层的孔喉结构。
崔强[4]（2020）在《鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例》文中指出鄂尔多斯盆地延长油区原油年产量近几年来一直在1100万吨左右,其主力产层主要为延长组长6油层、长2油层及延安组延9油层,与上述产层相关油田大部分已进入注水开发阶段。目前,延长油区长6、长2及延9油藏在注水开发过程中采用的井网、井距及注水方式基本一致,但注水开发效果差异较大,影响注水开发效果的原因目前尚不十分清楚,这也影响到对三个层系油藏注水开发调整措施的有效实施。针对上述问题,本文以甄家峁长6油藏、郝家坪长2油藏及老庄延9油藏为研究对象,从构造特征、砂体连通性、储层物性及含油性等方面对油藏特征进行深入研究,并分析上述油藏特征与注采井网、井距及注水方式的关系,在此基础上探讨针对不同层系油藏的注水开发调整对策。取得的主要认识如下:1、长6、长2及延9油藏地质特征差异性（1）构造特征:长6油藏与延9油藏构造幅度差异大,其中长6油藏相邻井间构造幅度一般为2m,构造幅度较小;延9油藏相邻井间构造幅度可达6m,构造幅度较大;长2油藏井间构造幅度介于两者之间,一般为2m～4m,构造幅度中等。（2）砂体单层厚度及连通性特征:长6油层与延9油层砂体单层厚度及连通性差异大,其中延9油层砂体单层厚度较大,可达15m,厚度横向变化快,但连通性较好;长6油层砂体单层厚度薄,一般为3m～4m,横向连通性差;长2油层砂体单层厚度一般为7m,横向连通性较好。（3）储层渗透率特征:长6储层渗透率最小,各小层平均渗透率介于1.8×10-3μm2～2.1×10-3μm2之间,层内及层间渗透率变化大;长2储层渗透率中等,各小层平均渗透率介于7.7×10-3μm2～8.4×10-3μm2之间,层内及层间渗透率有一定变化;延9储层渗透率最大,各小层平均渗透率介于10.6×10-3μm2～10.7×10-3μm2之间,层内及层间渗透率基本无变化。（4）含油饱和度特征:延9油藏含油饱和度最高,一般为45%～60%,其中构造高点含油饱和度高于构造低点含油饱和度;长6油藏含油饱和度一般为35%～55%,构造高、低部位含油饱和度差异较小;长2油藏含油饱和度一般为30%～50%,局部鼻状构造发育区域含油饱和度较高。2、注采井网、井距及注水强度的适应性与三个层系油藏特征的关系（1）目前延长油田一般采用的面积注水井网适用于构造幅度小的长6油藏,但不适用于构造幅度大、构造高部位含油饱和度高的延9油藏及长2油藏中鼻状构造发育的区域,该井网易形成延9、长2油藏平面上的剩余油。（2）目前延长油田一般采用的250m左右的井距适用于砂体厚度大、连通性好、储层物性好的延9油藏及长2油藏,不适用于单砂体厚度小,横向连通差及储层物性差的长6油藏,该井距易造成层间及层内剩余油的分布。（3）目前延长油田一般采用的15m3/d左右的单井日注水强度适用于储层物性中等的长2油藏,而对储层物性差的长6油藏及储层物性好的延9油藏适用性差。长6油藏因注水强度大,水线快速推进形成层间及层内剩余油;延9油藏因注水强度小,采注不平衡形成层内剩余油。3、长6、长2及延9油藏开发调整对策及调整效果（1）长6油藏调整应在面积注水方式的基础上,重点调整井距及注水强度,将注采井距缩小至180m～200m之间,单井日注水强度降低至10m3/d。按此调整后甄家峁油田日产原油从249t上升至344t,自然递减率由9.2%降至-10.9%。（2）长2油藏调整应在目前面积注水方式的基础上,鼻隆微构造发育区域采用构造低部位注水—构造高部位采油的注水方式,缩小注采井距至200m左右,单井日注水强度控制在15m3/d。按此调整后郝家坪油田日产原油从113t上升至147t,自然递减率由6.8%降至-16.6%。（3）延9油藏调整应保持注采井距为250m左右的基础上,采用构造低部位注水—构造高部位采油的边部注水方式,提高单井日注水强度至25m3/d左右。按此调整后老庄延9油田日产原油从145t上升至203t,自然递减率由13.0%降至-17.6%。
王硕[5]（2020）在《陆西凹陷包14块九上段Ⅰ组沉积特征研究》文中指出包14块位于陆西凹陷中部,本文以包14块九佛堂组九上段I组为研究对象,利用物探、测井等多种手段对目的层段进行沉积特征等相关研究,分析储层含油性分布规律和储层非均质性,为该地区进一步的开发提供一定的地质基础。通过层序界面的识别,将陆西凹陷的九佛堂组划分为低水位体系域、湖侵体系域和高水位体系域。九上段I组位于高水位体系域。本文采用井震结合将九上段I组划分为5个超短期旋回。通过地层对比发现I组各层单砂体较薄,I组从下至上砂体整体呈中间厚,上下较薄的趋势。根据岩心、地震相和测井相对沉积相和沉积微相进行研究,认为九上段I组是水下扇,发育有扇中和扇端亚相。研究区域内发育有多个辫状水道,在I3、I4层水下扇规模较大。I组纵向上表现为以退积的地层堆积样式为主。通过岩心等资料对I组含油性分布规律进行研究,发现目的层段含砾砂岩含油性最好。研究区域内辫状水道含砾砂岩发育。含油性较好的区域为发育有辫状水道的中部构造高位区域,含油性较差区域位于研究区域边部。通过对岩心和测井解释资料进行统计,I组各层渗透率为低渗,渗透率受裂缝影响大,特别是人工压裂造成的人工裂缝。I组储层非均质性既受沉积相带控制,同时也受人工压裂和深度调驱作用影响。
张鹏[6]（2019）在《延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价》文中提出鄂尔多斯盆地蕴藏丰富的致密油资源,主力层位为三叠系延长组长6、长7、长8、长9等油层组,相对而言长7的勘探开发较晚,油田动、静态数据较少,对长7致密油储集层各方面的分析研究相对薄弱,阻碍了油田的勘探开发进程以及开发效果。基于此本论文以鄂尔多斯盆地西北部定边地区三叠系延长组长7油层为例,在前人研究的基础之上,开展岩心观察、物性、粒度图像、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、CT扫描、高压压汞、恒速压汞、油水相渗、核磁共振、启动压力梯度、岩石力学等分析测试技术实验,综合研究定边长7致密砂岩储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、微观孔隙结构、油水渗流特征、可动流体赋存特征等影响因素,在这些基础上确定了储层动用物性下限及储层主控因素,同时建立了储集层综合分类评价方法并进行了评价。取得了以下主要认识:（1）定边长7致密油研究区发育三角洲和湖泊相沉积,主要以三角洲前缘亚相水下分流河道、分流间湾微相为主,长7下部湖泥微相较发育。储层岩性以灰黑色、灰色、灰白色长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩。孔隙类型主要发育长石溶孔和粒间孔,其次是岩屑溶孔,另有极少量晶间孔、微裂隙。同时喉道类型以片状、弯片状为主,管束状、缩颈喉道次之。（2）微观孔隙结构特征分析,依据高压压汞排驱压力及物性参数,将毛管压力曲线分为4类,Ⅰ类低排驱压力-微-微细喉道型、Ⅱ类低中排驱压力-微喉道型、Ⅲ类中排驱压力-微喉道型、Ⅳ类中高排驱压力-纳米吸附孔道型;依据恒速压汞毛管压力曲线与孔隙、喉道、总进汞饱和度的匹配关系,将曲线形态划分为孔隙区、孔喉过渡区、喉道区。当汞进入连通性差或不连通的孔道喉道时,毛管压力上升,进汞量主要受到喉道及微孔的制约,喉道区的进汞量大小决定了总孔喉进汞量,加强喉道的研究对致密油藏来说至关重要。综合运用经验统计法、饱和度与孔隙度关系法、最小流动孔喉半径法等手段确定了研究区致密储层的物性动用下限值,孔隙度为6.5%、渗透率为0.04×10-3μm2。（3）参照可动流体饱和度评价标准对储集层分类,以Ⅲ类储层为主,V类次之。T2截止值范围为1.70ms13.67ms,平均为5.78ms,可动流体饱和度低,平均为33.04%。离心前、后T2谱曲线形态都以双峰为主,离心后曲线形态主要分布在T2截止值左侧区间。（4）基于核磁共振理论,推导出了核磁共振T2值与孔喉半径的对应关系,取对数线性化,利用最小二乘法求解幂函数的常数项值,建立了核磁共振T2谱转化成孔喉半径的新方法;并通过延长致密油藏核磁共振数据与恒速压汞孔喉半径数据进行了验证,结果呈现较好的一致性,所建立的核磁共振研究致密储层微观孔隙结构方法的可行性和实用性较好。（5）根据油水相渗曲线形态特征将其划分为3种类型,分别为Ⅰ型Kro上凹-Krw下凹型、Ⅱ型Kro上凹-Krw直线型、Ⅲ型Kro-Krw上凹型。Ⅰ型相渗曲线最终驱油效率为48.44%,开发效果好;Ⅱ型相渗曲线最终驱油效率为43.19%,应加大无水期的研究力度,开发效果略好;Ⅲ型相渗曲线最终驱油效率为36.26%,开发效果差。（6）提出了致密油“八元综合分类系数”法,同时Ⅰ类储层Feci>8,Ⅱ类储层3<Feci≤8,Ⅲ类储层-2<Feci≤3,Ⅳ类储层Feci≤-2。并根据研究区域的实际数据对致密油藏储层评价方法进行了验证,结果可靠性较高,所建立的致密油储层评价方法具有一定的实用性。综合储集层“八元综合分类系数”定量分析控制区域与沉积相分布规律及控制特征定性分析共同作用绘制了Y区块的致密油储层综合分类评价图,主要以三类致密油储集层为主。
黄何鑫[7]（2019）在《鄂尔多斯盆地长6致密砂岩储层特征差异及其对流体可动用能力的制约机理研究》文中研究表明致密砂岩油是中国最现实的非常规油气资源之一,其中,三角洲砂体和重力流砂体是最主要的两种致密油储层。目前,鄂尔多斯盆地延长组已经进行了大规模开发。深入分析这两类砂体区的储层特征差异及其对流体可动用能力的制约是预测致密油甜点区的基础工作。本论文通过一系列实验手段,在两类主要砂体区的沉积特征、岩石学特征、成岩演化、物性特征、孔喉结构特征、渗流特征以及分维特征深入分析的基础上,阐述了两类砂体区储层特征的差异性,明确了影响储层流体可动用能力的原因,并探讨了不同孔隙组合类型对生产动态的影响。研究区的三角洲前缘砂体区和浊积扇砂体区在以孔喉为主要参数的微观特征方面具有显着差异。三角洲前缘砂体区的长石含量更高,浊积扇砂体区的石英、岩屑、填隙物含量更高,其中的刚性岩屑、伊利石和伊/蒙混层含量优势明显,一定程度上造成了三角洲前缘的长石溶孔略多而浊积扇砂体区的粒间孔和微孔含量略多。相比较三角洲前缘砂体区,浊积扇砂体区的粒度分布更加分散,分选性更差,使得其孔隙度分布也更加分散,渗透率相对更低。早期胶结阶段,三角洲前缘砂体区减孔更多,而晚期胶结阶段,浊积扇砂体区减孔更多。物质组成和成岩演化差异造成了三角洲前缘砂体区的孔喉结构、喉道结构、渗流特征均好于浊积扇砂体区,相渗特征则略好于浊积扇砂体区。储层特征参数对流体的可动用能力具有明显的控制作用。石英含量越低、岩屑、长石和填隙物含量越高、特别是粘土矿物含量越高、尤其是其中的伊利石和伊/蒙混层含量越高,以及较小的矿物颗粒粒度,导致孔喉表面的粗糙程度逐渐增大,连通性减弱,微观非均质性增强。较强的微观孔喉非均质性使得有效孔隙度、有效驱油孔隙度、最大有效油相渗透率降低,即流体可动用能力降低。进一步指出三角洲前缘砂体区的流体可动用能力要略优于浊积扇砂体区。同时认为,分形维数更多基于孔喉连通性、非均质程度,而气测渗透率则更多基于孔隙整体大小。大的孔喉表面更加粗糙,对总体孔喉表面粗糙程度贡献较大。但是由于大孔喉数量较少、孔径较大以及自身表面粗糙程度变化有限,因此样品的孔喉连通程度和非均质程度受小的喉道和孔隙影响更多。孔喉结构的好坏和孔喉表面自相似程度的强弱息息相关,粗糙程度的差异对流体可动用能力造成极大的影响。另外,研究基于物性交互图法、J函数法、拐点法和有效孔隙度分别计算了两类砂体区的储层动用下限。从生产角度来看,具有Ⅰ类孔隙组合的储层在整个生产周期的中前期可以呈现出较高的产油速率,但见水时间较早,注水开发中需要控制注水速度。具有Ⅱ类孔隙组合的储层最后综合效果最好。
王喜鑫[8]（2019）在《黄骅坳陷王官屯地区孔一段储层质量差异机理研究》文中指出黄骅坳陷王官屯地区孔一段（Ek1）是我国东部油气勘探、开发的典型目标之一。王官屯地区构造复杂、断块破碎、多物源等因素使得孔一段储层非均质性严重,储层质量差异明显,注采矛盾突出,制约了该油田的进一步开发和剩余油挖潜。本文综合利用地震、测井以及岩心化验分析数据对断层活动、物源水系、沉积微相以及成岩特征进行系统研究;应用岩石学、矿物学和地球化学等方法,研究了王官屯地区孔一段储层岩石学特征、孔隙结构和物性特征,采用基于层次分析和模糊数学的分级评价方法对储层质量进行分级评价,总结每种类型储层的基本特征;在此基础上,进一步研究沉积条件、成岩作用以及同沉积断层活动对储层质量的控制,总结了优质储层的成因,建立了优质储层形成模式,揭示了优质储层分布规律。应用基于层次分析和模糊数学的储层质量分级评价方法,将王官屯地区孔一段储层分为三类,Ⅰ类、Ⅱ类储层主要位于心滩、辫状水道以及水下分流河道微相中部,碎屑粒径粒径较大,储集空间类型主要为粒间孔和粒间溶孔,喉道类型以缩颈喉道为主,Ⅰ类储层孔隙度大于22%,渗透率大于230×10-3μm2,Ⅱ类储层孔隙度在13%～22%之间,渗透率在100×10-3μm2～230×10-3μm2;联合高压压汞和恒速压汞获取了孔一段储层全孔隙尺寸分布,半径大于100μm的孔隙控制储层的储集性,半径在0.6μm～20μm的孔隙和喉道控制储层的渗透性。王官屯地区孔一段受控于西北沧县隆起和东南徐黑凸起两物源,塑性岩屑含量的差异对物性影响较小,石英和长石的含量对储层物性影响较大,储层孔隙度随石英和长石的含量增加而增加;王官屯地区孔一段经历了中等-强压实作用,当压实率小于60%时,压实作用不是储层减孔的主要因素;胶结作用主要以碳酸盐胶结为主,靠近砂泥岩界面处碳酸盐胶结作用较强,由于高岭石具有较弱的离子交换能力,使得碎屑颗粒表现为亲油特性,易于油气聚集,抑制了晚期的压实和胶结作用,对储层起保孔作用;孔东断层下降盘溶蚀孔隙较为发育,当溶蚀孔面孔率大于3.5%时,溶蚀对储层有明显的增孔作用,但对渗透率没有明显的改善。孔东断层在枣Ⅱ、Ⅲ油组沉积时期活动强烈,产生的地震泵抽吸作用很强,抽吸来的酸性流体易于向孔东下降盘储层运移,形成更多的溶蚀孔隙;平面上,在官3井区附近孔东断层活动性最强,溶蚀孔隙也更加发育;孔东断层活动性越强,断层两侧砂岩厚度差值越大;孔东断层活动性较强部位,下降盘碎屑颗粒粒径较大,上升盘碎屑颗粒粒径较小;对于孔东断层下降盘,沉积微相、粒度以及胶结物含量是优质储层形成的主控因素,而对于孔东断层上升盘,沉积微相和碳酸盐胶结物含量是优质储层形成的主控因素。应用微米CT和水驱实验研究了水驱对储层质量的影响。储层原始孔隙结构、粘土矿物含量和类型是水驱过程中储层质量变化的主控因素,对于原始物性较好、孔喉尺寸较大的储层,在注水初期,蒙脱石吸水膨胀占主导作用,孔喉尺寸降低,储层物性变差,注水后期,微小颗粒迁移起主导作用,孔喉尺寸增加,物性变好;对于原始物性较差、孔喉尺寸较小的储层,在注水初期,注入水驱动微小颗粒迁移起主导作用,使得孔隙度升高,在注水后期,粘土矿物吸水膨胀占主导作用,使得储集空间变小,物性变差。
解金凤[9]（2019）在《高邮凹陷瓦2断块阜三段地质特征与剩余油分布研究》文中研究表明对瓦2断块开展精细油藏描述研究,建立精细三维地质模型,在此基础上,开展水驱开发效果评价,并应用油藏数值模拟技术揭示剩余油分布规律。通过研究,主要取得以下成果:（1）针对处于中高含水阶段的断块油藏,开展精细地层划分与对比,重点进行小层的归位和小断层的识别。在精细地层对比的基础上,井震结合,重新认识瓦2断块内部小断层的分布延伸。开展储层特征和沉积微相研究,指出有利储层分布区域。针对开发中存在的问题,开展储层非均质性研究。以此为基础,建立瓦2断块精细三维地质模型。（2）从七大方面系统评价瓦2断块水驱开发效果,重点分析注水效果、水驱动用状况以及层系和井网的适应性。研究发现,平面上不同沉积微相注水效果存在明显差异,纵向上层间非均质性对注水效果影响较大。从储层物性、单砂体采出程度分析,层间矛盾突出,层系适应性不强。动用较好的有E1f31-10、E1f32。目前井网下水驱控制程度80.5%、水驱动用程度66.3%,井网适应性不强。（3）开展剩余油分布规律研究,剩余油分布类型四种,包括构造高部位、断层遮挡、井间滞留区和井控程度低形成的剩余油分布,其中以受沉积微相或注采井网而形成的井间滞留区剩余油为主。结合动静态资料,分析影响剩余油分布的因素,包括沉积微相、层间非均质、断层和开发方式。沉积微相是影响平面剩余油的主要因素,层间非均质性是影响纵向剩余油的主要因素。
韩彬彬[10]（2019）在《白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究》文中认为本论文以准噶尔盆地西北缘白碱滩地区T井区三叠系下克拉玛依组为研究对象,综合岩心、测井及相关分析化验资料,开展了该地区储层特征和水流优势通道的研究。下克拉玛依组发育R5与R6两套泥岩标志层,分为S6、S7两个砂层组。其中,S7分为S74-2、S74-1、S73-3、S73-2、S73-1、S72-3、S72-2、S72-1、S71等9个小层单元;S6分为S63、S62、S61等3个小层单元。沉积相主要包括扇根外带片流砾石体沉积(S74-2、S74-1、S73-3)、扇中辫流水道沉积(S73-2、S73-1、S72-3、S72-2、S72-1)、扇缘径流水道沉积（S71、S63、S62、S61）。下克拉玛依组储层成分成熟度和结构成熟度较差;自下而上,岩性由砾岩、砂砾岩过渡为粗砂岩、中细砂岩,整体表现为向上变细的正旋回特征。S74层主要发育砾岩类储层,S73层发育砂砾岩储层,S73层中上部和S72层发育含砾砂岩储层,S71层发育中细砂岩储层。不同小层的储层孔隙结构特征存在显着差异,孔喉类型多样,分布不均,原生孔隙与次生孔隙并存,喉道类型以缩颈状喉道、片状喉道和弯片状喉道为主。储层的渗透率与最大孔喉半径、平均孔喉半径、孔喉中值半径以及平均喉道半径呈正相关关系,根据K-means储层分类将研究区储层划分为了I、II、III、IV四类储层。水流优势通道的主控因素包括沉积相带、储层物性、储层的非均质性、井组的注采量大小以及储层改造的人工裂缝。通过地质识别、取心分析与测井水淹层解释识别、产吸剖面分析、示踪剂分析、典型井组动态分析及Rdos栅状数值模拟综合识别,确定了研究区水流优势通道主要类型为孔缝型、高渗条带型及优势相带型。水流优势通道主要分布在构造高部位,砂砾岩厚度越厚越容易发育高渗流通道,易分布在中高孔、中高渗透带内;砂砾岩体连通程度和注采对应率高的井组易形成水流优势通道。优势沉积相带型的水流优势通道位于辫状河道、片流砾石体等沉积相带。通过对储层内水流优势通道的封堵和调整,对油田增产起到一定效果,同时对堵水措施工作及注采流线进行相应调整。
二、火成岩油藏油井水驱特征分析方法（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、火成岩油藏油井水驱特征分析方法（论文提纲范文）
（1）鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 环江侏罗系油藏开发现状 |
| 1.2.2 主要研究区油藏开发现状 |
| 1.2.3 面临的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 取得的主要进展与认识 |
| 第二章 环江侏罗系油藏地质特征 |
| 2.1 环江侏罗系油藏发育的地质背景 |
| 2.2 研究区目标地层划分 |
| 2.3 研究区沉积相及砂体展布特征 |
| 2.3.1 研究区沉积相特点 |
| 2.3.2 沉积相模式与微相划分 |
| 2.3.3 沉积微相及砂体平面展布特征 |
| 2.4 研究区构造特征 |
| 第三章 环江侏罗系油藏储层特征 |
| 3.1 储层四性特征及四性关系 |
| 3.2 油层有效厚度再认识 |
| 3.2.1 测井二次解释成果 |
| 3.2.2 有效厚度下限的确定 |
| 3.3 油藏特征 |
| 3.3.1 油藏类型 |
| 3.3.2 油水界面精细刻画 |
| 3.3.3 油层分布特征 |
| 3.3.4 油层厚度变化 |
| 3.3.5 储层物性特征 |
| 3.4 地质储量复算 |
| 第四章 油藏开发递减的规律研究 |
| 4.1 边底水分布特征 |
| 4.1.1 边底水划分标准 |
| 4.1.2 边底水分布特征 |
| 4.2 水体能量评价 |
| 4.2.1 水体能量控制着压降速度 |
| 4.2.2 开发方式评价 |
| 4.3 油井见效见水特征 |
| 4.3.1 注水见效特征 |
| 4.3.2 见水规律分析 |
| 第五章 油藏递减的主要影响因素 |
| 5.1 地质因素对递减影响 |
| 5.1.1 构造、油层厚度、边底水分布及夹层厚度的影响 |
| 5.1.2 渗透率对见水见效影响 |
| 5.1.3 不同沉积微相的影响 |
| 5.1.4 不同接触类型井的递减规律 |
| 5.2 开发因素影响 |
| 5.2.1 采液强度与采液速度影响 |
| 5.2.2 油藏注采比影响 |
| 5.2.3 注采剖面不完善性影响 |
| 5.2.4 注采层位不对应影响 |
| 5.2.5 井筒状况变差影响 |
| 第六章 降递减方案的优化与制定 |
| 6.1 合理开发技术政策优选 |
| 6.1.1 合理采液速度与采液强度优选 |
| 6.1.2 合理注采比优选 |
| 6.1.3 合理生产压差优选 |
| 6.2 研究区开发技术政策评价 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（2）致密砂岩储层孔隙结构特征及流体可动能力影响因素研究 ——以鄂尔多斯盆地西南地区为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 成岩作用及孔隙演化研究现状 |
| 1.2.2 微观孔喉研究现状 |
| 1.2.3 渗流特征研究现状 |
| 1.2.4 可动流体研究现状 |
| 1.3 研究内容及研究思路 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路 |
| 1.4 主要研究成果及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 创新点 |
| 1.4.3 完成工作量 |
| 第二章 储层基础地质特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.2 储层岩石学特征 |
| 2.2.1 岩石组分特征 |
| 2.2.2 粒径特征 |
| 2.2.3 颗粒结构特征 |
| 2.2.4 填隙物组分特征 |
| 2.2.5 粘土矿物特征 |
| 2.3 储层物性特征 |
| 2.3.1 物性参数特征 |
| 2.3.2 物性相关性特征 |
| 2.3.3 储层岩石学特征对物性的影响 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 成岩作用及成岩阶段划分 |
| 3.1 储层成岩作用类型 |
| 3.1.1 压实作用 |
| 3.1.2 胶结作用 |
| 3.1.3 溶蚀作用 |
| 3.1.4 交代作用 |
| 3.2 储层成岩阶段划分 |
| 3.3 致密砂岩孔喉演化分析 |
| 3.4 小结 |
| 第四章 储层微观孔隙结构特征分析 |
| 4.1 储层孔喉发育特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 孔隙组合类型 |
| 4.1.3 喉道类型 |
| 4.1.4 图像孔隙特征 |
| 4.2 孔喉结构及其对储层品质控制特征 |
| 4.2.1 毛管压力曲线特征 |
| 4.2.2 孔喉分布特征 |
| 4.2.3 孔喉特征对物性控制特征 |
| 4.3 喉道及其对储层品质控制特征 |
| 4.3.1 恒速压汞实验原理及样品特征 |
| 4.3.2 恒速压汞毛管压力曲线特征 |
| 4.3.3 喉道分布特征及孔喉配置特征 |
| 4.3.4 喉道参数对物性控制特征 |
| 4.4 基于等温吸附实验的致密砂岩储层微观孔喉结构表征 |
| 4.4.1 实验方案及步骤 |
| 4.4.2 等温吸附-脱附线分布及孔喉结构特征分析 |
| 4.4.3 微毛管孔喉对储层物性控制作用研究 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 储层流体渗流特征及可动能力分析 |
| 5.1 储层油水相渗特征研究 |
| 5.1.1 储层油水相渗参数特征 |
| 5.1.2 储层油水相渗曲线特征 |
| 5.1.3 储层相渗特征影响因素分析 |
| 5.2 储层可动流体赋存特征 |
| 5.2.1 核磁共振实验及分析原理 |
| 5.2.2 储层可动流体赋存特征 |
| 5.2.3 储层可动流体饱和特征影响因素分析 |
| 5.3 储层自发渗吸特征研究 |
| 5.3.1 自发渗吸实验方案 |
| 5.3.2 自发渗吸实验结果分析 |
| 5.3.3 自发渗吸结果与孔喉结构耦合关系研究 |
| 5.4 微观水驱特征分析 |
| 5.4.1 实验装置及步骤 |
| 5.4.2 微观水驱特征 |
| 5.4.3 水驱效率影响因素分析 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 储层综合评价 |
| 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（3）鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层孔喉结构及其与可采收能力的响应规律（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据与意义 |
| 1.1.1 题目来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 成岩作用 |
| 1.2.2 孔隙演化 |
| 1.2.3 微观孔喉结构 |
| 1.2.4 流体可动用程度 |
| 1.3 研究内容、技术路线及创新点 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.3.3 创新点 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 盆地构造特征 |
| 2.2 研究区地层特征 |
| 2.3 研究区沉积特征及砂体展布 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体特征 |
| 2.4 石油地质特征 |
| 第三章 储集层基本特征研究 |
| 3.1 储集层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型 |
| 3.1.2 碎屑颗粒成分及特征 |
| 3.1.3 填隙物成分特征 |
| 3.1.4 碎屑结构特征 |
| 3.2 储集层物性特征 |
| 3.2.1 物性参数特征 |
| 3.2.2 物性分布特征 |
| 3.3 成岩作用 |
| 3.3.1 压实作用 |
| 3.3.2 压溶作用 |
| 3.3.3 胶结作用 |
| 3.3.4 溶蚀作用 |
| 3.3.5 交代作用 |
| 第四章 充注期次及孔隙演化研究 |
| 4.1 储层烃类类型及成熟度 |
| 4.1.1 烃类类型 |
| 4.1.2 烃类成熟度 |
| 4.2 埋藏史及油气充注期次 |
| 4.2.1 埋藏演化史研究 |
| 4.2.2 充注期次及时间 |
| 4.3 孔隙演化 |
| 4.3.1 孔隙演化定量过程 |
| 4.3.2 各研究区孔隙演化特征 |
| 第五章 孔喉结构特征研究 |
| 5.1 孔隙及喉道定性识别 |
| 5.1.1 孔隙类型 |
| 5.1.2 孔隙组合类型 |
| 5.1.3 喉道类型 |
| 5.2 高压压汞定量表征孔喉结构 |
| 5.2.1 高压压汞毛细管压力曲线分类 |
| 5.2.2 孔喉结构参数特征 |
| 5.3 恒速压汞定量表征孔隙及喉道特征 |
| 5.3.1 恒速压汞曲线分类 |
| 5.3.2 孔喉结构参数特征 |
| 5.4 全尺径孔喉分布 |
| 5.4.1 核磁共振T_2谱向孔喉半径转化方法 |
| 5.4.2 全尺径孔喉分布特征 |
| 5.5 分形表征储层孔喉结构复杂性 |
| 5.5.1 分形理论 |
| 5.5.2 孔喉及喉道分形特征 |
| 5.5.3 孔喉结构复杂性分类 |
| 5.6 储层孔喉结构分类 |
| 5.6.1 白豹-华池区块 |
| 5.6.2 贺旗-马岭区块 |
| 第六章 渗流特征及储层流体可动程度分析 |
| 6.1 核磁共振T_2谱表征储层流体可动程度 |
| 6.1.1 核磁共振可动流体饱和度 |
| 6.1.2 可动流体饱和度的影响因素 |
| 6.2 联合T_1-T_2表征流体可动程度 |
| 6.2.1 样品饱和水及离心状态成像特征 |
| 6.2.2 样品T_1-T_2图像特征及划分 |
| 6.3 油水相渗表征流体可动程度 |
| 6.3.1 油水相渗曲线分类 |
| 6.3.2 油水相渗参数特征 |
| 6.4 储层流体可动程度综合评价 |
| 6.4.1 白豹-华池区块 |
| 6.4.2 贺旗-马岭区块 |
| 第七章 可采收能力及其与孔喉结构的响应规律 |
| 7.1 储层可采收能力评价 |
| 7.1.1 白豹-华池区块 |
| 7.1.2 贺旗-马岭区块 |
| 7.2 成岩对孔喉结构的影响 |
| 7.2.1 岩石学特征与孔喉结构的关系 |
| 7.2.2 孔隙演化对孔喉结构的影响 |
| 7.3 孔喉结构与可采收能力的响应 |
| 7.3.1 白豹-华池区块 |
| 7.3.2 贺旗-马岭区块 |
| 第八章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（4）鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 延长组、延安组油藏地质特征研究现状 |
| 1.2.2 剩余油分布规律研究现状 |
| 1.2.3 开发调整措施研究现状 |
| 1.2.4 油区研究现状及开发存在的问题 |
| 1.3 主要研究内容、研究思路及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果和创新认识 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 特色与创新 |
| 第二章 甄家峁油田延长组长6油藏特征 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 地层及构造特征 |
| 2.2.1 地层划分与对比 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.3 砂体连通性与储层特征 |
| 2.3.1 沉积特征 |
| 2.3.2 砂体连通性特征 |
| 2.3.3 储层特征 |
| 2.4 储层含油性及油藏特征 |
| 2.4.1 含油饱和度特征 |
| 2.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 2.4.3 甄家峁油田长6油藏特征 |
| 第三章 郝家坪油田延长组长2油藏特征 |
| 3.1 研究区概况 |
| 3.2 地层及构造特征 |
| 3.2.1 地层划分与对比 |
| 3.2.2 构造特征 |
| 3.3 砂体连通性与储层特征 |
| 3.3.1 沉积特征 |
| 3.3.2 砂体连通性特征 |
| 3.3.3 储层特征 |
| 3.4 储层含油性及油藏特征 |
| 3.4.1 含油饱和度特征 |
| 3.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 3.4.3 郝家坪油田长2油藏特征 |
| 第四章 老庄油田延安组延9油藏特征 |
| 4.1 研究区概况 |
| 4.2 地层及构造特征 |
| 4.2.1 地层划分与对比 |
| 4.2.2 构造特征 |
| 4.3 砂体连通性与储层特征 |
| 4.3.1 沉积特征 |
| 4.3.2 砂体连通性特征 |
| 4.3.3 储层特征 |
| 4.4 储层含油性及油藏特征 |
| 4.4.1 含油饱和度特征 |
| 4.4.2 构造、砂体及含油饱和度关系 |
| 4.4.3 老庄油田延9油藏特征 |
| 第五章 长6、长2、延9油藏特征差异与注采井网、井距及注水强度的适应性 |
| 5.1 不同层系油藏特征差异性分析 |
| 5.1.1 构造特征 |
| 5.1.2 砂体连通性特征 |
| 5.1.3 储层物性特征 |
| 5.1.4 储层含油性特征 |
| 5.1.5 油藏特征差异 |
| 5.2 注采井网、井距及注水强度适应性 |
| 5.2.1 注采井网的适应性分析 |
| 5.2.2 注采井距的适应性分析 |
| 5.2.3 注水强度的适应性分析 |
| 5.3 长6、长2、延9油藏剩余油特征 |
| 5.3.1 甄家峁长6油藏剩余油特征 |
| 5.3.2 郝家坪长2油藏剩余油特征 |
| 5.3.3 老庄延9油藏剩余油特征 |
| 第六章 注水开发调整对策及效果 |
| 6.1 甄家峁长6油藏调整对策及效果 |
| 6.1.1 开发调整对策 |
| 6.1.2 开发调整效果 |
| 6.2 郝家坪长2油藏调整对策及效果 |
| 6.2.1 开发调整对策 |
| 6.2.2 开发调整效果 |
| 6.3 老庄延9油藏调整对策及效果 |
| 6.3.1 开发调整对策 |
| 6.3.2 开发调整效果 |
| 结论与认识 |
| 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）陆西凹陷包14块九上段Ⅰ组沉积特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及目的和意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 陆相沉积研究的现状 |
| 1.2.2 陆西凹陷研究现状 |
| 1.2.3 国内外非均质性研究的现状 |
| 1.2.4 当前存在问题 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.3.3 完成的工作量 |
| 第二章 工区基本情况 |
| 2.1 工区位置 |
| 2.1.1 自然地理位置 |
| 2.1.2 构造位置 |
| 2.2 地层构造背景 |
| 2.2.1 地层层序及地质时期背景 |
| 2.2.2 区域构造演化简史 |
| 2.3 生储盖组合 |
| 2.4 流体性质 |
| 2.4.1 原油性质 |
| 2.4.2 地层水性质 |
| 2.5 储层敏感性特征 |
| 2.6 区块开发简史 |
| 第三章 地层划分与对比 |
| 3.1 层序地层格架 |
| 3.2 小层的划分 |
| 3.2.1 地震层位追踪对比 |
| 3.2.2 建立标准剖面 |
| 3.2.3 全区具体划分模式 |
| 3.2.4 划分结果 |
| 3.3 小层精细对比 |
| 3.3.1 小层精细对比方法 |
| 3.3.2 砂地比展布情况 |
| 3.3.3 小层间隔层的展布特征 |
| 第四章 储层沉积特征 |
| 4.1 沉积类型 |
| 4.1.1 岩石学标志 |
| 4.1.2 测井曲线标志 |
| 4.2 沉积微相 |
| 4.2.1 沉积微相类型及特征 |
| 4.2.2 单井相分析 |
| 4.2.3 连井相分析 |
| 4.2.4 平面相分析 |
| 4.2.5 沉积演化规律 |
| 第五章 物性和含油性特征 |
| 5.1 储层孔隙结构特征 |
| 5.2 储层渗透率特征 |
| 5.3 储层含油性特征 |
| 5.3.1 各种岩样的含油性 |
| 5.3.2 区域内的含油性分布状况 |
| 第六章 储层非均质性 |
| 6.1 层内非均质性 |
| 6.2 平面非均质性 |
| 6.3 层间非均质性 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 国内外致密油储层划分方法 |
| 1.2.2 储层微观孔隙结构 |
| 1.2.3 微观渗流特征 |
| 1.2.4 致密油储层评价 |
| 1.2.5 研究区目前研究现状 |
| 1.3 研究内容、思路及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 主要研究成果及创新点 |
| 1.5.1 主要研究成果 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 储层基本特征 |
| 2.1 研究区地质概况 |
| 2.1.1 区域地质背景 |
| 2.1.2 研究区地层划分 |
| 2.1.3 研究区沉积特征 |
| 2.2 储层岩石学特征 |
| 2.2.1 储层岩石学类型 |
| 2.2.2 碎屑成分及特征 |
| 2.2.3 填隙物特征 |
| 2.3 储层物性特征 |
| 2.3.1 储层物性参数特征 |
| 2.3.2 物性相关性分析 |
| 2.3.3 储层物性与产能关系 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 微观孔隙结构特征 |
| 3.1 储层孔喉类型 |
| 3.1.1 孔隙类型 |
| 3.1.2 孔隙组合类型 |
| 3.1.3 喉道类型 |
| 3.2 高压压汞技术表征微观孔喉结构 |
| 3.2.1 毛管压力曲线类型及特征 |
| 3.2.2 微观孔喉参数特征 |
| 3.2.3 孔隙结构对储层物性的影响 |
| 3.3 恒速压汞技术表征微观孔喉结构 |
| 3.3.1 实验样品信息 |
| 3.3.2 孔隙结构类型特征 |
| 3.3.3 微观孔隙结构定量表征 |
| 3.3.4 毛管曲线特征 |
| 3.4 压汞实验对比分析 |
| 3.5 储层物性下限确定 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 储集层微观渗流特征 |
| 4.1 核磁共振可动流体赋存特征及影响因素 |
| 4.1.1 实验原理及样品信息 |
| 4.1.2 实验结果 |
| 4.1.3 核磁共振T_2谱向孔喉半径r转化 |
| 4.1.4 可动流体特征影响因素 |
| 4.2 油水相渗特征及影响因素 |
| 4.2.1 实验结果 |
| 4.2.2 油水相渗曲线特征影响因素分析 |
| 4.3 小结 |
| 第五章 储层综合分类评价 |
| 5.1 评价参数选择 |
| 5.2 定量建立致密储层评价分类标准及储层评价 |
| 5.3 小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
（7）鄂尔多斯盆地长6致密砂岩储层特征差异及其对流体可动用能力的制约机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.1.1 题目来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 成岩作用 |
| 1.2.2 孔隙度演化 |
| 1.2.3 微观孔隙结构 |
| 1.2.4 可动流体特征 |
| 1.2.5 存在问题 |
| 1.3 主要研究内容、技术路线及创新点 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路和技术路线 |
| 1.3.3 创新点 |
| 1.4 完成的工作量 |
| 1.5 主要研究成果与认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.3 地层特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 2.5 石油地质特征 |
| 第三章 储层基本特征 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型及其特征 |
| 3.1.2 碎屑成分及其特征 |
| 3.1.3 填隙物成分及其特征 |
| 3.1.4 碎屑结构及其特征 |
| 3.2 储层成岩作用 |
| 3.2.1 成岩作用类型 |
| 3.2.2 成岩阶段划分 |
| 3.3 储层物性特征 |
| 3.3.1 储层物性参数特征 |
| 3.3.2 储层物性的分布及其特征 |
| 3.4 储层孔隙度演化 |
| 3.4.1 孔隙度演化定量分析 |
| 3.4.2 孔隙度的演化及其特征 |
| 3.4.3 孔隙度演化差异性原因分析 |
| 第四章 储层微观孔喉结构特征 |
| 4.1 孔隙及喉道特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 孔隙组合类型 |
| 4.1.3 喉道类型 |
| 4.2 基于常规压汞的孔隙结构表征 |
| 4.2.1 常规压汞毛细管压力曲线特征 |
| 4.2.2 孔隙结构参数特征 |
| 4.3 基于恒速压汞的孔喉结构表征 |
| 4.3.1 恒速压汞毛细管压力曲线特征 |
| 4.3.2 孔喉结构参数特征 |
| 4.4 物性与孔喉结构的相关关系 |
| 4.4.1 物性与孔喉大小的相关关系 |
| 4.4.2 物性与孔喉连通性的相关关系 |
| 4.4.3 物性与孔喉非均质性的相关关系 |
| 第五章 储层微观渗流特征 |
| 5.1 可动流体赋存特征 |
| 5.1.1 低场核磁共振评价 |
| 5.1.2 低场核磁共振参数特征 |
| 5.2 油水相渗特征 |
| 5.2.1 油水相渗曲线特征 |
| 5.2.2 油水相渗参数特征 |
| 第六章 孔隙组合特征 |
| 6.1 分形理论 |
| 6.2 常规压汞分形 |
| 6.3 恒速压汞分形 |
| 6.4 复杂性的组合关系 |
| 6.5 孔隙组合的影响因素 |
| 6.6 孔隙组合特征 |
| 第七章 孔隙组合对流体可动用能力的制约 |
| 7.1 孔隙组合对可动流体的影响 |
| 7.2 孔隙组合对渗流能力的影响 |
| 7.3 孔隙组合的微观驱替模型特征评价 |
| 7.4 孔隙组合对产能的影响 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
（8）黄骅坳陷王官屯地区孔一段储层质量差异机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 沉积物物源分析 |
| 1.2.2 同沉积正断层对砂体以及储层质量的控制作用 |
| 1.2.3 储层质量评价以及控制因素研究 |
| 1.3 王官屯地区概况 |
| 1.3.1 地层特征 |
| 1.3.2 构造特征 |
| 1.3.3 沉积背景 |
| 1.3.4 开发现状 |
| 1.3.5 存在的问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 取得的主要成果及认识 |
| 第2章 储层质量特征 |
| 2.1 储层岩石学特征 |
| 2.1.1 碎屑颗粒组分 |
| 2.1.2 填隙物特征 |
| 2.1.3 岩石类型 |
| 2.1.4 岩石结构特征 |
| 2.2 储层物性特征 |
| 2.2.1 不同层位储层物性 |
| 2.2.2 不同微相储层物性 |
| 2.3 孔隙结构特征 |
| 2.3.1 孔隙类型及发育情况 |
| 2.3.2 孔隙尺寸分布特征 |
| 2.4 储层质量分级评价 |
| 2.4.1 基于层次分析和模糊数学的储层质量分级评价方法 |
| 2.4.2 储层质量分级方案 |
| 2.4.3 不同类型储层特征 |
| 第3章 沉积条件对储层质量的控制 |
| 3.1 碎屑组分对储层质量的控制 |
| 3.1.1 物源对碎屑组分与结构的影响 |
| 3.1.2 不同碎屑组分储层质量差异 |
| 3.2 沉积组构对储层质量的控制 |
| 3.2.1 粒径 |
| 3.2.2 分选性 |
| 3.2.3 泥质含量 |
| 第4章 成岩作用对储层质量的控制 |
| 4.1 压实作用 |
| 4.1.1 压实作用特征 |
| 4.1.2 压实作用对储层质量的控制 |
| 4.2 胶结作用 |
| 4.2.1 胶结作用特征 |
| 4.2.2 胶结作用对储层物性的控制 |
| 4.3 溶蚀作用 |
| 4.3.1 溶蚀作用特征 |
| 4.3.2 溶蚀作用对储层质量的控制 |
| 4.4 成岩阶段划分 |
| 第5章 同沉积正断层对储层质量的控制 |
| 5.1 同沉积断层活动性研究 |
| 5.2 同沉积断层活动对沉积组构的影响 |
| 5.3 同沉积断层活动对差异溶蚀的控制 |
| 5.3.1 地震泵作用原理 |
| 5.3.2 孔东断层活动对差异溶蚀的控制 |
| 第6章 优质储层分布规律 |
| 6.1 砂体分布规律 |
| 6.1.1 砂体分布特征 |
| 6.1.2 物源对砂体分布的控制 |
| 6.1.3 同沉积断层对砂体分布的控制 |
| 6.2 优质储层成因机制 |
| 6.2.1 优质储层成因分析 |
| 6.2.2 优质储层成因模式 |
| 6.2.3 优质储层分布 |
| 6.3 长期水驱对储层质量的影响 |
| 6.3.1 微米CT与水驱实验研究方法 |
| 6.3.2 水驱后储层质量变化规律 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（9）高邮凹陷瓦2断块阜三段地质特征与剩余油分布研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 研究区概况 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 精细油藏描述研究 |
| 1.3.2 三维地质建模研究 |
| 1.3.3 水驱开发效果评价 |
| 1.3.4 剩余油分布规律研究 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作 |
| 1.6 取得的主要研究成果 |
| 第二章 精细油藏描述 |
| 2.1 精细砂层对比 |
| 2.1.1 对比方法 |
| 2.1.2 标准(志)层的选取 |
| 2.1.3 标准井的建立 |
| 2.1.4 筛选典型对比剖面 |
| 2.2 精细构造研究 |
| 2.2.1 区域构造 |
| 2.2.2 精细构造研究的方法 |
| 2.2.3 精细构造研究成果 |
| 2.3 储层特征研究 |
| 2.3.1 沉积微相 |
| 2.3.2 储层特征研究 |
| 2.3.3 储层非均质性研究 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 精细三维地质建模 |
| 3.1 数据准备 |
| 3.2 精细构造建模 |
| 3.3 储层属性建模 |
| 3.4 模型检验 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 开发效果评价 |
| 4.1 注水效果评价 |
| 4.1.1 不同沉积微相注水效果存在明显差异 |
| 4.1.2 瓦2北块注水效果评价 |
| 4.1.3 瓦2-12块注水效果评价 |
| 4.2 水驱特征曲线分析 |
| 4.3 含水与采出程度关系评价 |
| 4.4 水驱动用程度评价 |
| 4.5 注入水利用率变化规律评价 |
| 4.5.1 存水率变化规律 |
| 4.5.2 注入水水驱指数变化规律 |
| 4.6 储量动用状况评价 |
| 4.7 地层能量状况评价 |
| 4.8 开发层系适应性评价 |
| 4.9 开发井网适应性评价 |
| 4.10 措施效果评价 |
| 4.10.1 采油井措施效果评价 |
| 4.10.2 注水井措施效果评价 |
| 4.11 采收率评价 |
| 4.11.1 万吉业驱替系列 |
| 4.11.2 水驱曲线法 |
| 4.11.3 指数递减法 |
| 4.12 小结 |
| 第五章 剩余油分布研究 |
| 5.1 油藏数值模拟原理 |
| 5.2 储量拟合 |
| 5.3 历史拟合 |
| 5.4 剩余油分布规律 |
| 5.5 剩余油分布的控制因素 |
| 5.6 小结 |
| 5.7 应用效果与前景 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读工程硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层沉积相研究现状 |
| 1.2.2 储层特征研究现状 |
| 1.2.3 储层水流优势通道的研究现状 |
| 1.3 研究思路、内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 构造背景 |
| 2.4 区域沉积特征 |
| 2.5 勘探开发历程 |
| 第3章 储层沉积特征 |
| 3.1 岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石类型 |
| 3.1.2 沉积构造 |
| 3.2 沉积相特征 |
| 3.2.1 沉积相类型及特征 |
| 3.2.2 单井相划分 |
| 3.2.3 小层平面相分布特征 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 储层孔隙结构及物性特征 |
| 4.1 储层孔隙结构特征 |
| 4.1.1 孔隙类型 |
| 4.1.2 喉道类型 |
| 4.1.3 不同岩性孔喉特征 |
| 4.1.4 喉道半径与渗透率 |
| 4.2 储层类型划分 |
| 4.2.1 划分方案(K-means法) |
| 4.2.2 不同类型储层特征 |
| 4.3 储层物性影响因素 |
| 4.3.1 沉积作用影响 |
| 4.3.2 成岩作用影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 水流优势通道的识别 |
| 5.1 水流优势通道的形成机理 |
| 5.2 水流优势通道的识别 |
| 5.2.1 地质识别法 |
| 5.2.2 取心分析与测井水淹层解释识别法 |
| 5.2.3 产吸剖面分析法 |
| 5.2.4 示踪剂法 |
| 5.2.5 典型井组动态分析法 |
| 5.2.6 Rdos栅状数值模拟法 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 水流优势通道的类型及主控因素 |
| 6.1 水流优势通道的类型 |
| 6.1.1 孔缝型 |
| 6.1.2 高渗条带型 |
| 6.1.3 优势相带型 |
| 6.2 水流优势通道的主控因素 |
| 6.2.1 沉积相带 |
| 6.2.2 储层物性 |
| 6.2.3 非均质性 |
| 6.2.4 注水开发影响 |
| 6.2.5 储层改造的人工裂缝 |
| 6.3 水流优势通道发育区的分布规律 |
| 6.4 本章小结 |
| 第7章 水流优势通道识别结果的应用 |
| 7.1 堵水调剖工作 |
| 7.2 注采流线调整 |
| 7.3 本章小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、火成岩油藏油井水驱特征分析方法（论文参考文献）
- [1]鄂尔多斯盆地环江油田侏罗系油藏特征及递减规律研究 ——以罗141、环75油区为例[D]. 王亮. 西北大学, 2021(12)
- [2]致密砂岩储层孔隙结构特征及流体可动能力影响因素研究 ——以鄂尔多斯盆地西南地区为例[D]. 杜堃. 西北大学, 2020(01)
- [3]鄂尔多斯盆地华庆地区长8致密砂岩储层孔喉结构及其与可采收能力的响应规律[D]. 屈怡倩. 西北大学, 2020
- [4]鄂尔多斯盆地延长油区不同层系油藏特征差异及开发调整对策 ——以甄家峁长6、郝家坪长2、老庄延9油藏为例[D]. 崔强. 西北大学, 2020(01)
- [5]陆西凹陷包14块九上段Ⅰ组沉积特征研究[D]. 王硕. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]延长油区定边长7致密油微观孔隙结构及储层评价[D]. 张鹏. 西北大学, 2019(01)
- [7]鄂尔多斯盆地长6致密砂岩储层特征差异及其对流体可动用能力的制约机理研究[D]. 黄何鑫. 西北大学, 2019(01)
- [8]黄骅坳陷王官屯地区孔一段储层质量差异机理研究[D]. 王喜鑫. 中国石油大学(北京), 2019(01)
- [9]高邮凹陷瓦2断块阜三段地质特征与剩余油分布研究[D]. 解金凤. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [10]白碱滩地区T井区下克拉玛依组油藏储层特征与水流优势通道研究[D]. 韩彬彬. 中国石油大学(华东), 2019(09)