一、孔隙介质中非混相微观驱替机理及影响因素（论文文献综述）
王千[1]（2020）在《低渗储层注超临界CO2驱替及封存规律研究》文中研究指明在CO2驱油过程中,不同的CO2注入方法及储层非均质性对CO2驱油及埋存的效果有重要影响,此外注入的CO2与储层流体（地层水、原油）及岩石发生物理化学反应,产生无机沉淀和沥青质沉淀,导致储层岩石孔喉堵塞及润湿性变化,增加原油流动阻力,进而影响储层注CO2提高原油采收率和CO2埋存效率。因此,研究不同特征储层中不同CO2驱油方法的驱油埋存效果的差异以及CO2驱油过程中储层岩石物性变化等问题,是选择合理的CO2驱油方法提高原油采收率及减少储层伤害的重要前提。本论文研究的目标油藏是长庆油田H区块低渗砂岩储层,首先测试了高温高压条件下地层流体、超临界CO2基本物性参数及原油中CO2浓度与沥青质沉淀的关系,确定了CO2-地层原油的最小混相压力（MMP）。针对不同物性特征储层中不同CO2驱油方法的驱油特征和CO2埋存效果以及沥青质沉淀、无机沉淀造的储层伤害规律等问题,本论文进行了多组岩心驱替实验。宏观层面层间非均质性强的多层储层中的驱替实验表明,CO2驱后整个系统的采收率较低,91%的产油来自高渗层,剩余油分布在中低渗层。气水交替驱（CO2-WAG）过程中CO2突破时间较晚,各层的原油采收率显着改善。此外,CO2驱后高渗层的渗透率下降了16.1%,95.1%的下降幅度由沥青质沉淀引起。CO2-WAG驱后,各层的渗透率下降幅度分别为29.4%、16.8%和6.9%,在高渗透层中20.6%渗透率下降由CO2-地层水-岩石相互作用引起。微观层面基于孔隙半径分布和压汞曲线,通过分形理论对对四块渗透率相似的岩心孔喉结构特征进行定量了评估,并进行混相和非混相的CO2及CO2注入浸泡交替（CO2-SAG）驱油实验。研究发现,在原油采收率方面CO2混相驱比CO2非混相驱高12-17%,孔喉结构均质的岩心比非均质岩心高18-27%。在非混驱替时岩心原油采收率受孔隙结构的影响更明显。由于沥青质沉淀引起的孔喉堵塞,混相和非混相驱替后岩心渗透率分别下降了7-15%、4-8%,且渗透率下降幅度与岩心孔喉结构分形维数成正比。混相和非混相驱替后岩心的润湿指数分别下降了25-60%、10-22%。CO2-SAG驱的原油采收率比CO2驱油高8-14%,且岩心孔喉结构的非均质性越强,产油改善程度越大。孔喉结构越均匀,CO2浸泡过程中的压力衰减速度越大,驱替后由于沥青质沉淀而引起的渗透率下降越小。具有相同采收率时CO2-SAG驱对岩心的损害相对较小,特别是对于孔喉结构较差的岩心。但CO2浸泡过程而导致了更严重的润湿性变化。CO2-WAG及CO2-SAG驱CO2换油率明显高于CO2驱,混相驱高于非混相驱。CO2-SAG驱结束后CO2埋存率最高,储层中剩余流体溶解的CO2浓度更高。向盐水层注CO2埋存过程中,在CO2突破时CO2埋存效率最高,CO2-地层水-岩石相互作用对储层造成的损害远高于CO2驱油过程。
吕伟峰[2]（2020）在《多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究》文中研究指明石油是一种重要的高效清洁能源,同时也是不可再生资源,要合理开采石油必须深入理解石油矿藏的微观相互作用本质。石油开采在微观上主要涉及三个方面的行为,包括原油在多孔介质中的相行为、在岩石表面的吸附行为、在不同尺寸孔喉空间中的渗流行为。在这些微观行为中,目前尚有一些基础难点问题亟待解决。包括:泡沫油分子相态行为的规律性及对渗流特征的影响、表面活性剂在油藏岩石润湿性调控的作用机制及油膜剥离的动力学机制的认识难以满足生产实践的需求等。本论文围绕这两个科学问题,运用实验和模拟相结合的方法开展了系统研究并得到了以下的认识。针对高黏原油（泡沫油）的物理特性,我们采用微观实验的方法从微米尺度观察研究泡沫油降压相态变化中气泡形成、生长、合并和分裂4个主要过程,发现了气泡生长多是在运移过程中进行的这一重要现象,并得出了泡沫油重质组分含量高导致油相和气相界面稳定,是泡沫油不易脱气、缓慢进行相变的主因这一重要结论。同时,针对气泡成核特点,我们采用经典成核理论（Classical Nucleation Theory,CNT）模拟了气泡的成核过程,采用气液交界面追踪的流体体积法（Volume of Fluid,VOF）对表面张力、黏度、密度和泡径4个影响因素计算分析,并通过单气泡形成及VOF虚假流动分布验证了模型及计算程序的准确性。另外,我们建立了基于计算机断层扫描（Computed Tomography,CT）的真实多孔介质内泡沫油流动模拟实验方法,特别是建立了一种通过设置像素的饱和度阈值来识别气泡的方法,将宏观的渗流现象与微观的气泡特征关联起来。通过压力、采收程度、CT扫描图像等信息,综合分析得到了泡沫油降压开采的三个阶段及微观相态特征,并系统分析了降压方式、降压速度、温度、渗透率等宏观条件的影响,为泡沫油的高效合理开采提供依据。针对岩石表面润湿性调控的需求,我们选取了具有支链的阳离子孪连（Gemini）表面活性剂作为润湿性调控材料,研究其在亲水表面（石英）、疏水表面（Polytetrafluoroethylene,PTFE）、中等润湿性表面（Polymethylmethacrylate,PMMA）的吸附机制,并通过直接测试的接触角、表面张力及计算获得的粘附张力、固液界面张力、粘附功等参数进行表征。结果表明,对于疏水的PTFE表面,Gemini表面活性剂通过疏水作用吸附于固体表面,固液界面张力随浓度增大而降低,接触角基本保持不变;Gemini表面活性剂在空气-水表面的吸附量明显高于PTFE-水界面。对于中等极性的PMMA表面,临界胶束浓度以下Gemini表面活性剂通过二甲苯基与PMMA功能团的极性相互作用吸附于PMMA表面,固液界面张力随浓度增大略有升高,接触角变化不大;临界胶束浓度以上Gemini表面活性剂通过疏水作用在PMMA表面上形成双层结构,固液界面张力随之降低,接触角降低。对于亲水的石英表面,临界胶束浓度以下Gemini表面活性剂通过静电作用吸附在石英表面上,使固体表面疏水化,固液界面张力增大,但由于表面张力同时在降低,接触角随浓度增大仅略有增加;浓度在达到临界胶束浓度之后,Gemini表面活性剂并未在石英表面形成双层吸附,而是通过柔性链的弯曲,形成了更加紧密排列的吸附膜,固-液界面张力随浓度进一步增大,造成接触角随浓度增大而明显增大。特别的是,我们建立了分子动力学（Molecular Dynamics,MD）的模拟方法构建微观模型,从原子角度分析石英/水/表面活性剂间的相互作用,分析整个分子动力学过程,比较体系相对浓度曲线、表面活性剂分子与水的径向分布函数和表面活性剂分子均方位移等参数,模拟结果与实验结果一致。以上对于高黏原油相行为及岩石润湿性调控的研究,建立的实验及模拟研究方法,以及取得的规律性结果,对改善油气田开发效果、提高原油采收率等技术的发展应用提供了基础依据和指导作用。
刘楠楠[3]（2020）在《多孔介质中气驱油动力机理及应用研究》文中研究指明目前,我国大多数油田在水驱开发后期把气驱或气水交替注入的方式作为开发剩余油的重要手段。注入气或储层游离气表现出易流动、粘阻小等特点,更容易进入水相未被波及的区域,或占据死油孔隙区域内的油相空间。注入气或储层游离气以分散气泡形式在多孔介质中的流动运移行为未被清楚观察和研究。主要原因:其一,储层空间类似于“暗箱子”,无法从外界直接观察;其二,气泡在管状孔隙或颗粒充填孔隙介质流体饱和模型中受外界因素干扰作用强,变形复杂,上升路径、速度不尽相同;其三,气泡在多孔介质中与孔喉形状和大小、液体性质等之间的关系认识不清,气相流动运移规律受到多因素的影响。本论文针对上述问题,基于力学分析表征和室内实验模拟的手段,对气泡在多孔介质中运动行为特性进行研究,分析了气泡在不同影响因素环境中的上升运动的条件,揭示了其流动运移规律,取得了如下主要成果:1)建立了可流动气相在毛细管模型和颗粒充填孔隙介质流体饱和模型中上升运移流动条件及表达式。通过浮力和毛管阻力的对比,研究了毛管半径、界面张力、界面接触角等因素对浮力和毛管阻力的影响,确定了气泡运移和捕集的临界条件。同时,基于浮力、液体阻力（曳力）、界面张力及附加质量力等多种作用力耦合,建立了接触固相颗粒和不接触固相颗粒含液体饱和多孔介质中上升气泡加速度和匀速度数学模型,分析了驱动压差力对气泡上升的影响。最后,利用图形法形象地表示了气泡当量直径、固体颗粒大小、孔隙度、接触角、界面张力等参数对气泡所受不同作用力和气泡上升相对速度的影响。2)通过室内实验研究了在饱和牛顿流体中不同因素对上升气泡行为特征影响。在静置蒸馏水和甘油-水溶液中,上升气泡形变系数、横纵比、气泡水平速度、气泡垂直速度等参数随着注气孔尺寸、注气速度、模型倾角及甘油质量分数等因素变化结果被分析。研究了温度（5100°C）对蒸馏水、地层水、乙醇及甘油-水溶液中气泡上升运动行为特征的影响。结果表明了,温度对甘油-水溶液中气泡影响最大,随着温度增加,液体阻力（曳力）减小,气泡逐渐从球形直线上升转变为椭球形“之”字上升。在高雷诺数区域和低雷诺数区域建立了描述气泡上升运动的曳力系数模型,模型预测结果与实验数据吻合,标准误差小于5.32%。3)基于可视化颗粒充填孔隙介质流体饱和模型,观察了气泡与气泡、气泡与液体、气泡与固体颗粒之间的相互作用过程,分析了其行为表现,包括气泡上升运移、气泡合并、气泡分裂、气泡捕集,并测量了含液体饱和多孔介质中气泡捕集体积分数,利用动力学方法解释了捕集气泡体积分数动态变化的原因。同时,实验证明了气泡长度、孔喉比、固体颗粒大小、模型倾角、甘油质量分数等因素对充满玻璃珠含液体饱和多孔介质中分散气泡上升速度的影响。4)通过孔板喷射法和超声波振荡法产生了N2-水和CO2-水两种分散体系中微泡,在刻蚀玻璃和填砂模型中研究了水气分散体系微观驱油渗流特征,并以不同岩心驱替实验研究两种分散体系对驱油效率和波及体积的影响程度。通过力学模型和实验动态评价获得了气相以分散气泡形式在多孔介质中微观流动特征,详细分析了不同因素对其行为的影响,可视化地描述了气相在孔喉之间的上升运动变化,进而弄清了气驱油动力学和微观渗流机理。同时,结合了微气泡产生和流动过程,确定出水气分散体系可以解决油藏采出程度低的问题。为实际油藏注入气或储层游离气在孔隙空间中的流动运移规律提供科学依据,对油田高效开发剩余油具有指导意义。
王德强[4]（2020）在《致密储层油气传质规律及数值模拟研究》文中认为致密砂岩油藏有着丰富的资源前景,但衰竭开发递减快,最终采收率低。致密油藏注气开发是具有潜力的开发方式,但对于致密储层中压裂形成复杂缝网与微裂缝发育的渗流环境,传统油气传质作用表征过于笼统,常规渗流数学模型难以准确地模拟复杂裂缝网络中不同机理作用下的油气传质过程。本文依次从微观油气渗流模拟、基质裂缝传质表征、油气传质数值模拟方法和注气优化设计四个方面开展研究。首先,基于强非均质岩心的真实扫描结果,应用形态学操作等刻画了高精度的微尺度孔喉结构模型,耦合NS方程、水平集方程模拟微观油气两相渗流过程,实现了致密基质中油气微观传质过程的模拟,总结了常规气驱五类剩余油形成过程及机理,提出了超前注气以提高动用程度,并从流体性质、界面张力、压力梯度等方面分析了其动用机理。其次,针对基质裂缝间油气复杂传质过程,构建了不同裂缝形态下的微观浓度扩散传质模型,基于等效通量法修正了考虑微裂缝作用的有效扩散系数,总结了气体沿裂缝高速窜流过程中速度非均匀引起的机械扩散传质作用,厘清了储层条件、开发政策对于压差传质的影响,综合表征了浓度扩散传质、速度差异传质、压差传质作用三类油气传质作用。然后,为明确复杂油气传质机理对于产能的影响,建立了考虑基质-裂缝油气传质作用的嵌入式离散裂缝模型,基于向量化编程方法表征传质机理,采用离散裂缝网格刻画基质裂缝复杂接触关系,相比传统商业软件更加精准刻画了传质机理与作用范围。矿场实例应用表明考虑油气传质机理渗流模型拟合效果更好。最后,在传统油气渗流数值模拟基础上,结合改进的PVT实验分析流体性质变化规律,以实现对于注入不同气体问题的模拟,应用向量存储解决了多井变生产制度问题的模拟。针对典型井组,计算了关键渗流参数,分析了不同缝网形式对注气效果的影响,应用响应面设计法对注入方式、注入流体、井网形式等影响因素绘制了优化图版。本文针对致密油藏油气传质规律开展相关表征、模拟、评价工作,为致密油藏注气补充能量研究提供了一定的方法思路,对鄂尔多斯盆地长7致密油藏生产开发有一定借鉴意义。
张春华[5]（2020）在《孔隙尺度多相流的相场格子Boltzmann方法及数值模拟》文中研究表明碳捕获、封存与利用（CCUS）技术是我国低碳经济发展的重要选择。特别是二氧化碳强化采油技术不仅能够实现大规模碳封存,而且符合我国非常规油气开发的现实需求,因此成为CCUS技术的主要发展方向。在二氧化碳强化采油过程中,一个关键科学问题是理解孔隙尺度内部多相多组分流体的流动机理。由于微尺度实验难以采集多孔介质内部流体流动信息,孔隙尺度数值模拟成为渗流微观流动机理研究的一个重要研究手段。在孔隙尺度数值模拟中,格子Boltzmann（LB）方法由于容易处理复杂固体边界和高效并行的优势得到了广泛的关注和应用。但是,目前LB多相流模型在相界面捕捉的准确性和数值稳定性两方面仍然存在不足。本文在理论分析的基础上,首先完善和发展了LB多相流数值方法,然后以二氧化碳强化采油为应用背景,探讨了孔隙尺度内非混相和部分混相驱替过程中提高采收率的微观机理。本文主要研究内容和成果如下:1、通过对现有Cahn-Hilliard（CH）的LB模型进行了高阶多尺度展开分析,确定了恢复的宏观方程和目标CH方程的高阶误差项,通过消除主要误差项,提高了LB方法捕捉相界面的准确性。考虑相场方程描述静止液滴时可能出现的液滴自发消失现象以及壁面润湿性对孔隙尺度两相流的重要性,理论分析了壁面润湿性对液滴消失行为的影响。结果表明,接触角越小,界面厚度越大,计算区域越大,液滴消失的临界半径越大。2、鉴于表面张力作用力对两相界面行为具有关键的影响,然而目前相场LB模型中存在多种表面张力作用力模型,包括张量形式、势能形式、压力形式和水平集形式,如何选取合适的表面作用力模型目前还缺少研究。通过一系列标准算例比较了各种表面张力作用力模型的优势和不足。结果表明,对于稳态和小界面变形问题,势能形式在捕捉界面位置和虚假速度方面表现的更好;对于运动和大界面变形问题,张量形式在捕捉界面位置方面表现的更好。3、鉴于现有相场LB模型中序参量易超出其物理范围以及模拟两相密度比较小的问题,建立了两相多松弛LB模型。该模型能够维持序参量在合理范围之内,更准确地捕捉相界面特征,因此具有更好的数值稳定性。数值结果表明,该模型能够实现密度比高达1000的两相流问题。然后应用该模型研究了单个液滴穿过狭长喉道的动力学行为。结果表明,在亲水条件下,液滴在喉道上表面,喉道内部以及喉道下表面存在四种液滴破裂行为并导致小液滴滞留,其中喉内破裂后的小液滴不受重力影响,只和表面张力和润湿性有关;在疏水条件下,液滴不发生破裂并且总能够通过喉道。4、鉴于二氧化碳地质封存及强化采油过程中可能发生的部分混溶现象,建立了两相两组分部分混溶流体系统的数学模型。除了流动方程外,该模型还包括描述组分演化过程的守恒相场方程和描述相体积分数演化过程的非守恒相场方程,基于该数学模型建立了能够准确恢复控制方程的LB数值方法。该方法能够重现二氧化碳气泡在欠饱和溶液中的溶解现象以及二氧化碳气泡在过饱和溶液中的析出现象。最后,应用该模型模拟了基于真实岩心的均匀孔隙结构和裂缝孔隙结构内的部分混溶驱替过程,重点研究了二氧化碳溶解原油并降低原油粘度的作用。结果表明,对于高渗透率均匀孔隙结构,二氧化碳驱油能够有效提高原油采收率;对于低渗透率裂缝孔隙结构,二氧化碳驱油对原油采收率几乎没有影响。综上所述,本文从相界面捕捉的准确性和数值稳定性两方面改善和发展了现有的相场LB模型。通过研究单个液滴通过喉道的动力学行为和二氧化碳在多孔介质内的部分混溶驱替过程探讨了孔隙尺度内微观流动机理,模拟结果对发展提高二氧化碳封存量和非常规油气藏采收率技术具有一定指导意义。
钱坤[6]（2020）在《低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究》文中提出低渗透油藏在油气田开发中占有越来越重要的地位,但由于其孔喉狭小,采用常规水驱开发时存在渗流阻力大、注水开发见效慢等问题。而CO2流动性强,在原油中有良好的溶解度,与原油之间界面张力小,更易进入低渗储层。CO2注入过程中油气界面变化和传质过程复杂,因此有必要深入认识低渗油藏CO2-原油之间的相互作用、微观驱油特征及其影响因素。首先,本文将CO2-原油体系高温高压溶胀实验、界面张力实验以及岩心驱替实验相结合,认识了静态和动态条件下CO2与原油之间的相互作用,更加准确地从相态特征角度阐明了CO2驱油机理;同时,考虑了高含水对CO2-原油之间相互作用的影响,建立了表征CO2在水膜中一维传质过程的数学模型,并结合物理模拟实验分析了高含水油藏CO2驱油机理。在此基础上,选择长8油藏不同孔隙结构类型岩心样品,利用核磁共振技术分析不同孔隙结构岩心连续CO2驱、水驱后CO2驱和水气交替驱后微观剩余油分布,明确了不同孔隙结构岩心孔隙动用下限和不同开发方式优势孔隙动用范围。研究结果表明,储层微观非均质性越强、小孔隙比例越高,不同注入方式孔隙动用下限越高;CO2驱孔隙动用下限最低,可动用不同孔径范围内原油,剩余油分布相对比较均匀,水驱后CO2驱可动用水驱难以动用的微、小孔隙（孔径小于0.5μm）中的原油,水气交替驱能够在孔径大于0.2μm的孔隙中取得更好的驱油效果。其次,建立了基于核磁共振技术的低渗砂岩储层润湿评价体系,分析了不同润湿性岩心驱替后微观剩余油分布,探讨了润湿性对低渗油藏CO2驱油的影响。研究表明,原油在孔隙中分布的连续性是影响CO2驱油效果的重要因素,原油分布的连续性越好,越有利于CO2的溶解和驱替。所以,油湿储层中各CO2注入方式均能取得较好的驱油效果,驱油效率均超过了70%;偏水湿储层中,水驱后注CO2驱油效果较好,且更易注入;混合润湿储层中,水气交替驱能获得更好的驱油效果。最后,利用双管并联岩心以及人造裂缝岩心研究了低渗非均质油藏和低渗裂缝性油藏不同开发方式驱油特征,分析了渗透率级差和裂缝长度对水驱后CO2驱、连续CO2驱、CO2吞吐和水气交替注入驱油效果的影响,优化了低渗非均质油藏注CO2提高采收率方法。
武博浩[7]（2020）在《CO2咸水层封存两相流动与传质特性研究》文中提出CO2咸水层封存已被证实是一种有效缓解温室效应的碳减排方式。在CO2咸水层封存过程中,毛细管封存和溶解封存是实现CO2长期封存的重要机制。研究CO2-咸水两相流动特性、相间界面演变规律和CO2-咸水局部传质特性,对于评估CO2咸水层封存的时效性和安全性具有重要意义。基于上述背景,本文开展了 CO2咸水层封存两相流动与传质特性研究。利用CT可视化方法,阐明混合注入模式下的气水流动特性,探析CO2驱替效率的主要影响因素。揭示溶解封存过程相间界面演变规律,实现对相间界面演变的定量化描述。解明CO2非平衡溶解过程局部传质特性,基于孔隙尺度局部传质系数,建立并评估稳定与不稳定流动状态的传质模型。主要研究内容如下:设计并搭建了基于微焦点X射线CT的气水流动实验系统,利用CO2/混合气进行了气水混注驱替实验,探明了气水比、注入流速、CO2中N2杂质及温度压力条件对驱替效率的影响。发现在较低注入流速下,气水混注过程和单纯注入CO2时的驱替效率相近;在较高注入流速下,气水混注过程产生更多孤立CO2团簇,驱替效率较低。CO2-N2混合气在多孔介质中的运移能力大于纯CO2,空间分布更为均匀,提升气体驱替效率。随着温度压力的降低,孔隙度分布对于混合气驱替效率的影响增大。开展了填砂多孔介质内咸水吸渗实验,动态追踪了 CO2-咸水相间界面并计算了界面面积,揭示了溶解封存过程相间界面演变规律。提出多孔介质内的三种CO2-咸水相间界面演变类型,发现传质过程中的相间界面发生收缩、脱离和碎裂现象。传质过程中的相间界面面积遵循幂律分布。在界面面积累积比率的拟合过程中采用小截断阈值减小了误差。比界面面积随着咸水饱和度的升高而线性减小。非均质性条件下,传质过程后期较小界面的数量增加,比界面面积增大。对比了稳定和不稳定流动中的孔隙尺度传质过程,解明了 CO2非平衡溶解过程局部传质特性。发现随着重力数的增加,在稳定流动中较小CO2气泡的数量减小,CO2溶解进程加快;在不稳定流动中,传质过程早期出现更多CO2气泡,具有不规则形状的CO2团簇更难溶解。随着传质过程的进行,稳定流动中的CO2浓度逐渐降低,而不稳定流动中的CO2浓度可增加3倍。局部传质系数的整体分布范围随着CO2团簇尺寸的增加而增大。由于绕流现象导致局部传质缓慢,比界面面积和流动发展共同影响传质效率。建立了稳定和不稳定流动状态的传质模型,并对不同传质模型中的表观传质系数与总括传质系数等简化参量进行了评估,为预测储层内气液两相传质过程提供理论支撑。
王玉霞[8]（2019）在《致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例》文中提出世界范围内（尤其是在北美）关于常规油藏CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究已有数十年,且形成了相对成熟的认识,并有效地应用于常规油藏CO2驱提高石油采收率的实践过程中。但是在世界范围内,关于非常规油藏（特别是致密砂岩油藏）的CO2驱提高石油采收率（CO2-EOR）机理研究才刚刚开始。陕北地区延长组砂岩油藏绝大多数属于致密砂岩油藏,其特点是往往发育有规模不等的裂缝和微裂缝。因此,裂缝和微裂缝发育是陕北地区延长组致密砂岩油藏最本质的地质特征之一,同时也是不同于常规储层CO2-EOR驱油机理的主控因素之一。陕北地区延长组致密砂岩油藏裂缝和微裂缝的广泛发育,一定程度上造成了CO2与原油作用机理和流体在储层中流动机制的复杂化。由此引发以下系列问题:一是CO2在陕北致密砂岩储层中的渗流特征如何?二是在裂缝发育的致密储层中,除了传统的常规机理外,是否还有其他作用机制存在?三是裂缝发育的陕北致密砂岩储层对CO2在储层中的流动到底有何影响?四是“注不进,采不出”是陕北地区致密砂岩储层原油开采中的现实问题,能否提出一种具强针对性的注采方案?本论文将围绕研究区地质特征,力图解决以上问题,为陕北地区致密砂岩油藏高效低成本注CO2开发提供理论依据。本论文从陕北地区致密砂岩储层的基本地质特点出发,以储层特征为基础,把握研究区致密储层不同于常规储层的基本特点,以地层流体—CO2系统、地层流体—CO2—储层系统作用机理为出发点和立足点,采用室内测试分析、物理模拟以及数值模拟的方法,着重研究流体在致密介质中的多相流动以及相之间的相互作用,着重研究致密砂岩储层中流体的流动特征及驱油效果,着重研究CO2窜流规律,以此诠释致密砂岩油藏CO2-EOR驱油机理,最终提出符合陕北地区延长组致密砂岩真实油藏特征的CO2-EOR驱油技术,并进行开发效果的数值模拟,切实指导油田开发。论文主要取得以下成果和结论:（1）研究区具有应用CO2驱油技术的基本条件。A油区由于其地理位置优越、交通便利、气源充足,且其长4+5储层砂体规模大,厚度稳定,连片性好,油层分布范围广,可作为陕北地区致密砂岩储层CO2驱油的典范。（2）研究区长4+5致密砂岩储层的岩石学类型及特征（类型为细粒长石砂岩,分选较差,成分成熟度偏低）以及复杂的微观孔隙结构特征决定了其具有物性差,且渗透率受孔隙度控制作用不明显的特点。（3）通过对露头、岩心、成像测井等资料的系统研究,研究区长4+5储层裂缝与延长组区域性裂缝产状特征类似,呈现以下特点:一是裂缝以倾角>60度的高角度裂缝为主;二是在区域上主要存在NEE、NNE 2个优势走向方位;三是裂缝延伸长3?20 m,高0.53 m,发育密度大于1条/米。（4）研究区CO2驱油机理体现在常规性和非常规性两个方面。在常规性方面,主要体现在其膨胀能力较强,降黏效果较好。在非常规性方面,主要体现在:一是储层的致密性会引起流体临界性质的改变,将可能引起最小混相压力等关键参数的改变;二是分子扩散作用在裂缝发育的致密储层中CO2驱油过程中不可忽视,并获得了CO2-原油体系在研究区储层中的有效扩散系数数量级为10-610-5。（5）以致密储层的三参数非线性渗流规律为基础,获得了以下三点认识:一是建立了致密砂岩油藏非稳态CO2非混相驱相渗计算模型,并进行非稳态CO2驱油实验;二是不仅获得了针对致密砂岩油藏CO2非混相驱的典型相渗曲线,同时研究了CO2驱油效率影响因素及影响程度;三是指出压力是影响驱油效率的最大因素,其它影响因素依次为注入速度、渗透率。（6）非均质线性及二维模型模拟结果表明,储层非均质性和裂缝是影响研究区气窜的主要因素。储层非均质性对研究区气窜的影响主要表现为:一是非均质性越强,高渗区域对CO2气体的“掠夺性”越强,气窜越严重;二是物性较好、渗透率较高的区域,气体波及范围较广,但是波及区的含气饱和度较低;三是渗透率较低时,纵向波及范围较小,但是波及区的含气饱和度较大。储层裂缝对研究区气窜的影响主要表现为:一是裂缝走向与注采方向夹角越大,累计注气量越高,注入气体的利用率较高,年产油量、采收率越高;二是裂缝延伸越长,气体波及面积越大,生产井越不易见气并突破;三是裂缝密度越大,气体波及面积越大,有利于减缓气体向生产井方向的突破和窜流。上述影响具体反映在注采模式上呈现出的规律和特点是:一是高渗区注、低渗区采的模式可以首先保证气体的注入能力,在整个生产期都保持较高的压力水平,且更不容易发生气窜,驱油效率较高;二是针对研究区地质特征,合理制定注采模式,对注气开发效果有重要意义。（7）综合考虑研究区气驱机理及渗流规律,以高拟合度的流体模型和切实可靠的地质模型为基础,针对陕北地区致密砂岩储层的地质特征以及注CO2驱油面临的现实问题,提出了适宜研究区致密砂岩注CO2单砂体吞吐技术,并进行了数值模拟运算。其结果是:一是该注采方案预测期末累计增油量1.48百万吨,其采收率与预测期前相比可提高25%,期末比水驱可提高近11%。二是为研究区高效注气开采提供了理论依据。
覃达[9]（2019）在《砾岩油藏CO2驱改善驱油效果实验研究》文中进行了进一步梳理新疆油田砾岩油藏530井区渗透率低、非均质性严重,采用注水开发方式,水窜严重、采收率较低、含水率较高。低渗油藏CO2驱是一种有效提高采收率的方法,国内外应用十分广泛,增油效果显着。本文针对530井区油藏地质及开发特征,通过岩心驱替物理模拟实验、核磁共振技术、真实岩板模型和CO2泡沫驱油技术,探讨CO2驱及后续CO2泡沫驱技术改善注水开发效果、提高采收率的可行性,取得以下成果与认识:（1）通过细管实验测定CO2/原油最小混相压力为24.1MPa。岩心微观分析发现孔隙主要以溶蚀孔隙、粒间孔隙和微裂隙等形式存在,岩心润湿性测试结果表现为亲水性。（2）利用高温高压岩心驱替装置,开展了不同压力、注气时机对CO2驱油效果影响规律研究。分别在18MPa、24MPa和30MPa三组不同压力下进行水驱后CO2驱实验,结果表明,随着压力的增大,CO2与原油越容易达到混相状态,气驱阶段采出程度越高,在30MPa压力下,CO2驱提高采收率30.75%。在含水率为65%（模拟现场目前含水率）、80%和100%进行了三组不同注气时机实验,结果表明,注气时机越早,气体的突破时间越晚,累积采出程度越高,在含水率为65%时转气驱累积采出程度最高,最终采出程度为 75.05%。（3）利用核磁共振技术,开展了两组（物性较差和物性较好天然岩心）核磁在线驱替实验。结果表明,物性较差的岩心,水驱主要驱的中小孔隙中的油,大孔隙中的含油量减少不多,CO2驱后,小孔隙中剩余油动用情况最好、中孔隙次之、大孔隙动用情况最差,水驱驱油效率为35.52%,CO2驱油效率为14.17%。物性较好岩心,水驱后,大孔隙中的油被动用情况较好,中小孔隙中的油部分被采出,CO2驱之后,大、中孔隙动用情况较好,小孔隙也得到有效的动用,水驱驱油效率为42.46%,CO2驱油效率为17.97%。（4）利用真实砾岩岩板制作成二维可视化平面模型进行驱替实验。直观地观察水驱、气驱过程中的油、气、水运移情况以及流体的优势通道形成过程,水驱后剩余油主要以簇状、膜状、柱状以及盲端的几种形式存在,气驱后仍有部分剩余油以孤岛状、簇状、膜状的形式存在且存在明显的重力超覆现象。在水驱基础上开展CO2驱,波及效率得到显着提高,改善驱油效果十分明显。（5）在模拟油藏条件下筛选出CO2泡沫体系:0.3%NP-1+0.03%DY-1,该泡沫体系具有良好的耐温耐盐性和稳定性,起泡体积为712mL,泡沫半衰期为206min。长岩心泡沫驱替实验累积采收率80.42%,泡沫驱比CO2驱进一步提高采收率8.63%。本文的研究成果对新疆530井区块开展CO2驱提高采收率技术的现场应用,提供了参考依据,对其它低渗透油藏开展CO2驱油技术研究也具有一定的指导作用。
策莎莎[10]（2019）在《YSL低渗油藏CO2驱油室内实验综合评价研究》文中指出YSL油藏已开发油田为低渗、低产、低丰度的“三低”油藏,由于储层物性较差,水驱、聚驱难以建立有效驱动,且存在水井注水压力过高,油井受效程度低、注水水窜及注水困难等问题,如何开发YSL油藏才能对已经开发的低渗油田的开发效果做进一步的改善,尽快经济有效地开发没有动用的储量,对YSL油藏来说是十分重要的。通过国内外文献调研并结合YSL油藏的储层特征及开发特征发现注气可以解决低渗透油藏“注不进水、采不出油”的困境。因此,本文以YSL油藏为研究对象,重点围绕低渗油藏注CO2驱及开发可行性进行深入研究,从油气相态出发,对地下原油的混相机理进行研究,揭示了原始地质条件下流体相态特征变化,为CO2驱油提高采收率提供了理论基础。同时,结合现场实际油藏区块特征,对注CO2开发可行性进行室内实验评价,主要得出以下结论和认识:（1）地层流体注CO2相态行为研究结果表明,地层原油属于黑油体系,地层流体弹性膨胀较小,需注水或者注气保持压力开发。注入气与原油配伍性较好,CO2驱油主要机理是增溶降黏,一次接触混相压力为32.04MPa。（2）细管实验测得最小混相压力分别是21.12MPa。界面张力测得地层油与CO2达到一次接触的最小混相压力为29.45MPa,因此,在地层条件下可以实现混相。（3）微观驱油机理及剩余油分布研究结果表明,岩心小孔隙发育,局部发育有大孔隙,可流通孔隙孔径占比较小,CO2可以进入更小的孔隙驱替原油。从微观驱替效果来看,水驱后CO2非混相效果没有水驱后CO2混相驱好。（4）长岩心驱替实验结果表明,注CO2可以在水驱基础上进一步提高采收率,CO2非混相驱弱于CCV混相驱;焖井后渗吸作用也可以进一步提高CO2驱替效果。
二、孔隙介质中非混相微观驱替机理及影响因素（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、孔隙介质中非混相微观驱替机理及影响因素（论文提纲范文）
（1）低渗储层注超临界CO2驱替及封存规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 储层岩石物性及非均质性 |
| 1.2.2 CO_2驱油提高采收率机理 |
| 1.2.3 CO_2驱技术分类 |
| 1.2.4 CO_2驱过程中沥青质及无机沉淀规律 |
| 1.2.5 CO_2埋存 |
| 1.3 目前存在问题 |
| 1.4 本文研究思路 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 第2章 储层岩石及流体物性参数 |
| 2.1 储层岩石物性 |
| 2.1.1 储层概况 |
| 2.1.2 岩心物性评价方法 |
| 2.2 地层流体物性参数 |
| 2.2.1 地层原油物性参数测试 |
| 2.2.2 地层水物性参数 |
| 2.2.3 超临界CO_2物性参数 |
| 2.3 沥青质沉淀测试 |
| 2.4 CO_2-原油系统最小混相压力 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 低渗储层注CO_2驱油特征 |
| 3.1 强非均质多层储层中CO_2及CO_2-WAG驱油特征 |
| 3.1.1 实验过程 |
| 3.1.2 驱替压差和产出流体 |
| 3.1.3 各层剩余油分布 |
| 3.2 不同孔喉结构储层岩石中CO_2混相与非混相驱油特征 |
| 3.2.1 实验过程 |
| 3.2.2 岩心孔隙结构定量表征 |
| 3.2.3 孔喉结构对产油和剩余油分布的影响 |
| 3.3 不同孔喉结构储层岩石中CO_2-SAG混相驱油特征 |
| 3.3.1 CO_2-SAG驱提高原油采收率 |
| 3.3.2 CO_2浸泡过程中的压力衰减 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 低渗储层注CO_2驱油后储层物性变化 |
| 4.1 强层间非均质储层中CO_2驱替方式对储层物性变化的影响 |
| 4.1.1 CO_2和CO_2-WAG驱后渗透率下降差异 |
| 4.1.2 层间非均质性的影响 |
| 4.1.3 沥青质沉淀和无机沉淀对渗透率的影响 |
| 4.2 岩石孔喉结构对CO_2驱后储层物性变化的影响 |
| 4.2.1 孔喉结构对渗透率下降的影响 |
| 4.2.2 孔喉结构对润湿性变化的影响 |
| 4.2.3 岩石孔喉堵塞和润湿性变化分布 |
| 4.3 岩石孔喉结构对CO_2-SAG驱后储层物性变化的影响 |
| 4.3.1 渗透率下降与产出油中沥青质含量 |
| 4.3.2 岩石孔喉堵塞和润湿性变化分布 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 CO_2驱油及盐水层注CO_2过程中CO_2埋存 |
| 5.1 CO_2驱油过程中CO_2埋存 |
| 5.1.1 评价方法 |
| 5.1.2 储层岩石物性及CO_2注入方式对CO_2埋存效果的影响 |
| 5.2 盐水层注CO_2埋存 |
| 5.2.1 实验过程 |
| 5.2.2 CO_2埋存效果 |
| 5.2.3 储层物性变化 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6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 |
| 个人简历 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文 |
| 学位论文数据集 |
（2）多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 本论文创新之处 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 油藏的基本构成 |
| 1.2 石油开采中的微观现象 |
| 1.3 常用的模拟计算研究方法 |
| 1.4 本论文的主要研究内容及意义 |
| 参考文献 |
| 第二章 高黏原油微观相态变化特征 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.3 结果和讨论 |
| 2.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第三章 高黏原油微观相行为模拟 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 理论模型和模拟方法 |
| 3.3 结果和讨论 |
| 3.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第四章 多孔介质内泡沫油渗流特征 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验部分 |
| 4.3 结果和讨论 |
| 4.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第五章 岩石表面润湿性调控机理 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验部分 |
| 5.3 理论模型和模拟方法 |
| 5.4 结果和讨论 |
| 5.5 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第六章 总结与展望 |
| 6.1 研究工作总结 |
| 6.2 应用前景展望 |
| 博士在读期间学术论文发表情况 |
| 致谢 |
（3）多孔介质中气驱油动力机理及应用研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题背景与意义 |
| 1.2 多孔介质中气驱油动力机制研究现状 |
| 1.2.1 多孔介质中气相流动应用研究现状 |
| 1.2.2 多孔介质中气驱油上升运动研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究的主要内容 |
| 1.3.2 研究技术路线 |
| 1.4 论文完成的主要工作 |
| 1.5 本文主要特色与创新点 |
| 2 毛细管中气泡上升运动行为数学表征 |
| 2.1 理论模型 |
| 2.2 不同因素对气泡运移和捕集的影响 |
| 2.3 小结 |
| 3 多孔介质中气泡上升动力数学表征及影响因素研究 |
| 3.1 多孔介质中上升气泡力学模型表征 |
| 3.1.1 上升气泡在充填介质中不接触颗粒壁面流动数学模型表征 |
| 3.1.2 上升气泡在充填介质中接触颗粒壁面流动数学模型表征 |
| 3.1.3 驱动压差作用力对气泡上升的影响 |
| 3.2 上升气泡在多孔介质中受力图形表征 |
| 3.2.1 图形法表示参数对上升气泡所受不同作用力影响 |
| 3.2.2 图形法表示不同作用力中的参数对上升气泡相对速度影响 |
| 3.3 小结 |
| 4 静置牛顿流体中单气泡上升行为特性实验研究及分析 |
| 4.1 连续相溶液中单气泡上升运动特性实验测定装置及方法 |
| 4.1.1 连续相溶液物理性质测定 |
| 4.1.2 连续相溶液中单气泡上升运动实验装置及图像处理方法 |
| 4.2 连续相静置蒸馏水中单气泡上升运动特性实验 |
| 4.2.1 注气孔尺寸对单气泡上升行为的影响 |
| 4.2.2 注气速度对单气泡上升行为的影响 |
| 4.2.3 实验模型倾角对单气泡上升行为的影响 |
| 4.3 连续相静置甘油-水溶液中单气泡上升运动特性实验 |
| 4.3.1 注气孔尺寸对单气泡上升行为的影响 |
| 4.3.2 注气速度对单气泡上升行为的影响 |
| 4.3.3 物理模型倾角对单气泡上升行为的影响 |
| 4.3.4 不同质量分数甘油对单气泡上升行为的影响 |
| 4.4 静置牛顿流体中温度对上升气泡运动行为的影响 |
| 4.4.1 蒸馏水、地层水及乙醇中温度对上升气泡运动行为的影响 |
| 4.4.2 甘油中温度对上升气泡运动行为的影响 |
| 4.4.3 曳力系数模型预测温度对牛顿流体中单气泡上升运动行为特性影响 |
| 4.5 小结 |
| 5 含液体饱和多孔介质中气泡上升行为特性实验研究及分析 |
| 5.1 多孔介质中气泡上升行为动力学机理实验研究 |
| 5.1.1 充满玻璃珠多孔介质中气泡上升运动实验装置 |
| 5.1.2 多孔介质中气泡上升行为动力学机理 |
| 5.1.3 含液体饱和多孔介质中捕集气泡体积分数测定方法及结果 |
| 5.2 含液体饱和多孔介质中不同因素对分散气泡上升行为影响实验研究 |
| 5.2.1 含液体饱和多孔介质中气泡上升基本理论方法 |
| 5.2.2 实验装置及过程 |
| 5.2.3 含液体饱和多孔介质中不同因素对上升气泡行为特性影响 |
| 5.2.4 实验结果讨论与分析 |
| 5.3 小结 |
| 6 水气分散体系微泡运移及驱油研究 |
| 6.1 水气分散体系性能测试及微泡生成方法 |
| 6.1.1 孔板喷射法和超声波振荡法生成水气分散体系中微泡 |
| 6.1.2 水气分散体系性能测试 |
| 6.1.3 不同参数对N2-水和CO2-水两种分散体系中微泡径影响 |
| 6.2 实验研究水气分散体系微观驱油渗流特征 |
| 6.2.1 水气分散体系微观驱油实验装置及方法 |
| 6.2.2 水气分散体系在刻蚀玻璃模型中微观渗流特征 |
| 6.2.3 水气分散体系在填砂模型中驱油渗流特征 |
| 6.3 水气分散体系驱油效率及扩大波及体积实验研究 |
| 6.3.1 驱替实验设计及岩心模型选择 |
| 6.3.2 驱替实验岩心模型选择 |
| 6.3.3 水气分散体系驱油效率和波及体积实验结果分析 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（4）致密储层油气传质规律及数值模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据与意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 致密基质油气渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 油气基质-裂缝传质规律研究现状 |
| 1.2.3 致密油气渗流数学模型研究现状 |
| 1.2.4 致密油藏合理能量补充方式研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法思路、技术路线 |
| 第2章 致密基质中油气两相微观渗流影响因素分析 |
| 2.1 致密储层微观多孔介质模型的构建 |
| 2.1.1 储层微观孔喉特征刻画方法 |
| 2.1.2 水平集方法构建模型原理 |
| 2.1.3 微观多孔介质模型的构建 |
| 2.2 致密基质微观传质模型的建立 |
| 2.2.1 多孔介质传质模型的建立 |
| 2.2.2 模型的验证 |
| 2.3 致密基质油气渗流特征研究 |
| 2.3.1 基于多孔介质模拟的相渗计算方法 |
| 2.3.2 致密基质剩余油类型及形成机理 |
| 2.4 渗流特征影响因素分析 |
| 2.4.1 孔隙结构的影响 |
| 2.4.2 界面张力的影响 |
| 2.4.3 流体性质变化的影响 |
| 2.4.4 压力梯度的影响 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 致密基质-裂缝间油气传质作用研究 |
| 3.1 基质-裂缝浓度扩散传质作用 |
| 3.1.1 模型建立与求解 |
| 3.1.2 有效浓度扩散系数的计算 |
| 3.1.3 影响因素分析 |
| 3.2 速度差异引起的机械扩散传质作用 |
| 3.2.1 速度差异引起的机械扩散传质的现象 |
| 3.2.2 速度差异引起的机械扩散传质的表征 |
| 3.2.3 速度差异引起的机械扩散传质的影响因素 |
| 3.3 基质-裂缝压差传质作用 |
| 3.3.1 压差传质模型建立 |
| 3.3.2 储层物性的影响 |
| 3.3.3 开发政策的影响 |
| 3.4 基质-裂缝传质作用综合表征 |
| 3.4.1 传质作用的表征 |
| 3.4.2 传质作用的评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 致密储层油气传质数值模拟方法 |
| 4.1 致密油气藏复杂缝网数值模拟方法 |
| 4.1.1 基本渗流数学模型 |
| 4.1.2 水力压裂缝表征方法 |
| 4.1.3 天然裂缝表征方法 |
| 4.1.4 模型的求解 |
| 4.2 注气过程中流体物性变化处理方法 |
| 4.2.1 注气原油性质变化规律 |
| 4.2.2 流体物性变化的处理 |
| 4.2.3 不同类型气体的处理 |
| 4.2.4 流体物性变化的影响 |
| 4.3 多井及变生产制度问题处理方法 |
| 4.3.1 多井问题的处理 |
| 4.3.2 变生产制度问题的处理 |
| 4.3.3 多井变生产制度补能效果评价 |
| 4.4 基质-裂缝传质作用数值模拟方法 |
| 4.4.1 基质裂缝传质过程 |
| 4.4.2 基质裂缝传质网格的界定 |
| 4.4.3 油气传质项的修正 |
| 4.4.4 油气传质作用的影响 |
| 4.5 模型的验证 |
| 4.5.1 黑油模型的验证 |
| 4.5.2 流体物性变化的验证 |
| 4.5.3 传质作用的验证 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 典型致密油藏注气开发优化设计 |
| 5.1 典型区块开发概况 |
| 5.1.1 区块基本概况 |
| 5.1.2 生产特征分析 |
| 5.1.3 储层改造特征 |
| 5.2 注气关键渗流模拟参数的计算 |
| 5.2.1 基于多孔介质模拟的相渗计算 |
| 5.2.2 变流体物性的计算 |
| 5.2.3 油气传质项的修正 |
| 5.2.4 模型的建立 |
| 5.3 缝网对注气效果的影响 |
| 5.4 注入方式优选 |
| 5.4.1 间隔注采 |
| 5.4.2 超前注气 |
| 5.4.3 间隔吞吐 |
| 5.4.4 全井组吞吐 |
| 5.5 井网及注入参数优化 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 致谢 |
（5）孔隙尺度多相流的相场格子Boltzmann方法及数值模拟（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 主要符号对照表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 孔隙尺度两相流的数值方法 |
| 1.3 格子Boltzmann多相流模型及应用 |
| 1.4 目前基于相场的LB两相模型中存在的问题与挑战 |
| 1.5 本文研究的主要内容 |
| 2 CH的格子Boltzmann模型高阶误差分析及液滴自发消失行为 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 Cahn-Hilliard方程 |
| 2.3 格子Boltzmann模型的CE高阶展开 |
| 2.4 消除高阶误差项改善两相界面准确性的验证 |
| 2.5 液滴自发消失的临界半径 |
| 2.6 本章小结 |
| 3 相场LB模型中表面张力作用力模型分析与比较 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 两相控制方程和表面张力作用力模型 |
| 3.3 相场格子Boltzmann模型 |
| 3.4 表面张力作用力模型验证和对比 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 非混相两相MRT-LB模型及液滴通过喉道的动力学行为 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 耦合矫正CH的不可压非混相两相控制方程 |
| 4.3 多松弛格子Boltzmann模型 |
| 4.4 MRT-LB模型的界面准确性和数值稳定性验证 |
| 4.5 液滴通过喉道动力学行为 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 两相两组分的部分混相模型及孔隙尺度二氧化碳驱油模拟 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 两相两组分的部分混相数学模型 |
| 5.3 部分混相两相模型的格子Boltzmann模型 |
| 5.4 部分混相行为定性验证 |
| 5.5 孔隙尺度内二氧化碳部分混相驱油模拟 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 总结和展望 |
| 6.1 全文总结 |
| 6.2 研究创新点 |
| 6.3 研究展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 1 麦克斯韦迭代法分析CH的格子Boltzmann方程 |
| 附录 2 MRT-LB模型恢复NS方程的CE展开分析 |
| 附录 3 LB模型恢复AC方程的CE展开分析 |
| 附录 4 格子Boltzmann量和物理量转换 |
| 附录 5 攻读博士学位期间发表的学术论文 |
| 附录 6 攻读博士学位期间参加的学术会议 |
| 附录 7 攻读博士学位期间参与的科研项目 |
（6）低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 CO_2-原油相互作用研究现状 |
| 1.2.2 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.3 储层润湿性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.4 储存非均质性对CO_2驱油的影响研究现状 |
| 1.2.5 目前存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 第2章 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.1 CO_2与原油相互作用实验研究 |
| 2.1.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.1.2 CO_2在原油中溶解度计算 |
| 2.1.3 CO_2-原油体系相态特征 |
| 2.1.4 原油组分的影响 |
| 2.1.5 温度的影响 |
| 2.2 CO_2-原油界面张力实验研究 |
| 2.2.1 实验装置与方法 |
| 2.2.2 实验结果与讨论 |
| 2.2.3 CO_2 提高原油采收率机理 |
| 2.3 低渗油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.3.1 实验材料、装置与方法 |
| 2.3.2 实验结果与讨论 |
| 2.4 高含水油藏CO_2驱油特征研究 |
| 2.4.1 CO_2在水中的扩散机理研究 |
| 2.4.2 高含水油藏CO_2驱油实验研究 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 储层孔隙结构对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.1 长庆油田黄3 区块长8 油藏概况 |
| 3.1.1 油藏概况 |
| 3.1.2 储层岩石学特征 |
| 3.2 长庆油田黄3 区块长8 油藏孔隙结构分类 |
| 3.3 核磁共振T_2谱转换为孔喉半径分布曲线 |
| 3.3.1 核磁共振设备测试功能及物性参数 |
| 3.3.2 转化原理 |
| 3.3.3 T_2谱驰豫时间转化为孔径 |
| 3.4 低渗储层孔隙结构对CO_2微观驱油特征的影响 |
| 3.4.1 实验方案设计 |
| 3.4.2 双峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.3 双峰偏粗歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.4 双峰偏细歪度型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.5 单峰型岩心微观驱油特征 |
| 3.4.6 不同孔隙结构类型CO_2驱油效果对比 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.1 低渗储层混合润湿评价方法 |
| 4.1.1 储层润湿性评价经典方法 |
| 4.1.2 利用核磁共振技术定量表征低渗砂岩储层润湿性 |
| 4.2 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.2.1 实验材料、方法和步骤 |
| 4.2.2 岩心饱和煤油对比实验 |
| 4.2.3 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层渗透率的影响 |
| 4.2.4 注CO_2过程中沥青质沉淀对储层润湿性的影响 |
| 4.3 储层润湿性对低渗油藏CO_2微观驱油特征的影响 |
| 4.3.1 实验方案设计 |
| 4.3.2 连续CO_2驱 |
| 4.3.3 水驱后CO_2驱 |
| 4.3.4 水气交替驱 |
| 4.3.5 不同润湿性岩心CO_2驱油效果对比 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 储层非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1 非均质性对低渗油藏CO_2驱油特征的影响 |
| 5.1.1 实验方案设计 |
| 5.1.2 渗透率对低渗油藏CO_2驱油效率的影响 |
| 5.1.3 低渗非均质油藏水驱特征 |
| 5.1.4 低渗非均质油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.1.5 不同开发方式采收率对比 |
| 5.1.6 层间低渗非均质油藏开发方式优化 |
| 5.2 裂缝性油藏不同CO_2注入方式开发效果研究 |
| 5.2.1 实验方案设计 |
| 5.2.2 裂缝性低渗油藏CO_2吞吐实验研究 |
| 5.2.3 裂缝性低渗油藏CO_2驱油实验研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6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 |
（7）CO2咸水层封存两相流动与传质特性研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 主要符号表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 多孔介质内CO_2驱替咸水研究进展 |
| 1.2.1 地层条件 |
| 1.2.2 流动条件 |
| 1.3 CO_2-咸水传质特性研究进展 |
| 1.3.1 CO_2-咸水两相传质机理 |
| 1.3.2 传质过程界面特性 |
| 1.3.3 重力不稳定流动特性 |
| 1.4 本文主要研究思路 |
| 2 实验系统及方法 |
| 2.1 基于微焦点X射线CT的气水流动实验系统 |
| 2.1.1 微焦点X射线CT |
| 2.1.2 实验材料 |
| 2.1.3 实验系统 |
| 2.2 CT图像处理 |
| 2.2.1 原始CT图像降噪处理 |
| 2.2.2 各相分割与提取 |
| 2.2.3 三维可视化分析 |
| 2.2.4 基于CT图像的参数测量方法 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 混合注入模式下的气水流动特性研究 |
| 3.1 多孔介质内气体空间分布特性 |
| 3.1.1 CO_2-咸水气水混注 |
| 3.1.2 混合气-咸水气水混注 |
| 3.2 驱替效率影响因素分析 |
| 3.2.1 注入流速与气水比 |
| 3.2.2 混合气注 |
| 3.2.3 温度压力条件 |
| 3.3 混合注入模式下的临界驱替系数 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 溶解封存过程相间界面演变规律研究 |
| 4.1 CO_2-咸水相间界面演变方式 |
| 4.1.1 咸水流动路径发展方式 |
| 4.1.2 相间界面演变类型 |
| 4.1.3 非均质性与重力效应的影响 |
| 4.2 相间界面面积分布特征 |
| 4.2.1 界面面积频度分布 |
| 4.2.2 界面面积累积比率 |
| 4.3 相间界面面积与咸水饱和度定量关系 |
| 4.3.1 比界面面积 |
| 4.3.2 界面面积特征量 |
| 4.3.3 相对界面面积 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 CO_2非平衡溶解过程局部传质特性研究 |
| 5.1 CO_2非平衡溶解特性 |
| 5.1.1 CO_2动态溶解进程 |
| 5.1.2 孔隙面积与非均质性对CO_2团簇尺寸的作用 |
| 5.1.3 CO_2团簇尺寸分布特性 |
| 5.2 孔隙尺度局部传质系数测定 |
| 5.2.1 CO_2浓度变化规律 |
| 5.2.2 重力数对局部传质系数的影响 |
| 5.3 传质模型构建与比较 |
| 5.3.1 稳定和不稳定流动状态的传质模型 |
| 5.3.2 表观传质系数与总括传质系数的影响 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间科研项目及科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.1.1 选题目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外CO_2-EOR技术发展现状 |
| 1.2.2 CO_2-EOR驱替机理的研究现状及进展 |
| 1.3 陕北地区致密砂岩油藏CO_2-EOR机理研究面临的问题、挑战 |
| 1.4 课题研究成果的应用前景 |
| 1.5 研究思路及方法 |
| 1.6 研究内容 |
| 1.7 完成工作量 |
| 第二章 陕北地区延长组致密砂岩储层特征研究 |
| 2.1 区域地质概况及研究区优选 |
| 2.1.1 区域地质概况 |
| 2.1.2 研究区晚三叠世沉积演化 |
| 2.1.3 研究区及目的层优选 |
| 2.2 长4+5 油层的岩石学特征 |
| 2.3 储层微观孔隙结构特征 |
| 2.3.1 图像分析技术研究储层微观孔喉结构 |
| 2.3.2 常规压汞技术研究储层微观孔隙结构 |
| 2.3.3 恒速压汞技术研究储层微观孔喉特征 |
| 2.4 物性特征 |
| 2.5 裂缝特征 |
| 2.5.1 延长组露头裂缝特征 |
| 2.5.2 岩心资料构造裂缝特征 |
| 2.5.3 成像测井资料裂缝特征 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 研究区原油与CO_2混溶相态行为研究 |
| 3.1 油藏流体的高压物性分析 |
| 3.1.1 实验方案 |
| 3.1.2 测试结果 |
| 3.2 地层油—CO_2体系加气膨胀实验 |
| 3.2.1 实验方案 |
| 3.2.2 结果分析 |
| 3.3 常规最小混相压力研究 |
| 3.4 致密孔中流体相态行为研究 |
| 3.4.1 纳米孔中流体的临界参数偏移 |
| 3.4.2 致密储层流体相图偏移 |
| 3.5 关于致密储层MMP的探讨 |
| 3.6 相态拟合 |
| 3.6.1 拟合步骤 |
| 3.6.2 拟合结果 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 陕北地区致密砂岩油藏CO_2驱非线性渗流特征研究 |
| 4.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流规律研究 |
| 4.1.1 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流机理 |
| 4.1.2 致密砂岩油藏CO_2驱油非线性渗流模型 |
| 4.2 致密砂岩油藏CO_2驱油相渗特征研究 |
| 4.2.1 CO_2非混相驱相渗计算模型 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱相渗特征 |
| 4.3 真实岩心注CO_2驱油效率物理模拟 |
| 4.3.1 实验方案 |
| 4.3.2 敏感性分析 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 致密砂岩油藏CO_2驱窜流规律研究 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 岩心尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.2.1 物理模型的建立 |
| 5.2.2 窜流实验 |
| 5.2.3 结果分析 |
| 5.3 油藏尺度上窜流规律及影响因素研究 |
| 5.3.1 垂向非均质模型 |
| 5.3.2 平面非均质模型 |
| 5.3.3 裂缝模型 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 裂缝发育的致密砂岩油藏CO_2驱分子扩散作用探讨 |
| 6.1 分子扩散机制 |
| 6.2 多孔介质中分子扩散类型 |
| 6.3 分子扩散物理模拟 |
| 6.4 研究区致密砂岩储层中的分子扩散 |
| 6.4.1 CO_2在原油中的扩散系数 |
| 6.4.2 CO_2在储层中有效扩散系数 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 陕北地区致密砂岩油藏高效注CO_2开发方案数值模拟 |
| 7.1 高效注CO_2开发方案 |
| 7.1.1 注CO_2必须考虑的三个关键问题 |
| 7.1.2 关于CO_2单砂体吞吐方案 |
| 7.1.3 离散裂缝网络模型(DFN) |
| 7.2 研究区生产历史拟合 |
| 7.3 注采动态预测 |
| 7.3.1 单井注入能力 |
| 7.3.2 混相时间 |
| 7.3.3 关井时机 |
| 7.3.4 焖井时间 |
| 7.3.5 注入效果 |
| 7.4 小结 |
| 第八章 结论及尚存的问题 |
| 8.1 主要结论 |
| 8.2 创新点 |
| 8.3 尚存问题 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士期间取得的科研成果 |
| 1.发表学术论文 |
| 2.申请(授权)专利 |
| 3.参与科研项目及科研获奖 |
| 作者简介 |
| 1.基本情况 |
| 2.教育背景 |
（9）砾岩油藏CO2驱改善驱油效果实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 试验区油藏地质特征 |
| 1.1.2 油藏开发现状 |
| 1.1.3 开发存在问题及技术对策 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2驱研究现状 |
| 1.2.2 核磁共振岩心驱替研究现状 |
| 1.2.3 可视化平面模型研究现状 |
| 1.2.4 泡沫驱研究现状 |
| 1.3 本文的研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 油藏流体和岩心物性分析及最小混相压力测定 |
| 2.1 地层流体配样及分析 |
| 2.1.1 实验准备 |
| 2.1.2 地层流体配置 |
| 2.1.3 地层流体分析 |
| 2.2 最小混相压力测定 |
| 2.2.1 实验装置及样品 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.2.3 实验结果及分析 |
| 2.3 岩心分析 |
| 2.3.1 岩心微观结构分析 |
| 2.3.2 岩心润湿性评价 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 CO_2驱岩心流动实验研究 |
| 3.1 实验条件、实验仪器及流程 |
| 3.1.1 实验条件 |
| 3.1.2 实验设备与流程 |
| 3.2 不同压力下CO_2驱替实验 |
| 3.2.1 岩心样品排序 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 实验结果及分析 |
| 3.3 不同注气时机CO_2驱替实验 |
| 3.3.1 岩心样品排序 |
| 3.3.2 实验步骤 |
| 3.3.3 实验结果及分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 CO_2改善驱油效果的微观实验研究 |
| 4.1 CO_2驱核磁共振实验研究 |
| 4.1.1 实验原理 |
| 4.1.2 实验条件、设备与流程 |
| 4.1.3 实验结果及分析 |
| 4.2 CO_2驱可视化模型物理模拟实验 |
| 4.2.1 可视化模型设计与制作 |
| 4.2.2 CO_2驱真实岩板驱油实验 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 CO_2泡沫改善驱油效果实验研究 |
| 5.1 CO_2泡沫体系配方筛选及常规性能评价 |
| 5.1.1 实验条件、实验仪器与实验药品 |
| 5.1.2 泡沫体系配方优选 |
| 5.2 泡沫体系油藏适应性评价 |
| 5.2.1 耐温性评价 |
| 5.2.2 耐盐性评价 |
| 5.2.3 稳定性评价 |
| 5.3 CO_2泡沫岩心流动实验 |
| 5.3.1 岩心样品排序 |
| 5.3.2 实验步骤 |
| 5.3.3 实验结果及分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论与认识 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（10）YSL低渗油藏CO2驱油室内实验综合评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注CO_2驱油机理及技术研究现状 |
| 1.2.2 地层流体注CO_2相态行为研究现状 |
| 1.2.3 CO_2 -地层原油体系最小混相压力研究现状 |
| 1.2.4 低渗油藏岩心微观孔隙结构及剩余油分布研究现状 |
| 1.3 YSL油藏储层特征及开发状况 |
| 1.3.1 储层特征 |
| 1.3.2 注水开发中存在的问题 |
| 1.4 研究内容、目标及路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作及认识 |
| 第2章 原始地层流体注CO_2相态行为研究 |
| 2.1 地层流体PVT相态实验研究 |
| 2.1.1 设备及测试流程 |
| 2.1.2 实验样品准备 |
| 2.1.3 单次脱气实验 |
| 2.1.4 泡点测试 |
| 2.1.5 等组成膨胀测试 |
| 2.1.6 地层流体相图形态及特征 |
| 2.2 地层流体注CO_2增溶膨胀配伍性研究 |
| 2.2.1 测试方法 |
| 2.2.2 注入CO_2对原油饱和压力的影响 |
| 2.2.3 注入CO_2对原油膨胀系数、气油比的影响 |
| 2.2.4 注入CO_2对饱和油密度、粘度的影响 |
| 2.2.5 地层流体注气相态模拟研究 |
| 2.3 地层流体注CO_2相态驱油机理 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 CO_2-地层原油体系最小混相压力研究 |
| 3.1 细管驱替实验 |
| 3.1.1 实验装置 |
| 3.1.2 细管实验测试结果及分析 |
| 3.2 地层油-CO_2体系悬滴法界面张力测试 |
| 3.2.1 悬滴法界面张力测试原理和方法 |
| 3.2.2 实验仪器和流程 |
| 3.2.3 界面张力测试结果 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 微观驱油机理及剩余油分布研究 |
| 4.1 微观驱油机理 |
| 4.2 微观可视化驱替实验 |
| 4.2.1 实验准备和实验流程 |
| 4.2.2 CO_2非混相驱替实验结果及分析 |
| 4.2.3 CO_2混相驱替实验结果及分析 |
| 4.3 核磁共振实验 |
| 4.3.1 核磁共振原理 |
| 4.3.2 实验方法 |
| 4.3.3 实验准备 |
| 4.3.4 水驱实验结果分析 |
| 4.3.5 CO_2驱实验结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 长岩心注CO_2驱替机理和驱替效率研究 |
| 5.1 实验准备 |
| 5.2 实验步骤 |
| 5.3 衰竭、水驱及CO_2非混相驱实验结果 |
| 5.3.1 压力衰竭实验测试 |
| 5.3.2 水驱及CO_2非混相驱替实验 |
| 5.4 衰竭、水驱及CO_2混相驱实验结果 |
| 5.4.1 压力衰竭实验测试 |
| 5.4.2 水驱及CO_2混相驱替实验 |
| 5.5 实验结果对比 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
四、孔隙介质中非混相微观驱替机理及影响因素（论文参考文献）
- [1]低渗储层注超临界CO2驱替及封存规律研究[D]. 王千. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [2]多孔介质内高黏原油微观相行为及岩石表面润湿性调控方法研究[D]. 吕伟峰. 南京大学, 2020(02)
- [3]多孔介质中气驱油动力机理及应用研究[D]. 刘楠楠. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [4]致密储层油气传质规律及数值模拟研究[D]. 王德强. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]孔隙尺度多相流的相场格子Boltzmann方法及数值模拟[D]. 张春华. 华中科技大学, 2020(01)
- [6]低渗砂岩油藏CO2微观驱油特征及影响因素研究[D]. 钱坤. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]CO2咸水层封存两相流动与传质特性研究[D]. 武博浩. 大连理工大学, 2020(01)
- [8]致密砂岩油藏CO2驱提高采收率机理研究 ——以陕北地区A油区延长组长4+5油层组为例[D]. 王玉霞. 西北大学, 2019(01)
- [9]砾岩油藏CO2驱改善驱油效果实验研究[D]. 覃达. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]YSL低渗油藏CO2驱油室内实验综合评价研究[D]. 策莎莎. 西南石油大学, 2019(06)