一、影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究（论文文献综述）
刘攀[1]（2021）在《S油田F区块底水稠油油藏水侵规律与应用研究》文中进行了进一步梳理S油田F区块属于底水稠油油藏,目前水侵现象严重,需要对底水油藏出水类型与水侵机理进行评价,判断产水来源,为控水措施的制定和开发方案的设计提供有用的依据。Chan产水特征图版法是采用水油比及其导数判断出水类型的最有效方法之一,它可以判断采出水来自于底水锥进还是层间窜流。但是,产水特征图版法是通过概念模型获得的,缺少理论推导和更多现场数据进行验证,并且没有考虑套管外窜流的影响。对此,本文以S油田F区块为研究对象,通过建立物理及数学模型、产水特征图版法和数值模拟方法对套管外窜流理论、水侵类型及规律、开发调整方案展开研究。完成了套管外窜流的产水特征图版的补充,快速有效的评估了油井的过量产水机制,从而设计了合理的开发调整方案。通过对套管外窜流过程进行合理简化和假设,建立了符合套管外窜流的数学模型。通过严格的推导得到了得到了水油比及其导数的变化特征曲线,最后通过数模和实例进行了验证。并且简化数学模型与历史拟合中的虚拟井技术渗流方式一致,说明运用虚拟井技术研究套管外窜流的渗流规律的方法是可行的。通过CMG的Builder模块建立了F区块的数值模拟模型,运用其中的STARS模拟器完成了对F区块各指标的历史拟合。其中对于FMC-10井因存在外套管窜流造成的常规方法拟合困难的问题,采用了虚拟井技术完成了对FMC-10井的历史拟合。最终历史拟合的各项指标误差都很小,得到了能反映地下油藏情况的数值模型。并且根据FMC-10拟合结果,得到了套管外窜流发生的时间、位置和套管外窜量。通过建立套管外窜流的数值模型,得到了套管外窜流的产水特征图版。然后结合Chan产水特征图版对F区块内12口井进行水侵类型分类。并且套管外窜流的数学模型、数值模拟和实际数据三者的结果基本吻合。在数值模型的基础上,通过分析含油饱和度的变化规律,得到了剩余油在水平和垂直方向上的分布特征。根据剩余油的分布特征、水侵规律以及开发过程中存在的问题,本文主要从产液速度优化、层间调整、添加新井以及热采技术优化等四个方面进行了合理的开发方案设计和动态预测。
姚立春[2]（2020）在《LJB油田香1、香2块开发调整试验研究》文中研究指明随着开采到达中后期,辽河油田如何持续保持稳产逐渐成为了不可忽视的问题。辽河油田具有较大规模的难采储量,故对于此部分储量的评价就变得尤为重要且迫切。如何突破难采储量开采的理论瓶颈,解决对储层内剩余油分布了解不清问题以及剩余油难动用问题,对辽河油田未来实现持续稳产有着重要意义。LJB油田地处辽河盆地,本课题以LJB油田内的香1、香2区块为例进行研究。对上述两区块的开发效果进行分析,仔细论述了各自的开发历程和发展现状,提出了香1、香2块目前各自存在的问题:香1块出现了注汽困难,可采储量不足和水侵严重等问题;香2块目前油层压力低,套管存在不同程度损坏以及水侵严重。由此可见,水侵严重是两区块内存在的共同性问题,因此仔细分析了两区块的水侵状况并分别给出了适合两区块的开发调整方案。香1块实施边部水平井蒸汽吞吐,中部直井加水平井SAGD,水侵锥间带下层水平井蒸汽吞吐三个试验方案;香2块实施主体部位水平井蒸汽吞吐实验以及边部薄油层水平井挖潜试验方案。取试验井的生产数据分析,发现仅除一口因地质条件未实现有效增产的井外,其余试验井的生产效果均能够达到预期,而且根据现有的数据进行预测,未来香1块的可采储量将提高6.623×104 t左右,香2块可采储量将提高1.76×105左右。总体上看,本次课题提出的开发调整方案是可行的,有效地解决了香1、香2块目前面临的问题,为辽河油田进一步实现高产稳产拓宽了思路。
杜旭林,戴宗,辛晶,李海龙,曹仁义,罗东红[3]（2020）在《强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验》文中研究指明珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明:稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为"屋檐油"。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。
辛晶[4]（2019）在《强底水普通稠油油藏水驱波及规律及开发对策研究》文中进行了进一步梳理强底水普通稠油油藏具有采油井见水早、无水采油期极短、含水上升快等特点,加之原油粘度较高,油水流度差异性较大,粘性指进现象加剧了底水的锥进与脊进。目前对此类油藏的波及规律多分别从平面波及和纵向波及研究,笔者认为研究水平井的体积波及规律更能客观反映其渗流特点,进而为此类油藏合理井网井距界定、剩余油挖潜等油藏生产实际难题提供理论依据。本文首先基于Y油田强边底水普通稠油油藏的实际生产数据,划分动态模式,抽提主控因素,正确认识此类油田开发规律,明确不同驱替模式下的波及规律。随后,设计并开展强底水水平井三维波及物理模拟实验,综合分析了粘度、夹层范围对于水脊波及形态和波及系数的影响。与此同时,基于实际油藏的储层特征,结合物理模拟实验的相似准则,开展强底水稠油油藏波及规律的数值模拟研究,表征水平井沿井筒方向、垂直井筒方向和体积波及规律。最后结合Y油田实际开发现状,分析了剩余油主控因素,总结了剩余油分布模式,结合体积波及理论给出井网加密调整方案,并结合文献调研与油田实际生产现状,给出机械卡水、泡沫压水锥、分段完井等水平井治理建议与措施,预测结果表明上述措施调整可有效提高波及系数,有效挖潜剩余油。强底水普通稠油油藏水平井波及规律是提高采收率的重要攻关方向,正确认识波及规律并合理利用此规律对于此类油田的实际生产具有重要的指导意义。
范庆振[5]（2019）在《BW底水稠油油藏水驱调整研究》文中研究指明BW区块地层可划分为四个层组,层组之间互不连通。其储层表现为中孔高渗,非均质性强,层内泥质夹层发育。BW区块属于边底水稠油油藏,地层原油粘度为68～790mPa·s。该区块从2001年开始投产,各单井初始产量较高,截至2017年10月大部分井已进入高含水期,但其地层压力下降幅度较小。区块采出程度不高,仍有大量的剩余油储存在地层中。搞清水侵规律及剩余油分布成为目前提高区块开发效果的中心任务。本文通过建立BW区块数值模拟模型,在完成储量拟合和生产历史拟合的基础上结合地质及生产动态特征研究BW区块的水侵规律及剩余油的分布规律,最后针对不同剩余油分布类型提出相应的挖潜方案,为剩余油挖潜提供技术支持。通过油藏工程方法和数值模拟得出以下认识:油藏的水侵方式主要为底水水侵,Aradieba E和Bentiu 1A为边水水侵;剩余储量主要分布在Bentiu 1B、Bentiu2B和Bentiu 3;剩余油分布影响因素为构造、隔/夹层、断层、独立小砂体和开发井网等。通过单井蒸汽吞吐数值模拟研究,确立了合理的注采参数。针对不同剩余油挖潜的思路为:（1）平面上,钻新井或侧钻井,解决井网控制程度差的问题;（2）纵向上,调整射孔层位,解决单井高含水问题;（3）开发技术上,利用蒸汽吞吐进行热力采油,解决开发技术单一问题。在此基础上,共设计了包括层位调整、加密井以及蒸汽吞吐三类调整方案,通过数值模拟优化方案,最终优选的调整方案为层位调整井9口,采收率比基础方案提高0.48个百分点;在层位调整的基础上加密井1 5 口,采收率比基础方案提高1.94个百分点;在加密井的基础上实施蒸汽吞吐井5 口,采收率比基础方案提高2.21个百分点。
施云筱[6]（2019）在《油水界面隔板体系的制备及性能评价》文中指出塔河油田是高温高盐缝洞型油藏,在开采中出现的底水锥进现象是生产效率降低的主要原因之一。而抑制底水锥进现象目前最常用的技术是人工隔板技术,但塔河油田的高温高盐等条件限制了在普通油田采用的隔板技术,因此研究出一种耐高温高盐的隔板体系对塔河油田的开采有重要的作用。本文采用塔河原油和塔河地层水进行油水乳状液的制备。从18种乳化剂中优选出了乳化效果较好的SDR-8和SDR-12乳化剂,乳化剂所配置的乳状液耐温性能良好。但实验发现,乳状液乳化过程时间长且难以控制,在操作上存在困难。经过进一步考察,从凝胶类、树脂类材料中筛选了两种综合性能较好的材料,分别为SDE树脂和环氧树脂。SDE体系经过改性后体系的密度、强度和韧性均可达到油水界面的要求,但是该体系在高温下耐油性较差,无法长期在油水界面之间稳定存在。相比之下,环氧树脂隔板体系具有很好的油水界面性质,加入活性稀释剂之后,该体系在常温下便能具备较好的流动性。环氧树脂隔板体系在加入固化剂A后,体系在140℃下固化时间长达180min,抗压强度达到28MPa,突破压力为150730k Pa/m,具有较高的机械强度和封堵能力,是一种综合性能较好的油水界面隔板体系。
汤晨阳[7]（2019）在《强底水油藏高含水期开发调整数值模拟研究 ——以Bamboo West油田为例》文中研究表明苏丹124区Bamboo West油田为强底水油藏,天然水体能量充足,目前已进入高含水期,具有底水锥进快,含水率上升迅速,储层产能差异大,低产层动用程度差,合采层间矛盾大,日产油下降快等问题,亟需优化调整开发方式以提高油田开发效果。本文结合Bamboo West油田的构造特征、储层特征及流体特征,对油田生产动态及措施调整进行分析,总结出直井、水平井的生产特征及导致油井高含水的原因,认识油田开发问题以便更好的确定开发调整方向;为了更好的服务于开发调整研究,应用数值模拟技术,建立Bamboo West油田数值模型,在历史拟合良好的基础上,建立典型单井（直井、水平井）实际模型分析强底水油藏开发时,避水高度、射孔打开程度、隔夹层长度、隔夹层位置、采液速度、水平井长度等因素对底水水侵的影响,为后文开发调整方案设计提供理论指导。然后在历史拟合的基础上,开展了Bamboo West油田剩余油分布特征及开发潜力研究,描述了剩余油在垂向和平面上的分布,定量的表征了剩余油潜力,并总结出5种剩余油分布模式;在此基础上,结合水侵规律及控制因素,提出了基础方案、调整射孔层位方案、加密直井方案、布水平井方案,并利用数值模拟方法,预测不同方案开采20年后的开发指标,优选出最佳方案,为下一步Bamboo West油田开发方案的制定提供技术思路与指导。
彭红涛[8]（2019）在《L2正韵律次生底水油藏水平井调整技术政策研究》文中研究说明L2油藏采用水驱开采,经历40年注水开发已经进入了高含水时期,目前存在的主要问题是上韵律段储量动用程度低,井间剩余油分散,水平井见水后含水上升快,单井含水高,采油速度低。因此,通过水侵规律和水平井调整技术政策研究,为后期水平井调整提供依据,对油田生产具有一定的指导意义。本文运用油藏工程理论方法从含水率变化规律、产量递减情况、能量状况评价、注采井网适用性以及采收率预测等方面对油藏开发指标计算与评价。基于油藏的地质条件,建立反映油藏基本特征的数值模拟模型,进行水侵特征研究。采用多种理论方法计算水平井临界产量和见水时间。通过建立水平井模型,研究水平井布井方式、平面位置、井眼轨迹、夹层渗透率、水平段长度、产液速率、注水层位以及注采比等因素对水平井含水上升规律的影响。并针对正韵律次生底水油藏的开发特点,对油藏开发后期水平井调整技术进行研究。水侵规律研究表明:L2油藏在开发过程中注入水和天然边水,优先沿底部高渗段向前突进,从而使油藏演变为次生底水油藏。在同一韵律层中,水平井应选择在构造上部完井,且井眼轨迹平行于构造线最优。当存在有效的隔夹层时,能阻挡底水的上升。水平段长度的选择主要基于经济考虑,对于边底水水侵规律的影响较小。早期可以采用较低的产液速度,高含水期提液可以取得较好的效果。分支井调整初期可采用较高的产液速度来保持较高的单井产油速率,中、后期采用较低的产液速度控制含水率和降低开发成本。水平井双管同采对底水脊进起到了很好的抑制作用,布井时尽量使油井位于构造的高部位,调整初期应采用较高的产液速度来获取较大的产油量,中后期采用较低的产液速度控制开发成本,同时最大排采比应控制在2:1,排液层应靠近油水界面。
王鹏[9]（2019）在《氮气/二氧化碳/复合气吞吐控抑边底水技术实验研究》文中进行了进一步梳理边底水断块油藏由于具有裂缝系统发育、油藏类型和油水系统复杂等特征,在开发过程中容易出现水侵问题,从而导致油井见水早、含水上升快和产能降低。注气吞吐技术因具有注入量小、不受井间连通性影响及气窜问题不突出等特点,目前被认为是一种比较有效的控水增油技术。针对边底水断块油藏水侵问题,开展注气吞吐控水技术应用实验研究。采用室内实验的研究方法,通过自行设计的三维物理模型研究底水油藏水平井CO2/N2/N2泡沫吞吐过程,对比评价其控水增油效果;并在此基础上,对注气吞吐控水增油机理进行分析,建立一维边水模型,进行CO2/N2/复合气（CO2+N2）吞吐控水实验,通过改变复合气中CO2和N2的注入量和注入顺序,评价CO2/N2/复合气吞吐控水增油效果,并进行油藏条件（非均质程度和原油粘度）适应性和注入参数（注入压力和注入时机）优化研究;借助PVT-sim Nova数值模拟软件模拟CO2/N2/复合气吞吐过程中温压条件的变化,分析了注气引起沥青质沉积的可能性,并对CO2/N2不同比例复合条件下的沉积压力进行对比。实验结果表明,底水油藏水平井CO2/N2/N2泡沫吞吐技术具有一定的控水增油效果,但裂缝的存在对控水增油效果影响较大,采用高强度淀粉凝胶对裂缝进行封堵,可进一步改善CO2/N2/N2泡沫吞吐效果。CO2吞吐主要的增油机理为降粘作用、气体膨胀作用、抽提作用和逸出携带作用,依靠增油作用来达到控水的目的;N2的膨胀作用是N2吞吐驱替原油的主要动力,N2吞吐抑制边水侵入的效果最好;复合气吞吐中CO2和N2的注入比例为7:3时,CO2段塞和N2段塞的协同作用最好。注气吞吐控水增油效果对储层渗透率具有非常好的适应性;CO2/N2/复合气的流度控制能力有限,渗透率级差不宜过大;注气吞吐技术同时适用于稠油油藏和稀油油藏;在注气吞吐技术应用过程中应尽可能保持较高的注入压力;注入时机的选择以水驱至含水率为60%时为宜。注气引发沥青质沉积的可能性与原油组分有关,原油中重质组分含量较高时,注气吞吐引发沥青质沉积可能性更大;随着CO2注入量的增加,沥青质更容易发生沉积;与注入CO2相比,注入N2的原油不易发生沥青质沉积;当复合气中CO2和N2的注入比例达到1:1时,出现沥青质沉积压力范围的转折点,继续增加CO2注入量,原油更易发生沥青质沉积。复合气吞吐技术应用过程中,应在保证控水增油效果的基础上,尽可能多的使用N2来替代CO2,以降低注气引发沥青质沉积的可能性。
郝宏达[10]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中研究表明在边底水断块油藏开发过程中,边底水的侵入会导致生产井见水时间短、无水采油期短,见水后油井含水上升快、油井暴性水淹等生产问题,严重影响了油藏的开发效果。向边底水断块油藏注入CO2、N2、混合气（CO2+N2）、泡沫等气体介质可以起到控水增油的作用,但其控水增油的相关机理及适用界限目前尚未明晰。以冀东油田典型的边底水断块油藏为研究对象,借助室内注气高压物性实验（PVT）、一维和三维边底水物理模拟实验、数值模拟等手段开展了CO2、N2、混合气、化学复合注气（泡沫+气体、凝胶+气体）等注气控水增油相关实验及理论分析,研究CO2、N2、混合气、泡沫复合注气、凝胶复合注气等技术的储层适用条件,并探讨其控水增油的相关机理。PVT注气高压物性分析实验结果表明,CO2、N2以及混合气对地层油体积系数和粘度的影响表现为CO2>混合气>N2,而对饱和压力的影响则表现为N2>混合气>CO2。CO2与N2相比具有更好的降粘和膨胀效应,混合气则介于纯CO2与纯N2之间。基于混合气中CO2和N2的组成比例建立了气体-地层油体系饱和压力、体积系数和粘度的计算公式。通过高压物性实验的数据归纳与分析,明确了注入气体在纯油相、纯水相以及油水混合体系中的溶解规律,即不同类型气体在液相中的溶解能力表现为CO2>混合气>N2,同种气体在不同液相中的溶解能力则表现为纯油相>油水混合物>纯水相。根据气相和液相的组成比例建立了注入气体与储层流体的溶解度计算公式,进而可计算CO2、N2和混合气在任意油水比例条件下的溶解度,为揭示注气控水增油技术的相关机理提供了理论和数据支撑。注气控水增油物理模拟实验结果表明,储层条件下注入气体以油相溶解气、水相溶解气和自由气三种形式存在。注入气体的控水效果是水相溶解气溶解和自由气增能的综合效应,而注入气体的增油效果则是由油相溶解气的降粘、膨胀以及自由气置换等作用所致。在含水率为98%的中高含水阶段,利用CO2控水增油,水相溶解气的占比可达40%50%,其溶解作用对气体控水增油的影响不容忽视;N2气体微溶于水相和油相,其控水和增油的机理分别依靠于自由气的增能和置换作用。混合气控水增油的机理是CO2和N2的综合效应,在优化混合气配比和注入方式的基础上,可充分发挥CO2的溶解、降粘、膨胀作用和N2的增能、置换作用改善注气控水增油的效果。对于中高渗储层可采用纯CO2或CO2:N2=9:1的混合气实现控水增油,而对于已脱气的低渗透储层则可采用纯N2或CO2:N2=1:1的混合气实现控水增油。三维水平井组控水增油物理模拟实验结果表明,在明确单井CO2、N2、混合气等控水增油机理的基础上,注入气体在井间还可产生协同效应,即揭示了水平井组协同注气（HSGI）和水平井组注混合气（HMGI）控水增油的相关机理,通过合理注气类型、注气模式和注入量分配方式的选择,向油藏中注入气体,依靠重力作用、边底水驱、次生辅助气驱等多重作用驱替和置换原油,实现井间剩余油的合理有效动用。数值模拟结果表明,注气量及其分配方式、注气时机、井组距边底水距离、井距等为注气控水增油的主控因素。在此基础上进一步给出了井组注气控水增油技术的储层适用界限,即井组协同注气技术适用于中高渗、高倾角、薄差层等油藏,而井组注混合气技术可适用于中高渗和低渗透油藏,且在低渗透油藏控水增油方面更具优势。针对裂缝性油藏,揭示了水平井组化学复合注气（HCAGI）控水增油的相关机理及适用界限。即先采用泡沫、凝胶等化学剂对裂缝等优势通道进行封堵,延缓边底水的突进,再后续注入气体,扩大注入气的波及体积。根据优势通道级别可选择泡沫复合注气（HFAGI）和凝胶复合注气（HGAGI）,分别适用于渗透率突进系数小于等于30的裂缝性油藏和突进系数大于30的裂缝性油藏。
二、影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究（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、影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究（论文提纲范文）
（1）S油田F区块底水稠油油藏水侵规律与应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 现代产量递减分析方法 |
| 1.2.2 水侵规律研究 |
| 1.2.3 稠油热采技术研究 |
| 1.3 论文主要研究内容 |
| 1.3.1 油田特征及开发现状 |
| 1.3.2 水侵规律研究 |
| 1.3.3 油藏开发调整数值模拟研究 |
| 1.4 技术路线 |
| 2 F区块地质特征与物性特征 |
| 2.1 S油田地质概况 |
| 2.1.1 地层对比 |
| 2.1.2 沉积环境 |
| 2.2 S油田物性特征 |
| 2.2.1 油藏压力和温度系统 |
| 2.2.2 流体性质 |
| 2.2.3 岩石物性分析 |
| 2.3 油藏动态分析 |
| 2.3.1 生产动态分析 |
| 2.3.2 产量递减分析 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 水侵规律理论研究 |
| 3.1 套管外窜流模型 |
| 3.1.1 套管外窜流物理模型 |
| 3.1.2 套管外窜流数学模型 |
| 3.1.3 曲线分析 |
| 3.2 底水油藏临界产量的计算 |
| 3.2.1 临界产量的理论计算 |
| 3.2.2 实例分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 水侵规律研究及分析 |
| 4.1 区块水侵方向分析 |
| 4.2 单井产水特征分析 |
| 4.2.1 Chan产水特征图版 |
| 4.2.2 实例分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 5 F区块数值模拟与开发调整方案设计 |
| 5.1 油藏数值模拟模型的建立 |
| 5.2 套管外窜流机理数值模拟研究 |
| 5.3 油田生产动态历史拟合 |
| 5.3.1 储量拟合 |
| 5.3.2 油田生产历史拟合 |
| 5.4 剩余油分布特征 |
| 5.4.1 剩余油垂直分布规律 |
| 5.4.2 剩余油水平分布规律 |
| 5.5 开发调整方案预测 |
| 5.5.1 产液速度优化 |
| 5.5.2 修井与层间调整 |
| 5.5.3 添加新井 |
| 5.5.4 水侵治理方案研究 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 结论和认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（2）LJB油田香1、香2块开发调整试验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 油藏构造概述 |
| 1.1 香东背斜断裂带构造特征简述 |
| 1.2 香1、香2块构造特征 |
| 1.2.1 断裂系统 |
| 1.2.2 构造形态 |
| 1.3 储层特征及非均质性研究 |
| 1.3.1 孔隙结构对注水开发的影响 |
| 1.3.2 储层砂体发育特征及非均质性 |
| 1.3.3 储层综合评价 |
| 第二章 开发效果分析 |
| 2.1 开发历程及开发现状 |
| 2.1.1 香1块开发历程 |
| 2.1.2 香2块开发历程 |
| 2.1.3 香1和香2块开发现状 |
| 2.2 开发特点及规律 |
| 2.2.1 香1块开发效果分析 |
| 2.2.2 香2块开发效果分析 |
| 2.2.3 香1、香2块生产效果对比分析 |
| 2.3 开发效果综合评价 |
| 第三章 油层水淹特征研究 |
| 3.1 水侵研究 |
| 3.1.1 判别出水井 |
| 3.1.2 出水原因分析 |
| 3.1.3 香2块水侵形态及规律 |
| 3.2 剩余油分布形态和油藏的潜力方向 |
| 第四章 开发调整试验及效果评价 |
| 4.1 香1块开发调整试验及效果评价 |
| 4.2 香2块开发调整试验及效果评价 |
| 4.2.1 井区加密井实施效果 |
| 4.2.2 边部水平井实施效果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介 |
| 致谢 |
（3）强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 三维水驱物理模拟实验设计 |
| 1.1 实验装置设计 |
| 1.2 实验方案设计 |
| 1.3 实验表征方法 |
| 2 实验结果及讨论 |
| 2.1 原油黏度的影响 |
| 2.2 夹层分布的影响 |
| 3 结论 |
（4）强底水普通稠油油藏水驱波及规律及开发对策研究（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 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 第2章 强底水普通稠油油藏动态特征与驱替模式分析 |
| 2.1 强底水普通稠油油藏生产特征分析 |
| 2.1.1 单井含水上升模式划分 |
| 2.1.2 不同含水阶段产油贡献量分析 |
| 2.1.3 水驱特征曲线可采储量初步预测 |
| 2.2 含水上升模式的主控因素分析 |
| 2.2.1 粘度的影响 |
| 2.2.2 夹层的影响 |
| 2.2.3 避水高度和水体厚比的影响 |
| 2.2.4 灰色关联法多因素耦合分析 |
| 2.3 驱替模式划分及其对波及规律影响分析 |
| 2.3.1 单井水驱模式划分 |
| 2.3.2 单井含水上升模式与驱替模式 |
| 2.3.3 驱替模式与波及规律 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 强底水水平井水驱波及三维物理模拟实验 |
| 3.1 强底水水平井水驱波及三维实验设计 |
| 3.1.1 实验装置 |
| 3.1.2 相似准则 |
| 3.1.3 实验方案与流程 |
| 3.1.4 水脊形态表征 |
| 3.1.5 波及系数表征 |
| 3.2 粘度对波及规律的影响 |
| 3.2.1 稠油和稀油水脊形态对比分析 |
| 3.2.2 稠油和稀油波及规律定量表征 |
| 3.2.3 小结 |
| 3.3 夹层对波及规律的影响 |
| 3.3.1 不同范围夹层水脊形态对比分析 |
| 3.3.2 不同范围夹层波及规律定量表征 |
| 3.3.3 小结 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 强底水油藏波及规律的数值模拟研究 |
| 4.1 模型建立 |
| 4.1.1 不同粘度方案参数值设置 |
| 4.1.2 不同范围夹层参数值设置 |
| 4.1.3 水平井沿程非均质性参数值设置 |
| 4.1.4 不同垂向与水平渗透率比值方案 |
| 4.2 水平井沿井筒方向波及规律 |
| 4.2.1 粘度的影响 |
| 4.2.2 夹层的影响 |
| 4.2.3 沿程非均质性的影响 |
| 4.3 水平井垂直井筒波及规律 |
| 4.3.1 不同粘度波及扩展规律 |
| 4.3.2 内波及与外波及表征 |
| 4.3.3 波及规律与含水率变化 |
| 4.4 水平井体积波及规律 |
| 4.4.1 体积波及形态表征 |
| 4.4.2 垂向与水平渗透率比的影响 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 强底水普通稠油油藏开发对策调整 |
| 5.1 剩余油分布与挖潜 |
| 5.1.1 剩余油主控因素 |
| 5.1.2 剩余油分布模式 |
| 5.2 体积波及与井网井距优化 |
| 5.2.1 波及规律与合理井距 |
| 5.2.2 井网加密调整 |
| 5.3 水平井治理建议 |
| 5.3.1 机械卡水 |
| 5.3.2 泡沫压水锥 |
| 5.3.3 分段完井 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（5）BW底水稠油油藏水驱调整研究（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 稠油油藏水驱开发研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐研究现状 |
| 1.2.3 水侵规律研究现状 |
| 1.2.4 剩余油影响因素研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 BW区块地质研究 |
| 2.1 油藏地理位置 |
| 2.2 地层层序 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.4 储层特征 |
| 2.4.1 沉积相 |
| 2.4.2 储层非均质性 |
| 2.5 流体性质与油水界面分析 |
| 2.5.1 流体性质 |
| 2.5.2 油藏温压系统 |
| 2.5.3 油水界面 |
| 2.5.4 油藏类型与特征 |
| 2.6 区块地质储量 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 油藏开发特征研究 |
| 3.1 开发简况 |
| 3.2 生产动态特征 |
| 3.3 含水率分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 BW区块剩余油分布研究 |
| 4.1 数值模拟器的选择 |
| 4.2 油藏数值模型的建立 |
| 4.3 生产历史拟合 |
| 4.3.1 储量拟合 |
| 4.3.2 生产历史拟合 |
| 4.4 剩余油分布规律 |
| 4.4.1 垂向剩余储量分布 |
| 4.4.2 平面剩余储量分布 |
| 4.4.3 剩余油分布影响因素研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 油藏水淹规律及影响因素研究 |
| 5.1 油水分布规律 |
| 5.2 水侵影响因素研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 开发调整研究 |
| 6.1 开发调整对策研究 |
| 6.1.1 开发调整措施研究 |
| 6.1.2 开发调整方案设计 |
| 6.2 基础方案 |
| 6.3 层位调整方案 |
| 6.4 补充加密调整井开发的效果研究 |
| 6.5 蒸汽吞吐研究 |
| 6.5.1 地质参数和流体性质参数影响规律分析 |
| 6.5.2 蒸汽吞吐注汽参数研究 |
| 6.5.3 蒸汽吞吐开发的效果研究 |
| 6.6 方案对比 |
| 6.7 本章小结 |
| 第7章 结论及建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（6）油水界面隔板体系的制备及性能评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 底水油藏现状 |
| 1.1.2 底水锥进产生机理 |
| 1.1.3 人工隔板的制备要求 |
| 1.2 国内外关于底水锥进的研究进展 |
| 1.3 国内外关于底水锥进控制技术的研究进展 |
| 1.3.1 物理技术 |
| 1.3.2 化学技术 |
| 1.4 国内外关于人工隔板的研究现状与进展 |
| 1.5 研究目的及意义 |
| 1.6 研究内容 |
| 第2章 稠油乳状液体系的制备 |
| 2.1 实验药品与仪器 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 模拟地层水的配置 |
| 2.2.2 乳状液转相点的测定 |
| 2.2.3 乳化剂的筛选 |
| 2.2.4 乳状液耐温性的测定 |
| 2.2.5 添加剂N对乳状液体系的影响 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 稠油乳状液的转相点 |
| 2.3.2 乳化剂的筛选 |
| 2.3.3 稠油乳状液的耐温性 |
| 2.3.4 添加剂N对乳状液性能的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 SDE隔板体系的制备及性能评价 |
| 3.1 实验药品与仪器 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 SDE的性能测定方法 |
| 3.2.2 SDE在油水界面稳定性的测定实验 |
| 3.2.3 观察法评价改性剂及添加剂效果实验 |
| 3.2.4 SDE隔板体系铺展性评价 |
| 3.2.5 SDE体系微观结构分析 |
| 3.2.6 SDE隔板体系的耐温耐盐实验 |
| 3.2.7 SDE隔板体系的粘弹性评价 |
| 3.2.8 SDE隔板体系突破压力动态评价 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 SDE的基本性能 |
| 3.3.2 SDE在油水界面的稳定性评价 |
| 3.3.3 SDE性能优化实验 |
| 3.3.4 SDE隔板体系的铺展性评价 |
| 3.3.5 SDE隔板体系的耐盐性评价 |
| 3.3.6 SDE隔板体系的耐温性评价 |
| 3.3.7 SDE隔板体系的黏弹性评价 |
| 3.3.8 SDE隔板体系突破压力动态评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 环氧树脂隔板体系的制备及性能评价 |
| 4.1 实验药品与仪器 |
| 4.1.1 环氧树脂隔板体系的性能测定方法 |
| 4.1.2 环氧树脂隔板体系油水界面性质评价 |
| 4.1.3 环氧树脂隔板体系固化时间评价 |
| 4.1.4 环氧树脂隔板体系固化强度研究 |
| 4.1.5 环氧树脂隔板体系突破压力动态评价 |
| 4.1.6 环氧树脂隔板体系高温老化评价 |
| 4.1.7 环氧树脂隔板体系固化反应黏温变化规律 |
| 4.2 结果与讨论 |
| 4.2.1 环氧树脂隔板体系的基本性能 |
| 4.2.2 环氧树脂隔板体系油水界面性质评价 |
| 4.2.3 环氧树脂隔板体系固化时间评价 |
| 4.2.4 环氧树脂隔板体系固化强度 |
| 4.2.5 环氧树脂隔板体系突破压力动态评价 |
| 4.2.6 环氧树脂隔板体系的高温老化 |
| 4.2.7 环氧树脂隔板体系固化反应黏温变化规律 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）强底水油藏高含水期开发调整数值模拟研究 ——以Bamboo West油田为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 强底水油藏底水上升规律研究现状 |
| 1.2.2 强底水油藏剩余油分布规律研究现状 |
| 1.2.3 强底水油藏高含水期稳油控水开发技术现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 本文研究技术路线 |
| 第2章 Bamboo West油田地质特征及生产动态 |
| 2.1 Bamboo West油田地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 油藏流体性质 |
| 2.1.4 特殊岩心分析 |
| 2.2 直井、水平井及高含水井生产动态分析 |
| 2.2.1 直井生产特征分析 |
| 2.2.2 水平井生产特征分析 |
| 2.2.3 油井高含水原因分析 |
| 2.2.4 开发面临的问题及开发调整方向 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 Bamboo West油田数值模拟研究 |
| 3.1 油藏数值模型建立 |
| 3.1.1 压力和温度数据 |
| 3.1.2 流体物性参数 |
| 3.1.3 储层物性参数 |
| 3.2 生产历史拟合 |
| 3.2.1 储量拟合结果 |
| 3.2.2 工区拟合结果 |
| 3.2.3 单井拟合结果 |
| 3.3 底水油藏水侵影响因素研究 |
| 3.3.1 直井水侵影响因素分析 |
| 3.3.2 水平井水侵影响因素分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 剩余油分布规律及开发调整方案设计 |
| 4.1 剩余油分布规律研究 |
| 4.1.1 剩余储量分布 |
| 4.1.2 剩余油分布规律 |
| 4.1.3 剩余油分布模式研究 |
| 4.2 开发调整方案设计及效果预测研究 |
| 4.2.1 稳油控水实例分析 |
| 4.2.2 目前开发条件下的开发效果预测 |
| 4.2.3 调整射孔层位的效果预测 |
| 4.2.4 加密直井的效果预测 |
| 4.2.5 水平井的效果预测 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）L2正韵律次生底水油藏水平井调整技术政策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 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 开发效果评价研究现状 |
| 1.2.2 次生底水油藏研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 油藏地质特征 |
| 2.1 油藏地质特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 储层特征 |
| 2.1.3 流体性质 |
| 2.1.4 温度与压力系统 |
| 2.1.5 油水关系与油藏类型 |
| 2.2 开发状况 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 油藏开发指标计算与评价 |
| 3.1 含水率变化规律 |
| 3.1.1 含水率与采出程度 |
| 3.1.2 含水上升率 |
| 3.1.3 水侵量计算 |
| 3.1.4 存水率变化规律 |
| 3.2 产量递减分析 |
| 3.2.1 区块产量递减分析 |
| 3.2.2 直井产量分析 |
| 3.2.3 水平井产量分析 |
| 3.3 能量状况评价 |
| 3.4 井网适应性分析 |
| 3.5 采收率与可采储量预测 |
| 3.5.1 经验公式预测法 |
| 3.5.2 水驱特征曲线预测法 |
| 3.5.3 童氏图版预测法 |
| 3.5.4 地质综合评价法 |
| 3.5.5 采收率预测结果综合对比 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 L2 油藏水侵特征研究 |
| 4.1 水侵规律数值模拟研究 |
| 4.1.1 基础模型的建立 |
| 4.1.2 水侵规律 |
| 4.1.3 水体大小 |
| 4.2 水平井开发出水原因及特点 |
| 4.2.1 水平井出水原因 |
| 4.2.2 水平井出水类型 |
| 4.2.3 水平井出水特点 |
| 4.3 水平井见水规律理论研究 |
| 4.3.1 临界产量研究 |
| 4.3.2 边底水见水时间 |
| 4.4 水平井见水规律数值模拟研究 |
| 4.4.1 基础模型的建立 |
| 4.4.2 水侵规律及影响因素研究 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 水平井调整技术政策研究 |
| 5.1 多分支鱼骨刺水平井研究 |
| 5.2 排水采油技术 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）氮气/二氧化碳/复合气吞吐控抑边底水技术实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏控水技术研究及应用 |
| 1.2.2 CO_2吞吐技术研究及应用 |
| 1.2.3 N_2吞吐技术研究及应用 |
| 1.2.4 沥青质沉积可能性及预测方法研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注气吞吐控水增油效果评价及优选 |
| 2.1 实验材料与仪器 |
| 2.2 实验方案及步骤 |
| 2.3 CO_2/N_2/N_2泡沫吞吐效果分析 |
| 2.3.1 CO_2吞吐控水增油效果及驱油动态 |
| 2.3.2 N_2吞吐控水增油效果及驱油动态 |
| 2.3.3 N_2泡沫吞吐控水增油效果及驱油动态 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 注气吞吐控水增油机理分析及注入参数优化 |
| 3.1 实验材料与仪器 |
| 3.2 实验方案及步骤 |
| 3.3 CO_2/N_2/复合气吞吐控水增油效果及机理分析 |
| 3.3.1 注入比例和注入次序对注气吞吐控水增油效果的影响 |
| 3.3.2 注气吞吐控水增油机理分析 |
| 3.4 注气吞吐控水技术油藏特征适应性和注入参数优化 |
| 3.4.1 适应性分析 |
| 3.4.2 注入参数优化 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 注气吞吐引起原油沥青质沉积的可能性分析 |
| 4.1 实验材料与仪器 |
| 4.2 实验方案及步骤 |
| 4.3 不同注气量对应的原油组分 |
| 4.4 注气量对沥青质沉积压力的影响 |
| 4.5 注气比例对沥青质沉积压力的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 致谢 |
（10）边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 边底水油藏见水规律及影响因素研究进展 |
| 1.2.2 边底水油藏控水增油技术应用现状 |
| 1.2.3 边底水油藏注气控水增油技术应用进展 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 第2章 注入气体与地层流体高压物性研究 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验仪器与设备 |
| 2.1.2 样品准备 |
| 2.1.3 实验流程 |
| 2.2 地层油的高压物性分析 |
| 2.2.1 中高渗油藏地层油的高压物性 |
| 2.2.2 低渗透油藏地层油的高压物性 |
| 2.3 注入气体对地层油高压物性的影响 |
| 2.3.1 气体对地层油饱和压力的影响 |
| 2.3.2 气体对地层油体积系数的影响 |
| 2.3.3 气体对地层油粘度的影响 |
| 2.4 注入气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.4.1 气体在地层油中的溶解规律 |
| 2.4.2 气体在地层水中的溶解规律 |
| 2.4.3 气体在油水混合物中的溶解规律 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 注气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1 CO_2/N_2控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.1.1 实验部分 |
| 3.1.2 中高渗储层CO_2/N_2控水增油效果及相关机理 |
| 3.1.3 中高渗储层CO_2控水增油技术适应性 |
| 3.1.4 低渗透储层CO_2/N_2控水增油效果及技术适应性 |
| 3.2 混合气控水增油机理及技术适应性研究 |
| 3.2.1 实验部分 |
| 3.2.2 中高渗储层混合气控水增油效果及相关机理 |
| 3.2.3 中高渗储层混合气控水增油段塞组合方式优化 |
| 3.2.4 低渗透储层混合气控水增油技术可行性分析 |
| 3.3 化学复合注气控水增油技术适应性研究 |
| 3.3.1 实验部分 |
| 3.3.2 泡沫复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.3.3 凝胶复合注气控水增油效果及技术适应性 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 水平井组协同/复合注气控水增油技术研究 |
| 4.1 三维耐压模型及实验系统建立 |
| 4.1.1 边底水模型相似准数分析 |
| 4.1.2 三维边底水耐压模型制作 |
| 4.1.3 井组注气控水增油实验方法建立 |
| 4.2 水平井组协同注气控水增油技术研究 |
| 4.2.1 井组CO_2协同注气控水增油效果分析 |
| 4.2.2 井组CO_2协同注气的注气模式优化 |
| 4.2.3 井组注CO_2+N_2混合气控水增油效果分析 |
| 4.3 水平井组化学复合注气控水增油技术研究 |
| 4.3.1 井组泡沫复合注气控水增油效果分析 |
| 4.3.2 井组凝胶复合注气控水增油效果分析 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 边底水断块油藏注气控水增油主控因素及适用界限研究 |
| 5.1 水平井组协同注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.1.1 典型模型建立及流体相态拟合 |
| 5.1.2 井组协同注气开发因素分析 |
| 5.1.3 井组协同注气地质及流体因素分析 |
| 5.1.4 井组协同注气主控因素分析 |
| 5.2 水平井组注混合气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.2.1 混合气配比对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.2 气体注入方式对井组控水增油效果的影响 |
| 5.2.3 储层渗透率对复合气控水增油效果的影响 |
| 5.3 水平井组化学复合注气控水增油技术主控因素分析 |
| 5.3.1 中高渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术适用界限 |
| 5.3.2 低渗-裂缝性油藏化学复合注气控水增油技术可行性分析 |
| 5.4 边底水断块油藏注气控水增油技术适用界限 |
| 5.5 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 |
四、影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究（论文参考文献）
- [1]S油田F区块底水稠油油藏水侵规律与应用研究[D]. 刘攀. 中国地质大学(北京), 2021
- [2]LJB油田香1、香2块开发调整试验研究[D]. 姚立春. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验[J]. 杜旭林,戴宗,辛晶,李海龙,曹仁义,罗东红. 岩性油气藏, 2020(02)
- [4]强底水普通稠油油藏水驱波及规律及开发对策研究[D]. 辛晶. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [5]BW底水稠油油藏水驱调整研究[D]. 范庆振. 西南石油大学, 2019(06)
- [6]油水界面隔板体系的制备及性能评价[D]. 施云筱. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [7]强底水油藏高含水期开发调整数值模拟研究 ——以Bamboo West油田为例[D]. 汤晨阳. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]L2正韵律次生底水油藏水平井调整技术政策研究[D]. 彭红涛. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [9]氮气/二氧化碳/复合气吞吐控抑边底水技术实验研究[D]. 王鹏. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [10]边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究[D]. 郝宏达. 中国石油大学(北京), 2018