一、高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析（论文文献综述）
郑果[1]（2019）在《水驱气藏水体活跃程度影响因素及评价方法研究》文中提出如今全球都在努力推进高效、清洁、多元化能源转型,中国的能源结构也在不断改善之中,天然气资源在能源转型过程中将发挥重大作用。目前,我国的天然气资源中大多数气藏都属于不同程度的水驱气藏。由于水驱气藏周围有水体相连且两者存在良好的连通关系,当压力波传播到水体后地层水便开始侵入气藏。水侵会严重影响气藏的开发和生产,降低气井的产量以及气藏的采收率。水驱气藏的开发不仅涉及地质与气藏工程,同时与排水采气工艺、地层水回注工程等环节密切相关,其核心是能否正确评价水驱气藏水体能量及水体活跃性,针对性制定相应措施,提高水驱气藏开发效益。综上本文的研究工作就围绕水驱气藏的水体活跃程度展开。本文在调研大量文献的基础上主要完成的工作如下:（1）从水驱气藏的水侵机理入手,研究水侵的宏观、微观机理以及水侵的主要模式,分析水驱气藏水侵机理、水侵模式与气藏水体活跃程度之间的联系,明确影响水驱气藏水体活跃程度最关键的两个因素为气藏周围水体能量的大小以及气藏和水体之间渗流通道的好坏,为后续模型建立以及指标计算奠定基础。（2）以不同非均质性单井控制渗流区域为主要研究对象,分别建立均质边水气藏与非均质边水气藏渗流模型。通过编程计算明确不同非均质性渗流区域水体活跃程度影响因素及各因素影响程度,丰富对水驱气藏水侵规律和水侵动态的认识,从中得到以下结论:似均质边水气藏水体活跃程度关键影响参数为储层渗透率与水体倍数,其中渗透率起到决定性作用;而含有高渗带的非均质边水气藏水体活跃程度关键影响参数为非均质高渗带的渗透率极差、高渗带宽度及水体倍数。以气井最终采收率为目标,分析影响该目标的关键参数渗透率极差与水体倍数对其的影响,形成气藏水体活跃程度影响因素图版,用于关键参数影响分析。以S石炭系气藏气井进行实例,验证气藏水体活跃程度影响因素图版正确性。（3）为针对不同水体活跃程度的水侵气藏制定合理的开发对策,整理总结可用于评价水驱气藏及气井控制范围内水体活跃程度的评价方法和评价指标。以单井为研究对象评价S石炭系气藏出水气井控制范围内的水体活跃程度,并分析各水体活跃程度评价方法及指标的适用性。（4）为了进一步增加气藏水体活跃程度判别精确度,引入判别分析方法,综合六个生产类水体活跃程度评价指标并以101 口出水气井的生产数据为基础建立水体活跃程度定量评价模型并形成水体活跃程度判别图版。利用回代估计法对所建模型进行验证,在101 口参与建模的样本井中仅出现两例误判,模型准确率达98%。该方法较传统评价水驱气藏水体活跃程度方法所需计算的数据更为易得、计算的方法也更为简单,并且较单一动态指标来说此方法评价精度更高,因此对于生产数据实时更新的矿场来说更为实用。通过以上工作,形成一套水驱气藏水体活跃程度评价及水侵特征规律的研究方法,对水驱气藏的合理高效开发具有一定的指导意义。
舒赢,周平,崔恒远,王旭[2]（2018）在《川东高峰场气田石炭系储层评价及分布特征》文中研究说明以钻井、岩心及薄片分析为基础,通过储层储集空间及物性分析评价川东高峰场气田石炭系储层,并研究其分布特征。结果表明,高峰场石炭系储层储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔及晶间孔,属于中-低孔低渗储层。气藏以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,孔隙为最主要的储集空间,裂缝的发育改善了储层的渗透性,裂缝是天然气渗流的主要通道。储层主要分布在黄龙组二段,气井中储层最厚的是位于构造高点的峰6井,而翼部峰8井最薄,其他各井厚度变化在1624m之间。
王星宇[3]（2017）在《川东A区块石炭系气藏开发效果评价》文中研究指明气藏开发效果评价是提高气田管理水平、发现开发过程中存在问题并实现气藏高效合理开发的重要手段,是提高气藏采收率一种极为有效的方法。川东A区块石炭系气藏目前地层有效驱动能量趋于衰竭,2010年实施增压开采后产量仍然持续递减,地层水对气井生产的影响逐渐显现。为此本文采用气藏动态分析和数值模拟相结合的研究思路,系统地评价研究了构造、储层、储量、渗流特征等,并提出了下步开发措施建议。主要得到以下结论和认识:（1）总结了 A区块石炭系气藏目前开发存在的主要问题:各生产井水气比逐渐上升,部分井带液困难;个别高产气井超配产现象较严重,水侵区储量的动用难度大,产能规模已达不到调整方案的规模要求。（2）经气藏动态储量计算和数值模拟拟合证实:该气藏SPC、PJP高点复核动态储量243.62×108m3,剩余动态储量55.60×108m3;XM高点YD001-1井区水驱物质平衡法动态储量3.49×108m3,剩余动态储量1.68×108m3。（3）数值模拟表明:S31、32号断层断开完全,封闭性好,有效阻隔边水入侵;S33号断层在TD90井至TD88井延线东翼未完全断开,为断层东面边水进入气藏提供了通道。剩余气主要分布在TD86-26井区以及TD30、030-1井区。（4）气藏压降剖面分析表明:TD90井区压力（32.23MPa）较高,TD31至92井区地层压力最低,约7.5MPa左右,TD90井区（水区）与北区压差高达20.45MPa左右,水侵风险大。（5）气井压力恢复解释曲线特征分析表明:各气井表皮系数均小于零,均为完善井;中区渗透性好,北段渗透性变差,南段渗透性最差;TD30、88、96井双对数曲线后期上翘,初步推断这3口气井外围可能存在边水推进。（6）气藏连通性评价表明:SPC、PJP为同一压力系统,各井普遍连通;XM高点与SPC主体不连通,TD94井与SPC高点不连通,新完钻TD090-1井与TD90井水体连通,YD001-H2井与YD001-1井间连通。（7）气藏开发效果分析表明:气藏主体区井网分布合理,计算目前气藏各井无阻流量合计为375.93×104m3/d,建议气藏合理配产规模为125.6×104m3/d。（8）提出了川东A区块石炭系气藏开发措施:适当调整各井配产,降低递减速度;TD84、29、82和TD91井建议更换油管,TD030-1井将油套合采改为油管生产,YD001-H2井和TD81实施气举排水工艺复产,提高TD90井区排水规模至300m3/d,密切监测地层水活动情况。本文研究成果正逐步实施,并取得了良好的效果,为A区块石炭系气藏的高效开发和提高最终采收率提供了重要的理论依据,对同类气藏的开发具有借鉴意义。
唐雯[4]（2016）在《GF石炭系气藏生产动态特征及水侵影响研究》文中研究指明目前,我国投入开采的气藏中水驱气藏约占65%,由于气藏气井受到水侵的影响,使动态储量、气藏产能急剧减小,直接影响到气藏的开发状况。本文以GF石炭系气藏为研究对象,对气藏气井水侵特征、早期水侵识别、水侵量计算、对开发影响作了研究。开展水侵问题综合治理,及时调整气藏开发方案,延长无水采气和稳定采气时间,最终提高气藏最终采收率,是我们研究的意义所在。论文首先介绍了气藏勘探开发现状和分析生产动态特征,得到了气井间连通性,目前气井产能情况,储量动用情况,得到气藏产水特征。然后采用理论与实例分析相结合的形式,以水驱气藏的渗流机理和水封机理为出发点,分析了影响水驱气藏水侵的因素。利用传统视地层压力、视地质储量、生产动态分析法对GF石炭系气藏水侵识别进行了实际研判。其次对产水井分布和生产特征进行梳理,采用生产指示曲线法、视地质储量法、优化方法三种不同的方法对气藏水侵量进行定量计算,并对三种方法进行对比分析。通过水驱替换系数和水驱曲线法对水体的活跃度进行判断。通过对动态储量及产能两个方面的影响研究,阐明了气藏水侵对开发的影响。最后,通过数值模拟对排水方案进行优选,并对目前单井排水措施进行了效果分析。通过本文的研究主要取得了以下认识：（1）峰①号断层上盘石炭系气藏各井是连通的,南、北区块的连通程度有差异,南区连通性比北区差。（2）GF石炭系气藏水侵特征为两端边水侵入,中区局部边水侵入。北端受到水侵影响大,南端影响甚微。（3）采用生产指示曲线法、视地质储量法、优化方法三种不同的方法对气藏水侵量和水侵替换系数进行计算,GF石炭系气藏的水侵量达到1000×104m3,认为GF石炭系气藏目前是属于活跃水驱气藏。（4）气藏北区比南区剩余储量大,尤其是出水井F7井开采程度仅23.9%；另外南区出水井F3和F8井储量动用程度较低。（5）水侵导致出水井储量动用程度减少约20%～39%,气井见水的时间决定着气井储量动用程度的减少量,它们之间有着密切的关系。（6）对于出水气井,单一排液复活工艺已不能满足现场应用,应采取多措并举的方式。在气藏北区南区三口井共同实施排水的治水措施,预计多采气近0.97×108m3,可提高采收率1.54%。
徐海棠,余果,陈艳茹,潘瑞,徐凌[5]（2016）在《勘探开发一体化产能建设项目评价指标体系研究》文中进行了进一步梳理从分公司近几年产能建设实际和分公司发展来看,勘探开发一体化是分公司未来产能建设的必然趋势,而配套的评价指标体系尚不完善。根据股份公司下发的《天然气开发管理纲要》和分公司指标考核等需求,本次研究从勘探、开发、经济三方面,构建了一套气藏勘探开发效果评价体系,能够客观、科学、定量地评价气藏的勘探开发效果。本次研究成果一是完善了分公司评价体系,是《天然气开发管理纲要》的重要补充;二是即可用于常规评价工作也可以用于后评价工作,为较好评价勘探开发一体化产能建设项目提供理论依据,具有较大的社会和经济价值。
许振涛[6]（2016）在《X水驱气藏合理采气速度研究》文中进行了进一步梳理水驱气藏储量在我国已投入开发气藏储量中占一半以上,大多数非均质性强、水体能量大及采气速度高的水驱气藏开发过程中均存在不同程度的水侵,严重制约气藏的开采效果。因此必须对水体运动规律进行研究,综合考虑各种因素的影响,确定合理的采气速度,防止气藏过早水淹,以保证水驱气藏合理高效的开发。海上X水驱气藏各井区采气速度合理界限认识不清,影响因素不明确,对采收率影响效果认识不清晰。为此,本文针对目标气田地质特征,开展了国内外类似气藏采气速度及开发效果调研,采用气藏工程法和数值模拟法,对目标气田水体运动规律、单井配产极限等影响采收率的主要因素及合理采气速度进行了研究,取得了如下成果：（1）对国内外类似水驱气藏的调研结果表明：类似气藏平均采气速度为5%～6%左右,采收率为60%～75%左右；在生产初期,应合理控制采气速度,见水后,应及时调整采气速度,使气井保持“三稳定”生产。（2）运用出水特征分类方法,分析了目标气田产水气井出水类型。通过对地质及生产状况进行分析,认为CHX1井区水侵方向为气层下部底水水侵,CHX3井区水侵方向为南、北两翼边水水侵。采用多种方法对目标气田水侵强度进行了分析,认为目标气田为中强弹性水驱。采用非稳态水侵模型计算出X气藏CHX1井区目前水侵量为70.93×104m3,CHX3井区水侵量为198.22×104m3。（3）对目标气田进行气井目前无阻流量、气井临界携液流量及气井临界产量计算后,分析发现：各井目前配产比例为无阻流量的10%～30%,均较为合理；A10井产量与临界携液流量相接近,井底可能有积液,其余井产量均高于临界携液流量；各井区产气量高于临界产量的气井,均已产水；产气量低于临界产量的气井,目前生产稳定。（4）对目标气田进行剖面模型机理分析认为：采气速度越大,模型采收率越低；底水模型中气井避水高度越高,气井采收率越高；边水模型打开程度越高,采收率越高。（5）建立目标气田数值模拟模型,并进行历史拟合,在气藏合理配产界限基础上制定多套方案,对比预测指标,结合类似气藏调研成果,确定CHX1井区合理采气速度为2%,CHX3井区合理采气速度应调整为4%。
凡元芳[7]（2016）在《鄂西渝东区关键构造期构造作用与海相油气成藏作用响应关系研究》文中进行了进一步梳理论文基于构造动力学、流体动力学、油气地球化学以及成藏动力学等的原理和方法,对鄂西渝东区不同时期构造应力场特征、时空展布规律、燕山-喜山期区内构造形变机制、断裂性质和展布情况、关键构造期流体动力场和能量场的特征以及断层活动与流体活动之间的响应匹配关系、圈闭的纵横向展布特征及不同时期构造动力学演化与圈闭的形成及发展、天然气运聚的流体动力学、天然气保存的流体地球化学、成藏模式探讨等方面进行研究。研究从野外地质调查、主干（辅助）地震测线分析等方面,对研究区的构造边界进行了重新的厘定,划分了主干断裂体系,并对构造层进行了系统的分类和描述,提出了大构造层和相关的亚构造层划分方案。对区内的构造样式进行了系统的划分和讨论,从平面和剖面的典型特征入手,全面阐明了鄂西渝东区主要局部构造的空间展布和类型归属。通过对区内白垩系与下伏地层的接触关系、构造年代学等资料,将燕山早期的构造运动主幕界定在晚侏罗到早白垩世间,它使侏罗系及其以前的地层全部卷入褶皱,并使后期的上白垩统高角度不整合在侏罗系及其以前地层上。研究还同时对燕山早期的构造格架进行了研究,通过地质分析的相关手段对该时期应力场的方向和大小进行了从定性到半定量的研究,建立了一个包括6319个单元和8888个节点的三维应力场模拟模型,认为燕山早期的构造模式为陆内造山分层挤压滑脱模式。侏罗纪末燕山早期构造运动在鄂西渝东区褶皱造山后,从压性环境转变为张性环境,逐渐在工区形成张性构造。研究进一步确定了燕山晚期的构造期次、构造格架和正断层发育的范围,燕山晚期主张应力的主体受南东方向伸展作用的影响,研究区南东部张应力较大,而北西部相对较小,但受断层重新活动的影响,张应力的变化与空间位置和断层产状等有明显的关系,认为燕山晚期的构造模式为后造山壳幔调整伸展模式。论文研究了从燕山早期以来的流体动力场的强度和流体能量场,总结了流体压力（即压强）的空间分布和流体势场的空间变化,并进一步对不同时期天然气的运移趋势进行了表达,为天然气的运聚研究打下了基础。论文还对古流体活动与断层的关系进行了研究。断层的流体包裹体数据表明,自侏罗开始,随着燕山早期挤压作用的逐渐加强,褶皱和断裂开始形成,流体在该时期至少有三次充注作用：J1z沉积时期、Jzs沉积时期和J3末沉积时期,三次充注中均有烃类参与。进入燕山晚期张性作用阶段,正断层及张裂缝在区内开始发育,伴随的是新一轮流体的充注和重新分布。在燕山晚期,同样至少存在三次流体的充注作用,分别发生在K.中晚期、K2早期和K2末期,其中烃类流体伴生在三次充注过程中。在鄂西渝东复杂的成烃和排烃史及烃类运移过程中,断层始终是流体和烃类的运移和充注通道,不管是逆断层,还是正断层。这一点反过来看,烃类在断层中的多次运移,既表明了反复成藏的过程,又显示了油气藏的多次破坏过程。侏罗纪开始的燕山早期挤压作用,使侏罗系地层开始褶皱化,同时也开始破坏古圈闭,使古圈闭中的烃类通过断层向其时形成的圈闭中重新分配聚集。而随着断层的加剧,又可能使聚集不久的烃类再次逸散。燕山晚期的张性活动的主要结果是导致本已聚集成藏的烃类再次重新分配和逸散,对本区油气聚集带产生严重的负面影响,好在强烈的正断层作用主要发生在齐岳山及其以东地区,但石柱复向斜中张节理的分布仍较普遍,对油气聚集的潜在影响仍较大。鄂西渝东区构造动力学背景与圈闭的演化可以归结为：四期构造运动、三次构造转换、两次圈闭形成、一次圈闭定型、三次圈闭改造。四期构造运动即鄂西渝东区印支期以来经历了印支期、燕山早期、燕山晚期-喜山早期和喜山晚期四期构造运动。三次构造转换即第一次构造转换发生在侏罗时期的燕山早期构造阶段,鄂西渝东区构造作用从燕山期以前以升降运动为主的构造阶段转换为早燕山期以水平运动为主的构造阶段；第二次构造转换发生在白垩-古近纪的燕山晚期构造阶段,鄂西渝东区构造作用从早燕山期以水平运动为主的构造阶段转换为燕山晚期-喜山早期的伸展作用为主的构造阶段；第三次构造转换发生在新近纪的喜山晚期构造阶段,鄂西渝东区构造作用从燕山晚期-喜山早期的伸展作用为主的构造阶段转换为以升降运动为主,伴有间隙挤压的喜山晚期构造阶段。两次圈闭形成即印支期和燕山早期是鄂西渝东区的两次圈闭形成期,印支期形成的圈闭主要与古隆起有关,而燕山早期形成的圈闭主要与断裂和褶皱作用有关。一次圈闭定型即奠定现今圈闭形态及分布的时期是燕山早期。三次圈闭改造即区内圈闭形成后经历了三次圈闭改造,即燕山早期、燕山晚期-喜山早期和喜山晚期。燕山早期断裂-褶皱构造运动对印支期形成的圈闭进行了强烈的改造,燕山晚期-喜山早期张裂作用对燕山早期形成的圈闭进行了不同规模的改造,喜山晚期弱挤压和差异升降作用对燕山早期形成的圈闭进行了小规模的改造。鄂西渝东区天然气成因类型属于典型的高成熟-过成熟的油型气。志留系底部烃源岩在海西晚期（二叠纪末）就成熟生油,在三叠纪达到生油高峰和湿气阶段。二叠系顶部烃源岩在燕山早期（侏罗末）之前,达到了过成熟阶段。基于此,天然气在燕山早期以后的成藏主要是改造和调整作用,因此在天然气运聚的流体动力学研究的基础上,获得了不同时期的有利的天然气聚集区。研究还获得了天然气保存的流体地球化学证据,从地层水和古流体性质两方面来讨论了不同的保存区块。鄂西渝东区在关键构造期（燕山早期和燕山晚期-喜山早期）构造作用会在构造的不同位置对油气成藏产生不同的作用,油气成藏会对不同的构造作用作出不同的响应,即发生不同的油气成藏事件。因此,关键构造期的构造作用与油气成藏作用的响应是成藏要素在时间、空间上与构造作用的高度吻合。燕山早期的挤压构造作用在鄂西渝东区褶皱造山,使得印支期前形成的古油藏改造、破坏、调整,先前聚集的油气或深埋或抬升,或在新的合适的圈闭中重新聚集成藏,或因保存条件不好逸散,这些成藏事件在各断层的流体包裹体中得到印证,燕山早期流体至少有三次流体充注作用,Jlz沉积时期、J2s沉积时期和J3末沉积时期,三次充注中均有烃类参与。那些重新聚集成藏的油气在燕山晚期的拉张作用下,因构造位置的不同,构造作用对其影响不同,从而形成不同的成藏模式—原生弱改造型和原生强改造型。同时,那些在燕山早期形成的原生弱改造型油气藏在燕山晚期的拉张作用下也会作出响应,因构造位置的不同,或弱改造调整、或强烈改造破坏,形成不同的成藏模式—次生弱改造型和次生强改造型；燕山晚期张性作用阶段,正断层及张裂缝在区内开始发育,伴随的是新一轮流体的充注和重新分布,该期同样至少存在三次流体充注作用,分别发生在K1中晚期、K2早期和K2末期,其中烃类流体伴生在三次充注过程中。因此,在鄂西渝东区内,不同时期不同构造单元的构造存在一定的差异性,构造作用对油气成藏的核心控制作用也有不同,将本区气藏成藏模式划分为4种成因类型：原生弱改造型、原生强改造型、次生弱改造型和次生强改造型。
任洪伟[8]（2015）在《胡家坝区块石炭系气藏开发效果评价及潜力研究》文中研究说明对已开发气田水驱特征分析,并进行开发效果评价,是掌握气藏剩余储量分布规律,确定气藏剩余可采储量有利分布区域的前提,在此基础上,论证气藏剩余储量挖潜措施,科学合理地开发气藏剩余储量,对提高气藏开发水平和经济效益,具有现实意义。本文在大量国内外文献调研基础之上,综合运用地质工程、气藏工程的系统理论和方法,开展胡家坝区块石炭系气藏开发效果评价及潜力研究。本文主要做了以下研究工作：（1）利用最新地震资料解释结合新钻井资料,修正原有地质模型。（2）利用最新资料开展了气藏构造、储层的精细研究。（3）对气藏水侵机理、水侵特征及边水活跃性进行研究,分析水侵对气藏开发的影响。（4）对气井产能进行研究,提出气井合理配产。（5）复核气藏静动态储量,对储量进行评价。（6）立足静态地质和动态开发研究成果,以地质建模和气藏模拟为主要手段,将地质、测井、气藏工程和气藏数模等多个学科方向有机地结合起来,系统、精细的量化评价气藏实施的各类开发措施,并对气藏开发调整方案及治水方案实施以来的开发效果进行评价。（7）采用静态、动态结合,利用数值模拟技术,对气藏剩余储量分布及开发潜力进行研究,针对气藏目前存在的问题,提出下步挖潜、治水措施。本文综合考虑了各种气藏开发技术指标,对胡家坝石炭系气藏的排水挖潜采气方案进行优选,多角度系统地对气藏的排采方案进行了详细论证,优选出来的排水挖潜采气方案具有矿场操作性。
杨艺微[9]（2015）在《大天池气田石炭系气藏排水采气工艺研究》文中认为沙坪场构造位于重庆市梁平县和垫江县境内,地层水已对气藏开发产生了严重的影响,实施排水采气工艺成为大天池气田沙坪场区块石炭系气藏的主要开发方式,但气藏早已进入中后期开采,多数井能量己进入快速衰竭阶段,仅有部分井在目前开采方式下能保持能量足量的供给。如何选择最佳的排水采气措施才能使产水气井的经济效益最大,是首先需要解决的问题。本文在分析和总结大天池石炭系气藏静动态特征和开发出水机理的基础上,论证气藏治水措施工艺。由于现有开采方式不满足现场实际需求,又对常用的六种排水采气工艺进行适应性分析,并在此基础上确立了技术、经济指标体系。利用“基于模糊一致矩阵法”构建了排水采气工艺优选模型,为排水采气工艺的优选提供决策依据。通过理论研究及现场应用主要取得了以下成果和结论：该气藏水侵以裂缝性强水窜型和边水舌进为主,断层及井底裂缝是水侵主要通道,长期的大压差生产,是气井出水的主要原因。根据累计水气比可以将本气藏正在生产井分为低水气比、中水气比及高水气比三类井,筛选出了需要进行排水采气工艺的天东14、29、82、84、92井。由于各排水采气工艺方法都有各自不同的选井原则,在实际应用中,要结合产水气井的地面、地下、地理位置特殊性,综合的考虑其技术要求和经济效益,而通过分析本气藏的基础资料可知适合的排水采气工艺方法有四种：泡排、气举、优选管柱及电潜泵排水采气方法。最后充分考虑各工艺方法的经济指标（工艺成本、投资回收期、最短作业周期）及技术指标（产气量、产水量、举升效率）,利用“基于模糊一致矩阵法”进行优选,能较合理的选择最适合的工艺方法,提高经济效益。
郝春雷[10]（2014）在《川东石炭系典型气藏水侵特征及优化治水措施研究》文中研究指明目前,我国的天然气资源中大多数气藏都属于不同程度的水驱气藏。四川盆地气藏埋藏深,裂缝较发育,且大多存在边底水,气藏极易进入有水开发阶段,甚至容易造成气藏水淹。石炭系气藏是川东的主力气藏,其天然气产量约占盆地总产量的30%,由于石炭系气藏普遍具有边水,气藏见水后会给气藏开发带来很大危害,增加治水成本,不利于提高气藏最终采收率。目前针对不同类型的出水气藏,已采取了相应的治水措施,开发效果良好。因此,深入分析典型石炭系气藏的出水特征,总结其治水的成功经验,对川东其它出水气藏治水具有很好的指导意义。本文在调研大量文献的基础上,从气藏静动态特征入手,详细探讨了典型气藏水侵机理、水侵影响因素。从气井产能、气水区生产压差、邻井水气比以及采出程度等指标评价治水措施效果,总结典型水侵气藏治水经验,提出下步治水调整建议。研究认为四类气藏中,水侵主要表现为边水舌进型和裂缝水窜型的水侵特征,其中裂缝是导致出水的主要通道,裂缝水窜型比边水舌进对气藏开发影响更大。提出了水体局部活跃边水气藏排水时间宜早不宜迟,储层较差边翼部出水井宜早期控水等治水原则和方法。通过对四个典型石炭系气藏治水效果分析,认为除龙头-吊钟坝高点外,其余三个气藏治水工作已见到成效,对国内有水气藏开发具有一定的借鉴意义。
二、高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析（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、高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析（论文提纲范文）
（1）水驱气藏水体活跃程度影响因素及评价方法研究（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 水驱气藏水侵识别研究现状 |
| 1.2.2 水驱气藏水体活跃程度研究现状 |
| 1.2.3 水侵量计算研究现状 |
| 1.3 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 水驱气藏水侵机理与水侵模式研究 |
| 2.1 水驱气藏的分类 |
| 2.2 水驱气藏的水侵机理 |
| 2.2.1 水驱气藏渗流机理 |
| 2.2.2 水侵影响因素分析 |
| 2.3 水驱气藏的水侵模式 |
| 2.3.1 水侵的一般模式 |
| 2.3.2 地层水侵入方式的识别方法 |
| 2.4 实例分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 水驱气藏水体活跃程度影响因素研究 |
| 3.1 均质、非均质边水气藏渗流模型研究 |
| 3.1.1 均质边水气藏水侵数学模型 |
| 3.1.2 非均质边水气藏水侵数学模型 |
| 3.2 气藏水体活跃程度关键影响因素分析 |
| 3.2.1 均质边水气藏水体活跃程度影响因素分析 |
| 3.2.2 非均质边水气藏水体活跃程度影响因素分析 |
| 3.3 气藏水体活跃程度影响因素图版 |
| 3.4 实例分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 水驱气藏水体活跃程度评价方法与指标研究 |
| 4.1 水驱指数法 |
| 4.2 水侵替换系数法 |
| 4.3 水侵常数法 |
| 4.4 生产动态类指标评价 |
| 4.5 实例计算 |
| 4.5.1 水侵量计算 |
| 4.5.2 水体活跃程度评价方法及指标计算 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 气藏水体活跃程度定量评价方法研究 |
| 5.1 判别分析原理与方法 |
| 5.1.1 判别分析基本思想 |
| 5.1.2 判别函数的求解过程 |
| 5.2 气藏水体活跃程度判别模型 |
| 5.2.1 判别因子的选取 |
| 5.2.2 判别模型的建立 |
| 5.3 水体活跃程度判别图版及界限 |
| 5.4 水体活跃程度判别图版判别效果检验 |
| 5.5 实例计算 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 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 |
（2）川东高峰场气田石炭系储层评价及分布特征（论文提纲范文）
| 1 区域地质概况 |
| 2 储集岩及储集空间类型 |
| 3 储层物性及分类 |
| 3.1 孔隙度 |
| 3.2 基质渗透率 |
| 3.3 储集岩分类 |
| 4 储层分布特征 |
| 5 结论 |
（3）川东A区块石炭系气藏开发效果评价（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 气藏开发效果评价研究现状 |
| 1.2.2 气藏动态储量计算研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线图 |
| 第2章 气藏地质特征评价 |
| 2.1 构造及圈闭评价 |
| 2.1.1 构造形态特征 |
| 2.1.2 断层特征 |
| 2.1.3 圈闭类型 |
| 2.2 地层评价 |
| 2.2.1 岩性组合特征 |
| 2.2.2 地层分布特征 |
| 2.3 储集岩与储层特征评价 |
| 2.3.1 储集岩与储集空间类型 |
| 2.3.2 储层物性特征 |
| 2.3.3 储层分布特征 |
| 2.4 石炭系气藏流体性质及分布特征 |
| 2.5 石炭系气藏压力及温度 |
| 2.5.1 原始地层压力 |
| 2.5.2 地层温度 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 气藏储量复核及评价 |
| 3.1 动态储量复核 |
| 3.2 数模储量复核 |
| 3.2.1 模拟模型 |
| 3.2.2 生产史拟合 |
| 3.2.3 气藏储量模拟 |
| 3.3 储量综合评价 |
| 3.4 剩余储量分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气藏开发动态特征评价 |
| 4.1 气藏压降剖面特征 |
| 4.2 渗流特征评价 |
| 4.2.1 试井模型特征 |
| 4.2.2 气藏渗流及分布特征 |
| 4.2.3 井壁特征评价 |
| 4.3 气藏连通性评价 |
| 4.4 气井产能评价 |
| 4.5 边水活动性分析 |
| 4.5.1 TD90井区水侵特征 |
| 4.5.2 TD14、96井水侵特征 |
| 4.5.3 TD81井水侵特征 |
| 4.5.4 气藏南端水侵特征 |
| 4.5.5 TD90井区可动水体量 |
| 4.5.6 水井产水能力 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 气藏开发效果评价及开发措施 |
| 5.1 目前生产主要问题 |
| 5.2 井网适应性评价 |
| 5.2.1 井网分布评价 |
| 5.2.2 剩余储量与采速分析 |
| 5.3 气藏合理开采规模评价 |
| 5.4 排水采气效果评价 |
| 5.5 开发措施 |
| 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 |
（4）GF石炭系气藏生产动态特征及水侵影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出及目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水侵机理及水驱气藏识别方法研究现状 |
| 1.2.2 水侵量计算方法研究现状 |
| 1.2.3 气藏治水措施研究现状 |
| 1.3 研究目标 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 本文主要研究内容及取得的成果 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 第2章 水侵特征及机理 |
| 2.1 水驱气藏分类及驱动方式 |
| 2.1.1 水驱气藏分类 |
| 2.1.2 水驱气藏的驱动方式 |
| 2.2 水驱气藏的水侵机理 |
| 2.2.1 气藏产水来源分类 |
| 2.2.2 水驱气藏渗流机理 |
| 2.2.3 水驱气藏水封机理 |
| 2.2.4 影响水侵的因素分析 |
| 第3章 气藏基本概况 |
| 3.1 气田概况 |
| 3.1.1 地理及构造位置 |
| 3.1.2 勘探开发简况 |
| 3.2 气藏地质特征 |
| 3.2.1 构造特征 |
| 3.2.2 储层特征 |
| 3.3 生产动态特征分析 |
| 3.3.1 连通性分析 |
| 3.3.2 产能情况 |
| 3.3.3 储量动用情况分析 |
| 3.3.4 产水特征分析 |
| 第4章 GF石炭系气藏水侵识别方法 |
| 4.1 水驱气藏早期识别方法 |
| 4.1.1 传统视地层压力法 |
| 4.1.2 水侵体积系数法 |
| 4.1.3 视地质储量法 |
| 4.1.4 试井法 |
| 4.1.5 生产动态分析法 |
| 4.2 水驱气藏早期识别方法在GF气田的应用 |
| 第5章 GF石炭系气藏水侵模式分析 |
| 5.1 产水现状及产水井生产特征 |
| 5.1.1 产水井分布 |
| 5.1.2 产水井生产特征 |
| 5.2 气井出水原因及出水来源分析 |
| 5.3 气藏水侵量的计算 |
| 5.3.1 气藏生产指示曲线法 |
| 5.3.2 视地质储量法 |
| 5.3.3 优化方法 |
| 5.3.4 方法对比结果分析 |
| 5.4 水体活跃程度评价 |
| 5.4.1 水侵替换系数法 |
| 5.4.2 水驱曲线法 |
| 5.5 气藏驱动类型 |
| 第6章 气藏水侵对开发的影响 |
| 6.1 水侵对可采储量的影响 |
| 6.1.1 水侵气藏储量模型的建立 |
| 6.1.2 实例分析 |
| 6.2 水侵对产能的影响 |
| 6.2.1 天然气渗流机理 |
| 6.2.2 气水两相流动时渗流机理 |
| 6.2.3 实例分析 |
| 6.3 对开发其他方面的影响 |
| 第7章 气藏治水经验 |
| 7.1 气藏防水治水原则 |
| 7.2 气藏治水对策 |
| 7.2.1 治水措施 |
| 7.2.2 排水采气方案制定 |
| 7.2.3 单井治水效果分析 |
| 第8章 结论与建议 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（6）X水驱气藏合理采气速度研究（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 气藏水侵识别方法研究现状 |
| 1.2.2 气藏水侵量计算方法研究现状 |
| 1.2.3 气井无阻流量研究现状 |
| 1.2.4 气井临界携液流量研究现状 |
| 1.2.5 底水气藏临界产量研究现状 |
| 1.3 国内外相似气藏采气速度及开发效果调研 |
| 1.3.1 特尔特-贝尤气田U气藏 |
| 1.3.2 希奇科克东北部气田 |
| 1.3.3 КОСМач气田和pocильна气田 |
| 1.3.4 调研结论 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 目标气田概况 |
| 2.1 区域地质特征 |
| 2.1.1 气藏构造特征 |
| 2.1.2 储层物性特征 |
| 2.1.3 储层流体特征 |
| 2.1.4 气水分布特征 |
| 2.1.5 气藏类型 |
| 2.2 气田开发现状 |
| 2.3 存在的问题 |
| 第3章 气藏水侵机理研究 |
| 3.1 气井出水类型 |
| 3.1.1 出水井类型 |
| 3.1.2 水锥型典型井分析 |
| 3.1.3 水窜型典型井分析 |
| 3.1.4 投产即见水型井分析 |
| 3.2 水侵方向分析 |
| 3.3 水侵强度分析 |
| 3.3.1 压降曲线法 |
| 3.3.2 诺模图版法 |
| 3.3.3 视地质储量法 |
| 3.4 水侵量计算 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 气藏合理配产界限研究 |
| 4.1 气井无阻流量计算 |
| 4.2 气井临界携液量计算 |
| 4.3 底水气藏临界产量计算 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 气藏合理采气速度研究 |
| 5.1 目标气田数值模型建立 |
| 5.1.1 地质模型导出 |
| 5.1.2 数值模型基本数据 |
| 5.1.3 储量拟合 |
| 5.1.4 历史拟合 |
| 5.2 剖面模型机理分析 |
| 5.2.1 剖面模型选择原则及关井条件确定 |
| 5.2.2 不同采气速度与采收率关系研究 |
| 5.2.3 底水气藏调整避水高度敏感性分析 |
| 5.2.4 边水气藏打开程度敏感性分析 |
| 5.3 井区合理采气速度研究 |
| 5.3.1 CHX1井区合理采气速度 |
| 5.3.2 CHX3井区合理采气速度 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（7）鄂西渝东区关键构造期构造作用与海相油气成藏作用响应关系研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| §1.1 论文选题及研究意义 |
| §1.2 研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 “关键构造期”的涵义 |
| 1.2.2 中国海相碳酸盐岩油气勘探现状 |
| 1.2.3 鄂西渝东区海相油气勘探研究现状及存在的问题 |
| §1.3 研究内容、方法和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.3.3 研究技术路线 |
| §1.4 完成的工作量、主要成果认识及创新点 |
| 1.4.1 完成的工作量 |
| 1.4.2 主要成果和认识 |
| 1.4.3 论文的主要创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| §2.1 区域构造 |
| 2.1.1 盆地的基底结构 |
| 2.1.2 盆地盖层格架 |
| §2.2 区域动力学演化 |
| §2.3 区域油气地质条件 |
| 2.3.1 烃源岩 |
| 2.3.2 储集层 |
| 2.3.3 盖层及生储盖组合条件 |
| 第三章 鄂西渝东区陆内构造特征及格架 |
| §3.1 构造层 |
| §3.2 构造单元 |
| 3.2.1 构造单元划分 |
| 3.2.2 构造单元展布特征 |
| §3.3 断裂体系 |
| 3.3.1 断裂的基本特征 |
| 3.3.2 断裂平面展布特征 |
| 3.3.3 断裂的剖面特征 |
| §3.4 构造体系特征 |
| 3.4.1 构造体系展布规律 |
| 3.4.2 不同构造层构造体系特征 |
| 第四章 关键构造期陆内构造形变特征与演化 |
| §4.1 构造转换阶段及期次 |
| §4.2 燕山早期陆内构造格架及特征 |
| 4.2.1 地层及地层接触关系 |
| 4.2.2 构造格架 |
| 4.2.3 构造形变的动力学机制 |
| §4.3 燕山晚期-喜山早期陆内构造格架及特征 |
| 4.3.1 地层及地层接触关系 |
| 4.3.2 构造格架 |
| 4.3.3 构造形变的动力学机制 |
| §4.4 关键构造期陆内构造形变证据 |
| 4.4.1 构造形变特征 |
| 4.4.2 构造应力场分析 |
| 4.4.3 构造年代学证据 |
| §4.5 关键构造期陆内构造形变的动力学机制 |
| 4.5.1 燕山早期构造形变动力学模式—陆内造山分层挤压滑脱模式 |
| 4.5.2 燕山晚期-喜山早期构造形变动力学模式—后造山壳幔调整伸展模式 |
| 第五章 关键构造期流体作用特征与演化 |
| §5.1 流体动力强度 |
| 5.1.1 实测地层流体压力场 |
| 5.1.2 预测地层流体压力场 |
| 5.1.3 压力系数与断裂封闭性 |
| §5.2 流体能量场 |
| 5.2.1 现今流体能量分布和运移动力条件 |
| 5.2.2 现今流体势剖面特征 |
| §5.3 运移期的流体动力场和能量场特征 |
| 5.3.1 运移期构造和地温条件 |
| 5.3.2 运移期水动力场特征 |
| 5.3.3 运移期天然气势分布与天然气运移特征 |
| §5.4 断层活动与流体活动 |
| 5.4.1 逆断层活动与流体活动 |
| 5.4.2 正断层(同期张节理)活动与流体活动 |
| 5.4.3 流体充注史分析 |
| 第六章 典型油气藏解剖 |
| §6.1 建南气田解剖 |
| 6.1.1 成藏要素 |
| 6.1.2 烃类演化史 |
| 6.1.3 成藏期次分析 |
| 6.1.4 成藏演化 |
| §6.2 高峰场气田解剖 |
| 6.2.1 成藏要素 |
| 6.2.2 气藏形成过程及成藏机理 |
| §6.3 五百梯气田解剖 |
| 6.3.1 石炭系气藏 |
| 6.3.2 长兴组生物礁气藏(天东边缘礁) |
| §6.4 建南—铁山上古生界及三叠系典型气藏对比分析 |
| 6.4.1 气藏基本特征 |
| 6.4.2 气藏各产层流体特征 |
| 第七章 关键构造期构造与海相油气成藏作用的响应关系 |
| §7.1 圈闭演化特征 |
| 7.1.1 构造圈闭展布 |
| 7.1.2 不同时期构造动力学演化与圈闭的形成及发展 |
| §7.2 天然气运聚的流体动力学 |
| 7.2.1 天然气运聚单元 |
| 7.2.2 燕山早期天然气运聚单元 |
| 7.2.3 燕山晚期天然气运聚单元 |
| §7.3 天然气保存的流体地球化学 |
| 7.3.1 地层水特征 |
| 7.3.2 古流体性质 |
| §7.4 油气成藏作用对构造作用的响应 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（8）胡家坝区块石炭系气藏开发效果评价及潜力研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 构造精细解释 |
| 1.2.2 储层综合评价 |
| 1.2.3 储层地质建模 |
| 1.2.4 油气藏数值模拟 |
| 1.2.5 精细油气藏描述 |
| 1.2.6 气藏开发评价和潜力研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 关键技术 |
| 第2章 勘探开发概况 |
| 2.1 地理及构造位置 |
| 2.2 勘探简况 |
| 2.3 气藏开发简况 |
| 第3章 气藏主要地质特征 |
| 3.1 地层特征 |
| 3.1.1 地层及其划分情况 |
| 3.1.2 地层分布特征 |
| 3.2 构造特征 |
| 3.2.1 构造特征 |
| 3.2.2 新老成果对比 |
| 3.2.3 构造可靠性评价 |
| 3.3 储层特征 |
| 3.3.1 储层岩性特征 |
| 3.3.2 储集类型 |
| 3.3.3 储层物性特征 |
| 3.3.4 储层分布特征 |
| 3.4 流体性质及分布 |
| 3.4.1 流体性质 |
| 3.4.2 原始气水界面 |
| 3.5 原始地层压力及地层温度 |
| 3.5.1 原始地层压力 |
| 3.5.2 地层温度 |
| 第4章 气藏开采动态特征 |
| 4.1 气藏生产动态特征 |
| 4.2 气藏井间连通关系 |
| 4.3 气藏渗流特征 |
| 4.4 气藏产能特征 |
| 4.4.1 气藏(井)无阻流量 |
| 4.4.2 气藏合理产量分析 |
| 4.5 气藏地层压力分布 |
| 4.6 气藏水侵特征 |
| 4.6.1 水侵机理 |
| 4.6.2 水侵类型及特征 |
| 4.6.3 水侵原因 |
| 4.6.4 水体及水侵量计算 |
| 第5章 气藏开发效果评价 |
| 5.1 气藏开发调整方案执行情况 |
| 5.1.1 开发调整方案主要指标 |
| 5.1.2 开发调整方案执行情况 |
| 5.1.3 开发调整方案指标完成情况 |
| 5.2 气藏开发调整方案效果评价 |
| 第6章 气藏开发潜力研究 |
| 6.1 容积法储量复核及评价 |
| 6.1.1 容积法储量计算参数 |
| 6.1.2 容积法储量复核结果 |
| 6.1.3 容积法储量可靠性分析 |
| 6.1.4 容积法储量对比分析 |
| 6.2 动态储量复核及评价 |
| 6.2.1 关井压降法 |
| 6.2.2 产量累计法 |
| 6.2.3 流动平衡法 |
| 6.2.4 动态储量可靠性分析 |
| 6.2.5 动态储量对比分析 |
| 6.3 数模储量复核 |
| 6.4 可采储量复核 |
| 6.4.1 数值模拟法 |
| 6.4.2 改进衰减法 |
| 6.5 剩余储量及其分布 |
| 第7章 气藏挖潜措施研究 |
| 7.1 开发中存在的主要问题 |
| 7.1.1 水侵对气藏开发影响较大 |
| 7.1.2 气井开发后期带液困难 |
| 7.2 气藏数值模拟 |
| 7.2.1 气藏地质模型 |
| 7.2.2 数学模型及计算机模型 |
| 7.2.3 历史拟合及结果 |
| 7.3 挖潜措施 |
| 7.3.1 挖潜原则 |
| 7.3.2 排水井和排水规模 |
| 7.3.3 天然气生产规模 |
| 7.3.4 效果预测 |
| 第8章 认识与建议 |
| 8.1 认识 |
| 8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附图 附表 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（9）大天池气田石炭系气藏排水采气工艺研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文研究背景及意义 |
| 1.2 国内外文献综述 |
| 1.2.1 气水产出机理分析 |
| 1.2.2 气井排水采气工艺技术研究现状 |
| 1.2.3 国内外天然气开采技术经济综合评价 |
| 1.2.4 方案优选研究 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 储层特征及分析 |
| 2.1 勘探开发简况 |
| 2.1.1 区域构造 |
| 2.1.2 地震勘探简况 |
| 2.1.3 钻井勘探简况 |
| 2.1.4 开发简况 |
| 2.2 储层特性分析 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.2.3 断层特征 |
| 2.2.4 储层特征 |
| 2.2.5 原始地层压力、温度 |
| 2.2.6 渗流特征 |
| 第三章 出水规律分析及气井分类 |
| 3.1 流体性质及分布 |
| 3.2 压力系统及分布 |
| 3.2.1 压力系统及连通关系 |
| 3.2.2 压力分布 |
| 3.3 气井产能 |
| 3.3.1 剩余储量 |
| 3.3.2 无阻流量 |
| 3.3.3 产量递减规律 |
| 3.4 水侵特征 |
| 3.5 出水机理分析 |
| 3.5.1 天东90井出水机理 |
| 3.5.2 气藏北段水侵分析 |
| 3.5.3 气藏南端水侵分析 |
| 3.5.4 月东1-1井出水机理 |
| 3.6 气水产出规律分析及分类 |
| 3.6.1 平均产气量 |
| 3.6.2 累计水气比 |
| 第四章 排水采气工艺方法优选的经济与技术指标 |
| 4.1 排水采气工艺适应性分析 |
| 4.1.1 泡沫排水采气工艺 |
| 4.1.2 气举排水采气工艺 |
| 4.1.3 优选管柱排水采气工艺 |
| 4.1.4 机抽排水采气工艺 |
| 4.1.5 电潜泵排水采气工艺 |
| 4.1.6 射流泵排水采气工艺 |
| 4.2 技术条件研究 |
| 4.2.1 地质条件 |
| 4.2.2 产水气井生产状况 |
| 4.3 技术指标研究 |
| 4.3.1 产气量 |
| 4.3.2 产水量 |
| 4.3.3 举升效率 |
| 4.4 经济指标研究 |
| 4.4.1 工艺成本 |
| 4.4.2 投资回收期 |
| 4.4.3 最短作业周期 |
| 第五章 排水采气工艺优选 |
| 5.1 基于模糊一致矩阵的方案优选方法理论 |
| 5.1.1 模糊一致矩阵方法理论 |
| 5.1.2 模糊一致矩阵的优点 |
| 5.2 建立排水采气工艺方法优选模型 |
| 5.2.1 排水采气工艺初选 |
| 5.2.2 排水采气工艺优选模型 |
| 第六章 现场应用 |
| 6.1 数据准备 |
| 6.2 工艺初选 |
| 6.3 工艺设计 |
| 6.3.1 泡沫排水采气工艺设计 |
| 6.3.2 气举排水采气工艺设计 |
| 6.3.3 优选管柱排水采气工艺设计 |
| 6.4 技术与经济指标计算 |
| 6.5 工艺优选 |
| 第七章 结论和建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（10）川东石炭系典型气藏水侵特征及优化治水措施研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水侵机理研究现状 |
| 1.2.2 水侵识别及动态预测研究现状 |
| 1.2.3 气藏治水措施研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.4 完成的工作及成果 |
| 第2章 川东石炭系气藏水侵特征 |
| 2.1 勘探开发简况 |
| 2.1.1 区域位置 |
| 2.1.2 气藏基本特征 |
| 2.1.3 勘探开发现状 |
| 2.2 出水气藏生产特征 |
| 2.2.1 产水气藏无水采气期 |
| 2.2.2 出水气藏采出程度 |
| 2.2.3 地层水水型及矿化度 |
| 2.2.4 气井产水特征 |
| 2.3 出水气藏的地质特征 |
| 2.3.1 裂缝是水侵的主要通道 |
| 2.3.2 储层低渗带对边水的作用 |
| 2.3.3 气藏水侵方向及路径 |
| 2.4 出水气藏水侵特征 |
| 2.4.1 水体活跃性 |
| 2.4.2 水侵类型 |
| 2.5 水侵对气藏开发的影响 |
| 2.5.1 气井出水影响气藏稳产期 |
| 2.5.2 地层水侵入影响气藏可采储量 |
| 2.5.3 气井产水造成气井生产困难 |
| 2.5.4 气藏出水增大开采成本 |
| 第3章 典型气藏优化治水措施研究 |
| 3.1 气藏治水工作现状 |
| 3.2 评价治水效果指标 |
| 3.3 治水效果与优化措施 |
| 3.3.1 裂缝水窜型 |
| 3.3.2 边水舌进型 |
| 3.3.3 治水效果总体评价 |
| 第4章 川东石炭系气藏治水经验 |
| 4.1 治水措施 |
| 4.2 治水工作经验 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 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、高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析（论文参考文献）
- [1]水驱气藏水体活跃程度影响因素及评价方法研究[D]. 郑果. 西南石油大学, 2019(06)
- [2]川东高峰场气田石炭系储层评价及分布特征[J]. 舒赢,周平,崔恒远,王旭. 山东化工, 2018(17)
- [3]川东A区块石炭系气藏开发效果评价[D]. 王星宇. 西南石油大学, 2017(11)
- [4]GF石炭系气藏生产动态特征及水侵影响研究[D]. 唐雯. 西南石油大学, 2016(05)
- [5]勘探开发一体化产能建设项目评价指标体系研究[A]. 徐海棠,余果,陈艳茹,潘瑞,徐凌. 2016年全国天然气学术年会论文集, 2016
- [6]X水驱气藏合理采气速度研究[D]. 许振涛. 西南石油大学, 2016(03)
- [7]鄂西渝东区关键构造期构造作用与海相油气成藏作用响应关系研究[D]. 凡元芳. 中国地质大学, 2016(02)
- [8]胡家坝区块石炭系气藏开发效果评价及潜力研究[D]. 任洪伟. 西南石油大学, 2015(04)
- [9]大天池气田石炭系气藏排水采气工艺研究[D]. 杨艺微. 西南石油大学, 2015(03)
- [10]川东石炭系典型气藏水侵特征及优化治水措施研究[D]. 郝春雷. 西南石油大学, 2014(09)