一、提高深层低渗油气藏压裂效果的方法（论文文献综述）
范白涛,陈峥嵘,姜浒,吴怡,李斌,杨琦,李亮[1]（2021）在《中国海油非常规和海上低渗储层压裂技术现状与展望》文中进行了进一步梳理压裂是非常规和海上低渗储层最重要的增产改造技术手段,也是中国海油实现"十四五"目标的重要途径。本文调研分析了中国海油煤层气压裂技术、致密气压裂技术和海上低渗储层压裂技术原理、工艺特点、应用效果、存在问题,并从煤层气适应性压裂增产技术、致密气降本增效压裂技术、地质工程一体化技术、压裂船装备等技术领域展望了中国海油压裂技术发展方向,以期对中国海油非常规和海上低渗储层开发技术的进一步发展和完善提供借鉴。
张玉,于婷婷,张通,栾雅琳,刘书言[2]（2021）在《深层油气低渗岩石气体渗透性-水力压裂一体化测试装置》文中提出水力压裂是提高深层低渗岩石油气资源开采效率的重要技术手段,掌握深层低渗岩石水力压裂前后渗透性测试技术及裂纹起裂、扩展规律对于学生创新能力的培养至关重要。为满足行业特色教学科研需求,提高学生工程实践创新能力,基于瞬态压力脉冲法和水力压裂技术,自主研制了深层油气低渗岩石气体渗透性-水力压裂一体化测试装置。该装置可物理模拟深层油气赋存的高温、高流体压力和高应力的复杂地质耦合环境,可实现低渗致密岩石渗透性的准确测定,亦可有效地开展水力压裂测试,使学生掌握低渗岩石的裂纹起裂、扩展规律及机理。该装置实现了渗透-压裂的一体化测试,提高了实验的精度,完善了深层油气领域的实验教学和科研手段,丰富了学生实训和实践教学环节,促进了师生的科研创新,为科研辅助教学提供了良好的平台。
孙焕泉,周德华,赵培荣,李王鹏,冯动军,高波[3]（2021）在《中国石化地质工程一体化发展方向》文中研究表明通过地质工程一体化的技术研究与应用,北美取得了页岩革命的胜利,美国实现了能源独立,并主导全球能源格局。北美页岩革命的发展历程及经验,对我国油气资源的勘探开发具有重要启示作用。中国石化探区油气资源丰富,有利目标类型多,加快勘探开发对改善我国能源结构和保障国家能源安全具有重要意义。四川盆地海相页岩气通过地质工程一体化已实现效益开发,围绕超深层海相碳酸盐岩、致密砂岩和页岩等重点领域的高效勘探开发,需要加强隐蔽油气藏精细描述和勘探开发适应性压裂技术攻关,加强超深层碳酸盐岩储层预测和优快钻井技术体系攻关,利用大数据对致密砂岩气藏开展高效调整和优化完井方式,发展海相页岩油气多层系立体开发技术,开展向深层、常压、陆相页岩油气领域攻关。中国石化将持续加强地质理论基础研究与工程技术攻关,加强技术装备升级,坚持地质工程一体化发展思路,建立一体化运行协同机制,加强项目全过程一体化管理,切实推进各油气田降本增效,实现高质量勘探和高效益开发。
李姝,黄学斌,肖玉茹,郑振恒,刘丽琼[4]（2021）在《渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准》文中研究说明近年来,砂砾岩油藏作为重要勘探对象,在多个含油气盆地中获得重大突破。截至2019年底,渤海湾盆地济阳坳陷保有的中深层低渗控制储量占到中国石化低渗储量的15%。但受控于升级标准缺乏及主控因素不清等因素,这些控制储量哪些可以升级,目前尚未形成系统的升级标准。通过已升级储量的状况分析,结合低渗砂砾岩油藏探明储量特点,明确了储层有效性、产能及经济性是影响控制储量升级的主要因素,并分别优选了表征参数。重点研究了合理的初期产量和递减率确定方法。建立了不同地质条件、不同油价下的中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级为探明储量的两级标准:一级为不同埋深、不同渗透率的储层有效性下限标准（包括地下原油黏度、有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度等参数）;二级为不同井深、不同油价下的单井产能和经济可采储量下限标准,为济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏储量升级潜力评价提供了依据。通过未升级控制储量区块的实例分析,筛选出的升级潜力区块与区块后续的升级效果基本吻合,验证了上述升级标准的可靠性与合理性。
蒋官澄,程荣超,谭宾,董腾飞,贾东民,吕开河,彭春耀,白杨,李斌[5]（2020）在《钻井过程中保护低渗特低渗油气层的必要性、重要性与发展趋势》文中研究说明钻井过程中钻井液对低渗特低渗油气层的损害程度通常较中、高渗油气层大得多,但多年来部分人认为,需压裂投产的低渗特低渗油气藏,因压裂可解除油气层损害而勿需在钻井过程中采取保护油气层措施,因而对油气井产量和经济效益带来不利影响。阐述了低渗特低渗油气层损害机理的特殊性以及损害程度的严重性;依据现场实际产量数据,充分说明了钻井过程中采用效果优良的保护油气层钻井液技术有助于大幅度提高压裂后单井日产量;结合国际趋势和中国油气工业发展战略需求,阐述了将来的发展方向和趋势。不仅对提高保护油气层效果、单井产量以及油田总体经济效益具有适用价值,而且对钻井液技术的发展和中国模式"页岩革命"的建立也具有一定指导意义。
李俊[6]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中研究指明我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
李志超[7]（2019）在《低渗储层水力裂缝扩展特征的数值模拟研究》文中研究说明我国低渗油藏资源丰富,其有效开发依赖于水力压裂技术的应用。在胜利油田,主要低渗油藏类型有滩坝砂、砂砾岩、浊积岩、泥页岩等,其水力压裂改造效果与水力裂缝的扩展特征密切相关。水力裂缝在扩展过程中受地应力、储层岩性、物性、天然裂缝等不可控地质因素以及施工排量、压裂液粘度、射孔条件等可控施工因素的影响,其扩展特征不易预测。本文首先运用数值模拟方法研究了水力裂缝的复杂性及其受地应力和天然裂缝的影响,其次研究了岩石脆性对水力裂缝扩展特征的影响,随后研究了作为胜利油田当前重点开发对象的砂砾岩的储层特性、水力裂缝扩展模式,并借鉴部分页岩储层改造复杂缝的思想尝试在巨厚砂砾岩储层中改造复杂缝,最后针对多薄砂砾岩储层改造的难点进行分析和数值模拟研究。主要工作和研究成果如下:（1）运用结合了数字图像技术和有限元方法的数值模拟方法研究了复杂水力裂缝的形成过程,发现天然裂缝很大程度上控制了水力裂缝的扩展路径,根据声发射场特征揭示了天然裂缝在水力作用下的破坏机制为拉伸-剪切复合模式。不同天然裂缝发育密度的试件中分别形成了多分支缝、简单缝网和复杂缝网,结果表明天然裂缝密度越大,模型的改造压力越小,形成的裂缝越复杂。不同地应力差的试件中形成了双翼曲折缝、多分支缝和简单缝网,表明低地应力差储层将有更大的机会压裂出复杂缝,而在地应力差异系数高于1.0的储层很难压裂出具有一定规模的复杂缝。（2）运用数值模拟方法从细观力学的角度分别研究了岩石脆性对页岩与砂砾岩水力裂缝扩展特征的影响。结果表明,脆性页岩矿物/储层更易发育较多的天然裂缝,有利于形成复杂缝;水力裂缝易于在脆性矿物/储层中扩展,不易在延性矿物/储层中扩展,延性矿物/储层中水力裂缝的改造压力大于脆性矿物/储层;脆性矿物/储层中水力裂缝伴生有多个小裂缝,相对于延性矿物/储层形成的单一平直缝更利于复杂缝的形成。针对砂砾岩,改进了适合胜利油田某区块的脆性指数,以此为评价标准研究了砂砾岩试件的单轴破坏特征和水力裂缝扩展特征,结果表明,脆性试件单轴压缩时破坏面不规则,形态复杂,延性试件破坏面较单一;脆性试件中水力裂缝主缝伴有小分支,而延性试件裂缝较为单一;延性试件破裂压力和延伸压力均大于脆性试件,其水力裂缝扩展速度没有脆性试件裂缝快;水力裂缝易于在脆性砂砾岩部分扩展,不易在延性部分扩展,且缝高在脆性指数最大的部分扩展得最充分。（3）研究了目标区块砂砾岩的储层特征,并通过数值模型研究了砂砾岩试件的尺寸效应和水力裂缝扩展模式。结果表明,砂砾岩试件抗压强度在小尺度下尺寸效应明显;压裂数值模型中形成了环绕型绕砾缝,这种裂缝是不连续的,其特征与常规水力裂缝有诸多不同,在室内实验中不易发现。总结了砂砾岩试件中水力裂缝扩展模式及其出现的条件,阐述了实验室尺度下水力裂缝扩展模式对于现场压裂改造的研究价值在于水力裂缝的复杂性。（4）以胜利油田某巨厚砂砾岩储层为工程背景,研究了砂砾岩储层的纵向分布特征、非均质性,以及目标井段水力压裂形成的X形水力裂缝,并与现场微震监测结果相对比,剖析了 X形水力裂缝的形成原因:（Ⅰ）砂砾岩储层中砾石弱界面以及天然裂缝引起的非均质性;（Ⅱ）近距离两条水力裂缝同向扩展时的应力干扰。对比X形裂缝与页岩储层水力裂缝的复杂性,认为其通常不如页岩储层形成的水力裂缝复杂,原因在于砂砾岩储层中天然裂缝的发育密度较小以及砾石弱界面的连续性不够强。对水力裂缝的横向改造范围影响因素的研究表明,水平地应力差越小时,水力裂缝越复杂,横向改造范围越大;施工排量越大,水力裂缝越复杂,横向改造范围越大;压裂液粘度越大,横向改造范围越小。对比三个因素发现,水力裂缝横向改造范围对水平地应力差的变化最敏感,施工排量次之,对压裂液粘度最不敏感。（5）针对胜利油田某区块多薄砂砾岩储层压裂改造存在的缝高受限的难点进行了分析,运用基于内聚力模型考虑了多裂缝流量分配的数值模拟方法建立目标井段的数值模型,研究了水力裂缝的扩展特征,并与现场微震监测与多级子阵列声波测井结果进行对比验证。运用数值模拟方法研究了隔层条件、射孔方案以及层理对水力裂缝缝高的影响,数值模拟结果可为低渗多薄砂砾岩储层的压裂设计提供参考。
常智[8]（2019）在《龙马溪组页岩气储层交替注液压裂裂缝扩展规律研究》文中进行了进一步梳理垂深超过3500m的龙马溪组页岩气储层具有地应力高、水平应力差高、层理和高角度天然裂缝发育、岩石塑性强等储层特征,工程施工中破裂压力高、水力裂缝延伸困难,难以形成复杂的裂缝系统。针对深层页岩开发中遇到压裂施工困难、产量低、造缝难等问题,工程中会常采用注入酸液降压、密切割造缝、炮眼降阻和胶液-滑溜水交替注液提高造缝效率等工艺方法提高储层改造体积。为改进压裂施工艺并提高缝网扩展规模,本文针对交替注液（滑溜水/3mp·s、胶液/200mp·s）压裂工艺进行室内试验研究,选取下志留统龙马溪组页岩露头试样（300mm立方体）开展室内真三轴水力压裂物理模拟实验,利用声发射和示踪剂两种监测手段实时监测裂缝起裂和延伸时破裂特征和泵压曲线特点,研究交替注入滑溜水和胶液条件下水力裂缝的造缝能力。室内物理模拟实验结果表明:水力压裂过程中,胶液和滑溜水的造缝特点有明显区别,高应力差下采用胶液注入倾向于压开横切缝,滑溜水粘度低,在裂缝性页岩储层中易滤失,在高粘度胶液的阻塞作用下压开层理缝;根据起裂点井筒周围裂缝发育情况的不同可以将起裂方式分为三种,横切缝起裂、层理缝起裂和沿高角度天然裂缝起裂,不同起裂方式的裂缝扩展模式不同;高应力差下,充分利用交替注液可以在页岩气储层中形成复杂裂缝系统。针对龙马溪组页岩的高角度天然裂缝产状特征建立了层理和高角度天然裂缝发育的PFC离散元数值模型,模拟了现场真实的排量、粘度等工艺参数实验进一步验证了实验结果,揭示了人工裂缝与高角度天然裂缝和层理交叉作用后的扩展规律,形成了可以指导现场施工的压裂参数优化方法。与注入单一压裂液改造相比,本研究证实了在页岩改造时采用滑溜水和胶液的交替注入可以充分利用两种介质的不同粘度和作用方式提高主缝和支缝的有效裂缝扩展规模,为页岩气压裂泵注程序优化提供了实验依据。
唐勇[9]（2019）在《页岩气井筒流动—水平井产能耦合模型研究》文中提出页岩气作为新兴非常规能源的代表,具有储量大、生产周期长、环保等特点,对保障我国的能源安全具有重要意义。但由于页岩气藏地质特征复杂,使得页岩气藏经济开发较为困难,而水平井作为开采页岩气藏的有效手段之一,对其产能的研究也逐渐成为热点论题。本文在充分调研相关文献的基础上,根据页岩气藏渗流机理,对低渗气藏水平井产能、页岩气藏压裂水平井产能进行了研究,通过将井筒管流模型与水平井产能模型耦合起来,建立了页岩气井筒流动-水平井产能耦合模型,最后对产能模型进行了实例验证和敏感性分析。本文取得了以下主要研究成果:（1）基于保角变换原理,结合低渗气藏主要渗流特征,建立了低渗气藏单相、两相流水平井产能模型,通过对产能模型进行敏感性分析,结果表明:启动压力梯度、应力敏感系数以及储层各向异性系数的增大会引起单相流水平井产量减小,并且三者对气井产量的影响都较为明显;两相流水平井产量随水气体积比的增加而降低,并且水气体积比对气井产量的影响较大。（2）根据经典单相、两相管流模型,对实际页岩气藏的井底流压和水平井筒内的压力分布进行了计算和敏感性分析,结果表明:在计算单相流气井井底流压时平均系数法具有较高的精确度,天然气相对密度对井底流压的影响大于井壁粗糙度对井底流压的影响;在计算气水两相流气井井底流压时,M-B模型的稳定性和精确度高于B-B模型,B-B模型易受到气井日产水量的影响,因此在计算垂直段井筒内压力分布时应选用M-B模型;（3）气井水平段内从趾端到跟端的过程中沿程压力降不断增大;井壁粗糙度的变化对井筒内压力分布情况影响较小;适当增大井径能够有效减少井筒内沿程压力损失,提高气井产量;当水平段内为气水两相流时,改变水气体积比对井筒内压力的分布有较大影响;（4）基于保角变换原理和势的叠加原理,根据页岩气藏压裂水平井的渗流特征和井筒管流模型,建立了页岩气井筒流动-水平井产能耦合模型,通过对产能模型进行实例验证和敏感性分析结果表明:对于页岩气藏压裂水平井单相产能耦合模型而言,在计算某一气井产量时,误差为6.59%,裂缝长度、裂缝导流能力、基质内外页岩气浓度差的增加使单相压裂水平井产量升高;而对于页岩气藏压裂水平井两相产能耦合模型来说,在计算某一气井产量时,误差为5.28%,气井产量随水气体积比、应力敏感系数的增大而减小,随裂缝条数的增加而提高,其中两相启动压力梯度对产量的影响很小,可忽略其对气井产量的影响。
申鹏翔[10]（2019）在《低渗气藏单井产能及影响因素研究》文中进行了进一步梳理低渗透气藏在我国分布广泛,储量惊人,如何高效开发低渗透气藏已成为石油科技人员关注的重点。但低渗透气藏由于其孔隙度低,渗透率小,非均质性强等特点,使得单井产量较低,稳产能力较差。水平井技术是提高单井产量的重要技术之一,应该着重研究。本文系统的调研了国内外相关文献成果,对低渗透气藏的渗流机理进行了深入研究,包括滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感和水锁效应。在此基础上研究了常规水平井稳态产能模型,利用保角变换方法和等值渗流阻力法,推导了考虑启动压力梯度和高速非达西渗流效应的低渗透气藏水平井单相产能公式,用渗透率各向异性和偏心距对方程进行了修正。对影响水平井产能的因素水平段长度、渗透率各向异性、储层厚度和启动压力梯度进行了分析研究。在常规水平井产能研究的基础上,考虑储层基质的渗流和裂缝中的渗流,建立了考虑高速非达西渗流效应的低渗透气藏压裂水平井单相稳态产能模型,研究分析了裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝间距和裂缝条数对压裂水平井产能的影响,研究结果表明,裂缝导流能力越大,产能越大,但裂缝导流能力增大到某一个值后,产气量的增加速度趋于平缓;裂缝越多,压裂水平井产能越大,过多的裂缝会相互干扰,降低单条裂缝的产气量;当裂缝导流能力比较大时,裂缝越长,产能越大;裂缝间距越大,产能越大,到一定值后产能有极限值。利用数值模拟软件建立了低渗透气藏水平井单井模型,预测了未压裂水平井和压裂水平井的生产动态指标,证明压裂后的水平井产量远远大于未压裂水平井。对压裂水平井的压裂参数进行了优化论证,结果表明,增加压裂段数可以有效提高产气量,增幅逐步减缓,建议目标气藏压裂5～7段;裂缝半长增长可以增大产气量,考虑其他影响因素,建议裂缝控制在300m;各段不等强度压裂的采出程度要高于等强度压裂,建议采取各段不等强度压裂。本文对低渗透气藏的渗流机理和水平井稳态产能做的研究分析,具有一定程度的研究意义和应用价值。
二、提高深层低渗油气藏压裂效果的方法（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、提高深层低渗油气藏压裂效果的方法（论文提纲范文）
（1）中国海油非常规和海上低渗储层压裂技术现状与展望（论文提纲范文）
| 1 非常规压裂技术 |
| 1.1 煤层气压裂 |
| 1.1.1 活性水压裂技术 |
| 1.1.2 泡沫压裂技术 |
| 1.1.3 清洁压裂液技术 |
| 1.1.4 同步压裂技术 |
| 1.1.5 间接压裂技术 |
| 1.2 致密气压裂 |
| 1.2.1 直井/定向井分层压裂技术 |
| 1.2.2 水平井分段压裂技术 |
| 2 海上低渗储层压裂技术 |
| 2.1 封隔器滑套压裂技术 |
| 2.2 爆燃压裂技术 |
| 2.3 酸化压裂技术 |
| 3 未来展望 |
| 4 结束语 |
（3）中国石化地质工程一体化发展方向（论文提纲范文）
| 1 北美页岩革命的启示 |
| 1.1 地质工程一体化的效果 |
| 1.2 低油价时期的措施 |
| 1.3 借鉴意义与启示 |
| 2 中国石化地质工程一体化发展方向 |
| 2.1 隐蔽油气藏 |
| 2.1.1 现状及存在问题 |
| 2.1.2 典型案例攻关分析 |
| 2.1.3 下步攻关方向 |
| 2.2 超深层碳酸盐岩 |
| 2.2.1 现状及存在问题 |
| 2.2.2 典型案例攻关分析 |
| 2.2.3 下步攻关方向 |
| 2.3 致密油气 |
| 2.3.1 现状及存在问题 |
| 2.3.2 典型案例攻关分析 |
| 2.3.3 下步攻关方向 |
| 2.4 页岩油气 |
| 2.4.1 现状及存在问题 |
| 2.4.2 典型案例攻关分析 |
| 2.4.3 下步攻关方向 |
| 3 结论 |
（4）渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准（论文提纲范文）
| 1 济阳坳陷砂砾岩保有控制储量特点 |
| 2 影响控制储量升级的主控因素 |
| 3 关键参数及升级下限标准 |
| 3.1 储层有效性参数及升级下限标准 |
| 3.1.1 储层有效性参数 |
| 3.1.2 储层有效性下限标准 |
| 3.2 产能和经济性的确定及升级下限标准 |
| 3.2.1 初期合理产能研究 |
| 3.2.2 递减规律研究 |
| 3.2.3 单井产能和经济可采储量下限标准 |
| 4 实例应用和方法验证 |
| 4.1 升级性评价 |
| 4.2 实例解剖 |
| 5 结论与认识 |
（5）钻井过程中保护低渗特低渗油气层的必要性、重要性与发展趋势（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 低渗特低渗油气层损害机理 |
| 2 钻井过程中保护低渗特低渗油气层的必要性与重要性 |
| 2.1 钻井过程对油气层实施保护，可以进一步提高压裂增产效果 |
| 2.2 现场应用对比评价 |
| 3 发展趋势 |
| 4 结论 |
（6）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（7）低渗储层水力裂缝扩展特征的数值模拟研究（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 国内外相关工作研究进展 |
| 1.2.1 水力裂缝的复杂性研究 |
| 1.2.2 岩石脆性与水力裂缝扩展特征的关系 |
| 1.2.3 砂砾岩水力裂缝的扩展模式 |
| 1.2.4 低渗砂砾岩储层的压裂改造 |
| 1.3 目前存在的主要问题 |
| 1.4 本文主要研究工作 |
| 2 数值模拟方法介绍 |
| 2.1 RFPA数值模拟方法及算例验证 |
| 2.1.1 RFPA计算原理简介 |
| 2.1.2 非均质性在RFPA软件中的实现 |
| 2.1.3 细观弹性损伤本构方程 |
| 2.1.4 渗流控制方程 |
| 2.1.5 算例验证 |
| 2.2 模拟水力裂缝的孔压内聚力单元介绍 |
| 2.2.1 孔压内聚力单元简介 |
| 2.2.2 裂缝损伤准则 |
| 2.2.3 裂缝扩展准则 |
| 2.2.4 缝内流体流动 |
| 2.2.5 多缝流量分配的实现 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 水力裂缝的复杂性研究 |
| 3.1 RFPA数字图像技术 |
| 3.2 水力裂缝复杂性表征 |
| 3.3 复杂水力裂缝的扩展特征 |
| 3.3.1 复杂水力裂缝的形成 |
| 3.3.2 天然裂缝密度对水力裂缝复杂性的影响 |
| 3.3.3 地应力差对水力裂缝复杂性的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 岩石脆性对水力裂缝扩展特征的影响 |
| 4.1 岩石的脆性和脆性指数 |
| 4.2 页岩脆性及其对水力裂缝扩展特征的影响 |
| 4.2.1 页岩脆性对天然裂缝形成的影响 |
| 4.2.2 天然裂缝对页岩水力裂缝复杂性的影响 |
| 4.2.3 页岩水力裂缝的扩展特征 |
| 4.2.4 脆性与延性页岩水力裂缝扩展特征的差异 |
| 4.3 砂砾岩脆性及其对水力裂缝扩展特征的影响 |
| 4.3.1 砂砾岩的脆性 |
| 4.3.2 脆性对砂砾岩水力裂缝扩展特征的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 低渗砂砾岩储层特性及水力裂缝扩展模式 |
| 5.1 低渗砂砾岩储层特征 |
| 5.1.1 地层划分对比 |
| 5.1.2 储层岩性 |
| 5.1.3 储层物性 |
| 5.1.4 储层非均质性 |
| 5.1.5 储层各向异性 |
| 5.2 砂砾岩强度的尺寸效应 |
| 5.3 砂砾岩水力裂缝扩展模式 |
| 5.3.1 数值模拟方法的优势 |
| 5.3.2 砾石强度与地应力差的影响 |
| 5.3.3 砾石形状和分布的影响 |
| 5.3.4 扩展模式总结及其研究价值 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 巨厚低渗砂砾岩储层水力裂缝的扩展特征 |
| 6.1 储层纵向分布特征 |
| 6.2 砂砾岩的非均质性及其在软件中的处理 |
| 6.3 巨厚砂砾岩储层水力裂缝的扩展 |
| 6.3.1 储层概况 |
| 6.3.2 水力裂缝的扩展 |
| 6.3.3 水力裂缝的微震监测 |
| 6.3.4 X形水力裂缝的形成原因 |
| 6.3.5 X形水力裂缝的复杂性 |
| 6.4 巨厚砂砾岩储层压裂改造范围影响因素 |
| 6.4.1 水平地应力的影响 |
| 6.4.2 施工条件的影响 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 低渗多薄砂砾岩储层水力裂缝扩展特征 |
| 7.1 储层概况 |
| 7.2 压裂改造的难点与分析 |
| 7.2.1 压裂改造的难点 |
| 7.2.2 难点分析 |
| 7.3 多薄储层水力裂缝的扩展 |
| 7.4 多薄储层缝高延伸影响因素研究 |
| 7.4.1 隔层的影响 |
| 7.4.2 射孔方案的影响 |
| 7.4.3 层理的影响 |
| 7.5 本章小结 |
| 8 结论与展望 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 创新点摘要 |
| 8.3 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）龙马溪组页岩气储层交替注液压裂裂缝扩展规律研究（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 四川盆地海相页岩气成藏机理及开发现状 |
| 1.2.2 页岩气真三轴水力压裂物理模拟现状 |
| 1.2.3 页岩气水力压裂数值模拟研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 四川龙马溪组页岩气藏储层特征 |
| 2.1 长宁-威远地区龙马溪组页岩地质背景 |
| 2.2 龙马溪组页岩岩石力学特征 |
| 2.2.1 龙马溪组页岩矿物组份分析 |
| 2.2.2 龙马溪组页岩岩石力学参数测定 |
| 2.3 小结 |
| 第3章 基于交替注液的深层页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究 |
| 3.1 实验仪器及岩样制作 |
| 3.2 实验方案 |
| 3.3 实验结果及分析 |
| 3.3.1 深层页岩试样裂缝特征描述 |
| 3.3.2 室内压裂实验结果分析 |
| 3.3.3 胶液和滑溜水在压裂过程中的造缝能力评价 |
| 3.3.4 层理缝和高角度天然裂缝对裂缝形态的影响评价 |
| 3.3.5 交替注液工序对造缝效果的影响评价 |
| 3.3.6 次级裂缝对主缝扩展的影响评价 |
| 3.4 深层页岩交替注液压裂裂缝扩展规律及现场验证 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 交替注液裂缝扩展离散元数值模拟研究 |
| 4.1 龙马溪组页岩PFC2D模型 |
| 4.1.1 PFC方法的力学原理 |
| 4.1.2 页岩PFC2D模型微观力学参数校准 |
| 4.1.3 页岩起裂扩展离散元模型 |
| 4.2 页岩裂缝扩展形态的关键因素评价 |
| 4.2.1 交替注液工序对龙马溪组页岩裂缝形态的影响评价 |
| 4.2.2 天然裂缝与层理缝夹角对龙马溪组页岩裂缝形态的影响评价 |
| 4.2.3 裂缝胶结强度对深层页岩裂缝形态的影响评价 |
| 4.3 小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（9）页岩气井筒流动—水平井产能耦合模型研究（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 井筒压力研究现状 |
| 1.2.1 单相流井筒压力模型研究现状 |
| 1.2.2 气液两相流井筒压力模型研究现状 |
| 1.3 水平井产能研究现状 |
| 1.4 页岩气研究现状 |
| 1.5 研究内容与技术路线 |
| 1.5.1 本文主要研究内容 |
| 1.5.2 技术路线图 |
| 第2章 页岩气藏渗流机理 |
| 2.1 页岩气藏的储层特征 |
| 2.2 页岩气运移机理 |
| 2.2.1 页岩气吸附解吸机理 |
| 2.2.2 页岩气扩散机理 |
| 2.3 低渗气藏主要渗流特征 |
| 2.3.1 启动压力梯度 |
| 2.3.2 应力敏感性 |
| 2.3.3 滑脱效应 |
| 2.3.4 高速非达西流 |
| 2.3.5 水锁效应 |
| 第3章 低渗气藏水平井产能研究 |
| 3.1 低渗气藏单相流水平井产能分析 |
| 3.1.1 模型条件假设 |
| 3.1.2 低渗气藏单相流水平井产能公式推导 |
| 3.1.3 影响因素分析 |
| 3.2 低渗气藏两相流水平井产能分析 |
| 3.2.1 模型条件假设 |
| 3.2.2 低渗气藏两相流水平井产能公式推导 |
| 3.2.3 气水两相拟压力计算 |
| 3.2.4 影响因素分析 |
| 第4章 气井井筒压力研究 |
| 4.1 单相管流压力梯度模型理论基础 |
| 4.1.1 气相管流基本方程 |
| 4.1.2 气井井底压力计算 |
| 4.2 气液两相管流压力计算理论基础 |
| 4.2.1 垂直两相管流压力计算方法 |
| 4.2.2 倾斜(水平)管两相管流压力计算方法 |
| 4.3 实例计算及压降影响因素分析 |
| 4.3.1 单相流垂直井筒压降分析 |
| 4.3.2 两相流垂直井筒压降分析 |
| 4.3.3 单相流水平井筒压降分析 |
| 4.3.4 两相流水平井筒压降分析 |
| 第5章 页岩气藏压裂水平井产能研究 |
| 5.1 压裂水平井单相产能模型 |
| 5.1.1 模型条件假设 |
| 5.1.2 公式推导 |
| 5.1.3 模型求解 |
| 5.2 压裂水平井气水两相产能模型 |
| 5.2.1 模型条件假设 |
| 5.2.2 公式推导 |
| 5.2.3 模型求解 |
| 5.3 实例计算及影响因素分析 |
| 5.3.1 压裂水平井单相产能影响因素分析 |
| 5.3.2 压裂水平井气水两相产能模型实例分析 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的学术论文及科研成果 |
（10）低渗气藏单井产能及影响因素研究（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 低渗气藏渗流理论研究现状 |
| 1.2.2 低渗透气井产能研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 本文主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 低渗透气藏渗流机理 |
| 2.1 低渗透气藏的定义 |
| 2.2 低渗气藏储层特征分析 |
| 2.2.1 低渗气藏主要地质特征 |
| 2.2.2 国内主要低渗气藏特征 |
| 2.3 低渗砂岩气藏的渗流特征 |
| 2.3.1 滑脱效应 |
| 2.3.2 启动压力梯度 |
| 2.3.3 应力敏感 |
| 2.3.4 水锁伤害 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 低渗透气藏水平井稳态产能模型 |
| 3.1 水平井稳态产能研究 |
| 3.1.1 常规水平井产能公式分析 |
| 3.1.2 经典水平井产能公式的异同 |
| 3.2 低渗透气藏水平井稳态产能方程推导 |
| 3.2.1 低渗透气藏水平井单相产能公式推导 |
| 3.2.2 考虑启动压力梯度和应力敏感的影响 |
| 3.2.3 考虑高速非达西渗流效应的影响 |
| 3.3 低渗透气藏在不同物理模型下的产能公式 |
| 3.3.1 有效井径模型 |
| 3.3.2 椭球模型 |
| 3.3.3 三种计算产能公式差异及适用性分析 |
| 3.4 水平井产能影响因素分析 |
| 3.4.1 水平段长度对产能的影响 |
| 3.4.2 各向异性对产能的影响 |
| 3.4.3 储层厚度对产能的影响 |
| 3.4.4 启动压力梯度对产能的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 低渗气藏压裂水平井稳态产能研究 |
| 4.1 压裂水平井物理模型及假设条件 |
| 4.2 压裂水平井单相产能公式推导 |
| 4.2.1 储层渗流模型 |
| 4.2.2 裂缝渗流模型 |
| 4.3 压裂水平井产能影响因素分析 |
| 4.3.1 裂缝导流能力对产能的影响 |
| 4.3.2 裂缝条数对产能的影响 |
| 4.3.3 裂缝长度对产能的影响 |
| 4.3.4 裂缝间距对产能的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 低渗气藏单井数值模拟研究 |
| 5.1 数值模拟基础资料整理 |
| 5.1.1 天然气性质 |
| 5.1.2 产出水性质 |
| 5.1.3 气水相渗特征 |
| 5.2 单井模型的建立 |
| 5.3 单井模型生产动态预测 |
| 5.4 压裂参数优化论证 |
| 5.4.1 压裂段数 |
| 5.4.2 压裂缝长(半缝长) |
| 5.4.3 各段不等强度压裂 |
| 5.5 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 |
四、提高深层低渗油气藏压裂效果的方法（论文参考文献）
- [1]中国海油非常规和海上低渗储层压裂技术现状与展望[J]. 范白涛,陈峥嵘,姜浒,吴怡,李斌,杨琦,李亮. 中国海上油气, 2021(04)
- [2]深层油气低渗岩石气体渗透性-水力压裂一体化测试装置[J]. 张玉,于婷婷,张通,栾雅琳,刘书言. 实验技术与管理, 2021(05)
- [3]中国石化地质工程一体化发展方向[J]. 孙焕泉,周德华,赵培荣,李王鹏,冯动军,高波. 油气藏评价与开发, 2021(03)
- [4]渤海湾盆地济阳坳陷中深层低渗砂砾岩油藏控制储量升级标准[J]. 李姝,黄学斌,肖玉茹,郑振恒,刘丽琼. 石油实验地质, 2021(01)
- [5]钻井过程中保护低渗特低渗油气层的必要性、重要性与发展趋势[J]. 蒋官澄,程荣超,谭宾,董腾飞,贾东民,吕开河,彭春耀,白杨,李斌. 钻井液与完井液, 2020(04)
- [6]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [7]低渗储层水力裂缝扩展特征的数值模拟研究[D]. 李志超. 大连理工大学, 2019(06)
- [8]龙马溪组页岩气储层交替注液压裂裂缝扩展规律研究[D]. 常智. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [9]页岩气井筒流动—水平井产能耦合模型研究[D]. 唐勇. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]低渗气藏单井产能及影响因素研究[D]. 申鹏翔. 西南石油大学, 2019(06)