一、伴蒸汽注化学剂提高采收率的室内研究（论文文献综述）
郝宏达[1]（2018）在《边底水断块油藏注气控水增油技术及相关机理研究》文中研究说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。
李浩哲[2]（2017）在《降粘剂辅助SAGD技术研究》文中进行了进一步梳理蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）是开采超稠油和油砂的重要技术,目前已在世界范围内得到了广泛应用。但是SAGD采油过程存在能耗大、能量利用率低等问题,尤其目前油价低迷,对SAGD技术开采超稠油提出了严峻的挑战。为此,采用蒸汽伴注降粘剂的方法,对SAGD技术进行改进,以达到降本提效的目的。本文选择新疆风城油田超稠油,开展降粘剂辅助SAGD技术基础研究。通过降粘率测试、高温老化以及一维驱替等一系列筛选实验得到适用于目标区块的高温降粘剂体系;利用筛选出的降粘剂,开展二维物理模拟实验,获得降粘剂辅助SAGD生产规律;利用CMG软件开展数值模拟研究,在对实验数据进行历史拟合的基础上,优选降粘剂的注入时机、注入比例以及注采比。研究结果表明:水溶性降粘剂WSVR8在50℃条件下对目标原油的降粘率可达98.0%,高温老化后仍能保持较高活性,并且与蒸汽联合驱替时驱油效率高,满足筛选要求;二维物模实验表明,联合注入蒸汽和降粘剂后,采油速度从2.22增大至4.57mL/min,累积油汽比从0.106提高至0.127;数值模拟研究表明,降粘剂最佳注入时机为稳产阶段和产量递减阶段,降粘剂与蒸汽的最佳注入比例为1:9,最优采注比为1.2。降粘剂辅助SAGD技术能够综合热力降粘和化学降粘的原理,加快蒸汽腔边缘泄油速度,对改善超稠油开发效果具有可行性。
曹嫣镔,刘冬青,王善堂,于田田,张仲平[3]（2014）在《中深层稠油油藏化学辅助蒸汽驱三维物理模拟与应用》文中研究指明胜利油田稠油油藏由于埋深和边底水的影响,油藏压力无法降低到5 MPa以下再进行蒸汽驱,一般转驱压力为7 MPa。为进一步提高蒸汽驱的实施效果,利用室内实验研究了化学辅助驱方式进一步提高采收率。以胜利油田孤岛油田Ng5层位直井反九点井网为原型开展物理模拟研究。通过对比单纯蒸汽驱、化学辅助蒸汽驱等不同方式提高采收率的幅度,对泡沫剂、驱油剂不同注入方式进行对比分析,并确定现场实施方式。室内实验研究结果表明:采用"先调后驱"的化学辅助蒸汽驱方式,可以在蒸汽驱的基础上进一步提高采收率;高温驱油剂的主要作用是提高蒸汽前沿热水带洗油效率,高温泡沫的主要作用是调整蒸汽剖面,增加波及体积,提高热利用率。现场实际应用表明,化学辅助蒸汽驱是高压稠油油藏转蒸汽驱可行的开发方式。
周淑娟[4]（2013）在《薄层稠油复合冷采效果分析与工艺参数优化》文中指出胜利油田陈373区块油层厚度薄，纯总比低，原油粘度高，属于特稠油油藏，应用蒸汽吞吐开发方式，热损失大，周期产量、油汽比递减快，油汽比低，生产效果差，为提高区块生产效果，探索化学剂与气体复合吞吐等开发方式的可行性，以陈373块稠油为研究对象进行了室内实验，主要包括化学剂对地层水增粘、降低油水界面张力、降低原油粘度以及CO2、N2在稠油中的溶解度和化学剂、气体及其复合对稠油性质的影响。实验结果表明，陈373区块原油适应水溶性自扩散降粘体系和气体复合开采。水溶性自扩散降粘体系可以较大幅度的降低原油粘度和油水界面张力；CO2、N2在一定温度和压力条件下可大量溶入陈373区块原油中，溶解度越大，原油降粘效果越好，原油体积系数呈线性增加；气体与化学剂溶液复合对原油有良好的协同降粘作用。以陈373块3个井组（陈371-6、陈311、陈36-X76）为研究对象，基于该区块的地质参数运用油藏数值模拟技术，建立了地质模型，优化注入参数，分析了复合吞吐的生产效果，结果表明，陈371-6、陈311、陈36-X76三口井蒸汽吞吐78个周期之后，产出投入比一般都低于1，单纯依靠蒸汽吞吐很难进一步提高产能，在适当的时机进行复合吞吐（陈371-6井转冷采时机为第五周期，陈311井转冷采时机为第四周期，陈36-X76井转冷采时机为第七周期），可以减缓周期产油量随周期数的递减速度，增加生产轮次，提高经济效益，其中CO2与化学剂复合吞吐周期产油量优于N2与化学剂复合吞吐。室内试验和数值模拟表明，化学剂与CO2或N2复合冷采工艺适合陈373块薄层稠油多轮次吞吐后期开发。
谷国剑[5]（2013）在《井筒降粘举升工艺经济评价及方式优选》文中研究指明针对现场井筒降粘举升工艺方式选择缺乏理论依据，本文从单井的日经济效益方面入手，针对不同的井筒降粘方式建立日运行费用计算模型及日经济效益评价模型，开展不同井筒降粘举升方式选择的研究。基于各种降粘方式的工艺和机理，综合考虑每种方式初期一次性投入、每天运转所需费用、设备损耗、检泵以及油水处理费用等，建立了井筒降粘举升工艺的相对日运行费用模型及单井日经济效益模型，形成了基于技术经济评价的井筒降粘方式选择的方法。通过编制“井筒降粘举升优化设计及经济评价软件”，对不同的井筒降粘方式进行了分析评价。把系统效率的提高作为技术指标来评价降粘效果，同时通过计算单井的日经济效益来优化相关参数，并对某一稠油区块十口井进行了不同降粘方式的经济指标评价。结果表明：各井筒降粘工艺都提高了系统效率，达到了降粘的目的。初期一次性投入电加热最高，掺热水次之，掺化学剂和掺稀油最少。当掺稀油降粘方式稀油与稠油混合后按照稠油处理时，日运行费用由高到低依次为掺化学剂、掺稀油、电加热、掺热水；当掺稀油降粘方式稀油与稠油混合后按照稀油处理时，日运行费用由高到低依次为掺化学剂、电加热、掺热水、掺稀油。在不同的生产时段内，各降粘方式整体投入会发生改变。
冯岸洲,张贵才,葛际江,王洋,王冲,蒋平[6]（2012）在《表面活性剂体系改善稠油油藏注蒸汽开发效果研究进展》文中提出针对常规注蒸汽采油中蒸汽超覆和指进、且洗油效率低的特点,介绍了国内外表面活性剂体系改善注蒸汽采油开发效果的一些研究进展,主要包括蒸汽/泡沫剂、蒸汽/降黏剂和蒸汽/增油助排剂。综述了各种方法的研究现状、作用机理及适用条件,并指出了不同方法存在的问题和发展的方向。
张弦[7]（2011）在《中深层稠油油藏改善蒸汽驱效果技术及其机理研究》文中进行了进一步梳理蒸汽驱是目前普遍使用的提高稠油采收率技术,但其本身还存在一些不足。首先,蒸汽重力超覆现象随油层厚度的增加而加剧,从而造成蒸汽驱的体积波及系数低；其次,蒸汽驱时指进现象严重,尤其在非均质油藏中常常发生注入蒸汽沿高渗层窜流,导致注入蒸汽大量损失和体积波及系数降低；第三,随着蒸汽驱采油进入中后期阶段,原油产量下降,汽油比明显升高,经济效益变差,大量的热能被滞留在储层岩石和流体中,如果蒸汽驱一直进行下去直到开采过程结束,那么这些留在岩石和流体中的热量将被浪费。因此,开展稠油油藏改善蒸汽驱开发效果技术及其机理研究具有重要意义。本文立足于辽河油田齐40块中深层稠油油藏蒸汽驱开发实际,分别对先导试验区、扩大试验区和规模汽驱井组的蒸汽驱开发效果进行评价,提出了目前各个试验区井组面临的主要问题及矛盾。生产数据显示,蒸汽驱在齐40块的应用已取得了成功,但也暴露出许多急需解决的矛盾,主要包括：先导试验区4井组目前已经处于汽驱阶段后期,高投入和低产出的矛盾日益突出,继续维持现状已经无法满足经济效益要求,需要开展蒸汽驱后期提高采收率技术研究；扩大试验区7井组在蒸汽驱过程中45%的井发生不同程度的汽窜现象,严重影响正常生产,需要开展控制汽窜技术研究；齐40块规模汽驱井组汽驱过程中由于油藏动用不均、分注效果差及蒸汽突破不断加剧等原因,造成产量出现下降趋势,需要研究新技术以扩大蒸汽波及系数、抑制蒸汽突破、改善蒸汽驱开发效果。针对齐40块各试验区汽驱井组所出现的主要问题及矛盾,开展了改善蒸汽驱开发效果技术及其机理研究。首先,着眼于缓解蒸汽驱开发中汽窜现象,对蒸汽驱汽窜开展了渗流理论分析,确定了倾斜地层驱替界面稳定的条件,分析了流度比、不同界面位置,以及不同注采井距对驱替界面稳定性的影响,从理论层面认识了启动压力梯度变化对界面稳定性的控制作用。实验研究方面,开展了蒸汽驱汽窜一维及二维物理模拟研究,并研制出适合控制汽窜的腐殖酸钠高温调堵剂,具有泵入性能良好,耐盐性良好（最高可耐NaCl浓度40000mg/L, CaCl2浓度8000mg/L）,耐温性能良好（可耐290℃的高温）,完全满足蒸汽驱控制汽窜的温度要求。实验结果表明,腐殖酸钠凝胶调堵体系对不同渗透率的岩心都有良好的封堵效果,封堵率在95%左右,并具有堵大不堵小的特性,最优配方为：腐殖酸钠（质量分数9%）、甲醛（质量分数1.5%）、间苯二酚（质量分数2.0%）,最佳适用pH值为7-9。其次,研究了化学剂结晶控制蒸汽冷凝水流度提高稠油采收率技术,利用分相流动方程与Buckley-Leverett驱替理论研究了化学剂结晶法对稠油热采采收率的影响,提出了“化学剂结晶前后水油流度比可以用水相残余阻力系数的变化来表示”这一创造性思路,大大简化了室内实验测量与计算的工作量。实验研究方面,开展了MA降低水相渗透率实验和室内模拟驱油实验,实验结果表明,水相残余阻力系数随温度和注入量的增加而增加,为保证MA降低渗透率的效果,注入量应该大于1PV,注入温度应高于220℃。MA对水相渗透率的降低具有可逆性,随着注入温度的升高,可逐渐解除MA对水相渗透率的影响。油相残余阻力系数测定实验结果表明,注入MA前后不同温度的油相残余阻力系数都接近1,说明MA具有堵水不堵油的特性。驱油实验结果表明,当温度由200℃降低至160℃时,注MA饱和溶液的岩心的驱油效率为49.9%,比单纯200℃热水驱高10.1%,比160℃热水驱的驱油效率高11.7%。当温度由200℃降低至60℃时,注MA饱和溶液的岩心的驱油效率为37.1%,其效果介于200℃热水驱和60℃热水驱之间。最后,开展了蒸汽驱后转换开发方式研究,探讨了蒸汽驱后热水驱提高采收率机理,开展了蒸汽驱后热水驱物理模拟实验研究,设计了汽驱后继续注蒸汽、转热水驱、水汽交注三种方案,实验结果表明,转驱阶段驱油效率分别为4.42%、2.99%、3.76%,转热水驱的驱油效率略低,但其低廉的成本仍然是蒸汽驱后开采方式的首选。针对齐40块先导试验区4井组,利用多项动、静态监测资料进行了对比分析,在数模结果与微地震测试、新井测井、动态监测资料吻合较好的前提下,按照监测资料一致性的原则,利用相关公式推算出没有吸汽剖面注汽井的小层吸汽比例,确定各小层的动用程度,对非均质油藏蒸汽驱后平面、层内、层间的剩余油分布规律进行了分析,描述出汽驱后各小层剩余油分布。目前先导试验区剩余地质储量为38.3×104t,含油饱和度为33%。进行了先导试验区蒸汽驱后转热水驱油藏工程优化设计研究,对注水温度、注水量、注采比、注水层段、注水时机等参数进行了优选,数值模拟结果表明：齐40块先导试验区转热水驱合理井底注水温度为150℃,折算到地面,井口注水温度应达到180℃；合理注采比为1.2：1,合理注水量为100t/d左右；应采取笼统方式注水,且尽早转热水驱开发。
向刚[8]（2011）在《稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计》文中研究指明自1980年代以来,我国先后在辽河、胜利、塔河和河南等油田进行了稠油的工业化开采,取得了显着的经济和社会效益,但理论研究和现场应用中仍存在许多问题,如稠油井井筒流体流动条件和举升效果差;稠油粘度高,抽油杆柱在井筒流体中运行摩阻大,杆柱下行困难,造成抽油机悬点运动和杆柱下行的不协调,影响油井的正常生产等。针对这些问题,研究了抽油机井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺,运用热传导理论建立了抽油机井杆中管掺热流体闭式正反循环的井筒流体温度计算模型,计算了不同掺入参数对井筒中地层产出流体温度的影响;基于四种不同类型的抽油机悬点运动特性和杆柱受力分析,建立了抽油机悬点运动规律和抽油杆柱自由下行运动规律的计算模型,分析了悬点运动与抽油杆柱下行运动的协调性;运用节点系统分析方法,建立了稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计模型。研究结果表明,在杆中管掺热液体工艺中,提高掺入热液体的温度和质量流率,井筒中地层产出流体的温度升高,且采用反循环方式掺入时地层产出流体在井口温度较高,更有利于地面集输;在杆中管掺热蒸汽工艺中,井筒中地层产出流体的温度随掺入蒸汽的干度和质量流率的增大而增大,而且存在一个最佳蒸汽掺入温度;抽油杆柱在井筒流体中自由下行时,先做加速运动最后达到匀速运动,且达到匀速运动的时间与井筒中地层产出流体的等值粘度的大小反相关,抽油机悬点与抽油杆柱下行运动之间存在临界冲次,不超过临界冲次时抽油机悬点运动与抽油杆柱下行运动才能协调;抽油机井的悬点载荷对掺入热流体的参数有较强的敏感性,提高掺入参数,抽油机井的最大悬点载荷减小,最小悬点载荷增加,载荷差降低,举升效果得到改善,且正循环方式的举升效果优于反循环方式。编制的“稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计软件”在胜利油田和塔河油田应用良好,对其它同类油田的开采也有一定借鉴作用。
段友智[9]（2010）在《稠油热采化学调驱复合体系研究》文中研究表明通过电喷雾质谱及高效液相色谱测定含有单及多极性基团混合阴离子表面活性剂平均相对分子质量,结合1H-NMR谱及元素分析表征混合阴离子表面活性剂的组成及分子结构。组成及分子结构表征表明,非极性基团为多芳环分子结构的分子中通常含有双或多极性基团,烷烃基支链的数量较多,支链的分子链较短,界面活性相对较低;但在水相中溶解性能好,通常对分子结构为单极性基团的成分具有增溶作用;而平均相对分子质量较大的活性组分,烷烃基侧链的平均甲基数多,在油水界面上疏水基覆盖率增加,碳氢链的排列紧密,耐温性能好,是作为热采驱油剂使用时降低油水界面张力的主要成分,但在水相中的溶解性能差,单独使用无法获得超低油水界面张力。混合驱油体系正是通过结构差异的互补,改善亲水亲油失衡,增加大分子结构表面活性剂在油水界面的分配等协同作用,从而使整个体系获得超低油水界面张力。这种协同作用对各组分的组成平衡变化较为敏感,矿场应用时由于存在矿物质对各组分的不平衡吸附以及各组分在多孔隙结构中的渗流性能差异等,均会对组成平衡造成破坏,从而使协同作用减弱甚至消失。在驱油体系中加入分子量低、水溶解性好的非离子表面活性剂,可通过对大分子组分的增溶作用减少其向固体表面的分配,通过竞争吸附作用降低在矿物质表面的吸附损耗,以及对高价阳离子具有分散及螯合作用从而减少沉降损失,通过上述作用实现驱油体系在流动过程中的保持组分平衡及组分间的协同效应,从而提高洗油效率。此外,稠油油藏的非均质性及驱油体系与稠油间极其不利的流度比,驱油体系对低渗透率层及高残余油饱和度层位的波及效率低,是造成驱油体系驱油效率较低的外在因素。本文研制的温度选择性膨胀树脂调堵体系,该体系基液为低粘度的液体,可实现在中、深部地层的调堵;低温下化学性质稳定,注入蒸汽后高温引发调堵体系稠化,并形成以固化树脂为连续相,气体为分散相的膨胀树脂,并通过氢键与矿物质表面形成较强的键合力,对大孔道地层具有很高的封堵效率,并可利用注入蒸汽后的温度场分布,实现对高渗层及大孔道层位的封堵。双管岩心模拟蒸汽驱替实验表明,驱油体系与调堵体系的复合技术可使低渗透率及高残余油饱和度岩心的采收率提高23.4%,具有很好的应用前景。
唐培忠[10]（2007）在《石油磺酸盐提高稠油开采效果技术研究》文中研究指明胜利油田稠油资源丰富,截止2005年12月,探明稠油地质储量4.41×108t,建成了年产230×104t的生产能力,是胜利油田原油稳产高产的重要组成部分。注蒸汽采油是胜利油田稠油藏开采的主要方式,然而由于稠油粘度高,油藏类型复杂,油层物性差异大,给经济高效开发带来了很大的难度。油水界面张力高、洗油效率低是制约蒸汽吞吐热采效果的主要因素之一;另一方面,胜利油田特超稠油由于埋藏深度大,粘度高,致使注汽压力高、注汽不能按设计顺利进行。此外,现有的驱油降粘剂成本高。本论文针对上述问题,首先开展了以胜利石油磺酸盐为主剂的性能优越、价格低廉的高温降粘驱油剂的研制。因储层颗粒表面带负电荷,大量的研究表面,价格低廉的阴离子表面活性剂更适合于作为稠油油藏的驱油降粘剂。胜利石油磺酸盐是一种活性较高的表面活性剂,但是单纯的胜利石油磺酸盐与胜利油田稠油的油水界面张力高,不能有效地改善稠油油藏的开发效果。而非离子表面活性剂可有效提高阴离子性表面活性剂的界面活性,降低混合体系的CMC值,利用非离子表面活性剂可以降低胜利石油磺酸盐与稠油油水界面张力、提高胜利石油磺酸盐对稠油的乳化性能。此外,为提高复合体系的抗盐性能,优选并复配了少量无机聚合体。其次,进行了胜利石油磺酸盐复合体系综合性能进行评价。具体开展了;（1）复合体系表面张力、界面张力评价实验,开展乳化性能评价实验;（2）开展抗盐性实验,对体系抗盐性能进行评价研究;（3）开展耐温性能评价,对体系耐温性进行研究;（4）开展石油磺酸盐复合体系降低注汽压力评价实验,研究其分别降低单56区块、孤东827区块、孤岛稠油区块注汽压力评价实验,研究其提高驱替效率和采收率程度。然后开展了石油磺酸盐改善稠油注蒸汽开发效果实施工艺优化研究。利用注汽驱物理模拟装置共分两方面开展实验;一方面,开展石油磺酸盐注入时机研究。研究在不同的注蒸汽阶段注入石油磺酸盐复合体系对开发效果的影响,确定最佳的注入时机。研究结果表明,在早期注入石油磺酸盐的效果优于在注汽后期注入石油磺酸盐复合体系,当蒸汽驱替量较大时,蒸汽己在岩心中形成窜流通道,此时注入石油磺酸盐,部分石油磺酸盐尚未同稠油进行充分作用已随注入流体窜流,影响了其提高采收率的最终结果;另一方面,开展不同石油磺酸盐组合方式提高蒸汽开发效果的程度,优化出最佳注入方式。结果表明,相同的石油磺酸盐伴蒸汽一段塞注入的效果明显不如多段塞的方式,段塞数越多其提高采收率的程度越大。最后,根据室内工艺优化研究的结果开展了现场试验。现场应用时对于原油粘度高的特超稠油,采取“前置液+多段塞伴蒸汽注入”的方式,而对于普通稠油单纯采取前置液注入或伴蒸汽注入的方式即可。现场应用结果表明,稠油油藏注蒸汽热采过程注入本论文研制的胜利石油磺酸盐复合体系可大幅度提高单井日液、日油,降低产出液含水,平均单井增油520余吨,投入产出比1;3以上,取得了显着的效果,对于稠油油藏提高采收率具有十分重要的意义。
二、伴蒸汽注化学剂提高采收率的室内研究（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、伴蒸汽注化学剂提高采收率的室内研究（论文提纲范文）
（1）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 |
（2）降粘剂辅助SAGD技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.1.1 研究目的 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 改进SAGD技术研究现状 |
| 1.2.2 降粘剂辅助SAGD技术研究现状 |
| 1.2.3 降粘剂研究与应用现状 |
| 1.2.4 研究中存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第2章 降粘剂筛选实验研究 |
| 2.1 实验目的及方案设计 |
| 2.2 降粘率测试实验 |
| 2.2.1 实验材料 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.2.3 实验方法 |
| 2.2.4 实验结果与讨论 |
| 2.3 高温老化试验 |
| 2.3.1 实验材料 |
| 2.3.2 实验仪器 |
| 2.3.3 实验方法 |
| 2.3.4 实验结果与讨论 |
| 2.4 一维驱替实验 |
| 2.4.1 实验材料 |
| 2.4.2 实验仪器 |
| 2.4.3 实验方法 |
| 2.4.4 实验结果与讨论 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 二维物理模拟实验研究 |
| 3.1 实验目的及方案设计 |
| 3.2 实验材料 |
| 3.3 实验装置 |
| 3.3.1 注入系统 |
| 3.3.2 模型本体 |
| 3.3.3 测控系统 |
| 3.3.4 产出系统 |
| 3.4 实验步骤及方法 |
| 3.5 实验结果及讨论 |
| 3.5.1 物理模型参数 |
| 3.5.2 实验概况 |
| 3.5.3 蒸汽腔变化特点 |
| 3.5.4 生产动态特征 |
| 3.5.5 降粘剂提高采收率效果评价 |
| 3.6 本章小结 |
| 第4章 降粘剂辅助SAGD数值模拟研究 |
| 4.1 数值模型的建立 |
| 4.1.1 网格划分 |
| 4.1.2 岩石流体参数 |
| 4.1.3 降粘剂降粘效果的表征 |
| 4.2 历史拟合 |
| 4.2.1 拟合方法及主要拟合指标 |
| 4.2.2 生产动态参数拟合结果 |
| 4.2.3 蒸汽腔发育情况分析 |
| 4.3 注采参数优化设计 |
| 4.3.1 降粘剂的注入时机 |
| 4.3.2 降粘剂蒸汽的注入比例 |
| 4.3.3 采注比 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）薄层稠油复合冷采效果分析与工艺参数优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 蒸汽吞吐后期提高开发效果的技术研究现状 |
| 1.2.2 复合吞吐技术研究现状 |
| 1.3 研究目标与主要研究内容 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法和技术路线 |
| 第二章 化学剂与气体对稠油作用的实验分析 |
| 2.1 复合吞吐的机理 |
| 2.1.1 化学剂作用机理 |
| 2.1.2 CO_2作用机理 |
| 2.1.3 N_2的作用机理 |
| 2.1.4 气体与化学剂协同在生产中的作用 |
| 2.2 陈 373 块原油基本物理性质 |
| 2.2.1 原油的密度 |
| 2.2.2 脱水原油粘温曲线 |
| 2.3 化学剂对原油物性的影响及其筛选 |
| 2.3.1 化学剂对地层水的增粘性能评价 |
| 2.3.2 降低油水界面张力性能评价 |
| 2.3.3 降低原油粘度性能评价 |
| 2.4 CO_2、N_2及其分别与化学剂复合对原油物性的影响 |
| 2.4.1 油藏温度条件下 CO_2、N_2在原油和混有化学剂溶液原油中的溶解度 |
| 2.4.2 CO_2、N_2及其与化学剂协同作用对原油粘度和体积系数的影响 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 复合冷采吞吐开发方式研究与优化 |
| 3.1 陈 373 块概况 |
| 3.1.1 地质概况 |
| 3.1.2 储层特征 |
| 3.2 地质模型的建立及历史拟合 |
| 3.2.1 陈 36-X76 井组的油藏状况 |
| 3.2.2 地质模型的建立 |
| 3.2.3 历史拟合及生产状况 |
| 3.3 CJC36-X76 井不同开发方式计算分析 |
| 3.3.1 CJC36-X76 井蒸汽吞吐分析 |
| 3.3.2 CJC36-X76 井化学剂吞吐分析 |
| 3.3.3 CJC36-X76 井 CO_2吞吐分析 |
| 3.3.4 CJC36-X76 井 N_2吞吐分析 |
| 3.3.5 CJC36-X76 井化学剂与 CO2复合冷采分析 |
| 3.3.6 CJC36-X76 井化学剂与 N2复合冷采分析 |
| 3.4 CJC36-X76 井经济效益对比分析 |
| 3.5 CJC311 井复合开采效果分析 |
| 3.5.1 CJC311 井复合吞吐效果 |
| 3.5.2 CJC311 蒸汽吞吐转换方式后效果预测 |
| 3.6 CJC371-6 井复合开采效果分析 |
| 3.6.1 CJC371-6 井复合吞吐效果 |
| 3.6.2 CJC371-6 蒸汽吞吐转换方式后效果预测 |
| 3.7 小结 |
| 第四章 油藏静态参数对复合冷采吞吐影响规律研究 |
| 4.1 概念模型的建立和复合冷采吞吐注入参数优化 |
| 4.2 油藏地质及流体性质参数的影响规律 |
| 4.2.1 油层有效厚度对生产效果的影响 |
| 4.2.2 油层渗透率对生产效果的影响 |
| 4.2.3 油层孔隙度对生产效果的影响 |
| 4.2.4 油层深度对生产效果的影响 |
| 4.2.5 含油饱和度对生产效果的影响 |
| 4.2.6 原油粘度对生产效果的影响 |
| 4.3 不同油价下油藏适应性分析 |
| 4.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（5）井筒降粘举升工艺经济评价及方式优选（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 论文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 稠油降粘国内外研究现状 |
| 1.2.2 稠油井筒降粘存在的问题 |
| 1.3 研究的主要内容及解决的关键问题 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 解决的关键问题 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 1.5 课题的创新性 |
| 第二章 稠油粘度影响因素及井筒降粘技术 |
| 2.1 稠油在井筒流动过程中的变化 |
| 2.1.1 温度的变化 |
| 2.1.2 粘度的变化 |
| 2.1.3 流变性的变化 |
| 2.2 影响稠油粘度的因素 |
| 2.2.1 化学组成的影响 |
| 2.2.2 温度的影响 |
| 2.2.3 剪切速率的影响 |
| 2.2.4 含水率的影响 |
| 2.3 井筒降粘举升工艺 |
| 2.3.1 掺热流体循环降粘工艺 |
| 2.3.2 井筒化学降粘工艺 |
| 2.3.3 井筒电加热降粘工艺 |
| 2.3.4 掺稀油降粘工艺 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 稠油井筒降粘举升工艺计算模型 |
| 3.1 井筒流体温度计算模型 |
| 3.1.1 井底至措施实施点段 |
| 3.1.2 措施实施点至井口段 |
| 3.1.3 传热系数的计算 |
| 3.2 电加热井筒流体温度场分析 |
| 3.2.1 加热深度对井筒流体温度的影响 |
| 3.2.2 加热功率对井筒流体温度的影响 |
| 3.3 井筒流体压力计算模型 |
| 3.4 井筒降粘技术配套工艺设计 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 井筒降粘举升工艺经济评价模型的建立 |
| 4.1 井筒降粘日运行费用模型 |
| 4.1.1 电加热工艺日运行费用计算模型 |
| 4.1.2 掺稀油工艺日运行费用计算模型 |
| 4.1.3 掺热水工艺日运行费用计算模型 |
| 4.1.4 掺化学剂工艺日运行费用计算模型 |
| 4.2 井筒降粘经济评价计算模型 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 软件的设计与计算分析 |
| 5.1 软件介绍 |
| 5.1.1 软件设计的总体结构 |
| 5.1.2 主要计算流程图 |
| 5.1.3 主界面 |
| 5.1.4 数据准备 |
| 5.2 井筒降粘举升工艺经济评价参数敏感性分析及优化 |
| 5.2.1 电加热参数敏感性分析 |
| 5.2.2 掺稀油参数敏感性分析 |
| 5.2.3 掺热水参数敏感性分析 |
| 5.2.4 掺化学剂参数敏感性分析 |
| 5.3 不同降粘方式经济评价 |
| 5.3.1 四种降粘方式经济评价 |
| 5.3.2 掺稀油降粘界限研究 |
| 5.3.3 掺化学剂降粘界限研究 |
| 5.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（6）表面活性剂体系改善稠油油藏注蒸汽开发效果研究进展（论文提纲范文）
| 1 蒸汽/泡沫剂复合技术 |
| 2 蒸汽/降黏剂复合技术 |
| 2.1 水基乳化降黏剂 |
| 2.2 油溶性降黏剂 |
| 3 蒸汽/增油助排剂复合技术 |
| 3.1 薄膜扩散剂 (TFSA) |
| 3.2 其他类型增油助排剂 |
| 4 结语 |
（7）中深层稠油油藏改善蒸汽驱效果技术及其机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 问题的提出 |
| 1.2 改善蒸汽驱开发效果技术研究进展 |
| 1.2.1 汽窜防控技术研究进展 |
| 1.2.2 控制蒸汽流度技术研究进展 |
| 1.2.3 蒸汽驱后续热水驱研究进展 |
| 1.3 本文的主要研究内容 |
| 第二章 齐40块中深层稠油油藏蒸汽驱效果评价 |
| 2.1 齐40块中深层稠油油藏概况 |
| 2.2 齐40块中深层稠油油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层层序及层组划分 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 2.2.3 储层特征 |
| 2.2.4 隔夹层特征 |
| 2.2.5 油层特征 |
| 2.2.6 流体性质 |
| 2.2.7 储层敏感性评价 |
| 2.2.8 储量评价 |
| 2.3 齐40汽驱试验区11井组开发效果评价 |
| 2.3.1 先导试验区4井组 |
| 2.3.2 扩大试验区7井组 |
| 2.4 齐40规模汽驱开发效果评价 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 新型高温调堵剂抑窜增效技术研究 |
| 3.1 蒸汽驱汽窜渗流机理研究 |
| 3.1.1 蒸汽驱地质物理模式 |
| 3.1.2 倾斜地层的驱替界面稳定性 |
| 3.1.3 界面稳定性敏感因素分析 |
| 3.2 蒸汽驱汽窜物理模拟实验研究 |
| 3.2.1 一维物理模拟实验 |
| 3.2.2 二维物理模拟实验 |
| 3.3 控制汽窜新型高温调堵剂的研制与评价 |
| 3.3.1 常规控制汽窜技术分析 |
| 3.3.2 腐殖酸钠凝胶调堵体系的研制 |
| 3.3.3 腐殖酸钠凝胶调堵影响因素分析 |
| 3.3.4 实用凝胶体系配方优化 |
| 3.3.5 实用凝胶体系优化配方评价 |
| 3.4 蒸汽驱高温调堵封窜现场施工参数设计 |
| 3.4.1 调堵剂用量的确定 |
| 3.4.2 挤注压力 |
| 3.4.3 注入排量 |
| 3.4.4 顶替液 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 化学剂结晶法控制流度提高蒸汽驱采收率研究 |
| 4.1 化学剂结晶法控制流度理论分析 |
| 4.1.1 形成稳定驱替前缘的条件 |
| 4.1.2 分相流动方程 |
| 4.1.3 Buckley-Leverett驱替理论 |
| 4.1.4 加入化学剂后驱替前缘发生的变化 |
| 4.2 新型控制流度化学剂MA简介 |
| 4.2.1 控制流度化学剂筛选原则 |
| 4.2.2 MA的性质 |
| 4.2.3 MA的工业合成 |
| 4.3 MA控制流度物理模拟实验研究 |
| 4.3.1 MA降低水相渗透率实验 |
| 4.3.2 室内模拟驱油实验 |
| 4.4 MA控制流度现场施工参数设计 |
| 4.4.1 预处理液 |
| 4.4.2 MA的注入浓度 |
| 4.4.3 注汽速度 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 中深层稠油油藏蒸汽驱后热水驱技术研究 |
| 5.1 蒸汽驱后热水驱提高采收率机理 |
| 5.2 蒸汽驱后热水驱物理模拟实验研究 |
| 5.2.1 实验准备 |
| 5.2.2 实验步骤 |
| 5.2.3 实验结果与讨论 |
| 5.3 先导试验区蒸汽驱后热水驱潜力分析 |
| 5.3.1 先导试验区转驱的必要性 |
| 5.3.2 先导试验区剩余油分布研究 |
| 5.3.3 先导试验区转热水驱的可行性 |
| 5.4 蒸汽驱后热水驱油藏工程优化设计 |
| 5.4.1 油藏工程设计原则 |
| 5.4.2 注水温度优选 |
| 5.4.3 合理注采比及注水量确定 |
| 5.4.4 注水层段优选 |
| 5.4.5 注水时机确定 |
| 5.5 实施方案部署及指标预测 |
| 5.5.1 部署原则 |
| 5.5.2 部署结果 |
| 5.5.3 注采系统设计 |
| 5.5.4 开发指标预测 |
| 5.6 方案实施及监测要求 |
| 5.6.1 实施中可能出现的问题及对策 |
| 5.6.2 实施中监测要求 |
| 5.7 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的文章 |
| 攻读博士学位期间参加的科研项目 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（8）稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 论文研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油降粘国内外研究现状 |
| 1.2.2 稠油举升国内外研究现状 |
| 1.2.3 抽油机悬点运动学特性国内外研究现状 |
| 1.3 研究的主要内容及拟解决的关键问题 |
| 1.3.1 论文研究目标 |
| 1.3.2 论文主要研究内容 |
| 1.3.3 论文研究的关键技术 |
| 1.4 研究方法及技术路线 |
| 第二章 稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计 |
| 2.1 抽油机井生产系统组成及节点系统分析方法 |
| 2.2 稠油井油井流入动态计算模型 |
| 2.2.1 基于油藏数值模拟的蒸汽吞吐水平井流体动态 |
| 2.2.2 基于Petrobras 方法的油气水三相流入动态模型 |
| 2.3 加重杆的设计方法 |
| 2.4 扶正器安装位置的设计方法 |
| 2.5 杆中管强度设计方法 |
| 2.6 抽油杆柱在井筒液体中自由下落运动规律 |
| 2.6.1 抽油杆柱受力分析 |
| 2.6.2 抽油杆柱在井筒中自由下落运动分析求解 |
| 2.7 稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计方法与框架 |
| 2.8 本章小结 |
| 第三章 杆中管掺热流体井筒流体温度分布计算模型 |
| 3.1 传热系数计算模型 |
| 3.2 抽油机井常规举升工艺井筒流体温度计算模型 |
| 3.3 杆中管掺热液体井筒流体温度计算模型 |
| 3.4 杆中管掺热蒸汽井筒流体温度计算模型 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 抽油机运动学特性与运动规律研究 |
| 4.1 宽带式抽油机悬点运动规律 |
| 4.2 常规游梁式抽油机悬点运动规律 |
| 4.3 异形抽油机悬点运动规律 |
| 4.4 调径变矩抽油机悬点运动规律 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 软件的设计开发与计算分析 |
| 5.1 软件的开发与设计 |
| 5.2 计算与分析 |
| 5.2.1 井筒中地层产出流体的温度分布计算与敏感性分析 |
| 5.2.2 不同掺入热流体参数对抽油机井悬点载荷的敏感性分析 |
| 5.2.3 抽油机井悬点运动和抽油杆柱下行运动协调性分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（9）稠油热采化学调驱复合体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油油藏的特点及注蒸汽开采技术 |
| 1.2.2 热采封堵调剖技术 |
| 1.2.3 表面活性剂辅助蒸汽开采技术 |
| 1.2.4 化学辅助蒸汽强化开采稠油的机理及发展趋势 |
| 1.3 立题意义 |
| 1.4 论文的研究思路及研究路线 |
| 第二章 石油磺酸盐组成、结构与界面性能的关系 |
| 2.1 活性组分与其亲油基的关系 |
| 2.1.1 系列石油磺酸盐产品的组成分析及提纯 |
| 2.1.2 活性成份的平均当量及当量分布 |
| 2.1.3 活性组分与其亲油基分子量的对应关系 |
| 2.2 系列石油磺酸盐的分子结构表征 |
| 2.2.1 ESI-MS 及HPLC 联用测定平均相对分子质量 |
| 2.2.2 分子结构的表征及参数计算 |
| 2.2.3 结构参数的计算结果及讨论 |
| 2.3 组成及分子结构对界面性能的影响 |
| 2.3.1 活性成分的组成及结构与krafft 点的关系 |
| 2.3.2 组成及分子结构对界面张活性的影响 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 协同效应产生的机理及影响因素 |
| 3.1 非活性组分对界面性能的影响 |
| 3.1.1 实验用器材及试剂 |
| 3.1.2 界面张力的测定方法 |
| 3.1.3 实验结果与讨论 |
| 3.2 组分间产生协同效应的机理 |
| 3.2.1 极性组分的分离及表征 |
| 3.2.2 极性与水溶解性能的关系 |
| 3.2.3 产生协同效应的机理 |
| 3.3 热采矿场条件对石油磺酸盐洗油效率的影响 |
| 3.3.1 高温对石油磺酸盐组成及界面活性的影响 |
| 3.3.2 电解质对界面活性的影响 |
| 3.3.3 储层矿物质吸附对界面活性的影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 降低驱油体系损耗的机理及作用 |
| 4.1 极性组分在地层砂表面的吸附损失机理 |
| 4.1.1 实验仪器及试剂 |
| 4.1.2 吸附损失的测定方法 |
| 4.1.3 吸附量的计算方法 |
| 4.1.4 极性组分的吸附等温线 |
| 4.2 各组分在孔隙结构中的流动性差异 |
| 4.2.1 实验仪器及材料 |
| 4.2.2 流动吸附实验方法 |
| 4.2.3 流动吸附实验结果及讨论 |
| 4.3 低损耗高效驱油体系配方的确定 |
| 4.3.1 复配体系降低油水界面张力的协同效应 |
| 4.3.2 吸附沉降对驱油体系有效浓度的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 耐高温发泡树脂调堵体系的研制 |
| 5.1 堵调用耐温热固性树脂的筛选 |
| 5.1.1 热固性树脂的性能对比 |
| 5.1.2 呋喃系树脂用于油水井高温堵调的优点 |
| 5.2 糠醇预聚体的合成及分析 |
| 5.2.1 糠醇的聚合机理 |
| 5.2.2 糠醇预聚体的合成 |
| 5.2.3 合成产品的红外光谱分析 |
| 5.3 糠醇低分子聚合物的改性 |
| 5.3.1 化学改性原理 |
| 5.3.2 化学改性实验及性能评价 |
| 5.4 温度选择性固化体系的筛选及研制 |
| 5.4.1 温度选择性封堵原理 |
| 5.4.2 温度选择性固化剂的筛选标准 |
| 5.4.3 温度选择性固化剂的筛选 |
| 5.4.4 温度选择性固化及体积膨胀作用机理 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 影响堵调体系性能的因素研究及配方优化 |
| 6.1 影响堵调体系胶结性能的因素考察 |
| 6.1.1 固化剂含量对预聚体固化性能的影响 |
| 6.1.2 成胶温度对堵调体系固结性能的影响 |
| 6.2 堵调体系的配方优化 |
| 6.2.1 实验药品及器材 |
| 6.2.2 高温堵调体系正交实验 |
| 6.2.3 优化配方的成胶性能影响因素 |
| 6.2.4 影响HTS-1 体系成胶性能的因素考察 |
| 6.3 HTS-1 体系成胶后的性能稳定性 |
| 6.3.1 HTS-1 体系成胶后的热稳定性能 |
| 6.3.2 HTS-1 体系成胶后的化学稳定性能 |
| 6.4 本章小结 |
| 第七章 高温调堵及驱油物模实验 |
| 7.1 HTS-1 体系封堵模拟实验 |
| 7.1.1 堵调体系评价指标的概念及计算 |
| 7.1.2 HTS-1 体系单管岩心封堵模拟实验 |
| 7.1.3 实验结果及讨论 |
| 7.2 高温封堵与驱油物模实验 |
| 7.2.1 实验模型及器材 |
| 7.2.2 单管岩心驱油效率实验 |
| 7.2.3 双管岩心调驱实验 |
| 7.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简历 |
（10）石油磺酸盐提高稠油开采效果技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 前言 |
| 1.1 目的意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.3 总体思路和主要研究内容 |
| 1.3.1 总体思路 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 第2章 石油磺酸盐复合体系的研制及性能评价 |
| 2.1 石油磺酸盐复合体系的研制 |
| 2.1.1 胜利石油磺酸盐的组分测试 |
| 2.1.2 非离子表面活性剂助剂筛 |
| 2.1.3 非离子表面活性剂对石油磺酸盐界面性能的影响 |
| 2.1.4 无机聚合体对对石油磺酸盐体系抗盐性的影响 |
| 2.1.5 助剂对石油磺酸盐体系吸附特性的影响 |
| 2.1.6 耐高温石油磺酸盐复合体系配方组成 |
| 2.2 耐高温石油磺酸盐复合体系性能评价 |
| 2.2.1 石油磺酸盐复合体系表面张力评价实验 |
| 2.2.2 石油磺酸盐复合体系界面张力评价实验 |
| 2.2.3 抗盐性能研究 |
| 2.2.4 耐温性能评价实验 |
| 2.2.5 降低注汽压力评价实验 |
| 2.2.6 驱替性能评价实验 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 改善热采开发效果注入工艺优化及现场试验 |
| 3.1 现场注入工艺优化 |
| 3.1.1 石油磺酸盐复合体系注入时机研究 |
| 3.1.2 石油磺酸盐复合体系注入方式优化研究 |
| 3.2 现场应用 |
| 3.2.1 应用区块概况 |
| 3.2.2 注汽效果 |
| 3.2.3 生产效果 |
| 3.3 结论 |
| 第4章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
| 学位论文评阅及答辩情况表 |
四、伴蒸汽注化学剂提高采收率的室内研究（论文参考文献）
- [1]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
- [2]降粘剂辅助SAGD技术研究[D]. 李浩哲. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [3]中深层稠油油藏化学辅助蒸汽驱三维物理模拟与应用[J]. 曹嫣镔,刘冬青,王善堂,于田田,张仲平. 石油学报, 2014(04)
- [4]薄层稠油复合冷采效果分析与工艺参数优化[D]. 周淑娟. 中国石油大学（华东）, 2013(06)
- [5]井筒降粘举升工艺经济评价及方式优选[D]. 谷国剑. 中国石油大学（华东）, 2013(06)
- [6]表面活性剂体系改善稠油油藏注蒸汽开发效果研究进展[J]. 冯岸洲,张贵才,葛际江,王洋,王冲,蒋平. 油田化学, 2012(01)
- [7]中深层稠油油藏改善蒸汽驱效果技术及其机理研究[D]. 张弦. 东北石油大学, 2011(02)
- [8]稠油井杆中管掺热流体闭式循环举升工艺设计[D]. 向刚. 中国石油大学, 2011(10)
- [9]稠油热采化学调驱复合体系研究[D]. 段友智. 中国石油大学, 2010(01)
- [10]石油磺酸盐提高稠油开采效果技术研究[D]. 唐培忠. 山东大学, 2007(08)