导读:本文包含了注气吞吐论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:油藏,碳酸盐,塔里木,油田,哈拉,岩心,气井。
注气吞吐论文文献综述
王志兴,赵凤兰,侯吉瑞,郝宏达[1]（2018）在《断块油藏水平井组CO_2协同吞吐效果评价及注气部位优化实验研究》一文中研究指出断块油藏单口水平井CO_2吞吐过程中,井组内其它生产井油量增加,呈现出一定协同效应,但相关机理和影响因素不够明确。针对上述问题,本研究依据实际油藏条件,建立可模拟边水作用和地层倾角的断块油藏水平井组叁维物理模型,进行水平井CO_2协同吞吐实验,并评价断块油藏不同构造部位控水增油效果,优化水平井注气吞吐部位。实验结果表明,低部位井注入CO_2吞吐的条件下,低、中、高3个部位生产井的吞吐采出程度分别增加6.59%、5.76%和4.98%,水平井井组CO_2吞吐具有明显的协同增油效果。相同实验条件下,高部位井注气吞吐起到气顶作用,中、低部位井含水率降低不明显,边水的抑制效果不明显,井组增油量低,气体利用率最低;中部位井注气吞吐控水增油效果介于二者之间。因此,建议从油藏构造低部位的水平井注气,以充分发挥其协同增油和控抑边水作用。(本文来源于《石油科学通报》期刊2018年02期）
严骐[2]（2018）在《低压气井注气吞吐复产工艺参数优化研究》一文中研究指出西南油气田的老区气井,由于井筒长期处于酸性气液的腐蚀环境,导致气井油管损坏严重、难以维持生产。油管更换作业需要进行常规压井,部分老井地层压力低、渗透性好导致压井液易发生漏失,造成井底储层污染,甚至难以完成压井。改用暂堵剂压井工艺后,压井困难的问题已经得到解决。但是,压井作业后暂堵剂破胶产生的液体聚集在井底储层中造成封堵,开井复产时,地层天然气依靠地层能量无法突破井底的污染带,受井身结构、封堵特点、复产效率的限制,导致常规复产工艺难以适用。针对低压气井复产困难,提出了注气吞吐式复产工艺。该复产工艺是通过地面注气的方式驱替井底附近地层中的液体,直至注入天然气突破液相的封堵,与地层天然气连通并具有足够的连通性时,立刻停止注气并开井。开井后,高压气相带气体膨胀能和地层压力得到释放,推动气液两相进入流入井筒,实现气井的排液复产。该工艺通过注气解除了液体封堵,恢复了封堵区域的气相渗透率,并为地层天然气流入井筒提供了流动途径。该工艺投入使用后有效但效率不高。分析该复产工艺原理已知,当连通性满足气井排液复产时即可开井复产,此时的连通性即为气井能否复产的临界条件。若注气时间不足,气相连通性不够好,达不到气井复产的临界条件,在停止注气后有可能气相通道闭合,重新被液相占据形成二次堵塞,从而导致气井复产失败;若注气时间过长,虽然增加了气相连通性,但浪费资源、提高了复产成本。因此,注气时间是控制气相连通性的重要因素。结合工艺流程分析,注气压力、注气量可以控制注气时间,同时注气时间还与流体在井筒、地层中受力的情况有关,说明井筒、地层中的部分因素对注气时间会造成影响。通过比较,要提升低压气井的复产效率,最直接有效的方法就是优化注气吞吐复产工艺的工艺参数,即注气压力、注气量。为此,开展注气吞吐复产工艺参数优化研究,对低压气井高效复产、老井的挖潜工作都具有非常重要的意义。本次研究结合注气吞吐复产工艺的工艺流程和工艺原理,确定工艺参数,建立了物理模型、数学模型及优化模型;结合实际气井资料,进行了实例应用。本次研究开展的主要工作及成果如下:(1)结合复产工艺流程及原理,分析各类参数对气井复产效率的影响;使用层次分析法分析影响因素权重,确定注气压力、注气量、流体粘度、孔隙半径、孔隙度、储层厚度、地层压力、管壁粗糙度为主要影响因素。(2)通过分析,确定以流体饱和度为表征注入天然气与地层天然气连通性的参数。结合工艺流程和确定的主要影响因素,建立该复产工艺的物理模型。根据物理模型建立主要影响因素与注气距离相关的数学模型。(3)通过Fluent仿真模拟复产过程,得到气井复产的必要条件——注入天然气与地层天然气主通道连通性达80%。对模拟数据进行线性回归,得到在气井复产必要条件下,注气时间、复产时间与驱散半径等参数间的数学关系式。与井筒单相流模型、气液两相地层渗流模型联立,得到注气吞吐复产工艺的优化模型。(4)运用优化模型对待施工井S1井进行工艺参数的优化,优化得注气压力15MPa,注气量2.1×104m3/d;实际注气压力13.5MPa,注气量2.6×104m3/d,最终气井复产成功,实际复产时间与预测时间之间的误差为10.7%。(本文来源于《重庆科技学院》期刊2018-06-01）
苏华[3]（2017）在《塔里木油田注气吞吐淘“黑金”》一文中研究指出“我们要做‘敢吃螃蟹的人’，不断摸索尝试新技术，挖掘井底剩余油，推动碳酸盐岩油藏高效开发。”中石油塔里木油田开发事业部总地质师昌伦杰说。在所有撬开“螃蟹硬壳”的新技术中，注气吞吐技术在塔里木取得不菲实战佳绩。据统计，塔里木开发事业部3年来优选4(本文来源于《中国能源报》期刊2017-09-25）
苏华,李红波,何征[4]（2017）在《注气吞吐淘“黑金”》一文中研究指出“我们要做‘敢吃螃蟹的人’，不断摸索尝试新技术，挖掘井底剩余油，推动碳酸盐岩油藏高效开发。”9月10日，塔里木油田开发事业部总地质师昌伦杰说。在所有撬开“螃蟹硬壳”的新技术中，注气吞吐技术在塔里木取得不菲实战佳绩。据统计，塔里木开发事业部3年来(本文来源于《中国石油报》期刊2017-09-18）
席园园[5]（2017）在《缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐室内模拟实验研究》一文中研究指出塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,连通方式复杂,非均质性强。底水驱动或注水替油开采结束后,仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。注气吞吐作为叁次开采提高采收率的主要方法之一,可通过补充地层能量、溶解降黏、气顶与底水协同等作用来改善油田开发效果。首先采用PVT实验测试不同注入气体介质对两种不同黏度原油物性参数的影响,并利用依据地质资料设计的室内叁维物理模型模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程,考察不同原油黏度(1094.5mPa·s和23.6mPa·s)条件下不同气体介质(N_2、CO_2、复合气(N_2:CO_2=1:1))对剩余油的启动效果。在不同缝洞连通情况下分析注气吞吐生产动态,研究不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响,并考察不同注气部位和注气量等参数对注气吞吐效果的影响,最后利用二维可视化模型分析注气吞吐生产动态及作用机理。PVT实验结果表明,注入的N_2、CO_2及二者等体积比混合的复合气等气体介质可以改变原油泡点压力、密度及地层油体积系数等参数,可使原油体积膨胀,密度减小,具有补充地层能量等作用。叁维模型注气吞吐模拟实验结果表明,在本实验条件下,注气吞吐控水增油效果明显,可提高模型采收率7.55%~28.22%,注气对稠油的吞吐效果总体优于对稀油的吞吐效果,N_2、CO_2吞吐效果优于复合气;对于注气部位而言,高部位井吞吐效果好于低部位井。分析二维可视化模型微观剩余油启动效果,注入的气体在重力分异作用下可形成次生气顶,有效抑制底水锥进,通过注气吞吐替换出阁楼油、高部位残丘油及油膜。室内研究结果可为缝洞型碳酸盐岩油藏矿场注气吞吐方案设计提供参考依据。(本文来源于《中国石油大学（北京）》期刊2017-05-01）
何嘉凯[6]（2017）在《流花11-1礁灰岩油藏水驱及注气吞吐渗流机理实验研究》一文中研究指出流花11-1油藏是流花11-1油田主要投入开发的底水控制的块状油藏,储层开发主要目标层系为上第叁系中新统珠江组生物礁灰岩,以次生孔隙为主,微裂缝较发育,属于中-高孔渗储层孔隙类型。储层发育的裂缝在油藏开发过程中起着关键作用,能提高油井生产能力、改善开发效果,但却增强了油藏非均质性,从而引起底水窜流造成生产井水淹。由于礁灰岩储层地质条件复杂,油藏开发面临底水快速锥进、采出程度低等问题。为了改善油藏开发效果,论文以流花11-1礁灰岩礁灰岩油藏为研究对象,使用能更好地还原储层实际情况的全直径岩心,筛选出裂缝--孔隙发育的,进行岩样物性分析、油水相渗曲线测试以及纵向水驱实验、注气吞吐实验等研究,在充分认识油藏水驱渗流特征及产水规律的基础上,进行油藏水驱油及注气吞吐渗流机理研究,进而提出能有效改善油田开发效果的开发对策。论文得到以下结论和认识:(1)对取得的全直径岩心进行物性分析,结果显示礁灰岩孔隙结构复杂,微裂缝发育,所取岩样的孔隙度和渗透率跨度大。(2)以不同渗透率及裂缝发育为标准,对8组全直径岩心进行了相对渗透率曲线测定(其中3组为稳态法测定,5组为非稳态法),结合相应理论知识,对比相渗曲线特征,分析其渗流特征。(3)选取油藏不同层位的全直径岩心,进行纵向水驱油实验,获得了地层温度压力条件下的水驱渗流特征、产水规律以及焖井、提液的增油情况,结合岩心孔渗特性,分析水驱渗流机理和特征。(4)基于相似孔渗特性,利用组合全直径岩心开展注气吞吐实验,模拟高含水阶段顶部注气压锥,分析了氮气吞吐控水增油效果。通过以上研究,进一步认识了礁灰岩油藏水驱渗流特征,为油田以后制定相应的开发对策提供了依据。(本文来源于《西南石油大学》期刊2017-05-01）
苏华,牛作杰[7]（2016）在《注气吞吐采出“阁楼油”》一文中研究指出本报讯 （记者苏华 通讯员牛作杰）截至9月26日，塔里木轮西油田有效实施注气吞吐技术12井次，累计增油2.18万吨，创造效益超千万元。轮西油田目前已进入高含水期，平均含水量超过80%。常规的“一井一策”管理方式，无法完全吃干剩余油，注水替油及关(本文来源于《中国石油报》期刊2016-09-28）
马小平,王珍珍,刘志良,沈磊,肖云[8]（2016）在《轮古油田缝洞型油藏注气吞吐数值模拟研究》一文中研究指出轮古油田奥陶系油藏非均质性强,储集体类型及油水关系复杂,开发难度大。前期主要依靠弹性驱动和注水补充能量提高油藏采收率,但注水难以动用溢出口以上顶部阁楼油。针对井周高部位大量剩余油无法采出的难题,本文论述注气开发机理和适用性,并在注N2吞吐现场试验基础上,运用数值模拟方法系统研究原油粘度、水体能量等因素对单井注气吞吐开发效果的影响,优化轮次注气量、注气速度、焖井时间等注气参数,进一步确立塔里木碳酸盐岩缝洞型油藏的单井注气开发技术政策,为碳酸盐岩油藏注气提高采收率提供借鉴。(本文来源于《2016油气田勘探与开发国际会议（2016 IFEDC）论文集（上册）》期刊2016-08-11）
杜山山[9]（2016）在《碳酸盐岩油藏注气吞吐优化设计研究》一文中研究指出针对M区开发后期面临油井高含水、采出程度低的问题,现场开展了水气同注吞吐,并取得显着的效果。针对不同注气井效果差异大的现象,为确定影响注气效果的主控因素,采用动静态关联性分析方法和数值模拟方法对注气井精细剖析,形成了对缝洞非连续性介质的新认识,并归纳总结出现场选井原则。针对影响注气效果的主控因素,在现场地质模型的基础上,设计5种典型模型,以此开展注采参数优化研究。对今后现场实施注气措施具有重要的指导意义。主要研究并取得了四个方面的成果和认识:基于注气效果形成对缝洞非连续介质的深化认识:缝洞发育复杂,具体体现在井筒垂直方向上缝洞发育差异大,平面上基质发育会导致缝洞体不连通;纵向上隔夹层发育;从能量角度出发,缝洞单元地层能量差异较大,纵向上边底水水体大小和平面上缝洞单元的发育规模同时对缝洞单元能量有影响。通过开展注气前后不同类型井的粘度、含油饱和度、含气饱和度的研究,深化归纳总结注氮气的叁种机理:含油段小且储层顶部封闭性好的注气井重力分异开采阁楼油机理占优;产层越厚,溶解降粘机理起的作用越大;底层能量弱储集体注气增能作用效果明显。确定了从井况、地质、动态叁方面的注气选井原则:井况选井原则:井口及井筒符合注气压力要求;地质选井原则:储集体有强底水连接;井周存在未动用储集体;井周物性好;无有效隔夹层;动态选井原则:产量递减速度慢;投产初期产量高;注气前含水近似线性上升;在注气前进行过有效的降水措施。建立5种典型模式,分别对替油介质、注气量、闷井时间和采液速度四种参数进行优化,得出设计注气方案的方法:注气介质选择时主要考虑边底水影响,边底水能量越大,越倾向CO2;设计注气量时,注气量一般设置在50-100万方之间,若近井发育裂缝可适当加大注气量;设计产液速度时,一般在20-50m3/d,若发育底水但底水能量较弱时,可适当加大产液速度;设计闷井时间时根据实际情况选择较小的时间。(本文来源于《中国石油大学(北京)》期刊2016-05-01）
姜许健,李斌,孙红海,肖云,聂敬忠[10]（2015）在《注气吞吐技术在轮古油田的应用》一文中研究指出轮古油田储层埋藏深(5 000~6 000 m),地质构造复杂,前期经历单井转机采、注水替油、关井压锥等多轮次的措施后油水界面逐步抬升至井底,目前油田整体处于高含水开发阶段,剩余油主要集中在构造顶部区域,在大量调研和室内试验的基础上,于2013年开展地面单井注气吞吐试验,形成了单井潜力评价、注入介质优选、注气工艺等配套技术,截止目前累计完成3井次的矿场试验,积累了一定的经验,为轮古碳酸盐岩提高采收率提供了技术储备,同时也为类似油气藏的开发提供参考依据。(本文来源于《承德石油高等专科学校学报》期刊2015年06期）
注气吞吐论文开题报告
（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：
西南油气田的老区气井,由于井筒长期处于酸性气液的腐蚀环境,导致气井油管损坏严重、难以维持生产。油管更换作业需要进行常规压井,部分老井地层压力低、渗透性好导致压井液易发生漏失,造成井底储层污染,甚至难以完成压井。改用暂堵剂压井工艺后,压井困难的问题已经得到解决。但是,压井作业后暂堵剂破胶产生的液体聚集在井底储层中造成封堵,开井复产时,地层天然气依靠地层能量无法突破井底的污染带,受井身结构、封堵特点、复产效率的限制,导致常规复产工艺难以适用。针对低压气井复产困难,提出了注气吞吐式复产工艺。该复产工艺是通过地面注气的方式驱替井底附近地层中的液体,直至注入天然气突破液相的封堵,与地层天然气连通并具有足够的连通性时,立刻停止注气并开井。开井后,高压气相带气体膨胀能和地层压力得到释放,推动气液两相进入流入井筒,实现气井的排液复产。该工艺通过注气解除了液体封堵,恢复了封堵区域的气相渗透率,并为地层天然气流入井筒提供了流动途径。该工艺投入使用后有效但效率不高。分析该复产工艺原理已知,当连通性满足气井排液复产时即可开井复产,此时的连通性即为气井能否复产的临界条件。若注气时间不足,气相连通性不够好,达不到气井复产的临界条件,在停止注气后有可能气相通道闭合,重新被液相占据形成二次堵塞,从而导致气井复产失败;若注气时间过长,虽然增加了气相连通性,但浪费资源、提高了复产成本。因此,注气时间是控制气相连通性的重要因素。结合工艺流程分析,注气压力、注气量可以控制注气时间,同时注气时间还与流体在井筒、地层中受力的情况有关,说明井筒、地层中的部分因素对注气时间会造成影响。通过比较,要提升低压气井的复产效率,最直接有效的方法就是优化注气吞吐复产工艺的工艺参数,即注气压力、注气量。为此,开展注气吞吐复产工艺参数优化研究,对低压气井高效复产、老井的挖潜工作都具有非常重要的意义。本次研究结合注气吞吐复产工艺的工艺流程和工艺原理,确定工艺参数,建立了物理模型、数学模型及优化模型;结合实际气井资料,进行了实例应用。本次研究开展的主要工作及成果如下:(1)结合复产工艺流程及原理,分析各类参数对气井复产效率的影响;使用层次分析法分析影响因素权重,确定注气压力、注气量、流体粘度、孔隙半径、孔隙度、储层厚度、地层压力、管壁粗糙度为主要影响因素。(2)通过分析,确定以流体饱和度为表征注入天然气与地层天然气连通性的参数。结合工艺流程和确定的主要影响因素,建立该复产工艺的物理模型。根据物理模型建立主要影响因素与注气距离相关的数学模型。(3)通过Fluent仿真模拟复产过程,得到气井复产的必要条件——注入天然气与地层天然气主通道连通性达80%。对模拟数据进行线性回归,得到在气井复产必要条件下,注气时间、复产时间与驱散半径等参数间的数学关系式。与井筒单相流模型、气液两相地层渗流模型联立,得到注气吞吐复产工艺的优化模型。(4)运用优化模型对待施工井S1井进行工艺参数的优化,优化得注气压力15MPa,注气量2.1×104m3/d;实际注气压力13.5MPa,注气量2.6×104m3/d,最终气井复产成功,实际复产时间与预测时间之间的误差为10.7%。
（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。
注气吞吐论文参考文献
[1].王志兴,赵凤兰,侯吉瑞,郝宏达.断块油藏水平井组CO_2协同吞吐效果评价及注气部位优化实验研究[J].石油科学通报.2018
[2].严骐.低压气井注气吞吐复产工艺参数优化研究[D].重庆科技学院.2018
[3].苏华.塔里木油田注气吞吐淘“黑金”[N].中国能源报.2017
[4].苏华,李红波,何征.注气吞吐淘“黑金”[N].中国石油报.2017
[5].席园园.缝洞型碳酸盐岩油藏注气吞吐室内模拟实验研究[D].中国石油大学（北京）.2017
[6].何嘉凯.流花11-1礁灰岩油藏水驱及注气吞吐渗流机理实验研究[D].西南石油大学.2017
[7].苏华,牛作杰.注气吞吐采出“阁楼油”[N].中国石油报.2016
[8].马小平,王珍珍,刘志良,沈磊,肖云.轮古油田缝洞型油藏注气吞吐数值模拟研究[C].2016油气田勘探与开发国际会议（2016IFEDC）论文集（上册）.2016
[9].杜山山.碳酸盐岩油藏注气吞吐优化设计研究[D].中国石油大学(北京).2016
[10].姜许健,李斌,孙红海,肖云,聂敬忠.注气吞吐技术在轮古油田的应用[J].承德石油高等专科学校学报.2015
论文知识图
