导读:本文包含了多相渗流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:多相,岩心,油气藏,模型,参数,油藏,稳态。
多相渗流论文文献综述
王菲,周福建,汪杰,刘慧卿[1]（2018）在《轻质油储层多相渗流机理研究及应用评价》一文中研究指出储层流体多相渗流机理是一个较为复杂的问题,前人已从不同的方面对其机理进行深入的研究,但对轻质油储层的系统化研究及现场评价相对较少。本文通过对轻质油储层中油水两相渗流规律、开发动态指标特征进行分析,结合单参数幂函数和双参数复合两相渗流数学模型,对渤南油田现场数据进行验证评价;对轻质油储层动态开发指标进行研究,得出无因次采油采液指数和产量递减变化规律。结果表明:对渤南油田低渗轻质油储层油水相渗曲线拟合,单参数幂指数模型和双参数复合模型效果较好,适合应用于轻质油储层。模型参数与储层物性具有相关性;渤南油田低渗轻质油储层无因次采油指数、采液指数均小于1,不适合提液;轻质油储层产量递减规律为双曲递减,水驱特征曲线为对数型。(本文来源于《2018油气田勘探与开发国际会议（IFEDC 2018）论文集》期刊2018-09-18）
封官宏[2]（2018）在《二氧化碳置换煤层气（CO_2-ECBM）地质工程中多相渗流和相态转化过程分析与数值模型》一文中研究指出二氧化碳(CO_2)地质封存(CCS)目前是被看作一种用来控制温室气体行之有效的技术手段。但由于单纯的CO_2地质储存成本高昂,能耗较大,无法长期有效开展。因此,人们更多的将目光从CCS转为CCUS,即CO_2捕获,利用与封存一系列过程,在原有CCS工程的基础上增加了利用的环节,利用CO_2开展地质工程,同时实现CO_2的利用和封存。在众多的CCUS技术当中,CO_2增强型煤层气开采(CO_2-ECBM)越来越受到人们的重视。所谓CO_2-ECBM,是指向煤层中注入CO_2,利用CO_2在煤层中可吸附性强于甲烷(CH4),使得吸附在煤层表面的CH4气体从吸附态转为游离态,在增加煤层气采收率的基础上同时实现CO_2地质储存。由于煤层一般埋深较浅,为提高采收率多采用水平井,CO_2以液相形式注入,在注入过程中,特别是在井筒内受到围岩的热传递,极易发生相态变化。由于CO_2气液两相密度差极大,相态转化所影响的不只是局部区域,而是会波及很远,局部的相态转化可能就会带来整个井筒内温度和压力分布的重构,继而造成其他区域的相态转化,可谓“牵一发而动全身”。相变过程影响井底和储层的温度、压力,进而影响CO_2的注入能力和开采效率。而且,在已开采的油气储层里有着大量的废弃井,废弃井的密封性不得而知,可能成为CO_2泄漏的潜在路径,且由于井筒内流速较快,可能成为其泄漏的主要途径,对周围环境危害较大。本文以山西柳林山西组煤层为目标层位,采用场地试验、程序开发与数值模拟相结合的手段。开发低温CO_2多相注入井筒储层耦合模拟程序。模拟CO_2在井筒中的相变过程,储层中与甲烷的多相渗流、竞争吸附、以及吸附导致的孔渗改变。将程序应用于场地试验,与试验中注入井和监测井实测数据进行拟合,以验证程序开发以及模型建立的可靠性。继而分析多组分系统在储层内的多相渗流及竞争吸附过程,以及在井筒内部的相态变化过程。最后推导叁相漂移流模型,并通过解析解验证。分析CO_2沿井筒泄漏途径上可能出现的相态变化及其影响因素。本此研究涉及到地质学、水文地质学、物理化学、流体力学、计算机等多学科理论知识,综合运用多种研究方法相互结合验证。分析了CO_2-ECBM工程中的多相渗流、竞争吸附、孔渗变化。以及在注入和泄漏过程中出现的相态变化。今后CO_2-ECBM工程提供科学依据和技术支撑。(本文来源于《吉林大学》期刊2018-06-01）
尹光志,李文璞,许江,李铭辉,王维忠[3]（2016）在《多场多相耦合下多孔介质压裂–渗流试验系统的研制与应用》一文中研究指出自行研制了多场多相耦合下多孔介质压裂–渗流试验系统。该系统由主机、电液伺服液压泵站、气压与水压供给系统、测量与控制系统等组成,最大轴向压力1 000 k N、最大围压60 MPa,试件尺寸为?50 mm×100 mm和?100×200 mm两种。该系统具有如下特点:(1)可以模拟多孔介质不同地应力、不同采动应力、不同温度、不同流体压力等多场耦合条件下的试验研究;(2)可以进行不同地应力、不同水压、不同温度条件下岩样的水力压裂试验,并可以精确测量压裂过程中岩样的应力、变形等的变化情况;(3)可以进行不同地应力及采动应力条件下多孔介质水、气等多相流体的渗流试验研究;(4)设计真空系统,可对系统内部的真空度进行控制,使试验条件控制更加精确;(5)系统主体部件围压室设计吊装在提升机构上并可进行上下限位,实现试验操作人员、试验系统及试验环境的系统安全。利用该系统对储层原煤及砂岩试件进行常规叁轴加载试验及水力压裂试验,验证了该试验系统的可靠性。该试验系统为多场耦合条件下储层渗流及增渗的机制研究提供理论依据,对深部煤岩动力灾害控制及非常规天然气开采提高采收率具有重要的指导意义。(本文来源于《岩石力学与工程学报》期刊2016年S1期）
许小凯,陈亮,张玉贵,李红斌,刘贺[4]（2015）在《广义有效应力在煤岩多相耦合渗流评价中的应用》一文中研究指出基于对多孔介质流-固耦合力学特征的分析,引出了广义有效应力原理,提出了广义有效应力系数α概念。认为广义有效应力是对煤储层多相耦合渗流力学作用的综合表征。储层多相耦合的宏观动力强度特征可以通过α来集中反映。讨论了煤岩渗透率动态预测的2种方法:数学模型法和直接拟合法。研究认为直接拟合法不必考虑储层内部的各种耦合机制,操作简单易行。总结出可通过拟合的渗透率一般方程求取α的3种方法:方程变形法、Cross--plotting法和微分法。经实例运用Cross--plotting法和微分法对α进行求取,并讨论煤岩的广义有效应力特征,证实了对α及广义有效应力原理理解的正确性,广义有效应力原理在评价煤储层固-流复杂耦合过程中准确预测渗透率变化。(本文来源于《煤炭科学技术》期刊2015年07期）
赵越超,宋永臣,陈俊霖,杨明军,刘瑜[5]（2015）在《多孔介质内多相多组分渗流磁共振成像检测实验系统研制》一文中研究指出针对探头内径较小的磁共振成像仪器,设计了专用的小直径环压式岩心夹持器以及相应的实验配套系统,整套设备可以实现多孔介质内多相多组分渗流的可视化及量化分析实验研究,并以水驱及随后超临界CO2混相驱实验为案例详细介绍了该实验系统的使用步骤和方法,该系统对开展油气藏、煤层气、天然气水合物等地下能源开采,以及温室气体地下埋存、地下水和污染物运移等领域的相关教学和科研工作具有重要意义。(本文来源于《实验技术与管理》期刊2015年06期）
田巍[6]（2015）在《致密砂岩凝析气藏油气水多相渗流规律研究》一文中研究指出拥有较大资源储量的致密砂岩凝析气藏,是非常规油气藏的重要组成部分,相关研究也已经受到重视。目前,针对致密砂岩凝析气藏研究的文献报道还较少,该类气藏由于存在相态变化,而且目前对该储层中多相渗流机理的认识还不清楚,成为了该类气藏高效开发的瓶颈。针对以上问题,本文选取吐哈油田两个致密砂岩凝析气藏为研究对象,拟以实验为主要手段,结合理论分析,系统研究影响流体渗流的储层渗透性伤害、应力敏感性、启动压力特征、多相渗流特征等关键问题,以期揭示储层中油气水多相复杂渗流规律,为致密砂岩凝析气田的开发提供理论和实验基础。本文从储层岩性和微观结构研究入手,通过渗流实验进一步研究了致密砂岩凝析气藏流体渗流对储层渗透性的影响,从液锁效应、井筒积液伤害和储层敏感性叁方面揭示了储层渗透性的伤害机理。研究结果表明：储层为灰色中-巨粗砂岩,孔隙为粒内溶蚀孔、剩余粒间孔及微裂缝,喉道极其细小,液锁效应是由液相吸附作用引起的,液相过早析出和反凝析液污染近井储层都会加剧液锁效应。在储层特性研究基础上,通过自行设计实验流程和方法分别开展了致密凝析气储层的启动压力实验和气液渗流特征研究,揭示了启动压力的产生机理,认为吸附边界层是产生启动压力的内在原因,所设计的“非稳态动用-压力平衡法”测定启动压力,避免了以往方法测试误差大的缺点,模拟真实气藏所测得启动压力具有实际意义。将稳态法相渗实验引入到致密凝析气藏的气液渗流特征测试中,研究了两相和叁相相渗特征,全面揭示了该类储层多相渗流规律。所测得两相渗流曲线除包含共渗区外还存在气和液的单相渗流区,反映了真实气藏变相态渗流全过程,避免了非稳态法只能测得两相共渗区的不足。油气水叁相渗流中油相、气相的相对渗透率均是油气水叁相饱和度的函数,而水相的仅仅是其自身饱和度的函数。在上述研究的基础上,还开展了储层真实岩心开采动态物理模拟实验,认为所研究气藏的采收率范围中等。最后结合致密砂岩凝析气储层的特点,建立了致密砂岩凝析气藏油气水叁相渗流数学模型和产能计算方法。从室内物理模拟提升到理论模型和产能的研究,并将产能计算方法模拟结果与现场产量进行对比,进一步表明了该计算方法的合理性,并且对于油田现场具有一定的指导意义。(本文来源于《北京科技大学》期刊2015-06-09）
龙运前,朱维耀,宋付权,宋洪庆,岳明[7]（2015）在《低渗透储层纳微米聚合物颗粒分散体系调驱多相渗流理论》一文中研究指出采用岩心驱替装置进行渗流规律实验,建立反映纳微米聚合物颗粒水化膨胀、渗流阻力变化、堵塞、相对渗透率变化、颗粒沉淀破碎、残余阻力系数和黏度特性等的渗流特性方程,并建立反映纳微米聚合物颗粒分散体系调驱过程中水、油和纳微米聚合物颗粒之间相互作用与传输,质量的相互转换作用等特点的调驱渗流数学模型。研究结果表明:纳微米聚合物颗粒分散体系单相流动时非达西渗流特征明显,具有启动压力梯度;注入段塞体积、颗粒浓度以及颗粒粒径对驱油效果均有较大的影响,在低渗透高含水油田进行纳微米聚合物颗粒分散体系调驱是可行的,通过优化驱油方案,合理实施,能够取得较好的增油降水效果。(本文来源于《中南大学学报(自然科学版)》期刊2015年05期）
乔娟[8]（2015）在《多孔介质内CO_2与盐水多相渗流数值模拟研究》一文中研究指出人类活动导致的CO2排放是引起全球气候变暖的重要原因之一,并已经影响到人类的生存和社会的可持续发展。CO2地下咸水层封存是减少大气中C02排放量的有效方法之一,具有广泛的应用前景。CO2在地下咸水层的封存受多种因素(如孔隙结构、流体属性和地层物性参数等)的影响,是一个复杂的水文地质过程。岩心尺度下C02-盐水在多孔介质内的多相渗流规律研究能为C02局部封存机制提供本质的理解,从而为C02地下咸水层的封存容量及安全性评估提供理论基础,具有重要的研究价值。本文基于C02-盐水在砂岩岩心内驱替过程的实验观测,结合多相渗流的数值模拟,定量分析了C02在非均质多孔介质内的运移与俘获。首先,基于岩心的孔隙度、渗透率实测数据,采用分形模型实现了岩心渗透率的非均质性的定量描述,并结合J函数和实测的毛细管力曲线实现了毛细管力非均质性的定量描述；在此基础上,提出了描述C02-盐水在非均质砂岩岩心内运移的两相渗流模型,并对C02的局部封存行为进行了数值分析,结果表明：1)毛细管力非均质性能够导致C02局部累积及C02饱和度的空间不均匀分布；2)渗透率非均质性不能显着影响CO2的局部累积,只能通过改变CO2的局部流动路径,轻微降低C02的局部驱替效果；3)CT图像显示岩心局部位置上出现的明显的非均质结构,改变了局部的岩石物理属性,在这些位置出现CO2饱和度的显着变化,特别是在低渗层和高渗层接触带上C02饱和度的急剧升高,则是由相对渗透率的变化所引起。此外,本文数值模拟了不同地层条件下(即不同温度、压力和孔隙水盐度)C02局部毛细管力的封存效果,计算结果表明：1)CO2-盐水间的化学反应是一个重要的影响因素,因CO2和水的平衡相分离导致的固体盐沉淀能堵塞毛细管力阻碍区域底部的孔隙,进而导致该区域渗透率的降低及毛细管力的增加,从而加强了CO2局部毛细管力封存的有效性；2)随着盐度的增加C02封存量明显增大,盐度增加到0.1(即10000ppm)时,CO2封存量是淡水情况下的1.84倍,当盐度高于0.1时,盐度的增加不会导致C02封存量的显着增长；3)在真实的地层条件下,系统的温度和压力对CO2局部毛细管力封存机制的效果影响显着。在高压或低温条件下(如≥12.67MPa或≤35℃),C02-盐水间的平衡相分离减弱,以致固体盐析出量减少。(本文来源于《大连理工大学》期刊2015-05-08）
郑晓磊[9]（2015）在《非均匀多孔介质中多相渗流的有限分析算法》一文中研究指出非常规油气资源已经成为21世纪能源结构中的重要组成部分,非常规油气的埋藏、赋存状态与常规油气资源有较大区别,这给油藏数值模拟带来了新的挑战。地质参数的非均质性,特别是绝对渗透率的强非均质性,是非常规油气藏数值模拟的一大难点。实际应用于非常规油气藏数值模拟的计算网格都是建立在较大尺度上的,一个计算网格往往包含很多特性不同的子区域,为了给定相应大尺度网格上的特性参数,必须要对地质参数,特别是渗透率进行大尺度化处理。传统的数值算法会严重低估多孔介质的渗流能力,为了得到更加准确的结果,需要对网格进行细分,细分的程度通常会依赖于非均匀性的强弱,即使在非均匀性不强的情况下也需要上千次的细分,这是大尺度化不能接受的。本文的主要研究内容就是针对非均质多孔介质中多相渗流的数值模拟建立高效而准确的数值计算格式,将非均匀单项渗流的有限分析算法应用到非均匀多相渗流的数值模拟中,并对“大孔道”现象进行相关研究。首先,本文对二维不可压缩非均匀两相渗流问题展开研究,将油、水连续方程相加得到总渗方程,忽略毛管力梯度项,得到一个和单相渗流形式相同的类拉普拉斯方程,将该方程的奇点压力幂律解析解作为总渗方程的一个近似解,推导出两相渗流网格界面绝对渗透率的有限分析格式,建立非均匀两相渗流的有限分析算法。该格式得到的网格界面绝对渗透率与控制体周边网格的绝对渗透率都相关。在压力线性分布的特别情况下,有限分析格式自动退化为传统格式。渗透率棋盘分布算例显示有限分析算法在少量的网格加密情况下即可算出准确的饱和度场以及见水时间,特别地,在渗透率log-normal分布的算例中,有限分析法在原始网格下的计算结果已经具备很高的精度；无论是渗透率棋盘分布还是log-normal分布传统算法严重低估了饱和度锋面的移动速度和出口边界的见水时间,随着网格的加密,计算结果向着有限分析结果收敛,收敛的速度完全受控于介质的非均匀强弱,而有限分析法几乎不受其影响。进一步地,本文对二维非均匀叁相渗流展开了研究。两相渗流有限分析算法的推导过程实际上提供了一种网格界面绝对渗透率的求解思路,本文借鉴这一思路重构了网格界面绝对渗透率的有限分析格式,建立了非均匀叁相渗流的有限分析算法。渗透率棋盘分布的叁相渗流算例显示,有限分析算法能够准确的计算出温度场、各相饱和度场以及见气时间,同时看到高渗透率网格之间会形成一个质量和能量的高速流通通道,这一通道会加速蒸汽及热量的流通,在渗透率棋盘分布的蒸汽驱算例中,这条通道会导致生产井快速见气;传统算法得到的温度场、各相饱和度场以及见气时间远远落后于有限分析的结果,为了得到收敛结果,需要对原始网格进行上万次的细分,大大降低了计算效率。渗透率log-normal分布的算例结果显示,与两相渗流类似,有限分析算法在原始网格下的计算结果已经具有很好的计算精度,生产井的见气时间也基本不随网格加密参数变化,但传统算法收敛的速度完全依赖于介质的非均匀性强弱,即使在非均匀性不强的情况下,也需要对原始网格进行几百甚至上千次的细分。在实际生产中,准确的生产井见气时间对产量以及残余油饱和度的预估具有重要意义。最后,本文利用渗透率log-normal分布蒸汽驱算例的结果,对“大孔道”现象进行了相关探究。有限分析结果显示注入井和生产井之间会形成高渗通道使得生产井快速见气,将高渗通道所在计算区域内网格的绝对渗透率按照生产井产量与有限分析结果一致的原则调高相应倍数后,用传统算法进行数值计算,得到了与有限分析法相近的温度场、各相饱和度场以及生产井见气时间。这个过程正好重现了对渗透率历史拟合的过程。因此,本文认为传统算法严重低估多孔介质的渗流能力可能是“大孔道”现象的一个合理解释。综上,本文对非常规油藏数值模拟中的渗透率非均匀问题展开研究,建立了非均匀不可压缩两相渗流和非均匀叁相渗流的有限分析算法。文中的数值算例显示有限分析算法在计算精度和计算效率上相比于传统算法有着巨大的优势,同时可能对现今数值模拟中的相关现象做出相应的解释。有限分析算法有望解决非常规油气藏数值模拟的更多实际问题。(本文来源于《中国科学技术大学》期刊2015-01-01）
伦增珉[10]（2013）在《低渗透油藏二氧化碳驱多相渗流基础实验研究》一文中研究指出以腰英台油田低渗透油藏典型区块为研究对象,开展了低渗透油藏CO2驱多相渗流基础实验研究,明确了高温高压条件下CO2驱油过程中气-液-固界面张力及岩石润湿性变化规律,测定了油藏条件下CO2在原油和多孔隙介质中的扩散系数,确定了CO2气驱过程中流体相态变化规律及影响因素,探索了低渗透油藏CO2驱过程中的多相相对渗透率特征。对比测定注入CO2前后的油/水、油/气、气/水界面张力发现：油气界面张力随着压力的增大而下降幅度最大,油水界面张力下降幅度次之,气水界面张力降低幅度最小。通过不同压力下的润湿性测定实验,明确了CO2驱过程中随着压力的增大和CO2的注入油藏润湿性逐步向亲水性方向转化。基于大量界面张力及润湿性实验结果,建立了油/水、油/气、气/水间界面张力随压力变化的数学模型,形成了油藏条件下模拟气驱过程的动态油/水/气界面张力实验技术和CO2驱油过程中岩石-地层水-CO2润湿性变化的物理模拟实验技术。通过实验测定和建立理论模型,明确了油藏条件下CO2在原油和多孔介质中的扩散系数变化规律。引入原油膨胀系数、岩石孔隙度和迂曲率修正并建立了CO2在原油和多孔介质中扩散系数的两种数学模型。基于两种模型,结合不同压力下的扩散实验,得到了油藏条件下CO2在原油和多孔介质中的扩散系数分别为10-8m2/s和10-11m2/s。CO2扩散前后多孔介质中流体的核磁共振成像结果表明CO2通过扩散作用及溶解膨胀作用动用了水驱所不能动用的小孔隙中的原油。通过PVT高温高压物性实验,测定了不同CO2注入量下原油物性的变化规律,明确了随着油藏压力的增大,CO2在原油中的溶解度逐步增大,原油粘度急剧下降,气油粘度比逐步改善,原油体积膨胀系数增大,气油密度比逐步减小,这些因素的综合作用构成了CO2的驱油机理。基于实验结果,建立了CO2溶解度-压力、粘度比变化-CO2溶解度、密度比-CO2溶解度、体积膨胀系数-CO2溶解度等流体参数预测模型。通过岩心驱替实验,明确了低渗透油藏CO2驱过程中的叁种驱替特征,即注入压力增大导致CO2驱启动压力梯度增大,注入指数降低；裂缝的存在使得气体突破PV数急剧减小,气驱效果急剧变差；累积注气量与累积产出量的双对数呈分段直线变化关系。综合考虑了CO2驱过程中的扩散溶解作用、油气PVT相态变化和油气界面张力变化等微观作用机理,以及注采宏观参数变化因素,修正了毛管数理论,基于该理论优选出了腰英台油田目标区块CO2驱注采参数。针对目标区块进行了不同开采方式驱油效果对比,得出了目标区块实施水驱效果最差,连续注气次之,周期注气效果介于连续注气与水气交替注入之间,水气交替注入效果最好。另外,基于考虑CO2扩散溶解作用的非稳态的实验方法,分别测定了不同压力条件下油水、油气两相相渗曲线。结果表明,油藏压力的增大导致油气界面张力急剧降低,从而使得油气两相共渗区逐步拓宽,等渗点逐步向右偏移,端点值气相相渗逐步升高。基于STONE Ⅱ修正模型,建立了考虑扩散溶解作用及界面张力变化的叁相相对渗透率表征模型,油相等渗曲线形态表明油相等渗曲线呈凹向100%含油饱和度点变化,且随着油藏压力的增大使得油相等渗曲线区域逐步增大,残余油饱和度逐步降低。(本文来源于《中国地质大学(北京)》期刊2013-04-01）
多相渗流论文开题报告
（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：
二氧化碳(CO_2)地质封存(CCS)目前是被看作一种用来控制温室气体行之有效的技术手段。但由于单纯的CO_2地质储存成本高昂,能耗较大,无法长期有效开展。因此,人们更多的将目光从CCS转为CCUS,即CO_2捕获,利用与封存一系列过程,在原有CCS工程的基础上增加了利用的环节,利用CO_2开展地质工程,同时实现CO_2的利用和封存。在众多的CCUS技术当中,CO_2增强型煤层气开采(CO_2-ECBM)越来越受到人们的重视。所谓CO_2-ECBM,是指向煤层中注入CO_2,利用CO_2在煤层中可吸附性强于甲烷(CH4),使得吸附在煤层表面的CH4气体从吸附态转为游离态,在增加煤层气采收率的基础上同时实现CO_2地质储存。由于煤层一般埋深较浅,为提高采收率多采用水平井,CO_2以液相形式注入,在注入过程中,特别是在井筒内受到围岩的热传递,极易发生相态变化。由于CO_2气液两相密度差极大,相态转化所影响的不只是局部区域,而是会波及很远,局部的相态转化可能就会带来整个井筒内温度和压力分布的重构,继而造成其他区域的相态转化,可谓“牵一发而动全身”。相变过程影响井底和储层的温度、压力,进而影响CO_2的注入能力和开采效率。而且,在已开采的油气储层里有着大量的废弃井,废弃井的密封性不得而知,可能成为CO_2泄漏的潜在路径,且由于井筒内流速较快,可能成为其泄漏的主要途径,对周围环境危害较大。本文以山西柳林山西组煤层为目标层位,采用场地试验、程序开发与数值模拟相结合的手段。开发低温CO_2多相注入井筒储层耦合模拟程序。模拟CO_2在井筒中的相变过程,储层中与甲烷的多相渗流、竞争吸附、以及吸附导致的孔渗改变。将程序应用于场地试验,与试验中注入井和监测井实测数据进行拟合,以验证程序开发以及模型建立的可靠性。继而分析多组分系统在储层内的多相渗流及竞争吸附过程,以及在井筒内部的相态变化过程。最后推导叁相漂移流模型,并通过解析解验证。分析CO_2沿井筒泄漏途径上可能出现的相态变化及其影响因素。本此研究涉及到地质学、水文地质学、物理化学、流体力学、计算机等多学科理论知识,综合运用多种研究方法相互结合验证。分析了CO_2-ECBM工程中的多相渗流、竞争吸附、孔渗变化。以及在注入和泄漏过程中出现的相态变化。今后CO_2-ECBM工程提供科学依据和技术支撑。
（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。
多相渗流论文参考文献
[1].王菲,周福建,汪杰,刘慧卿.轻质油储层多相渗流机理研究及应用评价[C].2018油气田勘探与开发国际会议（IFEDC2018）论文集.2018
[2].封官宏.二氧化碳置换煤层气（CO_2-ECBM）地质工程中多相渗流和相态转化过程分析与数值模型[D].吉林大学.2018
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[5].赵越超,宋永臣,陈俊霖,杨明军,刘瑜.多孔介质内多相多组分渗流磁共振成像检测实验系统研制[J].实验技术与管理.2015
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[7].龙运前,朱维耀,宋付权,宋洪庆,岳明.低渗透储层纳微米聚合物颗粒分散体系调驱多相渗流理论[J].中南大学学报(自然科学版).2015
[8].乔娟.多孔介质内CO_2与盐水多相渗流数值模拟研究[D].大连理工大学.2015
[9].郑晓磊.非均匀多孔介质中多相渗流的有限分析算法[D].中国科学技术大学.2015
[10].伦增珉.低渗透油藏二氧化碳驱多相渗流基础实验研究[D].中国地质大学(北京).2013
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