一、沈84-安12块高含水期综合调整技术研究与应用（论文文献综述）
刘家林,薛莹,齐先有,闫红星,刘岩[1]（2017）在《沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征》文中指出沈84-安12块为辽河油区典型的高凝油注水开发区块,为了系统掌握长期注水开发对高凝油性质变化的影响,采用流变仪、差示扫描量热仪（DSC）、气相色谱仪等分析技术对该区块高凝油开展了析蜡点、熔蜡点、流变性、含蜡量及族组成等方面的系统分析,并利用沈检5井的岩心抽提物进行原油流变性及析蜡点研究。结果表明:该区块高凝油含蜡量为31.73%39.59%,凝固点为4650℃,析蜡点为51.6068.60℃（平均为65.65℃）,比开发初期高6.60℃以上;结合取心井中原油析蜡点可知,该区块地层原油析蜡点为70.00℃,已逐渐接近油藏温度,建议采取注热源或其他降低析蜡温度的措施来避免油层的冷伤害。该项研究为高凝油油藏后期注水开发方式调整提供了技术指导。
闫福丽,刘卫东,孙灵辉,廖迪,陈寓兴,赵蕊[2]（2017）在《高凝油及其组分与表面活性剂作用关系》文中研究表明针对辽河油田沈84-安12块高凝油开展原油组分与表面活性剂的作用关系研究,提出能降低原油界面张力达到超低的表面活性剂筛选新方法。采用柱色谱法分离原油组分得到饱和分、芳香分、胶质和沥青质,对组分与常用的阴离子、非离子和两性3类表面活性剂的界面张力进行测定。结果表明:胶质对表面活性剂降低原油界面张力影响较大,沥青质次之,饱和分与芳香分的影响虽较弱,但原油中饱和分含量高,仍需考虑饱和分的影响;优选出的甜菜碱-2表面活性剂可使原油界面张力降低到10-3m N/m数量级。
田寅[3]（2016）在《沈84边部断块沙三段单砂体精细解剖及剩余油研究》文中研究说明经过多年的注水开发,沈84块已进入高含水期开采阶段。但由于新勘探区块发现的日益困难及石油能源的迫切需求,还要依靠老油田的稳产和提高采收率来取得最大的经济效益,这就要求储层地质研究向更精细化方向发展。为了更好地开展老油田的深度开发与挖潜工作,全面、充分地认识储层的宏观、微观特征、注水开发后的变化、油气水动态分布规律和剩余油分布规律等油气藏特征是一个重要的前提和基础。使精细地质研究与油田开发相结合,能够为油田后期开发提供指导作用并达到最终提高采收率的目的。本文综合应用钻井、测井、地震资料及油田动态资料,通过测井解释以及三维地质建模等核心技术方法,深入开展沈84块边部大井距挖潜区微幅构造分析、沉积微相分析、层位优选、单砂体追踪对比及精细描述等精细地质研究工作,进而明确剩余油的分布规律及挖潜开发潜力层位,为薄层砂体水平井部署开发提供了良好理论基础与技术支持。单砂体精细解剖是精细地质研究的基础。本文从沉积微相、砂体分布、微幅构造特征、油层分布等多方面,对优选的有利单砂体的油藏地质特征进行了综合的分析和描述,进而明确了研究区的剩余油分布类型及成因特征。结合区块油层动用情况,可对剩余油潜力区进行预测,也为油田进一开展剩余油挖潜工作提供可能性。
周学金[4]（2015）在《强化采液技术在高凝油砂岩油藏特高含水开发期的应用》文中研究指明油井强化采液是油田进入特高含水开发期提高单井产量的一项有效增产措施,在油田开发中后期的稳产上产中起着至关重要的作用。该文对沈84-安12块成功实施了以强化采液为主的水动力调整,区块开发效果得到了明显改善,该研究为同类油藏开发提供了一条行之有效的途径。
王群[5]（2015）在《静63-35断块层系井网调整优化研究》文中指出沈84-安12区块是静安堡构造带的主体,处于构造带的中段。自初期开发方案全面投入实施后,先后进行了五次重大调整部署。静63-35断块为沈84-安12块背斜的东北侧边缘断块,以6个单砂体为单元。由于受沉积微相、砂体分布、孔渗分布、微幅构造特征、油层分布等因素影响以及目前开发方式不完善等条件制约,存在较多有采无注、无井控制区域,见效反应弱,储层动用程度差的问题。本文通过对静63-35断块单砂体成矿的储层物性、储量规模、砂体连续性等特征的分析,相邻断块静71-61断块对比,结合录井资料、测井资料、地震资料等地层静态研究成果及动态生产数据对研究区边部断块单砂体进行优选、数值模拟、油水分布规律分析及储量计算,明确剩余油相对富集区。针对研究区井网适应性差、注采井数比相对较低的情况,在井网密度低、井距较大区域利用水平井技术进行井网合理加密,完善开发井网,从而实现研究区整体的高效开发要求。
喻鹏[6]（2014）在《静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究》文中研究表明高凝油油藏是一类较为特殊的油藏类型,其驱替过程与一般稀油油藏的区别之一就是要考虑高凝油自身的特性。针对该类型油藏的表征、空间预测、三维地质建模等研究方面还比较薄弱,缺乏系统的研究和深入分析。辽河油田静观2区块是一个典型的高凝油油藏,其原油凝固点高于44℃,平均含蜡量38.34%,属世界少有原油类型。本文以静观2区块高凝油油藏为例,基于地质、岩心、钻井、地震、测井、测试和化验分析等大量基础资料,在层序地层学、沉积学、储层地质学、测井地质学、地质统计学、岩石学、石油开发地质学等理论的指导下,开展针对研究区储集层的高分辨率地层对比、沉积体系与沉积相分析、物性及流动单元预测表征和水驱流线数值模拟及热采模拟的综合研究。研究过程同时将地学数据挖掘中的新概念、新方法和新技术同计算机程序应用相结合,全面准确地对静观2区块储集层未取心井段流动单元进行了预测识别,进而通过指示模拟技术刻画表征了研究区流动单元三维精细地质模型,并在流动单元识别、划分的基础上进行渗透率分单元回归解释,同时将地质模型植入地质体,最终完成了三维定量化地质物性模型,形成了一套针对该类型油藏储层三维定量化地质建模的思路和方法,为下一步该种类型油藏油气勘探和储层预测提供了借鉴依据。通过基于流动单元的流线数值模拟,弄清了静观2区块剩余油同注采流线及流动单元的配伍关系。在上述研究基础上,结合静观2块油藏注冷水开发对储层的伤害实验试验资料及注水井地层带温度场数学模型,对区块最佳地面注水温度进行寻优。同时结合油藏测试资料,通过热采物理模拟研究分析原油的高含蜡、高凝固点特性对原油渗流过程的影响,采用数值模拟方法,研究了不同注水温度对油藏开发效果的影响,并对各开发方案进行了预测。论文总共分为8个部分,第一部分主要总结了流动单元的国内外研究现状及发展趋势,同时对目前主流的一些运用在流动单元预测上的地学数据挖掘方法进行了归纳和总结。针对工区储层的认识,总结了工区储集层流动单元的认识上的一些问题。进一步总结归纳了油藏剩余油分布模式、高凝油油藏开发模式以及高凝油油藏剩余油分布规律的研究等一些影响剩余油分布的主要因素以及研究区内剩余油分布研究仍存在的若干问题,同时对文章后续研究内容提出了规划和展望。第二个部分应用Cross的旋回性层序地层学分析方法进行了静观2区块高分辨率地层格架的构建,采用地质-地震-测井联合解释的技术手段,划分、识别和对比了不同旋回的时间地层单元。通过岩性垂向序列、测井地层综合响应和地震反射信息,确定静观2区块沙三段时期存在的5个长期基准面旋回组成的层序地层格架,其中SQ5相当于S31地层,在本区多被剥蚀掉；SQ4由3个中期基准面旋回、8个短期基准面旋回组成；SQ3由3个中期基准面旋回、7个短期基准面旋回组成；SQ2由4个中期基准面旋回、4个短期基准面旋回组成,即在沙河街组沉积时期主要发生了3次明显的水进。针对静观2区块沉积砂体,研究中首先分析了研究区沉积背景、沉积环境、物源供给以及岩石电性特征,在此基础上,重点进行了沉积体系的划分、识别和沉积模式的分析。在资料综合处理,构造、沉积相综合研究以及大量人工制图分析的基础上,建立了静观2区块构造、沉积相三维定量化模型。在构造地质建模中,采用层厚插值面控制窜层难点,最终建立的构造模型保持了小层之间构造特征及构造关系在三维空间上的协调性。沉积微相模型的构建则采用沉积趋势面面控的序贯指示模拟方法来构建,模拟结果较理想。第三个部分依据研究靶区油藏地质情况,依据压汞分析资料建立流动层带指标FZI同排驱压力（Pd）的关系,优选同FZI相关性较高的参数同时参与流动单元划分聚类,得到HU#5、HU#6、HU#7及HU#8四类基本方案。根据Spearman非参数相关系数法对取心井的测井参数同FZI值进行相关分析,优选测井曲线构建测井频率交会区间,结合贝叶斯推论编写软件计算后验概率基库并对储层未取心井段的流动单元进行预测和回判验证,并同成熟的神经网络模式识别技术判别结果作对比,预测正判率较接近,识别效果好,具有一定推广应用价值。流动单元井数据准备完善之后,采用序贯指示模拟对工区储层进行流动单元三维定量化建模,同时分单元分层位拟合变差及概率。最终进一步结合地质理念分动、静态两个方面对工区流动单元预测模型进行验证分析。动态验证过程共总结9口生产井数据,结合井史分析模型合理性；静态验证则主要通过两口井联井剖面上岩性、孔喉半径及流动单元的对应情况来进行分析。第四个部分主要构建静观2区块孔隙度、渗透率解释模型,同时将数学模型植入地质体以建立研究区三维定量化物性模拟模型。孔隙度解释模型的回归采用的是二元回归法,回归方程应用效果较好。以沉积相控制为前提,逐层逐相对孔隙度数据进行分析,采用序贯高斯模拟的方法对研究区孔隙度分布进行定量模拟。渗透率解释模型的建立则摒弃了传统的预测方法,而是根据储层岩心流动单元的分类,运用指数及幂律关系模型对每类储层分别建立渗透率孔隙度关系式,预测结果整体乐观,最终优选拟合优度较好的关系模型参与渗透率的预测计算,并将数学模型植入地质体。分别从平面和垂向上验证渗透率三维模型的精确性,结果表明,渗透率三维模型的总体分布特征同工区沉积相发育规模吻合,抽稀后的重建剖面信息亦证明模型的可靠性。综合分析研究区各种地质资料,运用确定性建模手法构建了储层净毛比模型,为后续数模工作打下基础。第五个部分运用油藏工程的方法对工区储层可采储量及最终采收率进行了预测。从总结归纳四种不同的递减模型出发,对比分析了不同模型参数的意义,同时寻优适合静观2块高凝油油藏产量递减规律的模型。针对研究区实际开发数据对比计算发现,Li-Horne模型模拟结果小于Arps模型指数模拟计算结果,Correa模型计算结果与数模预测值拟合较好。研究结果表明,Arps模型的运用受限,一般以没有重大措施调整为基础；水驱高凝油含水上升过快则可能导致Li-Horne模型计算结果偏低；同时在工区油藏条件的基础上扩充了Correa模型β值的选值范围,即超出-1≤β≤0的值域范围同样适用,且p值越低,递减规律越接近高凝油油藏递减规律,在同类型油藏当中具有一定推广应用价值。第六个部分总结了油藏开发历程及油水两相条件下流线模型的数学模型同时确定了流线的推导过程。最终结合静观2区块地质模型、流体及渗流特征参数、生产数据,运用流线数值模拟器对研究区油水运动规律进行模拟及拟合。通过对油藏开发动态分析和基于流动单元的油藏流线数值模拟,较准确地预测了剩余油分布,同时分析了剩余油同水驱注采流线及流动单元的配伍关系,认为油藏经历5次重大调整至今,水驱流线基本覆盖全区,而剩余油主要富集在注入流线波及较差的流动单元片区（层内层间非均质剩余油）、不同类型流动单元的交触位置、注采井网不完善区域（井间滞留区）以及断层边部地区等。针对静观2区块开发后期剩余油的复杂分布情况,结合区内注水流线及流动单元同剩余油分布的配伍关系及地质资料进行总结归纳,分别从地质因素、油水互驱因素及开发因素这三个方面总结了影响剩余油分布的主要控制原因。第七个部分通过油藏注冷水开发对储层伤害的试验研究、热采物理模拟及热采数值模拟研究,指出了静观2区块部分生产井采收率低下主要是与流体性质有关,生产井和注水井近井地带储层冷伤害严重,油藏流体呈非牛顿流体状态。地层伤害的主要原因是由于注采井井底温度下降导致气体膨胀,从而导致原油中的石蜡结晶、析出沉淀。热物理模拟分别进行了水驱油实验及相渗实验,通过实验发现高凝油油藏水驱油效率明显受原油粘度和实验温度的影响,随着原油粘度的降低和温度的升高,驱替效率逐渐提高；另外驱替效率与岩石本身结构有关,分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心,水驱油效率低；随着实验温度的升高,高凝油油藏相渗曲线形态逐渐向右偏移,两相区变宽,等渗点含水饱和度增加,束缚水饱和度升高,残余油饱和度则显着降低：当温度低于析蜡点温度时,相对渗透率曲线随着压力梯度增大向右移动,两相区变宽,增加地层压力梯度可以提高采收率。热物理实验使得工区油藏流体性质认识变得更加清晰,同时实验数据亦为后面热采数值模拟做准备。归纳考虑水井中与油层内传质传热的注水井地层带内温度场的数学模型,通过编程计算出不同注水温度下井筒及井筒外地层的深-温交汇图版,从研究结果可以看出,注入水在到达目的层之前,热损影响所占权重较大。到达目的层后,由于受油藏温度影响,井筒温度逐渐回升,筒外地层温度在注入水和油藏本身热能的共同作用下,呈现恢复趋势。注入温度80℃图版反映出注水温度在此温度以上,则可保持井筒及筒外地层温度维持在平均析蜡温度（60℃）以上,而温度超过80℃,油层温度增高效果差别没有太大异常,该现象亦在后面热采数模中得到了验证。继续增高注入温度,势必要增加供热成本,故优选80℃作为地面最佳注水温度,即可在兼顾生产成本限制的同时降低储层冷伤害,以达到增产目的。研究区热采数值模拟对比分析了不同注水温度条件下温度对油藏开采效果、井底压力以及油层吸水能力的影响。同时分析了不同方案油藏温度场同剩余油场的配伍关系,常规水驱条件下含油饱和度平面展布图展示了研究区若干注水井附近的小层注水冷带,伤害储层并影响驱油效率。模拟预测结果同样表明,在优势地面注水温度下,能在兼顾经济效益的同时使油藏温度较长时间维持在析蜡温度以上,对提效增产有利。第八个部分则是对整个论文的架构进行全面的总结概括并提出相应建议。本文针对辽河油田静观2区块高凝油油藏严重的非均质性导致油藏在开发过程中存在的各种矛盾,展开流动单元细分和流动单元剩余油分布研究,形成了一套较完整的高凝油油藏储层流动单元划分、对比、预测、表征及应用的配套理论和方法技术；在流动单元分类方法、流动单元空间预测表征手段以及流动单元平面分布的评价方法等方面进行了探索；在剩余油流线数值模拟及注采流线同剩余油配伍关系等方面取得了一定进展,对同类型油藏流动单元的预测表征及剩余油分布研究等具有一定的指导意义。
陈鸿图[7]（2013）在《沈84-安12块深部调驱技术研究与试验》文中提出面对沈阳油田中高渗砂岩油藏沈84-安12块注水井段长、水驱动用程度差的现状,2010年在股份公司及油田公司的支持下,在沈84-安12块开展了深部调驱技术研究与试验工作,深部调驱试验以"三分四重四结合"为工作思路,优选开发断块,细分开发层系,优选配方体系,按照"研究、试验、推广"三个层次逐步推进,在实施过程中坚持"五个结合"和"三个精细",实现了高凝油油田四级断块稳产和综合开发水平的提升。
谷淑化[8]（2013）在《高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例》文中研究指明通过对辽河沈84-安12油田的地质特征、生产动态进行认真分析,在文献调研的基础上,综合利用室内实验、渗流力学、油藏工程等多学科知识,对高凝油的流变特征和渗流规律进行了研究,通过精细地质模型和精确生产历史拟合,对目前剩余油分布规律进行总结,提出了加密井位,并对比了不同开发方式的效果。利用室内实验研究了高凝油的流变特征和渗流特征。温度是影响高凝油黏度的主要因素,当温度较低时,高凝油的黏度同时受温度和剪切应力影响,高凝油表现为非牛顿流体特征,当温度升高到溶蜡点以上时,黏度仅与温度有关,高凝油表现出牛顿流体特征；高凝油的凝固点随含水率的变化而发生改变,开始阶段随含水率的增加凝固点上升,在含水率为70%左右时凝固点达到最高,随后凝固点随含水率的增加而降低；由于乳化水的作用,即使温度在高凝油的析蜡点以上,高凝油仍然呈现非牛顿流体特征。高凝油油藏水驱油效率受原油黏度和实验温度的影响较明显；随着原油黏度的降低和温度的升高,驱替效率逐渐提高；另外驱替效率与岩石本身结构有关,分选差、中值半径小、泥质含量高的岩心,水驱油效率低；随着实验温度的升高,高凝油油藏相渗曲线形态逐渐向右偏移,两相区变宽,等渗点含水饱和度增加,束缚水饱和度升高,残余油饱和度则显着降低；当温度低于析蜡点温度时,相对渗透率曲线随着压力梯度增大向右移动,两相区变宽,增加地层压力梯度可以提高采收率。根据传热传质理论以及质量守恒、能量以及动量守恒原理,建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失计算数学模型,采用迭代求解的方法对井筒注蒸汽过程中的热量损失进行了求解,建立井筒热损评价方法；利用沈84-安12高凝油油藏开发现场的注汽井的沿程温度和压力以及干度监测数据对所建立的热损计算数学模型的计算结果进行了验证,本文所建立的数学模型能较为准确的计算从井筒到地层的热损失,可以用来对注蒸汽过程中的蒸汽热力学参数及热效率进行评价；以现场注汽井基本热力学参数建立注汽过程热损计算数学模型,针对几个比较敏感的蒸汽参数进行了敏感性分析,得出了高凝油蒸汽参数的敏感性规律。为了明确水驱油藏的最终采收率,在分析了现有水驱特征曲线回归预测方法的基础上,提出自动搜索初始含水率的回归预测算法,并通过编程实现了上述算法,算法中引入数据预处理的操作,使回归方法更精确、更智能；针对有些油藏在开发过程中经历了多次开发方案的调整的情况,依据俞启泰提出的分段原则,提出了分段拟合的算法,并且在算法中对含水率数据进行了数据平滑,消除了数据中的偶然因素；利用沈84安12块的生产数据对算法做了验证,实验数据证明算法取得了较好的效果；根据预测结果沈84-安12水驱最终采收率为28.53%,目前尚未达到最终驱替效率,因此需要进一步开展剩余油研究。在统计分析沈84-安12块地质及流体参数的基础上,建立了反映该区块典型地质特征的属性模型以及对应的五点井网数值模型,对比分析了该区块进行常规水驱、热水驱以及蒸汽驱三种开发方式的效果,结果表明,无论从技术上还是从经济效益上来看,沈84-安12块采取蒸汽驱开采方式才能获得较大的采收率和较好的经济效益；在蒸汽驱影响因素调研的基础上,进行了蒸汽驱影响因素敏感性分析,得出了井距、注汽速度、注汽温度、采注比、注汽干度对蒸汽驱开发效果的影响规律；利用灰色关联分析方法研究了蒸汽驱注采参数对蒸汽驱效果的敏感性,得到各注采参数对蒸汽驱效果的影响大小排序为：蒸汽干度>采注比>注汽速度>注汽温度>井距：针对三个对该区该区块蒸汽驱影响最敏感的因素蒸汽干度、采注比、注汽速度进行了蒸汽驱开发注采参数优化,得到了蒸汽驱最优注采参数组合,即注汽速度最优值为300m3/d,蒸汽干度在0.6以上,采注比为1.2。采用确定性与随机性相结合的原则,利用地质建模软件PETREL建立沈84-安12块三维油藏精细地质模型。储层构造模型的建立采用确定性建模方法,属性模型建立过程中,孔隙度三维模型选用高斯模型和序贯高斯模拟方法建立,渗透率三维模型选用指数模型和序贯高斯模拟方法建立；基于建立的PETREL地质模型,选取静67-59断块和静71-61断块建立了数值模拟模型,对生产动态进行了历史拟合,达到了较高的拟合精度,拟合结果可以满足下一步动态预测的需要：研究了静67-59断块和静71-61断块剩余油分布规律,剩余油分布与沉积相关系不明显,主要与微构造、井网控制关系密切。影响剩余油分布的主要因素包括地质因素和开发因素；地质因素包括构造、隔夹层、断层,开发因素包括井网完善程度、注水井的影响：对静67-59断块和静71-61断块分别对比了注冷水、注热水和注蒸汽开发效果,结果显示：注热水比注冷水好,注蒸汽比注热水开发效果好；注蒸汽开发可以有效地提高采收率,增加了开发效果,推荐沈84-安12油藏采用注蒸汽开发。本论文在以下两个方面具有创新性：1、建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失评价方法；根据传热传质理论以及质量守恒、能量以及动量守恒原理,建立了高凝油开发过程中从蒸汽注入井筒到地层的热损失计算数学模型,并通过沈84-安12高凝油油藏注汽井的沿程温度和压力以及干度监测数据对所建立的热损计算数学模型的计算结果进行了验证,本文所建立的数学模型能较为准确的计算从井筒到地层的热损失,可以用来对注蒸汽过程中的蒸汽热力学参数及热效率进行评价；2、提出自动搜索初始含水率的回归预测算法；算法中引入数据预处理的操作,使回归方法更精确、更智能；针对有些油藏在开发过程中经历了多次开发方案的调整的情况,提出了分段拟合的算法,并且在算法中对含水率数据进行了数据平滑,消除了数据中的偶然因素；利用沈84安12块的生产数据对算法做了验证,实验数据证明算法取得了较好的效果。
代云鹏[9]（2013）在《辽河油区中高渗透油藏水驱开发效果评价研究》文中研究表明随着辽河油区进入中后期开发，中高渗注水砂岩油藏采出程度高，剩余油分散，平面、层间、层内矛盾突出，注采系统不完善，注水效果变差。近几年来，各油田开展了整体区块的综合治理工作，但对进入“双高期”的中高渗透油藏尚未形成适合辽河中高渗透油藏的系统评价方法。本文结合辽河油区中高渗油藏开发实际，深入分析了油藏的地质概况、开发历程及开发现状，总结了中高渗油藏注水开发的特点，并明确了开发过程中存在的问题，明确了辽河中高渗油藏所处的水平。重点从水驱开发状况的分析出发，提出了适合辽河中高渗透油藏人工注水开发效果单指标评价方法，建立了水驱开发油田开发效果评价指标体系。同时从改善注水和恢复注水的措施出发，运用改进的谢氏评价方法，分析了不同油价下合理和极限井网密度条件下，中高渗油藏现方式下注水提高采收率的潜力。并根据“十二五”期间转变发展方式的实际情况，客观评价了化学驱和调驱注水的潜力。该研究成果，与生产实际紧密结合，方法研究科学合理，实用性较强，对其他类型油藏指标评价具有重要的指导意义，为辽河油田“十二五”期间实现经济高效稳定生产提供理论依据。
周学金[10]（2012）在《沈84-安12块特高含水期提液技术研究与应用》文中研究指明辽河油田沈84-安12块进入特高含水开发期,油藏剩余可采储量丰富,地层能量充足,储层物性较好,而区块常规措施措施效果差。在对提液可行性充分论证的基础上,通过对剩余油潜力分析,实施了以提液为主的水动力调整,区块开发效果得到了明显改善。区块日产油水平增加189t,含水上升率由3.7%下降为0,自然递减率由15.66%下降为4.81%,实现了区块特高含水期的高效开发。
二、沈84-安12块高含水期综合调整技术研究与应用（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、沈84-安12块高含水期综合调整技术研究与应用（论文提纲范文）
（1）沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征（论文提纲范文）
| 1 概况 |
| 2 实验仪器与方法 |
| 2.1 实验仪器 |
| 2.2 实验方法 |
| 3 实验结果与讨论 |
| 3.1 原油物性特征参数 |
| 3.2 析蜡点确定 |
| 3.3 原油黏温特征 |
| 3.4 原油流变特征曲线 |
| 4 实践指导 |
| 5 结论及建议 |
（2）高凝油及其组分与表面活性剂作用关系（论文提纲范文）
| 1 实验材料与方法 |
| 1.1 实验仪器与材料 |
| 1.1.1 实验仪器 |
| 1.1.2 实验材料 |
| 1.2 实验方法 |
| 1.2.1 原油组分分离 |
| 1.2.2 界面张力的测定 |
| 2 实验结果及讨论 |
| 2.1 原油分离结果 |
| 2.2 磺酸盐表面活性剂与原油及组分界面张力 |
| 2.3 聚醚表面活性剂与原油及组分界面张力 |
| 2.4 甜菜碱表面活性剂与原油及组分界面张力 |
| 3 结论 |
（3）沈84边部断块沙三段单砂体精细解剖及剩余油研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 选题依据 |
| 0.2 国内外相关技术现状及发展趋势 |
| 0.2.1 精细地质研究 |
| 0.2.2 剩余油研究 |
| 0.3 主要研究内容及技术路线 |
| 0.3.1 主要研究内容 |
| 0.3.2 技术路线 |
| 0.4 主要工作量 |
| 第一章 研究区地质概况 |
| 1.1 工区位置与油藏现状 |
| 1.2 地层特征 |
| 1.3 构造特征 |
| 1.4 储层物性 |
| 1.5 沉积特征 |
| 第二章 小层划分对比及有利小层优选 |
| 2.1 沈84边部断块特征 |
| 2.2 开发层系划分 |
| 2.3 小层划分与对比 |
| 2.4 有利小层综合评价方法及评价体系 |
| 2.4.1 有利小层初步优选 |
| 2.4.2 有利小层二次优选及确定 |
| 2.4.3 有利小层综合评价结果 |
| 第三章 单砂体精细描述 |
| 3.1 单砂体追踪对比 |
| 3.2 静 61-25断块单砂体特征 |
| 3.2.1 微幅构造特征 |
| 3.2.2 沉积微相与砂体分布规律 |
| 3.2.3 单砂体物性特征 |
| 3.2.4 油层厚度分布规律 |
| 3.2.5 单砂体储量计算 |
| 3.2.6 优选单砂体小结 |
| 3.3 静 71-61断块单砂体特征 |
| 3.3.1 微幅构造特征 |
| 3.3.2 沉积微相与砂体分布规律 |
| 3.3.3 单砂体物性特征 |
| 3.3.4 油层厚度分布规律 |
| 3.3.5 单砂体储量计算 |
| 3.3.6 优选单砂体小结 |
| 3.4 静 63-35断块单砂体特征 |
| 3.4.1 微幅构造特征 |
| 3.4.2 沉积微相与砂体分布规律 |
| 3.4.3 单砂体物性特征 |
| 3.4.4 油层厚度分布规律 |
| 3.4.5 单砂体储量计算 |
| 3.4.6 优选单砂体小结 |
| 3.5 沈84边部断块单砂体总体特征 |
| 第四章 剩余油分布规律研究 |
| 4.1 单砂体水淹状况及剩余油分布特征 |
| 4.1.1 静 61-25断块剩余油分布特征 |
| 4.1.2 静 71-61断块、静 63-35断块剩余油分布特征 |
| 4.2 剩余油分布类型及潜力分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（4）强化采液技术在高凝油砂岩油藏特高含水开发期的应用（论文提纲范文）
| 1强化采液可行性分析 |
| 1.1高含水期仍具有强化采液生产的物质基础 |
| 1.2区块剩余油潜力类型适于强化采液挖潜 |
| 1.3增大采液速度能提高最终采收率, 且能明显缩短开采年限, 从而提高经济效益 |
| 1.4从单井产液量和经济极限含水关系看, 具有可行性 |
| 1.5地层具备良好的强化采液条件 |
| 2强化采液技术应用的主要做法 |
| 2.1确定合理泵径构成 |
| 2.2优化强化采液方式, 分类挖潜 |
| 3强化采液技术应用效果 |
| 3.2含水上升速度、自然递减得到明显控制 |
| 4结论 |
（5）静63-35断块层系井网调整优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 研究目的及研究意义 |
| 0.2 国内外研究现状 |
| 0.3 研究内容 |
| 第一章 地质概况 |
| 1.1 构造背景 |
| 1.2 地层特征 |
| 1.3 构造特征 |
| 1.4 储层物性 |
| 1.5 优选断块特征 |
| 1.6 精细小层对比及开发层系划分 |
| 第二章 边部断块单砂体优选 |
| 2.1 沈 84-安12块边部断块单砂体总体特征 |
| 2.2 静 63-35断块单砂体优选 |
| 2.2.1 测井解释成果分析 |
| 2.2.2“权重”法半定量评价 |
| 2.2.3 单砂体追踪对比 |
| 2.3 静 71-61断块单砂体优选 |
| 2.3.1 测井解释成果分析 |
| 2.3.2“权重”法半定量评价 |
| 2.3.3 单砂体追踪对比 |
| 2.4 单砂体优选结果 |
| 2.5 单砂体精细描述 |
| 2.5.1 断块微幅构造特征 |
| 2.5.2 沉积微相机单砂体分布规律 |
| 2.5.3 单砂体物性特征 |
| 2.5.4 油层厚度分布 |
| 2.5.5 单砂体储量计算 |
| 2.5.6 单砂体小结 |
| 第三章 油藏数值模拟及剩余油分布规律 |
| 3.1 油藏数值模拟 |
| 3.1.1 模拟器的选择 |
| 3.1.2 数据准备 |
| 3.1.3 储量及开发指标拟合 |
| 3.2 剩余油分布规律 |
| 3.2.1 剩余油分布特征 |
| 3.2.2 剩余油潜力分析 |
| 第四章 井网优化调整及效果评价 |
| 4.1 井网对地质条件的适应性 |
| 4.2 井网适应性评价 |
| 4.3 井网加密潜力评价 |
| 4.3.1 合理井网密度 |
| 4.3.2 合理注采井数比 |
| 4.4 边部薄层水平井部署潜力分析 |
| 4.5 水平井部署 |
| 4.5.1 水平井部署原则 |
| 4.5.2 水平段优化 |
| 4.5.3 水平井部署结果 |
| 4.6 水平井开发指标预测 |
| 4.7 经济效益评价 |
| 4.8 实施要求及调整建议 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| §1.1 研究目的及意义 |
| §1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 流动单元研究 |
| 1.2.2 高凝油油藏剩余油分布研究 |
| 1.2.3 目前存在的问题 |
| §1.3 研究思路、内容和关键技术 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 关键技术 |
| §1.4 创新点及认识 |
| 第二章 高凝油油藏地层格架及沉积相建模研究 |
| §2.1 高分辨率层序地层格架的构建 |
| 2.1.1 钻井高分辨率层序格架的构建 |
| 2.1.2 地震高分辨率层序格架的构建 |
| 2.1.3 层序地层单元划分 |
| §2.2 沉积体系研究 |
| 2.2.1 沉积背景 |
| 2.2.2 沉积环境 |
| 2.2.3 沉积物源 |
| 2.2.4 岩石电性特征 |
| 2.2.5 沉积体系分析 |
| 2.2.6 相模式的建立 |
| §2.3 构造建模 |
| 2.3.1 油藏建模方法及原理 |
| 2.3.2 构造建模步骤 |
| 2.3.3 构造建模 |
| §2.4 储层微相建模 |
| 第三章 高凝油油藏流动单元预测表征 |
| §3.1 流动单元的划分 |
| 3.1.1 流动单元划分依据 |
| 3.1.2 流动单元划分方法 |
| §3.2 静观2块流动单元精细划分 |
| 3.2.1 取心井段流动单元识别 |
| 3.2.2 未取心井段流动单元预测 |
| 3.2.3 流动单元识别预测效果对比 |
| §3.3 静观2区块流动单元三维定量化地质建模 |
| 3.3.1 流动单元序贯指示模拟原理 |
| 3.3.2 静观2区块流动单元序贯指示建模 |
| 3.3.3 静观2区块流动单元模型验证 |
| 第四章 高凝油油藏三维定量化物性建模 |
| §4.1 测井数据标准化 |
| 4.1.1 关键井及标准层的选取 |
| 4.1.2 标准化方法 |
| §4.2 静观2区块孔隙度模型 |
| 4.2.1 孔隙度解释模型 |
| 4.2.2 孔隙度三维模型 |
| §4.3 静观2区块渗透率模型 |
| 4.3.1 渗透率预测模型的建立 |
| 4.3.2 渗透率预测模型的合理性验证 |
| §4.4 静观2区块净毛比模型 |
| 4.4.1 确定性建模原理 |
| 4.4.2 净砂厚模型 |
| 4.4.3 净毛比模型 |
| 第五章 高凝油油藏开发动态分析 |
| §5.1 静观2区块开发背景 |
| §5.2 递减模型数学背景 |
| §5.3 递减模型参数对比 |
| §5.4 静观2区块递减动态分析 |
| 5.4.1 Arps产量-时间递减模型分析预测 |
| 5.4.2 Li-Home模型分析预测 |
| 5.4.3 Correa体积递减模型分析预测 |
| 5.4.4 Yu水驱特征曲线模型分析预测 |
| 第六章 高凝油油藏数值模拟及剩余油分布规律研究 |
| §6.1 油藏开发历程 |
| §6.2 数值模拟模型的建立 |
| 6.2.1 流线模型的数学模型及流线的确定 |
| 6.2.2 数值模拟模型的建立 |
| 6.2.3 历史拟合 |
| §6.3 剩余油分布规律 |
| 6.3.1 注采流线分布与剩余油配伍关系 |
| 6.3.2 流动单元同剩余油分布关系 |
| 6.3.3 剩余油控制因素 |
| 第七章 高凝油油藏流体性质及热采方式研究 |
| §7.1 静观2区块储层冷伤害研究 |
| §7.2 热采注入温度研究 |
| §7.3 热采物理模拟 |
| 7.3.1 水驱油试验 |
| 7.3.2 相渗实验 |
| §7.4 热采数值模拟 |
| 7.4.1 不同注水温度下开采效果分析 |
| 7.4.2 不同注水温度下井底压力变化 |
| 7.4.3 不同注水温度对油层吸水能力的影响 |
| §7.5 不同方案油藏温度场同剩余油场配伍关系 |
| 第八章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）沈84-安12块深部调驱技术研究与试验（论文提纲范文）
| 一、沈84-安12块地质开发概况 |
| 二、开发中存在的主要问题 |
| 1. 含油井段长, 层数多, 非均质性强, 纵向上动用程度不均衡 |
| 2. 平面上相变快、砂体变化大, 水驱方向性强 |
| 3. 受管柱弯曲影响, 水驱动用程度变差 |
| 4. 措施挖潜手段单一且效果逐年变差 |
| 三、深部调驱技术方案研究与设计 |
| 1. 深部调驱可行性分析 |
| 3.1.6注采井网设计 |
| 四、试验效果 |
| 1. 稳产增产效果明显 |
| 2. 层系细分和单元细分相结合, 有效提高储层动用程度 |
| 3. 调剖调驱相结合, 实现深部有效的驱替 |
| 4. 精细开发管理与调剖调驱相结合, 保证了调驱整体效果 |
| 认识及结论 |
（8）高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例（论文提纲范文）
| 作者简介 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 前言 |
| §1.1 研究目的及意义 |
| §1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 高凝油分布概况 |
| 1.2.2 高凝油地质特征 |
| 1.2.3 高凝油流变特性 |
| 1.2.4 高凝油渗流特征 |
| 1.2.5 高凝油开采井筒温度场 |
| 1.2.6 高凝油藏开发模式 |
| 1.2.7 高凝油藏剩余油分布规律研究 |
| 1.2.8 目前存在的问题 |
| §1.3 本文的主要研究内容 |
| §1.4 论文的技术路线和逻辑结构 |
| §1.5 创新点及认识 |
| 第二章 沈84-安12油藏地质概况 |
| §2.1 沈84-安12油藏区域分布 |
| §2.2 沈84-安12油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 沉积特征 |
| 2.2.3 储层特征 |
| 2.2.4 流体性质 |
| §2.3 沈84-安12块油藏油藏开发历程 |
| §2.4 本章小结 |
| 第三章 高凝油流变性和渗流特征 |
| §3.1 高凝油性分析 |
| 3.1.1 实验样品及仪器 |
| 3.1.2 原油黏温测定实验 |
| 3.1.3 不同温度下原油流变性 |
| 3.1.4 不同含水率下原油流变性 |
| §3.2 高凝油渗流特征 |
| 3.2.1 实验样品及仪器 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 水驱油试验 |
| 3.2.4 相渗实验 |
| §3.3 本章小结 |
| 第四章 高凝油井筒注蒸汽热损失计算 |
| §4.1 井筒注蒸汽热损失计算模型 |
| 4.1.1 模型的假设 |
| 4.1.2 建立数学模型 |
| 4.1.3 方程中主要物理量的计算 |
| 4.1.4 垂直井筒沿程热损失分布求解步骤 |
| §4.2 模型的验证 |
| §4.3 井筒沿程蒸汽参数敏感性分析 |
| 4.3.1 蒸汽干度 |
| 4.3.2 注入速度 |
| 4.3.3 注入压力 |
| §4.4 本章小结 |
| 第五章 高凝油油藏蒸汽驱有效开发方式研究 |
| §5.1 不同开采方式对比 |
| §5.3 蒸汽驱敏感性因素分析 |
| 5.3.1 井距 |
| 5.3.2 注汽速度 |
| 5.3.3 注汽温度 |
| 5.3.4 采注比 |
| 5.3.5 注汽干度 |
| §5.4 蒸汽驱注采参数的灰色关联分析 |
| §5.5 蒸汽驱注采参数优化 |
| 5.5.1 注汽速度优化 |
| 5.5.2 蒸汽干度优化 |
| 5.5.3 采注比优化 |
| §5.6 本章小结 |
| 第六章 水驱特征曲线自动拟合算法研究 |
| §6.1 沈84安12块水驱特征 |
| 6.1.1 水驱特征曲线的适用条件 |
| 6.1.2 水驱特征曲线回归预测方法分析 |
| §6.2 改进的回归预测算法 |
| 6.2.1 搜索曲线趋于直线的初始含水率 |
| 6.2.2 数据预处理 |
| 6.2.3 一元线性回归方程模型 |
| 6.2.4 线性回归拟合效果分析 |
| 6.2.5 改进算法的流程图 |
| §6.3 水驱特征曲线应用期搜索算法 |
| 6.3.1 数据平滑处理 |
| 6.3.2 搜索水驱特征曲线一个调整周期的应用期算法 |
| §6.4 本章小结 |
| 第七章 高凝油油藏剩余油分布规律研究 |
| §7.1 剩余油分布规律 |
| 7.1.1 剩余油丰度和饱和度分布 |
| 7.1.2 剩余油纵向和平面分布规律 |
| §7.2 剩余油控制因素 |
| 7.2.1 地质因素 |
| 7.2.2 开发因素 |
| §7.3 井网调整研究 |
| §7.4 不同开发方式对比 |
| §7.7 本章小结 |
| 第八章 结论和建议 |
| §8.1 结论与认识 |
| §8.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（9）辽河油区中高渗透油藏水驱开发效果评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 油藏概况 |
| 1.1 地质概况 |
| 1.1.1 断裂特征 |
| 1.1.2 地层特征 |
| 1.1.3 主要沉积特征 |
| 1.1.4 储层与非均质特征 |
| 1.1.5 主要油藏类型 |
| 1.1.6 流体性质 |
| 1.2 开发历程 |
| 1.3 开发现状 |
| 第二章 中高渗水驱油藏开发特点及存在问题 |
| 2.1 中高渗透水驱油藏开发特点 |
| 2.1.1 中高渗透油藏处于“双高”开发阶段 |
| 2.1.2 产量变化规律 |
| 2.1.3 含水率变化规律 |
| 2.1.4 无因次采出指数变化特征 |
| 2.2 注水开发中存在的主要问题 |
| 第三章 中高渗透油藏注水开发效果评价 |
| 3.1 影响开发效果的主控因素分析 |
| 3.2 开发效果综合评价 |
| 3.2.1 渤海湾地区同类油藏开发效果对比 |
| 3.2.2 中高渗透水驱开发效果单指标评价 |
| 3.2.3 中高渗透水驱开发效果多指标综合评价 |
| 3.2.4 建立综合评价模型 |
| 3.2.5 典型实例分析 |
| 第四章 中高渗透水驱油藏开发潜力研究 |
| 4.1 现注水方式下开发潜力分析 |
| 4.2 化学驱潜力分析 |
| 4.3 调驱注水潜力分析 |
| 结论及认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
四、沈84-安12块高含水期综合调整技术研究与应用（论文参考文献）
- [1]沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征[J]. 刘家林,薛莹,齐先有,闫红星,刘岩. 特种油气藏, 2017(04)
- [2]高凝油及其组分与表面活性剂作用关系[J]. 闫福丽,刘卫东,孙灵辉,廖迪,陈寓兴,赵蕊. 大庆石油地质与开发, 2017(01)
- [3]沈84边部断块沙三段单砂体精细解剖及剩余油研究[D]. 田寅. 东北石油大学, 2016(02)
- [4]强化采液技术在高凝油砂岩油藏特高含水开发期的应用[J]. 周学金. 内蒙古石油化工, 2015(21)
- [5]静63-35断块层系井网调整优化研究[D]. 王群. 东北石油大学, 2015(04)
- [6]静观2区块高凝油油藏流动单元预测表征及剩余油分布研究[D]. 喻鹏. 中国地质大学, 2014(11)
- [7]沈84-安12块深部调驱技术研究与试验[J]. 陈鸿图. 化工管理, 2013(24)
- [8]高凝油油藏渗流特征及热采方式研究 ——以沈84-安12为例[D]. 谷淑化. 中国地质大学, 2013(07)
- [9]辽河油区中高渗透油藏水驱开发效果评价研究[D]. 代云鹏. 东北石油大学, 2013(12)
- [10]沈84-安12块特高含水期提液技术研究与应用[J]. 周学金. 石油地质与工程, 2012(02)