一、多开发单元原油产量预测方法及应用（论文文献综述）
刘斌[1]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中研究说明我国很多油田随着数十年的高速开采,特别是东部油田,浅中层油藏或被探明,或者正在开发,其中诸多区块已经处于特高含水期,储量的认识和挖潜难度越来越大。面对国家经济发展的急迫需要,必须立足当前的客观实际,不断提高认识,掌握油气水储量状况,采取科学的技术和管理手段,为储量增值保值奠定坚实的基础。因此,针对特高含水期开发过程中的储量价值评价研究也显得迫切和极为重要。基于上述目的,本文开展特高含水期的储量价值评价,选择开发四十年并且综合含水大于90%的ZY油田作为研究对象。我们对油气储量价值评价的相关理论进行梳理,掌握国内外文献研究成果,结合石油行业油气储量价值评价目前所面临的客观环境,认真分析了ZY油田特高含水期储量价值评价所存在的问题,发现ZY油田特高含水期储量价值评价需要进一步优化研究。在充分考虑到储量价值评价影响因素的基础上,将地质可靠性与经济可行性评价有机地结合起来,从勘探维度、技术维度、经济维度、定性维度的四个维度出发,筛选并确定了评价研究的一级指标、二级指标,确立了ZY油田特高含水期储量价值评价优化指标,并运用层次分析法为各层级关键指标进行权重设计,形成ZY油田特高含水期储量价值评价标准。通过针对ZY油田特高含水期储量价值评价优化的设计与实施过程中可能出现的问题,提出具有针对性的建议,较好地解决了ZY油田特高含水期储量价值评价。确保综合评价结论能为ZY油田的管理体系提供有效的参考和提升,以促使特高含水期的油田企业实现可持续高质量发展。
于伟男[2]（2020）在《Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究》文中认为L油田Y区块属于浅层特稠油复式背斜油藏,历经数十年热采阶段后日益凸显较多的开发问题,如边水推进程度过高导致近边水区域的吞吐井含水上升以及垂向和水平方向油层动用不均导致开发效果变差等。Y区块经过高周期吞吐后,近边水区域剩余油逐渐推进至远离边水区域,剩余油整体分布不均,急需措施对区块低部位做到稳油控水,对高部位进行潜力挖掘。应用Petrel re地质建模软件以及CMG数值模拟软件对Y区块目的层分别建立了三维精细地质模型与油藏数值模型并对储量进行拟合,拟合过程中对模型参数进行不断地修正。在完成数值模型全区及单井的历史生产动态拟合的基础上对剩余油进行了分类,并对剩余油的分布类型及其成因进行分析。结合油藏地质因素和开发因素,通过正交优化实验确定了剩余油分布主控因素影响程度的排布顺序。结合Y区块的开发现状及剩余油分布主控因素,对目前开发方案进行适用性评价并分析其全区及单井的周期产量递减规律。针对区块整体蒸汽吞吐高周期后产量下降、油汽比降低和高含水等现象需要将吞吐井的生产动态、生产参数与地质因素相互结合,分析高周期蒸汽吞吐收效差的原因。通过对高周期蒸汽吞吐井生产周期优化后对生产井进行细分类别逐步优化,分别优化蒸汽吞吐注采参数和氮气辅助注采参数后综合得出最佳优化方案及结果。结果表明,稠油油藏开发适应性评价适是经济有效提高浅层稠油油藏采收率的最佳前期工作;充分利用现有井条件,以提高蒸汽吞吐后期单井产能及油汽比为出发点,论证对不同周期不同类型的井分别进行参数优化的开发意义和开发效果,综合优化后采出程度提高3.32%,提采效果明显。研究结果可对稠油油藏的后期开发方式提供借鉴意义。
何翔宇[3]（2020）在《基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究》文中认为石油资源作为战略物资,对于国家的经济和安全都具有非常重要的战略意义。国际原油市场竞争越发的激烈,我国石油企业急需加强自身实力提升企业在国际市场的竞争力。S采油厂随着开发的不断深入,油田综合含水、综合递减率逐步升高,油井措施有效率不断降低,导致成本管理难度日益增大。为了进一步降低采油厂生产成本和提高经济效益,本文拟通过区块成本管理研究,旨在全面、系统、有效地分析采油成本,及时发现区块成本管理存在的问题。提出行之有效的解决办法,不断对区块成本进行优化,加强区块成本管理,努力实现低成本发展战略,以保证采油厂的平稳运营。在过去的研究基础上,以S采油厂为例,针对生产实际,详细分析了区块中各项成本费用的驱动因素,整理和分析了企业三年来的相关财务数据,结合成本动因理论的研究,采用回归分析方法,通过SPSS数据统计分析软件进行分析处理,建立区块成本动因模型。最后提出S采油厂基于成本动因理论在加强区块成本管理方面的具体建议,有利于采油厂“开源节流,降本增效”战略的有效实施。本文主要分为七个部分:第一部分为绪论,阐述的研究背景和意义、国内外研究现状、研究内容和方法。第二部分为相关理论概述,对成本动因理论,成本管理有关的概念和区块成本管理相关理论进行了论述。第三部分通过对S采油厂成本管理以及生产运行现状进行分析,总结和归纳出采油厂在进行成本管理过程中存在的问题。第四部分对区块成本管理以及S采油厂区块的划分进行说明的基础之上,详细分析了油田区块中的成本费用以及成本动因。第五部分对成本动因进行分析的基础上,建立了符合其实际情况的区块成本动因模型,并对该模型的有效性进行具体的分析和验证。第六部分对S采油厂的区块成本管理工作提出了具体的意见和建议。第七部分为结论。
程洪[4]（2020）在《缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究》文中研究表明碳酸盐岩油气藏是全球最重要的油气勘探开发领域之一。随着塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等相继发现了大型碳酸盐岩油气田,碳酸盐岩油藏在我国的开发潜力逐步增大。缝洞型碳酸盐岩油藏储层发育受沉积、构造、岩溶等多种地质作用的影响,储集空间与砂岩油藏存在较大差异,具有很强的非均质性,其生产动态所反映的油藏内部规律也难以用常规油藏动态方法手段来识别。但碳酸盐岩油藏的生产动态特征与油藏的储集体类型和底水特征是具有内在联系的,且其生产动态也与碳酸盐岩油藏在储集空间上的特殊性也具有一定关联,因此,通过研究缝洞型碳酸盐岩油藏的生产动态曲线指示意义对深入分析油藏的开发规律,建立开发对策具有重要意义。因动态生产指示曲线与油藏内部生产规律具有关联性,因此,本论文以塔里木盆地塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层为实例,通过对碳酸盐岩油藏特殊性和复杂性的分析,首先在缝洞组合理论分析和物质平衡原理基础上分别建立了5类能量指示曲线和3类注水指示曲线的缝洞模型及对应的理论方程,并详细研究了各类型指示曲线的指示意义;同时为进一步明确能量指示曲线和注水指示曲线的内在联系并验证能量指示曲线和注水指示曲线在开发过程中的适用性,根据相关性原则,建立了缝洞型碳酸盐岩油藏高压物模实验方法及原则,并在缝洞型油藏实际情况的基础上开展了不同缝洞组合模型的高压物理模拟实验研究;随后对已建立的生产动态曲线指示意义解释模型在进行高压物理模拟测试的基础上加以修正,并对两类指示曲线的应用效果进行对比评价;进而运用测试修正后的指示曲线方程对典型的缝洞型油藏开发特征进行分析,建立了相应的开发对策。论文取得的成果有:一是能量指示曲线可用于分析缝洞型油藏的开采潜力,可用于对比不同缝洞体与开发对策的效果差异。能量指示曲线的形态可判断油井所沟通的缝洞体类型,斜率变化反应了生产过程中所波及缝洞体的体积变化,指示曲线方程的参数可反应油井各阶段可采储量与储集体体积大小、流体粘度的关系;二是注水指示曲线可有效评估注水开发效果和指导改善注水开发效果。注水指示曲线斜率是关于地层原油体积的函数,可以估算注水井储集体的大小;而注水指示曲线是否存在拐点,可用于判断与油井连通的远端是否存在尚未波及的缝洞体;三是高压物模实验结果表明:底水能量强弱和是否容易发生水窜对开发效果影响较大,当油藏条件不易水侵或开发得当不发生明显水窜时,底水的存在可为油藏的开发提供充足能量,明显提高开发效果。当不存在底水时,对未充填溶洞,溶洞体积大小和生产速率对采出程度的影响均不明显;对于充填溶洞,则随着生产速率的增加,采出程度明显下降,且单溶洞油藏明显低于双溶洞;四是通过高压物模实验测试,能量指示曲线表明:溶洞体积越大,弹性能量开采初期产量越高;相同开采速率下不同体积大小溶洞的可采储量比较接近;可采储量与开采速率间的关系表明存在最佳开采速率;注水指示曲线表明:双洞模型下注水开发储量动用程度更高;较大的注水速度对于压力恢复具有显着效果,但增油不明显;合理且稳定的注水速度可有效提升注水开发效果;五是通过对典型油藏生产过程分析,根据能量指示曲线的斜率变化可有效识别油井能量变化阶段,进而可及时进行生产对策调整;同时根据注水指示曲线可优选出合适的注水开发参数,指导注水政策的调整。
宁龙[5]（2019）在《油田勘探开发一体化经济评价研究》文中进行了进一步梳理油气能源是我国的重要战略能源。当前国内油气产量远低于消费量,对外依存度居高不下,为了保障国家能源安全,我国必须加强国内油气勘探开发,增加新的地质储量,提高油气产量。勘探开发经济评价作为勘探开发管理的重要内容,对油田勘探开发决策具有重要的意义,科学的勘探开发经济评价有助于油田及时把握勘探开发的经济状况,采取针对性的措施提升经济效益。目前,我国绝大多数油田正处于开发中后期,高含水、高采出,产量递减较快,加之油价的低迷不振,对油田的勘探开发带来很多不利的因素,更不利于经济效益的取得。为此,油田企业有必要从勘探开发全流程视角,分析勘探开发经济特性,建立一体化经济评价体系,开展勘探开发一体化经济评价,以客观评价油田勘探开发现状,找出不足,获得针对性的效益提升对策,支持油田可持续、高质量发展。本文综合应用文献研究法、专家调查法、综合评价等方法,开展油田勘探开发一体化经济评价研究。主要完成如下工作:（1）分析了油田勘探开发的经济特性以及勘探、开发、生产经营各阶段的经济性影响因素;分析油田经济评价现状,发现主要存在当前评价偏于项目评价、偏于事前评价、偏于经济效益评价指标,依次经济评价体系不完善等问题。（2）按照构建原则与思路,通过专家调查与统计筛选,最终确立了油田勘探开发一体化经济评价指标体系,包含油气勘探、油气开发、生产经营三个一级指标、13个二级指标以及38个三级指标。构建了融合单一评价模型、事前事后检验和组合评价模型的油田勘探开发一体化经济评价模型体系。其中,指标赋权方法采用层次分析法、模糊-粗糙以及熵值的主客观组合赋权方法;单一评价模型包括模糊综合评价、灰色关联评价、TOPSIS评价三种模型;组合评价模型包括简单平均、熵权、最满意、偏移度和Shapley值等。同时,结合组合评价模型结果,提出了油田聚类分析、分类规则分析和偏相关分析等深入分析方法。（3）通过胜利油田43个油田的实例分析,验证了上述评价指标体系与模型体系的科学性、适用性。同时,将43个油田划分为8类区域;给出了三条分类规则,说明了生产经营评价对总体评价的重要性;分别分析得到影响油气勘探、开发与生产经营经济评价结果的主要因素,结合每类区域的特点提出了胜利油田提高勘探开发一体化经济效益的对策。（4）提出了油田勘探开发一体化经济评价的保障措施,包括完善组织管理体系、规范数据采集、制定配套制度体系、搭建信息共享平台以及建立专业人才队伍等。本文取得的主要创新成果如下:（1）建立了较为全面、一致的油田勘探开发一体化经济评价指标体系。对传统的勘探、开发、生产各自独立的评价指标进行完善,构建了油田（区块）勘探开发全过程的一体化经济评价指标体系,同时涵盖油气勘探、油气开发、生产经营三个方面,融合了资源、经济、环境、风险、技术等效益测度维度,包括38个具体的三级指标,这为油田勘探开发一体化经济评价提供了一致性的指标体系基础。（2）建立了系统、顺序的油田勘探开发一体化经济评价模型体系,即单一评价→事前检验→组合评价→事后评价的基本范式,并给出具体的评价模型建模思路与步骤。这为油田勘探开发一体化经济评价提供了比较客观的集成化方法体系。（3）建立了油田勘探开发一体化经济评价结果的深层次挖掘分析模型,包括聚类分析、基于粗糙集的分类规则分析以及基于偏相关系数的影响因素分析。这为油田（区块）的共类分析、提升经济效益的重点对策提出提供了现实的参考导向。
谢明华[6]（2019）在《能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究》文中进行了进一步梳理能源是经济和社会发展的重要物质基础,能源安全是国家资源和经济安全的重要组成部分。随着中国经济的快速发展以及能源转型进程的加快,天然气在中国能源消费结构中的比重开始持续上升。从2007年开始净进口天然气,仅经历了十年左右时间,中国天然气进口依存度就升至37.9%。2018年中国进一步超越日本成为全球最大的天然气进口国,天然气进口依存度达到45.3%。迅速上升的进口依存度以及趋于频发的天然气安全事件引起政府、企业和学界的广泛关注,天然气安全成为继石油安全之后又一个事关中国经济和社会持续稳定发展的重大安全问题。自上世纪70年代爆发石油危机以来,能源安全一直是学术界关注研究的焦点问题。早期的能源安全观主要是以保障石油供应稳定和价格稳定为核心,而随着天然气在世界能源消费结构中比重的不断上升,天然气安全问题受到越来越多的关注。近些年来,关于天然气安全的研究逐渐增多,但从能源转型的理论视角来研究天然气安全问题的文献尚不多见。由于不同能源之间具有替代性和互补性,仅仅研究其中一种能源的发展趋势,可能会忽略由于能源供需格局和相对价格变化引起的系统调整和相互适应。本文以能源转型为切入点,从更加系统的视角分析了经济增长、能源转型与天然气安全之间的内在关系,分析了建国以来天然气在中国能源消费结构中的比重变化趋势,以及由于供需缺口不断扩大造成的天然气安全问题。相关分析及实证研究,拓宽了天然气供需安全研究的视角,可为能源转型和天然气安全保障政策的制定提供理论参考。本文主要研究、创新点和特色包括以下几方面:（1）运用隐马尔科夫模型（HMM）模拟能源转型背景下不同能源类型之间的补充和替代关系。从原理上看,隐马尔科夫模型的优点在于引入GDP增速作为能源结构调整的观测变量,并基于历史数据的运算在GDP增速与能源结构调整之间建立一个相互参照的自我学习机制,使其更加接近经济和能源发展相互作用的实际。为了比较不同模型和情景的一致性和差异性,设置隐马尔科夫模型、马尔科夫模型规划约束、马尔科夫模型自然演变三种情景进行预测,实证结果显示,2035年中国天然气占一次能源消费的比重分别为16.5%、17.3%和13.6%,折合天然气需求量分别为6975、7316和5748亿立方米。通过与历史数据的比较,预测模型具有较高的拟合度,且与相关文献的预测结果较为接近,表明在经济和社会发展保持相对稳定情况下,结构化模型可以较好地模拟能源转型过程中各种能源之间相互替代、相互补充的演进过程。其中,隐马尔科夫模型预测的值介于自然演化情景和规划约束情景之间,且与规划约束情景的预测结果较为接近,验证了两种模型预测具有较好的一致性和合理性。因此,隐马尔科夫模型不仅可以用于能源结构预测,也可用于矿产资源、农产品等类似问题的结构化预测研究。（2）基于油气峰值理论对中国天然气的峰值产量和峰值时间进行预测。与已有的研究不同在于:一是对关键变量进行了辨析,最终可采资源量（URR）是影响天然气峰值产量和峰值时间的关键变量,不同的文献对于URR的理解和假设有所差异,在梳理相关文献的基础上对URR的内涵进行了分析,本文认为基于估计探明率来估算最终可采资源量的方法更符合实际,并分不同的URR情景对天然气峰值产量和峰值时间进行预测;二是尽可能使用数据可获得的最长的样本区间（1957-2017年）;三是进一步从能源投资回报值（EROI）的角度分析资源稀缺性、天然气峰值与能源转型之间的内在作用机制。实证结果表明,预测结果与历史产量的拟合度较高,整体走势符合Hubbert模型的“钟形曲线”规律。在天然气最终可采资源量保持现有水平不变的情况下,全口径天然气峰值产量为1967亿立方米,峰值年份约为2032年。（3）针对迅速上升的天然气进口依存度问题,构建了天然气供需安全指标体系,并通过主成分分析方法对影响天然气安全的关键因素进行识别。基于前述供需预测结果,2020年、2025年、2030年、2035年中国天然气进口依存度将分别达到53%、60%、65%和72%。应该关注的是,天然气进口依存度仅仅是反映天然气供需安全状态的一项重要指标,还难以全面、准确地反映天然气供需安全水平。本文从供应、需求、进口三个方面选取15项指标衡量天然气供需安全状态,从中美比较的视角出发,运用主成分分析方法对影响天然气供需安全的主要因素进行识别并测算综合评价分值。实证结果表明,自1992年以来中国天然气供需风险先是缓慢下降,而后到2005年出现逆转开始上升。而美国天然气供需风险始终保持在较低水平,在缓慢上升中出现小幅波动。总体来看,中国的天然气供需风险大于美国。本文提出,天然气供需安全应该有两种内涵,一种是天然气需求与供给体系在天然气价格相对平稳波动的情况下,实现长期发展趋势上的稳定;另一种是天然气需求和供给体系能够对短期内的需求冲击和供给冲击,迅速和及时地做出反应。本文将年度数据和月度数据相结合,对天然气供需安全的长期风险和短期风险进行衡量,拓展了天然气供需安全研究的方法思路。（4）把不同类型的非常规天然气作为一个整体进行研究,以定性分析与定量研究相结合的办法,运用TOPSIS方法构建了非常规天然气产业投资评价模型,通过对现状分析和理论研究填补了非常规天然气投资选择综合评价实证研究领域的空白。增加非常规天然气开发利用,有助于抑制快速上升的天然气进口依存度,降低天然气供需风险。通过综合比较影响非常规天然气投资前景的各个因素可以发现,在不同的视角下,政府和企业对于非常规天然气投资开发优先次序的评价略有差异,综合考虑政府和企业的不同权重,非常规天然气产业投资的优先顺序依次为致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物。总的来看,在中国经济转型和能源转型同时加快的背景下,面对天然气需求增长快速而产量增长乏力的偏离趋势,天然气进口依存度持续上升是一个大概率事件。对于中国这样一个经济规模居世界第二、天然气进口量升至第一的国家而言,过度依赖进口天然气来满足国内需求,显然是存在长期“隐患”的。天然气是一个国家经济和社会发展的基础性资源,也是资本投机追逐的全球性大宗商品,在全球地缘经济政治复杂多变的格局下,中国应制定政策鼓励和支持企业加强境内外天然气勘探开发投资,尽可能延缓天然气依存度迅速上升的趋势,为推进能源转型过程中增强天然气自主保障能力争取时间和空间。
吴军[7]（2019）在《新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究》文中进行了进一步梳理普通稠油油藏、特稠油油藏的开发规律在国内外已形成了一些技术共识,因超稠油油藏地质条件、开发条件复杂而多样、且开发时间较短,开发规律存在诸多不确定性。为研究不同类型超稠油油藏不同开发方式产量递减规律,一方面通过选取典型单元,对超稠油不同井型（直井和水平井）的蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD等不同开发方式的产量递减规律和变化进行分析;另一方面应用数值模拟技术,通过建立机理模型,重点分析了超稠油蒸汽吞吐开发产量递减规律。综合实际开发单元分析和理论模型的数值模拟结果,确定了影响超稠油油藏热采开发效果的因素。通过对产量递减规律的影响因素研究,确定了原油粘度、有效厚度、注汽干度为影响初始递减率的主要因素,建立了不同影响因素对初始递减率的经验关系。应用多元线性回归方法,建立了超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量初始递减率的预测模型,并应用典型单元开发资料进行检验,相对误差都在±5.0%以内,反映所建立的递减规律模型能较好的预测超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量初始递减率。根据递减规律模型,建立了超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量递减期各阶段递减率标准图版,能有效查阅超稠油不同井型蒸汽吞吐周期和年产量递减期任一时期的递减率。论文研究成果在矿场实践取得了较好的应用效果。
邱志利[8]（2018）在《新疆碎屑岩油藏开发效果指标体系构建及应用》文中认为经过长期注水开发,新疆碎屑岩油藏逐渐进入高含水后期开发阶段,地下油水关系日益复杂,剩余油分布更为零散,油藏产量逐年递减,实现油田长期稳产和进一步调整挖潜工作的难度越来越大,开发经营效益也逐渐下降。如何构建适合于新疆碎屑岩油藏的开发效果评价指标体系,评价新疆碎屑岩油藏开发效果与开发水平,进一步明确油藏开发调整措施方向是一项重要研究课题,对实现油田持续高效生产意义重大。本文在新疆碎屑岩油藏分类的基础上,构建开发效果评价指标体系,创新性地提出了归一化标准评价油藏开发效果的思路,取得了以下研究成果:（1）调研总结油藏分类思路,形成适合于新疆碎屑岩油藏分类标准,并归纳总结不同类型油藏的开发动态特征及指标变化规律。（2）基于油藏地质开发特征及目前行业标准,提出新的评价体系思路,对评价指标体系进行改进,并提出分级分类关键指标,包括一级核心指标,二级效果关键指标,三级支撑指标,并选取两个典型油藏,分别计算其开发效果评价指标值,为后期开发效果评价奠定基础。（3）在考虑多因素的基础上,基于数值模拟和多元非线性回归方法,得到理论采收率校正模型,准确计算油藏的理论采收率。（4）基于油藏理论开发规律曲线和近期实际动态拟合曲线,给出了可用于不同开发阶段的归一化指标标准和未来生产开发动态指标预测计算方法,并采用改进雷达图法,直观定量地综合评价水驱油藏目前的开发效果与开发水平,为明确油藏开发调整措施方向提供依据。（5）基于上述系统的研究结果和归一化标准评价油藏开发效果的思路,编制完成了“油藏开发效果评价软件”。
黄安琪[9]（2018）在《海外油田开发效益评价及投资组合优化》文中研究表明对油田生产项目进行开发收益评估是实现油气资产价值最大化的有效手段,也是制定油气项目重大决策的依据和基础。对于海外油气项目,开发收益评估是实现油田多目标投资组合优化的前提,而海外油田的多目标组合优化也是海外项目取得更好经济效益的重要保障。本文在充分调研国内外油气开发收益评估方法的基础上,根据海外油田的开发具体要求,运用油藏工程基本理论,建立海外油田不同开发方式下的生产规律预测方法;采用概率统计学等数学方法,对海外油田开发收益评估体系开展了以下研究:（1）分析海外油田开发特点及需求,从开发风险性和收益性两方面,建立海外油田开发评估程序,明确海外油田开发预评估内容;（2）对于开发风险性评价,使用成本级差法及主成分分析法,确定不同指标影响权重,进而建立油气开发风险性评价体系;（3）对于开发收益性评价,采用净现值法,系统分析了影响开发收益的因素,确定各影响因素的权重,进而建立油气开发收益性评估体系。并采用蒙特卡洛方法,进行了开发收益的不确定性分析,得到油气项目的生产收益置信区间,明确油田经济开发风险。（4）参考统计模型、宏观规律以及经济运行状况,建立三级投资组合优化模型,并采用整数规划求解,进而建立一套海外油田不同生产项目的多目标组合优化方法,为海外项目的开发决策提供技术支持。
王冠群[10]（2018）在《S气顶油藏注气开发方案设计研究》文中指出注气开发已经成为目前最主要的油藏开发方式之一,也是提高原油采收率的重要手段。针对储层非均质性严重、原油高挥发性且气源丰富的S油藏,采用注气开发可以克服注水采油效果差、储量动用程度低的难题。首先结合S油藏TIII油组的地质与开发情况,应用比较法,明确注气开发的可行性。根据储层实际条件、生产状况、注气机理和经济因素等方面分析,确定最优注入气体类型;其次根据新处理地震资料解释的断裂系统与构造层面,按照地质模型的参数建立三维地质模型,结合储量拟合、生产动态分析和油藏生产历史拟合等研究工作,最终得出剩余油的分布;再次从油气水界面的动态变化、水锥形态、气窜的敏感因素分析和气窜控制方法等四个方面,研究油气水界面的运移规律。最后以JF123区块为该类油藏的先导试验区,结合油气水界面运移规律,开展了注气开采技术政策、方案设计及优选等方面的研究。研究结果表明,S油藏注气开发的最优注气类型是烃类气体,驱替类型为混相驱。驱替过程中的气窜规律受注入速度、地层压力、油层厚度、地层韵律性等多因素影响,综合考虑经济因素和现场实施条件,S油藏JF123区块最优注气方式为顶部水气交替注入、底部注水,交替频率为12月注气/6月注水,注气方案较注水方案提高采出程度12.10%。
二、多开发单元原油产量预测方法及应用（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、多开发单元原油产量预测方法及应用（论文提纲范文）
（1）ZY油田特高含水期储量价值评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.1.4 储量价值评价研究的必要性 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究方法 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 石油储量价值评价的相关理论基础 |
| 2.1 石油储量分类与分级 |
| 2.1.1 石油储量概念 |
| 2.1.2 石油储量分类及分类结构图 |
| 2.2 储量价值评价内涵 |
| 2.3 储量价值评价影响因素 |
| 2.3.1 地质因素 |
| 2.3.2 开发因素 |
| 2.3.3 经济因素 |
| 2.4 储量价值评价相关方法 |
| 2.4.1 国外储量价值评价方法 |
| 2.4.2 国内储量价值评价方法 |
| 2.4.3 储量价值评价方法的选择 |
| 第三章 ZY油田特高含水期储量价值评价现状及存在问题 |
| 3.1 ZY油田简介 |
| 3.1.1 ZY油田石油地质概况 |
| 3.1.2 ZY油田地层岩性特征 |
| 3.1.3 ZY油田开发概况 |
| 3.2 ZY油田特高含水期储量价值评价现状分析 |
| 3.2.1 评价依据和指标确定 |
| 3.2.2 评价指标体系 |
| 3.2.3 评价结果 |
| 3.3 ZY油田特高含水期储量价值评价中存在问题及分析 |
| 3.4 ZY油田特高含水期储量价值评价优化的必要性 |
| 第四章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案设计 |
| 4.1 评价优化设计的目标与原则 |
| 4.1.1 设计目标 |
| 4.1.2 设计原则 |
| 4.2 评价优化设计的基本思路 |
| 4.3 储量价值评价指标的确定 |
| 4.3.1 勘探价值维度 |
| 4.3.2 技术价值维度 |
| 4.3.3 经营价值维度 |
| 4.3.4 定性价值维度 |
| 4.3.5 储量价值评价指标的最终确定 |
| 4.4 储量价值综合评价指标权重的确定 |
| 4.4.1 层次分析法简介 |
| 4.4.2 评价指标的权重计算 |
| 4.4.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.4.4 储量价值综合评价指数计算 |
| 4.5 ZY油田特高含水期储量价值评价过程与结果分析 |
| 4.5.1 评价油藏的选取 |
| 4.5.2 评价指标的权重确定 |
| 4.5.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.5.4 储量价值综合评价结果及分析 |
| 第五章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案实施的保障措施 |
| 5.1 综合技术集成应用确保精细认识 |
| 5.2 采取调整与挖潜措施落实分类治理 |
| 5.3 强化经营管理实现成本有效管控 |
| 5.4 创新管理方法提升价值创造能力 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 论文不足及展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 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 稠油开发国内外研究现状 |
| 1.2.2 蒸汽吞吐国内外研究现状 |
| 1.2.3 油藏数值模拟国内外研究现状 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 地质概况及开发现状 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 地层层序 |
| 2.1.2 构造特征 |
| 2.1.3 储层特征 |
| 2.1.4 温压特征 |
| 2.1.5 流体性质 |
| 2.2 开发现状 |
| 第三章 工区油藏数值模拟 |
| 3.1 地质模型的建立 |
| 3.1.1 构造模型的建立 |
| 3.1.2 属性模型的建立 |
| 3.1.3 储量拟合 |
| 3.1.4 地质模型粗化 |
| 3.2 数值模型建立 |
| 3.2.1 网格模型的建立 |
| 3.2.2 流体模型的建立 |
| 3.2.3 数值模型初始化 |
| 3.3 储量及生产历史拟合 |
| 3.3.1 储量拟合 |
| 3.3.2 生产动态模型的建立 |
| 3.3.3 单井历史拟合结果 |
| 3.3.4 全区历史拟合结果 |
| 第四章 高周期吞吐剩余油分布特征研究 |
| 4.1 剩余油分布特征研究 |
| 4.1.1 剖面剩余油分布特征 |
| 4.1.2 平面剩余油分布特征 |
| 4.2 剩余油分类及成因分析 |
| 4.2.1 储层非均质性 |
| 4.2.2 井网控制不住 |
| 4.2.3 边水锥进过快 |
| 4.3 高周期剩余油分布主控因素研究 |
| 4.3.1 油藏地质因素 |
| 4.3.2 油藏开发因素 |
| 4.3.3 主控因素影响程度分析 |
| 第五章 注采参数优化 |
| 5.1 目前注采参数适应性评价 |
| 5.1.1 全区生产动态分析 |
| 5.1.2 单井生产动态分析 |
| 5.1.3 全区开发特征分析 |
| 5.1.4 单井开发特征分析 |
| 5.1.5 边水油藏开发方式 |
| 5.2 注采参数优化 |
| 5.2.1 生产周期优化 |
| 5.2.2 注采参数优化 |
| 5.2.3 衰减期优化方案及结果 |
| 5.2.4 衰减后期优化方案及结果 |
| 5.3 氮气辅助吞吐注采参数优化研究 |
| 5.3.1 注氮量优化 |
| 5.3.2 衰减期注氮方式优化 |
| 5.3.3 衰减后期注氮方式优化 |
| 5.4 综合优化方案及结果 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
（3）基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究的内容、方法及论文框架 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.3.3 论文框架 |
| 1.4 研究的创新点 |
| 第二章 相关理论概述 |
| 2.1 成本动因理论 |
| 2.1.1 成本动因的内涵 |
| 2.1.2 成本动因的分类 |
| 2.1.3 成本动因的使用原则 |
| 2.2 成本管理理论 |
| 2.2.1 作业成本管理理论 |
| 2.2.2 战略成本管理理论 |
| 2.2.3 全面成本管理理论 |
| 2.3 区块成本管理的相关理论 |
| 2.3.1 基本概念 |
| 2.3.2 区块管理模式的主要特征 |
| 第三章 S采油厂管理现状 |
| 3.1 S采油厂基本情况 |
| 3.1.1 S采油厂简介 |
| 3.1.2 S采油厂开发现状 |
| 3.1.3 S采油厂经营情况 |
| 3.1.4 S采油厂产量的变化情况 |
| 3.2 S采油厂成本管理现状 |
| 3.2.1 S采油厂成本构成 |
| 3.2.2 S采油厂成本管理情况 |
| 3.3 采油厂成本管理存在的问题 |
| 第四章 S采油厂区块成本管理模式及动因分析 |
| 4.1 区块成本管理的必要性 |
| 4.2 区块成本管理 |
| 4.2.1 区块成本管理的基本思路 |
| 4.2.2 区块划分依据 |
| 4.2.3 区块管理现状 |
| 4.2.4 区块成本构成 |
| 4.3 运用成本动因理论研究区块成本管理的意义 |
| 4.4 采油厂成本动因分析 |
| 4.5 区块成本动因分析 |
| 4.6 采油厂区块的成本归集 |
| 第五章 区块成本动因模型的建立与运用 |
| 5.1 S采油厂区块成本动因模型的建立 |
| 5.1.1 区块的采油作业成本动因模型 |
| 5.1.2 区块的注水作业成本动因模型 |
| 5.1.3 区块的油气处理作业成本动因模型 |
| 5.2 S采油厂区块成本动因模型的应用 |
| 5.2.1 运用区块成本动因模型进行成本管理的思路 |
| 5.2.2 运用区块成本动因模型进行成本管理的实施 |
| 第六章 S采油厂关于区块成本管理的建议 |
| 6.1 提升区块成本管理的效率 |
| 6.1.1 提高区块成本核算的精细化 |
| 6.1.2 加强区块成本预算的科学性 |
| 6.1.3 加强区块成本控制的合理性 |
| 6.1.4 加强区块生产运行管理 |
| 6.2 对于区块成本管理的建议 |
| 6.2.1 正确认识产量与成本的关系 |
| 6.2.2 降低区块的基建投入 |
| 6.2.3 加强科技研发投入 |
| 第七章 结论与展望 |
| 7.1 研究的结论 |
| 7.2 研究的不足 |
| 7.3 研究的展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 硕士学位期间发表的论文 |
| 附录 |
（4）缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征及开发特征 |
| 1.2.1 储层特征 |
| 1.2.2 开发特征 |
| 1.2.3 主要开发矛盾 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线研究进展 |
| 1.3.2 缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡方程研究进展 |
| 1.3.3 缝洞型碳酸盐岩油藏物理模拟研究进展 |
| 1.4 研究内容及研究思路 |
| 1.5 完成工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 第2章 缝洞型碳酸盐岩油藏能量指示曲线研究 |
| 2.1 缝洞模型的建立 |
| 2.1.1 单裂缝型 |
| 2.1.2 双裂缝型 |
| 2.1.3 缝-洞组合型 |
| 2.1.4 双溶洞型 |
| 2.1.5 单溶洞型 |
| 2.1.6 小结 |
| 2.2 理论方程的建立 |
| 2.2.1 缝洞型碳酸盐岩油藏物质平衡方程 |
| 2.2.2 典型缝洞结构理论方程建立 |
| 2.3 能量指示曲线参数敏感性分析 |
| 2.3.1 曲线影响因素分析 |
| 2.3.2 敏感性分析 |
| 2.4 曲线指示意义运用 |
| 2.4.1 近井钻遇溶洞型能量指示曲线应用实例 |
| 2.4.2 井钻遇裂缝型储集体能量指示曲线应用实例 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 缝洞型碳酸盐岩油藏注水指示曲线研究 |
| 3.1 缝洞模型的建立 |
| 3.1.1 井洞缝洞串联型缝洞模型 |
| 3.1.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型 |
| 3.1.3 井缝洞并联型缝洞模型 |
| 3.2 理论方程的建立 |
| 3.2.1 井洞缝洞串联型缝洞模型的注水指示曲线推导 |
| 3.2.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型注水指示曲线推导 |
| 3.2.3 井缝洞并联型缝洞模型注水指示曲线推导 |
| 3.3 影响因素及敏感性分析 |
| 3.3.1 井洞缝洞型串联模型分析 |
| 3.3.2 井缝洞缝洞串联型缝洞模型分析 |
| 3.3.3 井缝洞并联型缝洞模型分析 |
| 3.4 曲线指示意义运用 |
| 3.4.1 缝洞组合型储集体注水指示曲线应用实例 |
| 3.4.2 双溶洞型储集体注水指示曲线应用实例 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 缝洞型碳酸盐岩油藏高压物模实验研究 |
| 4.1 室内物模相似准则建立 |
| 4.1.1 量纲分析法推导相似准则群 |
| 4.1.2 方程分析法 |
| 4.1.3 主要相似准则选取及物理模拟参数计算 |
| 4.2 单溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.2.1 实验模型建立 |
| 4.2.2 实验方法 |
| 4.2.3 实验结果与分析 |
| 4.3 双溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.3.1 实验模型建立 |
| 4.3.2 实验方法 |
| 4.3.3 实验结果与分析 |
| 4.4 底水型双溶洞高压物性模拟实验 |
| 4.4.1 实验模型建立 |
| 4.4.2 实验方法 |
| 4.4.3 实验结果与分析 |
| 4.5 单溶洞注水驱油高压物理模拟实验 |
| 4.5.1 实验模型建立 |
| 4.5.2 实验方法 |
| 4.5.3 实验结果与分析 |
| 4.6 双溶洞注水驱油高压物理模拟实验 |
| 4.6.1 实验模型建立 |
| 4.6.2 实验方法 |
| 4.6.3 实验结果与分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 指示意义解释模型测试 |
| 5.1 能量指示曲线指示意义解释模型测试 |
| 5.1.1 能量指示曲线物模模型校正 |
| 5.1.2 基于能量指示曲线的动态储量变化机理分析 |
| 5.2 注水指示曲线指示意义解释模型测试 |
| 5.2.1 注水指示曲线物模模型校正 |
| 5.2.2 基于注水指示曲线的动态储量变化机理分析 |
| 5.3 动态曲线综合指示意义分析 |
| 5.3.1 适用条件分析 |
| 5.3.2 油藏开发阶段适应性分析 |
| 5.3.3 动态储量估算对比分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 基于指示意义的开发对策研究 |
| 6.1 无底水单溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.1.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.1.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.1.3 无底水单溶洞型油藏开发对策 |
| 6.2 有底水单溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.2.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.2.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.2.3 有底水单溶洞型油藏开发对策 |
| 6.3 无底水多溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.3.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.3.2 基于注水指示曲线的开发效果分析 |
| 6.3.3 无底水多溶洞型油藏开发对策 |
| 6.4 有底水多溶洞型油藏开发对策研究 |
| 6.4.1 基于能量指示曲线的开发效果分析 |
| 6.4.2 有底水多溶洞型油藏开发对策 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）油田勘探开发一体化经济评价研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.2.1 项目经济评价研究 |
| 1.2.2 油田勘探开发经济评价研究 |
| 1.2.3 文献研究评述 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究方法与技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文创新点 |
| 2 经济评价理论的界定 |
| 2.1 经济评价的概念 |
| 2.1.1 经济评价的内容构成 |
| 2.1.2 经济评价的阶段划分 |
| 2.2 勘探开发一体化经济评价的概念 |
| 2.2.1 勘探开发的界定及特征 |
| 2.2.2 勘探开发一体化经济评价的定义与特点 |
| 2.3 勘探开发一体化经济评价的系统构成与步骤 |
| 2.3.1 勘探开发一体化经济评价系统构成 |
| 2.3.2 勘探开发一体化经济评价步骤 |
| 2.4 相关基础理论 |
| 2.4.1 产业价值链理论 |
| 2.4.2 系统理论 |
| 2.4.3 油藏经营管理理论 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 油田勘探开发经济特性及其评价现状分析 |
| 3.1 油田勘探开发经济特性 |
| 3.1.1 勘探开发的整体经济特性 |
| 3.1.2 勘探阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.1.3 油气开发阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.1.4 生产阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.2 油田勘探开发经济评价现状分析 |
| 3.2.1 勘探开发经济评价现状 |
| 3.2.2 勘探开发经济评价的问题分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 油田勘探开发一体化经济评价指标体系构建 |
| 4.1 指标体系构建原则 |
| 4.2 经济评价指标的选取 |
| 4.2.1 指标体系的初步建立 |
| 4.2.2 指标筛选 |
| 4.3 评价指标的具体涵义 |
| 4.3.1 油气勘探指标 |
| 4.3.2 油气开发指标 |
| 4.3.3 生产经营指标 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 油田勘探开发一体化经济评价模型构建 |
| 5.1 评价模型选取 |
| 5.1.1 基于单一方法的评价模型 |
| 5.1.2 基于多方法融合的组合评价模型 |
| 5.2 指标权重确定 |
| 5.2.1 指标赋权方法选择 |
| 5.2.2 指标的主观赋权 |
| 5.2.3 指标的客观赋权 |
| 5.2.4 指标的组合赋权 |
| 5.3 单一评价模型 |
| 5.3.1 模糊综合评价 |
| 5.3.2 灰色关联评价 |
| 5.3.3 TOPSIS评价 |
| 5.4 组合评价模型 |
| 5.4.1 简单平均组合评价 |
| 5.4.2 熵权组合评价 |
| 5.4.3 最满意组合评价 |
| 5.4.4 偏移度组合评价 |
| 5.4.5 Shapley值组合评价 |
| 5.5 评价结果的进一步分析 |
| 5.5.1 聚类分析 |
| 5.5.2 分类规则分析 |
| 5.5.3 偏相关分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 胜利油田勘探开发一体化经济评价实例分析 |
| 6.1 评价对象选取与数据来源 |
| 6.1.1 胜利油田简介 |
| 6.1.2 评价对象选取 |
| 6.1.3 数据来源与总体特征 |
| 6.2 评价指标权重确定 |
| 6.2.1 主观赋权 |
| 6.2.2 客观赋权 |
| 6.2.3 组合赋权 |
| 6.3 基于单一评价的勘探开发一体化经济评价 |
| 6.3.1 模糊综合评价 |
| 6.3.2 灰色关联评价 |
| 6.3.3 TOPSIS评价 |
| 6.4 基于组合评价的勘探开发一体化经济评价 |
| 6.4.1 油气勘探组合评价 |
| 6.4.2 油气开发组合评价 |
| 6.4.3 生产经营组合评价 |
| 6.4.4 总体组合评价 |
| 6.4.5 最优组合评价结果 |
| 6.5 最终评价结果的进一步分析 |
| 6.5.1 评价结果聚类分析 |
| 6.5.2 评价结果分类规则分析 |
| 6.5.3 评价结果的关键影响因素分析 |
| 6.6 勘探开发一体化经济效益的提升对策 |
| 6.7 本章小结 |
| 7 油田勘探开发一体化经济评价的保障措施 |
| 7.1 完善经济评价组织管理体系 |
| 7.2 规范经济评价基础数据归集 |
| 7.3 制定经济评价制度体系 |
| 7.4 搭建经济评价信息共享平台 |
| 7.5 建立专业的经济评价人才队伍 |
| 7.6 本章小结 |
| 8 结论及下一步研究的方向 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 下一步研究的方向 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 作者简历及攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（6）能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.1.1 世界天然气供需及安全形势 |
| 1.1.2 中国天然气供需及安全形势 |
| 1.2 研究方法和技术路线 |
| 1.2.1 研究方法 |
| 1.2.2 技术路线 |
| 1.3 论文的结构安排 |
| 1.4 创新点和不足之处 |
| 1.4.1 主要创新点 |
| 1.4.2 不足之处 |
| 2 理论基础和文献综述 |
| 2.1 经济增长与能源消费 |
| 2.1.1 经济增长的能源要素 |
| 2.1.2 经济转型与能源转型 |
| 2.1.3 能源转型的驱动因素 |
| 2.2 天然气供给和需求 |
| 2.2.1 供需基本理论 |
| 2.2.2 能源转型影响天然气供需的机理 |
| 2.2.3 天然气供给和需求相关研究 |
| 2.3 天然气安全 |
| 2.3.1 安全天然气的内涵 |
| 2.3.2 天然气安全相关研究 |
| 3 能源转型视角下中国天然气需求预测研究 |
| 3.1 理论分析和研究思路 |
| 3.2 基于协整模型的能源需求总量预测 |
| 3.2.1 模型设定 |
| 3.2.2 数据来源及处理 |
| 3.2.3 协整检验 |
| 3.2.4 预测结果分析 |
| 3.3 基于结构化模型的能源需求结构预测 |
| 3.3.1 模型设定 |
| 3.3.2 数据来源及处理 |
| 3.3.3 马尔科夫模型预测结果 |
| 3.3.4 隐马尔科夫模型预测结果 |
| 3.3.5 两种模型预测结果比较 |
| 3.4 中国天然气预测需求量综合分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 基于油气峰值理论的中国天然气产量预测 |
| 4.1 理论分析和研究思路 |
| 4.2 模型和方法 |
| 4.2.1 模型设定 |
| 4.2.2 数据来源及处理 |
| 4.2.3 情景假设 |
| 4.3 天然气峰值预测实证结果 |
| 4.3.1 不同情况下的结果比较 |
| 4.3.2 日益扩大的天然气供需缺口 |
| 4.4 从能源投资回报值视角分析天然气峰值 |
| 4.4.1 能源投资回报值:一个微观视角 |
| 4.4.2 能源投资回报值的比较 |
| 4.4.3 能源投资回报值与天然气峰值 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 中国天然气供需安全评价及影响因素分析 |
| 5.1 理论分析和研究思路 |
| 5.2 模型和方法 |
| 5.2.1 指标体系构建 |
| 5.2.2 数据来源及处理 |
| 5.2.3 主成分分析方法 |
| 5.3 以中国数据实证研究为例 |
| 5.3.1 趋势性指标 |
| 5.3.2 波动性指标 |
| 5.4 进一步研究:中美两国实证比较 |
| 5.4.1 对标国家的选择和分析 |
| 5.4.2 两国天然气供需安全指标比较 |
| 5.4.3 实证结果比较 |
| 5.5 本章小结 |
| 6 中国非常规天然气产业投资选择的综合比较 |
| 6.1 理论分析和研究思路 |
| 6.2 模型和方法 |
| 6.3 指标设定及数据分析 |
| 6.3.1 资源潜力 |
| 6.3.2 技术经济 |
| 6.3.3 产业发展 |
| 6.3.4 生态环境 |
| 6.4 实证结果及分析 |
| 6.4.1 不同视角权重计算与分析 |
| 6.4.2 以企业视角综合评价为例 |
| 6.4.3 三种情景下评价结果 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 研究结论和建议 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 政策建议 |
| 7.2.1 供给侧措施 |
| 7.2.2 需求侧措施 |
| 7.2.3 体制机制改革 |
| 7.2.4 金融市场措施 |
| 附录A 论文相关基础数据 |
| 附录B 论文相关程序代码 |
| 参考文献 |
| 在读期间科研成果 |
| 致谢 |
（7）新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 稠油分类研究现状 |
| 1.2.2 油田开发递减规律研究现状 |
| 1.3 论文研究内容 |
| 1.4 论文研究技术路线 |
| 第2章 开发特征及主控因素分析 |
| 2.1 油藏地质特征 |
| 2.1.1 九7+8区J3q油藏 |
| 2.1.2 红003井区K1q油藏 |
| 2.1.3 重18井区J1b油藏 |
| 2.1.4 重32井区J3q油藏 |
| 2.2 实际生产资料分析开发效果影响因素 |
| 2.2.1 有效厚度对开发效果的影响 |
| 2.2.2 原油粘度对开发效果的影响 |
| 2.3 理论模型数值模拟分析开发效果影响因素 |
| 2.3.1 模型的建立 |
| 2.3.2 有效厚度对开发效果的影响 |
| 2.3.3 原油粘度对开发效果的影响 |
| 2.3.4 渗透率对开发效果的影响 |
| 2.3.5 注汽温度对开发效果的影响 |
| 2.4 典型单元选取 |
| 第3章 产量递减规律研究 |
| 3.1 超稠油Ⅰ类产量递减规律研究 |
| 3.1.1 蒸汽吞吐直井 |
| 3.1.2 蒸汽吞吐水平井 |
| 3.1.3 蒸汽驱直井 |
| 3.1.4 超稠油Ⅰ类单元合计 |
| 3.2 超稠油Ⅱ类产量递减规律研究 |
| 3.2.1 蒸汽吞吐直井 |
| 3.2.2 蒸汽吞吐水平井 |
| 3.2.3 SAGD开发区 |
| 3.2.4 超稠油Ⅱ类单元合计 |
| 3.3 超稠油油藏递减参数模型研究 |
| 3.3.1 各类油藏分区递减参数对比 |
| 3.3.2 初始递减率影响因素分析 |
| 3.3.3 初始递减率与主要影响因素的经验关系 |
| 3.3.4 初始递减率预测模型的建立 |
| 3.3.5 预测模型的检验 |
| 3.4 递减率查阅图版的建立 |
| 第4章 超稠油产量变化及预测 |
| 4.1 九7+8井区J3q |
| 4.2 重32井区J3q |
| 4.3 重18井区J1b |
| 4.4 红003井区K1q |
| 4.5 典型超稠油产量预测对比 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）新疆碎屑岩油藏开发效果指标体系构建及应用（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 碎屑岩油藏分类研究 |
| 1.2.2 水驱开发效果指标体系构建研究 |
| 1.3 研究内容、目标及路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 创新点总结 |
| 第2章 新疆碎屑岩油藏分类及开发现状 |
| 2.1 新疆碎屑岩油藏分类 |
| 2.1.1 新疆碎屑岩油藏分类思想及原则 |
| 2.1.2 新疆碎屑岩油藏大类划分 |
| 2.1.3 新疆碎屑岩油藏亚类划分 |
| 2.1.4 新疆碎屑岩油藏分类结果 |
| 2.2 开发现状及指标变化规律 |
| 2.2.1 砾岩油藏开发现状 |
| 2.2.2 砂岩油藏开发现状 |
| 2.2.3 不同阶段的开发指标变化规律 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 开发效果指标体系构建与指标计算方法 |
| 3.1 油藏开发效果评价指标体系构建 |
| 3.1.1 行业标准研究 |
| 3.1.2 评价指标体系的改进 |
| 3.1.3 开发指标分类分级指标体系构建 |
| 3.2 关键指标分析及其计算方法研究 |
| 3.2.1 一级核心指标 |
| 3.2.2 二级效果关键指标 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 开发效果评价及指标归一化方法 |
| 4.1 指标关系分析及评价思路与方法 |
| 4.1.1 各开发效果指标间的关系分析 |
| 4.1.2 开发效果评价思路与方法 |
| 4.2 开发规律理论曲线与实际动态拟合曲线 |
| 4.2.1 含水率与采出程度关系 |
| 4.2.2 存水率、水驱指数、耗水率与采出程度关系 |
| 4.2.3 理论与实际曲线的差异分析及应用 |
| 4.2.4 开发指标预测 |
| 4.3 开发效果指标归一化标准研究 |
| 4.3.1 开发效果指标特点 |
| 4.3.2 指标归一化标准确定 |
| 4.4 开发效果指标定量化综合评价 |
| 4.4.1 前处理 |
| 4.4.2 基于改进后的雷达图的定量综合评价 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 开发效果评价软件的编制与应用 |
| 5.1 开发效果软件编制 |
| 5.1.1 系统软件主要内容 |
| 5.1.2 系统软件组成及功能 |
| 5.1.3 系统软件特点 |
| 5.2 开发效果软件的应用 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（9）海外油田开发效益评价及投资组合优化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 国内外研究现状 |
| 1.1.1 国内外油田生产规律及产量运行的研究现状 |
| 1.1.2 国内外油田开发效益评价及不确定分析的研究现状 |
| 1.1.3 国内外油田不同投资组合优化的研究现状 |
| 1.1.4 国内外研究状况分析对比 |
| 1.2 论文研究内容及研究成果 |
| 1.2.1 主要研究目标、内容、技术路线 |
| 1.2.2 取得的主要成果和认识 |
| 第2章 海外油田生产项目开发预评估要求 |
| 2.1 海外油田生产项目开发特点及需求 |
| 2.1.1 海外油田类型及分布 |
| 2.1.2 海外油田生产项目开发特点 |
| 2.1.3 海外油田项目预评估具体要求 |
| 2.2 海外油田生产项目风险性评估程序及内容 |
| 2.2.1 海外油田生产项目开发风险性评估方法概述 |
| 2.2.2 海外油田生产项目风险性评估具体程序及内容 |
| 2.3 海外油田生产项目收益性评估程序及内容 |
| 2.3.1 海外油田生产项目开发收益性评估方法概述 |
| 2.3.2 海外油田生产项目收益性评估具体程序及内容 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 海外油田生产项目产量关键影响因素 |
| 3.1 海外油田生产项目油藏地质条件 |
| 3.2 海外油田生产项目产量运行剖面预测 |
| 3.2.1 海外油田生产项目衰竭开发产量运行剖面预测 |
| 3.2.2 海外油田生产项目注水开发产量运行剖面预测 |
| 3.3 海外油田生产项目产量影响因素分析 |
| 3.3.1 衰竭开发产量影响因素分析 |
| 3.3.2 注水开发产量影响因素分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 海外油田生产项目开发收益评估方法研究 |
| 4.1 海外油田开发收益评估基本方法 |
| 4.2 开发收益影响因素分析及权重确定 |
| 4.2.1 确定因素构成及影响权重的分析方法 |
| 4.2.2 开发收益影响因素及指标集建立 |
| 4.2.3 开发收益影响因素权重的确定 |
| 4.3 海外油田开发收益不确定性分析 |
| 4.3.1 油气开发生产收益的原理及步骤 |
| 4.3.2 基于蒙特卡洛法的油气开发生产收益不确定性分析 |
| 4.3.3 油气开发生产收益不确定性评价结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 海外油田不同生产项目组合开发优化策略 |
| 5.1 海外油田不同生产项目组合开发优化目标及要求 |
| 5.2 海外油田不同生产项目多目标优化组合模型研究 |
| 5.2.1 海外油田项目的多目标优化模型流程结构 |
| 5.2.2 海外油田项目的项目优化参数 |
| 5.2.3 海外油田项目的年度项目优化模型 |
| 5.2.4 风险评级效果分析 |
| 5.3 海外油田不同生产项目多目标优化组合模型算法研究 |
| 5.3.1 整数规划 |
| 5.3.2 算法实现matlab语言 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 海外油田不同生产项目组合优化实例应用 |
| 6.1 海外油田单一项目应用分析 |
| 6.2 海外油田不同生产项目组合应用 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 主要结论和认识 |
| 参考文献 |
| 附录 A 风险性评价各因素与成本贡献程度的关系 |
| 附录 B 中石化海外数据主要参数实际取值统计 |
| 附录 C 产量影响因素响应面设计样本集 |
| 致谢 |
（10）S气顶油藏注气开发方案设计研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注CO_2驱研究现状 |
| 1.2.2 注N_2驱研究现状 |
| 1.2.3 注烃类气体驱研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 本文技术路线 |
| 1.5 本文取得的主要成果 |
| 第二章 油藏地质及开发特征 |
| 2.1 油藏概况 |
| 2.1.1 油藏的基本特征 |
| 2.1.2 开发历程 |
| 2.1.3 开发现状 |
| 2.2 油藏地质特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 构造 |
| 2.2.3 断裂系统 |
| 2.2.4 储层 |
| 2.3 油藏开发特征 |
| 2.3.1 井网情况 |
| 2.3.2 底水能量 |
| 2.3.3 开发单元比较 |
| 2.3.4 储量动用状况 |
| 第三章 注气机理研究 |
| 3.1 气驱可行性分析 |
| 3.2 注入气体类型优选 |
| 3.3 注气机理研究 |
| 3.3.1 混相压力的确定 |
| 3.3.2 注烃类气体混相驱机理 |
| 第四章 数值模拟地质模型与剩余油分布 |
| 4.1 地质模型 |
| 4.2 剩余油分布研究 |
| 4.2.1 储量拟合 |
| 4.2.2 油藏生产历史拟合 |
| 4.2.3 剩余油分布 |
| 第五章 油气水界面运移规律研究 |
| 5.1 油气、油水界面的确定 |
| 5.1.1 原始油气、油水界面的确定 |
| 5.1.2 油气、油水界面的动态变化预测 |
| 5.2 水锥形态的预测 |
| 5.2.1 水锥形态的确定 |
| 5.2.2 公式适用性验证 |
| 5.3 烃类气体驱气窜机理 |
| 5.4 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.4.1 数学模型的建立 |
| 5.4.2 烃类气体驱气窜影响因素敏感性分析 |
| 5.5 油层气窜控制方法分析 |
| 第六章 注气方案设计及指标预测 |
| 6.1 开采技术政策 |
| 6.2 方案设计 |
| 6.3 方案对比与优选 |
| 6.3.1 水气交替方案对比 |
| 6.3.2 不同方案累产油对比 |
| 6.3.3 含水率对比 |
| 6.3.4 注水井网与注气井网对比 |
| 6.3.5 方案优选 |
| 6.4 注气方案经济评价 |
| 第七章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、多开发单元原油产量预测方法及应用（论文参考文献）
- [1]ZY油田特高含水期储量价值评价研究[D]. 刘斌. 西安石油大学, 2020(05)
- [2]Y区块稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究[D]. 于伟男. 东北石油大学, 2020(03)
- [3]基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究[D]. 何翔宇. 西安石油大学, 2020(09)
- [4]缝洞型碳酸盐岩油藏生产动态曲线指示意义研究[D]. 程洪. 成都理工大学, 2020(04)
- [5]油田勘探开发一体化经济评价研究[D]. 宁龙. 北京交通大学, 2019(06)
- [6]能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究[D]. 谢明华. 中央财经大学, 2019(08)
- [7]新疆浅层超稠油Ⅰ类、Ⅱ类油藏递减规律研究[D]. 吴军. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]新疆碎屑岩油藏开发效果指标体系构建及应用[D]. 邱志利. 西南石油大学, 2018(02)
- [9]海外油田开发效益评价及投资组合优化[D]. 黄安琪. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [10]S气顶油藏注气开发方案设计研究[D]. 王冠群. 中国石油大学(华东), 2018(07)