一、大港“九五”实现又一个稳产期（论文文献综述）
熊钰[1]（2018）在《凝析气藏循环注气动态分析理论及应用》文中进行了进一步梳理在全球已发现的凝析油气田（藏）超过12200多个,由于技术条件及供气需求等原因,部分高含凝析油的凝析气藏多采用衰竭式开发,从资料统计来看,目前国内外凝析气藏的开发效果大都不是很理想,如我国最早正式投入开发的板Ⅱ凝析气藏废弃时天然气、凝析油和底原油的采出程度分别为48.9%、37.21%。天然气、凝析油、原油的采出程度均较低。我国牙哈凝析气田复杂程度更高,高温、高压、高含凝析油、高含蜡,对气藏埋藏深、达到5000m,地层压力高,地面回注压力超过60MPa,凝析油储量达到2300万吨,天然气储量达到250亿方。规模如此之大的凝析气田采取高压循环注气开发在国内是首开先例,在国际上也寥寥可数。与此类型气田开发相对应的高压循环注气气藏工程理论,国外起步略早,但也是在摸索中研究分析理论,特别是气藏动态分析方法和开发效果评价及开发水平分级评价方面均没有系统的进行过研究。国内牙哈凝析气田从2000年开始大规模循环注气保压开采,经过十七年开发实践,通过产学研结合研究,特别是塔里木检测到回注干气的超覆气窜对完善循环注气下的渗流理论和指导类似气田的高效开发提供了新的研究基础。本文主要为在2006-2012年间承担的塔里木凝析气田《凝析气田循环注气开发动态评价方法研究》项目和相关项目的研究成果和持续跟踪研究基础上写成的,2012年-2018年的持续性跟踪研究是在没有项目支持下自行进行的,在资料上得到了塔里木相关负责同志的支持,上并取得了以下5个方面的创新性认识和观点成果:（1）高含凝析油的凝析气藏循环注气过程中,基于二元体系的“气-气”平衡,提出注入干气和原地凝析气之间存在“微界面现象”假说,把注入干气运动归纳为驱替作用和扩散混合作用。扩散混合作用含重力分异和热梯度的影响及组分梯度,“微界面现象”和组分梯度共同形成了注入气的宏观超覆运动,导致注入干气的向气藏顶部聚集,使气窜并不遵循按高渗条带气窜的规律。（2）建立了高温高压环境下的气液两相界面张力新公式,完善了适合深层高温高压环境下的气井井筒动态描述方法和凝析气井井底压力精确计算方法,使井底压力的预测和计算精度提高到0.5%。（3）应用泰勒级数展开方法、证明了凝析气井反凝析污染对井底压力的影响表达方法,并用阻塞表皮系数概念建立了产能测试曲线异常的修正方法。建立了基于凝析油气分相拟压力的生产动态拟合产能评价方法,所给出的近井带反凝析饱和度变化显示该方法是合理的。（4）进一步用实际动态数据验证所建立的含有回注比循环注气压降储量的正确性,并从物质平衡方程通式和注采差异法多途径证明了考虑水侵动态影响的循环注气物质平衡方程通用形式。采用函数对比法证明和实践验证证明了水体影响函数形式的统一性。（5）基于“微界面现象”假设,建立了标准通用图版和采收率标定方法,并给出了图版系数确定的基本原理和方法;建立了一套凝析气藏循环注气开发效果评价方法体系和凝析气藏循环注气开发水平评价分级指标体系;这些在持续跟踪研究中显示具有明显的通用性理论特点。
杨长春[2]（2017）在《高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究》文中指出本文以哈得逊油田HD4CIII主力油层为研究对象,针对哈得逊油田高温（115℃）高盐（26.9×104mg/L）高钙镁离子（2.02×104mg/L）的恶劣油藏条件、水平井堵水的两大世界级难点问题,主要采用物理模拟实验的方法,对高温高盐油藏水平井稳油控水技术进行了较系统的研究。针对哈得逊油田高温高盐高钙镁离子条件对调堵剂性能的特殊要求,以解决调堵剂注入性与深部封堵能力之间的矛盾,形成了DCA（DVB-co-AM）微球、柔性微球和阳离子微球调堵剂。对DCA微球配方进行了优化;使用非常安全的水替代无水乙醇作为溶剂,利用乳液聚合的方法生产微/纳米DCA微球;改变丙烯酰胺单体的加量,实现了DCA微球亲水性能及自聚集性能的改变;DCA微球具有自聚集特性,在钙离子20000mg/L的模拟地层水中,形成粒径较大的“微球簇”;改变油相中A剂的加量,DCA微球粒径可在200nm102μm范围调控;实现了微球的工业化生产。对三类微球基本性能进行系统评价。DCA微球置于115℃环境180天和150℃环境103天后,结构没有发生降解,具有良好的高温热稳定性;微球材料在油藏温度下放置时间越长,对孔喉的封堵强度越高。从岩心采出端光学显微镜照片及不同位置端面扫描电镜可以看出:三类微球都能注入到油藏深部;实施封堵所用微球的总量仅为水流通道孔隙体积的10-3倍;以岩心注入端阻力系数及阻力系数分布为指标评价微球注入性,三类微球注入性均不是很理想,入口端堵塞“污染”严重,提出了就地聚合DCA（ISP-DCA）微球的技术思路;以岩心注入端残余阻力系数及沿程残余阻力系数分布为指标,三类微球封堵能力大小:DCA微球>阳离子微球>柔性微球;三类微球的残余阻力非均匀系数都大于1,注入端“污染”严重;ISP-DCA微球体系具有较好的注入性,残余阻力非均匀系数小于1;ISP-DCA微球在岩心沿程具有稳定的封堵能力且具有较好的耐冲刷性。攻克了高温乳化性能评价的瓶颈技术。研发了高温乳化动态测试仪,建立了油水乳化能力的评价指标参数乳化系数EI、乳液稳定性的评价指标参数半衰期t1/2,并提出了测试方法;在高温高盐油藏条件下,乳化调驱剂HA乳化系数EI为0.783;130℃条件下,乳化调驱剂HA仍具有较好的乳化能力;HA具有较好的注入性;为实现油藏中的就地乳化,提高表面活性剂溶液与原油的乳化能力为重要指标;剩余油饱和度、注入速度、渗透率是影响乳化调驱剂在油藏中就地乳化的主控因素;只要注入的乳化调驱剂RA-WT在油藏中与剩余油接触,可以形成乳状液,岩心沿程方向上各段阻力系数最高值达75。以解决避免生产井段污染与扩大封堵作用区域之间的矛盾,提出了高温高盐油藏水平井稳油控水技术方向为深部吞吐-堵水复合技术;研制了高温高压水平井模拟装置;实施乳化暂堵的模型降水增油效果明显,乳化助堵可扩大堵水有效作用范围;CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-（ISP-DCA）微球堵水技术方案提高采收率值最高为24.88%,推荐该技术作为哈得逊油田水平井稳油控水优先发展的技术方向;完成了高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案。
曲世元[3]（2016）在《普通稠油油藏聚合物驱提高采收率技术研究》文中研究表明稠油油藏采用热采方式开采需具备一定的条件,采用聚合物驱油可以抑制含水上升,延长油田稳产期,增加经济效益。本文以双河油田核二段为例,针对双河核二段含油面积小、层数少、厚度大、边水活跃、采出程度低的特点,对稠油油藏聚合物驱进行了室内实验研究和数值模拟研究。首先,针对双河油田核二段储层及流体特征,对聚合物的溶液性能进行了筛选和评价,筛选出了适用于双河油田核二段的ZL-I型聚合物,并且确定了聚合物溶液浓度要大于1700mg/L。其次,建立双河油田地质模型的三维角点网格系统,并进行了地质储量拟合和动态参数拟合,研究了双河油田核二段剩余油分布特征。然后,根据油藏精细描述及剩余油分布规律,开展聚合物驱在不同井网井距下的增油效果评价,从而优选出适合聚合物驱的合理井网井距。在类比双河同类油藏注聚参数和室内实验评价研究的基础上,对注入速度、注入浓度、段塞量等进行设计,优选出最佳注入参数。最后,对优选出的调整方案效果进行了数模预测,调整后聚驱采收率比原井网水驱采收率提高了8.93%,比调整后水驱采收率提高了7.12%。
张瀚奭[4]（2015）在《高倾角油藏CO2近混相驱三次采油开发机理及矿场应用研究》文中指出注气提高采收率技术是三次采油的三大技术之一,C02作为一种有效的气体驱油剂,在世界范围内都显示出良好的驱油效果。同时,C02是主要温室气体之一。开展C02驱油研究,可以实现经济效益与社会效益的有机统一。本次研究的目标区块是LB油田,油藏属于高倾角低渗透油藏,注水压力高,地层能量下降较快,注水开发效果差,为此,开展了C02驱三次采油机理、控水机理及开发方案研究。目的是通过矿场实施补充地层能量,提高油藏采收率,为高倾角低渗油藏C02驱高效开发提供借鉴。研究的重点包括试验区水驱开发现状分析,地层原油高压物性及相态特征分析,C02～原油体系增溶膨胀相态配伍性研究,C02驱最小混相压力实验测试,组合长岩心物模装置C02驱油效率及控水机理研究,C02在不同矿化度地层水中溶解能力评价,饱和C02地层水贾敏效应阻水机理研究,饱和C02地层水C02脱出后微观驱替渗流特征分析。在这些研究的基础上,运用三维油藏数值模拟模型优化了CO2驱先导试验注采参数,跟踪矿场实施情况及评价效果。通过以上研究,取得以下几个方面的成果和认识：1.LB油田Es33油藏仅发育一条柏各庄断层,断层封闭性良好。断层根部油藏储层物性差,属于中低孔低渗储层,非均质性强,地层倾角大（35°-45°）,注水压力高,水驱效果差,注采井网相对完善,油藏处于中含水阶段（50.07%）,采出程度低（6.4%）,剩余油潜力较大。油藏平均地层温度102℃,油藏断层根部原始地层压力29.5MPa,目前地层压力为24.07MPa。总体上适合实施注C02三次采油。2.原油膨胀性能中等、密度中等,原油密度随压力的降低略有降低、随温度的增加而降低,属于普通黑油。在目前地层温度和压力下注入CO2,当CO2注入量达到60%（mo1）时,地层流体饱和压力增加1.35倍,体积膨胀1.45倍,有利于增溶膨胀降粘驱油。3.通过细管实验,得到LB地层流体注C02最小混相压力为28.18MPa,目前地层压力为24.07MPa,因此在目前地层压力下C02与地层原油不能实现混相,但可以实现近混相驱替。4.组合长岩心物理模拟实验表明,在目前地层压力下C02驱与水驱相比,可提高采收率8.7%。保持较高地层压力实施C02驱能够增加C02在原油中的溶解,有利于提高驱油效率并延迟气窜。5.微观驱油实验表明,C02能够使原油体积膨胀,粘度降低,具有较强的溶解驱油能力；C02近混相驱过程中,油流主要沿连通性较好的大孔道被驱替,中小连通孔道的油也能被驱替,驱替具有不连续性。6.气柱受力分析结果表明,当孔喉半径超过3.0μm时,有效浮力大于毛管力,气体会向上运移；在远井地带,有效浮力和生产压差为同一数量级,气体上浮作用产生纵向分离效应,C02能够驱替油藏顶部剩余油,形成重力稳定驱。因此LB高倾角低渗油藏注CO2驱油机理主要是多次接触增溶膨胀降粘及重力稳定近混相驱。7.CO2在地层水中溶解能力实验观测表明,CO2在地层水中的溶解性随压力增加而增加；在细管装置中,饱和CO2的地层水在降压过程中,气体逐渐从地层水中脱出,形成两相流,贾敏效应使得岩石的渗透率明显下降；在微观模型实验中也观察到这一现象,饱和CO2地层水在压力下降过程中,C02逐渐从水中脱出,气泡汇聚到一起形成流动的气体段塞通道,在孔喉处也产生贾敏效应而增加渗流阻力。因此在CO2现场注入过程中,在注气井附近由于压力较高地层水会溶解消耗少量的CO2,采油井由于压力降落,CO2从水中脱出会导致渗流阻力增大而产生阻水控水效应。8.长岩心CO2段塞水驱实验结果表明,含水率最低处较纯水驱时下降了16.4%,采收率增加了4.7%,验证了细管装置贾敏效应实验和微观模型实验中CO2的控水机理。9.结合国内外C02驱矿场经验,提出了“混合水气交替注入联合周期生产抑制气窜”的开发模式。通过数值模拟和油藏工程研究,优化了LB油田C02驱注采参数,总结LB油田C02驱先导试验方案要点为：单井C02日注量30t/d,地层压力达28MPa以上,保证近混相；实施水气交替,单井日注水40t,1个月气和2个月水交替注入；油井实行周期生产,开2个月关1个月；油井在注水时开井生产,注气时关停；关闭4口油井,扩大注采井距,可改善注气效果；配产时见效井产量平均为注气前的1.5倍；累积C02注入量0.17HCPV,累积水注入量0.34HCPV,预计提高原油采收率5.38%,增产原油10.4×104t。10.跟踪矿场实施情况,2011年12月～2012年11月实施2口注气井,2013年5月～2015年7月,实施4口注气井,气水交替注入。累计见效油井10口,最高日产油为试验前日产油的1.38倍,计算递减增油40642t,提高采收率5.54%。综合含水40.6%,较气驱前下降9.47%。见效油井构造位置和压力监测情况分别验证了重力稳定驱和近混相驱的开发机理分析。
高芳[5]（2015）在《杨19区延9油藏稳产技术研究》文中研究表明杨19区延9油藏2009年9月开始注水开发,压力保持水平52.8%,压力保持水平较低,初期开发技术政策还不明确。研究的目的是通过对该油藏地质规律、渗流规律的研究,利用数值模拟技术,结合油藏动态,对该区开发初期稳产技术政策执行效果进行跟踪评价,进一步制定和完善适合该油藏目前开发阶段的技术政策,提出提高油藏见效程度、降低自然递减的方案,确保油藏持续高效开发。本次研究主要是根据油水井静态、动态、试井、数值模拟等资料,研究油藏开发特征、开发规律、油藏渗流特征、合理的开发技术政策以及提高水驱储量动用程度的技术方法,制定油藏开发调整方案。利用各类化验分析资料,通过岩性、电性、物性、含油性等方面研究储层宏观、微观特征;通过现场资料评价水驱状况,研究渗流特征、开发特征及规律;利用油藏工程,结合油藏动态特征,通过对前期开发效果评价,进一步研究制定出各油藏合理的开发技术政策;通过油藏工程、数值模拟等方法预测油藏不同开发阶段的递减规律、含水上升规律;编制多套方案,进行数值模拟研究,跟踪确定最优的12套方案,进行现场实施,最终确定适合于目前开发形势的最终方案与各项开发指标。通过油田开发稳产技术的研究,制定出适合该油藏开发的稳产方案,提高注水开发效果,控制含水上升速度,延长中低含水采油期,为实现油藏稳产奠定良好的基础,确保油田持续高效开发。
陆家亮[6]（2014）在《天然气开发规划风险量化评价模型研究》文中指出天然气开发规划方案是油气田企业在系统总结天然气发展历史、正确评价气田生产现状、科学预测未来发展趋势的基础上形成的纲领性文件,具有综合性、前瞻性和指导性,是油气田企业天然气业务健康发展的纲领和行动指南。进入新世纪以来,中国天然气产业进入快速发展阶段,勘探开发领域迅速拓展,气藏类型多种多样,认识程度参差不齐,天然气开发规划方案制定过程中存在诸多的不确定性问题,为了更好地规避风险,突出天然气开发规划的导向作用,急需开展天然气开发规划风险量化评价研究。为此,系统开展了新形势下天然气开发规划方案风险量化评价模型研究,并获得以下成果认识:一是多方法识别风险因素,将天然气开发规划方案中风险划分为七类,即资源规模、气藏地质、规划部署、经济效益、技术水平、管道市场和宏观政策风险,其中前两类为客观风险,后五类为决策风险。二是根据天然气开发规划方案特点建立了天然气开发规划产量优化数学模型,即以资源规模和气藏地质作为产量规模评价的基础,以技术水平、管道市场、宏观政策和规划部署四类决策风险为约束条件,以经济效益最大化为目标的天然气产量优化模型。三是建立了基于蒙特卡洛方法和天然气产量优化模型的天然气开发规划目标概率模拟方法,形成风险综合评价矩阵并将风险分为四个等级,同时针对不同类型风险因素特点,形成了两种风险因素量化评价方法,即评价客观风险的“概率曲线扫描法”和评价决策风险的“概率曲线位移法”。最后的案例应用表明,本文建立的天然气开发规划方案风险量化评价模型既可以直观呈现天然气开发规划方案风险的大小,又可以准确筛选出主要风险因素,因而能够为制定风险规避措施、保障规划方案顺利实施提供科学依据。
代云鹏[7]（2013）在《辽河油区中高渗透油藏水驱开发效果评价研究》文中认为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。
任孟坤[8]（2012）在《水平井技术在濮城油田高含水开发期剩余油挖潜中研究与应用》文中指出水平井技术在国内外得到广泛的应用，对增产和老井挖潜具有重要作用，本文将水平井技术用于中原油田濮城油田的老油藏挖潜中，濮城油田经历了20多年的高速开发后，目前已进入了高含水开发后期，常规方法在经济效益等方面已很难适应油田开发的需要。基于此，本文开展了濮城油田水平井挖潜试验的理论和应用研究，主要进行了地质再认识研究，水平井布井方式研究，水平井产能预测研究、水平井与油藏沉积特征配伍研究等内容，通过矿场试验表明，本文研究得到的方式应用是成功的，取得了很好的效果，本文的研究，取得了如下研究成果：1.以濮城油田沙一下1油藏为例进行高含水油藏地质特性表征研究，在单井地层精细对比分析的基础上，通过地震资料精细解释，结合开发动态资料，编绘了2m等高距、1∶5000大比例尺分砂体顶面的精细构造图；2.根据沙一下1砂组三角洲的沉积特点及电测曲线特征的变化，细分为水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂及泥坪五种微相，依据岩心观察编制了相应的沉积相综合柱状图。通过对各流动单元油层平面和纵向上的分布特点进行精细评价，编制了有效厚度等值图和物性等值图；3.在三维地质模型建立的基础上，采用数值模拟方法研究目标区剩余油分布规律，研究表明濮城沙一下油藏主力小层水淹区域大，基本覆盖全区；水洗效果好，采出程度高；剩余油储量低，仅在构造高点、断层和边角油层变薄、物性较差部位分布；4.采用渗流力学理论计算法、与直井类比法等方法预测水平井产能；利用实际水平井生产数据回归及应用油藏数值模拟预测水平井产能的递减规律；研究结果表明水平井产量递减符合双曲递减规律。采用数值模拟方法研究主要包括水平段的长度、油层层内非均质性、水平井的泄油面积、油层厚度、能量的补充等因素对水平井开发效果的影响。通过对水平井适应性筛选技术，水平井目标区精细三维建模技术、水平井段走向优化设计及目标油藏的选择等方面的研究对规定水平井单井油藏地质设计提供理论支持；5.以精细油藏描述为基础，从地质特征和油藏特征入手，按构造、储层、油水关系、剩余油分布特征、产能等细节逐一把握，而后统筹考虑，筛选出适合钻水平井的油藏、井点，充分利用已有资料，动静结合，定量分析目标区油藏剩余油分布规律及潜力，优化靶区。在剩余油分布规律及潜力评价的基础上，对水平井挖潜层间干扰型、厚油藏顶部、井间水动力滞留型、断层遮挡型及井间井网不完善型剩余油进行研究，提出针对不同剩余油富集类型的水平井部署方案；6.通过对濮1-平1、濮5-侧平5、濮4-平1、文51-平14口水平井的实施过程中出现的实际问题进行不断的分析、研究、总结，认为开窗侧钻水平井稳产期长，可提高采收率、改善开发效果、经济效益显着，在有条件的油藏水平井挖潜技术可进一步推广应用。
周鹏[9]（2012）在《吉林油区低渗透油藏SEC储量评估方法研究》文中提出作为在美国上市的公司，吉林油田拥有着相当巨大的低渗透储量，这就造成了相应的储量评估及对外披露工作必须满足美国证券交易委员会的要求，必须遵循美国证券机构规定的资源储量评估准则（简称SEC准则）。低渗透岩性油藏由于其复杂的层面非均质性、层间非均质性、平面非均质性，在进行SEC储量评估过程中，不能套用中高渗透油田的储量评估方法，也不能直接套用储量规范的要求，在评估过程中会遇到诸如此类的问题：低渗透岩性油藏计算单元如何划分合理？需要注意什么问题？低渗透岩性油藏证实储量的井控程度和含油面积如何确定更加合理？采用递减曲线法时合理的递减率如何选取，递减率与油藏渗透率关系如何，有什么借鉴及指导意义？储量计算单元内各油藏的叠加在一起计算储量的合理性论证欠缺。这些问题，在吉林油区没有进行系统性的研究。因此，需要通过实际情况，建立起具有实际意义的储量评估标准。通过本文的研究，首先在吉林油田所建立的SEC标准下的类比油藏序列中，选择可以具有代表性的区块，对吉林油田低渗透岩性油藏进行SEC标准下的储量评估，通过对静态资料以及动态开发资料的搜集和整理，逐次对静态法参数确定（低渗透岩性油藏储量计算单元划分，含油面积合理确定、有效厚度划分与确定、含油饱和度确定、孔隙度确定、体积系数确定、原油密度的确定）、动态法（产量递减法）、采收率确定进行研究。从而得出适合吉林油田低渗透岩性油藏的储量评估方法，为以后的储量评估奠定基础。
李燕[10]（2012）在《基于资源型城市经济转型的服务外包产业发展研究》文中进行了进一步梳理目前全国有118座资源型城市,其中69个城市被国务院认定为资源枯竭城市。党中央和国务院高度重视资源枯竭城市的转型问题,在“十七大”就明确提出加快资源型城市转型。利用服务外包产业,建设现代产业体系,从而推动产业升级和城市转型。这一思路的提出对于资源型城市制定区域中长期发展规划、转变经济发展方式、建立环境友好型和资源节约型社会、制定全国服务外包发展战略与政策都有重要的理论价值和现实意义。服务外包就是指企业从全球价值链治理角度,结合信息、通讯和高技术应用,将原来由内部完成的服务活动交予外部企业执行的过程。从服务外包的实现形式上,既可以通过服务产品的跨境交易,也可以通过自然人流动实现服务交易。资源产业发展的服务外包业务属于垂直行业领域的知识流程外包业,其具有技术密集、知识产权承载、国际化运营的特点,处于价值链的高端。资源城市发展工程技术服务外包产业,把自然资源输出为主的发展模式,转化为社会资源如知识、技术、信息、管理、文化为主的输出模式。这种路径选择,既符合区域主导产业的发展方向,有助于提高优势支柱产业的核心竞争力,又能够推动区域产业结构升级,形成新的经济增长点。从要素投入结构上,实现了人力资本积累的内生型增长；从产业组织方式上,加深了专业化分工程度,形成产业集群；从区域空间结构上完善了城市功能,增强了集聚和辐射能力。论文选取了全球18个主要服务外包承接地国家,利用1998至2008年间的统计数据,采用面板数据模型对服务外包产业影响因素进行实证分析。实证分析的结果显示国内生产总值、国内资本形成总额、高技术产品出口额、服务贸易占GDP比例和私营部门国内贷款额占GDP比例等因素对服务外包产业影响较显着。从典型国家的发展实践看,服务外包产业成为了推动经济结构调整和新一轮产业转移的动力。政府在产业发展初期采取了大量的扶持政策,在物理空间上设立服务外包产业园区,在政策体系上配套各种优惠措施,在制度环境上加强知识产权保护、完善相关法律规范。从微观层面看,企业依托外包经验和品牌效应,业务领域越来越多样化,嵌入垂直行业的知识流程外包业呈现强劲的增长趋势。从中观层面看,服务外包产业在空间上表现出极强的集聚性,企业间的委托代理链条不断延长,生产的迂回程度逐渐加深,出现了行业协会等中介组织。城市也因服务外包产业的聚集发展,塑造了新的城市品牌形象,转变了经济发展方式。资源城市普遍存在产业结构单一、发展不协调；吸引资金能力差、自我积累不足；人力资本结构不合理、人才流失严重；机制体制僵化、创新能力弱：城市环境差、社会问题较多等共性问题。同时,各个资源城市的区位条件和综合发展水平差异性较大。地区中要素的流动性不同、技术体系的复杂程度不同、信息化水平不同、企业高技术应用和创新能力不同、产业发展水平和所处阶段不同,这些都决定了资源城市发展服务外包业,特别是工程技术服务外包业,必须根据城市的比较优势和产业的技术特征来差异化地选择发展道路。论文选取了47个资源型地级市的13个指标,对城市2005年至2009年的发展水平进行综合评估。采用变异系数法来确定各个指标权重,然后通过各城市得分进行排序,判断各城市发展的相对水平。在此结果上,提出综合实力较强的资源型城市应不断推进以服务外包产业为主导的现代产业体系的建设,优化地区的产业结构和劳动力就业结构。在技术体系复杂的石油产业和冶金产业所在城市,以现代化方式改造传统产业,大力发展生产性服务外包业,形成某一领域的现代服务业高地。在地处偏远、产业技术层次低下、劳动力剩余严重的资源城市中,应以增强企业的活力为转型的重点,鼓励企业在区外开采资源,异地搬迁资源企业。通过资源产业的价值链分解,本文提出资源企业培育服务外包项目的三种类型：一是基于专业工程技术的服务外包业务；二是基于高新技术应用的服务外包业务；三是基于共性业务流程的服务外包业务。服务外包的开发与运营是一个系统的工程,必须对企业发展外包项目的内外部因素进行综合评价。本文设计了服务流程成熟度评价指标体系,采用层次分析法通过调查问卷的形式确定了各评价指标的权重。采用模糊综合评价法通过专家咨询的方式,对资源企业发展服务外包项目的能力进行评价。论文在此基础上进一步阐述了企业运作服务外包项目和管理服务外包风险的具体策略。由于服务外包产业是新兴产业,尤其在资源型城市中刚刚起步,亟需政府采取相应的政策措施进行扶持。不断加强城市管理,改善生态环境,配套优惠政策,制定招商引资策略,建设公共信息平台,全面推进服务外包产业发展规划的实施。大庆市被国务院批准为中国服务外包示范城市,已经初步形成了以石油工程技术服务为主导、信息技术服务和专业服务为两翼的服务外包发展格局。大庆油田企业坚定不移的实施“走出去”战略,在外向型发展过程中,用科技创新提升竞争力,用产业链集成优势扩大市场空间,为资源企业开发外部市场树立了样板。
二、大港“九五”实现又一个稳产期（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、大港“九五”实现又一个稳产期（论文提纲范文）
（1）凝析气藏循环注气动态分析理论及应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 凝析气田循环注气开发特点 |
| 1.2.2 国内外研究现状 |
| 1.2.2.1 关于地层凝析露点变化和气窜发生机理现状 |
| 1.2.2.2 关于高温高压凝析气井的井底压力计算现状 |
| 1.2.2.3 关于反凝析污染对产能的影响研究 |
| 1.2.2.4 循环注气下的动储量计算 |
| 1.2.2.5 循环注气凝析气藏的开发效果评价及采收率标定 |
| 1.3 本文研究的技术路线 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 主要创新点 |
| 1.5.1 主要创新点 |
| 第2章 牙哈凝析气藏的基本特征概述 |
| 2.1 牙哈构造特征 |
| 2.1.1 牙哈地层层序及构造要素 |
| 2.2 牙哈基本沉积特征 |
| 2.3 岩石学特征 |
| 2.4 孔隙类型 |
| 2.5 储层物性及非均质特征 |
| 2.5.1 基本物性特征 |
| 2.5.2 层内非均质性 |
| 2.5.3 层间非均质性 |
| 2.5.4 平面非均质性 |
| 2.6 气藏类型 |
| 2.6.1 气藏温度压力系统 |
| 2.6.2 流体性质 |
| 2.6.3 纵向上气水关系 |
| 2.7 本章小结 |
| 第3章 气窜动态分析基本理论与方法研究 |
| 3.1 高温高压凝析气井井底压力的准确计算方法研究 |
| 3.1.1 不稳定传热下的温度压力耦合计算方法与改进 |
| 3.1.1.1 半稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.1.2 非稳定传热条件温度、压力耦合模型 |
| 3.1.2 有水凝析气井的井底压力计算方法与改进 |
| 3.2 油气组分非平衡状态下的梯度理论与注气运动规律研究 |
| 3.2.1 非平衡气窜的组分梯度推证 |
| 3.2.2 注入干气运动规律的现场测试与认识讨论 |
| 3.3 气窜判别方法研究 |
| 3.3.1 经验判断法 |
| 3.3.2 采出气组分变化图版判断法 |
| 3.3.2.1 图版的制作和功能 |
| 3.3.2.2 实例应用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 循环注气条件下气井产能评价方法研究 |
| 4.0 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三区的特点简述 |
| 4.1 多孔介质中凝析油、气两相渗流的数学模型建立 |
| 4.1.1 考虑Ⅰ区为主体的理论产能方程建立 |
| 4.2 基于油气两相流动区边界扩展的饱和度约束求解法研究 |
| 4.2.1 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个区各自的拟压力方程 |
| 4.2.2 近井地带油气两相流动区动边界的确定方法 |
| 4.2.3 Ⅰ区向外扩展动边界的求解方法建立与改进 |
| 4.2.4 实例与应用分析 |
| 4.3 基于阻塞表皮系数法的产能试井解释方法研究 |
| 4.3.1 考虑反凝析阻塞影响的产能数据处理理论与方法 |
| 4.3.2 反凝析因子及阻塞压降的计算方法论述 |
| 4.3.3 实例应用与分析 |
| 4.4 基于分相拟压力的生产动态拟合法产能评价方法研究 |
| 4.4.1 分相拟压力基本理论的建立 |
| 4.4.2 基于分相拟压力的生产动态拟合法的实现 |
| 4.4.3 实例分析与讨论 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 循环注气条件下的动储量计算方法研究 |
| 5.1 循环注气下物质平衡方程及改进研究 |
| 5.1.1 物质平衡方程法的改进与检验 |
| 5.1.2 改进方法的实例分析与对比 |
| 5.2 基于水侵动态分析的储量计算方法对比与讨论 |
| 5.2.1 生产指示曲线法 |
| 5.2.2 非线性物质平衡法的改进与应用讨论 |
| 5.2.3 边底水体影响函数的统一性证明与应用分析 |
| 5.3 非线性拟合最优拟合求取AIF函数的算法浅析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 循环注气开发效果评价体系研究 |
| 6.1 循环注气开发采收率标定方法研究 |
| 6.1.1 干气采收率的标定方法 |
| 6.1.2 凝析油采收标定方法建立与对比论证 |
| 6.1.3 凝析油采收率经验式的跟踪检验与对比评价 |
| 6.2 开发效果评价通用图版建立的基本理论和方法研究 |
| 6.2.1 通用图版建立的基本理论与假设 |
| 6.2.2 生产气油比评价图版建立与标准化 |
| 6.2.3 无因次气窜程度评价标准图版建立 |
| 6.2.4 通用标准图版的应用检验 |
| 6.3 注气波及效率及利用率分析方法建立 |
| 6.3.1 注气波及效率计算方法研究 |
| 6.3.2 注气利用率评价基本方法 |
| 6.3.3 实例应用与检验 |
| 6.4 循环注气开发效果评价指标定义与应用 |
| 6.4.1 注采井开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.2 循环注气开发效果评价指标分级研究 |
| 6.4.3 循环注气凝析气藏综合开发水平评价指标集及应用 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论与建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间的部分学术成果 |
（2）高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 高温高盐油藏开发技术概况 |
| 1.1.1 高温高盐油藏的划分 |
| 1.1.2 高温高盐油藏开采技术现状 |
| 1.1.3 我国高温高盐油藏开发面临的挑战 |
| 1.2 高温高盐油藏提高采收率技术进展 |
| 1.2.1 高温高盐油藏化学驱油剂研究进展 |
| 1.2.2 高温高盐油藏调剖剂研究进展 |
| 1.2.3 高温高盐油藏提高采收率矿场试验 |
| 1.2.4 高温高盐油藏提高采收率的关键问题 |
| 1.3 水平井控水增油技术现状 |
| 1.3.1 水平井在我国油气开采中的应用 |
| 1.3.2 水平井采油的技术难点 |
| 1.3.3 水平井堵水技术 |
| 1.4 论文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 耐温耐盐微球调堵剂研发及优选 |
| 2.1 DCA微球堵剂的研发 |
| 2.1.1 DCA微球配方的优化 |
| 2.1.2 DCA微球性能控制方法 |
| 2.1.3 DCA微球粒径控制方法 |
| 2.1.4 DCA微球制备工艺优化 |
| 2.1.5 DCA微球中试与工业化生产 |
| 2.2 微球堵剂的耐温性 |
| 2.2.1 分散于水中微球的高温热稳定性 |
| 2.2.2 微球材料的高温热稳定性 |
| 2.3 微球堵剂在岩心中的注入性 |
| 2.3.1 三类微球的注入性 |
| 2.3.2 微球材料用量与封堵效果的关系 |
| 2.3.3 以阻力系数为指标评价三类微球注入性 |
| 2.3.4 以阻力系数分布为指标评价三类微球注入性 |
| 2.4 微球堵剂对水流通道的封堵能力及其在岩心中的分布 |
| 2.4.1 以残余阻力系数为指标评价三类微球的封堵能力 |
| 2.4.2 以残余阻力系数分布为指标评价三类微球在油藏深部的封堵能力 |
| 2.4.3 以残余阻力非均匀系数评价调堵剂实现深部调剖堵水的可能性 |
| 2.4.4 以残余阻力系数的动态变化评价封堵的稳定性 |
| 2.4.5 微球注入性和在油藏深部封堵能力综合分析 |
| 2.5 油藏就地聚合的DCA微球注入性改进 |
| 2.5.1 就地聚合DCA微球配方改进 |
| 2.5.2 ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.3 以阻力系数分布评价ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.4 ISP-DCA微球在岩心中的封堵能力 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 耐温耐盐乳化调驱剂研发 |
| 3.1 高温乳化动态测试仪及评价方法 |
| 3.1.1 油水乳化性能评价方法研究概况 |
| 3.1.2 高温乳化动态测试仪 |
| 3.1.3 乳化能力及乳液稳定性的表征方法 |
| 3.2 乳化调堵剂的筛选与复配 |
| 3.2.1 表面活性剂与高矿化度高钙镁离子水的配伍性 |
| 3.2.2 表面活性剂的耐盐性 |
| 3.2.3 耐温耐盐乳化调驱剂的复配 |
| 3.2.4 乳化调驱剂耐温性评价 |
| 3.3 就地乳化调堵剂性能 |
| 3.3.1 乳化剂在岩心中的注入性 |
| 3.3.2 乳化剂在驱油过程中与原油的乳化 |
| 3.3.3 岩心中油水就地乳化对水流通道的封堵能力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术 |
| 4.1 水平井深部吞吐-堵水技术关键问题 |
| 4.1.1 常规水平井堵水技术的关键问题 |
| 4.1.2 常规吞吐技术的关键问题 |
| 4.1.3 建立了水平井深部吞吐-堵水的技术思路 |
| 4.1.4 研究方法简介 |
| 4.2 水平井深部吞吐-堵水关键技术难点的突破 |
| 4.2.1 堵剂注入与封堵的选择性 |
| 4.2.2 乳化助堵扩大堵水有效作用范围 |
| 4.3 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术优选 |
| 4.3.1 CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.2 CH4深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.3 乳化剂HA深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.4 乳化剂RA-WT深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.5 水平井深部吞吐-堵水复合技术综合评价 |
| 4.4 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案 |
| 4.4.1 矿场试验用剂的准备 |
| 4.4.2 高温高盐油藏水平井堵水选井 |
| 4.4.3 HD4-32H矿场试验施工方案设计 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5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 |
（3）普通稠油油藏聚合物驱提高采收率技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 聚合物驱研究现状 |
| 1.2.2 聚合物驱的机理 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 双河油田核二段油田概况 |
| 2.1 储层特征 |
| 2.2 开发概况 |
| 2.3 存在的主要问题 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 双河油田核二段剩余油分布和聚合物驱可行性分析 |
| 3.1 地质模型建立 |
| 3.2 历史拟合 |
| 3.2.1 地质储量拟合 |
| 3.2.2 动态参数拟合 |
| 3.3 剩余油分布特征研究 |
| 3.3.1 平面剩余油分布特征 |
| 3.3.2 层间和层内剩余油分布特征 |
| 3.4 聚合物驱可行性分析 |
| 3.4.1 水驱开发效果分析 |
| 3.4.2 聚驱效果分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 双河油田核二段聚合物筛选与评价 |
| 4.1 聚合物溶液性能指标 |
| 4.1.1 聚合物水解度确定 |
| 4.1.2 分子量的选择 |
| 4.2 聚合物溶液的筛选及评价 |
| 4.2.1 基本性能评价 |
| 4.2.2 聚合物粘浓关系评价 |
| 4.2.3 聚合物的粘温关系评价 |
| 4.2.4 矿化度对聚合物粘度的影响 |
| 4.2.5 聚合物粘弹性评价 |
| 4.2.6 长期热稳定性 |
| 4.3 聚合物段塞尺寸确定 |
| 4.4 聚合物浓度确定 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 双河油田核二段注聚方案设计及效果预测 |
| 5.1 注聚方案设计 |
| 5.1.1 井网井距确定 |
| 5.1.2 注聚方案设计 |
| 5.1.3 注聚方案优选 |
| 5.2 注入参数优化 |
| 5.2.1 注入速度的确定 |
| 5.2.2 注聚浓度设计 |
| 5.2.3 段塞量设计 |
| 5.2.4 段塞结构设计 |
| 5.2.5 聚合物注入量设计 |
| 5.3 聚驱效果预测 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（4）高倾角油藏CO2近混相驱三次采油开发机理及矿场应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究应用概况 |
| 1.2.1 国外CO_2驱技术应用概况 |
| 1.2.2 国内CO_2驱技术应用概况 |
| 1.2.3 CO_2驱机理研究的发展 |
| 1.2.4 本文研究的主要科学问题 |
| 1.3 研究内容及技术思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究的技术路线 |
| 1.4 认识和创新点 |
| 1.4.1 成果和认识 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第2章 LB油田水驱开发现状及CO_2驱潜力评价 |
| 2.1 LB油田地质特征 |
| 2.1.1 构造地质特征 |
| 2.1.2 储层地质特征 |
| 2.1.3 油藏工程特征 |
| 2.2 CO_2驱试验区的选择及先期水驱开发特征 |
| 2.2.1 试验区的选择 |
| 2.2.2 试验区先期水驱开发特征 |
| 2.3 CO_2三次采油潜力评价 |
| 2.3.1 软件法潜力评价 |
| 2.3.2 公式法潜力评价 |
| 2.3.3 数值模拟法潜力评价 |
| 2.3.4 三种方法的平均结果 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 LB油田高倾角低渗油藏CO_2驱开发机理研究 |
| 3.1 地层原油高压物性及相态特征 |
| 3.1.1 实验仪器及实验流程 |
| 3.1.2 单次闪蒸实验 |
| 3.1.3 单次脱气实验 |
| 3.1.4 等组成膨胀实验 |
| 3.1.5 地层流体相图 |
| 3.1.6 多次脱气实验 |
| 3.2 地层流体注CO_2膨胀实验研究 |
| 3.3 地层流体注CO_2拟三元相图 |
| 3.4 CO_2驱油最小混相压力实验分析 |
| 3.4.1 最小混相压力实验测试 |
| 3.4.2 最小混相压力实验结果及分析 |
| 3.5 组合长岩心CO_2驱油效率分析 |
| 3.5.1 实验设备及流程 |
| 3.5.2 长岩心的准备和排序 |
| 3.5.3 长岩心驱替实验模拟 |
| 3.6 不含水状态下CO_2微观驱油渗流特征 |
| 3.6.1 实验准备 |
| 3.6.2 不含水状态下CO_2微观驱油特征 |
| 3.6.3 水驱后CO_2微观驱油特征 |
| 3.6.4 近混相、混相状态下CO_2微观驱油特征 |
| 3.7 高倾角油藏重力稳定驱机理分析 |
| 3.8 小结 |
| 第4章 LB油田CO_2驱控水机理研究 |
| 4.1 CO_2在不同矿化度地层水中的溶解能力 |
| 4.1.1 单次闪蒸实验 |
| 4.1.2 PV关系实验 |
| 4.2 饱和CO_2地层水贾敏效应分析 |
| 4.2.1 实验准备 |
| 4.2.2 饱和CO_2地层水微观流动特征 |
| 4.2.3 饱和CO_2地层水贾敏效应 |
| 4.3 饱和CO_2地层水CO_2析出后微观驱替渗流特征 |
| 4.4 长岩心控水机理物模实验 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 LB油田CO_2驱先导试验方案设计 |
| 5.1 三维地质建模及历史拟合 |
| 5.2 CO_2驱开发模式 |
| 5.3 井距井网 |
| 5.3.1 合理井距 |
| 5.3.2 合理井网 |
| 5.4 单井合理注入量 |
| 5.5 单井合理产量 |
| 5.5.1 理论分析 |
| 5.5.2 实例验证 |
| 5.6 水气交替注入设计 |
| 5.7 油井周期生产设计 |
| 5.7.1 油井周期生产的影响 |
| 5.7.2 油井周期生产设计 |
| 5.8 累积注气量确定 |
| 5.9 先导试验方案要点及开发指标预测 |
| 5.10 防气窜泡沫体系研究 |
| 5.11 方案实施效果跟踪 |
| 5.12 小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 第7章 致谢 |
| 第8章 参考文献 |
| 第9章 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（5）杨19区延9油藏稳产技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 主要研究内容 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 第二章 综合地质研究 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.2 基本构造特征 |
| 2.3 地层划分与对比 |
| 2.3.1 对比依据 |
| 2.3.2 对比原则 |
| 2.3.3 对比方法 |
| 2.3.4 资料的选取 |
| 2.4 沉积特征与砂体展布 |
| 2.5 储层性质及流体性质 |
| 2.5.1 岩石学特征 |
| 2.5.2 孔隙类型 |
| 2.5.3 储层特征 |
| 2.5.4 渗流特征 |
| 2.5.5 储层的非均匀性（层内） |
| 2.5.6 储层层间非均质性 |
| 2.5.7 储层平面非均质性 |
| 2.5.8 储层非均质性控制因素 |
| 第三章 开发特征及规律研究 |
| 3.1 开发现状 |
| 3.2 射孔程度及射孔位置 |
| 3.3 储层改造方式及参数 |
| 3.4 采液采油指数变化规律 |
| 3.5 压力变化状况 |
| 3.6 水驱状况评价 |
| 3.6.1 水驱储量控制、动用程度逐年增加 |
| 3.6.2 水驱特征曲线斜率变缓 |
| 3.6.3 水驱指数、地下存水率增大 |
| 3.7 油井见效状况 |
| 3.8 含水变化特征 |
| 3.9 油藏采收率预测 |
| 3.10 井网开发效果分析 |
| 3.10.1 井网形式适应性分析 |
| 3.10.2 水驱油效率的分析（针对一次井网） |
| 3.10.3 水驱储量动用程度、水驱储量控制程度分析 |
| 3.10.4 水驱指数及阶段存水率分析 |
| 3.10.5 油水井供液能力分析 |
| 第四章 稳产技术政策研究 |
| 4.1 合理地层压力的确定 |
| 4.2 合理流压的确定 |
| 4.3 合理生产压差的确定 |
| 4.4 合理采液强度的确定 |
| 4.5 合理注采比的确定 |
| 4.6 注水井井口最大的注入的压力 |
| 4.7 小结 |
| 第五章 油藏下步调整措施 |
| 5.1 方案调整思路 |
| 5.2 精细注水管理，夯实稳产基础 |
| 5.3 优化采液结构，控制含水上升速度 |
| 第六章 认识及结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 硕士学位期间发表的论文 |
（6）天然气开发规划风险量化评价模型研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题背景及项目依托 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.3 研究目的及意义 |
| 1.4 研究内容与科学问题 |
| 1.5 创新性研究成果 |
| 2 天然气开发规划风险因素辨识与分类研究 |
| 2.1 规划方案流程 |
| 2.1.1 规划研究内容 |
| 2.1.2 规划编制原则 |
| 2.1.3 规划编制流程 |
| 2.2 风险识别原则 |
| 2.3 风险识别方法 |
| 2.4 风险因素分类 |
| 3 天然气开发规划风险量化评价模型及流程研究 |
| 3.1 风险评价数学方法优选 |
| 3.2 量化目标评价函数及模拟流程 |
| 3.2.1 储量概率模拟方法 |
| 3.2.2 产量模拟模型 |
| 3.2.3 效益模拟模型 |
| 3.3 规划目标概率模拟与风险综合评价矩阵 |
| 3.3.1 规划目标概率模拟 |
| 3.3.2 风险评价矩阵研究 |
| 4 天然气开发规划风险点敏感评价方法研究 |
| 4.1 风险因素敏感性评价方法 |
| 4.1.1 客观风险敏感性评价方法及流程 |
| 4.1.2 决策风险敏感性评价方法研究 |
| 4.2 风险量化指标概率曲线确定方法 |
| 5 天然气开发规划风险量化评价模型应用 |
| 5.1 天然气开发规划方案风险评价软件研制 |
| 5.1.1 天然气开发规划方案风险评价软件编制 |
| 5.1.2 天然气开发规划方案风险评价软件功能 |
| 5.2 KLS构造带规划方案风险评价 |
| 5.2.1 规划方案编制背景 |
| 5.2.2 规划方案要点 |
| 5.2.3 输入数据准备内容 |
| 5.2.4 评价单元划分及量化指标描述 |
| 5.2.5 规划目标概率模拟及风险等级评价 |
| 5.2.6 关键风险点及规避措施 |
| 5.2.7 规划动态分析 |
| 5.3 开发规划风险评价模型评价 |
| 6 主要结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 学术出版 |
（7）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 |
（8）水平井技术在濮城油田高含水开发期剩余油挖潜中研究与应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 水平井国内外发展及现状 |
| 1.2.2 水平井渗流特征及试井分析发展现状 |
| 1.2.3 东濮地区应用水平井状况及问题 |
| 1.3 研究思路、方法及主要内容 |
| 1.3.1 研究的主要内容 |
| 1.3.2 论文研究的技术路线 |
| 1.4 论文主要成果及创新点 |
| 1.4.1 论文主要成果及创新点 |
| 1.4.2 主要创新点 |
| 2 濮城油田地质特点及开发现状 |
| 2.1 油田地质概况 |
| 2.2 油田开发状况 |
| 2.2.1 开发简历及开采现状 |
| 2.2.2 油田开发中存在的问题 |
| 2.3 剩余油分布 |
| 2.3.1 构造因素控制的剩余油 |
| 2.3.2 储层非均质因素控制的剩余油 |
| 2.3.3 井网因素控制剩余油 |
| 2.4 濮城油田具有应用水平井挖潜的条件 |
| 3 复杂断块油藏的地质特性表征 |
| 3.1 精细构造研究 |
| 3.1.1 构造基本特征 |
| 3.1.2 含油断块划分及其特征 |
| 3.1.3 储层微构造特征 |
| 3.2 储集层精细描述 |
| 3.2.1 流动单元划分 |
| 3.2.2 沉积微相研究 |
| 3.2.3 储层物性解释模型 |
| 3.3 油层分布特征研究 |
| 3.4 油藏剩余油分布研究 |
| 3.4.1 油藏三维精细地质模型 |
| 3.4.2 剩余油分布特征 |
| 4 高含水油藏水平产能预测方法研究 |
| 4.1 水平井的产能递减规律研究 |
| 4.2 水平井产能预测研究 |
| 4.3 产能影响因素分析 |
| 4.4 规定水平井单井油藏地质设计技术研究 |
| 5 高含水油藏水平井与油藏的配伍性研究 |
| 5.1 利用水平井挖潜层间干扰型剩余油（沙一下 12） |
| 5.2 利用水平井挖潜厚油层顶部剩余油（沙一下 1~3） |
| 5.3 利用水平井挖潜井间水动力滞留型剩余油（沙二上 2~4） |
| 5.4 利用水平井挖潜断层遮挡型剩余油（文 51 块沙二上） |
| 5.5 利用水平井挖潜井间井网不完善型剩余油（沙三上 2~2） |
| 6 水平井挖潜的应用效果分析 |
| 7 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）吉林油区低渗透油藏SEC储量评估方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 0.1 论文选题目的及意义 |
| 0.1.1 储量评估的背景 |
| 0.1.2 储量评估的结果 |
| 0.1.3 吉林油田公司储量评估的成果 |
| 0.1.4 储量评估中存在的主要问题 |
| 0.2 国内外研究差异 |
| 0.2.1 储量概念不同 |
| 0.2.2 思维方式不同 |
| 0.2.3 评估的目的不同 |
| 0.2.4 定级模式不同 |
| 0.2.5 勘探开发阶段与储量级别关系不同 |
| 0.2.6 SEC 储量与我国储量评估在参数选取上不同 |
| 0.3 主要研究内容 |
| 0.4 主要研究思路 |
| 0.5 主要完成工作 |
| 第一章 选块依据 |
| 第二章 低渗透岩性油藏特征 |
| 2.1 低渗透岩性油藏的总体特征 |
| 2.2 国内外低渗透岩性油藏开发现状 |
| 2.2.1 国外低渗透岩性油藏开发现状 |
| 2.2.2 国内低渗透油田开发现状 |
| 2.3 研究区吉林油区低渗透岩性油藏特征 |
| 2.3.1 吉林油区低渗透岩性储量状况 |
| 2.3.2 开发基本情况 |
| 第三章 低渗透岩性油藏静态方法储量评估方法研究 |
| 3.1 容积法条件下井控程度合理确定性研究 |
| 3.2 储量计算单元划分 |
| 3.3 SEC 准则下低渗透岩性油藏含油面积确定 |
| 3.3.1 SEC 规则的证实面积 |
| 3.3.2 吉林油区低渗透岩性油藏的证实面积 |
| 3.4 有效厚度 |
| 3.4.1 SEC 准则下的低渗透岩性油藏有效厚度研究 |
| 3.4.2 吉林油区有效厚度识别方法 |
| 3.4.3 吉林油区低渗透岩性油藏有效厚度下限 |
| 3.4.4 岩性油藏有效厚度取值算法 |
| 3.5 孔隙度 ( Porosity) |
| 3.6 原始含水饱和度 ( Initial Wate r Saturation) |
| 3.7 原始地层原油体积系数 ( Initial ForlTlation oil Voltline Factor) |
| 第四章 低渗透岩性油藏动态法储量评估方法研究 |
| 4.1 动态法储量评估原则 |
| 4.2 产量递减法 |
| 4.2.1 油气田开发模式 |
| 4.2.2 递减曲线理论研究 |
| 4.2.3 递减类型判断 |
| 4.2.4 递减率确定方法 |
| 4.3 平均单井产量关系法 |
| 4.3.1 月递减率与平均单井理论研究 |
| 4.3.2 月递减率与平均单井递减率实例分析 |
| 4.4 递减率与油藏渗透率关系 |
| 第五章 低渗透油藏采收率计算方法研究 |
| 5.1 类比油藏法 |
| 5.2 经验公式法 |
| 5.2.1 方法研究背景 |
| 5.2.2 基础资料的收集 |
| 5.2.3 影响油藏采收率的主要因素 |
| 5.2.4 采收率新经验公式的建立 |
| 5.2.5 新方法适用条件分析 |
| 5.3 其他方法 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（10）基于资源型城市经济转型的服务外包产业发展研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| English Catalog |
| 1 绪论 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 研究背景 |
| 1.3 研究目的和意义 |
| 1.3.1 研究目的 |
| 1.3.2 研究意义 |
| 1.4 相关研究综述 |
| 1.4.1 服务外包相关研究 |
| 1.4.2 资源型城市经济转型相关研究 |
| 1.4.3 国内外研究现状评述 |
| 1.5 研究思路与主要内容 |
| 1.6 研究方法 |
| 1.7 研究重点与研究难点 |
| 1.8 论文创新点 |
| 2 服务外包与资源型城市经济转型的相关理论 |
| 2.1 服务外包相关基本概念 |
| 2.1.1 服务外包 |
| 2.1.2 服务外包的分类 |
| 2.1.3 服务外包产业演进趋势 |
| 2.2 资源型城市经济转型相关基本概念 |
| 2.2.1 资源型城市的界定 |
| 2.2.2 资源型城市的特征 |
| 2.2.3 资源型城市经济转型 |
| 2.3 服务外包的基础理论 |
| 2.3.1 国际分工理论 |
| 2.3.2 交易成本理论 |
| 2.3.3 委托代理理论 |
| 2.3.4 资源基础理论 |
| 2.3.5 全球价值链理论 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 服务外包产业促进资源型城市转型机理与影响因素实证分析 |
| 3.1 服务外包促进资源型城市经济转型的机理 |
| 3.1.1 服务外包的融合性促进产业空间集聚 |
| 3.1.2 服务外包规模效应实现城市比较优势价值 |
| 3.1.3 服务外包高衍生性推动产业结构调整 |
| 3.1.4 服务外包知识溢出效应优化技术结构 |
| 3.1.5 服务外包吸纳就业效应改变劳动力结构 |
| 3.1.6 服务外包产业的外部性重塑城市形象 |
| 3.1.7 服务外包的现代生产方式提升城市能级 |
| 3.2 服务外包促进资源型产业转型的机理 |
| 3.2.1 服务外包突破资源的硬约束 |
| 3.2.2 服务外包减弱资源型产业的脆弱性与波动性 |
| 3.2.3 服务外包实现生产方式的多元化 |
| 3.2.4 服务外包灵活配置经济社会资源 |
| 3.2.5 服务外包实现产业链延伸与价值增值 |
| 3.3 服务外包产业影响因素实证分析 |
| 3.3.1 变量的选择与数据的选取 |
| 3.3.2 面板数据模型的设定 |
| 3.3.3 实证检验及结果分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 4 国内外典型区域服务外包产业发展概况 |
| 4.1 国外典型国家服务外包产业发展 |
| 4.1.1 印度服务外包产业发展 |
| 4.1.2 爱尔兰服务外包产业发展 |
| 4.1.3 菲律宾服务外包产业发展 |
| 4.2 国内典型城市服务外包产业发展 |
| 4.2.1 成都市服务外包产业发展 |
| 4.2.2 大连市服务外包产业发展 |
| 4.2.3 杭州市服务外包产业发展 |
| 4.3 国内外服务外包园区发展概况 |
| 4.3.1 印度软件园 |
| 4.3.2 中国服务外包园区 |
| 4.4 国内外服务外包产业发展经验 |
| 4.4.1 以产业升级 发展方式转变为基本动力 |
| 4.4.2 创新机制体制 科学制定规划 |
| 4.4.3 从产业园区化到园区城市化发展 |
| 4.4.4 高技术引领服务外包产业结构升级 |
| 4.4.5 生产性服务催生高端业务流程服务 |
| 4.4.6 提升全球交付能力与标准化认证 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 资源型城市服务外包产业发展的条件分析与路径选择 |
| 5.1 服务外包产业空间布局特征与资源型城市条件分析 |
| 5.1.1 服务外包产业的布局特征 |
| 5.1.2 资源型城市发展的总体状况 |
| 5.1.3 资源型城市发展服务外包的条件分析 |
| 5.2 资源型城市发展水平比较 |
| 5.2.1 资源型城市评估的指标选择 |
| 5.2.2 资源型城市综合发展水平评价模型 |
| 5.2.3 资源型地级市发展水平评估 |
| 5.3 资源型城市发展服务外包的路径选择 |
| 5.3.1 城市多元化发展服务外包业 |
| 5.3.2 园区承载服务外包产业发展 |
| 5.3.3 转变城市功能发展现代服务业 |
| 5.3.4 机制体制创新集聚要素发展 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 资源型产业发展服务外包业务的运行模式与管理 |
| 6.1 资源型产业价值链分解与服务外包业务 |
| 6.1.1 资源型产业价值链深度分解 |
| 6.1.2 资源型产业的价值链与可外包环节 |
| 6.1.3 资源型产业服务外包业务模式 |
| 6.2 服务流程成熟度评估 |
| 6.2.1 成熟度评价指标体系 |
| 6.2.2 层次分析法 |
| 6.2.3 评价指标体系权重确定 |
| 6.2.4 服务流程外包项目评价 |
| 6.3 服务外包项目的运作与风险管理 |
| 6.3.1 服务外包项目运作 |
| 6.3.2 服务外包风险管理 |
| 6.4 本章小结 |
| 7 资源型城市服务外包产业发展的对策措施 |
| 7.1 服务外包产业发展的政策导向 |
| 7.1.1 大力发展生产性服务外包业 |
| 7.1.2 强化资源共享与协作创新 |
| 7.1.3 建立多层次的人才培训体系 |
| 7.1.4 多渠道解决企业融资问题 |
| 7.1.5 建设专业园区促进企业集聚 |
| 7.1.6 建立服务外包行业协会 |
| 7.2 政府推动产业发展的政策措施 |
| 7.2.1 完善资源补偿机制 加强城市管理 |
| 7.2.2 编制服务外包发展规划 |
| 7.2.3 支持资源型企业“走出去” |
| 7.2.4 优化服务外包制度环境 |
| 7.2.5 制定招商引资策略 |
| 7.2.6 建设公共信息平台 |
| 7.3 资源型企业承接服务外包的对策 |
| 7.3.1 实施服务外包战略 |
| 7.3.2 加大高技术创新和应用 |
| 7.3.3 提高服务项目交付能力 |
| 7.3.4 加强复合人才培养与培训 |
| 7.3.5 增强企业风险防范能力 |
| 7.4 本章小结 |
| 8 案例 |
| 8.1 大庆市服务外包产业发展 |
| 8.1.1 发展概况 |
| 8.1.2 产业发展重点领域 |
| 8.1.3 产业布局 |
| 8.2 大庆油田“走出去”战略实施 |
| 8.2.1 市场开发阶段 |
| 8.2.2 市场规模稳定阶段 |
| 8.2.3 市场结构调整阶段 |
| 8.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录1 |
| 附录2 |
| 攻读学位期间发表的学术论文 |
| 致谢 |
四、大港“九五”实现又一个稳产期（论文参考文献）
- [1]凝析气藏循环注气动态分析理论及应用[D]. 熊钰. 西南石油大学, 2018(06)
- [2]高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究[D]. 杨长春. 中国石油大学（北京）, 2017(02)
- [3]普通稠油油藏聚合物驱提高采收率技术研究[D]. 曲世元. 中国石油大学(北京), 2016(04)
- [4]高倾角油藏CO2近混相驱三次采油开发机理及矿场应用研究[D]. 张瀚奭. 西南石油大学, 2015(03)
- [5]杨19区延9油藏稳产技术研究[D]. 高芳. 西安石油大学, 2015(06)
- [6]天然气开发规划风险量化评价模型研究[D]. 陆家亮. 中国地质大学(北京), 2014(05)
- [7]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)
- [8]水平井技术在濮城油田高含水开发期剩余油挖潜中研究与应用[D]. 任孟坤. 中国地质大学(北京), 2012(09)
- [9]吉林油区低渗透油藏SEC储量评估方法研究[D]. 周鹏. 东北石油大学, 2012(04)
- [10]基于资源型城市经济转型的服务外包产业发展研究[D]. 李燕. 哈尔滨商业大学, 2012(11)