一、利用试井资料评价压裂地质效果（论文文献综述）
边利恒[1]（2021）在《韩城区块11号煤及其顶底板岩石力学参数计算及煤层气开发有利区预测》文中认为韩城煤层气开发区位于鄂尔多斯盆地渭北隆起东北部,是国内煤层气主要开发区之一。通过系统收集前人研究成果,结合区块资料,利用测井、岩心、分析化验、压裂数据及监测结果等资料,以地应力基础理论为指导,结合油气开发的成功经验,对太原组11号煤进行了精细地应力研究,讨论了煤层气“富集+高渗”的主要控制因素,建立了煤层显微组分含量与测井响应关系,揭示了放射性Th元素正异常能较好的指示煤层气“甜点区”,预测太原组11号煤开发有利区,通过研究得出一下地质认识:（1）研究区现今水平最大主应力方位主要为北偏东45度方向;（2）地应力分布特征:随埋深增大,水平应力差逐渐变大,煤层顶底板的整体水平应力低于煤层,水平最大主应力>垂向主应力>水平最小主应力;（3）自然伽马、深浅电阻率比值、中子孔隙度等参数为煤层镜质组含量的测井敏感参数,镜质组含量与中子孔隙度成正比,与自然伽马和深浅电阻率比值成反比;（4）Th元素正异常能较好的指示11号煤层“甜点区”,分析认为放射性元素降低烃源岩的生烃门限,当其他区域煤层刚刚达到生烃门限开始产生甲烷时,反射性异常段位置的煤层已经生产大量的甲烷,甲烷的存在使得煤层割理所受的有效应力降低,大量的割理得以保留;（5）主要受断裂、水动力对煤层气保存条件的破坏作用,预测薛峰井区的中部、薛峰井区东部的鼻隆以及板桥井区的中部,这些区域远离断裂以及浅部水动力场的扰动,煤层气的含量在8m3/t以上,薛峰北断裂带、薛峰南断裂带、板桥井区西部和东部大部分,这些区域大断裂发育,部分断裂与近地表断裂系统沟通,大量的煤层气已经遭受逸散,预测这些区域煤层气含量介于在14m3/t之间;（6）煤层渗透率的大小主要受面割理发育情况和开启情况影响,深浅电阻率的比值对煤层割理测井响应明显,可定量表征割理发育程度,在现今应力场作用下,研究区东部面割理方位与现今水平最大主应力夹角近90°,面割理处于闭合状态下,研究区西部面割理现今水平最大主应力夹角近45,面割理相对开启。此外,小型低倾角逆断层伴生的“X”剪裂隙对局部煤层渗透性具有改善作用。预测割理在薛峰井区的中部和鼻隆位置较为发育,板桥井区中部零星发育。（7）煤层厚度、含气性和渗透性是煤层气富集高产的主控因素,按照“富集+高渗”有利区优选思路,确定煤层厚度、含气量下限,将富集区划分为一类富集区和二类富集区,同时确定有效渗透率下限,预测11号煤有利区平面展布,一类有利区只分布在薛峰井区中部,二类有利区只分布在薛峰井区的中部和西部,三类有利区在薛峰井区鼻隆,四类有利区主要分布在薛峰井区和板桥井区北部,其他区域均是11号煤层开发不利区。
张金冬[2]（2021）在《低渗透气藏天然气地下储气库渗流理论及模拟研究》文中指出天然气地下储气库是满足天然气市场调峰需求,保证城镇连续供气的最佳途径。改建为地下储气库最理想的气藏条件是单一砂岩孔隙结构的枯竭气藏。但我国现有的枯竭油气藏多分布在西北部等偏远地区,在亟需用气量的中东部地区鲜有适合建设地下储气库的地质条件,多为渗透率较低的非常规储层。迄今为止在世界范围内还没有低渗透气藏改建为地下储气库的研究工作。为了满足我国中东部地区城市调峰需求,需对低渗透气藏改建为地下储气库的可行性、注采特征和优化运行方案的制定,在理论与实验方面开展研究。本课题从低渗透气藏的成因着手,通过分析低渗透气藏的地质特征,研究了低渗透气藏改建为天然气地下储气库的可行性,以及存在的技术问题,为开展低渗透气藏改建天然气地下储气库的理论与实验研究提供了依据。首先通过实验测试了低渗透气藏基质系统和裂缝系统的渗透率和启动压力梯度。测试结果表明基质系统和裂缝系统的渗透率压力敏感效应不同,在固定实验围压为12MPa,孔隙压力由2MPa升高到10.8MPa时,裂缝系统和基质系统渗透率的变化率分别为52.97%和65.21%,基质系统的压力敏感效应高于裂缝系统。基质系统岩心的启动压力梯度远大于裂缝系统,最大可相差14.28倍。因此建立低渗透气藏储气库天然气注采模型时需分别考虑储层裂缝和基质的特征,而且需分别考虑渗透率压力敏感效应和启动压力梯度的影响。针对低渗透气藏储气库强注强采运行过程特性,基于数学反演理论,建立了低渗透气藏储层物性参数反演模型。通过求解地层压力对孔隙度和渗透率的变化率,利用共轭梯度法实现了储层渗透率和孔隙度的反演。以储气库中的某一区域为研究对象进行反演分析,结果表明储气库储层的渗透率和孔隙度随着地层压力的增加而增加,地层压力由10MPa增加到38.2MPa时,储层的孔隙度增加了20%,渗透率增加了68.64%。在低渗透气藏储气库注采模拟时,储层渗透率和孔隙度的变化不可忽略。基于低渗透气藏储层裂缝和基质的特征,通过引入沃伦-茹特模型,研究建立了低渗透气藏储气库天然气注采数学模型。在基质系统中考虑了启动压力梯度、滑脱效应和渗透率压力敏感效应的耦合影响,在裂缝系统中考虑了渗透率压力敏感效应和启动压力梯度的影响。并给出了求解方法,利用低渗透气藏的试井资料验证了注采模型的正确性。进一步借鉴我国某低渗透气藏的地质数据,分别对低渗透气藏储气库单井和多井注气过程进行了模拟分析。单井连续注气的储气库平均地层压力随着注气时间呈现增长趋势,注气初期平均地层压力增长较快,这是由于渗透率压力敏感效应的存在,储层的渗透率随注气时间逐渐增大导致的。储层中的压力分布不均匀现象严重,存在明显的压力梯度,最大压力差可达5.224MPa。储层中最大地层压力点出现在注采井处,日注气量为35×104m3时,注气的第170d已经达到39.822MPa,超过最大允许压力。单井间歇注气,由于关井期气体的运移,储层压力分布的更加均匀,但仍存在着很大的压力梯度,其最大压力差仍可达到3.372MPa。这说明即使采用间歇注气的方式,注采井的地层压力仍然可能会超过最大允许压力,从而影响气体的继续注入。多井同时注气时,在相同的注气量条件下,由于各注采井不同的地层特性,地层压力变化并不相同,位于储层中间的注采井地层压力升高速度最快,最终的地层压力也最高,为38.51MPa。连续注气和间歇注气的对比结果表明在扩容建库时,间歇注气可以有效改善地层压力分布的不均匀性。在满足天然气调峰需求时,提出了低渗透气藏储气库单井和多井优化运行模型及约束条件,并利用顺序求解方法对建立的双目标函数进行求解。与以各注采井井底压力标准差最小为单目标的优化注气相比,双目标优化注气后功耗减小了5.41%,井底压力标准差增加了0.064MPa。通过双目标优化的耦合求解给出了低渗透气藏储气库的最优注气方案。随着我国天然气工业的发展,城镇天然气的调峰需求将逐年增大,为了满足日益增长的天然气调峰需求,我国需加大天然气地下储气库建设的步伐。本课题的研究成果,可以为将来低渗透气藏地下储气库的建设提供理论依据和技术支撑。
丁世浩[3]（2021）在《苏东南X区气藏水平井开发效果分析》文中进行了进一步梳理苏东南气藏X气区是一个低孔隙、低渗度、低丰度、埋藏深等特点的砂岩气区,气区具有压力下降快、稳产难度大、储量动用程度低、经济效益差的特点,所以本文对气区水平井进行全面的开发效果分析。从沉积微相特征、有效砂体分布、储层物性特征等角度分析研究气区地质特征;通过对研究气区完钻天数超过500天的67口气井水平井按照动、静态分类标准利用灰色关联法将其划分为三类,对比分析三类水平井的生产动态特征,将围绕三类气井水平井展开分析。通过以气井水平井的产能评价与单井控制储量评价为基础,分别进行了对各类气井水平井的合理配产分析以及递减规律研究与预测各类水平井全生命周期内的单井指标,另外对水平井产能影响因素进行系统分析。通过一系列的研究,系统分析了该气区气井水平井的开发效果。结论如下:1、根据气井水平井的试气试井资料,对研究区气井利用修正等时试井方法、传统“单点法”产能测试公式以及改进“单点法”产能测试公式进行了产能评价,对比分析出利用改进“单点法”产能测试公式计算结果精确的测试条件,即单井α值对应的改进式与气井回压比在85%以下;对此并进行了产能影响因素分析。2、运用临界携液流量法、采气指数曲线法和矿场生产统计法分别对各类气井水平井进行合理配产分析,确定气井水平井的合理工作制度。3、运用流动物质平衡法和现代产量递减法对各类水平井进行单井控制储量计算,对比得出的结果可靠,分析气井控制储量与剩余储量分布。4、运用Arp’s传统递减曲线对研究区气井水平井进行递减类型的判定,计算其初始递减率,确定各类气井水平井的产量预测方程和累计产气量预测方程,评价气井生命周期、采出程度。结合产量不稳定分析法（RTA）进行预测对比,结果显示两种方法计算结果相差不大。本文通过对苏东南X气区水平井开发效果分析,为研究气区合理高效开发提供了理论支持。
蔺亚兵[4]（2021）在《黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式》文中认为鄂尔多斯盆西南缘黄陇侏罗纪煤田低阶煤层气勘探开发取得局部突破,但规模性建产仍面临诸多地质问题。鉴于此,本文系统分析了该煤田高渗煤储层发育机理和低阶煤层气控藏要素,建立了高产地质模式,取得如下创新认识:（1）揭示了黄陇煤田低阶煤储层高渗发育机理。基于试井资料,提取构造应力场要素,发现深度600m左右煤储层渗透率最高,对应的侧压系数、水平主应力差、有效应力最低。建立了构造应力与煤储层渗透率的两段式反向耦合（<→D）模型,揭示了该煤田高渗煤储层发育特点及其地质控制机理。（2）揭示了第一次煤化跃变作用（FCJ）对早期煤化阶段煤孔结构及其吸附能力的控制特点。黄陇煤田FCJ位于镜质组随机反射率（Rr）0.60～0.65%之间,对煤吸附性产生了深刻影响。发现FCJ之前煤样朗格缪尔体积及游离烃产率随Rr增大呈减小趋势,主控因素为富惰质组煤的显微组分组成;之后两个参数显着增大,煤化作用影响更为显着,富惰质组特点对吸附性影响明显减弱。研究认为,煤化沥青质产物被镜质组吸附或堵塞镜质组孔隙,这是煤吸附性在FCJ前后突变的根本原因。（3）建立了黄陇煤田低阶煤层气成藏模式。发现煤层气富集区主要集中在黄陵矿区北部、焦坪矿区东部、彬长矿区中南部及永陇矿区中北部,埋深300～800m为煤层气富集最佳层段。根据煤层气稳定同位素组成判识,彬长矿区、永陇矿区和焦坪矿区为生物成因气,黄陵矿区发育次生生物成因气和热成因气两种类型。建立了盆缘缓坡水力封堵-生气二元成藏和多源富集成藏两类成藏模式。第一种类型是低阶煤储层在盆地边缘有利渗透率和水文地质条件作用下,次生生物成因气生成与保存的结果。第二种类型是煤系下伏地层油气资源通过垂向构造裂隙向煤系地层运移,并在煤系地层与煤层气共生成藏。（4）建立了黄陇煤田低阶煤层气高产地质模式。分析勘探开发试验资料,发现该煤田煤储层渗透率越高、水动力条件越弱,煤层气井产量越高,而资源条件差异对气井产能影响较小。直井和多分支水平井对低阶煤层气开发具有较好的适用性,U型井效果不甚显着。结合成藏模式,建立了背斜翼部高位、背斜轴部及向斜富集区三种煤层气高产地质模式。建议在背斜等构造高部位选择直井,在向斜低部位选择多分支水平井,形成两种井型优势互补的低阶煤层气开发技术体系。该论文包括插图114幅,表格29个,参考文献240篇。
毛振兴[5]（2021）在《西峰油田合水油区试井资料二次精细解释》文中研究指明目前特低渗透、致密油藏没有成熟的试井解释方法,在本次论文完成过程中,充分调研了国内外低渗透油藏的渗流理论、试井解释模型和方法,对采油十二厂18个区块512口油水井进行了精细解释,改进了二流量测试方法及压力资料解释方法,研究了注水诱发裂缝的试井解释模型和方法,针对油井、注水井、多级压裂水平井三种井型进行了试井曲线分类,总结了每类模型的特征及解释方法,提出了油水井测压建议,介绍了 Swift软件在试井资料二次解释中的应用。采油十二厂试井在长庆油田具有重要代表性,本次课题探索了长庆油田特色的特低渗透、致密油藏试井资料解释模式,发展了特低渗透油藏的试井资料录取和精细解释技术,为合水油田注水开发调整、提高注水开发效果提供了重要依据。
陈志明,陈昊枢,廖新维,曾联波,周彪[6]（2020）在《致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例》文中进行了进一步梳理压裂水平井缝网系统评价是致密油藏高效开发的关键。针对目前缺乏完善的评价方法这一现状,基于动态反演理论建立了一种致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法。首先,基于致密油渗流特征和缝网形态,考虑了非均匀缝网和弱补给等复杂因素,推导了其试井数学模型。利用解析方法获得了其井底压力解,并建立了压裂水平井缝网系统评价方法。其次,为验证评价方法的可靠性,以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例,开展了实例应用分析。结果表明,复杂缝网水平井流动阶段包括井筒储集效应和表皮效应阶段、裂缝双线性流、裂缝线性流、压裂改造区窜流、压裂受效区线性流和拟稳态流阶段。同时发现,经过压裂改造后,实例井附近形成了主裂缝和压裂改造区,主裂缝半长为135 m,导流能力为118.87×10-3μm2;次裂缝网络储容比为6.30%～17.99%,压裂改造区渗透率为100.8×10-3μm2。本次研究工作为致密油藏参数反演、压裂评价及动态监测提供了理论基础。
陈世达[7]（2020）在《黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策》文中指出黔西多煤层煤层气资源的离散性决定了其勘探开发的特殊性,基础地质研究和适应性开发技术探索仍是目前主要的攻关目标。论文以黔西多煤层为研究对象,以室内试验分析和现场动态跟踪为手段,剖析了煤层气储渗空间静、动态演化特征,探讨了其对煤层气吸附-解吸-渗流的影响;建立了薄煤层煤体结构测井识别方法;揭示了“叠置含煤层气系统”的地应力作用机制;提出了产层组合优选方法,并分析了不同改造和排采方式对合采井产能的影响。剖析了煤层气储渗空间静、动态演化特征,总结了影响气体吸附-解吸的主控因素,建立了煤层气解吸过程及解吸效率识别图版。高变质程度煤以发育微小孔为主,储渗动态的应力敏感程度最弱,对甲烷的吸附能力较强,在实现高解吸效率方面具有先天优势;碎裂煤渗流能力最强,其次为原生结构煤,碎粒煤不具备压裂增产适应性。层域尺度上,高灰分产率会降低煤层对甲烷的吸附能力;原位温压条件下,煤吸附性能主要受储层压力“正效应”控制。构建了薄煤层煤体结构精确识别方法。针对薄煤层测井“边界效应”难题,引进小波分析技术对测井曲线进行分频加权重构,提高了测井信号的纵向分辨率;选取伽马、密度、声波、电阻率测井参数,借助FISHER线性判别法投影降维思想和最小方差分析理念,建立了煤体结构测井识别图版和分类函数。查明了原位应力随埋深变化的地质作用过程,提出了“应力封闭型”叠置含煤层气系统的概念。黔西地区煤储层应力梯度变化是埋深和构造综合作用的结果,向斜轴部是水平主应力最为集中的区域。垂向上,可将应力状态依次划分为应力挤压区、应力释放区、应力过渡区和构造集中区。应力释放区（500750m）有利于相对高渗储层和统一压力系统的形成,以常压储层为主;200500 m、>750m煤储层具有“应力封闭”特征,压力系统叠置发育,储层压力与埋深失去相关性。剖析了织金区块典型合采井排采动态,提出了多层合采产层组合评价方法及排采管控建议。在层间供液均衡的前提下,确保各产层实现高解吸效率时仍具备一定的埋没度是最大化采收率的产层组合方案;“大液量、高砂量”的压裂改造是高产的重要保障;快速提液降压、稳流压、高套压和稳套压等生产方式不适应合层排采技术要求。
雷扬[8]（2019）在《水平井体积压裂工程改造效果评价方法研究》文中研究表明体积压裂水平井的产能主要取决于压裂改造体积以及改造区域内的等效渗透率,储层改造体积、反映其等效渗透率的改造体积内裂缝导流能力和裂缝密度共同影响体积压裂工程改造效果,因此目前常采用的单一评价参数不能较为真实全面的反映压裂工程改造效果。针对目前用来表征水平井体积压裂工程改造效果的裂缝密度和裂缝导流能力的关键参数较难用现有理论描述的问题,本文根据能量守恒原理和物质平衡原理,基于变分法原理建立储层改造体积内平均裂缝长度和等效裂缝条数计算模型,并在此基础上进行平均裂缝长度和等效裂缝条数的变化规律及主要影响因素分析。通过现场实际压裂数据和生产资料计算改造体积内的平均裂缝长度和等效裂缝条数,并在此基础上对影响体积压裂工程改造效果的各评价参数—SRV、裂缝密度以及导流能力进行量化表征,采用灰色关联法分析SRV、裂缝密度、导流能力三个量化评价参数与体积压裂工程改造效果之间的关系,得出各量化评价参数对水平井体积压裂工程改造效果的影响权重,进而建立考虑SRV、裂缝密度以及导流能力对压裂工程改造效果不同贡献程度的体积压裂工程改造效果综合量化评价模型,在此基础上形成一种针对水平井体积压裂工程改造效果的评价方法。本文研究建立的体积压裂工程改造效果评价方法,其计算结果与产能具有较好的相关性,从而实现了水平井体积压裂工程改造效果的准确量化评价,本文的研究成果不仅可以为体积压裂施工设计提供重要的理论指导,同时可以将压裂施工效果与地质因素结合确定影响压裂井间产能差异的主控因素。
尹涛[9]（2019）在《苏里格气田压裂水平井产能评价研究》文中进行了进一步梳理苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,具有砂体横向变化快、储层非均质性强的地质特点,生产中表现出气井产量低、压力下降快、气井产水等现象。压裂水平井已规模应用于气田开发,从开发特征和效果来看,受“一点法”试气求产无阻流量偏高50%影响,水平井配产不合理,导致产量及压力下降快,稳产难度大;而开展产能测试,则存在耗时长、测试费用高、影响气井产量发挥等缺点。因此,如何快速有效评价压裂水平井产能,指导气井合理配产,提高“三低”气藏的开发效果,是气田开发面临的一项主要难题。本课题从产能评价方法入手,调研致密气藏渗流理论研究现状,运用致密砂岩气藏多段压裂水平井的解析模型,基于拟合生产动态数据和动态监测所得参数,提出采用模拟修正等时试井的方法,确立压裂水平井产能方程;分析主控因素对压裂水平井产能的影响程度,评价不同类型井的初始合理产量,确定苏里格气田压裂水平井合理开发制度。受苏里格气田地质特征影响,按“一点法”试气无阻流量进行配产,则压裂水平井初始偏高50%,该方法不利于气田有效开发。数值试井法评价的压裂水平井无阻流量与产能测试无阻流量相比,误差在10%以内,说明该方法适用于苏里格气田压裂水平井产能评价,评价45 口压裂水平井平均绝对无阻流量为26.5×104m3/d。分析主控因素对压裂水平井产能的影响,认为储层参数是决定水平井产能的主要因素。考虑非达西效应,采气曲线法评价压裂水平井Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井的初始合理产量分别为无阻流量的1/5、1/4、2/7。以稳产三年为目标,考虑储层应力敏感,数值模拟法评价Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井的初始合理产量分别为 6.5 × 104m3/d、3.5 × 104m3/d、2.2 × 104m3/d。
王为林,杜鹏伟,安宏亮,周军[10]（2018）在《试井在低渗透油藏压裂效果综合评价中的应用》文中提出低渗透油藏自然产能差,通常需要经过压裂改造,试井对评价低渗透油藏压裂改造效果具有重要作用,业界已发表过有关理论方法及分析例子,但缺少典型区块的综合分析成果,本文通过综合分析,提出了利用试井评价压裂效果的方法。通过对油井压裂前的试井解释数据和压裂后的试井解释数据对比分析,就可以得到油井压裂后的裂缝半长、渗透率增加值和导流率等参数。将该方法应用于HJ油田取得了较好的效果,表明该方法可以在低渗透油藏压裂效果评价推广应用。
二、利用试井资料评价压裂地质效果（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、利用试井资料评价压裂地质效果（论文提纲范文）
（1）韩城区块11号煤及其顶底板岩石力学参数计算及煤层气开发有利区预测（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究目的和意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 岩石力学及地应力研究现状 |
| 1.3.2 煤层气有利区优选研究现状 |
| 1.3.3 存在的问题 |
| 1.4 研究内容、思路和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法和思路 |
| 1.4.3 技术路线 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 区域地质特征 |
| 2.2 地层及煤层特征 |
| 2.3 研究区勘探开发现状 |
| 第三章 研究区岩石力学参数计算 |
| 3.1 岩石力学室内实验结果 |
| 3.2 横波预测 |
| 3.2.1 横波、纵波回归拟合 |
| 3.2.2 模型误差原因分析 |
| 3.3 岩石弹性力学参数计算 |
| 3.4 动静态参数转换 |
| 第四章 研究区地应力综合评价 |
| 4.1 地应力方向 |
| 4.1.1 方法与原理 |
| 4.1.2 单井地应力方向分析 |
| 4.1.3 区域地应力方向特征 |
| 4.2 地应力大小 |
| 4.2.1 测井计算方法 |
| 4.2.2 地应力模型选取和关键参数确定 |
| 4.2.3 地应力分布特征 |
| 4.3 现今地应力场模拟 |
| 第五章 研究区煤层气开发有利区预测 |
| 5.1 煤层气富集条件的主控因素 |
| 5.1.1 煤层厚度对煤层气产能的影响 |
| 5.1.2 煤储层含气性对煤层气产能的影响 |
| 5.2 煤层渗透性对煤层气产能的影响 |
| 5.2.1 煤层割理 |
| 5.2.2 天然裂隙 |
| 5.3 煤层气开发有利区预测 |
| 第六章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表论文 |
（2）低渗透气藏天然气地下储气库渗流理论及模拟研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 物理量名称及符号表 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 课题来源 |
| 1.2 课题背景及研究的目的和意义 |
| 1.2.1 课题背景 |
| 1.2.2 课题研究的目的和意义 |
| 1.3 地下储气库应用研究现状 |
| 1.3.1 国外地下储气库应用研究现状 |
| 1.3.2 国内天然气地下储气库建设及应用现状 |
| 1.4 地下储气库理论研究现状 |
| 1.4.1 枯竭油气藏地下储气库理论研究现状 |
| 1.4.2 含水层型天然气地下储气库理论研究现状 |
| 1.5 低渗透气藏渗流理论与实验研究现状 |
| 1.5.1 低渗透气藏渗流理论研究现状 |
| 1.5.2 低渗透气藏渗流实验研究现状 |
| 1.6 国内外研究现状总结 |
| 1.7 论文的主要研究内容及技术路线 |
| 第2章 低渗透气藏改建为地下储气库可行性分析 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 低渗透气藏地质特征分析 |
| 2.2.1 低渗透气藏划分标准及成因 |
| 2.2.2 低渗透气藏地质特征 |
| 2.3 低渗透气藏改建地下储气库可行性 |
| 2.4 低渗透气藏改建为储气库存在的技术问题 |
| 2.4.1 强注强采对储层物性参数的影响 |
| 2.4.2 气体注入受启动压力梯度的影响 |
| 2.4.3 渗透率压力敏感效应对气体注入的影响 |
| 2.5 低渗透气藏储气库气体运移特性分析 |
| 2.5.1 气体在低渗透气藏储气库中运移形式 |
| 2.5.2 气体在低渗透气藏储气库中的渗流流态的判定 |
| 2.5.3 考虑粘性流动和滑移作用的运移特性 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 低渗透气藏储气库储层岩心渗流特性实验分析 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验原理与实验装置 |
| 3.2.1 实验目的和原理 |
| 3.2.2 实验装置、样品与准备 |
| 3.3 低渗透气藏储气库岩心渗透率测试实验 |
| 3.3.1 岩心渗透率测试实验结果 |
| 3.3.2 岩心渗透率压力敏感效应分析 |
| 3.4 低渗透气藏储气库岩心渗流压力实验 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 低渗透气藏储气库地层物性参数反演分析 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 地层物性参数反演求解方法 |
| 4.3 低渗透气藏储气库物性参数初始分布的确定 |
| 4.4 地层压力与储层渗透率和孔隙度敏感系数的关联式及求解 |
| 4.4.1 渗流微分方程在空间域上的离散 |
| 4.4.2 渗流微分方程在时间域上的离散 |
| 4.5 低渗透气藏储气库注采渗流反问题的建立及模型验证 |
| 4.5.1 低渗透气藏储气库渗流反问题的建立及求解 |
| 4.5.2 渗流反问题的求解步骤 |
| 4.5.3 渗流反问题的模型验证 |
| 4.6 低渗透气藏储气库反演算例分析 |
| 4.6.1 低渗透储层渗透率和孔隙度变化的计算 |
| 4.6.2 反演模型和传统模型的比较 |
| 4.6.3 渗透率和孔隙度随地层压力变化分析 |
| 4.7 本章小结 |
| 第5章 低渗透气藏储气库天然气注采模型建立及求解 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 低渗透气藏储气库渗流微分方程组的推导 |
| 5.2.1 物理模型 |
| 5.2.2 数学模型 |
| 5.2.3 定解条件 |
| 5.3 低渗透气藏储气库渗流微分方程组的求解 |
| 5.3.1 渗流微分方程组的简化 |
| 5.3.2 渗流微分方程组的离散 |
| 5.3.3 渗流微分方程组的求解 |
| 5.4 网格无关性验证及模型的验证 |
| 5.4.1 网格无关性验证 |
| 5.4.2 模型的验证 |
| 5.5 本章小结 |
| 第6章 低渗透气藏储气库天然气注采模拟与分析 |
| 6.1 引言 |
| 6.2 储气库约束压力的确定 |
| 6.3 低渗透气藏储气库储层参数对注气量的影响 |
| 6.3.1 渗透率压力敏感效应对储气库注气量的影响 |
| 6.3.2 启动压力梯度对储气库注气量的影响 |
| 6.3.3 启动压力梯度和压力敏感效应的耦合作用 |
| 6.4 低渗透气藏储气库建库的模拟分析 |
| 6.4.1 单井注气过程模拟分析 |
| 6.4.2 多井注气过程模拟分析 |
| 6.5 渗透率压力敏感效应的影响 |
| 6.6 启动压力梯度的影响 |
| 6.7 低渗透气藏储气库注气峰值分析 |
| 6.8 本章小结 |
| 第7章 低渗透气藏储气库注采过程优化研究 |
| 7.1 引言 |
| 7.2 低渗透气藏储气库单井注气的分析与优化 |
| 7.2.1 节点分析法确定单井注气量 |
| 7.2.2 单井注气优化模型的建立及求解 |
| 7.3 低渗透气藏储气库多井注气的分析与优化 |
| 7.3.1 低渗透气藏储气库多井注气目标函数的建立 |
| 7.3.2 低渗透气藏储气库多井注气目标函数的约束条件 |
| 7.3.3 低渗透气藏储气库多井注气目标函数的求解 |
| 7.4 低渗透气藏储气库最优注气方案的确定 |
| 7.4.1 单井最优注气方案的确定 |
| 7.4.2 多井最优注气方案的确定 |
| 7.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及其它成果 |
| 致谢 |
| 个人简历 |
（3）苏东南X区气藏水平井开发效果分析（论文提纲范文）
| 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 水平井产能分析方法研究现状 |
| 1.2.2 合理工作制度研究现状 |
| 1.2.3 气井单井控制储量评价方法 |
| 1.2.4 产量递减研究现状 |
| 1.3 本文研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 X气区地质特征与生产动态分析 |
| 2.1 X气区基本地质特征 |
| 2.1.1 沉积微相特征 |
| 2.1.2 有效砂体分布 |
| 2.1.3 储层物性特征 |
| 2.1.4 气区特征 |
| 2.2 X气区生产动态分析 |
| 2.2.1 水平井分类 |
| 2.2.2 水平井生产动态特征对比分析 |
| 第三章 X气区水平井产能评价 |
| 3.1 产能试井资料处理 |
| 3.2 “单点法”产能方程的确定 |
| 3.2.1 单点法方程的推导 |
| 3.2.2 常规“单点法”产能公式确定 |
| 3.2.3 α的取值及误差分析 |
| 3.2.4 改进“单点法”产能公式的确定 |
| 3.3 X气区水平井产能计算结果分析 |
| 3.4 产能影响因素分析 |
| 3.4.1 水平段长度的影响 |
| 3.4.2 储层厚度的影响 |
| 3.4.3 储层位置的影响 |
| 3.4.4 轨迹类型的影响 |
| 3.4.5 不同压裂段数下改造方式的影响 |
| 3.4.6 孔隙度与渗透率的影响 |
| 3.4.7 含气饱和度的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 X气区水平井合理配产分析 |
| 4.1 临界携液流量法 |
| 4.1.1 气井积液机理 |
| 4.1.2 携液模型的优选 |
| 4.1.3 最小携液量的计算 |
| 4.2 采气指数曲线法 |
| 4.3 矿场生产统计法 |
| 4.4 配产方法结果对比分析 |
| 第五章 X气区水平井单井控制储量评价 |
| 5.1 单井控制储量的计算 |
| 5.1.1 流动物质平衡法 |
| 5.1.2 产量不稳定分析法 |
| 5.2 气井控制储量与剩余储量分布 |
| 第六章 X气区水平井产量递减规律分析及预测 |
| 6.1 产量递减分析方法 |
| 6.2 苏东南X区块单井递减规律 |
| 6.3 单井递减率的应用 |
| 6.3.1 单井递减率应用公式推导 |
| 6.3.2 各类水平井递减率应用性预测分析 |
| 6.4 产量不稳定分析法预测分析 |
| 第七章 结论 |
| 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 |
（4）黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 问题提出 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 现存问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.5 论文工作量 |
| 2 煤层气地质背景 |
| 2.1 构造及现代地热场 |
| 2.2 含煤地层及其沉积环境 |
| 2.3 煤储层及其基本属性 |
| 2.4 水文地质条件 |
| 2.5 小结 |
| 3 低阶煤储层物性及其地质控因 |
| 3.1 低阶煤样孔隙和裂隙发育特点 |
| 3.2 低阶煤样吸附性 |
| 3.3 低阶煤储层渗透性及其地质控制 |
| 3.4 低阶煤储层流体能量 |
| 3.5 小结 |
| 4 低阶煤层气成藏要素与模式 |
| 4.1 延安组油气显示与分布 |
| 4.2 延安组油气成因与来源 |
| 4.3 延安组煤层气控藏地质要素 |
| 4.4 延安组煤层气成藏地质模式 |
| 4.5 小结 |
| 5 低阶煤层气井产能影响因素及高产模式 |
| 5.1 煤层气可采性地质控制 |
| 5.2 低阶煤层气井产能工程控因 |
| 5.3 低阶煤层气高产地质模式 |
| 5.4 黄陇煤田低阶煤层气开发对策 |
| 5.5 小结 |
| 6 结论与创新点 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 创新点 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 学位论文数据集 |
（5）西峰油田合水油区试井资料二次精细解释（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 论文研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内试井解释研究现状 |
| 1.2.2 国外试井解释研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及创新点技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术创新点 |
| 1.3.3 技术研究路线 |
| 1.4 合水油区地质开发概况 |
| 第二章 合水油区油水井试井曲线与模型分类 |
| 2.1 试井资料二次解释概况 |
| 2.2 油水井试井曲线分类 |
| 2.2.1 油井试井曲线特征分类 |
| 2.2.2 注水井试井曲线特征分类 |
| 2.3 试井解释模型和方法 |
| 2.3.1 均质地层模型 |
| 2.3.2 压裂井模型 |
| 2.3.3 复合模型 |
| 2.3.4 注水井注水诱发微裂缝不稳定压力分析方法 |
| 2.3.5 多级压裂水平井干扰试井解释方法 |
| 2.3.6 二次解释用试井软件 |
| 第三章 各区块试井解释分析与评价 |
| 3.1 分区块解释结果分析 |
| 3.1.1 庄9区试井解释分析评价 |
| 3.1.2 庄36区试井解释分析评价 |
| 3.1.3 庄73区试井解释分析评价 |
| 3.2 油水井多次测压解释对比 |
| 3.3 压力保持水平和有效注水量估算 |
| 3.3.1 压力保持水平计算方法 |
| 3.3.2 利用物质平衡法估算有效注水量 |
| 3.4 水平井分段测试解释 |
| 3.4.1 水平井分段测试过程 |
| 3.4.2 水平分段产液测试资料解释 |
| 3.4.3 水平分段产液测试结果分析 |
| 第四章 油井措施效果和水驱动态效果评价 |
| 4.1 注水井水驱动态评价 |
| 4.1.1 判断注水井水驱前缘位置 |
| 4.1.2 判断注水井的水驱方向 |
| 4.2 油井增产措施效果评价 |
| 第五章 测压选井及测压时长优化 |
| 5.1 油井测压选井分析 |
| 5.2 油井测压时长评价 |
| 5.3 二流量测试方法评价 |
| 第六章 结论与认识 |
| 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 |
（6）致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例（论文提纲范文）
| 1 复杂裂缝网络物理模型 |
| 1.1 物理模型建立 |
| 1.2 模型假设条件 |
| 2 复杂裂缝网络试井数学模型 |
| 2.1 试井数学模型建立 |
| 1) 原始储层流体流动方程 |
| 2)压裂受效区流体流动方程 |
| 3) 压裂改造区基质流体流动方程 |
| 4) 压裂改造区次裂缝网络流体流动方程 |
| 5) 主裂缝流体流动方程 |
| 6) 生产条件方程 |
| 2.2 试井数学模型求解 |
| 3 复杂裂缝网络试井模型结果 |
| 3.1 试井数学模型验证 |
| 3.2 试井数学模型特征 |
| 4 实例应用 |
| 4.1 试井曲线拟合 |
| 4.2 试井曲线拟合结果验证 |
| 4.3 裂缝网络系统评价 |
| 5 结论 |
| 符号说明 |
（7）黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 选题背景、研究目的与意义 |
| 1.1.1 选题背景 |
| 1.1.2 研究目的与意义 |
| 1.1.3 项目依托 |
| 1.2 研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 中国煤层气勘探开发现状及研究趋势 |
| 1.2.2 含煤层气系统研究进展 |
| 1.2.3 原位地应力测量与应力场分析 |
| 1.2.4 煤体结构划分与测井识别 |
| 1.2.5 贵州省多煤层煤层气开发现状及关键技术 |
| 1.3 面临科学问题和研究内容 |
| 1.4 研究方案和技术路线 |
| 1.5 完成的主要实物工作量 |
| 1.6 研究成果及创新点 |
| 1.6.1 研究成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 2 区域地质概况 |
| 2.1 区域构造背景 |
| 2.1.1 区域构造特征 |
| 2.1.2 区域构造演化 |
| 2.2 煤系沉积作用 |
| 2.2.1 煤系地层及沉积特征 |
| 2.2.2 煤层发育特点 |
| 2.3 煤岩煤质特征 |
| 2.3.1 宏观煤岩类型 |
| 2.3.2 煤变质程度作用 |
| 2.3.3 显微煤岩组分 |
| 2.3.4 煤质变化 |
| 3 不同变质程度煤煤层气储层物性表征 |
| 3.1 不同变质程度煤储渗空间静态表征 |
| 3.1.1 压汞法对中大孔的表征 |
| 3.1.2 低温N_2 吸附对2~100 nm孔隙的表征 |
| 3.1.4 低场核磁共振综合表征 |
| 3.2 煤岩吸附特征及影响因素 |
| 3.2.1 煤变质程度对吸附的影响 |
| 3.2.2 灰分产率对吸附的影响 |
| 3.2.3 储层原位温压条件对吸附的影响 |
| 3.3 不同变质程度煤煤层气解吸特性 |
| 3.3.1 解吸阶段划分理论 |
| 3.3.2 解吸效率及解吸节点变化 |
| 3.3.3 煤层气解吸动态识别图版 |
| 4 不同煤体结构物性显现特征及测井识别 |
| 4.1 煤体结构物性显现特征 |
| 4.1.1 显微镜对微裂隙的表征 |
| 4.1.2 不同煤体结构低温N_2/CO_2 吸附特征 |
| 4.1.3 不同煤体结构核磁共振结果 |
| 4.1.4 单轴压缩作用下煤体损伤演化规律CT观测 |
| 4.2 测井曲线重构及煤体结构测井响应特征 |
| 4.2.1 测井曲线分频加权重构 |
| 4.2.2 煤体结构测井响应特征 |
| 4.3 煤体结构定量识别方法及应用 |
| 4.3.1 Fisher判别法分析原理 |
| 4.3.2 判别图版与分类函数 |
| 4.3.3 方法验证及应用实例 |
| 5 原位地应力场转换及其储渗控制效应 |
| 5.1 煤岩储渗空间动态演化表征 |
| 5.1.1 核磁T_2 谱动态变化特征 |
| 5.1.2 核磁分形维数及其动态变化 |
| 5.1.3 煤岩等效割理压缩系数 |
| 5.2 煤储层原位地应力分布特征 |
| 5.2.1 煤储层原位应力场临界转换深度 |
| 5.2.2 应力比随埋深变化规律统计分析 |
| 5.3 地应力-渗透率-储层压力-含气性协同关系 |
| 5.3.1 地应力对渗透率的控制作用 |
| 5.3.2 含气系统叠置发育的地应力封闭效应 |
| 6 多煤层煤层气高效开发技术对策 |
| 6.1 合采产层组合优选评价方法 |
| 6.1.1 产层解吸动态与动液面协同关系 |
| 6.1.2 产层跨度 |
| 6.1.3 地层供液能力 |
| 6.2 储层压裂改造方式 |
| 6.2.1 合采井压裂改造 |
| 6.2.2 水平井分段压裂 |
| 6.3 排采管控方式 |
| 6.3.1 排采制度对产能的影响 |
| 6.3.2 排采阶段及管控方式 |
| 7 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（8）水平井体积压裂工程改造效果评价方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第二章 体积压裂工程效果影响因素分析及量化表征方法研究 |
| 2.1 体积压裂工程改造效果影响因素分析 |
| 2.1.1 储层改造体积的影响 |
| 2.1.2 改造体积内裂缝密度的影响 |
| 2.1.3 改造体积内裂缝导流能力的影响 |
| 2.2 体积压裂工程改造效果影响因素量化表征方法研究 |
| 2.2.1 储层改造体积量化表征方法 |
| 2.2.2 改造体积内裂缝密度量化表征方法 |
| 2.2.3 改造体积内裂缝导流能力量化表征方法 |
| 第三章 平均裂缝长度和等效裂缝条数计算模型研究 |
| 3.1 体积压裂能量在岩体中分布状态研究 |
| 3.2 最小能量路径的变分法原理 |
| 3.3 平均裂缝长度及等效裂缝条数计算模型建立 |
| 3.4 平均裂缝长度和等效裂缝条数影响因素分析 |
| 第四章 水平井体积压裂工程改造效果评价方法建立 |
| 4.1 体积压裂工程改造效果影响因素权重分析 |
| 4.1.1 体积压裂工程改造效果影响因素单因素分析 |
| 4.1.2 体积压裂工程改造效果影响因素多因素分析 |
| 4.2 水平井体积压裂工程改造效果评价模型建立 |
| 4.3 水平井体积压裂工程改造效果评价模型应用分析 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（9）苏里格气田压裂水平井产能评价研究（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 致密气藏渗流机理研究现状 |
| 1.2.2 致密气藏产能影响因素调研 |
| 1.2.3 压裂水平井渗流模型及产能评价研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 本文完成主要工作 |
| 1.5 取得成果及存在不足 |
| 第2章 苏里格气田生产概况 |
| 2.1 苏里格气田地质特征 |
| 2.1.1 气藏整体特征 |
| 2.1.2 沉积模式特征 |
| 2.1.3 砂体空间展布特征 |
| 2.1.4 有效砂体储集层分布特征 |
| 2.1.5 储层微观结构 |
| 2.2 气田生产概况 |
| 2.2.1 生产现状 |
| 2.2.2 水平井生产特征 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 致密砂岩气藏压裂水平井产能评价 |
| 3.1 产能评价方法 |
| 3.1.1 模拟法产能评价技术思路 |
| 3.1.2 产能评价模型建立 |
| 3.2 压裂水平井单井产能评价 |
| 3.2.1 产能试井合理测试时间序列 |
| 3.2.2 单井产能确定及准确度检验 |
| 3.2.3 压裂水平井典型井产能评价 |
| 3.3 水平井产能影响因素 |
| 3.3.1 水平段长度 |
| 3.3.2 储层有效厚度 |
| 3.3.3 储层渗透率 |
| 3.3.4 压裂改造裂缝条数 |
| 3.3.5 人工裂缝半长 |
| 3.3.6 裂缝导流能力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 压裂水平井合理产量评价 |
| 4.1 合理产量评价方法 |
| 4.2 压裂水平井合理产量评价 |
| 4.2.1 采气曲线法 |
| 4.2.2 数值模拟法 |
| 4.3 压裂水平井合理产量对开发效果影响 |
| 4.3.1 合理产量与生产压差关系 |
| 4.3.2 合理产量对生产压差影响 |
| 4.3.3 最大紊流比对合理生产压差影响 |
| 4.4 压裂水平井初始合理产量评价指标 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论及建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文和参研项目 |
（10）试井在低渗透油藏压裂效果综合评价中的应用（论文提纲范文）
| 1 低渗透油藏压裂井试井模型 |
| 2 低渗透油藏压裂效果评价方法 |
| 3 方法应用 |
| 3.1 油井基本情况 |
| 3.2 压裂效果评价 |
| 4 结论 |
四、利用试井资料评价压裂地质效果（论文参考文献）
- [1]韩城区块11号煤及其顶底板岩石力学参数计算及煤层气开发有利区预测[D]. 边利恒. 西安石油大学, 2021(10)
- [2]低渗透气藏天然气地下储气库渗流理论及模拟研究[D]. 张金冬. 哈尔滨工业大学, 2021(02)
- [3]苏东南X区气藏水平井开发效果分析[D]. 丁世浩. 西安石油大学, 2021(09)
- [4]黄陇煤田低阶煤层气控藏要素与高产地质模式[D]. 蔺亚兵. 中国矿业大学, 2021
- [5]西峰油田合水油区试井资料二次精细解释[D]. 毛振兴. 西安石油大学, 2021(09)
- [6]致密油藏压裂水平井缝网系统评价方法——以准噶尔盆地吉木萨尔地区为例[J]. 陈志明,陈昊枢,廖新维,曾联波,周彪. 石油与天然气地质, 2020(06)
- [7]黔西多煤层煤层气储渗机制及合层开发技术对策[D]. 陈世达. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [8]水平井体积压裂工程改造效果评价方法研究[D]. 雷扬. 东北石油大学, 2019(01)
- [9]苏里格气田压裂水平井产能评价研究[D]. 尹涛. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]试井在低渗透油藏压裂效果综合评价中的应用[J]. 王为林,杜鹏伟,安宏亮,周军. 石油化工应用, 2018(06)