一、油气田单井措施评价及应用（论文文献综述）
刘斌[1]（2020）在《油气田效益评价一体化平台研究与应用》文中研究说明在国内加大油气勘探开发力度的背景下,如何在勘探开发过程中体现产量效益并重,实现高效开发,是油气田企业面临的一个课题。运用云技术和投入产出大数据,将勘探开发与生产经营相融合,建立起集计算、储存、处理、共享于一体的"云桌面"的管理模式。油气田效益评价一体化平台涵盖单井效益评价、措施评价、水平井评价、效益配产配成本模型等功能与模块。平台通过建立技术与经济相匹配的配产模型,实现从能力配产向效益配产转变,有助于客观指出降本增效方向;跟踪评价产能建设进度,及时掌控新井实施效果,保证新井产量对油区效益的正向拉动,科学指导新井实施与调整;深层剖析油气生产效益结构,强化效益管控,夯实油藏经营管理基础,推动管理方式变革。平台在助力辽河油田提质增效上发挥了巨大作用,让油气田的效益评价更精确、更科学。
魏成森[2]（2020）在《CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究》文中进行了进一步梳理我国很多油气田步入开发周期的中后期,油价也经历了巨大的波动,油气企业经济效益受到很大影响。尤其是煤层气这类非常规天然气企业,“重产量,轻效益”这种管理模式要逐步改变,这就决定这类企业的要愈发的重视效益开发、效益经营,气田企业必须将提高经济效益工作纳入生产经营中。本文在研究国内外相关理论与实践的基础上,结合效益评价理论和企业单井效益评价实践经验,对煤层气单井效益评价现状进行深入分析,发现目前单井效益评价的问题点,通过优化评价方法和决策数据模型,优化适用煤层气单井效益评价体系。该体系主要分为单井效益评价指标的确定、单井成本核算思路、单井成本分摊方法设计、生产决策体系构建四个部分。该体系在煤层气开采评价上是一种全新的单井效益评价体系,综合考虑了影响单井效益的各种因素,如地质条件、产量规律、治理措施规律、财政补贴等,实现了对CS开发区块煤层气单井效益的精确分类。通过一系列综合治理措施和开源节流、降本增效方案的实施,将预期能够提升的产能、节约的成本、增加的财政补贴等因素进行分析比较,为未来“一井一策”和整个开发区块生产经营发展方向提供有效的决策指标,具有指导意义和实践意义。
杨眉[3]（2020）在《延长石油二氧化碳压裂经济评价研究》文中研究说明在陕北地区油藏条件下,压裂作为增产技术手段被广泛使用。常规的水基压裂虽然能够取得较好的压裂效果,但是在实际生产过程中,陕北地区的水资源缺乏性使得传统的压裂作业欠缺经济性与环保性。而新型二氧化碳压裂技术操作难度大、成本高,并不适合所有油藏条件下油气田开采。对应陕北地区地质状况复杂、水资源缺乏等限制因素,延长石油产业链可以以较低的成本捕集到二氧化碳气源,同时在二氧化碳压裂实践方面走在国内前列,具有一定的资源和技术优势。在目前的经济技术条件下,需要对二氧化碳压裂产生的经济效益进行前瞻性评价,本文的研究据此展开。论文对延长石油二氧化碳压裂经济评价进行了深入的探索。首先对延长石油碳捕集、压裂、埋存全流程进行了概述,对比传统水力压裂方式,重点介绍了二氧化碳压裂的技术特点、优势及经济性优势。而后对二氧化碳压裂经济评价在国内外的发展过程及其应用研究进行了综述,发现过往的研究中鲜有对这项创新型技术的完整经济评价。从传统经济评价的理论角度讨论了生命周期评价,碳排放权交易理论对经济评价的铺垫作用。在阐述理论的基础上,说明了净现值法、实物期权法和成本收益方法的对于本文经济评价对象——二氧化碳压裂的适用性。之后基于全流程评价模型,构建了适用于延长石油二氧化碳压裂的经济评价成本-收益模型,并通过实例计算,分析了二氧化碳压裂单井经济性,结果表明,延长石油二氧化碳压裂具有经济性,且压裂增产和碳埋存取均得了理想的效果,具有很好的推广应用前景。
孙云峰[4]（2020）在《高寒地区含二氧化碳气田集输系统优化及标准化技术研究》文中研究说明在节能优先、绿色低碳的能源发展背景下,天然气依然是我国实现能源结构优化调整、改善大气环境最现实的能源。松辽盆地的徐深气田作为中国天然气产区的重要组成部分,自2004年试采建设以来,特别在大庆油田“以气补油”战略中发挥着重要作用。然而,地处高寒地区、储层品味较差、天然气中CO2含量较高等特征使得该产区的开发难度和开发效益更具挑战性,地面集输过程中易于形成水合物、集输设施易于发生腐蚀、集输系统设计缺乏标准化,破解降投资、控成本方面的技术难题是实现气田持续有效发展的关键。作为气田开发的配套工艺技术,地面集输环节是气田安全、平稳、高效开发的保障。因此,实现集输工艺的优化、集输系统的简化,构建集输工艺模式的标准化,是降本增效、保证高寒地区徐深气田有效开发的重要支撑。开展气田集输管网拓扑布局优化设计可以取得显着的经济效益。针对研究对象徐深气田产区具有村屯、沼泽等不可穿跨越障碍的特点,建立了障碍多边形逼近表征方法和管道绕障路由优化模型及求解方法。考虑障碍对气田集输管网拓扑布局的影响,以集输站场和管道建设费用最小为优化目标,以管网结构特征、站场及管道布局可行性、站场处理气量等为约束条件,建立含障碍的气田集输管网拓扑布局优化数学模型。针对模型的层次结构和求解难点,优势融合混合蛙跳算法和烟花算法,分别提出改进的爆炸算子、改进的变异算子和镜像搜索算子,构建了混合蛙跳-烟花新型智能优化算法（SFL-FW）。根据收敛性定理证明其SFL-FW算法能够以概率1收敛于全局最优解,且数值对比实验显示SFL-FW算法相较于同类群智能优化算法优化性能更好、更全面。对于徐深气田某区块的应用实例表明优化后管网建设总投资减少320.81万元,节约投资比例14.17%,验证了所提出优化模型和求解算法的有效性。从气田集输管道选型偏大、管道伴热功率过高的矿场实际出发,以管道建设总投资最小和管道伴热运行费用最低为目标,以运行工艺、流动安全、取值范围等限制为约束条件,建立了多目标气田集输管道参数优化数学模型。考虑模型多目标、多约束、多决策变量及高度非线性的求解难点,融合Max Min策略、拥挤距离策略和约束可行性准则提出混合多样性排序策略,构建了多目标混合蛙跳-烟花智能优化算法（MSFL-FW）,应用于徐深气田集输管道的优化实例表明,可以节约投资643.44万元,减资比例20.3%,验证了所提优化模型和求解算法具有良好的优化性能。针对采气管道的水合物防治及系统运行,本文考虑气质、温度、压力及产液因素,研究了天然气水合物形成及甲醇加注量对水合物分解的影响,并综合单井投资和运行能耗,对比了电热工艺与注醇工艺在保障高寒地区集气管道平稳、高效运行中的优势及潜力,结果表明,在温度高于17℃后,压力升高时,水合物生成温度变化率逐渐减小,在恒定温度、压力下,水合物的生成时间与生成量成线性增长特征,总体生成时间分布在80～100min,且水合物的形成条件相关于天然气组分,同一温度下,天然气密度越大,丙烷、异丁烷含量越多,生成水合物的压力越低;注醇防冻工艺是电伴热集气工艺的接替技术,该工艺单井投资较电伴热能降低65.56%,单井运行成本还能降低16.45%,且注醇防冻工艺适用于管线长度较大,水量相对较小的气井。构建了井间轮换计量、多井加热炉换热的集气系统简化工艺技术,确定了一套轮换计量工艺应不超过10口气井,气量比不超过1:10,单井计量时间宜选择在8h～24h。同时,研究揭示了集气管道的腐蚀行为及成因,认为2205双相不锈钢是最好的耐CO2腐蚀和氯离子应力腐蚀的管道材料,虽然316L不锈钢耐CO2腐蚀能力强,但是对含氯离子介质应力腐蚀非常敏感,所形成防腐技术在含二氧化碳徐深气田的应用有效降低了腐蚀隐患,杜绝了腐蚀穿孔泄漏事故的发生。在上述对集输工艺及其运行优化的基础上,从优化工艺流程、井站平面布置、设备选型和管阀配件安装形式相结合出发,并与电力、自控、土建、防腐等辅助专业相互配套,按照在高寒地区实现季节性模块化预制、统一建设标准、立足基本工况实现系列化的思路,划分井站的典型工况,依据递进补充完善的思想,形成了适合于高寒地区含二氧化碳气田集输系统标准化设计方法,突破工程建设规划、设计与施工的传统模式,构建了深层气田地面集输工艺标准化模式,并应用于徐深3区块的工程设计中,使设计周期同比缩短20%以上,建设工期同比缩短10%以上。综合研究及工程应用实践认为,结合气田井站布局、集输运行参数、管道防冻、计量分离及防腐进一步优化集输系统,并针对高寒地区地面建设周期受限的事实,进行标准化技术研究,对实现高寒地区含二氧化碳气田开发效益的最大化具有重要现实意义。
张静[5]（2020）在《基于大数据的油气田开发方案智能决策研究》文中提出对于一个新的油藏,油气田开发方案对提高原油采收率、获得更高的经济效益意义重大。目前开发方案制定方法主要有油藏工程、数值模拟,两种方法使用范围广泛,但要建立各种模型往往花费较长时间而且模型与油藏实际动态存在误差导致开发方案可能不合理。为克服以上缺点,本文开展了基于大数据的油气田开发方案智能决策研究。本文首先建立油气田开发效果指标体系,采用模糊多元评价方法对大量已经长期稳定开发的油藏进行开发效果评价,选出评价效果优良的油藏开发方案建立开发方案样本库。其次确定油气田开发方案中开发方式、注水时机及压力保持水平、注水方式、井网密度、生产井的工作制度五个目标的主控因素。最后采用基于大数据的油气田智能决策方法在样本库中优选与待制定区块主控因素最相似的开发区块,从而确定待制定区块的开发方案。本文在样本库中选取1个区块,将其作为待制定区块对基于大数据的油气田开发方案智能决策进行验证。结果表明,基于大数据的油气田开发方案智能决策得到的开发方案设计与该区块实际开发方案十分接近,应用智能决策制定油气田开发方案是准确的。本方法为油气田开发方案提供了一个更快捷且可靠的决策途径。
孙王敏[6]（2020）在《中国油气田能源和水资源消耗的全生命周期评价及协同管理研究》文中提出油气田企业既是油气生产大户,也是各种资源消耗大户,油气田开发生产过程中的节能节水形势十分严峻。在我国大力提升油气勘探开发力度的政策背景下,加强油气田能水消耗的全生命周期评价以及协同管理十分重要,进而为油气田企业制定更具针对性的节能节水措施提供有效支撑。论文首先详细阐述了可持续发展理论、生命周期相关理论、耦合协同相关理论等,并以此作为论文的理论研究基础。其次,构建油气田混合生命周期能水消耗综合评估模型,明确模型研究范围为井场准备阶段、钻井阶段、完井阶段和生产阶段,选择中国不同地域11家油气田作为研究对象,通过实际调研和整理获得第一手研究数据和资料,梳理形成11家油气田每一阶段中的能源、水、物料、设备等物质消耗清单,核算不同阶段直接能水消耗,并综合运用经济投入-产出生命周期评价方法,核算出不同阶段通过物料、设备等投入对能源和水资源的间接消耗,并在此基础上,核算出11家油气田单井能水消耗总量、能水消耗强度及油气田能水消耗总量,利用蒙特卡罗模拟方法对油气田单井全生命周期能水消耗核算的不确定性进行模拟分析。再次,利用能水消耗耦合协调度模型定量分析11家油气田的能水消耗耦合协调度,剖析各个油气田的能水消耗耦合关系,为油气田能水消耗协同管理提供依据和支撑。通过对11家油气田能水消耗研究发现,A油气田（常规）单井全生命周期能耗最大,为5599吨标准煤,其次是A油气田（非常规）,为2837吨标准煤,H油田单井全生命周期能耗最小,为622吨标准煤;I油田单井全生命周期水耗最大,为171926立方米,其次是A油气田（常规）,为151572立方米,J油田单井全生命周期水耗最小,为18341立方米。通过对11家油气田能水消耗耦合协调度定量分析发现,11家油气田的耦合协调度介于0.6-0.95之间,F油田和J油田能水消耗为低度耦合协调,A油气田（常规）、C油田和G油田为中度耦合协调,B油田和H油田为较高耦合协调,A油气田（非常规）、E油田、D油田、I油田为高度耦合协调,另外通过对不同油气田能水消耗耦合协调度动态分析发现,在2008年到2018年之间,不同油气田能水消耗耦合协调度基本在一个合理范围内波动。最后,论文结合目前我国油气田可持续发展现实情况,从影响油气田能水消耗的关键环节、油气田不同阶段能水消耗对总能水消耗的影响、油气田能水消耗耦合协调度等3个角度,对不同类型油气田能水消耗协同管理进行了分析,并提出了针对性的能水消耗协同管理建议。
李峰[7]（2020）在《石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究》文中研究表明21世纪以来,国民经济的快速发展和能源消费结构转型提速,我国油气对外依存度不断攀升,近年来随着国际形势的日益复杂,促使国内增产增效需求强烈。我国社会主义市场经济的不断发展以及现代企业制度的建立和完善,也使得我国石油企业经营过程中面临一些新的风险与挑战。因此石油企业施行并完善预算管理制度既是市场竞争的需要,又是强化生产经营管理的要求,更是落实经济责任制、实现资本经营、深化国有制企业改革的重要内容。中国石油天然气集团有限公司是中国石油开发行业的央企之一,也是中国石油企业中在石油钻探领域技术与管理方面较为领先的企业。近十年期间,中石油在提升国内油气勘探开发力度的同时,也加快了企业体制改革的步伐,尤其是预算管理体系的建立,完善内部市场服务价格形成机制,通过先试点后推广的方式,渐进式规范市场计价行为。本文针对中石油钻井工程预算管理发展进程及现行管理政策,以中石油工程技术服务价格市场化改革试点单位大港油田为主要数据模型,分析中石油石油钻井系统工程预算管理的现状和存在的问题,同时对标中石油下属的其他几个油田进行预算定额、执行和监控的对比分析,提出适合石油工程造价管理的工程量清单计价方法和预算管理制度。
潘多淼[8]（2020）在《新疆油田天然气地下储气库产能建设项目后评价研究》文中研究表明随着低碳环保的绿色生活理念逐渐深入和下游天然气市场逐步成熟与完善,天然气作为重要的清洁能源,其市场需求越来越大。通过开展地下储气库建设,进一步提升天然气应急、调峰、枢纽的地位和作用,以可靠的天然气稳产能力为下游用户提供充足的供气气源已经成为国内各大油气田的主要发展目标之一。新疆油田公司本着满足天然气保供目标战略的总体要求,进一步提升天然气地下储气库产能建设项目的管理水平,以管理升级带动天然气上产,为新疆北疆地区的天然气供应及中国内地天然气应急保供能力奠定坚实的基础。本文通过建立有针对性、合理性的评价指标体系和具有实际应用价值的评价方法,对新疆油田公司呼图壁地下储气库产能建设项目进行后评价。首先,在深入研究了国内外后评价领域相关理论的基础上,结合呼图壁地下储气库产能建设项目的实际情况,采用理论研究与实际调研相结合、定量与定性分析结合的方法进行系统全面的研究。在遵循合理性、可比性、全面性、导向性的指标体系构建原则的基础上,从前期准备、实施过程、实施效果三个方面筛选有关呼图壁天然气地下储气库产能建设项目的3个一级指标、10个二级指标和55个三级指标后评价指标体系。其次,采用调查问卷的方式对呼图壁地下储气库建设项目后评价指标进行重要度比较,采用AHP计算,确定各个指标的权重,并采取千分制,完成呼图壁地下天然气储气库建设项目后评价体系各级指标赋值,形成评价表。最后,利用呼图壁地下储气库建设项目后评价表,完成呼图壁地下天然气储气库建设项目后评价,为不断提升新疆油田公司天然气地下储气库产能建设项目管理能力及管理水平提供理论依据。
宋洋[9]（2020）在《芳M区块窄薄砂体井网优化调整研究》文中进行了进一步梳理在大庆油田北部芳M区块的开发过程中,随着开发时间延长,加密井含水上升加快,导致开发效果变差,且部分区域仍存在注采不完善等问题,需进一步开展井网优化调整研究。同时由于芳M区块存在大量窄薄砂体且分布不均匀,剩余油分布零散,不同断块间开发效果差异大以及开发年限较长,需要对芳M区块进行区带分类分析,开展精准的注采完善情况评价、窄薄砂体剩余油分布规律分析及治理对策研究。本文利用研究工区已有生产资料,结合储层构造、属性特点,进行多参数的分类,将芳M区块划分为15个不同类型区带;采用水驱面积系数法进行单砂体、单井注采完善情况评价;分析了五类动、静态指标,通过灰色关联方法,对各区带现井网适应性进行综合评价,总结不同类型区块初步调整措施。开展了典型区块窄薄砂体剩余油潜力研究,主要分为剩余油分布特征研究与动用状况评价两个部分,利用地震、测井解释和录井数据,建立三维精细构造模型,对比模型与地震剖面、测井解释和生产测试结果,修正模型静态参数,使其最大程度的贴近真实储层,定量描述每个砂层的空间展布形态及物性分布特征。按照整体开发趋势控制,单井局部调整的原则,实现生产动态全过程历史拟合。在此基础上实现分砂体、分沉积单元的剩余油定量描述,明确综合治理的潜力井层。在动用状况评价方面,开展水淹层综合解释、剩余油影响因素、吸水产液剖面以及压力分布的分析,并利用吸水产液剖面、地层压力等资料,结合数值模拟计算结果,分析各沉积单元采出程度和可采储量,综合评价各个沉积单元的油层动用状况。最后根据各区带井网适应性评价与剩余油潜力研究结果,进行窄薄砂体井网分类优化调整措施的研究,结合存在的主要问题、油层发育状况发现,部署加密井配合转注井对芳M区块窄薄砂体的开发效果最好,优选出最佳调整措施,并作出产能预测。
宁龙[10]（2019）在《油田勘探开发一体化经济评价研究》文中指出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。
二、油气田单井措施评价及应用（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、油气田单井措施评价及应用（论文提纲范文）
（1）油气田效益评价一体化平台研究与应用（论文提纲范文）
| 1“云桌面”管理模式基本原理 |
| 2 油气田效益评价一体化平台模块 |
| 2.1 单井效益评价模块 |
| 2.2 措施评价模块 |
| 2.3 水平井评价模块 |
| 2.4 效益配产配成本模型 |
| 3 油气田效益评价一体化平台在辽河油田的应用效果 |
| 3.1 客观指出降本增效方向 |
| 3.2 科学指导新井实施与调整 |
| 3.3 推动油藏管理方式变革 |
| 4 结束语 |
（2）CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外现状 |
| 1.2.1 国外现状 |
| 1.2.2 国内现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法与技术路线图 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 研究技术路线图 |
| 第二章 效益评价相关理论 |
| 2.1 效益评价理论综述 |
| 2.1.1 效益及效益评价的含义 |
| 2.1.2 效益评价的基本原理 |
| 2.1.3 效益评价方法评述 |
| 2.2 单井效益评价理论综述 |
| 2.2.1 单井效益评价相关概念 |
| 2.2.2 单井效益评价方法 |
| 2.2.3 单井效益评价意义和启示 |
| 第三章 CS煤层气开发区块经营管理情况及单井效益评价现状 |
| 3.1 煤层气勘探开发利用特点 |
| 3.1.1 煤层气开发特点 |
| 3.1.2 煤层气经营特点 |
| 3.2 CS煤层气开发区块开发生产情况 |
| 3.2.1 矿权及储量情况 |
| 3.2.2 产能建设现状 |
| 3.2.3 生产现状 |
| 3.2.4 经营现状 |
| 3.3 CS煤层气开发区块单井效益评价现状 |
| 3.3.1 评价工作开展历程 |
| 3.3.2 现行主要评价方法 |
| 3.3.3 参数确定原则 |
| 3.3.4 成本费用分摊方法 |
| 3.3.5 效益分类情况 |
| 3.4 CS煤层气开发区块单井效益评价中存在的问题 |
| 3.4.1 效益评价指标单一 |
| 3.4.2 成本管理与效益评价不匹配 |
| 3.4.3 成本费用分摊方法粗放 |
| 3.4.4 评价结果引导性不强 |
| 3.4.5 综合治理效果未跟踪评价 |
| 第四章 CBM公司CS开发区块单井效益评价体系优化 |
| 4.1 CS煤层气开发区块单井效益评价优化设计的目的和原则 |
| 4.1.1 单井效益评价的目的 |
| 4.1.2 单井效益评价的原则 |
| 4.2 CS煤层气开发区块单井效益体系框架与特点 |
| 4.2.1 单井效益评价体系优化框架 |
| 4.2.2 单井效益评价特点 |
| 4.3 CS煤层气开发区块单井效益评价体系优化方案 |
| 4.3.1 单井评价指标的确定 |
| 4.3.2 单井成本核算思路 |
| 4.3.3 成本费用分摊方法设计 |
| 4.3.4 生产决策体系构建 |
| 第五章 CS煤层气开发区块单井效益评价应用分析 |
| 5.1 CS煤层气开发区块生产经营情况及相关数据 |
| 5.1.1 开发现状 |
| 5.1.2 经营情况 |
| 5.1.3 综合措施实施情况 |
| 5.2 CS煤层气开发区块单井效益评价 |
| 5.2.1 总体评价结果 |
| 5.2.2 成本分级情况 |
| 5.2.3 单井效益评价分类结果 |
| 5.3 CS煤层气开发区块单井效益评价结果对比分析 |
| 5.3.1 单井效益评价总体情况对比 |
| 5.3.2 效益类别成本变动分析 |
| 5.3.3 效益类别产气变化分析 |
| 5.3.4 低效益类井效益变化分析 |
| 5.3.5 高效益类井效益变化分析 |
| 5.4 CS煤层气开发区块单井效益评价效益敏感性分析 |
| 5.4.1 操作成本敏感性分析 |
| 5.4.2 产量敏感性分析 |
| 5.4.3 气价敏感性分析 |
| 5.4.4 财政补贴敏感性分析 |
| 5.5 综合治理措施井效益跟踪评价 |
| 5.5.1 综合治理措施井效益提高井分析 |
| 5.5.2 综合治理措施井效益不明显井分析 |
| 第六章 CS煤层气开发区块单井效益提高对策及保障措施 |
| 6.1 强化效益发展理念 |
| 6.2 完善成本核算管理基础 |
| 6.3 搭建企业内部大数据信息系统 |
| 6.4 积极争取行业优惠政策 |
| 6.5 提高高效井效益措施 |
| 6.6 治理低效无效井措施 |
| 第七章 结论与不足 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（3）延长石油二氧化碳压裂经济评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的与意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的和意义 |
| 1.2 研究思路、内容及方法 |
| 1.2.1 研究思路 |
| 1.2.2 研究内容和方法 |
| 1.3 石油项目经济评价国内外研究现状 |
| 1.3.1 国外研究现状 |
| 1.3.2 国内研究现状 |
| 1.3.3 二氧化碳压裂及其经济评价的研究现状 |
| 1.4 本文的创新点 |
| 第二章 相关理论综述 |
| 2.1 石油工业项目经济评价相关概念介绍 |
| 2.1.1 传统经济评价方法 |
| 2.1.2 全过程系统优化模型经济评价 |
| 2.1.3 石油开发建设项目经济评价的构成 |
| 2.1.4 石油开发建设项目经济评价理论方法的比对与认识 |
| 2.2 生命周期理论 |
| 2.3 二氧化碳压裂经济评价方法的特殊性 |
| 第三章 二氧化碳压裂经济评价流程构建 |
| 3.1 二氧化碳压裂经济评价原则和依据 |
| 3.1.1 经济评价的原则 |
| 3.1.2 经济评价的依据 |
| 3.2 二氧化碳经济评价方法的选择 |
| 3.3 经济分析综合参数的设定 |
| 3.4 二氧化碳压裂经济评价影响因素 |
| 3.4.1 资源因素 |
| 3.4.2 经济因素 |
| 3.4.3 技术因素 |
| 3.5 压裂作业单井经济评价流程的构建 |
| 3.5.1 油气产量估计 |
| 3.5.2 单井经济性估算 |
| 3.5.3 经济边界的确定 |
| 3.5.4 基于净现值的敏感性分析 |
| 第四章 延长石油二氧化碳压裂经济评价模型建立 |
| 4.1 延长石油二氧化碳压裂技术特点及优势 |
| 4.1.1 油气增产优势 |
| 4.1.2 气源利用与减排优势 |
| 4.1.3 水资源节约和环保优势 |
| 4.2 延长石油二氧化碳压裂技术发展概况 |
| 4.3 二氧化碳压裂成本-收入模型构建 |
| 4.3.1 经济评价所需基本参数的选取 |
| 4.3.2 二氧化碳压裂全过程成本-收益模型 |
| 4.4 模型不确定性分析和风险分析 |
| 4.5 二氧化碳指标交易对评价结果的综合影响 |
| 第五章 实例分析 |
| 5.1 延长石油二氧化碳压裂工程简介 |
| 5.2 基于二氧化碳压裂经济评价模型对延长石油二氧化碳压裂进行评价 |
| 5.3 评价结果小结 |
| 5.4 研究的局限性 |
| 第六章 总结及展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 文章结论的一般性推广及展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（4）高寒地区含二氧化碳气田集输系统优化及标准化技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 天然气资源及其开发利用 |
| 1.2.2 天然气集输技术及管网建设 |
| 1.2.3 高含CO_2气井集气系统的腐蚀与防护 |
| 1.2.4 天然气集输站场工艺优化及标准化 |
| 1.3 本文的研究内容 |
| 第二章 障碍条件下气田集输管网拓扑布局优化 |
| 2.1 障碍表征及绕障路由优化 |
| 2.1.1 障碍表征 |
| 2.1.2 点与多边形的关系判定 |
| 2.1.3 绕障最短路优化 |
| 2.2 障碍条件下集气管网拓扑布局优化模型建立 |
| 2.2.1 集气流程和拓扑结构基本概况 |
| 2.2.2 含障碍拓扑布局优化目标函数构建 |
| 2.2.3 含障碍拓扑布局优化约束条件建立 |
| 2.2.4 完整数学模型 |
| 2.3 拓扑布局优化数学模型的全局优化求解 |
| 2.3.1 基本烟花算法和混合蛙跳算法 |
| 2.3.2 混合蛙跳-烟花算法的原理及主要算子 |
| 2.3.3 混合蛙跳-烟花算法的收敛性分析 |
| 2.3.4 混合蛙跳-烟花算法的求解性能分析 |
| 2.3.5 基于混合蛙跳-烟花算法的模型求解 |
| 2.4 拓扑布局优化技术应用 |
| 2.4.1 布局区域基础信息 |
| 2.4.2 含障碍集气管网拓扑布局优化设计 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 气田集输管道参数优化 |
| 3.1 多目标气田集输管道参数优化模型构建 |
| 3.1.1 气田集输管道参数优化目标函数建立 |
| 3.1.2 气田集输管道参数优化约束条件建立 |
| 3.1.3 完整优化模型 |
| 3.2 基于多目标混合蛙跳-烟花算法的模型求解 |
| 3.2.1 多目标混合蛙跳-烟花算法构建 |
| 3.2.2 气田集输管道参数优化模型求解 |
| 3.3 规划方案优化辅助平台开发 |
| 3.3.1 软件总体框架 |
| 3.3.2 软件运行环境 |
| 3.3.3 数据库构建 |
| 3.3.4 软件功能模块 |
| 3.4 气田集输管道参数优化技术应用 |
| 3.4.1 气田集输管网基础信息 |
| 3.4.2 气田集输管道参数优化 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 集气站工艺优化简化技术研究 |
| 4.1 井间轮换分离计量技术原理 |
| 4.2 多井加热炉换热技术原理 |
| 4.3 升一集气站工艺优化简化运行试验 |
| 4.3.1 计量分离工艺优化简化研究 |
| 4.3.2 多井加热炉换热工艺研究 |
| 4.3.3 井间轮换计量试验 |
| 4.3.4 优化简化运行试验效果 |
| 4.4 集气站工艺优化简化技术应用 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 采气管道天然气水合物防治技术研究 |
| 5.1 天然气水合物生成规律研究 |
| 5.1.1 实验装置 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.1.3 实验介质 |
| 5.1.4 实验结果与讨论 |
| 5.2 电热集气工艺试验 |
| 5.2.1 技术原理 |
| 5.2.2 试验内容 |
| 5.2.3 试验结果与分析 |
| 5.3 注醇集气工艺试验 |
| 5.3.1 试验内容 |
| 5.3.2 试验效果 |
| 5.3.3 运行成本分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 集气管道腐蚀行为及防腐效果评价研究 |
| 6.1 腐蚀行为及成因 |
| 6.1.1 气井腐蚀影响因素与腐蚀速率关系 |
| 6.1.2 地面工艺腐蚀影响因素 |
| 6.1.3 腐蚀影响因素界限范围确定 |
| 6.2 防腐对策研究与评价 |
| 6.2.1 缓蚀剂加注 |
| 6.2.2 防腐材质 |
| 6.3 防腐涂层评价和优选 |
| 6.4 防腐技术应用 |
| 6.5 本章小结 |
| 第七章 徐深气田集输工艺标准化设计模式研究 |
| 7.1 标准化设计的必要性 |
| 7.1.1 减轻劳动强度,保证设计质量 |
| 7.1.2 加快材料和设备采办进度 |
| 7.1.3 可提高工程建设进度和质量 |
| 7.1.4 奠定预制化制造、组装化施工的基础 |
| 7.2 标准化设计的现状 |
| 7.2.1 国外标准化设计现状 |
| 7.2.2 国内标准化设计现状 |
| 7.3 标准化设计基本思路 |
| 7.3.1 在高寒地区实现季节性模块化预制需要标准化设计 |
| 7.3.2 标准化设计需要采用的先进工艺技术 |
| 7.3.3 标准化设计需要制定规范统一的建设标准 |
| 7.3.4 标准化设计需要立足工况实现系列化 |
| 7.4 深层气田地面工程标准化设计研究 |
| 7.4.1 深层气田井场标准化设计 |
| 7.4.2 深层气田站场标准化设计 |
| 7.5 深层气田地面工程标准化设计应用与评价 |
| 7.5.1 徐深3井区产能建设工程概况 |
| 7.5.2 标准化设计的应用及评价 |
| 7.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的成果 |
| 致谢 |
| 附录 |
（5）基于大数据的油气田开发方案智能决策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 大数据在油气田开发中的应用现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容及技术路线 |
| 1.3.2 创新点 |
| 第二章 开发方案样本库的建立 |
| 2.1 开发方案样本库的建立 |
| 2.2 建立指标体系 |
| 2.2.1 层次分析法 |
| 2.2.2 油气田开发效果指标体系 |
| 2.3 建立模糊多元评价模型 |
| 2.4 油气田开发效果评价实例计算 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 开发方案各个目标及其主控因素的确定 |
| 3.1 油气田开发方案目标 |
| 3.2 开发方式 |
| 3.2.1 油气田开发方式的分类 |
| 3.2.2 选择油气田开发方式原则 |
| 3.2.3 开发方式主控因素 |
| 3.3 注水时机与压力保持水平 |
| 3.3.1 注水时机的分类 |
| 3.3.2 选择注水时机的原则 |
| 3.3.3 注水时机主控因素 |
| 3.4 注采井网 |
| 3.4.1 注采井网的类型 |
| 3.4.2 选择注水方式的原则 |
| 3.4.3 注水方式主控因素分析 |
| 3.5 合理井网密度 |
| 3.5.1 井网密度主控因素 |
| 3.6 生产井的合理工作制度 |
| 3.6.1 确定合理生产压差的原则 |
| 3.6.2 合理生产压差主控因素分析 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 基于大数据的油气田开发方案智能决策 |
| 4.1 基于大数据的油气田开发方式智能决策模型 |
| 4.1.1 开发方式4级指标决策模型 |
| 4.1.2 待制定油藏A油藏 |
| 4.1.3 A油藏开发方式智能决策 |
| 4.2 基于大数据的油气田注水时机智能决策模型 |
| 4.2.1 注水时机指标体系 |
| 4.2.2 基于大数据的油气田注水时机智能决策模型 |
| 4.2.3 A油藏注水时机智能决策 |
| 4.3 基于大数据的油气田注水方式智能决策模型 |
| 4.3.1 注水方式指标体系 |
| 4.3.2 注水方式2级指标决策与多目标决策理想点法混合决策模型 |
| 4.3.3 A油藏注水方式智能决策 |
| 4.4 基于大数据的油气田井网密度智能决策模型 |
| 4.4.1 井网密度指标体系 |
| 4.4.2 基于大数据的井网密度智能决策模型 |
| 4.4.3 A油藏井网密度智能决策 |
| 4.5 基于大数据的油气田生产压差智能决策模型 |
| 4.5.1 生产压差指标体系 |
| 4.5.2 基于大数据的生产压差智能决策模型 |
| 4.5.3 A油藏生产压差智能决策 |
| 4.6 方案评估 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 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 |
（6）中国油气田能源和水资源消耗的全生命周期评价及协同管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.2.1 油气田能耗评价研究现状 |
| 1.2.2 油气田水耗评价研究现状 |
| 1.2.3 能耗与水耗协同效应研究 |
| 1.2.4 研究现状小结 |
| 1.3 研究思路和方法 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.4 内容安排和技术路线 |
| 1.4.1 内容安排 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 本文的创新之处 |
| 第2章 相关基础理论 |
| 2.1 可持续发展理论基础 |
| 2.1.1 可持续发展的内涵 |
| 2.1.2 可持续发展的原则 |
| 2.2 生命周期相关理论 |
| 2.2.1 生命周期评价理论的发展 |
| 2.2.2 基于清单分析的过程生命周期评价 |
| 2.2.3 投入-产出生命周期评价 |
| 2.2.4 混合生命周期评价 |
| 2.3 耦合协同相关理论 |
| 2.3.1 耦合及系统耦合理论 |
| 2.3.2 协同管理相关理论 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 油气田混合生命周期能水消耗综合评估模型构建 |
| 3.1 油气田混合生命周期能水消耗综合评估模型构建思路 |
| 3.2 油气田混合生命周期能水消耗综合评估模型边界选取 |
| 3.3 油气田混合生命周期能水消耗核算模型 |
| 3.4 油气田不同阶段能水消耗核算 |
| 3.4.1 井场准备阶段主要消耗核算 |
| 3.4.2 钻井阶段主要消耗核算 |
| 3.4.3 完井阶段主要消耗核算 |
| 3.4.4 生产阶段主要消耗核算 |
| 3.5 考虑单井产出规模的能水消耗强度模型构建 |
| 3.6 油气田能水消耗核算中不确定性分析模型构建 |
| 3.7 本章小结 |
| 第4章 中国油气田能水消耗的清单分析、总量核算及不确定性分析 |
| 4.1 中国油气田分阶段能水消耗清单分析 |
| 4.1.1 井场准备阶段能水消耗清单分析及核算 |
| 4.1.2 钻井阶段能水消耗清单分析及核算 |
| 4.1.3 完井阶段能水消耗清单分析及核算 |
| 4.1.4 生产阶段能水消耗清单分析及核算 |
| 4.2 基于清单分析的中国分油气田单井能水消耗总量核算 |
| 4.2.1 分油气田单井能耗总量核算 |
| 4.2.2 分油气田单井水耗总量核算 |
| 4.3 基于单井产出规模的中国分油气田能水消耗强度核算 |
| 4.3.1 分油气田单井能源消耗强度核算 |
| 4.3.2 分油气田单井水资源消耗强度核算 |
| 4.4 考虑油气田生产规模的中国分油气田能水消耗总量评估 |
| 4.4.1 考虑油气田生产规模的能耗总量评估 |
| 4.4.2 考虑油气田生产规模的水耗总量评估 |
| 4.5 中国油气田单井全生命周期能水消耗核算的不确定性分析 |
| 4.5.1 油气田单井能源消耗核算的不确定性分析 |
| 4.5.2 油气田单井水资源消耗核算的不确定性分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 中国油气田能水消耗耦合协调度评价与协同管理研究 |
| 5.1 能水消耗耦合协调度模型 |
| 5.1.1 功效函数 |
| 5.1.2 能水消耗耦合函数 |
| 5.1.3 能水消耗耦合协调度函数 |
| 5.1.4 能水消耗耦合协调度类别划分 |
| 5.2 能水消耗耦合协调度模型指标的选取 |
| 5.2.1 指标选取原则 |
| 5.2.2 能水消耗耦合指标选取 |
| 5.3 协同发展的主成分分析 |
| 5.3.1 对原始数据进行标准化处理 |
| 5.3.2 油气田能水消耗主成分分析 |
| 5.4 能水消耗耦合协调度分析 |
| 5.4.1 油气田能水消耗耦合协调度分析 |
| 5.4.2 不同油气田耦合协调度的动态变化分析 |
| 5.5 中国油气田能水消耗协同管理分析 |
| 5.5.1 油气田能水消耗协同管理分析框架 |
| 5.5.2 影响油气田能水消耗的关键环节分析 |
| 5.5.3 油气田不同阶段能水消耗对总能水消耗的影响分析 |
| 5.5.4 11 家油气田能水消耗耦合协调度分析 |
| 5.5.5 油气田能水消耗协同管理相关政策建议 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 研究展望 |
| 参考文献 |
| 附录A 11家油气田井场准备阶段和钻井阶段各类原材料投入清单 |
| 附录B 11家油气田单井全生命周期能水消耗蒙特卡罗模拟结果 |
| 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 |
（7）石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外相关文献综述 |
| 1.3 研究目的和方法 |
| 第2章 预算管理的基本原理 |
| 2.1 预算管理的基本原理 |
| 2.2 预算管理的组织体系 |
| 2.3 预算管理流程 |
| 第3章 石油钻井工程预算管理现状 |
| 3.1 中石油钻井工程预算管理发展进程 |
| 3.2 中石油现行钻井工程预算管理政策 |
| 第4章 石油钻井工程预算的编制与优化 |
| 4.1 石油钻井工程预算定额的构成 |
| 4.2 中石油各油田钻井工程预算定额优缺点分析 |
| 4.3 石油钻井工程预算定额的优化建议 |
| 第5章 石油钻井工程预算执行与控制的优化 |
| 5.1 石油钻井工程预算执行与控制管理手段 |
| 5.2 石油钻井工程预算执行与实际生产情况的差异 |
| 5.3 石油钻井工程预算执行过程中的改进意见 |
| 第6章 中石油钻井工程预算管理优化 |
| 6.1 中石油钻井工程预算管理存在的问题 |
| 6.2 中石油钻井工程预算管理的优化建议 |
| 第7章 结论与展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（8）新疆油田天然气地下储气库产能建设项目后评价研究（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 技术路线与研究内容 |
| 1.3.1 技术路线 |
| 1.3.2 研究内容 第二章 后评价理论综述 |
| 2.1 项目后评价理论概述 |
| 2.1.1 项目后评价的含义 |
| 2.1.2 项目后评价的流程 |
| 2.2 项目后评价的基本内容 |
| 2.3 呼图壁天然气地下储气库产能建设项目的特点及后评价的意义 |
| 2.3.1 呼图壁储气库简介 |
| 2.3.2 天然气地下储气库产能建设项目的特点 |
| 2.3.3 呼图壁地下天然气储气库产能建设项目后评价的意义 |
| 2.4 本章小结 第三章 地下天然气储气库产能建设项目后评价指标体系构建 |
| 3.1 呼图壁地下天然气储气库构建原则与构建思路 |
| 3.1.1 构建原则 |
| 3.1.2 构建思路 |
| 3.2 呼图壁地下天然气储气库建设项目后评价指标体系构建 |
| 3.2.1 一级指标构建 |
| 3.2.2 二级、三级指标构建 |
| 3.3 本章小结 第四章 呼图壁地下储气库建设项目后评价模型建立 |
| 4.1 项目后评价常用的几种方法 |
| 4.1.1 对比法 |
| 4.1.2 层次分析法 |
| 4.1.3 逻辑框架法 |
| 4.1.4 因果分析法 |
| 4.1.5 成功度评价法 |
| 4.2 层次分析法 |
| 4.2.1 层次分析法 |
| 4.2.2 层次分析法的改进 |
| 4.3 评价模型 |
| 4.4 权重指标计算 |
| 4.4.1 一级指标权重计算 |
| 4.4.2 二、三级权重指标权重计算 |
| 4.5 本章小结 第五章 呼图壁地下天然气储气库建设项目概况 |
| 5.1 实施背景 |
| 5.2 项目建设的必要性 |
| 5.2.1 保障国家能源安全的需要 |
| 5.2.2 季节用气调峰的需要 |
| 5.2.3 打好污染防治攻坚战的需要 |
| 5.2.4 调节天然气供需矛盾的需要 |
| 5.2.5 集团公司专业化管理的要求 |
| 5.3 地下储气库的功能及定位 |
| 5.3.1 正常调峰 |
| 5.3.2 战略储备 |
| 5.3.3 应急状态 |
| 5.4 项目概况 |
| 5.4.1 基本情况 |
| 5.4.2 建设分期 |
| 5.4.3 建设目标及实现情况 |
| 5.5 主要措施及做法 |
| 5.5.1 组建管理机构,统筹协调地下储气库建设 |
| 5.5.2 以经济高效建库为目标,统筹规划科学选库 |
| 5.5.3 以质量效益为目标,模块化高效建库 |
| 5.5.4 以安全保供为目标,专业运维精细管库 第六章 呼图壁地下天然气储气库建设项目后评价 |
| 6.1 后评价 |
| 6.1.1 前期工作评价 |
| 6.1.2 专项评估评价 |
| 6.1.3 初步设计评价 |
| 6.1.4 评价结论 |
| 6.2 建设实施评价 |
| 6.2.1 施工设计评价 |
| 6.2.2 设计质量评价 |
| 6.2.3 招投标及采购工作评价 |
| 6.2.4 工程建设及管理评价 |
| 6.2.5 工程技术指标评价 |
| 6.2.6 评价结论 |
| 6.3 生产运行评价 |
| 6.3.1 生产准备评价 |
| 6.3.2 投产、试生产评价 |
| 6.3.3 生产运行评价 |
| 6.4 经济效益评价 |
| 6.4.1 投资和执行情况评价 |
| 6.4.2 项目不确定性分析 |
| 6.4.3 评价结论 |
| 6.5 影响与持续性评价 |
| 6.5.1 环境影响评价 |
| 6.5.2 社会影响评价 |
| 6.5.3 安全运行评价 |
| 6.5.4 持续性评价 |
| 6.5.5 评价结论 |
| 6.6 呼图壁地下储气库建设项目后评价 |
| 6.7 综合评价结论 |
| 6.8 取得的效果 |
| 6.9 主要经验及教训 |
| 6.10 问题和建议 第七章 结论与展望 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 展望 参考文献 致谢 |
（9）芳M区块窄薄砂体井网优化调整研究（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 |
| 1.2.1 砂岩油藏水驱开发效果评价 |
| 1.2.2 剩余油分布规律研究 |
| 1.2.3 砂岩油藏井网优化调整研究 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第二章 区带分类及评价 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.1.1 构造概况 |
| 2.1.2 储层概况 |
| 2.1.3 流体性质 |
| 2.2 区带分类 |
| 2.3 注采完善情况评价 |
| 2.3.1 单砂体注采完善情况 |
| 2.3.2 单井注采完善情况 |
| 2.4 多因素综合评价 |
| 2.4.1 采出程度 |
| 2.4.2 水驱控制程度 |
| 2.4.3 含水上升率 |
| 2.4.4 综合递减率 |
| 2.4.5 能量保持水平 |
| 2.4.6 灰色关联综合评价 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 窄薄砂体剩余油潜力研究 |
| 3.1 典型区块建模 |
| 3.1.1 模拟区块选择 |
| 3.1.2 平面网格划分 |
| 3.1.3 模型建立 |
| 3.1.4 数值模拟数据准备 |
| 3.2 历史拟合 |
| 3.3 窄薄砂体剩余油分布 |
| 3.3.1 平面剩余油 |
| 3.3.2 层间剩余油 |
| 3.3.3 分砂体剩余油 |
| 3.4 动用状况研究 |
| 3.4.1 水淹层综合解释 |
| 3.4.2 剩余油影响因素 |
| 3.4.3 吸水产液剖面分析 |
| 3.4.4 压力分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 调整潜力及治理对策研究 |
| 4.1 窄薄砂体调整原则 |
| 4.1.1 加密井筛选原则 |
| 4.1.2 措施井筛选原则 |
| 4.1.3 最优井网筛选 |
| 4.2 窄薄砂体加密井位部署 |
| 4.2.1 初步加密井位部署 |
| 4.2.2 加密井位二次筛选 |
| 4.3 窄薄砂体措施井优选 |
| 4.4 产能预测 |
| 4.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（10）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 |
四、油气田单井措施评价及应用（论文参考文献）
- [1]油气田效益评价一体化平台研究与应用[J]. 刘斌. 石油科技论坛, 2020(04)
- [2]CBM公司CS煤层气开发区块单井效益评价研究[D]. 魏成森. 西安石油大学, 2020(10)
- [3]延长石油二氧化碳压裂经济评价研究[D]. 杨眉. 西安石油大学, 2020(10)
- [4]高寒地区含二氧化碳气田集输系统优化及标准化技术研究[D]. 孙云峰. 东北石油大学, 2020(03)
- [5]基于大数据的油气田开发方案智能决策研究[D]. 张静. 西安石油大学, 2020(02)
- [6]中国油气田能源和水资源消耗的全生命周期评价及协同管理研究[D]. 孙王敏. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [7]石油钻井工程预算管理中的问题与对策研究[D]. 李峰. 长江大学, 2020(02)
- [8]新疆油田天然气地下储气库产能建设项目后评价研究[D]. 潘多淼. 长安大学, 2020(06)
- [9]芳M区块窄薄砂体井网优化调整研究[D]. 宋洋. 东北石油大学, 2020(03)
- [10]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)