工程论文哪里有？本文通过进行基础地质研究、水驱效果评价、含水上升及递减规律研究、合理基础研究等手段，明确了元267延8、元267延9油藏采液强度、注水方式等合理开发技术政策，并最终提出了油藏优化调整方案，更好的指导侏罗系油藏后期高效开发。
第一章绪论
1.2国内外研究现状及分析
鄂尔多斯盆地构造为南北走向东缓西陡的不对称向斜[6]，三叠系受不同程度的剥蚀，形成沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观[7]，在此背景下沉积了一套侏罗系地层，整体为西倾东斜斜坡，表现为平原河流相沉积[8]，砂体带状分布。侏罗系中目标油层延8、延9顶层有明显煤层发育，其电性表现为高电阻、高声速、低伽马的特点，该煤层在研究区分布稳定，可作为划分标志层[9]。在原油层组不变的基础上，重点对延8、延9层进行小层细分，细分采取三级层组划分，由大到小依次为：含油层系-油层组-砂层组[10]。
学者Li Wenhuan[11]认为低渗透油藏优先选用天然能量开发，天然能量开发至地层能量衰竭或产能较低时再进行注水开发。显然这套理论并不适应我国低渗透油藏开发，因为划分标准不同，国外的低渗透油渗透率高达几十甚至上百毫达西，而我国低渗透油藏渗透率仅10-50毫达西，同时我国油藏储层更为致密，微观非均质性更强且埋藏较深，天然能量较小，单纯的依靠天然能量开发难度较大[12]。
我国的低渗透油藏压力敏感性强，为了避免在开发过程中对储层的伤害，经常采用同步注水的开发方式。宋国亮[13]等在数值模拟历史拟合的基础上对注水开发指标的变化规律进行研究，并对注采系统进行调整，结果表明在无因次采液指数下降期和上升期，当注水强度分别为1.65m3/d·m和2.10m3/d·m时，地层压力保持较好，且开发效果最好。马红军[14]研究了注水开发效果的影响因素，研究认为主要有地层因素和工程因素两大类是其影响的关键因素，地层因素包括储层渗透率和原油粘度，工程因素主要包括井网形式、井排距和注水时机。通过正交法可对地层参数和工程参数进行优选，以达到良好的注水开发效果，提高最终采收率。彭栋楼[15]运用油藏工程的物质平衡法计算了低渗透油藏的合理注水量，从而确定了在不同的注水强度下合理的注水时机[16]，总结出合理地层压力保持水平的计算方法。
第二章油藏基础地质研究
2.1地层划分与对比
本次研究主要目的层为延8、延9油层组，又细分为延81、延82、延91、延92、共4个小层。本文分层以测井曲线资料为基础，建立标准井剖面。划分原则第一是寻找区域标志层，第二是寻找辅助标志层，先大层后小层，结合旋回特点，进行划分。
2.1.1地层界限及标志层特征
铁边城地区侏罗统延安组地层中发育多套煤层和碳质泥岩都可以作为等时面，以发展稳定且分布范围广的煤层或碳质泥岩作为标志层。在延安组上下与直罗组、延长组交接的部位，由于沉积环境的改变没有稳定的煤系地层作为依据，但有明显的岩性突变，直罗组底部发育厚层的砂岩。
延9煤层组位于延9层顶部，单独作为延91小层，通常由1-3套的煤层组成，以其最顶部的一套作为延9与延8层的分界线。延91时期研究区水动力减弱，分流间洼地微相广泛发育，大量有机物滞留并保存，形成多套煤层。其测井曲线表现为低GR、高AC、高RT特征（图2-1）。
延8顶煤标志层位于延8层顶部，为延7与延8分界线。其测井曲线表现为低GR、高AC、高RT特征，其厚度一般为3-6m不等，主要为灰黑色泥岩夹煤层及碳质泥岩的含煤组合（图2-2）。
第三章油藏动态研究
3.1元267延8油藏
3.1.1地质特征
元267延8油藏为三角洲平原沉积环境，发育有分流河道、天然堤、分流间湾微相，分流河道沉积在中部交织部位为目前油藏的主体部位，属岩性—构造油藏，底水较发育。元267延8油藏主力层位为延81，平均油层厚度为9.8m，岩芯孔隙度为22.5%，岩芯渗透率为152.0mD，地质储量为193.51×104t，含油面积为3.80km2。
3.2元267延9油藏
3.2.1地质特征
元267延9油藏为三角洲平原沉积环境，发育有分流河道、天然堤、分流间湾微相，分流河道沉积在中部交织部位为目前油藏的主体部位，属岩性—构造油藏，底水较发育。
元267延9油藏主力层位为延92，平均油层厚度为8.6m，岩芯孔隙度为18.3%，岩芯渗透率为82.6mD，地质储量为242.13×104t，含油面积为3.55km2。
第四章结论及认识
本文通过对长庆油田元267延8-延9油藏作为研究区域，通过静态、动态数据资料研究基础上，开展侏罗系油藏含水上升规律、递减规律、低产低效井及合理开发技术政策研究，通过进行基础地质研究、水驱效果评价、含水上升及递减规律研究、合理基础研究等手段，明确了元267延8、元267延9油藏采液强度、注水方式等合理开发技术政策，并最终提出了油藏优化调整方案，更好的指导侏罗系油藏后期高效开发。同时得出以下结论：
1、延9～延8期发育分流河道与分流间洼地微相。延92～91期、延82～81期水动力逐渐减弱，河道变窄。发育多条NW-SE向的分流河道和其间的分流间洼地。各期河道呈条带状分布，继承性较强。
2、沉积微相与砂厚展布具有良好的对应关系，整体呈NW-SE向的带状分布，受盆地演化影响分流河道的连通性相应变化。延9～延8段砂体沿分流河道微相展布，河流交汇处砂体较厚。
3、孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔以及两者共同作用产生的超大溶蚀孔，孔喉类型以特小孔喉和大孔喉为主；孔隙度分布范围为0.49%～24.03%，平均13.87%，渗透率分布范围为（0.1～3895.48）×10-3μm2，平均为185.1×10-3μm2，属于低孔-中渗储层。
4、通过开展元267延8、元267延9油藏地质基础研究、油藏工程研究，深入油藏动态特征研究及开发效果评价，对合理采油速度、合理注采比、合理地层压力、合理注水强度等参数进行评价，提出合理值范围，并制定相应的控水稳油对策68项。
参考文献（略）
