为研究交叉裂缝对深层页岩力学特性及破坏模式的影响，更好地了解在高温高压耦合作用下含交叉裂缝页岩的损伤演化规律，建立了15组含不同倾角交叉裂缝页岩模型，并对页岩试件的应力?应变关系、损伤演化及声发射特征进行了模拟实验。结果表明，页岩的抗压强度和弹性模量与主裂缝倾角整体呈负相关，并随次裂缝倾角的增大呈上凹的变化趋势；当页岩中存在垂直或接近垂直于加载方向的裂缝时，其抗压强度显著下降；页岩试件的破坏模式在交叉裂缝影响下主要分为“X”形破坏、斜“N”形破坏、斜“W”形破坏、倒“V”形破坏、沿主裂缝贯穿破坏、“V”形破坏与“λ”形破坏；页岩试件的分形维数与主裂缝倾角整体呈负相关，随着主裂缝倾角的减小，分形维数整体趋于增大，相应的试件破坏模式更复杂，内部损伤更剧烈。

为了弄清高温高压多孔介质中CO₂的埋存机理，采用室内物理模型，对多孔介质中CO₂埋存机理进行了物理模拟实验评价。结果表明，CO₂溶解埋存主要受温度、压力和地层水矿化度的影响；CO₂溶于地层水后与岩石中的矿物发生矿化反应，反应前后岩石矿物质量分数发生显著变化；气水交替驱可有效地延缓CO₂的突破，提高CO₂埋存率，从而提高原油采收率。

为了研究新型延展型表面活性剂的构效关系和其降低油水界面张力的机理，采用旋转滴界面张力仪测定了在一定质量浓度的13?P系列（I?C₁₃（PO） _x S,x=5、10、15、20）与不同质量分数NaCl和正己烷（n?C₆)到正十四烷（n?C₁₄)条件下的等效烷烃数最小值（n_min）。结果表明，在高PO数（x=15、20）时，n_min随着NaCl质量分数的升高而增大；在低PO数（x=5、10）时，n_min随着NaCl质量分数的升高而减小。由此可以看出，在亲水亲油平衡效应和亲水疏水基尺寸匹配效应中，二者共同作用；在低PO数时，亲水疏水基尺寸匹配效应起主导作用；在高PO数时，亲水亲油平衡效应起主导作用。

通过储层物性分析、岩心铸体薄片及X衍射测试等方法，针对德惠断陷营城组火山岩储集空间类型、储层物性及主控因素进行了系统研究。结果表明，德惠断陷营城组火山岩蚀变作用较强，储集空间以溶蚀孔和溶蚀缝为主；凝灰岩和英安岩平均孔隙度分别为12.40%、7.47%，渗透率均小于1.000 mD，属于Ⅲ类储层，根据声波时差和电阻率测井方法可进一步识别含气地层；岩性和岩相是储层发育的主要控制因素。结合地震反射特征，分别建立了侵出相?喷溢相和爆发相岩相模式，为厘清研究区火山岩成储机理和储层分布规律提供了重要的理论依据。

针对目前中、低含水饱和度对自由气库容量影响的研究较少的问题，开展室内实验模拟了多次注气?焖井?采气实验，并根据相似原理,利用实验数据建立了自由气库容量与初始含水饱和度、注采次数的量化表征模型。结果表明，自由气库容量随注采次数的增多而增大，但单次注采后的增幅快速降低；含水饱和度（初始含水饱和大于50%）的提高有利于油藏改建储气库，但是建库初期的注采能力和库容提高相对缓慢；当初始含水饱和度由50%提高到85%时，经过6次注采后，含气饱和度降低幅度约9.27%，而当注采次数分别增至20、30、50时，自由气库容量增加幅度分别为0.51%、3.34%、6.61%。研究结果可为油藏型储气库的注采能力及库容评价提供借鉴。

渤海稠油储量十分丰富，目前热采采收率低，挖潜潜力巨大，探讨海上稠油油田注气开采可行性具有重要的现实意义。通过注气膨胀实验及多次接触实验，研究了不同注气介质（CO₂、N₂、天然气）对渤海不同黏度稠油（普I?1类、普I?2?A类、普I?2?B类）的增溶膨胀降黏效果及混相机理。注气膨胀实验结果表明，CO₂与稠油的配伍性优于天然气和N₂，CO₂对3类稠油的降黏率分别为78%、85%、90%，天然气对3类稠油的降黏率分别为29%、69%、62%，注CO₂更适用于普I?2?B类稠油，注天然气更适用于普I?2?A类稠油。多次接触实验结果表明，CO₂驱的传质机理以溶解凝析为主，N₂驱的传质机理以萃取抽提为主，天然气驱的传质机理为凝析?抽提平衡；理论最小混相压力均大于43.00 MPa，因此在驱替前缘均难以形成混相。研究结果可为渤海稠油油田注气提高采收率提供重要依据及技术支持。

针对严重段塞流的周期特性，通过下倾?立管实验系统进行了实验研究。基于实验数据及管内压力变化情况，分析了严重段塞流周期的变化规律，并与计算模型结果进行了相互验证。结果表明，在不同的下倾管倾斜角度、气相折算速度或液相折算速度等实验参数下，管内的流动状态会发生变化；由于立管高度不变，液塞喷发和液塞回流的时间基本不变，因此严重段塞流周期主要由液塞形成和液塞出流组成，且主要受下倾管倾斜角度、气相折算速度或液相折算速度等参数的影响。

为优化渤海B油田注水开发油田调驱效果，利用CMG数值模拟软件，围绕“弱凝胶+水基微球”组合调驱提高采收率效果展开了优化研究。根据该油田已知的地质油藏属性，对生产井的历史数据进行历史拟合，建立了实际三维地质模型，对影响单一段塞弱凝胶调驱、单一段塞水基微球调驱以及“弱凝胶+水基微球”组合调驱效果的因素进行分析优化设计，并针对相关生产指标进行了预测。结果表明，“弱凝胶+水基微球”组合调驱效果明显优于单一段塞调驱效果；通过数值模拟优选出调剖剂（弱凝胶）最佳注入工艺参数：质量分数为0.50%，注入量为0.000 11 PV，A2H井、A3H井注入速度分别为240、200 {\mathrm{m}}^{\mathrm{3}} / \mathrm{d} ；通过数值模拟优选出调驱剂（水基微球）最佳注入工艺参数：质量分数为0.30%，注入量为0.003 00 PV，A2H井、A3H井注入速度均为500~600 {\mathrm{m}}^{\mathrm{3}} / \mathrm{d} 。组合调驱方案能有效达到降水增油和提高原油采收率的目的。

近年来，随着国外原油进口量的持续攀升以及国内油田产量的下降，管道输送出现了不同油品需要用同一条输油管线共同输送的情况。以庆铁四线管道为例，结合实际参数，应用ANSYS有限元分析方法，采用六面体结构性网格对管壁进行离散化处理，对埋地管道热结构耦合问题进行求解，分别计算了直管段和弯管段在不同温度下的热应力；基于断裂力学理论，计算了不同服役寿命下的年循环周期极限，分析了温度交替变化对管道疲劳寿命的影响。实验结果为冷热原油管道安全输送提供了理论依据。

以胜利油田某稠油作为研究对象，将岩心作为多孔介质填充在岩心驱替仪中模拟地层条件，采用双亲性催化剂，研究了不同反应条件下稠油水热裂解改质行为。结果表明，在多孔介质条件下，采用直接驱替的方式，稠油降黏率达到20.8%；在多孔介质体系中加入双亲性催化剂后，采用先反应后驱替的方式，稠油黏度显著降低，在低温环境（65 ℃）下进行驱替的降黏率为57.9%，但在低温环境下驱替导致沥青质组分摩尔质量增大，沥青质摩尔质量由5 244 g/mol增加到6 690 g/mol。当反应完成后保持高温环境（265 ℃）时，直接用热水驱替的降黏效果更好，裂解程度更高，其降黏率最高达到96.0%。研究结果对稠油水热裂解反应在现场应用过程中的操作条件优化具有重要的指导意义。

目前稠油开采工程普遍使用热采方法，将高温高压湿饱和蒸汽由注汽管道注入油井，通过其携带的热量与低温稠油进行热交换，提高稠油的流动性和渗透性以实现开采。湿饱和蒸汽干度是影响热采效率的重要参数，没有公认的测量方法，当前常用的方法是人工测量法，但此方法的测量结果存在严重的滞后性。为达到实时监测干度的目的，使用新型测量方法——矩阵电导法，在10 MPa、310 ℃的条件下，建立了用于测量外径为76 mm、内径为54 mm注汽管道内湿饱和蒸汽干度的26×26丝网模型；介绍了矩阵电导法的测量原理，并建立了干度算法模型；在Ansys Electronics软件中进行了电场模拟，分析了层间电场，结果表明适宜的层间距为2 mm。为提高精度，使用线性插值法处理边缘，对实际测量误差进行了预测。结果表明，一次线性插值后整体误差小于2.50%；二次线性插值后整体误差小于1.10%。

石油和天然气行业正努力寻求更好的天然气水合物管理方法，因此需要更好地了解多相流中水合物的形成和堵塞趋势。利用高压可视流动环路研究了二氧化碳水合物的形成和水合物浆液在完全分散和部分分散系统流动条件下的性质。结果表明，在高含水率的完全分散相体系中，气体分子与水的接触面积较大，能够充分地生成水合物，对环路内流量有较大的影响；对于不同含水率条件下的两种体系，由于高含水率体系中的油水界面被破坏得较严重，生成的大量水合物更容易堵塞环路，而低含水率体系中的油水界面在被破坏后能够生成新的油水界面，因此堵管风险较低。深入地了解水合物的形成过程和稳定性，能够准确地预测和应对堵塞的风险，对开发高效水合物管理策略是至关重要的。

为了确定合理的原油储罐罐底腐蚀缺陷的补板形状，利用有限元分析法分析了不同补板形状修补后腐蚀缺陷应力变化情况，并对所用补板的应力分布以及安全系数进行探究，得出了辽河油田2万m³原油储罐罐底的最佳补板形状。结果表明，原油储罐罐底最佳补板形状为圆形补板，对腐蚀缺陷进行修补后，腐蚀缺陷应力随补板半径的增大而减小，不会随腐蚀缺陷深度、半径的变化而变化；随着补板半径的增加，补板的费用和安全性增加，具体补板大小应按照工程实际情况制定。研究结果可以从科学角度对罐底修补给予理论指导。

开展4种不同含水率砂岩单轴加载过程中的红外辐射观测试验，通过研究含水砂岩红外辐射信息与应力之间的量化关系，揭示了水对砂岩红外辐射特性的影响。结果表明，随着含水率的增大，砂岩红外异常区的规模越大，红外异常现象越明显；砂岩的红外辐射计数平均值（ {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} ）随着应力平均值（ \bar{\sigma } ）的增大而增大，两者存在线性关系；随着含水率的增加， {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} 与 \bar{\sigma } 拟合曲线的斜率逐渐增加；砂岩 {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} 与含水率在压密阶段和弹性阶段呈中度相关，在塑性阶段和峰后破坏阶段呈高度线性相关（相关系数可达0.96）。