低渗透油田储层应力敏感性较强，导致渗透率损失严重，引起启动压力梯度变大，渗流阻力增大，降低油田水驱效果。目前已有的见水时间预测模型未同时考虑应力敏感性和变启动压力梯度等因素，导致运算结果不符合矿场实际。为此，首次推导了考虑应力敏感性和变启动压力梯度的不等排距及井距条件下的五点法、四点法、反九点法井网见水时间预测模型。新模型计算结果误差相对较小，更符合现场实际，研究成果可指导区块措施调整，为改善水驱油田开发效果提供理论支撑。

产量递减分析作为储层参数求取及单井控制储量计算的一种重要方法，已经在常规及非常规油气资源储层评价及动态储量计算方面得到了广泛应用。为了对蒸汽吐吞稠油藏进行产量递减分析，建立牛顿?幂率流体径向复合油藏不稳定渗流数学模型，求解模型得到对应的NPI产量递减和Blasingame产量递减特征曲线。结果表明，该特征曲线分为四个流动阶段（牛顿流体径向流阶段、过渡流阶段、幂率流体径向流阶段和拟稳态流动阶段）；幂率流体径向流阶段NPI积分导数曲线呈斜率为(1-n)/(3-n)的直线，幂率指数和流度比越大，幂率流体流动阶段曲线越高。通过该模型对辽河油田进行实测数据拟合解释，验证了该模型的准确性。

在钻完导管段后下隔水导管时，受潮水流速的影响，若潮水流速较大则会导致隔水导管入孔困难。通过有限元分析软件ADINA，建立了流体?海水与固体?套管相互作用的流固耦合有限元模型。经过分析可知，潮水流速越大，导管入孔时最终平衡状态下的横向偏移量越大；由于隔水导管的阻流作用，靠近导管前端潮水产生很强的绕流，导管后端附近区域产生局部涡流；在4种潮水流速（0.60、0.70、0.80、0.90 m/s）下，雷诺数及当量绕流阻力系数均处于合理区间；当钻井井眼扩径后井径为889.0 mm、下入508.0 mm隔水导管时，在潮水流速小于0.59 m/s时，不会发生遇阻现象；在潮水流速大于0.83 m/s时，会出现入孔困难现象。因此，建议潮水流速下降至0.59 m/s以下再下入隔水导管。模拟分析结果对海上油田钻入法下隔水导管具有较好的指导意义。

渤海PL油田属于易堵疏松砂岩油藏，具有含油井段长、小层数量多、沉积类型复杂多样等特点。由于早期的水平井试验井失利，长期以来水平井被认为不适合在渤海PL油田应用。基于渤海PL油田微观储层特征，采用渗流理论、数值模拟与矿场实践相结合的方式，研究得到了易堵疏松砂岩水平井评价技术和厚薄间互多层油藏联合井网分类开发技术。结果表明，在近井地带，水平井的圆柱与半球结合体渗流区域的单位面积流速远小于定向井圆柱体渗流区域的单位面积流速，矿场实践证实了水平井在易堵疏松砂岩储层中对抗速敏现象更具优势。对多层厚薄间互油藏联合井网中的定向井与水平井的干扰进行对比，证明在中高含水期，地层能量是联合井网中井间干扰的主控因素。

为探索介于热采开发界限的高孔高渗疏松砂岩稠油油藏在大液量提液冷采模式下的水驱油效率及其影响因素，以渤海辽东矿区LD油田样品为例，在实验流速分别为1.0、7.5、15.0 mL/min的情况下，开展了2 000 PV高倍数水驱油效率的实验研究，同时结合压汞、X衍射全岩和气测渗透率等实验数据对提液方式进行优化，分析各因素对此类型稠油油藏提液后的水驱油效率的影响。结果表明，微观孔喉结构、填隙物体积分数、渗透率等储层地质特征差异对提液后的驱替特征具有较大影响，微观孔喉结构越差、填隙物体积分数越高、渗透率越低，高倍数水驱油效率越低；相比于直接提液方式，分步提液方式能取得更高的水驱油效率。对处于热采界限内的该类型稠油油藏进行水驱冷采开发，为避免造成前缘突进、降低微观波及，提液幅度控制在7.5倍为宜。实验结果可以有效指导该类型稠油油藏在矿场利用水平井规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜。

为了探究潜山裂缝气藏分段控水机制，以惠州26?6凝析气田为基础，通过实验参数设计、潜山裂缝地层设计和分段控水工艺设计，开展建立裂缝气藏控水物理实验模型、均衡气水界面和分段控水实验评价。研究表明，分段式控水可以有效延长无水采气期，一定程度上延缓了见水时间；不同产状的裂缝与水平井段组合不同，产气特征差异较大；水平井分段控水与气藏渗流作用是一个复杂耦合过程，盲管段与生产段匹配直接影响气井的产能，生产段打开程度、盲管段长度、盲管段位置是影响裂缝气藏产能的主要因素。研究成果旨在建立潜山气藏分段控水开发的模式，为合理科学的海上凝析气田水平井控水研究提供良好的技术支持。

稠油油藏在注蒸汽热力采油过程中，井间一旦发生汽窜，导致蒸汽无效循环，将严重制约蒸汽波及体积的扩展和原油采收率的提高。用二维可视化实验装置，研究稠油油藏注蒸汽开发过程中的汽窜现象以及剩余油分布特征，再利用数值模拟方法研究井间汽窜的影响因素。结果表明，多孔介质中蒸汽的推进实际为蒸汽驱动冷凝水与变温热水驱动原油的渗流过程；驱动前缘以外，油藏温度逐渐降低，呈现常规非活塞水驱油特征，水的渗流速度快于原油，呈现明显的突进现象，窜流通道两侧留有大量剩余油，注采井间汽窜时的平面波及系数仅为43.16%；而在热波及区域内，存在绕流残余油与角隅滞留油。影响井间汽窜的主控因素包括：井位与高渗带位置关系、平面非均质性、厚度、原油黏度、注汽速度等。

分层注水工具是分层注水系统中的核心部件，对分层注水开发具有十分重要的意义。为研究不同管道粗糙度、不同流量对分层注水工具过桥短节摩阻压耗的影响，利用Fluent软件进行模拟分析。结果表明，分层注水工具过桥短节流量为500~2 000 m³/d工况下，外管压耗为 \mathrm{1.90} \times {\mathrm{10}}^{\mathrm{4}} ~ \mathrm{6.16} \times {\mathrm{10}}^{\mathrm{5}} \text{?} \mathrm{P} \mathrm{a} ，内管压耗为 \mathrm{3.61} \times {\mathrm{10}}^{\mathrm{5}} ~ \mathrm{4.03} \times {\mathrm{10}}^{\mathrm{6}} \text{?} \mathrm{P} \mathrm{a} ；当粗糙度不变时，液体流量越大，引起的局部阻力越大，引起的分层注水工具摩阻压耗越大，管道粗糙度对摩阻压耗的影响较小,可以忽略不计。以上研究结果为新分层注水管道设计及参数的选择提供了依据。

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝，受复杂裂缝体系影响，采油井见水类型多样，见水规律及原因复杂，加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果，以CYG油田C45Z区块为研究对象，基于区块储层裂缝发育特征，划分单井见水类型，结合动静态数据，系统剖析见水规律及原因，为措施调整指明方向。通过措施调整，截至2021年3月，措施井组日增油1.0 t，含水率下降12.0%，阶段累计增油2 051.6 t，初步形成分类治理措施调整模式。

渤海L油田从投入开发，经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整，平面剩余油分布零散，纵向水淹规律异常复杂，剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料，对厚层油藏储层进行精细刻画，指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现，该油田单砂体平面以对接式为主，纵向叠置以切叠式为主，南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部，可部署定向井挖潜，中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部，可部署水平井挖潜。

鉴于开发特殊性，海上低渗油田的提产措施优选与实践较为缺乏，导致其经济高效开发面临着严峻挑战。目标区块属于典型海上低渗油藏，受非线性渗流、储层污染、强非均质性等不利因素制约，表现出产能低、递减率快、含水率高等特征。结合多孔介质渗流理论与油藏启动压力梯度，基于多种开发方式下产能数学模型，立足于目标区块实际地质情况，对不同开发方式的提产效果进行预测和比较，为提产措施优选、合理开发方案制定与生产部署提供有力支撑。结果表明，与现有生产数据对比，产能方程的符合率达到85%。水平井相对于直井的开发优势会随着层厚的增加而减弱，当层厚超过45 m时，二者产能倍比小于5。薄层开发时，建议15 mD以下采用分段压裂水平井，反之使用多分支井。研究结果将为海上低渗油田提产措施优选、开发方案调整提供理论指导与实践参考。

垂向多层发育的致密油藏常采用缝网压裂进行开采，从而改善储层渗透率，提高油井产量。为此建立直井多层缝网压裂不稳定渗流数学模型，压裂后各层划分为人工裂缝区、改造区和未改造区。绘制分析Blasingame产量递减典型曲线，曲线分为7个流动阶段，总裂缝长度一定时，裂缝半长短的储层流体渗流率先到达未改造区，流体渗流阻力大，Blasingame曲线靠下；总改造体积一定时，各层改造体积差异越大，Blasingame曲线越靠下。用所建立的模型，对实测生产资料进行解释，获得各层裂缝半长、改造区渗透率等相关地层参数，该模型对进行多层缝网压裂直井产量分析具有指导意义。

为了聚驱后进一步提高油藏采收率，通过室内实验方法，对聚驱后自适应体系中预交联凝胶颗粒（PPG）和三元复合体系的质量浓度进行了优化研究。结果表明，当自适应体系中PPG质量浓度为400 mg/L、聚合物质量浓度为1 200 mg/L、注入量为0.5 PV时，聚驱后自适应驱油体系进一步提高采收率18.25%，总采收率达到71.2%，效果最优；与聚驱阶段相比，高渗层的累积吸液比例降低15.00%，中、低渗层累积吸液比例分别增加6.50%、8.97%；中、低渗层采收率分别增加5.07%、9.49%，高渗层采收率增加3.63%。可见优选体系可以起到更好的调剖作用。

采用14种不同水质污水进行了室内流动性实验，利用岩心的渗透率损失率将各污水回注的伤害程度划分为低、中等、高。结果表明，影响岩心渗透率损失程度的因素排序为：悬浮物质量浓度>油质量浓度>抗盐聚合物质量浓度>普通聚合物质量浓度。残余抗盐聚合物质量浓度较高的污水具有更强的堵塞能力。针对空气渗透率为200 mD的岩心，低伤害程度回注的要求下，当悬浮物和油的质量浓度均为10 mg/L时，抗盐聚合物驱污水需控制聚合物质量浓度在200 mg/L以下，而普通聚合物驱污水需控制聚合物质量浓度在300 mg/L以下。研究结果对抗盐聚合物驱污水回注水质处理指标和油层保护具有积极作用。

多年水驱开发，与扶余油层相比相同渗透率级别杨大城子油层表现出含水率上升快、注水压力高、开发效果差等问题。为了找出问题的原因，对杨大城子油层微观孔隙结构特征进行研究。首先分别应用CT扫描和恒速压汞技术测量不同渗透率级别杨大城子油层和扶余油层共18块天然岩心的微观孔隙结构，研究喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构分布频率及变化规律，然后进行多参数线性回归分析，明确影响储层渗透率大小的主控微观孔隙结构参数，最后与相同渗透率级别的扶余油层岩心相对比。结果表明，对于储层渗透率相同的杨大城子油层与扶余油层，平均孔隙半径相差不到1%，而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异，分别相差17.4%、8.9%、5.2%，是决定储层渗流能力大小的关键因素。

大庆油田葡I 组油层大部分已进入后续水驱阶段，累计采出程度57%左右，仍有40%以上的地质储量留存地下。聚驱后葡I组油层优势渗流通道普遍发育，低效无效循环严重。综合应用取心资料、测井资料及注采动态变化资料，识别出优势渗流通道纵向上主要发育在葡I2、葡I3单元底部，平面上主要发育在河道砂体内部，且大部分平行于古水流方向。优势渗流通道厚度占10.6%，剩余储量占7.8%，吸水比例高达60.2%。为有效封堵聚驱后优势渗流通道、控制低效无效循环，自主研发具有较高弹性及强度的PPG颗粒。室内流动实验表明，PPG颗粒具有较好的抗剪切性能，可以进入油层深部封堵优势渗流通道。驱油实验表明，PPG/弱碱三元复合体系聚驱后提高采收率可达15.6%，较弱碱三元驱提高3.3%，节约聚合物用量28%。该研究成果可为油田的持续高效开发提供强力技术支撑。

CFD某油田2h井水平段着陆前钻遇碳质泥岩层发生坍塌，影响钻井时效，为满足该油田后续钻井需求，针对性开展坍塌原因分析和对策研究。综合分析钻井液性能与井壁坍塌的关联性、坍塌掉块的层理结构和黏土矿物组分，确定钻井液密度低、封堵性能和抑制性能不足是碳质泥岩层坍塌的主要因素。从力学对策方面，基于强度各向异性模型建立了井斜与坍塌压力的关系曲线，为钻井液密度的选择提供指导。从化学对策方面，通过抑制剂和封堵剂的优选，加入体积分数分别为1%聚胺抑制剂+5%细目碳酸钙+1%纳米封堵材料后的钻井液岩屑回收率达91.39%，高温高压失水降低22.41%，坍塌掉块的点荷载强度降低率从优化前的32.45%降至13.6%。研究结果为解决实物资料少及现场亟需钻井防塌措施提供参考。