吐哈丘陵油田的低渗透油藏在注水开发过程中表现出部分油井见水早、含水上升快的特征，动态分析显示储层中可能存在优势通道或裂缝。为进一步改善油藏开发后期的开发效果，提高原油采收率，有必要核实、确定储层微裂缝发育情况。在水洗检查井岩心描述的基础上，开展了储层裂缝发育及分布研究，提出了一种基于测井曲线的裂缝发育层位的判断方法；分析了2口井测井资料，并对吸水剖面进行了对比。结果表明，该判断方法可行、可靠，为吐哈丘陵油田改善水驱开发效果、有效动用及开采剩余油提供了技术支撑。

在含蜡原油的开采和运输过程中，石蜡容易沉积到壁面并形成蜡沉积。近年来，微生物清防蜡技术因其经济环保的优点而受到广泛关注。从原油污泥中筛选出五种菌株，通过对其石蜡降解率及表面疏水性的测定，选定一种高效的石蜡降解菌B3，经鉴定为中间布鲁氏菌（Bruella intermedia）。结果表明，菌B3在温度为40 ℃、初始pH为6、摇床转速为160 r/min的条件下表现出最佳的生长活性，并且对石蜡的降解效果最为显著；当菌B3以石蜡为碳源进行生长代谢时，能够产生脂肽类生物表面活性剂，使液体石蜡的乳化系数达到52.5%；菌B3与原油作用7 d后，防蜡率高达77.2%，在41 ℃的温度下降黏率达到50.2%。综上，菌B3能有效降解石蜡，提高原油流动性，减少蜡沉积。

原油脱水是原油生产加工过程的重要环节。随着油田进入高含水期开采阶段以及采油助剂的添加，原油脱水难度越来越大，采用高频电场对其进行电破乳成为一种脱水的有效手段。通过静态脱水实验和液滴电聚结数值模拟研究了高频电场作用下电脱水机理。结果表明，采用电破乳方法处理原油时，电场强度、电场频率和电场作用时间对脱水效率有显著影响；在电破乳脱水过程中，存在最佳的电场频率，电场强度增加到一定数值后，继续增加电场强度，含水率反而会上升，而电场作用一定时间后，继续增加电场作用时间，原油含水率变化不大；对电场中的液滴施加的电场强度越大，液滴越易发生形变，液滴的直径越大越易发生形变；与工频电场相比，在高频电场下，液滴聚结效率高，液滴比较容易发生聚并。研究结果为原油电脱水装置的设计与参数优化提供了理论支持。

针对不同因素对管廊内掺氢天然气管道泄漏扩散的影响，通过数值模拟软件建立管廊内掺氢天然气管道泄漏扩散模型，研究了掺氢比、管道压力、泄漏口直径、通风模式等因素对气体扩散过程的影响。结果表明，掺氢比影响掺氢天然气的传质能力，且掺氢比越高，掺氢天然气的扩散速度越快；管道压力和泄漏口直径主要通过影响泄漏气体初始动能和泄漏量来影响泄漏气体扩散范围，随着管道压力和泄漏口直径的增大，泄漏气体扩散范围增大；通风模式对管廊内泄漏气体的分布起主导作用，通风频率与泄漏气体射流高度呈反比。

海上油田由于复杂的地质条件和高昂的开发成本，以及平台寿命有限且井位稀缺，导致化学驱提高采收率的能力受到限制。基于海上油田的不同地质特征，结合大庆、大港及胜利油田化学驱和井网加密协同增效技术方面应用的效果，论证了化学驱油剂、井网加密及层系调整间的协同能力，并明确了化学驱与加密协同增效技术的实施途径。通过数值模拟方法，优化了SZ36?1油田的化学驱与加密协同增效方案，明确了储层渗透率、渗透率级差、原油黏度对增效能力的影响，并给出了相关界限。结果表明，将原反九点井网加密为斜反九点法井网后，井距缩小1/2，结合聚合物驱油技术，采收率提高幅度可达9.8%，相比单独进行加密水驱和单独进行化学驱的采收率之和增加了3.4%。该结果证实海上油田通过化学驱与井网加密技术相结合，可进一步提升驱油体系的波及体积，大幅度提高采收率，实现产能最优化。

利用SPS仿真软件建立正反输仿真模型，对处于低输量工况的阿赛线管道进行正反输运行模拟，并研究了正反输过程中沿线油温随时间的变化规律，以及反输输量对反输温降的影响。结果表明，正输稳态下沿线油温逐渐降低；反输开始沿线油温先降低后升高，达到稳态后油温逐渐降低；反输进站油温先降低后稍有升高，最终趋于稳定；明确了正反输过程中原油最低温度为存留原油被完全推出管道时的进站温度；反输输量越大，反输过程中的最低油温越高，达到反输稳定状态也更快。通过SPS仿真软件模拟分析得出的正反输工艺温度变化可为确定阿赛线正反输运行方案提供一定依据。

稠油微观高黏机理研究对高效开发渤海稠油具有重要意义。针对渤海典型稠油油藏，通过开展原油黏度与温度关系、原油组分和组分极性、杂原子分布和沥青质聚集体结构等研究，探讨了稠油高黏微观机理。结果表明，与渤海N油田（胶质、沥青质质量分数分别为23.25%和6.59%）相比，L油田中饱和烃、芳香烃质量分数较低，胶质、沥青质质量分数（分别为29.95%和9.76%）较高；O、N、S等杂原子质量分数较高，胶质和沥青质相对分子质量也较大，各组分分子的极性较强，胶质和沥青质偶极矩分别达到14.01、17.94 D（N油田的胶质和沥青质偶极矩分别为9.12、12.25 D）。以上均会导致胶质、沥青质分子间的作用力较强，分子间缔合作用明显增强，沥青质分子间距更小，聚集体结构更加致密，最终导致原油黏度较高。

我国已成功钻成万米以上超深井，在钻完井装备技术上有了更深入的突破，标志着我国在石油勘探开发领域迈出了重要的一步。当前，对提高钻井效率、保障安全性的迫切需求愈发凸显。智能钻完井技术凭借其高钻井效率和安全性的显著优势，成为解决这些挑战的核心技术。通过融合先进的自动化控制、实时数据监测以及机器学习技术三方面要素，可有效地优化钻井操作，提高作业效率，大幅提升钻完井的安全性。综述了智能钻完井装备技术的发展现状，提出了自动化控制、实时数据监测、机器学习技术三位一体的研究方法，重点分析了国内外智能钻头、智能导向工具、智能钻杆、智能滑套以及智能钻机等创新设备的发展历程与技术进步。建议未来通过人工智能、智能优化算法以及国内外合作等多极为支撑，实现智能钻完井装备技术三位一体的全面发展。

油井采出原油中含有泥沙、垢等颗粒物，在管输过程中颗粒物与原油中的蜡分子协同沉积，导致管道输量降低，严重时可能造成管道堵塞，影响原油管道安全输送。对掺垢蜡沉积物进行了屈服应力测试实验和显微特性实验；对室内聚乙烯管道进行了清管实验；基于清管实验结果，利用π定理建立了清管效率预测模型。结果表明，碳酸钙垢对蜡沉积物强度的影响存在临界垢质量分数；沉积物中含垢，会提高清管器的蜡层破坏力和清管效率；通过室内实验和第三方文献实验数据，验证了所建立的模型。

为了研究掺氢比对天然气管道泄漏的影响，基于计算流体力学理论，采用数值模拟方法，建立了直埋高压掺氢天然气管道泄漏扩散的数学模型，分析了掺氢比不同时掺氢天然气的泄漏状况、体积分数分布状况，以及管道周围土壤压力与气体泄漏速度的分布情况。结果表明，随着掺氢比的增加，大气中掺氢天然气的爆炸半径逐渐减小，管道周围高压区域范围逐渐减小，而泄漏口处的气体泄漏速度逐渐增大；当掺氢比为30%（体积分数）时，大气中的爆炸半径相较于纯天然气的爆炸半径减小了43%，泄漏口处气体泄漏速度增大68%。研究结果可为掺氢天然气管道的安全抢修提供理论参考依据，对推动掺氢天然气的大规模应用具有重要的实际意义。

红外热成像技术广泛应用于岩石破坏的前兆特征及预警方法研究。然而，红外辐射前兆特征具有多种形式，因此对岩石失稳的准确预警有一定的影响。岩石破坏失稳与应变能的演化存在密切联系，而岩石的红外辐射信息与应变能的耗散、释放有关。若将应变能与红外辐射信息相结合，则可准确地对岩石破坏失稳进行监测预警。以能量演化特征为切入点，采用尖点突变理论确定弹性应变能的释放时间，并将其与红外辐射异常信息相结合，确定了岩石破坏失稳的前兆。结果表明，当弹性应变能骤降时，红外辐射信息也发生突变；通过构建尖点突变模型预测的砂岩弹性应变能释放时间，超前或滞后于红外辐射首次突变时间；可将弹性应变能释放时间附近发生的红外辐射突变作为砂岩的破坏前兆。研究结果可为矿山灾害监测及预警提供一种新思路。

新疆局部地区煤层倾角可达50°，与水平煤层不同，大倾角煤层中流体受重力影响较大，且煤层气井压力传播规律具有特殊性，最佳排采井位有待优化。考虑地层水重力效应，建立了大倾角煤层单相排水阶段的压力传播模型，并验证了模型的正确性；计算了倾斜煤层中裂缝井在稳定渗流状态下的产水量，并优化了最佳排采井位；采用数值模拟方法，分别研究了单井和井组在非均质有界倾斜储层中的压力传播规律。结果表明，在倾角为45°的大倾角煤层中，排采井与上边界和下边界的距离之比为3∶1的位置为最佳排采井位；在定压排采模式下，下倾方向和上倾方向的压力下降幅度差别不大；在恒速降压排采模式下，上倾方向的压力下降幅度远远大于下倾方向的压力下降幅度。

目前，我国大部分油田已进入高含水期，采出液的流动特性发生变化，使降低集输温度成为可能。然而，关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此，利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明，管线降低掺水量之后，井口回压上升，实验管道末点的油温缓慢下降；不同掺水量下井口回压上升过程不同，高掺水量下更容易实现低温集输；当掺水量相同时，玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度，玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合，得到了不同管材的黏壁温度计算模型，计算结果准确度较高，对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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%。

针对高压管道在失效泄漏后产生的欠膨胀射流问题，利用Birch理论模型用伪源代替实际管道的泄漏孔。在不同掺氢比（HBR）、泄漏孔直径、管道运行压力的条件下，研究了掺氢天然气（HDNG）管道泄漏扩散后果区体积分数分布情况、爆炸危险边界、爆炸危险范围的变化规律。结果表明，随着HBR的增加，减少了泄漏扩散后HDNG的聚集，爆炸危险范围逐渐减小，远端危险性降低；随着HBR的增加，爆炸危险边界高度降低，近端危险性增大；随着泄漏孔直径与管道运行压力的增加，泄漏扩散后HDNG的影响区域扩大，爆炸危险边界高度上升，爆炸危险范围逐渐增大，远端危险性增大。

针对海上高温高压气藏气井开采过程中结蜡的问题，采用气?液?固流体相平衡理论及节流效应原理，分析了海上异常高温高压气井析蜡机理，发现高温高压气井蜡沉积主要发生在关闭气井翼阀瞬间温度急剧降低的油嘴位置处。根据相平衡理论，对高温高压气井原始地层流体进行了相态恢复和表征，准确描述了气?液?固三相流体相态变化特征、蜡的析出机理和析出过程。依据相平衡模型分析了气井结蜡位置、流体组分组成变化和结蜡的影响因素，合理解释了高温高压气井析蜡机理是温度压力急剧变化导致流体由气态向液态，再向固态瞬时相变的过程，并提出了相应防治策略。

独立筛管防砂是当前油气井最常用的防砂方法之一。随着油气田开发的不断深入，独立筛管防砂系统所处的工作环境和自身条件发生变化，受高温高压、外部载荷、腐蚀、流体冲蚀等多种因素的影响，容易引发防砂失效，严重影响油气井的正常生产。结合长期矿场实践和理论分析可知，造成防砂失效的主要原因是防砂封隔器失效、密封机构失效、防砂筛管失效，其中防砂筛管失效是最主要原因，筛管冲蚀、筛管腐蚀、地质因素和特殊作业等是导致防砂筛管失效的主要因素。通过对油气井的防砂失效原因的深入分析，为油气井防砂工艺采取预防措施、避免防砂失效而影响生产提供了重要依据。

我国大部分油田已进入开采中后期，油井采出液含水率较高，玻璃钢管道因其良好的抗腐蚀性广泛应用于油田地面集输系统。同时，为了节约加热能耗，可采用低温集输工艺输送高含水原油，但可能出现的原油黏附问题严重威胁系统安全。因此，探究玻璃钢管壁/原油界面特性，对揭示高含水原油低温集输黏附机理具有重要意义。基于接触角仪探究了含蜡原油在玻璃钢和不锈钢表面的界面特性。结果表明，在水相中，油滴在不同材质平板的接触角随温度的降低而增大，且油滴在玻璃钢表面的接触角大于在不锈钢表面的接触角，油滴在水相中的界面张力随温度的降低而增大；与不锈钢表面相比，油滴在玻璃钢表面的黏附功较小，油滴之间的内聚功随温度的升高而减小；在集输系统中，凝油不易黏附于玻璃钢管道，玻璃钢管道更有利于低温集输工艺的实施。

黏壁温度作为普适性低温集输边界条件，其在高含水率开发后期的油田中得到了广泛推广及应用。当集输温度高于黏壁温度时，集输管线运行平稳；当集输温度低于黏壁温度时，绝大部分集输管线的压降显著升高，部分集输管线的压降变化不明显。现场降温试验结果表明，当集输管线进入计量间温度逐渐降低至凝点以下6、8、10、12 ℃时，井口回压存在运行平稳、小幅波动、低频大幅波动和高频大幅波动四个阶段的变化，且当集输温度过低时，集输管线内存在多次“再启动”过程。不同气油比条件下的现场集油管线掺气降温试验结果表明，当气油比分别为40、80、160 m³/t时，集输管线可以在进入计量间温度低于黏壁温度3、4、6 ℃的工况下进行低温集输。

在CO₂增采（CCS?EOR）环境下，研究了X70管线钢在不同CO₂压力下的腐蚀开裂行为及其机理。 使用高压反应釜及模拟采出水溶液，对现场环境进行了模拟；通过电化学实验，研究了X70管线钢在CCS?EOR环境下的腐蚀速率与腐蚀机理；通过慢应变速率拉伸实验，研究了模拟环境下X70管线钢的腐蚀开裂行为；通过扫描电镜，分析了不同CO₂压力下X70管线钢的腐蚀开裂机理。 结果表明，X70管线钢的腐蚀速率随着CO₂压力的增加而增加；X70管线钢表面产生的腐蚀产物膜不能保护金属基体，而且加剧局部腐蚀；在腐蚀产物膜的影响下，CO₂压力的增高使X70管线钢应力腐蚀敏感性增加，X70管线钢腐蚀开裂同时受金属表面裂纹的影响。

能源短缺和环境污染问题一直是世界所关注的热点。采用油、气、电加热原油，不仅能耗高，而且环境污染严重，太阳能作为一种可持续发展的清洁能源，已成为各国关注的焦点。为此，设计了一套太阳能加热原油系统，选择了安全且易获得的空气作为传热流体。太阳能加热原油系统由太阳能吸热器、蓄热器、原油换热器以及电热炉组成，吸热器接收太阳辐射后温度上升，空气经过吸热器获得高温，高温空气进入换热器中加热原油。建立了用于太阳能加热原油系统热力学性能分析的数学模型，并对模型进行了验证；利用Aspen Plus软件对加热过程进行了热力学分析。结果表明，压缩机和预热器是?损较大的部件，当压缩机的压比达到2.7时，太阳能加热原油系统达到最佳状态；在最佳状态下，太阳能加热原油系统的热效率为72.35%，?效率为73.89%，余热回收效率为72.33%。

气田开发效果评价在发现目前开发存在的主要问题、提高气田管理水平以及提出调整对策等方面发挥着重要作用。从产能、能量保持程度和井流物性质三方面出发，考虑采收率、地层压力保持程度、气油比年递增率等指标，提出了凝析气田开发效果定量评价方法。首先基于层次分析法、灰色关联法和RSR值综合评价法计算各指标权重，然后通过岭形分布函数和因子分析法确定各指标隶属度矩阵，最后经模糊变化及最优选择得出评价结果。YH23区块E+K气藏天然气采收率为82.95%，凝析油采收率为58.57%，地层压力保持程度为87.8%，计算可得开发效果评价矩阵 Y =[0.623 7，0.175 2，0.201 1]，属于一类开发水平，经验证与该气田实际评价结果一致，证实提出的方法准确可靠，为气田进一步开发调整指明了方向。

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产，发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同，而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明，不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系，底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料，采用数值模拟技术表征了油藏时变特征；针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题，提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案，针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后，根据数值模拟及实际矿场应用，波及系数提高了11.1%，标定采收率提高了4.5%。

由于海底环境复杂，海底管线钢经常面临严重的腐蚀风险。通过动电位极化技术和交流阻抗技术，探究了静水压力、溶解氧质量浓度及硫酸盐还原菌（SRB）接种时间对X70管线钢在南海模拟溶液中的电化学腐蚀行为，并结合电子显微镜表征技术分析了腐蚀形貌，阐明了三种环境因素共存条件下对X70钢腐蚀行为的作用机制。结果表明，X70管线钢在接种SRB的实验环境中的自腐蚀电流密度是无菌时的2倍；在0～3.5 MPa的压力下，腐蚀程度先加剧后减缓；SRB和溶解氧共存时，氧的存在抑制兼性厌氧菌SRB的数量，从而起抑制腐蚀的作用。

随着人工智能技术的发展以及大数据互联网技术的应用，管道泄漏检测技术向智能化的方向发展。将管道泄漏检测技术分为连续性技术和非连续性技术两大类，介绍了多种泄漏检测方法的原理，总结并分析了国内外长输油管道泄漏检测技术的研究现状，对多种检测方法相结合的输油管道泄漏检测与定位技术在长输油管道检测中的应用进行了展望。

在高压低温的输送条件下，湿气集输管道中会有天然气水合物生成，而生成的水合物可能会导致管道堵塞或关键控制设备失灵等诸多风险。加注醇类水合物热力学抑制剂（THI），是预防湿气管道生成水合物的方法之一。若THI注入量过大，则不仅会增加采购、运输和储存成本，而且还会增加水处理成本。因此，在一定安全裕度的基础上，确定THI的最小注入量至关重要。基于经验公式法和相平衡软件的THI注入量的计算，不考虑流动的影响。为优化THI注入量，采用相平衡与流动耦合计算法，基于OLGA组分跟踪模型，对沿线的温度、压力以及THI质量分数进行了跟踪，以期较为准确地预测THI注入量。以陆地气田气和海底油田伴生气集输管道为例，对不同计算方法进行了对比。结果表明，相平衡与流动耦合计算法可减少THI注入量10%以上。

重晶石是油基钻井液的主要加重剂，但是其加重的高密度油基钻井液存在诸多问题。为了探究微锰矿粉在油基钻井液中的适用性，采用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了重晶石和微锰矿粉的粒度分布和微观形态，对比分析了重晶石油基钻井液体系和微锰矿粉油基钻井液体系在流变性、失水造壁性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能方面的差异。结果表明，在低密度条件下，微锰矿粉体系和重晶石体系差异小；在高密度或超高密度条件下，微锰矿粉体系低黏高切，泥饼黏滞系数小于0.10，沉降密度差小于0.03 g/cm³，酸溶后渗透率恢复率大于95.00%，其流变性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能均优于重晶石体系；微锰矿粉体系比重晶石体系失水量大，泥饼质量差，建议将微锰矿粉中复配重晶石以提高体系的失水造壁性。研究结果全面揭示了微锰矿粉油基钻井液体系和重晶石油基钻井液体系性能的差异，对微锰矿粉改善高密度、超高密度油基钻井液的性能提供支撑，也为超高密度油基钻井液加重剂应用提供了新的发展方向。

随着清洁能源的广泛应用，提高输气管道的输送效率成为热点问题，其中降低管输过程中的摩擦阻力至关重要。为探究三角形肋条在输气管道减阻中的应用效果，利用ANSYS?FLUENT软件对光滑管道和肋条管道中的湍流流动进行了数值模拟。结果表明，在近壁区域，肋条管道与光滑管道的速度剖面相差较大，主流区域相差较小，肋条结构的减阻效果主要基于近壁面；肋条结构将漩涡推离壁面，使肋底充满低速流体，降低近壁面处动量交换，减小摩擦阻力；与光滑壁面相比，尺寸为s＝h＝0.516 5 mm的肋条具有4.38%的减阻效果。

以牙哈（YH）凝析气藏E+K区块M井组为例，建立典型井组数值模拟模型，对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下，模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明，采用“上注?下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×10⁴ m³/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）等条件时，凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据，为凝析气田中后期开发调整提供指导。

碳酸盐胶结物是寻找低孔低渗背景下或深部砂岩储层油气勘探“甜点”的关键因素之一，总结国内外学者的研究成果，对指导有利区带勘探和剩余油挖潜具有重要意义。首先，对中国含油气盆地碳酸盐胶结物类型及分布特征进行了系统总结，认为其分布具有盆地类型多样、时代跨度大、沉积相类型以丰富的三角洲相为主等特征；其类型以方解石和白云石两大类为主，根据铁离子质量分数可进一步细分为无铁、含铁和铁质碳酸盐胶结物三种类型。然后，对碳酸盐胶结物的形成期次、物质来源、离子运移及沉淀的影响因素进行了分析与总结，认为成岩过程中流体的来源、流动方式对碳酸盐胶结物的类型、成因机制及分布具有重要的控制作用。最后，总结了碳酸盐胶结物对储层质量影响的几种观点，并提出了目前碳酸盐胶结物对储层质量影响评价过程中的一些建议和有待进一步研究的难点问题。

南海东部X区块Y构造恩平组发育大型富砂辫状河三角洲前缘砂体滑塌形成的湖底扇沉积，垂向上多期次叠置且叠合性较好。区块内流体性质复杂多样，普遍存在油层出气和气层出油现象，油层和气层在录井资料上表现特征相似，因此大幅度增加了该区块的流体相态识别难度，从而给录井综合解释带来了一定的困难。针对研究区流体性质复杂且利用常规气测异常倍数法、气体比率法、三维及地化录井资料无法准确识别油气层的难点，对气测烃组分解释方法进行优选，结果表明，Bar图法和星型图法可快速有效地识别该区块油气层。现场实际应用表明，基于气测烃组分特征差异的Bar图和星型图流体解释评价方法，可快速准确地解释评价X区块储层内复杂流体。利用该方法在随钻过程中的解释结论与测试求产结果相符合，符合率达到了87%以上，为油田后期储量的评估提供了可靠依据。

采用OLGA软件建立了某油气混输管道几何模型，研究了管道停输和再启动过程中的瞬态流动规律。首先，分析了管道稳态运行时沿线温度、压力和持液率的分布特点，确定了沿线温度最小值所处位置及压力最大值所处位置，分析了环境温度和停输时间对运行参数的影响，确定了可保证温度最低点处原油温度高于其凝点的安全停输时间。在实际运行过程中，停输时间不应超过安全停输时间，否则容易出现管道凝管、启动压力过大等问题，威胁管道的安全运行。

管道运输是输送油气等重要物资的主要手段，而地震对埋地管道的破坏是难以修复的。首先，基于非线性动力学理论，运用ANSYS有限元软件建立了管道?土体模型；然后，建立管道与土体之间的非线性接触模型，通过对有限元模型施加载荷，得到了埋地管道的静力分析结果；最后，对埋地管道施加不同的地震波并进行了比较。结果表明，管道的上部和下部在地震波的影响下产生了较大的位移；随着输入的地震波逐渐加大，管道下部的位移减小，但仍大于管道两侧的位移。由此可知，发生地震时管道的上部和下部受到的影响较大。

针对食堂的特点，利用FLACS软件对某大学食堂进行三维建模，在考虑喷射方向、障碍物等因素的基础上，模拟天然气的泄漏及爆炸情况，研究了特定场景下气体云团的扩散过程、爆炸冲击波和温度的发展规律。结果表明，当天然气垂直向上泄漏时，因食堂屋顶的阻碍作用，天然气在小型摊位发生堆积；当天然气水平泄漏时，天然气在用餐区域体积分数较高；爆炸初期，首先出现以点火点为中心的爆炸压力冲击波，压力冲击波以圆弧形向外传递，泄漏方向对爆炸产生的最大超压影响较小；温度分布受泄漏方向的影响较大，垂直喷射时高温集中在小型摊位处，水平喷射时温度沿喷射方向由高到低分布。

目前常采用注水方式开采石油，但是含水输油管道中常发生CO₂腐蚀现象，因此采用计算流体力学方法（Computational Fluid Dynamics，CFD），研究了不同含水率、不同流速下的直管和弯管中油水分布情况，确定了输油管道CO₂腐蚀的发生条件，并分析了流速及含水率对壁面剪切力的影响。结果表明，CO₂腐蚀的发生取决于管道内的含水率和流速。当含水率升高时，油品浸润在管道内壁阻止腐蚀的发生；当含水率降低时，积水量增加，导致CO₂腐蚀严重。当流速增大时，管道内发生湍流，因此难以形成积水，降低腐蚀风险。但是，流速增大时会导致壁面剪切力增加，破坏腐蚀产物膜，进而进一步加快腐蚀速率。向下倾斜弯管在重力作用下往往不会发生积水，腐蚀风险低；向上倾斜弯管最容易发生积水，腐蚀风险高；受冲刷作用的影响，弯头端的腐蚀严重。弯头处容易受腐蚀和力学的交互作用，因此腐蚀严重。研究结果对油田集输管道的安全运行具有一定的指导意义。

自然灾害中的土体塌陷严重威胁埋地管道的稳定性。为了研究埋地管道在悬空塌陷区的稳定性，基于有限元方法，研究了壁厚、外径不同的埋地弯管在悬空状态下的位移、应变和应力；采用特征值屈曲理论，研究了一定条件下埋地弯管在土体塌陷时所能承受的极限长度。结果表明，减小管道在土体中的埋深、增大管道外径以及壁厚，可以有效降低管道在土体塌陷过程中的位移，管道的应力和应变均发生在塌陷区的中心和两侧固支端的位置；管道外径、壁厚的提高，可以在一定程度上抑制局部应力过高；埋地弯管在采空区的极限长度约为87 m，并且增大管道外径和壁厚可增强埋地弯管在土体塌陷过程中的抗屈曲能力。

针对礁灰岩储层在裂缝中充填超轻颗粒的携砂液技术需求，以过滤海水为基液，以助排、分散一体剂为主剂，研究了一套携砂液体系。当携砂液体系的表面张力为24.31 mN/m、界面张力为0.122 mN/m时，具有较好的助排能力，且超轻颗粒在携砂液中分散良好。沉降速度与普通陶粒相比从0.58 cm/s降低至0.35 cm/s，对超轻颗粒具有较好的悬砂效果，砂比为10%~50%的超轻颗粒在搅拌下可有效悬浮，静置后在270~470 s可沉降。研究的携砂液体系可满足超轻颗粒在裂缝中携带和充填的需求。