在全球能源结构转型的背景下，电脉冲压裂技术已成为非常规油气储层绿色开发的重要手段。该技术通过高压脉冲放电产生可控冲击波，实现储层多尺度裂缝网络的构建与高效破岩。聚焦电脉冲压裂破岩机理与数值模拟研究，系统分析了电脉冲放电的原理及其能量转换过程；建立放电冲击波与TNT爆炸冲击波的等效模型，揭示了电脉冲冲击波在砂岩与页岩储层中通过剪切、空化及拉伸作用的致裂机制，并量化了冲击波随传播距离衰减的致裂效果差异；基于Autodyn平台构建TNT爆炸模型，并对砂岩与页岩的损伤进行了监测。结果表明，岩性参数对冲击波能量衰减路径与损伤模式具有显著控制作用；砂岩储层需优先优化脉冲能量以激发多向裂缝网络，而页岩储层则需要通过作用距离的调控实现主裂缝的定向扩展。

水平井分段压裂技术是实现低孔低渗致密砂岩气藏有效开发的关键，其中压裂施工参数的合理优化是基础。目前，普遍采用“一井一策”的压裂设计思路，实践表明该思路下施工参数与压裂效果的相关性不高，参数对改造效果的影响规律不清楚，无法适应强非均质性致密砂岩气藏多类型储层共存的局面。基于此，以金秋气田JH区块为研究背景，提出了考虑储层品质和砂体分布特点的“一段一策，分段优化”新思路；采用地质工程一体化思路，建立了“储层类型优化-改造段分类-目的井参数优化”的致密砂岩气藏水平井压裂施工参数优化高效设计方法，构建了一套可快速复用、针对分储层类型的致密砂岩气藏压裂标准化设计流程。结果表明，相比传统方法，该优化方法可使单井压裂设计周期缩短50%~60%，单井压裂成本降低10.6%，压后单井稳产时间延长58.3%，最终可采储量（EUR）提高15.6%。该优化方法可有效提升强非均质性致密砂岩气藏压裂施工参数优化的科学性和高效性，对以JH区块为代表的同类致密砂岩气藏压裂改造及开发效益提升具有一定的指导作用和工程借鉴价值。

埋地输油管道保温层破损会显著改变管周土壤温度场的分布，进而影响管道的热力性能和运行安全。基于多物理场耦合传热理论，构建了埋地输油管道三维稳态传热模型，定量分析了不同土壤介质（黏土、壤土、砂等）条件下管道的温降特性和管周土壤温度场的演化规律；采用ANSYS Fluent 2022软件对模型进行求解，求解过程中考虑了水分侵入效应。结果表明，在砂土地段，埋地输油管道保温层全部破损的临界段数为15段（单段长度100 m），对应的临界破损距离为1.5 km；依据此临界距离设置初始段监测点，80 km管道共需设置56个温度监测点；各监测点温度沿管道轴向呈非线性下降趋势，其中第28个监测点（管道42.0 km处）的出口温度首次降至析蜡临界温度（45 ℃）。研究提出的“临界距离分段监测法”可实现砂土地段埋地管道保温层破损状态的精准监测，为埋地管道的安全运行提供技术支撑。

缝洞型油藏非均质性强、流体流态复杂，高含沥青质稠油流动特征及水驱规律不明确，给油田注水开发造成极大的困难。基于可视化缝洞模型，开展不同黏度稠油流动及水驱效果实验，建立了含沥青质稠油流动阻力系数与黏度及流量的关系；结合图像识别实现不同孔洞含油饱和度动态量化，明确了高含沥青质稠油在缝洞中的水驱特征及稠油黏度、裂缝参数和注水速度对驱油效果的影响。结果表明，当稠油黏度从59 mPa·s（中黏）增加到1 090 mPa·s（特黏）时，缝洞中稠油拟启动压力梯度增大了1个数量级，流动阻力系数增加了3倍；水驱采收率降低了9.6个百分点；当稠油黏度增大时，水驱波及孔洞数量减少，剩余阁楼油、局部高部位油和壁面油增加；裂缝宽度、长度及空间位置分布对水驱稠油液流走向的影响较大，且该作用强于油水重力分异作用；注水初期适当增大注水速度，水驱在小尺度裂缝宽度中的波及、突破能力增加。

内烯烃磺酸盐作为一种新型驱油用表面活性剂，近年来备受油田现场关注，随着三次采油技术在高温高盐油藏的应用，表面活性剂的耐温抗盐性问题也伴随而来。采用旋转滴法考察了Na⁺、Ca²⁺的离子强度对支链化程度不同的两种内烯烃磺酸盐（A?18、I?20）降低油水界面张力的影响。结果表明，内烯烃磺酸盐表面活性剂普遍具有较好的抗盐性，疏水烷基支链化可以增加表面活性剂的界面活性，原油中的活性组分可以与表面活性剂分子在界面上混合吸附，是主导界面性能的重要因素；离子强度的升高可以削弱分子间静电斥力，增加界面上表面活性剂的吸附量；相较于Na⁺，Ca²⁺具备更好的分子集合能力，高质量分数下会进一步降低油水界面张力。

为解决天然气掺氢管道输送过程中的浓度分层问题，提升短距离内的掺混效率，采用计算流体力学方法构建多组分湍流流动模型，对比研究了右旋叶片、交叉叶片及交叉孔隙叶片三种螺旋型静态混合结构的掺混特性、流场演化及压力损失，并以变异系数和掺混均匀度为量化指标进行了综合评价。结果表明，交叉孔隙叶片结构通过旋流+射流+二次流的协同作用，在2 m内能达到工业掺混要求（均匀度≥95%），5 m处的均匀度达到99.66%，浓度混合影响因子为9.14，压力损失为189.3 Pa；旋流+射流+二次流的协同作用是实现短距离高效掺混的核心机制，交叉孔隙叶片结构能够在保证低损输送的同时显著提升掺混效率。研究成果可为静态混合结构的选型提供参考。

为了探讨油包水（W/O）型乳状液的微观特性及其对稳定性及积液形成规律的影响，采用搅拌乳化实验和显微观察实验，系统研究了含水率、剪切速率及CO₂过饱和处理等因素对乳状液粒径分布和稳定性的影响，并基于实验数据建立了符合MH油样的积液形成速率模型。结果表明，剪切速率显著影响乳状液的粒径分布及稳定性：中等剪切速率(6 000~9 600 s^-1)可有效增强乳状液的稳定性，并实现液滴的均匀分布；当含水率低于30%时，随着含水率的增加，液滴粒径减小，但过高的含水率可能导致分层速率下降；经CO₂饱和处理后，油水界面张力降低，乳状液的稳定性增强，但过量CO₂溢散会破坏油水界面平衡，加剧液滴聚并；合理控制剪切速率、含水率及CO₂浓度，可有效提高管道输送性能，减少底部积液，提升油田集输系统的运行稳定性。该研究成果为含CO₂驱替工艺下的集输管道积液控制提供了理论依据，对油田生产管理具有重要的工程应用价值。

以省级行政单元为基础，综合区域消费强度、储备容量、管网连通性等关键参数，构建了覆盖“储备⁃管网⁃炼化”全链条的区域原油供应模型。在进口渠道完全中断的背景下，依据国内原油储备，对“抗扰⁃暴露⁃恢复⁃崩溃”全过程的供需满足率进行了模拟；基于模拟结果，绘制“供需满足率⁃时间”性能曲线，并从中提取了暴露期长度、恢复速度、最低性能水平等韧性指标；通过性能曲线对比分析，解析了全国各省原油供应系统韧性的区域差异特征。结果表明，全国各省原油供应系统韧性差异显著，主要呈现稳定运行型、脉冲恢复型、暴露恢复型、前期稳定⁃后期崩溃型、短期恢复⁃后期崩溃型等5种响应模式；系统韧性主要受原油消费总量与储备能力的协同影响，管网在原油再分配中发挥关键调节作用。区域原油供应模型能够有效反映系统在进口中断下的动态演化特征，突破传统静态指标体系的局限性，揭示我国原油供应系统的显著区域差异，为构建差异化应急响应机制、优化储备布局与管网结构提供指导性建议，对提升原油安全保障能力具有重要意义。

为揭示管输剪切作用导致含高分子降凝剂原油凝点回升的内在机理，以T原油为对象，基于能量耗散理论开展了管输剪切模拟实验；采用显微图像观察与Image J数字图像处理技术，分析了T原油及剪切作用前后的改性T原油微观蜡晶的形态参数。结果表明，掺入25 mg/kg降凝剂并经50 ℃热处理后，T原油的凝点由-8 ℃降至-14 ℃；管输模拟后，改性T原油的凝点回升至-5 ℃，凝点回升幅度大于T原油，且每次高速剪切可使改性T原油凝点升高3~4 ℃；降凝剂通过共晶吸附作用促使蜡晶聚结长大，蜡晶数量由605个降至272个，蜡晶的平均面积由5.58 μm²增至7.33 μm²；剪切作用会削弱已聚结蜡晶结构的强度，导致蜡晶重新分散，蜡晶数量增至771个，蜡晶平均面积降至1.36 μm²，增大了体系的分散度及表面能，宏观上表现为凝点回升。研究明确了剪切作用削弱含高分子降凝剂改性效果的微观本质，为含蜡原油管输的剪切安全性评估提供了理论依据。

开鲁盆地钱家店地区上白垩统姚家组砂岩型铀矿的成矿控制因素尚存争议，其沉积环境、物源性质及铀富集机制有待进一步明确。以姚家组含铀岩系为研究对象，通过钻孔岩心系统采样，采用X射线荧光光谱（XRF）和电感耦合等离子体质谱（ICP⁃MS）等方法，分析了主量元素、稀土元素及有机质含量。结果表明，姚家组氧化带砂岩δCe为0.67~0.89，δEu为0.78~0.92，均呈明显负异常，表明Ce、Eu异常参数在判别氧化还原环境方面具有指示作用；铀质量分数与m（K2O）/m（Na2O）呈负相关，高铀样品的m（K2O）/m（Na2O）均小于2，表明高渗透性砂岩为含铀流体提供了有利的运移通道。综合沉积相、地球化学判别图解及区域构造背景分析，确定姚家组形成于被动大陆边缘环境；铀成矿主控因素为区域构造掀斜控制的氧化带与局部构造天窗的耦合，主成矿年龄约67 Ma。研究明确了研究区“源⁃运⁃储”一体化的铀成矿模式，为开鲁盆地及同类盆地砂岩型铀矿的勘探提供了重要的理论依据。

涡激振动是导致结构破坏的主要原因之一，该现象不仅会缩短工件的使用寿命，还可能使原本稳定的结构变形失效，进而引发安全隐患或造成经济损失。基于CFD软件，采用k-ω湍流模型、SIMPLE压力速度耦合方法对多孔介质圆柱体涡激振动进行了数值模拟。对单多孔介质圆柱体、三多孔介质圆柱体和矩阵排列圆柱体中横向排列的多种场景下的涡激振动问题分别开展了模拟研究，对比分析了不同排列方式下多孔介质对圆柱体涡激振动的影响。结果表明，在各种排列方式下，添加多孔介质可使圆柱体受力均匀、流场更稳定，显著抑制涡激振动现象的发生；同时，还可延长工件的使用寿命，进一步提高经济效益，具有良好的使用价值和应用前景。

为促进学生进一步了解天然气站场作业的实际情况，设计并开发了天然气站场虚拟仿真实践教学系统。系统包括设备拆解、安全应急事故处理、工艺模拟（含多人协同）、训练考核四个虚拟仿真实践教学模块。为了对学生进行针对性辅导，并对后续教学方法与教学内容进行持续改进，通过采集训练考核的操作数据，对学生的整体与个体在知识与技能方面的掌握情况进行了分析与预测。结果表明，教学系统建设有助于学生掌握天然气站场工艺设备，提升工程实践能力。