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。

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。

针对以天然气为燃料的固体氧化物燃料电池余热回收与液化天然气冷能利用相结合以及烟气中CO₂的捕集问题，提出了一种由双重再压缩布雷顿循环、CO₂回热朗肯循环和双级闪蒸循环构成的新型冷热电联供系统；采用热力学仿真软件对该循环系统进行模拟，分析了混合工质中Xe质量分数、CO₂回热朗肯循环膨胀机入口压力p₂₃、闪蒸循环的泵出口压力p₂₆和分流比x对系统热效率、?效率、净输出功和冷?回收率的影响。结果表明，提高p₂₃有利于提升系统的热效率、?效率和净输出功；降低p₂₆有利于提升系统的净输出功及热效率，提高Xe质量分数与分流比x可提升系统的循环净功、热效率与?效率；当Xe质量分数为0.3、p₂₃为16 MPa、p₂₆为13.5 MPa时，系统的热效率、?效率、净输出功分别为67.17%、58.13%、2 587.96 kW。

基于Navier?Stokes方程与相场理论耦合方法，构建了含裂缝混合润湿致密油藏孔隙尺度数值模型，研究了不同注入速度、注入方式及注停时间下的渗吸采油过程。结果表明，注入速度与采出程度呈非线性关系，0.01 m/s为最佳注入速度，此时毛细管力与黏滞力动态平衡，裂缝?基质压力传递效率最优，采出程度达峰值；周期性间歇注水方式较恒速注水可节水48%，而采出程度仅降低1.08%，在低油价下经济性更优；较短的注停时间配合高频次注水，可形成周期性压力波动，累计注水量减少80%，可实现与长周期注水相同的采油效果。研究混合润湿致密油藏注水开采过程中注入参数对渗吸?驱替协同增效机制的影响规律，为优化注入方式提供了理论依据。

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。

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。

致密储层孔隙中形成的水膜会导致多孔介质中的油水呈“油芯水膜”分布状态，显著影响渗吸的流动通道及毛细管力大小。针对以上问题，通过高压压汞和岩芯渗吸实验，分析油水微观分布特征及毛细管力作用机理，建立了考虑水膜厚度的毛细管力计算模型，揭示了含水分布特征对毛细管力的影响规律。结果表明，随着油相压力的增大，孔隙壁面的水膜逐渐变薄并最终趋于稳定；在相同压力条件下，孔隙半径越小，水膜厚度占孔径比例越高；当孔隙半径小于30 nm时，水膜对毛细管力的影响较大；当孔隙半径大于30 nm且含水饱和度大于0.60，考虑水膜与未考虑水膜的毛细管力计算值基本一致，此时水膜对含水饱和度和毛细管力的影响较小；当含水饱和度小于0.60时，考虑水膜和未考虑水膜的毛细管力的计算值差异显著，且随着含水饱和度的增加，两者差异逐渐缩小，此时毛细管力较小，导致岩芯渗吸能力较弱。

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。

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。

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。

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。

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。