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。

钻遇裂缝性泥页岩地层时极易发生井壁失稳现象。通过岩石力学实验探究了泥页岩在钻井液浸泡下的力学性质弱化规律；在综合考虑应力、压力、温度、溶质质量分数和天然裂缝变形的影响下，建立了热?流?固?化多场耦合条件下的裂缝性泥页岩井壁稳定模型，分析了该地层多场耦合响应特征、井壁失稳机理和主控因素；基于井壁失稳特征，建立了不同岩石强度下裂缝性泥页岩地层安全钻进密度窗口图版。结果表明，随着浸泡时间的延长，泥页岩的强度和弹性参数均呈指数型劣化；考虑天然裂缝发育时，井周各物理场呈非均匀分布特征，导致坍塌破坏区域和拉伸破坏区域向裂缝尖端扩展；增加水平地应力差和流体压力差会扩大拉伸破坏区域和坍塌破坏区域，增加溶质质量分数差有利于降低破坏风险，提高钻井液温度对坍塌破坏影响不大，但能显著降低拉伸破坏风险。研究结果可为裂缝性泥页地层钻井设计提供理论支撑。

风险评价是管道完整性管理的核心工作，也是实现风险预防管理的前提和基础。海底管道的服役条件苛刻，监测和维修难度大，事故后果严重。为了保障海底管道的安全运行，结合新奥LNG外输海底管道舟山段服役条件和运行特点，对其危险因素进行识别，并采用Kent评分法对其进行风险评价，得到了该LNG外输海底管道的相对风险值；根据相对风险值，对该LNG外输海底管道系统的风险管段进行了等级评定。结果表明，海底管道舟山段的相对风险值主要介于100~200，风险等级处于较低水平。同时，提出了针对海底管道舟山段的风险管理措施和建议。本研究可为建立基于风险级别的管理机制及保障海底管道的安全运行提供科学指导和参考依据。

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。

拱顶罐作为油品存储的重要设施，其蒸发损失控制需基于蒸发损失机制的研究。建立拱顶罐动态吸收热通量的用户自定义函数（UDF）模型，运用FLUENT 19.0软件，系统研究了太阳辐射强度、储油高度和油品贮存时间对罐内油气扩散的影响。结果表明，罐内气体温度分布不均匀，纵向呈“上高下低”分布，且罐内气体平均温度随着储油高度的增加而降低；罐内油气质量分数在同水平高度分布均匀，柴油表面的油气质量分数最大，其数值与储油高度和贮存时间均呈正相关；罐内气体最大压力在一天内先升高后降低，且随液位高度升高而增大。研究结果为储罐的蒸发损失量化评估及油气回收系统的设计优化提供了理论依据。

利用分子动力学，分别构建正十二烷、正十八烷和正二十九烷的最低能量构型，研究了含水率（质量分数）不同时油分子与蜡分子之间的相互作用；构建含水率不同的原油乳状液体系的分子动力学模型，研究了水分子溶解在体系后对含蜡原油黏度的影响；比较了蜡分子在含水率不同的体系内的径向分布函数。结果表明，碳数是决定原油分子之间相互作用能的主要因素；随着含水率的增加，分子间的距离变大，而相互作用能变小；水分子溶解在体系中后，蜡分子间的距离和静电相互作用均变大，蜡分子分布变得无序，原油的流动特性得到改善。

在油气田生产和集输过程中，水套炉盘管作为天然气加热系统的关键设备，承担着重要的热能供应与保障作用。然而，水套炉盘管内部的细小颗粒易引发冲蚀损伤，且该过程难以提前预测。因此，了解影响水套炉盘管冲蚀的因素并建立有效的预测模型至关重要。采用计算流体动力学（CFD）数值模拟并结合敏感性分析方法，研究了温度、压力、气体流速、颗粒直径、弯管直径和曲率半径等因素对水套炉盘管冲蚀的影响。结果表明，气体流速、颗粒直径、弯管直径和曲率半径是影响冲蚀的主要因素。建立的综合冲蚀预测模型，为水套炉盘管的维护和安全管理提供了科学依据，具有工程实践意义。

油藏历史拟合优化问题属于高维系统最优控制问题，选择合适的优化算法对实现良好的拟合效果至关重要。由于梯度类方法在计算目标函数梯度时存在困难，随机性智能优化算法被广泛应用于油藏优化过程。提出了一种基于实数编码遗传算法（RGA）与连通性模型的油藏历史拟合问题的方法。该方法无须编码解码操作，直接将传统方法求解得到的可行解作为改进遗传算法的初始参数，可有效降低搜索空间的复杂性；在RGA中，采用实数编码直接表示参数，算法能够处理连续变量，可提升搜索的精度和收敛速度；引入自适应选择策略、交叉与变异操作，可进一步优化算法性能。结果表明，RGA能够有效提高拟合效果，并在较短时间内获得较优解，该方法在油藏历史拟合领域具有广阔的应用前景。

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。

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。

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。

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。