通过预测储气库短期供气量，并将其作为储气库季节性调峰量，可在保障供气可靠性的同时，提升储气设施运行效率与经济效益，破解由季节性“峰谷差”导致的供需失衡难题。通过精准预测下游用户的天然气需求量，能够有效反映储气库在短期内所需的供气量。选取某地区2021-2024年的每日天然气用气量，结合气温变化及日期类型，综合考量趋势项、季节项及节假日效应，提出了适用于储气库短期供气量预测的Prophet预测模型；采用平均绝对误差（r_MAE）、平均绝对百分比误差（r_MAP）、均方根误差（r_RMS）、决定系数（R²）4项性能指标，对比评估了Prophet模型与STL分解、VARMAX等5种常用预测模型的预测性能。结果表明，Prophet模型在测试集上的r_MAE为13.15 m³，r_MAP为2.71%，r_RMS为16.52 m³，R²为0.99，显著优于其他模型；在冬季用气高峰期，其预测误差可控制在5%以内。Prophet模型通过融合气候条件、日期类型两个外生变量，能够准确捕捉下游用户天然气用气量的季节性与突发性波动特征，提高储气库供气量预测精度，为储气库调峰保供提供关键数据支持。

目前，众多计算含油饱和度的方法以静态法为主，主要用于计算原始含油饱和度，但难以适用于开发过程中动态含油饱和度的计算。针对现有动态法计算含油饱和度的不足，基于油水相对渗透率通式，推导出油水相对渗透率比值与含水饱和度之间的通用关系式，通过ln（1+x）级数展开，得到能够实现油水相对渗透率比值全程拟合且便于工程应用的三项式公式，克服了以往直线公式只能拟合中间段的问题；依据含水率定义及平面径向流公式，建立了油水相对渗透率比值与含水率的关系式；通过油水相对渗透率比值，建立了含水饱和度与含水率之间的三次多项式函数关系式，当已知区块、单井或单层的含水率时，应用该关系式即可求出不同开发阶段的含水饱和度，进而得到含油饱和度。研究方法可为加密井位部署、精细注水等调整措施的制定提供依据。

气顶边水环状油藏在开发过程中面临气窜与水侵的双重难题，需要基于开发效果评价及时调整开发策略。辽河SG?1油田杜X井区属于气顶边水环状薄层油藏，利用天然能量开发，油藏压力下降快，造成边水过早侵入，气顶气窜，影响开发效果。通过数值模拟及公式法对开发方式比选发现，薄层油藏油层厚度小，对气体的遮挡和阻碍作用较弱，注气相对于注水开发更容易过早突破，造成气窜，开发效果较差。创新设计低部位屏障注水补能、高部位采油的水驱开发方式，并基于采用临界流速、翁文波Logistic旋回法等方法优化注入速度、注入量、注采比，考察了抑制边水侵入和顶部气窜、挖潜剩余油的效果。结果表明，采用低部位屏障注水能有效提高区块采收率，较气驱开发提高3.5个百分点，较天然能量开发提高6.5个百分点。研究对高效开发气顶边水环状薄层油藏具有重要意义。

混合润湿毛细管静态渗吸前缘特征及其演化规律对预测复杂润湿致密油藏渗吸采油效果至关重要。通过建立混合润湿静态渗吸采油模型，研究了空间混合润湿分布和混合润湿程度对静态渗吸前缘距离变化以及界面变形特征的影响规律，明确了混合润湿毛细管内发生高效静态渗吸采油的临界条件。结果表明，水润湿分数越大，稳定静态渗吸前缘距离差值越小，达到最佳渗吸采油效果所需时间越短；两润湿侧壁接触角余弦差值越大，稳定静态渗吸前缘距离差值越大；基于模拟数据建立的静态渗吸前缘距离差值拟合公式，结合静态渗吸前缘距离解析解，可定量表征不同混合润湿毛细管静态渗吸前缘距离变化规律及界面变形特征。研究结果可为混合润湿致密油藏高效低碳开采提供理论指导。

随着储罐向大型化方向发展，基础沉降、结构变形等影响大型储罐运行的结构安全问题已成为设备管理和检验人员关注的重点，开展大型储罐基础沉降检测和结构完整性评价研究对保障大型储罐安全运行具有实际意义。基于储罐的基础沉降类型及其典型损伤形式研究，结合储罐在设计建造、定期检验等不同储罐服役阶段的特点，提出了储罐基础沉降检测要求，明确了不同类型沉降的检测和评价方法；针对罐壁不均匀沉降，开展分级评价方法研究，提出包含沉降差评价、偏离平面沉降幅度评价、局部非均匀平面沉降评价、应力分析评价的基础不均匀沉降4级评价方法，为技术人员开展储罐罐壁沉降安全评价工作提供了科学依据。

在J-Y成品油管道停输期间，输送油品温度与外界土壤温度存在显著差异，导致停输后管内压力下降。当管道高点的压力降至低于饱和蒸汽压时，管内因出现气阻现象无法保压，进而对管道系统的安全运行构成潜在威胁。利用SPS软件建立管道模型，模拟了沿线当量土壤温度分布，通过模拟分析有效修正末站进站温度误差，从而得出管道沿线土壤温度平均值及停输后的温降范围；利用拟合方程揭示了当量土壤温度随时间的变化关系；结合泵前温度测量值与模拟获得的当量土壤温度值，在系统运行一段时间后进行停输操作，并通过SPS软件模拟了停输后温度与压力的变化趋势。结果表明，停输后发生汽化的时间与油品和土壤之间的温差有关；如果停输前油品与土壤的温差足够小，则停输后全线不易发生汽化；如果停输前油品与土壤的温差为负值，则停输后管内压力升高。

与碎屑岩储层相比，碳酸盐岩储层具有极强的非均质性，储集空间类型多，孔、洞、缝发育不均，如何表征强非均质性碳酸盐岩气藏的三维储集空间是储层精细描述的关键。基于地质、测井、地震及生产动态等数据与资料，在气藏精细描述与储层评价认识的基础上，以合川区块茅口组缝洞型碳酸盐岩储层为研究对象，采用随机建模结合确定性建模方法，逐步构建构造框架、沉积相分布、储层分类及孔隙度、渗透率及含气饱和度等多种属性的储层精细地质模型，定量表征储层属性分布特征；采用地质统计学结合多属性协同模拟技术，建立多尺度融合的缝洞体模型，定量刻画储层储集空间展布特征，形成了一套基于沉积相-储层类型分级控制与多尺度信息融合的缝洞型碳酸盐岩精细储层建模方法。

为了快速界定掺氢天然气高压管道泄漏的危险距离，通过整合管道小孔泄漏模型、名义喷管模型和横流?射流积分模型，建立了开放空间掺氢天然气高压管道小孔喷射泄漏过程完整的理论数学模型，并通过实验验证了高速射流下横流?射流积分模型的适用性；基于建立的模型，分析了掺氢比（氢气的体积分数）、风速、泄漏孔直径、管内压力对射流轨迹的影响以及掺氢比、风速、名义直径对最大爆炸危险距离的影响规律。结果表明，横流?射流积分模型数据与实验数据和数值模拟数据吻合较好；掺氢比、泄漏孔直径和管道压力越大，泄漏射流轨迹偏折程度越小；风速越大，泄漏射流偏折程度越大；当掺氢比低于44.4%时，掺氢比与最大爆炸危险距离呈线性减小关系；当掺氢比高于44.4%时，掺氢比与最大爆炸危险距离呈线性增加关系；风速与最大爆炸危险距离近似呈线性减小关系；名义直径与最大爆炸危险距离呈正比关系。

多数油气生产问题源于不正确的油气相行为模拟，微?纳米孔中油气相行为对页岩油气开发至关重要。因此，准确模拟微?纳米孔中的油气相行为，是页岩油气高效开发的关键。考虑毛细管压力和流体临界点偏移对微?纳米孔中热力学相平衡的影响，耦合体积平移的Peng?Robinson状态方程（PR?EOS），构建了一个微?纳米孔限域下的气液平衡（VLE）模型，其预测相对误差小于1.53%；基于改进的VLE模型，研究了限域下微?纳米孔效应对Bakken页岩油相行为的影响规律。结果表明，微?纳米孔限域效应降低了气?液相密度差和轻质组分平衡常数K，并且缩小了相包络面积；随着孔隙半径减小，气液界面张力（IFT）先缓慢降低，然后快速降低，其中孔隙半径20 nm为下降速率转折点。该研究可为非常规油气资源的开发提供重要的理论基础支持。

在SAGD（蒸汽辅助重力驱油技术）热采重油的过程中，主要采用常规热采锅炉生热。以蒸汽作为携热介质时常面临见水时间快、热利用率低等问题，导致采收率低。通过改变生热方式，在保障热量注入的前提下减少水量注入，对热采具有重要意义。基于定向化学反应产物分析，结合三维尺度大型物理模拟实验，验证了定向化学反应的可行性，明确了定向化学反应辅助SAGD的温度场的扩展规律，分析评价了不同开采阶段的生产曲线特征。结果表明，在定向化学反应的生成物中，液态流体主要为C₅-C₂₀，气态物质以CH₄和CO₂为主；利用定向化学反应产物辅助SAGD开发，最终采出程度为76.59%，比单纯SAGD提高了19.99个百分点。研究进一步验证了定向化学反应辅助SAGD增效技术的作用机理，为现场应用提供了理论依据和技术支撑。

针对耐温聚乙烯管道在油田集输系统应用中缺乏专用热力水力计算模型的现状，通过现场实验对其集输油过程中的水力摩阻特性与热力温降规律进行了量化分析。基于多参数变量实验数据，系统研究了流体物性、含水率、输送温度、流量等关键参数对管道压降及温降的影响机制，首次建立了适用于耐温聚乙烯材质的管壁总传热系数计算体系；利用PIPEPHASE软件构建仿真模型库，通过对比不同边界条件下理论预测数据与实测数据的偏差，筛选并修正了适用于该材质的摩阻计算模型与热传导模型，为耐温聚乙烯管道的工艺设计与安全评估提供了具有工程应用价值的理论支撑。

供气可靠性优化分配是天然气管道系统供气可靠性的重要组成部分，为了研究成本最低的供气可靠性优化分配方案，构建了基于管道系统供气能力的费用函数模型；针对粒子群等传统优化智能算法更新迭代过程中未涉及约束条件，提出了一种基于外点罚函数法的天然气管道系统供气可靠性优化方法；将优化分配模型中约束条件转化为惩罚函数项，构造新的目标函数，将有约束分配问题转化为无约束极值问题；针对某天然气管道系统，基于外点罚函数法进行供气可靠性优化分配，得到了供气可靠性优化分配值。结果表明，外点罚函数法在保证精确度的同时，能够显著缩短运算时间；分配结果具有良好的收敛性且符合工程实际；通过明确单元供气可靠性优化分配值，将其与当前可靠度对比，能够识别系统供气薄弱单元，为提高管道系统供气可靠性提供科学依据。

中俄东线某站场过滤分离区为并联管路，由于管内压力和管道布局的不同可能会出现支管流量分配不均的问题，影响过滤效果和整体工作效率。为避免管路偏流，使用计算流体动力学（CFD）方法进行了过滤分离区流量流向研究。结果表明，系统内压力分布、湍流分布、沿程摩阻损失、流体惯性等因素共同影响支管流量分配；在11种并联管路布置方式中，进出口在同侧的轴向进径向出方式3总体上偏流情况最小；正常工况下，在计算范围内偏流情况随汇管直径、支管中心间距的增大而减小；支管堵塞的故障工况会使系统的偏流程度大幅度增大。通过研究得到了并联管路流量分配规律和影响流量分配的主要因素，研究结果有助于指导输气站场的设计与建设。

成品油管道泄漏会造成环境污染，威胁居民的生命安全，因此对成品油管道泄漏进行监测和识别具有重要意义。建立成品油起伏管道泄漏监测识别模型，并通过控制阀门开度制造压力波，监测识别管道泄漏位置，研究了阀门开度、阀门起闭间隔时间对泄漏定位精度的影响。结果表明，泄漏监测识别模型对中孔泄漏识别精度较高，而对小孔和大孔的识别预测能力较低，泄漏定位的相对误差较大；当阀门开度由90%分别降至10%、30%和50%时，压力波波动信号的振动幅度均降低，通过泄漏监测识别模型计算的泄漏定位的相对误差逐渐增大，推荐阀门开度由90%降至10%；随着阀门启闭间隔时间的增加，因压力波信号和压力波返回信号相互影响，通过泄漏监测识别模型计算的泄漏定位的相对误差越来越大，推荐阀门启闭间隔时间为1 s。

为了提高磁方位角的测量精度，获得精确的磁偏角信息,通常需要构建更高精度的当地地磁模型。相较于全球地磁模型，当地地磁模型包含地下磁矿脉在地表引发的磁异常信息。由于地下磁矿脉的埋藏深度和规模不同，其对不同井深处磁偏角的影响也各不相同。因此，在中深井（Z井）方位角校正时，有必要考虑地下磁矿脉的影响。利用ANSYS Maxwell数值模拟软件，建立了考虑埋藏深度、规模磁矿脉影响的地磁场模型；通过数值模拟，并结合中深井的实际钻井眼轨迹，提出了一种方位角校正方法，并量化评估了地下磁矿脉对方位角和井眼轨迹的影响。结果表明，在磁矿脉埋深达到2 100 m时，地下磁矿脉对2 000 m 地层厚度内钻井方位角影响的偏移量约为0.6°；若考虑地下磁矿脉的影响，井眼轨迹难免会发生偏移，且偏移量随着井深的增加而增大，这可能会导致中深井脱靶等事故。因此，进行地下磁矿脉影响下的方位角校正对提高方位角测量精度、实现精准导向具有重要意义。

CO₂地质封存是缓解温室效应的重要手段之一。CO₂能否安全地储存在地下储层中，在很大程度上取决于盖层的力学完整性。通过建立CO₂地质封存流固耦合模型，研究了CO₂注入过程中盖层的孔隙压力、垂直位移和有效应力的变化规律，分析了CO₂注入速率、盖层弹性参数以及地应力因数对盖层发生拉伸破坏和剪切破坏的影响。结果表明，在CO₂注入初期，注入井附近盖层底部孔隙压力、垂直位移和有效应力的变化较大，随后趋于平缓；注入井附近的盖层被认为是封存系统最关键的部分，该位置发生力学破坏的风险最大；在CO₂注入过程中，注入速率和地应力因数对盖层发生力学破坏的影响最为显著。研究结果可为评估CO₂地质封存系统的长期稳定性和安全性提供理论依据。

随着天然气需求的快速增长，亟需考虑天然气管网产供储销结构。基于系统分析与决策理论，可优化天然气分客户销售方案，实现盈利能力和经济效益的最大化。以某省某公司天然气销售管网年总效益最大为目标，以气源供气量、管道输送量、客户销售量为决策变量，综合考虑节点流量平衡约束、产供储销各环节气量上下限约束、分省总销量约束等，对产业链上中下游各个环节中涉及到的气源采购成本、管输成本、储气库及LNG接收站储转成本以及客户销售收入采用阶梯计价方式，建立天然气客户销量优化数学模型，并选择GUROBI求解器作为优化计算工具对模型求解。以某省天然气管网未来10年的数据为基础进行测试，在满足客户天然气需求量的同时使效益达到最大，验证了该模型的合理性与准确性，为天然气销售业务提质增效提供了先进的分析工具和方法。

在原油集输过程中，采用燃气或电能在井口对其进行加热降黏，易造成大量的能源消耗和环境污染。太阳能光热技术是一种高效清洁的新能源技术，将该技术与储热技术耦合，可以规避太阳能不稳定的缺点，满足原油降黏和固定加热需求，减少电能消耗，助力“双碳”目标。对一种基于储热装置（TES）和平板式太阳能集热器（FPC）的井口原油加热系统进行研究，对系统中FPC、原油加热器进行了设计选型；以胜利油田为系统应用场景，分析和计算了当地冬季半年（10月至次年3月）太阳辐射资源和井口原油加热需求量，合理配置了集热面积为152 m²的FPC及17~20 m³的冷热水储罐，给出了不同辐射量下系统的运行方案。结果表明，该系统可使油田井口采出液升温25 ℃，每日连续工作24 h，冬季半年内可减少CO₂排放54.25 t，节约运行成本5.30万元，具有良好的节能减排效益和经济效益。

将含有可降解基团和氧化金属离子的双功能还原剂作为氧化还原剂引发自由基聚合，合成聚合物减阻剂，从而在乙烯基聚合物骨架上构建了可降解基团；通过凝胶渗透色谱(GPC)对含温度敏感型偶氮基团的聚合物减阻剂进行分子质量测定，并对其降解行为进行了研究。结果表明，偶氮基团在高温下可被降解，同时具有较高的水解稳定性；聚合物主链上含有多个不稳定键；聚合物主链上含偶氮键的减阻剂与纯减阻剂一样具有良好的减阻性能；聚合物主链上含偶氮键的减阻剂一旦受到高温的影响会失去减阻性能。研究结果可为选择适合煤层气储层的低伤害、多功能的滑溜水压裂液体系提供参考依据。

长输天然气管道具有管径大、流速快的特点，掺氢混气的不均匀度会增加管道输送系统金属氢脆、密封渗漏、设备运行不稳定等风险。针对我国某长输天然气管道的运行工况，采用数值模拟的方法研究了4种静态混合器（SK型、SX型、SL型、HEV型）进行掺氢输送（掺氢比为3%）时的流场特性以及混合效果。结果表明，4种静态混合器对天然气掺氢混气均具有扰动混合作用，混合不均匀度随输量的增大而减小，压力损失随输量的增大而增大；在掺氢比为3%、掺氢压力为4.22 MPa、输量为13×10⁸~36×10⁸ Nm³/a的工况下，SK型、SX型、SL型和HEV型静态混合器的混合特性和效果差异较大，应在不同的混合距离处，将混合不均匀度下降至5%以下。综合考虑，可优选或创新设计结构相对简单、混合距离短、混合不均匀度较低、湍流特性优异、剪切特性良好并且压降适中的静态混合器，作为大口径长输天然气主管路掺氢混合器。

根据国家管网集团构建公平开放大平台的要求，原油管道的富余管输能力将面向全社会开放。通过仿真模拟的方法研究了掺混原油管道顺序输送能耗费用变化，并基于模拟结果建立了原油管道新增来油掺混输送优化模型，得到了能耗费用随黏度、输量指数变化的关系，实现了对不同黏度掺混原油顺序输送的能耗费用的优化，为管道新增不同性质原油的安全经济掺混输送提供了技术支持。

在大庆龙西区块扶余油层开发过程中发现，该扶余油层中含硫化氢（H₂S）且存在其质量浓度超过阈限值（15.0 mg/m³）的情况，但其生成H₂S机制尚不明确。采用室内H₂S生成机理实验与基于PHREEQC和CMG软件的数值模拟相结合的方法，开展了龙西区块地层生成H₂S的机理研究。结果表明，高温储层（100~125 ℃）生成H₂S的机理为硫酸盐热化学还原反应，H₂S的质量浓度为3.20~6.10 mg/m³；低温储层（≤60 ℃）生成H₂S的机理为硫酸盐还原菌（SRB）还原反应，H₂S的质量浓度最高可达29.70 mg/m³；压裂液通过降低近井地带温度，促进了SRB的繁殖，短时间内生成的H₂S质量浓度较采出水中SRB生物还原反应提高了7.5倍；1 m³酸液与0.80 mol FeS的岩心和堵塞物反应生成H₂S的质量浓度分别为3 330.69、11 466.75 mg/m³。因此，压裂和酸化是龙西区块扶余油层开发生成H₂S的主要机理。

通过现有的天然气管道运输掺氢天然气，可大幅降低氢气运输成本。为了评估掺氢天然气管道泄漏的风险，综合高压管道小孔泄漏模型和高斯羽流模型，考虑射流初始动量导致的抬升高度，将高斯羽流模型计算结果与已有实验数据进行对比，并分析了掺氢天然气管道发生单个小孔竖直向上喷射泄漏后，掺氢比、管道压力、风速和泄漏孔直径对泄漏气体导致的爆炸危险区域范围的影响规律。结果表明，高斯羽流模型计算结果与实验数据比较吻合；甲烷危险区域最大距离与掺氢比近似呈线性负相关，氢气危险区域最大距离与掺氢比近似呈线性正相关；甲烷和氢气危险区域最大距离与管道压力近似呈线性正相关，与风速近似呈抛物线型负相关，与泄漏孔直径近似呈正相关。

为研究输油站使用可穿戴设备的爆燃风险，对输油站爆燃事故及可穿戴设备的起火燃爆事故、可穿戴智能设备最高表面温度及电磁辐射功率、可穿戴设备电池爆炸风险等进行了研究。结果表明，输油站因使用智能穿戴设备导致的燃爆事故案例未见报道；输油站使用可穿戴设备的引燃风险主要包括设备表面过热引燃风险、设备电池燃烧爆炸风险、设备射频火花风险，而可穿戴智能设备在使用过程中基本不可能出现表面温度高于200.0 ℃的情况，可以排除可穿戴智能设备使用过程中因设备发热导致的热表面引燃油气风险；可穿戴智能设备的最大电磁辐射功率不足以点燃石油挥发蒸气；输油站内因可穿戴智能设备着火或爆炸并造成油气燃爆事故是一种极小甚至可忽略的安全风险，在可接受范围内。

为延长超深井超级13Cr不锈钢油管的生命周期，降低生产过程中复杂钻完井工作液及地层产出流体导致的应力腐蚀，开展了应力腐蚀产生机理分析，并提出了应对策略；基于聚合成膜缓蚀机理研发了缓蚀剂；在模拟工况和标准工况下，评价了超级13Cr不锈钢在酸液及加/未加缓蚀剂的返排液中的应力腐蚀情况。结果表明，加入缓蚀剂的酸液达到缓蚀要求；在返排液中，超级13Cr不锈钢的宏观腐蚀速率较大；在酸液及返排液中，超级13Cr不锈钢发生应力腐蚀，且在返排液中应力腐蚀较严重；在实验温度为140 ℃、压力为10 MPa的条件下，超级13Cr不锈钢在返排液中7 d后的应力腐蚀裂纹宽度为3~5 μm，而加入体积分数为1%的缓蚀剂后测试72 h，超级13Cr不锈钢试片未产生应力腐蚀，说明该缓蚀剂可抑制超级13Cr不锈钢在高温环境中的应力腐蚀开裂。研究结果对超深井钻完井安全施工及安全生产具有借鉴意义。

以史南油田L11断块沙二段（S2）的断块油藏为例，运用测井、岩心、分析化验及生产动态资料，分析了河口坝砂岩体夹层的岩石及层次类型，描述了夹层的空间展布规律，阐明了夹层对剩余油分布的影响。结果表明，L11断块主力油层的泥质、物性和钙质夹层的占比分别为68%、21%、11%；钙质夹层集中发育在物性夹层分布区，距离物源较近的东北部、夹层尖灭处物性夹层发育程度较高，距离物源较远的西南部泥质夹层发育程度较高。近源方向5级构型界面较薄，远源方向较厚，厚度为0.60~29.00 m；4级构型界面夹层钻遇率在60%以上，厚度为0.35~4.10 m，倾角小于2.0°；3级构型界面夹层展布不超过3个井距，厚度小于1.50 m，平均倾角为2.7°。4级、5级构型界面对剩余油的分布起到了控制作用，3级构型界面对剩余油分布的影响较小，低注高采模式开发效果较好，高注低采模式开发效果较差，通过注采模式可以提高井组驱油效率及开发效果。以上成果及认识对河口坝砂岩油藏的高效开发具有重要的指导意义。

与常用气液鼓泡塔相比，管式气液接触器通过在管道空间内产生的均匀气泡状高分散体系强化气液传质过程，具有含气率高、能耗低和维护简单等优点。自主设计研制了带文丘里射流气泡发生器的微气泡型管式气液接触器；利用计算流体动力学（CFD）数值模拟和室内实验相结合的方法，对其所涉及的成泡机理、气泡粒径分布特性等进行了系统研究。结果表明，采用体积分数法（VOF）模型耦合RNG k-ε湍流模型可模拟分析微气泡型管式气液接触器内成泡机理和气泡形态；在文丘里射流气泡发生器的扩张段内可将大气泡剪切破碎成微气泡，且微气泡均匀稳定；气泡粒径随液体流量的增大而减小，在液体流量为14.0 L/min、气体流量为最大自然吸气量、柱体长度为800 mm时气泡粒径最小（76.5 μm）；气泡粒径随气体流量的增大而增大，在气体流量为1.5 L/min、液体流量为8.0 L/min、柱体长度为800 mm时气泡粒径最小（86.7 μm）；气泡粒径随柱体长度的增大呈现先降低后基本不变的趋势，当柱体长度大于800 mm时，其对气泡粒径的影响较小。

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。