火山岩油藏属于双重介质油藏，油藏内部天然裂缝发育，由于储层具有应力敏感性，火山岩油藏产量受地层压力变化影响明显，且储层流体流动具有启动压力梯度现象，故目前没有适合火山岩油藏特性的产能模型。基于双重介质模型，分区（基质-裂缝区、缝网改造区、部分缝网改造区、人工裂缝区）建立了火山岩油藏压裂水平井渗流模型，通过Laplace变换、Duhamel原理和叠加原理得到了拉氏空间压裂水平井复合流动模型，利用stehfest数值反演得到了相应的压力动态响应曲线和无量纲产量曲线，并对影响产能的部分因素进行了敏感性分析。结果表明：压裂改造区的宽度和长度等主要影响中间流动阶段，未压裂改造区的宽度、长度、非达西流动和应力敏感性主要影响后期流动阶段。利用建立的复合流动模型准确地预测了无底水火山岩油藏产能，此项研究对于火山岩油藏产能计算具有一定的指导意义。

预交联凝胶颗粒在多孔介质中的运移堵塞特征是影响其深部调剖性能的关键。目前，凝胶颗粒的力学性能如何影响其微观运移封堵特征尚缺乏深层次的认识。本文针对收集到的3种预交联凝胶颗粒，首次采用基于图像采集技术的弹性分析方法对凝胶颗粒弹性变形能力进行研究，并采用可视化填砂微观模型实验，重点分析了凝胶颗粒的力学性能对微观运移封堵的影响。结果表明，1#颗粒抗压强度大，韧性较强，不容易破碎，具有一定弹性变形能力，其对孔喉封堵能力强，但注入性较差；3#颗粒抗压强度适中，脆性较强，弹性变形能力弱，注入性好，但封堵能力较差；6#颗粒抗压强度较小，且弹性因子小，具有较好的封堵能力和注入性。预交联凝胶颗粒的弹性和抗压强度影响其在多孔介质中的注入性和封堵强度。该研究成果为预交联凝胶颗粒深部调剖性能评价及优选提供了理论指导和技术支撑。

油藏岩石的本体变形中，骨架颗粒形状不变的假设认为岩石在压缩过程中孔隙度保持不变，然而，岩石骨架颗粒的形状并非严格保持不变。为研究骨架颗粒形状变化对孔隙度的影响，基于弹性变形模型，采用有限元数值模拟方法，研究了多孔介质本体变形过程中的骨架颗粒变形及其对孔隙度的影响机制。结果表明，加载过程中骨架颗粒在约束方向（颗粒接触位置）位移较小，在无约束方向（孔隙位置）位移较大，从而改变了颗粒的形状，降低了岩石的孔隙度，然而，岩石矿物的杨氏模量较大，且岩石中骨架颗粒的约束条件比数值实验中更为苛刻。因此，骨架颗粒变形对于孔隙度的影响极为微弱。数值实验中的刚性表皮仅对孔隙度的初始值有一定的影响；但是岩心夹持器中的柔性表皮则对测量过程有较大的影响，这是导致实验中孔隙度较大变化的直接原因。因此，油藏开采过程中，岩石的变形过程依然可以认为遵循“孔隙度不变性原则”。

为探索和解决准噶尔盆地吉木萨尔区块页岩油藏水平井体积压裂和平台式拉链压裂过程中人工裂缝网络的成像问题，储层改造方案采用高密度密集切割体积压裂充分改造储层，大排量施工满足多簇、多缝充分开启，滑溜水和胍胶逆混合压裂工艺实现高效造缝携砂，结合多种粒径支撑剂有效充填微细裂缝及主体人工裂缝。通过微地震井中监测技术识别页岩油水平井人工裂缝网络。结果表明：断层和天然裂缝带对微地震事件属性特征有影响，同时事件属性特征也能表征断层和天然裂缝的发育程度。在大规模体积压裂改造下，研究区内4口井的人工裂缝横向相互连通，形成了复杂的裂缝网络。压后投产初期的日产油量得到了较大提升，为该区页岩油的长期高效开发提供了技术依据。

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一，该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂，从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度，增加裂缝复杂度，达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大，缝洞特征明显，温度可达到160℃，导致普通可降解型堵剂快速失效，为此优选了一种油溶性树脂粉，开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求，对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价；通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价；最后反向注入，记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱，但任何温度下都可溶于油，厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时，可耐受10 MPa的压力；A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐，且不溶于油，在高温油相或水相中均可自我降解，厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时，可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。

为求解深水气井测试温压场耦合模型，需优选气液两相流动模型，结合两相嘴流模型、两相持液率公式、两相产能方程，建立关于时间和空间的非稳态压降与传热模型差分方程组，并采用Newton Raphson方法计算，实现对开井放喷瞬态过程的模拟。结果表明：①该方法真实再现了放喷过程中液位上升和地层产气等2个阶段；②预测井口参数与现场工况吻合，井口压力、温度平均误差小于5%，满足工程精度要求；③模拟结果再现了井筒内诱喷液及测试完井液动态过程，为合理制定测试设计提供依据；④高产能深水气井测试期间，应采用较大尺寸管柱及油嘴放喷，提高清井速度，防止冰堵。算例分析结果表明数学模型真实反映了深水气井测试放喷过程。该研究成果对深水气井测试方案设计及后续跟踪评价具有指导意义。

目前利用压裂井进行CO₂驱已成为低渗透油藏开发的主要技术之一，水力裂缝导流能力是决定开发效果的关键因素，而试井研究多采用与实际不符的恒定缝宽假设对水力裂缝进行描述。基于三区复合理论，建立考虑空间变导流能力压裂直井的CO₂驱试井模型，通过Laplace变换进行求解，进行数值反演，绘制典型试井曲线。典型曲线可分为井筒储集段、井筒储集后过渡段、双线性流段、地层线性流段、第一径向流段、第一过渡流段、第二径向流段、第二过渡流段、第三径向流段共9个阶段。对模型影响因素进行分析，裂缝导流能力越大，双线性流段阶段压差越小，CO₂越容易注入；考虑裂缝导流能力变化后，早期压差增大，压力及压力导数曲线都呈现一定的上升，表现出类似表皮系数增大的现象；CO₂及过渡区半径主要对径向流的持续时间及过渡流出现时间产生影响，半径越大，对应过渡流出现的时间越晚；一区与二区流度比越大，过渡区及最外区流动阶段所消耗的压差越大；二区与三区流度比，最外区流动阶段所消耗的压差越大。

酸压是碳酸盐岩储层改造的常规手段，酸液对岩石的非均质刻蚀使得裂缝表面呈现独特的形态特征，目前针对酸蚀前后裂缝表面形态特征的研究还不够深入。因此，通过室内实验借助3D扫描技术获得真实酸蚀裂缝表面几何形态数据，引入新的表征参数h_n和ε_h，定量描述了裂缝表面的起伏程度，对比了酸蚀前后裂缝表面形态的变化。结果表明：酸蚀反应掉水力裂缝的槽点；沿酸液流动方向形成明显的沟槽，凸起部分变缓，曲折比减小，总体起伏程度增大；垂直酸液流动方向上形成了连续的上下波动，曲折比和起伏程度均增大。

储层水力压裂效果评价对指导油气田精细开发具有重要意义，为准确评价压裂效果，提出了一套井中微地震监测压裂效果评价方法，在准确定位微地震事件基础上，分析微地震事件时空分布特征，剔除无效事件，利用有效事件定量描述缝网长、宽、高、走向、改造体积等，再结合储层性质、压裂施工参数等解释裂缝产生的原因，客观地评价压裂效果。该方法在吉林探区Y22井的应用结果表明：压裂裂缝走向与其周边小断层或天然裂隙走向一致；测井解释成果和微地震监测结果具有相关性，测井解释好的压裂段储层改造体积相对较大、微地震事件数量相对较多、裂缝复杂度更高；压裂过程中产生的离散微地震事件为压力传导造成低应力区应力释放产生的事件，不是由压裂窜层造成；Y22井周边的生产井因前期压裂改造和后期油气排采引起的地层能量亏空，造成了压裂裂缝的不对称性。该研究成果在解释微地震事件时空分布特征，提高对压裂和储层性质认识，客观、准确地评价压裂效果等方面具有指导作用。

为全面反映储层分层酸压后复杂的流动特征，针对潮坪相类碳酸盐岩储层，建立了考虑层间窜流的裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造井不稳定压力模型，并利用拉氏变换和数值反演得到井底压力动态响应。根据典型曲线划分了流动阶段，分析了层间物性差异、层间窜流、分层改造差异对压力响应的影响规律。结果表明：潮坪相裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造储层存在7个流动阶段，同时具有复合储层和多层窜流储层的流动特征；层间物性差异越大，层间窜流及压力导数曲线“凹子”越明显；分层酸压改造程度及改造范围均影响过渡流出现的时间和程度；高渗层流度比越大，过渡流阶段压力导数上升越明显，最终压力导数值为高渗层流度比的一半。本次研究建立的模型提供了一种快速识别储层高渗层改造程度的方法，对多层裂缝型碳酸盐岩的酸压效果评价、分层酸压改造程度的确定具有理论支撑作用。

目前，非常规储层开采以水平井分段压裂技术为主，而体积压裂会在地下产生诱导裂缝并沟通天然裂缝形成复杂裂缝网络。为了更好地模拟页岩气在地下缝网中的流动情况，以组分模拟器为平台，基于双孔介质模型，结合随机分形几何系统，将复杂裂缝网络与页岩气数值模型耦合，来建立随机分形裂缝网络模型，并基于该模型进一步研究CO₂吞吐开采页岩气的5个方案。结果表明：CO₂吞吐能够显著提高页岩气的产量，注入压力和注入时间的增加均能提高最终采收率，后者在吞吐开采页岩气的过程中存在最优值，而注入时机过早或过晚都会使生产效果变差，在每个CO₂吞吐周期中存在一个最佳注入时机范围。分形裂缝网络模型为深入开展裂缝CO₂吞吐开采页岩气藏的模拟研究提供了一定的理论基础。

我国深层页岩气资源量丰富，但深井压裂施工压力高、加砂难度大、压后效果不理想，如何利用水力压裂措施形成有效的裂缝系统仍是亟待解决的难题。鉴于此，基于室内实验及微地震监测数据，应用Meyer软件离散裂缝网络模型模拟川东南某深层页岩气区块裂缝扩展规律（模拟精度可达85%以上）。通过正交设计及方差分析明确了压裂液黏度是影响深层页岩压裂裂缝形态中缝宽和SRV的主控因素，并将裂缝扩展分为前1/5~1/4时间段内的快速生成期和之后的缓慢增长期2个阶段。提出了目标区块深层页岩气井"大排量适度规模现场精细调控、变黏度混合压裂液充分造缝、小粒径低砂比连续加砂有效支撑"的技术思路，确定了单井液量、砂量、排量等最优参数范围。指导了一口3 900 m深水平井的压裂施工，综合砂液比为3.51%，单段最高砂量为80.6 m₃，压后获得了11.4万m₃的测试产量。该研究为类似深层页岩气井压裂设计提供了依据。

为揭示鄂尔多斯盆地延长组张家滩陆相页岩各向异性及其对井壁失稳的影响，首先应用扫描电镜对页岩的微观孔隙结构进行分析；后钻取标准岩样，开展室内声学、力学试验，研究陆相页岩声学、力学及能量演化特征的各向异性。结果表明：鄂尔多斯盆地延长组张家滩陆相页岩孔隙和裂缝的类型及发育程度在不同层理方向存在明显差异；页岩声学、力学参数及能量演化特征均具有极强的各向异性。钻井方向与层理法线的夹角对页岩地层井壁稳定性有一定影响。该研究成果可为页岩气水平井井身结构设计及现场工程应用提供技术参考。

压裂改造是提高油田产量、改善井筒附近储层物性的重要方法，但在实际多段压裂体积改造过程中，由于地层条件复杂，导致井筒附近形成了复杂的缝网体积，因此，加强对水平井体积压裂改造试井模型的研究十分必要。基于体积压裂水平井复杂裂缝分布的渗流特征，建立径向复合多段压裂水平井试井解释数学模型，耦合储层与裂缝模型解求得Laplace空间井底压力半解析解，应用Duhamel原理得到考虑井储和表皮影响的Laplace空间井底压力解，利用Stehfest数值反演求得实空间井底压力，并绘制实空间压力动态特征曲线。根据压力导数曲线特征划分流动阶段，通过模型验证证明了该方法的正确性，进而分析了裂缝不对称、裂缝夹角、裂缝分布方式、内区半径和流度比对特征曲线的影响。结果表明，裂缝不对称交错分布有助于增大裂缝控制面积，从而减少流体流入井筒的压力消耗，早期阶段对应的压力曲线也越低；内区半径越大，压裂改造效果越明显，对应压力曲线越靠下。该模型可为多段压裂水平井所形成的复杂裂缝试井资料解释和压裂方案设计提供理论依据。

页岩气藏渗透率极低，储层存在很强的应力敏感性，所以需对其进行水力压裂。通过分析吸附解吸、Knudsen扩散、非稳态窜流和渗流等多种气体运移机制来建立页岩气藏复合模型，采用Mathieu函数、Pedrosa变量代换、正则摄动理论、拉普拉斯变换和Stehfest数值反演等方法来求解数学模型，并绘制出无因次拟压力曲线，同时对渗透率模量、SRV半径、外区裂缝渗透率、扩散系数和解吸压缩系数等相关参数进行敏感性分析。结果显示：气体流动阶段可划分为9段，渗透率模量的增加导致气井定产量生产时所需压差增大，而SRV半径和解吸压缩系数的增大使得压差减小；较大的外区裂缝渗透率与较小的流度比相对应，扩散系数越大，页岩基质表观渗透率越大，窜流发生的越早。提出的试井模型可提高页岩气藏压力动态分析的准确性，对压裂开发页岩气藏具有一定的理论指导意义。

针对段/簇间裂缝渗流场差异，基于线性流分区模型，考虑致密储层低速非达西流动和裂缝渗透率应力敏感特征，建立了致密油藏分段多簇压裂水平井非稳态产能模型。矿场实例验证了模型的正确性。模型计算分析显示：启动压力梯度主要影响油井的中后期产能，储层改造形成的复杂裂缝网络可有效降低非达西流动对油井前期产能的影响；裂缝渗透率应力敏感性对油井产油量影响较大，应力敏感系数越大，油井的产油量和累积产油量越低；裂缝总数较小时，裂缝的段簇比对累积产油量影响较大，相同裂缝条数下，段簇比越大，累积产油量越大；随储层改造体积增大，油井累积产油量增幅逐渐变缓。该研究结果可对致密油藏分段多簇压裂水平井产能评价提供理论依据。

页岩气井水力压裂过程中注入液量大，但压裂后返排率往往较低，滞留压裂液对储层的影响仍不清晰。针对该问题，选取永川新店子构造YY1井龙马溪组的岩心，开展压裂液渗吸实验，并对比渗吸前后岩心物性、孔隙结构特征及电子显微镜下微观结构等参数的变化规律。实验结果表明：永川新店子构造岩心压裂液渗吸后，岩心平均孔隙度增大了50%，平均渗透率增大了25%，气体吸附量减少了35%，比表面积降低了40%；岩心沿层理方向产生了新的裂缝，并随着渗吸的持续进行，裂缝发生扩展和延伸，逐步沟通裂缝网络，增大了液体的渗吸面积；通过YY1HF井的现场试验发现，焖井30 d后再控产（6万m³/d）试采，产液量大幅度降低，气井生产稳定。研究认为，压裂后焖井有利于改善储层物性，增加渗流通道，压裂后返排应由小到大逐级控制油嘴排液，以提高气井采收率。

研究层理性页岩声波响应特征有助于利用声波测井资料指导页岩气井安全钻井。采集四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组露头页岩岩样，并沿不同角度钻取页岩岩心。基于多频声波测试系统，开展了多层理角度下页岩声波实验，分析了层理角度对纵波速度、衰减系数、时域、频域等特性的影响。开展了数值模拟实验，分析了岩心端面垂直时平行层理面、层理密度对波速、衰减的影响。结果表明：随着层理角度增大声波时差、声波衰减系数均线性增大；声波速度存在频散现象，测试频率不同，声波速度不同；声波速度与层理密度呈线性负相关；层理角度对页岩声波主频没有影响。该研究结果为页岩气井安全钻井及压裂改造等工程设计提供了参考。

为准确表征煤层复杂的地质力学效应，根据多重孔隙介质力学特征和多过程运移特点，来构建煤层气藏三孔双渗全流固耦合数学模型，并基于所研发的全隐式有限体积数值模拟器，进一步研究地质力学效应对孔渗参数和煤层气产能的影响。结果表明，有效应力效应与基质收缩作用均可影响裂缝渗透率，且作用方向相反：有效应力效应的作用强度在开发初期大于基质收缩作用，但在后期发生逆转，导致渗透率先减小后增大，最终值甚至可达初始值的数倍；随着煤岩杨氏模量增大，有效应力效应减弱，煤层气日产量增大，产气高峰出现时机提前，随着Langmuir体应变量增大，基质收缩作用增强，同样煤层气日产量增大，产气高峰出现时机提前。全流固耦合数学模型能够更准确地刻画煤层复杂流固耦合作用，这对煤层气产能预测具有重要意义。

钻井过程中，钻井液与井壁围岩的接触产生水化作用会导致井壁围岩变形，引发井壁缩颈坍塌、破裂等事故。根据弹塑性力学和岩石力学相关理论，应用最大张应力准则，在黄氏模型的基础上考虑了钻井液在岩石孔隙中的渗流而在井壁围岩所产生的附加应力场、岩石的孔隙度和钻井液水化作用的影响，建立了泥页岩破裂压力模型，结合现场压裂实验数据和不同含水率泥页岩岩心三轴压缩实验结果，计算得到了泥页岩破裂压力的预测值、泥页岩含水率与抗张强度和破裂压力的关系曲线。结果表明：本文模型预测值和实测值相比，误差为3.65%，更加接近实测地层破裂压力，破裂压力和抗张强度均随着含水率的升高而降低，说明水软化了泥页岩，降低了它的力学性能。

大粒径弹性调剖颗粒不同于常规调剖剂，通过合理运用可以有效改善地层深部的非均质性，然而目前受实验装置的限制，大粒径颗粒的室内注入实验研究十分有限。针对这一问题制作了裂缝模型及颗粒顶替装置，并设计了基于现场应用的一种粒径为1~5 mm的弹性调剖颗粒的封堵及深部运移性能评价实验。通过连接在顶替装置上的压力传感器记录压力数据，绘制了注入压力-时间曲线，总结了相关的数据分析方法；在数据处理方面提出颗粒变形通过压力这一参数用来评价颗粒的深部运移能力及其对目标裂缝的封堵能力，并通过改变颗粒体系中颗粒的含量来研究颗粒用量对于封堵和运移效果的影响。实验结果表明，调剖颗粒体系中颗粒的含量越高，封堵及深部运移作用的效果越好；1 mm粒径颗粒深部运移能力较强，3 mm粒径颗粒封堵能力较强，均适用于深部调剖，而5 mm粒径颗粒刚性封堵能力太强，不适用于深部调剖；在实际应用中应结合实施措施区块的地质条件以及措施实施目的进行颗粒选择。该项实验的设计及相应分析方法简单、有效，所需装置也较易获取，可为同类大粒径调剖颗粒性能研究的室内实验提供借鉴。

斜井在油藏开发中的应用日趋普遍，然而当前对斜井试井的研究仍然比较少。考虑到低渗油藏存在的压敏效应和启动压力梯度现象，引入渗透率模量与启动压力梯度来建立双重介质低渗油藏的斜井数学模型，利用格林函数和汇源叠加求得了该模型的井底压力响应，并绘制了斜井试井曲线。结果表明：该试井曲线可以划分为6个流动段：纯井筒储集段、过渡流段、井斜角控制段、裂缝径向流段、窜流段与晚期径向流段。此外，当模型考虑启动压力梯度或应力敏感时会导致压力与压力导数曲线晚期均大幅上移，并且启动压力梯度引起的上移幅度相对较大。同时考虑这2种因素时，它们的作用相互叠加，曲线上移幅度更大。另外，当井斜角大于30°时，压力导数曲线与水平井压力导数曲线相似，出现垂直径向流段，反之则与直井相似。该模型求出了相应的解析解，参数解释结果更加精确，可为斜井开发低渗油藏提供理论指导。

页岩气田采用水平井井网大规模开发后，井间干扰造成的“压力下降快、气井过早废弃”的问题日益严重，亟须认识页岩气井的井间干扰特征。为此，先将水平井多段压裂改造后的页岩储层划分为压裂裂缝、SRV和未改造基质3个区域，然后根据各区域的孔缝特征和流动机制建立了多区域耦合的渗流模型，并采用PEBI网格和有限体积法进行数值求解。利用数值模拟，分析了连通渗透率和激动量等因素对于干扰试井测试结果及压力场分布特征的影响，并以焦页7井组中的JY7-1 HF井和JY7-2 HF井为例，采用干扰测试压力拟合法计算了两井之间连通段的平均渗透率为18.5 mD，说明两井之间连通性较好，建议后期生产过程中控制本井与邻井的产气量，同时避免邻井频繁更换工作制度。未来井网部署时应根据单井设计产能，对于与邻井水平段距离较近层段应控制压裂规模，并适时开展干扰试井测试。

为解决页岩气井重复压裂选井问题，针对页岩气井储层断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征，引入了多孔弹性应力转向系数、单位压降产量与压力系数、气藏质量指数、归一化拟产量递减率等评价指标，建立了页岩气井适用性较强的重复压裂选井评价模型，并优选了重复压裂候选井。同时，明确了重复压裂工艺试验井挤注、主压阶段暂堵转向工艺技术思路，优化了重复压裂工艺设计参数。该模型应用于涪陵页岩气开发井重复压裂选井中，对优选的候选井进行重复压裂改造，投产初期日产量比原来提高了5～6倍，为涪陵页岩气田长期高效开发提供了技术参考和借鉴。

为了明确不同介质注入过程中有效应力的变化规律，揭示超临界CO₂压裂的起裂压力低、穿透距离远、裂缝密度广的力学机理，基于线弹性多孔介质模型，线性分解井筒平面各向应力，引入井筒增压速率，对孔隙压力与附加周向应力进行修正。结合长庆气田致密气特征，集CO₂破岩增压与滑溜水体积压裂双重优势，改进气藏地质储量容积差值法，优化CO₂注入量，根据井下压力计监测数据分析动态滤失平衡点，优化CO₂施工排量，研发防冻隔离液，开发单机组作业流程，攻关形成前置CO₂蓄能压裂技术。计算结果表明：液态CO₂压裂的起裂压力降低了69.2%，超临界CO₂压裂的起裂压力降低了75.5%。在鄂尔多斯盆地东部开展先导性试验6口井，一次喷通率100%，平均试气产量7.59万m³/d，为长庆气田探索出了新的技术增产途径。

涪陵页岩气田平桥区块深层页岩主力层位垂深约为3 900～4 100 m，地层倾角较大且位于强挤压应力区，地层压裂改造效果受限。采用实验模拟与现场工艺试验相结合的方法对深层压裂工艺优化开展研究。结果表明，工艺优化主要包括：①优化段间距，使之介于45～50 m；②采用定向3簇射孔可在一定程度上避免深层裂缝的顺层延伸问题，同时保证裂缝具有一定的复杂程度；③快速提高前置胶液的施工排量，然后在减阻水携砂阶段，呈阶梯式提高施工排量，有利于初期形成一定宽度的主缝，增加后期裂缝的复杂程度；④单段施工规模应控制在1 900～2 000 m³。研究成果所形成的新工艺与常规工艺相比，缝内净压力增加了12.5%，平均砂液比提高了75.56%，平均单段产气量提高了114.90%，具有广阔的应用前景。

为解决HV高强度凝胶堵水技术现场效果与室内性能评价存在差异等问题，以吴起区块延10油藏为例，提出了关井后管柱内动态压力对凝胶堵水效果的影响，并通过添加LCR促进剂优化出一种改进型HV高强度凝胶堵水体系，基于成胶时间、稳定性、动态压力及安全性能等进行实验评价。结果表明：快速成胶可以解决动态压力对凝胶稳定性产生的影响，同时优化得到了改进型HV高强度凝胶堵水体系，即为0.8%改性聚合物主剂+5.5%低聚酚醛树脂交联剂+0.03%助剂+0.012% LCR的促进剂，其成胶时间、成胶强度、老化稳定性、施工安全性均符合封堵要求和施工要求，并能在动态压力下保持稳定性和抗剪切作用。矿场试验后，取得了很好的增油降水效果，措施井降水最高达37.78%，平均日增油2.89 t，且有效期达9个月，取得了良好的堵水效果。

压裂裂缝形态对低渗透油藏的生产影响较大。为了判断低渗透油藏人工压裂裂缝形态，采用公式计算、Kaiser效应地应力实验、微地震识别结合现场生产效果分析及监测等手段，研究了七里村特低渗透油藏压裂水平缝的形成机理及形成条件，并验证了水平缝的形成。结果表明，当浅层油藏垂向主地应力最小时，压裂产生水平缝，深层油藏压裂则更容易产生垂直缝；压后产量增加明显、微地震直接显示水平缝特征，以及生产中不存在二次压裂过程中压裂液窜层返排，均验证了七里村油田浅层压裂产生水平缝；通过将公式计算、室内实验、微地震检测等结果与压裂前后产量变化、现场施工结果加以综合分析，能够判断并监测水平缝。该研究成果适用于同类低渗透油藏压裂水平缝的监测。

目前在对于聚合物试井的模型研究中，没有同时考虑多层油藏及非牛顿-牛顿复合油藏2种情况的影响，导致许多海上聚驱油藏实际数据拟合效果不理想。通过考虑海上多层油藏水驱后转聚驱的实际情况，运用数学方法、渗流力学理论，基于严格的数学推导，建立了三层窜流非牛顿-牛顿复合油藏试井解释模型，绘制了井底压力响应特征曲线并对其影响因素进行了讨论，运用实例证明了模型的正确性与实用性。结果表明：三层油藏水驱后转聚驱的试井典型曲线可划分为6个流动段，与一般三层窜流无复合模型的典型曲线特征不同，存在末期复合流段上翘段，聚合物初始浓度对特征曲线影响较小，窜流系数主要影响“凹子”出现的时间，地层系数比和弹性储容比主要影响“凹子”的宽度和深度，复合半径主要影响压力导数曲线上翘段的下移程度。

随着油田采出程度的提高，油藏近井地带堵塞问题愈加突出，为了消除堵塞、增强近井地带流通能力，提高采收率则成为高效开发的关键问题。根据泡沫混排技术的特点，在对其机理进行深入研究的基础上，设计泡沫混排携砂模拟实验，并对泡沫混排携砂影响因素进行分析。结果表明：气液比、裂缝、孔隙度、放喷压差是影响泡沫携砂能力及细粉砂排出的主要因素。该研究成果可为完善泡沫混排理论模型和实际施工提供很好的理论及技术指导，有助于提高油田单井采收率。