针对致密油开发中体积压裂水平井裂缝干扰的问题，在三线性流模型的基础上，通过引入半渗透边界条件和井间干扰系数α，建立了考虑未改造区启动压力梯度的致密油藏水平井裂缝干扰渗流模型，对不同干扰情况下水平井井底压力动态及产量递减特征进行了研究。研究结果表明：①α 越大，裂缝干扰条数越多，压力动态曲线改造区线性流持续的时间越长，改造区窜流、拟稳定流动发生得越晚；未改造区启动压力梯度越大，拟稳定流发生的时间就越早。②裂缝导流能力越大，主裂缝线性流出现时间越早，两井裂缝导流能力越接近，α 对压力动态的影响较明显。③α越大，井底压力相对较低的水平井初期产量越高，至晚期后，产量下降越明显，无因次启动压力梯度越大，后期产量递减越快。④裂缝导流能力越小，前期阶段产量曲线越靠下，两井裂缝导流能力相近时，α 对产量的干扰相对较大。

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系断块油藏水驱开发后期流线固定导致注入水无效循环的问题，基于渗流力学和油藏工程原理，通过室内物模模拟和油藏数值模拟，提出了“细分开发层系、轮注轮采”的注采耦合开发调整技术，并验证了该技术可提高采收率的原理。研究结果表明：①利用注采耦合开发技术建立的“注入期间的高渗通道与低渗通道吸水量比模型”和“采油期间主流线和非主流线产油量比模型”均揭示了“改变压力场促进渗流场调整，实现均匀注入和均匀采出，扩大水驱波及系数和增加驱油效率”的注采耦合渗流力学机制。②注采耦合技术可以实现“扩大波及系数、增加驱油效率”，起到类似“调剖”的作用，高含水期通过此项技术可将低渗透岩心的分流率由 1.0% 提到 18.6%，模型驱替更均衡；经过 2 个轮次的注采耦合调整，高、低渗透岩心的原油采收率分别提高了10.3% 和16.1%。③研究区 D 断块古近系沙河街组沙二段 Es₂3⁶含油小层油藏注采耦合开发数值模拟结果显示，主流线和非主流线驱替更均匀，两者压力梯度极差由 2.3 下降至 1.4。经过 3 个轮次注采耦合开发调整，沙二段 3—6 砂层组油藏平均综合含水率下降了 3.2%，累计增油 1 760 t，提高原油采收率 2.1%，增油降水效果显著。

在储层构型级次划分的基础上，归纳总结了渤海湾盆地F油田古近系沙三中亚段湖底浊积水道各级渗流屏障与构型界面的关系，并采用监督模式下的自组织映射神经网络算法开展流动单元定量评价，明确了构型模式控制下的流动单元分布规律。研究结果表明：①渤海湾盆地F油田沙三中亚段储层可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ等4类流动单元。②基于SSOM算法的流动单元识别结果表现出较高的预测准确率，其中，256组训练样本的整体回判准确率为82.81%，110组测试样本的识别准确率为80.91%，能够满足地质油藏研究的需求。③垂向上，不同类型的单一水道内部发育的流动单元类型不同，造成流动单元垂向分布的差异性。Ⅰ类、Ⅱ类优质流动单元发育在浊积水道体系演化的中期，主要分布在二类单一水道；Ⅲ类、Ⅳ类流动单元发育在浊积水道体系演化的早期和晚期，其中，Ⅲ类流动单元分布广泛，在一类、二类、三类单一水道均有分布，Ⅳ类流动单元发育在一类、三类单一水道。侧向上，受水道体系不同沉积演化阶段的影响，流动单元的侧向分割方式不同。流动单元与非渗透层接触样式发育在浊积水道体系早期沉积旋回中，接触界面明显，属于一类水道沉积砂体；流动单元间的相互接触样式则发育在水道体系中晚期沉积旋回中，属于二类、三类水道沉积砂体。④平面上，受单一水道侧向迁移和垂向加积作用的影响，复合水道内部流动单元平面展布差异性明显。Ⅲ类流动单元在单砂体内部广泛发育，井间连续性好，在浊积主水道、浊积水道及水道漫溢沉积砂体处均有发育；渗流能力较好的Ⅰ类、Ⅱ类流动单元分布局限、连续性差，仅在浊积水道主流线方向及主水道砂体处有分布，呈不连续的点状或带状分布；Ⅳ类流动单元呈环带状分布在Ⅲ类流动单元的外缘，在浊积水道漫溢沉积砂体处发育。

根据质量守恒原理，将水平井转化为虚拟直井，然后通过状态方程将各个参数和压力联系起来，从而对水平井探测半径的计算方法进行研究。研究结果表明： ①新推导出的探测半径计算公式在形式上表现为关于时间的非线性隐函数。②油井探测半径随时间的增长而增大，储层特性参数对探测半径与时间的典型曲线具有显著影响。③多区复合油藏水平井探测半径的曲线明显表现出复合油藏的多区特性。④N区复合油藏的典型曲线上出现N-1个拐点，拐点代表压力波对相邻2个区带界面的响应，内区半径的增大会使相应的拐点向右上角移动。

针对低渗致密油藏注水困难、采收率低等问题，利用尿素基深共晶溶剂（DES）与十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）复配的驱油剂体系，对驱油剂在低渗致密油藏中的降压增注和提高采收率机理进行了研究。研究结果表明： ①驱油剂体系可以将油水界面张力降低至10^-3 mN/m以下，大大提高了洗油效率； ②驱油剂体系可有效抑制黏土矿物水化，避免了低渗致密砂岩中黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害； ③驱油剂体系可对砂岩表面进行界面修饰，驱油剂溶液浸泡后样品的油相接触角由25.8°增加至61.4°，亲水性增强，亲油性减弱，有助于吸附在岩石孔隙壁面的油膜脱落； ④超前注入驱油剂的注入压力降低率平均为79.64%，采收率平均为50.96%，远大于常规水驱（一次注水→注驱油剂驱→二次注水）的采收率。

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数，对水平井前置CO₂蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明： ①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸，前置CO₂蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性，井底流压提高了2～4 MPa，CO₂扩散至油藏的1/3，原油黏度降至500 mPa·s以下，泡沫油流明显； ②研究区最优压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m，CO₂最佳注入强度为1.5 m³/m，注入速度为1.8 m³/min，油井焖井时间为30 d，油藏采收率提高了2%～3%； ③通过与常规压裂生产效果进行对比，前置CO₂蓄能压裂技术可使产油量提高5.2 t/d，预测CO₂换油率达2.45，开发效果显著提升。

以均质径向地层边水气藏为例，基于水驱气藏的物质平衡理论，推导了地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度的关系；引入存水体积系数，建立了平均含水饱和度与气藏动态储量和水侵量的联系，计算气藏动态储量和水侵量；将该方法运用于柴达木盆地台南气田第四系涩北组第6小层，以视地质储量法验证了动态地质储量，以数值模拟法验证了水侵量的计算结果。研究结果表明： ①均质径向地层边水气藏中，地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度呈线性正相关； ②通过平均饱和度计算气藏动态储量时，应选取开发中后期趋于稳定的数据，此时地层压降波及到储层边界，能反映全工区真实的动态储量，而早期数据计算的结果偏小； ③通过平均饱和度计算的柴达木盆地台南气田第四系涩北组第6小层的动态地质储量为80.1×10⁸ m³，与视地质储量法计算的动态地质储量误差为1%，通过平均饱和度计算的水侵量与数值模拟法计算的水侵量误差约为10%。

通过对新疆风城油田F井区侏罗系齐古组油藏开展二维、三维物理模拟实验和数值模拟研究，揭示了其开发蒸汽腔的演变规律和开采机理。研究结果表明： ①在蒸汽超覆和采出点泄压牵引作用下，蒸汽腔前缘主体向水平段方向推进，蒸汽腔前缘形态由“壶嘴”形向“钟”形演化，最后变成“帽沿”形。蒸汽腔立体形态在直井周围先呈“孤岛”形，后连通成“廊桥”形，最后汇聚成一个大腔体。②根据蒸汽腔演变规律，将整个模拟实验过程划分为注采预热阶段、蒸汽腔形成阶段、蒸汽腔扩展阶段、蒸汽腔下降阶段，整个生产周期采出程度可达55.6%，油汽质量比为0.17，取得了良好的实验效果。③物理模拟实验和数值模拟结果揭示了驱泄复合开发前期蒸汽驱替、中后期重力泄油的驱油机理，表征了蒸汽腔的演变规律，为同类型油藏的高效开发提供了技术支持。

以塔河油田井间单套缝洞型油藏为模型基础，设计了橡胶颗粒调流剂堵水物理模拟驱替实验，对水驱规律进行了分析，并探讨了不同的封堵位置、橡胶颗粒用量、粒径、密度以及注水速度对驱替效果的影响。研究结果表明： ①模拟实验设置模型长度为40 cm，宽度为30 cm，厚度为5 cm，裂缝开度为4～20 mm，溶洞直径为2～4 cm，井筒宽度为10 mm，模型缝洞体积为175 mL，在温度为25℃、常压时，以10 mL/min的速度注水驱替至采油井含水率达到98%时的最终采出程度为43.83%；由于重力分异作用，注水驱替后存在大量的阁楼油和绕流油，阁楼油主要集中在横向顶部通道，绕流油主要集中在横向中部通道和横向底部通道的高位，油水界面与横向中部通道的高位缝齐平。②模拟实验中同时封堵横向底部通道和横向中部通道，橡胶颗粒采用混合粒径，颗粒密度和模拟地层水密度一致，用量越大，注水速度越大，调流效果越好；橡胶颗粒用量为0.04 PV，粒径小于1 mm和2～4 mm的颗粒各半，注水速度为15 mL/min时，采出程度提高了18.45%；同时注入水以及与水等密度的橡胶颗粒，可有效封堵优势通道，效果较好。③在TH25X井进行橡胶颗粒调剖堵水现场实验中，设置前置段塞橡胶颗粒粒径为2～4 mm，后置段塞橡胶颗粒粒径小于1 mm，颗粒密度为1.13 g/cm³，以50 m³/d的速度同时注入水和橡胶颗粒共920 m³，堵水后累计增油1 200 t，含水率下降15%，取得较好封堵效果。

采用有限元数值模拟方法与参数敏感性函数,模拟了螺绕环式随钻侧向测井仪在斜井各向异性地层中的响应特性;通过分析仪器对层厚/围岩、各向异性、井斜角的响应敏感程度,并基于正演结果分段拟合,针对不同的井斜角,提出一种井斜/各向异性快速校正的计算方法。研究结果表明:①当目的层厚度小于0.5 m时,仪器的响应受围岩影响严重;当目的层厚度为0.5~5.0 m时,仪器的响应同时受围岩和各向异性的影响;当目的层厚度大于5.0 m时,各向异性对仪器响应的影响占主导。②当井斜角小于30°时,测井响应受各向异性系数影响较小,视电阻率相差最大为2.5 Ω·m;当井斜角大于30°时,仪器响应受各向异性影响严重,不能反映地层水平电阻率。③井斜/各向异性校正法在电导性地层与厚度较大的电阻性地层中具有更好的校正效果。

以胜利油田孤岛油田新近系馆陶组砂岩储层为例，在岩心油水相渗测试实验及地质认识的基础上，建立了油水相对渗透率曲线表征模型，并通过数值模拟建立了砂岩油藏开采动态模型，探讨了不同韵律性、不同开发方式下相渗模型的适用条件及对开发结果的影响。研究结果表明:①分别拟合气测渗透率、平均孔喉半径等7个影响相渗曲线的参数和相渗曲线端点以及曲线形态之间的相关性，通过交替条件期望法进行多元回归，以气测渗透率和平均孔喉半径建立了束缚水饱和度计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油饱和度计算模型，以气测渗透率建立了束缚水下油相相对渗透率计算模型，以渗透率变异系数和特征结构参数建立了残余油下水相相对渗透率计算模型，4个端点表征模型的绝对误差都小于0.1；以霍纳普相渗曲线形态指数经验公式为基础，利用均质系数建立了油相相渗曲线形态表征模型，利用渗透率变异系数和孔喉比建立了水相相渗曲线形态表征模型，2个形态表征模型的绝对误差小于1.7，模型可靠。②在砂岩储层衰竭式开发模拟中，生产动态主要受油相相渗的影响，利用油水相渗曲线模型推导出的相渗曲线再进行归一化处理，在一定程度上能够消除储层非均质性带来的影响；在注水开发模拟中，储层的非均质性会加剧水相相渗对生产动态的影响，模拟时采用对产油量贡献最大的储层的相渗曲线更能接近实际生产动态。

根据传热学和热采理论，利用程序设计的方法，对考虑边界效应的SAGD(蒸汽辅助重力泄油)非稳态热传导模型和开发关键指标解析解及开发指标的快速预测进行了研究。研究结果表明:①现有的非稳态热传导模型对传热外边界的温度假设存在局限性，根据能量守恒原理修正传热外边界条件，建立传热深度与累积传热量的解析关系，可定量计算上覆和下伏地层的热损失；②在巴特勒经典SAGD产量模型基础上，推导的蒸汽腔上升及横向扩展阶段和下压阶段的产水量、油汽比和蒸汽热利用率等解析模型，可实现SAGD特定开发阶段或全生命周期开发关键指标的快速预测；③通过与实际指标对比，井组生产6.4a预测油汽比和含水率的符合率均在95%以上，证实了解析模型和程序设计的可靠性；④根据准噶尔盆地风城油田重32井区油藏参数，预测分析的不同油层厚度条件下SAGD蒸汽热利用率和关键开发指标表明，蒸汽热利用率大于35%、油汽比大于0.15对应油层厚度应大于12m。

为探索泡沫油在超稠油油藏中的形成机理、渗流特征及驱油效果，采用准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带侏罗系齐古组原油及油藏参数，进行注气形成泡沫油介质筛选及原油泡点压力测定实验，并开展注气微观可视化和填砂管驱油实验，深入解析注气形成泡沫油过程中的渗流特征，评价了注气泡沫油驱油效果。研究结果表明：①准噶尔盆地西北缘乌夏断裂带侏罗系齐古组原油泡点压力为9.7 MPa，拟泡点压力随着注气量的增加而增加，随温度的上升而上升，50℃的拟泡点压力随着CO₂注入量的增加而增大，压力上升速度较缓，储层具有较好的注气特性。②研究区的泡沫油渗流可分为5个阶段：无气泡阶段、气泡析出阶段、气泡扩张阶段、气泡聚并阶段和气泡消亡阶段。③研究区蒸汽+CO₂方式驱油开采过程较纯蒸汽填砂管驱的采收率可提升13.3%，开采过程中随着压力的释放，气泡数目逐渐增多，产油量逐步缓慢上升；当压力降至泡点压力后，气泡数目趋于平稳，形成较稳定的泡沫油，产油量大幅提升，为主力产油期；当压力释放至拟泡点压力后，气泡数目迅速下降，泡沫油逐渐消亡，产油量缓慢下降。

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶，通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响，但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小，随储层渗透率级差和原油黏度增大，注采两端液流转向时机延后，剖面返转时机提前；②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施，可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率；③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。

对渤海海域旅大油田新近系典型稠油油藏开展水平井蒸汽驱油物理模拟实验，利用长填砂管模型分析了蒸汽温度、注入速度和原油黏度对蒸汽驱油效果的影响，探讨了蒸汽驱油不同生产阶段的动态特征、温度场的变化规律以及蒸汽驱油机理。研究结果表明：①蒸汽驱油物理模拟实验采用长岩心单管模型，设置模型内径为2.5 cm，长度为50.0 cm，填砂后模型孔隙度为35.0%，渗透率为4 500 mD，设置蒸汽干度为0.7，注汽温度为250℃，注汽速度为6 mL/min，驱油效率可达82.52%。②研究区蒸汽驱油过程分为启动、稳定驱替、蒸汽突破和蒸汽剥蚀4个阶段；注、采水平井间蒸汽腔温度场扩展不均衡，水平井底部温度扩展速度快，顶部温度扩展速度慢，在启动和稳定驱替阶段温度场呈“三角形”推进模式，蒸汽突破和剥蚀阶段蒸汽腔温度场沿对角线扩展，速度减小；蒸汽驱替阶段采出程度为51.86%，稳定驱替阶段为主要的产油阶段，采出程度为39.06%。③热力降黏是旅大油田蒸汽驱油最主要的机理，高温蒸汽的剥蚀作用、蒸馏效应、微观波及效率的提高等也影响驱油效率。

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究，结合物质平衡方程，推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法，量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献，为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分，可分别对其进行可采储量及开发效果评价；②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系，利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献；③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据，结合气驱、水驱特征曲线，以及气驱、水驱开发效果评价图版，可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果，为油田后续挖潜指明方向。

基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识，建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型，采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂，可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种，不同类型储集体生产特征差异大，井间连通性较好，但横向驱替弱。②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同，未充填溶洞内流体均匀流动，在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征；部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征，而上部未充填区油水界面趋于水平抬升，水封下部溶洞内的剩余油；全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致，底水锥状驱替；中大尺度裂缝穿过充填溶洞时，裂缝为油水流动的高速通道，呈现裂缝水窜特征，在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征，而缝外侧溶洞内原油基本未动用，为高角度裂缝屏蔽剩余油。③研究区在天然能量开发条件下，流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制，以垂向流动为主，单井有效动用范围局限；多井生产时，井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广，井间干扰少；注水开采期间，井间流线仍以垂向分布为主，仅在底部统一水体位置注采时，井间连接较好，注入水横向驱替弱。

以冀东油田高尚堡区块新近系馆陶组Ⅳ油组的二维平面相和剖面相为训练图像，利用线性池化方法获得其三维沉积相的多点统计概率，通过蒙特卡洛抽样确定预测点的沉积相类型，建立了研究区辫状河三维精细地质模型，并采用抽稀井网的方法验证了其准确性。研究结果表明：①研究区主力生产层段馆陶组Ⅳ段12和13小层发育心滩、辫状河道与泛滥平原微相。心滩坝呈底平顶凸特征，辫状河道呈顶平底凸特征，河道与心滩规模均较小，宽度一般不超过600 m；辫状河道顶部发育泛滥平原沉积，整体上呈“砂包泥”特征；辫流带宽度为650~1 300 m，心滩平均长度为480 m，平均宽度为176 m，辫状河道平均宽度为71 m。②地质模型刻画出的储层砂体形态和空间分布准确，平面上心滩位置与地质分析结果吻合，心滩中间厚、两翼薄的特征显现；剖面上具有典型的底平顶凸的心滩特征；模型中泥岩相占比的误差为9.8%，心滩相占比的误差为3.4%，河道相占比的误差为6.4%，总体上看，建模误差均小于10.0%。

通过PEBI网格变尺度剖分方法，考虑注聚井在注入过程中会产生诱导裂缝的情况，综合聚合物溶液黏浓关系、剪切效应、渗透率下降以及吸附机理，建立了考虑诱导裂缝的聚合物驱垂直裂缝井数学模型。采用有限体积法对数学模型进行离散，从而得到井底压力数值解，进而绘制压力及压力导数双对数曲线并对其影响因素进行分析。研究结果表明：①聚合物驱垂直裂缝井试井曲线可以分为5个流动阶段：纯井筒储集阶段、双线性流阶段、线性流阶段、椭圆流阶段与径向流阶段；聚合物浓度主要影响试井曲线后期阶段，浓度越大，双线性流及非牛顿径向流阶段曲线越靠上。②诱导裂缝半长越小，压力和压力导数曲线上翘越明显；通过与水驱诱导裂缝闭合压力动态曲线的对比，基于混合PEBI网格考虑诱导裂缝聚合物驱数值计算方法能够准确描述诱导裂缝闭合后的压力动态。③当裂缝闭合速度因子（delpat）为0时，裂缝瞬间闭合，压力发生突变，在压力导数图中表现为一个明显峰值；delpat越大，裂缝闭合速度越慢，压力导数的峰值越高，曲线越靠右。

储层敏感性分析是判别储层伤害程度的重要手段，对后期高效开发和剩余油挖潜具有重要意义。选取渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田新近系馆陶组储层岩心样品，结合薄片观察、X射线衍射分析及压汞测试、流动水驱实验，对馆陶组上段和下段储层伤害指数和敏感性特征进行了分析。研究结果表明：①渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩石胶结疏松，孔隙结构总体孔径较大，孔喉分布较均匀，连通性较好；岩石矿物组成以石英、斜长石、钾长石和岩屑为主，黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石及伊蒙混层；馆上段以细粒为主，馆下段以中粒为主。②馆陶组储层普遍具中等速敏性、弱碱敏性、弱盐敏性特征；上下两段的酸敏性特征差异较大，上段具有非酸敏性特征，而下段具有强酸敏性特征，酸敏指数达78.28%；③研究区馆陶组铁白云石、绿泥石含量及孔隙结构对储层敏感性具有控制作用。④控制注采流速是研究区开发方案中的重要内容，对馆下段酸敏带来的储层伤害要进行防护和治理。