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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。