塔河油田块状底水砂岩油藏油层较薄，油井投产后见水、含水率上升和产量递减皆快，稳产难度大。通过对油藏开发特征分析，对油井的含水率上升模式进行分类，确定其剩余油分布特点及其主要影响因素。结果表明，影响底水油藏剩余油分布的主要因素是构造、夹层、储集层非均质性和开发方式。针对底水油藏高含水期剩余油分布特点，提出了改善开发效果的有效挖潜对策：油井提控液调流向、天然气驱及CO₂驱。数值模拟与现场实践均取得了较好的效果，可供同类油藏开发借鉴。

关于协同型储气库库容预测、协同阶段向储气库阶段转换时机的研究鲜有。通过岩心驱替实验和覆压孔渗实验，研究长期水驱和多轮次气驱对储气库库容的影响；利用葡北油田全直径岩心，开展采油扩大库容与协同型储气库运行全过程实验，分析定压生产和定时生产2种开发模式下多轮次气驱对库容、达容时间、工作气量占比、采收率等的影响。结果表明，长期水驱及多轮次气驱均能改善储集层物性，是储气库库容增大的因素之一；随着注采轮次的增加，2种开发模式下的库容增量逐轮次降低，工作气量占比逐轮次增加；储气库分别在定压生产注采第6轮次和定时生产注采第10轮次后接近达容，采收率基本不再增加；定压生产比定时生产采收率提高0.31%。

为加快吐哈探区非常规油气资源效益开发，针对开发技术难点，在对比中国非常规资源开发现状的基础上，借鉴页岩油、致密气开发的成熟经验，对吐哈探区非常规油气资源开发策略进行探讨。提出了不同盆地、不同构造单元及不同目的层的非常规油藏开发对策：三塘湖盆地马朗凹陷二叠系页岩油藏采用多层系开发，借助打造东疆最大减碳基地技术平台，大力发展页岩油藏CO₂全程补能+降黏体积压裂技术，持续探索页岩油藏提高采收率技术；三塘湖盆地二叠系马中致密油实施井组整体多介质复合吞吐，采收率提高至15.0%；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉28区块二叠系页岩油藏借鉴吉木萨尔页岩油示范区经验，厘清页岩油藏甜点分类评价及分布特征，提高Ⅰ类+Ⅱ类储集层钻遇率，实现页岩油藏效益开发；对于吐哈盆地胜北侏罗系三间房组致密气藏，开展地质工程一体化先导试验，提升水平段长度及储集层甜点钻遇率，提高胜北致密气藏开发效果。

根据鄯善油田注CO₂吞吐井组先导试验，分析低渗透低黏度油田特高含水期开展CO₂驱油与埋存的注采特征及影响因素。结果表明，鄯善油田发育中—深层油藏，CO₂注入呈超临界状态，注入特征与注水类似，存在剖面动用不均和平面突进问题；CO₂吞吐生产具有“气态CO₂排出阶段、增油生产阶段、逐步失效阶段”的三段式开采特征；3口吞吐井换油率差异较大，增油效果主要受地下剩余油富集程度影响；CO₂主要埋存机理为溶解作用和矿化作用，同步埋存率高达95.6%。

特高含水后期储集层油水两相渗流能力差异大，储集层动态非均质性强，以渗透率等静态参数作为主要指标的注水井层段细分方法和以经验分析为主的层段配水方法，难以满足多层砂岩油藏精准开发的需求。通过理论分析、物理模拟及数值模拟，深化了对特高含水后期油田渗流特征认识，构建油藏小层渗流阻力计算模型，以单井渗流阻力变异系数最小为目标，建立近阻注水井层段优化组合方法;构建层段剩余储量系数、合理注采比系数、相对注水效率系数及含水率上升速度系数，形成特高含水后期层段注水定量调整方法，解决了多井、多层、复杂注采关系条件下定量注水的难题。在典型区块应用，试验237井次，初期含水率下降0.14%，增油控水效果较好。

为了解决同一油藏不同区块存在开发时间差异，导致利用油藏综合开发数据进行采收率标定时，常出现预测采收率偏低的问题，设计了2个区块之间存在不同滞后时间、不同产能规模、不同地质储量等，采用指标对比分析法，对影响因素进行量化研究。结果表明，在同一水驱模型下，采用累计开发生产指标进行叠加，其预估采收率将低于分区块单独预估的采收率之和，且新增的开发区块地质储量或产能占比越大、开发时间越滞后，累计生产指标叠合预估的采收率越低。因此，在采用水驱曲线标定采收率时，应尽可能地按相近的开采时间将油藏划分为若干单元单独计算采收率，否则，利用累计生产指标叠合进行采收率计算将造成标定可采储量或采收率偏低。

吐哈盆地鲁克沁油田二叠系发育低孔低渗砂砾岩稠油油藏，由于储集层物性差，非均质性强，自然产能低，压裂投产后，注水开发效果较差。为了解决平面矛盾突出、见效率低、欠注区域不见效的开发矛盾，实施注水增能提高单井产量，但单井增产效果差异较大。为此，通过室内物理模拟实验，对储集层润湿性和注水增能过程进行了研究。结果表明，吐哈盆地鲁克沁油田二叠系储集层具亲水性，压裂有利于裂缝与储集层基质发生渗吸作用，可有效补充地层能量，从而提高单井产量；注入速度越快，地层能量恢复越快；焖井压力越高，增油量越高。通过数值模拟，并结合现场情况，优化注入参数，注水增能效果较好，措施有效率达88%。

针对吐哈探区稠油油藏注气吞吐效果差的问题，利用PVT分析技术模拟稠油油藏的高温高压环境进行注气吞吐实验，通过稠油油藏注二氧化碳、天然气和氮气吞吐开发实验，从降黏效果、溶解膨胀作用、泡沫油流区间以及吞吐后残留稠油物性特征4个方面，对不同注入气进行适应性评价。结果表明，注二氧化碳吞吐对稠油降黏、溶解膨胀和形成泡沫油流区间的效果最佳，但吞吐后对油藏残留稠油物性特征影响大，主要表现在吞吐后导致油藏残留稠油黏度增大和溶解气的能力下降，不利于油藏进行多轮次注气吞吐开发；注天然气吞吐的效果及影响略次于注二氧化碳，注氮气吞吐的效果最差，但吞吐后对油藏残留稠油物性特征影响小。

为探索吐哈盆地葡北油田实施天然气重力驱开发的可行性，明确不同实施参数下的驱油特征，通过高压物性分析、细管实验、CT扫描成像及全直径岩心驱替实验，分析了葡北油田开发前后中侏罗统三间房组储集层流体的高压物性变化特征，计算了目前油藏条件下鄯乌管道气和西气东输气的最小混相压力，比较了不同驱替方式下流体的分布特征及岩心沿程含油饱和度变化，明确了注气速度、注气压力及岩心倾角对天然气重力驱的影响。结果表明，开发后原油密度与饱和压力均增大，黏度变化不明显，原油中C₂—C₆含量显著下降；目前油藏条件下鄯乌管道气和西气东输气与储集层原油的最小混相压力分别为48.2 MPa和49.5 MPa，均大于原始油气最小混相压力；相比水驱结束状态，天然气重力驱沿程含油饱和度存在较大差异，岩心高部位含油饱和度明显低于低部位含油饱和度，重力驱对于高部位原油的动用效果更为明显；较低的注气速度、较高的驱替压力以及较大的倾角均有利于提高天然气重力驱的原油采收率。

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强，井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低，储量动用不均衡，生产效果差异大，常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用，需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合，采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路，丰富空间结构井网的理论内涵，深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之，流体密度差是重力置换的主导因素，缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力，主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键，是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。

为解决碳酸盐岩裂缝-孔隙型边底水气藏在开采过程中易发生气井水窜的问题，利用可视化微观模型实验和高温高压在线核磁共振检测系统，开展水侵机理模拟实验，研究残余气分布规律；以脉冲序列测试得到T₂图谱，表征侵入水分布特征。结果表明，孔喉半径比、配位数和裂缝宽度对水侵及残余气分布影响显著，孔隙型储集层侵入水先进入中—大孔隙，后进入小孔隙；裂缝-孔隙型储集层中裂缝的分布对水侵方式存在影响，侵入水进入裂缝后，可以通过裂缝进入中—大孔隙中。孔隙型储集层水淹后，37.7%的残余气存在于小孔隙中，62.3%的残余气存在于中—大孔隙中；裂缝-孔隙型储集层水淹后裂缝中的残余气较少，小孔隙中的残余气占4.8%~26.8%，中—大孔隙中的残余气占69.2%~94.7%，且小孔隙中的残余气难以被动用。以中—大孔隙水侵比例为目标函数评价残余气饱和度指标，主控因素为裂缝贯穿程度、水体倍数、裂缝宽度和采气速度。应在裂缝发育区优选井轨迹，避免钻遇沟通边底水的裂缝，同时优化气井配产，延缓气井见水时间；气井出水后适当降低产气速度，促使侵入水进入中—大孔隙，减少残余气在中—大孔隙中的分布，提高天然气采收率。

某油田储集层物性差，纵向上层数少，厚度小，小断层发育且展布方向复杂，直井开发效果差，现有井网难以建立有效驱替体系。在老水平井和2014年先导试验加密水平井开发效果均较好的基础上，在注水受效差的直井区及断层附近未动用区，开展加密水平井及跟踪调整技术研究。通过井震和动静态结合分析，优选储集层发育稳定、水淹风险小且剩余油富集的加密区；通过水平井方位和水平段长度优化，压裂加密布缝及优化缝长，提高水平井产能；通过早期间注及隔强临弱的注水跟踪调整，优化注采方式。按照以上方法，该油田2019年加密水平井19口，砂岩钻遇率达到83.0%，初期单井日产油量为7.4 t，综合含水率为28.8%，建立了有效驱替体系，油田的采油速度由0.8%提高到1.5%，提高了油田的开发效果。

陆梁油田底水油藏具有油层“薄、多、散”、层间非均质性强、油井特高含水、层系注水合格率低等特点，面临剩余油分布认识不清、注水调整难度大等问题。针对陆梁油田多层系砂岩油藏注水开发现状，利用油藏地质、测井、测试等资料，基于油藏模拟连通网络模型（INSIM），建立注水调控新方法，实现了不同层间级差井组分层注水的快速模拟评价及注采参数优化。能够进行多层系注水油藏的纵向和平面注水状况分析，并能模拟自然劈分情况的动态变化。对陆梁油田L9油藏典型井组进行分层注水调控后，预测累计产油量增加3.2×10⁴ m³，累计注水量减少3.9×10⁴ m³，井区含水率降低6.1%，可提高层系注水合格率和增油降水效果，亦为多层系砂岩油藏分层注水调控和深层挖潜提供了借鉴。

为明确姬塬油田超低渗油藏CO₂驱替及碳埋存机制，通过开展长岩心实验，对比分析气水不同组合驱替方式对提高采收率和CO₂埋存效果的影响。实验结果表明：水驱后CO₂与水交替驱采收率最高，其次为CO₂与水交替驱，而连续CO₂驱采收率最低，CO₂突破是影响采收率的关键因素，交替注入可以抑制气窜；油藏中CO₂埋存位置以大孔隙为主，气水交替驱比纯气驱更有利于小孔隙中CO₂埋存，埋存率从高到低依次为连续CO₂驱、CO₂与水交替驱、水驱后CO₂与水交替驱及水驱后CO₂驱。

为解决目前气水混驱特征曲线评价油藏开发效果方法较少的问题，引入了地下含气水率，并类比水驱油藏含水变化规律广义数学模型，建立了广义气水混驱特征曲线及其对应的广义含气水变化规律数学模型。新的广义气水混驱特征曲线在n=0和m=0时，为甲型气水交替驱特征曲线；在n=1和m=0时，则为乙型气水交替驱特征曲线。n和m取不同数值时，广义气水混驱特征曲线可以转化为S型气水混驱特征曲线，也可以转化为凸型、S-凸型、S-凹型、凹型等气水混驱特征曲线。为了便于矿场应用，给出了气水混驱特征曲线通式及其对应的含气水变化规律数学模型的求解方法，并应用于葡北油田三间房组油藏气水交替驱和锦州油田S31油藏气顶气+边水驱开发效果的评价，拟合精度较高，可供其他油藏借鉴。

为明确不同类型沉积岩储集层压裂开发后导流能力的变化规律，通过开展浊积岩、滩坝砂、砂砾岩等沉积岩压裂后导流能力测试实验，分析了岩性与导流能力之间的关系，构建了导流能力模型。将导流能力模型引入主裂缝压力控制方程，得到主裂缝压力解析解;应用分布式体源方法建立了水平井多段压裂产能预测半解析模型。将新产能预测模型应用于大庆长垣外围朝阳沟油田致密油藏，数值模拟模型、不考虑岩性产能模型和考虑岩性产能新模型的计算误差分别为6.5%、22.7%和4.6%，新的模型侧重于不同沉积岩岩性对产能的影响，提高了致密油藏产能预测精度。

三塘湖盆地MZ区块致密油藏具有中—高孔隙度、特低渗透率和高含油饱和度的特征。开发初期采用水平井体积压裂获得高产，但自然递减率大，后期通过注水吞吐使得储量得到有效动用，但经过多年开发后注水吞吐效果逐轮变差，目前采出程度仅5.6%。为进一步提高采收率，开展了5口水平井CO₂吞吐试验。结果表明：CO₂在致密油提高采收率中主要发挥溶胀、增能、降黏、萃取轻质组分、提高流体流动能力等作用；在注入、焖井及生产全过程，CO₂作用机理会发生变化，从而造成原油性质的变化；CO₂在提高原油采收率的同时还具有较高的埋存率，兼具经济效益和社会效益，在致密油藏开发中具有较好的适应性和推广应用前景。

顺北4号走滑断裂带断控储集体类型多样，各储集层空间位置，影响储集体连通能力，制约不同部位油井产量。通过探讨一种在钻前评价目标储集体连通能力的方法，对顺北4号走滑断裂带中段断控储集体连通性展开评价。结果表明，顺北4号走滑断裂带中段断控储集体共划分为4个分隔单元，各分隔单元内部洞穴连通率均超过50%，高角度裂缝延伸，垂向洞穴累计厚度大，连通能力较强，分隔单元3与分隔单元4内部的有利目标获取高产概率较大。

油井压裂后，流体在地层中的流动不再是简单的线性流或径向流，流场变得复杂，无法直接运用解析方法求解。为了求解压裂直井的产量公式，将地层中的复杂流场进行了分解，划分成外区径向流、中间线性流和裂缝线性流3个简单流形；对简单流形分别进行求解，并采用水电相似原理和等值渗流阻力法，解析求解得到压裂直井的产量公式。该公式不仅可以计算和预测油井产量，还可以确定压裂裂缝的长度及压裂效果。

四川盆地页岩气水平井大多通过大段多簇细分切割技术进行压裂改造，由于大排量和大规模施工以及加密井完钻，井间干扰严重，导致页岩气井产能降低。优化增产措施和完井策略，明确水力压裂裂缝扩展规律，对降低井间压窜风险尤为重要。利用三维地质力学模型，在考虑储集层非均质性、地应力各向异性、裂缝间相互作用以及缝网分布的情况下，进行了相邻2口水平井的水力压裂裂缝扩展和防窜模拟。研究结果表明，水平应力差、天然裂缝密度和用液强度较大，逼近角和簇间距较小，均会导致较大的压窜风险。