准噶尔盆地呼西背斜胜金口组钻遇了高压盐水层，溢漏同存制约钻井提速，亟需解决精准预测高压盐水层的三维展布及孔隙压力问题。综合钻井、录井、测井和地震资料，采用井震联合、由点到体的方式开展研究，通过井点处高压盐水层的地震特征和构造特征分析高压盐水层成因，并利用孔隙压力当量密度与地震道积分层段属性的拟合关系预测高压盐水层的孔隙压力。结果表明，呼西背斜胜金口组高压盐水层的成因为断缝体含水-致密层封堵，其分布与到断层距离相关；高压盐水层孔隙压力低值位于断层破碎带边缘，水侵风险低，孔隙压力高值位于断层破碎带中部和断缝发育区，水侵风险高。该方法为钻井工程风险的识别与防控、精细控压及放水降压等作业提供了决策依据。
为了提高鄂尔多斯盆地古生界致密砂岩气藏储层流体饱和度定量解释精度，对储层物理性质及电性特征进行分析，发现先解释孔隙度与含水孔隙度，再解释含气饱和度具有可行性。重新推导阿尔奇公式，获得含水孔隙度与电阻率的解释方程，并得到地层条件下的地层水电阻率，不需要进行岩电实验和地层水电阻率测试。在此理论基础上，以伊陕斜坡东南部A井区为例，建立储层流体定量解释方法：首先，分析现有基础数据获取过程及主要误差原因，筛选流体散失最小的数据作为含水孔隙度的基础数据；其次，建立含水孔隙度与电阻率的交会图版，获取含水孔隙度解释方程；最后，根据孔隙度解释方程和含水孔隙度解释方程定量解释A井区储层的含气饱和度。新解释的含气饱和度与生产结果高度吻合，与单层试气结果符合率为95.14%。与阿尔奇公式解释结果相比，该解释方法降低了实验技术要求，且解释精度与分辨率均提高。该研究丰富了鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏定量解释的理论，也可为其他区块致密砂岩气藏含气饱和度定量解释提供参考。
优势水流通道识别是油田开发的重要环节，传统的井间优势水流通道研究所需数据获取难度大，操作相对复杂且成本高，而常规的数值模拟方法需要以网格为基础建立复杂的地质模型，数据加载量大且计算周期较长。为了快速识别优势水流通道，以电容电阻模型为基础建立井间连通关系反演模型，通过连通系数和时间常数构建注采数据的传递关系。以集合卡尔曼滤波作为优化算法，对生产数据进行自动历史拟合，实现井间连通关系的定量表征。通过水电相似原理、分流量方程和相渗曲线，计算井间平均渗透率和井点含油饱和度，绘制含油饱和度场，表征油田的动态生产过程。通过K-means算法制定优势水流通道划分标准，对连通系数、产量等数据进行多维聚类分析，实现优势水流通道的智能识别，最后将模型应用到实际油藏中指导开发生产。考虑到数据和模型的噪声影响，在模型训练时间内以数据同化的方式同时更新多组参数，将平均值作为最优结果，解决了多解性问题。结果表明，结合电容电阻模型和集合卡尔曼滤波方法的优势水流通道识别模型不仅能准确揭示优势水流通道的分布情况，还可降低油藏参数反演的不确定性，在实际油藏的应用中，电容电阻模型反演和数值模拟得到的含油饱和度场基本相同。数据更新和参数收敛效果显著，得到的连通系数与示踪剂结果吻合度达83%，证明本方法对油藏注水开发和调剖选井决策具有重要意义。
CO2吞吐是超低渗油藏弹性开发最具有前景和最有效的提高采收率方式。但受注入方式、气源价格、安全环保等影响，亟需探索超低渗油藏弹性开发水平井吞吐新方法。利用纳米驱油剂与减氧空气的交替注入，不仅可以发挥纳米颗粒和气体各自的驱油特性，还可形成协同效应。首先，通过室内实验评价，明确减氧空气及纳米驱油剂的驱油机理，并在微观层面用分子模拟等手段，明确减氧空气+纳米驱油剂复合吞吐协同机理；其次利用油藏工程法及数值模拟法对吞吐时机、注入量、注入速度、焖井时间等参数进行优化设计；最后，以Z试验区为例，优选C-H1水平井和D-H2水平井开展现场试验，累计增油4 526.7 t，投入产出比1∶2.5以上，见到了较好的吞吐和驱替效果。减氧空气-纳米驱油剂复合吞吐为超低渗油藏弹性开发水平井后期能量补充提供了实践经验。
为揭示低渗油藏高压注水排驱规律及其主控因素，以典型低渗油藏岩心为对象，基于T2谱与T1-T2二维核磁共振技术开展不同注入参数与驱替方式下的室内模拟实验，定量评价不同尺度孔隙中原油动用特征及残余油赋存规律，同时，通过二维核磁共振分析，进一步揭示不同孔径油水分布与驱替过程中的演化规律。结果表明：提高注入压力与注入速度可显著提升原油采出程度，最大增幅分别达到14.38%和8.05%，主要得益于大孔原油动用效果的增强；渗吸后实施高压注水，可进一步动用大孔中的残余油，采出程度增幅为10.94%；注入压力与注入速度是低渗油藏注水开发提高采出程度的核心参数，建议高压注水与大排量注入相结合，并实施焖井渗吸+高压注水的协同开发，以有效降低残余油饱和度，提高原油采出程度。该研究成果可为低渗油藏注水开发方案优化提供理论支撑。
针对凝析气采出时在井筒内温度压力变化过程中存在气液相变，导致传统方法如经验公式、修正H-B算法计算井底流压精度低的问题，提出了基于BP神经网络和LightGBM算法的机器学习井底流压预测模型。通过采集24口井1 536组生产数据，经过标准化、噪声剔除与相关性分析后，分别采用修正H-B算法、BP神经网络与LightGBM算法进行建模。结果表明，LightGBM算法的直方图分裂与特征绑定技术能够显著降低计算复杂度并提高拟合精度，相关系数可达0.989 3，平均绝对误差较修正H-B算法降低86.5%，并对井底流压预测主控因素进行量化分析，发现产气量对井底流压影响最大。在准确拟合井底流压的基础上，对无测压条件的凝析气井井底流压进行推广拟合，模型精准识别2口处于反凝析高危压力点的生产井。通过调整生产制度，A6井在井口油压增大2.73 MPa的基础上日产气量提高超2 000 m3，采气指数提高31.6%，有效识别高风险井并指导生产制度优化。机器学习可高效量化井筒多相流动态，为凝析气藏调整生产制度与反凝析污染防控提供可靠技术支撑。
库车坳陷克拉苏构造带是塔里木盆地超深层油气勘探开发的重要目标，克深X区块是克拉苏构造带东部发现的超深层高产气藏，随着气藏开发的深入，工作重点由明确构造圈闭外部形态向解析圈闭内部复杂构造转变。微小断裂是克深X区块水侵主要通道，其分布特征及构造形态对气藏产量具有重要影响。因此，优选方差、相干及曲率属性，通过多属性融合技术，对克深X区块微小断裂展布进行精细刻画。研究发现，克深X区块处于挤压-走滑构造转换带，东西部微小断裂性质及分布存在明显差异，西部为近东西向、大断距、挤压型微小断裂，断裂走向与水侵方向平行；东部为近北西—南东向、小断距、走滑型微小断裂，断裂走向与水侵方向高角度斜交，由于断裂带断层核对斜向水体侵入的阻挡作用，造成了克深X区块水侵程度东弱西强的现象。基于相关认识实施排水优化，在克深X区块西部的主断裂附近增设2口排水井，使气藏日排水量提高近246%，取得了较好的排水控气效果。
准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系上乌尔禾组致密砾岩油藏非均质性强，孔喉结构复杂，金龙2井区注表面活性剂吞吐效果开发差异大。通过构建数字岩心模型，改进微观孔隙尺度格子Boltzmann模拟方法，完成尺度升级，系统揭示表面活性剂的驱油机制及原油动用规律。结果表明：水驱原油动用呈启动—扩展—突破—缓慢4阶段特征，注表面活性剂后表现为前缘推进—润湿反转—流动增强—效果减弱的动态过程；表面活性剂通过增强黏性驱动力与毛细管力的协同作用，剥离膜状油、动用小孔簇状油；较注水吞吐，表面活性剂吞吐产油多、产水少，近井作用深度为14cm；油水黏度比越小，压力分布越均匀，波及面积越大，表面活性剂优选需结合储集层条件进行界面张力-润湿性协同设计。研究结果为玛湖致密砾岩油藏高效开发方案优化提供了理论依据，指导金龙2井区某井实施注表面活性剂吞吐，累计增油7 483 t，生产效果良好。
鄂尔多斯盆地太原组致密石灰岩储集层非均质性强，孔喉分选性及连通性较差。前期常规压裂工艺改造手段单一，裂缝欠发育的致密储集层改造效果不佳。适当加入酸液有助于提高裂缝复杂度和增大改造体积，但若酸液注入过量，可能在近井筒区域出现“大肚子”现象，酸液主要在近井筒发生溶蚀反应，导致后续压裂时裂缝长度受限，整体改造体积减小。选取太原组石灰岩露头开展真三轴水力压裂物理模拟实验，在压裂前对样品裸眼井段进行酸液预处理，分析酸液用量对裂缝复杂度和扩展形态的影响。结果表明，对于低孔隙度、低渗透率、低围压的硬岩，酸液体积/压裂液体积为0.20~0.34时，酸化效果最佳，酸液体积/压裂液体积大于0.20~0.34，酸化效果减弱，并可能增加施工风险；对于渗透率较高、天然裂缝较多和铁白云石含量高的地层不宜酸化。通过优化酸液用量，可实现复杂裂缝网络的高效形成，显著提升储集层的可改造体积和最终产量。
致密含砾砂岩油藏是非常规油气资源的重要组成部分。由于复杂的沉积和成岩环境，致密含砾砂岩储集层具有极强的非均质性，开发难度较大，明确致密含砾砂岩储集层在水驱过程中的物性变化及渗流规律具有重要意义。通过基础物性测试、X射线衍射、Amott自吸和非稳态法相对渗透率实验，揭示水驱对致密含砾砂岩储集层物性的影响；基于应力敏感、启动压力和驱油效率实验，明确致密含砾砂岩储集层的渗流规律，并与致密砂岩储集层进行对比。结果表明：水驱导致储集层黏土矿物含量减小，储集层由弱亲水转变为强亲水，储集层渗透率增大，水敏伤害降低。长期水驱导致储集层束缚水饱和度增大，最大水相渗透率减小，且等渗点处含水饱和度略微上升。致密含砾砂岩储集层的应力敏感强于致密砂岩储集层，启动压力梯度大于致密砂岩储集层。剩余油重新富集机理可提高二次和三次驱油效率。
针对浅薄层超稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后存在动用程度低、油井产量低、含水率高等问题，提出采用多元热复合驱作为后续开发策略。基于研究区地质与流体特征，设计并开展了蒸汽吞吐转多元热复合驱的三维物理模拟实验，系统研究了不同阶段的温度场演化与生产动态特征。同时，利用数值反演模型深入分析了多元热复合驱的主控因素，进行参数优化研究。结果表明，蒸汽吞吐阶段，油藏受热范围有限，采出程度较低；转多元热复合驱后，在降黏剂、氮气及蒸汽三者的协同作用下显著增强了油藏动用程度，采出程度大幅提高，最高可达57.1%。分析发现多元热复合驱的影响因素按重要性顺序为：注汽速度、井底蒸汽干度、氮气注入量、采注比、降黏剂注入量。针对研究区油藏特征，注汽速度288 t/d，井底蒸汽干度0.7，氮气注入量0.6 PV，采注比1.2~1.3，降黏剂注入量0.2 PV为多元热复合驱最优开发参数。
鄂尔多斯盆地W油田致密油藏开发受到储层条件和工程技术的限制，普遍存在产能低、稳产差、注不进、驱不动等诸多难题，亟待改进传统补能方式和优化参数设计，提高采收率。通过建立压裂-焖井-生产全过程模拟，揭示致密油藏储层压驱动态变化规律，分析不同因素对于压驱增能效果的影响，进一步利用数值模拟方法开展压裂参数设计优化，形成采用“大液量、大排量、低砂比、焖井置换”的创新压驱增能开发技术。研究表明，压裂液注入量、基质渗透率、储层改造体积以及原始地层压力与焖井蓄能效果密切相关；模拟最优参数方案为：裂缝导流能力为10~15 D·cm，最优焖井时间为30~40 d，排量应控制在4~6 m3/min，优化压裂液注入量为600~800 m3，加砂量建议控制在40~55 m3，砂比应控制在15%左右。压驱增能开发技术在致密油藏矿场实践效果较好，单井产油量平均达4.33 t/d，是常规压裂单井产油量1.08 t/d的4倍以上，该技术解决了常规压裂初产低、产量递减快、稳产期短等问题，为致密油藏稳定高效开发提供了参考。
克拉2气田在长期开发过程中，边底水沿着水侵路径运移至生产井，大部分生产井不同程度见水，影响了该气田的开发。针对缺乏刻画气田水侵路径技术的局限，先建立地层气水两相渗流-应力耦合数值模型，模拟气田开发过程中的气水两相渗流-应力耦合场、断层变形以及微地震，再依据微地震的三维空间离散数据特征，采用马氏距离构建分布式光纤声波传感器微地震与数值微地震三维空间坐标的目标函数，然后通过调整基质和裂缝初始渗透率分布使目标函数收敛，最后分析最优渗透率分布以及气水两相渗流-应力耦合场，确定可能的水侵路径。结果表明：2015年，断层F159和F160局部区域开始活化，活化区域的平均剪切滑动速率为1 mm/年，渗透率约为100 D；克拉2气田西南翼东南部和西南部各存在一个活跃水体，且与断层F159和F160的活化区域重叠；边底水沿着断层F159和F160活化区域侵入储集层，并分别通过高渗通道运移至KL205井、KL2-7井和KL2-8井；边底水抬升速率为3 m/年，水平方向运移速率为50 m/年；克拉2气田西南翼存在3条水侵路径。研究结果可为预测气井见水时间和规模、制定治水排水策略、提高生产效益等提供参考。
鄂尔多斯盆地西233区长7组发育典型夹层型页岩油，地层压力系数低，产量快速递减，伴生气丰富。对储集层岩心样品开展伴生气驱实验，结合核磁共振T2谱分析伴生气驱及吞吐实验，模拟不同井距下吞吐效率。结果表明：束缚水明显降低伴生气驱效率，驱替后横向弛豫时间大于10 ms孔隙信号强度大幅下降，驱替出来的原油主要贡献孔隙为大孔，小孔原油小幅度动用，残余油量大。伴生气吞吐能有效提高页岩油采收率，第1次吞吐原油采收贡献率最大，2个吞吐轮次后，地层原油采收率大于85%，第3次吞吐采收率小于15%，第4次吞吐采收率基本不变，表明主要动用了大孔中的原油，随吞吐轮次增加，吞吐增油量减小，换油率降低，采收率增大幅度降低，逐渐进入低效循环。200 m井距下水平井伴生气吞吐，最佳注入伴生气时间为639 d，最佳段塞体积为900 m3，最佳注气速度为15 m3/d，最佳焖井时间为40 d，最佳周期注采时间为160 d，最佳吞吐轮次为3次。连续伴生气驱最佳时机为1 200 d，最佳注气速度为15 m3/d。
针对煤层气藏压裂后的多尺度和复杂应变耦合渗流特征，基于FVM建立气藏数值模型。利用EDFM表征裂缝系统，耦合基质蠕变、解吸附膨胀和割理压缩作用下的渗透率，并考虑其非均质分布。利用生产数据验证模型准确性，开展裂缝形态对动用程度影响规律研究，结果表明：水力压裂增大泄压面积，提高动用程度，加快煤层整体解吸附速率，近井形成的裂缝网络提供高渗通道；尤其针对低—中阶煤层，极限体积压裂，显著提高单井产能，延长生产周期。
页岩挥发油储集层孔喉尺度小，流体性质复杂，开发过程中难以准确预测其开发动态及特征。常规的预测方法通常只考虑单一或少量因素，存在预测结果不准、与矿场实际不符等局限。针对页岩挥发油储集层压裂水平井开发过程中主控机制不明的问题，构建基于离散裂缝网络，综合考虑多重机制影响的数值模拟模型，明确纳米孔喉限域效应、储集层时空非均质性等影响机制。结果表明：孔喉尺度对开发效果的影响主要是对储集层渗透率的影响，孔喉尺度造成的流体限域效应对储集层开发影响较小；应力敏感效应是页岩挥发油储集层开发的不利因素；导流能力较高的裂缝有利于储集层开发。
温米油田温西三区块历经近三十年注水开发，储集层孔隙度、渗透率及微观孔隙结构均发生变化，导致流体在储集层中的渗流特征也发生变化。为了进一步量化分析温西三区块储集层在水驱过程中的渗流特征变化，选用不同水淹程度下水驱前、后室内油水相对渗透率实验数据，采用水驱油解析法和牛顿迭代法，建立了水驱全过程油水相对渗透率数学模型和含水变化规律预测模型。结果表明，温西三区块生产含水变化规律与模型预测水驱规律一致；温西三区块开发中存在的主要问题是注水驱替速度过高和注入水引起黏土矿物颗粒运移、膨化堵塞，改变了储集层孔隙结构和润湿性，随着水驱程度的加深，束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐增大，驱油效率逐渐下降，其中，平均束缚水饱和度增大0.067 7，平均残余油饱和度增大0.053 1，平均驱油效率下降0.142 8。
化学驱是高盐油藏提高采收率的主要应用技术之一，但高矿化度对化学体系黏度的影响制约了流度控制作用的发挥，减弱了提高采出程度效果。利用纳米材料协同聚合物/表面活性剂提高高盐油藏采出程度，对比零维纳米颗粒F80和二维纳米薄片GO在高矿化度下对聚合物/表面活性剂二元复合体系黏度和界面张力的影响，通过微观剩余油变化分析纳米材料加入聚合物/表面活性剂前后化学体系驱油机理的差异，并通过岩心驱替实验分析其作用效果。研究表明，与二维纳米薄片GO相比，零维纳米颗粒F80可与地层水中的阳离子产生更强的离子偶极作用，化学体系黏度上升1.4倍，维持了更低的油水界面张力；在微观可视化驱替实验和岩心驱替实验中，聚合物/表面活性剂/F80三元复合体系因其高黏度可显著增大渗流阻力，减少分散剩余油；聚合物/表面活性剂/F80三元复合体系在水驱后提高采出程度20.1%，高于相同质量分数聚合物/表面活性剂二元复合体系5.4%。
储气库注采井反复高强度注采，储集层频繁应力变化，易引发出砂，威胁储气库稳定运行。以鄂尔多斯盆地榆37储气库为例，运用节点分析法，考虑支撑剂运移的临界流速模型，结合地层出砂预测的临界出砂压差模型及临界冲蚀流量模型，明确榆37储气库注采井的合理注采区间，确保储气库在极限生产状态下的运行安全。结果表明：通过对储集层裂缝中支撑剂进行受力分析，建立裂缝中支撑剂启动的临界流速模型，计算出当注入速率与采出速率分别为10.89 m/s和8.19 m/s时，支撑剂达到临界启动流速；考虑3种限制性模型，对节点分析法进行改进，计算出榆43-1井安全运行的合理注采区间，分别为1.79×104~6.53×104 m3/d和2.82×104~6.35×104 m3/d；在安全的前提下，计算出榆37储气库10口井的合理注采区间。
新疆油田J230区块高温蒸汽吞吐开发造成地层剩余稠油黏度升高，启动压力差异大，流体窜流严重，轻烃溶剂的加入可有效降低稠油拟启动压力梯度。通过黏温和流变测试，对比加入轻烃溶剂前后稠油的黏温曲线和流变性能，通过流动实验，确定稠油流度和拟启动压力梯度间的关系，建立溶剂辅助蒸汽开发的拟启动压力梯度模型。研究表明：轻烃溶剂降黏和热降黏协同效应可提升降黏效应；轻烃溶剂可改善稠油流动能力，在40 ℃下加入质量分数为5.0%的轻烃溶剂时，稠油的拟启动压力梯度与稠油在70 ℃时的拟启动压力梯度相当；烃类加入后可减少稠油的不可动用量，拟启动压力梯度图版显示加入轻烃溶剂质量分数为0.5%、2.0%和5.0%时，不可动用量减少了39.13%、70.56%和87.14%，降黏剂的加入能够减少蒸汽用量，有效降低稠油的拟启动压力，抑制窜流现象的发生。
