吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油水平井产能差异大，各井产水率区别明显，其主控因素尚不清楚，现有甜点分类标准无法满足该区页岩油精细开发的需要，基于核磁共振测井截止值的含油性及可动性解释难以精细识别页岩油甜点。以核磁共振测井和实验室核磁共振测试为基础，基于分频处理、分流体核磁共振测井孔隙结构表征、弹性能排油模拟等技术，精细表征页岩油层中不同类型流体分布；分别刻画油水赋存孔径，建立可动油量评价模型，对流体赋存、孔径分布、可动油量等进行定量表征；结合单井试油和生产数据，明确水平井产能控制因素。研究表明：大孔轻质组分占比、可动油孔隙度与水平井产能的相关性明显优于孔隙度、含油饱和度和核磁可动油孔隙度；水影响指数则反映地层水对页岩油流动的影响程度，该值越小，相同可动油孔隙度下水平井产能越高、含水率越低。以大孔轻质组分占比、水影响指数和可动油孔隙度为指标，将页岩油油层划分为3类，由Ⅰ类至Ⅲ类油层，日产油量快速减小，含水率明显升高，可作为芦草沟组页岩油甜点精细评价的依据。

低渗透油藏采用CO₂驱油，既可以提高油气采收率，又能实现CO₂地质封存。基于CO₂封存机理，采用数值模拟方法，建立了考虑CO₂构造封存、束缚封存和溶解封存的驱油与封存机理模型，研究在连续注气开发和水气交替注入开发下，不同注采参数（注水年限、CO₂注入速度、注采比、生产井井底流压下限、注入井井底流压上限、循环次数和气水段塞比）对低渗透油藏CO₂驱油采收率与CO₂封存效率的敏感性。结果表明：CO₂封存机理会对CO₂驱油以及CO₂封存造成很大的影响。连续注气开发时，CO₂束缚封存有利于驱油，但对CO₂封存影响不大；CO₂溶解封存不利于CO₂驱油，但是有利于CO₂封存。水气交替注入开发时，CO₂封存机理不利于CO₂驱油，但是对CO₂封存有促进作用。研究结果可揭示不同CO₂注入方式下，封存机理对驱油与封存的影响规律。

为评价玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏原油可动性，通过渗吸、离心以及吞吐试验，对比了Ⅰ类和Ⅱ类储集层的典型岩心样品可动油分布特征。玛湖凹陷低渗透砾岩储集层渗吸出油量与孔隙结构有关，小孔隙体积占比越高，渗吸效果越好，经过144 h渗吸驱油，采收率可达30.9%，但是驱油进程缓慢，对大孔隙原油动用程度不高。在地层温度和40 MPa压力下，在3轮次CO₂吞吐过程中，每轮次的采出程度均增加，第1轮次采出程度增幅相对较高，换油率达27%，随着吞吐轮次的增加，采出程度增幅逐渐降低，而N₂吞吐开发第1轮次换油率为15%，因此，CO₂吞吐开发效果较好。

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏，常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明：双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式；区块注水开发潜力较大，目前该区块水驱储量控制程度为74.54%，水驱储量动用程度为36.94%，注采连通率为27.27%；合理注采比约为2.5，随着采出程度增加，含水率上升速度先增大，后有所减小；根据存水率、耗水指数及水驱指数可知，开发后期，区块注水开发效果逐渐变好，最终采收率增加，研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%，地层合理压力应大于9.1 MPa，在该开发条件下，研究区最终采收率约为23%。

注减氧空气是低渗透油藏有效的开发手段，减氧空气可在地层条件下与原油发生低温氧化反应，提高采收率。针对玉果油田果8区块目前减氧空气驱提高采收率机理认识不完善的问题，采用等温氧化实验和长岩心驱替实验探究原油氧化过程和生成物质对提高采收率的影响。等温氧化实验结果表明，稀油的低温氧化过程产生了沉积物质，随着温度升高，氧化程度明显提高，89 ℃时原油氧化生成重质组分沉积量为1.25×10^-3 g/g，100 ℃时为3.43×10^-3 g/g，120 ℃时为5.02×10^-3 g/g。长岩心驱替实验结果表明，不同氧化温度下重质组分沉降对采收率存在影响，随着温度升高，气窜时机变晚，波及效果变好，最终采收率有所提高，温度为89 ℃、100 ℃和120 ℃时的最终采收率分别为52.77%、58.89%和65.23%。

针对塔里木盆地Y5凝析气藏衰竭式开发过程中地层压力和气井产能快速降低、生产气油比逐渐下降、凝析油密度和黏度逐渐升高、开发效果迅速变差等问题，将生产动态特征与地层流体组分评价相结合，重新认识该气藏为带油环层状边水凝析气藏，并采用数值模拟方法确定其油环厚度。为改善开发效果，提高凝析油气采收率，系统开展带油环凝析气藏衰竭式开发中—后期提高采收率机理研究可知：完善井网、实施循环注气开发能大幅提高油气采收率，注入介质以二氧化碳最佳，气藏自产气次之；注气方式以重力辅助气驱模式最佳。基于气藏类型和提高采收率机理研究，编制了该气藏循环注气提高采收率方案，预测原油采收率较衰竭式开发提高29.96%。该气藏循环注气开发后累计注气0.19×10⁸ m³，地层压力恢复4.31 MPa，气井产能恢复到方案实施前的3.09倍，可为其他同类型气藏开发中—后期提高采收率提供借鉴。

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏，其储集层注入水极易沿河道中心方向突进，导致油井快速水淹，产量递减快；由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清，此类油藏开发难度较大。针对上述问题，建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型，通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发，并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明：“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量，使得井网双向受效，还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间，大幅度降低油井含水率。另一方面，在考虑油藏构造特征的前提下，量化了不同影响因素下的产能特征，明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限，论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

为提高沁水盆地煤层气水平井压裂效果，基于分布式光纤水平井产水产气剖面监测、水平井录井导向、测井等资料分析，明确了煤岩煤质、煤体结构、水平井钻遇位置以及射孔改造方式是决定煤层压裂改造效果的关键因素。沁水盆地3号煤层中—上部自然伽马低、煤质较好、煤体结构完整，是适合压裂改造的优质层段；根据双自然伽马曲线可准确判断水平井井眼轨迹在煤层中的钻遇位置，确定优质压裂层段及射孔方式。当井眼轨迹位于煤层中部时，采用常规射孔方式可实现高效改造；当井眼轨迹接近顶板或出层时，需采用向下定向射孔方式，实现上部优质煤层的有效改造；当井眼轨迹位于下夹矸层附近时，可采用向上定向射孔方式，实现中部优质层段的改造。该方法现场应用水平井46口，单井日产气量突破2.5×10⁴ m³，日稳产气量达到2×10⁴ m³，储集层压裂改造效率提升10%~50%，水平井开发效果好。

气顶油藏在开发过程中存在原油、溶解气、气顶气、凝析油、地层水等多相流体。准确计算地层压力及各相采出程度是该类型油气藏动态诊断及剩余油气挖潜的关键。目前已有的地层压力计算方法难以有效考虑水侵等多种复杂驱动能量，导致各相采出劈分不确定性较大，增加了调整挖潜风险。通过水侵量拟合及牛顿迭代求解法，建立了1套以水侵特征分析及平均地层压力求解为基础的气顶油藏动态诊断新方法。该方法在M油田Y3气顶油藏应用结果表明，Y3气顶油藏产出油中原油占比为89.7%，凝析油占比仅为10.3%，产出气中气顶气占比为97.9%，溶解气占比仅为2.1%，气顶气与凝析油采出程度分别高达46.6%和31.2%，原油及溶解气采出程度仅为12.1%和1.7%，该结果与生产测试结果一致。

致密气藏主力产层多为多层叠置河道砂体，合采时普遍存在各产层贡献不明及砂体动用边界不清的问题。首先，考虑各层河道砂体形态特征和边界尺寸差异，根据等效渗流体积原则，建立了致密气藏多层河道砂体合采井生产模型。其次，基于现代产量递减分析理论，形成了致密气藏多层河道砂体的边界确定方法和合采井产量递减分析图版。最后，讨论不同河道砂体边界距离、砂体数量和砂体位置下的产量递减特征，明确了多层河道砂体对产量递减的影响。研究表明：致密气藏多层河道砂体合采井产量具有5个递减阶段，不稳定流中期阶段可诊断各层砂体边界距离是否相等；河道砂体范围越小，宽砂体数量越少，宽砂体占比越小，储集层稳产能力越差，不稳定流早期阶段和不稳定流中期阶段易出现产量递减速率增大现象。建立的产量递减分析方法可为产层动用程度评价和增产措施制定提供依据。

为研究吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组层理页岩储集层压裂后渗吸期间原油的动用规律，采用岩心渗吸置换实验结合核磁共振技术，定量描述不同孔隙内原油的相对含量。采用吉木萨尔地区上甜点的岩心开展渗吸实验，研究重力作用、各向异性、重力分异和水力压裂裂缝宽度对渗吸置换影响，并进行定量表征。结果表明：层理页岩自发渗吸的过程中，重力作用在渗吸中起到了动力作用，顶部渗吸的采收率高于水平渗吸；各向异性对层理页岩渗吸的影响较大，压裂液进入平行于层理的渗吸置换量大，达到渗吸平衡的时间较垂直于层理短，平行于层理渗吸采收率高于垂直于层理；重力分异是指在岩心底部渗吸时，渗吸置换出原油而停留在岩层表面形成油膜，阻止压裂液继续进入基质，导致渗吸效果变差，底部渗吸采收率与顶部渗吸采收率相差14.12%；模拟水力压裂裂缝宽度为2 mm的条件下发生渗吸置换的液量有限，导致模拟裂缝内含水饱和度下降快，限制了渗吸的进一步进行。因此，裂缝的缝高方向应尽量穿过平行层理，增大裂缝宽度，增加裂缝改造体积。

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术，在玛湖1井区开展注CO₂同步吞吐试验。结果表明：CO₂同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率，驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等；裂缝沟通是导致气窜的主要原因，通过现场调控，实现井组与气窜井同步焖井，保证现场实施效果；试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀，造成喉道封堵，渗流能力减弱，影响了CO₂波及范围，导致阶段换油率较低。CO₂同步吞吐试验取得了较好的增油效果，试验井组阶段增油量为3 983 t，换油率为0.36，该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

CO₂驱油是利用CO₂提高原油采收率（CCUS-EOR）的技术，是减少碳排放的有效手段之一。为了研究油藏注CO₂过程中油气体系相间传质特征，开展了油藏注CO₂/干气接触实验，明确了不同压力下油藏注气过程中一次接触条件下油气体系组分变化规律。研究结果表明：CO₂与原油一次接触过程中，对挥发性组分和不易挥发组分的相间传质是蒸发抽提，对中间组分的相间传质是溶解扩散，且溶解扩散能力强于蒸发抽提；随着压力的上升，挥发性组分的蒸发抽提能力增强，不易挥发组分的蒸发抽提能力减弱，中间组分的溶解扩散能力增强；注气初期压力较低时，油气体系相间传质以蒸发抽提为主，随着压力上升，油气体系中挥发性组分的相间传质变为溶解扩散；干气与原油一次接触过程中，中间组分和不易挥发组分的相间传质是蒸发抽提；CO₂对原油的蒸发抽提能力远强于干气。

大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大，开发对象转向性质较差的二类B油层，现有聚合物与油层适应性不强，剖面动用规律不明确，不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题，应用矿场剖面数据统计和室内实验分析，研究了二类B油层剖面动用规律和剖面改善方法。结果表明：从吸水层动用情况来看，喇嘛甸地区由于发育厚层河道砂，油层物性好，油层有效厚度动用比例最高，油层以多次动用为主，突进层多，相对吸液量高；萨中和萨南地区河道砂发育规模小，薄砂层较多，物性差，有效厚度动用比例较低，但聚驱后，有效厚度动用比例相比水驱分别增大了12.5%和15.4%，渗透率为100~300 mD的储集层吸入剖面改善明显；从未吸水层动用来看，二类B油层纵向非均质性强，导致层间有效厚度未动用比例较高，剖面改善应以均衡层间动用为主；抗盐聚合物高、低质量浓度交替注入可延缓含水率上升时间，增加低渗透层吸液量，聚驱采出程度提高显著。在喇嘛甸北北块A区开展了DS1200抗盐聚合物和高、低质量浓度交替注入试验，降水增油效果好，可为大庆油田二类B油层聚驱剖面改善提供技术指导。

为揭示稠油油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）蒸汽腔扩展规律，利用时移微重力监测技术，对新疆重油油田H井区侏罗系齐古组稠油油藏的蒸汽腔扩展规律进行研究。通过时移微重力监测获取了反映油藏剩余密度的剩余重力异常数据，利用该数据进行三维最小二乘反演，确定了蒸汽腔的纵向分布，并提出了解释蒸汽腔扩展规律与剩余重力异常关系的方法。该方法能够有效解释H井区5个井组蒸汽腔的扩展规律，把蒸汽腔的演变过程划分为上升阶段、横向扩展阶段及向下扩展阶段，并利用井温监测验证了该方法的准确性与可靠性。该方法揭示了SAGD蒸汽腔在油藏中的扩展规律，为稠油油藏的高效开发提供了技术支持，有助于优化稠油油藏的生产调控措施，也为同类型油藏开发提供了理论和实践基础。

为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率，探究其流固耦合下的油水两相流动特性，根据不同介质中的流体流动规律，建立了Stokes-Darcy两相流体流动模型；基于有效应力原理和广义胡克定律，建立了适用于缝洞型碳酸盐岩油藏的油水两相Stokes-Darcy流固耦合数学模型；分别针对有无流固耦合的缝洞型碳酸盐岩油藏，进行了宏观和细观的油水两相流体流动模拟。研究结果表明：油藏有无流固耦合作用，其油水两相流体流动特性在基质区差异较大，在溶洞内差异较小，注水速度对缝洞型碳酸盐岩油藏的油水流动影响较大。

高压扩容注水是缝洞型油藏提高采收率的有效方式之一。针对高压扩容注水注采过程认识不清的问题，提出了3类高压扩容注水模式，基于高压扩容注入动态模型，模拟不同敏感性参数对高压扩容注水和生产过程的影响，并结合哈拉哈塘缝洞型油藏矿场实例，分析了3类高压扩容注水模式。结果表明：高压扩容注水有远端低能型、渗流屏障型和近端小储集体型3类模式，3类高压扩容注水模式均可有效动用远端储集体，提高采出程度，渗流屏障型增油效果最优；近端储集体大小影响注水指示曲线拐点出现时间，远端储集体大小影响注水指示曲线出现拐点后的注水难易程度；注水过程的交换指数大于生产过程的交换指数，表明高压扩容注水有效；裂缝闭合压力越小，应力敏感系数越小，注水指示曲线出现拐点越早，累计产液量越高。

断控岩溶缝洞型油藏断裂系统发育，储集空间复杂，离散性和非均质性极强，油藏断裂系统建模困难。以断控岩溶储集体发育成因规律为指导，提出多尺度、多元约束相结合的方法建立断控岩溶储集体模型。依据断控岩溶成因，将储集体发育划分为4个阶段，以成熟阶段的储集体模式为指导，将断控岩溶储集体划分为溶洞相、溶蚀孔洞相和溶蚀裂缝相；采用蚂蚁体重采样、断距模型和裂缝参数表征的多元约束，建立裂缝发育概率体，采用基于目标的模拟算法，生成北西—南东向和北东—南西向2组小尺度裂缝，建立断控岩溶的裂缝模型，最大程度上体现断控岩溶裂缝发育特征，降低裂缝预测的不确定性，形成断控岩溶储集体预测新方法；2口井验证模型可靠性强，可支持后续开发研究。

针对高盐低渗透油藏CO₂驱存在的气窜问题，以长庆油田H3区块为研究对象，构建SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系，从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性；通过开展SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系并联岩心调驱实验，研究该体系调驱效果。根据实验结果，在油藏条件下，构建出配方为质量分数0.20%（OW-1）+0.30%（OW-4）+0.05%（SiO₂）纳米颗粒强化CO₂泡沫体系，该泡沫体系的综合指数为36 834 mL·min；该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明，矿化度46 357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比，泡沫流变性更好，气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m，液膜渗透性增加了0.14 cm/s，但仍具有良好的泡沫骨架结构，该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外，在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下，该SiO₂纳米颗粒强化CO₂泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%，采收率显著提升，展现出良好的调驱能力。

针对目前广泛应用于非常规油气藏的Duong产量递减模型和修正Duong产量递减模型，特征参数定义不正确、自变量不能取0、数学模型缺乏渗流理论基础等问题，提出了通过改进油相相对渗透率数学模型，结合适用性较强的水相相渗关系式和Welge方程，得到一种新型产量递减方程。新型产量递减方程在形式上与修正Duong产量递减模型相似，且当特征参数A为0时，可转化为Arps产量递减方程，表明新型产量递减方程为新型广义产量递减方程。新型产量递减方程在马56区块条湖组凝灰岩致密油藏的应用效果较好，可为其他同类型非常规油藏提供借鉴。