储层微观孔喉内流体可动性研究对于储层的精确评价和油藏的高效开发具有重要意义，是油气藏提高采收率的必要条件。依据研究对象的差异性，将孔喉流体可动性的研究方法分为矿物成分、孔隙结构及流体动用3个维度。核磁共振技术能够快速准确地确定可动流体饱和度、可动流体孔隙度和束缚水饱和度等常用的可动流体参数，进而有效地对各类油气储层进行流体评价和产能预测。目前，国内外各大油田均采用核磁共振与其他实验手段相结合的方法来确定储层内流体的动用规律，并在致密砂砾岩、碳酸盐岩、煤层和油页岩等不同类型储层中取得了良好的应用效果。另外，为了达到对不同类型油气资源的有效勘探和高效开发，必须明确储层内流体可动性的控制因素。在已有研究成果的基础上，流体可动性控制因素可以分为宏观和微观两方面，其中，宏观因素主要包括沉积环境、成岩作用和岩相类型；微观因素主要包括孔喉结构、储层物性、矿物成分及水膜厚度等。目前，虽然流体可动性研究方法的种类已较为丰富，并且在不同类型油气资源的评价中取得了良好的应用效果，但是，在其应用的广度和精度上还需要进一步深入研究与探索，在后续的发展中可综合应用孔隙网络模型、油藏数值模拟、多参数评价指标以及联立地球化学参数等新思路和新方法，深入揭示微观孔喉流体可动性的渗流机理，不断提高可动流体综合评价的精度，为油藏开发方案的合理制定提供地质依据，推动石油行业的高效发展。

西湖凹陷中南部花港组下段储层具有丰富的致密气资源，是该区油气勘探开发的热点。基于岩石薄片、扫描电镜、物性测试和X衍射等资料，对西湖凹陷中南部花港组下段储层特征、成岩作用及孔隙演化等进行了研究。结果表明，储层孔隙度主要在7%~10%，渗透率主要在0.10~0.50 mD，裂缝不发育，属于致密储层。储层先后经历了早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期，目前处于中成岩B期，压实作用、溶蚀作用和胶结作用较强。孔隙定量演化结果显示，压实作用使储层孔隙度降低了29.67%，是储层原生孔不发育的主要原因；溶蚀作用使储层孔隙度增加了15.14%，是深部储层发育的关键因素；胶结作用使储层孔隙度降低了13.55%，是储层孔隙结构变差的重要原因。综合孔隙演化结果和油气充注时间关系，该区花港组下段储层属于“先致密后成藏”的致密储层。

针对冀东油田高104-5区块馆陶组辫状河模式认识不清、砂体预测不准的问题，开展砂质辫状河河型分类研究。首先，根据区域地质背景、古气候、岩石粒度、层理构造、相序、溢岸、落淤层发育情况以及砂体形态等指标确定研究区为游荡型辫状河。随后，以Miall构型要素分析理论为指导，建立了辫流带、单一辫流带内河道和心滩边界识别标志，实现了研究区游荡型辫状河结构解剖，确定研究区单一辫流带宽度平均1 400.00 m，单一辫流带内心滩平均长度为414.47 m，宽度平均为158.86 m，河道宽度平均53.18 m。心滩长宽比集中在2.0~4.0，心滩宽度与辫状河道宽度比为2.2，为宽坝窄河道辫状河沉积模式。最后采用沉积数值模拟的方法，建立了研究区游荡型辫状河沉积相模式，可为油田开发提供指导。

有效应力及其作用时间是控制岩石孔隙和裂缝变形的重要外部因素。页岩储层的多尺度孔隙结构特征及孔缝配置关系使得其应力敏感时间效应具有特殊性，然而，以往研究尚未考虑有效应力加载及卸载时间对页岩应力敏感行为的影响。以川南威荣气田龙马溪组页岩气藏为研究对象，钻取不同孔缝发育程度的页岩样品，设计并测试了变有效应力状态下变加载及卸载持续稳定时间对岩样渗透率的影响实验。结果表明：1) 有效应力从5 MPa升至35 MPa时，微裂缝岩样和基块岩样渗透率分别降低了66.82%和27.19%，卸载过程中渗透率恢复率为74.73%和79.82%。页岩渗透率越低，有效应力滞后效应越显著；2) 恒定有效应力加载持续稳定时间从2.5 h延长至10.0 h，应力敏感系数增加3.76%~80.17%，且当有效应力较小时的时间效应更显著。研究认为，页岩组分及多尺度孔缝结构是导致其孔缝变形行为差异性的主因。基于实验研究结果，推荐页岩样品老化处理为6.0 h，提出了优化页岩储层敏感性评价实验方案和优化气井工作制度的建议。

赋能纳米碳由于高横纵比和两亲化结构，体现出表面活性剂、分子薄膜、胶体、液晶分子和聚合物的多面特性，在纳米化学提高原油采收率领域独具优势和应用潜力。调研总结了一维碳纳米管、二维石墨烯等纳米碳结构和性质的共性与特性，全面归纳了纳米碳的起源、制备方法与赋能路径；提出了油藏高温、高矿化度条件纳米碳的精细调控赋能策略，剖析了赋能纳米碳在水-油和水-岩石界面吸附和组装机制，多维度精细表征手段及信息化物理模拟方法。以水驱油藏波及系数和波及区内驱油效率均低的普遍性问题为导向，基于纳米的分子—粒子跨尺度特征和水-油-岩界面效应提炼了赋能纳米碳大幅扩大波及系数和提高驱油效率的协同耦合机制。最后，提出了赋能纳米碳提高原油采收率规模应用存在的问题和低碳、高效的发展路径。

针对热解析后脱油钻屑处理难和处理方式单一的问题，开展了将油基钻屑残渣制备成免烧压裂支撑剂的研究，研究了钻屑与水泥比、CMC添加量、石膏添加量和养护天数共4个因素对免烧压裂支撑剂性能影响。结果表明，在原料配比较优的情况下，制备工艺为钻屑水泥比0.67(质量比)，石膏添加量为6%(质量分数)，CMC添加量为4%(质量分数)，养护时间28 d。该条件下制得的压裂支撑剂颗粒体积密度为1.47 g/cm³，视密度为2.52 g/cm³，35 MPa下颗粒破碎率为1.57%。经扫描电子显微镜与X射线衍射仪分析发现，此时压裂支撑剂内部结构致密，孔隙封闭，水化产物CaO·SiO₂·nH₂O凝胶和钙长石类物质有利于提高压裂支撑剂的综合物理性能。为脱油钻屑残渣利用提供新的方向。

合理配产对气井生产具有非常重要的作用。现有的配产方法一般是按照无阻流量的1/6~1/3来进行。在研究气体在地层中的非达西效应的基础上，提出了产量损失率的概念，通过量化非达西效应造成的产量损失，建立了气井产量损失率与无因次产量的图版。对于每一个配产，可得到与其相应的产量损失率，非达西效应对气井产量的影响就有了定量化的表征。因此，可根据产量损失率来进行合理配产。对于某些高压气藏，由于地层压力高，气体压缩程度大，地层条件下非达西效应并不强，产量损失率比较低，这类气井就可以将产量配高一些。该配产方法可实现量化储层气体非达西渗流损失，实现气井合理配产。该研究成果能在气井常规配产方法的基础上，进一步优化气井配产制度，更好地满足气井长期稳产、高效开发的需求，为气藏开发提供有益的借鉴。

渤海油田高含水低产低效的井逐渐增多，部分区块产量递减快。同层侧钻水平井技术搭配分段控水完井是治理高含水低产低效井的有效手段，但小角度燕尾型同层侧钻水平井应用分段控水完井后未见到控水效果。为此，通过建立理论模型分析发现此类井分段控水失效原理，确定了原井眼的“空腔”是分段控水技术在此类井上适应性差的主控因素。在考虑可行性及经济性等因素后，调整现阶段的钻完井思路，提出了水平段延伸与优化完井管柱配管的综合钻完井改进策略，并对该策略的有效性进行了矿场试验验证。试验井控水效果远超预期，投产164 d仍未见水，无水期累产油高达1.5×10⁴m³。该策略在目标井控水效果显著的同时，单井建井成本增幅仅为8.8%，为后续类似低产低效井治理提供思路及技术储备。

注天然气提高采收率有着良好的应用前景，但目前针对天然气驱油藏缺乏相对应的开发效果评价指标体系及标准，无法对开发效果进行正确、客观、科学的评价。根据油田开发行业标准、水驱和CO₂混相驱开发效果评价指标体系，筛选出了评价天然气驱油藏开发效果的10项评价指标：采收率提高幅度、换油率、增产倍比、储量动用程度、储量控制程度、压力保持水平、存气率、气油比增长倍数、阶段注采比及注气时机。结合W天然气驱油藏的地质特征、生产动态以及注气开发特点，建立了天然气驱开发效果评价指标体系及评价标准。应用层次分析法、模糊变换原理和最大隶属度原则建立了基于模糊综合评判决策的天然气驱油藏开发效果评价方法，将传统的单指标、定性开发效果评价转化为多因素、定量的开发效果评价。应用实例表明，该天然气驱开发效果评价指标体系及评价方法具有可行性和有效性，对同类型天然气驱油藏开发效果的评价具有一定的指导意义。

页岩气井油基钻井液条件下固井时，套管与井壁表面附着油膜或油基钻井液易导致水泥环界面封隔能力下降，形成窜流通道，影响后期增产改造作业。虽然前置液能有效提高界面润湿反转，但受用量、冲洗效率等因素限制，界面仍会出现油膜附着情况。为此，在水泥浆中加入亲油表面活性剂，制备形成亲油水泥浆，赋予水泥环亲油能力。采用接触角、剪切胶结强度、界面水力封隔测试等评价了亲油水泥石的亲油能力及界面封隔效果。研究发现，非极性溶剂在亲油水泥石表面接触角远低于常规水泥石表面，具备良好的亲油性能；亲油水泥石与含白油、油基钻井液的套管、页岩岩芯胶结后，一、二界面抗流体窜流压力分别提升500%和400%，胶结强度分别提高205%和122%；亲油表面活性剂的加入不会对水泥水化程度、水泥浆工程性能及水泥石力学性能产生负面影响。结果表明，亲油表面活性剂掺入后可有效提高水泥环与含油界面的封隔能力，具备提高油基钻井液条件下水泥环-套管-地层界面胶结与封隔性能的潜力。

储气库建设对供气管网安全、平衡供气具有重要战略意义，在天然气调峰中起到举足轻重的作用。目前，储气库工艺存在压缩机组中体放空对空排放安全隐患和增压气润滑油超标、采出气轻烃超标、甘醇再生系统尾气对空排放、集输管线积盐腐蚀等问题。针对中体放空，设置放空引射装置，将排放物引至火炬集中排放，避免可燃气体站内聚集的隐患；针对润滑油含量超标(体积比为16×10^-6)，设置高压除油器，降低增压气油含量，消除二次污染；通过对脱水装置吸收塔和再生装置优化，避免甘醇起泡失活；通过对甘醇再生气系统改造，实现再生气回收利用，降低环境污染，节约能耗。

针对四川某气田起伏湿气集输管道积液严重问题，基于全动态多相流模拟软件(OLGA)仿真模拟建立了积液模型，考虑了输气量、输液量、压力及温度对管内积液量的影响，揭示了管内积液随输气量、压力、输液量及环境温度的变化规律。绘制了积液版图，直观展现积液变化趋势，为气田分析积液影响提供一定的数据支撑。由于大落差起伏管线流型变化复杂，因此，分析了不同工况下流型的演变过程，结果表明，积液最先在较长的上倾管段形成环状流，随积液增多逐渐向上堆积形成段塞流，直到管内全部充满积液。在积液规律基础上，建立并模拟了混输和分输工况的清管作业，研究了最小输气效率法、最大积液量法和最大允许压降法确定清管周期的可行性。结果表明，对于混输工况，最大允许压降法确定清管周期最长为4.5 d；对于分输工况，采用最大积液量法确定清管周期最长为32.0 d。

泄漏风险区域划分可为天然气场站的维护管理和应急疏散提供依据，但当前相关研究多基于发生概率最大或损失最严重的单一泄漏场景。针对以上问题，提出了基于场景聚类分析的输配气场站泄漏风险区域划分方法，并以西部某天然气输配气站为例具体分析研究。通过K-means聚类分析筛选出153个代表场景，借助数值模拟得到场站内天然气泄漏扩散后气云浓度分布，最终将场景概率和场站平面图中各网格浓度加权得到泄漏风险区域。与其他风险区域划分相比，提出的方法不仅解决现有单一泄漏场景考虑因素不够全面，普适性差的问题，而且进一步降低了数据冗余度，减少大量工作量和时间。

天然气在中国一次能源中所占的比重不断增加，其价值主要体现在燃烧时产生的热量。中国现在仍以天然气体积计价为主，不利于国内天然气市场发展和与国际市场接轨，实行能量计价更能体现天然气的价值所在。研究多种能量计价方式，并基于SPS进行组分跟踪分析。以川气东送管道为例，计算了由体积计价方式改为能量计价方式后的企业售气收益，分析了不同能量计价方式对企业售气收益的影响，确定对企业售气收益有利的能量计价方式，即选取36.84 MJ/m³作为全国性基准热值；研究了多气源不同供气方案对售气收益的影响，确定售气收益最大化的供气方案：提高元坝气田日供气量，以涪陵页岩气为主要供气源，普光气田气为辅；并进行了基准热值的选择对售气收益的敏感性分析，明确基准热值对售气收益的影响，并确定了在计价方式改革后对售气收益影响最小的基准热值为36.52 MJ/m³。

由于高温高压井中，固井工况复杂，套管与水泥环之间会出现缺失现象，导致套管损坏，尤其多层套管时上述问题更为突出而复杂。针对上述问题，以准噶尔盆地南缘某高温高压高产气井为研究对象，建立了套管-水泥环缺失-套管-水泥环-套管-地层轴对称有限元模型，模型中水泥环缺失处采用圈闭流体单元，岩石和水泥环采用EDP本构模型，相互界面间用接触力学有限元模型。研究结果表明，该模型能够准确分析复杂条件下水泥环缺失套管受力情况，解决了以前的模型无法模拟水泥环缺失处流固耦合问题；当套管环空出现环状缺失时，水泥环缺失的交界面附近应力最大且水泥环缺失处液体性质对套管强度有较大影响。为保证其井筒完整性，在深井、超深井中，建议优化水泥环返高，使水泥环不返到井口，减小固井段长度，消除水泥环缺失问题。

深层地热资源相较于传统地热资源具有更大的开发潜力，但由于深层地热井井底温度更高，在开发开采中高温流体使套管受热膨胀，易引起套管屈服变形损坏。而目前对于深层地热井套管安全问题在理论研究和技术实践上均面临着诸多挑战。为此，根据厚壁圆筒理论和热弹性力学基本理论，利用对套管预先施加热应力降低套管的轴向热应力，考虑高温水泥石损伤后地层-水泥环-套管的接触问题，并以套管有效应力控制在相应温度下的最小屈服极限内为原则，根据套管柱强度设计安全系数，评价套管安全性能，建立深层地热井套管预热应力设计方法，缓解高温对套管热损伤的问题。结果表明，水泥浆的密度对损伤因子影响不大，水泥环的弹性模量对损伤因子起主导作用。在预热情况下，注水条件下(注水温度为65 ℃)在预热250 ℃以下能够满足设计条件，在地热生产条件下(地热温度为346 ℃)，需要超过200 ℃才能够满足安全设计要求。