以尕斯库勒油田N₁—N₂¹油藏Ⅱ号断层上盘Ⅶ砂组辫状河三角洲前缘亚相为例，探讨了基于小层规模的沉积时间单元划分、单砂体的含义与识别标志及构型模式。研究表明，根据自然伽马半幅点可以将小层细分为储层沉积时间单元、隔层沉积时间单元，并在储层沉积时间单元中识别出区域夹层。区域夹层与隔层沉积时间单元为泥岩沉积，储层沉积时间单元在横向上为砂泥岩间互沉积。在此基础上，提出了单砂体的完整概念，认为单砂体就是在三维空间被周围非渗透性的封隔层所包围的独立砂体。并指出了单砂体受沉积、构造及成岩三大因素控制，明确了在这三大因素控制下单砂体的识别标志，同时总结出了单砂体的基本构型模式。笔者成功地将这套研究方法应用于尕斯库勒油田Ⅶ—5小层，把原来小层级别的两个单砂体划分为沉积时间单元级别的17个单砂体，大大提高了单砂体的研究精度。

为有效指导油田高含水阶段剩余油挖潜，综合运用岩芯、测井、地震和生产动态等资料，开展夹层成因与展布特征研究，及其对剩余油分布影响研究。结果表明，油田夹层可分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层3种类型，建立了夹层测井识别标准；平面上夹层可分为零星发育式、局部连片发育式和全区发育式3种类型，建立了各类型夹层平面分布标准；垂向上均质储层内部多发育单一类型夹层，非均质性较强储层内部多发育复合类型夹层；并分析了不同类型夹层对剩余油分布影响，其中，局部连片夹层和全区发育夹层下部剩余油相对富集，是油田开发后期挖潜重要方向。

采用SBAS-DInSAR技术获得了克拉玛依油田的年平均形变速率和长时序形变，利用兼顾均值和标准差的方法提取了高形变区，计算了由西向东和由北向南的形变梯度，分析了等时间间隔的累计形变量、高形变区所占比例、特征点沉降趋势。结果表明，研究区的形变区与石油开采区域有较高的一致性且形变多与油田开采及注水注气相关；形变在空间上表现为非均匀性，在时间上表现为非线性；研究区形变总体趋势仍在变化；特征点的累计形变表现为多样性，这与地面地物有着密切的相关性。SBAS-DInSAR技术对于广域长时序非线性的油田形变监测具有较好的可行性，可提供有效的技术支撑。

唐河低凸起是南襄盆地内分隔泌阳凹陷与南阳凹陷的次级正向构造单元，其地质结构研究对该区油气勘探和分析泌阳、南阳两富油凹陷的构造—沉积充填关系均具有重要意义。以地震、钻测井及地化资料为基础，分析唐河低凸起的地层充填、构造特征、形成演化和成因机制，并探讨其油气勘探潜力。研究表明，唐河低凸起自下而上发育玉皇顶组、大仓房组、核桃园组、凤凰镇组及平原组。构造东西分块，为受桐河街断层分隔的南阳、泌阳两凹陷斜坡带组成的“类地垒”形态；南北分带，呈多个半地堑形态。构造演化分析将该区演化阶段划分为统一沉降期、差异沉降期、挤压定型期和拗陷期4个阶段，低凸起的成因机制与区域构造应力场转换下边界断层的差异活动密切相关。唐河低凸起具有多凹陷烃源岩供烃、多层系有效储层发育、长期高效输导体系及多类型圈闭垂向叠加的有利条件，具有一定的油气勘探潜力。

K油田处于开发前期方案编制阶段，钻井资料少，地震资料品质较差，储层的空间展布预测存在较大不确定性。综合油田取芯、测井、测压及地震等资料，分析储层为扇三角洲前缘沉积，发育分流河道、溢岸和河口坝等多种沉积微相，采用传统地质建模方法难以精确表征K油田的沉积模式。通过采用多点地质统计建模方法，融入反映地质认识的训练图像，结合已钻井垂向微相组合特征及储层平面展布规律，实现多维约束建立K油田相模型。模拟结果显示，由多点地质统计建模模拟的K油田相模型较好地表征了分流河道的展布形态及沉积微相之间的空间组合关系，且地质不确定性较低，更加符合地质认识，对油田开发方案的编制具有较强的指导意义，同时对类似沉积相建模具有一定推广意义。

全面梳理了近年来国内外自发渗吸过程时间归一化处理方法研究进展，从渗吸作用原理出发，分析了各类方法的修正扩展形式；同时，基于岩芯尺度经验和理论归一化模型，深入分析了现场应用中适用性及存在的问题，详细总结并归纳了具有代表性的无因次模型及其边界约束条件。结果表明：(1) 毛管力和重力是渗吸的主要作用机制，多数致密油藏渗吸过程受两者混合机制控制；(2) 对于致密孔隙介质，岩芯时间标度归一化模型结果和实际油藏最终收敛效果存在较大差异、无关性较强，预测失准；(3) 利用带压渗吸时间标度归一化模型可建立岩芯尺度与油藏尺度焖井渗吸时间之间的关系。因此，基于不同控制机制的修正标度解析方程，建立适合致密储层不同介质渗吸时间标度归一化模型，对致密油藏提高采收率动态预测具有重要意义。

由于无隔水管海底泵举升系统使用回流管线代替隔水管作为钻井液上返的通道，造成海水段钻井液注入与上返的路径成为了两个相互独立的单元，流体的换热方式发生了较大变化。为此，以系统的结构特点为依据，分段建立了其不同结构内的循环温度模拟动态分析模型，并对全系统的循环温度变化进行了动态模拟。研究结果表明，与Lima和Pereira等所建立的解析解模型相比，论文所建立的模型更贴合实际的钻进情况，且模拟的结果具备准确性；在钻井作业过程中，作业时长的变化会造成全系统的循环温度发生变化；钻井液的密度变化同样会使全系统的循环温度发生改变，但变化的趋势与作业时长不同；作业水深的改变主要会对海水段各结构内的循环温度造成影响，但对地层段相应结构的影响较弱。

平面径向渗流过程中井底与油层外边界之间存在压差，为了研究压差随时间不断变化的情况下油水两相渗流，开展了压差时量概念的完善及其函数关系研究。利用径向流基本渗流理论推导压差时量的函数关系式，使用数值模拟方法和公式计算方法对具体算例进行计算对比。研究工作取得了较为理想结果，完善后的压差时量概念适用于平面径向渗流，分油水井两种情况，得到了压差时量与累计产液量或累计注水量之间的函数关系式，算例的数值模拟结果和公式计算结果相互符合。研究表明，根据油水井情况的不同，压差时量是累计产液量或累计注水量的函数；影响压差时量的因素有相对渗透率曲线、油黏度、水黏度、渗透率、单位厚度油层累计产液量或累计注水量、未打井外边界内单位厚度圆盘状油层的孔隙体积、单位厚度井筒半径内可容纳圆形多孔介质的孔隙体积。

根据陆梁油田底水油藏的实际生产问题，综合利用地质研究、测井解释、试油试采、生产测试和开发动态等资料，动、静结合对典型底水油藏的开发特征和提液效果进行分析，明确了影响提液差异性的关键因素，通过对剩余油进行分类描述明确了提液挖潜的机理和潜力；本次研究取得的成果结合实际生产动态和机理模型，明确了油层厚度、提液时机、单井采出程度、避水厚度等对提液效果的影响规律。从地质角度而言，油层厚度和油厚比是影响提液效果的客观条件，需要在提液选井时重点考虑；从开发角度而言，提液幅度和提液时机是影响提液效果的关键因素，需要在制定提液方案时充分论证；对于底水油藏，避水厚度对最大采液速度的限制更为重要。

水驱是油田开发的主要技术，但常规水驱只是通过向地层补充能量的方式提高采收率，而离子匹配水驱技术则是基于油藏介质中固-液微界面作用强的特点，通过对注入水离子类型和强度的精确离子匹配实现剥离残余油膜提高驱油效率。以西峰油田为例，结合室内驱油实验、Zeta电位测量、原子力显微分析和界面作用力数值计算等方法，系统研究了离子匹配精细水驱技术提高低渗油藏采收率的主控因素。结果表明，随着注入水离子类型的调整和离子浓度的改变，在二次采油和在三次采油模式下，离子匹配精细水驱分别比模拟地层水驱提高采出程度15.6和9.8个百分点。其中，界面的Zeta电位和分离压的大小与离子匹配精细水的离子类型关系密切。相同离子浓度情况下，数值计算与原子力显微分析实验所得结果均表明，Na⁺比Ca²⁺和Mg²⁺的分离压高，从而表现出了更有利于从岩石表面剥离油膜的能力；同时，随着注入水离子浓度的降低，盐水-原油-岩石界面的Zeta电位负值和分离压均呈增大的趋势，油和岩石表面之间的斥力增大，致使残余油更容易从岩石表面剥落，离子匹配精细水驱有助于提高水驱油藏的开发效果。

受各储层段岩性、物性以及开采过程中各层段地层压力与流体物性差异等因素影响，多层油藏在采用合注合采开发时，始终存在层与层之间相互制约和干扰的问题。不恰当的注水开发模式会导致各层吸水能力、出油状况及水淹程度差异加剧，生产动态上表现出较大的层间矛盾，从而影响各层段和油藏整体的均衡动用及最终采收率。目前定义的多种层间干扰系数能定量表征层间干扰现象，但其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符。针对前期层间干扰研究存在的不足，以海上某油田典型多层油藏X为例，结合室内实验方法、油藏工程方法和数值模拟方法，剖析了多层合采早期实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质，确定了分段测试与整体测试之间表现出的层间干扰实质是油藏压力场与渗流场的非均衡性所致，并基于层间干扰实质研究成果，建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明，基于层间干扰实质的层间矛盾定量评价及油井产能计算新方法更符合油藏实际情况，为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间干扰对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。

目前，对二氧化碳作用下页岩微观结构及岩石力学变化特征认识较少，为更清晰地认识二氧化碳对页岩微观结构及力学特性的影响，设计并开展了二氧化碳浸泡前后页岩岩石力学参数测试实验、矿物组分分析及微观结构分析。研究表明，滑溜水、超临界二氧化碳及液态二氧化碳浸泡基本不会改变页岩的矿物组成，二氧化碳浸泡会增大页岩矿物间孔隙；单轴实验条件下，随浸泡时间的增加，泊松比增大，弹性模量减小，整体上页岩表现出塑性增强特征；三轴实验条件下，随浸泡时间的增加，泊松比减小，弹性模量基本不变，整体上页岩表现出脆性增强特征，其中，二氧化碳浸泡的影响更为显著；滑溜水、超临界二氧化碳及液态二氧化碳浸泡均会降低页岩抗拉强度，滑溜水对抗拉强度的弱化程度最大，3种介质对抗压强度影响较小。

10 000 m³的立式内浮顶储罐在成品油站场中数量最多，为研究汽油泄漏扩散行为，考虑相邻罐之间的影响，通过FLACS软件，按照标准建立罐区三维模型，基于pool模块，分别讨论液池和可燃气云在不同泄漏速率、温度、风速影响下的扩散行为。研究结果表明，双罐区的液池和气云扩散主要受相邻储罐的阻挡而绕流扩散，随后与单罐区一样，受到防火堤的约束；根据在30 s形成的液池面积大小及可燃气体扩散最远距离来评价汽油泄漏后的灾害严重程度，发现泄漏速率越大、风速较小且稳定时，液池及可燃气云扩散速度越快，危险程度越高，而温度对液池扩展及气云扩散影响较小；结合监测点的实时气体浓度信息及GB 50493——2019相关规定，建议罐区可燃气体探测器设置在泄漏源附近，高度设置为0.3 m。

针对冷放空作业中的意外火灾、爆炸事故，许多研究单一从冲击波超压方面考虑伤害范围，一旦发生火灾，热辐射强度也非常强，研究不同影响因素下火灾的热辐射伤害范围十分必要。首先，分析放空压力6 MPa和放空速率20×10⁴m³/h时冷放空天然气火灾的热辐射影响范围和冲击波超压影响范围，然后，模拟不同放空速率和不同放空压力下热辐射的影响范围和冲击波超压的影响范围。结果表明，在模拟工况下，放空压力对热辐射强度影响更大，热辐射导致的轻伤距离最远达到269.72 m；在模拟工况下，放空速率对冲击波超压影响更大，冲击波导致轻伤的最远距离达到198.00 m。在实际工程中，控制放空压力和放空速率对减轻意外火灾爆炸事故的后果极为重要。

输油管道发生池火灾事故存在突发性和随机性，为此，以液池直径、燃烧速率和风速3个对池火热辐射通量影响较大的因素为不确定性参数，建立了输油管道池火灾事故不确定性分析模型，结合工程实例确定各不确定性参数的取值范围并采用拉丁超立方抽样法获取30~000个随机组合样本，再利用蒙特卡洛法分析池火热辐射通量分布特征，得到与事故点不同距离处池火灾致死率统计规律。结果表明，热辐射通量均值和致死率随事故点距离的增大而减小。根据致死区域的分布情况可为管道周边风险等级划分提供依据。

针对浅层疏松砂岩油藏边底水突进导致水平井高含水问题，国内一些油田采用自适应调流控水筛管完井技术进行控水增油，但分段控水完井理论研究较少，相关参数设计采用常规喷嘴型控水阀的经验，无法满足水平井自适应控水筛管完井的设计科学性要求，影响了现场实施效果。研究了水平井自适应调流控水技术原理和分段工艺技术，建立了水平井各段存在流体性质差异、渗透率差异时的控水阀阀孔尺寸设计方法，优选了冀东油田浅层油藏的防砂筛管精度，形成了水平井自适应调流控水完井技术及优化设计方法，在冀东油田浅层边底水油藏应用中取得了明显的降水增油、延长中低含水采油期的效果。

以BaSO₄结晶过程为研究对象，基于经典的均相成核理论，采用电导率法研究了添加0.02 mmol/L的阻垢剂DTPA--5Na(二乙烯三胺五乙酸钠)、EDTMPS(乙二胺四亚甲基磷酸)及DTPMP(二乙烯三胺五亚甲基磷酸)前后BaSO₄结晶诱导期、BaSO₄晶体析出时的生成吉布斯自由能及活化能的变化，并通过扫描电镜与X-射线衍射分析了阻垢剂对BaSO₄微观形貌和特征衍射峰的影响。实验结果表明，在实验温度为298~318 K、Ba²⁺与SO₄^2-浓度为0.5~1.2 mmol/L条件下，加入阻垢剂后，BaSO₄的结晶诱导期延长，BaSO₄晶体的活化能增大，同时BaSO₄晶体的生成吉布斯自由能分别提高了10.52、8.06和6.18 mJ/m²。此外，扫描电镜分析与X-射线衍射分析结果表明，3种阻垢剂显著地改变了BaSO₄晶体形貌，使得BaSO₄晶粒更小和分散，并使BaSO₄晶体某些晶面的特征峰衍射强度降低。3种阻垢剂不同程度地抑制了BaSO₄晶体生长。