以塔中地区为例，通过对其多个不整合界面的剖面和平面特征的综合分析，阐明不整合的组合样式和分布特征，探讨了其构造演化规律：经过多次构造运动叠加形成的叠合盆地，发育多个不整合界面。不整合界面的分布和组合具有一定的规律性：从隆起区到拗陷区，分别发育高角度叠合不整合带、低角度削蚀不整合或上超不整合三角带、平行不整合或整合带。不整合的组合样式差异，对油气的运移和储存都有着至关重要的控制作用。结合油气地质条件，预测出泥盆系上超不整合两个有利油气圈闭带。对划分地层层序，确定地层构架和构造期次，分析沉积盆地的形成、特征、演化和后期改造具有重要意义。
以胜坨油田坨7断块沙二段91层为例，进行夹层三维空间分布随机建模研究，以探索夹层分布与剩余油分布关系。综合研究区内的钻井、测井资料，共识别出泥质夹层、钙质夹层和物性夹层3种夹层。通过对各种模拟方法进行对比研究和分析，优选序贯指示模拟方法在研究区内建立夹层三维空间分布模型。模型分析显示，钙质夹层分布范围最广，泥质夹层次之，物性夹层最少。泥质夹层平均厚0.6m，延伸距离50～105m，分布面积一般为0.01～0.05km2，分布密度范围为0.11～0.63m/m，分布频率范围为0.52～1.24个／m；钙质夹层平均厚0.4m，延伸距离40～180m，分布面积一般为0.01～0.08km2，夹层分布密度范围0.15～0.76m/m，分布频率范围为0.61～1.39个／m；物性夹层分布范围小，数量少，对剩余油产生作用小。在2-163、3-33、5-228、4-10、7-221、5-213等井区，剩余油饱和度较高。在这些井区剩余油富集。
在大气压力下，对取自储层的3种岩芯在100～800℃范围内进行加热处理，通过电镜扫描观察和矿物成分分析手段从微观角度研究加热对岩石矿物成分、岩石内部微裂缝网络的影响。结果表明：随着加热温度的升高，岩石矿物成分发生变化，部分晶粒结构遭受破坏；在热应力作用下，由于岩石各向异性的热学特性，在岩石内部出现晶间裂缝、晶内裂缝和穿晶裂缝，并逐渐形成一个发育良好的裂缝连通网络，在宏观上导致岩石渗透率的增加。在实验结果的基础上，对高温作用下的矿物结构变化以及裂缝的发生、发展机理进行了探讨，从微观角度对热处理岩石导致渗透率增加的机理进行了讨论。研究结果对热处理油层以改善井筒附近地层渗流状况具有借鉴意义。
通过对岩芯、岩石薄片的观察，运用扫描电镜、X衍射等分析方法，对永北地区沙三、四段砂砾岩储层进行了成岩作用研究，揭示了成岩作用对永北地区砂砾岩体储层物性的影响。认为胶结作用是储层物性变差的主要因素，胶结损孔率平均值高达43.95％；压实作用一方面导致储层原生孔隙减小，储层物性变差，另一方面强烈压实产生的大量粒内压裂缝，对砂砾岩储层物性具有一定的优化作用，但以损失原生孔隙为主，压实损孔率平均值为25.29％；溶蚀作用形成的次生孔隙为该储层主要的储集空间。有机质热演化、淋滤作用和异常高压所导致的溶蚀作用是该区次生孔隙形成的主要原因。
相对直井而言，水平井最本质的不同在于：介质并不以井眼为对称轴呈径向对称。因此，在水平井测井解释中，各向异性、薄层、倾斜层等情况变得更为复杂。LWD（随钻测井）是在地层刚被钻开、泥浆侵入刚开始时进行的,所得数据具有即时和真实两大特性，所以将其用于水平井测井评价有着得天独厚的优势，可以有效地判别地层、识别油气层（特别是天然气储层）。从识别层界面、储层评价、识别流体界面等方面介绍了利用LWD资料进行水平井测井评价的常用方法。并以四川油气区实钻的一口碳酸盐岩水平井为例，评价了LWD资料在该井的应用效果，进而提出LWD资料用于水平井测井评价中尚有待解决的问题。
四川盆地川中川南地区须家河组天然气组成主要以烃类气体为主，甲烷含量在80%～96％，C＋2重烃含量较高，分布在3％～18％；天然气干燥系数（C1/C1-5）以小于0.95为主，为典型的湿气，主要属于干酪根热降解气。天然气同位素组成特征是碳、氢同位素均较轻，δ13C1介于-43‰～-37‰，δ13C2介于-30‰～-24‰；δDCH4介于-190‰～-150‰，δDC2H6介于-150‰～-110‰。甲烷碳同位素值与干燥系数之间有很好的正相关关系，天然气碳同位素值明显比海相层系天然气碳同位素值轻，具有煤型气特征，表明须家河组天然气主要来源于上三叠统煤系烃源岩。
为确定临南洼陷油气的成藏时期，对洼陷不同构造部位的流体包裹体进行了系统研究。通过对流体包裹体特征的分析，应用流体包裹体均一温度的资料，结合相应沉积埋藏史、热史和生烃史，探讨了临南洼陷油气的运聚成藏历史。临南洼陷砂岩储层中主要发育3类流体包裹体:盐水溶液包裹体、液态烃包裹体和气态烃包裹体，与有机包裹体共生的盐水溶液包裹体的均一温度主要集中在105~125℃。研究结果表明，临南洼陷不同构造部位的油气具有不同的成藏期：处于洼陷中心区的油藏为两期成藏，分别是渐新世东营期和中新世馆陶期至上新世明化镇期，其中第二期为主要成藏期；处在洼陷边缘的油藏为中新世馆陶期至上新世明化镇期一期成藏。
尖顶山和南翼山是柴达木盆地西部北区的两个相邻构造，尖顶山浅层获得工业油气流，但深层一直没有大的突破，而南翼山构造深浅层都发现较大油气储量，因此解剖该地区的油源及成藏特征对勘探具有重要的指导意义。应用原油轻重组分的地球化学特征综合判识油源，指出尖顶山油田N22储层原油主要来自N1成熟源岩。在成藏过程中，有沿途或浅层低-未成熟油的混入，深层储层抽提物来自E32源岩。分析认为储层原油属于成熟阶段的产物且是就近捕获，不是从南部源岩长距离运移而来。结合源岩生烃史与构造演化史，建立了成藏模式。
鄂西渝东地区预测震旦系、寒武系天然气资源量为1.42×1012m3，勘探前景广阔。通过系统地对天然气成藏条件的分析，认为下寒武统泥岩是主力烃源岩，具有良好的生烃潜力；指出有利的沉积相带、古岩溶作用和裂缝的沟通作用形成了震旦系灯影组、下寒武统石龙洞组两套优质储层，同时具有良好的区域盖层和保存条件，并结合烃源岩、构造和古隆起演化将鄂西渝东地区震旦系、寒武系天然气成藏过程划分为三个阶段：以岩性（古岩溶）-地层型油气藏为主的加里东期-海西期；以构造型油气藏为主的印支期-燕山早期；燕山晚期-喜马拉雅期为油气藏调整定型期。在此基础上结合已钻井资料分析，认为鄂西渝东地区成藏条件优越，石柱复向斜应为近期“下组合”天然气勘探的主战场，建南构造圈闭规模大、类型好，是钻探的最有利目标。
构造演化在油气成藏过程中起着重要作用，控制了油气聚集和分布格局。从柴达木盆地构造特征入手，深入分析了盆地断裂系统发育特征，指出构造对油气藏的控制作用主要表现在：（1）深大断裂控制了含油气系统的分布；（2）喜马拉雅运动中-晚期构造活动控制了构造圈闭带的形成和演化；（3）断裂系统还控制着输导系统的分布，喜马拉雅运动中-晚期断层控制了油气运移；（4）喜马拉雅晚期断层活动具有破坏性；（5）构造带控制了油气聚集带的分布；（6）在柴达木盆地，油气主要富集在喜马拉雅运动中期以前形成的古隆起构造带上。因此，柴达木盆地油气藏的形成和分布受到构造活动的显著控制。
火山喷溢具有成层性和韵律性。因此，火山活动期次是划分、对比火山岩地层的基本单位，期次的确定能够较好地解决新疆准噶尔盆地西北缘石炭系火山岩地层划分与对比问题。尝试性地利用岩性和电性特征统计结果，描述了火山岩期次变化规律，揭示了不同期次火山岩变化特征。并采用岩性组构分类方法开展了克92井区石炭系火山岩岩相研究，通过对火山岩岩石类型、火山物质搬运方式、火山作用产物及其配置关系研究，建立了火山岩岩相划分方法和分布模式，提出火山岩岩相由火山口亚相—近火山口亚相—熔岩台地亚相—火山沉积亚相和次一级微相组成；并在地层划分基础上描述了不同期次、不同火山口喷发物的岩性及空间分布范围。
侏罗系、二叠系和石炭系是准噶尔盆地东部探区得到公认的三套有效烃源岩，而阜康凹陷三叠系小泉沟群因尚未确认源自该套地层的大量原油，其能否成为准东探区的有效源岩尚存争议。系统评价了该套地层的生油潜力，认为其有机质丰度高、类型相对较好、在热史演化上目前已达到生油高峰，是一套生烃强度较高的烃源岩。前人研究认为，阜康凹陷阜5井三叠系小泉沟群原油来源于小泉沟群烃源岩，表明阜康凹陷三叠系小泉沟群烃源岩具有生烃的潜力。该烃源岩是继二叠系平地泉组之后阜康凹陷发现的又一套好的烃源岩，该烃源岩的发现对准噶尔盆地油气资源潜力评估和勘探具有十分重要的意义。
克拉玛依油田注水开发多年，进行过套管测井的目的是寻找潜力层，为开发调整提供依据。研究了准噶尔盆地西北缘的砾岩和准东彩南砂岩20多口井的测井资料，认为影响CHFR测井质量的主要因素有：测量过程中仪器的振动；固井质量、井筒结蜡、污垢、变形、套管腐蚀等容易造成仪器的供电、测量电极与套管耦合不好；咸水泥浆和注入水矿化度变化的影响；薄层分辨率低、过路油或储层污染的影响等几个主要方面。归纳认为：（1） CHFR测井对均质程度高、渗透性好的油层其解释可靠，反之则差；（2） 测量井段不宜过长，一般不应大于400m，否则电极磨损会影响测井质量。应用表明：尽管CHFR在砾岩油藏的应用还存在一些不足，但在克拉玛依油田的应用是大有前景的。
针对模块式电缆地层动态测试仪（MDT）所具备的取样筒流体排出功能、井下油气实时检测、多次取样、测压功能等特点，考虑到MDT已被广泛地应用于储层流体的快速识别，正确认识储层特征、流体性质、油气藏类型的实际，尝试性地将其应用到大斜度井中，为MDT的使用开辟了一个新的领域。详细介绍了MDT在设计测试点井斜已达到60°的大斜度井中的应用，对MDT测井的测前设计、测井操作、测后分析均做了详尽的描述，并且在这类井中成功地进行了流体识别、流体取样和压力测试工作，总结出了该方法在大斜度井中应用的一些设计原理，具体步骤与技术关键，具有一定的参考价值。
利用转换波（P-SV)的传播速度比纵波低，传播不受孔隙流体的影响，传播规律和纵波有较大的区别，可以进行有效的油气识别。针对鄂尔多斯盆地储层以陆相中的三角洲平原分流河道砂体为主，储层分布变化大，横向上低孔低渗，储层物性的非均质性比较强，P-SV波资料处理与P波资料处理有一些差异的特征,对SLG气区实际3D-3C地震资料处理中的转换波静校正问题、共转换点（CCP）道集抽取方法、转换波的速度分析方法、动校正方法及转换波和纵波比例压缩方法等进行了研究，建立了3D-3C地震资料处理方法和技术，并取得了良好的应用效果，可以将该方法在实际生产中推广应用。
低渗透油藏的开发应该同时考虑启动压力梯度和应力敏感。目前考虑两者的不稳定渗流数学模型解法十分繁琐，主要原因是控制方程具有强烈的非线性，同时流体流动边界并非恒定不变。为了简化计算，利用油藏压力分布近似表达式，研究得到同时考虑这2个因素的低速非线性不稳定渗流压力分布特征；根据物质平衡原理，利用牛顿迭代方法计算得到了定产量、变产量和定流压生产情况下动边界运动规律以及井产量的变化规律。计算分析表明，启动压力梯度增加了地层的渗流阻力，介质变形削弱了近井地带地层的导流能力，使得地层能量不易被释放出来，两者均增大了油藏的开发难度。
压裂缝改变了水平井周围的渗流场，是影响压裂水平井产能的主要因素，压裂前需研究裂缝参数对压裂水平井产能的影响趋势。利用电模拟实验研究了水平井筒与压裂缝成不同夹角的压裂水平井的等压线分布特点及压裂缝各参数对压裂水平井产能的影响。结果表明：夹角改变了压裂水平井等压线的形状，等压线因夹角而发生了扭转，随夹角增大相同压力的等压线所控制的泄流面积增加，且产能随夹角α的增大而增大，与sinα成明显的线性关系；在具体的油藏地质条件下，存在裂缝夹角、裂缝数、裂缝长度、水平井筒长度及裂缝间距的最优匹配关系。电模拟实验结果为压裂水平井的施工设计和其产能预测提供了理论依据。
致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js12、Js32气藏为例，在大量室内实验及现场试验的基础上，对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究，认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa，远大于合理的生产压差7MPa，造成较严重的应力敏感伤害；压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低，压裂液滤失带启动压力高，气相渗透率低，制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心，高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js21、Js23气藏难动用储量的主要技术手段。
为使室内实验结果更好地为油田现场提供指导，应用相似理论中的相似定数法导出聚合物驱相似准则，按照因变关系将相似准则分为因变相似和自变相似。利用数值模拟方法对各自变相似准则进行敏感性分析，同时利用相似第二定理研究聚合物驱采出程度数学模型，计算结果表明聚合物驱阶段采出程度同自变相似准则之间满足乘积关系，由此建立聚驱阶段采出程度数学模型，同时引入相渗校正系数修正室内实验模型与现场模型之间的相渗差异，实践表明，该方法准确可靠，能够满足现场预测要求。
针对在岩石应力敏感研究领域认识差异较大的问题，提出了以初始有效覆压下的渗透率为参照，以实际压降路径范围下的渗透率变化比来评价地层压力变化对储层渗透率的影响。采用将储层压力变化对渗透率的影响分为压敏和压力伤害两部分来评价的方法，对迪那2气藏岩芯实验结果和理论分析表明：选用常规条件下测量的渗透率作为压敏评价的参照值，结果被过高估计；把有效覆压变化对渗透率的影响分为压敏与压力伤害可以反映岩芯的弹性和塑性形变对渗透率造成的影响。认为不同开发阶段，选用不同有效覆压变化情况来开展压敏规律研究。研究结果对正确评价气藏应力敏感程度及制定合理产能保护方案具有重要参考意义。
针对苏里格气田目的层储层横向延伸窄，空间分布不连续，低孔、低渗特点，在储层沉积微相、储层综合预测以及排烃期古构造研究基础上，提出了苏里格气田储层相对富集区块优选依据，并在此基础上，提出了开发苏里格气田的综合选区技术。应用该技术在鄂尔多斯盆地东部的太原组进行区块优选，取得了良好效果，表明该技术适用于鄂尔多斯盆地低孔低渗碎屑岩气田开发。
严重非均质油藏随开发时间延长，层间干扰越来越严重，需要对开发层系进行调整重组。根据油藏动、静态资料，对胡7南沙三中严重非均质油藏储层渗透率、极差分布进行分析，设计长岩芯水驱油实验，利用实验确定不同渗透率岩芯动用规律；在实验基础上利用修正的数值模拟模型进行多层联合水驱动用条件下分层动用规律研究；提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的定量影响程度；找出不同渗透层组合的合理界限，以指导此类严重非均质油藏开发政策的制定。
针对影响聚合物驱效果的因素很多，不同因素对聚合物驱效果影响程度也有较大差异的情况，建立了单层和多层两类地质模型，应用数值模拟手段研究了聚合物性能、注采参数和大孔道等12项参数对聚合物驱效果的影响，采用数理统计方法，分析了不同因素对聚合物驱效果的影响程度，从而得到影响聚合物驱效果的主导因素。研究结果对于提高现场措施的针对性，提高聚合物驱效果具有重要的指导意义。
针对抽油机井集流伞式分测仪生产测井产液剖面的图版解释法中解释结果与井口计量相比，含水率的解释误差偏大,在对抽油机井产液剖面的井温压力测试资料定性描述、井筒流体性质的初步判断和图版的研制与解释评价的基础上，提出一种新的抽油机井井下刻度解释方法。该方法在保留图版法逐次逼近插值过程的基础上，应用流体滑脱模型解释理论对抽油机井生产测井的持水率、含水率和滑脱速度参数进行校正处理，通过井下刻度解释法求得解释层的总流量和含水率值。油田抽油机井资料的实际应用说明，井下刻度解释法较图版法的解释结果更精确。
根据气井生产系统分析方法，得到采用小于某油管直径生产会扼制气井的产能；根据气井流入动态曲线和油管携水曲线的分析，得到采用大于某油管直径生产井筒会出现积液；综合考虑以上两点，便可得到气井合理油管直径；从而建立了既考虑地层能量的供给能力和井筒举升能力，也考虑井筒携液能力的气井合理油管直径计算方法，能更好地指导气井的生产。根据实例，说明了气井合理油管直径计算方法的应用，具有广阔的应用前景。
W2断块属于低-特低渗、多油层、复杂断块油藏，开发过程中，储量水驱动用程度逐渐降低，层间干扰和储量纵向动用不均衡现象日益突出。通过对打开油层层数、厚度、渗透率极差、原油性质对储量动用状况的影响研究，提出了细分层调整合理的油层层数、厚度、渗透率极差和原油性质界限，以及细分层系需要的含油面积、储量规模界限。通过对细分层系调整后W2断块合理压力保持水平、合理采油速度、合理注采井距的研究，提出了W2断块细分层调整后合理的开发政策界限。按照细分层调整方案和开发政策界限研究成果，在W2断块成功地实施了细分层系调整，采收率增加了5.8%，可采储量增加了33.64×104t。
对于低渗致密储层，压裂施工结束后常采用压裂液强制返排技术，支撑剂是否回流是该技术成功与否关键性的评价标准。针对目前支撑剂回流机理研究的局限性，详细分析了支撑剂运移回流的物理过程，通过对注入的最后一段支撑剂中的单颗粒支撑剂的受力分析，建立了支撑剂回流的运动模型和起动模型。计算结果表明：注入的最后一段支撑剂在停泵后瞬间就在裂缝口停下来，支撑剂是否发生回流主要取决于返排的压裂液是否有足够的速度将支撑剂起动；在强制返排的过程中，先用小油嘴放喷返排，然后换用较大油嘴，既能及时把压裂液排出地层，又能较好地防止支撑剂回流。为定量选择放喷油嘴直径提供理论依据，优化返排工艺。
针对川西须家河组气藏埋藏深、裂缝发育、含CO2、采气过程中见水快和采气管柱易腐蚀的生产难题，从地层流体流动能力随压差增大而增加、管柱腐蚀随CO2分压增高而加剧出发，提出在采气过程中，运用临界产量（最大生产压差）配产，延长无水采气期；采用井下节流技术降低采气管柱CO2分压，降低油管腐蚀速率。二者结合既能合理配产，延长气井污水采气时间，也能从工程上保证控制生产压差和降低井筒CO2分压的实现，从而达到提高气井生产效率的目的。
江苏BD阜二段油藏为低渗裂缝油藏，水驱开发效果相对较差，多数油水井因高含水停采停注，由于裂缝影响，对剩余油的认识难度较大。针对油田的地质特征和见水状况，重点是利用地震资料模糊识别技术建立数学模型，提取地震特征分析储层的裂缝发育规模，在结合沉积相、裂缝等认识的基础上，重新建立精细地质模型，运用水驱特征曲线及数值模拟等方法测算和模拟目前的剩余油分布现状，现场调整井实施后验证了对剩余油的认识，并取得了一定的效果，为后续的继续调整提供了依据。
直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油方式（SAGD）的蒸汽腔发育过程和特征对井网布置、注采参数选取以及开发动态调整起着至关重要的作用。根据辽河油田杜84块馆陶油层地质条件及SAGD先导试验情况，通过相关的相似准则，设计了蒸汽吞吐后转SAGD全过程实验方案，并对模型参数进行了比例模化。在多功能高温高压三维比例物理模拟系统和二维可视化比例模型上，开展了直井与水平井组合SAGD方式模拟实验。通过实时记录和处理实验过程中各测点的温度和压力数据，得到了实验过程中温度场、压力场的三维、二维变化规律。在此基础上，结合现场实际情况，分析了该方式的开采机理，研究了蒸汽腔的发育过程和各开采阶段特征，为现场实施奠定了理论基础。
针对低含油饱和度砂岩油藏开发初期含水现象，以室内物理模拟实验为手段，通过水驱过程中含水饱和度和含水率的变化，研究了特低渗透砂岩油藏的水驱油特征。研究结果表明，特低渗透砂岩油藏的初期含水率是由油藏原始含水饱和度决定的。在低含油饱和度条件下，油藏初始含水率存在一个不为0的稳定波动阶段，并且可以根据室内相对渗透率实验得到的一维含水率曲线和油藏原始含水饱和度来预测油井初期含水率。
塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏，埋深5350~6600m，80%的储量为特超稠油，开发极其困难。从稠油的粘度影响因素出发，以塔河油田近10年的开发实践为基础，对目前在塔河油田广泛应用的掺稀降粘工艺的机理、实践等各个方面进行了详细分析和探讨。研究认为，常规的热采工艺不适合塔河油田，掺稀降粘、大工作制度生产、掺热稀油生产、复合接力泵工艺技术、化学降粘等都是一些行之有效的开采工艺，塔河油田的开发为我国超深超稠油藏的开采提供一个可以借鉴的开采经验。
利用最优化理论和算法系统研究了现代试井分析中的自动拟合方法。从最小二乘法基本原理出发，结合大余量算法和小余量算法，运用有限差分的求导方法来求解Hessian矩阵，来推导试井分析中曲线自动拟合的新算法。通过与GaussNewton方法的比较，得出本文提出的算法在计算时间上较长一些，但是在初始值的收敛域上有明显优势，是一种相对优化的试井拟合算法。
深分支井一般温度较高、压力较大，从安全角度考虑，双管柱在深分支井中下入的可行性很低，如何采取单一管柱实现对深分支井分采/合采的智能控制是国内外都在不断改进和发展的重要研究方向。设计了一种深分支井分采/合采智能控制的采油管柱，不但实现了分支井分采/合采的智能化，而且可以有效解决目前国内分支井采油面临的几个技术难题：（1） 有效解决分支井井间干扰、窜流等问题，能保证各分支的产能得到充分发挥，为用分支井开采裂缝、孔洞型油藏提供了技术支持；（2） 无需另行下入专用测试工具及封堵工具，即可找到哪一个分支出水并有效封堵出水分支；（3） 能够满足高温、高压井的需要，为用分支井开采较深油层提供了技术支持。
针对射孔对水力压裂过程中的破裂压力以及裂缝形态的问题，通过建立不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展模型，将位移不连续方法（DDM）应用于水力压裂过程中的力学分析研究，同时在裂缝扩展准则上运用修正了的G准则—F准则并进行裂缝扩展规律研究。根据不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展的模拟计算，在地应力大小和方位确定的情况下，破裂压力随着射孔方位的增大而升高，并且随着方位角的增大，裂缝形态会发生转向，而且裂缝壁面粗糙，会增大压裂液摩阻。对于实际的射孔参数优化设计和压裂施工具有参考意义
数值模拟中通常采用流固耦合的方式来模拟应力敏感现象。但是，流固耦合需要大量的数据以及计算时间。利用多孔介质弹性理论和双重有效应力理论，得到地层压力与地层平均应力的关系，并把实验室测量数据转换到地层条件下，并将这种关系应用到数值模拟中。结果表明，渗透率的变化并不明显；考虑渗透率随压力变化时的稳产时间和累计产量均比未考虑时有降低，其降低幅度比较小；提出的简化模拟方法与流固耦合模拟结果差别不大。
目前国内外多采用平衡后各组分逸度系数相等的平衡判据来描述两相中各个组分的分配情况，但该法无法进行两相由非平衡初始状态达到平衡状态这一非平衡热力学过程的研究。针对这一问题，提出了引入扩散方程来描述液相和气相各个组分由接触到稳定过程的方法，建立了描述两相非平衡态扩散过程的数学模型，提出了分阶段求解模型的求解算法，并运用该法对PVT筒中气液两相系统由接触到稳定过程的状态进行了分析，得出系统全程压力变化规律及平衡状态下随高度变化的甲烷浓度分布规律。计算结果与实验数据对比验证了该方法的可行性，从而为非平衡态相变问题的分析提供了新的思路。
针对大港羊三木油田污水配注碱/聚二元复合驱过程中出现的体系粘度严重损失现象，研制了GH稳粘剂。为了考察该稳粘剂对碱/聚二元复合驱的最终驱油效果是否有利，就其对二元体系驱油性质的影响进行了逐一分析。利用热氧老化实验、界面张力仪和流变仪测定以及扫描电镜观察，研究了在添加GH稳粘剂与不添加该稳粘剂时碱/聚二元体系的长期热氧稳定性、界面张力、流变性、粘弹性以及微观形态。结果表明，GH稳粘剂能在不破坏碱/聚二元体系假塑性流变特征以及超低界面张力的基础上，通过提高其微观结构的稳定性，使得二元体系的长期热氧稳定性大幅度改善，同时粘弹性增强。GH稳粘剂有助于提高碱/聚二元体系的稳定性，在提高采收率方面具有良好的现场应用前景。
