对于定容封闭气藏，当气井以稳定产量开井生产后，根据井底流动压力与时间的变化动态，可划分为非稳定阶段、过渡阶段和拟稳定阶段。其中的非稳定阶段称为弹性一相阶段，拟稳定阶段称为弹性二相阶段。后者是评价气井控制原始地质储量（OGIP）的重要方法。陈元千于1991年提出的拟稳定阶段的弹性二相法，在中国得到了广泛的重视和应用，被连续多次列于中华人民共和国石油天然气行业标准。基于在有限封闭边界气藏内，一口以稳定产量生产的气井，考虑天然气、岩石和束缚水的弱弹性膨胀作用的扩散方程，经推导得到了由井底流动压力与累积产量表示的拟稳定阶段弹性二相法的新式。该式可用于评价气井控制的原始地质储量（OGIP），它优越于由井底流动压力与时间关系表示的原式，克服了因产量波动对评价结果造成的影响。通过实测应用表明，弹性二相法的新式是实用有效的。

为探索溱潼凹陷断块型页岩油效益开发路径，在阜二段页岩油地质特征研究基础上，提出定向井加拟水平井压裂开发模式，实施两口井均获成功。研究结果表明：苏北盆地溱潼凹陷深凹带东西两翼为构造复杂区，发育断块型页岩油，具有“厚度大、天然缝网发育、压力系数高、可动性和可改造性好”的地质特点，不适合长水平井开发，具备定向井开发的地质条件。厚层页岩油多套层系开发，定向井矩形井网有利于开展CO₂吞吐，菱形反九点井网是CO₂驱开发的合理井网模式。采用“规模注液蓄能量+限流射孔促均衡+调节排量稳缝网+三级支撑保充填+全电泵连续施工”为主的压裂工艺技术体系，定向井“拟水平井压裂”能达到水平井的改造效果，单段改造体积较水平井提升28.6 %。页岩油定向井具有“初期产能高、见油早、返排率低、含水下降快，稳产时间长”的生产特点，单段弹性产率高、采出程度高、经济效益好，率先实现页岩油效益开发，展现了构造复杂区定向井评价页岩油的良好前景。

针对渤海湾盆地黄骅坳陷北部南堡凹陷冀东油田古近系复杂断块油藏地质条件复杂、断层多、断块小、主体油藏埋藏深，且受广泛发育火山岩屏蔽作用，地震资料品质差、地层对比与精细构造解释难度大、盆地面积小、物源近、沉积速率快、砂体叠置关系复杂的问题，为了能够有效识别井间砂体分布与连通关系、精细刻画构造形态，近年来冀东油田持续针对地质条件的“复杂”开展精细描述攻关，逐步形成了复杂断块油藏小层划分与精细对比、低级序断层识别、三角洲储层综合表征、注水开发过程中优势渗透通道形成与主控因素、复杂断块油藏三维地质建模、剩余油定量表征与分布规律6项关键技术。应用于5个典型区块，包括扇三角洲、辫状河三角洲2种储层沉积类型，中渗、低渗2类物性类型，中含水、高含水2个开发阶段，正常注水开发与整体压裂注水开发2种开发方式，为冀东油田复杂断块油藏合理开发奠定理论基础。

苏北盆地溱潼凹陷油气成藏层系多、资源丰度高、勘探潜力大，但地质目标具有“薄、碎、小、散、隐”的复杂特点。1989年以来，在该区开展了一系列地震技术攻关，从常规三维发展到了二次采集高精度三维，建立了“全数字检波器单点宽频接收、中等面元网格、较高覆盖次数”采集方法，以连片处理、提高信噪比处理、提高分辨率处理、构造约束网格层析速度建模与逆时叠前深度偏移成像等为主的处理技术体系，以自然电位—波形指示模拟为核心的薄层砂岩预测技术，支撑了溱潼凹陷从简单构造油藏到复杂小断块油藏，再到构造-岩性复杂隐蔽油藏勘探的转变。分析认为，多期次采集数据差异大、原始资料频带窄、波场采样密度低等因素限制了高信噪比、高分辨率及保幅处理的效果，下一步攻关方向应开展无线节点仪单点宽频接收、单点宽频激发以及小面元、高炮道密度、宽方位地震采集，保幅量化质量控制、宽频全方位处理和五维解释、深度域解释等，以进一步解决复杂隐蔽油藏的地震勘探难题。

MJZ油田戴南组发育构造岩性油藏，对储层对比及发育特征建立的认识具有多解性。为精准认识构造岩性油藏主力层滚动扩边潜力，提出基于地层超覆及厚度特征分析，建立区域地层发育模式，并通过精细储层对比，将原认为零散分布的砂体转变为连片呈规模分布的主力砂体，进而明确构造岩性油藏的滚动潜力。形成的基于区域地层发育模式的储层对比及描述成果，对推动MJZ油田及同类构造岩性油气藏的滚动扩边具有积极意义。

火山岩储层受岩相、岩性、储集空间类型等多因素影响，流体识别难度大，是测井解释的难题之一，亟需建立一种方便快捷识别方法。为此，针对渤海湾盆地南堡凹陷火山岩储层特征，采用机器学习的SVM（支持向量机）算法对未知储层进行流体预测。研究表明：①综合应用岩心、测井、录井等资料对流体敏感特征参数寻优，单信息敏感参数为声波时差、补偿密度、深侧向电阻率，多信息融合参数为自然伽马相对值、全烃比值、烃气密度指数、烃气湿度指数，以上7种参数参与模型建立；②使用SVM算法进行火山岩流体预测，将储层流体分为油层、油水同层和水层3类，选取测井、录井敏感参数，训练可靠样本库，预测库正判率达90 %。SVM算法预测应用表明，SVM算法计算复杂程度低，泛化推广能力强，可快速识别火山岩流体性质，为油气成藏规律分析和地质储量动用开发提供可靠依据。

如何准确评价当前油层潜力直接影响着开发中后期复杂断块注水油藏剩余油的挖潜工作。通过静态油藏地质特征与动态开发效果综合分析，确定了复杂断块油藏剩余油分布的主控因素，并利用基于未确知数学理论和属性测度理论的层次分析+未确知测度评价方法进行油层潜力评价。通过构建评价指标体系，建立精确的未确知测度函数，利用置信度识别准则判定评价空间，最终得到油层潜力评价结果。研究结果表明：利用层次分析+未确知测度综合评价油层潜力，建立了7个参数组成的评价体系并构建未确知测度函数，根据油藏潜力大小可将油层分为4类，其中，Ⅰ、Ⅱ类油层潜力较好，评价结果与数模结果相似，并通过现场实施验证评价结果的可靠性。

复杂断块油藏纵向上油层多，平面上油砂体发育面积小，平面非均质性强，难以构建规则井网均匀驱替，同时受储层各种封闭边界影响，水驱过程中易形成死油区，为了更加精准计算水驱储量控制程度，更好地评价油藏的井网合理性与完整性，找出井网调整和加密潜力，针对常规方法的不足，提出了更加适用的新方法，即网格储量法。通过提高平面上井网内储量控制面积的划分精度，结合储层地质条件及储层非均质差异，以注采井组为基本单元，逐层网格化井网控制地质储量，对网格化的地质储量进行分类统计，找出复杂边界造成的死油区，进而计算区块注采井网控制程度、水驱储量控制程度，最终得到井网调整加密潜力。将该方法应用在南堡101断块井网适应性评价中，找到了复杂边界造成的井网未控制未动用区域，通过加密调整取得较好的挖潜效果，证明该方法在复杂断块油藏水驱储量控制程度评价有较好的适应性，可以推广至其他复杂断块油藏。

基于地震反演约束的三维储层建模技术将地震数据和测井数据有效结合，既体现了测井数据的垂向分辨率，又考虑了反演数据体反映的储层横向变化特征，是目前油藏分析的主流方法。但在传统的地震数据与测井数据结合算法中，两者对最终岩相的约束权重难于控制，且将两者假设为相互完全独立或条件独立，会在最终结果中出现各种不一致性，例如预测砂岩概率值大于1。该文引入τ模型算法，并将其进行改进，使其在数据相互依赖的复杂情况下，也可确保结果的一致性。同时将该算法应用于尼日尔D油田的岩相建模中，并利用迭代优化算法确定相关系数，使得砂体概率预测平均误差减少30 %，有效提高了砂体预测精度。

条带状复合油藏中断层是多种多样的，储层中断层的存在影响了井底压力变化特征，断层的位置以及井位更是加大了试井解释模型建立与求解的难度。因此，亟需建立具有一定渗透能力的断层且井位于条带状油藏任意位置的试井解释模型。基于断层的部分渗透性，考虑流体性质及复合储层的性质，分别建立了井位于条带状复合油藏断层和储层中任意位置时的试井物理模型和数学模型，利用Fourier变换和Laplace变换方法，得到了考虑部分渗透断层的试井数学模型拉氏空间解。绘制了压力及压力导数试井典型曲线，进行了试井典型曲线的特征和敏感性分析。通过对井位于任意位置时的试井典型曲线特征的说明，充分阐述了考虑断层部分渗透性及井位置的重要性，对考虑部分渗透断层的条带状复合油藏试井解释方法研究具有重要意义。

针对现有注水井优化配注方法缺乏统一性和规范性的问题，以注水井优化配注涉及的关键参数纵向劈分系数、平面劈分系数和注采比3个方面为切入点，对国内外学者在注水井优化配注方面的研究进行总结和归纳，得到了适用于不同场合下的注水井优化配注计算方法。在此基础上以采油井为中心，提出了注水井优化配注新方法。新方法重点强调了注水井的优化配注应根据不同地质油藏特征、油田开发阶段、配注精度需求等因素选择不同的优化配注参数计算方法，从而使油田优化注水效果最佳。并将优化配注新思路在矿场进行试验，实现区块日增油幅度高达10 %（日增油20 m³）的良好开发效果。最后指出了未来优化注水方向必然是基于人工智能的注水方案设计、智能优化和同步调整为核心的油藏和采油工程一体化。以上注水井优化配注方法，对不同类型不同开发阶段油田的注水工作具有指导意义。

为提高层内非均质储层各结构单元注采端分流率规律的认识，针对大庆喇嘛甸油田厚油层多段多韵律特征，通过“分注分采”岩心构建了层内非均质油藏模型，利用物理模拟实验分别研究了渗透率级差及注入速度对于水驱分流率变化规律的影响。结果表明，在水驱到0.4 PV时，分流率曲线出现“拐点”。在注入端，0.4 PV前，注入水主要进入高渗层；0.4 PV后，中低渗透层吸液量增加。对于正韵律储层，随渗透率级差增加，中低渗透层波及体积减少，采收率减小；随平均渗透率增加，中低渗透层波及体积增加，水驱采收率增加。对于复合韵律储层，正反复合韵律大于反正复合韵律的采收率数值。在注入端，当注入速度为0.6 mL/min时，随注入PV数增大，高渗透层分流率增加，中低渗透层则减小。当注入速度分别为0.9 mL/min和1.2 mL/min时，随注入PV数增大，高渗透层分流率呈现“先增后降”，中低渗透层则呈“先降后增”趋势。随注入速度增加，中低渗层采收率及其占总采收率百分比逐渐提高。研究结果对于加深层内非均质油层内注采端分流率机理认识具有一定的指导意义。

四川盆地东胜区块页岩气井储层垂深大（最大4 300 m）、地层温度高（最高140 ℃）、钙镁离子质量浓度高（最高2.8×10^-3 kg/L），导致返排液量过低，泡排剂效果不佳。针对此问题，在室内选取脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠（AES）、含氟己基乙醇聚氧乙烯醚（FT）、改性硅油树脂聚醚（FM）和金属螯合剂（EDTA-2Na）为原料，制得阴-非体系高温泡排剂HDHP。通过正交试验，研究了AES、FT和FM不同配比对发泡、稳泡性能的影响，从而确定HDHP的最佳配比。通过室内实验评价HDHP的泡沫综合性能，表明高温泡排剂HDHP具有良好的抗温性和抗钙镁离子能力。在东胜区块3口井的试验过程中，平均单井产气量提高了30 %。研究结果表明，阴-非体系高温泡排剂HDHP适用于东胜区块超深页岩气井泡沫排采工艺，具有良好的应用前景。

南堡油田地处滩海，油井位置局限，整体开发以大斜度定向井为主，受油藏形成特性影响，断块发育破碎，横向面积小，纵向含油层系多，低能量区存在大量供液不足的油井，泵的常规下入深度难以满足连续生产的供排需求，导致单井效益过低，同时泵筒充不满加剧了井下杆柱应力的复杂性和偏磨程度。在对抽油机井杆管泵进行综合分析的基础上，提出了深抽工艺的技术对策，并由油藏压力和生产参数预测了深抽放大压差的增产潜力，从多级杆柱加深后应力计算及延长生产周期等配套工艺技术研究入手，通过软件模拟深抽后杆柱应力变化，对深抽后不同深度杆柱进行应力测试与理论计算对比，并对相关配套工艺进行优化设计，确保深抽后杆柱应力的安全性。实现了深抽后油井动液面下降，产能增加，沉没度的增加,并提高了泵筒充满系数，泵挂深度平均加深800 m、最大泵挂深度达到3 300 m，生产压差平均放大6 MPa，泵效平均提高10个百分点，单井增油平均提高300 t，同时针对不同油层物性、不同供液能力的油井进行效果分析和经验总结，形成了不同油井深抽的可行性评价方法。

间歇采油是低产低效井挖潜的常用方式，在应用中大部分都是通过定性和效益因素确定工作制度，缺乏科学性。为精细化、定量化优化其工作制度，结合物质平衡、流入流出动态等理论，并综合考虑井斜、储层物性参数等因素，建立了间歇采油的开关井动液面耦合数学模型，并创新性地将模型计算结果与实测液面恢复曲线进行拟合，从而求取地层物性参数。在此基础上，通过枚举法将开关井动液面进行等分，并从井口产量、泵效、地层流入量等多方面进行优化评价，最终确定合理的工作制度。通过矿场应用验证表明：建立的耦合数学模型，将其数值迭代结果与实测液面恢复曲线进行拟合，能更科学确定间歇采油工作制度，确保油井处于高效协同供排关系。

SiO₂纳米颗粒（SNP）与表面活性剂的协同作用可为构建适用于恶劣地层条件下的泡沫压裂液提供一种新思路。实验评估了SiO₂纳米颗粒与5种表面活性剂协同稳泡能力，基于泡沫综合值筛选了最优泡沫体系。通过对优选出的泡沫压裂液体系进行携砂性、黏弹性、剪切性、稳定性评价，分析纳米颗粒对压裂液性能的改良。同时利用光学显微镜、环境扫描电子显微镜观察揭示SiO₂纳米颗粒稳泡机理。体系筛选实验表明：阳离子型表面活性剂TTAB与SiO₂纳米颗粒的协同作用最明显，泡沫综合值达15 288 mm·s，析液半衰期提升了145 %。性能评价实验表明：SiO₂纳米颗粒能提升界面液膜的弹性模量，提高液膜对支撑剂的支撑能力，减小沉降速率，有利于泡沫将支撑剂带入更深的裂缝当中；SiO₂纳米颗粒还能提高液膜表面的粗糙度，强化泡沫压裂液的抗剪切能力；在体系中加入支撑剂会削弱泡沫的稳定性，陶粒的削弱作用强于石英砂，小粒径的削弱作用强于大粒径的削弱作用。机理研究实验表明：泡沫微观结构中观察到SNP在Plateau边界（3个气泡的交界区）聚集堵塞排液通道，这说明纳米颗粒能够阻止泡沫的粗化和排液，宏观稳定性上表现为气泡数量更多、尺寸更小、分布更均匀。