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浅水三角洲广泛发育于湖泊环境中，受到波浪的改造作用，可在其前端形成离岸滩坝沉积。湖盆浅水三角洲-离岸滩坝体系可作为重要的油气储层类型，其构型特征尚不清楚。本文综合利用岩心与密井网资料，对渤海湾盆地东营凹陷胜坨油田二区沙河街组二段2砂组砂体开展了精细构型解剖，结合基于Delft3D的沉积数值模拟结果，阐明了湖盆浅水三角洲-离岸滩坝体系构型特征与形成机理。研究认为，浅水三角洲-离岸滩坝体系在顺源方向上具有明显的相带分异特征，呈现浅水三角洲前缘-小规模滩砂-大规模坝砂-小规模滩坝砂的顺源演变规律。浅水三角洲前缘与大规模的离岸坝砂同时形成，两者之间发育后期形成小型滩砂。浅水三角洲前缘表现出波浪影响的特点，分流河道分支数量少、深切于河口坝中部，河口坝呈朵状，分流河道在前进到一定距离后决口在侧向形成新的河口坝。大规模透镜状的厚层坝砂形成于破浪带附近，最先发育于三角洲的侧前方滩砂两侧部位，由两个小型坝砂生长、拼接而成，具有平面双厚中心、剖面驼峰状的特点。河口坝与大规模坝砂的规模相对较大、宽厚比高，前者的长宽比较低，而后者的长宽比较大；近端与远端滩砂的规模较小，长宽比与宽厚比也较小。本文研究为东营凹陷胜坨油田剩余油的精细挖潜提供参考和借鉴。
火山岩油藏是我国油气勘探的重要领域之一，受火山多期次活动及复杂成岩、构造作用的影响，火山岩储层表现出岩性多样、裂缝发育、微观非均质性强的特点，制约了对于该类储层的认识。明确双重介质下的储层特征对于火山岩油藏储集空间评价、开发方案优化和甜点区域选择具有重要的指导意义。针对上述问题本文提出了以产能为约束的双重介质储层定量分类评价思路。首先，以压汞测试所得的孔隙结构特征参数(孔隙半径均值、分选系数、偏态、峰态、变异系数)为基础，采用K-means聚类方法建立基质的分类标准，结合Shapley值以增强分类结果的可解释性。其次，以成像测井所得的裂缝密度为基础，采用K-means聚类方法建立裂缝分类标准。最后，综合考虑裂缝和基质的分类结果，以研究区不同类型储层最大单井月产量的总离差平方和最小为目标，采用粒子群算法优化双重介质储层的分类评价标准，并结合Arps产量递减规律分析不同类型储层的生产特征作为对分类结果的验证。结果表明，研究区主要发育以微裂缝类、沉凝灰岩类/凝灰质砂岩类、凝灰岩类及致密基质为主的4类物性逐渐变差的储层，影响基质储层分类结果的因素依次为渗透率、孔隙半径均值、偏态和孔隙度。按照裂缝密度11.35、6.14、3.03条/m为界限可将研究区裂缝储层分为4类。裂缝－基质综合分类结果表明渗流能力和储集能力都是影响火山岩双重介质储层开发的重要因素，裂缝类别、基质类别与综合类别的Pearson相关系数分别为0.63和0.69。研究区生产井符合Arps指数递减规律，初始产量和递减率呈现正相关的关系，随着储层物性变差，油井呈现出初始产量降低、递减率降低的变化趋势。本文不仅为火山岩储层的分类提供了定量的认识，也为其他双重、三重介质以及需要从多个角度进行评价的储层提供了分析的思路。
四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气资源潜力大，在德阳—安岳裂陷槽取得了巨大勘探突破。然而，多期构造背景下，页岩气成藏过程复杂，制约了页岩气富集区带优选和高效勘探开发。本论文以德阳—安岳裂陷槽资中—威远地区筇竹寺组典型页岩气藏为研究对象，通过裂缝脉体岩相学观察、流体包裹体测温、激光拉曼分析和盆地模拟等方法，明确了资中—威远地区筇竹寺组页岩气成藏演化过程及其差异。研究结果表明，资中—威远地区寒武系筇竹寺组页岩主要发育三期裂缝脉体，第Ⅰ期脉体形成于加里东运动晚期(ca.420~405 Ma)，脉体中捕获了大量原生沥青包裹体，表明该时期处于生油高峰阶段；第Ⅱ期脉体形成于印支运动时期(ca.235~215 Ma)，脉体中捕获了原生沥青包裹体和原生甲烷包裹体，表明该时期页岩处于高—过成熟阶段；第Ⅲ期脉体形成于燕山—喜山期气藏保存调整阶段，脉体中含大量原生甲烷包裹体。威远和资中地区脉体分别形成于晚白垩世(ca.75~60 Ma)和始新世(ca.45~35 Ma)。威远地区处于裂陷槽缘，燕山期抬升较槽内资中地区要早约10 Ma，故脉体形成时间更早。同时，槽内资中地区较槽缘威远地区发育更好的底板地层(麦地坪组)，形成良好的气体封存箱。另外，资中地区位于槽内斜坡带，其断层和裂缝发育程度较威远背斜地区要较弱。多种因素共同导致了槽内资中地区较槽缘威远地区筇竹寺组整体含气性更好。
钻井漏失作为钻井工程中最常见的复杂与事故类型之一，其精准预测对保障油气资源的安全高效勘探开发具有重要意义。然而，传统漏失风险预测方法依赖历史钻测井数据与经验分析，欠缺对地质构造特征等关键地质风险要素的考虑，存在预测滞后性与空间局限性，难以满足复杂地层钻前预测需求。针对上述问题，本文提出基于“四元致险”模型的地震导向钻井地质漏失风险预测方法。基于海上钻井典型区块的跨尺度数据，融合测井、钻井与三维地震信息，从地质统计与典型井分析入手，系统揭示了断裂带、火山通道、岩性突变界面与异常高压地层4类主控致险因素，构建了“四元致险”模型框架。进一步以地震信息为主导，融合测井与钻井数据的约束机制，提取多源敏感地震属性，建立四类风险体的识别方法，即通过多属性贝叶斯融合建立断裂带风险概率模型，振幅-方差联合分析识别火山通道边界，响应特征优选构建岩性界面敏感属性集，结合孔隙压力反演实现异常高压层预测。渤海A区和南海B区的实际应用表明，多口钻井钻前漏失风险预测与实际钻井过程中的风险事故吻合率较高，其中成功预测渤海H1井80%漏失层位，包括多个复合成因的漏失层，瞬时漏速达90 m³/h，验证了该模型对复杂地层钻井风险的前瞻有效预测能力。总之，研究成果构建了一套面向复杂构造区的地震导向的三维钻前漏失地质风险综合识别流程，为井位部署、轨迹设计与钻井安全管理提供关键支撑。
川东北千佛崖组页岩水平段钻进井壁垮塌难成井问题，严重制约着普光陆相页岩油气资源的高效开发。明确普光千佛崖组陆相页岩水化结构损伤特征，是揭示其井壁失稳机理形成对应成井措施的重要前提。井下岩心观察发现，普光千佛崖组陆相页岩较长井段同步发育层间页理和有机质富集的滑动镜面。为此，分别以不含滑动镜面和含滑动镜面的千佛崖组陆相页岩为研究对象，开展了页岩基础组构特征及理化特性分析，探究了不同流体作用下(去离子水、白油、油基钻井液和水基钻井液)含多类型弱面页岩细观结构损伤特征，同时结合所构建的考虑多类型弱面的页岩井壁稳定模型，进行了井壁失稳机制分析讨论。研究结果表明：(1)普光千佛崖组陆相页岩以黏土矿物(近60%)和石英为主，黏土矿物中主要含伊利石和绿泥石；内部平行层理方向微裂缝发育，具有明显油水双亲特征，总体水化分散特征相对偏弱。(2)去离子水和水基钻井液作用下页岩水化结构损伤特征明显；白油和油基钻井液作用下，不含滑动镜面和含滑动镜面的页岩内部均未出现明显的细观结构损伤，说明现场油基钻井液具有较好的水化抑制性，同时表明含多类型弱面页岩内部并未发生明显的有机质溶解现象；在一定程度上也说明，油基钻井液与千佛崖组页岩间的物理化学作用并不是主导其井壁垮塌的主控因素。(3)忽略千佛崖组页岩内多类型弱面结构发育的特征，会很大程度低估页岩层井壁坍塌压力，导致水平段失稳垮塌风险增加。研究结果深化了对普光千佛崖组陆相页岩水化结构损伤特征及失稳机理的认识，为千佛崖组页岩水平段安全高效成井提供了技术支撑。
暂堵剂被广泛用于水平井压裂过程中的裂缝暂堵与转向，对提高压裂改造效果具有重要作用。目前国内外关于暂堵剂运移规律的研究多局限于室内实验，对暂堵剂在井筒中的运移、在缝中封堵过程的宏观模拟研究还不充分。本文基于计算流体力学(CFD)与离散元(DEM)耦合的数值模拟方法，模拟了水平井压裂暂堵过程中暂堵剂颗粒井下运移与封堵过程。模拟时，将暂堵剂颗粒视作离散相，将压裂液视作连续相，对离散相与连续相单独建立数学模型，同时耦合离散相与连续相之间的相互作用，从而实现暂堵剂—压裂液多相体系的流固耦合。针对暂堵剂从井口到封堵井段的运移过程，建立了井筒模型、井筒—炮眼—单一裂缝和井筒—炮眼—多条裂缝模型。揭示了暂堵剂浓度、暂堵剂粒径、压裂液黏度和泵注排量对暂堵剂运移完整性的影响规律，探究了不同裂缝形态下工艺参数与施工参数对暂堵剂封堵效果的影响。研究表明，暂堵剂体系颗粒浓度、压裂液黏度与泵注排量是影响暂堵剂体系运移完整性的重要因素，暂堵剂粒径与浓度是决定暂堵剂体系能否有效封堵裂缝的关键因素。暂堵剂粒径大于20目时，暂堵剂质量浓度的改变只会影响缝内封堵段长度，而不会影响缝内暂堵有效性；当裂缝末端缝宽达到4 mm时，选用20~70目粒径的暂堵剂难以在缝高方向完全封堵裂缝。本研究为水平井暂堵压裂施工过程中工艺参数与施工参数的选取提供了理论依据。
在CO2捕集、利用与封存(CCUS)工程中，环空带压现象常被归因于封隔器密封失效，但试压验证表明其密封性完好。本文提出该现象源于CO2注入过程中温压相态耦合诱发的附加应力累积，导致封隔器等效轴向载荷超过解封极限。基于流体力学中的质量守恒定律、能量守恒定律和动量定理，结合EXP-RK相态方程，构建了温压—相态—应力多场耦合模型，系统量化了注入温度、注入压力、注入量及注入时间对井筒应力场的协同影响。通过长庆油田某注入井实测数据验证，模型预测井底压力误差为2.83%、温度误差为1.75%，显著优于传统单场模型。研究表明：(1)注入温度与注入量是相态演化主控因素，液态—超临界态转化界面随注入温度降低和注入量的增加显著下降；(2)注入温度、注入压力与注入量通过温度效应、鼓胀效应和摩阻效应主导封隔器应力累积。临界阈值分析表明：在其余两个参数保持恒定的条件下，当目标区块注入温度≤6.5 ℃、注入压力≥18.06 MPa或注入量≥2.61 t/h时，等效载荷超过解封极限(60 kN)，触发解封行为。
致密碳酸盐岩储层常采用多级交替注入酸压技术来增加裂缝面差异刻蚀和提高酸蚀裂缝导流能力。通过数值模拟可优化多级交替注入施工参数，从而提高酸压改造效果，对压后增产及稳产具有重要作用。但目前关于多级交替注入酸压的数值模拟常忽略酸岩反应或采用等效粘度方法开展研究，模拟结果与实际情况仍存在较大偏差。针对该问题，本文基于流体体积法(VOF)建立了考虑流体界面追踪和酸岩反应的多级交替注入酸压数学模型。采用有限差分法对数学模型进行离散，得到数值模型,并通过编程求解。通过将本模型模拟结果与实验结果以及解析解进行对比，验证了模型在模拟粘性指进及酸液刻蚀方面的准确性。在此基础上，利用该模型开展了多级交替注入酸压模拟，分析了不同交替注入级数下的酸液流动反应规律、粘性指进特征及刻蚀缝宽变化规律。同时，综合考虑酸液作用距离、指进数量及其覆盖面积，提出粘性指进系数，评价了多级交替注入酸压的差异刻蚀效果。研究结果表明，在典型缝宽及交替注入条件下，低粘酸液在粘度差作用下在裂缝中逐渐形成优势通道，即指进现象。随着注入级数增加，相邻的指进分支之间竞争发育，指进合并。酸液有效作用距离随着交替注入级数增加而增加。存在某一临界注入级数，当注入级数大于该级数后，酸液作用距离增加速度变缓。此时，增加级数只能使指进区域内刻蚀增加。因此，对于给定的裂缝条件和酸液体系，存在一个较优的注入级数范围，使得裂缝差异刻蚀和酸液作用距离同时达到较佳效果。本文模型可为多级交替注入酸压提供优化模拟工具，模拟结果可为现场施工方案设计提供理论依据。
生产井产液剖面的实时准确监测对油田开发动态调整具有重要指导意义，有助于评估产层产液占比、优化水平井压裂改造参数、调整生产动态。而基于分布式光纤声波技术的产液剖面测试是近年来兴起的一种新技术，具有准确度高、实时性强的优点，适用于油气田井下高温高压、狭小复杂环境。然而现有分布式光纤产业剖面监测研究多集中于理论研究及室内实验，而在矿场实际生产过程中，光纤井下信号受复杂噪声干扰，响应特征多变，缺乏利用DAS技术分析井下流动事件及产量剖面计算的成熟分析流程与模型。本文提出了一套适用于矿场产液剖面计算的模型与计算流程，在生产井开展分布式光纤声波传感监测采集不同工况光纤数据，对其进行频率分析确定有效频段，并从声波能量的角度计算产液剖面，有效解决了分布式声波光纤数据产量剖面计算的分析处理方法较少的问题。针对3 口矿场实测数据开展分析，结果表明：此次测试在400~800 Hz频率范围内，开关井状态下的FBE能量差值最大，能够在保留较多流动信息的情况下滤除大多数背景或环境噪声。在开井后，3口井均存在一定的能量响应滞后情况，且在生产过程中，产层位置并不是覆盖所有深度，存在优势进液区域，但第二次开井后，整体产液剖面分布更为均匀。先后两次开关井的FBE能量强度不同，第一次生产过程的绝对FBE能量更强。
缝洞型碳酸盐岩油藏区别于普通油藏，具有储集体空间分布不连续、有效储集空间尺度差异大、内部结构与缝洞接触关系复杂、不同储集单元存在不同的油水分布关系、内部油气渗流规律复杂等特点，而注水和注气方式是高效开发缝洞型碳酸盐岩油藏的重要方式，针对缝洞型碳酸盐油藏注水、注气转换时机不清，导致现场注气开发过程中无法有效确定注气时机的问题。国内外缝洞型碳酸盐岩油藏物理模拟研究采用的模型存在只能在可视化与高温高压中取其一，研究角度不够全面的问题。本文针对上述问题，基于相似原则自主研制了高温高压二维缝洞型油藏可视化物理模型，采用该模型开展注水与注气驱油实验，探究注水、注气驱油过程中缝-洞模型内部油-气-水渗流规律，评价不同注水、注气转换时机与不同注水位置对实验驱替效率的影响，厘清注水与注气关系，明确注气转注时机与剩余油空间展布特征。实验结果表明：1) 通过缝洞型可视化模型注水转注氮气开发实验研究，明确注水转注氮气开发方式是缝洞型油藏有效的开发方式，在水驱作用特征及氮气气顶驱机理的协同作用下，获得较高的驱油效率，达到67.67%。2) 通过不同注采方式实验研究，研究表明缝洞油藏注水驱开发过程中，与高注低采开发方式相比较，低注高采开发方式水驱波及面积更大，水驱作用发挥更充分，获取更高的驱油效率，整体驱油效率提高了2%~4%。3) 对比不同注氮气转注时机驱油效果，优选注采方式为低注高采，氮气转注时机为注水1 PV后转注氮气，获得最高的驱油效率。4) 缝洞型储集体水驱开发结束后，剩余油分布形式主要以“油膜”、“阁楼油”、“绕流油”为主；气驱阶段结束后，剩余油分布形式主要以“界面油”、“绕流油”与“油膜”分布为主。本研究成果有助于探究缝洞型碳酸盐岩油藏注水与注气提采机理，明确转注时机与剩余油分布规律，为缝洞型油藏气驱开发方案优化、剩余油挖潜提供理论依据。
针对油气田开发中传统暂堵剂在封堵后期破胶困难、降解时间长、成胶强度低及残留物对地层渗透率损伤大等问题，本研究通过物理化学交联策略，设计并合成了一种基于纳米复合材料的自降解凝胶暂堵剂(PAE)。通过水溶液自由基聚合法，将丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、聚乙二醇二丙烯酸酯(AE)与疏水单体甲基丙烯酸十八烷基酯(SMA)共聚，并引入纳米二氧化硅(SiO2)增强交联网络。系统探究了交联剂(MBA)、疏水单体含量、引发剂(APS)浓度及温度对凝胶时间与强度的影响规律，揭示了温度(70~120 ℃)、pH(3~12)及矿化度(20~50 g/L)对PAE降解行为的调控机制。通过扫描电镜(SEM)、傅里叶变换红外光谱(FTIR)和热重分析(TGA)表征了PAE的微观形貌、化学结构与热稳定性。实验结果表明：在优化条件下(单体浓度8%、APS 0.2%、SMA 0.4%、温度70 ℃)，PAE成胶时间为30~120 min，形成致密三维网络结构，凝胶强度达9级(颠倒无变形)；其在70~120 ℃环境中的降解时间为3~10 h，降解后粘度低于10 mPa·s，显著优于传统暂堵剂(>96 h)。填砂管实验显示，PAE突破压力梯度为1.870 MPa/m，封堵率>90%；岩心驱替实验表明，破胶后渗透率恢复率>90%，验证了其对地层的低伤害特性。机理分析表明，PAE的高强度封堵源于物理—化学双交联网络与纳米SiO2的协同增强作用，而自降解行为则通过碱性条件下酯键皂化与疏水缔合网络解离实现。本研究为油田高效环保型暂堵剂的开发提供了理论支撑与技术方案。
管道作为能源传输的核心纽带，其安全性直接关乎能源供应的稳定性与传输效率。在原油运输过程中，输送介质中的蜡或其他杂质会沉积或附着在管壁上，导致管道输送效率降低，严重情况下会造成堵塞。同时，管道长期运营之后还会产生腐蚀、裂纹等缺陷。因此，定期进行清管和检测是确保管道功能完整和安全运行的重要措施。在作业过程中，精确控制管道机器人(清管器)的运行速度至关重要，不仅能够提升清管效率，还有助于规避因速度不当引起的潜在风险。针对清管作业过程中可能遭遇的管道变形、环焊缝以及管内介质压力波动等外部干扰因素，为确保清管器的运行速度维持在最佳清管效果的速度区间内，提出了一种基于非线性反步法的自适应控制策略。该控制策略基于李雅普诺夫方程与SR模型，并以此为基础推导被控对象的控制器。通过此方法，可以灵活调整以适应清管器的目标速度或在管道内的运行轨迹，实现对清管器速度变化的精确预测。自适应控制器通过调节旁通阀的开闭，改变清管器旁通阀的截流面积，进而调整清管器前后压差，确保速度稳定在最佳清管效果的速度区间内，有效控制速度并降低外界干扰的影响。通过在Simulink Toolbox中构建清管器模型，进行PID与非线性反步法的对比仿真分析。仿真结果显示，非线性反步法控制策略展现出更快的响应速度和更优的控制效果。进而对倾斜管道和弯曲管道下的非线性反步法控制策略进行仿真，仿真实验表明，清管器在倾斜管段和弯管段，自适应控制器均能对速度变化和位移变化做出精准预测，并根据预测的结果调整旁通阀的开度，从而精准控制清管器的速度。非线性反步法的自适应控制策略能够在外界干扰存在的情况下使清管器迅速达到速度稳定状态，有效控制清管器的运行速度，相较于传统PID控制，该方法能显著提高系统的响应速度和稳定性，具有更强的适应性和鲁棒性。该控制策略可为清管器在面临复杂多变的实际控制环境中提供参考，为提高清管作业的效率和安全性提供保障。
随着油田能源系统的复杂性不断增加，传统的监控、分析和优化的方法往往难以应对来自不同来源的大量数据，导致在识别和解决能耗异常方面效率低下，难以实现能源利用的最佳效果。为克服这些局限性，实现油田集输与注水系统能源管控的智能决策，本研究针对海量多源异构数据，提出一种基于知识图谱的能耗异常智能辅助决策方法。以能耗异常台账及操作手册等文本资料为主要数据源，建立能源管控知识内容体系框架，作为组织和整合多源数据的基础，确保数据的高效利用。采用BiGRU-CRF对文本资料进行实体抽取，识别设备、参数、异常等关键概念；采用BiGRU-ATT进行实体间关系抽取，捕捉油田集输与注水系统中复杂的相互依赖性；通过Neo4j图数据库对提取到的能耗知识进行存储和可视化展示，其结构化的知识表示形式为后续数据的高效利用奠定了基础。根据所构建的知识图谱开发能源管控可视化平台，提供用户友好的界面，使操作人员能够以直观的方式探索能耗知识。该平台从数据和知识层面提供可行的措施推荐，以辅助指导能耗控制。油田现场的应用结果表明，采用所提出的基于知识图谱的油田集输与注水系统能耗异常智能辅助决策方法，能够融合多源异构数据，为工艺流程中发生的能耗异常事件提供及时性、整体性、智能性的辅助决策推荐，指导操作人员进行快速有效的能耗控制，显著减少了决策所需的时间。本研究为油田能源管控建设提供了新的思路，对其它油田的能耗控制管理具有指导意义。
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