致密砂岩储层非均质性强，常规测井解释模型没有考虑储层纵向上渗流特征的差异性，导致渗透率解释精度低。为此，采用储层流动单元描述致密砂岩储层非均质特征，建立了具有不同渗流单元的渗透率解释模型，以提高渗透率预测精度。首先，结合岩心实验流动单元指数频数分布与累计分布频率，建立流动单元分类标准，并优选流动单元分类数目，分类构建渗透率模型；然后，引入深度神经网络，结合常规测井和核磁测井数据，预测流动单元指数；最后，基于分类渗透率解释模型，计算储层渗透率。珠江口盆地惠州凹陷古近系恩平组应用该渗透率计算方法进行计算，流动单元分为5类最佳，测井尺度的流动单元识别分类与沉积相具有较好的一致性，渗透率计算准确度相比核磁模型明显提高。研究结果为深层致密砂岩储层渗透率评价提供了新的计算方法。

为深入探究超深页岩储层中水力裂缝纵向穿层机制，针对高应力及层理性质对页岩断裂特性的影响进行了系统性分析。首先，利用三轴压缩试验获取了页岩力学参数；其次，采用颗粒离散元法构建了带围压的半圆板页岩三点弯曲数值模型，模拟了页岩在不同工况下的断裂过程。数值模拟结果表明，围压增大显著提升了页岩的断裂韧性，且层理面角度和密度对断裂韧性的影响随着围压增大而增强：相同围压下，断裂韧性随着层理面角度增加而降低，随着层理面密度增加呈现小幅差异，表明层理面密度对断裂韧性的强化作用优于层理面角度。基于此，拟合了断裂韧性与围压、层理面角度和密度的定量关系，并构建了不同围压及层理面性质对页岩断裂韧性的量化图版。研究结果揭示了高应力条件下超深页岩储层层理性质对断裂特性的复杂影响，为优化水力压裂方案、有效控制水力裂缝穿层行为提供了理论依据。

南海东部恩平21−4油田A1H井是一口超深大位移井，是中国海油ϕ244.5 mm套管下入最深的井，该井ϕ244.5 mm套管下深8 125.00 m，裸眼长度5 125.00 m，裸眼段水平位移5 093.17 m，套管下入难度大，且实钻穿越3个漏层，固井漏失风险大，固井质量难以保证。为攻克该井固井技术难题，研发了套管附件磨损评价装置并完成入井附件的评价优选，为安全顺利下入套管提供了技术保障；利用循环摩阻精准计算技术，实现了作业期间井筒内压力的准确控制与浆柱结构的优化设计，有效回避了固井漏失风险；应用双重悬浮超低密度低摩阻首浆和高固相低黏高切尾浆水泥浆确保井内流体流变性合理匹配，有效提高了固井顶替效率；通过温度压力耦合计算技术准确评估了井底循环温度，为水泥浆试验提供了合理的温度。通过综合应用各项关键技术，恩平21−4油田A1H井固井施工顺利进行并取得成功，为该海域超深大位移井固井提供了技术保障。

为解决深井、超深井等钻井过程中复杂工况下防斜打直的技术难题，确定了可在高温、强振条件下经济、安全、可靠使用的静态推靠机械式垂钻工具的研制思路，对其关键组件动静阀盘组进行了摩阻力计算，对环阀间隙流动进行了有限元分析，基于井眼高低边快速关断响应规律设计了环形阀结构及流道，并使用全尺寸试验台架开展了ϕ177.8 mm静态推靠机械式垂钻工具地面水力台架试验。研究得出：为减小盘阀摩擦面积，将其设计为两层组合，上部设计异形孔和凸台，下部设计异形旁流道结构；采用硬质合金材料整体成型，上下盘阀间隙控制在0.5 mm，上下盘阀凸台高度均控制在0.25 mm；通过地面台架试验，证明动静阀盘组导向分流正常，密封保压性能指标达到了预期设计要求。研究结果可为静态推靠机械式垂钻工具的结构设计优化提供参考依据。

恩平21−4油田位于南海东部海域，储量规模小，为满足其经济高效开发的需要，部署了2口超深大位移井。针对2口超深大位移井钻完井过程中存在的井漏风险高、井眼轨迹控制困难、井眼清洁难度大、安全作业密度窗口窄、摩阻扭矩大等难题，开展了井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制、钻井液和水泥浆体系优化设计、套管安全下入、动态监测辅助诊断技术及完井管柱抗磨减阻技术等一系列攻关研究，形成了超深大位移井钻完井关键技术，确保了2口超深大位移井顺利完钻和投产。其中恩平21−4−A1H井完钻井深9 508.00 m，水平位移8 689.00 m，水垂比4.43，创我国海上油气田井深最深纪录。恩平21−4油田超深大位移井钻完井关键技术不但丰富完善了我国大位移井技术体系，也为万米级边际油田高效开发提供了有力技术支撑。

页岩储层压裂改造后，地层滑移使套管变形频繁出现，严重影响施工与生产。为了解页岩储层结构面水化损伤及水化前后的剪切特性，采用川南龙马溪组页岩试样，预制了10°和40°的2种规则齿形结构面，模拟了不同粗糙度的断层特征，并在四级法向应力下进行了水化直剪试验。试验结果表明：1）40°高起伏角度结构面在水化后表现出塑性变形特征，剪切位移−剪应力曲线呈阶梯式上升，剪切刚度下降约16.3%；而10°低起伏角度结构面则以摩擦滑移为主，剪切刚度波动较小；高法向应力（≥5 MPa）会加剧水化对结构面的破坏作用，但长时间（≥24 h）水化会使破坏促进作用趋于上限。2）在水化初期（1～2 h），40°高起伏角度结构面抗剪强度平均降低了13.05%，最终整体降低了18.19%，黏聚力与内摩擦角分别降低了16.31%和16.57%；10°低起伏角度结构面的抗剪强度参数受水化影响较小，波动范围小于5%。3）10°低起伏角度结构面在水化360 h后出现微孔洞连通和矿物分层现象，而40°高起伏角度结构面则形成大尺寸张拉裂缝，表面粗糙度增大，这是因为高角度结构面的黏土矿物分布更集中，水化软化效应更显著，导致脆性降低和塑性增强。研究结果可为页岩储层压裂设计与套管防护提供理论依据。

深井超深井钻井过程中，PDC钻头的粘滑振动是导致钻头非正常磨损的主要原因之一。为探索复合冲击载荷对PDC钻头粘滑振动的影响机制，利用冲击破岩试验装置研究了PDC钻头破岩过程中粘滑振动的发展规律；在此基础上，通过引入复合冲击载荷，分析了轴扭复合冲击载荷对PDC钻头破岩过程中粘滑振动的影响规律。研究发现：固定驱动转速条件下，随着送钻速度增快，PDC钻头的粘滑振动会明显增强；当平均钻压为20.12 kN时，粘滑比为1.31，钻头出现了间断停滞现象；粘滑振动的主频为冲击破岩试验装置扭转加载模块的一阶固有频率，复合冲击可以明显降低PDC钻头的粘滑现象，表现为主频处对应的转速显著降低；在试验参数范围内，频率50和100 Hz的复合冲击对粘滑振动的抑制效果最为明显。研究结果可为抑制PDC钻头破岩粘滑振动和研制复合冲击破岩工具提供指导。

南海东部恩平21−4油田是典型的边际油田，在该油田超深大位移井钻井中存在井眼难以清洁、疏松砂岩承压能力低、钻遇多条断层、摩阻扭矩高、下套管易遇阻等风险挑战。为解决该油田钻井中存在的问题，选择BIODRILL S合成基钻井液并优选了合成基液、降滤失剂、流性调节剂、润滑剂，优化了乳化剂加量，调整了BIODRILL S合成基钻井液配方。室内性能评价结果表明，该配方的钻井液能够保持良好、稳定的流变性能，具有较高的低剪切速率，抑制性强，封堵性、抗污染性、润滑性能优异，高温高压滤失量2.4 mL，极压润滑系数0.03～0.06，满足了恩平21−4油田超深大位移井钻井要求。按该配方配制的BIODRILL S合成基钻井液及研究的关键配套技术在南海东部超深大位移井A1H井、EP−X井进行了现场试验，试验表明：BIODRILL S合成基钻井液性能稳定，具有较好的携岩能力，润滑性能优异，ϕ311.1 mm井眼钻进期间摩阻系数为0.17～0.21，下入ϕ244.5 mm套管时裸眼摩阻系数为0.40～0.45，钻井过程顺利。该钻井液技术不但有效解决了南海东部超深大位移井的钻井难点，还为该海域万米级大位移井的安全钻井提供了技术手段。

油气装备与数字孪生技术的结合，是实现无人化、智能化、经济化油气钻探开发工程的关键环节。为实现工况复杂和作业环境恶劣条件下装备行为状态监测、性能评估等系列功能，开展了油气装备数字孪生技术研究。根据数字孪生技术理论，考虑油气装备各系统间的关系，结合多学科、多层次、多物理场耦合的描述方法，构建了一套基于结构性能响应和数据实时映射的油气装备数字孪生技术应用的流程体系。以齿轮齿条钻机为研究对象，建立了基于多系统、多尺度、多要素建模准则的齿轮齿条钻机起升系统的数字孪生体，通过应用示范，验证了理论研究的可靠性。研究结果为油气及相关领域装备的性能评估与寿命预测提供了基于数字孪生技术的应用理论依据。

海上大位移井采用常规双罐双泵技术生产时电缆外置易导致电缆破损，双泵双罐结构投影面积过大增加了节流和冲蚀风险，双Y接头结构中旁通油管与大排量电潜泵并列投影面积大于套管内径，旁通管还存在冲蚀风险。为此，采用设计软件对设备实际结构进行对比分析的方法，设计了单罐双电潜泵结构的机采方案，并搭配使用罐内封隔器和膨胀旋转短节等特殊工具将罐外电缆和管线内置，形成了单罐内双电潜泵技术。研究结果表明，该技术减小了罐体的投影外径，投影仅为193.7 mm，比双Y管的电泵外径215.9 mm更小，解决了传统电潜泵外置方案中电缆易损、设备冲蚀严重的问题，并在南海恩平21–4油田进行了成功应用。研究结果为海上大位移井电潜泵推广应用提供了技术支持。

海上大位移井井眼轨迹复杂，水平位移较大，导致井下摩阻增加，严重影响着钻井效率。为此，根据钻井数据和录井数据等，提出了一种基于机器学习钻速预测与钻井参数优化的大位移井钻井提速方法。首先，对现场原始数据进行滤波、归一化等预处理，进行了相关性分析，得出钻压、转盘转速等钻井参数及井斜角、水平位移等井眼轨迹参数与钻速有显著的相关性；然后，构建了基于BP神经网络、随机森林和支持向量机的钻速预测模型，评价结果表明，BP神经网络模型表现最优，可以较为准确地预测海上大位移钻井的机械钻速；最后，采用贝叶斯优化算法，以提高钻速为目标进行了钻压、转盘转速和排量等参数优化。优化结果表明，钻井参数优化后，机械钻速平均提升了18.86%。研究结果揭示了钻井参数和井眼轨迹参数对大位移井钻速的影响，为大位移井钻井提速提供了理论依据。

页岩储层因具有低孔隙度和特低渗透性，必须经过大规模体积压裂改造形成人工缝网。南川页岩气田开发已经形成相对完善的压裂工艺技术体系，但随着甜点储量规模化生产，亟需深入研究并进一步改进压裂工艺。从南川页岩气田不同井网储量动用、射孔方式、投球暂堵、加砂模式等方面提出了页岩气压裂工艺改进思路和方法，并通过现场应用效果评价了改进工艺的可行性。系统总结了压裂工艺改进措施：鉴于井网关系和开发目标的差异，对不同类型井组的压裂改造区域进行差异化控制；超深穿透射孔方式为深层高应力页岩储层压裂提供了重要的工艺基础，满足了电动压裂设备数量和压力等级的限制；借鉴重复压裂及加密井压裂工艺中的投球暂堵技术，优化了投球数量与时机，抑制了主裂缝过度延伸；精细化压裂，支撑剂体系趋于完善，形成了“初始小粒径远输前缘铺置+中段中粒径主流通道支撑+尾段大粒径缝口收尾”三级连续加砂模式。改进后的压裂工艺现场应用效果显著，在统计的现场投球暂堵中，封堵有效率79.8%，在超深穿透工艺下，为更多加砂和注液提供了压力窗口；提高了加砂强度和小粒径占比，显著提升了裂缝导流能力和支撑效果，压后日产气量从3.30×10⁴ m³提高至8.46×10⁴ m³。研究结果表明，通过综合应用差异化压裂设计、超深穿透射孔技术、优化投球暂堵以及精细化三级加砂模式，可显著提升南川页岩气田的压裂改造效果和经济效益，为南川页岩气田有效开发提供了技术保障。

针对高气液比环空多相流试验研究不充分且压降预测精度不高的问题，以水和空气为试验介质，选择两种不同油套管尺寸组合（油管外径和套管内径分别为38.5 mm×62.0 mm、38.5 mm×76.0 mm），在长11.5 m的测试管内开展试验研究。试验发现，对于垂直向上的环状流，随着气液表观流速增大，总压降也随之增大，且总压降增长幅度随气相速度的增大而一直增大；在相同气液表观流速时，截面积越小的管道摩阻压降更大。基于文献[1]建立的环空环状流压降计算方法，在计算液膜与管壁及液膜与气芯之间的摩阻系数中考虑了环空环状流内外管两层液膜流速差异，结合液膜和气芯之间的动量平衡条件，利用文献[4]给出的内外管液膜厚度比相关式，建立了新的环空环状流压降预测模型。用试验数据对新模型和现有模型进行了对比验证，结果显示，新模型预测误差小于10%，结果较为可靠，可为油套环空压力预测、气举设计以及油井生产工况分析等提供理论基础。

定向器是连续管钻井中实现定向作业的必备工具，其中电动定向器能够连续准确地调整工具面角，具有很大的技术优势，但受限于井下狭小径向空间和定向作业大扭矩要求，其关键部件齿轮减速器的设计成为研发的难点。设计了一种基于大扭矩电机和多级行星齿轮减速器相配合的电动定向器，对其行星减速齿轮进行了优化，以弯曲疲劳强度安全系数、接触疲劳强度安全系数和输出扭矩3个关键参数的乘积为优化依据，得到了在要求空间下的最优齿数比，并对其进行了有限元强度校核和实际承载能力的室内试验。研究结果表明，电动定向器两级行星齿轮减速器的实际承载能力超过800 N·m的设计目标，瞬时可达1 260 N·m，满足现场连续管钻井定向作业要求。该研究成果可对今后电动定向器设计和加工组装提供参考。

普光气田边部区块存在储层物性较差、具有边底水、完井后无法作业等问题。为解决这些问题，研制了一种酸化控水一体化装置，通过室内试验验证了该装置的性能及开启功能。室内试验表明，该装置的抗拉强度、抗压强度及单向注入阀抗外压密封性能满足入井试验要求。为使1～5 m³/min排量下产生的节流压差满足小于5 MPa的要求，建议单向注入阀当量直径为11.0～12.0 mm，总当量直径大于36.0 mm。该装置在普光气田高含硫气井（L−X井）开展了现场试验，一次入井成功，该井日产气量高达66×10⁴ m³，生产1.6年累计产气量2.8×10⁸ m³，液气比低至1.7×10⁻⁵ m³/m³。现场试验表明，采用该装置，一套管柱可解决既需要酸化又需要控水且两种工艺排量差异巨大的问题，在抑制边底水快速锥进、增加单井控制区域采出程度方面表现出积极作用，为需要酸化且后期无法作业的边底水油气藏提供了控水增产的工具及手段。

为了解天然气水合物开采过程中二次生成水合物对产气效率和开采安全的影响，运用流体动力学和有限差分法建立了直井降压开采天然气水合物二次生成的数值模拟模型，模拟了不同降压方式下水合物二次生成区域、时空演化特征以及生成量，结果显示：水合物分解前缘和水合物层交界处是二次生成水合物的主要区域；水合物分解前缘处二次生成水合物的时间通常更早，且离井筒越近，二次生成的水合物越多；二次生成水合物的量在开采初期先减小后增大，中期略有下降后稳定，后期由于热量供应不足导致二次生成水合物的量增大。降压方式对二次生成水合物有明显的影响，逐步降压法相对一步降压法可以控制水合物分解前缘处二次生成水合物的范围并推迟二次生成水合物的时间；一步降压法二次生成水合物的量与降压幅度呈反比；逐步降压法前期二次生成水合物的量与降压幅度成反比，后期成正比。研究结果可为天然气水合物开采方式的选择提供理论依据。

庆城页岩油储层纵横向非均质性强，脆性指数和储层压力系数小，需进行大规模体积压裂，但黄土高原地貌复杂，干旱缺水，大规模体积压裂存在供水不足的问题。针对以上问题，采用数值模拟方法优选了压裂增能模式，将内部井分为增能井与非增能井，以提高液体利用率，实现了兼顾增能与减水的目标；采用增能井与非增能井差异化压裂工艺参数，采取优化调整压裂顺序等措施，创新形成了结构化驱油压裂技术，不仅提高了井组内部地层能量、实现了缝控程度最大化，还改善了压裂用水供应不足的问题。该技术在庆城页岩油藏应用效果良好，与常规体积压裂相比平均单井节省压裂液5 000 m³，支撑剂1 200 m³，初期产油量提高1.1 t/d。研究表明，结构化驱油压裂技术能够实现降本增效，具有较好的现场推广应用价值。

针对目前常规聚合物驱存在注入过程中机械降解黏度损失严重、油藏深部调驱能力弱的局限性，借鉴医学、纺织、涂料等领域涉及的微胶囊技术，利用反相乳液聚合与界面原位聚合技术，将常规聚合物包覆在微胶囊外壳内，研制出新型靶向增黏驱油剂（TVP）。利用微观手段表征了TVP的破壳缓释过程，并对TVP缓释影响因素、抗机械剪切性能、缓释前后的阻力系数及驱油效果进行了研究。研究发现，TVP缓释前呈球形，平均粒径600～800 nm；微胶囊外壳在高温和高pH值下均可释放聚合物，聚合物释放后溶于水中形成网状结构；在5 000 mg/L质量浓度下，TVP可使水相增黏至30 mPa·s左右；在微胶囊外壳的保护下，TVP具有抗强机械剪切能力，剪切后黏度损失率仅3.3%；TVP缓释前注入岩心的阻力系数仅3.0左右，注入性能较好，缓释后注入岩心的阻力系数增至36.88，内提高采收率可达26.7%，具有良好的油藏深部扩波及能力和驱油效果。对TVP进行了现场试验，试验中3口注水井压力平均上升6.4 MPa，2口油井动液面上升，含水率降低，日增油4.4 t，注聚效果初见成效。研究结果表明，TVP作为新型驱油剂，在油田三次采油中具有显著提高原油采收率的潜力。

裸眼电缆测井经常发生电缆粘卡故障，且常规电缆防粘卡技术因井下粘卡识别准确率低，易发生电缆卡死的问题，严重影响测井时效及作业成本。对近几年海上油田发生电缆粘卡油气井的马龙头张力（CHT）和电缆总张力（TTEN）进行研究分析，发现通过CHT曲线和TTEN曲线的相关性可以直观判断井下电缆的状态。为此，将CHT和TTEN的相关系数作为电缆粘卡预警参数，根据发生电缆粘卡油气井的数据统计分析，确定了预警阀值，将电缆粘卡状态按低风险、中风险、高风险3个等级进行预警，并研制了WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统。在南海东部油田27井次的现场应用结果表明，该系统能够基于实时采集的电缆张力数据，实现电缆粘卡的颜色、声音实时预警，确保在“黄金3分钟”内采取有效防卡、解卡措施，大幅提高了复杂情况下裸眼电缆测井作业的一次成功率。研究与应用结果表明，WinchMonitor电缆粘卡可视化预警系统避免了因电缆粘卡识别不及时、不准确导致电缆卡死的作业风险，实现电缆粘卡“零打捞”，大大降低了电缆测井成本。

裂缝性地层钻井过程中井漏问题严峻，易导致产能降低和钻井安全事故。为此，综合考虑钻井液与天然气的物性差异、基质与裂缝间的耦合流动及裂缝开度的动态演化规律，建立了基于气液两相流动的裂缝性气藏漏失预测模型，并与实验数据进行对比，验证了模型的准确性；基于该模型，系统分析了气藏地质构造、基质参数、裂缝参数和井底压差等因素对漏失的影响规律，修正了传统统计学漏失模型，提出了适用于裂缝性气藏的漏失速率表征方法。研究结果表明，裂缝性气藏的漏失速率随着裂缝宽度增大呈对数函数增长，增长趋势先急后缓，随着井底压差和裂缝长度增大呈线性增长；发育有断层的裂缝性气藏的漏失速率随着裂缝宽度和井底压差增大呈指数增长，随着井眼与断层的距离增大呈对数式下降。研究结果为完善裂缝性气藏井漏规律和优选防漏堵漏技术提供了理论依据。

为明确单体聚合类凝胶在暂堵作业结束后的氧化破胶降解机理，开展了凝胶氧化破胶降解动力学研究。运用Horowitz-Metzger、Coats-Redfern和Flynn-Wall-Ozawa模型，计算得到超高强度凝胶（USGel）降解动力学参数，对比分析得到适合USGel的降解动力学模型；结合扫描电镜、傅里叶红外光谱分析等实验，揭示了破胶剂破碎降解USGel的机理，并得到低、中、高温修正后的降解预测模型。研究结果表明，该模型适用于预测USGel中高温降解时间；根据凝胶降解机理，破胶剂逐步消耗USGel酰胺基团的氨基（—NH₂）和羧酸基团的羟基（—OH）等化学键，聚合物分子链逐步断裂，最终USGel破碎变成液体。研究结果为改进油气井暂堵破胶技术提供了理论依据。

针对套管与地层胶结不良条件下地层纵波速度测量精度不足的问题，提出了一种相控消声过套管声波测井方法。该方法通过调整相邻接收换能器采集信号的相位关系，压制套管波并增强地层波信号。具体而言，在数据采集电路的信号调理模块中增加相控电路，实现信号的相位延迟与幅度调整，使相邻接收换能器采集套管波的到时与幅度相同，通过叠加抵消套管波，从而提升地层波信噪比。为验证方法的有效性，设计了相移电路并在实验室自由套管模型井中进行了试验，结果表明，该方法能有效压制套管波（幅度降低85%），并清晰识别出地层纵波，验证了其工程可行性。

水平井砾石充填过程中因砂桥形成导致桥堵，为提高旁通通道的过流截面利用率和工作可靠性，基于旁通分流砾石充填技术原理，研制大排量旁通筛管，优化旁通通道结构，将传统旁通筛管中的充填管替换为喷砂环，形成“喷砂环-输送管”结构。通过地面物模试验和现场试验验证，相比传统型旁通筛管，大排量旁通筛管在输送管过流截面扩大47.1%，沿程摩阻压降减少53.8%，在充填速率上较传统技术提高180%，应用井投产后360天内累积产油量提高31.2%。结果表明，大排量旁通筛管具有优异的旁通通道输送能力，可实现快速循环充填，有效减轻储层污染，减少砾石与地层砂的掺混，可为提高单井产量提供一种技术手段。

为解决常规水基钻井液防塌性能及抗温性能难以满足复杂深井勘探开发需要的难题，研制了表面水化抑制剂和纳米封堵剂，并通过其他处理剂优选和配比优化，形成了密度达 2.00 kg/L抗高温防塌水基钻井液体系。室内性能评价表明，该钻井液体系抗温达220 ℃，静置96 h后上、下部密度差仅为0.02 kg/L，抗岩屑污染3.0%以上，抗氯化钙污染0.6%以上，润滑性能与抑制性能稍差于油基钻井液，致密砂岩封堵率达到了85.6%。现场应用效果表明，该钻井液体系在高温深井中仍然保持良好的井眼净化能力，沉降稳定性好，井壁稳定性突出，润滑减阻性能优异。抗高温防塌水基钻井液体系为复杂地层深井超深井钻完井施工提供了技术保障。

海上探井获取储层流体通常采用电缆泵抽取样技术，特低渗气藏储层孔隙结构复杂，渗透性差，测压流度多在1.0 mD/(mPa·s)以下，采用电缆常规泵抽取样技术获取有效地层流体时效低、难度大，难以满足作业需求。为此，优选了取样探针模块，研究了大样筒结构改造、模块组合优化和特低渗储层泵抽压力恢复模拟分析等技术，形成了“间歇性泵抽和气垫联合作业”地层泵抽取样技术。现场应用表明，该技术可有效提升特低渗气藏储层取样成功率，同时缩短了单点取样时间，提高了作业时效。间歇性泵抽和气垫联合作业取样技术为海上特低渗气藏储量评价和经济有效开发提供了技术支撑。

为解决了传统化学防砂存在的储层伤害大、固结强度低和有效期短等问题，通过将交联反应基团和亲水性基团接枝到无机纳米SiO₂颗粒表面，结合水性固化剂复配形成了水基纳米溶液固砂体系，评价了其性能，结果表明，该固砂体系粒径中值为58 nm，对0.05～0.85 mm地层砂具有优异的固结效果，尤其对细粉砂适应性突出，固结强度达6～12 MPa，渗透率保留率为86.19%，满足40～120 ℃油藏防砂需求。辽河油田曙三区进行了5井次水基纳米溶液固砂体系固砂试验，防砂有效率达100%，防砂后产液和产油能力恢复至防砂前水平。研究和现场试验表明，水基纳米溶液固砂技术具有固结高强度、对储层伤害低和适应温度宽宽等特点，为疏松砂岩油藏防砂提供了高效解决方案，具有显著推广价值。

页岩储集层岩石致密、孔喉细小、渗透率极低，了解页岩渗流机理是提高页岩油气采收率的关键。为此，开展页岩岩心液氮（LN₂）低温处理试验和循环注CO₂吞吐试验，分析液氮低温处理后不同注气压力循环注气吞吐对页岩油采收率、岩心物性和油气两相相对渗透率的影响，明确处理前后微观孔隙结构的变化特征。试验结果表明，LN₂注入后页岩可产生313.5 MPa热应力，诱导微裂缝形成。LN₂汽化体积膨胀作用和循环注CO₂吞吐能够在微裂缝形成后在岩心中形成再加压机制，扩展诱导裂缝，提高渗流能力。CO₂吞吐采收率与注入压力成正比，超临界态CO₂首轮和3轮累计吞吐采收率比亚临界态CO₂高32.4%和34.9%，提高幅度达154.6%和101.7%。高压注CO₂所需的吞吐次数减少，产出油量主要来源于前2轮吞吐。与初始页岩岩心相比，超临界态CO₂循环吞吐后平均孔径增大幅度为176%，最大油、气相对渗透率分别提高了1.8倍和2.3倍。研究成果对页岩油气增产具有一定参考意义。

为实现油水界面等储层参数的实时监测和井筒生产的在线精确控制，基于瞬变电磁理论，建立了基于线源的套后储层监测系统，通过数值模拟仿真，分析套后储层监测系统基本特性和不同因素对线源套后储层探测性能的影响规律。仿真结果表明，将套管作为线源可施加更大的电流，二次场信号强度与线源电流呈正相关；线源适宜发射长度在300 m左右，套管壁厚越大，电场响应幅值越高。研究结果表明，基于线源的套后储层监测系统在15 m范围内有较好的油水界面识别能力，可为油气井在线监控和稳油控水提供有效的技术手段。