摘要：水力压裂是非常规油气田有效开采的重要技术手段。由于现场施工和储层地质条件的复杂性，压裂所产生的部分人工裂缝对产量贡献较小，增产效果不理想。因此，需要对压裂相关问题进行深入研究，优化施工参数。由于目前测量和实验手段的局限性，数值模拟是水力压裂研究的重要技术手段。本文采用二维水力裂缝数值模型，研究了大排量施工对复杂裂缝形成的影响、不同压裂方式下裂缝间距优化、多缝同时压裂裂缝形态控制、复杂裂缝形态形成条件等重要工程实际问题，主要包括:
　　(1)基于扩展有限元法，建立了水力裂缝扩展流固耦合模型，提出采用低应力差区域预测复杂裂缝分布的方法。研究了压裂过程中地应力大小和复杂裂缝区域的变化。计算了单缝和多缝压裂，排量对复杂裂缝区域的影响。结果发现，不同压裂方式下，大排量施工均能有效扩大复杂裂缝区域。参数敏感性分析指出，大排量施工对低脆性岩石所产生的复杂裂缝区域影响较小，初始地应力差是形成复杂裂缝的关键因素，裂缝的张开宽度与应力干扰程度取决于最小地应力;低渗透率储层裂缝所产生的应力干扰更大，有助于产生复杂裂缝。顺序压裂时由于应力干扰程度随着裂缝条数不断增加，后续裂缝所产生的复杂裂缝区域也在不断扩大。多缝顺序压裂大排量所引起的复杂裂缝区域扩大的效果远好于单缝压裂。
　　(2)水平井多段压裂的裂缝间距是施工中重要的可控参数。采用水力裂缝扩展流固耦合模型，模拟顺序压裂和同时压裂过程中，裂缝的形态和复杂裂缝区域的变化。计算发现，多缝顺序压裂，缝间应力干扰使得裂缝沿一侧发生偏转。减小裂缝间距，复杂裂缝区域扩大。而间距过小会导致部分裂缝在起裂和偏转的拐点位置发生闭合，无法加砂。缝间距优化综合考虑了复杂裂缝区域大小以及裂缝宽度能否加砂这两个因素。对同时压裂最优间距的计算发现，最优间距受弹性模量的影响较小，随地应力差的增大而减小。
　　对于水平井交替压裂方法，本文采用二维数值模型计算了支撑裂缝对周围地应力场的影响范围，并模拟了交替压裂过程。用地应力的方向预测压裂所产生的应力释放缝的分布。通过计算不同阶段压裂应力释放缝的分布角度，得到了所能形成的复杂裂缝的范围。计算结果显示，复杂裂缝区域面积随着裂缝间距的变化有一个峰值，与此对应的间距为最优裂缝间距。参数影响分析显示，最优间距随着地应力差的增加而降低，随着净压力的增加而增加。支撑剂的铺置对地应力分布以及最优间距有显著影响。
　　(3)水平井同时压裂中，裂缝间应力干扰作用使得裂缝发生偏转的同时，扩展长度和宽度也会受到抑制。本文基于扩展有限元法建立了多孔介质裂缝同时起裂的数值计算模型，模型考虑了压裂过程中各裂缝压裂液注入流量的动态分配。研究了地质参数和施工参数对裂缝几何形态的影响。研究发现，地应力差是裂缝形态的控制因素，地应力差不同，中间裂缝起裂扩展会受到抑制或在注入点位置发生闭合;地应力差较大时，减小排量和增大孔眼摩阻有助于促进中间裂缝扩展。通过对可控因素调节，建立了对裂缝形态的控制的方法。
　　(4)复杂裂缝形态的模拟对页岩气开采具有重要意义。本文采用基于有限元法的复杂裂缝网络模型(GEOS)，研究不同地质参数对裂缝扩展的影响。计算结果发现，地应力和天然裂缝是复杂裂缝形成的控制因素。平行分布的天然裂缝，人工裂缝往往沿着天然裂缝的方向扩展，且裂缝形态单一，无法形成复杂裂缝。垂直相交分布的天然裂缝有助于人工裂缝分叉，形成复杂裂缝。人工裂缝扩展的形态不仅与地应力差有关，还受地应力的绝对大小影响。地应力或地应力差较大时，会抑制人工裂缝分叉和扩展，难以形成复杂裂缝。
　　本文所提出的数值模型、分析方法和研究结果，可以为非常规油气藏水力压裂施工设计提供一定的参考，以优化施工参数，提高产量。

摘要：大庆长垣扶杨油层位于白垩系下统泉头组，渗透率一般在0.5～2.0mD，属于低孔特低渗砂岩油藏。本文主要立足松辽盆地大庆长垣高台子油田M区块扶杨油层超前注水开发试验区，从超前注水的地质适应性入手，对区块超前注水的技术界限进行了研究，评价了超前注水的开发效果，提出了开发调整对策。通过研究应用，取得了以下成果和认识：
　　(1)特低渗透砂岩油层超前注水技术界限研究主要考虑以下几点:合理的井网井距、合理井底压力、合理地层压力保持水平。合理井距一般为200～300m;采油井的井底流压不宜低于原始饱和压力的70.0％;超前注水地层压力保持水平与原油流度成反比。
　　(2)高台子油田M区块扶杨油层天然裂缝不发育、孔隙度小、渗透率特低，喉道半径小，渗流阻力大，压力传导速度慢，启动压力梯度大，具有较强应力敏感性，适用超前注水技术。但储层为中等偏弱～强水敏，超前注水过程中应有针对性地优化超前注水工艺。
　　(3)通过渗流力学、数值模拟和生产动态评价研究，确定了高台子油田扶杨油层超前注水技术注采参数界限:单位厚度超前注水量150m3，超前注水倍数为0.02PV～0.04PV，超前超注时间60-80天;合理注采比为1.6;合理采液速度为3.0％，合理呆油速度为1.2％。
　　(4)油藏工程方法确定M区块扶杨油层超前注水技术注采井网界限:最佳井网密度为27.0口/km2，井距小于350m，排距小于150m。区块实际井距300m，排距80m，井网密度37.93口/km2。实际注采井网对砂体的适应性较好，但排距偏小，井网密度偏大，经济效益差。剩余储量开发时可以根据砂体发育规模，将排距扩大到100-150m。
　　(5)M区块扶杨油层注水井目前井口注水压力16.72MPa，有一定的提压空间;目前阶段油井平均流压2.74MPa，低于合理井底流压;目前阶段地层压力18.17MPa，低于合理地层压力。说明尽管区块采用超前注水技术，但油水井之间仍没有完全建立有效的驱动关系。需要对区块采取对策，改善油水井间注采连通关系，保持超前注水开发效果。
　　论文提出的M区块超前注水技术界限，可以适用于大庆长垣扶杨油层和天然裂缝不发育、原油粘度高、流度低、低孔特低渗透砂岩油层。

摘要：随着我国油田数字化逐步向智能化不断迈进，基于物联网的油气生产监控系统已成为各大油田智能化建设的主要趋势。数字化与智能化油田井场生产监控的关键是井场数据采集、传输及控制，其核心是井场远程终端设备（RTU，Remote Terminal Unit）。因此，研制油井智能RTU在数字化与智能化油田监控具有重要的现实意义和应用价值。
　　针对数字化与智能化油田井场监控技术特点，结合辽河油田数字化井场监控系统项目要求，对油田井场生产工艺与井场监测设备以及数字化井场监控系统进行分析，确定油井智能RTU功能需求与技术指标。研制以ARM嵌入式系统为核心的RTU，智能RTU具有主从站工作模式，通过 ZigBee实现主从 RTU多井自组网。硬件上，采用STM32F407ZET6、ZigBee与以太网通信模块，进行采集与控制电路、通信电路以及数据存储电路设计。软件上，采用移植UC/OS-II操作系统，开发下行任务、上行任务、PC通信任务、数据存储任务及智能报警及控制任务等子程序，实现 A11-GRM协议的多端口通信。最后，进行智能RTU的软硬件调试与运行测试，完成了智能RTU的应用功能与效果分析。
　　实际应用表明，油井智能RTU能够准确采集油井仪表数据并传输至生产监控中心，实现了主从RTU多井自组网及A11-GRM协议的多端口通信，并支持故障报警及控制，在数字化与智能化油田井场监控系统中发挥重要作用。

摘要：南梁西区长4+5油藏从2007年注水开发。随着注水开发时间的延长，目前最主要的开发矛盾有以下几个方面：1主力油层长4+51层注采对应关系差，井网控制程度有待提高。2剖面吸水不均，层间矛盾突出。并且南梁西区为多油层开发，为提高区块开发效果，解决开发中存在的问题和矛盾，必须开展油藏开发评价，为制定合理的注水开发政策打下坚实基础。
　　本文首先对油藏进行了地质描述。然后针对南梁西区油田长4+5油藏多年注水开发历史，利用生产动态资料和试井资料，研究油田开发不同阶段分区含水率上升规律，油井产能变化特征与见水规律，油藏压力保持水平与变化特征。利用现代油藏工程方法，采用多种水驱规律分析方法，系统地进行水驱储量动用程度、水驱效果、水驱采收率变化等水驱开发效果评价。最后建立长4+5油藏数值模拟模型，开展自油田投产以来的开发生产历史拟合。研究长4+5油藏、地下油水运动规律，揭示控制油水运动的地质开发因素，指出现有生产矛盾的主导原因，评价现有井网的适应性。
　　综合分析认为长4+5油藏注水储量动用程度低、水驱波及系数低和油井注水见效率低；下步的主要技术对策是精细分层注水和井网加密调整。

摘要：随着物联网技术的应用，我国数字化油田快速发展并逐步迈向智慧化油田。数字化油田井场监控系统是数字化与智慧化油田的前端支撑，长期运行在苛刻的野外环境下，对系统的可靠性提出了较高的要求。针对油田井场监控系统进行可靠性研究，并对系统进行优化设计具有重要的意义。
　　本文以环江作业区某丛式管输井场为对象，结合环江作业区数字化油田井场生产工艺与设备特点，提出井场监控与可靠性需求，并对井场监控系统架构及各子系统的设备与主要故障进行详细分析。对井场监控系统可靠性因素进行分析，采用故障模式影响分析法（FMEA）对监控系统可靠性进行定性分析，确定影响监控系统可靠运行的故障模式、故障原因，并针对各故障模式提出相应的补偿措施，得到25类对井场监控系统影响严重的故障模式。采用模糊故障树分析法（Fuzzy Fault Tree Analysis）对监控系统可靠性进行定量分析，依据影响监控系统运行的故障因素建立故障树，分析确定井场监控系统故障概率发生区间在4.3830×10-3到4.9594×10-3；计算基本事件模糊概率重要度，确定井场监控系统故障发生时，影响较大的故障因素。针对监控系统故障多发点及设备隐患进行优化设计并提出可靠性改进建议，从而降低监控系统故障发生的概率，提高井场监控系统运行可靠性。
　　通过对井场监控系统可靠性研究，确定了井场监控系统故障发生的最直接原因，降低和预防井场监控系统故障发生；根据分析结果提出系统优化设计，有效提高了监控系统可靠性，为确保井场监控系统安全、可靠运行提供了科学依据；该研究也为完善和改进数字化油田监控系统提供理论依据，具有借鉴和推广价值。

摘要：目前压裂技术已经广泛用于低渗油田的储层改造中，而胍胶压裂液是压裂液的主流体系。由于其返排液组成性质复杂，处理难度较高，已经给油田开发现场带来无法避免的污染。另外胍胶压裂液的配置需要大量的淡水资源，给一些边远缺水地区带来了一定的经济压力。所以胍胶压裂返排液的重复利用一直是油田开发的热点和难点，针对胍胶压裂液返排液不能有效进行回收再利用这一现状，返排液重复利用的影响分析和消除方法研究，具有非常深远的意义。
　　本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合对现场压裂液返排液的组成性质进行了综合分析，明确了压裂返排液中主要成分的含量和理化性质特征；然后通过单因素实验研究，确定出影响胍胶压裂返排液重复利用的主要因素，并且研究这些主要因素的影响机理为消除这些不利因素做基础准备。通过“臭氧氧化-絮凝沉降”预处理和合成缓速交联剂来消除胍胶压裂返排液中影响重复利用的主要因素，最后形成了一套胍胶压裂返排液重复利用工艺。
　　研究结果表明：（1）胍胶压裂返排液具有体系稳定、高pH、高含铁和低矿化度的特点。（2）影响胍胶压裂返排液回收利用的主要因素为 pH值、Ca2+、Fe3+、残余交联剂和固相颗粒。（3）采用“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”处理可以消除pH值、Fe3+、Ca2+和固相颗粒对胍胶返排液重复利用的影响。（4）“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”预处理的方法为：臭氧氧化30min、PAC加量为800mg/L、助凝剂PAM为4mg/L，絮凝沉降30min。处理后压裂返排液pH为6.32、悬浮固体的去除率为98.95％、总铁含量1.61mg/L。（5）缓速交联剂的合成方法：第一步反应为14.9g羟乙基乙二胺，8.9g环氧氯丙烷，5g氢氧化钠，反应温度50℃，反应时间为8h制备中间体；第二步反应为23.8g中间体中加入50g硼酸混合酯，加入10g季戊四醇和5g的氢氧化钠处理，加热升温至150℃反应大约2h,减压反应1h出料，加水16.1mL搅拌均匀即可。（6）“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”处理后的返排液，改变交联剂，形成的压裂液冻胶体系，在温度80℃、剪切速率为170s-1下，压裂液粘度在185mPa·s左右；在温度80℃、破胶时间为2h，破胶液粘度为2.37mPa·s，残渣质量浓度为325mg/L。返排液重复利用基本满足压裂液性能要求。（7）确定出一套“臭氧氧化-絮凝沉降-过滤”的压裂返排液重复利用工艺。

摘要：潜油泵采油系统效率高，能耗低，在国内外得到广泛应用。内置电缆的连续抽油管，作为潜油泵采油系统中重要的组成部分，会改变原油采收过程中的流动特征，直接影响潜油泵的选型及采油作业效率。因此在实际深井抽油过程中有必要对内置电缆连续抽油管内的流体流动进行研究，以便对现场采油装置及参数的选择提供依据。
　　首先建立无电缆连续抽油管和内置电缆连续抽油管内流体流速、压降的理论分析模型，在此基础上，在流量恒定为0.890 m3/h的情况下，进行了无电缆、内置同心电缆连续抽油管内原油流场数值模拟，得到电缆对管内流体流态影响不大，流速降低，压降增大。并分析了入口流量从0.099 m3/h增加至2.070 m3/h时，流场的变化规律。当内置电缆弯曲度从0.000增加到0.990时，得到出现二次流的最小电缆弯曲度为0.297，且宽间隙处流速峰值逐渐增大，窄间隙区流速峰值逐渐减小。在内置电缆弯曲度为0.594时，随着弯曲井段长度由3m增加到80m，连续抽油管内宽间隙处流速峰值、窄间隙区流速峰值基本不变，但压降的增大。同时进行了原油流动实验，通过观察无电缆、内置电缆连续抽油管内流体流动的流态、监测对应工况下的压力的变化值，得到的实验结果与数值模拟结果、理论计算值基本吻合，验证数值模拟计算结果的可靠性。
　　本文的研究获得了内置电缆对连续抽油管内原油流动状态的影响规律及内置电缆连续抽油管内流体流动的影响因素，对以后在钻井工程以及其他领域中遇到此类问题的研究具有现实意义。

摘要：井下电脉冲增产作为一种新开发以提高油田采收率的技术，在采油井和注水井的解堵增产方面有着广阔的应用前景。井下脉冲放电增产技术能有效地解除钻井、完井、采油等一系列施工过程中对地层油气通道的污染和堵塞，使油层产生微裂缝，提高油层渗透率。
　　本文基于液电效应主要研究高压电脉冲解堵技术的原理、特点；具体分析新型电脉冲解堵装备如何在理论背景支持下完成从放电到产生冲击波再到造缝的解堵流程；对井下解堵装备的整体结构和各个模块进行研究，并对关键技术点做出详细论述，如：充电单元、储能单元、放电单元等部分；与此同时对解堵设备的电极结构进行仿真，找出合适的脉冲放电电极。
　　本文主要探究不同放电间隙、不同介质、不同充电电压对井下脉冲放电产生的冲击波幅值的影响。为此，搭建了一套放电解堵实验平台，对不同介质下、不同充电电压下以及不同放电间隙下进行了实验研究。实验结果表明：球-球型电极油水中冲击波强度比自来水中高，板-板型电极油水中冲击波强度依然比自来水中高，说明该设备在油水介质中使用效果最好；在油水条件下充电电压越高，产生冲击波幅值越大；一定条件下电流陡度对冲击波幅值基本没有影响；采用高电压、小电容可提高冲击波峰值，但脉宽较短，破坏效果较差；其他条件相同，在一定电极间隙内，电极间距越大，冲击波幅值越高。

摘要：智能井井下监测设备获得的生产数据携带了大量的油藏信息，这些信息对我们认识油藏、解释油藏状态以及生产优化控制具有不可估量的价值。但由于各种因素的影响，数据中会存在一些噪音，甚至是异常的数据。为了提高数据的真实性，必须对监测数据进行处理，从而得到较为准确的数据。准确的监测数据才能真实可靠地反映油藏动态变化，将这些数据应用到油藏实时拟合中，可及时地更新油藏模型，有利于获取油藏的流动状态，更好地实现智能井的优化控制。
　　本文以处理智能井井下监测数据为基础，以智能井油藏实时拟合为手段，为真实而准确地获取油藏参数提供了一种新思路。首先，利用 Thompson的异常值检测算法检测数据中的奇异值点；其次，基于小波理论，结合MATLAB软件用wden函数对去除异常值后的数据做降噪处理；接着，使用MATLAB软中的自带函数wdencmp函数对数据做压缩处理；最后，深入剖析集合卡尔曼滤波拟合技术，通过序贯高斯模拟方法生成初始油藏模型集合，并结合Eclipse设计智能井油藏实时拟合软件，利用该软件验证EnKF在智能井油藏实时拟合中的作用，同时研究了影响拟合效果的敏感性因素。
　　结果表明：井下监测数据经处理后，噪音水平明显降低，数据冗余度大幅减小，且数据的真实变化趋势和细节特征都被完整地保留了下来，为油藏实时拟合提供了可靠的数据基础。通过油藏实时拟合可得到更为真实的油藏参数，使我们更正确地了解油藏，为油藏的生产优化控制奠定坚实的基础，同时也对合理油藏开发方案的设计提供了重要依据。这些工作有助于我们进一步认识油藏，改善油藏模型，使其能更正确地反映油藏动态，对合理、准确制定油藏生产优化控制策略起着至关重要的作用。

摘要：本文利用大量的钻井、测井、岩心分析和生产动态资料，采用多学科综合分析的方法，对姬塬油田H219区长9油藏的构造特征，沉积微相与砂体展布，储层的岩性、物性、非均质性特征和“四性关系”进行了深入分析，在此基础上，划分了储层的流动单元，探讨了流动单元对注水开发的影响，取得以下主要认识：
　　1.根据沉积旋回，研究区长91油层亚组可划分为长911、长912两个小层，油层主要发育在长911小层，长912小层以水层为主。
　　2.研究区构造面貌较为复杂，表现为受断层影响的单斜构造，区内发育7条呈NW-SE向展布的正断层，多以地堑式组合出现，断层对油藏分布具有一定的控制作用。
　　3. H219区长9油层组为一套三角洲平原亚相沉积，主要发育分流河道、天然堤和分流间洼地三种微相。油藏范围内以分流河道沉积为主，呈 NW-SE向展布，砂体厚度较大，一般为20~35m。
　　4.储层岩性以长石砂岩为主，粒度以细砂岩、中-细砂岩为主，储层物性总体较差，属低孔-特低渗透层，孔隙类型主要为原生残余粒间孔，孔隙结构类型主要为中孔-中细喉型及小孔细喉型。储层具有较强的层内及平面非均质性，岩性、物性夹层较发育。
　　5.选取流动层带指数（FZI）作为流动单元划分的参数，对研究区长9储层进行了单井流动单元的划分，结合沉积微相、构造及生产动态资料分析了流动单元的平面分布。结果表明，长911储层总体以III类流动单元为主，无I类流动单元发育。II类流动单元在平面上呈土豆状和豆荚状分布，分布范围不大，主要位于研究区中部，其砂体位于河道主体部位，岩石颗粒较粗，泥质含量较少，孔道间连通状况好，孔隙度、渗透率均较高。IV类流动单元主要出现在分流河道侧翼部位，岩石颗粒较细，且泥质含量较高，孔道间连通状况差，孔隙度、渗透率较低。
　　6.流动单元对油井产能及油水运动规律具有明显的控制作用，表现为II类流动单元井的初期产液量、产油量较高，提高单井产能的目标是保持其稳定的产量。IV类流动单元井的初期产液量、产油量最低，是需要进一步调整挖潜的潜力区。III类流动单元井产液量、产油量居中，该类流动单元内注水开发水线推进较均匀，采出程度相对较高，在合理控制注入量和注入压差的情况下，可适当提高注水的强度，提高此类流动单元的开发效果。

摘要：随着石油勘探技术不断发展，测井仪器也在不断的更新换代。阵列感应测井仪器是目前最有效的电阻率测井仪器之一，它能够提供丰富的地层信息，对准确评价油气储藏具有重要作用。本文研究一种三频率阵列感应测井的信号处理方法，包括三频率测井信号趋肤效应校正、信号聚焦合成滤波器设计以及不同探测深度分辨率匹配滤波器设计，研究结果为三频率阵列感应测井仪器的研制和设计奠定了理论基础。本文的研究包括以下五个方面。
　　第一部分首先分析阵列感应测井的基本原理，给出本文所选仪器的结构参数。其次从三线圈系引出感生电动势、视电导率和趋肤效应等基础理论知识。最后从Gianzero几何因子出发详细研究了三频率阵列感应测井仪器一维、二维探测特性和均匀地层响应特性；从不同阵列、不同工作频率和不同地层电导率三个方面讨论了仪器纵向分辨率以及径向探测深度的变化规律。
　　第二部分研究了三频率阵列感应测井信号趋肤效应校正方法。首先讨论了目前几种趋肤效应校正方法并分析了这些方法的利弊。其次从频率与视电导率的关系提出适合三频率阵列感应测井仪器趋肤效应校正的方法，研究三频率趋肤效应校正方法的理论基础及实现原理。最后比较两种不同三层地层模型趋肤效应校正后曲线与无趋肤效应影响曲线差值大小，验证三频率趋肤效应校正方法的适用性。
　　第三部分研究三频率测井信号聚焦合成滤波器设计问题。首先研究了聚焦滤波器设计原理、目的函数的选取、相关函数的应用以及设计滤波器过程中遇到的问题和解决方法。其次分析软约束等条件对滤波器约束方法。最后设计出对应15个背景电导率的7种不同探测深度的真分辨率聚焦合成滤波器。
　　第四部分是通过特定模型信号处理测试和完善聚焦合成滤波器。首先利用所设计的聚焦合成滤波器处理15个背景电导率7个探测深度模型的正演数据，合成不同探测深度、不同纵向分辨率的测井曲线，从合成的结果判断滤波器设计是否合理，调节滤波器的约束参数对所设计的滤波器进行完善。其次对7个不同探测深度、不同分辨率的曲线进行分辨率匹配，得到分辨率一致的测井曲线。
　　第五部分是计算机仿真。首先给出了整个信号处理过程的算法设计，其次对电导率对比度为10和100的21层地层模型以及Oklahoma地层模型进行信号处理仿真。验证了研究算法和设计滤波器的适应性。

摘要：水平井技术越来越受到石油业界的关注，已成为最重要的油田开发技术之一，代表了新世纪石油技术的发展方向。水平井技术在给油气田开发带来巨大效益的同时也给测井等工程技术带来了新的课题。在水平井条件下，地层界面与井眼轨迹接近平行，感应测井仪器响应随地层电导率的变化规律与垂直井相比具有较大差别。直井中基于几何因子的信号处理方法不再适用，必须通过建立三维正演数值模拟方法进行研究。本文选择高分辨率阵列感应测井仪（HDIL），利用 COMSOL多物理场有限元软件进行正演计算，建立水平井信息库。计算在不同地层参数和几何参数时水平井响应特性，并对钻遇断层时水平井响应特性进行分析。最后设计了基于信息库的反演方法，并将该方法应用于实际生产中，取得良好的效果，为水平井中阵列感应测井解释提供理论依据。研究内容主要为以下五部分。
　　第一部分主要论述了建立数值计算模型过程和阵列感应测井仪器结构。首先分析了实际水平井的地层结构特征，基于COMSOL软件建立了三层地层模型结构阵列感应测井水平井模型，并详细阐述了建模中网格剖分的流程及处理方法，将计算得到数值解与解析解比较后确定模型的适用性。最后对高分辨率阵列感应测井仪器HDIL的线圈系结构及主要技术指标做了说明。
　　第二部分研究了水平井中阵列感应测井快速正演和响应信息库建立的方法及过程。首先通过分析大庆油田的地层信息确立了响应信息库的主要参数及其计算范围，然后设计六参数插值方法快速计算响应。最后分析了不同类型井眼轨迹中不同子阵列及不同频率时的响应曲线变化规律，为反演方法的设计提供依据。
　　第三部分对钻遇断层水平井中阵列感应测井响应特性进行研究分析。首先研究钻遇断层水平井模型及网格剖分，然后详细分析了断块地层中断层位置、断层面倾斜角、断距以及地层电导率对比度等因素变化时的测井响应变化规律，提出了利用曲线响应特征预测断层位置和估算断层倾斜角度的方法。
　　第四部分研究了基于信息库的水平井阵列感应测井反演方法及应用。首先分析了常规阵列感应测井反演方法的数学模型和迭代方法，确立基于响应信息库的反演方法，然后对测井响应进行井眼轨迹和地层电导率反演结果分析。最后，以肇平6水平井为例，分析了基于信息库的正反演方法应用效果。
　　第五部分开发了水平井阵列感应测井正反演应用软件。基于MATLAB/GUI平台，编程设计了水平井快速正反演软件，可以实现给定三层地质模型和井眼轨迹，快速绘制沿所设井眼轨迹的测井响应；给定三层模型工作频率、仪器相对倾角、目的层厚度、目的层电阻率、上围岩电阻率和下围岩电阻率中的任意5个参数，实现计算测井响应随剩余1个参数变化的响应特性，可用于制作三层模型响应图版；给定测井响应和模型参数，可实现地层参数和几何参数的快速反演。软件界面友好，可以满足工程需求。

摘要：本课题针对低渗透、深层高温储层在压裂施工过程中压裂液在高温剪切条件下因破胶等原因无法保证足够的携砂粘度而顺利压裂施工等问题。通过对中心原子、配体、催化剂等的筛选，确定以硼砂、氧氯化锆、柠檬酸、三乙醇胺等为原料合成得到了高温压裂液用复合交联剂OBZC-6，并对其合成方法及条件进行优化。交联剂OBZC-6为淡黄色透明液体，长期保存状态稳定，交联时间可调，耐温耐剪切性能良好，可以达到151℃，在150℃，170 s-1剪切1 h，粘度仍保持65.4 mPa·s。
　　使用正交实验对中间体合成的物料配比、反应条件以及羟丙基胍胶改性的反应条件进行优化得到改性胍胶GHPG，分别通过红外光谱、核磁共振氢谱对中间体及改性后的胍胶进行了结构表征，并对其性能进行评价。实验表明，改性后胍胶GHPG各项性能均有所改善，0.6％基液粘度达到95.31 mPa·s，交联冻胶初始粘度1782.3 mPa·s，粘弹性良好，可挑挂。
　　通过对稠化剂、交联剂、温度稳定剂、杀菌剂、交联促进剂、助排剂、粘度稳定剂、破胶剂进行筛选并对配方进行优化得到高温压裂液体系配方。基液：0.6%稠化剂+0.2%温度稳定剂+0.2%交联促进剂+0.1%杀菌剂+0.06%助排剂+1.0%粘土稳定剂；交联剂：有机硼锆交联剂OBZC-6，交联比100:0.3；破胶剂：JN-160，用量0.2%。并对该高温压裂液体系进行了耐温性能、耐剪切性能、滤失性、流变性、粘弹性、破胶性能、残渣含量及对岩心的伤害等各项性能评价。实验结果表明：高温压裂液体系各项性能指标均满足石油天然气行业标准SY/T6376-2008《压裂液通用技术条件》中的相关要求，耐温163.8℃，耐温耐剪切性能良好，适用于160℃压裂施工需求。

摘要：结垢是油田注水开采过程中非常严重的问题之一，受压力、温度的变化以及热力学不稳定性的影响，成垢离子在流动过程中结晶沉淀。结垢过程比较复杂，现阶段的实验研究主要侧重于热力学分析，因此，研究注水系统无机垢形成动力学对油田结垢过程预测准确性的提高和防止危害的发生具有重要作用。
　　本文采用离子色谱法、滴定法、分光光度法分析油田水中的离子。使用结垢趋势预测模型Oddo-Tomson饱和指数法和饱和系数法预测油田水的结垢。Oddo-Tomson饱和指数法结垢预测准确性优于饱和系数法。在不同温度、pH值、压力、流速条件下，通过离子色谱法和滴定法测定模拟油田水成垢离子浓度，确定多组分结垢竞争性，得出无机垢结垢过程的动力学方程。拟合出的结垢动力学方程为y=y0+Ae?a??/t。温度对反应速率有促进作用，升高温度有助于生成碳酸钙垢。pH值越大越容易形成碳酸盐垢，一般情况下，当pH值小于7时，抑制结垢；pH值大于7时促进结垢。流速在0.726 m·s-1时结垢严重。增加压力对油田水结垢趋势有一定的抑制作用。

摘要：大量的研究表明，岩石是一种很复杂的多孔介质。岩石类型和粒度、孔隙结构、断裂比、泥质含量等对岩石的渗透率、孔隙度等有直接影响。分析岩石微观结构特征，并形成一套有效的岩石微观结构特征提取与分类方法，为油气藏的研究、勘探和开发提供有保障的科学依据，这对油气田的开发研究具有重要现实意义。本文聚焦当下热点的深度机器学习方法，尤其是卷积神经网络，结合离散余弦变换、离散小波变换的相关理论，针对岩石图像分类的问题进行研究，主要工作及取得的成果如下：
　　首先，在不同训练迭代次数下对卷积神经网络进行训练、验证和测试，提出一种卷积神经网络岩石图像分类框架，并基于这个框架对分别经过亮度调整、某些几何变换和加入噪声后的岩石图像进行分类测试，获得了一定的分类准确性。其次，提出基于离散余弦变换的卷积神经网络岩石图像分类框架，并基于其对原岩石图像以及经过亮度调整、某些几何变换和加入噪声后的岩石图像进行分类测试，其分类错误率低于上一种分类框架，且训练时间约为上一种框架的0.46倍。最后，提出了基于离散小波变换和离散余弦变换的卷积神经网络岩石图像分类框架，并用它分别对原岩石图像以及经过亮度调整、某些几何变换和加入噪声后的岩石图像进行分类测试。这种框架的训练时间约为第二种框架的0.31倍，其分类错误率约等于第二种框架。
　　通过比较，基于离散小波变换和离散余弦变换的卷积神经网络岩石图像分类框架是训练时间短且分类错误率低的岩石图像分类框架。它用少量系数代表岩石图像，从而缩短了框架的训练时间，且将岩石图像变换到频域中提取有效特征，并基于此特征对岩石图像进行有效分类。

摘要：长庆油田上古生界储层气藏是鄂尔多斯盆地主要的勘探地区之一，研究鄂尔多斯盆地苏里格地区的储层孔隙结构特征将有助于地质储量的预测并指明油气的开发方向。石油和天然气的勘探开采中，分析岩石薄片显微图像是研究储层微观结构的重要手段。岩石图像分类是岩石特性的研究基础，在地质研究中有举足轻重的地位，论文研究的目标是提高高分辨率下海量岩石数据的分类准确性。
　　深度学习中的深度信念网络模型能对数据进行从低层到高层的特征提取，它结合了非监督学习和监督学习的优点，对高维数据具有较好的分类能力。论文将深度学习应用到特征复杂的岩石微观图像领域，建立了深度信念网络的岩石图像分类模型。
　　论文前期研究主要完成了鄂尔多斯盆地铸体薄片的图像采集和图像拼接工作，为后续图像分类工作的开展做准备。选择了合适的特征提取方法，并将其结合应用到深度信念网络岩石薄片图像分类模型中。实验结果显示分类准确率达98.75％，较其他传统分类器有更好的分类效果。论文的研究工作建立了高分辨率岩石显微图像的深度学习分类方法，对大视域高分辨率岩石图像的获取也有重要的参考价值，有助于推进油气藏勘探开发等相关研究。

摘要：本研究针对传统小生境遗传算法初始半径难以确定而引起的“早熟收敛”问题，导致种群的多样性流失，提出一种自组织特征映射的改进小生境遗传算法。首先，通过自组织特征映射网络对种群进行自适应聚类，并根据粒子与聚类中心间的距离来确定是否生成新的类中心。然后，在初始聚类后的不同小生境内应用轮盘赌策略选择出特征优良的个体来执行遗传操作，以尽可能多地搜索出多个局部最优解，为问题的解提供更多的可能性，进而找出问题的全局最优解。最后，通过Benchmarks函数对算法的性能进行评价，结果表明，改进后的小生境遗传算法具有良好的收敛性，并且能够对种群样本的特征多样性进行很好的维持。
　　目前，易开发的油田日渐稀少，如何选择合理的布井方案，已成为油田投产前人们关注的焦点，并受油田开发过程中遇到的某些具体问题的启发，将这种改进的小生境遗传算法应用到油藏评价中，视注水井井位坐标为决策变量，建立布井优化模型来确定净现值目标函数，以“少井、高效”为原则，在区块内寻找合理井位，实现了油藏开发净现值为最大目标。

摘要：双亲水基单疏水链表面活性剂以其优良的溶解性和稳定性，卓越的分散能力、漂洗能力和抗硬水能力广泛的应用于洗涤剂领域中。但是，目前此类表面活性剂的种类依然较少，已限制了其应用范围。本论文从分子设计的角度出发，合成了两系列共7种Y型双亲水基表面活性剂，并分别对各产物在增溶、泡沫和乳化方面的性能进行了探索。
　　分别以十二胺，十八胺为原料，通过Michael加成与酰胺化缩合反应合成了一类Y型端氨基表面活性剂（PA-12、PA-18），产率达到90％。分别以十二胺，十八胺，壬基酚为原料，通过亲电取代反应合成了一类Y型端羧基表面活性剂（CY1-12、CY2-12、CY1-18、CY2-18、BZCY）。同时借助IR光谱和ESI-MS技术验证了所合成的化合物为目标产物。
　　采用吊环法测定了各产物的表面张力，同时考察了温度和无机盐对表面活性的影响。结果表明，端氨基表面活性剂中PA-12的表面活性较高，其γcmc为30.65mN/m，cmc为0.15mmol/L；端羧基表面活性剂系列中BZCY的表面活性最好，其γcmc为30.029mN/m， cmc为0.89mmol/L；随着温度的升高，表面张力逐渐降低，但临界胶束浓度的变化恰恰相反；无机盐对端氨基表面活性剂没有影响，但是显著提高了端羧基表面活性剂的表面活性。
　　采用旋滴法测定了各产物的油/水动态界面张力。结果表明，PA-12和BZCY降低油/水界面张力的效率最好，均可达到10-2mN/m数量级。同时考察了BZCY与SDS不同配比的复配体系的界面活性，发现当总浓度为0.3%，质量比为30:1时，复配体系可将油/水界面张力降至10-3mN/m数量级。
　　利用不同的技术分别考察了各产物对乙酰水杨酸的增溶能力，同时研究了各产物的泡沫性能和乳化性能，并探索了无机盐浓度和醇对泡沫性能的影响。结果表明，采用固体分散技术，PA-12对乙酰水杨酸的增溶效果最好；端羧基表面活性剂BZCY的起泡性最好，CY1-12的稳泡性最好，且起泡性和稳泡性均随无机盐浓度的增大先增加后降低，同时异丙醇显著提高了泡沫的起泡性，而乙醇提高了稳泡性；端氨基表面活性剂PA-12对脱硫煤油的乳化效果最好。

摘要：泡沫酸化技术可以有效缓解常规酸化过程中酸岩反应速度过快，酸化效果不均以及酸化后含水量上升等问题。泡沫酸化可以使酸液进入低渗透层和油层，控制酸化后含水量的上升，使酸液达到转向分流的目的；但通常的泡沫酸化技术需要气源和注气设备等，增加了酸化施工的成本。
　　本文围绕泡沫酸化技术，利用酸液与碳酸岩反应放出的CO2为气源在储层中形成泡沫酸。同时使用气流法，岩心驱替实验装置等对泡沫酸的配方及缓蚀性能做了研究，并得出以下几点结论：
　　（1）以CO2为气源；通过加入不同的酸液添加剂组成稠化酸，复配酸，常规酸体系；并在三种酸液体系中加入不同起泡剂进行评价。实验得出在三种酸液体系中，起泡剂OP-10的泡沫综合指数最高；在常规酸和稠化酸中添加量为0.6％，在复配酸中添加量为0.45%时，就有较强的起泡性能，稳泡性能，耐矿化度和耐温性能。稠化酸和复配酸中相同浓度起泡剂的泡沫综合指数优于常规酸。
　　（2）通过泡沫酸与碳酸盐岩屑的溶蚀实验可以看出，相同时间内泡沫酸的溶蚀率比酸液基液的溶蚀率小4%—10%左右，但温度越高，溶蚀速度越快；这说明泡沫酸有一定的缓蚀作用，可以有效的防止近井壁地带由于酸岩反应过度导致垮塌，并且可以对地层深部进行酸化。通过泡沫酸与20＃钢腐蚀挂片的反应可以看出，泡沫酸的腐蚀速度低于酸液基液的腐蚀速度，且不会出现点蚀现象。在三种酸液体系中稠化酸与复配酸的腐蚀速度均低于0.4g/m2h。
　　（3）通过单岩心暂堵和双岩心分流实验表明，实验所配置的泡沫酸溶液可以依靠酸岩反应自生CO2气体形成白色乳状液状态的泡沫。所产生的泡沫酸可以有效封堵含水岩心，对含油岩心的封堵能力很弱。对渗透率极差为8左右的并联岩心进行驱替，泡沫酸会优先封堵高渗岩心，使酸液进入低渗岩心，对非均质地层较为适用。其中，黏度较高的稠化酸对岩心的暂堵和分流效果更好，但注酸时所需的压力较高，在实际应用泡沫酸时，应选择合适的酸液基液黏度。

摘要：我国目前还未开采的石油储量中，致密砂岩、低渗透、超低渗透储层中油气资源所占比例越来越大，如何经济高效的开发该类油气田，已成为目前亟待解决的问题。由于水平段可以实现在储层中平行穿透，能够有效增大生产井段与地层的接触面积，降低生产压差，提高生产井的产能，因此水平井技术可用于致密砂岩油藏的开发。
　　本文以鄂尔多斯盆地姬塬油田黄3区致密砂岩油藏为例，在储层地质特征认识的基础上，结合地质和测井资料进行储层三维地质建模，并对水平井开发该类油藏的适应性进行论证。然后对水平井井眼轨迹设计方法进行分析对比，并选用自然曲线法进行井眼轨迹的优化设计，之后对水平段在储层中的位置和水平段长度进行优化设计。为了对轨迹的相关参数进行快速求解，开发了水平井井眼轨迹优化设计软件，对油田的智能化和自动化有极大的参考意义。
　　文章最后结合黄3区地质特征，并充分考虑了研究区致密砂岩储层中断层的走向、地应力大小和方向以及天然裂缝的发育情况，进行了水平井井眼轨迹的优化设计研究，得出了适合该地区的最优水平井井眼轨迹，可以实现黄3区致密砂岩油藏的高效、安全开发，并且对我国致密砂岩油藏的开发具有重大的指导意义。