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顺北地区断控缝洞结构凝析气藏是塔里木盆地近年来油气勘探的新突破，其高效开发对西部地区油气资源战略制定具有重要意义。顺北油气田二区作为该地区油气产量的主战场，储集空间呈现巨厚、板状特征。现场生产和室内实验均证实流体纵向分布受重力分异作用影响显著，且对高效开发政策的制定具有重要影响，但是目前关于重力分异定量化的研究相对较少。为了实现重力分异作用定量化表征，以顺北油气田二区4 号断裂带为研究对象，通过对研究区投产井进行高温高压流体相态实验、可视化相态实验，并根据热力学和分子动力学原理构建了组分梯度理论模型。衰竭和注气实验结果显示重力沉降作用会加剧反凝析现象出现，注气过程中干、湿气重力超覆现象明显。利用组分梯度理论模型和实验结果对重力分异指标进行量化，确定了非等温组分梯度理论模型更适用于对研究区重力分异指标进行定量化表征。研究结果显示，重力分异作用对轻组分和重组分的影响较大，对中间组分影响相对较小；随着深度增加，重组分占比逐渐增大，气藏类型由凝析气藏向挥发性油藏过渡。重力作用对重组分摩尔分数高的凝析气藏密度的影响作用更大。注气实验结果表明，干、湿气重力超覆现象明显，凝析气和干气两者呈现出明显的气-气界面。顶部注气以重力驱替作用为主、扩散混合作用为辅，底部注气与之相反。

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鄂尔多斯盆地西南部油气资源量丰富，近年来在侏罗系延安组发现了一系列含油面积小、储量丰度高的岩性-构造油藏，油藏规模小，成藏主控因素不明确。为了揭示鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏的成藏机理及主控因素，利用三维地震、镜下观测、光谱测试、测井等资料，对研究区侏罗系延安组油藏的油源条件、古地貌、构造及储层等特征进行综合分析，总结鄂尔多斯盆地西南部侏罗系延安组油藏古地貌控制下的成藏模式；同时从油源充注条件、不整合面与连通砂体、古地貌、构造和储层几个方面分析总结侏罗系延安组油藏的成藏主控因素。结果表明：鄂尔多斯盆地延长组长7 段烃源岩生烃并排出油气，在剩余压差作用下，油气沿断层、裂缝和高渗透砂体侧向顺层、纵向穿层不断向上覆侏罗系延安组储层运移，并在构造高部位、上覆及侧向泥岩遮挡条件下聚集成藏。鄂尔多斯盆地西南部侏罗系延安组油藏是以晚期成熟—高成熟的油源充注为主，由古地貌主 导的，断层及裂缝、沉积储层控制的岩性-构造油藏，其成藏规律为“古河控制、砂体输导、高点富集”，油藏在平面上呈“串珠状”分布。提出了鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏基于不整合面、裂缝和河道高渗透砂体构建的三维输导网络体系，为其油藏的规模勘探开发提供了理论依据。

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沸石是富火山岩屑和富长石碎屑岩中重要的成岩矿物之一，对碎屑岩储层发育具有重要意义。对于沸石类矿物在中国各主要盆地的分布特征、成因及控储机制已有诸多研究，但尚未形成统一认识。在前人研究成果的基础上，结合准噶尔盆地腹部最新钻井资料，系统分析沸石类矿物在中国各主要盆地的分布，并针对其成因和控储机制开展研究。沸石类矿物的分布主要受火山岩屑和长石等组分、较强水动力条件、成岩流体成分、温度和压力等条件的综合控制，多见于各类三角洲的水道体系；沸石成因复杂，其中火山物质蚀变、斜长石钠长石化和热液作用是最主要成因，当前各盆地中以前两者最为常见。沸石类矿物对碎屑岩储层的发育多为促进作用，早期沸石以其高硬度有效提高储层抗压实能力，成岩期沸石类矿物脱去晶间水释放孔隙空间；沸石类矿物易受温度影响发生转化，转化前后矿物之间的密度差导致孔隙空间的增大；此外，酸性流体的溶蚀增孔也是沸石最重要的控储机制之一。

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珠江口盆地LF14 含油构造的发现揭示了陆丰凹陷文昌组具有巨大的油气勘探潜力，但勘探实践揭示相同沉积相带的砂体物性差异极大，成岩作用对储层物性的影响作用尚不明确，制约了研究区优质储层预测。为实现低渗透储层有利区预测，基于薄片鉴定、扫描电镜、X-射线衍射、物性测试等分析测试手段，结合钻井资料，对陆丰凹陷文昌组砂岩储层展开成岩相研究，并通过成岩相划分完成研究区低渗透储层有利区预测。结果表明，文昌组储层主要发育石英砂岩，成分成熟度、结构成熟度均较高，储集空间以粒间溶孔为主。研究区识别出中压实弱胶结强溶解、强压实中胶结中溶解、中压实强胶结弱溶解、强压实中胶结弱溶解4 类成岩相。其中中压实弱胶结强溶解相为研究区最有利成岩相，多发育在水下分流河道；强压实中胶结中溶解相的物性次之，主要发育在河口坝；中压实强胶结弱溶解相及强压实中胶结弱溶解相为非有利成岩相。垂向上，基于测井资料，利用岩石物理参数、物性参数对储层成岩相类型进行了综合识别；平面上，通过成岩相与地震波阻抗及泊松比的相关性分析，发现中压实弱胶结强溶解相、强压实中胶结中溶解相的泊松比较低，而非有利成岩相泊松比偏高，在此基础上利用泊松比反演结果在研究区开展低渗透储层有利区预测。

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断陷湖盆砂砾岩体成因类型复杂，储层非均质性较强，预测难度大。综合利用岩心、铸体薄片、测井和录井等资料，对沾化凹陷义东断裂带沙三段下亚段砂砾岩体的岩相类型及储层特征进行了系统研究，明确了有利储层控制因素，提出了适合研究区砂砾岩储层的“三元控储”模式。研究表明：义东断裂带沙三段下亚段砂砾岩体有利储层的形成与发育主要受沉积微相、碳酸盐胶结和有机酸溶蚀作用三者联合控制，沉积微相控制储层宏观分布，成岩胶结加剧储层非均质性，晚期酸性流体溶蚀改善储层质量。构造活动和湖平面的升降控制沉积环境的转变，自下而上由低角度退积样式的近岸水下扇沉积向高角度进积样式的扇三角洲转变，扇三角洲储层粒度适中，分选好，泥质含量低，中厚层水下分流河道原始物性较好；成岩早期方解石差异性胶结增强了储层内幕的非均质性，造成部分河道砂体底部储层致密化；晚期油气充注对早期弱胶结储层的溶蚀改造作用强，造成单期河道砂体储层中部物性好。综上认为，油气运移路径上多期分流河道叠置发育区为有利勘探区。

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广西南丹—柳州一带主要属于桂中坳陷，该区广泛分布了硅质泥页岩为主要岩性的台盆相沉积以及钙质泥页岩为主要岩性的台棚相沉积，二者共同构成了一套泥盆系暗色泥页岩系。通过野外典型剖面、地球化学数据等资料分析，认为以中泥盆统罗富组暗色泥页岩为主体的中泥盆统烃源岩具有优越的页岩气成藏条件。该套烃源岩最大厚度可达600 m，TOC值为0.61%~3.60%， R_o值为2.55%~3.63%，处于高—过成熟阶段，具有较大的生烃潜力。孔隙度为1.7%~2%，平均渗透率为0.11mD，属于特低孔低渗透储层，黏土矿物含量平均为41.6%，脆性矿物含量平均为59%，是良好的页岩气储层。研究区内区域盖层和顶底板条件良好，局部构造变形较弱，具备良好的保存条件。综合研究表明，环江—宜州一线以西地区为研究区泥盆系页岩气勘探有利区。

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喀麦隆里奥-德雷盆地发育泥岩底辟，盆地浅部地层受泥岩底辟控制发育断块和断背斜油气藏，已进入开发中后期，中深层S5（简称S5）由于前期研究程度低和油气富集规律认识不足，探井成功率低，资源接替面临挑战。通过开展区域沉积、构造、油气成藏特征，尤其是区域构造演化平衡剖面研究发现，里奥-德雷盆地泥岩底辟是来源于深部巨厚的古新统Akata 泥岩，其活动时间始于始新世末期至今，局部控制早中新世的S5 三角洲前缘砂体沉积范围，砂体与泥岩底辟及其伴生断层易形成构造-岩性或断块圈闭，圈闭形成时间早于Akata 泥岩生油期，泥岩底辟和断层为油气运移提供通道，生储运聚组合有利于在泥岩底辟周缘S5 形成油气藏。但对盆地S5 已钻井失利原因进一步分析后发现，泥岩底辟周缘存在油气差异聚集特征，由于泥岩底辟长期活动并刺穿S5 地层，因而油气容易沿泥岩底辟活动通道向上逸散，导致直接接触泥岩底辟的第一排构造-岩性圈闭保存条件变差，难以形成油气藏，在第一排构造-岩性圈闭钻探的多口探井也均未获得成功；而泥岩底辟控制下的第二排断块构 造带（二台阶构造带）构造圈闭则可以依靠上倾断层遮挡成藏，不受泥岩底辟后期活动影响，是S5 油气富集的有利场所。在此基础上，2018—2023 年中国石化在第二排构造带上相继部署2 口探井均获得成功，并达到商业发现级别，进一步证实了泥岩底辟对里奥-德雷盆地中深层油气成藏的控制作用，且泥岩底辟控制下的二台阶构造带是未来有利勘探区带。

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随着海外油气资产的收购、并购、参股等商业活动的不断深入，油气储量成为油公司首要考虑的关键因素。由于资源国采用不同的评估规范，致使得出的储量估算结果存在一定差异。若无法确切掌握这些数据，收购资产时就可能面临巨大的风险。近几年中国与俄联邦签订战略合作协议后，油气合作项目不断增加和扩大，两国油气储量/资源量分级分类规范对接关系的细化和明确尤为重要。针对中国在俄联邦以及其他依然遵循俄联邦储量评估准则国家进行的油气资产并购活动，分析相关的油气储量/资源量的评估、比较和结果转化工作方法，详细阐述俄联邦以及中国目前实施的油气储量/资源量分级分类规范，对比中俄两国的储量计算方法及管理方式，明确两国分类系统之间的相似性以及区别，分析不同规范之间差异性对油田开发、资源评估、技术推广等方面的影响，进而更好地理解和应用不同的储量评估方法，为储量评估技术人员在实际工作中提供指导。

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胜利油田中高渗透高含水油藏发展形成了变流线调整技术，矿场应用有效控耗水、降递减，但仍然面临提高采收率幅度存在差异、单井效果差异较大、有效期较短等问题。为了提高中高渗透高含水油藏流场调控开发效果，综合运用开发地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法，结合大尺寸可视化微观物理模拟实验、油藏数值模拟和流场调控开发实践，提出了流场调控机制新认识，并指导形成“变流线+”、大压力梯度注采优化、动态流场调控等深度开发技术体系。研究表明：中高渗透高含水油藏流场调控具有“继承性、冗余性和再生性”特征，影响油藏流场调控效果。储层非均质性越强，流场调控继承性越强，通过“搭桥”建流线可有效降低继承性，扩大波及体积；由于冗余性的存在，未波及区域孔隙中的剩余油启动阈值较高，需提高驱替压力梯度，才能动用未波及区域孔隙剩余油，提高驱油效率；流场调控后，由于极端耗水层带的再生性特征，需不断动态调控流场，才能实现更大程度均衡驱替。以流场调控机制新认识为指导，结合中高渗透高含水油藏流场调控开发实践，形成的流场调控深度开发技术体系，可以为中高渗透高含水油藏高效长效开发提供重要技术支撑。

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矿场开发单元在现有技术经济条件下的采收率是开发效果评价和提高采收率潜力分析的重要指标，也是科学编制中长 远规划的重要依据。油藏的动静态非均质性对采收率影响较大，单井差异化注采优化能够实现非均质油藏的均衡注采，提高 采收率。目前现行采收率预测方法未充分考虑动静态非均质性影响，难以实现单井差异化注采条件下的采收率准确预测。以 胜利油田整装水驱油藏为例，应用油藏数值模拟技术以及数理统计分析方法，明确水驱油藏采收率的主控因素。提出基于单 井差异化注采优化的水驱增效技术，采用正交试验设计方法，融合动静态主控影响因素、经济政策界限等，设计多组实操性强 的方案进行模拟；借助多因素非线性拟合手段，充分考虑油藏非均质性适配最佳技术政策，结合经济条件约束，构建基于差异 化注采优化的水驱经济采收率快速预测模型。矿场应用表明该方法能够实现水驱非均质油藏差异化注采开发经济采收率的 快速、准确预测。

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水驱是油藏开发最重要的方法之一，水驱产量在中国原油产量中占比超过70%。岩石表面润湿性是影响油藏多孔介质 中水油两相渗流过程和微观驱替效率的关键因素。为了明确润湿性对水油两相在三维多孔介质中渗流规律的影响，采用CT 扫描技术构建了砂岩微观孔隙结构模型。基于Navier-Stokes 方程，模拟了水油两相在三维微观多孔介质中的非混相渗流过 程，并采用水平集方法实时捕获两相界面变化。研究发现，润湿性对三维多孔介质中水驱的微观驱替效率、流体分布和渗流路 径均有显著影响。当岩石表面为水湿状态时，注入水能够快速地动用和剥离多孔介质中的油滴；当岩石表面为油湿状态时，注 入水则易沿孔喉中心位置通过，形成膜状剩余油。两相界面在水湿或油湿的喉道内主要受毛管压力、黏滞力和驱替压力的综 合作用，润湿性和喉道直径影响了各种力的作用方向。通过适度改变岩石表面的润湿性可以延缓水驱指进现象的发生，提高 微观驱替效率。

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鄂尔多斯盆地长6 段储层是重要的致密油聚集区。综合利用岩心资料、铸体薄片鉴定、压汞及高精度电镜扫描技术，从岩石学特征、物性特征、孔喉配套发育特征及孔隙结构特征等多个方面，开展研究区储层特征表征研究。在此基础上，辅以高温高压在线核磁共振CO₂驱物理模拟实验，通过实时动态监测CO₂驱各阶段原油的多相流动和运移行为，定量研究不同级别孔隙的流体饱和度、采收率、剩余油分布和微观动用特征，探讨注入压力对采收率和微观孔隙原油采出程度的影响。结果表明：研究区长6 段储层特征差异显著，储层岩性以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，孔隙度平均为10.2%，渗透率平均为0.79mD，以低孔-超低渗透致密油储层为主，孔隙类型以粒间孔、长石溶蚀孔及沸石溶蚀孔为主；根据储层毛管压力曲线特征，可将长6 段储层由好到差依次分为Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类，储层孔喉结构参数与渗透率的相关性较好。研究区储层原油主要赋存于孔喉半径小于0.1 μm 及孔喉半径为0.1～1 和1～10 μm的3 类孔隙中，不同级别孔隙的CO₂驱微观动用特征存在差异，大孔隙和中孔隙原油的采出程度呈现逐渐增大的趋势，而小孔隙原油的采出程度呈现先降低后增加的趋势。注入压力与CO₂驱采收率呈正相关关系，高压CO₂驱可增强油气传质，降低界面张力，进而提高总采收率。

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CO₂与原油的最小混相压力（MMP）是区分CO₂混相驱和非混相驱的重要参数，如何有效降低CO₂与原油的最小混相压力成为低渗透油藏提高采收率的关键问题。为了解决新疆M油田某区块致密砾岩储层无法实现混相驱的问题，通过岩心驱替实验法筛选降混效果最佳的降混剂，并评价降混剂的注入对致密砾岩储层岩心CO₂吞吐效果的影响。研究结果表明：当注入柠檬酸异丁酯时，CO₂与原油的MMP 降幅最大，故选其为最佳降混剂。在相同温度条件下，随着柠檬酸异丁酯质量分数逐渐增加，原油黏度的降幅逐渐增大，当注入的柠檬酸异丁酯质量分数为0.6%和0.8%时，其对原油的降黏效果相当。结合降混效果和经济性，将柠檬酸异丁酯的注入段塞和质量分数分别优化为0.006 PV和0.6%。柠檬酸异丁酯能够有效降低CO₂与原油的MMP 的机理主要包括降低原油黏度和促进CO₂萃取能力2 方面。室内CO₂吞吐实验参数优化为：注气时机为压力衰竭程度为10%，注气体积为0.75 PV，焖井时间为15 h。该条件下注入段塞为0.006 PV的质量分数为0.6%的柠檬酸异丁酯后，CO₂吞吐采收率由未注入降混剂的12.89%升至19.36%，所优选的柠檬酸异丁酯提高CO₂吞吐采收率具有明显的效果。

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对于新区发现天然气的探井或是老区新打的调整井，在完井试气并关井取得地层压力之后，都要进行气井的产能测试或成为供气能力测试，用于确定气井的绝对无阻流量和流入动态关系曲线，为气藏开发方案的编制提供可靠的技术基础。在国际上，评价气井产能的方法主要是利用压力平方表示的二项式和指数式，并通过多点测试（一般为四点）气井产量和相应的井底流压求解。本文基于Forchheimer（1901）的压力梯度与流动速度的二次方程，利用Al-Hussainy（1966）的拟压力函数，推导得到了气井拟压力的产能方程。同时，利用Rawlines（1936）提出的修正方法，得到了拟压力的指数式产能方程。通过实例应用表明，利用拟压力表示的二项式和指数式产能方程，评价的绝对无阻流量结果基本一致。

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在碳中和背景下，采用CO₂咸水层封存技术来实现碳减排目标时，咸水黏度对储层中的CO₂-咸水两相渗流过程有着直接的影响。目前，基于压力影响的黏度预测方法仍有待完善。使用最小二乘法、BP 神经网络和基于遗传算法的BP 神经网络，将咸水黏度分别当作温度、质量摩尔浓度的二元函数以及温度、质量摩尔浓度、压力的三元函数优化了现有的计算方法，建立了考虑压力影响的黏度预测优化模型。在获得最佳的预测方式后，基于COMSOL 软件的水平集方法系统分析了黏度对渗流的影响。研究结果表明，采用最小二乘法可以对现有的经验公式进行一定优化，但是效果不明显；采用二元BP 神经网络可以将 预测精度提高45.20%，考虑压力后采用三元BP 神经网络可以将预测精度提高57.32%。因此，在实验数据充足的情况下，基于BP 神经网络模型可以得到较大压力范围内可靠的咸水黏度值；由于经验公式法能够预测黏度变化趋势，在缺乏相应实验数据的情况下，可通过经验公式法获得咸水黏度值。此外，通过仿真结果可以发现，黏度会影响流体在流道的分布，进而影响流动速度，黏度比越大，出口平均速度波动越小且更快地趋于平稳；而且黏度比越大，残余水饱和度越小，越有利于驱替过程的进行，二者呈对数函数的关系。

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高含水油藏在长期的注水冲刷过程中，储层渗透率会发生变化，传统冲刷程度表征参数在描述储层渗透率时变规律时并未考虑临界流速的影响。为此，提出有效累计水相通量的概念，利用临界流速作为微粒开始运移的速度界限，从而在一定程度上修正了水相通量对储层渗透率的影响。通过实验获取储层渗透率随有效累计水相通量变化的岭型演化模型，并将其与三维两相油水渗流方程耦合，建立基于有效累计水相通量的储层渗透率时变流动模型。研究结果表明：贝雷岩心在长期的注水冲刷作用下，即使在较低的驱替速度下渗透率也发生了较大变化，高倍数水驱下的临界流速（0.006 cm/s）要比常规条件下的（0.015 cm/s）更低。考虑临界流速的有效累计水相通量在表征储层渗透率的时变规律时，复杂河流相油藏模型水驱数值模拟结果更加符合微观下微粒运移引起的储层渗透率时变特征。因此，有效累计水相通量能够较好地描述临界流速影响下的储层渗透率时变规律。

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裂缝性致密油藏注水过程中天然裂缝开启，能够扩大水驱波及体积，同时易形成水淹通道。因此，阐明天然裂缝开启对注水开发的影响，对于提高致密油藏水驱效果具有重要意义。提出一种将PKN模型与油水两相渗流模型耦合的方法，即利用嵌入式离散裂缝建立精细表征水驱过程中裂缝动态变化的油藏数值模拟方法，将其结果与解析解对比验证其准确性。数值模拟结果显示：定压注水时井底处裂缝扩展速度呈现初期快后期慢的特征。注水诱导裂缝的扩展过程中，伴随着裂缝的开启闭合，裂缝内平均压力呈现波动。一注一采模式下，存在裂缝长度临界值，低于临界值有利于扩大水驱波及体积，高于临界值易引起水窜。利用提出的裂缝扩展耦合模型对X低压致密油藏开展不稳定注水数值模拟研究，结果表明不稳定注水能够适度诱导裂缝开启，增大水驱波及体积，避免油井快速水淹，极大地改善致密油藏水驱开发效果。

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微球调驱技术因其能够有效封堵高渗透通道、改善油层流动性能而备受关注。通过核心驱替实验和流变性能测试，系统分析了微球在不同浓度及pH值胜利油田污水中的分散性、驱油性能、长期稳定性及作用机理。结果表明：随着油田污水质量分数从0 增加至50%，微球的平均粒径从1.2 μm增至2.0 μm，分散性显著变差。在不同pH值条件下，微球在pH值为4 的油田污水中的平均粒径为2.2 μm，而在pH值为9 时降至1.3 μm，分散性较好。核心驱替实验结果显示，在高有机物成分的油田污水中，微球的驱油效率最高，达到50.3%。微球在质量分数为30%的油田污水中的长期稳定性较差，28 d 后平均粒径增至2.1μm。流变实验结果表明，微球悬浮液具有剪切增稠特性，剪切速率为1 000 s^-1时剪切应力为9.1 Pa。机理分析表明，微球通过静电吸附、物理吸附和化学吸附与污水中的杂质和悬浮颗粒发生相互作用，显著影响其分散性和驱油效果。

Abstract:

为解决稠油化学降黏开发中降黏剂对比优选方法不明确的问题，利用室内实验与数理分析方法，建立了降黏剂性能与降黏剂驱油效果的定量关系。采用线性回归法进行单因素分析，确定了降黏剂的各项性能与驱油效率之间的定量关系；根据回归中的相关系数，明晰了影响驱油效率的主要性能；提出驱油程度和驱油指数2 项指标，利用归一化处理方法，形成了反映驱油效率的驱油指数计算方法。研究结果表明：最小乳化转速、降黏率、乳状液粒径和吸附损失是影响驱油效率的主要性能，脱水率和洗油效率对驱油效率具有一定影响，在低界面张力范围内，界面张力影响不明显；最小乳化转速、乳状液粒径、吸附损失、脱水率与驱油效率呈负相关，降黏率、洗油效率与驱油效率呈正相关；具有易乳化、乳化后油滴可通过性高、降黏剂抗吸附能力强、乳化后原油流动性强、对原油的剥离作用强的降黏剂更容易获得较高的驱油效率；驱油指数与驱油效率明显呈线性正相关，驱油指数大小可以评判驱油效率高低。矿场降黏吞吐与降黏驱试验验证了评价方法的合理性及实用性。

Abstract:

缝洞型储层中发育裂缝、溶洞或孔洞等三重介质，对油气流动的影响十分显著。然而，传统的试井解释方法应用效果并不理想，难以精确描述流体流动的特征。为此，提出了基于快速行进法的数值试井方法，该方法引入嵌入式离散裂缝模型刻画缝洞型三重介质储层，建立用于表征不同介质之间传输过程的程函方程并采用快速行进法求解，由此建立一维扩散飞行时间坐标下的控制方程。在此基础上，根据实际地质特征中不同孔洞、裂缝、溶洞的组合模式，分别建立了溶洞型储集体模式和裂缝-孔洞型储集体模式。研究结果表明：溶洞型储集体中溶洞的大小以及与井筒的相对位置会导致典型曲线的特征存在差异，井-洞不相连时，考虑溶洞大小对压力动态的影响，典型曲线呈现井筒储集阶段、径向流阶段、晚期下凹阶段和边界流阶段4 个特征；井-洞相连时，探究溶洞中心与井筒的相对位置对压力动态的影响，典型曲线呈现井筒储集阶段、径向流阶段、边界流阶段、径向流阶段和边界流阶段5 个特征。而在裂缝-孔洞型储集体中，典型曲线历经井筒储集阶段、早期下凹阶段、晚期下凹阶段和边界流阶段4 个阶段，孔洞与天然裂缝的良好沟通是影响油藏产能的重要因素，孔洞作为流体储集的重要空间，对压力动态变化的影响贯穿储层全生产周期。基于快速行进法的数值试井方法已成功应用于实际现场的储层动态分析，验证了其适用性和有效性，相比传统方法，本方法能够有效地表征复杂缝洞型储层的流体流动规律，为类似储层的开发动态评价提供了参考。