摘要:经过“八五”以来的科技攻关和技术配套，胜利油田水平井完井技术取得了长足的进步，由单一的固井射孔完井发展为适应不同油藏类型的多种完井方式，形成了疏松砂岩油藏水平井裸眼防砂完井一体化技术、水平井砾石充填防砂完井技术、鱼骨状分支水平井完井技术、低渗透油藏水平井分段压裂技术等。同时，水平井开采技术发展迅速，可实现水平井分段优化射孔、任意层段卡堵水和选择性采油技术，特别是针对采用裸眼防砂完井技术的水平井，开发了高效注蒸汽热采技术，满足了胜利油田选择性开采的需要。另外，还研究形成了水平井井下管柱打捞技术，以解水平井修井工作的燃眉之急。水平井完井及采油配套技术系列，在稠油、断块和整装等不同类型油藏规模化应用中获得了较好的经济效益。分析了目前胜利油田水平井开发过程中存在的主要问题，阐述了今后技术发展的方向和攻关目标。

摘要:通过对贝尔凹陷布达特群潜山油藏分布规律及其主控因素的研究，得到油藏类型主要为潜山顶部风化壳和潜山内部裂缝破碎带2种，前者少于后者。潜山顶部风化壳油藏的形成与分布主要受源岩、不整合面油势能汇聚区和古地貌高点分布的控制，而潜山内部裂缝破碎带油藏的形成与分布主要受源岩、源断裂分布和裂缝发育区分布的控制。潜山成藏具有油沿不整合面侧向运移至潜山顶部风化壳聚集和油沿断裂垂向运移至潜山内部裂缝破碎带聚集2种模式。苏德尔特潜山构造带中部至霍多莫尔背斜构造带地区是布达特群潜山顶部风化壳油藏形成与分布的有利地区。苏德尔特潜山构造带中部及其附近，以及苏乃诺尔构造带、贝西洼槽东北部、苏德尔特潜山构造带东部和敖瑙海洼槽中部的局部地区是潜山内部裂缝破碎带油藏形成与分布的有利地区。

摘要:陆相断陷盆地独特的地质结构决定了其发育多种成因类型的坡折带,控制了多种类型的隐蔽圈闭的形成与分布。南堡凹陷多凸多凹，存在断裂坡折带、挠曲坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带4种成因特征的坡折带类型，其分布受构造与沉积因素的双重影响，归根结底受长期、多期活动的断裂控制；坡折带控制了坡折砂的形成与分布，研究区发育断裂坡折砂、挠曲坡折砂、沉积坡折砂和侵蚀坡折砂4种成因类型的砂体。它们受各成因类型坡折带控制，其有规律的分布构成了陆相断陷盆地坡折带控砂模式。

摘要:天然气成藏过程的地球化学示踪研究，即利用天然气残留的地球化学信息，反演其生成、运移、聚集和保存的动态过程，以确定其来源、资源前景和分布规律，并提供有利的勘探目标。通过数十年的研究，中外地球化学家提出了多种类型的示踪指标，并对各类指标在天然气生成、运移、聚集及保存等成藏过程中的行为有了一定的认识：天然气烷烃组分、稳定同位素、轻烃及稀有气体是天然气源对比、重塑运聚成藏过程的有效指标，它们共同构成了天然气成藏示踪的指标体系；初步揭示了天然气组分组成、同位素组成等指标在不同阶段成藏的动力学变化规律，成为利用指标重塑天然气成藏过程的依据。在总结已有成果的基础上，结合目前研究中与地质背景结合少、机理与定量化研究程度低、混源成藏及散失过程研究薄弱等问题，认为天然气成藏过程的地球化学示踪应加强地质条件分析、物理模拟与数理模型建立、混源成藏及散失过程示踪方面的研究。

摘要:泥岩盖层封闭性随超压演化呈阶段性变化，在超压释放期封闭性降至最低点，随着泥岩的愈合，超压逐渐增大，封闭性也逐渐增强，直至超压再一次释放。经计算，东营凹陷沙三段泥岩超压在埋深904～1 713m开始形成，在埋深2 200～2 800m开始第1次释放。据此评价了沙三段泥岩盖层的封闭能力及其对油气成藏的影响。研究结果表明：①东营凹陷沙三段泥岩超压形成于沙一段—东营组沉积早期，而深部烃源岩的大量排烃期为馆陶期，超压形成期比排烃期早，因此超压泥岩能够有效地封闭烃源岩生成大量的油气；②沙三段泥岩超压在馆陶组沉积末期发生第1次释放，而后泥岩愈合，超压再次增加，目前正处于第2次超压演化过程中；③现今沙三段泥岩超压值约为8MPa，具有较强的超压封闭能力，是深层油气成藏的重要条件之一。

摘要:以东营凹陷古近纪断陷湖盆为原型，在室内水槽实验的基础上，研究了断陷湖盆在构造差异沉降、沉积物供给和气候变化背景下可容空间的变化特征。由构造差异沉降、沉积物供给造成的可容空间变化在湖盆的不同部位具有非统一性，可容空间存在增加带、减小带以及两者之间的转换带；气候变化造成的可容空间变化在全盆地具有统一性，在干旱气候条件下可容空间统一减小，而在潮湿气候条件下闭流湖盆可容空间统一增加，敞流湖盆可容空间稳定不变。构造差异沉降、沉积物供给和气候变化等不同因素控制下的可容空间变化特征模型的建立，有助于断陷湖盆层序地层对比研究以及隐蔽油气藏的勘探。

摘要:密度与速度的关系是研究岩石物理性质的重要内容之一。针对济阳坳陷的实验室岩石物理测试数据，研究了岩性、孔隙度和渗透率等因素对密度与速度关系的影响，基于体积平均原理，提出了新的密度与纵波速度关系模型。结果表明：岩石密度与纵波速度的关系主要受岩性和孔隙度的影响，受渗透率的影响较小；可以利用密度与纵波速度的关系研究岩性和孔隙度的分区性特征，深化对岩石特征的认识；所提出的密度与纵波速度的关系模型与理论分析一致，适合于不同岩性。

摘要:寻找岩性油气藏目前已成为高邮凹陷深层勘探的主要方向，而对岩性体作出准确的预测，须对沉积时期的物源及沉积相作出准确的判断。依据不同地区砂岩碎屑组分特征及其胶结物的类型变化规律、稳定与非稳定类型重矿物组合在平面上的变化特征及地层厚度的分析，得出高邮凹陷晚白垩世泰一段沉积时期存在3个物源，其分别是凹陷南部的通扬隆起、北部的建湖隆起以及西部的菱塘低凸起。在物源分析的基础上，依据大量单井岩心观察和砂岩、砂砾岩资料统计,并结合各类沉积相发育的构造带位置和形成机制对研究区的沉积相进行了定量分析。定量分析结果表明：泰一段沉积时期，高邮凹陷主要发育的沉积相类型有冲积扇、扇三角洲、辫状河三角洲和滨浅湖相。

摘要:低渗透火山岩气藏储层在中国发现较晚，对其储层特征进行评价还缺乏合适的标准。通过兴城气田典型低渗透火山岩气藏储层特征与火山岩油藏储层评价指标的对比，认为火山岩油藏储层评价标准中的有效渗透率、基质空气渗透率和有效厚度指标不适合对低渗透火山岩气藏储层进行评价。为此，须建立低渗透火山岩气藏储层评价标准，以便更准确地对火山岩气藏储层作出评价。笔者利用岩心、录井、测井和试油资料，在对兴城气田火山岩储层定量描述参数（有效渗透率、基质有效孔隙度、基质空气渗透率和平均孔喉半径）和定性描述参数（岩相、岩性、储集空间和储层产状）研究的基础上，结合试油成果，建立了低渗透火山岩气藏储层分类评价标准。该标准确定的有效渗透率、基质空气渗透率指标值明显较火山岩油藏储层标准低，更适用于低渗透火山岩气藏储层的评价。同时，该标准也为具有相似特征的火山岩气藏储层评价提供了借鉴。

摘要:东营凹陷西部沙四段上亚段沉积时期发育了丰富的滩坝沉积砂体，结合岩心描述和相关测试分析，系统总结了滨浅湖滩坝砂体的岩性和空间分布特征。滩坝砂体岩性主要为岩屑质长石砂岩，石英含量一般为40%～50％，长石含量一般为30%～40%，岩屑含量变化大；组成滩坝砂体的碎屑物质粒径一般小于0.25φ，平均粒径为3～5φ，分选系数小于2，粒度概率图以一跳一悬式和两跳一悬式为主，跳跃次总体含量平均为70%，斜率为50°～70°，碎屑物质分选好。滩坝砂体中广泛发育反映浅水波浪冲刷、沿岸流对沉积物改造作用和生物扰动的沉积构造；一个完整的滩坝沉积相序对应于一个滩坝沉积的准层序，其顶底界面一般为湖泛面；滩坝砂体在平面上主要分布在正向构造带周围，其轴向与凹岸平行或与凸岸突出方向一致，并且轴向与沿岸流方向基本一致。

摘要:为确定东营凹陷永安镇—盐家地区已发现原油与烃源岩的成因关系，以原油和烃源岩饱和烃色谱、色谱—质谱分析为基础进行油源对比。分析认为区内已发现油气田均与民丰洼陷沙三段和沙四段烃源岩有密切关系，已发现原油主要可划分为沙四上型、沙三下型、沙三中型和混合型。不同地区原油的分布具有一定规律性，盐家地区以沙四上型原油为主；永安镇地区原油类型多样，以沙四上为主，其次为沙三下型；沙三中型原油仅分布在永1沙四段，混源油主要分布在断层发育区。

摘要:对东营凹陷南斜坡孔店组的勘探及认识程度非常低，尤其对油气成藏控制因素及油藏分布规律的认识尚不明确。通过对研究区成藏模式和油气藏分布规律的深入研究，认为南斜坡孔店组主要存在T型、S型和阶梯型3种油气运移模式，可形成断层、断层-岩性和地层超覆不整合3种模式的油气藏；油气藏类型主要包括构造油气藏、地层油气藏及构造-岩性油气藏3种。从生储盖组合特点、断层特征、圈闭形态与规模质量等方面研究了它们对油气成藏的控制作用，提出南斜坡孔店组油气成藏主要受构造背景、断层及圈闭特征3方面因素的控制，斜坡带鼻状构造的反向断块圈闭、砂泥比小于30%的地区成藏最为有利。

摘要:波形分析技术是储层地震预测的重要方法之一，建立表征地震反射波形变化的样本道是实现波形分类的关键。将分数阶导数的概念引入到地震反射波形分类中，由地震子波的分数阶导数构成完备的波形集合，与每一道地震反射波形匹配，可实现对地震波形的精确分类。模型和实际资料的处理效果表明该方法能准确表征地震波形在横向上的变化，其变化点能够定量指示出异常的准确位置，划分不同的反射界面类型，描述界面上下的岩性结构特征和地质构造的变化。

摘要:

摘要:二氧化碳排放引发的环境问题引起国际社会的广泛关注。埋存主要选择的是枯竭的油气藏、深部的盐水储层、不能开采的煤层和深海埋存等方式。二氧化碳既可提高采收率又能实现埋存是石油企业追求的目标。二氧化碳驱油分为混相驱和非混相驱。二氧化碳注入方式分为水与气交替和重力稳定注入的方法。欧盟混相驱最大提高采收率为9％，最小提高采收率为4％。北海油田使用2.475t二氧化碳可提高1t原油产量。重力稳定非混相驱油最大提高采收率为18％，最小为10％。通过对二氧化碳提高采收率与埋存的研究，必将为环境保护和油气资源的高效开发和可持续发展提供理论及实践依据。

摘要:高246块处于低产低效开发水平，继续蒸汽吞吐开发潜力不大，必须研究适合该块的产量接替方式。应用数值模拟方法和油藏工程方法，进行了高246块二氧化碳非混相驱可行性论证。选取该块典型井组高2-4-72侧作为研究对象，建立了油、水、气三相三组分数值模拟模型，在井组历史拟合基础上对开发方式、注采参数和开发指标进行了研究。结果表明，高246块适合二氧化碳非混相驱开发，其开发过程中合理的注采参数包括二氧化碳段塞为0.02倍孔隙体积，气水比为3∶1，二氧化碳注入速度为2.71×10-5m3/(m3·d)(地下体积)，注水速度为2.71×10-5m3/(m3·d)(地下体积)，采注比为1∶〖1。二氧化碳非混相驱在该块具有较广阔的前景，可有规模地实施于12个井组，提高采收率13％左右。

摘要:通过界面张力、正交试验、吸附损失实验、室内模拟驱油实验等方法，系统研究了所合成的系列羧酸盐类Gemini表面活性剂的界面活性、与普通羧酸盐表面活性剂的协同效应、吸附损失及驱油效果。在此基础上确定了适合孤岛油田东区稠油油藏的无碱二元复合驱配方，即0.02％SDG-4＋0.05％SDCM-1＋0.10％SDC-1＋0.2％HPAM。该配方与目的层原油的界面张力达到超低，SDG-4在油砂上的静态吸附损失为2.555mg/g，符合国家“八五”和“九五”化学驱对吸附损失的要求，室内模拟驱油实验提高采收率高达36％，具有很好的驱油效果。

摘要:三元复合体系中的强碱作用使井筒和地面输油设备结垢严重，并且由于层间和层内矛盾日趋严重，注入过程易发生指进。为此，利用磷硅酸盐助剂、聚合物和表面活性剂组成复合体系，对复合体系的界面张力、粘度、分流能力和驱油效果进行了研究。当表面活性剂质量分数为0.05%～0.4%，磷硅酸盐助剂质量分数为0.1%～0.8%时，复合体系的界面张力达到10-2～10-3mN/m数量级，具有较好的低界面张力范围。在物理模型上进行了分流能力和驱油实验。结果表明，磷硅酸盐助剂可以改善驱油体系的调剖能力，可在水驱基础上提高采收率35.9%，优于大庆现有的三元复合驱油体系。

摘要:在聚合物驱中，聚合物前缘突破时间是一项重要的开发指标，为了对其进行预测，综合运用Buckley-Leverett前缘推进理论和韦尔杰（Welge）方程，在分析研究聚合物在多孔介质流变特性的基础上，建立了考虑聚合物在多孔介质流变特性以及体积波及系数的聚合物驱前缘推进方程。应用该方程预测的实际聚合物驱区块的聚合物前缘突破时间为206d，实际聚合物前缘突破时间为198d，两者基本一致，表明该方法能够满足矿场需要。

摘要:油田污水配制聚合物溶液存在溶液粘度损失严重及热稳定性差的问题，为了探索解决办法，选择孤南注水站和孤六联合注水站的油田污水配制聚合物溶液，分别从油田污水和聚合物2方面考察了污水配制聚合物溶液粘度的影响因素。结果表明，污水中的矿化度、化学耗氧量和细菌含量等是造成聚合物溶液粘度降低及热稳定性变差的主要原因，该问题可通过对污水的有效处理及降低污水中的化学耗氧量得到部分解决；污水配制的HPAM-1聚合物溶液的粘度及热稳定性远好于HPAM-2聚合物溶液，即不同的聚合物对污水的敏感性不同，所以研制并筛选对油田污水不敏感的新型聚合物是解决污水配制聚合物溶液粘度问题的根本途径和主要技术攻关方向。

摘要:大庆油田利用主力油层聚合物驱成熟配套技术，在室内研究的基础上，进行了二类油层聚合物驱矿场试验。总结试验区的动态开发特点，分析存在的问题，形成了以聚合物驱控制程度为核心，以限制聚合物驱对象、细分层系、缩小井距、优化聚合物驱方案为主要内容的二类油层聚合物驱总体开发原则，通过工业化应用，深入研究了二类油层聚合物驱含水率变化特征，通过研究含水率曲线形态，将二类油层含水变化特征分为5种类型，其中圆底锅型含水率下降幅度较大，含水率下降了22.9个百分点，阶段提高采收率为7.4%，聚合物驱效果好。

摘要:通常采用裂缝与水平井垂直时的产能公式预测低渗透油田压裂水平井产量，而对于裂缝与水平井成任意角度时的产量预测并没有针对性的计算公式，若采用垂直裂缝压裂水平井产能预测公式则使计算结果与实际生产结果偏差较大。为了使压裂水平井产量的预测更加符合实际，综合考虑水平井压裂时的有效缝长及裂缝与水平井所成角度两方面的因素，引用了缝长因子，应用位势理论和叠加原理基本渗流理论，建立了压裂水平井产能预测模型。对S油田某一口水力压裂水平井的产量进行了预测，该井在2008年6月的产液量为4.2t/d，根据该模型预测的产液量为4.5t/d，相对误差为7.1%，验证了该模型的可行性和实用性。

摘要:为了改善大庆油田葡北二断块南部的开发效果，抑制区块含水上升速度，根据油田的地质特征，进行了不稳定周期注水室内实验研究，设计了14种不稳定周期注水方式，评价了不稳定周期注水效果，提出了最优的不稳定周期注水方式。对不稳定周期注水方式的适用条件进行了理论研究，并通过地质建模技术建立了葡北二断块南部三维地质模型，应用数值模拟技术，研究了脉冲间歇注水、轮换间歇注水、层段交替注水及同类性质油层组合对提高采收率的影响。结果表明，在相同的注水周期条件下，短注长停的注水方式开采效果好，葡北二断块南部的周期注水半周期可选为3～4个月，半周期为4个月的开采效果最好，采收率提高幅度最大，为7%，葡北二断块南部实行周期注水的最好方式是轮换间歇注水。

摘要:根据大庆西部外围低渗透、特低渗透油田的开采动态，应用重标极差分析方法研究了油田产量递减的分形特征，计算了产量的Hurst指数，计算值均大于0.5，揭示了大庆西部外围低渗透油田产量变化趋势的持久性，表现出了隐藏于随机性之后的有序性，说明产量递减特性是可以延伸的。在此基础上，应用能解决随机干扰影响的基于残差的改进灰色模型和灰色等维新息递补预测法的组合，优化灰色模型拟合并预测了油田产量的递减变化，拟合的平均相对误差为1.82%，表明重标极差分析方法和组合优化灰色模型相结合是实现低渗透油田产量高精度预测的有效方法。

摘要:针对改变油井生产制度能够较好地控制底水锥进的生产实际，研究了缝洞型油藏中油井产液量变化对水锥的作用机制。通过对塔河油田的储层特征和生产动态的分析，以流体在地层中的不稳定渗流理论为基础，依据压力平衡和Duhamel原理，推导得到了液量变化情况下地层中各点水锥高度的计算公式。产液量变化对水锥的作用结果表明：不同程度的液量变化可以形成不同的压锥方式，其中以注水压锥效果最好，关井压锥次之，缩嘴压锥最差；无因次压锥时间越长、无因次生产时间越短对水锥的控制越有利；当外区的渗透率较小时，由于压力传播的阻力增加，会使得水锥高度增加。对塔河油田1口实际井的计算结果表明，计算值与实际生产数据吻合较好，说明该研究结果能够较好地对注水压锥的效果进行模拟。

摘要:榆林气田山2气藏部分井产水量大，已经严重影响了气井产量。从气藏构造、沉积环境、储层物性和单井产水动态数据等方面研究了气藏产水机理与特征，并分析了气藏产水的影响因素及其影响程度。结果表明：气藏构造对气水分布影响显著，西南构造下倾方向成为富水区；沉积特征使山2气藏的非均质性严重，对气水分布的影响也非常明显，位于分流河道砂体的气井产水少，位于分流河道砂体边缘的气井产水较多；储层物性的差异越大，造成气水的分异作用越突出，致密储层部位气井含水饱和度相对较高，产出液气比较高。

摘要:油田现多采用降粘剂进行降粘，为了寻求一种更高效经济的降粘方法，通过实验研究了振动棒头产生的振动剪切和涡流剪切作用对油样的降粘效果。结果表明，振动时间越长、振动频率与原油本征频率越接近，降粘效果越好。振动辅助化学剂降粘与单独使用降粘剂时的降粘效果显示，由于振动产生的振动剪切和涡流剪切作用破坏了原油中部分长的碳链结构，同时阻止了蜡晶的形成并加速了降粘剂在井筒流体中的扩散使其分散更加均匀，复合法降粘效果更好，为此提出了振动与化学剂复合降粘方法。在辽河油区茨榆坨油田5口油井的先导性试验结果证实，单井最大增油幅度达103.8%，抽油机下冲程工作电流最大下降了22.2%，降粘效果明显。

摘要:近年来，针对碳酸盐岩的储层改造，中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术，同时还尝试了加砂压裂改造。在分析了酸压和加砂压裂不足的基础上，提出了携砂酸压工艺。在大量室内实验的基础上，对靖边气田纯度较高的白云岩储层进行了交联酸携砂酸压的研究与实践。先后运用该技术施工11井次，成功率达100%，有效率为100%，最大加砂量为25.1m3，加砂规模接近该地区普通加砂压裂的规模。压裂前每口井均无气产出，而压裂后试气的无阻流量或井口产量为1.031 8×10 4~37.023 6×10 4m3/d，返排率均大于79%，与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性。

摘要:针对西峰油田长8特低渗透储层注水井注水效果不好，欠注严重，普通酸液增注效果不理想的实际情况，通过岩心溶蚀实验，确定了该油田储层主体酸化用液配方,在此基础上研制了新型深穿透酸液体系SG-1。通过室内静态和动态实验，对该体系的防腐性能、防乳化及酸渣性能、稳定铁离子能力、防膨性能、配伍性、注入性能、热稳定性及岩心酸化效果等进行了评价。现场试验结果表明，使用新型深穿透酸化体系SG-1后，西峰油田西31-14井在油压为18.4MPa的条件下，注入量达到41m3/d，吸水指数达到了2.23m3/(d·MPa)，与措施前相比，注入量增加了19m3/d，吸水指数提高了85.6%，有效地解决了油藏的欠注问题，并取得了较好的增油效果，具有良好的推广应用价值。

摘要:气藏进入开发中后期后，由于井筒积液的影响，目前采用的分离器等井下设备及常规电潜泵排水采气技术无法满足小直径套管完井气井生产的需要，造成气藏报废压力过高。对现有的电潜泵和分离器等井下设备进行了分析，并结合井下气水分离技术，研制了新型的小直径旋流分离器；通过分析气水分离系统的压力与流量的协调关系，采用节点分析方法，设计了气水分离的系统参数，并完善了配套工艺。利用小直径电潜泵排水采气技术成功地将φ107mm×φ98mm机组下入生产层下部，使太7井的报废压力从4.5MPa降至2.5MPa以下，至2007年12月底，该井累积产气量为160.74×10 4m3，累积产水量为35 514m3，正常生产380d。现场应用证实，小直径电潜泵排水采气技术降低了气藏的报废压力，形成了一套提高气井产量和气藏最终采收率的新技术。

摘要:为了优选疏松砂岩油层的防砂方法，提高注水开发过程中的防砂效果，进行了防砂机理物理模拟。模拟结果表明，砾石层防砂物理模拟压力高于15MPa时，细砾石层渗透率明显好于粗砾石层，砾石层挡砂过程中的渗透率降低与砾石和地层砂的粒度中值比、流体的粘度、累积产液量等有关，当砾石和地层砂的粒度中值比大于15时，砾石层不起挡砂作用。经纬网金属布滤砂管和斜网金属布滤砂管具有高渗透能力和低过滤精度的特点，对高泥质含量或细地层砂的地层不适应，而金属棉滤砂管挡砂精度高，具有一定的自疏通能力。绕丝管防砂模拟中，挤压砾石充填炮眼，能够大幅度提高炮眼的渗透率，增加油井产能。因此，选择合理的砾石和地层砂粒度中值比是砾石充填防砂工艺的关键，金属棉滤砂管防砂优于经纬网金属布滤砂管和斜网金属布滤砂管，井筒内安装有绕丝管样件时，炮眼充填物的渗透率是影响油井产能的关键。

摘要:聚乙烯吡咯烷酮和改性聚氨酯按1∶1的比例可制备超分子体系。该超分子体系通过对亲水性界面的选择性吸附实现对地层砂的固结，达到堵水和防砂的目的。对超分子溶液的成膜性质、堵水和防砂等性能进行了评价。结果表明，该体系在岩石表面能自组装成膜，膜的吸水率低，在30～90℃时，最大水溶胀率小于4%；堵水、防砂效果好，出砂率仅为0.03g/L，岩心伤害率为2.8%；矿场实验表明，防砂有效周期大于7个月，堵水率大于30%。

摘要:为解决侧钻井转注水后分层注水难度大的问题，将投球调剖技术应用到侧钻井注水中，实现资源的重新利用。介绍了投球调剖技术的工作原理和技术优点，阐述了调剖球的性能特征，通过实验室建立侧钻井仿真可视模型的方式，进行了侧钻井中投球调剖的物理模拟实验。实验验证了调剖球在侧钻井中封堵的可行性，依据大量数据分析了调剖球封堵炮眼的规律，确定了不同工况下投球位置、井筒内流量对封堵效果的影响。提出了靠近目标层投球和适当控制流量的方法，该方法可实现对调剖球在井筒中运动的控制，给出了不同注入位置及各层流量比下最优的投球方式、流量大小和投球数量，为现场施工提供了参考依据。