沁水盆地作为中国高阶煤煤层气主要生产基地，储层具有成煤及成藏条件多样、构造复杂、渗透率低、储层非均质性强和改造难度大等特点，早期开发存在资源有效动用率低、单井产气量低、开发利润低等问题。通过分析高阶煤储层的特点和煤层气开发的规律，认为制约高阶煤煤层气高效开发的关键问题主要有3个：①高效开发建产选区精准性差；②开发技术适应性差；③改造工艺与煤储层的匹配性差。通过研究微构造、煤体结构、地应力和裂缝等影响高阶煤煤层气开发的关键因素，评价不同地质因素对产量的影响程度，进行多维度精细开发单元划分，明确不同单元地质特征，建立了“五元”可采性高效建产区评价指标体系，确立了高阶煤煤层气高效建产区优选方法。分析认为：由于高阶煤渗透率低、非均质性强，水平井能够连通更多煤层裂缝，扩大排采降压泄气面积，降低气、水流动阻力，具有单井产量高、经济效益好等优势，针对不同地质分区和开发程度，按照“控制储量最大化、采气速度最大化、经济效益最优化”的原则，形成了高阶煤煤层气水平井优化布井技术。在此基础上，以“启动缝网、压开新缝、控制储量”为目标，形成了聚能定向射孔、阶梯提排量逐级造缝、粉细砂组合和井间干扰同步为主的关键技术，同时配套完善了以活性水为主体的桥塞射孔联作、井组同步干扰作业的工艺技术，建立了气体易产出的线性缝网体系，实现了高效改造。研究成果应用在沁水盆地，实现了高阶煤煤层气的高效开发，水平井单井日产气量提高一倍，单井最终可采储量提升50%，新建区块产能到位率达到90%，将其推广到中国其他高阶煤煤层气区块，为煤层气产业做大做强提供了技术支撑和可供借鉴的示范。

在分析鄂尔多斯盆地南部旬宜探区石炭系太原组成煤环境基础上，结合古地貌分析和沉积相研究，明确了太原组聚煤特征。利用工业分析、扫描电镜、等温吸附等实验分析手段，并且结合测井建模评价的方法，明确了煤层的煤岩和煤质、储集物性、含气性等特征，剖析总结了深层煤层气富集控气要素和成藏特征，从而指出了下一步有利区带。结合煤层气勘探实践，明确了深层煤层气具备良好的勘探前景。研究表明：①旬宜探区石炭系太原组煤层发育受潮坪泥炭坪、潟湖泥炭坪2种成煤环境影响。受成煤环境和沉积古地貌影响，煤层分布具有“西薄东厚”的聚煤特征。②煤岩类型以亮煤—半亮煤为主，煤体结构以原生—碎裂结构为主，发育植物胞腔孔、黄铁矿与黏土矿物晶间孔、割理裂隙等储集空间类型。③煤层含气量介于15.8~25.6 m³/t，含气性中等—较好。煤层气富集受控于成煤环境、构造演化、保存条件等因素。④西北斜坡区具有断层不发育、地层常压、地层水动力弱，煤层埋深大的特点，是深层常压煤层气勘探有利区；东南断坡区具有断层较发育、地层低压、地层水动力较强，煤层埋深中等的特点，是中深层低压煤层气勘探有利区。位于东南断坡区的PZ1井煤层压裂测试获低产气流，展示了鄂尔多斯盆缘复杂构造带深层煤层气具有较好的勘探前景。

四川盆地煤炭资源丰富，近年来也取得了部分煤层气探井的突破。为了探讨四川盆地建成煤层气生产基地的可行性，研究综述了四川盆地内煤层气藏的层位发育情况，以及川东南和川南地区煤层气开发区块的地质和动态特征。四川盆地内第一个煤层气生产基地筠连沐爱矿区地面抽排井已达450余口，连续5 a年产气量超过1.00×10⁸ m³；蜀南矿区内生产井数328口，年产气量达0.79×10⁸ m³。然而，盆地内以煤层作为目标层位的煤层气井日均产量不到700 m³，但对煤层及附近砂岩层段进行笼统压裂改造的先导探产井却能达到5 000~8 000 m³/d的规模，这说明四川盆地煤层气生产动态与国内其他煤层气生产基地差异较大，这是源于盆地内多发育薄层以及与致密砂岩互层的构造煤，因此，不能沿用沁水、鄂尔多斯等典型厚煤层的“甜点”评价和开发方式，亟须改变以“煤层”作为煤层气井唯一目标层位的开发思路。实践表明：四川盆地煤层多发育于海陆过渡相地层，虽然煤层自身横向发育并不稳定，但是稳定发育了“煤层+砂岩+泥岩”3种岩性的组合，特殊的岩性组合可以形成“煤—砂—煤”烃源封存箱体，对四川盆地薄互层煤层气的开发和产能建设具有重要意义。另外，四川盆地近年来关停大量煤矿，废弃煤矿中富集的煤层气亟须结合地面钻井开发手段进行二次开发。综上所述，根据四川盆地的地质资源量和现有开采技术，为建设继沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之后的第三个煤层气产业基地提供了可能。

四川盆地煤层气资源丰富，筠连地区浅层煤层气已获得商业开发，邻区长宁地区多口过路井在二叠系煤层中测试获气，揭示了盆地煤层气的巨大潜能。随着国内深层煤层气勘探开发取得突破性进展，借鉴沁水盆地、鄂尔多斯盆地深层煤层气开发经验，为明确长宁地区深层煤层气的资源潜力，利用测井、煤层取心、实验测试等资料，系统开展了长宁地区煤层的地质分析、深层煤层气含气性评价、煤层气成藏主控因素及有利区研究。结果表明：四川盆地长宁地区7号至8号煤层煤组是一套厚度大、发育稳定的高品质煤层，以高煤阶、高固定碳含量的原生结构煤岩为主，已处于热解生气高峰，生烃潜力巨大；煤层具有高孔隙度、高渗透率、高割理密度特征，储集空间充足；顶底板以泥岩为主，保存条件优越。与筠连浅层煤层气相比，长宁地区深层煤层气构造更加稳定，游离气比例升高，煤体结构更加完整，在远离剥蚀线、Ⅰ级断层区形成区域性煤层气藏，富含游离气的特征将更加有利于后期煤层气开发。结合地质工程条件，建立了长宁煤层气评价的地质-工程双“甜点”指标体系，优选了区内深层煤层气发育区1 300 km²，计算资源量1 700×10⁸ m³，有利区主要位于罗场向斜、建武向斜。研究成果有效指导了区内煤层气井位部署，助力实现四川盆地非常规天然气高质量发展。

近年来，鄂尔多斯盆地在煤系共生气藏的勘探开发获得了重大突破，但沁水盆地目前的勘探开发却仍聚焦在煤层气藏。沁水盆地北部寿阳地区晚石炭—早二叠世山西组3号煤、太原组9号和15号煤热演化程度高，具备良好的烃源基础。海陆过渡相沉积环境有利于多种类型储盖组合发育，表明具备发育煤系气共生气藏的基本地质条件。利用研究区108口煤层气勘探井资料和前人对沉积环境的研究，对晚石炭—早二叠世煤系地层沉积特征进行了精细研究。通过“点-线-面”的研究方法，将太原组划分为3个沉积单元：太原组一段（以下简称太一段）三角洲前缘沉积、太原组二段（以下简称太二段）潟湖—潮坪沉积、太原组三段（以下简称太三段）三角洲前缘沉积；山西组划分为1个沉积单元：三角洲平原沉积。在此基础上，归纳了8类典型的岩相组合，综合分析得出3类4种煤系气储盖类型。研究认为：在研究区北部仅发育单一煤层气藏，东部则发育煤层气+常规灰岩裂隙气藏，中部则以煤层气+致密砂岩气为主，中部偏北主要发育致密砂岩气+煤层气+页岩气组合。

鄂尔多斯盆地东部深部煤层气资源丰富，实现煤系气综合开发有助于提高资源动用率和单井产气量。为精准确定“甜点”层，利用有机地化、双束扫描电镜、高压压汞、低温N₂吸附和低温CO₂吸附等试验，对鄂尔多斯盆地东部山西组山2段煤系泥岩、煤岩和致密砂岩孔隙发育特征进行对比。结果表明黏土矿物含量是影响煤系地层泥岩和致密砂岩孔隙发育的主要影响因素。煤系储层微观孔隙结构差异较大，泥岩和致密砂岩主要发育介孔（2 ~ 50 nm）尺度的黏土矿物孔隙，二者的介孔比表面积和孔体积大致相等；煤岩发育大量微孔尺度（<2 nm）的有机质纳米孔隙，微孔比表面积远大于泥岩和致密砂岩的介孔比表面积；致密砂岩同时发育大量宏孔（>50 nm）尺度的黏土矿物孔隙和微裂缝，其连通性好于泥岩。致密砂岩能为游离气提供大量储集空间，泥岩和煤岩孔隙可以吸附大量天然气，砂泥煤组合和砂煤组合是煤系地层的主要勘探目标。

深/浅部煤储层孔隙-裂隙结构差异特征对煤层气开采具有较大影响，针对这些结构特征差异进行的研究可为探索其物性特征，寻找煤层气勘探开发有利区提供部分理论依据。以准噶尔盆地深/浅部煤储层的煤岩样品作为研究对象，对深/浅部样品进行扫描电子显微镜、低温N₂吸附、高压压汞和CT（计算机断层成像）扫描等测试。测试结果表明，从浅部到深部的煤岩样品的渗透率逐渐降低，总孔体积逐渐降低，微孔与大孔分布频率逐渐降低；浅层样品孔隙-裂隙发育较好，中孔与大孔阶段孔隙分形维数值低，孔隙发育的均质性强，大孔隙与微裂隙相互连通；深部煤岩样品孔隙-裂隙发育相对较为孤立，在中孔与大孔阶段孔隙发育情况较复杂，孔隙-裂隙多被矿物充填。通过最大球算法对样品构建孔隙网络模型，阐明了样品连通孔裂隙的分布规律、形态与结构在三维空间的发育情况，并对等效孔隙、孔喉参数等结构参数和连通情况进行统计和分析，发现浅层样品连通孔隙度和总孔隙度优于深层样品，浅部样品孔隙-裂隙数量多，在微裂隙尺度占有优势，喉道短，孔喉半径大，发育密集，配位数高，连通性好，有利于气体在储层中流动。研究成果对于准噶尔盆地开发深/浅部煤层气采用适配性技术提供了实验数据支撑，对现场开发具有一定的指导意义。

为形成对于深部致密煤藏系统评价，保证深部致密煤藏就地气化工程的高效、经济和安全实施，基于模糊层次分析法形成了深部致密煤藏适度就地气化可行性评价方法，包括：①建立资源条件、储集条件和保存条件在内的3类一级指标和煤级、煤岩储层厚度和煤岩储层压力系数等参数在内的18项二级指标的评价指标集和以“可行”“基本可行”“不可行”为评语的分级评语集；②通过层次分析法，明确各类指标权重；③采用梯形型隶属函数计算各指标隶属度，构建评价矩阵；④将评价矩阵和权重矩阵合成，确定候选区致密煤藏适度就地气化对“可行”“基本可行”“不可行”的隶属度，根据最大隶属度原则，明确候选区深部致密煤藏适度就地气化可行性。将评价方法应用于鄂尔多斯盆地M区块深部8号煤藏适度就地气化可行性评价，评价结果表明：M区块深部8号煤藏适度就地气化对应“可行”“基本可行”“不可行”的隶属度分别为0.413、0.425和0.162，最大隶属度为0.425，确定8号煤藏适度就地气化可行性为“基本可行”。深部致密煤藏适度就地气化可行性评价方法为综合性的定量评价方法，更加注重对保存条件的评价，为深部致密煤藏适度就地气化工程实施提供了科学指导。

煤层气资源广泛应用直井开发，采用控压控水的排采制度，井底流压是排采方案设计与设备选型的重要参数，因此，煤层气直井井底流压预测具有重要的意义。为了便捷、准确地预测煤层气直井井底流压，指导煤层气井的控压排采，引入机器学习领域中的反向传播神经网络（BPNN）模型，同时对麻雀搜索算法（SSA）进行改进，耦合构建基于改进麻雀搜索算法-反向传播神经网络（SSA-BPNN）的煤层气直井井底流压预测模型。选取了生产现场常规测量的5个影响井底流压的参数作为井底流压预测模型的输入参数，相对应的井底流压数值作为井底流压预测模型的输出参数。将600组实测数据划分为训练集、验证集与测试集，完成了煤层气直井井底流压预测模型的建立与校验工作。BPNN模型与改进SSA-BPNN模型的验证集平均绝对百分比误差分别为3.10%与0.53%，可以看出利用改进SSA与BPNN的耦合建模，能够解决BPNN易陷于局部最优的问题，提高了煤层气直井井底流压的预测精度。同时将改进SSA-BPNN模型与遗传算法-支持向量回归机（GA-SVR）模型和物理模型解析方法进行对比，结果显示：3种不同模型的平均绝对百分比误差分别为1.318%、4.971%、18.156%，改进SSA-BPNN模型的误差最低，且在井底流压较低时，改进SSA-BPNN模型的预测精度显著提高，展现出较高的准确性与良好的适用性。改进SSA-BPNN模型仅需5个输入参数，减少了输入与计算参数的复杂度，且无须考虑井筒内流体分布情况，可覆盖排采各阶段，在不同压力区间都有较高准确性。

为明确鄂尔多斯盆地保德区块中低煤阶煤层气井及不同区域的产气特征，指导开发技术政策的制定，采用Arps递减分析法、产量累积法和流动物质平衡法，结合区块实际生产数据，建立了适用于不同开发阶段的煤层气可采储量计算方法。通过综合应用数据统计和生产动态分析等方法，系统研究了该区块3个开发单元（开发一单元至三单元）的可采储量与产气特征，并对比地质与开发参数，明确了地质条件差异对产气特征的影响。研究结果表明：保德区块由北向南（开发一单元至三单元），稳产期日产气量由3 314 m³降至864 m³，采气速度由3.82%降至0.99%，可采储量由1 391×10⁴ m³降至399×10⁴ m³，采收率由48.50%降至16.99%；同时，见气时间由99 d延长至228 d，稳产时间由981 d增加至1 553 d。相关性分析显示：稳产期日产气量与临储比、临界解吸压力及8+9号煤厚度显著相关，而可采储量则与8+9号煤厚度、4+5号煤含气量具有较高的相关性。地质参数对比表明，开发一单元的主力煤层厚度、含气量及临储比均优于开发二单元和三单元，且保存条件更为优越。研究认为，保德区块产气特征的南北差异主要受地质条件影响：北部开发一单元资源条件优越，煤层厚、含气量高、临储比大，因此，稳产气量高、采气速度高；南部开发三单元资源条件较差，稳产气量低，但稳产期较长。研究结果可为保德中低煤阶煤层气田的高效开发及不同单元排采制度的优化提供科学依据。

沁水盆地南部煤层气区块储层非均质性强，气井产能预测难度大，且压裂施工缺乏针对性设计，导致压裂后井间生产效果差异显著。为此，基于沁水盆地南部187口煤层气直井的地质、测井、压裂和生产数据，构建了基于多任务学习策略的随机森林算法的气井产能预测模型，并通过粒子群优化算法优化压裂参数。研究使用深度卷积自动编码-解码器处理测井曲线等非结构化数据，采用随机森林算法结合多任务学习策略，有效缓解了样本数据有限和泛化性能低的问题，使得模型在小样本数据下仍能保持较高的预测精度。分析结果表明：深度、施工液量和小粒径支撑剂用量是影响产能的主要因素；地质条件是决定气井长期产能的关键因素；压裂参数则主要影响气井的峰值产能。多任务学习的随机森林算法在小样本数据上表现出高预测精度，测试集中峰值30 d和5 a累产气量的决定系数（R²）分别为0.883和0.887。对6口新井的5 a累产气量预测R²达0.901，显示出模型在实际应用中的高准确性和稳定性。通过粒子群优化算法对压裂参数进行优化后的方案，能够显著提高气井的产能分类等级或提升气井的产能水平。优化后的预测单井产能比原实际方案提高了约153%至188%，显示出优化方案在实际应用中的显著效果。通过结合多任务学习和粒子群优化算法，成功解决了小样本数据下的产能预测及压裂参数优化问题。构建的产能预测模型和压裂参数优化算法为沁水盆地南部煤层气高效开发提供了理论支持和实践参考。

注水开发油藏随着开发的深入，水驱矛盾愈加突出，地下渗流场、压力场和剩余油饱和度场差异较大，开展定量化流场差异性评价研究，可以有效地指导地下流场优化调控，动用挖掘不同类型剩余油，提高油藏水驱采收率。该研究对流动非均质性的动静态影响因素进行了分析，指出了考虑各种因素作用下评价流动非均质性的复杂性，以及开展量化评价研究的重要性。对比了多种不同的非均质性表征方式，最终优选洛伦兹系数进行评价。该系数适用于非正态分布对象，且分布介于0~1，可以进行流动差异性的定量表征。另外，选取流场最直观的表现流速作为计算指标来建立流动非均质性评价方法。为使计算更加快捷、方便、直观，建立平板模型解决裂缝内流动表征的问题，减少数值模拟中压裂缝的模拟工作，结合数值模拟与MATLAB编程技术，将模拟得到的压力数据转化为流速，计算得到以流速为评价对象的洛伦兹系数，实现了参数计算程序化问题，从而建立渗流差异表征方法。考虑有无高渗条带、有无裂缝、裂缝角度、高渗条带渗透率等因素，利用该方法对三角形井网、半反七点井网设计方案，研究洛伦兹系数与采收率的关系。分析发现对于三角形井网，洛伦兹系数小于0.94时，二者呈线性关系；而当洛伦兹系数大于0.94时，随着洛伦兹系数增大采收率呈指数下降，半反七点井网则在洛伦兹系数为0.96时发生这一变化。因而得到三角形井网和半反七点井网下流场差异性强弱界限值，分别为0.94和0.96。进而对G7断块开展现场应用，评价得到该区块有2个渗流差异较强的砂体，并对评价后渗流差异性强砂体制定调整对策，分别是井网优化+细分注水改善平面及纵向渗流差异，流场调整均衡平面渗流差异，开展周期注水降低流动非均质性。进而开展数值模拟对调整前后相应指标进行了对比，洛伦兹系数降至临界值以下，10 a采收率提高1个百分点，起到了控水稳油的效果。该研究切实可靠，可以指导油藏流场描述、剩余油挖潜，对油藏提高采收率具有重要意义。同时，主要研究对象为苏北断块油藏常见井网，在实际推广应用中应针对具体井网形式重新评价确定界限值。

煤岩割理裂缝的发育导致其强度较低，钻井过程中钻井液的作用将会进一步增加井壁失稳的风险。采用室内实验、理论分析与数值模拟相结合的方法，揭示了钻井液作用下割理发育煤岩失稳机理：①煤岩黏土矿物主要由不易水化的高岭石组成，无易水化的蒙脱石存在且伊蒙混层的占比不高，因此水化膨胀（平均值为0.35%）和滚动分散性能（平均值为89.64%）较弱，煤岩失稳机制以力学作用为主。②垂直交错的面割理和端割理为钻井液侵入煤岩地层提供了流动通道，面割理的尺寸普遍大于端割理，因此，面割理更容易发生钻井液侵入造成井壁失稳。③钻井液侵入割理缝会导致井周地层压力上升，径向应力降低，增加井壁失稳的风险，其中对于高渗透率的面割理和穿过井眼的交叉割理，钻井液侵入更深，产生的井壁失稳风险更加严重。④割理缝的特征也会影响钻井液对煤岩割理的侵入深度。宽度更大、密度更高的割理缝中，钻井液侵入更深，并在井壁附近产生更高的压力，从而提高了井壁失稳的可能性。因此，应根据实际地层割理缝的尺寸大小设计钻井液随钻封堵粒子，且控制钻井液密度在合理的范围内，从而减少钻井液侵入引起井壁失稳情况的发生。研究提供了深入理解钻井液作用下割理发育煤岩失稳机理的新视角，为割理发育煤岩井壁稳定性分析提供了理论指导。

为了解决深部煤层气储层改造中，油电混驱压裂设备的配置技术问题，以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块吉深11-7A平台深部煤层气油电混驱压裂设备配置为例，从压裂泵组功率计算、考虑输电线路功率损耗和辅助系统功率的电网容量计算、运输和混砂装置能力、低压管汇系统供液能力计算、高压管汇系统和仪表撬功能等方面提出了具体配置要求，结合压裂施工要求与设备作业能力，提出了深部煤层气油电混驱压裂设备计算配置方法，在平台3口井进行了应用。应用结果表明，形成的配套方法满足深部煤层气高压力、大排量、高砂比、大砂量和24 h连续压裂作业的要求。在满足泵组功率储备系数1.3的条件下，功率冗余系数为1.46；电网申请容量19 000 kVA大于线路需求总计容量18 269 kVA，满足用电要求；运砂、混砂设备和低压供液设备能力等也满足实际使用需求。吉深11-7A平台从2024年3月10日开始，2024年3月31日结束压裂施工。施工压力介于55~75 MPa，排量介于19~20 m³/min，风险层段排量介于14~16 m³/min，砂比6%~24%，单泵最大排量为2.0 m³/min。3口井的累计总液量为73 926.7 m³，电泵总液量为36 458.1 m³，累计电量719 200 kW⋅h。完成3口井34段压裂施工，完成了“中国首座油电混驱深部煤层气平台”水平井储层改造。研究结果可以为深部煤层气油电混驱压裂施工提供设备配置计算方法，对中国其他油气区块压裂施工设备配置具有一定的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地深层煤层气资源量丰富，神木气田X区块是冀东油田在该盆地的重点勘探开发区块，其深层本溪组8号煤层是该区块的重要建产资源，主要通过水平井钻探和大规模压裂改造的方式进行生产。本溪组8号煤层局部构造多变，煤层脆、软，钻速快，易坍塌，水平段轨迹控制难度大，储层钻遇率难以得到有效保障。因此，如何提高煤层气水平井的储层钻遇率并实现快速钻井、完井，成为该领域勘探开发所面临的关键技术难题。基于此开展地质、地震、测井、录井、钻井等多学科技术研究，形成以精细地震构造解释为前提、以近钻头方位伽马成像分析为核心的深层煤层气水平井地质导向技术，包括煤层构造精细刻画、煤层特征预测、着陆井轨迹控制、煤层综合判定、水平段地质导向和钻井工程参数控制等多项关键技术。通过这些技术的有效整合与合理运用，实现了水平井的精准着陆和实时水平轨迹的精细调整。在该区块探评井和先导试验井的地质导向实践中，水平井地质导向技术已展现出显著效果，煤层钻遇率由首口风险探井的70.4%提升至目前的平均值94.0%，此外，该技术还实现了工程井眼轨迹的光滑顺畅，确保了下套管和固井施工的顺利实施，缩短了钻井、完井周期。深层煤层气水平井的高效钻井、完井为后续大规模压裂改造和效益开发生产打下了坚实的资源基础，对鄂尔多斯盆地其他区块深层煤层气地质导向具有较好的借鉴意义。

中国深层煤层气示范基地已初步建成，并逐步迈入规模性勘探开发的重要阶段。这一突破为能源领域带来了新的希望与挑战。随着开发的深入，传统三维静态模型在预测强非均质性储层在水平井大规模压裂工况下的渗流-应力耦合动态地应力演化方面显示出局限性。对此，该研究以大宁—吉县区块的深部煤为例，围绕储层压裂动态应力场展开深入探究。研究采用地质工程一体化的煤层气储层压裂缝网模型，对水平井平台压裂过程进行模拟，综合考虑了地质条件和工程因素，能够更真实地反映实际情况。以时间为尺度，针对水平井台S开展大规模压裂动态应力场模拟研究。结果表明：经过多轮压裂诱导应力的叠加作用，现今地应力分布发生了显著变化。为了准确量化这种影响，引入了水平主应力差异系数这一关键指标，即两向水平应力的比值。当该参数接近1时，表明压裂改造效果最佳。模拟结果显示：压后区域内的水平主应力差异系数的范围由1.15~1.25逐渐减小至1.05~1.15，井周大部分区域的水平主应力差异系数小于1.10，这表明水平井大规模压裂改造效果良好。这一研究成果不仅为深层煤层大规模压裂开发提供了更合理的模拟方法，还为优化压裂设计、提高煤层气采收率提供了科学依据。通过地质工程一体化的方法，能够更准确地预测和评估压裂过程中的动态应力场变化，从而指导实际生产中的压裂作业。

废弃油基钻屑是油气田开采过程中最严重的环境污染物之一，是具有产量大、含油率高、成分复杂且极难妥善处理等特点的危险废物。在离心分离、溶剂萃取、表面活性剂热洗、热解法等诸多方法中，通过热解去除挥发性和半挥发性污染物（如碳氢化合物）的热处理方法，因其处理时间短、去除效率高而广受欢迎和使用。然而，常规热解处理技术温度高、能耗高，对物料选择性较高，容易产生结焦，导致处理效率低下。在常规热解技术的基础上，通过添加催化剂和防结焦剂对油基钻屑进行预处理，可以极大地降低热解所需的温度。通过研究CA、CB、CC（CA为催化剂A，CB为催化剂B，CC为催化剂C）这3种不同催化剂分别在温度为200、250、300 ℃时对油基钻屑中油分去除效果，并将效果较好的CA和CC进行复配，发现其复配比例为2∶1时可以显著提高处理效果。通过对防结焦剂JA、JB、JC（JA为焦化剂A，JB为焦化剂B，JC为焦化剂C）的筛选发现，JB可有效地降低固相残渣粘连在反应釜内壁上。通过使用中心复合设计（CCD）和响应面方法（RSM），可以在减少实验数量的前提下保证结果的准确性。由响应面（RSM）模型结果可知，最佳的处理参数为：在处理300 g 油基钻屑时，复配催化剂的添加比例为4.417%（复配比例为CA∶CC=2∶1），反应温度为285.43 ℃，反应时间为97.17 min时，油基钻屑的含油率由14.76%降低至0.20%。通过分析油基钻屑在最佳处理参数处理后的产物，参照中华人民共和国四川省地方标准《天然气开采含油污泥综合利用后剩余固相利用处置标准》（DB51/T 2850—2021），发现固相残渣中的重金属及其他指标均得到有效去除。去除后的固相残渣可用于铺垫井场，实现了油基钻屑的有效去除及废物利用。

针对弯曲影响下悬链锚腿系泊（CALM）系统在南海涠洲海域的适用性进行研究，分析了该系泊系统在南海涠洲海域极限环境条件下的自存能力，并提出了考虑弯曲影响后的极限系泊力校核方法。建立了南海涠洲海域波浪有义波高-平均上穿零周期联合概率分布模型，根据该模型推算并绘制南海涠洲海域波浪有义波高-平均上穿零周期百年回归周期等值线。联合百年回归周期风条件和十年回归周期流条件，构建南海涠洲海域极限校核海况。通过莫里森方程（Morison equation）分别对直径为76.2、88.9、101.6 mm R4S级无挡锚链系泊系统进行了时域下系泊水动力分析，并通过耿贝尔分布（Gumbel distribution）评估了最可能出现的极限系泊张力。通过有限元分析，解析了止链器和锚链管系泊布置形式所致的锚链环平面外弯曲与平面内弯曲对系泊链应力分布的影响，最终对分析系泊系统在南海涠洲远海海域适应性进行了评估。分析结论表明：采用止链器和锚链管系泊布置形式，系泊锚链会受到额外的平面内弯曲与平面外弯曲所致的应力集中，需额外考虑1.3倍弯曲安全系数。直径101.6 mm锚链系泊系统在南海涠洲海域具有适用性；直径88.9 mm锚链系泊系统可以满足标准校核，但无法满足考虑锚链间弯曲影响下的系泊分析要求；直径76.2 mm锚链系泊系统则不能满足标准校核。