煤系气是非常规天然气的重要类型，其成储、成藏是构造沉积作用耦合配置下的结果，尼泊尔低喜马拉雅造山带是研究复杂构造区煤系气储层发育与富集规律的重点区域。以尼泊尔低喜马拉雅造山带Tansen地区Gondwana群和Surkhet群煤系气储层为研究对象，分析了冈瓦纳及前陆盆地煤系气储层类型与组合特征，不同煤系气储层微观孔裂隙形貌发育与孔隙结构特征，探讨了逆冲推覆作用下煤系气储层孔裂隙演化过程与优势孔裂隙形成机制，最后，初步预测了煤系气潜在有利储层、有利区与资源潜力。研究结果表明：① 尼泊尔低喜马拉雅造山带煤系气储层组合类型主要包括“源储一体型”的煤层-页岩气型、“下生上储型”的煤层-致密砂岩气型和页岩-致密砂岩气型以及“源储紧邻型”的煤层-页岩-致密砂岩气型；② 页岩矿物相关的中孔与有机质微孔发育，孔容占总孔容64.6%，比表面积占总比表面积98.1%，煤层主要发育微孔，总比表面积达8.22 m²/g，致密砂岩以粒间孔和微裂隙为主，渗透性在各类储层中最高；③ 页岩孔裂隙具有破坏和新生双重效应，逆冲推覆作用下不同岩性煤系气储层孔裂隙系统演化各异，煤层主要发生构造揉皱作用并发育更多微孔，致密砂岩则主要表现为构造裂隙的形成与扩展；④ Tansen地区东南部Jhadewa矿区是煤系气潜在有利区，Surkhet群Bhainskati组煤层-页岩组合是煤系气优势储层类型，初步估算该地区煤系气资源量达5.04×10⁸ m³。研究旨在初步查明尼泊尔低喜马拉雅造山带煤系气潜在有利储层与有利区，为尼泊尔油气资源评价与勘探研究提供方向。

新疆富油煤资源禀赋优势显著，其高效清洁开发利用有助于保障油气资源供给，促进深部煤炭资源有效利用，改善传统煤炭燃烧带来的环境问题。目前，新疆在富油煤资源赋存特征、分布规律及浅部开发利用等方面取得一定突破，但在深部富油煤原位转化及多能源协同开发等关键技术攻关方面仍存在瓶颈。研究从新疆富油煤地质资源量、煤基油气资源量、地面开发利用技术、地下原位热解-气化开发技术、附产CO₂地质利用封存、多能互补协同开发及国家级示范区建设等角度出发，剖析了新疆富油煤开发利用产业现状，并提出了发展建议。研究结果包括：①新疆富油煤资源主要富集于东部三塘湖盆地、巴里坤盆地和吐哈盆地，利用地质块段法、体积法和丰度法，初步预测新疆东部侏罗系1 000 m以浅富油煤资源量556.6×10⁸ t、煤中焦油资源量65.9×10⁸ t；②新疆富油煤地面气化热解提质与煤基化学品制备技术较成熟，已实现以富油煤为原料生产洁净煤、以煤焦油为原料生产煤基氢化油等油品、以净化后煤气为原料生产甲醇和乙二醇等；③提出了富油煤原位热解-气化一体化开发技术体系，包括地质选址评价技术、原位炉体构建技术、煤层原位加热技术和强化抽采技术；④构建了富油煤煤化工-新能源多能互补协同开发技术路径，主要是利用新能源制氢，为富油煤热解加氢制备化工产品提供氢原料、为富油煤热解-气化炉加热提供热能、为富油煤热解提质炼焦提供氢原料；⑤建议新疆建设富油煤开发利用国家级示范区，包括富油煤地面煤化工产业示范区、深部富油煤原位热解气化煤基油气产业示范区、富油煤化工附产CO₂地质利用产业示范区、深部富油煤原位热解半焦CO₂封存示范区及“富油煤-新能源”多能互补协同开发示范区等，促进新疆富油煤产业高效、可持续发展。

“十二五”以来，为保障煤层气资源开发和煤矿安全高效生产，根据煤矿采掘工程部署、开采扰动和煤层地质条件，经过生产实践探索，形成了适用于中国煤矿区煤层气开发的“四区联动”抽采模式，即煤矿规划区、准备区、生产区及采空区的煤层气协同开发，已取得较好应用效果。主要表现在以下几个方面：①开发形成了适合于规划区的地面垂直井压裂、顺煤层水平井分段压裂及碎软煤层顶板水平井地面分段压裂抽采技术。甘肃窑街海石湾矿垂直井单井产气量达到2 607 m³/d；山西晋城寺河矿顺煤层分段压裂单井产气量突破9 100 m³/d；安徽淮北芦岭矿碎软煤层顶板水平井单井产气量达到10 760 m³/d。②研发了适合于准备区的煤矿井下定向长钻孔分段压裂抽采技术。陕西彬长大佛寺矿硬煤顺煤层长钻孔分段压裂钻孔长度达到600 m，单孔瓦斯抽采纯量达到3 600 m³/d；山西阳泉新景矿碎软煤层顶板分段压裂钻孔长度达到609 m，单孔瓦斯抽采纯量达到2 811 m³/d。③探索形成了适合于生产区的碎软煤层井下穿层钻孔高压加砂水力压裂和顺煤层气动定向钻进高效抽采技术。安徽淮南潘三矿穿层钻孔加砂水力压裂钻孔瓦斯抽采纯量是普通清水压裂的2.38倍；山西阳泉二矿气动定向钻进深度最大达到607 m，单孔瓦斯抽采纯量达到971.6 m³/d。④提出了适合于煤矿采空区的地面垂直井和L型水平井瓦斯抽采模式。安徽淮南潘一矿垂直井抽采量最高超过50 000 m³/d；山西晋城寺河矿L型水平井抽采量最高达30 000 m³/d。随着煤矿区煤层气开发效果进一步提升的需要，提出了煤矿区煤岩层大规模体积压裂、煤矿井地联合分段水力压裂、煤矿区深部煤层气开发等技术攻关方向，推动煤矿区煤层气开发技术发展，以更好保障煤炭资源安全开采和煤层气资源高效开发。

鄂尔多斯盆地东缘致密气储量丰富，但储层压力系数低、物性差、黏土矿物等敏感性矿物大量赋存、孔隙结构复杂，导致储层潜在损害程度较高，制约了气井高产稳产。为了明确研究区致密气储层敏感性特征，以二叠系山西组1段、石盒子组8段致密砂岩为研究对象，利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和岩心流体驱替实验等手段开展了储层敏感性实验研究，并提出了针对性的储层保护对策。实验结果表明：研究区岩石类型为细—中粒岩屑砂岩，黏土矿物占比平均为21.59%，以伊蒙间层为主；储层孔隙主要类型为剩余粒间孔与次生溶蚀孔，纳米孔发育，且微—纳孔缝连通性差；盒8段岩心中值孔隙度为6.43%，中值渗透率为0.149×10^-3 μm²；山1段岩心中值孔隙度为6.46%，中值渗透率为0.387×10^-3 μm²；地层水pH值介于5.47~6.83，平均总矿化度为118 077.21 mg/L。研究区气藏属低温、低压致密气藏，具有弱速敏、弱—中等偏弱水敏、弱—中等偏弱盐敏、中等偏弱—中等偏强酸敏、弱—中等偏强碱敏、中等偏强—强应力敏感的特点。平均临界流速为0.3 mL/min，临界矿化度为60 000 mg/L，平均临界pH值为7.79。开发过程中应关注储层低压、低温、纳米孔占比高等特点，着重考虑酸敏、碱敏和应力敏感，并在钻完井、压裂和生产制度中进行完善与优化。研究结果对低压致密砂岩气高效开发具有指导意义。

深部煤层注入CO₂强化煤层气抽采兼具环保效益与经济效益，有广阔的发展前景。为探讨不同类型煤体在CO₂注入后的煤体结构变化情况，选用最大镜质体反射率（R_o，max）不同的5个样品，开展模拟煤层埋深为1 500 m温压条件下的超临界CO₂注入实验，利用低温N₂吸附法和压汞法测试注入前后煤样的孔隙结构变化特征，并采用分形理论定量比较其变化程度。N₂吸附实验结果显示：经过超临界CO₂-H₂O作用前后煤样孔容均随煤阶增加先减小后增大，在焦煤处形成拐点，孔容在微孔阶段（孔隙直径介于0~2 nm）增幅最大。压汞实验的孔容变化情况较为复杂，在过渡孔（孔隙直径介于>2~50 nm）和裂隙（孔隙直径大于1 000 nm）阶段增幅明显，这是由于超临界CO₂-H₂O反应增加了煤中的非有效连通孔隙，提升了煤样的局部连通性；部分样品反应后总孔容甚至有减小趋势，可能与脱落的矿物质堵塞孔隙有关。对反应前后样品的孔隙参数分形分析结果显示：不同样品的孔隙结构变化取决于煤体特征参数，低煤阶、高煤阶煤反应后孔容变化幅度更大，且矿物质含量越高变化程度更大。该研究有助于深入理解深部煤层CO₂注入对煤层孔隙结构的改造作用，可为CO₂地质封存与煤层气强化开发（CO₂-ECBM）工程选址提供参考。

为了给渤海湾盆地煤系油气勘探突破提供理论支撑，以黄骅坳陷太原组—山西组页岩为研究对象，利用岩心、薄片、测井、录井和有机地球化学资料，厘定了页岩发育的沉积环境类型，明确了目的层段页岩的沉积演化特征，分析了不同沉积环境页岩的有机地球化学特征，确定页岩气勘探的有利层段。研究结果表明：黄骅坳陷太原组—山西组页岩形成于障壁海岸和三角洲环境，其中太原组下段页岩发育潟湖亚相，上段发育潮坪亚相；山西组下段页岩发育水下分流河道间微相，上段发育分流间湾微相。黄骅坳陷太原组—山西组页岩自下而上总体经历了由障壁海岸相到三角洲相的转变，指示着晚古生代海侵作用由高峰转向衰退的演化过程。页岩有机质丰度以障壁海岸相最高，其次为三角洲相，不同沉积相页岩的有机质类型相近，干酪根均以Ⅲ型为主，包含部分Ⅱ₂型，有机质总体处于低成熟—成熟的演化阶段。太原组上段的潮坪页岩为页岩气勘探的有利层段，沧县隆起、东光潜山和北大港潜山等地区是页岩气勘探的有利区。

东海陆架盆地西湖凹陷是一个规模较大的中—新生代含油气凹陷，蕴藏着丰富的油气资源。但该地区含煤地层普遍发育，平北斜坡带含油气地层平湖组发育受潮汐影响三角洲沉积，以砂、泥、煤薄互层沉积为特征。其中，煤层伴随砂体发育且厚度薄，岩性以砂泥岩互层夹煤为主，具有单层厚度较薄、层数多、横向变化快等特征。薄煤层在煤层段测井曲线呈现出异常的低速、低密度、高中子测井值、高电阻率等特征，常规声波测井曲线参与反演时，会降低砂体预测准确性。因此，如何消除煤层影响，精确识别砂体是亟须解决的问题。基于对煤层段测井曲线特征分析，提出了一种针对煤系地层的声波拟合测井曲线方法。该方法依据钻井资料、录井认识和岩心分析数据，将地层划分为煤层段和非煤层段。非煤层段采用常规碎屑岩岩石物理建模方法测井曲线拟合方法；煤层段运用经验公式统计回归方法进行曲线拟合。随后，将煤层段和非煤层段拟合结果进行整合与匹配。拟合后的声波纵波速度曲线校正了因煤层井径垮塌导致的异常值，原始曲线与拟合的声波纵波速度曲线相关系数为0.82，应用拟合校正后的声波纵波速度曲线参与反演，可精细刻画砂体。该气田应用结果表明：基于该方法拟合校正的声波纵波速度曲线参与反演，能有效预测砂体，预测结果与钻井吻合度高，有助落实岩性-构造圈闭。本研究为薄煤系地层储层预测提供了一种有效方法，通过对声波测井曲线煤层段与非煤层段分别拟合，排除煤层干扰，从而达到高精度砂体预测的目的。

在煤层气排采过程中，储层中煤粉会发生运移，可能造成孔隙和喉道堵塞，导致渗透率下降，从而影响煤层气的产量。为了探究煤粉运移对碎裂煤储层孔渗的影响，建立了煤粉在孔喉通道内的运移—沉降数值模型，基于python（高级程序设计语言）编写了煤粉运移的数值模拟程序，模拟了煤粉在碎裂煤基质孔隙网络中的运移，探讨了煤粉运移过程中的碎裂煤储层孔渗变化规律以及煤粉运移对孔渗的影响。数值模拟结果表明：压差和煤粉粒度是影响储层孔渗的2个关键因素。模拟初始阶段，煤粉运移引起储层渗透率迅速降低，不同粒径煤粉颗粒运移、沉降和排出进一步受到压差的影响，煤粉粒度越大，在低压差、低流速条件下越难以启动运移，而在压差较大流速较高的情况下，则会发生运移。对比小粒径煤粉，大粒径煤粉颗粒更加容易堵塞有效孔隙，导致渗透率迅速下降。压差增加会使煤粉沉积位置向出口端转移，导致煤粉沉降范围变大。在煤粉粒径小于喉道半径的条件下，驱替压力存在一个阈值，当小于这个阈值时，渗透率的下降速度随着驱替压力的增大而增大；当大于这个阈值时，渗透率的下降速度会随着驱替压力的增大而降低。将数值模拟实验数据与关于煤粉运移的物理模拟实验结果相结合表明：模型的数值模拟结果与物理模拟实验中的煤粉运移过程中碎裂煤的渗透率变化和煤粉产出沉降情况一致。

鄂尔多斯盆地东缘神府区块深部煤层与致密砂岩层紧密叠合，深部煤层气开发过程中存在顶板致密砂岩气向煤层运移的现象。迄今，关于顶板致密砂岩气对深部煤层气开发影响的研究仍然较为匮乏。以神府区块8+9号煤及其顶底板为研究对象，开展了不同砂岩覆盖比例（井控范围内顶板砂岩对煤层的覆盖比例）的深部煤层气直井排采数值模拟研究，并从储层压力传导、气体解吸与扩散和渗透率动态变化3个方面，探究了顶板致密砂岩气运移对煤层气井产气效果的影响及其作用机制。结果表明：深部煤层气开发过程中，顶板致密砂岩气向煤层运移并贡献了深部煤层气井部分产气量，且随顶板砂岩覆盖范围增加，致密砂岩气的产气贡献增高，相较于顶板为泥岩的情况，砂岩覆盖比例为40%、60%和80%时，致密砂岩气对累计产气量的贡献依次提高了11.43%、23.54%和29.35%；在压裂裂缝控制范围外，砂岩层中气、水产出更快，扩大了砂岩层压降幅度与压降范围，间接促进了压裂裂缝控制范围外的煤层卸压，提高了煤层气解吸与扩散速率，进而增强煤基质收缩效应，并促进煤储层渗透率比率回升，而煤储层渗透率比率的回升将进一步促进储层压力传导和气体解吸与扩散，从而提升煤层气井产气效果。

目前机器学习对油气井产量预测效果不佳的原因在于常规方法过度依赖历史产量数据特征，使得预测结果更多地表现为对历史信息的重组，而难以预测新的趋势。这些方法忽略了其他重要的时序变量，如油气井的开发阶段、压力和产水等对产量的影响。为了解决这些问题，研究提出了压力、产水和产量的关联对策，并建立了一种基于时序注意力动态卷积神经网络的油气井产量预测方法，该方法以时域卷积神经网络为基础模型，引入了多头注意力和动态卷积机制，从而捕捉输入特征序列中不同时间步之间的长期依赖关系，并为每个时间步分配不同的权重。动态卷积模块可以根据时序注意力模块的输出，动态地生成卷积核参数，从而适应不同生产阶段的输入特征。通过安岳采气作业区多井真实复杂案例的验证，展示了基于时序注意力动态卷积的油气井产量预测模型的优越性。研究表明，所提出的模型在面对随机选取的4口井时表现出更好的预测效果。进一步通过对注意力权重和动态卷积权重的可视化分析，发现该模型能够根据不同开发阶段动态调整卷积核权重，特别是针对气井的初始阶段、过渡阶段和衰退阶段。通过结合开发阶段的压力、产水和产量关系，时序注意力动态卷积神经网络模型能自适应调整其结构和参数，从而实现对油气井产量的精准预测。

动态储量评估是气藏内部调整与挖潜的关键环节。对于单井生产的气藏，传统物质平衡方法通常以外推单井压力恢复曲线所得到的平均地层压力和累计产气量来计算动态储量；然而多井生产情况下，存在井间干扰，关井压力恢复易呈现先上升后下降的异常特征，导致准确获取地层平均压力困难，因此采用物质平衡方法预测的动储量可能出现较大的偏差。为了更准确地评估存在井间干扰时的动储量，引入井间干扰系数，通过矩形定容边界多井均匀分布时的单井拟稳态产能方程与气藏物质平衡方程耦合，得到了利用单井流压、产气量及气藏累计产气量计算动储量的新方法，绘制了单井单位产气量下拟压力差与总物质平衡时间的关系曲线，曲线斜率倒数即为动储量。通过给定初始动储量，利用关系曲线不断迭代试算动储量，当二者误差足够小时动储量即为所求。实例应用表明：存在井间干扰时，新方法计算动储量时只需要单井流压、产气量和气藏累计产气量，无需关井测压，比物质平衡方法具备更强的适用性，计算的动储量比物质平衡法精度提升12.6%，更符合生产实际。同时新方法利用任意连通的2口井生产数据计算的动储量是相同的，以此可以判断井间连通性。研究成果对提高存在井间干扰时的动储量计算精度、判断井间连通性具备较强的应用价值。

淮南矿区地处中国陆地东西构造带与南北构造带交汇的前端，地质构造极为复杂，经过一系列构造演化，导致煤体破碎、松软，具有高瓦斯、高地压、高地温、高承压水、松软低渗“四高一松软”的特征。随着淮南矿区开采深度逐年增大，瓦斯灾害的复杂性和危险性显著增加，井下瓦斯治理工程与生产接替之间的矛盾更加突出。煤矿瓦斯治理与煤炭开采密切相关，通过地面瓦斯治理井预抽煤矿瓦斯能有效扼制瓦斯灾害事故，提高煤炭安全生产效率。以煤矿5~10 a规划设计的开采区为单元，地面瓦斯治理井沿采煤工作面轨顺、运顺内错30~40 m钻进，覆盖设计的全部采煤工作面。采用三开完井方式、旋转下套管技术、酸性压裂液体系大规模压裂、有杆无杆排采工艺组合应用等手段，实现了工程成功率100%、压裂最高砂比20%、单井最高日产气量11 067 m³的效果。经煤矿井下验证，13-1煤层65、30 m范围内的原始瓦斯压力由6.8 MPa分别降至2.7、2.4 MPa，瓦斯由11.8 m³/t分别降至7.2、5.2 m³/t，地面瓦斯治理井压裂抽排对降低煤层瓦斯压力、瓦斯含量效果明显。实施地面瓦斯治理有利于煤矿安全生产、有利于优化能源结构、有利于碳减排，打造地面瓦斯治理示范区，对中国松软低渗煤层地质条件下实施地面瓦斯治理具有极大的借鉴意义。

中国低阶煤煤层气资源量约为10.3×10¹² m³，其中二连盆地群占总资源量的四分之一，具有大规模工业开发潜力。二连盆地吉尔嘎朗图区块煤储层具有低阶煤（镜质体反射率为0.35%，）、低温（26.6 ℃）、低杨氏模量（1 500~2 000 MPa）、低压力系数（1.02~1.03）、低含气量（1.8 m³/t）、超低延伸应力（7 MPa）、巨厚煤层（垂直厚度40~128 m）“六低一厚”的特点。前期勘探评价22口井，由于对地质认识不深入、工艺体系不成熟、技术方案不匹配等因素，各井在压裂投产后均未取得理想产气效果。该研究在深化研究区地质条件认识基础上，明确开发存在的关键问题，认识到低含气量需要体积压裂获取工业气量，温度低需要攻关低温破胶技术防止储层伤害，巨厚煤层需要优选优质主力层段集中改造，低压力系数需要降低泥浆漏失与压裂液滤失，塑性强需要克服支撑剂嵌入对导流能力的影响。在厘清压裂改造难点后，针对性攻关形成了基于地质工程一体化压裂理念的低煤阶水平井聚能分段体积压裂技术。修正机械比能模型，计算煤岩破碎指数进行煤岩可压性评价，进而优选出地质工程双“甜点”集中压裂改造。升级低温可溶桥塞+射孔联作压裂工艺，光套管泵注提供高排量压裂施工空间。匹配射孔参数，射孔长度2 m，孔密16孔/m，相位角60°螺旋射孔。优化压裂规模与强度，设计压裂液量1 500 m³/段，加砂用量180 m³/段，排量18 m³/min。研发低温、低质量浓度、低伤害胍胶压裂液体系，采用粒径分别为0.106~0.212 mm、0.212~0.425 mm、0.425~0.850 mm的组合加砂方式。在研究区JP1井现场成功应用，压后稳定日产气量突破4 000 m³，成为中国低阶煤套管压裂水平井产量最高单井，有力助推了中国低阶煤煤层气效益开发进程。

高产水气井井筒压损大，开发时压力降低会引发井筒中液滴回落聚集形成段塞流，导致井筒压降增大、井底流压升高、生产压差及产气量降低，最终造成水淹停产。泡排、柱塞等常规工艺无法满足高产水气井长期稳定排液需求。为此，研发高产水气井自适应智能排采工艺：以气液两相流型图版为指导，利用井下气液分离器、分配器合理分配地层产出的气液，使井筒气液流速维持在环雾流范围，避免液体回落形成段塞流，实现井筒环雾流稳定排液；配套设计防冻堵系统和气液管理平台保障工艺高效运行；建立智能控制系统，实时监控气井生产状态并动态优化产气产液量配比。选取东胜气田Q1井开展工艺应用评价，结果显示：该工艺实施后，平均日产气6 456 m³，较实施前增产15.9%；日产液2.64 m³，生产时率从95.3%提升至100%，压力监测显示井筒无积液。连续运行6个月，有效替代泡排工艺和气举辅助排液措施。与试验前相比，泡排剂用量和气举次数减少，成本降低了50.72万元。这验证了该技术的有效性和经济性，解决了高含水气井积液周期短、稳产难的问题，对储层产能释放、气井智能化管控及全生命周期长效排水采气具有重要意义。

多分支水平井是煤层气高效开发方式之一，具有较高的产能潜力。研究选取贵州省毕节试验区作为研究对象，该区域煤层气资源丰富，地质储量可观，整体构造相对简单，无较大断裂带发育，具有典型的煤层气开发地质特征。为探究适合毕节试验区的分支井类型，研究基于PETREL软件建立煤层气数值模拟模型，分析鱼骨状分支井和扇形分支井2种典型多分支井型在煤层气开发中的产能影响规律，研究过程中，重点考察了分支角度、分支长度、分支间距等关键参数对产能的影响，并通过数值模拟方法定量评价了2种井型的开发效果差异。同时还综合对比分析了两者在钻井难度、施工成本、适应性方面的差异。研究结果表明：在一定范围内，鱼骨状分支井产能随分支长度增大，分支井波及范围增大，产量也随之增大但增大到一定程度，产能增幅减小；鱼骨状分支井产能随分支角度、分支数量、井斜角的增大而增大。扇形分支井主井筒夹角介于30°~90°时，随夹角增大，日产气量增大；在一定条件下，产能随分支长度增大而增大，但达到一定程度后增长减缓。扇形分支井分支角度和数量增大时，产能也增大。鱼骨状分支井在复杂地层条件下适应性更强，能够有效降低钻井难度和施工成本，而扇形分支井在提高单井产能方面表现更为突出。因此，在实际煤层气开发中，需综合考虑地质条件、经济成本和技术水平等因素，选择合适的分支井类型，以实现最佳的开发效果和经济效益。研究为毕节试验区及类似地区煤层气高效开发提供了理论依据和实践价值。

利旧东海海上导管架油气生产平台作为CO₂海上封存注入平台研究是东海CCS（碳捕集与封存）项目的实施重要研究内容。因此，针对已建导管架平台准确的疲劳分析计算将尤为重要。基于结构系统和波浪加载机制线性假设的频谱疲劳分析方法，在计算海上导管架结构上的波浪荷载和随后的结构响应时，可以有效地描述环境海浪条件的随机性，常常被用于海上导管架平台设计，也适用于旧导管架结构的重新评估。尽管这种方法非常适合应用于波高和波浪力非线性不太严重的深水场景海上平台设计和疲劳分析，但该方法仍然在没有仔细考虑由于波高和波浪力之间的严重非线性因素而可能导致计算误差的情况下，被广泛用于浅水导管架平台的设计和评估。产生这种误差的主要原因是在生成随机波浪谱和结构应力相应谱之间的传递函数时，因上述波高和波浪力之间存在的严重非线性导致难以为一系列波周期选择适当正确的对应波高。该研究的重点是聚焦于浅水平台频谱疲劳分析方法可能存在的计算误差，介绍了减少频谱疲劳分析方法误差研究的优化计算结果，并提出了1种新的技术方法，即如何通过使用波高和周期联合概率密度函数，在海况波谱和结构应力相应谱之间获得更准确的传递函数，减少浅水平台频谱疲劳分析中的误差，从而合理地利用单个局部海况数据。因此，频谱疲劳分析法可以更精确地计算海上导管架结构管结点的疲劳损伤和寿命。这种改进的频谱疲劳分析法已被应用于东海导管架平台的设计评估。研究将疲劳分析结果与常规频谱疲劳分析方法的结果进行了对比和讨论。此外，由于现有设计软件中用于计算疲劳损伤的波高概率密度函数仅对窄带频谱有效，对宽带频谱造成额外误差。该研究对改进宽带频谱疲劳损伤计算也进行了讨论。这种改进的频谱疲劳分析法将可运用于海上CO₂注入利旧导管架平台的结构疲劳寿命分析计算。

渤海湾盆地献县地热田开发程度较高，为精细构建地热田模型及评价地热资源提供了数据支撑。献县地热田在构造上属于渤海湾盆地沧县隆起献县凸起，凸起东侧为阜城凹陷，西侧为饶阳凹陷。研究区内主要发育孔隙型砂岩热储与岩溶性灰岩热储2类热储，以蓟县系雾迷山组灰岩热储为研究对象，采用多尺度离散裂缝三维精细地质建模方法，开展献县地热田地热资源评价。献县地热田地质构造模型采用确定性与随机建模相结合的方法构建，模型网格步长设定为25 m× 25 m，纵向上模拟300个层段（单层厚度1 m），总网格数为2 333.06×10⁴个。在测井二次解释结果约束下，建立雾迷山组岩相、物性及温度场地质模型。模型分析表明，献县地热田热储资源分布走向与献县凸起构造形态呈一定正相关关系：埋藏深度越浅，地热资源条件越好，并与已有井成井参数对比验证，模型适配性较好。采用基于精细热储地质模型的体积法评价区域内地热资源量，结果显示：献县地热田蓟县系雾迷山组热储存总量为2.881×10¹⁶ kJ，折合标准煤9.841×10⁸ t，总可回收热量为0.432×10¹⁶ kJ；热水体积为35.75×10⁸ m³，热水含热量0.105 ×10¹⁶ kJ，折合标准煤0.359×10⁸ t。上述结果证实献县地热田地热资源潜力巨大，该模型为后续开发工作提供了技术支撑与依据。

枯竭油气藏改建为储气库的过程中，识别并封堵复杂老井是至关重要的步骤。对于含有铁磁性管柱的老井，通常采用磁探测技术进行定位；而对于无铁磁性信标的裸眼老井，地下定位则依赖于欠精确的井史资料，易产生较大误差。声波远探测技术通过分析声波反射特征，可实现对井旁异常地质体的探测与识别，理论上具备对裸眼老井精确定位的能力。采用空间四阶时间二阶的时域交错网格有限差分法（FDTD）求解弹性波动方程，从声场特征、裸眼井反射成像特征、声波远探测数据处理与定位3个方面系统地分析了该技术在裸眼井探测和地下定位中的可行性。首先，采用空间四阶时间二阶的时域交错网格有限差分法求解弹性波动方程，模拟不同地质条件下声波在井旁传播的行为；随后，基于实际工况下的声波反射特征，结合数值模拟结果，分析了裸眼井反射成像特征；最后，通过对实测数据进行处理，验证了声波远探测技术在实际应用中的探测范围和精度。实验结果表明，声波远探测技术不受外界因素影响，能准确定位地下3 000 m深度的裸眼老井在地层中的空间位置，探测范围可达4~16 m，定位误差小于0.5 m，适用于复杂地质条件下的废弃井定位。研究表明，声波远探测技术不仅突破了传统定位方法的局限性，还显著提升了裸眼老井的定位精度，为枯竭油气藏改建天然气储库提供了关键技术支撑。该技术的应用不仅提高了废弃井安全封堵的效率，还降低了地下定位误差引发的风险。后续研究将进一步优化算法，拓展探测范围，提升地下定位精度，以满足更广泛的工程需求。

油藏型储气库作为近年来国内外发展的一种新型开发模式，且中国许多含油构造具有改建储气库的条件，在进一步提高中国油藏采收率、丰富储气库类型和保供区域需求方面有着广泛的应用前景。利用大港油田板深37断块全直径岩心和依据油藏建库注采模式特点，设计多周期驱替交变实验，分析了砂岩油藏改建储气库渗流机理和构建了油藏改建储气库单井产能预测模型。实验结果表明：①气体对水和油均具有驱替和抽提作用，在提高储气库库容中起正向作用；②在气驱水和气驱油多周期驱替交变实验中（分别模拟含水层或水驱油藏开采后期和开发早期的油藏改建储气库），明确扩容能力随着注采次数增加呈幂函数关系，最终扩容能力分别为0.277 3、0.337 4 PV，且适当降低储气库最低运行压力可以实现更好的扩容；③在气驱油水多周期驱替交变实验中（模拟实际开发中的油藏改建储气库），明确在油水共存条件下，含水饱和度越高（实验建立岩心的初始含水饱和度分别为47.04%、63.50%），储气库扩容的能力越弱（实验扩容能力分别为0.325 1、0.318 5 PV）；④基于油气相渗曲线测试结果，提出了不同于数值模拟的油藏改建储气库单井产能快速预测方法，建立不同注采轮次下的产能方程和无阻流量。研究成果为油藏改建储气库的早期库容分析和产能设计提供了重要指导。

以5种国内典型陆相油藏原油为研究对象，基于超高压流体相态分析研发的储气库注采油气相行为模拟实验平台，开展了单周期和多周期注采实验。实验研究了3种不同性质原油单周期注采过程中多级压力下的油气性质，以及2种不同性质原油多周期注采的油气特征，揭示了国内陆相油藏建库油气体系相间传质规律与建库周期数的关系，为确定不同性质油藏改建储气库建库周期数提供理论依据。实验结果表明：①注气期间，传质以溶解扩散为主，蒸发抽提为辅，导致原油密度和黏度减小，相包络线向左上偏移，临界点向低温高压方向偏移；②采气期间，传质以蒸发抽提为主，溶解扩散为辅，表现为原油密度和黏度增大，气体密度和黏度减小，当油气体系压力达到下限压力，原油密度和黏度达到最大，气体密度和黏度达到最小，相包络线向左上偏移，临界点向低温高压方向偏移；③单周期内，注气过程使易挥发油和重油变轻，重质组分含量减少，采气至下限压力后，黑油C₇+组分含量较初期减小，易挥发油C₇+组分含量较初期增大；④多周期内，随着注采周期数增加，黑油在采气至下限压力过程中，重质组分含量先减小后增大直至稳定，气顶对原油抽提能力基本为零，标志着建库完成，易挥发油在采气至下限压力过程中，重质组分含量先增大后稳定，气顶对原油抽提能力基本为零，建库完成。

油藏型储气库流体渗流涉及油气水三相，其库容空间不仅包含气置换液的孔隙空间，油气间还存在溶解与组分传质作用。为明确周期注采过程中油气水互驱相渗特征和储气空间的组成，基于油藏型储气库运行工况，开展了多轮次气水、油水、气油互驱相渗实验及多周期注采长岩心仿真物理模拟实验，分析了两相互驱渗流规律、周期注采气驱液效率及油气相态变化，研究了储气库周期注采渗流能力、驱油效率及库容空间的变化规律。实验结果表明：①多轮次两相互驱过程中，水相会降低气相、油相的渗流能力，不利于储气库建库扩容；②采用“地层压力下气驱到极限采收率+上下限压力循环注采”的建库模式进行长岩心建库物理模拟，模型最终驱油效率达65.11%，其中水驱采油20%，气驱采油37.51%，循环注采占7.6%。连续气驱阶段是主要提采阶段，循环注采阶段为建库形成阶段；③长岩心气驱液置换的孔隙体积是库容量的主要组成部分，占比超70%，残余油溶解气和残余油收缩孔隙体积占比不足30%。第14轮次注采气后，库容量和工作气量均趋于稳定，二者主要受含气饱和度影响。因此，建议在油藏型储气库建库中，不宜急于进行衰竭采气，应优先实施“提采”策略，再开展“建库”工作。保持地层压力气驱油，待达到极限采收率后，再进行循环注采建库，以充分提高油水采出程度，进而提升库容量和工作气量。