本文讨论了贝叶斯方法，用于在测试过程中估计和预测软件系统的可靠性。 针对软件故障，提出了由Musa-Okumoto（1984）软件可靠性模型引起的非均质泊松过程（NHPP）。 Musa-Okumoto NHPP可靠性模型由执行时间部分和日历时间部分两个部分组成，是软件可靠性分析中的一种流行模型。 软件可靠性模型的预测分析对于修改，调试和确定何时终止软件开发测试过程非常重要。 但是，文献中缺少对Musa-Okumoto（1984）NHPP模型的贝叶斯和古典预测分析。 本文讨论了与开发测试程序密切相关的单样本预测中的四个软件可靠性问题。 采用基于非信息先验的贝叶斯方法来为这些问题制定明确的解决方案。 给出了基于真实和模拟数据的示例，以说明已开发的理论预测结果。

针对胶结充填材料等采用传统粘贴应变片测量泊松比方法出现的无法测量或测量精度不高的问题,提出了基于数字图像相关技术的非接触式泊松比测试方法,并阐述了该测试方法的原理与测试过程。运用Vic-2D软件对CCD相机所拍摄的胶结充填试块在加载系统作用下变形破坏过程的数字图像进行计算分析,得到了全场位移变化云图。选取试块弹性范围内图片,利用测线取点功能对试块两侧和上部取点分析,计算水平位移与垂直位移。对胶结充填材料泊松比测试结果表明,养护龄期相同的同组试块泊松比相近;养护龄期不同的各组试块,随养护龄期的增加,泊松比从0.378减小到0.103。该实验的成功应用证明了非接触式泊松比测试方法的可操作性、准确性与可靠性。

为了得到黔西土城向斜松河区块煤系流体压力特征及成因,利用视储层压力法、注入压降试井法和测井曲线解释法对研究区压力特征进行预测,并着重从构造条件及地应力、顶底板岩性、煤系地下水动力场特征和"三史"演化4个方面探讨了区块压力成因机制。研究表明:松河井田在110 m以浅压力偏低;110~560 m压力正常;560 m以深异常高压。正断层发育和燕山晚期地壳构造抬升是造成浅部地层压力偏低的主要原因;构造应力造成的煤层渗透率低、煤层顶底板良好的封盖作用、龙潭煤系较弱的地下水动力条件和古地质历史时期欠压实和生烃共同作用下导致了井田560 m以深煤储层异常高压。

从研究区含煤岩系地质、沉积构造和水文等方面入手,探讨了松河井田龙潭组含煤层气系统垂向上的分布规律。结果表明:该区煤层硫分与灰分总体上呈上、下高,中间低的规律;煤层含气量由顶部至底部总体呈现"上升–下降–上升"的趋势;煤层埋深–压力系数关系揭示煤层垂向上至少可划分为2套压力系统。龙潭组3个二级层序与3个岩性分段的地层界限较为一致,奠定了独立含煤层气系统的物质基础;每套系统之间缺乏水力联系,富水性呈"弱–中等–弱"的变化规律,构成了独立含煤层气系统的水文地质基础。龙潭组多层叠置独立含煤层气系统,是沉积–水文–构造条件耦合控气作用的产物,划分为3个独立含煤层气系统。研究结果为松河井田煤层气勘探开发提供地质依据。

为了探究黔西松河井田煤层气勘探开发潜力,采用多种测试手段,系统分析了松参1井的煤储层在孔隙结构、压力系数、含气性、渗透性等方面的差异,综合评价了该区煤层气开发地质条件。结果表明:该井多煤层由浅至深变质程度增加,渗流孔隙孔容递减;压力系数及含气量在垂向层位上呈现显著波动变化,可能存在多个含气系统;上部煤层试井渗透率高于下部煤层,个别煤层具有超压、过饱和及高地温等特征。区内资源条件优越,但纵向储层物性差异明显,煤层气开发选层与压裂、排采等仍须进一步研究。

通过采集黔西松河井田1口典型钻孔的8件煤样,借助压汞试验和试井渗透率数据,研究了多煤层发育条件下的煤储层孔隙结构特征及孔隙体积分形特征,探索了孔隙结构参数与渗透性的关系。结果表明:研究区煤储层微孔、小孔、中孔和大孔占总孔容的平均比例分别为30%、36%、17%和17%,孔径配置合理,各孔径段孔隙连通性较好,孔容在0.020 8~0.037 2 cm3/g,孔隙度在3.35%~5.16%;孔隙参数垂向发育差异大,1号煤和24号煤具备单层独立开发的孔隙条件;各煤层孔隙体积分形下限存在差异,分形下限与试井渗透率呈很好的负相关性,孔容和孔隙度与试井渗透率有一定的正相关性。

针对黔西地区煤层气资源开发潜力及难度存在较大差异的特征,探索煤层气合层排采的最优层段。依托松河井田煤层气勘查开发示范工程实测资料,分析了井田煤储层发育及煤层气成藏特征,探讨了黔西煤层群发育区煤层气合层开发层段优选的原则、参数及方法,并据此利用模糊综合评判法优选出松河井田最优开发层段。研究表明:井田煤层气资源主要赋存于龙潭组煤系多个低渗薄至中厚煤层群中,煤系地温梯度表现为明显正异常,储层压力偏高,煤层含气量整体较高且含气饱和度高,具备良好的煤层气开发条件。综合分析认为,龙潭组9—12号煤组、13—16号煤组为井田煤层气合层开发的2个最有利层段。

为了评价黔西松河井田煤层气资源的开发潜力,依托松河井田煤层气勘查开发示范工程,探讨了井田煤层气赋存及成藏特征,采用类比法、等温吸附法及数值模拟法综合研究了煤层气资源可采性。研究结果表明:松河井田煤层气资源主要赋存于龙潭煤系多个低渗薄至中厚煤层群中,煤系地温梯度为3.0~5.5℃/hm,储层压力系数为1.08~1.40,含气量为6.46~20.99 m3/t,含气饱和度大于70%,煤储层具有高温、超压、高含气量、含气高-过饱和的特征,有利于煤层气的地面开发。采用类比法、等温吸附曲线法及数值模拟法得出的可采系数分别为:40%~53%、64.4%~69.9%及43.6%~44.3%,综合分析认为研究区煤层气可采系数为45%~50%,表现出较好的煤层气可采性特点。

基于煤系气共探共采示范工程,分析了黔西松河井田龙潭煤系煤层气-致密气赋存特征及开发条件,探讨了煤系气共探共采的适配性技术工艺。研究表明:井田煤系气主要赋存于龙潭煤系多个煤层及临近细砂岩、粉砂岩中,具备多煤层共采、煤系气共采的资源及开发条件。煤储层具有高温、超压、高含气量、含气高-过饱和的特点,适宜进行煤层气地面开发;但在区域高地应力背景下,裂隙闭合、矿物充填等原因导致储层原始渗透性差,煤系气地面开发需进行储层改造。气测录井、裸眼综合测井及含气层综合评价是井田煤系气共探共采中发现、认识、评价含气层及产气层段优选的关键技术,可为煤系气共探共采方案制定提供依据。在丛式井组开发模式下,"小层射孔、组段压裂、合层排采"系列工艺与井田地形地质条件相匹配,可显著提高多煤层共采、煤系气共探共采的工程效果。

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