冻土区天然气水合物开采过程中冰相生成增加了天然气在储层内的运移难度，因此，增加天然气产量和减少冰的产生对储层内气体运移阻塞影响是冻融水合物储层高效开发面临的关键问题。以祁连山冻土区DK–2站位储层参数为基础，提出降压与水力压裂协同开发策略。通过数值模拟系统评估压裂带半径（0～5 m）和渗透率（1～1 000 mD）对开采效果的影响。研究表明，水力压裂形成的改性储层区可有效抑制冰相堵塞，加速压力传递与气体运移。当压裂带半径由0增至5.0 m时，天然气30 a的累计产量提升219%，其中前10 a贡献率达54.8%，储层总体分解率为48.7%。参数敏感性分析表明，压裂带渗透率超过100 mD后增产效果趋缓，最优压裂半径取4 m。该研究成果为冻土区水合物开采中冰堵效应的工程调控提供了理论依据，揭示了储层改造对提升气水两相运移效率的重要作用。

冻土区天然气水合物开采过程中冰相生成增加了天然气在储层内的运移难度，因此，增加天然气产量和减少冰的产生对储层内气体运移阻塞影响是冻融水合物储层高效开发面临的关键问题。以祁连山冻土区DK–2站位储层参数为基础，提出降压与水力压裂协同开发策略。通过数值模拟系统评估压裂带半径（0～5 m）和渗透率（1～1 000 mD）对开采效果的影响。研究表明，水力压裂形成的改性储层区可有效抑制冰相堵塞，加速压力传递与气体运移。当压裂带半径由0增至5.0 m时，天然气30 a的累计产量提升219%，其中前10 a贡献率达54.8%，储层总体分解率为48.7%。参数敏感性分析表明，压裂带渗透率超过100 mD后增产效果趋缓，最优压裂半径取4 m。该研究成果为冻土区水合物开采中冰堵效应的工程调控提供了理论依据，揭示了储层改造对提升气水两相运移效率的重要作用。

冻土区天然气水合物开采过程中冰相生成增加了天然气在储层内的运移难度，因此，增加天然气产量和减少冰的产生对储层内气体运移阻塞影响是冻融水合物储层高效开发面临的关键问题。以祁连山冻土区DK–2站位储层参数为基础，提出降压与水力压裂协同开发策略。通过数值模拟系统评估压裂带半径（0～5 m）和渗透率（1～1 000 mD）对开采效果的影响。研究表明，水力压裂形成的改性储层区可有效抑制冰相堵塞，加速压力传递与气体运移。当压裂带半径由0增至5.0 m时，天然气30 a的累计产量提升219%，其中前10 a贡献率达54.8%，储层总体分解率为48.7%。参数敏感性分析表明，压裂带渗透率超过100 mD后增产效果趋缓，最优压裂半径取4 m。该研究成果为冻土区水合物开采中冰堵效应的工程调控提供了理论依据，揭示了储层改造对提升气水两相运移效率的重要作用。

积雪对下伏活动层、融区和多年冻土管基的水热和水文状态影响很大，同时对其力学性质和冻融灾害的发展变化也可产生重要影响。本文以中俄原油管道基础为研究对象，建立了随积雪深度动态变化时，在管道运行和有冰水相变条件下的埋地管道与周围管基土热相互作用的数值模型。研究结果表明，同一区域不同上边界条件对冻土温度场影响差异较大，尤其是当上边界条件中考虑实际的积雪影响时，会极大地影响管基土温度场的分布和活动层厚度。在30年管道运行影响下，地表有雪和无雪条件下的最大融化深度分别达到6.32 m和5.39 m，并且冬季积雪的存在导致土体温度上升，加剧了管基土的融化，导致管道正下方融化层不断增厚；有雪条件下地表0.05 m和1.00 m埋深处每次达到的地温最小值比无雪条件下高4.5℃和2.4℃左右，每年达到地温最小值时间也比无雪条件延缓10 d左右。因此，建议在管道设计和维运时充分考虑积雪对管基土的影响，采取相应管护措施，减小管道和积雪共同作用时对管周土体的影响。

积雪对下伏活动层、融区和多年冻土管基的水热和水文状态影响很大，同时对其力学性质和冻融灾害的发展变化也可产生重要影响。本文以中俄原油管道基础为研究对象，建立了随积雪深度动态变化时，在管道运行和有冰水相变条件下的埋地管道与周围管基土热相互作用的数值模型。研究结果表明，同一区域不同上边界条件对冻土温度场影响差异较大，尤其是当上边界条件中考虑实际的积雪影响时，会极大地影响管基土温度场的分布和活动层厚度。在30年管道运行影响下，地表有雪和无雪条件下的最大融化深度分别达到6.32 m和5.39 m，并且冬季积雪的存在导致土体温度上升，加剧了管基土的融化，导致管道正下方融化层不断增厚；有雪条件下地表0.05 m和1.00 m埋深处每次达到的地温最小值比无雪条件下高4.5℃和2.4℃左右，每年达到地温最小值时间也比无雪条件延缓10 d左右。因此，建议在管道设计和维运时充分考虑积雪对管基土的影响，采取相应管护措施，减小管道和积雪共同作用时对管周土体的影响。

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