多年冻土地基正温输气管道地温场实测及分析

我国有多条油气管道位于多年冻土地区,工程问题层出不穷。因输送介质处于正温状态,其所释放热量对管道周围冻土冻融过程有极大影响。为阐明正温管道对多年冻土温度场及冻融特征的影响,基于西部某多年冻土区正温输气管道现场实验,对管道地基温度场进行了为期1年的现场实测。数据分析表明,多年冻土天然上限为1.5~2.0 m;土体融化期及冻结期分别为6-10月、11-次年5月;监测段多年冻土热量收支基本平衡,属于不稳定冻土,在外界热扰动下极易退化;正温输气管道的存在引起了多年冻土的退化且对其温度场有很大影响,水平方向影响范围约1.5 m,管下最大融深可达7.0 m。同时指出了针对处于临界状态的多年冻土,在基于对其全面、深入了解的基础上,越早考虑相关工程建设带来的热扰动对多年冻土的不利影响,则处置难度越低且损失越小。     

塔里木盆地塔中北坡奥陶系微生物碳酸盐岩储层形成机制与评价

微生物岩储层是当前的研究热点之一.通过对塔中北坡微生物岩样品的岩芯以及铸体薄片的观察,发现研究区域的微生物岩储层以裂缝-孔隙型储层为主.对其进行全直径孔渗性检测发现,微生物岩储层具有较好的天然气储集物性.通过对微生物岩的形成机制及特点的分析,结合应力敏感实验和成像测井资料,总结出微生物岩储集空间发育的优势因素.原生白云石的生成可以促进方解石的溶解,而塔中北坡微生物岩发生早成岩岩溶作用,部分地区叠加晚期深成热液改造,提高了储集物性;有机质含量较丰富不仅可以在埋藏成岩阶段生成有机酸造成溶蚀,还能够降低微生物岩的极限强度从而容易在构造作用下发生断裂形成裂缝,因此塔中北坡微生物岩储集空间主要以次生作用为主.通过岩石压缩系数的测定,得出微生物岩的抗压实能力一般,但藻屑骨架对藻孔的保护有利,抗压实能力最强的是受到热液作用而硅化的微生物岩,其次是白云石化微生物岩.     

滑坡-碎屑流冲击导引结构的离散元模拟

滑坡碎屑流对拦挡结构的直接冲击常产生较高的峰值冲击力和冲击能量,导致结构发生破坏而失效;而导引结构通过改变碎屑流的运动路径,可减缓其冲击效应,提高结构抗冲击能力。文章运用三维离散元模拟软件,结合室内休止角试验的结果,校准数值模拟参数,以三种不同导引结构(凹型圆弧、直线型、凸型圆弧)为变量进行数值模拟分析。研究结果表明:凹型圆弧结构B1可以有效地将碎屑流颗粒的冲击力进行转化,结构所受的法向力最小,切向力最大,对颗粒的导引作用最大。经过三种不同导引结构后,颗粒与滑槽之间的碰撞和摩擦是导致颗粒动能减小的主要原因;而三种不同导引结构对颗粒动能的耗散效果无显著差异。导引结构的作用对于颗粒堆积体积分布有显著的影响,主要影响区是靠近坡脚处,对导引结构之后的堆积区域的颗粒体积分布影响不显著。通过对冲击效应和堆积特性的研究,得到凹型圆弧结构形式最优,可以为碎屑流的防护工程抗冲击设计提供参考。     

区域地下水污染调查取样点布设量化分配方法

在区域尺度、有限样品的地下水污染调查中,密度控制可以计算区域总样品数量,但取样点布设应综合考虑地质环境、人类活动等方面的差异性。目前,样点布设主要依赖技术人员经验,存在较强的不确定性,如何科学布设取样点是需要解决的一个科学问题。针对这个问题,文章基于实际工作创建了“区域预分配、单元再优选”的解决方法。在区域上,基于层次分析法构建量化分配模型,以背景控制因素和潜在污染因素建立分配因子组合,运用指数标度量化定性因子、标度函数计算定量因子,通过矩阵运算获取每个分配单元的样品预分配数量;在单元内,按照分段控制、条件优选的方法提高取样点针对性和代表性。利用构建的分配方法,以拉萨河流域地下水水质调查为案例进行了取样点布设分配应用,确定了各单元样品分配数量。结果表明:考虑背景控制和潜在污染的层次分析模型及量化计算平衡了拉萨河流域不同分配单元对样品的实际需求,解决了城关区面积小样品需求多、当雄县面积大样品需求少等问题;分段控制、条件优选的方法明确了分配单元内取样点选择依据。本方法的构建为地下水污染调查取样点布设提供了必要的方法支撑。     

天然碱矿综合钻井水溶开采工艺设计

针对土耳其卡赞天然碱矿的地质特征和生产现状,为降低采矿成本,充分利用矿产资源,解决当前开采中存在的工艺问题,提出了一种“综合钻井水溶开采法”。通过对各个布井参数的确定,根据一定布井原则,对整个矿区进行了钻井开采工艺设计。该方法采用了水平井、分支井、对井压裂、单井吞吐等多种开采形式和井组类型。     

中国页岩气革命现状与发展建议

近10年来,美国页岩气革命已经改变了全球现有的能源格局,吸引着越来越多的国家投入到页岩气的勘探开发中来。本文介绍了美国页岩气革命的发展历程及取得的成就;简述了中国页岩气革命的发展历程和现状。结合美国页岩气革命的先进经验,及我国页岩气资源特征及开发特点,针对性地提出了中国页岩气勘探开发技术的发展建议,对中国页岩气革命的大发展具有重要的指导意义。     

贵州开阳地区富磷矿成矿作用过程与找矿潜力

贵州开阳地区是我国富磷矿集中分布区。近年来,通过产学研协同创新、联合攻关,实现了磷矿理论创新,推动了该区磷矿找矿突破;厘清了开阳地区磷矿成矿受黔中古陆长期剥蚀夷平的平缓海岸型的无障壁海滩(缓坡浅滩)环境控制;建立了富磷矿"三阶段"动态磷矿成矿模式,阐明了"富"的成矿作用过程,即原始生物-化学、波浪波选(机械)暴露淋滤、磷质沉淀胶结成矿作用。建立新的磷矿区域成矿模式和地质找矿预测模型,开展找矿预测,通过工程验证,估算磷矿资源量(333+334?) 54892万吨,取得了富磷矿找矿新的重大突破。预测区内富磷矿还有8亿吨的找矿潜力。     

二叠系炭质页岩软弱夹层剪切蠕变特性研究

以西南灰岩山区二叠系炭质页岩软弱夹层为研究对象,开展了原生软岩、层间剪切带和滑带3个演化阶段的矿物组成成分、微结构和不同正应力水平的剪切蠕变力学特性分析。结果表明：软弱夹层在演化过程中,矿物组分发生改变,黏土矿物含量在原生软岩中小于5%,层间剪切带中在5%～10%之间,滑带中大于10%。微结构由致密变得疏松,颗粒间连接力减弱;软弱夹层的蠕变位移和蠕变速率随着剪应力增加而增大,呈非线性关系。在相同剪应力条件下,蠕变位移和蠕变速率的关系为：滑带>层间剪切带>原岩。长期剪切强度逐渐降低,黏聚力的降幅大于内摩擦角,对时间的敏感程度较高。为受软弱夹层控制的层状基岩滑坡的发育发展过程、失稳机制研究提供了重要借鉴意义。     

Characteristics,differences and main controlling factors of source rocks in the central‐southern South China Sea Basins

The South China Sea is rich in oil and gas resources. With the increasing exploration of oil and gas resources in the northern South China Sea and the increasing demand for energy in the world, The central‐southern South China Sea have become important constituencies for oil and gas resources. The central‐southern basins of South China Sea can be divided into three types of basin groups, namely, the southern basin group (Zengmu Basin, Brunei‐Sabah Basin), the western basin group (Wan'an Basin, Zhong jiannan Basin) and the Central Basin Group (Liyue Basin, Beikang Basin, Nanweixi Basin and Palawan Basin). At present, the degree of exploration is relatively low, and the source rock has not yet formed a understanding of the system. The main source rock development time, source rock characteristics, hydrocarbon generation potential and control factors of each basin group are still unclear, which seriously restricts the exploration of oil and gas. Based on the sedimentary facies distribution and sedimentary filling evolution, combined with the geoche mical characteristics of the source rocks, the source age, organic matter type, hydrocarbon generation potential and main controlling factors of the basins in the central‐southern basins are discussed. By the detailed research on delta scale, provenance system, paleoclimate conditions, ancient vegetation development and hydroca rbon generation parent material, the main controlling factors of hydrocarbon generation potential of source rocks in each basin group are revealed.     

Distribution Characteristics and Accumulation Model for the Coal‐formed Gas Generated from Permo‐Carboniferous Coal Measures in Bohai Bay Basin,China: A Review

Coal-formed gas generated from the Permo-Carboniferous coal measures has become one of the most important targets for deep hydrocarbon exploration in the Bohai Bay Basin, offshore eastern China. However, the proven gas reserves from this source rock remain low to date, and the distribution characteristics and accumulation model for the coal-formed gas are not clear. Here we review the coal-formed gas deposits formed from the Permo-Carboniferous coal measures in the Bohai Bay Basin. The accumulations are scattered, and dominated by middle-small sized gas fields, of which the proven reserves ranging from 0.002 to 149.4×108 m3 with an average of 44.30×108 m3 and a mid-point of 8.16×108 m3. The commercially valuable gas fields are mainly found in the central and southern parts of the basin. Vertically, the coal-formed gas is accumulated at multiple stratigraphic levels from Paleogene to Archaeozoic, among which the Paleogene and PermoCarboniferous are the main reservoir strata. According to the transporting pathway, filling mechanism and the relationship between source rocks and reservoir, the coal-formed gas accumulation model can be defined into three types: "Upward migrated, fault transported gas" accumulation model, "Laterally migrated, sandbody transported gas" accumulation model, and "Downward migrated, sub-source, fracture transported gas" accumulation model. Source rock distribution, thermal evolution and hydrocarbon generation capacity are the fundamental controlling factors for the macro distribution and enrichment of the coal-formed gas. The fault activity and the configuration of fault and caprock control the vertical enrichment pattern.