莺歌海盆地黄流组二段碎屑锆石年龄与储层物源分析

莺歌海盆地位于昆嵩隆起和海南隆起之间的南海西北部海域,是发育在南海北部大陆架西区的新生代含油气盆地。黄流组二段作为优质的天然气储层,其物源特征一直是当前研究的重要课题。本文利用LA-ICP-MS定年技术对莺歌海盆地四个不同局部构造区的上中新统黄流组二段沉积岩中碎屑锆石进行了U-Pb同位素分析。结果显示,东方构造区(DF13)和海口构造区(HK29)年龄频谱相似,有40~34 Ma、154~139 Ma、245~241 Ma、416~394 Ma和2191~1772 Ma几个主要年龄峰或年龄区间,与区域上的几次构造事件密切相关。结合盆地周边区域地质特征,应用地震沉积学、重矿物和Sr-Nd同位素等资料,发现这两个构造区均以红河物源为主,但后者受盆地东侧海南隆起的物源影响较大。莲花构造区(L1X)年龄频谱相对简单,有247 Ma一个主要年龄峰,431 Ma、935 Ma和1851 Ma三个次要峰,缺少喜山期和燕山期锆石年龄,物源可能主要来自盆地西侧的昆嵩隆起;岭头构造区(LT11)有99 Ma和234 Ma两个主要年龄峰,157 Ma和939 Ma两个次要峰,其物源以海南隆起为主,同时有部分红河物源的加入。通过碎屑锆石年代学分析,对莺歌海盆地黄流组二段储层物源特征有了更清楚的认识,为今后莺歌海盆地天然气勘探提供重要的理论依据。     

神东矿区浅埋深薄基岩上覆厚松散层水害治理

针对神东矿区煤层埋深浅、上覆基岩薄、厚松散含水层的地质条件,在回采期间,尤其是在第一次老顶断裂后,极易发生溃水溃沙。为了实现安全回采,研究了极具代表性的上湾煤矿12207工作面切眼区域,通过对该区域冒落带和导水裂隙高度,防水、防砂煤岩柱高度的研究,预测了矿井涌水量。依此为依据,采取了水文地质补勘、施工直通泄水孔、井下探放水、地面注浆等工程措施和井下工作面排水系统的建设等措施,实现了安全回采。      

特高坝地基深大断裂活动性与筑坝工程地质问题研究

某拟建水电站为高坝大库,挡水建筑物系200m级碾压混凝土重力坝,系我国在境外投资建设的重大能源项目之一。该水电站位于一条区域性的深大断裂（F₄断裂）上,该断裂的活动性以及涉及的筑坝技术可行性为本工程的重大技术课题,关乎水电站成立与否的关键。为此开展了区域地震地质调查、物探、钻探、硐探、断裂物质测龄以及岩土物理力学性质现场和室内测试等大量工作,研究表明:（1）该断裂地震活动微弱,最新活动年龄14.2万～79.8万年,是一条晚更新世以来不活动的断裂,为非活动断层;（2）F₄断裂对水坝建设存在影响的部位主要为碎裂岩带和F_4-1、F_4-2断层,其中微新碎裂岩多为Ⅲ_1B类岩体,仅F_4-2断层下盘影响带内的碎裂岩岩体为Ⅳ_1B类岩体,F_4-1、F_4-2断层带工程性质差,为Ⅴ类岩体,是坝基最软弱的部位;（3）在F₄断裂带上筑坝,建库后诱发构造型水库地震的可能性小,存在的主要工程地质问题为坝基变形和渗漏、渗透稳定问题,可通过适当深挖,并结合回填混凝土塞、固结灌浆、加深加密帷幕孔以及增加帷幕排数等工程措施予以处理。因此,F₄断裂带上可以兴建水电站工程,筑坝技术可行。结果可为该水电站设计、施工提供技术依据,为类似工程提供技术参考。     

四川盆地焦石坝区块深部页岩力学特性试验研究

为深入研究不同埋深页岩储层的力学性质,对四川盆地焦石坝区块五峰-龙马溪组平行层理取心试样进行单轴压缩试验,总结了取样区段页岩试样的力学特性、强度规律以及破坏特征。实验及分析结果表明:该区块页岩呈现典型的脆性破坏特征,破坏形式以劈裂破坏为主、伴随部分或局部剪切破坏,并细分5种单轴压缩条件下的基本破坏形式;页岩抗压强度随埋深增加整体上呈现出两端低中间高的现象;随取心角度的增大,变形参数和抗压强度总体上均呈现出先增大后减小的趋势;对比分析了页岩试样力学参数的横向和纵向异性度,弹性模量和泊松比的横向及纵向异性度均在1.50附近,抗压强度的异性度显著高于弹性模量和泊松比的异性度;层理的影响是导致页岩强度及破坏方式差异性的主要原因之一,层理面在一定程度可以决定岩体的强度及破坏方式;水力压裂过程中,横向异性度大的层理面首先被打开,导致压裂通道沿层理面扩展,难以形成复杂裂缝网络,达不到理想的压裂效果,在施工过程中要避免此类层理面被打开。     

基于物探数据的内蒙古哈达门沟金矿三维地质体建模

目前,可控源音频大地电磁法(CSAMT)的数据处理多以测线(断面)进行,以二维反演断面图作为成果输出,难以清晰、直观地显示三维地电结构的分布特征。以内蒙古哈达门沟CSAMT二维勘探数据为基础,结合当前三维地质体建模技术,利用三维建模软件,采用插值方法得到哈达门沟三维地质体模型,实现了多角度、多层面展现地下地质体的分布特征。应用这种三维可视化手段能较好地反映异常区域的分布、空间位置与形态,通过对良导体和相关构造的空间分布形态进行基本勾画,对矿产资源的进一步勘探、开发具有较好的找矿指导作用。     

东昆北成矿带冰沟南铜镍矿辉长岩地球化学特征

通过对东昆北成矿带冰沟南铜镍矿辉长岩的全岩地球化学进行分析,以确定该岩体的岩石成因及其形成的构造环境。冰沟南辉长岩SiO_2的含量为49.72%~51.58%,岩石系列为钙碱性。稀土元素球粒陨石分配模式为轻稀土略富集型,δEu为1.26~1.54,轻微正Eu异常。岩石富集大离子亲石元素(LILE)Rb、Ba、K,相对亏损P。岩体中的La/Sm、Th/La和Nb/U比值显示在就位过程中经历了一定程度的地壳混染。研究认为,岩体的岩浆源区为亏损地幔。结合区域演化,认为岩体形成于碰撞后伸展的背景。     

四川盆地及周缘下古生界页岩气深埋藏-强改造独特地质作用

四川盆地位于特提斯-喜马拉雅构造域和滨太平洋构造域的交接转换部位,盆地及其周缘海相、海陆过渡相富有机质页岩经历了多旋回构造体系下的深埋藏(高演化)、强隆升、强剥蚀和强变形,强改造作用过程。这是我国南方中上扬子地区页岩与北美页岩气产层在地质特征和演化上的最大不同。晚白垩世以来四川盆地多阶段性隆升过程致使地表普遍具有1 000~4 000m剥蚀厚度。地表差异性剥蚀幅度与陆相地层沉积厚度共同控制着其下伏地层的古埋深。四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组底界和下寒武统牛蹄塘组底界古埋深分别大于6 500m和9 000m,等深线总体呈NE-SW展布,且二者底界埋深均具有由北东向南西逐渐减小的趋势。龙马溪组底界古埋深最浅处位于盆地南缘宜宾南绥江地区(约6 000m),最大埋深处为川北地区(约9 000m),古埋深分别向盆地东南缘和北缘明显加深,且盆地中央具有明显的NE-SW向展布低值或浅埋深带,即绥江—宜宾—泸州地区和达州—巴中地区。牛蹄塘组底界古埋深特征与现今埋深特征总体相似,最大埋深处位于川西-川北前陆盆地(古埋深大于11 000m);最小古埋深处位于川中—川西南宜宾—自贡—遂宁一带(古埋深小于8 000m)。四川盆地及其周缘下古生界页岩深埋藏与其高演化具有密切相关性。下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩热成熟度Ro值普遍大于2.4%和2.8%,与其古埋深相似均具有由盆地北东向南西逐渐减小的趋势。强隆升、强剥蚀和强变形作用致使下古生界页岩经历强改造作用,具有动态的应力-应变、温度和压力变化特征,及其保存条件有效性的动态调整。四川盆地及其周缘现今钻探成果揭示差异性埋藏-隆升剥蚀-构造变形作用对下古生界页岩气富集与分布具有较大的控制作用。因此,我国南方中上扬子地区下古生界页岩气地质研究,不仅与北美一样,研究常规油气的优质烃源岩如何转化为非常规页岩气的优质储层,而且还须探讨在强改造作用下页岩气优质储层如何才能成为具商业价值的页岩气产层。     

湘中紫云山岩体暗色微粒包体的成因:岩相学、全岩及矿物地球化学证据

暗色微粒包体广泛分布于湘中紫云山岩体中的似斑状角闪石黑云母花岗闪长岩中,但其研究程度较低.对具有火成结构的暗色微粒包体及其寄主岩进行了岩相学、全岩及长石、辉石、黑云母的矿物地球化学研究,探讨其岩石成因及构造意义.寄主岩的全岩主量、微粒元素较为均一,而暗色微粒包体变化较大,且后者相对贫SiO₂而富Na₂O,但总体上二者均具有准铝质、钙碱性、镁质的特征,均富集轻稀土和大离子亲石元素,而亏损重稀土和高场强元素.寄主岩和暗色微粒包体的斜长石、辉石和黑云母均分别属于中长石、次透辉石－低铁次透辉石和铁质黑云母的范畴,显示相似的矿物地球化学特征.详尽的岩相学和地球化学特征表明,寄主岩属于I型和ACG型花岗岩,具有明显壳幔混合的特点;而暗色微粒包体形成时处于液态并具有流动性,与寄主岩间存在明显的机械和化学混合作用,并具有早期为骤冷快速结晶、晚期缓慢结晶这两期过程.因此,紫云山岩体中出现大量暗色微粒包体,是印支晚期湘中地区在强烈挤压之后的松弛阶段,由于软流圈物质上涌,并与其诱发的壳源酸性岩浆混合作用的产物.      

塔北西部早白垩世卡普沙良群沉积期古隆起演化及其对沉积的控制作用

古隆起是含油气盆地重要的构造单元,研究古隆起的分布及演化,并阐明其对沉积的控制作用,对于油气勘探具有重要的研究意义.通过岩心、测井资料、地震资料和野外露头的综合研究,建立了塔北西部层序地层格架,卡普沙良群内部划分为4个三级层序,在此基础上再造了卡普沙良群各层序发育时期古隆起的分布及其演化,SQ1沉积时期古隆起呈近东西向展布,横跨整个工区,由中部向东、西两侧加宽,隆起剥蚀面积为1 946 km2,SQ2时期隆起范围缩小,中部隆起被淹没,东部残余2个小的剥蚀区,西部剥蚀区范围较大,总面积约为1 365 km2,SQ3时期隆起范围进一步缩小,东部整体被淹没,西北部残余古隆起面积为899 km2,至SQ4时期古隆起消失.立足于岩心观察,结合岩矿组合、测井等资料,识别出辫状河三角洲、氧化型浅水三角洲、滨浅湖滩坝和滨浅湖4种主要的沉积体系类型.最终充分运用地震、测井、岩心及分析化验等资料,采用盆地分析的思想,综合研究了构造、古隆起、沉积古地理等要素,揭示了古隆起及源-汇体系的配置关系,研究区发育自古隆起向南北两侧供源及南部远源供源两套物源体系,北部临近隆起剥蚀区的两侧发育短物源形成的辫状河三角洲沉积,随着隆起面积的减小,辫状河三角洲分布范围逐渐减小,而南部长轴物源形成氧化型浅水三角洲沉积体系,呈现由SE向NW向逐步进积的趋势,范围逐步扩大.古隆起的发育除为区域提供物源外,还有利于岩性圈闭和地层圈闭的发育,南部的滨浅湖滩坝砂体也具有作为岩性圈闭的良好潜力.      

四川盆地元坝气田长兴组古油藏的定量恢复及油源分析

目前虽认为元坝气田长兴组天然气主要为原油裂解气,但尚未进行该气田的古油藏的定量恢复并计算原油裂解气的资源量,并系统分析古油藏原油的来源.长兴组储层普遍可见固体沥青,是原油裂解的直接产物,且原油裂解在本区构造抬升变形前就已经完成,因此储层沥青可用来识别古油层的分布.根据储层沥青的纵向和平面分布,确定了7个可靠的古油藏和4个可能的古油藏,并运用容积法恢复出本区聚集的古原油为6.14×108 t,计算出相应的原油裂解气为3 807.08×108 m3,远大于现今气田的天然气探明储量,表明原油裂解气可以提供充足的气源,进一步证明了天然气主要为原油裂解气.通过长兴组储层沥青与不同层系烃源岩干酪根的碳同位素δ13C值对比,并结合烃源层分布和TOC等资料,确定古油藏原油主要来源于有机质类型以Ⅱ型为主的上二叠统吴家坪组烃源岩,其次为长兴组/大隆组烃源岩.后者主要分布在广元-南江-通江地区,该区的天然气勘探不能忽视该套烃源岩的生烃潜力与成藏贡献.