金沙江下游梯级水库运行后三峡水库高洪水期入库水沙特性

泥沙淤积问题直接影响着三峡水库的使用寿命及综合效益的发挥,研究其入库水沙特性对于解决水库泥沙淤积问题具有重要意义。根据水文站实测数据,分析了三峡水库入库水沙输移特性及来源组成变化,重点研究了金沙江下游梯级水库运行后的三峡水库高洪水期入库水沙特性。结果表明:2003—2021年,三峡水库入库泥沙集中于汛期的高洪水期,2013年以后该现象更为显著,泥沙来源也由金沙江为主转变为嘉陵江为主。寸滩站洪峰流量高于50000 m³/s的高洪水期三峡入库沙量显著大于30000～50000 m³/s区间的高洪水期,三峡水库泥沙调度关键在于上游发生编号洪水期间。三峡水库上游沱江或嘉陵江等支流发生流域性大洪水时,易引起高洪水期入库水沙出现“小水大沙”的特点。金沙江下游梯级水库运行后,三峡水库高洪水期入库泥沙大幅减少,中小洪水调度期间泥沙淤积量也大幅减小。研究结果可为三峡水库的泥沙精细化调度和长期高效使用提供基础数据支撑。     

三峡水库蓄水前后长江中下游流量频率分布特征及其对洪水造床作用的影响

三峡水库蓄水前后长江中下游流量特征变化及其对造床作用的影响一直受到学者的关注.采用枝城等6个水文站日均流量资料,分别统计了各站流量的经验频率分布,检验了8种概率密度函数的适用性,并讨论了三峡水库蓄水前后流量频率分布特征与造床流量的关系.研究表明:长江中下游干流洪中枯各级流量的频率分布具有分段特性,无法用皮尔逊Ⅲ型或对数...     

三峡小江回水区透明度季节变化及其影响因子分析

三峡成库后其季节调蓄过程使该水域湖沼学特征具有独特性.根据三峡小江流域回水区段为期2年的定位跟踪观测,对透明度(SD)和主要环境指标的相互关系进行分析研究.研究期间,小江回水区透明度均值为170±7cm,各采样点透明度差异不明显且季节变化过程一致,自春末夏初开始降至最低水平,夏季汛期相对稳定,夏末入秋持续升高,冬季维持在较高状态,入春后下降.对透明度和主要环境指标的相关性分析发现,无机悬浮颗粒(PIM)是影响透明度的主要指标.透明度同PIM、Chl.a多元回归模型为:SD=(-89.389±8.101)·lg(PIM)+(-84.008±8.624)·lg(Chl.a)+(264.132±8.232).汛期低水位状态下(145-150m)小江回水区水动力条件趋于天然河道,河道输沙量增加使无机悬浮颗粒含量远高于藻类生物量而成为影响透明度的主要环境指标.在中水位(150-156m)和高水位(156m以上),虽然藻类进入非生长季节,但水位抬升和水体滞留时间的延长促使悬浮颗粒物大量沉淀,悬浮生长于表层水体的藻类成为影响透明度的主要环境指标,生物作用对透明度的影响明显.     

三峡库区巫山县新城址王家屋场滑坡研究

巫山县新城址的地质问题是当前工程地质界关注和争议的焦点,也是库区具有普遍性的问题。王家屋场滑坡是一个具有独特性的滑坡,它的发育具有特殊的区域地质构造和地貌环境。文中详细阐述了滑坡本身的地貌和岩体结构特点,分析得出滑坡经历了先期滑动和后期改造的复杂过程,先期滑动具有多次滑动性,后期改造作用不亚于先期滑坡作用,岩溶溶蚀作用自始至终是滑坡的主导作用,构造破碎为溶蚀作用提供了条件。目前滑坡在整体上是稳定的     

大型水域水岩相互作用及其环境效应研究

以大量实际资料及深入的研究成果，较全面地论述了人工大型水域水岩相作用及其导致的主要地质灾害，包括水库诱发地震，库岸崩滑，水岩作用导致的大坝溃决，以及水库淤积导致的大面积环境恶化等问题。     

地震储层描述技术的应用效果

随着勘探程度的不断提高和油气勘探技术的不断发展,岩性油气藏勘探已成为主要的勘探目标,对三维地震储层描述新技术、新方法的要求越来越迫切.精细三维地震属性分析技术和储层识别标定技术以及测井约束反演技术的综合应用,形成了一套完善可行的技术系列,相继发现了辛154、王541、牛871等区块.地震储层描述技术的应用效果十分明鲜.     

西安市黑河水库左坝肩渗漏三维数值模拟及坝肩坡体稳定性分析

直接针对西安市黑河水库左坝肩渗漏这一重大工程实际问题展开研究与计算。应用三维有限差分方法对左坝肩单薄山梁的初始渗流场、蓄水后的渗流场进行了数值模拟 ,分析渗漏方式、计算相应的渗漏量 ,并通过计算说明了断层是集中渗漏通道。而后利用三维数值计算提供的水位值 ,应用极限平衡分析法 ,对左坝肩岩质斜坡稳定性进行计算与分析 ,计算结果对实际工程的决策与治理提供重要的依据。     

准噶尔盆地滴西地区石炭系火山岩储集性能分布规律研究

火山岩储集性能分布的非均质性非常强,探索其分布规律成为火山岩油气勘探的难点和重要任务。本文以实际岩心及其分析化验等资料为基础,从滴西地区取心最佳储集性能段、最差储集性能段、风化壳储集性能分布模式、薄层熔岩储集性能分布模式、厚层熔岩储集性能分布模式等方面总结了石炭系火山岩储集性能的垂向分布规律,同时分析了储集性能的平面分布情况。火山熔岩储集性能在垂向上的分布差异,成岩阶段主要受岩相的影响,后期主要受构造作用及风化溶蚀作用等的影响。受成岩阶段岩相的影响,溢流相上部亚相和下部亚相均有可能形成较好的储集性能。与碎屑岩互层的薄层熔岩常具有较好的储集性能。与碎屑岩互层的厚层熔岩段的底部储集性能可能较好,其次是顶部,而中部常沦落为储集性能相对较差的位置。风化壳的风化粘土层、强风化带、中等风化带、弱风化带、未风化带5个垂向分带结构中,中等风化带往往具备相对最佳的储集条件。应用W风化指数新型工具对火山岩进行风化程度评估显示,准噶尔盆地火山岩具有多期风化的特征,并残留有大量未风化、轻微风化及中等风化的火山岩,这其中不乏储集性能优良的岩性段。从平面分布来看,研究区域火山岩储集性能具有强烈的各向异性特征,常表现为局部富集,快速变迁,随机分布。     

滨里海盆地Z油田油藏类型与成藏因素研究

Z油田主要含油层系包括白垩系-中侏罗统低幅度背斜构造油藏、中三叠统盐檐断鼻油藏和上三叠统岩性圈闭油藏3种油藏类型。通过对紧密围绕盐有关的构造和有效盐窗这两个影响Z油田油气成藏的关键因素的研究认为成藏模式为"盐下生成、盐窗沟通、盐边盐间断层输导、高点聚集、后期保存"。Z油田油源充足,盐窗大而有效,多种有效的输导体系,圈闭类型多而好,埋深适中,储盖层发育且配置良好,侧向遮挡条件具备且后期保存条件良好,可作为今后勘探首选目标区。     

Controls on reservoir heterogeneity of tight sand oil reservoirs in Upper Triassic Yanchang Formation in Longdong Area,southwest Ordos Basin,China: Implications for reservoir quality prediction and oil accumulation

Compared to conventional reservoirs, pore structure and diagenetic alterations of unconventional tight sand oil reservoirs are highly heterogeneous. The Upper Triassic Yanchang Formation is a major tight-oil-bearing formation in the Ordos Basin, providing an opportunity to study the factors that control reservoir heterogeneity and the heterogeneity of oil accumulation in tight oil sandstones.The Chang 8 tight oil sandstone in the study area is comprised of fine-to medium-grained, moderately to well-sorted lithic arkose and feldspathic litharenite. The reservoir quality is extremely heterogeneous due to large heterogeneities in the depositional facies, pore structures and diagenetic alterations. Small throat size is believed to be responsible for the ultra-low permeability in tight oil reservoirs. Most reservoirs with good reservoir quality, larger pore-throat size, lower pore-throat radius ratio and well pore connectivity were deposited in high-energy environments, such as distributary channels and mouth bars. For a given depositional facies, reservoir quality varies with the bedding structures. Massive- or parallel-bedded sandstones are more favorable for the development of porosity and permeability sweet zones for oil charging and accumulation than cross-bedded sandstones.Authigenic chlorite rim cementation and dissolution of unstable detrital grains are two major diagenetic processes that preserve porosity and permeability sweet zones in oil-bearing intervals. Nevertheless, chlorite rims cannot effectively preserve porosity-permeability when the chlorite content is greater than a threshold value of 7%, and compaction played a minor role in porosity destruction in the situation. Intensive cementation of pore-lining chlorites significantly reduces reservoir permeability by obstructing the pore-throats and reducing their connectivity. Stratigraphically, sandstones within 1 m from adjacent sandstone-mudstone contacts are usually tightly cemented (carbonate cement > 10%) with low porosity and permeability (lower than 10% and 0.1 mD, respectively). The carbonate cement most likely originates from external sources, probably derived from the surrounding mudstone. Most late carbonate cements filled the previously dissolved intra-feldspar pores and the residual intergranular pores, and finally formed the tight reservoirs.The petrophysical properties significantly control the fluid flow capability and the oil charging/accumulation capability of the Chang 8 tight sandstones. Oil layers usually have oil saturation greater than 40%. A pore-throat radius of less than 0.4 μm is not effective for producible oil to flow, and the cut off of porosity and permeability for the net pay are 7% and 0.1 mD, respectively.