厚盖层场地的联合效应和强地面运动随机模拟

对于既缺少深钻孔资料,又缺少数字地震记录资料的厚盖层场地,其场地放大和衰减联合效应(简称“场地联合效应”)用常规方法估计困难。本文依据强地面运动随机模拟方法的预测方程,用近场中小地震的加速度记录,估计新疆伽师厚盖层场地的放大因子和高频滤波因子之积——场地联合效应,非线性矫正结果显示,场地的联合效应因子在O．5—10Hz大于2,在1—4Hz达到4。依此联合效应因子对研究区的强地面运动进行了随机模拟,预测结果与实际记录吻合较好。     

北疆侏罗系与白垩系泥质砂岩物理力学特性对比分析及其能量损伤演化机制研究

特殊的地理、气候条件及工程地质的复杂性决定了在北疆地区软岩地层中修建引水隧洞的设计施工难度较大。隧洞成拱效应与围岩自稳能力差,围岩渗透性强,遇水软化特性显著,极易产生软岩大变形甚至坍塌失稳灾害。为进一步研究北疆地区侏罗系与白垩系泥质砂岩的物理力学性质、遇水软化特性与能量损伤演化机制,开展了二者的单轴压缩、常规三轴与单轴蠕变试验。研究结果表明：两种岩石均富含黏土矿物,白垩系泥质砂岩的粒径分配更好,但其胶结程度较差,导致其强度稳定性与地层波速相对较低。低围压条件下,两者均以环向变形与体积扩容为主,但随着围压升高,其破坏模式由体积扩张过渡到体积压缩类型。高围压加载会造成岩石内部损伤,从而导致其抗压强度的降低。遇水后,两种岩石的延塑性与应变软化特性均明显增强,白垩系泥质砂岩的遇水软化特性更为显著。白垩系泥质砂岩的蠕变特性更为显著,两者的长期强度接近其单轴压缩损伤应力值。两种泥质砂岩的能量损伤演化过程均呈现S型变化规律,侏罗系泥质砂岩的能量硬化特性更为显著,白垩系泥质砂岩会更早地进入到能量硬化与能量软化阶段。     

砂岩的I/III复合型断裂试验研究

为了了解砂岩的I/III复合型断裂力学性能,采用含有裂纹面垂直于底面但倾斜于正背面的三点弯曲（TPB）试件实现面外断裂。使用Abaqus通过有限元法研究了不同裂纹面倾斜角下沿着试件厚度的I型、II型与III型无量纲应力强度因子。通过讨论可知,在靠近试件厚度中点处I型与III型无量纲应力强度因子取得较大值,而II型无量纲应力强度因子取得接近于0的可以忽略的极小值,且靠近自由面处的应力强度因子不作考虑。故该种试件可用于测量材料的I/III复合型断裂性能。数值计算结果与常规TPB试件的解析公式及倾斜裂纹面TPB试件的近似计算公式的结果进行对比,证明了数值模拟结果的准确性并讨论了近似公式存在的问题。使用7组共28个该种三点弯曲试件,研究砂岩的I/III复合型断裂特性,结果表明：砂岩的I型与III型临界应力强度因子随着裂纹面倾斜角的增大先增大后减小,但其变化趋势不同;砂岩的I/III复合型等效断裂韧度随着裂纹面倾斜角的增大先增大后减小,在倾斜角接近20°时取得最大值。裂纹扩展时裂纹面将发生扭转,倾斜角θ越大则扭转角度越大。     

鄂尔多斯盆地西部长6砂岩致密化过程分析

通过储层物性、铸体薄片和带能谱仪的扫描电镜,对鄂尔多斯盆地西部长6砂岩的致密化过程进行定量研究。研究表明,鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩的原始沉积物孔隙度为39.3%,渗透率为22400×10-3 μm2,其致密化过程分为2个阶段;早成岩阶段的压实作用和方解石及绿泥石膜胶结作用,导致砂岩的孔隙度和渗透率急剧下降到8.0%和0.17×10-3 μm2,砂岩转化为超低渗透储层;中成岩阶段A期的油气充注成藏过程中,油气携带有机酸性流体进入超低渗透储层,长石与有机酸性流体发生反应,产生长石溶蚀孔隙,使孔隙度和渗透率提高到11.6%和0.61×10-3 μm2;鄂尔多斯盆地西部长6超低渗透砂岩致密与成藏的配置关系为"先致密后成藏,边成藏边扩容增渗"。      

低弯度曲流河露头储层地质模型及应用实例

克拉玛依油田一中区克拉玛依组S_4~1小层组发育的低弯度曲流河储层为该区块的主要油层之一,目前由于缺乏相对应的精细地质模型,已严重影响了该区块的剩余油分布研究工作。为了解决上述问题,通过对山西省柳林地区二叠系石盒子组低弯度曲流河地质露头实地测量,应用层次分析法和构型要素分析法建立低弯度曲流河露头地质模型。使用该模型并充分利用岩心和测录井资料,对S_4~1小层组沉积时期所发育的低弯度曲流河储层内部构型表征进行了预测,取得了较好的效果。研究表明,露头地质模型不仅对低弯度曲流河沉积模式的建立、单河道的划分,以及井间砂体的对比研究具有重要指导意义,而且能够准确的厘定井下区域单河道砂体及增生体规模、隔层密度、倾角和排列方式等,可为剩余油分布富集规律预测提供理论依据。     

鄂尔多斯盆地下白垩统大型类碟状构造的发现及其地质意义*

在鄂尔多斯盆地北部下白垩统中发现一种特殊的软沉积物变形构造,其与碟状构造非常相似,主要出露于G109国道鄂尔多斯市至杭锦旗段100余千米长的公路两侧的露头剖面中。该类软沉积变形构造岩性为下白垩统的一套黄褐色或灰白色的中厚层砾岩或砂砾岩,在竖直面上其边缘翘起、中部平坦或下凹,故笔者把它称之为“类碟状构造”。类碟状构造特征为: (1)规模总体很大。小型者的宽度一般为1~3,m,高度多为0.5~1.5,m;大型者的宽度一般为5~6,m、最大可近10,m,高度多为1~1.5,m、少数可达2,m;(2)两侧翘起程度不同,包括倾角小于45°的倾斜边、倾角在45°~75°之间的陡斜边、倾角在75°~90°之间的近直立边和倾角大于90°的翻卷边;(3)类碟状构造之间为泄水形成的液化充填体,竖直面上多呈漏斗形和倒三角形;(4)类碟状构造边缘的砾石长轴优势排列方位平行于流动变形方向;(5)类碟状构造常与砂岩岩脉、液化脉、软变形层理或软变形褶皱等共生。(6)底部多为湖相棕红色(有时夹少量灰色)泥岩或砂质泥岩,其由于液化流动而多呈块状,极易破碎。根据上述特征,认为类碟状构造系泥泄水形成的,是受强烈地震扰动所致,地震强度可达8级、甚至9~10级。该地震活动可能与鄂尔多斯盆地北部中生代强烈的构造运动有关。     

鄂尔多斯盆地坪北地区延长组长8、长9油层沉积特征研究

在对坪北地区深层延长组长8、长9油层组的油气勘探中,发现了较好的含油显示.综合测井、录井、岩心及其分析化验资料等,对坪北地区延长组长8、长9油层组岩石学、古生物学及地球物理特征进行综合研究,结果表明：长8、长9油层组沉积时期坪北地区发育湖泊-三角洲沉积体系,主要发育三角洲前缘沉积以及滨浅湖或前三角洲沉积;进一步可划分为水下分流河道微相、水下分流河道间微相、远砂坝微相、滨浅湖泥岩及前三角洲泥岩,其中水下分流河道砂体比较发育,是油气聚集的主要场所.     

近岸水下扇扇中厚砂体储层构型及对剩余油控制——以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段四砂组2小层为例

南襄盆地泌阳凹陷赵凹油田安棚主体区古近系核桃园组三段四砂组2小层(H3_IV2)为厚层近岸水下扇扇中砂体沉积,不同期次沟道砂体相互切割叠置,形成复杂的空间结构样式,极大影响了油田开发。亟需开展厚层砂体内部结构解剖,揭示不同期次沟道砂体分布,明确其结构样式对油水运动影响及剩余油分布控制。本文以储层构型要素分析法为指导,综合利用岩芯、测井、生产动态资料,对近岸水下扇扇中厚砂体构型进行了精细刻画。通过研究明确了研究层段构型界面6级级次划分方案,建立了复合辫状沟道内部单砂体边界的垂向和侧向识别标志,其中垂向边界识别标志有泥质类岩性界面和底冲刷界面2种,侧向边界的识别标志包括不同单砂体的顶面高程差异、厚度差异、测井曲线形态差异等5种;在单砂体识别的基础上开展了目的层厚砂体井间构型分布规律研究,将复合辫状沟道砂体解剖为单一期次辫状沟道砂体,明确了各单期辫状沟道砂体的展布特征,并统计分析了辫状沟道单砂体构型单元的特征参数;通过上述研究总结了研究区单砂体构型单元接触样式,主要包括孤立式、叠加式、叠切式3种垂向接触样式和分离式、对接式、侧切式3种平面接触样式;分析了单砂体对剩余油的控制作用,研究发现4级构型单元内部韵律性以及构型单元之间接触样式对油水运动有重要影响,是造成剩余油富集的两个重要因素。     

中亚造山带中段南缘圆包山组碎屑锆石U-Pb年龄、物源及其构造演化意义

取自圆包山组砂岩样品中的碎屑锆石作LA-ICP-MS U-Pb定年,获得两个数据年龄区间:409~431Ma(峰值420Ma)和458~488Ma(峰值488Ma)。圆包山组底部发育的笔石化石和420Ma的锆石峰值年龄将圆包山组的时代限定为早志留世后,通过与兴蒙造山带的构造演化对比,认为圆包山组时代为早志留世至早泥盆世。对圆包山组中发育的沉积构造进行古流向分析,认为圆包山组物源区位于杭乌拉北西方向。结合区域岩浆演化资料分析,圆包山组物源区为呼和套尔盖地区。在圆包山组中还检测到继承锆石,新元古代分布于559~952Ma,中元古代分布于1011~1460Ma,古元古代分布于1629~2490Ma。从前人对西伯利亚板块南部、塔里木板块以及南蒙古微板块的相关锆石年龄结果总结发现,华北板块与周围板块最主要的区别在于没有或者很少有中元古代晚期至新元古代早期的锆石年龄记录,阿拉善地块也缺少1.0~1.2Ga锆石年龄记录。综上,认为研究区在古生代构造位置属于南蒙古微板块南部的一部分,元古代物源来自塔里木板块。另外由碎屑锆石年龄在地层中分布特征来看,研究区在早泥盆世后隆升作用明显,构造活动性增强,受到塔里木板块影响逐渐加强。     

Impact of diagenesis on reservoir quality and heterogeneity of the Upper Triassic Chang 8 tight oil sandstones in the Zhenjing area,Ordos Basin,China

Reservoir quality and heterogeneity are critical risk factors in tight oil exploration. The integrated, analysis of the petrographic characteristics and the types and distribution of diagenetic alterations in the Chang 8 sandstones from the Zhenjing area using core, log, thin-section, SEM, petrophysical and stable isotopic data provides insight into the factors responsible for variations in porosity and permeability in tight sandstones. The results indicate that the Chang 8 sandstones mainly from subaqueous distributary channel facies are mostly moderately well to well sorted fine-grained feldspathic litharenites and lithic arkose. The sandstones have ultra-low permeabilities that are commonly less than 1 mD, a wide range of porosities from 0.3 to 18.1%, and two distinct porosity-permeability trends with a boundary of approximately 10% porosity. These petrophysical features are closely related to the types and distribution of the diagenetic alterations. Compaction is a regional porosity-reducing process that was responsible for a loss of more than half of the original porosity in nearly all of the samples. The wide range of porosity is attributed to variations in calcite cementation and chlorite coatings. The relatively high-porosity reservoirs formed due to preservation of the primary intergranular pores by chlorite coatings rather than burial dissolution; however, the chlorites also obstruct pore throats, which lead to the development of reservoirs with high porosity but low permeability. In contrast, calcite cementation is the dominant factor in the formation of low-porosity, ultra-low-permeability reservoirs by filling both the primary pores and the pore throats in the sandstones. The eogenetic calcites are commonly concentrated in tightly cemented concretions or layers adjacent to sandstone-mudstone contacts, while the mesogenetic calcites were deposited in all of the intervals and led to further heterogeneity. This study can be used as an analogue to understand the variations in the pathways of diagenetic evolution and their impacts on the reservoir quality and heterogeneity of sandstones and is useful for predicting the distribution of potential high-quality reservoirs in similar geological settings.