川西藏东地区隧道围岩有害气体孕育机制及逸出风险评价研究

青藏高原复杂的地质构造使区域内断裂分布密集、岩性变化巨大,现有的研究成果无法有效预测岩层内有害气体赋存种类与状态。基于川西藏东地质演化相关研究成果,对区域内岩石、断裂构造以及水热循环影响下有害气体的成因及组分特征进行研究。通过对区域内地层构造及岩石分布进行分析,明确区域内主要气藏类型及分布范围;建立复杂地层有害气体逸出风险评价体系,并通过现场监测对评价效果进行验证。结果表明:1)川西藏东地区岩层主要有害气体孕育类型包括岩浆岩脱气孕育气体、变质岩化学反应释放气体、沉积岩油气矿藏富集气体、金属矿伴生气体等;其中,岩浆岩孕育有害气体主要赋存于入侵通道形成的气囊内,变质岩孕育有害气体主要赋存于酸性岩浆岩与碳酸岩接触面以及金属矿附近,沉积岩孕育有害气体主要赋存于油气盖层内。2)岩石圈断裂对深部有害气体的赋存最有利,水热循环通过物质扩散和水力运移2种方式加速深部有害气体的运移,其中深大主断裂控制型水热循环模式影响最显著。3)基于川西藏东地区地层岩性及断裂构造特征,对CO_(2)、CH_(4)、SO_(2)及H_(2)S等主要有害气体的赋存区域进行划分。4)根据研究区域地层岩性、断裂构造、水热分布特点,建立复杂地层有害气体逸出风险评价体系;根据隧道开挖高浓度有害气体逸出可能性划分为5个风险等级,并针对不同逸出风险提出相应防治建议。

四川盆地东部下寒武统筇竹寺组烃源岩评价

四川盆地下寒武统筇竹寺组含油气系统已获探明储量超过1.3×10^(13)m^(3),但川东地区经历30年勘探仍未取得实质性突破。为厘清川东地区筇竹寺组烃源岩生烃条件,对新近钻井楼探1井、五探1井、马深1井、焦石1井和城口剖面等开展有机地球化学综合研究。结果表明:马深1井筇竹寺组厚度为358 m,底部黑色泥岩厚度约130 m;向北至盆地外缘杨坝剖面筇竹寺组厚度增加,总厚约400 m,但下部泥岩,总有机碳含量(质量分数)TOC>0.5%,厚度减小到50 m;川东地区筇竹寺组厚度110~150 m,下部黑色泥岩厚度约60 m。川北马深1井—福成地区筇竹寺组平均TOC含量为3.39%~3.44%;川东楼探1井—城口地区平均TOC含量相对较小,为0.52%~2.58%。盆地周缘筇竹寺组剖面等效镜质体反射率(R_(o))在2.22%~2.53%,盆地内钻井R_(o)在2.57%~3.10%;受古埋深影响,热演化程度由盆地外向盆地内呈增加趋势。进一步结合黑色泥岩产烃率、原始有机碳恢复系数等相关参数,计算得到川东地区生气强度由盆地内向东北方向呈现增加趋势,鹰探1井—楼探1井区生气强度在(10~20)×10^(8)m^(3)/km^(2);生气强度最大地区为城口区域,其生气强度达60×10^(8)m^(3)/km^(2)。结合典型钻井埋深沉降热史模拟表明,筇竹寺组烃源岩于志留纪(430 Ma)开始大量生烃,到三叠纪(250 Ma)进入生气阶段。综合研究表明,川东地区巴中—南江与城口地区两个生烃中心为下寒武统筇竹寺组含油气系统最有利生烃富集带。

川渝地区煤岩气水平井安全钻井技术探索——以JT1H井为例

为了安全有效开发四川盆地二叠系龙潭组煤岩气藏,保障川渝地区天然气能源供应的有效接替,需对龙潭组煤岩气井的开发难点进行研究,解决易发生的故障复杂等问题。为此以中国石油西南油气田公司重点探井JT1H井为研究对象,分析了该井面临的煤岩段裂缝发育、岩性复杂可钻性差、井眼轨迹变化大、钻井液性能控制困难等工程地质难点,从井眼轨迹、钻井液体系、钻井参数、精细操作防卡等方面开展复杂处理技术研究。研究结果表明:①采用五段式井眼轨迹设计,有效降低了狗腿度,满足了长度1000 m以上水平段安全钻井需要;②充分发挥地质工程一体化优势,做好煤层厚度、井下岩性、地层倾角等预测,为工程措施优化提供支撑,减少复杂;③建立煤岩气水平段钻压、转速、排量等关键钻井参数控制方法,减少煤层冲刷,降低地层垮塌程度;④应用地层岩性元素分析技术,及时发现高密度、高硬度的煤矸石,精细操作防卡。结论认为:①优选高效PDC钻头+旋转导向工具+螺杆复合钻井提速,保障了储层钻遇率,JT1H井水平段安全穿越二叠系龙潭组6套煤层,累计厚度为209 m,水平段长达1160 m;②优化钻井参数异常变化处理技术,充分使用好振动筛、一体机、离心机,探索形成煤灰机械消泡技术,减少了阻卡;③推广应用川渝地区煤岩水平段安全钻井技术,对于后续深入开展煤岩气开发技术研究具有指导意义。

川东三叠系飞仙关组碳酸盐岩的阴极发光特征与成岩作用

四川盆地东部三叠系飞仙关组是近年来我国发现的重要天然气储层,高孔隙度、高渗透率的碳酸盐储层都分布于白云岩地层中,因而碳酸盐的成岩作用,尤其是白云岩化作用和白云岩的成因为石油地质学家和沉积学家高度关注.对四川盆地东部罗家寨构造三叠系飞仙关组42个碳酸盐岩样品进行了阴极发光分析,结合与之有关的Mn、Fe、Mg元素分析和岩石学研究,讨论了包括白云岩化作用在内的碳酸盐岩成岩过程中可能的成岩流体性质及来源.四川盆地东部三叠系飞仙关组碳酸盐岩普遍具有很弱的阴极发光性,这与其很低的Mn、Fe含量有关,说明沉积期后非海相流体对飞仙关组碳酸盐岩的影响非常有限,海源流体在成岩过程中发挥了主导作用;不同石灰岩类型和不同白云岩类型仍然具有不同的阴极发光性,成岩组分含量越高的碳酸盐岩,或者说与沉积期后流体(主要是孔隙流体)关系越密切的碳酸盐岩的阴极发光强度越低,说明随着埋藏成岩作用的进行,四川盆地东部三叠系碳酸盐岩孔隙流体受海源流体的影响是逐渐增强的;阴极发光分析结果表明,作为四川盆地东部主要储集岩的结晶白云岩形成机制与埋藏过程中的深循环流体有关,这种深循环流体没有或很少穿越铝硅酸盐地层,但穿越了三叠系内部的某些海相地层,这些海相地层可能是广泛存在于四川盆地三叠系的蒸发盐地层,由蒸发盐成岩过程提供的海源流体参与了结晶白云岩的白云岩化作用.

四川盆地东部上石炭统黄龙组沉积体系及其演化

以川东上石炭统黄龙组碳酸盐岩岩性地层气藏为目标,开展新一轮系统基础地质研究。根据陆源碎屑沉积发育特点与悬浮且具有一定磨圆度砾石的发育位置推断海侵方向与潮汐沉积体系分布,认为上石炭统黄龙组发育云阳东南部与达州西北部两个海侵通道,并形成了重庆—万州与达州东南部两个潮坪沉积体系,发育了一套由低水位体系域(C2h1)—海进体系域(C2h2)—早期高水位体系域(C2h3)组成的较完整的I型层序。精细刻画黄龙组各段沉积微相分布特征,川东晚石炭世中期为海进体系域发育期,浅滩与藻云坪微相较发育,有利于碳酸盐岩岩性圈闭的形成;晚石炭世早期与晚期分别为低位体系域与高位体系域发育期,其浅滩沉积微相发育局限,不利于碳酸盐岩岩性圈闭的规模形成。

川东地区下侏罗统勘探潜力评价

川东地区多口井在侏罗系见良好的油气显示,但因区内侏罗系构造高部位已被剥蚀殆尽,一直以来都未被给予足够的重视。明确区内侏罗系的勘探潜力,对于指导川东地区侏罗系下一步勘探有重要意义。通过对烃源岩、储层、构造及保存等条件分析认为:区内下侏罗统凉高山组和大安寨段烃源岩厚度大,凉高山组有效烃源岩厚5.6~35.8m,大安寨段有效烃源岩厚2.7~58.0m;凉高山组有机碳含量为0.15%~3.86%,大安寨段有机碳含量为0.15%~2.76%,平均都在1.00%左右,有机质丰度高,处于油气生成高峰期,资源丰富;砂岩和石灰岩储层均表现出特低孔特低渗的特征,但有利储集体滩坝和介壳滩在川东中北部地区大面积分布;互层式的源储组合有利于油气短距离运移聚集成藏;褶皱带宽缓向斜区内侏罗系保存完整,油气保存条件较好。这些都反映出川东地区下侏罗统凉高山组和大安寨段具有良好的勘探潜力,其中川东中北部地区的宣汉—开江—梁平—万州一带成藏条件最优,评选出凉高山组勘探有利区面积约5000km^2、大安寨段勘探有利区面积约3000km^2。

四川盆地震旦系气藏大斜度井水平井酸压技术

四川盆地震旦系灯四段碳酸盐岩储层溶蚀孔、缝、洞发育,储集空间类型复杂,具有埋藏深、高温、高压、强非均质性、高含H_2S、CO_2等酸性气体的特点,对现有储层改造工艺技术提出了挑战。大斜度井/水平井储层改造的关键是长改造井段酸液布置和酸蚀裂缝深穿透沟通储层天然缝洞系统。根据储层地质及地应力分布特征,优化并形成了大斜度井/水平井机械分层分段改造工艺,纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井,采用封隔器实现分段改造;层内或段内物性差异大的射孔完成井,采用可降解暂堵材料实现分层改造。天然缝洞发育的裂缝-孔洞型储层采用缓速酸酸压技术疏通天然缝洞系统,对于裂缝-孔隙型及孔隙型储层,采用前置液酸压技术形成深穿透酸蚀裂缝沟通孤立的天然缝洞系统,形成的两种大斜度井水平井酸压技术现场试验取得了一定程度的储层改造效果;探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸的复杂缝网酸压工艺,一定程度上提升了储层改造效果。

碳酸盐矿物溶蚀对页岩孔隙的改造作用及其意义——以川东地区下志留统龙马溪组页岩为例

碳酸盐矿物与页岩气储层的孔隙结构密切相关,探讨二者之间的定量关系有助于深化对页岩岩石学定量表征与微米/纳米尺度孔隙改造等的认识。为此选取四川盆地东部彭水地区下志留统龙马溪组页岩,开展了稀盐酸—页岩酸岩反应实验;综合利用场发射电镜、微CT以及低压氮气吸附方法,表征溶蚀前后孔隙结构;研究碳酸盐矿物对页岩储层孔隙结构的影响,进而探讨溶蚀孔的地质、工程指示意义。研究结果表明:①常温下酸岩反应120 h,碳酸盐矿物完全溶蚀而其他矿物则无明显变化;②碳酸盐矿物完全溶蚀后,出现大量孔径介于3.9~62.5μm的溶蚀孔,溶蚀孔总体积分数占比为6.8%,与样品酸溶率数值6.9%接近,同时纳米孔的形态、体积、孔径、表面积等参数未发生明显的变化;③碳酸盐矿物完全酸溶后仅产生微米孔,而在纳米尺度未表现出增孔、扩孔现象,表明碳酸盐晶粒处于微米尺度。结论认为,基于微米级溶蚀孔的图像统计参数,可以有效反演碳酸盐矿物的微观分布、形貌、数量、粒径等特征参数,为页岩岩石学定量研究提供了一种新的方法,同时该溶蚀孔协同水力压裂缝网,有助于加速页岩气的产出。

水平井精细分段深度酸化压裂技术研究与应用

四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储层具有超深、高温、低孔低渗且非均质性强的地质特征,为储层改造带来新挑战,当前的改造工艺需进一步优化。通过室内实验和理论研究,对储层可压裂改造性进行量化评价,优选酸液体系和酸化压裂工艺,优化注酸排量和注酸强度等参数,形成了水平井精细分段深度酸化压裂工艺,并进行了现场应用。结果表明,该技术在高石梯-磨溪地区灯影组碳酸盐岩气藏应用32口井,取得了良好效果,平均单井测试日产气量为79.8×10^(4)m^(3)/d,其中,测试日产气量达到百万立方米的气井为10口。该技术体系取得了明显的压裂效果,可为低孔低渗碳酸盐岩储层的高效开发提供技术支持。

川东地区下侏罗统凉高山组烃源岩资源潜力评价

历年来,四川盆地川东地区在侏罗系凉高山组钻井中有大量油气显示并获得低产油气流,显示了凉高山组具有良好的勘探潜力。目前川东地区凉高山组油气勘探仍处于初步阶段,对其烃源岩资源潜力尚无系统的研究。通过充分利用研究区内完钻井岩心、岩屑和野外资料,开展岩石学特征、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度分析,对烃源岩进行资源潜力评价。研究结果表明:①凉高山组烃源岩主要发育灰色和灰黑色泥页岩,具有分布连续性稍差、层数多、单层厚度小的特点,发育层数5~27层,最大单层厚度6~33 m,总厚度在15~112 m之间;②从有机质丰度和生烃潜量来看,TOC介于0.5%~3.21%,平均1.23%;S1+S2值介于0.06~8.68 mg/g,平均2.49 mg/g,为较好—好烃源岩,在垫江—梁平—忠县—石柱一带最好,平均TOC在1.5%以上;③从干酪根镜检和岩石热解数判断有机质类型以Ⅱ2型为主,Ⅱ1型和Ⅲ型为辅;④烃源岩干酪根的镜质体反射率Ro介于0.57%~1.53%,平均1.14%,处于成熟—高成熟演化阶段。⑤总生烃强度一般在1.59×10^(8)~8.97×10^(8)m^(3)/km^(2)之间,垫江、忠县、梁平区域内构造相对较高,平均生烃强度大于4×10^(8)m^(3)/km^(2)。

判定空气钻井井壁稳定性的临界内聚力计算新方法——以四川盆地东部黑楼门构造为例

空气钻井的井壁稳定性主要取决于岩石内聚力与临界内聚力的关系,此时传统的地层坍塌压力计算方法已不能准确地判断地层是否适合空气钻井,利用测井资料对已钻井段进行空气钻井的地层适应性分析便成为钻新井需要解决的问题之一。为此,根据空气钻井的要求,首先进行单井剖面油气水层的测井解释,然后从传统的地层坍塌压力计算方法出发,依据井壁稳定性准则,建立了判定空气钻井井壁稳定性的临界内聚力计算新方法,通过比较逐点计算的岩石内聚力与临界内聚力数值,便可以判断出哪一个井段适用于空气钻井。研究结果表明,计算新方法可定量推荐、优选适合空气钻井的井段,其判断结果是对比测井解释成果图中的岩石内聚力与临界内聚力曲线的数值来确定适用空气钻井的井段。通过对四川盆地东部黑楼门构造楼探1井520~7265 m井段测井资料的岩石力学计算分析,给出了该井适合空气钻井的井段:下三叠统嘉陵江组二段—中志留统韩家店组的1910~3432 m、下志留统龙马溪组—中寒武统高台组的4345~6690 m。结论认为,该研究成果为该区乃至整个四川盆地实施空气钻井提供了重要的参考依据。

川东地区寒武系龙王庙组沉积相特征与有利相带分布

近年来,四川盆地中部地区寒武系龙王庙组勘探获得重大突破并取得了相应的地质认识,但是针对川东地区寒武系龙王庙组的勘探目前仍处于初步阶段,地质认识也相对不足。通过充分利用区内完钻井资料并结合川东及野外露头剖面,采用岩心、露头宏观描述与薄片镜下微观鉴定相结合的方法,开展岩石学特征和沉积相特征分析。表明:①川东地区寒武系龙王庙组主要发育白云岩类、石灰岩类,局部发育石膏岩类及碎屑岩类;②主要发育碳酸盐岩台地相,局限台地亚相和开阔台地亚相及其相应的沉积微相;③区块西北角曾1井一带为碎屑岩和碳酸盐混积台地相;区块中部巴中—万源—开州—万州—重庆一带为局限台地,区块东部石柱—云阳—城口至恩施—巫山—镇坪一带发育开阔台地;④在长寿—涪陵一带为蒸发台地相。城口—利川、宣汉—垫江一线颗粒滩为有利的沉积相带。该沉积相研究成果针对下一步在川东地区的天然气勘探有利区选择具有参考价值。

川东地区中二叠统茅口组一段储层特征与形成模式

川东地区中二叠统茅口组一段(茅一段)非常规泥质灰岩储层近期取得重大勘探发现。基于野外露头剖面及钻井岩心观察,通过薄片鉴定、物性分析、X射线衍射、氮气吸附、氩离子抛光扫描电镜、总有机碳含量(TOC)测定、CT扫描以及测井分析等手段,对茅一段泥质灰岩储层及其主控因素进行研究。结果表明,川东地区茅一段主要发育泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和(含)泥质生屑泥晶灰岩等4种岩石类型以及粒缘孔(缝)、有机质孔、溶孔(缝)、裂缝、滑石收缩孔(缝)等5类储集空间。其中,泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩孔隙度低,有机质含量低,储集性能差;生屑泥晶灰岩和(含)泥质生屑泥晶灰岩孔隙度高,有机质含量高,储集性能好。茅一段储层受岩相、有机质丰度和成岩作用的综合控制,生屑泥晶灰岩微相和(含)泥质生屑泥晶灰岩微相中的原始孔隙发育好且富含粘土矿物;粘土矿物转化形成的粘土微孔和有机质孔为茅一段主要的储集空间;白云石化作用和溶蚀作用为茅一段提供了部分储集空间。基于此,提出茅一段优质储层发育模式:沉积期,由于原始组构差异,生屑泥晶灰岩和(含)泥质生屑泥晶灰岩中的原始孔隙发育;中-深埋藏期,海泡石发生成岩转化,形成粘土微孔和有机质孔,同时释放富镁成岩流体,发生白云石化;深埋藏期,酸性流体进一步改造储层,使生屑泥晶灰岩和(含)泥质生屑灰岩储层发育为优质储层。

四川盆地东部中二叠统茅口组孤峰段展布特征及其油气地质意义

基于钻井岩-电特征和野外露头特征,结合区域沉积-构造格局,利用宏观及微观观察、主微量及稀土元素测试、总有机碳含量和镜质体反射率测定等手段对四川盆地东部中二叠统茅口组孤峰段展布特征、沉积环境和成藏条件进行研究。结果表明:①川东地区茅口组孤峰段的存在,证实茅口中、晚期受构造-沉积分异的影响,出现槽台格局。在茅口组二段B亚段沉积期(茅二B沉积期),川东地区孤峰段主要分布在盆地东北角。在茅口组二段A亚段沉积期(茅二A沉积期),孤峰段向南扩大到渠县—大竹—梁平,呈北西-南东向带状展布,厚度在0.8~26.6 m,川西北-川北则对应茅口组三段(茅三段)或茅口组四段(茅四段)。②孤峰段硅质页岩富含硅质放射虫,有机质含量高,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试数据反映硅质页岩为深水缺氧还原环境且盐度较高,硅质来源以生物硅为主。③孤峰段烃源岩为一套富有机质的优质烃源岩,总有机碳含量整体较高、变化范围大,分布在1.69%~38.27%,平均值为11.51%,处于成熟-过成熟阶段。④川东地区孤峰段优质烃源岩可通过断裂与开江-梁平海槽礁滩相储层沟通,构成“下生上储”的源-储关系;此外,也可与茅口组优势滩相储层形成“旁生侧储”的成藏组合。川东地区孤峰段有望作为区域内优质烃源岩的接力勘探层系,对研究区内下一步油气勘探开发具有重要意义。

四川盆地东部寒武系油气跨层成藏及天然气勘探意义

四川盆地东部发育下寒武统筇竹寺组泥页岩烃源岩,其生成的油气向上能否穿越中下寒武统膏盐岩区域盖层,并在中上寒武统洗象池群储层聚集成藏(即油气跨层成藏),一直缺乏清晰的认识。为此,开展了洗象池群储层固体沥青和中下寒武统膏盐岩区域盖层封盖性等研究,探讨了油气跨层成藏及其天然气勘探意义。四川盆地东部洗象池群储层固体沥青主要来源于筇竹寺组泥页岩烃源岩;中下寒武统膏盐岩区域盖层封闭性良好,但在中二叠世至中三叠世,复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂使其封盖完整性遭受一定程度的破坏,为寒武系油气跨层成藏提供了重要的垂向运移通道。该区寒武系油气成藏经历了盐下早期古油藏(S_(3)—P_(1))、油气跨层成藏(P_(2)—T_(2))和古气藏(T_(3)—K_(1))等演化阶段;油气跨层成藏是多旋回叠合盆地油气成藏的重要特征,中二叠世至中三叠世复活的基底断裂和新形成的规模较大的断裂是寻找洗象池群原生古气藏的重要线索。确定和评价原生古气藏将是今后研究区洗象池群天然气勘探的重点和难点。

川东红层水平岩层危岩落石特征研究

汉巴南铁路巴中至南充段位于四川省东北部,褶皱宽缓、岩层近乎水平、软硬岩层相间分布是区内工程地质的典型特征。软硬相间岩层受风化差异的影响,在降雨和地震等因素的影响下易形成危岩落石。随着测绘、物探等勘察技术的发展,对危岩落石的勘察也步入更为高效的"空、天、地"综合勘察时代,综合勘察手段的运用一方面可以提高勘察效率,另一方面可以减少勘察安全的风险,加上目前计算机的高精度算法,可以达到事半功倍的效果。对此,文章以汉巴南铁路某处典型危岩落石为例,对区内危岩落石的研究方法予以阐述。

关于川东红层近水平岩层隧道选线与围岩级别划分的探讨

汉巴南铁路巴中至南充段位于四川省东北部。褶皱宽缓、岩层近乎水平、软硬岩层互层分布是区内工程地质的典型特征。结合现场隧道施工情况,对坍塌、掉块的现象总结分析,得出了区内隧道围岩的工程特性、坍塌掉块机理,并总结不同岩性组合关系对围岩级别划分的影响,提出了适宜于区域内水平岩层的选线原则、开挖工法、初期支护建议,可为区内类似地质条件下的隧道设计和施工提供借鉴。

川东地区茅一段储层地质特征及勘探潜力分析——以XT1井为例

在以往的勘探实践中,四川盆地中二叠统茅口组一段(简称茅一段)长期被视为一套碳酸盐岩烃源层,未曾针对性地开展储层评价与测试工作。为了进一步明确川东地区茅一段的天然气勘探潜力,以风险探井XT1井岩心资料为研究对象,通过物性测试、薄片鉴定、电镜扫描、有机地球化学分析等技术手段,综合开展矿物岩石学和地球化学分析,以获取川东地区茅一段的储层特征及烃源特征。研究成果表明:①川东地区茅一段以中层状、中—薄层状深灰—灰黑色含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩与中厚—厚层状灰—深灰色泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩为主,沉积水体深度较大;泥晶生屑灰岩及含泥质泥晶生屑灰岩、泥灰岩互层形成的“眼球状构造”发育。②XT1井茅一段储层岩心柱塞样氦气孔隙度分布在0.24%~6.98%,平均为1.39%;渗透率分布在0.0014~1.7200 mD,平均为0.0830 mD,属于低孔隙度、低渗透率储层;其中眼皮状构造灰岩(简称为“眼皮灰岩”)物性相对较好,孔隙度分布在0.24%~6.98%,主要储集空间类型为片状滑石晶间微孔、微裂缝;而眼球状构造灰岩(简称为“眼球灰岩”)储集性能较差,孔隙度分布在0.24%~3.41%,储层不发育。③XT1井茅一段眼皮灰岩具有一定的生烃能力,总有机质含量(TOC)分布在0.17%~1.63%;川东地区茅一段烃源岩厚度多大于80 m,具有良好的生烃条件。④川东地区茅一段可形成自生自储、多元供烃的含泥质灰岩、泥灰岩气藏,勘探有利分布面积大于2×10^(4) km^(2),预测资源量超过2000×10^(8) m^(3),具有较大的勘探潜力。

某近水平岩层隧道拱顶塌方掉块机制与应急处置研究

汉巴南铁路巴中至南充段位于川东红层地区。褶皱宽缓、岩层近乎水平是川东红层地区工程地质的典型特征。文章结合现场某隧道施工过程中地质揭示情况,利用Midas GTS有限元分析软件,对多种工况下隧道施工过程中位移及应力应变的情况进行数值模拟计算,得出了隧道开挖后围岩位移及应力分布特征,并总结了塌方掉块机理,提出了适用于区域内水平岩层的开挖工法和初期支护建议,可为区内类似地质条件下的隧道发生塌方掉块应急处置提供借鉴。

川东侏罗系湖相页岩层系地质特征与水平井导向方法研究

为了有效指导湖相页岩油气的相关勘探开发工作,综合岩心、钻井、测井、分析化验等资料对侏罗系湖相页岩层系地质特征开展研究工作。研究结果表明:四川盆地侏罗系发育凉高山组、自流井组大安寨段、东岳庙段共计3套优质页岩层系,具有自生自储的特点,是典型的页岩油气发育层系,其中又以凉高山组为典型代表;凉高山组页岩层系具有有机质含量较高、热演化程度适中、生烃能力强、储集性能优等特征,是典型的页岩油气藏;根据侏罗系各地层的沉积特征,识别较稳定的标志层用于指导水平井钻进是取得油气勘探突破的一个重要技术手段。