溶蚀作用是四川盆地茅口组储层形成的重要成岩作用之一,为确定川北地区中二叠统茅口组碳酸盐岩岩溶储层发育情况与成因,本次研究通过野外露头、钻井岩心以及薄片观察、同位素地球化学特征分析,对溶蚀作用的发育特征与控制因素展开研究.川北地区茅口组溶蚀作用的发育特征主要表现为晶间溶孔、粒间溶孔(铸模孔)、溶蚀孔、溶洞以及溶蚀缝等不同程度发育,溶蚀孔洞缝方解石充填物可划分为同生—准同生阶段的CC,方解石与表生阶段的CC2方解石,CC1方解石具有高的δ13C值(2.80‰～4.72‰,均值为3.75‰)与δ18O值(-5.30‰～-8.23‰,均值为-6.93‰),且具有与围岩接近的87Sr/86Sr值(0.706 210～0.708 178),形成于同沉积的海水环境中,受到部分大气淡水的影响;相比较下,CC2方解石具有较低的δ13C值(-2.13‰～-0.34‰,均值为-1.12‰)与 δ18O 值(-9.59‰～-7.00％0,均值为-6.56‰),以及较高的 87Sr/86Sr 值(0.708 316～0.711 365),在大气淡水主控下形成,伴有地壳流体的影响.综合溶蚀作用发育与充填物特征将川北地区茅口组溶蚀作用划分为3期:(1)同生期溶蚀作用,流体主要为海水与大气淡水的混合水,受沉积相带控制易发育晶间溶孔、粒内溶孔(铸模孔),充填有CC1方解石;(2)表生期溶蚀,流体为大气淡水与地下水,受古地貌控制主要发育在茅口组顶部,溶蚀孔、溶洞与早期溶蚀缝的大规模发育且伴有CC2方解石与钙泥质的充填;(3)埋藏期溶蚀,主要表现深部热液与酸性流体对构造裂缝与CC2方解石的再溶蚀,导致晚期溶蚀缝的发育,以沥青、黄铁矿、石膏等热液矿物的充填为主.综合各期溶蚀作用的发育规模与充填情况,研究认为川北地区茅口组溶蚀空间的发育主要来源于表生期溶蚀作用,有效溶蚀空间多发育于峰丛洼地微古地貌单元处.

综合岩心观察、薄片鉴定、碳氧同位素、稀土元素、流体包裹体分析等手段,研究四川盆地元坝地区中二叠统茅口组溶蚀孔洞中方解石充填物类型、流体来源以及形成期次,探讨其储集性能.研究表明:茅口组方解石充填物类型为栉壳状、等轴粒状、亮晶方解石,稀土元素质量分数为(2.425～15.581)×10-6,平均为6.791×10-6;∑LREE/∑HREE为2.782～5.831,平均为4.395;Y/Ho值为35.591～51.534,平均为44.927;δCeN值为0.615～0.864,平均为0.707;δEuN值为0.866～1.385,平均为1.154;稀土元素配分模式图呈现左倾特征;δ13 C值为-2.13‰～-0.34‰,δ18 O值为-9.59‰～-7‰(平均为-8.08‰),δ13 C值与围岩接近,δ18 O值比围岩偏低;流体包裹体显示均一温度主要在80～100℃,盐度(NaCl的质量分数)主要在12.85％～14.15％.方解石主要形成于中三叠世前,形成期次先后为栉壳状、等轴粒状、亮晶方解石.Ce出现负异常,Eu呈正异常的特点,显示受热液影响.δ13 C值低于全球中二叠世的瓜德鲁普阶海水,δ18 O值比围岩更负,说明方解石充填过程中受多种流体的影响,充填时间较早.

乙烯裂解装置丙烯制冷机组检修开工后,汽轮机轴位移出现了持续增长的态势,对装置的长周期运行产生了严重威胁.通过分析引起汽轮机轴位移增大的原因,首先排除了检测系统本身的问题,通过对装置负荷、蒸汽参数、压缩机有关参数以及汽轮机真空度等变化情况与汽轮机轴位移的变化趋势的对比分析,确定了降低丙烯制冷机的负荷,改善蒸汽品质、提高汽轮机真空度等针对性的措施.通过一系列措施的落实,汽轮机轴位移增长过快的势头得到了有效遏制,确保了乙烯裂解装置高负荷平稳运行.

粒度是沉积物的重要特征之一,通过粒度资料可以判别沉积物的搬运方式、水动力条件等,是分析沉积环境的重要依据.基于川东南志留系小河坝组小河、浩口、回龙场、双流坝4条实测剖面78个样品的粒度分析研究表明:小河坝组搬运方式为跳跃、悬浮搬运,频率曲线以双峰态为主,平均粒径均值为4.49φ、标准偏差均值为1.14、偏度均值为2.40、峰度均值9.42,整体水体动能较低,频率曲线以双峰态为主,概率累积曲线以一跳一悬夹过渡式为主;粒度参数C-M图显示为牵引流沉积、Sahu函数计算结果表明沉积环境为河流-三角洲沉积.根据粒度概率累积曲线纵向变化辅以C-M图等综合判断川东南志留系小河坝组沉积环境为三角洲前缘沉积环境,其中小河、浩口地区经历了水下分流河道—河口坝-席状砂的沉积过程;回龙场、双流坝地区经历了河口坝—席状砂—河口坝—席状砂的沉积旋回.

Several configuration types and suitable scale of the dry gas sealing were de-scribed. Aiming at the problem existing in mechanical and floating ring combined type shaft sealing on the compressor for hydrogenation of octenal, tandem dry gas sealing type was used to reform on the compressor. Running of the compressor was stable and economic profit was obvi-ous after adopting the dry gas sealing reform.

普光气田的发现启示着石油工作者把勘探目光转向了同样位于开江-梁平陆棚边缘的元坝地区.经过新一轮勘探,发现元坝地区长兴组生物礁具有很大勘探潜力.基于地震、钻井及岩芯资料的综合分析,对川东北元坝地区长兴组生物礁沉积特征进行了精细研究.研究表明,元坝地区长兴组生物礁主要发育于长二段,且不同沉积环境及不同部位控制了生物礁生长发育特征的差异,具体表现为:西部广海边缘生物礁比东部广海边缘及潮道边缘生物礁更发育,规模更大,且建隆特征十分明显;广海边缘因水动力强,营养物更加丰富,因此多发育以抗浪结构为主的骨架礁;而潮道边缘因水动力相对较弱,营养物相对贫乏,多发育障积礁;长兴晚期,元坝西部地势的隆升导致其沉积环境更加有利于生物礁的发育,从而表现为生物礁优势生长区自东向西迁移的特征.

从綦江及邻区须家河组地层特征、沉积特征、储层特征及烃源岩特征等方面,分析了须家河组含油气地质条件及勘探潜力.研究表明:①綦江地区上三叠统须家河组发育辫状河三角洲平原沉积,岩性组合具有“砂包泥”的特点,整体上辫状河道砂体发育,具备形成规模储层的基础;②储层岩石致密-超致密,为特低孔、特低渗储层,裂缝和次生溶孔是储层发育的关键;③通过寻找相对低砂地比层系,叠合深大断裂沟通的须家河组构造,寻找混合气源的构造-岩性油气藏;④有深大断裂沟通深部海相气源的须家河组构造是有利的勘探目标.

with the deepening of the oil and gas exploration of the platform margin reef and shoal in the Northeast Sichuan Basin,the reserves calculation of their compounds was becoming more and more important.It is proposed that the methods to solve the issue of beach reef compounds for fine description of their natural gas reservoirs and selection of reserves parameters are proposed with the full utilization of geologic,geophysical and logging data,then by using the methods of contour area tradeoff,volume balance and pore volume balance to calculate effective thicknesses,effective porosities and gas saturations respectively,finally calculation of the proven geological reserves of the beach reef compounds is 76.53×108m3.