结合实例,并以充分的图表数据,详解了"关系点图解法"的水化学分类法及图中显现出的水化学特征,并与大家熟知且一直沿用的"舒卡列夫"及"皮帕尔"分类方法进行比较,结果表明:"关系点图解法"同前二者反映出的水化学特征总体一致、结果可靠。在3个"关系图"中,不仅能直观地显现出阴(或阳)离子含量的分布区间,同时也能直接读取水化学类型。

黔西北位于扬子地块的西南缘,铅锌矿受断裂构造控制影响极为明显。依据区内铅锌矿展布特点可将本区划分:垭都-蟒硐Pb、Zn成矿带、威宁-水城Pb、Zn成矿带、银厂坡-石门Pb、Zn成矿带。其矿体形态复杂且具有明显的构造控矿特征以及岩性容矿特征,是川滇黔成矿域的重要研究区域。

以黔西北龙潭组页岩为研究对象，基于岩心有机地球化学、矿物组成、扫描电镜、比表面及孔径和低温N2脱附-吸附试验测试，研究了黔西北地区龙潭组页岩储层特征。结果表明：黔西北龙潭组页岩有机质丰度高，有机质类型为Ⅲ型，干酷根处于过成熟阶段，具有良好的生烃条件。页岩矿物组分以黏土矿物和石英为主，黏土矿物中以伊利石和伊/蒙混层含量最高；储层孔隙度低，孔隙类型多样，孔隙大小以中孔为主，脆性指数为57.6%，表明龙潭组泥页岩具有良好的脆性特征；通过N2吸附-脱附曲线发现，龙潭组页岩样品的分形维数D1=2.68～2.77（相对压力≤05)，D2=2.70～2.89(相对压力＞05)，D1、D2数值均偏大，反映龙潭组页岩孔隙非均质较强，结构复杂。分形维数D1和D2与比表面积成较好的正相关关系，与页岩平均孔径成较好的负相关关系。

随着南方海相页岩气开发的突破,黔西南地区煤系泥页岩研究工作迫在眉睫。通过系统实验测试分析,以黔西南地区二叠系龙潭组页岩为主要研究目标,对该区页岩气成藏条件进行分析研究。结果表明,黔西南地区龙潭组含煤地层自北西向南东逐渐由陆相、海陆交互相演变为海相沉积,其内发育多段富含有机质泥页岩。有机质丰度相对较高,为0.60%～22.30%,平均4.37%;储层矿物成分以黏土矿物为主,为9.83%～95.23%,平均48.56%;等温吸附测试结果显示,龙潭组泥页岩最大吸附量为6.13m~3/t,含气潜力好。综上所示,基于黔西南地区泥页岩储层特征并结合构造保存条件分析,认为关岭岗乌—花江、普安地瓜—青山、兴仁巴铃—安龙龙山为页岩气成藏的有利区。本研究成果同时也可为中国南方地区龙潭组页岩气勘探提供借鉴。

为了得到黔西土城向斜松河区块煤系流体压力特征及成因,利用视储层压力法、注入压降试井法和测井曲线解释法对研究区压力特征进行预测,并着重从构造条件及地应力、顶底板岩性、煤系地下水动力场特征和"三史"演化4个方面探讨了区块压力成因机制。研究表明:松河井田在110 m以浅压力偏低;110~560 m压力正常;560 m以深异常高压。正断层发育和燕山晚期地壳构造抬升是造成浅部地层压力偏低的主要原因;构造应力造成的煤层渗透率低、煤层顶底板良好的封盖作用、龙潭煤系较弱的地下水动力条件和古地质历史时期欠压实和生烃共同作用下导致了井田560 m以深煤储层异常高压。

针对黔西威宁县上二叠统龙潭组下部及底部凝灰岩层,运用地球化学、矿物学、岩石学、测井地质学的理论和方法,对矿化体地质特征、矿体成因及控因进行了研究。结果显示:含矿层普遍存在于龙潭组底部,全区稳定分布,厚度大多在1 m以上,铌元素与自然伽马关系明确,找矿效果明显;铌在各主要矿物中的分配率以黏土矿物中最大,石英次之,而黏土矿物平均含量在67%以上;该区矿化体主要成因为富含铌元素的峨眉山玄武岩遭受风化剥蚀,在一定的酸性介质环境下蚀变成矿化体;分布主要受控于岩相古地理、地层、岩性等地质因素。

为了探究黔西松河井田煤层气勘探开发潜力,采用多种测试手段,系统分析了松参1井的煤储层在孔隙结构、压力系数、含气性、渗透性等方面的差异,综合评价了该区煤层气开发地质条件。结果表明:该井多煤层由浅至深变质程度增加,渗流孔隙孔容递减;压力系数及含气量在垂向层位上呈现显著波动变化,可能存在多个含气系统;上部煤层试井渗透率高于下部煤层,个别煤层具有超压、过饱和及高地温等特征。区内资源条件优越,但纵向储层物性差异明显,煤层气开发选层与压裂、排采等仍须进一步研究。

通过采集黔西松河井田1口典型钻孔的8件煤样,借助压汞试验和试井渗透率数据,研究了多煤层发育条件下的煤储层孔隙结构特征及孔隙体积分形特征,探索了孔隙结构参数与渗透性的关系。结果表明:研究区煤储层微孔、小孔、中孔和大孔占总孔容的平均比例分别为30%、36%、17%和17%,孔径配置合理,各孔径段孔隙连通性较好,孔容在0.020 8~0.037 2 cm3/g,孔隙度在3.35%~5.16%;孔隙参数垂向发育差异大,1号煤和24号煤具备单层独立开发的孔隙条件;各煤层孔隙体积分形下限存在差异,分形下限与试井渗透率呈很好的负相关性,孔容和孔隙度与试井渗透率有一定的正相关性。

为了评价黔西松河井田煤层气资源的开发潜力,依托松河井田煤层气勘查开发示范工程,探讨了井田煤层气赋存及成藏特征,采用类比法、等温吸附法及数值模拟法综合研究了煤层气资源可采性。研究结果表明:松河井田煤层气资源主要赋存于龙潭煤系多个低渗薄至中厚煤层群中,煤系地温梯度为3.0~5.5℃/hm,储层压力系数为1.08~1.40,含气量为6.46~20.99 m3/t,含气饱和度大于70%,煤储层具有高温、超压、高含气量、含气高-过饱和的特征,有利于煤层气的地面开发。采用类比法、等温吸附曲线法及数值模拟法得出的可采系数分别为:40%~53%、64.4%~69.9%及43.6%~44.3%,综合分析认为研究区煤层气可采系数为45%~50%,表现出较好的煤层气可采性特点。

基于煤系气共探共采示范工程,分析了黔西松河井田龙潭煤系煤层气-致密气赋存特征及开发条件,探讨了煤系气共探共采的适配性技术工艺。研究表明:井田煤系气主要赋存于龙潭煤系多个煤层及临近细砂岩、粉砂岩中,具备多煤层共采、煤系气共采的资源及开发条件。煤储层具有高温、超压、高含气量、含气高-过饱和的特点,适宜进行煤层气地面开发;但在区域高地应力背景下,裂隙闭合、矿物充填等原因导致储层原始渗透性差,煤系气地面开发需进行储层改造。气测录井、裸眼综合测井及含气层综合评价是井田煤系气共探共采中发现、认识、评价含气层及产气层段优选的关键技术,可为煤系气共探共采方案制定提供依据。在丛式井组开发模式下,"小层射孔、组段压裂、合层排采"系列工艺与井田地形地质条件相匹配,可显著提高多煤层共采、煤系气共探共采的工程效果。