油藏主控因素

油藏主控因素（精选7篇）

油藏主控因素 篇1

摘要：北部湾盆地乌石凹陷下始新统流沙港组三段发育源下断块油藏,其原油来自上覆流沙港组二段超压成熟烃源岩,其成藏受“源储压差”、沉积相和有效断块圈闭三因素控制。“源储压差”控制了油气运移方向,油气由流沙港组二段源内超压区向下部、侧向流沙港组三段常压区运移,在断裂圈闭带中聚集。流沙港组二段超压还起到了封盖油气作用。流沙港组三段近岸水下扇扇中辫状水道微相储层物性较好,是“甜点”储层。下始新统流沙港组三段具有“高压源、源封盖、源储接触”的源下油气成藏模式。乌石凹陷东部流沙港组三段始新世裂陷幕断裂圈闭带是“源下”油气富集的区带。

关键词：成藏主控因素,源储压差,下始新统流沙港组三段,乌石凹陷,北部湾盆地

乌石凹陷是北部湾盆地南部坳陷的次一级构造单元,是新生代形成的箕状断陷[1](图1),其中发育了新生界古近系长流组、流沙港组、涠洲组,新近系下洋组、角尾组、登楼角组、望楼港组及第四系(图2)。该区油气勘探始于1960年,直到2010年,在乌石17X1井下始新统流沙港组三段钻遇近80 m厚油层,获得油气产能,并评价成功,展示了乌石凹陷东区较大的石油勘探潜力,是除涠西南凹陷、福山凹陷外北部湾盆地又一个被证实的富生烃凹陷。

在前人对古近系成藏条件、层序地层和沉积体系研究的基础上[2—6],针对乌石17X油田下始新统流沙港组三段“源下”断块油藏的成藏特征,系统地研究“源储压差”、有效断块圈闭和沉积微相与储集物性等及对“源下”油气成藏的控制作用,提出了研究区“源下”油气成藏模式,为该区下步油气勘探提供地质依据。

1 流沙港组三段源下油藏特征

1.1 油藏圈闭类型

乌石17X构造流沙港组三段发育一个向南倾伏的断鼻构造,被多条北东东、北东和北西向断层切割,形成复杂的断块构造。乌石17X油田的油气藏圈闭类型主要是流沙港组三段反向正断层遮挡圈闭和断垒块圈闭。

1.2 油藏类型

乌石凹陷源下流沙港组三段油气藏主要为油藏,油藏产状为常规油藏,油藏类型为层状边水断块油藏,各断块油藏相互独立,具有不同的油水界面和压力系统(图3)。

1.3 油藏流体特征

乌石17X1井在E2L3I主力油层埋深(2 619~2 670)m,对DST(drilling stem test)取得的油样分析,20℃下密度为(0.805~0.816)g/cm3,50℃下黏度为(2.801~2.989)m Pa·s,含硫量为0.04%~0.07%,含蜡量为11.6%~13.6%,硅胶质含量为0.6%~1.83%,沥青质含量为1.1%~2.14%,含水为0%~5.5%,倾点为(33~36)℃,初馏点(58.6~72.6)℃,原油性质好,属轻质原油,具有“四低两高”的特性,即密度低、黏度低、含硫量低、硅胶质低、沥青质低、含蜡量高、倾点高。

1.4 油藏油气来源

油-源对比、原油成熟度和烃源岩埋藏史分析表明,其原油与北部湾盆地涠西南凹陷相似,原油碳同位素值偏重,为-22.426‰~-23.504‰,具有高含量的C30-4甲基甾烷,Pr/Ph为2.15~2.27,来源于流沙港组二段中深湖相烃源岩。Ts/Tm为1.58~2.24,C2920S/(20S+20R)为0.38~0.51,正常成熟原油与乌石17X油藏西南部流沙港组二段中深湖相烃源岩埋藏成熟阶段吻合(图4),说明乌石凹陷东区流沙港组三段油藏来源于油窗演化阶段的流沙港组二段烃源岩。

2 源下油藏成藏主控因素

2.1“源储压差”控制了部分油气向下运聚成藏

乌石东次凹中心流沙港组二段发育成熟烃源岩。东次凹古近系地层埋藏最深可达5 500 m,生油量20×108t,占了整个乌石凹陷的40%。乌石17X流沙港组三段油藏紧邻东次凹烃源灶,具有丰富的油气资源和有利的供油条件,为油气的富集提供了有利物质基础。

油气流体总是由高势区向低势区运移[7],且遵循流动方向垂直于等势线。油气流体势是指单位质量流体具有的势能,流体势的大小决定了油气流体运移方向。以海平面为基准面,油气流体势可表示为:

式中Φ为油气流体势(m2/s2);D为深度相当于海拨的深度(m);P为深度D处的孔隙流体压力(N/m2);ρ为流体在深度D处的密度(kg/m3)。流体势的大小与流体所处的海拨高度和孔隙流体压力有关。乌石凹陷中心流沙港组二段烃源岩呈现欠压实特征,具有异常高孔隙流体压力,压力系数为1.25~1.5,而下覆流沙港组三段为正常孔隙流体压力,导致流沙港组二段烃源岩层与流沙港组三段储集层之间存在剩余孔隙流体压力差,为(6~13)MPa,这个压力差为烃类的运移提供动力[8],使烃类从烃源岩层向下运移到相邻的流沙港组三段砂岩内,形成就近捕获油气而聚集成油气层的优势。一方面,流沙港组二段超压控制或分隔了部分生成的油气向下运移,这一认识可以从录井、测井资料显示的流沙港组三段含油气性自上而下变差得到佐证。另一方面,东区乌石17X流沙港组三段断块圈闭带发育多期的近岸水下扇的砂砾岩体,因断裂和砂岩输导体发育,流沙港组三段表现为常压的特点,其流体势相对较低。因此,凹陷流体势平面分布呈凹陷中心高、东区乌石17X流沙港组三段砂砾岩体低的特点,油气流体由凹陷中心向凹陷边部运移,在东区乌石17X流沙港组三段砂砾岩体聚集成藏。

2.2“下断裂系统”控制了流沙港组三段有效断块圈闭

乌石凹陷东区发育上、下两套断裂体系,即下部始新统东南倾的伸展断裂和上部渐新统“花状”张扭断裂(图5)。下断裂体系切穿流沙港组三段、二段底部,上断裂体系切穿涠洲组及流沙港组一段,从而形成由上、下两套正断层组成的“双层结构”特征。早始新世,受控于NW~SE向最小主压应力,在乌石17X构造区下始新统发育反向正断层,断裂断穿流沙港组三段,并断到下部基岩,向上终止于流沙港组二段泥岩、页岩塑性地层,归属于“下断裂系统”,即受控于下部始新统东南倾的伸展断裂,乌石17X油田的油气藏圈闭类型主要是流沙港组三段反向正断层遮挡圈闭和断垒块圈闭,周围被流沙港组二段泥岩、页岩遮挡形成有效断块圈闭。

2.3 沉积微相控制了储层物性

乌石凹陷东区乌石172X断裂构造带流沙港组三段发育多期近岸水下扇,砂砾岩、含砾砂岩纵向叠置,厚度大,平面呈北东向展布,与二级断裂带走向相同,受断槽地形控制。结合岩心沉积构造标志、测井相、电成像和地震相特征研究,该区近岸水下扇沉积体系划分为扇根、扇中和扇端亚相。研究表明,近岸水下扇不同沉积微相的岩性特点、岩性组合都存在差异,带来了储集性差异,沉积微相控制了近岸水下扇储层储集性:(1)扇根亚相,沉积物呈带状展布,主要为块状、杂基支撑砂砾岩相及颗粒支撑砾岩相,间夹砂岩。砂砾岩连续厚度大,垂向层序为砂砾岩、砾岩夹砂岩组成的正韵律层,泥岩夹层发育较差,东北方向近物源区的2、5、6井区,2井储层孔隙度18%,渗透率2.16 m D,含油饱和度47%,属低孔、特低渗,物性和含油性差;(2)扇中辫状水道微相主要发育厚层含砾中粗砂砂岩、砾质中粗砂岩等,具有一定搬运距离,分选中等—较好,中孔、中渗储层,是最有利的储层,如3井区,孔隙度21%,渗透率164 m D,含油饱和度63%,物性和含油性好;(3)扇端亚相主要发育薄互层泥岩、含砾砂岩等。因此,近岸水下扇沉积微相明显控制了有利储集体的规模与储集性。

乌石17X构造L3I油组储层岩石类型为石英岩屑砂岩、石英砂岩,以中-粗砂为主,分选差-中,成分成熟度、结构成熟度均低。颗粒支撑,点、点-线接触,孔隙式、孔隙-压嵌式胶结,填隙物为泥晶。储层孔隙类型以原生孔隙为主,其次为长石溶孔、粒间溶孔(图6)。成岩作用分析表明,压实作用是本区流沙港组三段储层物性的主要影响因素。

3 源下油气运聚机制与成藏模式

乌石凹陷东区始新统流沙港组三段油气藏相态为常规油藏,油气藏类型为断块油藏。油气成藏受“流体势-沉积相-圈闭”要素控制,流沙港组二段烃源岩厚度大,其地层压力高,流体势高,处于成熟演化阶段。高压的流沙港组二段烃源岩起到了双重作用,一方面,稳定分布的流沙港组二段大套泥岩、页岩是乌石凹陷东区区域性盖层之一,这套泥岩、页岩为湖盆鼎盛时期沉积,其地层分布广,厚度(400~900)m,且发育超压,对下覆流沙港组三段圈闭构成了良好的封盖条件,因超压及与下部流沙港组三段的空间配置,欠压实、高压的流沙港组二段泥岩,存在压力屏障,还扮演了分隔和控制油气运移方向的作用[9],流沙港组二段超压使生成的油气向下排运[10],进入与其紧邻的下覆流沙港组三段,在流沙港组三段储层物性好、具有效封闭条件的圈闭中聚集成藏;另一方面,高压的流沙港组二段烃源岩具有强成藏动力,其生成的油气在较强的“源-储压差”作用下由流沙港组二段高势区向凹中断裂带流沙港组三段近岸水下扇砂砾岩体低势区运聚,形成流沙港组三段常规油藏,油气主要富集于近岸水下扇扇中辫状水道微相含砾中粗砂岩。流沙港组三段具有“高压源、源封盖、源储接触”的源下油气成藏模式(图7)。因此,乌石凹陷东区二级断裂带是流沙港组三段原油富集和分布的区带,也是近期原油勘探的重要方向。

4 结论

(1)乌石凹陷东区始新统流沙港组三段油气藏相态为常规油藏,油气藏类型为断块油藏,其原油来源于上部或侧向上进入成熟阶段的流沙港组二段中深湖相烃源岩。

(2)始新统流沙港组三段源下油气成藏受“源储压差”、沉积相和有效断块圈闭三因素控制,“源储压差”控制了油气运移方向,沉积微相控制了储层物性与油气富集,有效断块圈闭控制油气聚集与分布。

(3)乌石凹陷东区始新统流沙港组三段具有“高压源、源封盖、源储接触”的源下油气成藏模式,乌石凹陷东区二级断裂带是流沙港组三段原油富集和分布的区带,是近期原油勘探的重要方向。

参考文献

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充填开采地表变形主控因素分析 篇2

为此,本文基于正交试验设计及数值模拟分析,探讨采深、采厚、采宽以及充填率对地表变形沉降的影响,并对各个影响因素进行参数敏感性研究,得出各个变形参量与采深、采厚、采宽以及充填率的关系。

1 正交设计及模拟计算

1.1 正交试验设计

对充填开采地表沉陷规律分析中,我们根据实际情况选取了4个起主要作用的影响因素,即采深、煤厚、采宽及充填率,对每个影响因素取4个水平,如表1所示。

1.2 数值模拟计算

模拟计算中,采用FLAC3D数值分析软件,简化为平面应变模型,以山东省某矿的地质采矿条件为原型建立数值分析模型,模型两端的X方向的位移固定,即边界水平位移为零;模型底部边界水平、垂直位移为零;模型顶部为自由边界,根据实际情况施加上覆土层荷载。并确定模型尺寸大小为长×宽×高=850m×6m×373.4m,煤层顶板以上高度为340m,煤层取平均厚度3.4m,煤层底板以下厚度为30m。计算中采用理想弹塑性模型,Mohr-Coulomb破坏准则。

运用L16(44)正交表对上述选取的4因素4水平的试验进行方案设计,采用FLAC3D数值模拟软件,对不同组合情况下的正交试验进行地表岩移模拟分析,分别计算各组合下的地表变形量。

2 计算结果分析

2.1 参数敏感性分析

极差分析作为数据处理的种种方法中具有计算过程方便、表达效果直观、方便操作优点的一种常用方法。它能够在进行简短的数学运算及走势图形,清楚的对各个影响因素的影响水平的不同对数据造成的影响进行分析。根据正交试验结果分析,以各个影响因素的影响水平为坐标横轴,以地表变形各个参量最大变形值的平均值作为坐标的纵轴,作出各个影响因素的影响水平与各个参量最大变形值的平均值的趋势如图1所示,以沉降值为例。

从图1所示的分析数据中,可以清晰的得到,对沉降值、水平移动值和水平变形值来说,随着煤层厚度及充填率的变化,上述三个参量变形值变化非常明显,说明沉降值、水平移动值和水平变形值对煤厚及充填率的变化是很敏感的,而采深、采宽的变化对上述三个参量的波动较小,说明其对此两个参数相对不敏感;各个影响因素对沉降值影响的主次秩序是:充填率、煤厚、采宽、采深;对水平移动值影响的主次秩序是:煤厚、充填率、采宽、采深;对水平变形值影响的主次秩序是:煤厚、充填率、采深、采宽。

对倾斜和曲率值来说,随着采深、煤厚和充填率的变化,上述两个参量变形值变化非常明显,说明倾斜和曲率值对采深、煤厚和充填率的变化是很敏感的,而采宽的变化对上述两个参量的波动较小,说明其对此参数相对不敏感;各个影响因素对倾斜值影响的主次秩序是:采深、充填率、煤厚、采宽;对曲率值影响的主次秩序是:煤厚、充填率、采宽、采深。

2.2 地表变形回归分析

对模拟计算所得数据进行回归分析,不同变形参量与采深、煤厚、采宽及充填率的回归方程为(以下沉值为例):

下沉(单位:mm):

式中,H—采深,m;M—煤厚,m;L—采宽,m;η—充填率,%。

3 结论

(1)不同影响因素对其的影响程度不同,各个影响因素对沉降、倾斜、曲率、水平移动、水平变形影响程度的次序分别为:充填率—煤厚—采宽—采深、采深—煤厚—充填率—采宽、采深—煤厚—充填率—采宽、煤厚—充填率—采宽—采深、煤厚—充填率—采深—采宽。

(2)根据含交互作用的部分多元二次模型,通过MATLAB回归分析,得出了地表变形沉降参量与采深、煤厚、采宽及充填率的回归方程。

参考文献

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煤层气含气性主控因素探讨 篇3

煤层顶底板岩性对于煤层气的保存和富集有重要的意义, 而良好的顶底板可以减少煤层气向外扩散和渗流, 保持地层压力, 以维持较大的煤层气吸附量, 从而减少地下水径流造成的含气量损失。

研究区的3号煤层顶板岩性主要为泥岩与砂质泥岩互层, 还有粉砂岩、中粒砂岩和少量的细粒砂岩。从分布特征和粒度上看, 其粒度由南西向北东逐渐变细, 由砂岩过渡到粉砂岩再过渡到泥岩。砂岩区域主要分布在勘查区的西南部, 呈条带状, 粉砂岩区域主要分布在研究区的西北角和东南角, 大面积的泥岩、砂质泥岩区域分布在北东部。钻探时, 岩芯比较完整, 节理、裂隙不发育, 局部节理发育。

3号煤层底板岩性主要为泥岩、砂质泥岩, 其次为粉砂岩, 极个别的为细粒砂岩。其分布特征是:粒度由南西向北东粒度变细, 由粉砂岩过渡到了砂质泥岩、泥岩。粉砂岩区域主要分布在研究区的南西角, 其余为大面积的砂质泥岩、泥岩分布区域。钻探时, 岩芯比较完整, 节理、裂隙不发育。3号煤底板到K5石灰岩顶面为泥岩、砂质泥岩、粉砂岩和砂岩互层, 厚度为25 m左右, 其中, 泥岩、砂质泥岩占底板总厚度的60%, 粉砂岩、砂岩约占底板总厚度的40%.这种软硬相间具有一定厚度的隔水层, 其结构在未受到构造破坏的情况下, 具有很好的隔水能力。

15号煤层顶板为石灰岩, 致密坚硬, 底板岩性均为泥岩或砂质泥岩。钻探时, 岩芯比较完整, 节理、裂隙不发育。底板到奥陶系界面的厚度平均约40 m, 岩性以泥岩、砂质泥岩为主, 间夹细砂岩、薄层石灰岩。其中, 泥岩、砂质泥岩约占底板隔水层总厚的75%, 砂岩、灰岩约占25%.这种软硬结构的岩性组合可视为统一的隔水层, 对奥灰水起到了阻隔作用。

从以上3号、15号煤层顶、底板岩性分析克制, 该区均为封闭性能较好的泥岩、粉砂岩和石灰岩, 能阻隔煤层气向外渗透、运移和扩散, 能保持比较高的煤储层压力, 从而有效地减弱地下水径流对煤层气造成的损失。因此, 整体上看, 该区的3号、15号目的煤层的盖层比较好, 适宜煤层气的保存和富集。但是, 由于3号目的煤层的盖层在西南边界附近, 为中粒砂岩和细粒砂岩, 封盖性能较差, 所以, 不适合保存和富集煤层气, 而煤层气含量较小在相关的测试中也已经表现出来了。

2 构造作用

研究区位于沁水盆地南缘沁水复向斜西翼, 寺头正断层西北下降盘。在此背景下, 发育有次一级的褶曲构造和断裂构造。

研究区的褶曲构造是以向背斜形式表现出来的, 轴向大部分为北东向, 少量北西向, 有的比较宽缓, 但是, 有的也比较狭窄, 延伸长短不一。通过此次研究, 再结合煤层含气量可知, 在褶曲的轴部和翼部没有发现明显的含气量变化, 褶曲构造各部位的含气情况和封闭特征还需进一步研究。

断裂构造在研究区内相对不发育, 但是, 局部聚集, 发现了13条断层, 断距8~46 m, 基本全为正断层。根据理论分析可知, 正断层是由旋扭和拉张力形成的, 而断层附近形成的裂隙处于剪张或张引状态, 所以, 造成附近煤层理割和生外裂隙系统极其发育。煤层容易成为高透渗率储层, 与周围形成的裂隙带共同构成良好的煤层气逸散通道。这种情况不利于煤层气的储存, 降低其含气量和临界吸解压力, 还可能会沟通上部含水层, 使得含水量过大, 不宜排采。比如MB-007井和MB-018井均在断裂构造附近, 煤层气含量为3号煤3 m3/t、3.5 m3/t, 15号煤3.5 m3/t、0.5 m3/t, 含气量最低。

根据上述情况推断, 在断层带和褶曲轴部附近, 由于场地应力改变, 生成了许多裂隙和断裂空间, 致使裂隙带、断裂带附近的煤层与含水层通沟, 使煤层气向上扩散运移, 致使附近煤层气含量下降, 临界解吸压力低降。因此, 在断裂带地段和褶曲轴部核部附近, 地质封闭性比较差, 含气量有所下降。

3 水文地质条件

地下水力动学条件的控气特征可以概括为3种, 即水力运移逸散、水力封闭和水力封堵。其中, 水力封闭和水力封堵有利于煤层气的保存, 而水力运移散逸会导致煤层气散失。

在发生水力运移逸散的地区, 水文地质单元的补、迁、排系统往往比较完整, 含水层富水性、地下水活跃度、含水层与煤层之间水力连通性良好, 地下水在运动过程中携带着煤层中的气体运移而逸散。水力堵封常见于不对称单斜或向斜中。含水层从露头接受补给, 地下水顺层由浅部向深部运动, 将煤层中向上扩散的气体封堵起来, 致使煤层气聚集。水力封闭作用多发生在构造简单、断层不甚发育的宽缓向斜或单斜中。同时, 由于煤层气的产出是通过排水降压来实现的, 因此, 水文地质条件不仅对煤层气的保存有重要作用, 而且还是煤储层压力和煤层渗透性的重要影响因素。良好的水文地质条件不仅可以使含水层在煤系上方形成含水层封闭空间, 而且还可以阻止煤层气通过煤层露头逸散。在补给区和迳流区, 煤层气被地下水溶解带走, 气含量降低;在承压区, 由于地下水的封堵, 煤层气保存条件变好, 再加上地下水的存在使煤储层压力升高, 所以, 有利于煤层气的保存和储集。这种类型的水力控气作用分布广泛, 具有重要的意义, 而沁水盆地就是这类的典型。

该区水文地质条件简单, 其含水层均为弱富水性, 含水层自上而下为第四系松散砾砂含水层、二叠系砂岩隙裂含水层和石炭系太原组石灰岩裂隙岩溶含水层。与煤储层关系密切的以上含水层富水性弱, 在无构造等因素的影响下, 与其他含水层的水力联系微弱或无联系, 所以, 研究区内地下水的控气特征属水力封闭作用。

4 结束语

综上所述, 该区的聚煤作用之后, 主要构造运动是燕山期, 在断裂构造附近的煤层气顺裂隙逸散, 但是, 在远离断裂带影响的区域, 逸散通道不发育, 而且有利于煤层的割理和裂隙发育, 并且3号、15号煤层顶底板封闭性好, 有利于煤层气的保存。研究区各含水层自成一个体系, 没有层间窜流现象, 没有破坏煤层气, 并且该区地下水的控气特征属水力封闭作用, 有利于煤层气的保存。

摘要：煤层气含气性是煤层在一定地质条件下储集煤层气的数量和能力, 它是由煤层气的生产和保存条件以及地质控制因素决定的。煤层含气性是评价煤层气勘探开发前景的重要因素, 它是煤层气远景评价和选区的重要基础。以沁水盆地南部为研究区, 从顶底板岩性、构造和水文地质条件等方面讨论了煤层气含气性和可采性主控因素。

油藏主控因素 篇4

1 顺和煤矿概况

顺和煤矿位于河南省永城市城关镇北20km, 属顺和镇管辖, 呈东西向的长条形, 面积34.3831km2, 设计生产能力0.6Mt/a, 服务年限38.7a, 采用走向长壁综合机械化采煤方法。

矿井为全掩盖区, 新生界地层厚度达359.41m~439.70m, 区内无基岩出露, 全部地层均隐伏于新生界地层之下。区内由老到新依次保留的地层层序为奥陶系老虎山组、石炭系本溪组和太原组、二叠系山西组、下石盒子组和上石盒子组, 新生界的新近系和第四系。

地层总体走向为北东东、倾向北北西, 倾角6°~15°, 呈西陡东缓、北陡南缓之趋势。区内断裂构造较为发育, 主要有近东西向、北东向和北西向三组, 主要为高角度的正断层 (逆断层发育1条, 即F40逆断层) 。

2瓦斯赋存主控因素分析

煤层瓦斯赋存状态与井田煤层的埋深、煤厚及围岩等因素息息相关。不同的矿井之间, 瓦斯赋存的规律千差万别;即使在同一矿井, 同样因采区、开采条件和先后顺序等不同而产生较大的变化。其结果往往是因多种因素的综合作用, 但是各控制因素的影响程度是不同的[2]。顺和煤矿瓦斯赋存整体呈现一种不均衡性, 在煤层走向方向西区整体瓦斯偏高, 东区瓦斯整体偏低;倾向方向东区21采区西翼存在条带瓦斯异常区 (宽缓向斜附近) 。

2.1埋深对赋存的影响

煤层埋深对其内部瓦斯的赋存至关重要, 地应力随煤层埋深加大而增大, 同时煤层对瓦斯的吸附能力大大加强[3];另一方面围岩透气性降低, 瓦斯逸散地表间的距离与阻力加大, 皆是有利于瓦斯赋存的必要条件。

顺和煤田位于淮河冲积平原北部, 地势比较平坦, 矿井为全掩盖区, 新生界地层厚度达359.41m~439.70m, 煤层埋藏深度及上覆基岩厚度对瓦斯赋存的影响符合上述特点。根据井田范围内瓦斯含量和埋深相对应的数据, 经数据多项式回归分析[4], 可得其回归趋势线及回归方程如图1所示。

从式中可看出, 瓦斯含量与埋深的六次多项式拟合优度达到0.6286, 相关性比较明显:750m以浅埋深与瓦斯含量无显著线性相关, 550m~750m埋深段瓦斯含量变化中心轴4.5m3/t, 波动范围2.6m3/t~6.4m3/t;750m~1150m埋深段瓦斯含量与埋深呈现整体的正相关。分析可知:煤层的埋深是影响和控煤层瓦斯赋存的主要因素之一。

2.2 煤厚对赋存的影响

煤层厚度对瓦斯含量有重要影响, 煤层可以按照厚度分为上、中、下三部分。其中作为瓦斯储存的富集带为中间部分, 瓦斯通过上、下两个方向逸散过程中, 自然会受到上、下两部分的阻隔作用。煤层厚度愈大, 瓦斯逸散过程的路线与阻力则愈大, 不利于其扩散[4];同样, 煤层厚度的不统一性及多变性, 会导致整个煤层瓦斯赋存的不平衡性。顺和煤矿井田区域煤厚等值线如图2所示。

如果要进一步研究煤厚与瓦斯赋存之间的关系, 需要收集相关数据, 根据井田范围内瓦斯含量和煤深相对应的数据, 经数据多项式线性拟合, 可得其回归趋势线及回归方程如图3所示。

由图2可知, 井田煤层厚度变化大, 促使瓦斯运动加大, 这便是造成瓦斯整体不平衡的重要因素。由图3可知, 伴着煤层厚度的增加, 内部储存的瓦斯含量逐渐递增, 并呈线性关系, 线性回归方程为y=0.364x+4.0002, 递增梯度为0.36m3/ (tm) 。

2.3 围岩对赋存的影响

煤层围岩包括直接顶、基本顶和规定厚度内的顶底板围岩岩层, 岩层的岩性与结构对煤层内部瓦斯的赋存状态影响千差万别。经过大量的理论及实验, 已经证明围岩隔气性好及透气性较差是瓦斯赋存的理想条件, 反之不利于其储存[5]。因此, 可选择顶底板围岩的厚度与岩石的岩性作为围岩对瓦斯赋存影响因素, 具有明显的直观性和效果。

通过对顺和煤矿煤层顶、底板20m范围内累计泥岩厚度进行整理[6], 同时对其内部瓦斯含量一并记录 (规定煤层为起始点, 分别向上、下累计20m) 。分析瓦斯含量分别于顶、底板20 m范围内覆盖泥岩厚度进行数据多项式线性拟合, 可得其回归趋势线及回归方程如图4、5所示。

由图4可知, 瓦斯含量在顶板20m范围累计泥岩内, 随着远离煤层, 瓦斯含量逐渐递减, 且呈一定的线性关系, 梯度为0.17m3/ (tm) 。相反, 从图5可知, 在底板20m范围累计泥岩内, 瓦斯含量与其相关性并不明显。

2.4 灰色关联分析

通过上述分析得出, 煤层埋藏深度、煤厚及围岩对矿井瓦斯赋存控制具有整体性, 因此, 三者皆是瓦斯赋存的控制因素。为进一步研究因素之间的重要度, 需要对其采用量化进行排序, 从而确定主控因素。而灰色关联度分析[7]对于一个系统发展变化态势提供了量化的度量, 且根据因素之间发展态势的相似或相异程度衡量因素之间的关联度, 揭示动态关联的特征和程度。

选取井田范围内若干测点, 同时记录对应的数列, 分别为:埋深 (a) 、煤层厚度 (b) 、顶板20m范围泥岩厚度 (c) 、底板20m范围泥岩厚度 (d) ;选取分辨系数ρ=0.5, 利用MATLABR2009a软件编程计算其关联度如下:Ra=0.9982、Rb=0.9976、Rc=0.9953、Rd=0.6100。

对关联度进行排序:Ra>Rb>Rc>Rd, 且关联度数值反映前三者处于同一级别, 即0.99数量级, 而底板围岩关联度数值远小于前三者。因此。可以得出, 煤层埋深、煤厚及顶板围岩为顺和煤矿控制瓦斯赋存的主控因素, 另外, 三者的控制程度依次递减。

3 结论

(1) 通过收集相关数据, 结合多项式数据拟合, 分析回归趋势线图及回归方程得知, 影响顺和煤矿瓦斯赋存总体状态的控制因素有煤层埋深、煤储层厚度及围岩三类因素。

(2) 运用灰色关联度分析法, 对因素进行量化, 比较关联度之间的大小得出, 其中埋深、煤厚及围岩中顶板20m范围泥岩厚度三者为影响瓦斯赋存的主控因素, 且控制程度依次递减, 因此为下一步瓦斯管理与防治提供理论指导。

摘要：针对矿井瓦斯突出管理, 利用数学软件对收集的瓦斯及地质数据进行多项式数据拟合, 得出瓦斯对应各元素的回归趋势线与方程, 分析可知控制顺和煤矿瓦斯赋存总体规律的为煤层埋深、煤厚及围岩三元素。运用灰色关联度分析法, 结合MATLAB软件计算因素关联度, 确定主控因素, 从而为瓦斯防治提供理论指导。

关键词：瓦斯赋存,线性相关,灰色关联,主控

参考文献

[1]刘明举, 等.张集煤矿6煤层瓦斯赋存主控因素分析[J].煤炭科学技术, 2013, S2:155-157+160.

[2]刘明举, 等.薛湖煤矿煤层瓦斯赋存的影响因素分析[J].煤炭科学技术, 2014, 07:42-44+48.

[3]李青松, 等.福达煤矿瓦斯地质影响因素分析[J].煤炭科学技术, 2011, 05:108-111.

[4]魏风清, 等.五凤井田6_中煤层瓦斯赋存规律及主控因素分析[J].煤矿安全, 2011, 06:131-134.

[5]李国强, 等.寺河煤矿西井区3~#煤层瓦斯赋存规律研究[J].中州煤炭, 2011, 08:12-14.

[6]刘具, 等.临涣煤矿7煤层瓦斯赋存主控因素分析[J].煤炭技术, 2012, 04:112-114.

油藏主控因素 篇5

延长油田股份有限公司直罗油区, 位于鄂尔多斯盆地东南部, 构造位置处于伊陕斜坡中南部。构造上, 为一区域西倾的单斜。地层倾角0.7~1°。走向近南北向。区域内局部发育有低幅度、西倾的、走向近东西向的鼻状构造。该区主力含油层位为中生界上三叠统延长组。分析研究直罗油区延长组主力含油层段长82及长21、长22砂层组砂岩体的平面分布, 阐述其长82砂层组及长21、长22砂层组不同的成藏控制因素。并指出下一步勘探的方向。

区内发育有多套优质烃源岩, 累计厚度大

本区油气勘探、钻探证实, 自下而上, 发育有长9 (顶部) 、长8 (中部) 、长7、长6 (底部) 及长4+5 (中部) 、长1共六套烃源岩, 为本区油气成藏, 提供了有力的物质基础。长9晚期至长6早期沉积时期, 该区域位于深湖、半深湖区。发育有黑色、深灰色油页岩、油泥岩。

长7油层组时期, 是盆地发育的全盛期, 发育有分布范围广、厚度大的区域性的张家滩油泥页岩, 是鄂尔多斯盆地延长组的主要烃源岩。本区厚度在90~30m, 研究区域内, 西南部达90m, 向东北方向减薄至30m左右。纵向上, 西南部区域呈二至三层发育, 中间夹浊积砂岩。向北东方向 (下寺湾、南泥湾) 减薄合并为一层。

长8油层组内, 也发育有油泥页岩。纵向上, 位于油层组的中部, 划至长82砂层组的顶。是该区长8油层组细分对比的良好标志层。油泥页岩厚度在20~10m, 最厚处达到40m。平面上, 研究区西南部较厚, 向东北方向减薄至尖灭。并于尖灭处, 定为深湖至浅湖的分界线。

本区长1油层组保存较好, K9标志层明显。是油区内良好的地层划分与对比标志。地层厚度在30~40m。录井显示, 其岩性为黑色、深灰色油泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩互层。前人研究认为, 其具有较好的生油潜力。是盆地内局部区域延长组上部的一套烃源岩。也是本区的烃源岩之一。

总之, 直罗油区延长组, 自下而上, 共发育有6套烃源岩, 累计厚度大, 为本区油气的聚集, 提供了充足的油源。

区内发育有多种类型的储集砂岩体, 纵向叠加、横向连片, 形成巨大的复合砂岩体, 为油气聚集提供了良好的场所

在对区内完钻井详细的油层组、砂层组 (小层) 划分、对比基础上, 在对不同期完钻井测井曲线标准化、储层解释电性标准统一后, 分油层组、砂层组 (小层) 为单元, 编绘各沉积地层单元砂岩厚度平面分布图。以砂岩厚度20~25m (储层有效厚度零线) 划界, 对应砂/地比值在0.30~0.35, 圈定砂岩厚度大于25m区域, 可见该区域呈透镜状分布。长轴呈北东向, 面积有805km2。

该区域长8取心岩矿分析资料表明, 其属高长石、中等石英及较低岩屑含量, 在砂岩分类三角图中, 点子分布集中 (图1) 。表明是经长距离搬运, 岩屑含量低。高长石、较高石英是由盆地北部物源区母岩性质决定的是东北部物源延安三角洲前缘向深湖区滑塌, 形成的巨大的滑塌浊积扇复合体。

从测井曲线及地层划分对比图分析, 纵向上, 长21砂层组由2~3期单砂体组成, 横向上, 由多个河道砂体复合叠加连片构成的复合砂岩体。

直罗和尚塬油区长2油层组取心岩矿分析统计表明, 属高石英、中高长石、较高岩屑含量特征。在砂岩分类三角图中, 点分布散, 也表明各组份含量变化大。岩屑组份含量较高, 说明未经长距离的搬运。高石英、较高长石含量, 是盆地南部物源母岩的特征。

适宜的生储盖组合, 为油气保存, 提供了保障

长8油层组生、储、盖组合:研究区长8油层组主力含油层段为长82砂层组。储集体为来自北东方向物源之前三角洲滑塌浊积岩。其下为长9李家畔油泥页岩, 该套油页岩, 是盆地延长组第一套烃源岩, 生成的油气向上运移至长8储层中, 形成下生上储型 (或古生新储型) 组合。长8油层组中部的油泥页岩, 研究区内发育, 生成的油气可直接进入长82储层中, 形成自生自储型组合。

长2油藏盖层, 主要是长1油层组砂、泥岩段或不纯质的泥岩段。长1油层组在本区剥蚀量小或未遭受剥蚀, 保存较好, 是本区长2储层的直接盖层, 形成良好的储盖组合。

储集砂岩体平面发育展布, 与后期形成的伊陕斜坡构造背景合理匹配, 是形成岩性油气圈闭的基础, 是形成油气藏的关键

需进一步说明的是, 长82砂层组, 为何以20~25m砂岩厚度线划界, 定储层有效厚度零线, 圈定砂岩体的范围。长82砂层组20~25m砂岩厚度线, 对应砂/地比值在0.3~0.35。再者, 长8储层砂岩体, 为前三角洲滑塌浊积扇沉积砂岩复合体, 储层物性极差, 砂岩中有效储层占比重小。

长21、长22砂层组以砂岩厚度10~15m划界, 定储层有效厚度零线, 对应砂/地比值在0.25~0.30。一是因长2油层组是三分, 每一砂层组地层厚度在30~40m。地层厚度较小, 砂岩总厚度相对小。二是长2油层组砂岩体, 为三角洲前缘水下分流河道沉积, 物性较长8好有关。

结语

直罗油区勘探实践表明, 以油层组细分之砂层组或小层为研究单元, 研究砂岩发育及平面展布, 砂岩厚度平面变化规律性强。可较好地发现其分布的规律性。

直罗油区长82砂层组, 储层为来自盆地北东方向物源之前三角洲滑塌浊积扇砂岩体, 纵向上由多期、平面上由多个浊积扇砂岩体叠加、复合形成的、向四周砂体减薄变干, 呈透镜状的砂岩体。并形成砂岩透镜体岩性圈闭及砂岩透镜体油气藏。

研究区直罗油区长21、长22砂层组, 储层为来自盆地南部、西南部方向物源之三角洲前缘水下分流河道等砂岩体, 是由多期多个三角洲朵叶体叠加构成。

油藏主控因素 篇6

我国煤炭开采受灾害事故影响严重,在煤矿各类灾害事故中,又以瓦斯事故最为严重,属当今影响煤矿安全生产的头号杀手[1]。这使得加强对矿井瓦斯地质规律研究显得尤为重要,而煤层中瓦斯赋存规律的研究是矿井瓦斯研究中的重要一环[2]。瓦斯是煤在地质演化过程中形成的气体地质体[3],属地质成因。国内外生产实践及研究表明,煤层瓦斯赋存是不均衡的,具有分区分带性,且不同的煤田或井田影响瓦斯赋存的地质条件存在差异,瓦斯赋存的主控因素也不尽相同[4,5]。

笔者以桑树坪井田为研究对象,结合桑树坪井田的地质构造特征及瓦斯分布规律,分析了桑树坪井田3煤层瓦斯赋存的影响因素。桑树坪井田位于渭北煤田韩城矿区最北端,黄河西岸,距韩城市直距约35 km。井田含煤地层为石炭系中统本溪组、上统太原组,二叠系下统山西组和石盒子组,其中主要含煤地层为石炭系上统太原组、二叠系下统山西组。

1 地质概况

桑树坪井田位于韩城矿区北区,井田构造总体简单,是以伸展构造为主的构造变形区,基本构造形态为一走向NNE,倾向NWW,沿走向与倾向有波状起伏的单斜构造,地层倾角一般在8°。井田内主要构造为5条走向NWW的褶皱,在多期构造运动作用下多发育次级挠曲及层滑构造;井田内大型断裂构造不发育,但小断层发育,3煤层共揭露小断层63条,岩巷揭露断层31条。3煤层大量发育的小型构造是造成井田内构造复杂化、煤层厚度变化大的主要原因。

3煤层位于山西组中下部,煤厚1.08~19.17m,平均厚为6.46 m,为全区可采煤层。在走向上,3煤层厚度在矿区北部和南部相对较小,但变化幅度不大,煤厚比较稳定,矿区中部煤层厚度较大,变化也大;倾向上,特厚煤层主要分布在井田中部地区,浅部及深部煤层厚度又相对较薄,煤厚一般在7 m以下。直接顶多为砂质泥岩、泥岩或粉砂岩,基本顶为砂质泥岩或中细砂岩;底板岩性多为泥岩、砂质泥岩或粉砂岩。煤质属瘦煤。

2 煤层瓦斯赋存规律分析

桑树坪井田自投产以来,历年瓦斯等级鉴定结果均为高瓦斯矿井,可见桑树坪井田受瓦斯灾害影响严重,其中3煤层属于具有严重突出危险性煤层,建矿以来发生煤与瓦斯突出动力现象共122次[6,7],全部位于3煤层,所以研究桑树坪井田3煤层瓦斯赋存规律意义重大。笔者通过收集分析地勘以来所测瓦斯含量以及采掘期间实测瓦斯含量等方法,选取3煤层内分布均匀并且数据可靠的瓦斯含量控制点22个,得到3煤层瓦斯含量和瓦斯压力具有以下分布规律。

(1)3煤层瓦斯含量最小值1.08 m3/t,最大值12.83 m3/t,平均值6.87 m3/t,瓦斯含量优势区间主要集中在4~10 m3/t,其中低瓦斯点占22.3%,中瓦斯点占67.7%,富瓦斯点占10%。从瓦斯含量等值线(图1)看出,沿煤层倾斜方向,随着煤层埋藏深度由浅而深,瓦斯含量总体呈逐渐增高的规律;在走向方向上,中部临近下峪口井田边界区及井田西北地区瓦斯含量较高,而东北及东南煤层露头附近区域瓦斯含量较小。

(2)3煤层作为该矿主采煤层,受瓦斯灾害影响较大,出于防灾预测及瓦斯抽放试验需要,在井下进行过多处瓦斯压力实测(表1)。本文在井田范围内均匀选择8个瓦斯压力实测点对3煤层进行分析,运用线性回归方法,得出瓦斯压力与埋深关系式:P=0.002H-0.086(其中,P为煤层瓦斯压力;H为煤层埋深)。由公式可看出,随着煤层埋深增加,瓦斯压力呈正相关线性增长,压力梯度为0.2 MPa/hm。

3 瓦斯赋存的主要控制因素

(1)埋深对瓦斯赋存的影响。随着煤层赋存深度的增加,煤层变质作用更加强烈,同时伴随着地压的增大,瓦斯压力随之增加,瓦斯封闭条件变好,运移变得困难,煤层对瓦斯的吸附能力增强,瓦斯含量随之增加[8,9,10]。根据瓦斯钻孔数据,对3煤层瓦斯含量进行回归分析,同时生成3煤层瓦斯含量随埋深变化趋势图(图2),并得出瓦斯含量与埋深关系式:Y=0.010H+0.394(其中,Y为煤层瓦斯含量;H为煤层埋深)。

由趋势图可知,3煤层瓦斯含量与埋深呈正相关关系,且相关性较强,埋深越大,瓦斯含量越高。可见,埋深对3煤层瓦斯赋存控制作用明显。

(2)地质构造对瓦斯赋存的影响。国内外生产实践及相关研究表明,瓦斯的赋存以及瓦斯突出与地质构造的发育关系密切,从一定意义上来说起控制作用[11,12,13],对桑树坪井田3煤层而言,地质构造的影响以褶皱构造和层滑构造为主。

受韩城矿区构造影响,3煤层主要发育为NWW向平行相间排列的宽缓褶皱,从而控制着煤层沿NNE方向的厚度变化,由于煤厚变化会使煤层底板形态呈波状隆起,并且形成瓦斯高压应力区,从而为瓦斯富集和煤与瓦斯突出创建有利条件;另一方面,受多期大地构造运动的影响,桑树坪井田内大量发育因褶皱挤压形成的次级褶皱和挠曲,次级褶皱和挠曲发育形成构造煤,使局部瓦斯含量和瓦斯压力升高,由图1可知,已开采区域所出现的煤与瓦斯突出事故多发生于褶皱附近次级挠曲带上。桑树坪井田内煤层受多期构造应力影响,煤层厚度及硬度差异性大,造成井田内大量发育层滑构造。层滑构造主要有层滑褶皱和穿刺构造2种表现形式,层滑构造使煤层和煤岩的原生结构发生剧烈变化,破坏了煤层顶底板的稳定性,提高了煤层的煤化程度和灰分,并且多形成构造煤,提高了煤与瓦斯突出发生危险程度[14]。

(3)顶板岩性对瓦斯赋存的影响。煤层顶板的透气性能够控制煤层瓦斯的运移,煤层与围岩的透气性好,则有利于瓦斯的运移和排放,瓦斯含量就小;反之,煤与围岩的透气性差,则不利于瓦斯的运移和排放,使瓦斯保存下来,造成瓦斯含量升高[15]。为了更加直观地反映顶板岩性对桑树坪井田瓦斯赋存的影响程度,本文将顶板50 m内砂泥岩比当作考察对象。考察3煤层上覆砂泥岩比X与瓦斯含量Y之间的关系,结果如图3所示。根据图3可知,各散点沿着拟合线均匀分布,相关系数较大,相关性显著。可知桑树坪井田顶板岩性对瓦斯赋存和运移起重要作用。

4 结论

(1)3煤层瓦斯赋存总体呈现中部临近下峪口井田边界区及井田西北地区瓦斯含量较高,而东北及东南煤层露头附近区域瓦斯含量较小,深部瓦斯含量高于浅部的分布规律。瓦斯压力随埋深呈正相关关系,符合关系式P=0.002H-0.086,瓦斯压力梯度为0.2 MPa/hm。

(2)煤层埋深、地质构造、顶板岩性是影响3煤层瓦斯赋存和突出分布的主要控制因素,煤层埋深越大,瓦斯含量越高;地质构造的影响主要来自褶皱和层滑构造,挠曲和层滑构造形成的构造煤,是使局部瓦斯含量升高的主要影响因素;顶板岩性影响瓦斯的赋存和运移,顶板透气性越强,瓦斯含量越低。

摘要：为了研究韩城桑树坪井田3煤层的瓦斯赋存规律和主控因素,运用瓦斯地质学、构造地质学以及线性回归的方法,结合桑树坪井田地质勘探及现场实测瓦斯数据,分析总结了3煤层瓦斯赋存的规律。结果表明:桑树坪井田瓦斯含量北高南低,瓦斯压力受埋深控制明显,并得出煤层埋深、地质构造和顶板岩性是影响3煤层瓦斯赋存的主控因素。

油藏主控因素 篇7

关键词：管隧垂直,沉降,竖向位移,影响因素

0引言

城市地铁建设中, 隧道下穿会导致上部土体沉陷, 可能损坏上部土体中埋设的既有管线。地铁隧道开挖引起邻近上水管或下水管爆裂、煤气管泄漏、电缆断裂的情况, 国内外均有报道。例如, 2006年1月3日北京地铁10号线工程京广桥东南角辅路处污水管发生漏水事故, 导致三环的部分主辅路塌陷, 京广桥附近主辅路处出现了约200m2左右的深坑。如何在施工中有效控制开挖引起的地层移动, 保护邻近管线的安全, 并对管线安全性做出合理的判断, 已经成为隧道施工中必须考虑的问题。

国内外在盾构开挖对地下管线沉降的影响方面已有许多研究成果。Takagi等[1]采用弹性地基梁法计算隧道开挖引起钢管、铸铁管产生的附加应力, 在考虑土体沉降后, 对弹性地基梁方程做了改动实现了管线位移的计算。毕继红等[2]采用Abaqus有限元分析软件, 分析了不同的埋深、材质、下卧层刚度等条件下隧道开挖对地下管线的影响。韩煊等[3 - 4]运用基本反映隧道—土—结构相互作用的刚度修正法, 建立了建筑物、管线的沉降预测方法。孙宇坤等[5]采用FLAC有限差分计算程序, 分析了土质、材质、直径、埋深、管隧水平间距等因素对管线沉降的影响。韦凯等[6]针对上海地铁七号线下穿合流污水管的实际情况, 利用ADINA软件分析盾构施工对邻近地下管线沉降的影响。

现有对地下管线沉降影响因素的研究分析存在如下问题:

( 1) 现阶段对此问题的研究分析不够全面, 尚需对管线沉降的影响因素做全面细致的分析。

( 2) 对各种管线沉降的影响因素未能做影响程度的对比, 没能提出影响管线沉降的主控因素, 进而不能很好的对盾构施工提出优化建议。

鉴于目前的研究分析还不够全面, 下文将利用ANSYS软件建立三维有限元模型, 全面分析土质、 管线参数及盾构施工参数的影响, 基于保护管线的原则对盾构施工提出优化建议。通过对北京某地铁区间隧道正交下穿雨水管的沉降实测资料与3种假设工况沉降计算值的对比分析, 验证了前述结论的正确性。

1数值计算模型及计算说明

计算模型如图1所示, 坐标原点定在隧道开挖起始点中心处, 考虑图中X轴向开挖隧道对Y轴方向既有刚性管线的影响。计算假定如下:

( 1) 假定既有刚性管线未发生破坏, 按照线弹性材料考虑, 假定既有管线无内压。

( 2) 土体为弹塑性材料, 土体采用SOLID45单元模拟, 满足D - P准则; 盾构管片与地下管线采用SHELL63单元模拟, 为线弹性材料。

( 3) 工程实际中土体分为多层且分界面不是水平面, 为了简化计算而又不失一般性, 计算中考虑两层土体 ( 上软下硬) 。模型计算材料参数见表1。

注: 土层1范围为0 - 20m; 土层2范围为20 - 44m。

计算模型几何参数如下: 砼管线外径d = 1. 0m, 管壁厚0. 1m, 砼管线中心埋深h = 5m。隧洞直径D = 6m, 支护厚t = 0. 4m。隧道中心埋深H = 14m。为减少边界约束效应, 计算范围按如下考虑: ( a) 取左右边界距隧道中心线4倍洞径考虑, 宽48m; ( b) 取底部边界距隧道中心线5倍洞径考虑, 高44m; ( c) 模型长度取40m; ( d) 除地表为自由边界外, 侧面为位移边界, 限制水平移动; 底面也为位移边界, 限制竖向移动。

开挖过程模拟如下:

( 1) 为了简化计算而又不影响分析的合理性, 取隧道开挖至X = - 20m, 分析开挖面中心线左、右两侧各24m的地下管线竖向位移 ( 沉降) 。

( 2) 按照隧道掘进速率不同, 选取每步计算的掘进步长。每步掘进简化处理如下: 无支护向前掘进nm ( 除分析掘进速率的影响外, 其他因素分析时均取5m) , 施加管片结构支护当前掘进步土体。

2沉降的影响因素分析

在分析各影响因素下的地下管线沉降时, 均通过改变某一因素的值 ( 保持该因素外的其它因素值不变) , 修改模型进行沉降变化规律分析。

2. 1土质的影响

土层1参数的变化对管线沉降的影响较为显著, 这里只分析土层1的影响。其计算参数见表2。

5种不同土层中地下管线的沉降如图2所示。 最大沉降与土体弹性模量间的关系如图3所示。

(1) 地下管线的竖向位移曲线均关于隧道轴线呈对称分布, 类似于Peck地表沉降槽曲线。

( 2) 管土相对刚度B越大[7 - 8], 则管线沉降就越大, 其表达式为B = EI/ESr0i3, 在分析土质因素时, 管线刚度EI、管线半径r0及沉降槽宽度i均为定值, 对同种土体 ( 如粘土) , 土体弹性模量E越大, 则压缩模量ES越大, 进而B越小, 这与图3中管线最大沉降随着管周土体弹性模量的增加而不断减小相吻合。

2. 2管线参数的影响

管线参数主要包括管材、壁厚、直径、埋深等。 管材计算参数见表3。

图4至图8分别表示这些参数的影响。

在隧道上方约1倍隧洞直径范围内 ( - 5m≤Y ≤5m) , 管线沉降随着其弹性模量的增加而有明显减小。在此范围外, 各管线的沉降差别很小。

壁厚对管线沉降的影响不显著, 随着壁厚的增大, 管线的沉降略有减小。

当1. 0m≤d < 1. 5m时, 管线沉降随直径增大而减小; 当1. 5m < d≤2. 0m时, 管线沉降随直径增大而增大。这主要是由于管线单位长度的上覆土重 ( γhd, 其中 γ 为土的重度, h、d为管线的埋深和外径[9]) 和抗弯刚度 ( EI) 的综合影响。由图7可知, 当 γhd /EI的值为2. 4 × 10- 4m- 3时, 管线最大沉降达到最小, 此点左侧曲线斜率要明显大于右侧曲线斜率。

随着管线埋深的增大, 则管隧间距逐渐变小, 管线的沉降逐渐增大。

2. 3盾构施工参数的影响

盾构施工参数包括开挖面位置、隧洞直径、管片厚度、管片周围土层加固厚度、掘进速率、超挖及地层不同应力释放率等。本节只分析前5种参数的影响。图9至图17分别表示这些参数的影响。

从图9可看出, 随着隧道开挖的推进, 管线沉降逐渐增大。由曲线拟合可得[10], 不同开挖面位置下的管线最大沉降变化规律与以下直线近似符合:

由此分段直线及图10可看出, 最大沉降的增长速率关于管线轴线呈对称分布, 且在隧道正上方约1倍隧洞直径的范围内增长速度最快。

管线沉降随隧洞直径的增加而迅速增长。由图12可看出, 6种隧洞直径下的管线最大沉降变化规律与直线y = - 4. 442x + 5. 089近似符合。

随管片厚度的增加, 管线的沉降略有减小。这主要是由于土体在某一开挖段已产生沉降, 管片只是限制后续开挖对这一开挖段土体的继续沉降, 因此管片厚度对管线沉降的影响不显著。

随着管片周围土层加固厚度的增加, 管线沉降迅速减小, 对比图13和图14可以看出, 管片周围土层加固厚度对管线沉降的影响比管片厚度显著得多。这主要是由于加固管片周围土体可以一定程度上限制隧道上方土体在整个开挖过程中的下沉, 而管片只是限制了后续开挖过程对这一开挖段土体的继续沉降。由图15可以看出, 不同管片周围土层加固厚度下的管线最大沉降变化规律与直线y = 0. 2155x - 20. 88近似符合。

采用分步开挖进行计算, 每步开挖的步长不同, 以分析不同掘进速率下的管线沉降。

盾构掘进速率对地下管线沉降的影响较为显著, 随着盾构掘进速率的加快, 管线沉降迅速增长, 当盾构掘进速率加快到一定程度 ( 5m/步) 后, 管线沉降的增长逐渐放缓。由图17可以看出, 不同盾构掘进速率下的管线最大沉降变化规律与以下分段直线近似符合:

2. 4既有惯性变形控制

综合以上分析可知, 根据既有管线的容许变形不同, 可以选择不同的掘进方案:

( 1) 大直径隧道的掘进对既有管线影响很大, 需要引起重视。

( 2) 当土质较软时, 可以考虑先超前加固隧道管片周围土体, 再进行掘进, 这样可以有效减小既有管线的变形。

( 3) 通过减小掘进和支护步长, 可以有效减小既有管线的变形。

3工程实例分析

北京某地铁区间隧道是采用矿山法施工的双向暗挖隧道, 结构采用复合式衬砌, 隧洞直径为6. 5m, 区间顶覆土为9 - 11m, 左、右线隧道中心距约为12m。区间段土层从上到下依次为杂填土、粉质粘土、卵石中粗砂及卵石。地铁暗挖下穿多条地下管线, 其中, 某暗挖段正交下穿直径为1600mm的钢筋混凝土雨水管, 埋深为3m。此雨水管的实际沉降监测数据与数值计算结果的对比见图18。对该工程的隧道施工参数进行不断优化, 假设出3种不同工况, 将实际工况 ( 编号为0) 与3种假设工况进行对比分析, 见表4。

由图18可以看出, 雨水管沉降计算值与实测数据能较好的吻合, 最大沉降出现在左、右线隧道共同的影响区范围内 ( 即双线隧道之间的某点处) , 最大沉降的具体位置要根据左、右线隧道各自的洞径、施工方法及其他施工条件综合决定。本工程由于左、右隧道情况基本一致, 因此沉降大致出现在双线隧道中心连线的中点处。经计算分析, 4种不同工况下雨水管的最大沉降计算值分别为- 40. 9mm、- 31. 3mm、- 23. 8mm、- 15. 2mm, 结合表3中各工况施工参数可知, 沉降变变化大体趋势与第3节的结论一致。

在工程实际中, 隧道开工前, 可根据隧道设计参数、土层情况、周边埋设的管线具体参数 ( 主要是管材、直径) , 通过与当地已完工程的对比, 并结合本文提出的沉降变化的一般性结论, 初步确定管线的风险源等级及需要设置的监测点数量; 在隧道开挖过程中, 当管线沉降较大时, 可通过在该开挖段优化施工参数, 较为有效的方法为临时减小掘进和支护步长和超前注浆加固衬砌周围土层, 以此来减小管线的继续沉降。

4结论

( 1) 土体刚度越大, 则管土相对刚度B越小, 管线沉降就越小。因而, 增大土体的刚度可有效减小管线的沉降。

( 2) 对于影响管线沉降的管线本身参数而言, 壁厚及埋深对其沉降影响较为有限。而影响较为显著的因素是管材和直径。

( 3) 相比于管线参数的影响, 隧道施工参数对管线沉降的影响更为显著, 应当予以重视。在工程实际中, 可采取对超前加固管片周围一定范围内的土体或在管线较薄弱地段适当减小掘进和支护步长的方法来保护管线的安全。

参考文献

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