义马煤田煤矿水害规律与防治技术

为了掌握义马煤田水害规律以正确指导煤矿的防治水工作,分析研究了历次突水资料、地质构造、小煤矿分布、河流流经区域、主要含水层和隔水层、采煤厚度及采后导水裂隙发育情况等,指出:随着小煤矿的关闭、河道疏浚、浅部地裂缝充填和大矿采掘活动向深部转移,矿井主要水害由大气降水、地表河水和小窑水转化为顶板水;顶板水威胁主要在义马向斜的核部、采深大于700 m的区域,断层尖灭端和断层带富水性较强,顶板突水及其强度与采厚、周期来压关系密切。针对顶板水害,提出了采用"三图—双预测法"对顶板突水的水源、通道和强度做出预测和评价;采用井上下物探方法,圈出顶板疑似富水区,并进行采前预疏放;完善工作面排水系统,提高抗水灾能力等防治水技术。     

中等含水层下留设防砂煤柱的安全开采机理

介绍了百善煤矿中等含水层下留设防砂煤柱开采的试验研究情况以及覆岩破坏观测结果分析。为该矿和条件类似矿井留设防砂煤柱开采提供了可靠的依据     

地下水源热泵取水引起颗粒运动的理论分析

对地下水源热泵取水引起含水层颗粒运动进行了理论研究,包括颗粒受力分析和脱离方式两个方面.以天津市一个典型含水层为例,对该含水层的临界水力坡度和临界渗流速度进行了计算,并结合热泵取水量、含水层厚度和井径尺寸等参数进行了分析.结果表明在取水量相同的条件下,含水层厚度与井径尺寸对颗粒的运动有直接影响.为解决井壁坍塌和井壁周围颗粒重组等问题提供了理论依据.     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策研究

缝洞型油藏储层类型多样,非均质性严重,油气水关系复杂,给这类油藏的开发带来了很大困难。应用数值模拟方法对缝洞型油藏的开发规律进行了研究,分析了不同类型油藏井型、水体能量、开采速度、开发方式对开发效果的影响,结果表明：无底水存在的单缝洞模式适合采用直井开发,而有水体的单缝洞情形更适合用水平井进行开发。结合塔里木盆地碳酸盐岩油藏注水的成功实例确立了注水吞吐等主要的开发技术对策,为此类油气藏的开发提供了理论依据。     

基于含水层介质中铁的类Fenton技术去除地下水中硝基苯

为了将Fenton氧化技术氧化能力强的优势引入到硝基苯污染地下水的原位化学修复中,通过实验模拟在地下环境温度为8~10℃、pH为中性条件下,以含水层介质中铁为催化剂的类Fenton技术去除地下水中硝基苯的过程,比较不同浸提剂对含水层介质中铁的浸提效果,并对氧化硝基苯的反应中自由基生成规律和催化氧化机理进行研究。研究结果表明:浸提剂强化了介质中各形态铁的释放,浸提作用存在滞后性,浸提36 h后铁在浸提液中浓度达到峰值;浸提剂DCB对介质中Fe3+和Fe2+的浸提效率最高,分别为62.92%和30.17%。催化氧化反应中硝基苯与H2O2的最佳摩尔比为1:200,该条件下硝基苯去除率最大为80.2%;催化氧化反应过程中HO.的变化可分为3个阶段,即0~30 min的快速生成阶段,30~120 min的生成速率降低阶段和120~240 min的稳定阶段。     

崔家沟煤矿矿井充水因素分析

崔家沟煤矿矿井涌水量呈逐年增大趋势,并于2008年1月17日在2107工作面发生了突水事故,给煤矿的安全生产带来了严重威胁。研究矿井水文地质条件、分析矿井充水因素具有重要的现实意义。根据崔家沟煤矿地质勘探和生产揭露的水文地质观测资料以及煤层开采导水裂隙带高度计算结果的综合分析,认为矿井直接充水水源主要是洛河组砂岩裂隙水和老空区积水,大气降水和地表水为其间接充水水源;主要的充水通道为采动导水裂隙带,其次是断裂构造。     

盐水层CO2埋存潜力及影响因素数值模拟

 温室气体CO₂使全球气候变暖,对人类生存和社会经济发展构成了严重威胁。研究表明,沉积盆地深部存在体积巨大的盐水层,盐水不宜开发利用,但可用来埋存CO₂。本文首先对盐水层CO₂埋存机制进行研究分类,得到盐水层CO₂埋存量计算公式,在对埋存机制及公式分析的基础上,运用Eclipse数值模拟软件,通过数值模拟的方法综合分析水平渗透率、纵横渗透率比值、地层韵律、地层矿化度及温度对盐水层CO₂埋存的影响,并对各影响因素进行了系统评价。结果表明,盐水层的渗透率、纵横向渗透率比值、沉积韵律是影响盐水层CO₂埋存量的主要因素,盐水层的矿化度和温度是影响CO₂溶解量的主要因素。     

二氧化碳咸水层封存和利用

 CO₂咸水层封存是减少人为CO₂排放最有效的选择之一,是人工制造巨量碳汇的新型地质工程。全球商业化规模CO₂封存项目和中试尺度的现场试验10年以上的平稳运行表明,CO₂咸水层封存在技术上是可行的。本文从CO₂咸水层的封存机制、储量评价、监测和预测、安全评价和利用方面作了系统评述。水热实验和数值模拟是目前水-岩-CO₂相互作用过程和CO₂封存机制研究的重要方法,但需要现场试验数据的验证。储量评价主要基于CO₂溶解捕获原理,参数的确定方法及不同尺度上方法的选择仍需进一步研究。以地震法为代表的地球物理方法能够有效监测储层中CO₂晕的形态,但价格昂贵不宜广泛应用,新方法的试验很有必要;地球化学方法能够及时反映CO₂注入后的运移及储层的响应,简单易行,成本较低,但需要监测孔;数值模拟方法能为CO₂晕的运移形态和方向提供依据;需要依托一套适用性强的多种方法联用监测技术。安全评价技术包括数值模拟、岩石力学参数测定及各种模型建立,还需从公众认可度及加入大规模项目数据角度提高和完善。考虑到成本问题,CO₂咸水层利用值得重视,特别是实现地热可持续开发利用的CO₂-EATER技术的发展。国外在CO₂海相咸水层封存的技术发展较快,国内沉积盆地可用于CO₂封存的咸水层多以陆相沉积为主,储层水化学、水文地质和矿物岩性特征与海相咸水层有很大差异,非均质性也较突出,需要在借鉴和学习国外经验的同时突出自己的特色和重点。     

古交矿区下组煤的充水含水层探析

对中奥陶统峰峰组、上马家沟组岩溶裂隙含水层的岩性组合、富水性强弱以及中奥陶统碳酸盐岩与下组煤（以太原组8号煤层为例）的间距等因素进行了研究分析,说明两个含水层对下组煤开采起着不同的充水作用。     

地下含水层热储井位置选择和布置

地下含水层热储开发技术面临一系列问题,寻找适合热储用的含水层和合理布置热储井是解决问题的第一步.综合考虑含水层的地质结构特征,适合热储的含水层应该是承压含水层,热储应该采用同层方式.单个热储井的影响半径可以通过热平衡和热扩散原理求得.合理布置热储井间的相对位置,可以有效抵消原有地下水的流动以及渗流系数不一致的影响.利用井之间的渗流耦合作用,在热储井之间布置调节井,主动控制热储水的波及范围,可以实现热储井布置的相对"紧凑".