梅雨锋上的三类暴雨

利用常规气象观测资料、区域自动站资料、FY-2C云顶亮温（T_BB）资料及NCEP 1°×1°再分析资料,对2015年6月17-18日发生在黔东南地区的典型梅雨锋西段暴雨进行了诊断分析。结果表明（：1）在500 hPa两槽一脊单阻型梅雨形势下,冷空气沿贝加尔湖阻塞高压东侧南下与来自南海、孟加拉湾的暖湿气流在黔东南交汇,500 hPa短波槽东移促使低空切变线东移南压和地面梅雨锋发展,配合200 hPa南亚高压东部脊附近的\     

基于浮游有孔虫重建的南海北部400 ka以来上层水体结构变化及其对东亚季风的响应

现代南海上层水体结构具有鲜明的季节特征,反映了季节性风场通过动力与热力过程施加的强烈影响;这种风场对上层水体结构的调控同样存在于地质历史时期,借此,长时间尺度上的东亚季风强度变化能够在南海沉积中留下记录,对相关高分辨率样品的研究继而可以从海洋的角度发掘出新的季风信息,成为对现有古季风资料的重要补充。本研究利用南海北部岩芯总长为50.8 m的MD12-3432站位（19°16.88'N,116°14.52'E;水深2125 m）高分辨率沉积样品,通过浮游有孔虫属种组合及其转换函数恢复了400 ka以来冬、夏季海水表层温度及温跃层深度,并对其进行频谱分析,同时对比现代观测资料及黄土粒度等古季风记录,讨论了海表温度、温跃层深度变化与东亚季风强度、表层环流格局等因素的关系。结果表明,晚更新世以来南海北部海表温度具有显著的100 ka冰期-间冰期旋回,冬季海表温度降幅可达8℃,是冰期冬季风增强与表层环流变化的共同结果。此外,冬季海表温度与温跃层深度重建结果均具有明显的67 ka周期,可能代表了东亚冬季风风速在南海北部的变化周期。同时,温跃层深度中未出现100 ka周期,可能指示冰期-间冰期旋回中表层环流的变化对其影响较弱,温跃层的加深主要由东亚冬季风的增强造成。

     

抗高温泡沫钻井液体系评价研究

高频钻井液压力波信息传输技术传输速率高,是实现自动化、智能化钻井的关键技术之一,由于高频钻井液压力波在传输过程中存在较大的衰减,阻碍了该技术的现场应用,探明其衰减规律对于高速传输技术开发具有重要意义。在假设同一钻柱截面钻井液压力相等且钻井液流速存在径向分布的基础上,基于二维轴对称瞬态流动理论,采用小信号分析方法,综合考虑了压力波信号参数、钻柱尺寸及钻井液参数的影响,建立了高频钻井液压力波衰减模型并给出了适用条件。最后采用地面实验验证了该模型的正确性。随后分析钻井液压力波频率、压力波传输距离、钻井液密度及黏度、钻柱内径对高频压力波衰减的影响。结果表明：高频钻井液压力波幅值衰减量随钻井液压力波频率、压力波传输距离及钻井液黏度的增加而增大,且变化规律为指数型;幅值衰减量受频率影响最大,并随钻井液密度及钻柱内径增加逐渐减小。本研究可为高频钻井液压力波信息传输技术研发提供理论指导。

     

行星际激波的传播及其相应的地磁效应

基于 2.5 维理想磁流体力学（Magnetohydrodynamic,MHD）方程组分析了行星际激波在日球层子午面内的传播过程及其相应的地磁效应.日球层电流片（Heliospheric Current Sheet,HCS）-日球层等离子体片（Heliospheric Plasma Sheet,HPS）对于行星际激波的传播具有一定的阻碍作用.当行星际激波相对于HCS 倾斜传播时,相对于扰动源位于HCS 异侧的激波强度较同侧的明显减弱.局地激波面的法线（或形状）对通过激波阵面的磁力线发生偏转的程度和方向起决定性作用.沿激波传播方向其为准平行激波,磁场偏转程度较小,而其两侧部分则为斜激波,磁场偏转程度较大.位于HCS-HPS 位置处的波前形成凹槽,磁力线偏转程度明显加强.行星际激波对磁场的偏转效应是其驱动地磁暴的重要机制,而且地磁效应的强度与地球相对于HCS 的角距离Δθp有明显关系.数值模拟结果表明：任何行星际激波,Δθp=0°处均无法形成较大强度的地磁效应;沿HCS 传播的行星际激波,地磁效应最强的区域位于HCS 两侧;相对于HCS 倾斜传播的行星际激波,地磁效应最强的区域位于HCS 异侧.     

地电场对青藏高原东北部季节冻土的响应特性

地电场的变化与台址环境的水文、气象及地质背景等相关,在青藏高原东北部季节冻土区,11个地电场台站处于较高的海拔,据台址下覆场地属性分为A类（黄土型）和B类（高原草场型）台站。通过对青藏高原季节冻土区域的地电场和大地电流场的计算和分析,联系区域构造活动和地质环境得出以下认识：青藏高原东北部季节冻土区地电场变化对水热环境响应明显,冬、夏两季测值可能发生跃变;长周期的地电场变化曲线可能与台址附近气温变化相关;台站大地电流矢量在冻土部分冻融交替过程中发生方向和幅度值的改变。A类和B类台址显示出不同的季节变化规律,地电场曲线上升和下降的时间节点各异,这种现象可应用于监测该区域冻土冻融情况和冻土的时空演变。     

基于GPSOne技术的智能手机定位精度及可靠性研究

结合当前国内外对智能手机的研究状况,以及桂林市二调控制点成果资料,系统地探讨智能手机在绝对定位模式下,定位稳定性、合适的定位观测时间、观测值中所含误差的性质等。通过对比研究发现,手机定位中系统误差占有绝对主导地位,认为改正系统误差是提高智能手机定位精度的重要途径。实践证明,基于GPSOne技术的智能手机替代传统的单点定位型手持GPS接收机是完全可行的。     

神狐海域海底峡谷群脊部细粒浊积体分布范围及意义

利用广州海洋地质调查局在南海北部神狐钻探区采集的高分辨率地震数据,结合2007年第一次水合物钻探航次(GMGS01)获取的岩心资料,从宏观地震反射结构、微观岩心粒度特征两个方面对GMGS01区块内残留在峡谷群脊部的细粒浊积体进行特征识别和刻画。研究结果显示,似海底反射(bottom simulating reflectors,BSR)之上存在着2套特征不同的沉积单元,位于下部的沉积单元1表现为薄层杂乱透镜状的地震反射特征,对应于粒度C-M图版中与C=M基线近似平行的含水合物层段的样品,被解释为峡谷群脊部的细粒浊积体。选取穿过神狐海域峡谷群中第16条海底峡谷的8条测线为研究对象,能够揭示沉积单元1(细粒浊积体)自北向南的空间变化特征,从而进行分布范围的确定。神狐海域沉积过程分析表明,峡谷群脊部的细粒浊积体是北部小型水道侵蚀下伏沉积物并发生再搬运和再沉积的结果。利用区域性覆盖的二维地震资料,本次研究确定了小型水道的北部侵蚀边界。综合GMGS01区块细粒浊积体的地震反射特征、穿过神狐海域东部第16号海底峡谷自北向南的地震反射差异、研究区北部小型水道的侵蚀边界,本次研究利用两点确定一线和相似平行的方法,在整个神狐海域初步确定了峡谷群脊部细粒浊积体的分布范围。细粒浊积体沉积边界的识别,将为从深水沉积的角度探讨神狐海域水合物不均匀性分布提供依据,同时也能进一步揭示该区域峡谷群脊部水合物的成藏机制和富集规律。     

中国和欧盟阻尼器检测标准比较

国内阻尼器工程应用越来越多,阻尼器生产和应用时需要进行型式检验和出厂检验。中国和欧盟均制定了阻尼器产品检验标准,但在检测参数、检测方法和数据处理等方面存在一些差异,有些参数的检测还存在一些困难和争议,通过比较研究,指出中欧阻尼器检测标准的异同点,并分析各自的特点。以应用量较大的位移型软钢阻尼器和速度型黏滞流体阻尼器为例,比较中国和欧盟检测标准的异同点,内容包括检测方法、检测设备和数据处理方法等,提出一些对现有检测标准的改进建议,供同行参考。     

Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation,Zhanhua Sag

To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil.