散射计海面风场块状模糊的识别与去除

由于归一化后向散射截面积与相对风向的双调和关系及测量误差的存在, 散射计风场反演算法一般只能得到几个模糊解, 需要采用圆中数滤波法进行模糊去除以确定唯一的风矢量. 但是对于局部风场中伪解集中分布的情况, 圆中数滤波法往往失效而在滤波后风场中产生块状模糊, 从而降低反演精度. 针对此问题, 提出一种块状模糊的识别与去除方法, 用于反演滤波后风场的进一步优化处理, 实验证明该方法对大部分块状模糊能够有效识别与去除.     

致密射原的快速振变化和星际闪烁模型

以类星体０９１７＋６２４中１９８９年５月以的ＩＤＶ事件为实例,尝试提出一个４成分模型（１个稳定成分和３个闪烁成分）以充分解释在６ｃｍ波长上观测到的偏振变化。包括流量和偏振流量的相关性和反相关性以及它们之间的快速转化,对于２０ｃｍ波长上观测到的偏振变化,３成分模型（１个稳定成分和３个闪烁成分）已足以解释全部现象,中提出的闪模型在解释ＩＤＶ事件的偏振变化方面改进了以前的模拟拟合。     

致密砂岩层内强钙质胶结物成因机制及其意义——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组为例

通过岩心和薄片观察,利用荧光显微镜、阴极发光显微镜、同位素质谱仪、冷热台等设备,对鄂尔多斯盆地长7油层组强钙质胶结砂岩及其附近含油砂岩开展研究。结果表明：钙质胶结是致密砂岩储层含油非均质性的主要因素,胶结期次主要为一期;簇同位素揭示该期钙质胶结物的形成温度为18~42℃,对应地质时代为中晚三叠世—中侏罗世,为早成岩期产物,推测与盆地早期小规模构造运动相关;相邻的含油砂岩中油气包裹体伴生的同期盐水包裹体的均一化温度为90~120℃,结合盆地模拟揭示油气主要为一期充注,充注期为100~130 Ma,处于早白垩世;长7油层组不含油致密砂岩内钙质胶结物形成时间早于含油砂岩内石油的充注时间。     

利用GS-LightGBM机器学习模型识别致密砂岩地层岩性

以交会图为代表的传统岩性识别图版无法适用于致密砂岩地层,其主要原因是大部分地层岩性的测井响应特征相似度高,难以基于图版分析被有效识别.LightGBM较传统模式识别模型能更高效地解决问题,为此采用该模型识别致密砂岩地层岩性.由于LightGBM在建模时利用了较多的超参数,导致预测结果难以保证为最优,所以采用GS算法进行...     

云南景谷岔河铜矿控矿因素

芒亨河断裂的次级断裂是主要控矿构造,含矿围岩为上三叠统小定西组(T3xd)富钠质安山岩、玄武岩。受构造、层位、碎屑粒度的制约。     

湘中涟源凹陷泥盆系佘田桥组海相致密泥灰岩气藏特征

近期,湘新页1 井在中扬子湘中地区涟源坳陷泥盆系海相致密泥灰岩试气中获工业气流,取得了该地区油气勘查的重要发现。本文基于地层划分与对比、岩石矿物组分、烃源岩评价、含气性分析及与国内外泥灰岩油气藏的对比,对涟源凹陷泥盆系海相致密泥灰岩气藏形成条件进行了深入解剖,以期为湘中地区该类型油气资源勘查与潜力评价提供依据。结果表明,湘中涟源凹陷泥盆系佘田桥组分段特征明显,厚度稳定,可对比性强,含气层集中在下部泥灰岩段,含气段厚度大于150 m;泥灰岩矿物组分以碳酸盐矿物为主,脆性矿物平均含量达到79.4%,有利于后期压裂成缝;泥灰岩有机质类型主要为Ⅱ1、Ⅱ2型,有机质成熟度处于过成熟阶段;岩心中构造成因的裂缝以中、高角度缝为主,低角度缝较少;泥灰岩段气测全烃曲线饱满,垂向气水分异作用不明显,为典型致密气藏特征。与渤海湾盆地沙河街组和墨西哥湾盆地鹰滩组相比,涟源凹陷泥盆系泥灰岩气藏具有埋藏浅、厚度大、地物指标好等特征,具有良好的勘探开发潜力。     

库车坳陷克深气田致密砂岩储层构造裂缝形成序列与分布规律

综合采用岩心、薄片和成像测井等资料,对库车坳陷克深气田白垩系巴什基奇克组构造裂缝的形成序列、分布规律和影响因素进行了研究。结果表明:剪切裂缝和张性裂缝在克深气田均有发育,以直立缝和高角度缝为主,主要形成于近南北向的挤压作用、背斜弯曲拱张作用和异常流体高压作用,微观裂缝切穿胶结物和部分颗粒,早期充填构造裂缝可在后期构造应力和异常流体高压作用下重新裂开成为有效裂缝。克深气田发育3期构造裂缝,其中第3期构造裂缝的形成时间与天然气大量充注期吻合,是工业规模性气藏形成的关键因素。单个断背斜高部位的构造应力低于背斜翼部,因此背斜高部位的构造裂缝线密度相对较低,但背斜弯曲变形使裂缝开度较大,有效性好,单井的无阻流量较高;翼部和断层附近构造裂缝线密度较大,但开度较小,有效性差;构造应力、岩石强度和变形时间的不同造成了构造裂缝特征在各气藏之间具有差异性。储层中部第3砂层组的构造裂缝发育程度中等,充填程度相对较低,并且平面上分布连续,可形成连片分布的储层"甜点"区,应成为克深气田开发中的重点层位。对克深气田构造裂缝起主要贡献作用的为水下分流河道和河口坝微相的粉-细砂岩。     

鄂尔多斯盆地上三叠统长7段泥页岩储集性能

页岩气的成功勘探开发引发了全球海相页岩研究的热潮, 然而对处于生油窗内的陆相页岩储集性能的研究尚需加强.基于光学薄片、场发射扫描电镜、环境扫描电镜、纳米CT、图像分析、GRI物性、气体吸附等方法对长7段泥页岩储集性能进行系统研究.结果表明: 长7段泥页岩形成于陆相半深湖-深湖环境, 面积为10×104 km2, TOC＞2%, R_o=0.8%~1.0%, HI=124~480 mg/g, 生烃潜力高; 脆性矿物含量为45%~59%, 孔隙度为0.6%~3.8%, 渗透率为0.000 72×10-3~0.002 30×10-3 μm2; 主要发育粒内孔、粒间孔和有机质孔, 以伊蒙混层等粘土矿物粒内孔为主, 有机质孔较少; 孔隙直径为30~200 nm, 孔喉系统连通性中等, 具备储集能力; 伊蒙混层等粘土矿物含量与比孔容相关性优于热演化程度与烃指数等, 表明长7页岩微观孔隙主要受控于成岩作用, 有机质生烃作用对储集空间贡献相对较小; 滞留烃主要以吸附态和游离态存在于黄铁矿晶间孔、伊蒙混层粒内孔、伊利石粒内孔与长石粒间孔.      

成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述

苏里格气田苏77区块二叠系下统山西组二段发育自北向南的曲流河,各气层组沉积特征比较一致。但是山西组二段山21、山22亚段气层组比山23亚段气层组储层经历了更强的压实、胶结作用,残余粒间孔所剩无几,加之后期扩容性成岩作用程度不够,次生孔隙发育有限,使得山21、山22气层组成为平均孔隙度不足7%,平均渗透率小于0.3×10-3 μm2的致密储层,与平均孔隙度为7.7%、平均渗透率为1.74×10-3 μm2的山23气层组相比储层渗流能力较差。为了衡量成岩作用程度的强弱,利用视压实率、视胶结率和视溶蚀率的方法来定量分析孔隙度的变化。综合分析认为,研究区山21、山22气层组储层处于中等压实、较强胶结和强溶蚀水平,与山23气层组相比这两个气层组压实、胶结作用丧失的孔隙度远远大于溶蚀、破裂增加的孔隙度,其现今孔隙度只保留到5.48%,成为储集性能较差的致密储层。     

鄂尔多斯盆地志丹油田原油含氮化合物特征与石油充注

针对鄂尔多斯盆地延长组致密油充注、运移、成藏研究中存在的问题,运用原油中性含氮化合物测试技术,研究了志丹油田纸坊区延长组石油充注方向。结果表明：纸坊区延长组原油具有相同的成因和相似的热演化程度;石油总体由中部向西部、东北部发生充注,具体表现为：沿着充注方向,原油中性含氮化合物总量增加、原油成熟度逐渐降低、暴露型化合物相对含量增加。原油充注方向与烃源岩厚度变薄所指示的方向一致,且以短距离充注为主。研究结果对延长组致密油成藏机理研究及勘探选区评价具有积极意义。