准噶尔盆地陆梁地区复式油气成藏系统初探

准噶尔盆地陆梁油田的发现表明盆地腹部具有复式油气成藏系统特征,形成多源、多藏和多期次的混源现象。该区可划分为玛湖凹陷—环玛湖东斜坡油气成藏子系统、盆1井西凹陷—石南油田油气成藏子系统及盆1井西凹陷—陆梁油田油气成藏子系统。前者中,烃源灶为玛湖凹陷的风城组,成藏时期分别为晚三叠世及中侏罗世末期,成藏通道为不整合面及扇状砂体,主要形成扇体和古潜山油气藏。盆1井西凹陷—石南油田油气成藏子系统中,烃源灶主要为盆1井西凹陷的风城组,成藏时期分别为早白垩世及古近纪末期,成藏通道主要为断层及不整合面,具有阶梯状成藏特征。盆1井西凹陷—陆梁油田油气成藏子系统中,烃源灶主要为盆1井西凹陷的乌尔禾组,成藏时期分别为中侏罗世末期—早白垩世及古近纪末期,成藏通道主要为断层、不整合面及连通砂体,具有环状成藏特征。各子系统形成的原油特征也有着较大差异。各成藏子系统的分布基本受盆地的构造形态及烃源灶控制,即:玛湖凹陷—环玛湖东斜坡油气成藏子系统相对比较独立,盆1井西凹陷—陆梁油田油气成藏子系统是盆1井西凹陷—石南油田油气成藏子系统的延续与发展。断层和不整合面构成的空间输导网络为各子系统的成藏创造了有利条件。     

SOMATOM PLUS型CT故障分析及排除

环形伪影是ＣＴ设备中多见的伪影响之一,本文根据ＳＯＭＡＴＯＭＰＬＵＳＣＴ上环形伪影的直径,伪影的宽度伪影的位置和伪影出现的时间为依据,并结合ＰＬＵＳ机型ＤＡＳ系统部分的具体结构,判断故障所发生的部位和原因,并且验证了所作的判断,消除了故障。     

射线类偏移成像中的模型平滑处理研究

本文从能量泛函的角度着手,基于速度梯度,采用最速下降法推导了基于偏微分方程的速度模型平滑公式,用于解决射线类偏移成像过程当中速度模型的平滑处理问题.同时针对偏微分方程速度模型平滑系数中阈值k的选取对速度模型空间结构的影响,在简单的高速体速度模型上分析了不同k值的选取对原始速度模型空间结构的改变,并通过射线路径和时间场的对比分析证明偏微分方程速度模型平滑处理相对于卷积算子平滑的优越性.最后通过在Marmousi、Sigsbee2A原始速度模型以及平滑处理后的速度模型上的成像结果分析验证偏微分方程模型平滑的有效性.     

基于能量密度的自解耦互相关成像条件

基于能量密度构建的弹性波能量成像条件,可以准确提取弹性波场的能量信息,并可以有效压制背向散射.但是该成像条件得到的成像结果将所有弹性波场能量信息耦合在一起,难以区分纯波模式的能量信息.为此,我们从势能及动能两方面将能量场解耦,得到纯纵波（PP）、纯横波（SS）、转换波（C）能量场.根据能量守恒定律,基于Helmholtz原理对位移场的空间导数进行因式分解,将弹性势能自解耦得到纯纵波、纯横波及转换波势能;引入体应力构建得到P波及S波速度,将弹性动能分解为纯纵波、纯横波和转换波动能.从而,构建基于能量密度自解耦得到纯波能量互相关成像条件.数值实验表明自解耦成像条件可实现弹性波场能量的分解,并得到背向散射压制、振幅有效保持的PP波、SS波和C波成像结果.     

利用微震数据对震源下方构造直接成像

现有的微震记录直接成像方法是将微震记录既当作入射记录,也当作散射记录,从而实现偏移成像.但此方法并不能突出透射波所携带的来自震源下方的深层散射波信息.本文在假设已知微震位置与子波的前提下,提出了对微震下方构造进行逆时偏移的成像方法.该方法类似于常规的逆时偏移,只是震源位置在地下.这使得在成像时,地下更深部的入射波场相比震源在地表时会更为精确,因此能够获得更加准确的成像结果.该方法会给成像结果带来一种尾波高频干扰：地下的震源发出的上行波与上方介质作用后,所产生的多级散射波会干扰反传波场.对此,在成像过程中,对入射场和散射场都进行左右行波分离,以压制该噪声.而在子波信息未知,无法重构入射场时,使用了激发时间成像条件,也能够实现同等效果的偏移成像,且不会出现尾波高频干扰.利用数值实验验证了本文方法的有效性.     

小尺度散射体稀疏最小二乘逆时偏移方法研究

地震勘探方法在深部固体矿产资源勘探中发展潜力巨大,同时也面临挑战.由于固体矿产资源地下分布呈现陡峭构造、尺度小,物性差异小的特点,常规偏移方法对小尺度矿体成像的分辨率提高有限.本文研究了一种基于稀疏促进约束的最小二乘逆时偏移方法.首先,将非均匀分布的矿体等效为随机介质,建立小尺度扰动的矿体模型;其次,改进现有最小二乘偏移方法,以稀疏模型为先验信息约束成像结果,并通过Curvelet变换压缩成像空间,经过多次迭代计算,可以提高小尺度散射体的成像分辨率;再次,对炮域记录进行随机震源编码,减少成像所需的炮集个数,通过稀疏促进约束条件,降低串扰噪声引起的成像误差.通过庐枞金属矿模型数值计算,验证本文方法可以较好的成像包含小尺度散射体的金属矿地质模型.     

地应力与油气运移

本文途述了地应力作用下引起的岩石变形及孔隙压力,给出了孔隙岩层中流体的微分方程及有限元公式。在地应力测量及应力场模拟的基础上对辽河油田进行了运移势场的计算,为油气勘探开发提供依据。      

Pharmaceuticals and personal care products transference-transformation in aquifer system

Pharmaceuticals and personal care products (PPCPs) are a new kind of contaminant widely existing in the surface water and groundwater environment. In recent years, PPCPs have been received widely attention from many researchers. The migration and transformation of PPCPs are mainly photolysis, biodegradation, adsorption and hydrolysis in aquifer environment. The influencing factors of PPCPs migration include PPCPs' own physical and chemical properties, types and contents of organic matter, pH, lithology, geotechnical structure and the thickness of vadose zone, etc. At present, the research of PPCPs in China is still in the primary stage, especially on the contaminant in aquifer system. Therefore, the research in this field needs to be further strengthened.     

Phase fractionation and oil-condensate mass balance in the South Marsh Island Block 208–239 area,offshore Louisiana

Phase fractionation can strongly deplete oil of its volatile compounds in a regular and characteristic fashion. This process has affected oils to a remarkably uniform extent throughout the 30 × 15 km South Marsh Island 208–239 and Vermilion 30–31 area (including the Tiger Shoal, Starfak, Mound Point, Lighthouse Point, Amber, Trinity Shoal, and Aquamarine fields) just offshore Louisiana. Fractionation of the original “parent” oil likely occurred in the deep, relatively flat-lying Rob L sand that underlies the area, and produced gas-washed oils (mean API 33°) and gas condensates (mean API 50°) in a volume ratio of 1:3.5. Both fractionated oil and vapor migrated from the fractionation site to shallower reservoirs. However, the estimated ultimate production ratio of gas-washed oil to gas condensate in this group of fields is 1:0.32, about 11 times higher than would be expected on mass balance considerations alone. Thus, there is an apparent deficiency of producible gas condensate relative to the amount of producible oil for the entire study area and for every field in that area. In the case of the Tiger Shoal field, the ratio of industry-estimated ultimately producible oil to gas condensate is 1:1.1. Based on the production data, we conclude that either there is an additional 6.4 × 10⁶ m³ (43 MMbbl) of undiscovered and/or unproduced condensate in the area or that condensate has escaped preferentially in vapor form to the seafloor. The well-studied and nearly depleted Tiger Shoal field provides a good example of how chemical data can be analyzed in a way that contributes insight into the phase fractionation process and the remaining exploration potential of an area.