自然类比法对张北──尚义6.2级地震序列类型和震后趋势早期判断实例

用自然类比法对1998年1月10日张北─尚义6．2级地震序列类型和震后趋势进行了早期判断,找出了与之最相似的四个序列是1976年9月23日巴音木仁6．2级地震（S17）、1996年5月3日包头6．4级地震（558）、1985年4月18日禄劝6．3级地震（S34）和1984年5月21日南黄海6．0级地震（S33）。由此判断张北地震序列为主震余震型,推算最大余震震级应在4．3～4．7之间,一个月内4级以上余震数可能在11～22次之间。实测结果张北地震最大余震震级4．6,一个月内4级以上余震数18次,均在预测范围内。     

玉溪常里温泉成因探讨

常里温泉处于普渡河断裂与大密罗-马官屯断裂交汇带,地质构造条件特殊,地下水循环较复杂.温泉水温高、水质好、埋藏浅、易开采、交通方便等优势,具有较高的开发价值.温泉形成机理,补、径、排循环系统的研究,有助于科学、合理指导开发利用温泉资源.     

GIS中多幅地图的缩放漫游及其数据组织

本文在分析现存GIS软件中处理多幅不同比例尺或相同比例尺地图的放缩漫游时的不足及其原因的基础上,提出了一种使用地理逻辑窗口动态裁剪快速而安全的多幅地图无级缩放和全区域自由漫游的方法,并对其数据组织和管理作了探讨。     

琼东南盆地华光凹陷天然气水合物稳定带厚度的影响因素

为了探讨琼东南盆地华光凹陷海底天然气水合物稳定带的分布规律,定量研究了静水压力、底水温度、地温梯度和气源组分对水合物稳定带的影响程度。在此基础上,分析了华光凹陷现今甲烷水合物稳定带的厚度分布。最后,综合各因素的历史演化过程,初步探讨了华光凹陷1.05 Ma BP以来天然气水合物稳定带的演化。结果表明:(1)气源组分和海底温度的变化对研究区内水合物稳定带的影响较大;水合物稳定带厚度与海底温度呈良好的线性负相关性。(2)水深超过600 m的海域具备形成天然气水合物的温压条件;超过600 m水深的海域水合物稳定带厚度大部分超过 100 m,其中西北部稳定带的最大厚度超过300 m,是有利的水合物勘探区。(3)华光凹陷1.05 Ma BP以来天然气水合物稳定带厚度经历了快速增厚–窄幅变化–快速减薄和恢复的过程。麻坑群与水合物稳定变化敏感区在空间上具有较好的叠合关系。结合前人的研究成果,推测其形成与天然气水合物的分解释放有关。     

内蒙古东乌珠穆沁旗舒哈迪铅锌多金属矿成矿特征

舒哈迪铅锌多金属矿床赋存在发育于奥陶系中统多宝山组细碧岩、石英角斑岩岩系中的断裂构造蚀变带内,矿体呈脉状、透镜状,受舒哈迪背斜构造及其伴生的断裂构造控制,铅锌矿石成分简单,伴生有银和铜.围岩蚀变主要为黄铁矿化、硅化、绿泥石化、绿帘石化、绢云母化和碳酸盐化,具有不明显的分带性.成矿物质来源于奥陶系中统多宝山组变质岩系,成矿热液来源于隐伏的岩浆侵入体,矿床成因属于岩浆热液充填（脉）型铅锌多金属矿床,矿床形成时代为燕山早-中期.     

青岛市短时强降水的气候特征和天气系统分型

利用1981—2012年4—10月青岛市7个观测站逐时降水量资料和同期NCEP再分析资料,统计分析青岛市短时强降水的时空分布特征,建立青岛市短时强降水天气概念模型。结果表明：青岛市年短时强降水日数无明显变化趋势;4—10月均有短时强降水出现,7—8月是多发月份;短时强降水的日变化有2个多发时段,主峰在下午到傍晚时段,次峰在凌晨时段;即墨、平度、黄岛为青岛市短时强降水的多发区域,其中黄岛为连续性短时强降水出现最多的区域;青岛市产生短时强降水的天气系统可分为六种类型,西风槽型、横槽型、冷涡型、热带低值系统型、西北气流型、切变线型,其中西风槽型出现次数最多。     

数字滑坡技术及其典型应用

为了改变传统滑坡遥感技术方法效率低、调查精度难以提高的状况,经多年实践与探索,笔者于1999年提出了“数字滑坡”概念。该概念使传统的“地学滑坡”拓展为能以数字形式表达的,具有三维空间、“多维”时间信息的,由“多元”要素组成的“数字滑坡”。数字滑坡技术系统由滑坡解译基础技术、遥感识辨滑坡技术、滑坡数据库及滑坡模型4部分构成。多年来,数字滑坡技术已成功应用于我国大型水电站建设、山区交通线建设、区域开发环境治理以及抗震减灾等领域,也用于大规模个体滑坡调查研究,并取得了显著的经济和社会效益,有效服务于国家防灾减灾战略。该文主要以西藏帕里河及川东天台乡2个典型滑坡调查为例,阐述数字滑坡技术的创新应用。     

山东省蓬莱市蝎子顶金矿地质特征

蓬莱市蝎子顶金矿容矿构造为NW向断裂,具NW向成串分布的特点。NW向压扭性断裂与其派生的断裂裂隙系统是该区金矿床赋存空间的重要构造标志,构造破碎带中的钾化、硅化、黄铁绢英岩化等蚀变是一种直接找矿标志。通过对矿床地质特征的研究,认为该矿床属岩浆低中温热液充填交代蚀变岩型金矿床。     

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.     

粗差验后方差的无偏估计与最优稳健估计

在正态粗差假设下导出了粗差验后方差的无偏估计,对误差工膨胀模型和误差均值移动模型,两者的无偏估计公式是相同的。这证明了李德仁验后方差的朱建军方差不是无偏的。由于偏方定义的彭方法是正态粗差假设下的最优稳健估计。