区域矿产评价模型——以赤峰红花沟金矿为例

在矿床模型综合地质信息预测方法中,区域矿产评价模型包括远景区圈定要素组合、远景区优选要素组合、矿床数估计要素组合和资源量估算要素组合,它们成功地解决了矿产预测中的信息不对称以及知识驱动和数据驱动相结合的问题.通过对赤峰燕山期红花沟式岩浆热液型金矿资源的定位、定量预测,共圈定远景区11个,其中A类远景区4个,B类远景区3个,C类远景区4个;预测潜在矿床数8个,潜在资源量306.532 t.本区该类型金矿资源潜力巨大,具有很好的找矿远景.     

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。     

青海省雪灾气候预测的地气图方法

通过对青海省1960年以来全省各气象站的雪灾资料统计分析,结合青海省南部(下称青南)地区8月份的地气形势,发现二者之间有很好的相关：夏季地热涡和正鞍形场多对应冬季为重雪灾;地冷涡和负鞍形场多对应冬季为轻灾或无灾。春夏季上游的中强地震可加强冬季的雪灾。由此表明,利用地气图方法可以较好地预测青海省的雪灾。     

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。     

“雅安天漏”研究 III：特征、物理量结构及其形成机制

本文的这一部分首先进一步分析了第二部分的预报结果,结果发现,在本文第二部分所建立的模式,不仅较好地预报出了24小时总降水量,而且也较好地预报出了“雅安天漏”的降水特征和降水中的物理结构。模式基本上抓住了形成雅安降水的主要影响因子。然后通过一系列精心设计的数值模拟试验得到了形成雅安降水的可能机制。     

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.     

高台测震新旧台基记录地震及震相特征差异性对比分析

使用相同带宽、同类型地震计BBVS-120观测记录数据,对高台地震台新旧观测山洞的台基环境噪声、地震监测能力及震相记录特征进行对比分析,结果表明,高台测震新山洞的地震监测水平优于旧山洞,部分地区新山洞对于核面反射波的记录更加清晰。     

用于数字测图的摄影测量数据库系统

本文介绍了一种面向数字测图系统的摄影测量数据库，着重讨论了该数据库的基本框架及数据结构。尤其是对数据块动态串作了深入的探讨。实践表明，这种数据库的设计方案是可行的。     

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。     

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.