黄河流域水循环演变若干问题的研究

从若干方面的研究结果揭示了黄河流域水循环发生的巨大变化.水循环是水资源科学评价与合理开发利用的基本依据.水循环主要要素的变化取决于气候条件的变化与人类活动的影响.对前者宜采用适应性对策,在研究气候变化的基础上,分析水循环变动的规律并预测其趋势,制定相应的适应性措施;对于后者则应加强水资源开发利用的科学管理,以维持流域天然水资源的可更新(可再生)性.     

基于GIS的孔隙水文地质层三维空间离散方法

针对自然界中孔隙水文地质层空间分布的不连续性与厚度分布的不均匀性,研究基于GIS的孔隙水文地质层三维空间离散实现的技术路线,提出基于GIS的孔隙水文地质层不规则六面体元的三维空间离散方法.该法不仅能最大限度地保证不规则六面体元中水文地质层类型的一元性,而且可充分利用GIS的空间分析与数据的自动提取功能,快速提取各个计算结点上空间位置坐标与各类计算参数,大大缩短水文地质模型空间离散与相关数据文件组织所需的时间,提高地下水三维有限差分数值模拟的时效性,具有较高的实用价值.     

干旱区内陆河流域水文与水资源问题

阐述了我国水文水资源研究的发展阶段,面临的主要问题,以及当前研究中的热点问题。以新疆地区为例,对干旱区内陆河流域的水文水资源研究方向作了初步探讨。     

鄂尔多斯盆地苏里格庙气田上古生界盒8段地质与地球物理响应特征

苏里格庙气田主要产气层为上古生界石盒子组盒8段，属于三角洲平原分流河道沉积。复合砂体近南北向展布；单砂体的厚度变化大，非均质性明显，储渗变化大。盒8段含气砂岩在AVO资料上有明显反映；在综合测井资料上，盒8段表现出自然伽玛测井值、密度测井值、补偿中子测井值都偏低，电阻率、声波时差测井值较高，出现了大幅度的自然电位异常。利用核磁共振测井技术测得苏里格庙区某井盒8段3555．9m～3559．6m为气层，3560．6m～3572m为气水层，与生产实践吻合得很好。     

西昌盆地油气化探普查效果及下一步找油气方向

为了配合国家加快油气资源勘查步伐，四川石油管理局将西昌盆地作为下一步勘探重点地区，由于西昌盆地属勘探新区，各种地质、构造情况复杂，首先在该区实施了油气化探普查，油气化探普查结果证实了西昌盆地中部地区为油气泄漏特征，这与七坝1井结果吻合，同时发现了三个重点区域，指出盆地西部为下一步工作的重点地区，为下一步地震勘探指明找油气方向。     

百色盆地东部坳陷百岗组沉积特征与两侧构造活动的不同步性

通过详细研究百岗组沉积相发育特征，将三角洲进行不同类型划分，认为百色盆地东部坳陷的南北两侧分别发育两套不同的沉积体系。沉积响应完整地记录了构造活动情况，在百岗早中期，盆地南部构造抬升强烈，北部构造相对稳定，三角．洲强烈向北西方向进积：百岗晚期，南部构造活动相对稳定，北部构造发生了强烈抬升。南部三角洲在百岗期表现为“发育-发展-稳定-萎缩”的一个完整的演化旋回特点，而北部扇三角洲则体现为“稳定-进积”的过程。整个盆地构造活动在百岗期表现出了两侧构造运动明显的不同步性。     

含煤盆地煤储层后期改造形式及对煤层气选区影响--以华北克拉通选区为例

阐述了改造型含煤盆地煤储层被改造的两种形式；煤体结构的改造及构造煤的形成原因；后生充填物对煤层孔隙的改造及形成原因。提出了以构造煤发育程度作为改造型含煤盆地改造强度的一个指标。概述了华北克拉通盆地由中生代剪压应力转化为新生代剪张应力和拉张应力，而在盆地内形成以挤压构造为主到伸展构造为主的演化历程，及不同构造类型的区域分布，指出这种演化极易形成构造煤和后生充填物。提出将华北克拉通含煤盆地分为3种改造类型及其分布区域，分析了各自区域的煤储层物性及对煤层气开发选区的影响。提出应重视鄂尔多斯盆地侏罗纪煤层的煤层气．研究与开发．     

莺歌海盆地断裂活动与地质灾害分析

莺歌海盆地是南海西北部海域地质灾害类型较齐全的地区之一。根据野外调查资料,本文简要地分析了该区的活动断裂和地质灾害类型。区内活动断裂主要走向呈NW向,该方向的活动断裂主要有红河断裂带、中央拗陷东部断裂带和中央拗陷西部断裂带。红河断裂带在地震资料上显示为一倾向SW的正断层,表现为明显的重力梯级带和磁异常分界带,NE向断裂带分布于盆地中部,在重磁异常上表现为明显的异常带,在北部表现为被NW向的断裂切割。莺歌海盆地地质灾害类型主要有地震活动、泥底辟构造、滑坡与崩塌等。同时,还对该区地质灾害基本特征和分布规律进行了初步分析。     

河北省物理地层界线厘定

以现代地层学多重划分为理论依据,以岩石地层单元组的密度、磁化率、剩余磁化强度及厚度加权算术平均值等物性参数为研究对象,以有序地质量最优分割方法为数学手段,进行河北省全区综合地层柱物理地层界线的厘定,并对其地质意义进行了初步讨论。     

New geochemical data from the Nigerian sector of the Chad basin: implications on hydrocarbon prospectivity

Organic geochemical studies have been carried out to assess the qualities of source rocks penetrated by four wells (Kemar-1, Murshe-1, Tuma-1 and Ziye-1) in the Nigerian sector of the Chad basin. The Chad basin is a large intracratonic basin in Central West Africa. Commercial hydrocarbon accumulations have been discovered in some sectors of the basin outside the Nigerian border in a structurally related contiguous basin. Fair to poor quality source rocks are inherent in the sequences penetrated by the studied wells. About 80% of all samples have their total organic carbon (TOC) contents more than 0.5 wt.%, the minimum limit for hydrocarbon generation. Juxtaposition of the hydrogen indices against the TOC and T_max indicates that the source rocks are entirely gas-prone. However, biomarker chromatograms and extract vs. TOC plots indicate the presence of oil shows in Ziye-1 well at a depth of 1210 m. Although generated hydrocarbons (wherever they have accumulated) would be overwhelmingly gaseous, gas is the energy of the future. The gas resources of this part of Nigeria's inland basins can be economically exploited through policies that will increase the tempo of gas-utilization projects and the construction of a national grid of gas pipelines with nodal points of input and output.