生物降解作用对储层抽提物中多甲基取代萘分布的影响

对辽河盆地冷东油田冷43块沙三段油藏3口取心井岩心抽提物进行了详细的地球化学分析, 族组成和饱和烃生物标志物分布显示油藏遭受了不同程度生物降解作用的影响, 降解程度由油柱顶部向底部增大, 呈良好梯度变化特征.对比不同降解程度原油样品中三甲基萘、四甲基萘和五甲基萘含量和分布可以发现生物降解的明显控制作用, 根据甲基取代萘异构体在生物降解过程中相对含量的变化初步确定了三甲基萘、四甲基萘和五甲基萘单个异构体的生物降解顺序, 结果表明那些热力学稳定性高的异构体容易遭受微生物的攻击, 而热力学稳定性低的异构体却在生物降解过程中相对富集, 表明生物降解作用完全不同于热力学作用过程, 当原油遭受中等程度生物降解作用影响后, 根据热力学稳定性提出的成熟度参数不再能提供有效的成熟度信息, 易降解和难降解异构体间的比值却是衡量原油遭受生物降解作用程度的地球化学新指标.      

一秋龄性成熟中华绒螯蟹的生物学─2.生殖、越冬行为及脱壳的可能性

本文对池塘育成的一秋龄成熟中华绒螯蟹生殖行为的观察表明,其具有生殖洄游习性,当年１０月是其活动高峰期,而湖泊放流育成的早熟河蟹其活动高峰在当年１０月及翌年３月,在湖泊淡水水体中少数个体有交配的行为,翌年３月份发现部分雌蟹的纳精囊内有精液。     

首次在中国发现的矿物

本文主要内容是根据作者近期发表在英文杂志《岩石与矿物》上的同名文章译成的,它追述了在中国发现的新矿物种（类）的基本历史。列出了在中华人民共和国发现的99种矿物的名字及其发现地点和文献出处。本文修正了英语文献中的大量错误,从语言学角度介绍了矿物学在英文和中文交流之间存在的困难。作者为中文稿增加了一些新内容,更新了几处发现地的资料,还增加了一个新矿物：碲锌（铁）石（Zineospiroffite）,它发表在英文稿付印之后。本文按化学组成和年代顺序对中国发现的新矿物进行了分析。所有列出的新矿物都是经过IMA-CNMMN批准的或者是“祖先级”（“grandfathered”）的矿物,只有一个是没有被批准的矿物。新矿物是按英文字母的顺序排列的。     

利用P波初动及振幅比初步计算2005年11月26日九江-瑞昌地震余震震源机制

应用Jeanne L.Hardebeck和Peter M.Shearer编制的利用P波初动和振幅比计算地震震源机制解的程序,使用九江-瑞昌流动地震台观测的地震资料,初步计算了九江-瑞昌地震余震的震源机制;并对单独利用P波初动和利用初动及振幅比这两种计算方法进行了比较.综合最优计算结果,九江-瑞昌地震余震震源机制解为:走向174°,倾角62°,滑动角43°.     

利用三角高程代替一等跨河水准的可行性研究

从三角高程测量的计算公式出发,提出了保证测量精度的一些有效措施,从理论上论证了在一定条件下,用三角高程测量可以达到一等水准测量的精度要求。然后在工程实践中分别用两种测量方法进行施测,并进行平差改正与精度分析,结果表明:只要采取一定的措施,用三角高程代替一等跨河水准测量,不仅能保证测量精度,而且可以提高工作效率。     

广富林遗存在上海地区的首次发现及其古环境意义

上海松江广富林遗址1999年重新发掘,在发掘中首次发现了类似豫东王油坊类型的文化———广富林遗存文化。本次采集了广富林遗址05SGIT1240探方样品,进行孢粉、藻类研究。根据孢粉、藻类成分特征,划分出了3个孢粉组合带,恢复了当时的古植被和古环境,并对广富林遗存先人生存环境、农耕发展作了探析,为环太湖地区文化发展及文化变迁提供了十分珍贵的新资料。     

突额薄板蟹（十足目：短尾下目：膜壳蟹科)雄性特征首次描述

薄板蟹隶属于十足目,短尾下目,膜壳蟹科,是一类小型蟹类,主要分布于印度洋 西太平洋区域,目前已报道了27种。突额薄板蟹新种发表时仅有一雌性标本,缺乏雄性个体特征,至今无人报道,然而雄性特征是螃蟹分类鉴定非常重要的指标。作者在浙江象山港海域采集到2只该种标本（包含一只雄性）,雄性个体为该种的首次记录,其主要鉴别特征有：头胸甲近三角形,长大于宽;额向前突出形成三角形额角,具明显的额腹脊;颊区具一三角形小叶;爱德华兹开口仅愈合不到一半;步足细长,指节后缘具浓密的刚毛,近末端具2齿;腹部分5节,尾节三角形;第一腹肢背缘近末端具2根短刚毛,腹缘则具7根长刚毛。     

初至波层析成像技术在隐伏断裂探测中的应用

初至波层析成像技术是一种利用地震记录中初至波走时反演地下介质速度分布情况的地震勘探数据反演算法,其成像结果可用于分析解释覆盖层下不同岩性的分界面、陡坎、断裂构造等。本文应用该方法对宿松-枞阳断裂安庆杨桥段进行了探测,根据两条横跨断裂测线的速度剖面,并结合高密度电法结果和地质资料,可以推测出测线探测范围内基岩埋深在25~35m左右,同时CZ1线桩号130m、CZ2线桩号350m,深度30m以下的低速异常区为宿松-枞阳断裂的反映,断裂呈北东向延伸。      

Application of integrated vitrinite reflectance and FAMM analyses for thermal maturity assessment of the northeastern Malay Basin,offshore Vietnam: Implications for petroleum prospectivity evaluation

Several exploration wells have intersected a Cenozoic coal-bearing, fluvial-deltaic mudstone and sandstone succession in the northeastern Vietnamese part of the Malay Basin, and have successfully tested seismically identified direct hydrocarbon indicators (DHIs). The oil and gas/condensate discovery well 46-CN-1x encountered a ∼55 m thick section of lacustrine mudstones having considerable potential as an oil source. Vitrinite reflectance (VR) measurements from these alginite-bearing rocks introduce several problems in thermal maturity evaluation, including associated VR suppression and delineation of cavings and bitumens. Reliable thermal maturity gradients, however, may be established using a combination of conventional VR measurements and ‘equivalent VR’ (EqVR) values derived from the fluorescence alteration of multiple macerals (FAMM) technique. These measurements, performed on dispersed organic matter (DOM) in cuttings from 46-CN-1x, allow separation of low-reflecting bitumens and vitrinite in cavings from indigenous vitrinite and the FAMM results indicate VR suppression of 0.14% in an alginite-bearing mudstone with a high Hydrogen Index value. On the basis of available ‘raw’ VR data, a highly irregular maturity trend is determined, with the deepest sample (2675–2680 m) having a VR of ∼0.4%R_o. The EqVR value, however, for the deepest sample is 0.70%. The maturity trend determined from the FAMM data (and VR data, omitting samples having suppressed VR) indicates that the top of the oil window (VR of 0.75%R_o) is located at about 2800 m depth. Modelling the geothermal gradient using the EASY%R_o algorithm yields ∼40 °C/km for both of the two maturity profiles; this is in the low end of the range for the Malay Basin. Modelled temperature histories indicate onset of hydrocarbon generation for the uppermost Oligocene source rocks between 2 Ma and present-day, which post-dates trap formation. Seismic facies patterns suggest that lacustrine oil-prone units are in the oil window in the same graben complex a few km NW of the investigated well, and these rocks are likely to be the source of the hydrocarbons found in the well. A more widespread occurrence of hydrocarbons sourced from this kitchen is indicated by other discoveries and mapping of DHIs in the area.