基于次最优模型降阶的自整定PID控制器

针对过程工业中含有振荡环节和大滞后环节较难控制的被控对象,设计了一种基于频域辨识的自整定PID控制器.该控制器采用次最优模型降阶算法,辨识出二阶加纯滞后的模型;然后基于给定的相位裕度和幅值裕度,整定出PID参数.并通过仿真实验表明对于不同的被控对象,自整定得到的PID参数均能取得较好的控制效果.     

济阳坳陷沾化凹陷古近系沙四段现今压力场特征及其与油气分布的关系

利用实测压力数据和通过平衡深度法计算的压力值,恢复了沾化凹陷单井压力剖面,划分了单井纵向压力变化序列类型,指出沾化凹陷古近系沙河街组存在正常压力-过渡压力型、过渡压力-异常高压型的2种不同类型的次洼。压力场的纵向叠置决定了油气的分布,沙河街组四段油层与压力场耦合关系可以总结出:异常高压型油层、压力过渡型油层、正常压力型油层3种耦合模式,而研究表明压力与岩性双重封堵的模式对沙四段高产油层的形成最为有利。过渡压力-异常高压型次洼中-深部正常压力带和压力过渡带是获得沙四段高产油层的有利区带。     

四川盆地东南缘志留系古油藏特征及其油气勘探意义

为明确四川盆地周缘志留系碳酸盐岩油气成藏特征,通过地表地质和地下地质相结合,应用岩相学和有机地球化学手段,对四川盆地东南缘下志留统石牛栏组礁滩相沉积特征和古油藏进行了精确刻画和深入解剖,认识到石牛栏组由3个向上变浅的沉积旋回构成,其中第三个旋回在林滩场-良村-丁山构造一带发育有台地边缘生物礁滩相沉积,礁滩相储层内部沥青发育,为礁滩型岩性古油藏,但古油藏分布较零星、规模较小,恢复古油藏量约为6.62×10³ t。古油藏的油源主要来自于震旦系古油藏原油逸散跨层充注,但可能存在志留系烃源岩的生烃充注。古油藏的形成和破坏过程如下:震旦系古油藏遭受破坏,原油充注到石牛栏组,形成古油藏(晚三叠世-早侏罗世)-持续深埋,原油裂解,形成古气藏(中侏罗世-中白垩世)-褶皱及快速隆升作用,古气藏遭受破坏(80 Ma至现今)。川东南地区志留系油气勘探前景不容乐观,而川东-渝东地区将是志留系最为有利的勘探地区。     

川中磨溪—龙女寺构造带嘉陵江组天然气成藏机理研究

川中地区磨溪—龙女寺构造带下三叠统嘉陵江组天然气的成藏机理一直是一个悬而未解的问题。鉴于前人研究确认嘉陵江组天然气来源于深层二叠系烃源岩,该文主要利用磷灰石裂变径迹与盆地模拟相结合的技术对区内二叠系烃源岩的热史进行了恢复,对其成熟度、古流体压力演化进行了研究,进而对运移通道的形成及天然气成藏过程进行了综合分析,并建立了磨溪-龙女寺构造带嘉陵江组天然气的成藏模式,总结其成藏规律为:高压驱动、裂缝输导、流体垂向运移、膏盖油裂解气成藏。      

东海盆地西湖凹陷花港组储层孔隙演化与油气充注关系

采用岩石薄片鉴定、扫描电镜、电子探针、流体包裹体分析等测试技术,在储层基本特征分析基础之上,结合埋藏史、热演化史,利用孔隙恢复定量计算方法,对东海盆地西湖凹陷中央反转构造带中北部渐新统花港组致密砂岩储层的孔隙演化进行系统恢复,并探讨了孔隙演化与油气充注关系。研究表明,花港组储层孔隙演化主要经历了早成岩B期末的14.28%,中成岩A期末的10.35%,中成岩B期的8.75%。伴随储层成岩-孔隙演化,花港组储层先后接受了3期油气充注。第一、二期（19~17 Ma和17~9 Ma）油气充注发生于储层尚未致密的中成岩A期末以前,尽管其成藏意义不大,但充注带入的有机酸性流体却对储层物性改善起到了关键性作用,为后续油气充注提供了有利条件。第三期（7~0 Ma）大规模油气充注发生于储层逐渐致密化的中成岩A期末-中成岩B期,主要充注对象为埋深较浅且尚未完全致密化的花港组H3小层。因此,H3小层是现今花港组在总体致密化背景下相对最为有利的油气勘探目标。      

准中地区侏罗-白垩系优质储层形成机理

准噶尔盆地中部Ⅲ区块侏罗-白垩系储层埋藏深度为5 800~6 100 m，具有较好的孔渗性，为一套深层优质储层。为探讨其形成机理，在对该区侏罗-白垩系储层特征研究的基础上，采用铸体薄片观察、成岩序列划分、能量场分析、盆地模拟等方法对该套储层进行了深入分析。结果表明：①水动力较强的沉积砂体是深部储层发育的基础；②低地温场的存在可有效滞后成岩作用的发生，使原生孔隙得以保存；③晚期快速埋藏，导致地层欠压实，并进而产生异常高压，使储层在埋藏很深的情况下仍具有较高的孔渗性；④早期淡水溶蚀和晚期有机酸溶蚀作用，较大地改善了储层物性；⑤适量的环边绿泥石也对储层起到了一定的保护作用。在上述因素的综合作用下，才使得该套储层在埋藏很深的情况下，仍不失为一套优质储层。     

川中地区中二叠统海相烃源岩特征及生烃潜力评价

近几年,随着角探1井、南充1井、潼探1井、高石18井、磨溪42井等在中二叠统茅口组和栖霞组勘探获得高产工业气流,使得川中地区中二叠统成为了天然气勘探的热门层系.研究表明:川中地区中二叠统天然气的供烃层系主要为下古生界和中二叠统自身的烃源岩,天然气大多表现为混源气的特征.当前对于四川盆地下古生界海相烃源岩的研究程度较高,...     

准噶尔盆地中部第3区块侏罗系、白垩系油气成藏主控因素

准噶尔盆地中部3区块侏罗-白垩系的油气成藏主要受烃源岩、沉积相、古隆起、异常压力、断裂及不整合的控制。多套烃源岩的多期生烃为该区成藏提供了雄厚的物质基础;有利沉积相带内优质储集层的发育为油气提供了储集空间;异常高压与岩性双重封堵阻止了油气的逸散;古隆起发育与演化控制了圈闭的形成和发育;早期形成的断裂沟通了源岩和储集砂体,后期断裂和不整合面的组合可以作为流体运移的“立体、网状输导”通道,使油气成藏得以实现。确定了侏罗-白垩系油气的成藏期次,建立了油气成藏模式。该区块油气成藏特征可概括为“多期生烃,混源充注,断裂不整合高效输导,晚期改造成藏定型”     

川东地区石炭系天然气成藏动力学研究

川东地区是四川盆地稳定地块中的相对构造活动区,发育10排高陡构造带.应用油气成藏动力学的原理和方法,剖析了石炭系碳酸盐岩储层油气成藏的主控因素,恢复与再现了石炭系天然气成藏动力学过程.研究成果表明,可将二叠系阳新统的现今流体压力系数1.30作为对石炭系气藏压力封闭的临界值.石炭系为具正常地层压力的区域孔洞型储集体,致使大规模的褶皱型构造圈闭成为仓储空间,石炭系捕集成藏的天然气又是在高压驱使下上下邻层流体跨层充注的结果.川东地区石炭系天然气的成藏动力学特征可归纳为:"压力封闭,流体上下充注,天然气仓储式成藏".     

川中-川东南震旦系-下古生界烃源岩及储层沥青的地球化学特征

利用色谱-质谱等分析测试技术,对四川盆地川中-川东南地区震旦系、寒武系及奥陶系储层沥青及泥岩岩样进行了地球化学特征分析.从饱和烃色谱、生物标志化合物特征等方面分析入手,对该区的烃源岩的生源与沉积环境作了详细研究.证实源岩的沉积环境主要为具有一定盐度的还原环境,生物多来自于低等水生生物的菌藻类,且储层沥青主要来自于泥岩而不是碳酸盐岩.川中震旦系-下古生界和川东南震旦系储层沥青主要来自寒武系泥岩,川东南下古生界储层沥青则为寒武系和志留系的混合来源.