富县探区长6段油藏特征与勘探对策分析

富县探区三叠系延长组长6段普遍见到不同级别的油气显示,但试油未能获得工业油流.据分析,该区白垩纪末的抬升和翘倾运动使油气发生了第三次运移成藏,油、气、水重新分布并受储层物性控制.正确勾画出有利沉积相带、针对油藏特征采取更有效的工艺技术,是实现该区勘探突破的关键.     

黄河天桥水电站工程建设及泥沙处理主要经验

天桥水电站是黄河中游北干上的第一座高泥沙、低水头、大流量的径流式试验电站。它成功的施工与运营经验不仅对在黄河中游北干上开发梯级水电站，而且对中小型径流式水电站的施工都具有重要的借鉴作用。这篇文章总结了两期截流工程、基坑排水、固结灌浆、帷幕灌浆方面的施工经验。在诸如厂房位置的选择以及它的布置，泥沙、冰凌、洪水以及拦污方面的工程设计与运营的宝贵经验，使得水库长期保持高的有效库容和良好的运营状态。特剐是防止进水口淤积和水轮机的磨蚀方面的七条措施是非常有价值的。     

东海盆地西南部地质特征与油气分布探讨

本文根据近3×10~4km地震和13口探井及其它地球物理、地质等方面资料,综合分析认为:东海盆地西南部与盆地其它部分在发育演化、构造运动、沉积环境等方面差异甚大。 盆地西南部(杭州湾—冲绳岛断裂以南地区)发育演化经历了断陷—坳陷—隆起—铺盖四个阶段。始新世末期的隆起在研究区演化史上有15～20Ma的沉积间断、剥蚀。这段历程,盆地其它部分未曾经历。其次是区内始新世末期抬升运动,致使始新统及以下老地层受剥蚀,仅始新统最大剥蚀量达1000m,这是盆地内绝无仅有的。第三是第三纪以海相沉积环境为主,特别在始新世,为海侵高潮,海城宽阔达8000km~2,这时盆地东北部正接受陆相沉积。研究区中部(北东向)可能存在超压泥岩及多套生油岩系,应为有利生油气区。研究区可能是盆地最有油气远景地区之一。     

基于约束优化的联想记忆模型学习算法

本文提出了一种对称互连神经元网络的学习策略,利用全局约束优化方法确定连接权。优化过程采用了梯度下降技术。这种学习算法可以保证训练样本成为系统的稳定吸引子,并且具有优化意义上的最大吸引域。本文讨论了网络的存储容量,训练样本的渐近稳定性和吸引域大小。计算机实验结果说明了学习算法的优越性。     

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本文分析了四川盆地川西地区中三叠统雷口坡组油气成藏的地质条件,进而评价和预测了雷三段的有利勘探地区和构造。     

宁夏黄河经济及其非均衡协调发展战略

宁夏黄河经济应是宁夏区域经济,发展宁夏黄河经济必须立足于宁夏黄河资源的开发。广义而言,黄河资源基本上是宁夏全部的国土资源.其开发模式应由过去的单一开发、浅层开发向综合开发、深度开发转换。同时要注重以水利建设为突破口,以水利、农业两大基础产业为重点,煤—电—高耗能系列开发、灌溉—农业—轻工业系列开发、教育—人才—信息系列开发三大主导方向并行。发展宁夏黄河经济,应选择具有优势的部门和地区实行重点开发,使其优先增长,以此辐射带动整个区域的发展。     

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本文针对天然气井提高钻井速度问题,总结分析了盆地中部井身结构,水力、机械参数,聚合物钻井液,正注反挤固井等工艺技术对该地区钻速的影响。指出提高天然气井钻井速度,必须搞好系统工程,形成配套技术。     

黄河中游多沙粗沙区水沙控制途径的探讨

根据黄河中游多沙粗区暴雨洪水及产流产沙特点，提出了为控制水沙危害，黄河中游治理应分两步走的战略。第一步解决近期水沙控制和耕地问题，主要措施是建设淤地坝和骨干坝。研究表明，在现状坝地，梯田条件下，为满足粮食生产需要，每平方公里需新增坝地３．１８ｈａ，且能港口控制水沙的要求。第二步是进行坡面治理，改善生态环境，以达到根治水沙的目的。     

珠江口盆地(西部)早第三纪古环境分析

珠江口盆地(西部)早第三纪的古环境变迁与盆地的形成及演化紧密相关。早第三纪盆地演化经历了4个阶段。第一阶段,盆地早期拉张,以粗粒沉积物沉积为主,部分地域发育小湖盆。第二阶段,盆地稳定下沉,是富营养性湖泊的鼎盛期,形成优质湖相烃源岩。第三阶段,湖盆萎缩,煤系沼泽发育,形成湖相和煤系两类重要烃源岩。第四阶段,古湖泊消亡,海水漫进,滨浅海砂岩体发育,形成油气勘探的有利目的层。     

KINETICS OF HYDROCARBON GAS GENERATION FROM MARINE KEROGEN AND OIL: IMPLICATIONS FOR THE ORIGIN OF NATURAL GASES IN THE HETIANHE GASFIELD, TARIM BASIN, NW CHINA

In this paper we derive kinetic parameters for the generation of gaseous hydrocarbons (C_1‐5) and methane (C₁) from closed‐system laboratory pyrolysis of selected samples of marine kerogen and oil from the SW Tarim Basin. The activation energy distributions for the generation of both C_1‐5 (Ea = 59‐72kcal, A = 1.0×10¹⁴ s^?1) and C₁ (Ea = 61‐78kcal, A = 6.06×10¹⁴ s^?1) hydrocarbons from the marine oil are narrower than those for the generation of these hydrocarbons from marine kerogen (Ea = 50‐74kcal, A = 1.0×10¹⁴ s^?1 for C_1‐5; and Ea = 48‐72kcal, A=3.9×10¹³ s^?1 for C₁, respectively). Using these kinetic parameters, both the yields and timings of C_1‐5 and C₁ hydrocarbons generated from Cambrian source rocks and from in‐reservoir cracking of oil in Ordovician strata were predicted for selected wells along a north‐south profile in the SW of the basin. Thermodynamic conditions for the cracking of oil and kerogen were modelled within the context of the geological framework. It is suggested that marine kerogen began to crack at temperatures of around 120°C (or 0.8 %Ro) and entered the gas window at 138°C (or 1.05 %Ro); whereas the marine oil began to crack at about 140 °C (or 1.1 %Ro) and entered the gas window at 158 °C (or 1.6%Ro). The main geological controls identified for gas accumulations in the Bachu Arch (Southwest Depression, SW Tarim Basin) include the remaining gas potential following Caledonian uplift; oil trapping and preservation in basal Ordovician strata; the extent of breaching of Ordovician reservoirs; and whether reservoir burial depths are sufficiently deep for oil cracking to have occurred. In the Maigaiti Slope and Southwest Depression, the timing of gas generation was later than that in the Bachu Arch, with much higher yields and generation rates, and hence better prospects for gas exploration. It appears from the gas generation kinetics that the primary source for the gases in the Hetianhe gasfield was the Southwest Depression.