辽宁大学有哪些教授的课是必须要去蹭的？
作为一名大四老学姐，向各位断头安利“文院男神”-赵毓龙的通识课《古代文学作品选》！！
文学院大家都懂的一向女多男少，赵毓龙老师作为万花丛中一根草，凭借着“长腿欧巴”的外形+超有趣的课堂，迅速成为“文院男神”！（主要还是长得帅：）
没错，是他是他就是他！文院男神一枝花！
他的课都是文学相关，但真的超有意思！我曾选修他的古文选 ，对他讲解的《诗经》系列印象深刻，真的是用最简单最有趣的话把你带进几千年前的诗经故事，好评！推荐！
据说近两年赵老师因人气爆棚，排课满，发际线堪忧，各位学弟学妹们趁着男神还有头发，快去蹭课呀
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其次要给大家推荐一个课堂含金量超高的通识课——《政治经济导论》，讲师是经济学院副教授曹艳秋老师。
有经院的学生看到可能会骂我不安好心，因为曹老师上课炒鸡严格！看手机，讲小话，溜号，分分钟点你名，上她的课就像回到高中一样，精神要100%紧张。
前面赵毓龙老师的课是大家主动满勤，曹艳秋老师的课绝对是大家不敢逃课~
（上课不敢掏手机的我，连一张曹老师的照片都没有QAQ......）
为什么推荐她的《政治经济导论》呢，前面说了，因为含金量高！课堂干货满满，老师讲课通俗易懂，喜欢经济相关的同学可以放心去蹭课，顺便梦回高中...
考虑选这门通识课的同学注意了：考试闭卷！闭卷！闭卷！特别严！会出现不及格！上课要好好听了哦
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最后想给学弟学妹推荐新闻与传播学院教授宋玉书老师的《广告概论》
宋老师绝对是辽大广告专业的女神级教授，现在属于退休返聘时期，教授广告专业学生。听她的课字里行间都能感受到岁月赋予她的魅力，真的是“若有诗书藏在心，岁月从不败美人”
对广告行业感兴趣，或者对传媒行业感兴趣的同学尤其应该去听一听她的课，你会收获到广告、公关、传媒等领域的知识哟
她的课堂也是很轻松的氛围，就像一位老先生在讲老故事的感觉，非常推荐！
求几份地质勘察报告的范文
普查报告
目 录
1. 绪论 1
1.1 工作目的任务 1
1.2 位置交通 1
1.3 自然地理与经济概况 1
1.4 以往地质工作评述 2
1.5 本次地质勘查工作情况 3
2. 区域地质及矿区地质 3
2.1 区域地质 3
2.2 矿区地质 5
3. 矿床地质 7
3.1 矿体分布、规模及产状 7
3.2 矿石特征 8
3.3 矿石中有益及有害组份含量及其变化 9
3.4 矿体围岩地质特征及覆盖层特点 10
3.5 矿床类型及找矿标志 10
3.6 矿石加工技术性能 11
4. 矿床开采技术条件 11
4.1 水文地质 11
4.2工程地质 15
4.3 环境地质 16
5. 勘查工作及其质量评述 16
5.1勘查方法及工程布置 16
5.2勘查工程质量评述 17
5.3地质勘查工程测量及其质量评述 17
5.4 地质填图工作及其质量评述 18
5.5 采样、化验工作及其质量评述 19
6. 资源/储量估算 20
6.1 储量/估算所依据的工业指标 20
6.2储量/估算方法的选择及其依据 20
6.3储量/估算参数的确定 21
6.4矿体圈定原则及块段划分 22
6.5资源/储量分类 22
6.6剥采比计算与资源/储量估算结果 23
7. 矿床开发经济意义概略研究 23
7.1水泥用石英砂岩资源形势分析 23
7.2矿山开发的技术条件 24
7.3经济效益和社会效益 25
8. 结论 25
8.1结论 25
8.2 建议 26
1. 绪论
1.1 工作目的任务
为与##水泥灰岩矿寻找配套的硅质原料基地，##省国土资源厅以#国土资勘便字[2004] 013号文件，将“####水泥用石英砂岩矿勘查”项目下达我队承担。2004年6月6日##省国土资源厅地勘处组织有关专家对我队提交的《##省###县##水泥用石英砂岩矿普查设计》进行审查，以##国土资勘便字[2004]058号文批准实施。
本次工作主要任务是：通过矿区1：2000地形地质草测，基本查清区内地层、构造、岩浆岩的分布、产状及相互关系。地表以75m间距沿矿体周边布置探槽，中间以稀疏浅井控制矿体，通过系统取样基本查清矿体的分布、形态、产状及矿石质量，估算资源/储量。同时调查矿床开采技术条件，为矿山开发利用和规划开采提供基础地质资料。
1.2 位置交通
####水泥用石英砂岩矿区位于####市北15公里，隶属###县##镇管辖。地理坐标 东经 119°$$′45〃～119°%%%′30〃，北纬 40°$$$′45〃～40°%%%′30〃。矿区面积1.46km2。
^^^^公路自矿区东南3km通过。矿区西侧有“村村通”水泥路至%%和%%村。交通方便。(见交通位置图)
1.3 自然地理与经济概况
1.3.1自然地理
（1）地形地貌
矿区位于@@山脉东段南缘，地势北高南低，区内沟谷发育，属@@支流水系，仅在雨季洪水较大，间歇性强。区内最高峰海拔312.70m，最低70.2m，最大相对高差242.5m。地貌以低山～丘陵为主。
（2）气象
本区属东部季风区暧温带湿润气候，冬季受西伯利亚和蒙古冷空气影响，多西北风，夏季受海洋气团和太平洋高压影响，多东南风，气候总趋势是冬季较长偏暖，秋季较短，夏季炎热时间不长，春季干燥多风，平均风速3m/S，最大风速26m/S。
区内多年平均气温10.5℃，多年平均降水量679.3mm，最大年降水量为1273.5mm（1969年），最小年降水量为320.0mm。日最大降水量378mm（1959年7月21日），多年平均蒸发量1646.8mm，为多年平均降水量的2.3倍。
（3）地震
本区位于郯庐地震带和华北地震带内，区内地壳稳定程度属次不稳定级，地震烈度为7度。1976年唐山大地震使本区遭受了Ⅶ度的地震破坏。
1.3.2经济概况
区内经济以农业为主，农作物主要有玉米、高粱，矿业开发有小煤窑、水泥灰岩和建筑石材、碴石料等。
区内水电充足，劳动力资源尚属充足。
1.4 以往地质工作评述
区内地质工作历史久远，地质研究程度较高，上世纪七－八十年代**省地勘局区域地质调查大队在该区先后进行1:20万和1:5 万区域地质调查工作，九十年代##地质大队对该区进行了水泥灰岩矿及水泥用石英砂岩矿地质普查工作， 1995年提交了《##县%%水泥用石英砂岩矿详查报告》，现为$$水泥厂硅质配料矿山，上述工作成果为本次工作提供了丰富的基础地质资料。
1.5 本次地质勘查工作情况
##地质大队于2005年初开展工作，首先进行矿区1:2千地形地质草测，然后施工槽探和浅井，于11月完成全部野外工作， 之后转入室内资料的全面整理及报告编写。通过本次工作共获得水泥用石英砂岩矿资源量（331+332+333）138.77万吨。共完成实物工作量如下（见下表）：
完成工作量总表 表1-1
工作项目 单位 完成工作量 备注
1：2000地质草测 Km2 1.46
1:1000地质剖面测量 Km 1.052 3条
探矿工程 槽 探 m3 1410 21条
浅 井 m 6 1眼
采 样 刻 槽 样 件 120
小 体 重 件 22
化验测试 基 本 分 析 件 120
组 合 分 析 件 2
小体重测试 件 22
内 检 分 析 件 16
外 检 分 析 件 15
2. 区域地质及矿区地质
2.1 区域地质
本区位于华北地台燕山台褶带山海关台拱南部$$盆地西南缘。区内出露地层比较齐全，岩浆活动频繁，断层及褶皱构造较为复杂。兹将主要地质特征简述如下：
2.1.1地层：
该区变质基底为晚太古代变质深成岩，自中上元古代青白口系开始接受沉积至侏罗纪中期，除志留纪、泥盆纪外，各时代地层均有出露，但受古地理环境限制，各时代地层发育情况不等。本区各地层单位的划分和各地层岩性组合主要特征见插表2-1
区 域 地 层 表
表2-1
界 系 统 组 代号 厚度（m） 主 要 岩 性
新生界 全新统 Q4 河流相砂、砾石层及残坡积层
上更新统 Q3 0-5 下部为冰积层，上部为冲洪积砂、砾石、粉砂及黄土
中更新统 Q2 0-3 以洞穴堆积为主
中生界 侏罗系 张家口组 J3Z 332-3079 流纹岩夹流纹质熔岩、角砾岩、凝灰角砾岩
白旗组 J3b 86-544 安山岩，流纹质凝灰角砾岩、流纹岩、粉砂岩
髫髻山组 J2t 2662-3153 辉石安山岩夹气孔状安山岩、安山集块岩夹煤线及薄层煤
门头沟组 J1m 178-312 薄层粉砂岩夹砂砾岩、煤层、含砾粗砂岩、炭质页岩
三叠系 黑山窑组 T3h 161.8 中粗粒长石石英砂岩、炭质页岩、粉砂岩、含煤线
古生界 二叠系 石千峰组 P2Sh 0-15 紫色粉砂岩、泥岩夹少量砾岩、粗一中粒净砂岩、杂砂岩
上石盒子组 P2S 0-72 灰白色中厚层状含砾粗粒长石净砂岩夹细砂岩、粉砂岩
下石盒子组 P1X 115 灰色含砾中粗粒长石杂砂岩，有A2、A1层耐火粘土岩
山西组 P1S 618 含砾细粒长石杂砂岩、粉砂岩、炭质页岩及粘土岩
石炭系 太原组 C3t 51 灰黑色粉砂岩含铁质结核夹少量煤线及灰岩透镜体
本溪组 C2b 70.7-82 铁质砂岩或褐铁矿、粘土岩、细砂粉砂岩及页岩
奥陶系 马家沟组 O2m 101 白云质灰岩夹虫孔灰岩、白云岩、局部为含燧石白云质灰岩
亮甲山组 O1L 139-300 豹皮状灰岩为主，其次有虫孔灰岩夹钙质页岩，含燧石结核虫孔灰岩夹薄层泥质灰岩
冶里组 O1y 101-123.5 以灰岩为主，夹少量砾屑灰岩及虫孔灰岩，黄绿色页岩，泥质条带灰岩，紫红色竹叶状灰岩，薄层碎屑砾屑灰岩
寒武系 风山组 ∈3f 29.3-92 竹叶状灰岩，泥灰岩夹砾屑泥灰岩、钙质页岩及泥质条带灰岩
长山组 ∈3c 18 砾屑灰岩、粉砂岩与页岩互层夹藻灰岩及生物屑灰岩
崮山组 ∈3g 37-102 下部和上部为灰岩及粉砂岩，中部为灰色灰岩
张夏组 ∈2z 130-168.4 上部鲕状灰岩夹含藻灰岩，下部鲕状灰岩夹黄绿色页岩
徐庄组 ∈2x 27.3-101 黄绿色含白云母粉砂岩夹紫色粉砂岩细砂岩及灰岩
毛庄组 ∈1mz 112 紫红色页岩为主，页岩中含白云母小片
馒头组 ∈1m 71 砖红色泥岩、页岩为主，底部具角砾岩和砾岩
府君山组 ∈1f 146 暗灰色豹皮沥青质白云质灰岩
上元古界 青白口系 景儿峪组 Qnj 28-32 薄层及中厚层泥晶灰岩夹钙质页岩
龙山组 Qnl ＞95 含砾砂岩夹页岩
太古界 单塔子群 白庙子组 Aγb ＞344 混合岩化黑云角闪斜长变粒岩夹浅粒岩及黑云母角闪片岩
迁西群 三屯营组 Aγs ＞12122 混合岩化角闪斜长片麻岩，黑云角闪片麻岩，黑云斜长片麻岩夹斜长角闪岩，磁铁石英岩
2.1.2.构造
**向斜是一个由古生界和中生界地层组成的不对称的向斜构造，北起城子峪，南至下平山，长20km；东自张岩子，西至花场峪，宽约10km。向斜轴向近南北，轴面西倾，倾角78°左右。
区域断裂构造较为发育，西翼发育的北北东向断裂构造，造成地层层序不连续和局部缺失，并明显地使古生界地层出露宽度变窄。断裂构造还见有北东向、东西向、北西西向等，都不同程度地影响了地层的连续性。
2.1.3岩浆岩
本区岩浆岩活动相当频繁，以燕山期为主。西侧花岗岩体的上侵造成向斜西翼沉积岩层产状变陡，局部倒转；南东侧花岗岩体侵位于中生界火山岩之中。区内闪长玢岩、花岗斑岩等均有出露，呈岩床、岩脉状侵入于各时代地层中，规模不大。
2.1.4区域矿产
区内矿产资源较丰富，以非金属矿产为主。主要有水泥用石灰岩、无烟煤、耐火粘土、石英砂岩等。石灰岩矿主要产于寒武系张夏组及奥陶系冶里组、亮甲山组。煤、耐火粘土主要产于石炭系、二叠系及中生界侏罗系地层中。石英砂岩产于上元古界青白口系龙山组及古生界二叠系上石河子组地层中。区内金属矿产规模较小，多零星分布。
2.2 矿区地质
矿区位于^^向斜西南缘，矿区出露地层主要为上元古界青白口系龙山组一段、二段和新生界第四系残坡积物。地层呈平缓单斜状产出，断裂构造使矿区总体形成一地堑状平台，太古界变质花岗岩呈结晶基底广泛分布于青白口系地层之下。
2..2.1地层
（1）上元古界青白口系龙山组（Qnl）
为矿区主要地层，自下而上分为两段：
一段：一层（Qnl1-1）：灰白、灰黄色中—粗粒长石石英砂岩，中厚层状，底部见含砾层，交错层发育，厚12-16m，不整合于太古界变质花岗岩之上。（见照片3）
二层（Qnl1-2）：紫红色、黄褐色薄板状泥质砂岩、粉砂岩互层，细粒，层厚20-25m，为矿层底板。
二段：一层（Qnl2-1）黄褐色，褐铁矿化含海绿石石英砂岩，细－中粒，中厚层状，交错层发育。为本矿床之矿层，平均厚4.09m。
二层（Qnl2-2）紫红色、黄绿色泥质页岩，为矿层顶板，风化剥蚀严重，呈弧岛状分布，厚度小于1.00m。
（2）第四系（Q）
为残坡积物、腐植土、砂土层及含碎石砂土等，主要沿沟谷分布，厚度0～5m。
2.2.2构造
矿区断裂构造发育，主干断裂为F3断层，位于矿区东侧，总体南北走向，倾向东，倾角68-70°，宽3-10m，性质为正断层。其它为次级断裂，分布于矿区北部，主要有两条，分别为F1、F2，断层走向285-300°，倾向S-SW，倾角80-85°。两条断层以20°夹角在北东部相交，其中F1为逆断层，F2为正断层。断裂构造将矿体断为三段，断距较大，形成相隔较远的三个矿段。
2.2.3岩浆岩
矿区岩浆岩不发育，仅见一条花岗斑岩脉，岩脉近南北向侵入于矿区西侧龙山组一段粗砂岩和薄板状细砂岩中，在矿区西北部侵入于龙山组二段一层的矿体中，与围岩呈小角度斜切侵入接触关系。岩脉产状，倾向150°，倾角15°，厚约1-3m。
太古代变质花岗岩分布于青白口系地层之下，与上覆地层呈不整合接触。变质花岗岩：浅肉红色，粒状变晶结构，块状构造，主要矿物成份为石英、钾长石和斜长石。钾长石含量多，斜长石次之，石英含量在20-30%，暗色矿物多为黑云母，较少量褐铁矿。
3. 矿床地质
3.1 矿体分布、规模及产状
本矿床由单层矿组成，赋存于上元古界青白口系龙山组二段底部，即Qnl2-1为本区矿层，因断裂构造破坏使单一矿层断为三个矿段，各矿段特征如下：
Ⅰ号矿段：矿体分布于矿区中部TC1-TC16范围内，出露形态为纺锤状，长轴方向长560m，最大出露宽度240m，最小40m，平均宽130m。出露面积约63500m2。矿体最大厚度5m，最小0.7m，平均4.0m。产状，倾向130-180°，倾角3-15°，局部20°。矿体出露最高标高294.7m，最低240m，相对高差54.7m， 矿层顺地形坡向沿山梁分布。呈平台状。其上覆盖层厚度0～0.5m。（见照片2、3）
矿体呈层状产出，具有舒缓波状变化特征。矿层厚度稳定，16个探槽中，仅南端的TC8、TC9厚度小于4m，分别为3.3m、0.7m，其余探槽厚度均大于4m，在4～5.0m之间。
Ⅱ号矿段：分布于矿区北部TC17-TC20范围内，出露形态为近三角形，东西向最大长度390m，南北向最大出露宽度200m，出露面积约50000m2，平均厚度4.23m；矿段出露最高标高321.7m，最低280m，相对高差32.7m，产状倾向30-55°，倾角5-16°。矿层沿山梁分布。其上覆盖层厚度0～0.5m。（见照片1、3）
Ⅲ号矿段：由TC21号探槽控制，该矿段受断裂破坏及地形影响呈西宽东窄半椭圆形，东西方向130m，南北向最宽100m，出露面积约10700m2矿体厚5.5m，出露标高160m，产状倾向215°，倾角15°。矿层沿山梁分布。其上覆盖层厚度0～1m。
综上所述，本区矿体呈层状低角度产出，具舒缓波状变化特征，矿体厚度变化不大，平均厚4.09m，各工程见矿厚度（见下表）。
各工程见矿厚度统计表 表3-1
矿段号 工程号 厚度（m） 平均厚度（m） 备 注
Ⅰ TC1 4.00 4.00
2 4.65
3 4.00
4 4.10
5 4.05
6 4.02
7 4.02
8 4.60
9 3.30
10 0.70
11 4.05
12 4.10
13 4.30
14 5.00
15 4.30
16 4.40
QJ1 4.30
Ⅱ 17 4.10 4.23
18 3.00
19 5.30
20 4.00
Ⅲ 21 5.50 5.50
3.2 矿石特征
3.2.1矿石矿物成份
组成矿层之矿石全部为石英砂岩，其矿石成分为碎屑和胶结物两部分：
（一）碎屑成分：占矿石矿物总量90-95%，其矿物成分以石英为主，含量占80-85%，海绿石（已被褐铁矿交代殆尽，呈假象存在），含量小于10%，并有微量锆石、长石、云母等。
（二）胶结物成分：占矿石总量5-10%，其成分为石英、铁质及粘土质矿物。
3.2.2矿石结构、构造
矿石呈细-中粒砂状结构，以接触式胶结为主，次为增长式胶结（次生石英加大边），亦见有空隙充填式胶结类型。占矿石矿物主体的石英呈次棱角状-次圆状，粒径一般在0.1-0.3mm间，分选性较好，少量碎屑在0.03-0.1mm间。
矿石呈层状构造及块状构造。
3.2.3矿石类型
组成矿体之矿石矿物成份简单，结构、构造单一，矿石自然类型属细-中粒褐铁矿化海绿石石英砂岩，工业类型为水泥用硅质砂岩矿。
3.3 矿石中有益及有害组份含量及其变化
矿石中主要组份为SiO2、Al2O3、Fe2O3、三者合量95%以上，其次为CaO、MgO二者合量不足1% ，K2O、Na2O、Cl-、SO3、TiO2等含量甚微。各矿段SiO2 、K2O、Na2O平均品位见表
矿段号 SiO2（%） K2O（%） Na2O（%） （K2O+Na2O）（%）
Ⅰ 86.35 0.442 0.078 0.52
Ⅱ 84.25 0.432 0.080 0.512
Ⅲ 87.61 0.99 0.041 1.031
3.3.1有益组份含量及其变化
主要有益组份为SiO2，全矿床平均85.64%，最高91.34%（TC5），最低80.08%（TC18），总的来看，矿层中SiO2含量均匀，沿走向和倾向无明显变化。
3.3.2有害组份含量及其变化
（1）碱量（K2O+Na2O）：全矿床平均0.57 %，含量比较均匀稳定。碱量中主要组份平均含量K2O 0.50%， Na2O 0.074 %。
（2）其它有害组份：根据组合分析结果，SO3 0.0085～0.0097%；MgO 0.60～0.61%；Al2O32.99～3.54%；Cl 0.006%；Fe2O37.02～8.09%；各类有害组分含量甚微，均低于允许指标。
综上所述，矿石中不论是有益组份还是有害组份，含量变化较小，均属于含量均匀性质。根据本区矿石主要有益组份SiO2与主要有害组分碱量（K2O+Na2O）的相关性，证明二者含量相互制约，即SiO2含量高时，碱量（K2O+Na2O）含量低，二者成反相关变化。
3.4 矿体围岩地质特征及覆盖层特点
3.4.1矿体围岩地质特征
（1）顶板围岩：
矿体上覆地层的层位为Qnl2-2，其岩石组合为紫红色、灰绿色泥质页岩，层理发育，岩性松软，易风化剥蚀。本区仅在Ⅱ矿段顶部有少量出露。顶板围岩SiO2 含量平均72.26 % ，碱量（K2O+Na2O）含量平均1.96。
（2）底板围岩：
矿体下伏地层为Qnl1-2，为灰绿色、褐色、薄板状细砂岩及粉砂岩互层，构成底板围岩。层理发育，呈半风化状。底板围岩SiO2 含量平均76.09% ，碱量（K2O+Na2O）含量平均1.45。
从以上围岩特征可以看出，围岩和矿体中SiO2和碱量（K2O+Na2O）含量有一定差别，顶板岩性和矿体界线清楚，而矿体和底板岩性界线不十分清楚。
3.4.2覆盖层特征
由于矿层产于该区最高部位，加之顶板围岩极易风化剥蚀，绝大多数矿层之上仅覆盖少量的腐植土和残坡积物，主要由砂土、碎石等组成，一般0～0.5m，最厚处亦不足1.00m。据相邻的下平山矿区资料，其化学成分SiO2 平均67.05% ，碱量（K2O+Na2O） 平均3.13。显示硅低碱高的特点。
3.5 矿床类型及找矿标志
3.5.1矿床类型
组成本矿区矿层之矿石，含有少量代表海相沉积环境的标志性矿物——海绿石，岩石碎屑粒度较细，结构成份成熟度高，矿层具水平层理，交错层理，层面具波痕，据以上特征结合上下层位的岩石组合，表明该矿床沉积环境属浅海陆棚相，因而矿床成因类型属浅海相沉积类型。
3.5.2找矿标志
矿床严格受层位控制，产于龙山组二段底部，其上覆地层为紫色、黄绿色泥质页岩，其下伏地层为棕褐色薄板状细砂岩、页岩和粗粒长石石英砂岩（白色粗砂岩），特征明显；另外，矿石因含铁质较高呈黄褐色、棕褐色，肉眼极易识别。
由于上覆地层极易风化剥蚀，且矿层自身产状平缓，较易形成平顶山地貌，加之组成矿体的矿石本身致密坚硬，地貌易形成陡坎，在本区亦属特殊景观（地方俗称“草帽山”、“大平台”）。以上特征在同类矿床中极容易见到，是寻找同类型矿床的明显标志之一。
3.6 矿石加工技术性能
本矿床与东侧相邻的下平山水泥用石英砂岩矿属同一层位地层的相邻块段，其矿石类型、结构构造、物质成分及物理性能等多项指标基本一致，下平山水泥用石英砂岩矿已开采多年，为浅野水泥厂配套的硅质原料矿山，类比相邻矿山开采、加工及利用的实际资料，该矿床矿石易采易选加工技术性能良好。
4. 矿床开采技术条件
4.1 水文地质
4.1.1区域水文地质
（1）、地形地貌
本区属燕山山脉东南部低山丘陵区，山体多为浑园状，山顶平缓，河谷发育多为“U”型谷。最高山峰海拔标高312.7m，最低侵蚀基准面为%%河谷，标高70.2m，比高242.5m。地表植被不发育，主要分布有人工林（松、柏）及野生灌木丛等。
（2）、气象水文
本区属东部季风区暖温带湿润气候，多年平均气温10.5℃，多年平均降水量679.3mm，最大年降水量为1273.5mm（1996年），最小年降水量为320.0mm，日最大降水量378mm（1959年7月21日）。多年平均蒸发量1646.88mm，多为年平均降水量的2.3倍。
矿区属^^河水系，呈枝叉状分布，区内河流均为季节性河流，雨季水位暴涨，平时水量很小或干涸。
（3）、含水岩组类型及富水性
根据地貌形态，含水量富水性及水理性质，本区含水岩组可划分为：松散岩类孔隙水，碳酸盐岩溶洞裂隙水，沉积岩裂隙水及混合花岗岩裂隙水，四种类型。各含水岩组富水性叙述如下：
（a）松散岩类孔隙水：
含水层为第四系坡洪积物，分于河谷及沟谷之中，由砂、砾、碎石、亚粘土等组成，厚一般4-10m。分选性差。富水性一般为河谷中较强，沟谷中较弱。根据民井调查资料：水位埋深1.5-3m，单井涌水量一般100m3/d，但本层与下伏的基岩风化带裂隙水往往构成统一的水力系统，成为当地居民的主要供水水源。
（b）碳酸盐岩溶洞裂隙水
该岩组为寒武系的一套碳酸盐岩，分布于矿区北部。岩溶沿构造裂隙发育，深度一般40-100m，地下水赋存于溶洞，溶孔和溶蚀裂隙之中，含水带厚33-150m，富水性一般较强。据前人资料，水位埋深10-30m，单井出水量：0.02-30m3/h·m。
（c）沉积砂岩裂隙水
该岩组为上元古界青白口系龙山组一套石英砂岩，岩层裂隙发育，为透水层。据前人资料，泉流量一般小于0.1m3/h。
（d）混合花岗岩裂隙水
该岩组为本区内的基底地层，网状风化裂隙较发育，地下水赋存于风化裂隙构造裂隙中，风化深度10-20m，富水性较弱。据前人资料：泉水流量，单井涌水量一般0.1-1m3/h·m。
（4）、区域构造及富水特征
本区新构造发育，最早为东西向，而后为北东向、南北向、北北东向，老的构造表现出多次活动性。地质构造是控制岩溶发育的主导因素，构造破碎带普遍含水。
4.1.2矿区水文地质
（1）水文地质特征
矿区位于低山丘陵区，矿体均分布于分水岭地带，%%河谷及孤石峪河谷分别构成了矿区的东、西、南边界，北部边界即为局部分水岭。矿区位于补给区，区内最高标高312.70m，最低侵蚀基准面标高70.20m，比高242.50m，矿体出露标高240-312.70m，最低可采标高240m。
矿区水文地质条件简单，含水岩组单一。出露地层有上元古界龙山组石英砂岩，局部夹薄层粘土岩，泥质页岩，其下部为太古代混合花岗岩。矿层为龙山组二段一层，岩性为石英砂岩，矿层倾角3-15°。此外沟谷地段有零星的第四系分布。
（2）、含水岩组特征
（a）石英砂岩风化裂隙水
矿层以下岩石风化程度减弱，由于石英砂岩本身为透水岩层，加之风化裂隙较为发育，矿体均产于当地侵蚀基准面之上，该矿区富水性微弱。
（b）混合花岗岩风化裂隙水
该岩组位于龙山组地层之下，为本区的结晶基底，混合花岗岩内普遍发育有网状风化裂隙，强风化带可形成孔隙潜水，半风化带则以风化裂隙为主，富水性较弱。
（c）构造裂隙脉状水
矿区东侧F3断裂构造呈近南北向贯穿整个矿区，断层倾向东，倾角76°，破碎带宽度3-10m。断层性质为正断层，推测其为较强富水断层。
（3）、地下水的补给、迳流、排泄
矿区地下水补给来源单一，绝大部分来源于大气降水。根据地貌形态特征，大气降水大部沿山坡直接以地表迳流形式排泄，一小部分由地表风化裂隙接受大气降水补给后，向深部渗透补给基岩裂隙水。地表水流入孤石峪下平山河谷后汇入汤河，地下水流向与地表水流向一致，由高向低，由坡地向河谷迳流。
（4）、矿床充水因素
矿区附近无大的地表水体，小的水库均低于矿体最低出露标高，风化裂隙富水微弱，构造脉状水出露亦低于矿体最低开采标高，故矿床充水因素单一。
未来矿床采用露采方案，采场范围内的大气降水将直接汇入采场。本矿区矿体均位于山顶，坑底高于当地侵蚀基准面，地形有利于自然排泄水。故该矿床水文地质条件属简单类型。
4.1.3 矿坑涌水量预测
风化裂隙水微弱，本次预测仅以露天采场内所接受的大气降水来确定矿坑的涌水量。
（1）、露天采坑降水汇入量计算
计算公式：
1、Q雨平均=F·A雨平均
式中：Q雨平均—露天采场雨季日平均降水汇入量m3/d
F—露天采场的汇水面积m2
A雨平均—历年雨季日平均降水量m
2、Q雨最大=F·A雨最大
式中：Q雨最大—露天采场雨季日最大降水汇入量
F—露天采场的汇水面积m2
A雨最大—历年雨季日最大降水量m
降水汇入量计算成果表 表4-1
采场最大汇水面积F（m2） 历年雨季日平均降水量A雨平均（m） 露天采场雨季日平均汇入量Q雨平均（m3/d） 历年雨季日最大降水量A雨最大（m） 露天采场雨季日最大汇入量Q雨最大（m3/d） 备 注
63500 0.00482 306 0.378 24003
（2）、矿坑涌水量预测
矿坑涌水量为大气降水汇入量，降水系列资料应用本队1990年9月提交的“河北省秦皇岛市水文地质工程地质环境地质综合评价报告”，雨季日平均降水量为7-8月份平均值，露天采场面积为Ⅰ矿段分布面积。
露天采场雨季日平均涌水量：306m3/d
露天采场雨季日最大涌水量：24003m3/d
4.2工程地质
本矿床与东侧相邻的下平山水泥用石英砂岩矿属同一层位地层的相邻块段，其矿石类型、结构构造、物质成分及物理性能等多项指标基本一致；矿体及围岩的物理力学性质和矿床开采工程地质条件亦基本一致。
一、相邻矿山三件矿石抗压、抗拉强度试验结果表明，由于本区矿层裸露地表，属半风化岩性质，导致矿层抗压、抗拉强度不大。
抗压、抗拉强度试验结果表 表4-2
采样地点 石英砂岩（矿体） 采样号 抗压、抗拉强度（MPa）
垂直 平行 平行
TC31 石英砂岩（矿体） WL1 181.0 / 5.9
TC41 石英砂岩（矿体） WL3 228.7 212.6 5.2
QJ002 石英砂岩（矿体） WL5 117.0 / 5.3
175.6 212.6 5.5
资料来源于《##省##县##水泥用石英砂岩矿勘探报告》
二、本区矿层顶板为页岩，层理发育，易风化破碎，又处在较高位置，岩石力学性质很差，易于剥离。
三、矿体及围岩产状平缓，倾角3-15°，矿体直接出露于山顶部位，今后矿山的开采不形成边坡，矿区工程地质条件属简单类型。
4.3 环境地质
矿区内无工业污染，生活环境良好。根据矿体的产状，矿石组合及矿区地质构造特征，未来矿山开采时不会发生滑坡、崩塌、山洪泥石流等现象。本矿区环境地质类型属一类，环境质量良好。
5. 勘查工作及其质量评述
5.1勘查方法及工程布置
5.1.1矿床勘查类型的确定
##石英砂岩矿属沉积成因层状矿床，产状平缓稳定，形态简单，连续性好，厚度变化较小，有益有害组份含量均匀，SiO2的变化系数不大，碱量变化系数也较小，矿层内无夹石，地质构造简单，水文地质条件简单。综合上述特点，根据水泥原料矿产地质勘查规范[ZD/T0213-2002]有关规定，确定本矿床属第Ⅰ类勘
水文地质工作的主要进展
在最近几十年里，水文地质学发展迅速。水文地质工作涉及的内容十分广泛，从如何寻找地下水和提供供水水源，到评价地下水资源（数量和质量）和如何合理利用地下水资源，再到开采利用地下水资源引起的环境地质问题，亦即从研究地下水系统与自然环境的相互关系，扩大到研究地下水系统与社会经济系统的关系。从基本概念和基本理论，到模型与模拟研究，再到成果展示的数字化，使水文地质工作从定性分析发展到定量研究的新阶段。野外探测和室内测试技术的提高，现代科学的新理论与水文地质学的结合以及新技术、新方法在水文地质领域的应用，都极大地促进了水文地质学的发展。以下从8个方面概括水文地质工作的主要进展。
一、找水与供水
早在1980年以前，在全国开展了水文地质普查，完成普查面积约820万km2，取得了基础性资料，为国家规划建设和有关工业部门所利用。还累计完成了近130万km2面积的农牧区供水水文地质勘查，为农田水利规划，指导井灌区打井扩大灌溉面积，进行盐碱地改良和冷浸田治理，提供了科学依据。
自20世纪70年代末80年代初，我国转入重点经济发展区的水文地质调查研究工作，如黄淮海平原、济徐淮地区、长江三角洲、东北经济区、京津唐地区、西北能源基地等，取得了许多重要的研究成果。
80年代以来，还开展了多项专题性调查研究，如红层地区、玄武岩地区和黄土地区地下水的富集，以及北方岩溶地下水、典型岩溶区地下水等。
在200多个城市开展不同程度的水文地质调查工作，在80多个严重缺水城市评价出200多个地下水集中供水水源地，大大缓解了这些城市供水紧张情况。对京、津、沪等75个主要城市进行水资源预测，以及对深圳、厦门、大连、北海等沿海开放城市结合城市发展规划进行水资源论证。在有地热资源开发远景的北京、天津、福州、拉萨、漳州、湛江、昆明、郑州等10多个城市开展了地热田的勘查研究。
在长期为缺水地区进行找水的实践中，总结出一套行之有效的找水方法经验，如“新构造控水”（肖楠森）、地下水网络理论（胡海涛）、储水构造理论（刘光亚等，钱学溥等），为基岩地区找水进行了有价值的探索。
1995年以来实施了西北地区找水特别计划，先后在塔克拉玛干沙漠腹地以及极端缺水的宁夏、陕北、内蒙古的边远地区寻找到可供饮用淡水。随着国土资源部新一轮国土资源大调查及西北找水、西南岩溶石山区找水项目的实施，对国家在水资源匮乏的西部地区的大开发有着特别重要的意义。
二、地下水资源评价
在水文地质调查工作的基础上，以北京、陕北、豫东、吉林中西部、河西走廊等地不同类型地下水为重点，初步总结了大面积地下水资源的评价方法。①对于超量开采的城市北京市，分区预测计算了全区降水、河流和地下水资源总量，提出了以城近郊区地下水多年平均补给量来评价开采量、人工调蓄保护永定河区地下水资源等方案。②开展黄土高原农林区地下水资源评价，确认黄土孔洞—裂隙潜水和基岩裂隙承压水是典型黄土塬地区的两种主要地下水类型，对黄土这种各向异性垂直非均质的含水层，除了选择各种水文地质参数外，还应注意到黄土下伏基岩裂隙的相对成层性和承压性，从而为黄土高原区地下水资源评价提出了完整模式。③结合具体水文地质条件，开展国民经济重点地区地下水资源评价。例如在吉林省及松嫩平原，充分考虑了多层越流补给的特点，使评价结果更接近实际状况。在河南商丘，重点考虑了包气带和水位变幅带的岩性结构，改进了以往降水入渗系数、潜水水位变动带疏干给水度以及潜水蒸发极限深度的确定方法。在河西走廊建立了大流域（6000km2）地下水数值模拟模型，在深入分析各种水文盆地含水层系的分布状况和地下水补径排条件及过程后，圈定出可供开发利用的含水层面积。④开展华北地区水资源评价和开发利用研究，评价出区内水资源总量为419亿m3/a，可利用量为310亿m3/a，另有矿化度2～3g/L的微咸水和浅层承压水53亿m3/a，其中京津唐地区水资源总量为112.83亿m3/a，经优化模型计算，若重新节配可利用的水资源，可节水5亿m3/a。⑤还开展了特殊类型地下水资源评价，例如，已评价出四川盆地深层地下卤水的可采资源量为9.83亿m3、剩余可采资源量为7.62亿m3；天津市地下热水静储量为584.41亿m3，可采量为8.25亿m3。
自建国以来已查明的地下水水源地共计1243处，已开采的832处，其中大型水源地（允许开采量5×104m3/d以上）494处，中型水源地（允许开采量1×104～5×104m3/d）519处，小型水源地230处；按含水介质类型划分，孔隙水类型846处（68%），岩溶水315处（25%），裂隙水82处（7%）。
在地下水资源的特点和分类方面，笔者认为地下水资源具有系统性、流动性、可恢复性和调节性等特点。这是因为地下水在一定的范围内分布，可以在含水层中流动，而且可以获得周期性补给，当补给充沛时可以恢复其原有水量，地下水的储存量在补径排及开采过程中起到调节作用。从而有别于固体矿产资源及石油、天然气等流体矿产资源。地下水资源分类有多种方案，如分为天然资源和开采资源，分为补给量、储存量和消耗量，分为补给资源和储存资源，等等。最近有一种分类方案在总结以往地下水资源各种分类的基础上，认为从地下水资源构成的角度可以分为补给资源和储存资源，从开采的角度可以划分为允许开采资源和尚难利用资源。在地下水资源评价中，实际需要计算的地下水量有补给量、储存量和允许开采量。
三、地下水资源管理
20世纪80年代以来地下水资源研究的一个重要标志，是把主要目标逐渐转向管理模型的研究，即研究在掌握地下水资源分布和数量的基础上，如何合理开发利用和保护地下水资源，使之处于对人类生活和生产最有利状态，以获得最大的经济、社会和环境效益。涉及与地下水开发活动有关的自然环境、社会环境和技术经济环境等各方面的问题，通过地下水流数学模型和最优化技术，建立地下水管理模型，实现管理目标。地下水资源管理的研究进展迅速，从管理模型的类型来看，有集中参数模型、分布参数模型、水量管理模型、水质管理模型、经济模型和上述几种模型的联合模型，有单目标规划模型和多目标规划模型，有单一的地下水管理模型或地表水管理模型，也有地表水和地下水联合管理模型等。从管理内容来看，已从过去一般性的水政策、水均衡管理发展到地下水动态和水资源（包括水量和水质）管理，地表水和地下水联合运转管理，控制地质灾害的土地利用和地下水动态控制管理，以及综合考虑防止、控制和改善因水资源开发利用而产生的生态环境副作用和经济技术约束条件的多层次、多目标管理。有关地下水资源管理的理论已趋于成熟。
我国开展地下水资源管理的研究起步稍晚，但发展十分迅速，出现了一大批针对不同地区、不同管理问题的地下水资源管理研究成果。如石家庄市地下水资源管理模型，是按照系统化、模型化、最优化的总体构思，以水文地质模型为基础，把水量模型、水质模型和优化模型融为一体，从而为控制石家庄市地下水降落漏斗的发展和防治水质恶化提供了切实可行的综合治理决策方案。对甘肃武威地区采用多目标规划法，建立了以经济产值为最大的目标的农业用水分析模型和跨流域调水模型。对新乡、平顶山、北京、西安、沈阳、唐山、邯郸、北海等城市，根据不同目标与不同要求，分别建立了以城市供水为目标的水资源管理模型或水质水量联合模型、地表水和地下水联合调度模型，以及全流域为工农业生活用水优化分配的规划管理模型等，取得了重要的研究成果。
四、地下水资源开发引起的环境问题
70年代以来，由于城市的迅速发展，城市供水量的日益增加，因过量开采地下水产生的环境地质问题（或负环境效应、或地质灾害），如水量枯竭（表现为地下水位持续下降、大泉流量日减等），地面变形（如地面沉降、岩溶塌陷、地裂缝等）、水质恶化（如海水入侵等）以及生态环境恶化等，引起人们广泛的重视，促进了水文地质学的发展，成为环境水文地质工作中的重要内容。在我国，许多城市开展了地质灾害勘查工作，在分析地质灾害的形成机制的基础上，通过地下水管理模型的研究，对地下水过量开采问题，提出了调整开采布局或人工补给等措施，防止或治理地质灾害。
在上海、天津、西安、苏州、无锡、常州等城市先后开展地面沉降的研究，取得了程度不同的进展。如上海市的地面沉降，自60年代起就开始研究，基本查明了地面沉降的机理，并采取了人工回灌等综合治理措施，到70年代后基本得到了控制，80年代以来，又在准三维地下水流模型的基础上，加上描述地面沉降的一维模型，通过数值模拟计算，预测开采量与回灌量不同的比值下，可能发生的沉降量。从而使地面沉降的研究从定性化走向定量化。
在我国无论是在北方还是在南方，对岩溶塌陷都进行了深入的研究，对岩溶塌陷的类型、特征、形成条件与形成机制进行了系统的分析和总结，提出了具体的防治措施，个别研究者还对岩溶塌陷的预测进行了尝试性研究。
沿海地区海水入侵问题，在辽宁的大连、山东的莱州、龙口、烟台和青岛以及广西的北海等地开展了详细的勘查研究。描述海水入侵的数学模型从过去提出的咸、淡水之间的突变界面模型发展到过渡带溶质弥散模型，由二维模型到三维模型，由不考虑密度变化的模型到考虑过渡带水的密度变化的模型，趋于完善。在治理对策方面，提出了调整开采量、人工回灌、设置隔水帷幕等措施，除了调整滨海含水层地下水的开采量外，其它治理措施在国内付诸实践的并不多见。
此外，地裂缝是另一种特殊的与地下水开采有关的地面变形现象。例如西安市出现多条雁行排列的地裂缝，对城市建筑造成严重危害。经长期深入研究，认为新构造运动是形成地裂缝的内因，而大量开采地下水是主要外因，对地裂缝的发展起到激发作用。
为控制地面沉降或调蓄储能、增加地下水的补给，在天津、上海、北京、山东烟台等地开展了人工回灌工作或相关的试验研究，探讨了人工回灌渗入机制并总结了不同水文地质条件下的回灌经验、以及控制地面沉降或调蓄储能的效果。
五、基本概念与基础理论
自从20世纪60年代Toth提出区域地下水流动理论以来，特别是系统的观点对科学和技术的各个领域的渗透，不少水文地质学家都试图用系统的理论来研究水文地质问题，相继提出“地下水水文系统”、“含水层系统”、“地下水系统”、“地下水流动系统”和“水文地质系统”等概念，对水文地质学的发展产生了极大的影响。但是，由于不同学者所持的观点和角度不同，对概念的定义和理解亦不尽相同。较多的学者认为，地下水的赋存、分布、运动和演化具有系统性，“地下水系统”一词被更多的学者提及。地下水系统包含“地下水含水系统”和“地下水流动系统”，前者指由含水层和隔水或相对隔水岩层组成的具有统一水力联系的含水岩系，后者指由源到汇的流面群构成的具有统一时空演变过程的地下水体。它们都具有整体性、层次性等特性。目前在理论和方法上迅速发展的是地下水流动系统理论。Toth等人着重研究大的空间与时间尺度的地下水流动系统，并将其主要用到预测油气藏的分布。Toth还提出“重力穿层流动”的概念，将流动系统理论推广到非均质介质场。
伴随基岩地区找水和大面积地下水资源评价工作，一些基础研究得到了重视。例如，田开铭依据野外现象推论并经实验证明，裂隙水交叉流有三个重要的水力特性：在交叉裂隙中，一个裂缝中的水流过交叉时全部或部分向另一个裂缝中折流；在两个方向上的水流阻力效应不等；进水量与泄水量不等，即出现偏流现象。在此基础上推导出基岩地区地下水的网络偏流和条件偏流等基本模式。又例如，在包气带水特性的研究方面，①认为温度对土壤水运动的影响，取决于土壤表面边界条件类型；当土壤表面为压力水头边界时，温度对土壤水运动有十分明显的影响。②滞后作用主要是改变土壤含水量的分布；当吸水和脱水循环发生时，滞后作用对土壤水运动的影响显著。③零通量法、中子测量法及WM—I负压计的研究，以及在三水转化过程中的岩土水热梯度特征、非饱和渗透系数和持水曲线的规律性探讨等方面的应用，使土壤包气带的理论研究达到更高的层次。
其它学科领域的一些新理论，如灰色系统理论、地质统计学和分形理论等，被推广应用到水文地质研究中。地下水系统是一种包含部分不确定信息的灰色系统。灰色系统可以用灰色参数、灰色方程与灰色矩阵等来描述。灰色系统可控制在灰域即一定的上下限之内。地质统计学充分考虑到在一定空间中的地质变量具有空间相关性，即认为这类随机变量具有空间结构性，因此，能够有效地利用经典统计学所丢失的信息，对地质变量作出更为精确的评估。例如，对于空间分布稀疏但是观测时间系列长的水文地质变量（如地下水位），不但要利用资料的空间结构性，还应充分利用其时间结构性，应用空间—时间克立格法绘制水位等值线图，图件质量明显提高。灰色系统理论和地质统计学都体现了确定性与随机性的结合。它们的引入和应用，产生了一系列水文地质学应用新理论。
六、模型与模拟
自20世纪50、60年代以来，特别是自70年代以来，由于应用数学和地下水动力学的相互渗透，尤其是电算技术的推广和应用，极大地丰富和突破了传统水文地质学的内容，使地下水的定量研究发展到新的阶段。地下水计算的基本理论，从稳定流发展到非稳定流，从二维流发展到三维流，从解析法发展到数值解，有限单元法和有限差分法在地下水资源评价计算中得到广泛应用，通过模拟计算进行模型识别，并进行预报，解决了各种条件下的水文地质计算问题。与地下水模拟计算相关的计算机软件日臻完善，Modflow是近年来国际上流行的模拟软件之一，并由DOS版本发展到WINDOWS下的版本，具有可视界面及强大的计算、处理和展示功能，且易于操作，所以被广泛应用。
在地下水资源计算和动态分析预测中用到各种模型，诸如确定性模型与随机性模型、集中参数模型与分布参数模型、线性模型与非线性模型、单一模型与耦合模型等。不同地区根据具体的水文地质条件建立相应的模型，如河南商丘在人工调蓄条件下，建立的多年均衡法与有限元结合的数学模型；甘肃石羊河流域根据地下水动态演变规律，应用不规格有限差分法建立的数学模型，黄土层饱和与非饱和地下水的联合数学模型；干旱半干旱地区以地下水弹性效应为基础的数学模型，以地下水延迟给水效应为基础的数学模型和以反常水位效应为基础的数学模型。此外还有一些专门模型，如选择放射性废物处理场地的水渗流模型、垃圾填埋场和地表蓄水池污染物迁移模型等。
七、新技术、新方法的应用
勘测、测试及计算机技术在最近几十年里发展很快，它们在水文地质调查研究中得到了广泛的应用，极大地提高了水文地质工作研究的效率和所获取资料的质量，也为认识和解释一些水文地质问题提供了更坚实的基础。
在物探方法方面，在电法测试的基础上，开展了浅层高分辨率地震、声波、综合电磁、声频大地电场、激发极化、甚低频、静电a卡、综合测井、放射性低能谱测量、空间无线电波透视和超声成像等多种方法。例如，用浅层地震法确定地下岩溶的发育地段及划分第四系地层，用ESP型地质雷达系统了解松散层的结构和层次及浅层基岩的裂隙和洞穴发育情况，以磁法为主辅以电剖面法、浅层测温和α卡法指导打热水井，利用声频大地电场法、激电法和综合磁法找水，均取得良好效果。
在遥感方面，航空红外成像和扫描等技术的应用水平得到了提高，使图像的信息更加丰富，有利于遥感图像的解释。遥感方法在寻找地下水和地下热水、探测古河道、填制水质图等方面，均取得了良好的效果。近年来，在常规目视解释的基础上，进一步开发了多片种、多波段和多时相的综合解释技术，向多元数据复合、动态监测、趋势预报和计算机定量分析方向发展，取得了许多有实用价值的遥感地质解释结果。
通过研究地下水的同位素组分，结合水文地质条件和其它方法，可以确定地下水的成因、年龄、径流途径和补排关系等，为地下水资源评价和合理开采地下水、防治地下水的危害，提供了科学依据。根据δD和δ18O多年监测资料已求得中国大气降水线的直线方程为δD=7.7δ18O+7.5，建立了中国大气降水氢氧稳定同位素数据库，并汇入IAEA的全球大气降水氢氧稳定同位素数据库。
地理信息系统（GIS）是近年来发展起来的新技术，并迅速在水文地质领域中得到应用。一个研究区的水文地质空间信息可以划定为多个单独的信息层，可以分层提取空间数据（如水系、富水性分区、断裂构造、控制性井孔、地下水开采量、水化学成分等）。GIS将不同层的信息经逻辑匹配联系起来，生成新的图层，输出新的信息。目前，基于GIS的水资源信息管理系统软件正在开发，为水文地质信息的数字化、图形化提供了便利条件。
八、水文地质信息系统和成果展示
为了保证提供建立数学模型所需要的大量水文地质信息，如有效地利用水文地质资料，有必要建立相应的信息检索系统和数据库。地质矿产信息系统是国家经济信息系统的一个分系统，其中有“矿产储量数据库”和“地下水资源数据库”。全国一些地区也都建立了相关数据库。通过对数据管理系统的研究，河南环境水文地质总站近年来开发了“河南省地下水资源数据管理系统”和“地下水均衡试验观测数据处理系统”。山西环境水文地质总站开发了“山西地下水动态数据库管理系统”。秦皇岛、石家庄、新乡等，也都分别建立了数据库与数据库管理系统。它们都具有对资料进行输入、更改、查询、统计、打印、绘图等多种处理功能。
在信息系统研究的基础上，还开展了城市水资源管理专家决策系统的研究，通过对信息数据库、知识库、推理解释系统的研究，可以建立通用的城市水资源环境管理专家系统，从而将水资源环境管理这一复杂系统工程微机化、自动化，对水资源状态进行实时分析、过程模拟和信息输出，实现最佳决策选择。
在成果展示方面，在水文地质普查资料和地下水资源评价的基础上，我国各种比例尺水文地质图编图工作迅速发展，并创建了一套具有本国特色的水文地质编图方法，编制出版了许多全国、省市或按地区编制的图幅、图系或图集，其中1978年出版的《中国水文地质图集》基本上系统反映了我国从50年代以来区域水文地质工作的成果。随后编制《亚洲水文地质图》（1:800万），以及专项内容的图件，如《中国温泉分布图》（1∶600万），《北方典型遥感水文地质图像集》和《中国岩溶地区典型遥感水文地质图像集》。近年来，水文地质研究成果的数字化进展迅速，各种图件均可通过计算机（多媒体）展示。
油田地质建模技术
油田地质建模是对油田的构造、储集层以及其中的流体性质的全面概括，也是油藏描述的继续和最终成果显示。在开发中地质模型不仅为油藏地下的静态、动态分析提供地质依据，也为油藏工程研究中的数值模拟提供基本的地质框架。中国海油在海上油田建模实践中，不断探索、完善地质建模技术，以满足指导生产的需要。实践证明，设计一个准确的油田地质模型，不仅在开发钻井时能提高现场钻井轨迹设计的靶心到位准确度，而且能大幅度提高海上钻井实效，降低海上钻井成本，提高油田开发的整体效益。渤海秦皇岛32-6油田用开发地震方法建立的地震地质模型和渤海渤西油田群歧口17-2油气田用三维地质统计理论建立的三维地质统计模型，都在现场得到了成功的应用。
一、开发地震地质建模及在秦皇岛32-6油田的应用
秦皇岛32-6油田是中国海油总公司，继绥中36-1油田之后，在渤海中部海域石臼坨低凸起上自营勘探发现的又一个储量上亿吨的重质稠油油田（图9-15）。
图9-15 秦皇岛32-6油田构造图
油田主要目的层为上第三系明化镇组下段和馆陶组上段。明化镇组下段为一套水下分流河道相砂岩、泥岩频繁交互的砂质岩沉积，自上而下分两个油层组，是油田的主力油层组。馆陶组上段为一套河流相厚层砂砾岩、泥岩互层沉积组合，也分两个油层组。
明下段原油具有轻质成分含量少、饱和压力低、地饱压差大、溶解油气比低等特点。受构造和古沉积环境控制，各油组具有不同油水系统，油水关系复杂，是由不同类型油藏组成的大型复合油田。
中国海油与美国德士古公司合作开发海上钻井工程，启动秦皇岛32-6油田的ODP方案。此前，德士古公司地质家在美国本土，根据该油田5口评价井钻井成果，用地质数理统计概率理论建立了油田地质模型（或称概率统计模型），指导油田开发井井位设计和随钻地质预测。中方地质家分析后认为，油田尚无足够多的井点供统计采样，这个模型的地质条件尚不成熟。双方专家论证后，于1997年9月，达成技术协议。责成中方用新引进的多井约束反演（JA-SON）软件重建一个地震地质模型，并用此模型与美方模型在开发井的实钻中进行检测对比，最终确定选用的建模方法。
同年10月底，中方完成了对秦皇岛32-6油田的地质建模。
建模是在对油田关键井的测井曲线校正编辑后，统计测井绝对阻抗与测井解释的岩性、物性关系，建立岩性、物性关系的趋势概率，通过随机模拟确定储层和非储层的地震相对阻抗关系，用实际钻井成果对过井地震声阻抗进行物性、岩性约束反演，建立储层模型。
毫无疑问，在图9-16这条分布曲线上，可用孔隙度的油层临界值确定声阻抗上下限的截止值，然后在绝对阻抗控制下，分油组对储层进行孔隙度的约束反演，建立储层和非储层的孔隙度模型（图9-17）。
图9-16 概率正态分布曲线图
在建模过程中，先后用开发井的实钻资料对模型进行了12轮修正。项目队使用这个模型，对23口开发井工程地质设计进行了修正并调整了4口井井位，取消了原设计的几口低效井的井位（图9-18）。这样，不仅降低了钻井成本、提高了钻井时效，而且为后期的油藏数值模拟提供了可信的地质依据。
在ODP方案实施中，借助这个模型现场直接获得经济效益约4000万元。因此，经中美双方专家论证后，达成了使用开发地震多井约束反演新软件（JASON）重新对秦皇岛32-6油田进行地质建模的共识。
二、三维地质统计随机建模及其在歧口17-2油田的应用
三维地质统计随机建模，不是一个简单的地质数据流加载运算，而是一个计算机集成化的软件模拟过程。在一个具体油田上需要有足够多的采样点，对取得的地质、地震、测井及油藏工程试油等数据资料，按其空间分布的地质规律进行概率统计优选，建立油田三维地质模型。该模型的目的是用以指导油气田的生产动态管理或预测未动用的井间油气富集带（残油区），适用于已钻足够多开发井的中小油气田，如渤西油田群歧口17-2油气田西高点的三维地质建模。
渤西油气田群位于渤海西部歧口凹陷南坡的歧南断阶带西端，区域地质勘探认为，该断阶带是一个中小含油气构造，成群成带分布油田群。歧口17-2油田是油田群的主力油田，位于歧南断阶带向歧口凹陷顷没的海1大断层下降盘上。
歧口17-2油田是一个南北两侧为方向相反的正断层夹持的复式断块，主体部位分东西两个高点（图9-19），油田主力油层为上第三系明化镇组下段曲流河相沉积砂体。储层段岩性为砂泥岩互层，孔隙度变化于26.1%～38%之间，渗透率169～512mD。油藏类型为受构造控制、南北为断层夹持的背斜构造层状油气藏。天然驱动能量，为溶解气加边底水。
图9-17 秦皇岛32-6油田孔隙度约束反演剖面
图9-18 秦皇岛32-6井位调整模型
图9-19 歧口17-2油田油藏剖面示意图
油田探明石油地质储量2102×104t，其中西高点1167×104t，是油田的主要产油区。预计油田可采储量414×104t，储量主要集中在西高点。1997年开发井钻井随钻地质研究中，使用新引进的三维地质统计随机建模软件（RMS），摸索建立了该油田西高点的三维地质模型。
根据开发井随钻过程的钻井结果，运用地质、地震、测井及油藏测试等资料，用软件的三维一体化定量描述技术，预测井间构造及储层变化。用钻井标定常规开发地震精细解释方法，建立了本油田构造解释模型。
根据开发井，钻遇储层发育特征参数进行概率统计后，用优化算法模拟，获得本油田地质模型的储层模型（图9-20）。
图9-20 歧口17-2油田概率场模拟示意图
通过对井点储层物性统计的概率分布，应用多种算法进行高斯模拟，获得油田储层非均质物性模型。
图9-21概括地示意了通过对井点物性概率统计后的优选模拟，建立适合本油田的储层物性模型的简单过程。
图9-21 歧口17-2油田储层模型
图9-22 分油组核实歧口17-2油田储量图
在开发井完钻后，根据构造模型、储层模型、储层物性模型中的三维网格，分砂体进行三维储量模拟，以获得油田的探明地质储量。西高点三维地质建模后，分砂体计算的累计已开发探明储量约1020×104t，与申报的未开发探明储量相比，误差未超过5%（图9-22）。说明该模型符合歧口17-2油田地下实际情况。
三维地质统计随机建模是一种典型的油田地质综合研究技术，这种建模适合于渤海发现的各类中小储量规模的油气田。
三、油藏描述地质建模的配套技术
从指导油田开发生产角度出发，我们认为，油藏描述是以现代石油地质理论为基础，综合各种地下信息，全方位描述油田构造形态、储集层分布，以及物性、含油性规律和油藏工程参数等油田地质问题的一项与现代计算机技术融为一体的先进实用的系统石油工程技术。
中国海油在油藏描述和地质建模实践中，已经探索出一整套油藏描述地质建模的配套技术，目前正在规范和完善中。主要包括油藏地质综合研究技术、岩石物理评价技术、开发地震研究技术和油藏工程参数研究等四大配套技术。尽管由于各专业在描述和建模中使用的技术原理、手段及应用信息、信息量有差异，在油田勘探、开发、生产的不同阶段需要解决的地质问题、油藏问题也各有侧重，但都是从不同的侧面揭示油藏复杂的地质规律。
在海上油气田开发生产实践中，中国海油及下属各研究单位，对这项系统工程通常采用组织“联合研究项目队”的形式进行矩阵式管理。项目队由地质、测井、油藏、地震等各路专家组成。专家们在各自研究岗位上围绕油田勘探、开发的技术敏感问题和难点问题，以及地下油藏预期可能发生的新动向、新问题，从专业角度出发，用各自的专业技术开展研究，通过相互交流沟通达成共识。
中国海油现已在油田发现早期的油田预评价、开发前期的储量评价、开发可行性研究、开发方案编制以及方案启动和油气田开发调整等各个阶段全面应用四大配套技术，开展对各类油气藏不同深度的描述和建模工作。在渤海、东海和南海北部湾，油藏描述和建模技术已成功地应用于海上各大油气田及复杂断块油田的滚动勘探、开发，并且取得了明显的经济效益和社会效益。实践证明，虽然在不同的开发生产阶段使用的油藏描述技术思路有所差异，四大配套技术的使用有所不同，但他们在不同阶段的协调配合、综合分析、互为渗透，达到了从多个侧面最大限度地综合各种信息、定量描述油藏、深化对油气藏认识的预期目的。可以说，油田投产前的油气藏描述为油气田的高效、高速开发提供了可信的地质依据。
四、油田开发不同阶段配套技术的应用
（一）油田预评价和特殊储量评价阶段油气田地质综合研究技术
尽管油田地质综合研究已经隐含在油气藏描述的各个配套技术之中，但是常规的油田地质综合研究技术是在油气田发现早期的油田预评价中使用的主要技术手段。
在这个阶段，油气田只有少量井（通常1～2口探井）、取心、测井、测试资料和不完善的地球物理资料，受资料限制，地质家在油藏工程师配合下，使用常规地质研究技术，用地质法、地质数据统计分析法或类似油田地质类比法等技术方法，研究、预测油气田的构造规模、油气田沉积相、单井沉积相以及物性、含油性、成藏机制等地质问题；用常规的油气藏工程方法预测、模拟油气藏的产能，估算油田（藏）的含油远景储量、计算控制或基本探明的石油地质储量。如渤海绥中36-1.20井获得成功后，立即组织勘探开发联合项目队，开展对绥中36-1油田早期预评价。项目队用仅有的二维地震解释结果和1口探井的钻井、取心、试油资料，使用地质研究中惯用的内插绘图技术或数理统计技术，分储量计算单元编制各类储量参数等值线图和地下含烃体积等值图（VHP），用面积权衡法计算地下烃类体积，初步估算了绥中36-1油田控制级石油地质储量约1.85×108t。后来的评价证实，这一评价结果基本符合油田实际。可以说，使用油气田地质综合研究技术开展的油气田发现早期预评价，是认识油气田的开始。这项综合研究技术发展至今日，已经突破了以往传统的专业门户之见，发展成为一项具有实际意义，融开发地震、岩石物理、油气藏工程于一体的综合研究技术。它不仅用于油气田发现的早期预评价，对于那些已发现的，但地质情况复杂，某些资料不全或资料品质较差，特别是开发地震资料差或无法使用的油田或大油气田的储量评价，也是一个行之有效的技术手段。2003年已经成功投入开发的蓬莱19.3油田的储量评价，就是另一个成功的实例。
图9-23 蓬莱19-3断块群图
蓬莱19.3油田是中国海油与美国菲利普斯石油公司于1999年5月在渤海海域联合勘探发现的一个储量超过数亿吨的油田。油田地处渤海南部海域渤南低凸起东北端的倾没部位。
油田发育在纵贯渤海的郯庐大断裂西支中段的断裂带上，构造总体形态为近南北走向、东西两侧为断层夹持的断裂背斜。背斜的主体被一系列近北东向的派生断层切割成一个垒堑相间、南北狭长的断块群。断块群长约12km，宽2km，总圈闭面积65km2（图9-23）。
储层发育于上第三系明化镇组下段和馆陶组。其中明化镇组下段储层为曲流河相的砂泥岩互层，馆陶组为曲流河或辫状河相厚层砂岩，是油田的主力油层（图9-24）。
已完成储量评价的蓬莱19-3油田一期开发区，位于断块群高部位蓬莱19.3-0、19-3-2两口评价井控制的断块内。地震资料显示（图9.25），在构造高部位，由于浅层气气晕屏蔽地震成差，在开发地震研究中难以使用。在该部位钻探的评价井蓬莱19-3-3井因钻遇浅层高压气层，井喷工程报废，因而对这个油田进行油藏描述及储量评价难度很大。
为了弥补地震资料品质差的不足，在油田地质综合研究中，充分参考了开发地震对储层顶、底面的近似标定、解释，并利用断块群上7口评价井的地质录井、岩心描述及粒度、岩矿薄片分析结果对油田储层沉积相、物性及含油气分布规律、建立油田沉积模型，开展了全方位的立体描述。如，充分使用6口井的 DST取样及测试结果，研究产能及流体性质；用DMT或RFT测试结果精细研究油气水界面（图9-26）；充分利用层序地震地层学解释成果和地震相干体，结合岩心观察描述结果，研究油田储层沉积分布，建立油藏地质模型（图9-27）。
总之，用油田地质综合研究方法成功地完成了油藏描述，向国家储委提交了约1.5×108t探明区的基本探明地质储量。根据对油田的初步评价，整个断块群的石油地质储量可望达到或超过6×108t。据业内专家评价，类似蓬莱19-3这样大而复杂、储量整装的高丰度断块油田群，在我国还是第一次发现。中国海油仅用3个月的时间，用油田地质综合研究方法高效地完成了地质储量的评价。
图9-24 蓬莱19-3油田东西向油藏剖面图
图9-25 蓬莱19-3南北向连井地震剖面
图9-26 蓬莱19-3油田油水界面综和分析
图9-27 蓬莱19-3油田油藏模型图
（二）油田储量滚动评价阶段开发地震评价技术
进入了储量滚动评价阶段，随着评价井的逐渐增加、地球物理资料日趋完善，获取的油气藏地下信息也越来越多。这一阶段的海上油气田，一般都完成了三维地震采集、处理，随着地震信息的增加和完善，越来越显出开发地震评价技术在储量滚动评价中的重要性。近年来随着现代开发地震技术的飞速发展，高分辨率三维、声阻抗技术、多井约束反演技术日趋成熟，三维地震工作站、人机连作解释系统广为普及，开发地震技术已成为储量描述中的一项主要手段。用开发地震研究方法描述储层，是把与储层有关的地震信息同测井、地质及油气藏工程的资料结合起来，对油气田储层、储量做出全面定量的描述。它不仅可以描述储层的几何形态、所含的流体性质，预测岩性及物性变化，还可以监测开发过程中增产措施的实施效果。
前已述及，绥中36-1油田早期预评价完成后，联合项目队利用4口预探井、评价井的钻井试油资料，以开发地震研究技术为依托，开展以探明地质储量评价为核心的油藏描述，完成了油田阶段基本探明储量评价，在提供油田总体开发设想的同时，在油田南部的储量高丰度区设计、开辟了生产试验区。可以说，储量描述阶段是认识油气藏的基础，也是油气田开发前期的一个关键阶段。
不仅在渤海，在东海和南海北部湾，在储量描述阶段都成功地应用开发地震评价技术，并结合其他配套技术完成储量评价。渤海中部的秦皇岛32-6油田、南堡35-2油田和渤海西部的渤西油田群等各类油田的油藏储量描述，都取得令人满意的成果。除此之外，南海西部的崖城13-1气田，和南海东部的流花11-1等油田，在储量评价阶段都成功地应用开发地震技术完成了储量描述。在油田地质建模中通过油藏储量描述，开发地震技术，也为南海西部海域的惠州油田群寻找高效调整井、提高储量动用程度提供了地质依据。如图9-28所示：K22-102、K22-103、K22-106是3个互不连通的砂体，因而在揭示已开发的 K22-106砂体剩余油分布的同时，利用开发地震技术描述未动用的K22-102和K22-103含油砂体储量，建立了完善的油气田地质模型。根据油藏描述结果，在优化、调整了3个侧钻井位之后，使已施钻的HZ26-1-7B井获得成功。该井1999年1月投产，初期日产油1432m3，到2001年9月已累计产油81.8×104m3，日产油仍高达1060m3，取得很好的经济效益。由此不难看出，油田储量评价阶段以开发地震为技术依托的油藏描述，是研究油藏、认识油藏的基础阶段。
图9-28 惠州油田群砂体分布图
（三）油气田开发可行性研究阶段
在油田储量评价基本结束后，油藏描述便进入了开发可行性研究阶段。鉴于海上油气田在储量评价时，通常不能钻足够的评价井，因此，通常要根据编制开发方案的地质需要适当补钻一些评价井。根据补充的钻井试油资料，借助岩石物理评价技术、开发地震和油气田地质综合研究成果，进行油气藏精细描述，挖掘储量潜力，编制ODP方案并预测油田采收率。渤海绥中36-1油田几经使用精细处理的三维地震信息，结合评价井的钻井、测井、试油资料进行的油藏精细描述，油田地质储量从早期评价阶段的1.2×108t增加到3.8×108t，为油田的整体开发奠定了坚实的物质基础。2000年，经过几代渤海人的努力和充分的技术准备，油田二期开发工程启动了，油田完成了整体开发。
海上也发现一些特殊、复杂的油气田，如常见一些电性特征难以识别的所谓低阻油层的油田，也有一些既有低阻油层又有高阻水层，甚至油气藏剖面上形成油气倒挂的特殊地质现象的所谓疑难油气田（图9-29）。
图9-29 锦州9-3油田油藏剖面图
对于这类现场通过测井难以识别的油气层或具特殊地质现象的疑难油气田，在油藏描述中，通常以岩石物理研究为主要技术手段，并与其他配套技术相结合，解决这些疑难的技术问题。如渤海辽东湾锦州9-3油田在钻生产井过程中，既见到了低阻油层又见到了高阻水层，还有一些流体性质难以识别的可疑油气层。针对这类疑难油气层，岩石物理研究中以大量岩心样品地面、地下实验结果为依据，选择合适的测井解释技术描述储层，从而准确地标定解释了各类气层。因此，开发阶段的岩石物理研究是精细描述油田、储量挖潜的依据。
总之，不同类型的油气田，在开发、生产不同阶段的油气藏描述，都根据描述的地质需要及预期达到的地质目标，以一项主要技术为依托，配合其他配套技术，完成预期的地质任务。
（四）油气田生产阶段
油田投产以后，便开始了以油藏工程研究为主要技术手段的油藏动态描述，应用常规的油藏工程研究手段或专业油藏工程技术软件或软件包描述油藏的动态特征。研究油气藏地面、地下流体性质、变化规律及对采收率的影响，研究地下流体分布、油藏类型及提高采收率的措施，以及研究油田单井产能、预测油田产能、最终采收率，编制油田生产规划等。油藏动态研究是对油藏静态描述的完善和发展，这一过程一直延续到油气田开发结束。
油藏工程研究和油藏数值模拟技术
油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开采方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理采油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。
由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要采用全体油藏模型或辅助模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。
因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。
中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行贷款和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。
必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。
就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，采用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就采用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。
90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可采储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可采储量标定时，采用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所采用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时采用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。
总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。
海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开采过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可采储量研究中也十分重要。
一、编制油田开发方案和射孔方案
（一）建立与地质模式相适应的油藏模型
埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于1972年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造
层状油藏。1977年底至1981年10月，油田经过历时4年的试采，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。
1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试采阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。
在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，采油速度2.3%，开采15年（至2000年）累积产油418.8×104t，采出程度20.1%，综合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，采出程度20.6%，综合含水81.2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。
图9-30 埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图
油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。
（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案
流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。
编制总体开发方案前，为确定油藏开采特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。
油藏数值模拟采用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。
图9-31 流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比
开发方案于1993年3月获政府主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至1997年底水平井总数达到24口，高峰年产油量247.52×104m3，年采油速度2.54%。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，采用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。
表9-1 方案预测与实际产量对比表
实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。
（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益
锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获政府主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，采用反九点注水开发，预测15年累积采油604×104m3，油田综合含水94.2%，采出程度18.5%。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。
围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量2.68× 108m3，解决了油田开发中气资源紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、采油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到706.9×104m3，因此大大增强了开发效果。1997年11月开发井钻井工作正式启动。
表9-2 锦州9-3油田历次方案指标对比表
（四）确定油井最佳射孔位置
1．埕北油田
1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。
模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试采井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。
图9-32 油藏剖面模型网格构成图
最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。
埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开采14年综合含水84%，累积产油486.18×104t，采出程度23.3%。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。
2．锦州20-2凝析气田
锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。
锦州20-2凝析气田投产10年来每年以3.5×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。
二、贯穿油气田开采全过程的模拟跟踪研究数值
（一）及时调整油田开发技术政策
流花11-1油田1996年3月陆续投入开采，至1997年底时年产油量245.39×104m3，采油速度2.5%。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。
油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的118.8km2三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。
采用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开采到2010年累积产油量1249.2×104m3（较ODP方案预测减少了271.2×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开采技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。
实施此项油田开采技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。
（二）确定注水技术政策，提高水驱效果
绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开采速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开采。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。
根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开采过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的采出程度明显不同，反韵律储集层其采出程度要较正韵律储集层高3.5%。
另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注采效果；②流体性质与采收率；③不同注水时机与采收率；④合注合采及分注合采对采收率的影响。
井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与采出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终采收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合采可减少层间干扰、提高采收率。
据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。
（三）跟踪油田生产动态，分析高速开采对采收率的影响
根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均4.5%～8.5%的采油速度开采。究竟这种高速开采对油田最终采收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列采油速度敏感性分析。
例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及采油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行采油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开采对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（2970层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开采对含水上升规律和最终采油量并无大影响。
研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开采并不会降低这类油藏的最终采收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开采将带来的直接效益是提前回收投资。
惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。
（四）适时进行可采储量标定，搞清油田剩余可采储量
绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可采储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可采储量标定中采用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可采储量标定预测中又从技术采收率、经济采收率和海上平台寿命的采收率等各个方面预测可采储量（表9-3）。
表9-3 缓中36-1油田已开发区可采储量汇总表
技术采收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性采收率、溶解气驱采收率和注水开发采收率。
经济采收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。
平台寿命采收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可采储量及采收率。
考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注采井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，采收率会有所提高，故推荐已开发可采储量为2436.8×104t，采收率为24.5%。
（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量
1997年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上采气井5年的开采历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为125.27×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差1.76×108m3，相差1.4%（表9-4）。
表9-4 锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表
锦州20-2凝析气田气资源的动态核实结果，为制定今后凝析气田开采方案提供了可靠的资料依据。
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