沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术

为了提高沧东凹陷致密油气藏长水平段水平井的钻井安全和效率，分析了地层特点及钻进中面临的摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、紫红色泥岩地层钻速低和石膏层污染钻井液等技术难点，进行了井身结构优化、井眼轨道设计和井眼轨迹控制方式优选、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选和性能优化、提速提效技术措施选择及套管安全下入方式优选，形成了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术。在GD1701H井和GD1702H井的现场试验表明，该钻井关键技术可以解决沧东凹陷致密油气藏水平井钻井存在的技术难题，满足安全高效钻井的需求。综合研究认为，沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术应用效果良好，可为该类油气藏水平井钻井提供技术支持，建议进行推广。      

超滤-纳滤组合工艺对东太湖原水的处理效果

随着工业化进程的不断加快,东太湖水质日趋恶化,给常规处理增加了很大的处理难度。针对水源污染问题和给水深度处理的需要,开展了超滤-纳滤双膜组合工艺处理东太湖原水的中试研究,考察双膜工艺对出水水质的提升效果。结果表明,超滤-纳滤双膜工艺对水质常规指标具有较好的去除效果,CODMn和TOC的去除率分别为91.7%和90%;对荧光类物质的去除主要表现在对芳香族蛋白质、类富里酸物质、溶解性微生物代谢产物的去除;此外,双膜组合工艺对小分子二甲基异莰醇(2-MIB)和土臭素(GSM)的去除率分别为70%和77%,表明该工艺对水中主要致嗅物质具有良好的去除能力。     

砂体叠置关系与剩余油分布规律

针对不同砂体叠置类型下水驱流线及剩余油分布规律不明确的问题，以孤东油田七区西区块的地质条件为基础建立概念模型，利用流线数值模拟方法，对储层内部砂体叠置构型进行深入分析，模拟不同空间叠置类型下的油水渗流状态，观察流线的分布及变化，剖析剩余油的分布规律。研究结果表明：砂体叠置对流线分布、剩余油的驱替有重要影响作用，剩余油分布呈现叠置区域上部高于下部，边缘区域高于中心区域的规律。流线趋向于保持在原砂体内渗流，泥岩及叠置面的存在改变了流线的方向，造成泥岩、泥岩附近和叠置交界面处易形成剩余油富集区。该研究对认识层内剩余油的分布规律、提高流线驱替效率及油藏开发后期的方案调整具有重要指导意义。     

东准噶尔卡拉麦里辉长岩斜锆石U-Pb年代学及其构造意义

卡拉麦里蛇绿岩带是东准噶尔重要的组成部分，该蛇绿岩带沿卡拉麦里山呈NWW向展布，延伸约400 km，主要由橄榄岩、辉长岩、斜长花岗岩和少量的硅质岩组成。选取蛇绿岩带西段呈团块状出露的辉长岩斜锆石进行了LA-ICP-MS锆石 U-Pb 测年得出，辉长岩谐和年龄为（434.4±2.7） Ma（MSWD=0.87），加权平均年龄为（436.4±2.5） Ma（MSWD=0.59），属早志留世。截至目前，该年龄是卡拉麦里蛇绿混杂岩中测得的最早年龄，标志着卡拉麦里洋盆在早志留世就已经开始拉张形成，即在扎河坝—阿尔曼太蛇绿岩所代表的洋盆闭合前，卡拉麦里洋盆就已经存在。     

渤海海域石臼坨凸起东北缘沙河街组一段+二段砂砾岩储层差异定量表征

为了探究砂砾岩储层物性差异的成因，以石臼坨凸起东北缘秦皇岛19-A构造和秦皇岛29-B构造沙河街组一段（沙一段）+沙河街组二段（沙二段）为例，通过岩心、铸体薄片、岩石物性、全岩分析、流体包裹体等资料，定量分析了砂砾岩储层的差异、控制因素以及孔隙演化过程。研究结果表明：①沉积作用控制了不同构造的岩性差异和原始物性差异，是其主要因素。秦皇岛29-A构造沙一段+沙二段主要发育扇三角洲中砂岩、粗砂岩夹薄层砾岩储层，粒度相对较细，砾岩比例小（约为2%），粒间以少量泥质为主，物性好，原生孔隙为主。秦皇岛29-B构造沙一段+沙二段主要发育扇三角洲含生物碎屑的砾岩与中砂岩、粗砂岩互层的储层，粒度较粗，砾岩比例高（约为57%），粒间以大量方解石、白云石等胶结物为主，物性差，次生孔隙发育。受控于沉积作用的差异，秦皇岛29-A构造沙一段+沙二段储层原始孔隙度为32.7%，秦皇岛29-B构造储层原始孔隙度为29.6%。②不同沉积作用影响下，砂砾岩储层经历了差异成岩演化。在长期碱性→酸性→短暂碱性的流体演化过程中，秦皇岛29-A构造经历了较强的压实作用（损失孔隙度为16.2%，孔隙度损失率为47.1%）和较弱的胶结作用（损失孔隙度为5.5%，孔隙度损失率为15.5%）；秦皇岛29-B构造经历了较弱的压实作用（损失孔隙度为10.1%，孔隙度损失率为35.6%）和较强的胶结作用（损失孔隙度为14.9%，孔隙度损失率为53.2%）。2个构造均经历了相近的强烈溶解作用（秦皇岛29-A构造增加孔隙度为8.3%，增孔率为24.7%；秦皇岛29-B构造增加孔隙度为7.2%，增孔率为25.8%）。③孔隙定量演化揭示，不同构造的储层孔隙演化过程具有明显的差异性。     

青海省格尔木市西大滩东多金属矿控矿因素及找矿前景

青海省格尔木市西大滩东多金属矿出露地层主要为早-中三叠世昌马河地层走向呈北西~南东向,与区域构造线方向基本一致。是测区的主要矿源层,为后期矿化提供了物质基础。比较发育的北西向、北西西向逆断层具有明显的多期活动特点,多形成破碎带,为热液活动、成矿元素富集提供了良好空间,对本区矿化起着一定的控制作用,破碎蚀变带控制了土壤异常展布。本文对西大滩东多金属矿控矿因素及找矿前景进行分析探讨。     

塔东地区米兰1井寒武系白云岩成因及其对储层的影响

白云岩储层展布是塔里木盆地塔东地区深层白云岩油气藏勘探的关键问题。为认识塔里木盆地塔东低凸起米兰地区寒武系白云岩，选取典型井米兰1井，在岩心和镜下薄片观测的基础上，对各种类型的白云岩进行了稀土元素地球化学特征测试。结果表明，各类白云岩稀土元素含量均较低，且随着晶粒增大，总质量分数减小；不同类型白云岩的δEu异常显著不同，泥微晶、细晶、中晶和粗晶白云岩的δEu分别介于0.97~1.08，0.77~1.05，0.80~3.23，0.81~2.23；大部分样品δCe负异常，介于0.86~1.02。所有样品稀土元素PAAS配分模式分为3种类型，即δEu负异常型、δEu正异常型和δEu无异常型。在白云石化过程中，蒸发泵机制是米兰1井寒武系白云岩的基础成因，第一种白云岩后期还受到埋藏环境的影响，第二种后期还受到热液环境改造，第三种形成于回流渗透机制。白云岩储层的形成受多种条件的控制，其中有利的沉积环境是储层形成的先决条件，大规模白云石化是储层形成的基石，裂缝体系对储层有多重影响，而溶蚀作用是储层形成的关键。     

大港油田页岩油水平井钻井关键技术

大港油田沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中面临着破岩效率低、井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大、完井管柱下入困难等技术难题，影响了页岩油的勘探开发效益。为了解决这些问题，进行了激进式水力参数设计、异形齿PDC钻头研制、深层水平段高效钻井技术、旋转导向井眼轨迹控制技术、强抑制强封堵高性能水基钻井液技术和旋转引鞋+旋转下套管工艺等技术攻关研究，形成了大港油田页岩油水平井钻井关键技术。该技术在13口页岩油水平井进行了现场应用，平均机械钻速13.16 m/h，钻井完井周期50.62 d，井下故障时效低于0.1%，均创造了大港油田的钻井纪录。研究与应用表明，大港油田页岩油水平井钻井关键技术为沧东凹陷页岩油高效勘探开发提供了技术支撑，也为国内页岩油水平井安全高效钻进提供了借鉴。      

准噶尔盆地玛东油田水平井高性能油基钻井液技术

准噶尔盆地玛东油田水平井造斜段和水平段存在因泥岩水化、压力异常和砂砾层多而造成的起下钻阻卡、井眼失稳和机械钻速低等问题，为此开展了高性能油基钻井液技术研究。根据玛东油田的储层特征和中长水平段的钻进要求，配制了XZ高性能油基钻井液，并通过室内试验评价了其加重、抗高温、提切、封堵承压、抗污染和抗冻等性能。试验结果显示:该油基钻井液密度在1.35～2.01 kg/L时流变性能稳定、切力可调；热、冻稳定性好，低温可至–24 ℃，高温可达180 ℃；乳化稳定性好，破乳电压普遍在1 000 V以上；抗污染能力强，可抗20%钻屑、20%地层水和10%水泥的污染；封堵能力强，分别采用孔径为120和150 μm的砂盘进行承压封堵时，承压均可达15 MPa。该钻井液在玛东油田4口井进行了应用，钻井过程中井眼稳定，造斜段井径扩大率仅3.55%，起下钻顺利，平均机械钻速较同层位水基钻井液提高79%，取得了显著的提速效果。研究结果表明，采用XZ高性能油基钻井液可以解决玛东油田砂砾岩储层水平井钻井中存在的问题，满足该油田长水平段安全快速钻井需求。      

东濮凹陷濮卫洼陷带沙一上亚段沉积相与储层分布特征研究

东濮凹陷濮卫洼陷带沙一上亚段,从沙一上3到沙一上1,水体逐渐变浅、退出本区,上2-3组发育以湖相为主的沉积体,上1组向以河流相为主的沉积体过渡;砂岩在每个组均有分布,上2-3主要为分布在文明寨地区、卫城构造北部的受断层控制在断层下降盘形成的远(近)岸浊积砂体,以及濮城构造北部的滩坝砂,上1为主要分布在文明寨地区、卫城构造及濮城构造南部的条带状河道砂体。