高浓度有机胺废水处理工程实例

采用复合盐沉淀-A／O-终沉工艺预处理有机胺废水，在进水COD≤3000mg／L，NH，-N≤100mg／L，凯氏氮≤900mg／L情况下，生化处理后COD〈1000mg／L，NH3-N≤100mg／L，再与其它废水混合后进行调节-A／O-终沉工艺处理后，达到预期处理效果，并分析原因。     

佳县-子洲地区山西组沉积相研究

鄂尔多斯盆地佳县－子洲地区山西期沉积是由石炭纪太原期的海陆过渡相转变而成的陆相湖成三角洲沉积体系,主要由三角洲平原和三角洲前缘构成。三角洲平原亚相包括河道（包括主河道和分流河道）、天然气堤、河道间含煤沼泽、河道间洼地、决口扇等;三角洲前缘亚相包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下天然堤、三角洲前缘席状砂、分流间湾等组成。通过对这些沉积微相的研究,确定研究区的沉积环境的演化过程,沉积砂体的大致展布及储层的控制,对未来的油气勘探部署及储量计算有重要意义。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6₁储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明：胡尖山地区长6₁储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长6₁致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。     

基于高压压汞和核磁共振的致密砂岩渗透率预测

分析影响致密砂岩渗透率的主控因素并准确预测致密砂岩渗透率对致密油气藏的开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩为研究对象,基于高压压汞和核磁共振对致密砂岩渗透率主控因素进行了研究,分别评价并优选了更适用于致密砂岩的基于高压压汞和核磁共振的渗透率预测模型。结果表明：影响致密砂岩渗透率的主要因素是孔喉半径,其中中值孔喉半径与致密砂岩渗透率相关性最强;与核磁共振T₂加权平均值相比,T₂几何均值与致密砂岩渗透率的相关性更强;在3种不同的核磁共振渗透率预测模型中,SDR-REV模型的预测效果要优于SDR模型和KCT_2w模型;在3种不同的高压压汞渗透率预测模型中,基于r₄₀和r₄₅的Winland模型渗透率预测精度较高。研究成果对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩的进一步有效开发具有指导意义。     

华庆地区延长组长8砂岩储层沉积与成岩作用

针对华庆地区储层物性普遍偏低、邻近井区物性差异较大等特点,从沉积作用和成岩作用这2个方面综合探讨了该区储层物性差异的原因。通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等,深入研究了华庆地区长8储层的沉积与成岩作用。结果表明：多物源沉积是华庆地区长8储层物性平面差异明显的重要起因;北东物源的沉积储层特征整体好于西南物源;成岩作用对储层物性的影响参差不一。最后,根据成岩作用类型对储层孔隙结构的影响,将成岩作用划分为3种组合：绿泥石薄膜胶结及溶蚀组合是研究区的优势组合,具有相对较高的孔渗特征;强压实及碳酸盐胶结组合严重破坏了储层的物性;高岭石／伊利石胶结及溶蚀组合对储层物性的影响介于前两者之间。     

燃煤锅炉烟气SCR脱硝工艺关键技术研究

针对燃煤锅炉烟气中氮氧化物去除技术,主要探讨了选择性催化还原脱硝工艺的关键技术。对不同锅炉燃烧方式、不同烟气参数下选择性催化还原技术中烟气混合技术和催化剂技术对工程设计、运行、烟气脱硝率、氨逃逸及SO2/SO3氧化率等参数影响进行了阐述。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段页岩油富集主控因素及甜点区预测

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段（长7段）页岩油勘探取得重大突破,实践表明陕北地区长7段也发育丰富的页岩油,成为该盆地非常规石油勘探新的接替目标。通过对烃源岩品质、类型、储集层、隔夹层及源储配置关系等开展定量刻画,表明：①广泛分布的黑色页岩（TOC值为13.81%）、暗色泥岩（TOC值为3.74%）,及与之互层共生的砂岩薄层,构成了页岩油形成的有利地质条件。②陕北地区长7段页岩油砂地比平均值为20.1%,单层砂体厚度平均值为3.8 m,长7段源内油藏为典型的页岩油,储集层甜点以“夹层型”为主,源储有效配置为页岩油的形成提供了保障。③地质工程一体化综合研究表明：有利储集层、隔夹层及裂缝的发育规模,共同控制了页岩油“甜点”分布规律和富集高产能力。在页岩油富集主控因素分析的基础上,建立了陕北地区长7段“甜点区”的评价标准,共评价甜点21个,为下一步勘探开发提供了重要依据。     

鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油储层储集性特征

目前学术界对页岩油的概念和分类还存在争议,其根源就是对其有效储层的岩性存在分歧,有人认为储层是纯泥页岩,有人则认为是泥页岩系内的砂岩—粉砂岩夹层。存在争论的原因是对泥页岩储层的储集性和可动性存在质疑,因为传统上认为这些细粒岩性不具有储集空间,或即使有少量储集空间流体也不可动用。因此,弄清楚页岩油有效储层的岩性、对其储集空间深刻认识和精细刻画、研究页岩油储层的油气可动性及其下限都是目前业内亟待解决的重要问题。在鄂尔多斯盆地耿295井的长7段获得工业油流以后,为开展这方面研究提供了一个实际案例。利用低温吸附、高压压汞、CT扫描以及核磁共振等较为先进的研究手段,对鄂尔多斯盆地7段储层样品的岩性、物性、孔隙结构与形貌以及流体可动性进行了系统的研究,明确了该区长7段属于含有少量砂岩的页岩层系;尽管泥页岩的孔隙度和孔径都非常微小,但也具备一定的储集性和流体可动性;其流体可动性主要依赖于孔隙结构,而孔隙度对其影响较小。这为深入认识页岩油储层提供了依据,并对鄂尔多斯盆地页岩油资源的勘探开发打下了理论基础。     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶部古风化壳特征及其与天然气富集的关系

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶部古风化壳具有６种识别标志：①长期沉积间断,奥陶系与石炭系之间为假整合接触;②古侵蚀面之上发育铁、铝质泥岩,古侵蚀面之下发育大气淡水溶蚀带;③发育水平岩溶带和岩溶角砾岩;④缝洞充填物中见石炭系孢粉化石及煤屑、砂质;⑤古侵蚀面上、下的泥质岩成分有较大差别,侵蚀面之上的主要为高岭石,侵蚀面之下的主要为伊利石;⑥古侵蚀面之下的测井曲线特征为低伽马、低时差、中高电阻率、中高密度值,古侵蚀面之上则与之相反。古风化壳自上而下可划分为氧化作用带和溶蚀作用带。古风化壳的展布特征为：①穿层分布;②厚度自西向东逐渐减薄;③铁铝质泥岩的分布受古岩溶地貌的控制;④主要发育在白云岩分布区。古风化壳与天然气成藏有着密切的联系：①多类型岩性组合是天然气成藏的必要条件;②铁铝岩类缺失带的两侧是天然气富集的有利地区。已在研究区的古风化壳上找到了我国陆上目前最大的天然气田———长庆气田。图３ 表１ （ 马振芳摘）     

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系不整合面成藏组合及其分布规律

将鄂尔多斯盆地中东部奥陶系顶不整合面成藏组合划分为不整合面上部成藏亚组合与不整合面下部成藏亚组合，下部成藏亚组合进一步细分为马五１１—马五１３成藏子组合、马五１４成藏子组合和马五５成藏子组合。从储集岩、烃源岩、盖层、圈闭以及运聚等方面分别阐述了诸成藏子组合的特征，并建立其成藏模式。这些成藏组合的展布受沉积相带和成岩作用控制；成藏组合中的烃类纵向分布主要与铁铝质泥岩展布有关；古地貌与岩性带控制着马五１１—马五１３成藏子组合的横向展布；奥陶系古风化壳气藏主要分布于马五盐岩尖灭线与本溪组尖灭线之间；上、下古生界生烃中心叠合区附近是寻找有利成藏组合的主要方向。图３参１（梁大新摘）