内蒙古自治区呼伦贝尔盟地区海拉尔盆地贝尔凹陷贝27井早白垩世孢粉植物群自下而上划分为3个孢粉组合:克鲁克孢(Klukisporites sp.)-原始松柏粉(Protoconiferus sp.)-双束松粉(Pinuspollenites sp.)组合,分布于南屯组二段;小桫椤孢(Cyathidites minor)-多云云杉粉(Piceaepollenites multigrumus)-单束松粉(Abietineaepollenites sp.)组合,分布于大磨拐河组一段;无突肋纹孢(Cicatricosisporites sp.)-卵形光面单缝孢(Laevigatosporites ovatus)\|破隙杉粉(Taxodiaceaepollenites hiatus)组合,分布于大磨拐河组二段。上述孢粉组合证明,贝27井南屯组地质时代为早白垩世Berriasian—Valanginian期;大磨拐河组地质时代应该为早中白垩世(Valanginian—Hauterivian)期,尽管未见到最原始的被子植物花粉(如Clavatipollenites和Asteropollis等),但具有一定百分含量的Triporoletes reticulatus(0-4.76%)出现,也不排除部分进入Barremian期的可能。贝27井南屯组二段沉积时期植被主要由针叶林构成,属于湿润的温带气候。大磨拐河组一段沉积时期植被主要由针叶林\|草丛构成,属于湿润的北亚热带气候。大磨拐河组二段沉积时期植被类型以针阔叶混交林\|草丛为主,属于湿润的北亚热带气候。

修井参数仪是井下修井施工过程中必备的仪表，针对传统的修井参数仪存在安装费时、费力，使用过程中反应迟缓与测量精度低等问题，设计一种无线修井参数监测系统，实现修井参数无线监测。无线修井参数监测系统以参数显示控制装置内嵌的计算机为核心，以传感器为基础，实现修井施工过程中各参数采集、计算、处理和无线网络传输。参数监测系统由显示控制装置、传感器、发射器、接收器、无线网络和后台计算机系统组成。现场应用表明，无线修井参数监测系统工作稳定可靠，测量精度高，可以为修井司机和工程技术人员提供可靠的实时参数变化和事故预警，无线修井参数仪是一款具有国内领先技术的修井现场监测系统。

南A井是中国石油大庆油田长垣南部2011年完钻的一口生产井，2012年4月压裂过程中发生井喷，部分压裂管柱未起出井，用吊卡和钢丝绳倒勒固定管柱，松开钢丝绳时油管上窜，无法拆除井口及防喷器，且钢丝绳已出现断股，存在较大的安全及环保隐患，急需治理。针对上述复杂情况，通过充分论证，全面识别风险因素，明确处理关键点，采取带压作业设备与防上顶卡瓦相互配合，成功拆除吊卡及钢丝绳，并起出井内全部管柱。截至2020年3月，该井已累积产油2876t，处理措施取得了较好的效果，为同类井况治理提供借鉴。

开展检验检测工作离不开测量设备和计量器具，而保证检验工作质量、获取准确数据的前提条件之一是将测量设备和计量器具定期送至有资质的计量机构进行检定与校准，使其具备量值溯源性。而检定和校准后证书均需进行有效性评价，通过正确实施检定和校准证书的确认，可以保证量值溯源的完整性，有效提高检验检测机构测量设备和计量器具管理水平，降低检验检测工作风险。

室内实验常用膨胀仪测定黏土稳定剂的防膨率。在制作完岩心泄压时，通过在岩心筒内壁上开槽，使筒内压力迅速恢复到大气压，从而制备出外观完好的岩心。研究了膨润土的种类、粒径、膨胀仪测杆与压片质量等因素对防膨率测量结果的影响。研究表明:选择0.075～0.150 mm渤海土、质量最接近的测杆与压片组合(质量差仅为0.000 8 g)进行平行实验，得到的防膨率相对平均偏差为0.3%，最大极差为0.7%。

针对大型低渗透油田深入发展对压裂措施管理工作提出的新要求，构建了符合大型低渗透油田发展的"5667"压裂措施管理模式，成功探索出大型低渗透油田提质增效的新途径，确保了大型低渗透油田持续、平稳、高效开发"。5667"压裂措施管理模式的内涵即:5个"及时结合"、6个"实施到位"、6个"挖潜对策"、7个"特色工艺"。在"5667"压裂措施管理模式实施下，措施运行及时、精准、高效，全厂完成年度压裂措施产量3.98×104t，超过计划任务。

抽样方案的变化影响聚能射孔器穿孔深度检验的严格程度。在起草SY/T 6163—2018《油气井聚能射孔器通用技术条件及性能试验方法》时，检索到拟引用标准更新导致抽样方案中的样本量、接收常数发生了变化，为了保持抽样方案的连续性，沿用了GB/T 20489—2006旧标准中的抽样方案。以外径89 mm聚能射孔器为例，对比分析了不同时期评价标准中穿孔深度抽样方案及对应合格率，发现SY/T 6163—2018中给出的接收质量限(AQL)值有偏差且合格率偏高。建议使用新的穿孔深度抽样方案:检验水平为Ⅰ、接收质量限为2.5、样本量为18孔/m和接收常数(k)为1.429，更加科学地评价穿孔深度质量水平。

为了摸索特高含水期分类油层的调剖量化调整方法，通过数理统计分析及现场试验，对薄差油层浅调剖技术以及厚油层对应调堵提高采收率技术进行了研究。研究结果表明:对于薄差油层调剖前目的层相对吸水量大于全井的40%时，调剖后目的层相对吸水量下降幅度才能达到50%以上；当井组含水率低于92%时，浅调剖对减缓产量自然递减贡献较大；当井组含水率高于92%时，浅调剖对控制能耗增长速度贡献较大；调剖井调剖前启动压力控制在3～8 MPa时，调剖后才具有较好的经济效益。对于厚油层采取的对应调堵技术可以有效提高采收率，对应调堵比单一油、水井调剖，投入产出比分别提高了56%和39%。

为了解决油管电加热井能耗高的问题，应用井筒电伴热降黏举升理论，分析了电加热功率对井筒温度场及电机有功耗电的影响，在此基础上，优化了最佳的油管电加热功率。由于原油的物理特性，在最佳的电加热功率下稠油井难以正常生产，结合现场应用分析，优化给出了合理的电加热功率。合理的电加热功率应使井筒内的原油温度高于凝固点温度，使原油具有较好的流动性，确保将高黏稠油举升至地面。此优化方法可为其他方式电伴热功率的优化提供指导。

明确聚驱见效特征，能为聚驱工业区更有针对性的配套跟踪调整提供依据，在油田开发中具有重要意义。对区块以采出井为中心进行井组分类，应用数据统计方式，分析分类井的见效特征，找出各见效特征的相关因素。分析认为:控制储量或含油饱和度越大，含水低值期越长；改注700万聚合物可有效抑制产液指数降幅；经措施改造后，CD类井也可以获取较高的产量，其应作为AB类措施潜力井的后备井采用；为防止先见聚后见效，应控制注聚初期注采压差在4.7 MPa以下，以便获得较高采收率。

随着井网逐年加密，井数逐渐增多，洗井工作负荷也随之增大。传统洗井模式存在工艺适应性差、洗井效率低、各部门协同能力弱等问题。"立体化"精细管理模式通过资源整合、节点优化、技术创新、监督升级等举措，形成一种注水井洗井高效管理的新方法，有效提升了洗井效率，提高了洗井质量，为全面提升油田注水开发效果提供了新的途径。

针对旧的机采管理模式无法适应新时代机采管理新要求的问题，进行了提升机采管理质量的探索，构建了以创建百年油田为核心的机采集约化管理模式。新的管理模式明确了"八个明晰"，进一步做精"八篇文章"，做实"八项工作"，以提高效益为最终目标，将管理要素相对集中。通过不断提高创新能力、把质量放在重要的位置上、完善人才培养机制、突出美丽油城建设等做法，提升了机采管理活力，取得了精准开发成效，实现了降本增效目标，形成了美丽和谐氛围。指出，全力开创油田机采管理新局面，确保新时代油田机采运行持续稳健发展，对油田内机采管理质量提升具有重要意义。

车辆修保过程中,悬挂式液压举升器解决了以往拆卸、安装设备变速箱时用天吊吊起,4人配合拆装；拆卸、安装差速器时用卧式鳄鱼千斤支撑,3人配合拆装的问题。修保工人的劳动强度降低,车辆修保时的风险消除。单车修保时间减少6 h,可节省加工材料,无功作业和设备零部件损坏现象减少。累计修保车辆、拆卸变速箱、差速器等132台次,创经济效益17.82万元人民币。

大庆油田金28区块油气主要来自齐家-古龙凹陷的青山口组源岩，储层与源岩成指状接触，有利于形成自生自储的致密油藏，该区扶余油层和高台子油层的产能均达到了工业开采价值，针对高台子油层部署的4口水平井分别开发高GⅣ1、GⅣ3、GⅣ4、GⅣ5致密油层，设计水平段长，穿越嫩江组、姚家组等极其不稳定地层，钻井施工难度大。根据实钻经验，结合地质情况，给出不同施工井段的钻具组合、钻井参数及轨迹施工要求，同时强化钻井液性能，最终实现了致密油长水平段水平井的快速优质钻井，为后续开发提供了宝贵经验。

随着油田进入开发的中后期，随钻测井仪器作为油气藏开发的前沿技术，得到了越来越多的应用。高温、高振动的井下工作环境，会导致较高的仪器故障率。通过分析大庆油田自主研发的DQ-LWD随钻测量仪器的故障现象及原因，对仪器电子测量系统的PCBA(成品电路板)进行耐高温、抗振设计。提出了元件与基板间接触散热、PCBA与壳体间散热、元件间减振、PCBA整体减振灌封等多种方法。通过在实验室模拟仪器高温振动的井下环境，对PCBA温升和最大应力进行测试，结果表明，仪器电子探测器温度能稳定控制在125℃以内，PCBA所承受的最大应力降低27%，应用过程中仪器元器件失效率降低23%，年平均故障率下降5.3%，有效的提高了DQ-LWD仪器的耐温抗振能力。

常规螺杆泵井检泵作业需起下油管才能完成，随着螺杆泵井数的不断增多，必然加大维护作业量。为此，借鉴杆式抽油泵原理研究杆式螺杆泵，设计配套的内外工作筒。根据螺杆泵的下泵深度、排量、扭矩等参数，对密封压力、防转扭矩和防上顶力进行优化，分别设计了密封机构、防转机构和防上顶机构。现场试验表明，该工艺能够满足小排量螺杆泵正常生产需要，并实现了不动管柱作业，在大庆外围油田低产井举升方面具有广阔的应用前景。

为研究抽油泵在井下工作时的振动与压力等参数情况，介绍了六参数实时监控装置的主要功能和组成，同时利用该装置对井下泵在不同工况下进行了测试。测试结果表明:柱塞抽油泵井在纵向(Y方向)振动较大，通过分析其振幅可为抽油机的柔性控制提供依据；单螺杆抽油泵井在横向(X、Z方向)振动较大，通过分析其振幅可为配套油管扶正器、锚定工具及锚定方式选择提供依据；通过沉没压力监测，为地面柔性控制柜实现闭环控制，使泵工作在合理沉没度下，达到供采平衡。

为降低油井检泵率和返工率(简称"两率")，延长检泵周期，开展了油井生产过程4个关键节点管理实践。将油井井下作业管理外延，在油井生产过程中设置正常井、异常井、待检井、作业井4个关键管理节点，对每个节点均实施全过程控制，从而延长油井的检泵周期。通过油井生产过程中4个关键节点管理的实施，油井检泵率和返工率分别降低了4.1%和3.3%，平均检泵周期延长101天，油井管理质量得到大幅度提升。

在压裂施工过程中，地层及套管受多种因素的影响，导致压裂施工后井下作业管柱被卡的事故经常发生。作业管柱被卡后，有时处理不当，易造成事故井复杂化，不仅延长作业时间，而且增加施工成本，直接影响油水井生产。分析了压裂施工后卡管柱事故的类型及原因，总结归纳了事故的常规处理方法；并通过处理压裂后卡管柱事故的事例，分析了卡管柱原因，提出完善施工工艺，从源头上控制、减少压裂后卡管柱事故的发生。

苯系物(苯、甲苯、乙苯和二甲苯,BTEX)是重要的环境污染物之一。BTEX高溶解,高挥发,高毒性的特点使其成为地下水污染关注的特点。强调了地下水中苯系物的来源及相关性质,总结了治理苯系物的历史应用技术,介绍了新兴修复技术并展望了未来的发展方向,为地下水中苯系物的处理提供借鉴。