结核分枝杆菌RD12区T细胞表位分布情况预测及分析

目的预测并分析结核分枝杆菌(MTB)RD12区4个抗原的CD4+T和CD8+T细胞表位分布情况。方法在NCBI数据库上查询并获得各个抗原的氨基酸序列,用Blast分析其与MTB复合群及人类蛋白的同源性。利用SYFPEITHI、NETCTL、BIMAS和NetMHC数据库预测并分析MTB的RD12区抗原CD8+T细胞表位的分布情况;利用NetMHC数据库预测并分析MTB的RD12区抗原的CD4+T细胞表位的分布情况。然后,综合CD4与CD8表位预测,筛选出优势表位肽段。结果通过预测与分析,初步筛选出MTB的RD12区4个抗原的CD8+T细胞候选表位16个;CD4+T细胞的强结合候选表位234个,弱结合候选表位505个,综合CD4与CD8表位预测并分析,最终筛选出13个优势表位肽段。结论预测出来的T细胞候选表位将为结核病的特异性诊断及新的抗结核多表位疫苗的研究奠定基础。

塔河12区奥陶系油藏初期产水主控因素及措施

针对塔河12区奥陶系油藏开发初期产水主控因素不清的问题,基于油气运移特征,利用地震、钻井、测井、开发等资料,从构造特征、储层类型、开发设计角度出发,采用流体运移机理分析与实钻验证相结合方法,揭示了油藏开发初期产水主控因素为储集体类型、构造位置、古河道、井型设计等。现场采取残丘高点侧钻、缝洞体高点侧钻、部署水平井措施后,塔河奥陶系缝洞型稠油油藏降水增油效果显著。

下叶肺癌上叶12区淋巴结转移度情况分析

目的探讨下叶肺癌上叶12区淋巴结转移度的相关因素。方法本研究选取我院2016年1月-2017年12月下叶肺癌患者120例,本组患者全部接受开放性手术,对叶非小细胞肺癌行肺切除和淋巴结清扫术的患者胸内第1-12区淋巴结进行分区清扫,清除组织送实验室进行病理检查。结果 120例下叶肺癌患者中T_1 20例、T_2 39例、T_3 42例、T_4 19例。T_1、T_2、T_3、T_4、淋巴结转移率分别为5.00%、33.33%、35.71%、63.16%。T_1胸内淋巴结转移率低于T_2期,比较差异有统计学意义(χ~2=4.403,P=0.036)。T_2胸内淋巴结转移率低于T_3期,比较差异无统计学意义(χ~2=0.051,P=0.822)。T_3胸内淋巴结转移率低于T_4期,比较差异有统计学意义(χ~2=3.994,P=0.046)。右肺下叶、左肺下叶的胸内淋巴结转移率分别为1区0.83%、2区5.00%、3区3.33%、4区10.00%、7区20.00%、8区26.67%、9区17.50%、10区16.67%、11区10.00%、12区8.33%。左肺下叶1区1.67%、2区5.30%、3区5.00%、4区13.33%、5区3.33%、6区5.00%、7区2.50%、8区31.67%、9区25.83%、10区37.50%、11区3.00%、12区10.00%,经χ~2检查两者之间有显著差异(χ~2=37.515,P<0.001)。本组共有高分化癌37例、中分化癌44例、低分化癌35例、未分化癌4例,其胸内淋巴结转移率分别为16.22%、29.54%、51.43%、100.00%,经检验低分化癌与未分化癌之间有显著差异(P<0.05),中分化癌与高分化癌之间有显著差异(P<0.05)。结论下叶肺癌上叶12区淋巴结转移度与病理分期、分化程度有关,肺癌分化程度越高,淋巴结转移度越低。

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。

塔河油田12区奥陶系油藏东部区域岩溶古河道识别及其意义

塔河油田12区奥陶系油藏东部区域海西早期岩溶发育,地表水及地下水活动强,古河道的分布与岩溶储集层的发育有着密切的关系,因此研究该区域储集体发育状况的前提条件就是需要识别出古河道。首先,基于提取振幅、相干等地球物理手段,查明了研究区古河道的总体面貌;其次,通过实钻井钻、录、测井资料分析,识别出古暗河,并采用双峰灰岩段层拉平技术,恢复了研究区古地貌,识别出古地表河;最后,通过成图拼接技术,明确了研究区古河道的发育特征。同时,根据实钻井储集体发育及油气富集状况分析结果,认为古河道发育区具有两种优势的储集体发育模式,对于指导开发井位部署具有重要的意义。

柴达木盆地切12区沉积层序及对油气富集的控制作用

柴达木盆地昆北油田切12区发育厚层砂砾岩油藏。砂砾岩成因类型及分布规律认识不清是制约油藏开发的关键地质因素。综合利用地质、测井、地震及开发动态等资料,在等时层序地层格架内,系统研究砂砾岩的成因类型、分布规律及其对油气富集的控制作用。研究结果表明,切12区下干柴沟组下段发育冲积扇沉积,可划分出辫状水道、泥石流、漫流沉积、径流水道及洪泛平原5种沉积微相类型,可建立“泛连通体”夹间歇性水道、稳定水道形成的叠置分隔复合水道、辫状水道与漫流沉积侧向相间、径流水道镶嵌于洪泛平原泥岩4个沉积构型单元。垂向上,冲积扇整体表现为粒度下粗上细、湖进退积型的沉积序列;平面发育6个冲积扇体,呈由北向南迁移的规律。沉积相带对油气分布具明显控制作用,沉积构型单元控制油气纵向富集,扇体变迁控制油气平面聚集。

昆北油田切12区E_3~1油藏储层孔隙结构及物性特征

为解决昆北油田切12区E13油藏在开发过程中存在的问题,综合利用岩心、薄片、扫描电镜、物性以及压汞分析等资料,对该区储层孔隙结构及物性特征进行了综合研究。结果表明:切12区E13油藏以砾岩沉积为主,粒径较大;储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩;储层孔隙类型主要为原生粒间孔隙,其次为裂缝(构造缝)以及各类次生孔隙;压汞实验表明该区孔喉半径砾岩最粗,渗透性最好,根据压汞曲线形态可将孔隙结构分为4种类型:粗喉大孔型(Ⅰ)、粗喉小孔型(Ⅱ)、细喉大孔型(Ⅲ)和细喉小孔型(Ⅳ),其中细喉大孔型(Ⅲ)、细喉小孔型(Ⅳ)在区内最发育;研究区储层物性较差,属于低孔特低渗储层,但储层孔渗相关性较好,储层物性受沉积、成岩及构造作用的多重控制。

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。

昆北油田切12区下干柴沟组下段Ⅲ油组岩屑测井识别

针对柴达木盆地昆北油田切12区下干柴沟组下段Ⅲ油组砂砾岩、高阻层识别难度大的问题,利用岩心、薄片、试油、测井等资料,应用地质、测井综合分析方法,探讨了岩屑含量的测井响应特征与定量计算方法,并将其应用于单一砂砾岩层中物源方向研究、主分流河道确定、高阻水层识别和岩性引起的高阻层感应电阻率校正。岩屑含量与测井曲线的幅度存在一定关系,根据这一关系,建立声波时差和感应电阻率计算岩屑含量的方程,并根据由岩屑含量变化引起的声波时差和感应电阻率变化量的关系,建立了感应电阻率校正方程;通过对岩屑含量变化引起的高感应电阻率异常值的校正,解决了研究区高阻水层的识别和由高阻岩屑引起的含油饱和度误差校正问题。

塔河油田12区注水替油效果分析与认识

塔河12区奥陶系碳酸盐岩油藏岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性,钻遇定容体所占比例很大,针对这类油井压力递减迅速普遍采取注水替油开发措施。本文对比了几口注水替油井,分析认为:储层物性较好,前期含水率较低的井,适合进行注水替油开发。并且针对各种不同地质情况,提出了提高注水替油效果的方法。

塔河油田12区一间房组油藏原油分布特征

塔河12区是塔河油田的重点开发区块,属区域不整合面下灰岩溶蚀孔洞缝型块状油藏。原油从正常原油至重质稠油,并具有东南部轻、西北部重的特征。主要受控于早期改造、后期油气充注及灰岩储层非质性。

塔河油田12区5小区卡层影响因素及卡层管理措施

塔河油田12区块5小区中完卡层工作,相对于塔河油田其它区块来讲卡层难度大;客观上本区特殊的地质演化背景所形成的地层序列复杂。主观上卡层难度识别不力、卡层方法单一。若进入目地层过多,由于T74界面上下地层压力不同可能造成井漏;若预留过多则对后期采油产生不利影响。为了更好的完成中完卡层,建设高效优质油气井,本文总结近年来12区5小区的中完卡层现场经验,对相关的影响因素进行了全面的分析梳理,力争提炼出相对优化的卡层管理措施。

影响切12区E3^1油藏产水的地质因素

开发过程中出水往往会影响采收率,针对切12区E3^1油藏,以储层特征为基础,结合水流向分析,找出了影响本区产水的主要地质因素。

塔河油田12区5小区中完卡层方法探讨

塔河油田奥陶系目的层顶界的卡取直接影响井下安全施工和后期油气开采,12区5小区奥陶系上统恰尔巴克组标志层不明显,地层发育厚度横向变化大。已完钻井证实,研读地质设计和邻井资料,掌握地层发育特征,结合地震时间偏移剖面图,宏观分析、预测地层深度和厚度;利用碳酸盐岩分析仪等手段准确识别岩性,做好地层划分,结合控时钻进等手段卡取目的层顶界,在12区5小区中完井深卡层取得了良好的效果。

塔河油田12区定向井钻井液技术

塔河油田12区是中石化西北油田分公司的主力开发区块之一,为了提高可采储量、单井采油率,在该区块所布的定向井逐步增多,这就对钻井施工过程中的钻井液技术提出了更高的要求。12区定向井钻井液施工的重难点是"上部地层防缩径,下部地层防塌、防卡和防漏",上部地层钻井液以控制流变性为主,下部地层钻井液以确保防塌能力、封堵能力和润滑能力为主,完井前以油气层保护为重点。通过对该区块定向井钻井液施工情况进行分析总结,提出了较为完善的钻井液施工方案。

SOX4和SOX12基因在多发性骨髓瘤中的表达及其与临床病理特征及预后的相关性

目的探讨性别决定区Y框蛋白4(SOX4)和性别决定区Y框蛋白12(SOX12)基因在多发性骨髓瘤患者血清中的表达,及其与临床病理特征及预后的相关性。方法选取2019年5月至2020年5月该院诊治的87例多发性骨髓瘤患者作为研究组,对患者进行3年随访,根据3年内的预后情况分为生存组和死亡组,另选取同期在该院体检的87例健康者作为对照组。采用Pearson相关分析SOX4基因表达水平与SOX12基因表达水平的相关性;采用受试者工作特征(ROC)曲线分析SOX4和SOX12基因对多发性骨髓瘤患者预后的预测效能;采用Kaplan-Meier生存曲线分析多发性骨髓瘤患者SOX4和SOX12基因表达与患者生存率的关系。结果研究组SOX4和SOX12基因表达水平均高于对照组,差异均有统计学意义(P<0.05);多发性骨髓瘤患者SOX4基因表达水平与SOX12基因表达水平呈正相关(r=0.689,P<0.05);不同ISS分期多发性骨髓瘤患者SOX4、SOX12基因表达情况比较,差异均有统计学意义(P<0.05)。不同SOX4、SOX12基因表达情况多发性骨髓瘤患者HbA1c、CRP、PLT、血清钙水平比较,差异均有统计学意义(P<0.05)。死亡组SOX4和SOX12基因表达水平均高于生存组,差异均有统计学意义(P<0.05);SOX4和SOX12基因单独检测评估多发性骨髓瘤患者预后的曲线下面积(AUC)分别为0.631、0.771,二者联合检测的AUC为0.839,AUC明显大于SOX4和SOX12基因各自单独检测的AUC(Z二者联合与SOX4=2.142、P=0.032,Z二者联合与SOX12=3.833、P<0.001);SOX4基因高表达患者3年生存率(63.64%)低于SOX4基因低表达患者(83.08%),差异有统计学意义(χ^(2)=4.544,P=0.033),且生存时间也少于SOX4基因低表达患者;SOX12基因高表达患者3年生存率(53.84%)低于SOX12基因低表达患者(82.43%),差异有统计学意义(χ^(2)=6.402,P=0.011),且生存时间也少于SOX12基因低表达患者。结论多发性骨髓瘤患者SOX4和SOX12基因表达水平与临床病理特征及预后关系密切,二者联合检测对多发性骨髓瘤患者的预后具有较高预测效能。

滴12井区八道湾组扇三角洲隔夹层对注采效果的影响

准噶尔盆地滴南凸起下侏罗统八道湾组属扇三角洲前缘亚相。在岩心观察的基础上,结合物性资料,查明该区扇三角洲砂体内部主要发育泥质隔夹层和物性隔夹层;利用测井数据确立了隔夹层的岩电关系识别标准,探讨了隔夹层的平面、剖面分布范围,指出隔夹层主要分布在河道顶部、砂坝底部和分流间湾中央。结合注采井示踪剂的验证,明确了研究区储集层砂体的叠置连通关系与隔夹层的分布规律是影响注采效果的重要原因。

准噶尔盆地滴西12井区呼图壁河组储层研究

利用岩心常规分析资料研究准噶尔盆地滴西12井区呼图壁河组储层特征,分析油气开发过程中油气储层敏感性因素。滴西12井区呼图壁河组砂岩储层主要岩性为细砂岩和粉砂岩,储层中具膨胀性能的蒙伊混层矿物质量分数高。储集空间主要为原生粒间孔,其次是剩余粒间孔。储层孔渗性分别以中孔高渗-粗喉和中孔低渗-中喉为主。呼图壁河组储集层具有强盐敏、中等水敏和体敏、弱速敏的特征。油田开发措施:提高注入水速度;由于油层水敏为中等,注水前注入稳定剂;注意水的矿化度,防止由于盐敏造成储层的破坏。

滴12井区八道湾组油藏深部调驱技术早期应用效果

针对滴12井区八道湾组油藏非均质性严重、大孔道发育、含水上升速度较快、小剂量调剖效果较差等特点,提出深部调驱技术早期介入、区块整体进行深部调驱的治理思路。研发了适合该区块的以聚丙烯酰胺为主的深部调驱凝胶体系,该体系具有很好的成胶强度和封堵效果,现场试验为了提高对较大水窜通道的封堵能力,在调驱凝胶体系中加入了固相颗粒。2010年在滴12井区进行了4个井组的调驱措施,注水井平均注入压力上升1.85 MPa,措施井组日产油由2.0 t上升到最高3.1 t,综合含水由57.8%下降到56.6%,4个井组目前累计增油1 063 t,效果较好。

滴南凸起滴西12井区薄层低电阻率气层识别技术

滴西12井区位于准噶尔盆地陆梁隆起东段的滴南凸起上,该区钻探显示白垩系呼图壁河组储集层均为1至几米的薄砂层互层,区域勘探阶段,有3口井5个层段在呼图壁河组呼一段获高产工业气流,展示了该区呼图壁河组薄层砂体具有极高的含气潜力。由于该区域白垩系呼图壁河组油气水分布复杂,表现为"一藏一砂",加之地层水性质变化较大,应用常规电阻率解释的油、气、水层与实际试油结果符合率低。采用录井与测井相结合识别气层,极大地提高了气层识别的准确率,该方法用于老井重新评价,取得了较好的效果。