宝力格油田微生物驱物理模拟实验研究

针对宝力格油田微生物驱过程中存在的问题,通过室内物理模拟实验对不同驱替介质提高采收率的作用、产出细菌浓度与注入细菌浓度的关系以及营养液浓度对维持产出液细菌浓度的影响进行了深入研究。结果表明,通过注入1%的菌液及营养液进行微生物驱时可提高采收率16.77%,当产出液经补充营养液及菌液并发酵10~12 h后再继续进行微生物连续驱时可进一步提高采收率5.74%,产出液细菌浓度达到108个/mL以上。但由于岩心对菌体的吸附作用以及岩心渗透率对微生物运移的影响,产出液细菌浓度始终要低于注入细菌浓度一个数量级以上。采用产出液回注并补充0.25%以上的营养液时,可使产出液细菌浓度维持在107个/mL以上。研究结果可为现场注入方案设计提供技术支持。     

内源微生物驱油物模实验及其群落演变研究

针对胜利油田孤岛中一区Ng3地层水的性质设计激活剂配方,在物理模拟条件下有效激活内源微生物,同时将硫酸盐还原菌浓度控制在50个/mL以下。微生物经激活后代谢活跃,产乙酸达346 mg/L,产出气体中甲烷含量5%。通过变性梯度凝胶电泳及其条带测序,定性分析了激活后内源微生物群落中的15个不同内源菌属,其中以嗜热厌氧菌为主,部分种属代谢产生的低分子有机酸、CO2和H2等,被其它细菌或产甲烷古菌作为代谢底物而利用,这些微生物组成了物理模拟实验条件下的完整代谢体系。     

内外源微生物复合吞吐技术在常规稠油低效井中的研究与应用

微生物单井吞吐可以有效提高稠油低效井产能,为了强化微生物作用效果,对内外源微生物进行综合研究。利用激活剂体系（糖蜜3g/L,玉米浆2g/L,硝酸钠1.5g/L,磷酸氢二钾1.2g/L,磷酸二氢钾1g/L）对地层水进行内源微生物激活,添加嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1进行细菌浓度和乳化能力研究,利用微生物复合吞吐技术对稠油低效井进行单井处理。结果表明,内源微生物被有效激活,细菌浓度峰值为5×108个/mL,乳化指数最高可达95%,产气量最高达260mL;相比单纯激活内源微生物,添加外源菌后细菌浓度由2×108个/mL增加至9×108个/mL,乳化指数峰值时间由20d缩短至15d。GO7-53X145井和SJSH14-8井取得了显著增油降水效果,为微生物吞吐技术的应用提供了一种新思路。     

胜利油田辛68区块内源微生物驱油现场试验

针对胜利油田辛68区块埋藏深、高温高盐,不适合化学驱和转热采提高采收率的开发矛盾,开展了内源微生物驱油技术研究。在对区块微生物群落结构分析的基础上,通过室内研究,获得了长链碳源类激活剂体系,能够激活不同种类功能菌达到10~8个/mL以上,乳化原油粒径小于10μm。物理模拟实验表明,提高驱替效率8.5%。现场激活吞吐试验后收到了明显效果,油藏中微生物被有效激活,产出液表面张力降低,乳化油滴增加,原油黏度降低,油井产油量由试验前的1.0t/d提高到1.8t/d,含水率降低14%,增油降水效果显著。     

聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油现场试验

针对聚合物驱后油藏内源微生物的生长特点,对大庆油田萨南开发区南二区东部聚合物驱后典型油藏开展了激活内源微生物驱油现场试验。通过优选由玉米浆干粉、硝酸钠和磷酸氢二铵构成激活剂,与保护剂聚合物交替注入,并运用分子生态学末端限制性片段长度多态性方法分析了内源微生物激活前后群落结构的变化规律,研究了利用内源微生物驱油技术的可行性。现场试验结果表明：聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果;油藏驱动压力的动态变化及代谢产物气体组分CH₄和CO₂的δ¹³C同位素含量波动,验证了激活剂的加入促使油藏内源微生物微氧和无氧代谢交替进行;产出液的各项生化监测指标均有明显变化,激活后优势菌群为Pseudomonas、Thauera和Arcobacter,且丰度增高;试验区阶段累计增油3 068.13 t,含水率下降2.2% ,驱油增产效果明显。该试验的成功实施证明了聚合物驱后油藏采用激活内源微生物驱油的工艺方法是可行的,并为同类油藏进一步提高采收率提供了可借鉴的方法和途径。     

油田内源微生物驱油矿场试验

模拟油田试验区块的地层条件,选用长600mm,内径52mm岩心进行物理模型实验,直接加入激活剂厌氧培养,进行内源微生物驱油模拟试验,评选出适用于试验区块的激活配方,试验证明W4复合激活剂较常规水驱提高原油采收率12.0%。将此配方应用试验区块2个井组:8-10和6-3井组进行矿场试验,只加入激活配方,其中14-3采油井施工前地层采出液中有益菌群反硝化菌2.0×103个/mL,烃降解菌2.0×102个/ml,产甲烷菌群6.7×102个/mL,措施后60天采出液中反硝化菌达2.0×107个/mL,烃氧化菌2.0×107个/ml。产甲烷菌群2.0×107个/mL。有害菌群施工前铁细菌2.0×104个/mL、硫细菌5.0×104个/mL、硫酸盐还原菌个/mL,到措施后66d铁细菌50个/mL,52d测定硫细菌100个/mL,在施工52d后地层采出液中已监测不出硫酸盐还原菌。施工后6口采油井原油产量由试验前的平均产油量7.2t/d,增加到13.8t/d,施工后采出液含水明显下降。W4复合激活剂应用于矿场试验,起到了激活有益菌,抑制有害菌,提高原油采收率的目的。     

动态驱替内源微生物生长代谢与驱油效率关系

油藏内源微生物的生长代谢活性直接影响内源微生物驱油技术现场实施效果,摇瓶培养及一维物理模拟实验手段无法真实模拟微生物动态驱替过程。利用三维物理模拟实验体系,开展了内源微生物驱油过程中内源微生物群落生长代谢规律研究。研究结果表明：由于多孔介质对激活剂的滞留和吸附作用,三维模拟动态驱替体系中内源微生物群落激活剂消耗C∶N∶P比传统微生物培养的比例低,而且不同生长阶段的组分消耗比例不同;模拟油藏环境的动态驱替体系中,内源微生物群落生长代谢呈现出与传统微生物培养相似的延滞期、对数生长期、稳定期和衰亡期,但生长周期明显延长。内源微生物群落生长代谢规律与生产动态之间存在明显的对应关系,生长延滞期含水无明显变化,对数生长和稳定期含水快速降低,进入衰亡期后驱替效率快速降低,该认识与现场产出液微生物浓度与生产动态变化规律一致。     

近10年中国天然气工业快速发展

近10年（2012—2021年）中国天然气工业快速发展,主要是：①近10年共产气15 105.2×10⁸ m³,是前10年（2002—2011年）总产气量6 468.38×10⁸ m³ 的2.3倍;②天然气储量猛增,近10年新增探明天然气地质储量84 499.58×10⁸ m³ ,是前10年总储量55 696.57×10⁸ m³ 的1.5倍;③页岩气勘探开发开花结硕果,近10年发现并探明7个页岩气田,新增探明页岩气地质储量2.74×10¹² m³,累计生产页岩气920×10⁸ m³;④年产百亿方大气田前10年2个,近10年为3个;⑤长输气管道四通八达,近10年建成长输气管道60 766.5 km,是1949—2011年间建成管道长度的2.6倍。     

内源微生物长岩心激活实验研究

用800 cm长岩心驱替系统,对新疆油田某区块内源微生物驱油进行了室内物理模拟研究,跟踪检测了模拟过程中微生物、营养物及代谢产物的变化。实验结果表明,长岩心不同位置的激活效果不同,大致分为富氧段、缺氧段和厌氧段三段。岩心不同位置的好氧菌菌数不同,富氧段菌数明显高于厌氧段。各取样点表面张力的变化没有规律,有升有降,表面张力从初始的57.7 mN/m降至最低值41.51 mN/m。驱出液中微生物、营养物和代谢产物的运移规律相似,随驱出体积的增加,菌数、总碳和总氮含量先增加后降低。激活后有益菌数量大幅增加,硫酸盐还原菌数量得到有效抑制,最终提高采收率幅度达5.84%。内源微生物在油层条件下被有效激活,初步验证了内源微生物两步激活理论,表明内源微生物驱油具有良好的驱油效果和发展前景。图5表1参12     

内源微生物提高采收率实验研究

为了探讨在胜利油田沾3区块注入以玉米浆为主的营养物刺激内源微生物生长和繁殖从而提高采收率的可行性，用MPN法对油藏内源微生物的群落组成进行了分析，并在模拟油藏条件下进行了内源微生物培养实验和岩心驱替实验。结果表明，腐生菌、烃类氧化菌、发酵菌等是油藏中存在的主要微生物群落；注入玉米浆可以有效刺激内源微生物的生长与代谢，产生表面活性剂和生物气，有利于驱油；硝酸铵可以有效抑制硫酸盐还原菌的生长。向岩心注入0．4PV的营养物，玉米浆浓度10～20mL／L，并关闭培养10～20d后，采收率提高约8％。实验证明，利用内源微生物提高沾3区块采收率是可行的。     

特低渗砂岩储层物性下限确定方法——以永进油田西山窑组储集层为例

准噶尔盆地永进油田西山窑组储集层孔隙度的分布范围在4%～6%之间,渗透率分布范围在0.01×10^-3～0.30×10^-3μm²之间,属典型的特低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用经验统计法、含油产状法、物性试油法、核磁共振法、最小流动孔喉半径法、驱替压力法等6种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为6%、渗透率为0.08×10^-3μm²,为有效厚度划分及储量计算提供了依据。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。     

川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10~4 m~3提高到26.3×10~4 m~3、最高测试日产量达到62×10~4 m~3,威远区块井均测试日产量由11.6×10~4m~3提高到23.9×10~4 m~3、最高测试日产量达到71×10~4 m~3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10~8 m~3、部分超过2×10~8 m~3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10~8 m~3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。     

渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生，其探明储量约占天然气总探明储量的12 % 。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化，也使渤海海域生物气成因类型不清，其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比，稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大，以干气为主，并含有一定量的二氧化碳和氮气，甲烷碳同位素值偏轻，δ¹³C₁介于-35 ‰~-55 ‰，丙烷碳同位素值偏重，具有同位素倒转现象，二氧化碳碳同位素值重，δ¹³C_co2介于-10 ‰ ~20 ‰ 。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果，有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中，因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围，此外，含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素，中—低矿化度的NaHCO₃型或CaCl₂型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物，所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域，储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×10⁸t，其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×10⁸t，根据原油的生物降解模拟实验，1 m³原油每天可产生0.14~0.62 m³甲烷气体，每年可产生52.01~255.5 m³甲烷气体，若深度2 000 m为原油降解界限，据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×10¹²m³，具有非常大的勘探潜力。     

大庆油田聚合物驱后周期分质注聚合物技术

为进一步提高聚合物驱开发效果,针对不同渗透率地层,研究了不同分子量聚合物分子回旋半径与地层孔喉半径的配伍关系,结合周期注水原理,形成不同分子量聚合物溶液周期注入技术。在考虑聚合物井筒炮眼剪切降黏作用下,地层平均渗透率为35×10-3μm2时,应选用800×104分子量聚合物;平均渗透率为100×10-3μm2时,应选用1 200×104分子量聚合物;渗透率大于300×10-3μm2时,应选用2 500×104以上分子量聚合物;分质注聚合物半周期控制在约3个月为最佳。相比传统笼统注聚合物方法,周期分质注聚合物技术可以综合聚合物驱及周期注水技术,更为有效地提高石油采收率。     

鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马五1+2储层特征及成因

基于岩心、薄片和分析化验资料,研究鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马五¹⁺²亚段的储层特征及成因。结果表明,研究区马五¹⁺²亚段具有多样性的储集岩类和储集空间类型。储集岩类包括含膏模孔泥粉晶云岩、颗粒云岩、砂糖状中-粗晶白云岩、微生物碳酸盐岩和溶洞充填砂质角砾云岩。相应的储集空间有膏模孔、渗流物间微孔、粒间（溶）孔、粒内溶孔、晶间（溶）孔、窗格孔和砾间残余孔洞。研究区储集层整体表现为低孔、低渗孔隙型。其中,储集性能以含膏模孔泥粉晶云岩最佳,但发育频率及规模一般;而颗粒云岩和溶洞充填砂质角砾云岩储、渗性能略低于前者,但分布频率及发育规模更大。储层成因分析发现,研究区储层发育主要受沉积微相、多期叠合型岩溶的控制,为典型的相控岩溶型储层。砂屑滩和膏云坪是储层发育和后期岩溶叠加改造的物质基础,未成熟期表生岩溶对膏质团块的溶蚀以及岩溶水沿早期砂屑滩孔渗层顺层流动溶蚀是储集层形成的关键,而成熟期表生岩溶叠加改造未成熟期表生岩溶及其混合充填作用则使得先期储集层遭到破坏或消失。     

鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏气源条件

通过鄂尔多斯盆地上古生界气源条件的综合分析,确定优质烃源岩是控制致密砂岩大气田形成分布的主要因素,并结合试气结果分析致密砂岩大气田形成的生气强度下限。首先对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩的厚度、有机碳含量和热演化程度等参数进行对比;接着在类比分析的基础上计算求取生气强度,并将其与试气成果结合进行综合分析。气源条件分析结果显示,鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩品质好、分布广、热演化程度高,其生气强度介于10×10⁸~40×10⁸ m³/km²,具有高强度、大范围的供气特点;盆地西部生气强度介于10×10⁸~20×10⁸ m³/km²,而盆地东部生气强度相对较高,多大于16×10⁸ m³/km²。综合分析认为:优质烃源岩是形成致密砂岩大气田的主要因素之一,从宏观上控制了鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层内气、水的空间分布状态;由于为近距离成藏,其天然气聚集效率高,因此上古生界准连续型致密砂岩气藏的生气强度下限可降低至10×10⁸ m³/km²左右。     

黑海水合物气资源评价

黑海是欧洲东南部和小亚西亚之间的内海,是古地中海的一个残留盆地。从20世纪70年代到90年代科学家多次在黑海发现了天然气水合物样品,证实了天然气水合物广泛分布在黑海陆坡、陆脚和深水盆地。综述了多篇文献对黑海水合物气的资源评价结果:黑海天然气水合物稳定带的厚度依据海底深度变化而变化,海底深度越大,气水合物稳定带的厚度越大,反之亦然;黑海气水合物稳定带沉积物体积为25600～30000km2,天然气水合物的体积为(300～350)×109m3,其中天然气水合物所含的天然气为(42～49)×1012m3。     

川西下二叠统超深气井网络裂缝酸化优化设计

四川盆地西部下二叠统储层具有超深、高温、高压的特点,天然裂缝发育,钻井液漏失污染是制约该区储层增产改造效果的主要原因,酸化是彻底解除漏失污染的首选增产措施。为此,提出了最大限度降低污染表皮系数的酸化设计思路,建立了深层天然裂缝开启的临界排量计算模型;改进实验尺度天然裂缝岩样的酸化模型,建立了井筒条件下酸液有效作用距离和裂缝开度预测模型,在此基础上建立了网络裂缝酸化的表皮系数计算模型。现场应用结果表明:(1)当注酸排量为5.0 m~3/min时,S1-1井任意倾角的天然裂缝均能开启;(2)当注酸量大于100 m~3时,大排量注酸的优势逐渐体现;(3)以最大限度地降低表皮系数为目标,优选了S1-1井网络裂缝酸化的注酸排量为4.5 m~3/min,注酸量为210 m~3。S1-1井按照优化设计思路成功实施了网络裂缝酸化,获得了83.7×10~4 m~3/d的高产工业气流。结论认为:网络裂缝酸化技术是实现该区超深、高温、高压、天然裂缝发育储层增产改造最安全、经济、有效的模式。