沾3区块内源微生物驱油现场试验

针对胜利油田沾3区块水驱效果差、稳产难度大的状况,开展了内源微生物驱油技术研究。通过室内激活实验,获得了针对性的激活剂,物模驱油实验能提高采收率7%以上。在此基础上,开展了现场驱油试验。结果表明,激活剂在油藏中具有良好的激活性能,油藏内源微生物被大量激活,并取得良好的驱油效果,对应油井产油量由试验前的2.5t/d上升至14t/d,含水由试验前的95%下降至74.4%。     

邵家油田沾3 块内源微生物驱激活剂优化及现场试验

内源微生物驱是通过向油藏注入适当的激活剂,选择性地激活油藏中已有的微生物,实现微生物驱油。因此激活剂选择和优化对内源微生物驱来说至关重要。在对胜利油区沾3块油藏地质分析的基础上,分别以淀粉水解液为碳源、硝酸钠为氮源、磷酸氢二铵为磷源,以沾3-斜24井产出水作为激活对象,首先利用静态激活实验从微生物活性角度初步确定出2组激活剂配方;然后利用动态物理模拟对2组配方进行微生物群落动态变化规律及增油效果评价实验,最终优化出沾3块内源微生物驱最佳激活剂配方为0.3%淀粉水解液+0.2%(NH4)2HPO4+0.2%NaNO3,该配方物理模拟实验提高采收率平均大于6.7%。在胜利油区沾3块3口油井进行了单井吞吐现场试验,试验后单井平均日增油量为1.2t,含水率平均下降3.5%,见效周期超过3个月,截至2011年3月底累积增油量超过4000t。     

孤岛油田中一区馆3 区块聚合物驱后微生物驱油先导试验

为了探索微生物驱油技术在聚合物驱后油藏的适应性和驱油效果,在孤岛油田中一区馆3区块开展了先导试验。在室内筛选了激活剂配方,有效激活了试验区块的内源微生物群落;同时筛选了4株在油藏环境下能大量生长繁殖的外源高效驱油菌种,对试验区原油具有良好的乳化作用。室内物理模拟驱油实验结果表明,聚合物驱后微生物驱可提高驱油效率7.8%～8.3%。在室内实验基础上开展了现场试验,油井产出液跟踪检测结果表明,油藏微生物得到了有效激活,且具有良好的代谢活性,代谢产物乙酸根质量浓度最高可达105 mg/L;生产动态分析表明,试验后油藏的生产动态得到了显著改善,提高采收率为1.27%,试验期间试验区采出程度提高了4.7%,达57.8%。     

大庆卫星油田微生物驱油体系构建与评价

大庆卫星油田T区块存在大量的低效井及长关井,这类油井大多存在注水不受效、产量递减快以及含水率上升快等问题.针对T区块的油藏条件及微生物群落结构特征,通过细菌培养及物模实验,构建适合该区块的微生物驱油体系,有效提高原油采收率.研究表明:在构建微生物驱油体系时,需满足激活后总菌浓度大于108个/mL、烃氧化菌浓度大于106个/mL、表面张力小于45mN/m,且原油乳化效果良好;T区块内源菌激活效果较差,但外源菌枯草芽孢杆菌SL与油藏内源菌匹配性好,且具备良好的乳化效果;筛选得到枯草芽孢杆菌适用于T区块最佳营养剂配方为(NH4)2HPO42.0 g/L+NaNO3 3.0 g/L+糖蜜1.2g/L+玉米浆干粉3.0 g/L.该微生物驱油体系可降低表面张力至35.23 mN/m,可降低原油黏度88％,可提高采收率最高达12.21％,具备良好的现场应用潜力.     

沾3块内源微生物驱油物模研究

河口采油厂沾3块的开发形势和油藏特点非常适合开展微生物采油，室内在模拟油层环境的条件下，开展沾3块内源微生物可激活性研究和驱油能力研究，从实验结果得出沾3块内源微生物可以用现有的激活剂激活，并且能起到显著的增油作用，静态模拟实验的提高采收率幅度达到10％，动态模拟实验的提高采收率幅度达到5．1％。并通过实验现象的分析，对微生物提高采收率的机理进行了探讨。     

微生物驱油复合菌性能评价及其应用

为研究微生物驱油复合菌与油藏微生物对提高采收率产生的影响,利用T-RFLP和16SrRNA焦磷酸测序方法对比分析了复合菌与油藏微生物的菌群结构差别。通过室内产气和天然岩心物理模拟驱油实验,证实微生物驱油复合菌具有较强的产气增压效果,在用量0.32~0.50 PV的条件下,天然岩心物理模拟驱油可提高采收率5.3%。经现场12口试验井实施,合计增油2 178 t。其中有2口井进行了全过程的动态监测,发现微生物驱油复合菌及油藏中优势菌的丰度变化与采收率提高相关,这有助于改进并完善微生物驱油复合菌种及其培养基配方。     

克拉玛依油田六中区地层水内源微生物激活现场试验

克拉玛依油田六中区克拉玛依下亚组油藏属于普通稠油油藏,地层水中的内源微生物含量较为丰富,具有较好的内源微生物驱油潜力。在现场试验中,检测油井采出液中的总菌和内源菌浓度,总菌浓度提高1~3 个数量级,内源菌数提高1~5 个数量级,试验后采出液中的醋酸根离子浓度大幅度提高,碳酸氢根离子浓度也明显升高,表明油藏中的内源微生物明显被激活,产生了很好的激活效果。     

S12区块内源微生物驱油技术现场试验

为了利用微生物技术进一步提高原油采收率,针对S12区块开发现状和地质条件,通过对油藏内部的微生物群落结构组成、地层流体的性质进行分析,确定了实施内源微生物驱油技术的可行性。通过大量室内试验筛选了可以激活油藏中利于采油细菌的营养配方,并通过物理模拟试验确定了激活剂的注入浓度,物理模拟试验结果表明,在进行水驱之后,实施内源微生物驱油技术可提高采收率9个百分点以上,在室内试验的基础上进行了现场注入试验。现场跟踪测试结果表明,注入筛选的营养剂配方以后,油藏中的细菌被激活,并代谢产生了有利于提高原油采收率的物质,起到了一定的增油效果。     

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。     

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。     

内源微生物驱油激活配方筛选评价指标探讨

通过室内摇瓶实验和岩心驱油实验,系统分析了油田内源微生物激活实验过程中各项参数的变化规律,包括激活内源菌总菌数、6类内源菌菌数,水相pH值、乙酸根离子质量分数、水相粘度、水相表面张力,油相粘度、密度,实验产出气体体积,油水乳化效果和岩心驱油提高采收率值等。不同激活实验结果表明:内源菌总菌数可增加3个数量级以上;有益内源菌菌数可增加2个数量级;水相中的乙酸根离子质量分数和水相粘度有所增加;实验中可以产出不同体积的气体,气体成分主要为CO2;油水乳化效果差异较为明显;岩心驱油提高采收率值为6%～9%;上述参数变化具有一定的规律性,与微生物驱提高采收率机理一致,可以作为内源微生物驱激活配方筛选的评价指标参数。     

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。     

辽河油田高3618区块火线预测及注采参数优化

辽河油田高升稠油油藏高3618区块受储集层强非均质性、井间干扰、孔喉堵塞等影响,火线推进不均匀,火驱效益低,为此,通过火驱物理模拟实验,明确原油不同氧化阶段的温度界限,利用阿伦尼乌斯方程修正动力学参数,在基础井网上建立井间连通性模型,定量表征注采井间连通程度。并用高温气体示踪剂模拟方法验证连通性模型合理性,两者结合表征火线的运移轨迹,拟合精度提高到85%。通过数值模拟方法优化注采参数来调控火线,减缓气窜,增大了火驱波及系数,提高了原油采收率。如I5-0151C2井与I51-156井初始日注气量均为10 000 m³,I5-0158C井为10 500 m³,注气井月增注气量3 000 m³,水平井定液量100 m³ /d,参数优化后能够有效维持火线均匀推进,火驱波及系数扩大了8.74%,采收率提高了6.37%。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

阴离子双子表面活性剂驱油性能研究

对比了硫酸酯双子表面活性剂GA12-4-12与十二烷基硫酸钠的油水动态界面张力及驱油效果,研究了GA12-4-12与非离子表面活性剂ANT1、ANT2复配体系在不同渗透率和不同矿化度条件下的驱油性能。结果表明,GA12-4-12具有优于单链表面活性剂的界面活性和提高采收率能力,使用浓度仅为800 mg/L时,在水驱(65.38%)基础上提高采收率11.67%。GA12-4-12能适用于中、低渗油藏,其提高采收率的能力随着矿化度的增加而逐渐下降。复合驱替实验表明,在2.5×105mg/L矿化度条件下,在水驱(60%)基础上,SP体系(400 mg/LGA12-4-12+100 mg/L ANT1)使渗透率为48.3×10-3μm2的低渗透率岩心提高采收率10.67%;在5×104mg/L矿化度条件下,在水驱(57.89%)基础上SP体系(400 mg/L GA12-4-12+100 mg/L ANT2)使渗透率为417×10-3μm2的中低渗透率岩心能提高采收率8.42%。     

高温油藏内源微生物的堵调及种群分布

针对高温高压油藏（65℃、11MPa）,以其中内源微生物群落为主要对象,利用物理模拟及分子生物学手段研究了内源微生物被激活后与多孔介质间的相互作用及其群落分布特征。研究发现,内源微生物激活后使岩心渗透率由1.64 μm²降至1.01μm²。多孔介质和油水两相界面均表现出显著的细胞截留能力,水驱2PV后产出液细菌浓度由10⁸个/mL降至10⁶个/mL以下,而每毫升岩心中细菌总量约为7×10⁸个。利用分子方法研究群落结构发现,以糖类、烃类和脂肪酸为底物的代谢活动已被激活并在产出液或岩心不同位置形成优势,并且产出液和岩心中产甲烷古菌一致,而岩心内细菌种类丰富(＞20种嗜热菌),且多样性高于产出液。     

组合驱提高原油采收率实验研究

根据河南油田双河北Ⅱ4-5块已完成聚合物和微凝胶驱的现状，提出了对聚合物驱、聚合物／表面活性剂二元复合驱、微凝胶驱优化组合进行组合驱提高其原油采收率的观点。并在数模优化组合驱段塞构成的基础上，对不同渗透率的天然岩心与人造岩心进行了驱油实验。实验表明在双河北Ⅱ4-5块聚合物驱后实施组合驱提高原油采收率不仅可行，而且采收率（天然岩心）达13％。在最佳注入速度（14．2m／d）下，采收率高达15．7％。其驱油机理是调堵提高波及系数和降低油水界面张力而提高洗油效率。