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。     

石油磺酸盐复合体系在稠油热采领域的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究，对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究，通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力，研究石油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力，研究不同注入方式对提高采收率的影响，研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力，提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次，单井降低注汽压力0．5～2．6MPa，周期采油量增加190～480t，截至2004年底已累计增油4600t。     

稠油注蒸汽高温降碱剂JJ-9的性能及应用

探讨了注蒸汽过程中蒸汽凝析液的强碱性对碱敏油藏造成较大伤害的原因。对研制的降碱剂JJ-8和JJ-9的高温腐蚀性进行了评价;分析了反应时间和反应温度对降碱剂JJ-9腐蚀速率的影响;优化了降碱剂的注入方式。结果表明,降碱剂JJ-9在高温条件下腐蚀性很低,N80试片的腐蚀速率为2 mg／m2·h以下;JJ-9用量为0.2％就可以将蒸汽凝析液的pH降低到9以下;现场应用时将JJ-8作为前置液,JJ-9伴蒸汽注入的优化注入方式,可持续降低蒸汽凝析液的碱性,效果良好。     

稠油乳化降粘剂S-5的研制及应用

针对注蒸汽开采稠油油藏过程中存在的问题，研制出耐高温高效稠油乳化降粘剂S-5，并对其提高注汽采油效果进行了研究。结果表明，伴蒸汽注入S-5可明显降低开发初期注汽压力，提高蒸汽驱替效率，降低产出液中含水量，提高注汽周期的产油量及油汽比。将降粘剂S-5用于井筒降粘，可有效提高稠油井产量，解决井筒举升困难的问题。该项技术在胜利油田和大港油田推广应用后，取得了良好的经济效益。     

嗜烃乳化菌SL-1与内源菌协同驱油的菌群作用关系研究

为了探究稠油开采过程内-外源菌的协同驱油机理,以嗜烃乳化菌Geobacillus stearothermophilus SL-1作为外源菌,考察了该菌与内源菌群的协同降黏、降烃性能。通过16S rDNA扩增子测序,探讨了内-外源菌的协同作用关系。研究结果表明,添加菌株SL-1后,稠油中的长链烷烃被显著降解,原油黏度降低约79.5%。菌群结构分析表明,菌株SL-1的加入有效激活了烃降解菌、产氢菌等采油功能菌,产气量及甲烷含量升高,同时增强了菌群结构的稳定性,进而有利于采油功能菌代谢性能的发挥。物种相关性分析表明,菌株SL-1与Pseudothermotoga、Coprothermobacter、Gelria等产氢菌呈正相关性,这些物种间的相互协同可推动烃降解及产甲烷等进程,进而有利于提高稠油的采收率。本研究为菌株SL-1在稠油开采中的现场应用提供了理论支撑。     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定     

化学驱聚合物溶液配注工艺技术及矿场应用效果

胜利油田已有20年以上化学驱历史。但由于长时间开采,油藏条件愈加苛刻,产出水成分也愈加复杂,导致淡水配制母液、产出水混配稀释注入的聚合物溶液黏度逐年下降,严重影响了化学驱的开发效果。为了实现化学驱技术的绿色发展,通过系统分析聚合物溶液配制及注入全过程中导致黏度降低的因素,形成了使聚合物溶液低剪切、零剪切的4项关键技术：①生物竞争抑制法保证聚合物溶液黏度技术可以使"益生菌"微生物脱硫抑硫及遏制Fe²⁺产生,并可在化学驱领域大规模应用;②原位保留聚丙烯酰胺即时湮灭羟基自由基技术,该技术基于胶体化学DLVO理论,通过研制新型综合处理剂,从源头减少滋生硫酸盐还原菌的含聚油泥层产生;③聚合物溶液熟化参数优化方法,研发了聚合物溶液产出水母液配制、混配稀释一体化低剪切装置工艺;④大压差低剪切节流控制单元结构仿真模拟方法以及可测试调配一体化管柱注入工艺。聚合物溶液低剪切、零剪切关键技术已成功应用于胜利油田化学驱项目,实现了从淡水配制母液向产出水配制的转变,节约了淡水资源,还实现了甲醛杀菌向"益生菌"微生物脱硫抑硫的转变。     

蒸汽凝析液对地层的伤害研究及对策

注蒸汽采油时,蒸汽凝析液的强碱性会对油层造成较大的伤害。初步探讨了高温条件下蒸汽凝析液对地层的伤害机理。通过室内研究。筛选出JJ－8和JJ－9降碱剂,并对其注入工艺及腐蚀性进行了研究和测试。室内研究表明JJ－8和JJ－9降碱剂可有效降低蒸汽析液的碱度,减轻蒸汽凝析液对地层的伤害程度,提高注汽效率。降碱剂在单6东部超稠油区块的应用取得了较好的效果。     

一种微生物采油功能性激活剂激活特性及驱油性能*

为了解决常规激活剂在油藏深部的激活作用较弱的问题,胜利油田石油工程技术研究院研发了以长碳链高分子多糖为碳源的长效功能性激活剂,本文研究了该功能性激活剂的好氧激活、厌氧激活特性及该功能激活剂的驱油效果。研究结果表明,该功能性激活剂激活后菌数达到5×10~8个/mL以上,延长激活时间超过60 d,好氧激活微生物后乳化指数高达95%,厌氧激活微生物后产气压力达到0.058 MPa。经功能性激活剂激活后微生物代谢产物对原油的乳化分散及产气效果明显提高,功能性激活剂驱替岩心后在空白基础上提高驱替效率14.1%,比常规激活剂的提高4.5%,且岩心内剩余油明显向岩心出口端运移。功能性激活剂能够有效激活好氧及厌氧微生物生长代谢产生驱油作用,具有广阔的现场应用前景。图6表3参19     

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。