胜利油田沾3断块内源微生物现场激活试验及分析

针对胜利油田沾3断块开发难度日益增加的状况,通过激活地层内源微生物来达到提高原油采收率的目的。经过室内物模试验,得到具有较强针对性的激活体系,激活后菌浓能提高4个数量级,而硫酸盐还原菌被有效抑制,物模驱油试验能在水驱基础上提高采收率7%以上。为了验证室内研究获得的激活剂在实际油藏中的激活效果,采取油井单井吞吐的方式,在沾3断块沾3-26井、沾3-X24井、沾3-25井3口油井开展内源微生物现场激活试验。结果表明,油藏内源微生物均被大量激活,其中沾3-26井激活后细菌总量从102个/ml提高到106个/ml,乙酸根离子浓度由试验前的35mg/L上升到554mg/L,另外2口油井也取得了较好的激活效果。现场激活试验结果为沾3块实施内源微生物驱油技术奠定了基础。     

新型激活剂提高内源微生物驱油效果研究及应用

为了提高内源微生物驱油效果,引入微生物生长促进因子,形成一种新型激活剂体系。当新型激活剂体系中微生物生长促进因子RPOS-12质量分数为0.05%时,激活后内源微生物数量大于8.8×10~8个/mL,同时提高了两种功能菌的含量,即乳化菌由10~4个/mL提高至10~6个/mL、产脂肽菌由10~3个/mL提高至10~4个/mL。该体系激活后对柴油乳化指数达到100%、原油降黏率达到95.79%,洗油效率达到95.07%,一维物模实验提高水驱稠油采收率17.7%。现场试验表明,试验区单井产油量由4.3t/d升至8.1t/d,含水率从95%下降到86.5%,6个月4口井累增油量1 639t。     

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。     

海上油田微生物驱油体系的建立及效果评价

针对渤海某稠油油藏地层条件及基础菌群特征,筛选有效激活剂,激活地层中有益微生物菌群,并筛选功能菌群进行地面发酵后回注,以弥补无空气注入导致的近井地带好氧区微生物代谢活动的不足。由于海上油田注采强度大,为了避免营养药剂随注入水过早采出,影响微生物繁殖,创新性地建立了营养凝胶体系,以增大营养组分滞留时间,从而激活油藏深部微生物。通过室内岩心驱替试验优化了营养凝胶和微生物驱剂的段塞大小,二者共同作用下可提高采收率18.4%,目标试验区微生物驱油应用潜力较高。     

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。     

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。     

本源微生物激活/调驱复合体系先导试验研究

所报道的复合体系中,本源菌激活/调驱剂由好氧、厌氧菌激活物和吸水膨胀颗粒按3:1:1质量比组成,含有淀粉56.0%、蛋白质13.0%、纤维素10.5%、矿物质5.3%、脂肪4.2%,另外加有聚合物作为固体颗粒悬浮剂.注入复合体系后随即注入空气激活好氧菌.先导试验在有5口油井、含水平均94.1%的羊丛14井组实施两轮,在有6口油井、含水40.7%～95.0%的港西42-6-1井组实施一轮.通过羊丛14井组第一轮试验,根据注入压力将激活/调驱剂浓度由30g/L提高至50g/L,将聚合物浓度由0.4g/L提高至1.0g/L;根据3口油井菌数变化并考虑化学需氧量,将按激活半径1.5m、孔隙中气液比3:1计算的注入空气量920m3大幅提高至7000m3;注空气工艺由双段塞式改为五段塞式,每月注一次,每次1400m3,共注5次.激活/调驱施工后注水压力上升,油井产出水中FMB、HDB菌数增加,SRB菌数减少,一些油井产油量增加,港西42-6-1井组试验有经济效益.一部分油井未见效果的原因有待深入研究.     

采油微生物激活产气实验研究及在大庆油田的应用

为解决微生物采油室内实验科研需求,设计了一种新式物理模拟产气装置,该装置解决了原有方法难以填装天然岩心来模拟油藏条件下微生物产气的问题,以及微生物作用原油产气过程中气体压力难以实时监测与采集的问题。应用该装置对设计的内源微生物激活剂激活培养,所产气体压力最高可达到1.1 MPa,其中甲烷的含量达到77.79%。所筛选出的激活配方应用到矿场实验后取得了良好效果,激活剂注入后,井口注入压力迅速升高,两轮注入后注入压力累计升高3.5 MPa,试验期间增油3 593 t,提高采收率2.26%。     

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。     

克拉玛依油田内源微生物驱油机理探索

将复合激活剂W6-3在无需注入空气的情况下应用克拉玛依试验区块8-10和6-3井组进行矿场试验。对试验区块内源微生物各类菌群及其产物进行了检测分析，以揭示其驱油机理。施工后6口采油进的原油产量由试验前的平均7.2t/d增加到13.8t/d,采出液中含水率明显下降。复合激活剂W6-3应用于矿场试验，有效地激活了矿场地层中的有益内源微生物菌群（反硝化菌、石油烃降解菌和产甲烷菌等），并抑制了有害内源微生物菌群（铁细菌、硫细菌和硫酸盐还原菌），最终达到提高原油采收率的目的；而且对曾采取过聚合物驱措施的8-10井组进行内源微生物驱依然有增油降水的效果。     

两亲聚合物稠油活化剂的降黏效果及驱油性能研究

为有效开发黏度超过200 mPa·s 的稠油油藏,研究了两亲聚合物稠油活化剂对稠油（黏度400 mPa·s）的降黏效果和驱油性能。结果表明,稠油活化剂溶液黏度随浓度的增加而增加,1500 mg/L活化剂溶液的黏度为39.1mPa·s;活化剂可与沥青质发生较强的极性作用,使沥青质容易从岩石表面脱落;活化剂乳化分散原油效果较好;随活化剂加量增加,原油黏度和油水界面张力降低,活化剂与原油质量比为1∶1 时可将原油黏度降至100 mPa·s以下,活化剂质量浓度为1500 mg/L时的油水界面张力为2.6 mN/m;驱油实验结果表明,活化剂驱油的总采收率为54.45%,好于同浓度的部分水解聚丙烯酰胺（32.73%）;稠油活化剂可有效封堵高渗层,改善吸水剖面,活化剂不仅可通过聚集体调整吸水剖面,而且乳化分散稠油后形成的“乳化油滴”同样具备剖面调整的能力,使岩心中的残余阻力系数由乳化前的100增至约200。图15 表2 参17     

稠油活化剂降黏机理及驱油效果研究

稠油降黏冷采是海上油田开发的主要方式,为深入认识稠油活化剂的降黏机理及其在原油黏度为150～1 000 mPa·s的稠油油藏中的应用效果,通过室内物理模拟实验和耗散粒子动力学模拟技术,研究了稠油活化剂对稠油的降黏机理及驱油效果。结果表明,稠油活化剂可提高水相黏度、降低油水界面张力,能有效降低常规可流动稠油的黏度。分子尺度上的研究结果显示,稠油活化剂分子对沥青质聚集体有明显的阻聚-分散效果,其活性基团能增大沥青质芳香盘的层间距和链间距,减小沥青质聚集体堆积高度和堆积层数,削弱沥青质间的相互作用,破坏稠油重质组分聚集结构,分散稠油,从而增强原油流动能力。稠油活化剂的多种机理协同作用使其在室内岩心驱替实验和矿场应用中,均可起到良好的降水增油效果。该研究从分子层面明确了活化剂降低稠油黏度机理,为稠油活化剂现场应用提供理论指导。     

新型烷基苄基甜菜碱驱油剂的制备与性能评价

为获得耐盐性能良好的甜菜碱型两性表面活性剂,以十二烷基苯(直链)、多聚甲醛、二甲胺及3-氯-2-羟基丙磺酸钠为主要原料,通过氯甲基化反应、亲核取代及季铵化反应合成了烷基苄基甜菜碱驱油剂——N-十二烷基苄基-N,N-二甲基羟丙基磺基甜菜碱(DB-17)。用质谱及红外光谱对合成产物的结构进行了表征,测定了DB-17溶液与新疆原油的油水界面张力,并用岩心驱替实验装置评价了DB-17的驱油效果。结果表明,在N,N-二甲基羟丙基磺酸钠与十二烷基苄基氯的投料摩尔比为1.3∶1、反应温度为70℃、反应时间为6 h的条件下合成的DB-17的产率为90.3%。DB-17具有较强的界面活性。随DB-17浓度的增大,油水界面张力降低。DB-17质量浓度为250 mg/L时,可将油水界面张力降至1.3×10-3m N/m。DB-17的抗盐性较好,15 g/L NaCl溶液对DB-17与原油的界面张力影响较小。250 mg/L的DB-17可使高渗天然岩心在水驱基础上平均提高驱油效率14.7%,DB-17的驱油效果较好。图6表2参15     

两亲聚合物活化剂对稠油的拆解-聚并作用及其动态调驱机理

采用扫描电镜、黏度计、激光共聚焦显微镜、稳定性分析仪、岩心驱替等手段,考察了两亲聚合物稠油活化剂(简称活化剂)对渤海S3稠油拆解降黏、聚并增阻作用及其动态调剖与驱油机理。结果表明：活化剂在水溶液中能形成含有许多空腔的致密空间网络结构,显示较强的增黏能力;活化剂可将油-水界面张力由37.8 mN/m降低至1.4 mN/m,在油膜上接触角由102°降低至30°,将油的连续相拆解至微米级甚至更小的分散相,在油/水质量比1/1时活化剂对渤海S3稠油的降黏率达91.1%;活化剂溶液-稠油分散体系静置60 min后,油滴发生聚并,其粒径由初始的81 μm增大到294 μm,体系黏度由73 mPa·s升至226 mPa·s;当聚并后的分散体系/模拟水质量比为1/1时,混合体系降黏率达到95.4%,吸附在油-水界面上的活化剂持续发挥作用。单管岩心模型中,与黏度相似的聚合物相比,活化剂的驱替压力更高,含水率下降漏斗分布更宽,采收率增幅（R_EO）达到20.4百分点,比聚合物增加了10.6百分点;双管岩心模型中,低浓度低黏度活化剂溶液表现出比聚合物更强的调剖和驱油能力。     

纳米驱油剂性能评价探索

针对新疆油田低渗透储藏开发需求,通过表/界面性能、润湿性、防膨性能测定和岩心驱替实验等常规实验 手段,研究了纳米驱油剂iNanoW1.0的性能特征。研究结果表明,纳米驱油剂iNanoW1.0在表/界面张力、润湿性 方面与水相近,可减少水分子间的相互作用力,有利于启动压力降低,同时还能提高防膨剂的防膨效果,有助于 水敏油藏的开发。岩心实验结果证明,纳米驱油剂iNanoW1.0能够使原来不能建立水驱驱替关系的低渗透岩心 可以建立驱替关系,有利于低渗油层的开发。     

乳化剂HC-5 的性能及驱油效果

针对国内老油田的开发现状,对设计的乳化剂配方体系进行了基本性能评价和乳化驱油效果研究,探讨了乳化驱油的可行性和驱油机理。研究结果表明,优选的乳化剂配方体系HC-5(氨基磺酸型两性活性剂20%,OP系列非离子表面活性剂8%,稳定剂0.8%,助溶剂2.5%,其余为水)具有良好的耐盐抗盐性能,在室温数85℃范围内、盐度超过120 g/L的混合盐水中的溶解性良好;HC-5能在高、中和低盐度的盐水中有效乳化原油,并具有良好的乳化稳定性;HC-5乳化体系的乳状液类型与盐度和含水率有关,盐度增加时,发生W/O型乳状液向O/W型转变的临界含水率增大,矿化度为15350 mg/L、40650 mg/L和120670 mg/L的体系的临界含水率分别为48%、57%和68%。室内模拟乳化驱油试验表明,乳化驱对于低渗透驱替介质有明显增压和调剖作用,波及系数增大,原油采收率提高;而对于较高渗透率的驱替介质,乳液的调剖机理和表面活性剂驱油机理共同作用实现了原油采收率的提高。     

鼠李糖脂/槐糖脂/有机碱复配驱油体系的界面性能及驱油效率

为降低无机碱/表面活性剂二元驱油体系对油藏地层环境的损害,提高驱油体系的生物可降解性,研究了生物表面活性剂鼠李糖脂(RL)、槐糖脂(SL)与乙醇胺(MEA)等有机碱复配体系的界面性能,并通过岩心驱替物模实验评价了复配体系强化胜利油田沾三区块原油的驱替效率.Rubingh规则溶液理论模型计算结果表明生物表面活性剂复配体系...     

一种新型高效驱油剂

新型高效驱油剂“萃取７００”的问世,解决了油田进入产量下降含水上升阶段急待解决的问题。根据报道应用于西西伯利亚含硅砂,对提高采收率更为适宜,且证实有很高的驱油效果。几年来,俄罗斯《石油业》杂志连续报道了这种驱油剂从问世到室内实验、矿场试验结果等,我...     

三元磺化改性聚丙烯酰胺性能及驱油效果研究

针对高温高盐条件下部分水解聚丙烯酰胺增黏能力下降的问题,采用偶氮-氧化还原剂复合引发体系合成了三元磺化改性聚丙烯酰胺,并对其进行结构表征、性能评价和驱油效果研究。研究结果表明,三元磺化改性聚丙烯酰胺分子呈长链结构,其链间相互接触、相互缠绕,构成无规则的空间立体网状结构。与部分水解聚丙烯酰胺和梳型聚合物相比较,三元磺化改性聚丙烯酰胺黏度较大,耐温、抗盐性、稳定性和黏弹性更好;三元磺化改性聚丙烯酰胺阻力系数和残余阻力系数最大,其次是梳型聚合物,部分水解聚丙烯酰胺阻力系数和残余阻力系数最小;三元磺化改性聚丙烯酰胺驱油效果最好,其次是梳型聚合物,部分水解聚丙烯酰胺驱油效果最差。随聚合物浓度降低、温度升高和矿化度升高,三元磺化改性聚丙烯酰胺化学驱采收率增幅降低。将研究成果应用于胜利油田F30区块13口采油井,采油井日产油增至5.2 t/d,含水降至90.4%,平均单井累计增油为685.3 t。研究内容对提高聚合物驱经济效益、指导矿场实践具有重要意义。     

聚合物表面活性剂溶液微观驱油特征

为从微观研究聚合物表面活性剂(简称聚表剂)的驱油机理和驱油效果,采用微观刻蚀仿真模型进行微观可视化驱油实验,并与岩心驱替实验驱油效果对比。结果表明,在微观驱油实验中,水驱后微观模型中产生6种类型残余油,而聚表剂驱后对盲端残余油的驱替效果不明显;聚表剂的驱油机理主要是通过其增黏作用、黏弹性作用和乳化作用来扩大波及体积,降低渗流阻力",拉""、拽"残余油,将大油滴乳化分散成小油滴,从而将残余油有效驱出;不同浓度的聚表剂在微观模型和岩心驱替实验中的驱油效果基本相符,聚表剂浓度越大,残余油启动能力越高,驱油效果越好。聚表剂质量浓度为2000 mg/L时的驱油效果最好,采收率增幅为19.69%。图27表1参15