红河油田长6特低渗油藏多元复合酸降压增注技术

红河油田长6特低渗油藏近年来通过注水开发减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。分析认为,长6特低渗油藏注水井欠注的主要原因是自身储层物性差、渗透率低、孔喉半径小,其次是注入水与地层水不配伍、结垢,加之注水过程中黏土膨胀运移等进一步降低了储层的渗透率。为此,提出利用多元复合酸酸化技术来解决该油藏的注水井欠注问题。酸液配伍性、腐蚀速率及岩心的溶蚀速率等室内试验结果表明,多元复合酸与该油藏的注入水、地层水配伍性良好,具有腐蚀率小、黏土膨胀率低、岩心溶蚀慢的特点。8口井的现场应用结果表明,多元复合酸酸化技术能够解除注水井近井地带的污染,恢复、提高地层渗透率,达到降压增注的目的。      

孔店油田本源微生物驱油先导试验研究

本源微生物采油技术利用油藏中已存在的各种细菌（本源微生物），以注水井近井地带剩余油为碳源，补充微生物基本营养物并混以空气，激活油藏中的有用菌，使之大量繁殖和代谢，并利用其降解原油、产生驱油剂、改善油藏生态系统和油水性质，以增强剩余油的流动性能，从而达到提高采收率的目的。该技术与目前多用的外源微生物采油技术有较大差别。大港油田孔二北断块为稠油、底水、高孔和高渗且无产能接替的断块，在油藏地质研究、开发状况和生化参数分析以及本源微生物驱油技术可行性分析的基础上，确定了在该断块注入混气营养物的试验方案，进行了为期近3a的现场试验。现场动态监测与生产动态跟踪结果表明：①注水井近井地带和油层深部有用的本源菌已被激活，其数量较试验前增加3～7个数量级；甲烷代谢速率较试验前增加了4～78倍，代谢产物增加16～208倍；硫酸盐还原速率增加，但没有硫化氢产生。②原油和地层水性质有所改善。③单井日产油量和气量增加（截至2005年2月累计增油17866t）。本源微生物采油技术在孔二北断块的成功应用对国内处于高含水阶段老油田进一步提高采收率具有一定借鉴意义。     

吉林油田微生物采油应用技术研究

为探讨微生物采油技术在吉林油田应用的可行性，掌握微生物采油技术的基本方法、原理、特点及矿场实施工艺，较为系统地开展了矿场应用先导性试验。通过扶余油田单井微生物吞吐、水井微生物调驱，前大油田微生物清防蜡，新立油田解堵增注矿场试验的基因跟踪检测和动态分析，说明了影响矿场试验增产效果的主要因素。微生物吞吐250井次、增油18703t，微生物清防蜡591井次、增油22178t，水井微生物调驱13井次，增油6095t，激活本源菌7井次，增油709t，投入产出比大于1：2。微生物采油技术见效慢、增产幅度小，但经济效益好。     

油藏内源微生物分析及微观驱油机理研究

内源微生物驱油技术利用地层中已经存在的微生物群落,通过注水井向地层中注入适量的营养激活剂,从而激活油藏中有益微生物群落,利用其自身在油藏中的代谢活动及代谢产物与岩石、原油和水的界面相互作用,降低界面张力,改善原油的流动性质,提高原油采收率。     

应用浅层水注水需解决防垢问题

针对草舍油田注浅层水的现场实际，分析了注水井的结垢情况，认为注入水沿井筒的温度变化以及注入水和地层水的相容性是注水井结垢的主要原因。文中相应地提出在注入水中加阻垢剂，以解决注水井出现的结垢问题。     

海上 J油田活化水体系配方及性能研究

为了解决J油田注水井压力高所导致的注水井欠注问题,优选出了以复配型表面活性剂S005为主剂、黏土稳定剂HY-01为助剂,组成为1×10~3~2×10~3mg/L S005+2×10~4mg/L HY-01的活化水体系,研究了该活化水体系的地层水配伍性、耐冲刷性能、抗盐性能、耐温性能和热稳定性能。结果表明,该活化水体系与原油间的界面张力能达到超低数量级,对膨润土的防膨率大于90%,具有一定的降压增注效果。该活化水体系具有良好的耐冲刷性能、抗盐性能和耐温性能。经过冲刷4次后,活化水体系防膨率保持在85%左右,防膨率保留率在95%以上。随着NaCl浓度增加,活化水体系油水界面张力呈数量级下降,活化水体系对膨润土防膨率保持基本不变。随着温度(55~82℃)升高,活化水体系对膨润土的防膨率增加,在82℃下老化30 d后对膨润土防膨率超过90%。     

耿83区纳滤脱硫酸根技术应用及效果简评

注入水与地层水不配伍易形成硫酸钡锶垢堵塞地层是导致耿83区油藏注水压力不断上升的主要原因,本文重点介绍了纳滤脱硫设备工艺流程及技术原理,通过在耿83区姬十一注的配套试验,有效的改善了注入水水质,从源头上降低了注入水中的SO42-浓度,缓解了注水地层的结垢问题及注水压力上升速率,使注水井吸水剖面厚度得到增加,达到提高水驱效率的目的。     

活性污泥调剖剂的研制及在岔河集油田的应用

对岔河集油田采出水处理过程中产生的活性污泥的组成、物性与颗粒分布进行了测定，添加适当化学药剂的活性污泥，其物性与目前使用的颗粒型调剖剂基本相同，可用于注水井调剖。在岔河集油田６口注水井进行了先导性调剖试验，获得了增油减水的良好效果。活性污泥调剖为活性污泥的处理找到了新途径。     

渤南低渗油田注水井欠注层伤害机理研究

渤南油田五区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层;油藏为轻质油-稀油油藏。原油具有低密度、低粘度和高凝固点等特点,组分含硫量低;地层水总矿化度较高,水型为NaHCO3型。研究了渤南油田注水井伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。渤南油田地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素;注入水中悬浮固相颗粒和油的含量高,易形成盐酸不溶垢和有机垢;细菌和油质的共同作用增加管路的腐蚀,形成铁垢,逐渐降低地层的渗透率,严重时堵塞地层。     

尕期N1—N2^1油藏粘土酸酸化固砂技术的应用

尕期N1－N2^1油藏粘土酸酸化固砂技术是解决该油注水难的重要课题之一。通过项目研究及现场施工，水井纵向上单井吸水明显增加，平面上单井增注效益明显，措施井基本上达到配注要求，对油田稳产、保护地层能量及提高开发效果起到了十分重要的作用。     

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。     

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。     

萨尔图油田北三东注采系统调整的实践与认识

萨北开发区已进入特高含水期采油阶段,选取含水最高且水驱开发矛盾较为突出的北三区东部进行注采系统调整,探索特高含水期改善开发效果的新途径,这也是萨北开发区进入特高含水期后首次开展的大规模水驱调整。通过配套优化注采系统调整方法和跟踪调整技术,特别是将一、二次加密调整层系的注采系统调整与改善三次加密调整层系的开发效果相结合,进一步提高薄、差油层及表外层的动用程度,同时将注采系统调整与油水井补孔、局部区域钻打补充井及井网综合利用相结合,进一步完善单砂体注采关系,解决多层系多井网每件下的开发矛盾。     

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%。     

二连盆地吉32块稠油热采特征及后续开采方式研究

方法根据吉３２试验区的地质条件，结合生产实际，应用干扰剔除法和数值模拟技术，进行蒸汽吞吐开采特征研究，提出了后续开采方式。目的研究生产特征、优选合理的技术参数，为该区稠油大规模开发提供依据。结果采用７０ｍ井距正方形井网蒸汽吞吐方式生产四个周期后，蒸汽吞吐生产阶段基本结束；蒸汽吞吐效果集中在前两个周期，该阶段产量递减快、无稳定生产期；注汽井间干扰频繁，使回采水率高，并且含水曲线呈锯齿状；注汽强度、注汽速度均较低；注汽压力随周期增加而降低。结论选择合理的油层厚度，既能保证热采的地质基础，又能减小层间差异；优选合理的注汽参数，可保证蒸汽质量，充分利用注入热能，扩大波及体积；井间干扰对提高蒸汽吞吐效果有利，但应避免汽窜；该区后续开采方式不适合蒸汽驱，应先补孔，然后注入１２０℃热水驱开采     

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。     

大庆油田泡沫复合驱油先导性矿场试验

根据室内模型实验结果,泡沫复合驱可比水驱提高采收率30%。在同一层位萨Ⅲ3-7层水气交替试验(WAG)后,北二东泡沫复合驱试验区于1997年2月开始泡沫复合体系的注入。随着气液交替周期的增加,气窜现象得到有效的控制,油层中形成了泡沫。目前已见到良好效果,含水大幅度下降,油层中明显地形成了含油富集区。北二东泡沫复合驱全区阶段采出程度为10.64%,中心井区阶段采出程度为10.34%。中心井区总采出程度达到54.96%。目前试验仍处于实施过程中,最终采收率将依据物模、数模及矿场开采规律综合进行评价。     

水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。     

高温高压条件下油藏内源微生物微观驱油机理

为研究内源微生物微观驱油机理,在模拟油藏高温高压（60℃、10 MPa）条件下,以油田提取的内源微生物群落及其代谢产物作为驱油介质,利用研制的微观仿真光刻蚀可视模型,对水驱、微生物驱油过程中剩余油形态及流动特征进行显微观察和分析;并应用测试和图像处理技术,定量考察微生物微观驱油效果。研究结果表明：高温高压油藏条件下,内源微生物具有一定活性,且驱油效果较好;微生物被激活后,能有效启动不同类型剩余油,并可与代谢产物共同作用于水驱所无法波及到的盲端孔道,置换出剩余油,增强了原油的流动能力,同时可提高采收率。微生物微观驱油机理可归结为：微生物对原油的“啃噬”、降解;产生生物气溶解于原油,降低原油黏度;产生生物表面活性剂层层剥离、乳化剩余油,改变孔隙介质表面的润湿性等。     

大庆老区水平井的矿场试验

通过大庆老区水平井矿场试验,可挖掘油层顶部的剩余油,提高油层采收率。笔者根据水平井地质评价技术,优选了水平井矿场试验区并设计轨迹。采用地质导向技术,实时监控钻井轨迹。根据水平井钻井轨迹,选择不同的射孔方式。先后完钻2口水平井,效果差别悬殊,尤其是钻出了大庆第一口日产百吨的高产水平井。从砂体沉积类型、河道砂体规模、韵律及夹层发育状况、注采井距、避水厚度、水平段的长度和射孔层位等方面,分析对比了2口典型水平井产能的影响因素。结果表明,水平井的设计必须与三次采油、区块层位的注采井网和储层沉积类型等相结合。