渤海J油田生物酶-化学复配解堵技术*

渤海J油田开发过程中,因原油中微晶蜡含量较高,其对温度、压力较为敏感,从而在采出过程中易析出沉 积,导致生产井出现井筒及近井地带堵塞、井底流压上升等现象,严重影响油田的正常生产。本文利用生物酶 WZ7与化学解堵剂LV复配开展原油堵塞解堵技术研究,研究了复配体系的配伍性、乳化、原油剥离、降黏、界面 活性、溶蚀、储层渗透率恢复性。结果表明：5%生物酶WZ7/1%化学解堵剂LV复配体系在油藏温度（57 ℃）和 90 ℃下对垢样溶蚀率分别达到42.79%和92.03%,垢样剥离效率达到80%以上,原油降黏率达83%～92%之间, 形成的油水乳液稳定性较高,并表现出良好的乳化性能;储层渗透性恢复物模实验发现,该体系油藏温度（57 ℃） 下渗透恢复率为43.96%,在90 ℃条件下渗透恢复率达74.97%,显示该解堵体系针对渤海油田因重质组分沉积 造成的原油堵塞具有较强的解堵能力。     

硝酸盐注入方式对抑制硫酸盐还原菌活性的影响

生物竞争排斥技术具有价格低廉、处理范围大、操作简单的特点,已经成为硫酸盐还原菌(SRB)油藏治理的重要方法,但现场注入工艺一直是限制该技术使用效果的主要瓶颈。在室内模拟地层条件,通过向地层水中注入硝酸盐类SRB抑制剂(每日注入或一次性注入等量药剂),促进水中的硝酸盐还原菌(NRB)大量生长扩增,以控制SRB的菌体数量与代谢活性,研究了硝酸盐注入方式对水中SO24-、NO3-、NO2-、H2S浓度和SRB、NRB菌体数量的影响。结果表明,与一次性加药组相比,每日加药组中SO24-浓度下降速度和幅度大,NO3-和NO2-浓度较低;两种加药方式均不产生H2S。治理初期一次性注入药剂对NRB的增殖效果明显优于每日注入的效果;治理中后期SRB受到抑制后,持续加入NO3-的效果要优于一次性加入。在SRB治理过程中,前期投入过量的硝酸盐来刺激NRB的生长进而抑制SRB产生S2-,后期使用小剂量药剂持续注入的方法来维持抑制效果。图7参10     

产表面活性剂菌与稠油降解菌复配对原油黏度的影响

稠油微生物降解是微生物采油的重要机理之一,但其效率较低,不能明显改变稠油化学组成,降低稠油黏度,从而影响采油效率。针对这一问题,将产表面活性菌与稠油降解菌复配,通过测定菌种作用前后原油的黏度确定产表面活性菌与稠油降解菌的最佳复配比例;通过原油四组分分析和变性梯度凝胶电泳,研究了生物表面活性剂对稠油生物降解的强化作用。结果表明,产表面活性菌T-1、X-3与稠油降解菌QB26、QB36适宜的复配体积比为2∶2∶1∶1。菌种复配作用后,稠油黏度明显降低,与单独使用降解菌相比降黏率平均提高33.1%,胶质与沥青质平均降解率提高8.0%和4.9%。产表面活性剂菌的加入增加了表面活性剂含量,降低了胶质沥青质等相对重质组分的含量;产表面活性剂菌通过产生表面活性剂,使原油降黏增溶,形成小液滴,易于被稠油降解菌捕获降解,不仅降低稠油黏度,还提高了稠油降解菌的数量。生物表面活性剂对稠油生物降解具有明显的强化作用,在微生物采油技术中具有良好的应用潜力。图1表1参19