宝力格油田巴19断块微生物凝胶组合驱技术研究

宝力格油田巴19断块属于中高温(58℃)油藏，原油物性差，以高蜡、高胶质为主体，油水黏度比高，注水指进导致水驱效率低，储层非均质性强，层内层间矛盾突出。根据油田的特点，以整体改善油田的水驱开发效果为目的，研究形成了以微生物驱为主体、凝胶调驱为辅的微生物凝胶组合驱技术，微生物改善原油物性，并适当开展调驱扩大微生物工作液的波及体积，提高微生物凝胶组合驱效果。通过该项技术在宝力格油田持续应用，目前油藏菌体浓度保持在106个/ml 左右，形成了整体的微生物场，原油黏度平均降低率48.1%，微生物凝胶组合驱可使采收率提高9.5%。自2010年开展微生物凝胶组合驱以来，巴19断块增加可采储量63.96×104 t。     

红山嘴油田红18井区聚合物凝胶表面活性剂组合调驱技术研究

针对克拉玛依红山嘴油田红18井区克下组油藏流体性质、油层储层特性及非均质性,设计了耐盐型聚合物凝胶体系与表面活性剂的组合调驱段塞,通过优化段塞的组合方式,形成了适应于该油藏的逐级深部调驱技术,并分析了凝胶在多孔介质中的运移滞留规律,评价了其驱油效果。该组合体系注入聚合物凝胶体系与表面活性剂体系的体积比为1∶0.3,注入聚合物凝胶的强、中强、弱段塞最佳体积比为4∶3∶3,组合调驱方式为强凝胶段塞+表面活性剂段塞+中强凝胶段塞+弱凝胶段塞+表面活性剂段塞+强凝胶封口段塞。该技术在红山嘴油田红18井区现场应用效果显著,12个调驱井组的日产油由85t上升到130t,含水率由75%降至67%。     

聚驱后油藏内源微生物激活体系评价研究

针对聚驱后油藏如何进一步提高石油采收率的技术难题,开发了一种用于促进油藏内源微生物生长代谢的高效激活体系。室内通过物理模拟驱油试验、产气试验、岩心电镜观察试验对该激活体系激活聚驱后油藏内源微生物生长以提高采收率的有效性进行了评价,并将其应用于大庆油田萨南开发区的一个试验井组。结果表明,该激活体系能够激活聚驱油层注入污水中的内源微生物,使其在岩心中大量生长繁殖,原油采收率在聚合物驱后基础上可以再提高3%以上;产气试验中激活体系能够激活注入水中的内源微生物代谢产生大量的生物气,使密闭容器压力呈阶段性升高;现场注入激活体系后,聚合物驱后油藏中有明显的产气增压效果,实现阶段累计增油3068.1t,含水率下降2.2%,为化学驱后油藏进一步提高石油采收率提供了一条有效途径。     

微生物开采稠油技术在克拉玛依油田的应用研究

通过室内筛选复壮 ,选育出对克拉玛依稠油具有显著降粘作用的微生物菌种 ,室内降粘试验结果表明 ,菌种对稠油的降粘率可达 70 % ,同时菌种改善了稠油的流体性质 ;原油族组分分析结果表明 ,菌种能够降解稠油中的非烃和长链饱和烃。利用选育出的菌种首次在克拉玛依稠油油藏开展了 6口井的微生物吞吐开采稠油矿场试验 ,累计增油 86 5t,其中有效井 5口 ,措施有效率 83% ,投入产出比达 1∶3以上 ,取得明显的经济效益和社会效益。该技术为新疆油田稠油开采提供了一种新的工艺方法     

整体微生物驱油技术在宝力格油田规模化应用研究

根据宝力格油田巴19断块地质条件、水驱开发特点及目前稳产存在的问题,华北油田公司通过在该断块建立稳定微生物场来实现整体微生物循环驱。实验首先从目标油藏筛选出4株高效采油菌,室内研究表明这四种菌不但能够很好地适应油藏环境,而且对原油具有很好的降黏乳化效果。气相色谱分析表明所筛选菌种能够以原油为碳源,有效降解长链烃,尤其将这4株菌按等比例复配后效果更佳,降黏率达52.8%,在水驱(采收率49.5%)的基础上,物模驱油提高采收率为9.1%。33口注水井进行两轮次的微生物驱后地层中的菌液浓度普遍在105~106个/mL之间,注入的目标菌得到有效生长和繁殖,并且能够维持8个月以上。微生物驱后含水率被控制在85%以下,采收率明显提高,12个月累计增油15000 t,投入产出比达到1: 2.5。该研究为微生物采油技术现场应用提供宝贵经验。     

反向调驱(堵水)技术在低渗透油田的应用

低渗透、非均质油田储层物性差、地层能量不足,油田注水开发后期,造成油层高含水时层内尚有部分厚度未水洗,剩余油较多。阐述了油井反向调驱(堵水)技术原理,并在永乐油田台105区块内的6口高含水井中进行了应用。实践证明,反向调驱(堵水)技术可以提高高含水非均质砂岩油藏采油速度,改善开发效果,提高采收率。     

华北油田岔39断块回注污水配制可动凝胶试验及应用

针对中温油藏采用回注污水配液的可动凝胶调驱,研制了包含与聚丙烯酰胺羧钠基交联的金属离子和与酰胺基交联的复合交联剂以及适合回注污水配制的促交剂和添加剂。交联试验结果表明,采用矿化度11061.3mg/L的油田回注污水配制的可动凝胶体系交朕强度高,稳定性好,72℃温度条件下恒温60d,凝胶黏度保持率70％以上。现场应用6口井,取得较好的增产效果,为中温油藏采用回注污水配液的可动凝胶调驱探索了一条新的有效途径。     

大庆油田聚合物驱后产生物表面活性剂本源菌研究

为了探索聚合物驱后进一步提高果收率的新技术,在大庆开展了聚驱后微生物调驱试验。从大庆油田4个聚合物驱后的采油井中筛选出三株排油圈直径大于4cm、表面张力从62．3mN／m降低到25．3mN／m、乳化性能较好的声生物表面活性剂的菌。将其培养条件优化,得到生长速度快、产量高的生物表面活性剂。     

扶余油田水驱转注蒸汽驱提高采收率试验研究

从扶余油田东区油藏参数、原油粘度、高温相渗、驱油效率及波及系数等方面论证了扶余油田水驱转注蒸汽开发的可行性，同时在优化注蒸汽技术参数研究基础上，在扶余油田东九区开展了先导试验，取得了比较好的试验效果，为注水开发油田转变开发方式，进一步提高采收率，提供了新的思路。     

低温高含蜡油藏热采注采参数室内试验研究

Q区块属于低温高含蜡油藏,地层温度下原油黏度650mPa?s。针对 Q区块油藏特点,开展了不同参数下的热水驱、蒸汽驱一维物模试验。通过对比分析不同参数下的驱油效率变化规律,优化出最佳注采参数。试验结果表明：Q区块原油对温度敏感性强,适合热采开发,热水驱的最佳注水温度为60℃,注水速度为40m3/d,在该条件下,最终驱油效率可达60.9％;蒸汽驱的最佳温度为200℃,注汽速度为70m3/d,蒸汽干度大于0.4,驱油效率可达70％。考虑到技术经济性,Q区块开展60℃热水驱。     

高油气比油藏储层污染因素及酸化效果分析——以文269块油藏为例

文269块油藏属于异常高压高油气比油藏,在注水开发过程中产能逐渐下降,并且在检泵中常常发现严重结垢现象,多方面研究分析后认为造成油井产能下降的主要原因是储层存在污染。为消除储层污染,提高油井产能,在深入研究储层污染因素的基础上进行了酸化解堵技术研究及现场试验,取得了较好的增油效果。酸化解堵技术能够有效消除井筒及近井地带污染,提高储层渗透性,该技术在文269块油藏的成功应用可以为同类油藏实施稳产上产措施提供参考。     

克拉玛依油田部分区块内源微生物驱油潜力评价

通过对克拉玛依油田 3个区块 7口油井油水样中厌氧微生物种类、数量及代谢产物分析 ,初步确定了在克拉玛依油田进行内源微生物驱提高原油采收率的可行性     

长3油层组储层缓速酸解堵体系研究及应用

针对长3油层组储层渗透率低、易受无机垢污染的特点,分析了注入水结垢及矿化度对储层渗透率的影响,筛选了缓速酸酸化体系,并在3口井上进行了现场试验。结果表明,对于渗透率低于0.05mD的岩心,矿化度从14000mg/L降低一半时,渗透率降低7%,HCG缓速酸具有较高的溶蚀能力和较好的缓速性能,HCG对砂岩的溶蚀率为63.85%,比油田在用酸液HCA高47%,而且其缓速性能好于HCA。缓速酸体系在55℃下反应8h后可以使岩心的渗透率提高30倍,对2口水井和1口油井的现场试验表明,该体系起到了较好的增产增注效果,单口油井增油258t,2口水井的増注有效期在100d以上。     

硝酸盐还原菌提高原油采收率研究进展

相比其他技术,微生物提高石油采收率(MEOR)以较少的能源投入和较低的成本提高石油产量,近年来得到突飞猛进的发展.硝酸盐还原菌(NRB)是兼性厌氧菌,是油藏中固有的本源微生物,能利用硝酸盐作为电子受体,降解单环芳香烃,产生驱油活性物,提高原油采收率,其主要驱油机制如下:诱导产生生物碳酸钙沉淀,降低孔喉半径和高渗透层渗透性,改善注入水波及效率;产生生物表面活性剂,改变油藏岩石润湿性,降低油水界面张力,促进原油乳化,改善原油流动性;硝酸盐还原介导降解轻质烃(如单环芳香烃),产生生物气体(氮气和二氧化碳),降低原油黏度,增加地层压力,通过乳化作用促进原油在孔隙介质中流动.对近年来这些方面的研究进展进行了总结和回顾,表明NRB能在原位油藏条件下,同时采取改善注入水波及效率和驱油效率途径提高原油采收率,具有广泛的应用前景.     

高温低渗油藏表面活性剂驱影响因素研究

为改善高温低渗油藏开发效果,开展了表面活性剂驱影响因素研究。通过在114℃条件下,对亲水、亲油低渗岩心进行表面活性剂驱油实验,考察了界面张力、乳化作用、润湿反转以及注入时机对注入压力、驱油效率等的影响。研究结果表明,表面活性剂体系与原油间的界面张力越低,提高驱油效率和降低注入压力的幅度越大。表面活性剂的乳化速率越高,原油采收率越高;乳化降黏能力越强,降压效果越好;同时,适当降低乳状液稳定性也对驱油有利。表面活性剂的润湿反转作用使其能在较高界面张力下有效驱油,并在亲油岩心中获得较亲水岩心更好的增油降压效果。此外,在中等含水阶段进行表面活性剂驱,能够利用最低的投入获得最高的原油采收率。     

陇东油田调剖技术研究及应用

陇东油田调剖技术经历了单井调剖、井组区块调剖和油藏整体调剖3个阶段,根据发展现状,提出了配套技术及工艺改进措施。研究油藏的渗流规律,掌握了655口井见水方向,根据不同类型窜流通道,优选出适合的堵剂体系,针对油藏物性特点调整段塞设计及用量,应用PI决策技术和IPI值进行选井。从2005年推广堵水调剖技术以来,共完井208口,其中对应油井1139口,见效井519口,累计增油51907t,单井含水率最大降幅达到60%,为陇东油田后期稳产起到了重要技术指导作用。     

姬塬油田长4+5油藏改善水驱开发效果评价研究

姬塬油田长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地的中部,属于内陆淡水湖泊三角洲相为主的陆源碎屑岩沉积,属于超低渗透油藏,岩心渗透率为0.58mD,孔隙度11.2%。随着开发时间延长,出现局部微裂缝发育油井见水、局部注采对应性差、个别油井堵塞加剧且有效期短等问题,严重制约了油藏的开发效果。因此在精细地层对比的基础上,重新认识该油藏油水井连通关系,评价一次井网条件下的注水政策,开展堵塞机理及措施类型、参数方式优化研究。通过改善水驱方法研究,与2013年相比,姬塬油田长4+5油藏含水率上升减缓,水驱状况稳定变好,地层压力缓慢恢复并趋于稳定,动态可采储量增加19×104t。     

双子表面活性剂表面活性及驱油效率研究

用滴体积法测定了几种双子表面活性剂和单链表面活性剂的表面张力,通过比较其表面活性,初步筛选出高效驱油表面活性剂。在不同条件下进行室内模拟驱油试验,主要结果如下①阳离子双子表面活性剂12-2-12具有最低的表面活性(54mg/L)和最低的表面张力(30.72mN/m),双子表面活性剂确实比单链表面活性剂具有更优秀的表面活性。②驱油试验表明,阳离子双子表面活性剂12-2-12比单链阳离子表面活性剂具有更好的驱油效果。其驱油效率随浓度的降低而降低,其浓度在500mg/L就能提高采收率6.45%,总采收率可达67.75%。③阳离子双子表面活性剂12-2-12可能更适合于中、低渗和均质性较好的油藏。     

剪切对聚丙烯酰胺酚醛树脂可动凝胶性能的影响

可动凝胶调驱是华北砂岩油藏的主要调驱措施之一,聚丙烯酰胺酚醛树脂交联可动凝胶是油田常用的可动凝胶体系。随油田分注井的增多,部分井需要利用井内分注管柱进行分层调驱,需要验证配水器和堵塞器剪切对凝胶的影响。根据调驱现场配制和注入过程,进行了搅拌不同时间、经过注入泵的柱塞、井口闸门等剪切对可动凝胶影响,以指导现场施工。试验结果表明,配液池搅拌时间和注入泵剪切对凝胶的交联性能影响较小,可动凝胶经搅拌和泵剪切凝胶黏度保持率在98%以上;井口闸门和分注管柱堵塞器的开启程度剪切对凝胶性能影响较大,当井口闸门开启度小或分注管柱中堵塞器开启程度较小、并产生较大的节流压差时,剪切对凝胶黏度影响较大,节流压差越大,剪切越严重,节流压差达12MPa,凝胶黏度保持率仅31%。因此,在注可动凝胶时井口闸门应开启到最大,利用分注管柱实施分层调驱时应捞出调驱目的层的堵塞器。     

哈得逊油田超深海相碎屑岩油藏深部调驱技术与矿场试验

为了改善哈得4东河砂岩注水区开发效果,特展开了3个井组的深部调驱矿场试验。室内进行了吸水膨胀性能测试、耐温耐盐性能评价及封堵性试验,结果表明,颗粒类调驱体系具有较好的耐温抗盐性能,具有较好的封堵性能。矿场试验结果表明,随着注水井注水压力升高,实测吸水指数可下降33%。截止到2017年11月30日,试验区3个井组累计增油1.65×10~4t,效果显著。深部调驱技术在试验区的成功应用,对整个东河砂岩油藏开发方式的转变和调整具有十分重要的意义。