微生物采油技术在青海油田的应用

通过室内外大量工作 ,筛选出 3组能够较好地改善试验区原油物性、提高驱油试验驱油效率并适应油藏环境生存的采油菌种对青海油田 5口井进行了微生物单井增产处理 ,这些油井产量低 ,生产很不稳定 ,生产过程中出砂和结蜡严重 ,原油的粘度、比重和凝固点都较高 ,地层水矿化度高达 16 0 918mg/L以上 ,地层温度 33℃左右。微生物处理结果表明 ,油井见效率 75 % ,日均产量增加 8.5 3%到 35 .72 % ,油井热洗周期延长 2 .3倍以上 ,投入产出比达 1∶4 .5 ,微生物强化采油在该地区具有较好的应用前景。

柴达木盆地七个泉油田下干柴沟组油气运移及成藏模式

对七个泉油田E23油层22个原油样品进行了常规柱色谱分离,应用含氮化合物参数并结合其砂体展布、断层分布的研究,对E32油层油气运移方向和油气充注点进行了分析.结果表明:油气运移方向为自背斜近南北两侧进入背斜的油气沿着背斜长轴向中部地区运移,而自6-30井进入背斜的油气分别向背斜南北两侧和东北侧运移,油气注入点为6-15井、中5井和6-30井.以断层和砂岩储集体为主要运移通道,形成以断鼻为主的构造油气藏类型是七个泉油田下干柴沟组主要的油气运聚模式.

柴西南七个泉油田原油地球化学特征研究

通过对柴达木盆地西部南区七个泉油田2口油井原油样品生物标志物特征的系统分析表明:七个泉油田正构烷烃分布完整,主峰碳为C22,CPI<1,呈偶碳优势,Pr/Ph低,反映其母质源岩来自强还原环境。双环倍半萜系列组成中补身烷和升补身烷含量高。规则甾烷组成以C27>C29>C28为特征,呈"L"型,生油母质以低等水生生物为主,油样中还存在重排甾烷和4-甲基甾烷;萜烷系列中藿烷系列分布完整,C30藿烷为主峰,C35/C34藿烷值为1.66和1.67,伽马蜡烷丰度极高,其伽马蜡烷/C30藿烷值为1.18和1.29。原油成熟度参数C29甾烷ααα20S/(20S+20R)、αβ/β(αββ+ααα)及Ts/Tm都说明原油未成熟,碳同位素值较重。经过与柴北原油、柴西烃源岩对比证实,七个泉油田与西部第三系咸水湖相原油特征更为接近,主要为强还原、高盐度沉积环境。

近岸水下扇储层构型及剩余油分布模式——以柴达木盆地七个泉油田E_3~1油藏为例

为了解决近岸水下扇储层相变快和非均质性强而导致的开发难题,以柴达木盆地七个泉油田E_3~1油藏为例,通过取心井岩性精细描述和分析,结合铸体薄片和测井曲线特征,进行储层构型单元级次划分及多井联合对比,并最大限度地利用密井网动态资料辅助验证,明确了储层构型单元砂体剖面展布特征和规模,建立了各级构型单元的识别特征图版及近岸水下扇内部构型模式。结果表明:目的层E_3~1自下而上可划分为扇根、扇中、扇端亚相,并细分出5个5级构型要素和9个4级构型要素;E_3~1油藏剩余油分布模式包括断层遮挡形成的剩余油、非主流线滞留区的剩余油、不同构型单元间韵律性差别形成的剩余油、坝间低渗缓冲带遮挡形成的剩余油、注采井网不完善形成的剩余油等5种类型。研究结果为七个泉油田进一步挖潜提供了地质依据。

油基压裂工艺在青海七个泉油田的应用

通过对青海七个泉低压、低孔、低渗、强水敏难采油藏储层及砂体特点以及对压裂工艺要求的研究 ,提出了压裂工艺选井原则 ,筛选出合适的支撑剂 ,研制出适应油藏特点的低成本油基压裂液体系配方 ,优化了油田整体压裂裂缝参数及现场施工参数 ,形成从选井到措施评估为一体的油基压裂工艺。通过近 3年的研究与推广应用 ,共进行了 39井次油基压裂措施作业 ,措施成功率 93 % ,有效率 89.7% ,措施平均有效期在 60 0d以上 ,全油田累计增油 4 .985 4× 1 0 4 t,取得了较好的增产效果和显著的经济效益 。

七个泉油田原油的生物降解及配伍条件选择

对青海七个泉油田原油进行了微生物降解试验,通过研究原油降解率、培养液表面张力、样品粘度以及饱和烃、芳烃、非烃、沥青质各组分在原油中降解前后相对含量的变化,分析比较了不同原油在不同菌种与不同培养基配伍时的降解效果。结果表明,试验所用菌种对原油均具有较好降解作用。色谱分析表明,经微生物作用后,原油中族组分的相对含量发生较大变化,饱和烃含量总体呈增加趋势,芳烃、非烃和沥青质的百分含量在不同培养条件下分别增加或减少。在试验条件中,Bjbios菌种与培养基①的配伍降解原油效果更佳。

柴达木盆地七个泉油田原油饱和烃组成特征及其意义

通过七个泉油田10个原油样品进行GC-MS分析,系统的剖析其原油饱和烃地球化学特征。研究区原油正构烷烃具有明显的偶碳优势(大多OEP<0.9),低Pr/Ph比(0.23~0.28)预示其成油环境的强还原性。样品伽马蜡烷/C30藿烷普遍大于1,且升藿烷分布具有强翘尾巴性(H35/34>1.4),表明其源岩形成于咸水湖相环境。规则甾烷呈'V'字型分布且以C27为主峰的特征说明母质为低等水生生物为主。根据C29-ααα20S/(20S+20R)与C29ββ/(ββ+αα)比值,揭示研究区的原油属于低熟原油。

挤压盆地中背斜油气成藏模式——以柴达木盆地七个泉油藏为例

以柴达木盆地西部地区七个泉构造为例,借助岩心薄片观察、物性及地震解释,提出了背斜构造带中烃类初次运移方向主要为顺层面侧向运移,并在背斜核部深层聚集,随后沿裂缝等路径向浅部储层分散.油藏分布具有深部大、浅部小的特点,为挤压盆地中背斜油气藏的勘探开发提供参考.

七个泉油田油基压裂产能预测与压后评估方法

采用了单井数值模拟的方法进行压裂油井的产能预测。预测的压裂井的产能可用于压裂井的经济效益分析 ,也可用于压裂井的历史拟合。压后产能评估是根据油藏储层参数 ,计算出各种裂缝条件下无因次产能的倒数 (1/qD)与无因次时间 (tD)关系的标准图版 ,然后用压裂后油井的实际产能 ,分析就地支撑裂缝长度和平均导流能力。

柴达木盆地七个泉油田E_3~1油藏储层参数测井精细解释

为解决柴达木盆地七个泉油田E_3~1储层参数测井解释难题,综合运用岩心、测井、分析化验以及生产动态等资料,建立了储层参数精细解释模型。首先开展岩心深度归位以及测井资料标准化处理,保证测井资料的可靠性;然后对储层主要岩性砾状砂岩、细砾岩、砾岩、细砂岩、泥质粉砂岩、泥岩进行了定量识别,建立了泥质含量、孔隙度、渗透率以及含油饱和度测井精细解释模型;最终确立了研究区油水层测井解释标准,为后续剩余油挖掘以及地质建模提供了准确的储层参数。

低渗透砂砾岩储层水淹机理及测井识别方法

针对七个泉油田E13下段山前砂砾岩储层物性差、孔隙结构复杂,测井曲线平直,测井解释精度差,注淡水开发造成砂砾岩水淹层识别困难。以岩石物理实验为基础,结合核磁共振测井,深化主控因素分析,构建渗流指数评价储层有效性。根据砂砾岩生产曲线特征,分析水淹机理,建立基于储层渗透性的水淹层测井识别方法,有效提高砂砾岩水淹层测井解释精度,对射孔及油田综合治理提供指导。

RFT测试在柴达木盆地七个泉油田的应用

柴达木盆地七个泉油田构造主题部位次生断层较为发育,储层岩性混杂,在纵向上和平面上普遍含砾,测井解释受砾岩和流体双重影响,解释结果符合率较低。通过分析RFT资料,可以确定岩性变化和流体性质,分析油水关系,主体部位断层对注水开发效果的影响和封闭作用,各层的动用情况,为储层研究和提高开发效果提供了有力的依据。

柴达木盆地西部七个泉与咸水泉油田原油地球化学特征对比研究

通过对取自七个泉油田和咸水泉油田原油样品中各类生物标志物的分布与组成特征的对比,发现七个泉油田原油中正构烷烃系列比较完整且丰度较高,而咸水泉油田原油中正构烷烃因轻微生物降解而被部分消耗,导致咸水泉油田原油的Pr/nC17值和Ph/nC18值明显高于七个泉油田原油。2个油田原油均呈现较强烈的植烷优势,七个泉油田原油的姥/植比更低,表明它们都来源于强还原环境下形成的烃源岩。在生物标志物分布与组成特征上,七个泉油田原油甾烷的C27/C29>1,而咸水泉油田原油甾烷的C27/C29值均为0.8,意味着七个泉油田原油中浮游植物贡献高于咸水泉油田。咸水泉油田原油的C29甾烷ααα20S/(ααα20S+ααα20R)值和重排补身烷含量高于七个泉油田原油,暗示咸水泉油田原油成熟度比七个泉油田原油成熟度高。2个油田的长链藿烷序列均比较完整,伽马蜡烷含量也较高,对比长链藿烷和伽马蜡烷的丰度发现咸水泉油田原油的长链藿烷和伽马蜡烷丰度都比七个泉油田原油低,说明咸水泉油田原油形成的环境的盐度和还原性比七个泉油田原油弱。