微生物提高原油采收率的机理研究

实验中所选用的ＤＬＡ５、ＬＢ７、ＨＧ９细菌来自辽河油田、塔里木油田和江汉油田的油水样。用筛选培养出的３种细菌对青海七个泉油田的原油进行了处理，对毛细管等速电泳、气相色谱、红外光谱实测结果的分析表明，这３种细菌可降解青海七个泉油田原油的长链烷烃、芳烃支链，但对芳环骨架没有影响。代谢过程中产生有机酸、酯、酮类和气体等物质。有机酸主要是乙酸，气体主要是氮气。对微生物作用前后的原油物性进行测定，结果表明，微生物作用后可使原油粘度降低、蜡含量下降、凝固点降低。提高采收率是一种多因素协同作用的结果。

微生物采油实验室研究及矿场试验

针对青海七个泉油田实际情况，筛选出3株试验菌。对其耐温、耐盐性进行了考察，试验结果表明，试验菌在温度60℃，矿化度12万ppm条件下能大量繁殖。该试验菌对原油进行处理后，原油的粘度、蜡含量及延国点均降低。室内模拟试验表明微生物驱油可在水驱油后再提高采收率10％以上。在矿场进行了微生物单井吞吐试验，结果表明微生物采油技术可有效地清除井筒及近井地带的石蜡，降低原油粘度，改善原油的流动性能，提高原油产量。该技术施工工艺简单，成本低，不污染地层和环境，是一种经济有效的提高采收率的方法。

青海油田微生物采油技术研究

从青海油田地层水中分离培养出 4株微生物菌种 ,对其进行了耐温性、耐盐性等进行了探讨 ,分析了微生物处理前后原油组份及物性变化情况 ,并采用岩芯流动试验探讨了微生物的驱油效果。结果表明 ,这几种微生物菌种均能适应青海油田温度及高矿化度地层环境 ,作用于原油后对原油中的长链饱和烃类物质有较好的降解作用 ,能使其分子链变短 ,并产生有机酸或石油羧酸盐类表面活性剂等低分子物质 ,使原油的粘度、凝点及蜡含量均出现明显的下降 ,改善原油的流动性能 ,提高石油采收率。2口井的现场试验证明 。

裂缝性混积岩储层测井评价技术

随着我国石油勘探的不断深化与发展 ,对复杂油气藏的勘探技术有了很大提高 ,但是对于一些裂缝性混积岩储层的复杂油气藏 ,测井定量评价仍是一个困难的问题。经过多年探索 ,已研究出一套对这种复杂气藏的测井综合定量评价方法 ,并得到了大量地质验证。该方法首先是以岩化分析为依据 ,对测井信息采用模糊聚类分析技术 ,对岩石多矿物及其含量进行划分。在此基础上 ,构成多矿物、多岩类、非均质、双重介质的储层物理模型 ,进一步导出测井计算孔隙度、渗透率、含水饱和度、有效厚度以及测井裂缝参数计算的响应方程。并通过大量的地质、岩心分析及试油对测井定量结果进行刻度与检验。实践表明 ,这套测井定量评价方法是成功的 ,它在青海狮子沟E3 1油气田进行了成功的应用。

羌塘盆地及周边地带地球物理场与油气深部构造背景初探

本文对已有的地球物理场资料、地壳与上地幔结构的概略展布以及青藏高原的大地构造格局进行了综合分析。结果表明：该区沉积层巨厚，重力场表现为负异常，地壳底部与上地幔顶部相对周边造山带上隆，低速异常分布，地幔对流向生此向下聚集．这些要素提出：羌塘盆地具有构成新油气田的深部构造背景和地球物理场特征。基于这些初步认识。

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区,涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年,该气田的天然气地质储量为826.33×108m3。2005年,涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程,2007年5月29日,涩格输气管道复线工程投产,标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此,对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍,对集气管网进行了水力和热力核算,提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数;还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟,获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间,并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。

油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重。对该油田的结垢情况进行了调查 ,采集了大量垢样 ,对结垢物进行了定性鉴定、定量分析 ,确定结垢物的主要组分为硫酸钡锶 ;根据采出水离子组成分析、地层岩石钡锶元素分析结果 ,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物 ,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。

新型原油基压裂液研制

针对青海花土沟油田储层特征 ,以该油田原油为基液 ,在 3种二元和三元复合磷酸酯中优选出复合磷酸酯YJY A3为增稠剂 ,采用在原油中分散性良好的有机铝盐YJY B为交联剂、有机碱为破胶剂 ,研制了一种新型原油基压裂液。确定了基本配方 :1.8%YJY A3+1.8%JYJ B +1%～ 2 %有机碱 +原油。室内评价表明 :随温度升高 ,在 2 0～ 5 5℃压裂液粘度升高 ,在 5 5～ 70℃粘度基本稳定 ;在 2 5～ 6 0℃、170s- 1 下剪切 6 0min时粘度 >10 0mPa·s;在 2 0～70℃下破胶时间 4～ 8h可调 ;破胶液对 2支储层岩心渗透率的损害率仅为 2 .1%和 4 .2 % ,而常用水基压裂液的损害率为 85 .4 %和 91.2 %。图 6表 1参 2。

高矿化度油藏微生物分布特征

为了调查跃进油区油藏中的微生物分布状况,进而指导微生物采油技术研究。采用MPN三管法对五个油藏的23个油田采出水样品进行了六大类功能菌的检测工作。六大类功能菌分别为烃氧化菌(HOB)、厌氧发酵菌(FMB)、硝酸盐还原菌(NRB)、硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)和产甲烷菌(PMB)。实验结果分析显示,油砂山、花土沟、尕斯油藏具有本源微生物激活潜力,七个泉、跃西油藏微生物含量少,不具备本源微生物激活的潜力。在23个水样中普遍存在六大类功能菌,用丰度值表示了各类微生物的在不同水样中的分布情况。

探讨青海地区油气田单井的经济效益的提高

油气田单井效益的高低直接影响到油气开采企业效益的好坏。近年来,青海油气田多井低产矛盾日益突出,稳产难度日益加大的等严峻考验,面对困难青海油田积极用科学的发展观为指导以以提高单井产量为中心,努力排解、解决提高油气田单井的经济效益所与遇到的任何问题。本文就青海地区油气田的特点及提高单井经济效益的方法进行报道。

采油三厂生产信息管理系统与油田公司A2生产信息系统接口开发

针对A2的推广应用,采油三厂面临将自己的生产信息管理系统全面作废的局面。在A2试运行过程中,采用了双系统运行。为了保证生产信息系统的一致性,资料员手工输入双套系统,经过半年的试运行,取得了圆满的成功;为了保证A2和采油三厂生产信息管理系的同时运行、数据一致,针对采油三厂生产信息管理系统与A2开发接口模块,确保资料员只用输入一套生产信息数据,既可保证两套系统同时运行,大大减轻基层资料员的工作劳动强度,提高资料员的劳动效率,也大大降低各类生产信息录入数值的差错率。

青海油田地质类型及开发措施探讨

由于青海油田的规模较小,开发的难度较大。通过对青海油田地质类型的分析,采取有效的开发措施,最大限度地提高油田的产能,满足油田开发不同时期的需要。油田的地质类型影响到油田开发的效果,有必要深入研究青海油田的地质特征,通过精细地质研究,为合理开发油田提供依据。

醇酸酸化在青海油田的应用

提出了加醇酸液用于低压低渗油气层酸化的优点,包括可改变岩石润湿性,防止和解除水锁,残酸和酸化产物易排出等。室内实验结果表明,用醇处理饱和水的储层岩心,可显著增大气体渗透率,降低液体饱和度,甲醇的效果最好,乙醇次之;发生水锁、经表面活性剂溶液处理无效的储层岩心,用甲醇处理可使气体渗透率完全恢复;加入醇可降低各种酸液的表面张力,减缓酸液与砂岩岩心的反应。考察了醇加量对两种储层岩心在一种缓速混合酸(10%HC l+2%HF+4%HBF4+2%HAC)中溶蚀率的影响,确定选用甲醇,加量为20—25%。在青海油田3口注入井(包括1口不吸水的井)用该加醇酸液实施酸化,注水量大幅增加。介绍了3口井的井况和酸化效果。

油基压裂技术在七个泉油田的应用

针对青海七个泉油田低渗透 (0 .0 0 1～ 0 .0 3μm2 )、水敏、低温 (2 5～ 30℃ )特点 ,研制了两个系列的柴油基压裂液。胶凝剂是烷基结构分别适合催化柴油和原油的两种磷酸酯 (TH和XK) ;交联剂是偏铝酸钠 ,配液时一次加入 ;破胶剂醋酸钠在低温下具有高效率。压裂液由 1.6 %～ 1.7%TH或XK ,0 .4 %～ 0 .5 %交联剂及 0 .7%～ 1.0 %破胶剂组成。配成的冻胶压裂液 30℃时粘度 6 8～ 110mPa·s(某些配方物在 35℃剪切 30min保持粘度 >10 0mPa·s) ,破胶时间 12～ 2 4h ,破胶液粘度 1.8～ 9.0mPa·s,残渣微量 ,滤失系数C3在 1.83× 10 4 ～ 6 .87× 10 4 m min1 2 范围。在七个泉油藏压裂中选用密度 1.5 6g cm3、粒径 0 .4 5～ 0 .90mm的陶粒为支撑剂。介绍了压裂工艺参数。在 2 0 0 1年进行了 14井次的油基压裂施工 ,施工成功率 85 .7% ,有效率 10 0 % ,对比了 4口井的压裂设计参数和实际施工参数。图 1表 3参 3。

硫酸钡锶垢清洗剂DS-8及其在油砂山集输管线清垢中的应用

研制了由一种可溶解硫酸钡的配方物及各种添加剂组成的水溶性液体清垢剂DS 8(密度≥ 1 .2 g/cm3,pH值1 0— 1 4)并考察了各项应用性能。随其水溶液浓度 (体积分数 )的增加 ,DS 8对硫酸钡的溶解量增大 ,但单位体积的溶解量 (溶垢能力 )下降 ,最佳使用浓度为 1 0 %— 2 0 % ;最佳使用温度为 4 0℃ ;在各种难溶盐中 ,DS 8对硫酸钙的溶解能力最强 ,其次是硫酸锶 ,再次是硫酸钡。每升DS 8可溶解硫酸钡 62 .4 g。DS 8完全无腐蚀性 ,对A3钢试片的腐蚀速率仅为 0 .0 0 4 g/m2 ·h( 45℃ ,72h)。青海油砂山油田长 1 2 60m的易结垢集输管线 (垢厚一般 5— 2 0mm ,最厚达 3 0mm)用体积分数 1 7%的DS 8水溶液共 58m3单循环清洗 ,历时 4 3小时 ,共清洗出积垢 94 4 .2 4kg ,其中硫酸钡 4 86.3 6kg ,硫酸锶 95.3 6kg ,硫酸钙 1 7.62kg ,垢泥 3 44 .90kg ;开始清洗时泵压 0 .3 5MPa ,以后降到 0 .0 5MPa以下 ,说明管线已畅通。

GS油田E13油藏水淹层PNN测井响应特征与评价分析

GS油田E■油藏水淹程度严重,已处于中高含水期,平均含水高达77.97%.由于注水开发过程中,先注入淡水后注入污水导致注入水变化性质复杂,致使储集层水淹后地下流体性质、岩石物理性质等发生复杂变化,导致测井响应变化复杂,通过常规的测井技术与解释方法难以精确解释水淹层.为了能精确划分GS E■油田水淹级别,本文结合PNN测井技术,以宏观俘获截面、电阻率曲线和GRPNN的变化定性识别水淹层,当油层被水淹后,GRPNN曲线多呈现异常增大现象,与GR曲线变化出现差异,宏观俘获截面曲线值随着水淹程度的增加而增加.利用宏观俘获截面计算含水饱和度,通过岩石物理实验得出孔隙度、渗透率等参数计算产水率,通过建立产水率和含水饱和度的计算模型定量判断水淹级别,建立了一套适用于GS油田E■油藏的水淹层划分标准.与实际生产吻合,有很好的应用效果,为GS油田E■油藏水淹层划分提供了新的标准.