-复杂油气藏压裂酸化技术-PPT课件.ppt

1、12主主 要要 内内 容容3一、特点与难点一、特点与难点4一、特点与难点一、特点与难点5一、特点与难点一、特点与难点依靠压裂酸化技术依靠压裂酸化技术高效开发低渗透油气田、高效开发低渗透油气田、整体改造开发中高渗油气田、以及对老油气田整体改造开发中高渗油气田、以及对老油气田进一步增产挖潜和进一步提高采收率对保持我进一步增产挖潜和进一步提高采收率对保持我国石油工业持续稳定发展和保证我国石油安全国石油工业持续稳定发展和保证我国石油安全具有十分重要的现实意义。具有十分重要的现实意义。6一、特点与难点一、特点与难点7 近年来发现或开发并且压裂酸化技术作为主要投产开近年来发现或开发并且压裂酸化技术作为主要

2、投产开发手段的典型油气藏包括：发手段的典型油气藏包括：复杂岩性油气藏复杂岩性油气藏89矿矿 物物 种种 类类 和和 含含 量量%井井 段段 m m 石石英英 钾钾长长石石 斜斜长长石石 方方解解石石 白白云云石石类类 M Mg g 菱菱铁铁矿矿 黄黄铁铁矿矿 粘粘土土矿矿物物 总总量量%1 13 3.4 4 1 1.1 1 3 39 9.1 1 1 12 2.5 5 1 16 6.0 0 1 17 7.9 9 2 20 0.4 4 1 1.1 1 4 45 5.1 1 1 16 6.5 5 1 16 6.9 9 2 29 9.6 6 0 0.4 4 3 33 3.8 8 1 13 3.9 9

3、1 12 2.7 7 9 9.6 6 2 27 7.7 7 1 1.0 0 4 42 2.7 7 1 19 9.9 9 8 8.7 7 1 18 8.0 0 4 46 6.5 5 9 9.2 2 1 10 0.4 4 1 15 5.9 9 4 40 05 58 8.2 22 24 40 06 60 0.0 09 9 1 15 51 10 0/1 19 9 2 20 0.7 7 4 41 1.2 2 1 16 6.1 1 1 10 0.7 7 1 11 1.3 3 4 40 05 58 8.2 22 24 40 06 60 0.0 09 9 1 15 51 11 1/1 19 9 3 37 7.

4、7 7 0 0.4 4 2 27 7.3 3 1 10 0.7 7 1 11 1.4 4 0 0.3 3 1 12 2.2 2 4 40 05 58 8.2 22 24 40 06 60 0.0 09 9 1 15 5 6 6/1 19 9 2 22 2.2 2 3 35 5.2 2 1 19 9.6 6 1 12 2.2 2 0 0.1 1 1 10 0.7 7 10 112.2.高温高温/超高温、深层超高温、深层/超深层异常高压、低孔低渗超深层异常高压、低孔低渗油气藏油气藏 典型油气区有：典型油气区有：12 为塔西南勘探开发公司原油上产奠定了资源基础的柯深为塔西南勘探开发公司原油上产奠定了

5、资源基础的柯深101101井，井，压力系数达压力系数达2.02.0，温度高达，温度高达135135；千米桥潜山超高温深层凝析气藏，井深千米桥潜山超高温深层凝析气藏，井深4500-57004500-5700米，温度米，温度150-180150-180。这类油气藏改造难点是：这类油气藏改造难点是：没有满足超高温和超深井的低伤害、低摩阻、高密度要求的没有满足超高温和超深井的低伤害、低摩阻、高密度要求的压裂酸化工作液体系。压裂酸化工作液体系。难以形成宽裂缝、不能解决砂堵和支撑剂破碎而导致支撑裂难以形成宽裂缝、不能解决砂堵和支撑剂破碎而导致支撑裂缝失效的问题。缝失效的问题。对于碳酸盐岩高温储层酸压时，一

6、般酸液的酸岩反应速度快、对于碳酸盐岩高温储层酸压时，一般酸液的酸岩反应速度快、导致酸蚀作用距离短。导致酸蚀作用距离短。地层压不开、酸液注不进。地层压不开、酸液注不进。13 苏里格气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系苏里格气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数数0.80.80.90.9MPa/100m,MPa/100m,渗透率渗透率0.50.51010-3-3 3.0 3.01010-3-3umum2 2 大牛地气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数大牛地气田上古生界二叠系石盒子组和山西组，压力系数0.67 0.67 0.98 0.98MPa/100m,MPa/100m,渗透率

7、渗透率0.30.31010-3-3 0.9 0.91010-3-3umum2 2 红台区块小草湖洼陷气藏，压力系数红台区块小草湖洼陷气藏，压力系数0.630.630.840.84MPa/100m,MPa/100m,渗透率渗透率1.01.01010-3-3 5.0 5.01010-3-3umum2 2 老君庙老君庙M M油藏，压力系数油藏，压力系数0.90.91.01.0MPa/100mMPa/100m14 15 凝析气藏凝析气藏1617 凝析气藏凝析气藏18高含硫高高含硫高COCO2 2气藏气藏普光气田、建南气田普光气田、建南气田和曾经发生了和曾经发生了“12.23”“12.23”井喷特大事故

8、的井喷特大事故的罗家寨气田罗家寨气田。19 罗家寨气田以罗家寨气田以580580亿立方米的探明储量改写了盆地内中石油最亿立方米的探明储量改写了盆地内中石油最大整装天然气田的记录，大整装天然气田的记录，该气田的发现为实现该气田的发现为实现“川气出川川气出川”奠定了奠定了新的坚实基础新的坚实基础。2019 2019年，中国石化南方勘探开发分公司在川东北的宣汉县境内年，中国石化南方勘探开发分公司在川东北的宣汉县境内发现了普光特大气田，在近发现了普光特大气田，在近60006000米的海相飞仙关组首批获得米的海相飞仙关组首批获得11441144亿亿立方米探明储量，是目前四川盆地最大的整装气田。立方米探明

9、储量，是目前四川盆地最大的整装气田。普光气田的发普光气田的发现点燃了南方海相勘探的希望之光，也为我国油气资源勘探开辟了现点燃了南方海相勘探的希望之光，也为我国油气资源勘探开辟了新的领域。新的领域。20硫化氢的剧毒性给高含硫气田的开发带来较大硫化氢的剧毒性给高含硫气田的开发带来较大难度，在钻、采、集、输、处理整个流程中难度，在钻、采、集、输、处理整个流程中,均要均要重视安全，使得其开采难度高，开发投资大。重视安全，使得其开采难度高，开发投资大。特别是川东北部是川渝地区增储上产的主要区域，特别是川东北部是川渝地区增储上产的主要区域，其其改造的改造的主要难点是主要难点是：在压裂酸化改造中，硫化氢强在

10、压裂酸化改造中，硫化氢强烈的还原性和化学反应活性，导致硫化亚铁和单质硫烈的还原性和化学反应活性，导致硫化亚铁和单质硫等大量沉淀，造成压裂酸化过程中严重的二次伤害，等大量沉淀，造成压裂酸化过程中严重的二次伤害，气井改造后效果很差或无效气井改造后效果很差或无效。21井井 名名地地 区区施工方式施工方式井口压力井口压力破裂压力破裂压力梯梯 度度官官3 井井赤水官渡构造带赤水官渡构造带测试压裂测试压裂酸化酸化85.8MPa/2290.0 m95.0MPa/2278.0 m0.037MPa/m0.042MPa/mY2 井井新疆焉耆盆地新疆焉耆盆地压裂压裂86.0 MPa/2715.0 m0.032MPa

11、/m合合561川西致密碎屑岩川西致密碎屑岩须家河组须家河组压裂压裂92 MPa/5100.0 m0.018MPa/m合合148 川西致密碎屑岩川西致密碎屑岩须家河组须家河组 压裂压裂 89MPa/3512m 0.025MPa/m 典型的异常破裂压力气藏有典型的异常破裂压力气藏有川西致密碎屑岩须家河川西致密碎屑岩须家河组气藏和赤水地区碎屑岩低渗气藏组气藏和赤水地区碎屑岩低渗气藏。6.6.异常破裂压力油气藏异常破裂压力油气藏226 6 异常破裂压力油气藏异常破裂压力油气藏 川西致密碎屑岩须家河组是中石化西南分公司今后川西致密碎屑岩须家河组是中石化西南分公司今后主要的产量接替层系，由于储层超深主要的

12、产量接替层系，由于储层超深(4500(450050005000m)m)、超超压压(压力系数压力系数2.152.152.27)2.27)、超低孔、渗、超低孔、渗(6.67%6.67%，K0.1K60MPa/m 热 稳 定 性 30-80oC下8个 月 性 能 基 本 不 变 30-120oC下2年 性 能 基 本 不 变 耐 冲 刷 性 堵 水 率99%，冲 洗100PV后FRR上 升 备 注 胶 体 突 破 后 继 续 水 冲，FRR在100PV后 还 有 增 加，故 胶 体 在 岩 心 裂 缝 中 粘 附力 增 强。8182 提高稠油油藏压裂改造效果技术提高稠油油藏压裂改造效果技术 内源微生

13、物提高采收率技术内源微生物提高采收率技术 MaDG MaDG转向驱油技术转向驱油技术 自生泡沫驱油技术自生泡沫驱油技术 提高采收率新技术提高采收率新技术83 提高稠油油藏压裂改造效果技术提高稠油油藏压裂改造效果技术84 针对稠油油藏压裂效果差的问题，主要解决方法：针对稠油油藏压裂效果差的问题，主要解决方法：蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等 20 20世纪末俄罗斯提出了就地生成世纪末俄罗斯提出了就地生成COCO2 2技术即自生技术即自生COCO2 2技术提高稠油油藏采收率。技术提高稠油油藏采收率。85 在地层中就地生成在地层中就地生成COCO2 2，解决了常规解决了常规C

14、OCO2 2驱中天然驱中天然COCO2 2资资源不足的缺陷以及源不足的缺陷以及COCO2 2运输问题，同时还减少了对油井运输问题，同时还减少了对油井和设备的腐蚀；和设备的腐蚀；在井筒附近不产生在井筒附近不产生COCO2 2或产生微量或产生微量COCO2 2，这样气体能够这样气体能够充分地进入油区并大量溶于其中，提高充分地进入油区并大量溶于其中，提高COCO2 2利用率；利用率；就地生成就地生成COCO2 2不仅成本低，操作简单，并对环境不会产不仅成本低，操作简单，并对环境不会产生不利影响。生不利影响。86 向地层深部注入生气化学剂，在地层条件下相互向地层深部注入生气化学剂，在地层条件下相互融合

15、产生大量的高温高压二氧化碳气体，融合产生大量的高温高压二氧化碳气体，COCO2 2可以是可以是单相、混相、或者呈泡沫状态，处于超临界状态的单相、混相、或者呈泡沫状态，处于超临界状态的COCO2 2气体具有强烈的溶蚀性、解吸性和提取性，在低气体具有强烈的溶蚀性、解吸性和提取性，在低渗油藏中具有很好的穿透作用。渗油藏中具有很好的穿透作用。87 自生自生COCO2 2除了具有常规除了具有常规COCO2 2驱油的基本原理外，具驱油的基本原理外，具有其自身独特的技术原理：放热作用、封堵高渗透层、有其自身独特的技术原理：放热作用、封堵高渗透层、改善地层流动性、与碱的协同作用、表面活性剂作用改善地层流动性、

16、与碱的协同作用、表面活性剂作用和泡沫效应、驱替作用。和泡沫效应、驱替作用。881 1、放热作用、放热作用 生气剂在油层反应生成二氧化碳气的同时生气剂在油层反应生成二氧化碳气的同时伴有大量的热量放出，降低稠油粘度，以及降伴有大量的热量放出，降低稠油粘度，以及降低地层中有机物胶质、沥青质、蜡质等的粘度，低地层中有机物胶质、沥青质、蜡质等的粘度，增加流动性。增加流动性。892 2、封堵高渗透层、封堵高渗透层 优先在高渗透区生成的二氧化碳气体与携带优先在高渗透区生成的二氧化碳气体与携带介质形成网状结构的气液泡沫体系，阻止微气介质形成网状结构的气液泡沫体系，阻止微气泡体系的扩散，对后面注入介质产生附加阻

17、力形泡体系的扩散，对后面注入介质产生附加阻力形成障碍，迫使转向进入低渗透区扩大波及体积，成障碍，迫使转向进入低渗透区扩大波及体积，提高波及效率。提高波及效率。903 3、改善地层流动性、改善地层流动性 通过向地层注入生气剂溶液段塞，在地层内进行混合，通过向地层注入生气剂溶液段塞，在地层内进行混合，形成多种相态，一方面可清除油层内部的酸溶性及碱溶性形成多种相态，一方面可清除油层内部的酸溶性及碱溶性堵塞物，另一方面生气剂在油层内部混合反应后，生成堵塞物，另一方面生气剂在油层内部混合反应后，生成COCO2 2气体，可起到疏通渗流通道的目的。同时其生成物溶气体，可起到疏通渗流通道的目的。同时其生成物溶

18、于地层流体后，使地层流体的粘度下降。其特有的活性组于地层流体后，使地层流体的粘度下降。其特有的活性组分能够较好地吸附在岩石表面，从而使岩石表面润湿性发分能够较好地吸附在岩石表面，从而使岩石表面润湿性发生改变，能更好地增加油的流动性。生改变，能更好地增加油的流动性。914 4、与碱的协同作用、与碱的协同作用 当生气剂在地层深部反应产出二氧化碳后，当生气剂在地层深部反应产出二氧化碳后，生气剂溶液将显碱性，从而可以形成生气剂溶液将显碱性，从而可以形成“碱水驱碱水驱”，具有具有“碱水驱碱水驱”的降低油水界面张力，提高驱的降低油水界面张力，提高驱油效率；改变岩石润湿性，增加原油的流动性；油效率；改变岩石

19、润湿性，增加原油的流动性；增溶油水界面处形成的刚性薄膜等驱油作用。增溶油水界面处形成的刚性薄膜等驱油作用。925 5、表面活性剂作用和泡沫效应、表面活性剂作用和泡沫效应 由于生气剂溶液显碱性，可与原油中的石油酸由于生气剂溶液显碱性，可与原油中的石油酸反应生成表面活性剂，从而还具有表面活性剂驱油反应生成表面活性剂，从而还具有表面活性剂驱油的作用。表面活性剂还可以与二氧化碳气体复合作的作用。表面活性剂还可以与二氧化碳气体复合作用生成泡沫，稳定驱替前缘，增加驱替效率。表面用生成泡沫，稳定驱替前缘，增加驱替效率。表面活性剂同时也具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。活性剂同时也具有降低油井和地面设备腐蚀的

20、作用。936 6、驱替作用、驱替作用 生气剂在低渗透层融合时，伴随二氧化碳气体的生生气剂在低渗透层融合时，伴随二氧化碳气体的生成，系统压力瞬间升高，使生成的二氧化碳气在低渗透层成，系统压力瞬间升高，使生成的二氧化碳气在低渗透层更具有穿透性。二氧化碳气体溶解于原油后，产生体积效更具有穿透性。二氧化碳气体溶解于原油后，产生体积效应应(泡沫油泡沫油)，驱替剩余油。生气剂在地层深部反应伴生的，驱替剩余油。生气剂在地层深部反应伴生的碳酸具有酸化解堵作用，进一步解除地层深部污染。碳酸具有酸化解堵作用，进一步解除地层深部污染。综上所述，自生综上所述，自生COCO2 2技术消除了伴随技术消除了伴随COCO2

21、2驱的不利因素驱的不利因素而保持并扩大了有利因素。而保持并扩大了有利因素。94 产生的气体足够多，能够满足大规模施工的要求；产生的气体足够多，能够满足大规模施工的要求；反应速度适当，容易控制；反应速度适当，容易控制；反应物利用率相对较高；反应物利用率相对较高；提高采收率的作用较为明显；提高采收率的作用较为明显；满足对环境和设备的要求；满足对环境和设备的要求；经济上可行。经济上可行。95 双液法：双液法：按一定先后顺序向地层加入两种反应液，就地反应生按一定先后顺序向地层加入两种反应液，就地反应生成成COCO2 2。三种备选体系：三种备选体系：A.A.活性酸活性酸+碳酸盐碳酸盐,B.B.活性酸活性

22、酸+碳酸氢盐碳酸氢盐,C.C.强酸弱碱盐强酸弱碱盐+碳酸盐。碳酸盐。实验结论：实验结论：体系体系A A的反应速度较快，生气量丰富，但不易控制；的反应速度较快，生气量丰富，但不易控制；体系体系B B与体系与体系A A的生气量相当，但反应速度相对较慢，容易控制；的生气量相当，但反应速度相对较慢，容易控制；体系体系C C容易生成沉淀。容易生成沉淀。因此，选择体系因此，选择体系B B作为双液法体系作为双液法体系,具体为具体为4 4的活性酸的活性酸+0.2+0.2mol/Lmol/L的碳酸氢盐。的碳酸氢盐。96 单液法：单液法：向地层中加入一种反应液，就地生成向地层中加入一种反应液，就地生成COCO2

23、2。两种体系：两种体系：碳酸盐和碳酸氢盐分解生成碳酸盐和碳酸氢盐分解生成COCO2 2。实验结论：实验结论：碳酸盐和碳酸氢盐分解速度均较慢，但相对而言，碳酸盐和碳酸氢盐分解速度均较慢，但相对而言，碳酸氢盐的分解效率和生气量优势明显，从而确定碳酸氢盐碳酸氢盐的分解效率和生气量优势明显，从而确定碳酸氢盐热分解为单液法体系。热分解为单液法体系。温度为温度为7070的情况下，选用的情况下，选用0.50.5mol/Lmol/L的碳酸氢盐体系，而的碳酸氢盐体系，而温度在温度在8080的情况下，选用的情况下，选用0.60.6mol/Lmol/L的碳酸氢盐体系。的碳酸氢盐体系。97 在常压条件下，单液法体系可

24、以使原油体积膨胀在常压条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀30.830.885.485.4，而双液法可以使原油体积膨胀而双液法可以使原油体积膨胀21.721.761.961.9；在油藏条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀在油藏条件下，单液法体系可以使原油体积膨胀2020，而双液法可，而双液法可以使原油体积膨胀以使原油体积膨胀32.532.5。原油体积的膨胀率随压力增大而增大。原油体积的膨胀率随压力增大而增大。实验结论：就地实验结论：就地COCO2 2体系具有很好的膨胀原油体积的能力。体系具有很好的膨胀原油体积的能力。98 在常压条件下，单液法体系可以使原油粘度下降在常压条件下，单液法体系可以使

25、原油粘度下降38.0738.07，而双液法可以使原油粘度下降而双液法可以使原油粘度下降47.9647.96；在油藏条件下，单液法体系可以使原油粘度下降在油藏条件下，单液法体系可以使原油粘度下降42.1542.15，而双液法可以使原油粘度下降而双液法可以使原油粘度下降52.6952.69。实验结论：就地实验结论：就地COCO2 2体系具有很好的降低原油粘度的能力体系具有很好的降低原油粘度的能力99双液法反应程度、生成气量与注入PV数关系曲线y=0.9x+0.8455y=285x-6.33330.80.850.90.9511.051.11.150.10.20.3注入PV数，PV反应程度，ml/ml

26、0102030405060708090生成气量，ml反应程度生成气量线性(反应程度)线性(生成气量)单液法反应程度、生成气量与注入PV数关系图y=2.37x+0.2913y=270 x-1600.20.40.60.811.20.10.20.3注入PV数，PV反应程度，ml/ml010203040506070生成气量，ml反应程度生成气量线性(反应程度)线性(生成气量)无论单液法，还是双液法，在油藏条件下均能够生无论单液法，还是双液法，在油藏条件下均能够生成充足的成充足的COCO2 2气体，生成气量随注入气体，生成气量随注入PVPV数的增加而增大。数的增加而增大。100 当地层水中当地层水中Ca

27、ClCaCl2 2的浓度达到的浓度达到10001000mg/lmg/l时，时，加入单液法反应液开始出现沉淀；而当地层水加入单液法反应液开始出现沉淀；而当地层水中中CaClCaCl2 2的浓度达到的浓度达到20002000mg/lmg/l时，双液法开始出时，双液法开始出现沉淀。现沉淀。101KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,无量纲R,无量纲R,无量纲800.32772.15818.353.52102.25 KW1,mDKW2,mDKW3,mDR,无量纲R,无量纲R,无量纲805.26814.681.17 就地就地COCO2 2单液法体系对填砂管岩心有着很小程度的伤害，但单液法体系对填砂管岩

28、心有着很小程度的伤害，但在经过酸处理后，填砂管岩心的渗透率比岩心初始渗透率有一在经过酸处理后，填砂管岩心的渗透率比岩心初始渗透率有一定程度的提高，更加有利于提高原油采收率。就地定程度的提高，更加有利于提高原油采收率。就地COCO2 2双液法体双液法体系对填砂管岩心模型并不会造成伤害，而且岩心渗透率还有一系对填砂管岩心模型并不会造成伤害，而且岩心渗透率还有一定程度的提高。定程度的提高。102代号代号K,mD,%Soi,%1,%2,%,%1800.325.4683.3332.038.46.421400.643.9790.7334.051.0617.063933.724.9688.4432.340.

29、07.74875.428.1881.3333.341.58.251273.242.689.6434.6750.2215.556875.424.689.6636.9245.388.46 当注入当注入0.10.1PVPV反应液时，单液法可提高水驱后原油反应液时，单液法可提高水驱后原油采收率采收率7.47.410.810.8，双液法能够提高水驱后原油采，双液法能够提高水驱后原油采收率收率6.46.417.0617.06。103 1.1.自生自生COCO2 2使原油体积膨胀，使原油体积膨胀，油藏条件下单液法油藏条件下单液法使原油体积膨胀使原油体积膨胀2020，双液法膨胀，双液法膨胀32.532.5。2

30、.2.自生自生COCO2 2降低原油粘度，降低原油粘度，油藏条件下单液法使油藏条件下单液法使原油粘度降低原油粘度降低42.1542.15，双液法降低，双液法降低52.6952.69。3.3.自生自生COCO2 2具有较好的驱油能力，当注入具有较好的驱油能力，当注入0.10.1PVPV反应液时，单液法使驱替率提高反应液时，单液法使驱替率提高7.47.410.810.8，双，双液法提高液法提高6.46.417.0617.06。4.自生自生CO2体系对地层不造成伤害体系对地层不造成伤害。104内源微生物提高采收率技术内源微生物提高采收率技术一、内源微生物技术研究的意义二、技术特色三、技术创新四、研究

31、工作基础 105一、内源微生物技术研究的意义一、内源微生物技术研究的意义 微生物采油在我国油田（特别是稠油油藏）开微生物采油在我国油田（特别是稠油油藏）开发中得到了一定应用。但是发中得到了一定应用。但是对于深层高温油藏，由对于深层高温油藏，由于微生物在温度较高、盐度较大、重金属离子含量于微生物在温度较高、盐度较大、重金属离子含量较高的油藏条件下易遭到破坏，微生物菌种选取的较高的油藏条件下易遭到破坏，微生物菌种选取的较为困难较为困难。由此提出了内源微生物采油技术。由此提出了内源微生物采油技术。106一、内源微生物技术研究的意义一、内源微生物技术研究的意义 内源微生物由于适应了油藏环境，只需要加内

32、源微生物由于适应了油藏环境，只需要加入成本较低的物质，就能入成本较低的物质，就能激活内源微生物生长、激活内源微生物生长、繁殖和产生有利于驱油的代谢产物繁殖和产生有利于驱油的代谢产物：如有机酸、：如有机酸、醇、表面活性剂、多糖以及醇、表面活性剂、多糖以及CHCH4 4和和COCO2 2等气体。等气体。107一、内源微生物技术研究的意义一、内源微生物技术研究的意义 由于地层条件的复杂和内源微生物的种类差别，所用的激活体系有很大的差别。需要针对特定的油藏进行激活内源微生物，产生有利于驱油的代谢产物。因此，寻找一条简便、实效的筛选激活体系的方法尤为重要。1081.内源微生物适应了油藏的恶劣环境条件，但

33、由于营养物质的缺乏而处于休眠状态。该技术的关键就在于研制一种激活内源微生物有益菌的营养体系达到提高原油采收率的目的；二、技术特色二、技术特色1092.通过该项技术激活内源微生物产生活性强的生物表面活性剂、生物多糖、有机酸、醇以及CH4和CO2生物气等代谢产物。这些代谢产物能充分改善原油的物化性质和环境，提高剩余油流动性和采收率；二、技术特色二、技术特色1103.与外源微生物提高采收率的本质区别是该技术不需注入其它的微生物，因此，不需要考虑微生物对环境的适应性，既节约了成本也提高了成功率。同时由于只需注入营养体系，该项技术不会造成环境无污染。二、技术特色二、技术特色111 1.以油田污水和原油作

34、为试验对象，通过加入N源、P源或其它生长因子，激活污水中有益菌，代谢产生改变原油物化性质的产物。这种方法目前国内无相关，我们已经取得一定的进展；2.国内首次研制开发针对某一特定油田的内源微生物激活营养体系，研究思路与方法具有一定的推广应用价值。三、技术创新三、技术创新1121.微生物菌落和形态 上图为从油田污水中分离得到的杆菌菌落和单染色显微镜照片上图为从油田污水中分离得到的杆菌菌落和单染色显微镜照片四、研究工作基础四、研究工作基础 1132.2.生长曲线生长曲线 油田污水中分离出来的菌在好氧的条件下生长曲线010203040010203040生长时间（天）菌液浓度（107cells/ml）1

35、143.3.生物表面活性剂生物表面活性剂 6060下微生物处理后原油粘度和表面张力变化下微生物处理后原油粘度和表面张力变化 从上表可以看出：微生物可以产生乳化原油的表面微生物可以产生乳化原油的表面活性剂，经鉴定为糖脂类。活性剂，经鉴定为糖脂类。1154.4.微生物对原油的乳化作用微生物对原油的乳化作用 在加入一定的含在加入一定的含N N、P P的营养物质后，微生物得的营养物质后，微生物得到激活，产生了能乳化原油的物质，改变了原油性到激活，产生了能乳化原油的物质，改变了原油性质，有利于提高原油采收率质，有利于提高原油采收率。MaDG转向驱油技术转向驱油技术1.1.常用调剖剂面临的问题常用调剖剂面

36、临的问题 如何进一步提高中、高含水油田原油采收率如何进一步提高中、高含水油田原油采收率是我们面临的一大难题。是我们面临的一大难题。目前，油田常用的调剖剂主要有两类：凝胶目前，油田常用的调剖剂主要有两类：凝胶类调剖剂和颗粒类调剖剂。这两类调剖剂曾在油类调剖剂和颗粒类调剖剂。这两类调剖剂曾在油田的控水稳油措施中发挥了非常重要的作用。但田的控水稳油措施中发挥了非常重要的作用。但它们在应用中存在下面问题。它们在应用中存在下面问题。一、一、MaDGMaDG驱油技术的提出驱油技术的提出 凝胶类调驱剂：凝胶类调驱剂：如弱凝胶，经剪切后可能如弱凝胶，经剪切后可能不成胶，或者是成胶后抗剪切性差，导致剖不成胶，或

37、者是成胶后抗剪切性差，导致剖面改善或流度控制能力下降。面改善或流度控制能力下降。颗粒类调剖剂：颗粒类调剖剂：如预交颗粒，则存在一定如预交颗粒，则存在一定的注入性问题，主要用于流体转向，但驱油的注入性问题，主要用于流体转向，但驱油能力差。能力差。2.2.提出的解决办法提出的解决办法MaDGMaDG驱油技术驱油技术 结合三次采油现状与油藏实际情况，我们在弱结合三次采油现状与油藏实际情况，我们在弱凝胶、凝胶、CDGCDG、预交联颗粒研究和应用的基础上，提预交联颗粒研究和应用的基础上，提出了就地形成胶粒、可大规模实现流体转向与驱油出了就地形成胶粒、可大规模实现流体转向与驱油的新型技术，即的新型技术，即

38、MaDGMaDG技术。技术。指聚合物注入地层后在油藏条件下指聚合物注入地层后在油藏条件下交联生成具有一定体相粘度的颗粒凝胶。交联生成具有一定体相粘度的颗粒凝胶。该凝胶颗粒在一定压差作用下能向油层深部运移，该凝胶颗粒在一定压差作用下能向油层深部运移，起到起到流度控制、深部调驱和深部流体转向流度控制、深部调驱和深部流体转向的作用，如果的作用，如果与表活剂复合使用还能提高洗油效率。与表活剂复合使用还能提高洗油效率。因此，因此，MaDGMaDG调驱技术在调驱技术在高渗透和非均质性强的油藏高渗透和非均质性强的油藏以及聚合物驱后油藏以及聚合物驱后油藏具有广阔的应用前景。具有广阔的应用前景。1 1、MaDG

39、MaDG体系特点及优势体系特点及优势（1 1）MaDGMaDG粒度大小可控，粘度可控，适用于粒度大小可控，粘度可控，适用于30-7530-75的的油藏，兼具深部流体转向（剖面调整或非均质性改良）油藏，兼具深部流体转向（剖面调整或非均质性改良）和流度控制双重功能。和流度控制双重功能。（2 2）凝胶颗粒粒径范围在）凝胶颗粒粒径范围在0.1-100.1-10mmmm、成胶时间成胶时间1-2401-240小小时可控，胶粒柔韧性、形变性强，其流动性对压力敏感。时可控，胶粒柔韧性、形变性强，其流动性对压力敏感。二、二、MaDGMaDG体系概况体系概况 1 1、MaDGMaDG体系特点及优势体系特点及优势（

40、3 3）MADGMADG与本体胶不同，它是一种分散胶。形成的凝胶与本体胶不同，它是一种分散胶。形成的凝胶颗粒在油层多孔介质中沿低阻力区或大孔道运移，呈颗粒在油层多孔介质中沿低阻力区或大孔道运移，呈分散状。并且，在一定压力梯度下能向油层深部运移。分散状。并且，在一定压力梯度下能向油层深部运移。因而，因而，MADGMADG性能大大优于本体胶。性能大大优于本体胶。（4 4）MaDGMaDG体系能自主选择进入低阻力高渗透油层，对低体系能自主选择进入低阻力高渗透油层，对低渗透层伤害小，甚至无伤害。且施工工艺简单，可拢渗透层伤害小，甚至无伤害。且施工工艺简单，可拢统注入。统注入。（5）当凝胶颗粒在多孔介质

41、的孔喉处吸附、堵塞时，减小了当凝胶颗粒在多孔介质的孔喉处吸附、堵塞时，减小了大孔道的有效渗流通道，提高了低阻力区或大孔道的渗流大孔道的有效渗流通道，提高了低阻力区或大孔道的渗流阻力，从而达到深部流体转向目的。阻力，从而达到深部流体转向目的。如图如图1 1所示：凝胶颗粒在孔喉处堆积使压力梯度增大，所示：凝胶颗粒在孔喉处堆积使压力梯度增大，改善了油层非均质性。改善了油层非均质性。凝胶颗粒在孔喉处吸附、堵塞示意图凝胶颗粒在孔喉处吸附、堵塞示意图 2 2、MaDGMaDG体系组成体系组成（1 1）聚合物主剂）聚合物主剂 该体系的主剂为聚合物，优选出了满足成胶条件该体系的主剂为聚合物，优选出了满足成胶条

42、件的聚合物。的聚合物。（2 2）成核材料）成核材料 成核材料是形成颗粒凝胶和影响体系性能的关键。成核材料是形成颗粒凝胶和影响体系性能的关键。（3 3）交联剂及其它添加剂）交联剂及其它添加剂 针对不同的油藏条件和成胶时间及强度要求，可针对不同的油藏条件和成胶时间及强度要求，可制备或筛选交联剂和添加剂。制备或筛选交联剂和添加剂。表表 1 1 聚合物与成胶性能聚合物与成胶性能聚合物聚合物浓度浓度mg/Lmg/L成胶时间成胶时间粒径粒径mmmm体系视粘度体系视粘度mP.smP.sPAMPAM800-1800800-18001616h-8Dh-8D1-51-5100-400100-400HPACHPAC

43、200-400200-400实验条件：温度实验条件：温度3030、6060、7070和和8080、聚交比、聚交比8:1-20:18:1-20:1 三、三、MaDGMaDG体系的开发体系的开发 在对多种聚合物的溶解性、稳定性和成胶性能进行在对多种聚合物的溶解性、稳定性和成胶性能进行分析的基础上，优选出满足分析的基础上，优选出满足MaDGMaDG成胶条件和成胶性能成胶条件和成胶性能的两种高分子聚合物，见表的两种高分子聚合物，见表1 1。聚合物分子以成核材料为中心，围绕在成聚合物分子以成核材料为中心，围绕在成核材料周围，在交联剂作用下形成颗粒凝胶。核材料周围，在交联剂作用下形成颗粒凝胶。实验室选择了

44、两类成核材料：水溶性、非实验室选择了两类成核材料：水溶性、非水溶性。通过成核性和成胶性评价，并考虑到水溶性。通过成核性和成胶性评价，并考虑到注入性，选择了水溶性成核材料（浓度注入性，选择了水溶性成核材料（浓度50-50-500500mg/Lmg/L）。）。为了保持良好的成胶性能和胶体稳为了保持良好的成胶性能和胶体稳定性，需要在成胶体系中加入除氧剂，定性，需要在成胶体系中加入除氧剂，并根据油田实际情况，加入并根据油田实际情况，加入H H2 2S S吸收剂和吸收剂和FeFe2 2、Fe Fe3 3离子的处理剂等添加剂。离子的处理剂等添加剂。四、四、MaDGMaDG的性能测试的性能测试 1.MaDG

45、1.MaDG的粘度和粒径的粘度和粒径 表表2 基液和基液和MaDG的粘度及粒径的粘度及粒径 流体流体性质性质基液基液MaDGMaDG#体相体相溶胶溶胶溶胶溶胶粘度粘度mp.s14.11.3651.040.329.2*粒径粒径mm/3-53-61-3*图图2 MaDG无胶粒的流变曲线无胶粒的流变曲线012340100200300剪切速率（s-1）粘度（mPa.s）1201002003004000100200300剪切速率（s-1）粘度（mPa.s）12图图3 MaDG含胶粒的流变曲线含胶粒的流变曲线 注：图注：图2 2与图与图3 3中中“1”“1”、“2”“2”分别表示剪切前、剪切后的流变分别表

46、示剪切前、剪切后的流变曲线曲线。图图2 2和图和图3 3表明，表明，MaDGMaDG其体相液和溶胶体均显示假塑性流变行其体相液和溶胶体均显示假塑性流变行为，为，“1”“1”、“2”“2”曲线基本重合，表明该体系具备一定的抗剪切曲线基本重合，表明该体系具备一定的抗剪切能力。能力。0501001502002500100200300剪切速率（s-1）粘度（mPa.s）3070温度对含凝胶颗粒的温度对含凝胶颗粒的MaDG MaDG 流变性的影响流变性的影响 上图为上图为4545天后的天后的MaDGMaDG分别在分别在3030和和7070时的流变时的流变曲线。呈假塑性流型，粘度对温度比较敏感。曲线。呈假

47、塑性流型，粘度对温度比较敏感。2.2.MaDGMaDG的强度的强度 实验表明：实验表明：MaDGMaDG在多孔介质中的流动阻力在多孔介质中的流动阻力大大高于其聚合物基液，也比大大高于其聚合物基液，也比CDGCDG高了一个数量高了一个数量级左右，这说明级左右，这说明MaDGMaDG的强度较高，因而具有良的强度较高，因而具有良好的非均质性改善能力。好的非均质性改善能力。同时，同时，MaDGMaDG也具有较好的抗拉抗剪切性。也具有较好的抗拉抗剪切性。3.3.MaDGMaDG外观形态外观形态 图图(a a）是用镊子挑起的单个胶态颗粒，良好的变形性显示是用镊子挑起的单个胶态颗粒，良好的变形性显示了了Ma

48、DGMaDG具有良好的粘弹性；具有良好的粘弹性；图（图（b b）是是MaDGMaDG在容器中的静止状态；呈透明的、分散的在容器中的静止状态；呈透明的、分散的胶态颗粒，粒径约胶态颗粒，粒径约3-53-5mmmm。4 4、MaDGMaDG微观结构微观结构MaDG体系微观结构为以核点为中心，四周聚合物分子围绕、并交联成团的微观结构。134 自生泡沫驱油技术自生泡沫驱油技术 泡沫驱已先后在新疆、大庆、百色等油田进行泡沫驱已先后在新疆、大庆、百色等油田进行了试验，取得了较好的效果。了试验，取得了较好的效果。但泡沫驱油的应用受但泡沫驱油的应用受到气源的限制。到气源的限制。135 自生泡沫驱油技术自生泡沫驱

49、油技术泡沫驱油机理：泡沫驱油机理：136 自生泡沫驱油技术自生泡沫驱油技术泡沫驱油机理：泡沫驱油机理：137 自生泡沫驱油技术自生泡沫驱油技术 138微生物催化产出污水为微生物催化产出污水为活性水回注技术活性水回注技术一、油田污水特点及危害一、油田污水特点及危害二、油田污水的微生物处理二、油田污水的微生物处理三、生物表面活性剂三、生物表面活性剂四、微生物处理污水为活性水回注技术特点四、微生物处理污水为活性水回注技术特点五、工艺流程五、工艺流程139一、油田污水特点及危害一、油田污水特点及危害 1.1.我国大部分油田已进入中后期开采阶段，采出液含我国大部分油田已进入中后期开采阶段，采出液含水量逐

50、年递增，许多油田达水量逐年递增，许多油田达90%90%以上。以上。2.2.油田污水含油量和化学耗氧量油田污水含油量和化学耗氧量(COD)COD)远远超过了国远远超过了国家规定的排放标准。由于油田污水具有高温、高盐、家规定的排放标准。由于油田污水具有高温、高盐、高含烃、高含烃、CODCOD高等特点，加之三次采油注入各种化学药高等特点，加之三次采油注入各种化学药剂剂,使油田污水成份越来越复杂，处理难度越来越大。使油田污水成份越来越复杂，处理难度越来越大。140 3.3.油田污水的危害：油田污水的危害：污水中高含油量会对动植物、水体、土壤造成很污水中高含油量会对动植物、水体、土壤造成很大的危害；大的