摘要:近十几年来，主要有两方面原因促使微生物采油技术进入快速发展阶段，一是基于16S rRNA的微生物生态分析技术的应用，尤其是高通量测序技术的应用，实现了油藏极端环境微生物群落结构与动态演变规律的快速准确解析；二是以聚合物驱为主导的化学驱油技术的应用已经越过其高峰期，适合化学驱的油藏资源越来越少，对接替技术的迫切需求让微生物采油技术再次受到关注。微生物采油技术本身的发展和生产需求使该技术理论研究和现场试验得到快速发展，其应用工艺与以前相比也发生了巨大的变化，随着现场试验规模的扩大和时间的延长，微生物采油机理也进一步明确，以乳化、产气为主导机理已形成共识。但该技术的优势在现场应用过程中仍没有得到充分发挥，实现大规模工业化应用仍面临诸多问题，主要是油藏微生物生态功能的精准调控和微生物采油配套技术需要进一步研究及完善。

摘要:大庆油田微生物采油技术始于20世纪60年代，历经50多年的持续攻关，基础研究和现场应用均取得一定进展。研究发现微生物存在主动趋向原油、黏附原油、产表面活性剂乳化原油3种趋向原油方式，确定实验菌株以氧化方式降解烷烃、芳香烃的降解机理。在室内研究的基础上，针对特低渗透油田开展外源微生物现场试验，实施微生物吞吐试验93口井，单井平均增油量为149 t，吨增油菌液和激活剂成本为300元；在特低渗透油田开展微生物驱试验，朝阳沟油田累积增油量为6×104 t，采收率提高4.95个百分点，吨增油菌液和激活剂成本为557元，并明确注采关系是影响微生物驱效果的主要因素。对大庆油田水驱、聚合物驱和复合驱后典型油藏菌群结构特征进行系统研究，研制出高效激活剂配方，在萨南油田聚合物驱后油藏开展了1注4采内源微生物驱现场试验，采收率提高3.93个百分点，吨增油激活剂成本为643元。

摘要:胜利油田微生物采油技术历经二十多年的室内研究和现场试验，机理研究取得深入认识，技术体系日趋完善，已进入工业化应用阶段。微生物界面趋向性、嗜烃乳化、界面润湿改性等主导驱油机理认识更加深入，并实现了量化表征，为菌种（群）改造和调控指明了方向；建立系统的油藏菌群结构分子生物学分析、采油功能菌激活调控、三维物理模拟驱油等微生物采油技术体系；现场试验从单井吞吐到微生物驱，从外源微生物到内外源微生物共同作用，近几年通过微生物+其它工艺组合的方式大幅提高了该技术油藏适应性。目前已进入全面先导实验向工业化应用的转化阶段。截至2019年12月胜利油田微生物驱油已实施10个区块，累积增油量为30×104 t。微生物驱技术在沾3普通水驱稠油油藏现场试验取得成功的基础上，又在辛68高温高盐稠油油藏和草13热采低效稠油油藏微生物驱现场试验取得突破。针对不同类型稠油油藏建立了微生物复合气体等复合吞吐工艺，扩大微生物单井吞吐技术应用规模，到2019年12月已实施400余口油井单井吞吐，累积增油量为8×104 t。

摘要:嗜热脂肪地芽孢杆菌Geobacillus stearothermophilus SL-1（简称SL-1）菌是从油藏环境中分离获得的一种嗜烃乳化功能菌，烃类乳化能力强，适宜生长温度为65~70 ℃。利用微观可视模型和岩心填砂模型，对该菌进行了多孔介质中的生长分布规律及驱油机理研究。结果表明，高温高压油藏环境下，与空白对照只添加激活剂体系激活内源菌相比，添加SL-1菌后可以改变孔壁润湿性，乳化膜状油，剥离盲端油，二次水驱后残余油驱替能力显著增强。物理模拟驱油实验显示，外源菌+内源菌体系提高原油采收率最高达13.5%，内源菌提高原油采收率为8.8%，外源菌发酵液提高原油采收率为7.2%；外源菌+内源菌体系中微生物数量最高，基因拷贝数约为109 copies/mL，内源菌体系中微生物数量约为107 copies/mL，外源菌发酵液体系中微生物数量最低，约为102 copies/mL。4轮次注入培养中Geobacillus 菌始终是微生物生态系统的优势菌群之一，该菌数量与岩心残余油饱和度呈负相关。显示出嗜烃乳化菌在油藏环境下具有增加微生物数量，强化微生物驱油效果的重要作用。

摘要:为了提高微生物采油数值模拟软件模拟计算的准确性和稳定性，基于前期对微生物迁移滞留的实验研究成果，引入全新的微生物运移模型方程，体现了不可及孔隙体积、吸附作用和筛分作用对微生物在油藏中分布状态的影响，构建了能够反映微生物采油过程的一维两相（油、水）三组分（微生物、营养物以及代谢产物）数学模型。通过编制程序，模拟微生物采油过程，对不可及孔隙体积、吸附作用和筛分作用进行敏感性分析。结果表明：该模型可以模拟微生物采油过程，反映不可及孔隙体积、吸附作用和筛分作用对驱油过程的影响较为敏感，通过引入这些参数可以实现对微生物浓度分布、含水率和采收率的准确预测，为微生物采油施工方案的编制提供了一种数值模拟方法。

摘要:油藏物性及采出程度对内源微生物采油技术实施效果存在显著影响，但该领域一直缺乏系统的室内研究，内源微生物驱油技术无科学的油藏筛选标准。基于胜利油区孤东51-511区块，利用室内物理模拟实验定量研究了渗透率、地面原油黏度、采出程度及非均质性级差对内源微生物驱油效果的影响。当渗透率为50~4 000 mD时，提高采收率先增加后降低，当渗透率为500 mD时驱油效果最好，提高采收率达到6.6%；当地面原油黏度为35~5 371mPa·s时，随着地面原油黏度的增加，提高采收率先升高后降低，当地面原油黏度为1 148 mPa·s时，提高采收率最高，达到8.8%；当采出程度为10%~50%时，随着采出程度的增加，提高采收率逐渐降低（由12%降低至2%）；渗透率级差为2~20时，随着渗透率级差的增加，提高采收率逐渐降低（由7.3%降低至3.2%）。基于上述研究，建立内源微生物驱油技术油藏筛选标准，从油藏、生物及开发3大类指标明确关键参数的最佳适用范围，为内源微生物驱油技 术油藏筛选提供科学的理论参考，指导现场实施。

摘要:为揭示临南洼陷超压对油气运聚的影响，并明确其对油气富集的控制作用，在建立基于地质块体追踪的静态压力场的基础上，恢复古压力场的动态演化过程，分析超压与油气运聚的关系。结果表明：临南洼陷从隆起带—斜坡带—洼陷带压力场呈现常压—弱超压—超压的变化规律。其中沙三段超压幅度较大，沙四段上亚段次之。超压演化经历了早期低幅增压（沙一段—东营组沉积时期）、抬升泄压（东营组沉积期末）和后期快速增压（馆陶组沉积时期—第四纪）的演化旋回。现今处于最大超压阶段，超压中心与洼陷沉积中心一致。结合油气运聚条件综合分析，明确了临南洼陷沙三段异常高压控制了油气的生成与运移。馆陶组至明化镇组沉积时期，油势的快速增加极大地控制了油气的运移方向和有利成藏部位。

摘要:针对以往对临南地区扭张构造的发育演化机制、扭张构造对油气成藏要素的控制作用认识不清等问题，综合运用地质、地球物理、数值模拟等方法，定性分析和定量评价相结合，对研究区扭张构造形成机制及其控藏作用进行研究。结果表明，临南地区始于伸展性动力学背景下的斜向拉伸运动，由于复活的基底断层走向斜交于区域拉伸方向，从而形成了典型的扭张构造体系。综合考虑水平伸展、垂向块断运动和侧向走滑运动，建立了扭张构造定量表征方法，扭张活动强度平均约为0.4。扭张构造对储层发育具有明显的控制作用，稳定沉降缓坡、同沉积断坡和持续迁移下陷缓坡3种斜坡控砂模式控制形成不同类型的圈闭。基于三元型、二元型、一元型和无结构型4种断裂带结构模式，建立了扭张断裂带动态平衡成藏、斜坡带侧向运聚成藏、洼陷带自生自储成藏模式。

摘要:针对断陷盆地中央隆起带地热能开发地温场建立难度大的实际，采用井筒测温法、SiO2地热温标、钾镁地热温标、钠钾地热温标等建立地温场，研究地温场分布的控制因素，建立地温场发育模式。结果表明，东营凹陷中央隆起带沙二段—第四系可以划分为地表变温带、第一增温带、第一保温带、第二增温带、第二保温带、第三增温带和第三保温带共7个温度带。采用SiO2、钾镁、钠钾地热温标等方法求取了地温。综合研究区内地层对比、构造、储层、测井等地质研究成果，利用测温及化验资料，垂向上划分了6个砂组，建立了地温场的地质模型。地温梯度变化主要受中央隆起带底部塑性物质、主断裂分布、岩性、地层层位、砂地比控制。根据中央隆起带的地热成因及发育特征、温度及产水量，建立了该区的地热系统发育模式，划分为热扩张带、高温裂隙带、高温致密带、中温致密带、中温热水带、低温热水带和封盖带7层结构，从热源、盖层、热储层、热流通道、封闭性几方面分析了地热系统发育成因。

摘要:通过三维地震、钻井资料的综合分析，结合区域海平面升降特征的研究认识，建立琼东南盆地乐东凹陷梅山组T-R层序格架，并详细论述了梅山组海底扇沉积体系演化过程，认为琼东南盆地在中新世存在五期规模较大的海侵-海退旋回事件，乐东凹陷主要碎屑物源方向经历由早期海南隆起向晚期越南方向的迁移过程，在凹陷内部形成展布方向、规模存在差异的三期大型海底扇沉积。结合区域油气成藏要素研究，认为梅山组海底扇砂岩受到后期黄流组中央峡谷切割，在整体“泥包砂”沉积背景下形成梅山组海底扇-黄流组水道砂岩复合型岩性圈闭，并通过底辟、裂隙沟通乐东凹陷深部崖城组烃源岩，形成“下生上储”型岩性油气藏。在此认识指导下，针对梅山组海底扇-黄流组水道砂岩复合型岩性圈闭钻探获得成功，新增探明天然气储量约为100×108 m3。

摘要:常规边缘检测技术可以用于断层、裂缝及砂体的边界识别，但难以满足对不同尺度的地质体边界响应特征进行描述的要求，为此，提出了一种集成多种技术的多尺度边缘检测技术，该技术将三参数小波变换与结构导向梯度计算算子相结合，以倾角体及方位角体作为约束条件可以实现对小断层及裂缝发育带精准识别。准噶尔盆地西缘车排子地区排691井区发育断块圈闭油气藏和石炭系风化壳裂缝型油气藏，地震资料品质较差，常规方法识别断层和预测裂缝发育效果不明显，该技术的应用结果表明，其可准确定位边缘以及多尺度特性基础上进行小断层识别和裂缝发育带预测。在大尺度、中尺度和小尺度边缘检测效果图上可以较好识别大断裂、小断层展布和裂缝发育带，展示了该项技术的有效性。

摘要:特高含水水驱油藏油水流动差异、剩余油分散富集现象日益严重。为了从宏观尺度制定油藏动态高效开发策略，提出一套基于界面重构思想的流场边界动态追踪模型，预测了二维及三维流场的速度差异界面、饱和度差异界面演化规律，完成了特高含水油藏区块高速、高含水流场边界定量表征的测试，并制定开发对策验证其工程应用的可行性。在经典黑油模型基础上，结合动态流线追踪方程，在多相界面追踪方法中引入界面重构思想，建立了一套综合考虑动静态因素的流场边界定量表征方法。联合二维流场的渗流速度差异界面和含水饱和度差异界面、三维流场的渗流速度差异界面和含油饱和度差异界面，将油藏流场划分为高速驱油区、高速耗水区、低速富水区、低速富油区。利用建立的流场边界动态追踪模型可以很好地追踪流场动态边界诞生、发展、稳定的过程，通过开发策略应用测试验证了其可行性。

摘要:中国部分低渗透油藏通过注水开发实现了有效动用，但水驱波及程度较低，亟需开展水驱平面波及评价方法研究。传统流管模型是一种较好的水驱平面波及快速评价模型。通过对其进行改进，建立可考虑启动压力梯度、各向异性、人工压裂裂缝、非活塞驱替和不规则井网的流管模型。在修正的流管模型基础上，编制低渗透油藏的水驱平面波及系数快速计算模块，研究井网形式、井排距比和各向异性对水驱平面波及系数的影响。研究结果表明：低渗透油藏储层物性差且存在启动压力梯度是生产井注不进采不出的主要原因；不同各向异性下存在最优的井排距比，并给出了低渗透油藏井排距比优化图版；生产过程中应注意井网完善程度，及时补孔，改善注采对应关系。

摘要:大量现场应用发现，泡沫驱作为一种有效提高采收率的方式，合适的注入参数可使其最大程度地发挥泡沫的流度控制能力。选取APG-10为起泡剂、DG为稳泡剂、天然气为气相制备天然气泡沫。对起泡剂质量浓度、稳泡剂质量浓度、天然气泡沫注入流速、天然气泡沫体积分数、含油饱和度5个因素，设计正交试验，确定最优天然气泡沫体系配方及最佳注入参数。分析不同因素对流度控制能力的影响；引入标准偏差描述驱替过程中阻力系数的波动幅度；探究最佳注入参数在不同渗透率地层中的适应性。在渗透率为100 mD 的多孔介质中，最佳注入参数为6 000 mg/L APG-10+400 mg/L DG；当天然气泡沫体积分数为70%，天然气泡沫注入流速为4 mL/min时，天然气泡沫的流度控制能力最强，阻力系数为57.04。在渗透率适应性研究中，多孔介质渗透率在3 000 mD以内时，随着渗透率增加，天然气泡沫流度控制能力增强。

摘要:近年来，智能分注分采技术在改善油藏水驱开发效果方面发挥着十分重要作用，为评价该技术改善水驱开发效果程度，考虑储层物性、流体性质、采出程度和开发动态等影响因素，建立了一套量化综合评价方法。首先对油田常用开发效果评价指标进行归纳分类，确定筛选原则并依据逻辑分析法筛选出了9个典型评价指标，再以采收率为目标函数，结合灰色关联分析法和层次分析法，确定各评价指标综合权重，在此基础上，依据油田现有开发水平分级行业标准，建立不同原油黏度和含水阶段下分级制评分标准。计算目标油田智能分注分采技术应用前后综合分值和分差值，该分差值代表智能分注后水驱开发效果改善程度，差值越大，水驱开发改善程度越大，剩余油动用程度越高。数值模拟结果也表明，分差值与增油效果呈正相关。

摘要:塔里木盆地库车坳陷深层致密砂岩气藏天然裂缝发育，处于高温高压和高地应力的封闭环境，地层水矿化度高，局部存在超低含水饱和度特征，部分气井生产中经常伴随不同程度的出砂现象，严重干扰气井正常生产。选用库车坳陷某深层致密砂岩气藏岩样，实验模拟含水饱和度升降的干湿交替过程，监测岩石动态力学参数及应力敏感系数变化。结果表明，干湿交替后深层致密砂岩气藏岩样的动态杨氏模量和泊松比均显著降低，深层致密砂岩气藏基块岩样和裂缝岩样的应力敏感系数分别为0.50～0.89和0.43～0.45，应力敏感程度分别为中等偏弱—强和中等偏弱。分析认为：①气体钻进过程（干化过程），地层孔隙压力释放改变近井地带应力、气体冲蚀裂缝面和盐析产生的结晶应力会降低岩石强度，诱发出砂。②气液转换钻完井过程（干湿交替过程），干湿交替、酸液溶蚀、裂缝面摩滑和含水饱和度变化引发的黏土矿物吸水与脱水和类球状风化对岩石裂缝面砂粒的剥落都会弱化岩石强度。③裂缝面脱落的砂粒对裂缝起到支撑作用，可弱化裂缝应力敏感程度。深层致密砂岩气藏开发过程应减少干湿交替轮次和液相侵入量，难以避免进入的液相要快速返排，防止液体弱化岩石强度，压裂过程加入纤维以防止支撑剂返吐，并结合适度出砂措施和绕丝筛管防砂工艺控制气藏出砂。

摘要:墨西哥EBANO油田的油藏类型为裂缝-孔隙型灰岩油藏，裂缝是影响油井产能和含水率上升的重要因素。为了解决开发中存在的Ksf和Kan层裂缝连通性认识不清的问题，利用岩心、成像测井资料、钻探资料和PLT测试资料及地震相干体技术，对EBANO油田泥质灰岩和灰质泥岩薄互层中裂缝的发育机理、发育规律、影响因素及裂缝的连通性进行了研究。结果表明，该油田的裂缝主要为高角度构造缝，裂缝密度一般为1～2条/m，最大可达12条/m，裂缝发育受岩性、断层、岩性组合关系及储层非均质性的影响；岩性可以分为3种组合模式，其中单层厚度为2～4 m的泥质灰岩与单层厚度小于1 m的灰质泥岩互层是形成裂缝的有利条件，Ksf和Kan层裂缝连通性可以分为3种类型。研究成果为油田不同类型裂缝开发方式提供了指导，2013—2014年钻井成功率由92%提高到97%，2020年新井单井初期日产量提高到原计划初期日产量的167%，实施效果良好。