陆梁油田菌群结构解析及激活后群落变化

 针对新疆陆梁油田呼图壁河组注水井LU3064 注入水,设计一组营养剂激活配方,该配方能够成功乳化原油。经平板计数法、最大或然数计数法（MPN）和理化性质检测发现,激活后注入水菌浓明显增加,表面张力下降37%。采用建立细菌16S rDNA克隆文库方法,对LU3064 注入水、LU3036 采出液、LU3064 激活液细菌进行多样性研究。从克隆文库中随机挑选100 个克隆子测序,并在GenBank 中比对,结果表明,注入水菌群具有高度多样性,优势菌属于Alphaproteobacteria;采出液较地层水菌群结构简单,存在Pseudomonas（假单胞菌属）、Bacillus（芽孢杆菌属）等功能菌属;激活液菌群结构最为单一,仅存在Bacillus（芽孢杆菌属）。Bacillus 在注入水和采出液中均有发现,但都不是优势菌种。该激活剂配方成功激活了可在地层中生长的功能菌属Bacillus。     

不同类型激活剂条件下沾3油藏内源微生物驱油规律研究

为了明确内源微生物驱油过程中激活剂注入的类型对胜利油田沾3油藏内源微生物群落结构特征、驱油功能菌浓度及驱油效果的影响,利用室内长岩心连续动态驱替实验及分子生物学检测手段,研究了两种不同类型的激活剂多轮次注入条件下产出液微生物特征、原油性质及驱油效果。研究证实添加糖蜜、玉米浆和无机盐的富营养激活剂体系,可以在较短的时间内大幅降低内源菌群的多样性,选择性激活油藏内源驱油微生物,在多种驱油功能菌的协同作用下提高原油采收率,在一次水驱的基础上可提高采收率23. 59%。与富营养体系相比,单纯添加无机盐不加碳源的寡营养激活剂体系中菌群多样性降低幅度小,优势菌及驱油功能菌的激活速率低,注入后可以在一次水驱基础上提高采收率13. 61%。两种激活剂注入后产出液原油C12-C21的烷烃组分比例明显降低,寡营养体系降幅明显大于富营养体系。     

油藏内源微生物演替规律及其对驱油效果的影响

利用长岩心连续动态驱替实验模拟现场微生物驱油过程,通过高通量测序及荧光定量PCR技术定量描述物模驱出液菌群结构、多样性指数及驱油功能细菌浓度的动态变化规律,并分析生物特征动态变化规律与含水率变化之间的对应关系。结果表明:激活剂多轮次段塞注入方式下,内源菌群呈现连续动态演替变化,菌群结构趋于简单化,多样性指数逐渐降低,不动杆菌、厌氧小杆菌及甲烷嗜热杆菌逐渐成为群落中的优势菌属;内源总细菌浓度及驱油功能细菌浓度随激活剂的注入逐渐升高,在时间尺度上存在明显的好氧、兼性及厌氧驱油功能菌级联激活规律,厌氧产甲烷古菌激活时整个代谢链被启动,驱油效率最高;在兼性及厌氧驱油功能细菌浓度提高2个数量级后,产出液细菌群落多样性指数与含水率变化之间存在明显的相关性,可以作为内源微生物驱油生物特征指标,指导内源微生物驱油现场效果的分析及方案的针对性调整。     

胜利油田沾3区块油藏中Geobacillus菌的激活研究

利用16S rRNA克隆文库技术分析胜利油田沾3区块油藏样品的微生物群落结构,使用不同激活剂对沾3区块油藏样品进行内源微生物激活,对激活后样品进行乳化能力、产生表面活性物质能力评价及微生物群落结构分析,并开展物理模拟驱油实验。结果表明:沾3区块油藏样品中含有2%的Geobacillus,该菌是沾3区块油藏内源微生物中产生表面活性物质、发挥乳化功能的关键菌群;加入适宜的激活剂体系可以选择性激活该类细菌,使其成为优势菌;利用选择性激活Geobacillus的配方激活沾3区块油藏内源微生物,可以在水驱基础上提高原油采收率10.8%。     

应用PCR-DGGE研究饮用水中微生物的多样性

变性梯度凝胶电泳技术(DGGE)在微生物生态学领域有着广泛的应用.应用冻融法直接提取不同饮用水水样微生物基因组DNA,选择细菌通用性引物EUBf933GC和EUBr1387,对包括细菌V6、7及8区的16SrRNA基因进行扩增,经变性梯度凝胶电泳(DGGE)进行分离后,得到不同数目且分离效果较好的电泳条带.结果表明,DGGE能够对饮用水样品中的不同微生物的16S rRNA基因的DNA扩增片段进行分离,为进一步对这些DNA片段回收和测序奠定了基础.不同取样点饮用水样品中虽然存在特异菌,但各取样点水样中的优势菌相同.从南北方两个城市水样微生物组成来看,优势菌群基本一致,但南方某市的饮用水微生物学相关指标的测定结果明显好于北方某市,优势菌的数量和微生物种类明显少于北方某市.     

内源激活剂驱油藏内微生物菌群结构变化分析

油藏内源功能微生物的激活能有效提高采油效率。其中激活后功能微生物的群落变化分析及相关代谢基因丰度的变化对内源激活剂的筛选及激活机理研究具有重要的指导意义。本实验利用高通量测序技术准确分析了内源激活剂注入井（WJW199.1）和对照井（WJW202）中内源微生物（包括古菌和细菌）基于门、纲、属水平的种群多样性和群落结构。结果表明采出水中Thaumarchaeota门的古菌占主导,而丰度最高的细菌属于Proteobacteria门和 Firmicutes门。不管对于古菌还是细菌,注入井中的微生物多样性都远高于对照井,说明激活剂的添加有效激活了其中的内源微生物,提高了群落结构多样性。尤其是Pseudomonas,Arcobacter等具有产表活剂能力的功能微生物。同时,硫酸盐还原菌脱硫弧菌属等有害菌被抑制,丰度降低。表明从微生物种群变化的程度来看内源激活剂的注入降低了有害菌的丰度,激活了功能微生物,增强了整体微生物的驱油能力。     

沾3内源微生物驱的生物特征变化及其对驱油效果的影响

内源微生物驱油通过激活油藏中特定的微生物群落提高原油采收率。分析胜利油田沾3区块内源微生物驱现场试验产出液中微生物群落结构以及优势菌的动态变化,考察油藏生物特征与现场开发动态之间的对应关系。结果表明:生物多样性、优势菌含量与现场生产动态之间存在明显的相关性,其中菌群多样性与原油产量之间呈明显负相关关系;4类优势菌的交替协同作用直接影响了原油产量,优势菌总量的变化与原油产量之间呈明显正相关关系,而且油井产量的变化滞后于生物特征的变化。     

16S rDNA克隆文库法分析地下水生物反硝化系统细菌种群多样性

采集地下水硝酸盐生物反硝化系统内的污泥样品,提取污泥样品中微生物的总DNA,构建细菌16S rDNA基因片段克隆文库,并通过16S rDNA序列系统发育分析,对反硝化系统内的细菌种群多样性以及菌群结构进行了研究。结果表明,地下水生物反硝化系统内细菌具有高度多样性,样品文库分为9个细菌类群,优势菌群为β-Proteobacteria(67.11%)和Bacteroidetes(15.79%),其中,β-proteobacteria为最优势菌群,以Rhodocyclaceae为主。对反硝化系统内细菌种群多样性的研究有利于确定优势菌种,为地下水硝酸盐生物反硝化修复奠定理论基础。     

温度对不同黏度稠油油水相渗的影响规律

为了研究油层温度和原油黏度对稠油油水相渗的促进机制,基于NB35-2稠油油藏一维岩心流动模拟系统,模拟了不同黏度原油在不同环境温度下的水驱渗流特征.结果表明,稠油油水相渗曲线表现出水相渗透率非常低的特点;当含水饱和度大于50%后,油层中形成联通的水流通道,导致水加剧突进;温度升高,油水两相共流区范围增大,残余油饱和度降低,但高于油藏温度时,随着温度继续升高,油水相渗曲线变化较小;原油黏度增大削弱了油水的流动性,降低了采收率.对比温度和黏度对油水相渗的影响规律,认为温度主要是通过改变油水黏度比而影响油水相渗曲线.     

桃杏果实内生细菌多样性分析及软腐病原菌的分离与验证

为了解桃和杏采后果实内生细菌群落组成,并对潜在病原细菌进行筛选与验证,为其贮藏保鲜、软腐病害防治等相关研究奠定基础,利用高通量测序技术,对新疆地产油桃和库车小白杏采后果实内生细菌群落组成进行分析;同时,利用微生物传统分离培养,采用16S rDNA序列分析对潜在病原细菌进行分子鉴定,并利用离体接种法和再分离法,对相关菌株的致病能力进行验证。研究结果表明,油桃和库车小白杏内生细菌共包括128个操作分类单元,涉及9个门117个属,其中变形杆菌门(Proteobacteria)为绝对优势菌门,其次为厚壁菌门(Firmicutes)和拟杆菌门(Bacteroidetes);在属水平上,油桃以泛菌属(Pantoea)、芽孢杆菌属(Bacillus)、假单胞菌属(Pseudomonas)、拟杆菌属(Bacteroides)等菌属为优势菌群;库车小白杏以葡糖杆菌属(Gluconobacter)、泛菌属(Pantoea)、克里斯滕森菌(Christensenella)、普氏菌属(Prevotella)等菌属为优势菌群。通过分离筛选获得了1株潜在采后致腐病原细菌XAAS-P1,经分子鉴定初步确定其归属于泛菌属(Pantoea)。XAAS-P1对采后油桃和库车小白杏均具有较强的致腐能力,并呈现出与自然软腐一致的病状。接种4d后,XAAS-P1致腐率可达100%,与阴性对照组相比,接种组样品的软腐现象提前了1d。对接种组病灶中的微生物进行再分离、鉴定,结果显示,菌株XAAS-P1是病灶组织中的绝对优势菌群,证明了菌株XAAS-P1是导致采后油桃和库车小白杏软腐变质的主要病原细菌。研究表明,桃和杏果实中存在丰富多样的内生细菌,其内生泛菌XAAS-P1可导致采后油桃和库车小白杏的软腐变质。     

适合稠油油藏的新型复合降粘驱油体系研究与应用

海上常规稠油油田前期通常采用注水开发,由于原油粘度相对较高,并且目标储层粘土矿物含量较高,存在较强的水敏现象等原因,稠油油田注水开发效果逐渐变差。为此,以新型改性烷基磺酸盐为主要降粘驱油剂,通过复配以非离子表面活性剂、渗透剂以及高效防膨剂,研制出了一种适合于目标稠油区块的新型复合降粘驱油体系。分析了复合降粘驱油作用机理,并进行了室内实验评价。结果表明,新型复合降粘驱油体系能够有效降低稠油粘度,降低油水界面张力,对储层钻屑具有较好的防膨作用,并且与地层水的配伍性良好;该体系可以使岩心水驱后的采收率提高30%以上,具有良好的降粘驱油效果。现场应用结果表明,经新型复合降粘驱油体系处理的三口井,平均日产油量提高48.6m3/d,平均含水率下降82.7%,达到了良好的增产效果。     

致密砂岩油藏CO2驱油提高采收率机理

为研究致密砂岩油藏CO_2驱油提高采收率机理,设计室内CO_2溶解性测试实验、黏度测试实验、高压PVT(压力-体积-温度)实验,并结合致密油CO_2驱现场试验数据,分析了CO_2在油水中的溶解与扩散性能和注CO_2后原油性质变化规律。得出以下结论:CO_2在水和油中的传质扩散系数和平衡溶解度都随压力增大呈线性增加。在油水两相共存情况下,CO_2的有效传质扩散系数降低96%。注CO_2后原油黏度大幅度降低,流动性明显增强。随着CO_2注入体积分数增加,原油密度降低,泡点压力增大,CO_2在原油中的溶解度上升,重质组分沉淀量也随之增加。同一体积分数下,随着CO_2注入压力升高,原油黏度降低、密度降低、重质组分沉淀量增加。实验结果可以为致密砂岩油藏CO_2驱油提供指导。     

砾岩油藏注水转注蒸汽开发的认识

克拉玛依油田六中区克下组油藏的原油粘温关系敏感,馏程初馏点低,馏分产率高,其地质特征有利于通过蒸汽的超覆作用来进一步提高注水开发后期油藏的采收率．六中区克下组油藏注水转注蒸汽开发试验的实践表明,在剩余油饱和度较高的部位加密调整,转注蒸汽开发,采收率还能够进一步提高．吞吐一轮后采用间歇汽驱的方法进行热力开采可获得较好的效益．     

海洋石油降解菌的筛选与降解性能研究

从大连港表层被石油烃污染的海水中筛选出14株石油降解菌,并从中选出了一株优势菌(命名为HD-1)。通过16Sr DNA方法鉴定该菌株属于厦门栖东海菌属。该菌株接种后前1 d为对数增长期,2~10d为稳定期,10d后细菌密度下降。温度,营养盐和接种量都显著影响该株菌的石油烃降解效率:最佳降解温度为22℃,最佳氮源磷源组合为氯化铵+磷酸氢二钠。     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

普通稠油降粘剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采转化学驱,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了降粘剂驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验评价了降粘剂的性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降粘剂驱注入特征和驱油效果研究,通过微观可视化实验研究了降粘剂驱提高采收率的机理,最后对物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油降粘剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液,稠油驱替过程可划分三个阶段：启动压力突破阶段,压力快速下降阶段,压力低位运行阶段;降粘剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降粘剂驱后采收率提高了12.4%,总采收率达到46.6%;降粘剂提高采收率的主要机理是降低原油粘度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则拟合实验结果,表征了原油粘度随降粘剂浓度的变化规律,可以应用于数值模拟计算,模拟结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

油田注水井杀菌增注的研究

油田注水井地层堵塞原因很复杂,和注水中的微生物、悬浮物有关.杀菌增注试验处理后,井底水杀菌率达100%;H_2S 和油类全部去除.杀菌后连续注水一个月,地层水中各种菌数量仍比杀菌试验前少.2903井 H_2S 去除率仍是100%,油类和 SS 去除率为99%和68%.28413井 H_2S 去除率为63%,油类和 SS 去除率为60%和67%.注水量和杀菌前比较,提高了204.7%和318.5%;注水量显著增加.     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

超声波和AES对原油的降粘试验简

通过试验得到：在去离子水中掺入AES后,其表面张力系数显著降低了,AES的浓度越大,其表面张力越小.该溶液经超声波处理后：表面张力系数有一定的上升,超声波功率越大、作用时间越长,表面张力系数上升越大;随超声波作用时间的增加,该溶液的化学需氧量越来越小,但随作用时间的增加,下降的趋势变慢.掺入AES后,原油的粘度有了较大的降低,其降粘率超过了80％.超声波对掺入AES的原油作用后,原油的降粘率超过了92％.     

石油磺酸盐对胜利油田原油、胶质、沥青质界面性质的影响

研究了石油磺酸盐对胜利油田孤四水驱原油及由该原油提取的胶质、沥青质油水界面性质的影响。实验结果表明,石油磺酸盐能显著降低各模拟油的油水界面张力,并可使其达到超低界面张力范围;而对各模型油油水界面剪切粘度的影响却不同。在一定浓度范围内,原油和沥青质模拟油的油水界面剪切粘度均随石油磺酸盐浓度的增加而增加,但当石油磺酸盐浓度足够高时,二者的界面剪切粘度却有所下降,只是下降的幅度不同;胶质模拟油的油水界面剪切粘度随着石油磺酸盐浓度的增加而减小。随石油磺酸盐浓度的改变各模拟油的ζ电位也发生了明显变化。