CN101153267A - 一种采油用微生物粉剂及其使用方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种采油用微生物粉剂及其使用方法，其特征在于，包括重量百分比为如下的组分：微生物菌粉1～4％，酵母粉1～10％，蛋白胨0～6％，糖类物质或蛋白类物质80～98％。所述的采油用微生物粉剂可用于采油井微生物清防蜡处理、采油井微生物解堵处理、微生物驱提高原油采收率或油藏微生物调剖提高原油采收率等。本发明所述的采油用微生物粉剂保质期长、便于储存及运输，采用该粉剂进行矿场应用具有简化施工操作、节约施工时间和节约成本的优点，无疑会极大地促进微生物采油技术的推广应用。

Description

一种采油用微生物粉剂及其使用方法

技术领域

本发明涉及一种油田原油开采方法，具体涉及油田原油开采方法中的微生物采油方法。

背景技术

油田储层地质条件复杂，采用现有的技术手段开采后，仍有近三分之二的原油残留在地下，油田原油采收率普遍较低，研究开发高效、适应性强的提高原油采收率技术迫在眉睫。

研究表明，微生物采油是一项适应范围宽，具有提高原油采收率潜力和广阔应用前景的技术。该技术通过微生物的有益活动(降解原油等)和代谢产物(生物表面活性剂等)来提高原油的流动性能和/或提高注入水的洗油效率进而提高原油采收率或油井产量。目前微生物采油技术主要包括采油井微生物清防蜡处理、采油井微生物解堵处理、微生物驱提高原油采收率或油藏微生物调剖提高原油采收率等。

微生物采油技术研究起始于20世纪20年代，70年代世界石油危机推动了该技术进展。近35年来，波兰、美国、前苏联、罗马尼亚等国家开展了大量的微生物采油矿场试验，见到较好的试验效果。我国大庆、胜利、大港、华北、江苏等油田先后开展了微生物采油矿场试验，也见到一定的试验效果。但总体来看，试验效果比较低，应用规模小，微生物采油技术的应用潜力远远没有发挥出来。

除微生物本身的性能和油藏具体的特性外，目前的应用方式也是影响微生物采油技术试验效果和应用规模的主要因素之一。在微生物采油技术应用中，目前普遍的应用方式是将具有采油性能的微生物发酵生产，所得发酵液或其稀释液注入油藏，促使微生物在油藏中发挥作用，以提高原油产量或采收率。

采用发酵液或其稀释液的应用方式存在以下缺陷：

①发酵液为含有营养成分的液体，在储存、运输过程中容易染菌；由于其中营养成分丰富，污染的杂菌会大量繁殖而使发酵液变质；虽然加入防腐剂会抑制杂菌的生长，但防腐剂同时又会导致目标微生物活性的降低。

②发酵液体积大、用量大，应用时需要投入大型的运输、注入设备，加大应用成本。

③发酵液长期存放保质非常困难，只能随应用随发酵生产，这样造成发酵设备断续生产，即造成设备的闲置浪费，又增大了发酵成本。

④发酵液或其稀释液低温下会结冰，在寒冷地区或季节运输、施工受到影响；即使结冰后可以再加温溶化，由于结冰-融化过程会不可避免地造成细胞伤害甚至引起细胞死亡，而使目标微生物的性能大大降低甚至失效。

⑤无法实现长时间运输、保存，导致不同地区应用时重复建厂，即造成资源浪费，又极大限制了其规模化应用。

发明内容

本发明需要解决的技术问题是公开一种采油用微生物粉剂及其使用方法，以克服现有技术所存在的上述缺陷。

本发明所述的采油用微生物粉剂，包括重量百分比为如下的组分：

微生物菌粉            1～4％

酵母粉                1～10％

蛋白胨                0～6％

糖类物质或蛋白类物质  80～98％

上述组分的百分比之和为100％。

所述的采油用微生物具有下列一种或多种性能：①降解原油；②代谢产生气体如二氧化碳、甲烷等；③代谢产生酸性物质；④代谢产生生物表面活性剂；⑤代谢产生生物多糖或聚合物等物质；⑥代谢产生其他有助于提高原油采收率的产物。

所述的采油用微生物菌粉是由相应微生物的发酵液提取制备的，制备方法可参见2005年《西藏农业科技》第27卷32～37页或2003年《天津轻工业学院学报》第18卷1～5页文献公开报道的技术。

所述的采油用微生物包括但是不限于枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)、丙酮丁醇梭菌(C.acetobutylicum，CGMCC1.244)、嗜热脂肪芽孢杆菌(B.stearothermophilus，CGMCC1.923)、喜热噬油芽孢杆菌(B.thermoleovorans，CGMCC1.521)、迟缓芽孢杆菌(B.lentus，CGMCC1.2013)、铜绿假单胞菌(P.aeruginosa，CGMCC1.1785)、阴沟肠杆菌(E.cloacae，CGMCC1.2022)、盐生盐杆菌(H.halobium，CGMCC1.1959)、荧光假单胞菌(P.fluorescens，CGMCC1.1802)、恶臭单胞菌(P.putida，CGMCC1.1825)、地衣芽孢杆菌(B.licheniformis，CGMCC1.521)、肠膜明串珠菌(L.mesenteroides，CGMCC1.20)、多粘类芽孢杆菌(P.polymyxa，CGMCC1.548)、粘质沙雷氏菌(S.marcescens，CGMCC1.203)、野油菜黄单胞菌(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781)等中的一种以上。

所述的酵母粉、蛋白胨可采用商业化产品，如武汉华辰生物技术有限公司、济宁奇力生物科技有限公司等的产品。

所述的糖类物质选自水溶性淀粉或麦芽糊精，所述水溶性淀粉选自预糊化淀粉(α-淀粉)或冷水可溶淀粉，可采用市售产品，如佛山市南海金沙高豪淀粉厂和核工业武威阿尔法淀粉厂生产的预糊化淀粉(α-淀粉)，吉林华润生化玉米深加工科技开发有限责任公司生产的颗粒状冷水可溶淀粉、河北省辛集市富源淀粉厂生产的冷水可溶变性淀粉等。所述麦芽糊精，可采用市售产品，如山东大树生物工程技术有限公司、上海普光糖业工贸有限公司、杭州三富生化制品有限公司等公司产品。

所述的蛋白类物质可选自可溶性豆粉，如速溶豆粉，可采用商业产品，如山东新隆亚工贸有限公司、黑龙江省康派尔食品有限公司、山东龙丰集团公司的产品。

本发明所述的采油用微生物粉剂用于油田原油开采领域，主要包括采油井微生物清防蜡处理、采油井微生物解堵处理、微生物驱提高原油采收率和油藏微生物调剖提高原油采收率等。

所述的采油井微生物清防蜡处理的方法，包括以下步骤：

(1)根据试验微生物在处理油井环境(温度，水质)下的生长特性，确定所述的采油用微生物粉剂的稀释度，稀释度取值范围0.1％～0.5％(重量百分比)；

(2)稀释液注入量根据选用的所述采油用微生物粉剂的降解蜡的性能和试验井结蜡特性以及产液量情况，由公式(1)确定：

V_q1k_q1*(Q₀+Q_W)^1/2               (1)

式中：

V_q1：微生物吞吐处理中采油微生物粉剂稀释液用量，m³；

K_q1：清防蜡综合系数，取值范围：0.02～0.1；

Q_o：日产油，m³/d；

Q_w：日产水，m³/d。

(3)稀释液由油管-套管环形空间注入；

(4)稀释液注入后关闭所处理的采油井0～5d，然后恢复正常生产；

(5)由所处理的采油井收获增产的原油。

采油井微生物清防蜡处理后一般会见到油井产液量上升或产出液中油水比增大，由此使采油井日产油量增加。出现上述反应表明采油泵结蜡被有效清除而使泵效提高或油层近井筒处油流通道处的结蜡被有效清除而增加了原油渗流，或两者的共同作用提高了原油产量。

所述的采油井微生物解堵处理的方法，包括以下步骤：

(1)根据试验微生物在处理油井环境(温度，水质)下的生长特性，确定所述的采油用微生物粉剂的稀释度，稀释度取值范围0.02％～0.10％(重量百分比)；

(2)稀释液注入量根据导致试验井产生堵塞的有机物的组成及选用的采油用微生物粉剂对堵塞物的降解性能、采油井井底近井地带生产油层的有效厚度、解堵处理半径及试验井生产特性(产液量及含水比)等，由公式(2)确定：

V_jd＝k_f*Q_L ^1/2+k_r*R²*h               (2)

式中：

V_jd：近井地带解堵处理中采油用微生物粉剂稀释液用量，m³；

K_f：液量相关系数，取值范围：0.3～0.8；

K_r：体积相关系数，取值范围：1.0～5.0；

Q_L：采油井日产液量，m³/d；

R：解堵处理半径，m；

h：解堵处理油层平均有效厚度，m；

(3)稀释液通过采油井注入油层；

(4)稀释液注入油层后关闭所处理的采油井1～5d，然后恢复正常生产；

(5)由解堵处理的采油井收获增产原油。

采油井微生物解堵处理后油井产液量上升，表明油层近井地带堵塞得到有效的解除；油水比上升，表明近井筒区域油层处油流通道的堵塞被有效解除。

所述的微生物驱提高原油采收率的方法，包括以下步骤：

(1)将所述的采油用微生物粉剂直接引入油田现注水管线(如：通过文丘里混合装置引入)，经由注水井注入地层；

(2)所述的采油用微生物粉剂注入量根据试验区油藏特性、微生物生长代谢性能、微生物驱油能力和试验井组控制油藏孔隙体积大小，由公式(3)确定：

m_qt＝f_qt*k_qt*pv                           (3)

式中：

m_qt：微生物粉剂用量，kg；

k_qt：驱替综合系数，取值范围：0.0005～0.01；

f_qt：驱替加药系数(单位体积注入水中加入的采油用微生物粉剂量，kg/m³)，

取值范围：0.2～0.5；

pv：试验井组所控制的油藏孔隙体积，m³。

(3)采油用微生物粉剂注入地层后关闭注入井0～10d，然后恢复正常生产；

(4)由微生物驱受益采油井收获增产的原油。

微生物驱后，受益采油井产出液中油水比上升，表明微生物在地层中发挥了作用，增加了油藏中原油的流动性或提高了注入水的洗油效率，从而促使原油采出，提高了油藏原油的采收率。

油藏微生物调剖提高原油采收率的方法，包括以下步骤：

(1)将所述的采油用微生物粉剂直接引入油田现注水管线(如：通过文丘里混合装置引入)，经由注水井注入地层；

(2)所述的采油用微生物粉剂注入量根据试验区油藏特性、微生物生长代谢性能和油藏调剖处理半径及油藏中高渗透条带的特性和比例，由公式(4)确定：

m_tp＝f_tp*k_tp*R²*h*                     (4)

式中：

m_tp：调剖处理用量，kg；

K_tp：调剖综合系数，取值范围：0.3～3.0；

f_tp：调剖加药系数(单位体积注入水中加入的采油用微生物粉剂量，kg/m³)，取值范围：0.2～1.0；

R：调剖处理半径，m；

h：调剖处理区域油层平均厚度，m；

：调剖处理油藏平均孔隙度，％。

(3)采油用微生物粉剂稀释液注入地层后关闭注水井3～10d，然后恢复正常生产；

(4)由调剖处理受益采油井收获增产的原油。

油藏微生物调剖后，受益采油井产出液中油水比上升，表明微生物在地层中发挥了作用，封堵了高渗透层，扩大了注入水的波及体积，启动了处于油层中低渗透区域的原油，从而提高了油藏中原油的采收率。

与注入微生物发酵液或其稀释液比较，本发明所述的采油用微生物粉剂含菌浓度高，应用时需要注入的物质量和体积大大缩小，注入成本显著降低；同时，由于采油用微生物粉剂中富含微生物所需的营养，因此可以直接使用，减少了配置微生物营养物的工序，节约了人力物力；此外，由于采油用微生物粉剂为干粉状物质，即可长期保质存放、方便运输，又便于在寒冷地区或季节施工。采油用微生物粉剂具备的上述优点将极大地促进微生物采油规模性的应用。

由此可见，采用本发明所述的采油用微生物粉剂便于储存、运输，有利于长期保存，应用时简化了施工操作，节约了施工成本和施工时间，无疑会极大地推动微生物采油技术的应用规模和水平。

实施例1

不同采油用微生物粉剂的制备及性能。枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)、丙酮丁醇梭菌(C.acetobutylicum，CGMCC1.244)、嗜热脂肪芽孢杆菌(B.stearothermophilus，CGMCC1.923)、喜热噬油芽孢杆菌(B.thermoleovorans，CGMCC1.521)、迟缓芽孢杆菌(B.lentus，CGMCC1.2013)、铜绿假单胞菌(P.aeruginosa，CGMCC1.1785)、阴沟肠杆菌(E.cloacae，CGMCC1.2022)、盐生盐杆菌(H.halobium，CGMCC1.1959)、荧光假单胞菌(P.fluorescens，CGMCC1.1802)、恶臭单胞菌(P.putida，CGMCC1.1825)、地衣芽孢杆菌(B.licheniformis，CGMCC1.521)、肠膜明串珠菌(L.mesenteroides，CGMCC1.20)、多粘类芽孢杆菌(P.polymyxa，CGMCC1.548)、粘质沙雷氏菌(S.marcescens，CGMCC1.203)、野油菜黄单胞菌(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781)采用2005年《西藏农业科技》第27卷32～37页或2003年《天津轻工业学院学报》第18卷1～5页文献公开报道的技术由微生物发酵液制备成相应的微生物菌粉。

根据本专利，按表1中的物质组分制备对应不同微生物的采油用微生物粉剂，并对所制备的采油用微生物粉剂中微生物的存活率和活性进行了实验评价，结果见表2。

表1.采油用微生物粉剂物质组分(重量百分比含量)

组成

菌粉％

酵母粉％

蛋白胨％

α-淀粉％

冷水可溶淀粉

糊精％

速溶豆粉

					％		％
								组分1	1	1	1	97	0	0	0
组分2	4	10	6	80	0	0	0
								组分3	1	1	1	0	97	0	0
组分4	4	10	6	0	80	0	0
								组分5	1	1	1	0	0	97	0
组分6	4	10	6	0	0	80	0
								组分7	1	1	0	0	0	0	98
组分8	4	10	6	0	0	0	80

采油用微生物粉剂密封保存12个月，检测单位粉剂中的活菌数量，与保存前单位粉剂中的活菌数量比较，计算微生物存活率。结果表明，保存12个月后，粉剂中微生物活菌数量为保存前粉剂中微生物活菌数量的80％以上，即微生物存活率大于80％。

采油用微生物粉剂密封保存12个月后，对粉剂中的微生物进行培养，测定目标代谢物的产量，与同样培养条件下测定的保存前的微生物目标代谢物产量比较，评价微生物活性。结果表明，保存12个月后，微生物目标代谢物产量为保存前微生物目标代谢物产量的80％以上，即微生物活性大于80％(表2)。例如：枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)粉剂存放12个月后接种培养，发酵结束后测定发酵液中的表面活性剂(脂肽)粗品产量为0.96g/L，相同培养条件下测定的保存前的发酵液中脂肽粗品含量为1.1g/L，由此计算保存12个月后微生物活性0.96/1.1*100％＝87％。

表2.采油用微生物粉剂中微生物存活率/活性评价结果

微生物	组分1	组分2	组分3	组分4	组分5	组分6	组分7	组分8
									存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性	存活率/活性
	B.subtilis，CGMCC 1.400	a1/b1	a1/b1	a1/b1	a2/b2	a1/b1	a1/b1	a2/b1									a1/b2
C.   acetobutylicum，CGMCC 1.244									a2/b1	a2/b1	a1/b2	a1/b1	a1/b1	a2/b1	a2/b2	a1/b2
	B.   stearothermophilus，CGMCC 1.923	a1/b1	a1/b1	a2/b1	a1/b2	a2/b1	a1/b1	a1/b1									a2/b2

B.      thermoleovorans，CGMCC 1.521	a1/b1	a1/b2	a2/b1	a1/b2	a1/b2	a2/b1	a2/b1	a1/b2
									B. lentus，CGMCC 1.2013	a2/b2	a2/b1	a1/b1	a2/b1	a2/b1	a1/b2	a2/b2	a1/b2
P.aeruginosa，CGMCC1.1785	a1/b1	a1/b2	a1/b2	a1/b1	a1/b2	a1/b1	a1/b2	a2/b1
									E. cloacae，CGMCC1.2022	a2/b2	a1/b2	a2/b1	a1/b2	a1/b1	a1/b2	a1/b1	a1/b1
H. halobium，CGMCC1.1959	a1/b2	a1/b1	a1/b2	a2/b1	a1/b1	a2/b2	a2/b2	a2/b2
									P.fluorescens，CGMCC1.1802	a2/b2	a2/b2	a1/b1	a1/b2	a2/b1	a2/b2	a2/b1	a2/b1
P.putida，CGMCC1.1825	a2/b1	a1/b1	a1/b2	a1/b1	a2/b1	a1/b2	a2/b1	a1/b1
									B.licheniformis，CGMCC1.521	a1/b1	a1/1b2	a1/b1	a2/b2	a1/b1	a1/b1	a1/b1	a2/b2
L.mesenteroides，CGMCC 1.20	a1/b2	a2/b1	a1/b1	a1/b1	a2/b1	a1/b2	a1/b2	a1/b2
									P.polymyxa，  CGMCC1.548	a1/b1	a1/b1	a2/b2	a1/b1	a2/b1	a1/b1	a1/b2	a2/b1
S.marcescens，CGMCC1.203	a1/b2	a2/b1	a1/b2	a2/b1	a1/b1	a1/b2	a1/b1	a1/b2
									Xanthomonas campestris，CGMCC 1.781	a2/b2	a2/b2	a1/b1	a1/b2	a1/b1	a2/b2	a2/b2	a1/b2

注：采油用微生物粉剂保存12个月后微生物存活率/活性的评价结果，其中：

存活率：a1：90％～100％，a2：80％～90％；活性：b1：90％～100％，b2：80％～90％。

实施例2

采用采油微生物粉剂进行采油井微生物清防蜡处理矿场应用。实施例1的嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂(B.stearothermophilus，CGMCC1.923；组分4)在延长某油田的采油井进行微生物清防蜡处理。施工前，该井日产油量Q_o＝1.2m³/d，日产水量Q_w＝26.8m³/d。根据在处理油井环境下(温度55℃、油井水质)微生物生长的特性，确定使用嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂的重量百分比浓度为0.5％，粉剂用水稀释，稀释液用量按公式(1)计算：

V_q1＝k_q1*(Q₀+Q_W)^1/2                      (1)

式中：K_q1＝0.1，Q_o＝1.2m³/day，Q_w＝26.8m³/day。

计算结果：V_q1＝0.53m³。

嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂稀释液0.53m³由油管-套管环形空间注入，注入后采油井关闭5天，然后恢复生产。

采油井恢复生产20天后产油量Q_o＝2.1m³/d，日产水量Q_w＝42.9m³/d再次采用微生物粉剂进行清防蜡处理，巩固应用效果。在第一次处理基础上，二次处理嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂的重量百分比浓度确定为0.1％，粉剂用水稀释，粉剂稀释液用量按公式(1)计算为0.13m³(K_q1＝0.02，Q_o＝2.1m³/d，Q_w＝42.9m³/d)。将嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂的稀释液0.13m³由油管-套管环形空间注入，注入后采油井不关井即恢复正常生产。

该井进行2次清防蜡处理，试验有效期2个月，试验期间日产油量平均增加65％，累积增产原油182m³。

实施例3

采用采油微生物粉剂进行采油井微生物解堵处理矿场应用。混合微生物粉剂(铜绿假单胞菌P.aeruginosa，CGMCC1.1785，组分1；喜热噬油芽孢杆菌B.thermoleovorans，CGMCC1.521，组分5；两者用量比例为1∶1)在延长某油田的采油井A进行采油井微生物解堵处理。该采油井井底近井地带生产油层的有效厚度h＝8.5m，设计解堵半径R＝0.5m，处理前该井日产液Q_L＝22m³/d，日产油1.1m³/d。根据选用的微生物在该井环境条件下(温度51℃，油井水质)的生长特性，确定使用微生物粉剂重量百分比浓度为0.1％，粉剂用水稀释，稀释液用量由公式(2)确定：

V_jd＝k_f*Q_L ^1/2+k_r*R²*h               (2)

式中：K_f＝0.3，K_r＝1.0，Q_L＝22m³/d，R＝0.5m，h＝8.5m；

由公式(2)确定注入粉剂稀释液3.5m³。3.5kg粉剂溶解到3.5m³水中制备成粉剂稀释液，将稀释液注入采油井后关井5天培养，开井生产后平均日产液40.4m³/d，日产油1.9m³/d，有效期262d，增产原油210m³。

采用上述混合微生物粉剂在另一油田的采油井B进行采油井微生物解堵处理。该井井底近井地带生产油层有效厚度h＝8.0m，设计解堵半径R＝1.0m，处理前该井日产液Q_L＝18m³/d。根据微生物在该井环境条件下(温度46℃，油井水质)的生长特性，确定使用微生物粉剂浓度0.02％(重量百分比)，粉剂用水稀释，稀释液用量由公式(2)确定为43.4m³(K_f＝0.8，K_r＝5.0，Q_L＝18m³/d，R＝1.0m，h＝8.0m)。8.7kg粉剂溶解到43.4m³水中制备成粉剂稀释液，将稀释液注入采油井后关井1d培养，开井生产后日产液量提高120％，日产油量平均提高55％，有效期10个月，累计增产原油442m³。

实施例4

不同采油用微生物粉剂的驱油提高采收率性能评价。采用人造岩心A、B1、B2、C1、C2五组各三支进行微生物驱提高原油采收率评价，检测采油用微生物粉剂驱提高原油采收率的能力。

实验岩心水相渗透率均为0.85μm²，岩心孔隙体积pv＝30cm³。实验程序：岩心饱和水后用原油驱替至束缚水饱和度(模拟油藏原始油水状态)→岩心转为水驱至岩心出口端产出液含水量为某一值(模拟油藏开发后的含水量现状)→不同组岩心分别继续进行水驱、发酵液驱和微生物粉剂稀释液驱(模拟不同处理措施)→岩心恢复水驱至总驱替液量达到某一定值结束实验，比较不同处理下的原油采收率，分析微生物粉剂提高原油采收率的能力。

岩心驱替水为经灭菌处理的某油田注入水，驱替速度为4m/d。各组岩心实验程序如下：

岩心A组：岩心水驱至岩心出口端产出液含水量98％(体积百分比)→水驱1pv→岩心两端密封后在40℃下培养5d→岩心水驱至总驱替液量为5pv结束。

岩心B1组：岩心水驱至岩心出口端产出液含水量98％(体积百分比)→采用枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)发酵液的稀释(细胞浓度4.0×10⁶CFU/mL)驱替1PV→岩心两端密封后在40℃下培养5d→岩心水驱至总驱替液量为5pv结束。

岩心B2组：岩心水驱至岩心出口端产出液含水量98％(体积百分比)→采用枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)发酵液的稀释液(细胞浓度2.0×10⁷CFU/mL)驱替1PV→岩心两端密封后在40℃下培养5d→岩心水驱至总驱替液量为5pv结束。

岩心C1组：岩心水驱至岩心出口端产出液含水量98％(体积百分比)→采用枯草芽孢杆菌粉剂(B.subtilis，CGMCC1.400，组分2)的稀释液(每立方米水中粉剂含量为0.1kg，细胞浓度4.0×10⁶CFU/mL)驱替1PV→岩心两端密封后在40℃下培养5d→岩心水驱至总驱替液量为5pv结束。

岩心C2组：岩心水驱至岩心出口端产出液含水量98％(体积百分比)→采用枯草芽孢杆菌粉剂(B.subtilis，CGMCC1.400，组分2)的稀释掖(每立方米水中粉剂含量为0.5kg，细胞浓度2.0×10⁷CFU/mL)驱替1PV→岩心两端密封后在40℃下培养5d→岩心水驱至总驱替液量为5pv结束。

评价结果：岩心A组原油最终采收率平均为55.4％，岩心B1、B2组原油最终采收率平均值分别为60.5％、63.1％，岩心C1、C2组原油采收率平均值分别为60.4％、63.2％。由结果可见，与完全水驱实验(岩心A组)相比，发酵液的稀释液驱替提高原油采收率5.1％～7.7％；相同浓度的采油用微生物粉剂的稀释液驱提高原油采收率5.0％～7.8％。

按同样评价方法，采用微生物粉剂进行微生物驱提高原油采收率检测，采油用微生物粉剂(粉剂含量0.1～0.5kg/m³)提高原油采收率平均值如下：

丙酮丁醇梭菌粉剂(C.acetobutylicum，CGMCC1.244；组分1)，5.4％；

嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂(B.stearothermophilus，CGMCC1.923；组分3)，6.8％；

喜热噬油芽孢杆菌粉剂(B.thermoleovorans，CGMCC1.521；组分6)，6.2％；

迟缓芽孢杆菌粉剂(B.lentus，CGMCC1.2013；组分7)，4.8％；

铜绿假单胞菌粉剂(P.aeruginosa，CGMCC1.1785；组分8)，5.9％；

阴沟肠杆菌粉剂(E.cloacae，CGMCC1.2022；组分1)，5.3％；

盐生盐杆菌粉剂(H.halobium，CGMCC1.1959；组分5)，5.0％；

荧光假单胞菌粉剂(P.fluorescens，CGMCC 1.1802；组分2)，4.8％；

恶臭单胞菌粉剂(P.putida，CGMCC1.1825；组分4)，5.3％。

实施例5

采油用微生物粉剂驱提高原油采收率矿场应用。试验油田水相渗透287×10^-3μm²，平均孔隙度28％。平均地层温度67℃。试验前，试验区平均单井日产油3.2m³/d，含水92.6％。试验井组由3口注水井和9口受益采油井组成，计算试验井组所控制的孔隙体积pv＝121×10⁴m³。

根据室内评价，筛选嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂(B.stearothermophilus，CGMCC1.923；组分2)、喜热噬油芽孢杆菌粉剂(B.thermoleovorans，CGMCC1.521；组分2)和枯草芽孢杆菌粉剂(B.subtilis，CGMCC1.400，组分2)三种粉剂按1∶1∶1比例混合使用。混合微生物粉剂用量根据公式(3)确定：

m_qt＝f_qt*k_qt*pv                           (3)

式中：k_qt＝0.01，f_qt＝0.2，pv＝121×10⁴m³。

计算结果：m_qt＝2420kg

矿场试验中通过文丘里装置将三种微生物粉剂2420kg引入到注水管线中，经由设计的注水井注入油层。注入粉剂后关闭注入井10d，然后恢复正常生产。

试验18个月后，在相同井组进行了2次微生物粉剂驱提高原油采收率矿场应用。试验采用嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂(B.stearothermophilus，CGMCC1.923；组分2)，根据公式(3)确定粉剂用量m_qt＝302kg(k_qt＝0.0005，f_qt＝0.5，pv＝121×10⁴m³)。矿场试验中通过文丘里装置将嗜热脂肪芽孢杆菌粉剂302kg引入到注水管线中，经由设计的注水井注入油层。注入粉剂后不关闭注入井，继续正常生产。

在9口受益井中，7口井先后见效，表现为产油量上升、含水明显降低。位于主力油层分布区域的采油井受益最明显，试验前日产油3.2m³/d，含水92.6％，首次试验后日产油5.1m³/d，含水降至89.2％；二次处理后日产油4.3m³/d，含水降至91.4％，累计增油2680m³。

实施例6

不同微生物粉剂调剖提高原油采收率实验评价。实验岩心为人造非均质岩心A、B、C、D，水相渗透率均为1.25μm²，岩心孔隙体积pv＝30cm³。实验驱替水为经灭菌处理的某油田注入水，驱替速度为4m/d。

实验程序：岩心饱和水后用原油驱替至束缚水饱和度(模拟油藏原始油水状态)→继续水驱至岩心出口端产出液含水量为100％(体积百分比)→岩心A、B注入水1PV，岩心C注入1pv的肠膜明串珠菌粉剂(L.mesenteroides，CGMCC1.20；组分1)的稀释液(粉剂含量0.2kg/m³)，岩心D注入1pv的肠膜明串珠菌粉剂(L.mesenteroides，CGMCC1.20；组分1)的稀释液(粉剂含量1.0kg/m³)→A、B、C、D四支岩心在37℃下放置/培养5d→恢复水驱至总驱替液量达到5pv结束实验，比较不同处理下的原油采收率，分析微生物粉剂调剖提高原油采收率的能力。

岩心A、B原油采收率分别为45.8％，46.2％。岩心C、D原油采收率分别为49.8％和51.9％，则0.02％(0.2kg/m³)和0.1％(1.0kg/m³)的肠膜明串珠菌粉剂(L.mesenteroides，CGMCC1.20；组分1)稀释液提高原油采收率分别为4.0％和5.7％。

按同样评价方法，采用采油用微生物粉剂进行微生物调剖提高原油采收率检测，采油用微生物粉剂(粉剂含量0.2～1.0kg/m³)提高原油采收率平均值如下：

地衣芽孢杆菌粉剂(B.licheniformis，CGMCC1.521；组分3)，4.6％

多粘类芽孢杆菌粉剂(P.polymyxa，CGMCC1.548；组分2)，5.0％

粘质沙雷氏菌粉剂(S.marcescens，CGMCC1.203；组分4)，5.2％

野油菜黄单胞菌粉剂(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781；组分5)，5.1％。

实施例7

采油用微生物粉剂调剖提高原油采收率矿场应用。试验油田油藏温度36℃，油层有效厚度h＝7.8m，渗透率480×10^-3μm²，孔隙度＝26.9％，原油密度0.8852g/cm³，地层水矿化度1850mg/L。试验井组由1口注入井和3口受益采油井组成。调剖前，试验井组平均单井日产液38.1m³/d，日产油2.2m³/d，含水94.2％。

根据有关测试结果及生产特性，设计油藏调剖处理半径R＝12m。

根据室内评价，筛选野油菜黄单胞菌粉剂(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781；组分6)、地衣芽孢杆菌粉剂(B.licheniformis，CGMCC1.521；组分6)二种菌粉按1∶1比例混合使用。混合微生物粉剂用量由公式(4)确定：

m_tp＝f_tp*k_tp*R²*h*(4)

式中：f_tp＝3.0，K_tp＝0.2，R＝12m，h＝7.8m，＝26.9％。

计算m_tp＝181kg。

矿场试验通过文丘里装置将微生物粉剂181kg引入到注水管线中，经由设计的注水井注入油层。注入粉剂后关闭注入井10d，然后恢复正常生产。3口受益井先后见效，表现为产油量上升、含水降低。含最低降至88.5％，平均单井日产油上升到3.8m³/d，试验有效期195d，累计增油936m³。

在同一区块的另一试验井组(1口注入井和2口受益采油井)进行了采油用微生物粉剂调剖提高原油采收率矿场应用。调剖前，试验井组平均单井日产液35.7m³/d，日产油1.5m³/d，含水95.8％。根据有关测试结果及生产特性，设计油藏调剖处理半径R＝10m。采用野油菜黄单胞菌粉剂(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781；组分6)和地衣芽孢杆菌粉剂(B.licheniformis，CGMCC1.521；组分6)二种粉剂按1∶1比例混合使用。混合微生物粉剂用量由公式(4)确定为63kg(f_tp＝1.0，K_tp＝0.3，R＝10m，h＝7.8m，＝26.9％)。

矿场试验通过文丘里装置将微生物粉剂63kg引入到注水管线中，经由设计的注水井注入油层。注入粉剂后关闭注入井3d，然后恢复正常生产。2口受益井先后见效，平均单井日产油上升到2.8m³/d，含水最低降至86.2％，试验有效期146d，累计增油379m³。说明：

本专利中采油用微生物粉剂的书写规则：微生物粉剂名(粉剂中所使用的微生物，中国普通微生物菌种保藏管理中心的菌种保藏号；本专利表1中约定的粉剂物质组成)。如：“地衣芽孢杆菌粉剂(B.licheniformis，CGMCC1.521；组分3)”表示由地衣芽孢杆菌(B.licheniformis，CGMCC1.521)制备的粉剂，该粉剂的物质构成由本专利表1中的组分3约定，即菌粉1％、酵母粉1％、蛋白胨1％、冷水可溶淀粉97％(重量百分比)。

Claims (9)

1.一种采油用微生物粉剂，其特征在于，包括重量百分比为如下的组分：

微生物菌粉1～4％，酵母粉1～10％，蛋白胨0～6％，糖类物质或蛋白类物质80～98％。

2.根据权利要求1所述的采油用微生物粉剂，其特征在于，微生物包括但是不限于枯草芽孢杆菌(B.subtilis，CGMCC1.400)、丙酮丁醇梭菌(C.acetobutylicum，CGMCC1.244)、嗜热脂肪芽孢杆菌(B.stearothermophilus，CGMCC1.923)、喜热噬油芽孢杆菌(B.thermoleovorans，CGMCC1.521)、迟缓芽孢杆菌(B.lentus，CGMCC1.2013)、铜绿假单胞菌(P.aeruginosa，CGMCC1.1785)、阴沟肠杆菌(E.cloacae，CGMCC1.2022)、盐生盐杆菌(H.halobium，CGMCC1.1959)、荧光假单胞菌(P.fluorescens，CGMCC1.1802)、恶臭单胞菌(P.putida，CGMCC1.1825)、地衣芽孢杆菌(B.licheniformis，CGMCC1.521)、肠膜明串珠菌(L.mesenteroides，CGMCC1.20)、多粘类芽孢杆菌(P.polymyxa，CGMCC1.548)、粘质沙雷氏菌(S.marcescens，CGMCC1.203)或野油菜黄单胞菌(Xanthomonas campestris，CGMCC1.781)中的一种以上。

3.根据权利要求1所述的采油用微生物粉剂，其特征在于，所述的糖类物质选自水溶性淀粉、麦芽糊精中的一种以上。

4.根据权利要求1所述的采油用微生物粉剂，其特征在于，所述的蛋白类物质选自可溶性豆粉。

5.权利要求1、2、3或4所述的采油用微生物粉剂的应用，其特征在于，用于采油井微生物清防蜡处理、采油井微生物解堵处理、微生物驱提高原油采收率或油藏微生物调剖提高原油采收率。

6.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，所述的采油井微生物清防蜡处理的方法，包括以下步骤：

(1)采油用微生物粉剂的重量百分比稀释度为0.1％～0.5％；

(2)稀释液注入量由公式(1)确定：

V_q1＝k_q1*(Q₀+Q_W)^1/2                              (1)

式中：V_q1：微生物吞吐处理中采油微生物粉剂稀释液用量，m³；

K_q1：清防蜡综合系数，取值范围：0.02～0.1；

Q_O： 日产油，m³/d；

Q_W： 日产水，m³/d；

(3)稀释液由油管-套管环形空间注入；

(4)稀释液注入后关闭所处理的采油井0～5d，然后恢复正常生产；

(5)由所处理的采油井收获增产的原油。

7.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，所述的采油井微生物解堵处理的方法，包括以下步骤：

(1)采油用微生物粉剂的重量百分比稀释度为0.02％～0.10％；

(2)稀释液注入量由公式(2)确定：

V_jd＝k_f*Q_L ^1/2 +k_r*R²*h                           (2)

式中：V_jd：近井地带解堵处理中采油微生物粉剂稀释液用量，m³；

K_f：液量相关系数，取值范围：0.3～0.8；

K_r：体积相关系数，取值范围：1.0～5.0；

Q_L：采油井日产液量，m³/d；

R：解堵处理半径，m；

h：解堵处理油层平均有效厚度，m；

(3)稀释液通过采油井注入油层；

(4)稀释液注入油层后关闭所处理的采油井1～5d，然后恢复正常生产；

(5)由解堵处理的采油井收获增产原油。

8.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，所述的微生物驱提高原油采收率的方法，包括以下步骤：

(1)将所述的采油用微生物粉剂直接引入油田现注水管线，经由注水井注入地层；

(2)所述的采油用微生物粉剂注入量由公式(3)确定：

m_qt＝f_qt*k_qt*pv                                                   (3)

式中：m_qt：微生物粉剂用量，kg；

k_qt：驱替综合系数，取值范围：0.0005～0.01；

f_qt：驱替加药系数(单位体积注入水中加入的采油用微生物粉剂量，kg/m³)，

取值范围：0.2～0.5；

pv：试验井组所控制的油藏孔隙体积，m³；

(3)采油用微生物粉剂注入地层后关闭注入井0～10d，然后恢复正常生产；

(4)由微生物驱受益采油井收获增产的原油。

9.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，油藏微生物调剖提高原油采收率的方法，包括以下步骤：

(1)将所述的采油用微生物粉剂直接引入油田现注水管线，经由注水井注入地层；

(2)所述的采油用微生物粉剂注入量由公式(4)确定：

m_tp＝f_tp*k_tp*R²*h*                                              (4)

式中：m_tp：调剖处理用量，kg；

K_tp：调剖综合系数，取值范围：0.3～3.0；

f_tp：调剖加药系数(单位体积注入水中加入的采油用微生物粉剂量，kg/m³)，取值范围：0.2～1.0；

R：调剖处理半径，m；

h：调剖处理区域油层平均厚度，m；

：调剖处理油藏平均孔隙度，％；

(3)采油用微生物粉剂稀释液注入地层后关闭注水井3～10d，然后恢复正常生产；

(4)由调剖处理受益采油井收获增产的原油。