CN101487384B - 利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，步骤如下：(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO4 0.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g，均匀混合；(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为0.1～2％，硬葡聚糖含量为0.1～2.5％；(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO40.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g，均匀混合。本发明操作简单，采用从油井注入的方式依据发酵液堵高不堵低的特性进行选择性封堵，封堵高渗透层，堵水驱油效果明显，降低成本，施工安全，减少对地层的污染，可大幅提高原油的采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田应用领域的生物堵水方法，特别涉及一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法。
背景技术
通常油田开发进入中后期，为保持地层能量，通过不断向地层注水达到驱油目的。由于油田地层的非均质性，注入的水优先进入高渗透层区域，这样就形成了波及不到的区域，甚至形成死油区，导致大量的注入水无功循环。油井出水会造成很多危害：消耗地层能量，减少油层最终采收率；降低抽油井的泵率；使管线和设备的腐蚀与结垢严重；增加脱水站的负荷；若不将脱出的水回注，还会增加环境污染。因此降低采出液的出水率有其重要的意义。
为了使注入水均匀推进，减少油井出水，可以从注入井封堵高渗透层，调整注入地层的吸水剖面，即所谓注入井调剖；或是从油井封堵出水层，降低油井出水量，称为油井堵水。油井堵水工艺是一个极大增加原油产量、降低操作费用的方法。
油田中常用的堵水方法为化学堵水。根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水。非选择性堵水是指堵剂在油井层中能同时封堵油层和水层的化学剂；选择性堵水是指堵剂只与水起作用，而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。目前应用的选择性堵水剂主要有硅酸钠堵剂，凝胶类堵剂，聚丙烯酰胺类堵剂等化学类堵剂。这些堵剂虽具有延迟时间长，封堵强度高等特点，但由于进行油井堵水作业时部分深层油井温度较高，会造成堵水剂粘度大幅下降，影响堵水效果；另外，堵水剂从配制、泵送、到经过井底炮眼及地层孔隙时的高速剪切会带来堵水剂的粘度降低，影响堵水效果。
发明内容
本发明的目的在于克服上述已有技术的不足之处，提供一种成本较低，注入工艺简单，堵水效果明显，抗高温耐剪切的真菌小核菌多糖发酵液作为堵水剂，即高效低耗利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法。
为实现上述目的本发明所采用的实施步骤如下：
一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，其特征在于实施步骤如下：
(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO40.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g，均匀混合后为洗井营养液；
(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为0.1～2％(w/v)，硬葡聚糖含量为0.1～2.5％(w/v)；
(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO40.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g，均匀混合后为驱替营养液。
小核菌(Sclerotium sp.)通过发酵可以分泌一种胞外多糖-硬葡聚糖(Scleroglucan)，这种聚合多糖分子以棒状三螺旋形存在，具有半刚性，使其具有很强的增稠能力，抗高温和抗剪切的能力，主要性能优于聚丙烯酰胺和黄原胶，适用于高温高盐等恶劣地质条件。对于该发酵液的注入方式采用从油井注入，与多数从注水井注入调剖剂的方法相比，该方法具有封堵性好、选择性强、消耗量少等优点。
含有硬葡聚糖(Scleroglucan)的发酵液在130℃的高温下以及广泛的pH(1～12)范围内都可保持粘度不变，并且粘度不受含盐量的影响，因此可利用在高温高盐的地质环境中。在注入过程中离心泵及经过井底炮眼及地层孔隙时会产生高剪切力，在高剪切力作用下发酵液的粘度会因剪切速率的增大而变小，但硬葡聚糖分子并不发生剪切降解，当剪切速率降低时粘度又可恢复到原来的值。利用这一流变性质，该发酵液可以以很高的流量，较低的粘度注入油井，到达高渗透区域后，恢复高粘度，产生堵水效果。对于地层温度较低(30℃～40℃)的油田，注入该发酵液后，菌体可继续生长，形成更加致密的菌膜，加强堵水效果。对于地层温度较高的油田(50℃～150℃)该发酵液可不受高温影响，稳定存在。将这一性能优良的发酵液注入地下时，通过注油井注入，与通过注水井注入相比，可以实施更有针对性的堵水，消耗量少，降低堵水成本。
本发明的有益效果是：将小核菌多糖发酵液以高剪切速率注入不同渗透率的模拟岩心，其可选择性进入高渗透岩芯进行封堵，在40℃以下，菌体可继续生长，形成致密的菌膜，增强堵水效果。在高温下，该发酵液粘度不受高温影响，可长期保持稳定，对于高渗透岩心的封堵效率高达70％以上。通过反向冲刷实验，可证明该多糖发酵液的封堵效果稳定，耐冲刷能力强，可以大幅度提高油井堵水效果，提高原油采收率。本发明属于利用微生物提高石油采收率的方法，直接采用小核菌发酵液作为油井堵水剂，与现有生物聚合物和合成聚合物相比，具有更高的热稳定性和抗高速剪切的性能；采用从油井注入的堵水方式，与从注水井注入相比，具有封堵性好、堵水不堵油、消耗量少等优点。本发明方法采用从油井注入的方式依据发酵液堵高不堵低的特性进行选择性封堵，封堵高渗透层，与现有调剖堵水方法相比，堵水驱油效果明显，降低了生产成本，减少了对地层的污染。本发明是一项操作简单，施工安全，经济简便，封堵效果好的堵水方法，具有低投入、高产出的特点，解决了目前油田堵水剂成本高、污染大、不耐高温和剪切的缺点。在岩心模拟试验中，使用该发明方法取得了良好的堵水效果，大幅度提高了原油的采收率。
附图说明
图1是本发明与两种参照高分子聚合物堵水剂粘温曲线对比示意图。
图中：a为黄原胶，b为聚丙烯酰胺，c为本发明小核菌多糖发酵液。
图2是不同渗透率模拟岩心选择性封堵试验装置连接框图。
具体实施方式
以下结合较佳实施例，对依据本发明提供的具体实施方式详述如下：
实施例1
一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，其特征在于实施步骤如下：
(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜20g，KCl 1.5g，NaCl 1.5g，MgSO40.05g，MnSO40.05g，均匀混合后为洗井营养液；
(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为0.1～2％(w/v)，硬葡聚糖含量为0.1～2.5％(w/v)；其余部分为水分及培养基；
(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜20g，KCl 1.5g，NaCl 1.5g，MgSO40.05g，MnSO40.05g，均匀混合后为驱替营养液。
实施例2
一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，其特征在于实施步骤如下：
(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜5g，KCl 0.5g，NaCl 0.5g，MgSO40.01g，MnSO40.01g，均匀混合后为洗井营养液；
(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为0.1％(w/v)，硬葡聚糖含量为0.1％(w/v)；其余部分为水分及培养基；
(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜5g，KCl0.5g，NaCl 0.5g，MgSO40.01g，MnSO40.01g，均匀混合后为驱替营养液。
实施例3
一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，其特征在于实施步骤如下：
(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜30g，KCl 2g，NaCl 2g，MgSO40.1g，MnSO40.1g，均匀混合后为洗井营养液；
(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为2％(w/v)，硬葡聚糖含量为2.5％(w/v)；其余部分为水分及培养基；
(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜30g，KCl 2g，NaCl 2g，MgSO40.1g，MnSO40.1g，均匀混合后为驱替营养液。
实验分析例1
三种高分子聚合物水溶液耐受温度和剪切性能的比较：
配制0.7％黄原胶水溶液，1.5％聚丙烯酰胺水溶液，含硬葡聚糖1％的小核菌WLZ-L(自然界筛选，驯化获得)发酵液，使用Brookfield DV-2PRO粘度计(RV2转子，20RPM)，分别测量温度对溶液粘度的影响(见图1)：
以上浓度的三种溶液，分别在液体均质机中以20000rpm的速度剪切20分钟后，冷却到初始温度(25℃)测量粘度变化(见表1)
表1：三种高分子聚合物抗剪切性能的比较
| 名称 | 初始粘度(cp) | 剪切后粘度(cp) | 降低百分率(％) |
| 黄原胶 | 1010 | 646 | 36.0 |
| 聚丙烯酰胺 | 1175 | 53 | 95.5 |
| 小核菌多糖发酵液 | 1388 | 1380 | 0.006 |
以上浓度的三种溶液，在121℃高温加热60分钟后，冷却到初始温度(25℃)测量粘度变化(见表2)
表2：三种高分子聚合物耐受高温性能的比较
| 名称 | 初始粘度(cp) | 加热后粘度(cp) | 降低百分率(％) |
| 黄原胶 | 1010 | 233 | 76.9 |
| 聚丙烯酰胺 | 1175 | 920 | 21.7 |
| 小核菌多糖发酵液 | 1388 | 1352 | 0.026 |
通过实验分析可以看出小核菌多糖发酵液粘度对温度的变化不敏感，随着温度的升高粘度基本保持不变，而聚丙烯酰胺和黄原胶的粘度则呈现明显的下降趋势。经过高速剪切后，小核菌多糖发酵液的粘度基本保持不变，而另两种高分子聚合物的粘度都有不同幅度的下降，特别是聚丙烯酰胺非常不耐剪切。121℃高温加热1小时后，黄原胶粘度呈现明显的下降，而小核菌多糖发酵液粘度基本不变。通过对比，明显看出小核菌多糖发酵液对高温和剪切都具有很强的耐受性。
实验分析例2
室内模拟平行岩心试验
(1)平行岩心试验装置图(见图2)
(2)平行岩心选择性封堵堵水试验
用泵正向注入岩心0.1PV的营养液，再注入0.2PV的小核菌多糖发酵液(菌体含量0.5％，硬葡聚糖含量1.5％)，最后注入0.1PV的驱替营养液，其中营养液均采用配方：每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO40.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g。关闭岩心，将两组高、中、低不同渗透率的岩心分别在37℃和100℃温箱内放置7天后，检测不同渗透率岩心的堵塞效果。
A组：放置在37℃培养7天后的平行岩心实验结果：
表3：37℃放置的平行岩心试验数据
| 岩心号 | 初始渗透率(μm2) | 渗透性 | 堵后渗透率(μm2) | 堵塞率(％) |
| 1 | 12.975 | 高 | 0.346 | 97.3 |
| 2 | 5.197 | 中 | 1.173 | 77.4 |
| 3 | 0.580 | 低 | 0.542 | 6.6 |
B组：在100℃放置7天后的平行岩心实验结果：
表4：100℃放置的平行岩心试验数据
| 岩心号 | 初始渗透率(μm2) | 渗透性 | 堵后渗透率(μm2) | 堵塞率(％) |
| 4 | 12.861 | 高 | 3.408 | 73.5 |
| 5 | 6.779 | 中 | 3.200 | 52.8 |
| 6 | 0.486 | 低 | 0.466 | 4.1 |
通过A、B两组实验可以看到，将小核菌多糖发酵液注入不同渗透率的模拟岩心，其可选择性进入高渗透岩芯进行封堵，对渗透率高达12.975μm2的岩心，堵塞率达95％以上，对于低渗透率的岩层封堵率仅为6％左右，从而体现了发酵液堵高不堵低的特性，并且在常温下，菌体可继续生长，形成更加致密的菌膜，加强堵水效果。在高温下，该发酵液粘度不受高温影响，可长期保持稳定，对于高渗透岩心的封堵效率都高达70％以上。
(3)平行岩心反向冲刷试验
用泵在24小时内分别向A，B两组岩心内反向注入1024PV的水，进行反向冲刷，分别检测反冲后不同渗透率岩心的堵塞效果。
表5：反向冲刷后岩心试验结果
| 岩心号 | 初始渗透率(μm2) | 反向冲刷后渗透率(μm2) | 堵塞率(％) |
| 1 | 12.975 | 1.933 | 85.1 |
| 2 | 5.197 | 1.855 | 64.3 |
| 3 | 0.580 | 0.556 | 4.1 |
| 4 | 12.861 | 5.054 | 60.7 |
| 5 | 6.779 | 4.027 | 40.6 |
| 6 | 0.486 | 0.471 | 3.0 |
通过反向冲刷实验，可证明该多糖发酵液的封堵效果稳定，耐冲刷能力强，可以大幅度提高油井堵水效果，提高原油采收率。
总之，该方法采用粘稠的真菌小核菌(Sclerotium sp.)多糖发酵液作为油井堵水剂，并且采用从油井注入的方式选择性封堵高渗透层，达到封堵效果好，消耗量少，对环境无污染，并且在130℃下可长期保持稳定的封堵效果。
上述参照实施例对利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法进行的详细描述，是说明性的而不是限定性的，可按照所限定范围列举出若干个实施例，因此在不脱离本发明总体构思下的变化和修改，应属本发明的保护范围之内。
Claims (1)
1.一种利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法，其特征在于实施步骤如下：
(1)向油井注入0.05～2PV的洗井营养液正向洗井；所述洗井营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO40.01～0.1g，MnSO40.01～0.1g，均匀混合后为洗井营养液；
(2)向油井注入0.15～2PV的小核菌多糖发酵液，该发酵液按重量计，其中菌体含量为0.1～2％(w/v)，硬葡聚糖含量为0.1～2.5％(w/v)；
(3)向油井注入0.05～2PV的驱替营养液，关井5～7天后恢复正常生产；所述驱替营养液的配制为每升水中含糖蜜5～30g，KCl 0.5～2g，NaCl 0.5～2g，MgSO4 0.01～0.1g，MnSO4 0.01～0.1g，均匀混合后为驱替营养液。
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