CN104234675A - 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油方法，是将能激活油藏内源微生物的驱油段塞通过注入井注入到驱油的目的油层中，所述驱油段塞包括激活剂段塞和激活剂保护段塞，在注入过程中激活剂段塞和激活剂保护段塞至少有2次以上的交替注入，激活剂段塞总体积比激活剂保护段塞总体积大两倍或以上(最合适范围控制在2-5倍)。本发明通过注入外源激活剂提高了油层功能性微生物的数量，可在聚驱后在提高3-5％采收率，应用性好。

Description

一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法

技术领域

本发明涉及三次采油技术领域中的一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法。

背景技术

内源微生物驱油技术由俄罗斯科学院微生物所Ivanov院士创立,并于2004年正式命名为Ivanov采油法。内源微生物驱油是一项新兴的采油技术,它是通过向地层注入激活剂来激活油藏内部的有益微生物，从而达到提高采收率的目的。该技术在国内外已进行了大量的研究(汪卫东，微生物采油技术研究及试验，石油钻采工艺，2012，34⑴:107-112)。

1994年美国能源部DOE/BC/14084-6项目，对北Blowhorn Creek油田开展激活内源微生物调堵试验，现场注入KNO₃(氮源)、NaH₂PO₄(磷源)和糖蜜(碳源)，试验过程中钻井取岩心样，在岩心孔隙中发现了大量细菌细胞，说明油藏中的内源微生物被激活了。对产出的原油进行色谱分析，发现小分子烃类比例增加，说明有“新”油采出，这是扩大水驱波及体积的证据。俄罗斯MEOR研究主要是俄罗斯科学院微生物研究所承担，主要研究激活内源微生物驱油技术，现场应用规模较大，1983-2002年共涉及134口水井和325口油井，增油近60×10⁴t，是所有报道中增油最多的国家。2002年中石油与俄罗斯合作,在大港油田开展了多个区块的内源微生物驱油现场试验(冯庆贤等，大港油田本源微生物驱配套技术研究与应用，2009，31(S1):124-129)。

近年来，随着现代分子微生物分析方法和手段增多，加快了对不同油藏中的内源微生物的解析和认识，已开发的油藏几乎都存在丰富的内源微生物，这是内源微生物驱油的先决条件。通过注入不同种类的激活剂来调控并选择性激活油藏内部的有益微生物，利用其在油藏中的运移、繁殖、代谢及代谢产物与原油/岩石/水的相互作用来改善水驱效率。另外，当激活剂随注入水进入高渗透带时，能激活高渗透带的内源微生物,使内源菌浓度增加几个数量级，在一定程度上还能起到堵水调剖的作用。

内源微生物可用于驱油，也可用于调剖。其效果无论是降低界面张力还是调堵强度，均不能与化学法相比，但内源微生物在油藏中“原位”产生代谢产物，并集中在油水界面上起作用，这是其它方法所不具备的。因此，根据不同区块油藏提高采收率的要求，分析内源微生物群落结构和组成,进行选择性激活,形成有特色的激活剂配方，是这项技术发展的主要方向。

目前，现场常用的激活剂是注入水溶性的氮、磷盐体系，即油藏中所缺乏的氮源和磷源等矿物质，同时注入适量的空气，让内源微生物利用地下残余油作为碳源，这种方式成本最低，胜利、大港和新疆等油田的应用均取得了成功。

文献《单家寺油田单12块内源微生物驱油试验研究》(王鲁玉等，油气地质与采收率，2006，13(3):82-84)介绍了单家寺油田单12块采用ST-12系列激活剂，对单12块的单12-16井组进行内源微生物激活剂的注入。施工压力由最初的3-4MPa上升到10MPa,注水压力由2MPa上升到10MPa,17轮共注入液体激活剂171.2t，注入固体激活剂4.8t，注入空气12.73×10⁴m³。共注入激活剂17轮,累积增油2700t。

文献《港西油田三区一断块本源微生物驱试验研究》(柳敏等，油田化学，2006，23(3)：269-272)介绍了一种内源菌激活/调驱剂的复合体系，由好氧、厌氧菌激活物和吸水膨胀颗粒按3:1:1质量比组成，含有淀粉56.0％、蛋白质13.0％、纤维素10.5％、矿物质5.3％、脂肪4.2％，另外加有聚合物作为固体颗粒悬浮剂，注入后随即注入空气激活好氧菌。通过注水井注入混气营养液,每年5次,每次30天。5口采油井平均含水由88.4％降至71.3％,日产油量由3.6t增至7.8t，累计增产油3100t,投入产出比1：4.4。

文献《新型淀粉-纤维素基微生物驱营养体系研》(程海鹰等，石油学报，2010，31(1)：105-109)介绍了一种以淀粉-纤维素为基础的颗粒状本源微生物驱油营养剂,微生物利用营养体系可产生表面活性物质(带C₈-C₁₂长链脂肪酸的鼠李糖脂)和生物气(CH₄和CO₂),对原油有较好的乳化作用。

文献《邵家油田沾3块内源微生物驱激活剂优化及现场试验》(郭辽原等，油气地质与采收率，2012，19(1):79-81)优化出沾3块内源微生物驱最佳激活剂配方为0.3％淀粉水解液+0.2％(NH₄)₂HPO₄+0.2％NaNO₃，该配方物理模拟实验提高采收率平均大于6.7％。在胜利油区沾3块3口油井进行了单井吞吐现场试验，试验后单井平均日增油量为1.2t，含水率平均下降3.5％，见效周期超过3个月，累积增油超过4000t。

文献《安塞油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价》(沈焕文等，石油化工应用(刊名)，2012，31(4)：87-90)通过内、外源微生物结合调控油藏微生物生态系统，实现微生物群落结构定向调控和油层的深部调剖。采用三段式注入工艺，段塞一为深度调剖剂，段塞二为高浓度微生物驱剂，段塞三为低浓度微生物驱剂，注入低浓度驱剂及空气维持功能微生物生长，实现持续不断的驱油效果，累计注入缓释营养激活剂干粉83.36t，高效激活产表面活性剂的微生物驱剂干粉237.23t，注入液3.34×10⁴m³，注入浓度1.0％，实现阶段增油1560t，井组自然递减率由3.96％下降到-4.38％，含水上升率由1.35％下降到-2.11％，达到控水稳油的目的。

文献《不同激活剂条件下油藏内源微生物激活过程中DGGE分析》(包木太等，湖南大学学报(自然科学版)，2009，36(11)：67:72)激活剂分别以葡萄糖、蔗糖、玉米浆、淀粉作碳源，以油井产出水和注入水作为研究对象，进行微生物的激活优化。结果表明，激活以后水样中微生物种群发生了明显变化，以葡萄糖为碳源激活效果尤为突出，改变葡萄糖的浓度后，当浓度为5-7.5g·L^-1时较为合适，细菌密度能达到10⁷个细胞(cell)·L^-1，产出水的激活效果比注入水要好。

文献《胜利油田沾3断块内源微生物现场激活试验及分析》(曹功泽等，石油天然气学报，2012，34(7):136-140)考察了4种碳源、4种磷源、3种氮源的激活效果。室内评价主要是通过4个方面来进行考察：①激活后总菌数变化(MPN法和平板涂布法)；②激活后对原油的乳化作用(分光光度计测定OD550)；③激活后对硫酸盐还原菌的抑制作用；④物模驱油试验。筛选的激活体系能有效激活产出液中的内源菌，厌氧发酵菌提高4个数量级，硝酸盐还原菌被有效激活，而硫酸盐还原菌被有效抑制，能在水驱基础上提高采收率7％以上。

从上述开发的各类激活剂体系和配方中，可以看出均采用水溶性的氮、磷盐体系，并补充定量空气以实现油藏好氧菌群的激活和原油的生物降解。而针对整装区块、井网较完善、地下液体流速较快的油藏，水溶性营养物在注入油藏时会沿高渗透区域窜流,在油藏中滞留时间短,微生物利用程度低,生物产物与油藏岩石和流体相互作用时间短。其次，传统的N/P体系即使在氧气补充非常充分的条件下也不能有效激活烃氧化菌(HOB),这主要是由于使用N/P体系时虽然氮源和磷源充足,但是其它营养组分的缺乏大大限制了HOB菌群的生长。

微生物在地下停留时间较短，为促使其快速发挥作用，需要适当补充碳水化合物，以促进微生物快速生长代谢。但是，如果补充碳水化合物，最好不要再补充空气，因为，在好氧条件下，微生物对碳水化合物降解速度很快，同时产生的代谢产物主要是水和CO₂。另外，注空气还存在操作困难、腐蚀和安全性等问题，因此，要尽量避免。这些都是影响内源微生物驱油技术现场效果不明显或见效慢的主要原因。

要解决上述问题,首先要延长营养组分在油层中的滞留时间,满足微生物(和代谢产物)与油藏岩石和流体作用的时间要求，使代谢产物浓度和菌群密度达到较高水平；其次，要充分发挥生物封堵作用，提高驱替压差，扩大波及体积。这就要求所用的营养体系具有为微生物提供营养组分的同时，还要能使微生物局部聚集，起到封堵高渗透条带、扩大波及体积的作用。

发明内容

本发明针对大庆油田聚合物驱后油层氮、磷盐体系组分单一，在油藏滞留时间短等缺点，提供了一种用于激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油的方法。

为解决上述技术问题，本发明采取以下技术方案：一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法是将能激活油藏内源微生物的驱油段塞通过注入井注入到驱油的目的油层中，所述驱油段塞包括激活剂段塞和激活剂保护段塞，在注入过程中激活剂段塞和激活剂保护段塞至少有2次以上的交替注入，激活剂段塞总体积比激活剂保护段塞总体积大两倍或以上(最合适范围控制在2-5倍)。

其中，激活剂段塞中含有能将油层中的微生物激活的成分；激活剂中含有(按质量百分含量，wt％)：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。

优选的激活剂配方为以下之一：

组配一：玉米浆干粉1.0wt％，硝酸钠0.25wt％，磷酸氢二铵0.15wt％和酵母粉0.05wt％，其余为水；

组配二：玉米浆干粉1.5wt％水溶液；

组配三：含玉米浆干粉1.20wt％，硝酸钠0.10wt％，磷酸氢二铵0.05wt％的水溶液。

激活剂段塞通过至少一口注水井注入井底，注入的激活剂溶液中玉米浆干粉浓度不低于0.1％，最高可达1.5％，优选的玉米浆干粉浓度质量分数为0.5～1.2％。

注入的激活剂优选总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，使注入油层中激活后的菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

所述激活剂段塞大小应以每轮注入的溶液总量不小于0.02PV为佳，适宜的段塞大小范围为0.05-0.9PV。

所述激活剂段塞在注入地下油层后存留的时间应不少于30天，最适合在60天以上。

激活剂段塞所选注采井距应不小于150m，注入井日注入量小于150m³/d。

以上所述驱油方法中，所述激活剂保护段塞为分子量1200-2600万的聚丙烯酰胺聚合物溶液，或为其它类的化学调堵剂，如弱凝胶、预交联颗粒体膨剂、纳微米球深度调剖剂等；激活剂保护段塞总量大小为不少于注入井日注入量的5倍，优选为注入井日注入量的8-10倍。

激活剂保护段塞分为前置保护段塞、中间保护段塞和后置保护段塞，前置保护段塞、中间保护段塞和后置保护段塞所用聚合物浓度及注入量可以相同或不同；激活剂段塞可分为多个小段塞，各小段塞激活剂浓度及注入量可以相同或不同；激活剂段塞和保护段塞交替注入组合方式为以下之一：

方式1：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—后置保护段塞3；

方式2：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—后置保护段塞4；

方式3：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—中间保护段塞4—激活剂段塞4—后置保护段塞5；

方式4：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—中间保护段塞4—激活剂段塞4—中间保护段塞5—激活剂段塞5—后置保护段塞6。

本发明以上提供的用于激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油的方法具有以下优点：

1、注入的外源激活剂，不仅提高了功能性微生物的数量，且携带大量有益代谢产物，为厌氧激活阶段厌氧菌的生长繁殖提供营养底物和有利用驱油的产物。

2、注入的激活剂主要是为油藏内微生物提供营养，使微生物生长繁殖并产生大量代谢产物，一方面提高岩石孔隙介质中原油的流动性，增强洗油和驱油效果，另一方面封堵高渗透层，扩大微生物波及体积，增加其在油藏中与岩石/原油/水界面的相互作用。

3、所需设备简单，采用传统的注水地面设备即可达到施工要求。

下面结合具体实施例对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1为试验井组的井位

图2为内源微生物驱注入工艺流程图

图3为油藏微生物激活后产气压力变化

图4为注激活剂前后的注入压力变化

图5为注激活剂前后CH₄含量变化

图6为注激活剂前后CO₂含量变化

图7为注激活剂前后CH₄δ13C(PDB‰)变化

图8为注激活剂前后CO₂δ13C(PDB‰)变化

图9为注激活剂前后原油族组成含量变化

图10为注激活剂前后试验区月平均日产油变化

图11为注激活剂前后各井的细菌基因片段谱图

具体实施方式

本发明所提供的激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油方法，是将激活油藏内源微生物驱油的激活剂及激活剂保护段塞通过注入井注入到驱油的目的油层中，将目的油层中的微生物激活，通过内源微生物作用使原油的采收率得到提高。

这里，驱油段塞由激活剂段塞和激活剂保护段塞组成。其中：

激活剂段塞

激活剂段塞中应含有能将油层中的微生物激活的成分。经优化，本发明确定的激活剂的配方为：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水；所述百分含量为质量百分含量(wt％)。

优选的激活剂配方为：

组配一：玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％，磷酸氢二铵0.15％和酵母粉0.05％，其余为水。所述百分含量为质量百分含量(wt％)。

组配二：玉米浆干粉1.5wt％水溶液；

组配三：含玉米浆干粉1.20wt％，硝酸钠0.10wt％，磷酸氢二铵0.05wt％的水溶液。

激活剂通过至少一口注水井注入井底，注入的激活剂溶液浓度按前述，其中玉米浆干粉浓度不低于0.1％，最高可达1.5％，优选的玉米浆干粉浓度质量分数为0.5～1.2％。

现场水中通常含有油藏内源微生物有益于驱油，因此激活剂段塞优选用现场油田注入水配制。

注入的激活剂，现场检测其控制指标，优选总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L。如此可使注入后被激活的菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

以确定的激活剂段塞(激活剂用组配二，高压容器的装液量为0.3L)进行室内产气实验，油藏微生物激活后产气压力变化如图3所示。显示激活剂产气周期具有明显差异的两个阶段，前60天第一阶段为油藏微生物的有氧代谢阶段，呈现出产气快速，升压幅度高；第60-100天第二阶段为油藏微生物的厌氧代谢阶段，初期产气突增，气压快速升高，之后产气大幅减速，气压增加缓慢。同时还看出，两个阶段的产气增压幅度不同，前者明显高于后者，前者升幅快，后者升幅缓慢。因此，激活剂段塞在注入地下油层后存留的时间应不少于30天，最适合在60天以上，确保激活剂使激活后的油藏微生物在地下油层中完成有氧和无氧代谢的交替进行。

基于激活剂产气周期具有明显差异的两个阶段(好氧和厌氧)，每个阶段的产气增压幅度不同，因此应适应激活剂有氧和无氧代谢的交替进行，相应地调整注入激活剂段塞大小(指注入量)和周期长短(在地层的存留时间)，以使油藏微生物被激活后能有效发挥作用。将其应用到现场驱注中，激活剂段塞所选注采井距应不小于150m，注入井日注入量小于150m³/d，不适用于强注强采区块。

激活剂的溶液段塞在注入过程中，通常设计两个或多个激活剂小段塞，即在每轮的驱注中，考虑多个激活剂小段塞的间断式注入(在每个小段塞之间注入保护段塞)。为使激活剂段塞在激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油过程中发挥主体作用，其段塞体积大小的设计应要比激活剂保护段塞至少要大两倍以上，最合适范围控制在2-5倍之间，并发挥出激活剂段塞和激活剂保护段塞之间的各自优势，利用彼此之间“协同”作用和“综合”效果，形成更大的叠加效应。

激活剂段塞大小应以每轮注入的溶液总量不小于0.02PV为佳，若考虑到经济成本和作用的有效周期，适宜的段塞大小范围为0.05-0.9PV。

激活剂保护段塞

考虑到激活剂的溶液段塞在注入过程中，至少有两个或多个激活剂小段塞组成，因此，激活剂的保护段塞(简称保护段塞)则由前置保护段塞、中间保护段塞和后置保护段塞组成，其中前置保护段塞和后置保护段塞分别用于保护激活剂免于被地层水和注入水稀释，而中间保护段塞(也称“中间隔离段塞”)将两个或多个激活剂小段塞的激活剂溶液隔离开来，在地下形成“可移动”的“两个”或“多个”串联的“发酵罐”，分批次连续工作，产生作用范围更广的“微生物场”。

激活剂保护段塞是由浓度为6000mg/L的聚合物母液与干线注入水按1：2比例稀释后，注入到驱油的目的油层中。聚合物母液的配制方法为：用分子量1200-2600万的聚丙烯酰胺聚合物干粉与清水配制成浓度6000mg/L聚合物溶液。激活剂保护段塞也可以由其它类的化学调堵剂构成，如弱凝胶、预交联颗粒体膨剂、纳微米球深度调剖剂(均可商购)等结合使用。

激活剂保护段塞大小为不少于注入井日注入量的5倍，优选为注入井日注入量的8-10倍。

段塞驱替方式

激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油段塞在注入过程中要求每一轮注入周期的激活剂段塞和保护段塞至少有2次以上的交替注入，最多不超过5次，交替次数过少影响激活油藏内源微生物的驱油效果和成功率，交替次数过多影响操作的工作量，并增大药剂用量及成本。最佳的交替次数可根据每次交替注入后升压的幅度确定，多次交替注入后升压的累加幅度应控制在油层破裂压力以下的安全区，并保持注入压力平稳。在每轮注入周期结束后，改为后续水驱时，可再根据下降的压力幅度，调整下一轮注入周期的交替次数，可行的驱替段塞组合方式见下表1：

表1  激活剂段塞和保护段塞驱替组合方式

驱替过程中，同一段塞需按控制的注入速度(注入量/日)采取连续注入方式；且激活剂段塞和激活剂保护段塞不同段塞采取交替注入的方式。

为避免水嘴对保护段塞聚合物分子量造成剪切，降低聚合物溶液粘度，注聚合物溶液前，将水嘴拔掉，笼统注入，以保证聚合物注入粘度。

在注保护段塞聚合物溶液后，根据原分层注水方案，将水嘴调配上，以防止激活剂在渗透率较高的大孔道中流失，不仅能保证激活剂的驱油效果，避免药剂浪费和成本的损失，同时可进一步开采渗透率较低、动用程度较差的层段，以提高原油采收率。

为适应激活剂段塞的产气周期，在注入过程中可根据地层特点相应地调整注入激活剂段塞与保护段塞大小(注入量)和周期长短(指一轮的注入时间，控制注入速度)，依次交替重复使用。每一轮注激活剂过程结束时，快速形成压降“悬崖”，既注入井经一轮注激活剂结束时的注入压力与注之前的压力相比，有明显的快速降低趋势。

以下结合试验和实例做进一步说明。试验或实施例中所用方法如无特别说明均为常规方法。

试验井组生产基本情况：

试验区由注入井(注水井)南2-2-P40与四口采出井(生产井)南2-丁2-P40、南2-2-P140、南2-2-P141、南2-丁3-P40构成一个1注4采井组，井位如图1所示。南2-2-P40注入井注入状况和南2-2-P40井组采出井生产情况如表2和表3所示。

表2  南2-2-P40注入井注入状况

表3  南2-2-P40井组采出井生产情况

试验区面积为0.12km²，地质储量15.9×10⁴t，孔隙体积27.26×10⁴m³，井距250m，平均砂岩厚度14.3m，平均有效厚度9.2m，平均有效渗透率414×10^-3μm²。

水驱阶段(1964-1989)，综合含水91.5％，采出程度34.1％；聚驱阶段(1999.4-2005.3)，采出程度59.41％，综合含水93.29％，采收率提高14.79个百分点；后续水驱阶段(2005.4-2011.11)，综合含水95.8％，采出程度61.89％。

实施例1、内源微生物驱的段塞设计

激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油，是指将段塞大小不同，功能不一的化学药剂依次连续通过注入井注入到驱油的目的油层中。激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油段塞由激活剂段塞和激活剂保护段塞组成。不同段塞是由不同化学药剂配制的浓度较均一的溶液，同一药剂配制的段塞，根据功能和作用的要求，可以浓度相同，也可以存在浓度梯度差。

本实施例设计了激活剂段塞用以激活内源微生物，并以保护段塞配合激活剂段塞以达到有效激活内源微生物提高驱油效率的目的。

(1)激活剂配方及注入方式

通过研究分析，本发明确定的激活剂配方为：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水；所述百分含量为质量百分含量(wt％)。

优选的激活剂配方为：

组配一：玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％，磷酸氢二铵0.15％，其余为水。所述百分含量为质量百分含量(wt％)。

组配二：玉米浆干粉1.5wt％水溶液；

组配三：含玉米浆干粉1.20wt％，硝酸钠0.10wt％，磷酸氢二铵0.05wt％的水溶液。

所述激活剂段塞是通过至少一口注入井注入井底，其中玉米浆干粉浓度不低于0.1wt％，最高可达1.5wt％，优选的玉米浆干粉浓度质量分数为0.5～1.2wt％。

所述激活剂注入浓度优选为总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，激活后的菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

(2)激活剂浓度和段塞大小确定

根据试验区1注4采井组的地质开采现状，采用试验区已有的注入水配制激活剂溶液，注入的激活配方体系总浓度设计为1.35％。由于试验区1注4采井组的孔隙体积(PV)为27.26×10⁴m³，考虑到经济成本和作用的有效周期，应以每轮注入的溶液总量不小于0.02PV为佳，适宜的段塞大小范围为0.05-0.9PV。本实施例设计的激活剂溶液注入总量为1.36×10⁴m³，即0.05PV。

(3)注入速度和施工周期

为确保激活剂有氧和无氧代谢的交替进行，需要较长的存留时间，所选注采井距应不小于150m，注入井日注入量小于150m³/d，不适于强注强采区块。

由于试验区为一口注入井南2-2-P40，日注水量为120-130m³/d。在保证井组注采平衡及试验区油水井正常生产的情况下，参照激活剂注入前后油藏微生物地下发酵产气压力的变化曲线(实测)，确定了激活剂段塞在注入地下油层后存留的时间应不少于30天，最适合在60天以上而不被采出，确保激活剂有氧和无氧代谢的交替进行，这样才能看到油藏微生物被激活后产生的作用效果。

(4)注入方式

根据现场试验的内容，包括返排试验、吞吐试验及激活内源微生物驱油等三部分，注入方式采取大小段塞不同的连续交替注入方式(同一段塞采取连续注入，不同段塞采取交替注入)，确保激活剂有氧和无氧代谢的交替进行。注入过程中激活剂段塞和激活剂保护段塞至少有2次以上的交替注入(注入方式可参考表1)。

试验中，为避免水嘴对保护段塞聚合物(保护剂)分子量造成剪切，降低聚合物溶液粘度，注聚合物溶液前，将水嘴拔掉，笼统注入，以保证聚合物注入粘度。在注保护段塞聚合物溶液后，根据原分层注水方案，将水嘴调配上，以防止激活剂在渗透率较高的大孔道中流失，不仅能保证激活剂的驱油效果，避免药剂浪费和成本的损失，同时可进一步开采渗透率较低、动用程度较差的层段，以提高原油采收率。因此，在现场实施过程中，根据表4注入量和压力的变化，适当的对油水井进行关停，确保试验效果。

表4  聚驱油藏内源微生物激活方案设计

实施例2、现场实施及驱油效果检测

内源微生物驱注入工艺流程如图2所示，可以看出，注入的激活剂各种原料通过上料齿轮泵加入到配液池中，用外接管线将注水井的干线来水加入到配液池中稀释激活剂的各种原料，在配液池中搅拌，混合，溶解均匀后经高压注入泵注入到目的油层中。现场试验于2011年12月10日开始。在注激活剂前，为保证激活剂的作用效果，已先期试注聚合物母液(配方：用分子量1600万的聚合物聚丙烯酰胺干粉(由大庆炼化公司生产)与清水配制成浓度6000mg/L聚合物溶液)作为前置保护段塞，确保激活剂的产气增压效果，充分利用激活剂的调堵作用，增强驱油功效。

1、第一轮激活剂段塞1和激活剂段塞2均采用组配三，注液量见表5，注入浓度为1.35％。第二轮激活剂段塞均采用组配二，注液量见表5。

两轮激活剂保护段塞均采用表1的方式1中聚合物及其浓度，注液量见表5。

段塞注入过程：

试验期间注入激活剂和激活剂保护段塞实施情况，见表5。

表5  试验注入实施情况表

2、注激活剂前后的注入压力变化过程如图4所示，在注激活剂段塞1时，注入压力由11.3MPa升到12.5MPa，特别是注入激活剂15-20天时，内源微生物的产气增压效果明显。同样在注激活剂段塞2时，注入压力由12.5MPa升到13.5MPa，整个注入阶段，累计压力升高幅度为2.5MPa。改为后续水驱140天后，压力降至注激活剂前的初始压力11.0MPa，之后随后续注水到第280天时，压力由11.0MPa缓慢回升到12.5MPa，280天后压力开始陡降，至320天时，压力降为10.5MPa，低于注激活剂前的初始压力-0.5MPa，至此注激活剂驱油全过程试验结束。

3、试验发现，现场注入激活剂体系后，发生了产气作用，初步表现为3口井，N2-2-P141(图1中“南2-2-141”)、N2-D2-P40(图1中“南2-丁2-P40”)和N2-D3-P40(图1中“南2-丁3-P40”)井的气样中甲烷和二氧化碳含量变化趋于相同，使原来注采不同步的井趋于一致，收效相同。注激活剂前后CH₄含量变化如图5所示，注激活剂前后CO₂含量变化如图6所示，注激活剂前后CH₄δ13C(PDB‰)变化如图7所示，注激活剂前后CO₂δ13C(PDB‰)变化如图8所示，甲烷和二氧化碳的δ13C(PDB)碳同位素含量变化在-45‰～-54‰和7‰～12‰之间波动，激活剂的加入促进油藏内源微生物有氧和无氧代谢的交替进行。而对照井N2-2-P139井(原生产井，图1中未表示)和受效不明显(指注入玉米浆激活剂体系驱油过程中未波及到该井区。可看作未见效井)的N2-2-P140(图1中“南2-2-140”)井在产气的组成含量和同位素含量几乎无变化。

4、试验区注入激活剂前后采出液的生化监测指标表明，pH值由注前的8.1-8.3下降到7.7-7.9之间；PO₄ ^3-浓度注后在采油井中均没检测到；NH₄ ⁺浓度由注前的0.3mg/L上升到0.5-0.7mg/L；乙酸(ACE)浓度由注前的0.8-6.8mg/L上升到7.4-21.6mg/L；乳酸(Lac)浓度由注前的0上升到0.08-0.61mg/L；葡萄糖(GLUC)浓度由注前的0上升到0.03-0.31mg/L。

5、注激活剂前后原油族组成含量变化如图9所示，试验区3口见效井N2-2-P141、N2-D3-P40和N2-D2-P40采出液的原油物性发生变化，∑C21-/C21+值由1.23、1.44和1.61分别上升到1.76、1.79和1.78，经内源微生物作用后的原油由“重”变“轻”。注激活剂前后原油族组成含量变化如表6所示，监测的原油族组成变化趋势相同，其中收效井N2-2-P141、N2-D3-P40和N2-D2-P40的饱和烃含量增加，由53.52-58.88％上升到54.29-61.79％％，非烃组分含量由15.58-19.49％下降到11.79-16.67％，而芳烃和沥青质含量略有增减，原油物性指标得到改善。

6、注激活剂前后试验区月平均日产油变化如图10所示，对比试验前的16个的月产油量虽波动，但有明显的递减趋势。在注入激活剂前后，试验区注采液量稳定，含水变化明显，产油量由试验前的20t/d降到15.48t/d，改为后续水驱后，产油量明显回升，稳定在30t/d左右，日增油10t/d。其中N2-2-P141和N2-D3-P40产量增幅在2倍左右，分别由5t/d和2.4t/t上升到15t/d和7.0t/t，N2-D2-P40产量由5t/d逐步上升到8t/d。注激活剂前后的含水变化，试验区含水由高点值96.9％开始下降，现已稳定在94％左右，下降2个百分点。注后9个月，整个试验区已累计增油3003.8t，且仍在有效期内。

7、现场对注水井和采油井采出液定期取样，经活菌总数检测，结果表明在采油井的产出液中检测到细菌总数均大于1.0×10⁷个/mL，浓度较注入激活剂前提高了2个数量级以上。

综上，运用微生物分子生态学的方法，研究了聚驱后油藏激活前后内源微生物群落的变化特点和规律。截至到2012年10月，共收到油水样品共计5批次，完成样品DNA提取、PCR扩增的条件优化，并完成前5批样品的细菌28样次、古菌28样次共56样次的T-RFLP分析。

注激活剂前后各井的细菌T-RFLP基因片段谱图如图11所示(左侧为注入前，右侧为注入后)。发现油井采出液和注入水中细菌的种类差异非常大，对比分析结果显示：

1).注激活剂前后细菌群落相对丰度，注入水细菌(27个T-RFs)和古菌(17个T-RFs)的丰度相比油井采出液的细菌(11-26个T-RFs)和古菌(13-17个T-RFs)丰度要多，多样性也高。

2).激活后各采出液的细菌群落结构发生明显变化，各油井的优势菌群有差异，但Pseudomonas、Thauera和Acinetobacter等属菌的T-RFs丰度提高。这些微生物丰度的变化可能与激活后采收率的变化有关。

3).注入水和油井共有的优势菌属为Thauera和Arcobacter，这两种菌属均为中低温菌属，Thauera菌属为氮还原菌，能够降解芳香烃化合物，Arcobacter为氮还原菌和硫氧化菌。

4).Hydrogenophaga，Tepidimonas，Azonexus，Azoarcus和Acinetobacter为注入水的特有优势菌属，除Azoarcus外其余优势菌属没有在油井中检测出，且Alphaproteobacteria的Thioclava(T-RF116bp)，Deltaproteobacteria的Pelobacter(T-RF484bp)，Syntrophobacter(T-RF489bp)和Syntrophus(T-RF471bp)、Epsilonproteobacteria的Sulfuricurvum(T-RF449bp)也仅在注入水中检测出。油井中的优势菌属Aquabacterium和Pseudomonas没有在注入水中检测出。

5).Aquabacterium和Pseudomonas没有在注入水中检测出而仅在油井采出液中检测出，表明该菌属为油井内源微生物。Aquabacterium适合在中低温环境生长，长代谢产生表面活性物质，如糖脂、脂肽、磷脂等乳化原油，且表面活性物质与环境中C/N相关，如果其比例大于11，则Pseudomonas主要代谢产生鼠李糖脂，因而油藏环境中Aquabacterium和Pseudomonas得到了积累。

6).注入水中特有菌属有烃氧化菌Hydrogenophaga，Tepidimonas和Acinetobacter，氮还原菌Azonexus，产表面活性剂菌Acinetobacter，硫酸盐还原菌Syntrophobacter和Thioclava，Syntrophus为共生菌，可以在产假烷古菌协同作用下降解长链烷烃，Sulfuricurvum在厌氧、原油为碳源基质中使氮作为硫氧化过程的电子受体，Pelobacter在严格厌氧条件下还原Fe(III)和硫。这些菌属在其他油藏环境油井采出液中生长，而在大庆南二区块油藏环境中可能由于营养竞争，这些菌属都逐渐减少并消失。

7).大庆南二区块注入水和油井采出液的古菌优势菌门均为Euryarchaeota的产甲烷古菌。注入水中特有的Crenarchaeota(T-RF768bp)。注入水和油井共有菌属为Methanosaeta(T-RF225bp和387bp)和Methanolinea(T-RF80bp),Methanoculleus(T-RF184bp)。注入水中还检测到特有菌属，Methanobacterium(T-RF89bp)，Methanolobus(T-RF185bp)，Methanococcus(T-RF89bp)。

Claims (10)

1.一种激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油方法，是将能激活油藏内源微生物的驱油段塞通过注入井注入到驱油的目的油层中，所述驱油段塞包括激活剂段塞和激活剂保护段塞，在注入过程中激活剂段塞和激活剂保护段塞至少有2次以上的交替注入，激活剂段塞总体积比激活剂保护段塞总体积大两倍或以上(最合适范围控制在2-5倍)。

2.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于：激活剂段塞中含有能将油层中的微生物激活的成分；激活剂中含有(按质量百分含量，wt％)：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。

3.根据权利要求2所述的驱油方法，其特征在于：优选的激活剂配方为以下之一：

组配一：玉米浆干粉1.0wt％，硝酸钠0.25wt％，磷酸氢二铵0.15wt％和酵母粉0.05wt％，其余为水；

组配二：玉米浆干粉1.5wt％水溶液；

组配三：含玉米浆干粉1.20wt％，硝酸钠0.10wt％，磷酸氢二铵0.05wt％的水溶液。

4.根据权利要求2或3所述的驱油方法，其特征在于：激活剂段塞通过至少一口注水井注入井底，注入的激活剂溶液中玉米浆干粉浓度不低于0.1％，最高可达1.5％，优选的玉米浆干粉浓度质量分数为0.5～1.2％。

5.根据权利要求1-4任一所述的驱油方法，其特征在于：注入的激活剂优选总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，使注入油层中激活后的菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

6.根据权利要求1-5任一所述的驱油方法，其特征在于：所述激活剂段塞大小应以每轮注入的溶液总量不小于0.02PV为佳，适宜的段塞大小范围为0.05-0.9PV。

7.根据权利要求1-6任一所述的驱油方法，其特征在于：所述激活剂段塞在注入地下油层后存留的时间应不少于30天，最适合在60天以上。

8.根据权利要求1-7任一所述的驱油方法，其特征在于：激活剂段塞所选注采井距应不小于150m，注入井日注入量小于150m³/d。

9.根据权利要求1-8任一所述的驱油方法，其特征在于：所述激活剂保护段塞为分子量1200-2600万的聚丙烯酰胺聚合物溶液，或为其它类的化学调堵剂，如弱凝胶、预交联颗粒体膨剂、纳微米球深度调剖剂等；激活剂保护段塞总量大小为不少于注入井日注入量的5倍，优选为注入井日注入量的8-10倍。

10.根据权利要求1-9任一所述的驱油方法，其特征在于：所述激活剂保护段塞分为前置保护段塞、中间保护段塞和后置保护段塞，前置保护段塞、中间保护段塞和后置保护段塞所用聚合物浓度及注入量可以相同或不同；激活剂段塞可分为多个小段塞，各小段塞激活剂浓度及注入量可以相同或不同；激活剂段塞和保护段塞交替注入组合方式为以下之一：

方式1：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—后置保护段塞3；

方式2：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—后置保护段塞4；

方式3：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—中间保护段塞4—激活剂段塞4—后置保护段塞5；

方式4：前置保护段塞1—激活剂段塞1—中间保护段塞2—激活剂段塞2—中间保护段塞3—激活剂段塞3—中间保护段塞4—激活剂段塞4—中间保护段塞5—激活剂段塞5—后置保护段塞6。