CN106907130A - 一种含蜡油井微生物单井处理的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种含蜡油井微生物单井处理的方法，该方法具体包括以下步骤：高含蜡油井的筛选；高含蜡油井的单井吞吐处理；高含蜡油井的井筒处理；现场试验的效果评价。本发明针对高含蜡油井的特点选择吞吐和井筒综合处理工艺能显著地降低高含蜡油井的含蜡量以及大幅度地提高高含蜡油井的产量；同时，该发明具有工艺简单、可操作性强、有效期长和投入产出比高的特点。因此，本发明可广泛地应用于提高高含蜡油井单井产量的现场试验中。
Description
一、技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种含蜡油井微生物单井处理的方法。
二、背景技术
油井结蜡的内在原因是原油含蜡，蜡含量越多，结蜡就越严重。在油层条件下，由于介质温度高，蜡是溶解在原油中的，当原油从油层流入井底，再从井底上升到井口的过程中，由于压力温度的降低，蜡在原油中的溶解度降低而析出。
溶解于地层原油中的蜡，在开采过程中，会随着温度和压力的降低，逐渐从原油中析出、结晶并沉积在油管表面上，造成油管表面结蜡。
油井结蜡会影响正常生产，因此油井清防蜡也是采油中需要解决的问题。目前常用的方法有热洗防蜡、机械防蜡和化学防蜡。热洗防蜡方式在油层压力较低时，大量洗井水会进入地层造成粘土膨胀，堵塞油层，还会污染地层，另外，热力清蜡还会导致洗井液发生倒灌现象，影响正常生产。热洗清蜡过程中，热量在井筒上的散热损失较大，还会导致井筒底部的蜡难以清除；机械防蜡具有劳动强度大，能源消耗也较大，成本较高；化学防蜡具有有效期短、成本高和安全环保性能差的缺点；同时，上述方法只能解决油井井筒结蜡的问题。
通过文献检索，专利号“ZL03156478.x”，名称为“含蜡低渗透油藏注蒸汽热采的方法”介绍了一种蒸汽吞吐和蒸汽驱相结合的开采含蜡低渗透油藏的方法，该发明的缺点在于：(1)注蒸汽热采成本高，风险大；(2)管柱的腐蚀和维护成本高；(3)由于低渗透油藏渗透率低、原油的流动性差，注蒸汽热采提高采收率的幅度低，效果有限；(4)对油藏的选择条件比较苛刻，尤其是对油藏厚度和深度的要求比较高。
专利号“201610275237X”，专利名称“一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法”介绍了一种高含蜡油井单井吞吐处理提高油井产量的方法。该发明的缺点在于：(1)油藏适应范围较小，该发明不适合含蜡量高于40％的油井；(2)缺少对高含蜡油井井筒的处理，因此，在一定程度上影响了现场试验效果。
三、发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种含蜡油井微生物单井处理的方法。该发明通过对高含蜡油井单井吞吐和井筒的综合处理达到提高高含蜡油井产量的目的，本发明具有有效期长、投入产出比高和增油效果明显的特点。
本发明提供一种含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
1、高含蜡油井的筛选
高含蜡油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜50％、地层水矿化度＜120000mg/L、渗透率＞200×10-3μm2、油层厚度大于3m、日产液量大于10m3、产出液含水低于98％。
2、高含蜡油井的单井吞吐处理
首先从高含蜡油井的油套环空中注入微生物清防蜡剂及空气，关井培养15～30d；其次注入油基型清防蜡剂，注入地层水顶替液10～20m3，关井1～2d；然后高含蜡油井开井生产。
3、高含蜡油井的井筒处理
高含蜡油井开井生产后进行油井的井筒处理，处理的步骤如下：周期性从高含蜡油井的油套环空中注入水基型清防蜡剂。
4、现场试验的效果评价
现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括高含蜡油井的有效期、平均日增油量以及投入产出比。
其中，所述的微生物清防蜡剂为石油烃降解菌的发酵液。
所述的微生物清防蜡剂的注入量与产出液含水有关，具体关系如下：
(1)80％≤产出液含水＜98％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度0.2～0.5m3；
(2)60％≤产出液含水＜80％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度0.5～1.0m3；
(3)产出液含水＜60％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度1.0～1.5m3。
所述的空气体积注入量为微生物清防蜡剂的体积注入量的80～100倍。
所述的油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0～2.0wt％、琥珀酸二酯磺酸钠3.0～5.0wt和二甲苯2.0～3.0wt％组成。
所述的油基型清防蜡剂的注入量与高含蜡油井的含蜡量有关，具体关系如下：
(1)40％≤含蜡量＜50％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度10～15m3；
(2)30％≤含蜡量＜40％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度5～10m3；
(3)20％≤含蜡量＜30％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度3～5m3；
(4)含蜡量＜20％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度2～3m3。
所述的高含蜡油井的井筒处理的周期为3～6个月，处理次数为3～5次。
所述的水基型清防蜡剂由蜡晶改进剂0.5～0.8wt％、分散剂0.5～1.0wt％、助溶剂0.2～0.3wt％和表面活性剂1.0～1.5wt％组成。
所述的水基型清防蜡剂的注入量与高含蜡油井的日产液量有关，具体关系如下：
(1)日产液量＞100m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.3～0.5m3；
(2)50m3＜日产液量≤100m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.2～0.3m3；
(3)日产液量≤50m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.1～0.2m3。
本发明针对高含蜡油井的特点选择吞吐和井筒处理的综合工艺。首先进行吞吐处理，利用微生物清防蜡剂与高含蜡油井中原油的作用降低原油的含蜡量，注入的空气一方面提高了微生物清防蜡剂的波及体积，另一方面为微生物清防蜡剂提供氧气；同时利用油基型清防蜡剂的清防蜡的作用提高含蜡原油在油藏中的流动性能。其次进行井筒处理，利用水基型清防蜡剂的清防蜡的作用提高含蜡原油在井筒的流动性能。通过上述吞吐和井筒综合处理工艺能显著地降低高含蜡油井的含蜡量以及大幅度地提高高含蜡油井的产量。
本发明有益效果是：
(1)本发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；
(2)本发明所采用的微生物清防蜡剂、油基型清防蜡剂和水基型清防蜡剂无毒，不伤害地层，不影响后续水处理的问题；
(3)本发明具有油藏适用范围广，既适合普通含蜡油藏，又适合高温高盐高含蜡油藏；
(4)本发明具有现场试验效果好、有效期长和投入产出比高的特点，单井平均日增油大于3.0t、有效期大于3年，投入产出比大于1:6。
四、具体实施方式
下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。
实施例1
胜利油田某区块高含蜡油井M12，油层温度83℃、含蜡量42.5％、地层水矿化度56232mg/L、渗透率750×10-3μm2、油层厚度5.0m，孔隙度0.413，试验前该井日产油2.8t，日产液100m3，含水97.2％，利用本发明的方法在该高含蜡油井实施现场试验，具体实施步骤如下：
1、试验油井筛选
高含蜡油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜50％、地层水矿化度＜120000mg/L、渗透率＞200×10-3μm2、油层厚度大于3m、日产液量大于10m3、产出液含水低于98％；高含蜡油井M12的油层温度83℃、含蜡量42.5％、地层水矿化度56232mg/L、渗透率750×10-3μm2、油层厚度5.0m、日产液100m3、含水97.2％，符合高含蜡油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
2、高含蜡油井的单井吞吐处理
首先从高含蜡油井的油套环空中注入微生物清防蜡剂及空气，关井培养15d；其次注入油基型清防蜡剂，注入地层水顶替液10m3，关井1d；然后高含蜡油井开井生产。
微生物清防蜡剂为石油烃降解菌的发酵液，注入量为每米油层厚度0.45m3，注入量为2.25m3。
空气体积注入量为微生物清防蜡剂的体积注入量的80倍，空气体积注入量为180m3。
油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0wt％、琥珀酸二酯磺酸钠3.0wt和二甲苯2.0wt％组成，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度12m3，注入量为60m3。
3、高含蜡油井的井筒处理
高含蜡油井开井生产后进行油井的井筒处理，处理的步骤如下：周期性从高含蜡油井的油套环空中注入水基型清防蜡剂。
高含蜡油井的井筒处理的周期为3个月，处理次数为3次。
水基型清防蜡剂由蜡晶改进剂0.5wt％、分散剂0.6wt％、助溶剂0.2wt％和表面活性剂1.0wt％组成，水基型清防蜡剂的注入量为0.3m3。
4、现场试验的效果评价
现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入产出比。
在高含蜡油井M12实施本发明后，截止到2016年12月30日，有效期达到3.2年，平均日增油4.1t，累计增油4789t，投入产出比为1:6.7，现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某区块高含蜡油井M15，油层温度85℃、含蜡量40.2％、地层水矿化度63525mg/L、渗透率900×10-3μm2、油层厚度8.5m，孔隙度0.415，试验前该井日产油3.2t，日产液80m3，含水96.0％，利用本发明的方法在该高含蜡油井实施现场试验，具体实施步骤如下：
1、试验油井筛选
高含蜡油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜50％、地层水矿化度＜120000mg/L、渗透率＞200×10-3μm2、油层厚度大于3m、日产液量大于10m3、产出液含水低于98％；高含蜡油井M15的油层温度85℃、含蜡量40.2％、地层水矿化度63525mg/L、渗透率900×10-3μm2、油层厚度8.5m、日产液80m3、含水96.0％，符合高含蜡油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
2、高含蜡油井的单井吞吐处理
首先从高含蜡油井的油套环空中注入微生物清防蜡剂及空气，关井培养20d；其次注入油基型清防蜡剂，注入地层水顶替液15m3，关井2d；然后高含蜡油井开井生产。
微生物清防蜡剂为石油烃降解菌的发酵液，注入量为每米油层厚度0.40m3，注入量为3.4m3。
空气体积注入量为微生物清防蜡剂的体积注入量的90倍，空气体积注入量为306m3。
油基型清防蜡剂由甜菜碱1.5wt％、琥珀酸二酯磺酸钠4.0wt和二甲苯2.6wt％组成，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度10.5m3，注入量为89.25m3。
3、高含蜡油井的井筒处理
高含蜡油井开井生产后进行油井的井筒处理，处理的步骤如下：周期性从高含蜡油井的油套环空中注入水基型清防蜡剂。
高含蜡油井的井筒处理的周期为4个月，处理次数为4次。
水基型清防蜡剂由蜡晶改进剂0.6wt％、分散剂0.5wt％、助溶剂0.22wt％和表面活性剂1.2wt％组成，水基型清防蜡剂的注入量为0.26m3。
4、现场试验的效果评价
现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入产出比。
在高含蜡油井M15实施本发明后，截止到2016年12月30日，有效期达到3.7年，平均日增油4.2t，累计增油5672t，投入产出比为1:7.0，现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某区块高含蜡油井M21，油层温度85℃、含蜡量37.5％、地层水矿化度87642mg/L、渗透率850×10-3μm2、油层厚度7.0m，孔隙度0.417，试验前该井日产油1.85t，日产液50m3，含水96.3％，利用本发明的方法在该高含蜡油井实施现场试验，具体实施步骤如下：
1、试验油井筛选
高含蜡油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜50％、地层水矿化度＜120000mg/L、渗透率＞200×10-3μm2、油层厚度大于3m、日产液量大于10m3、产出液含水低于98％；高含蜡油井M21的油层温度85℃、含蜡量37.5％、地层水矿化度87642mg/L、渗透率850×10-3μm2、油层厚度7.0m、日产液50m3、含水96.3％，符合高含蜡油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
2、高含蜡油井的单井吞吐处理
首先从高含蜡油井的油套环空中注入微生物清防蜡剂及空气，关井培养30d；其次注入油基型清防蜡剂，注入地层水顶替液20m3，关井2d；然后高含蜡油井开井生产。
微生物清防蜡剂为石油烃降解菌的发酵液，注入量为每米油层厚度0.42m3，注入量为2.94m3。
空气体积注入量为微生物清防蜡剂的体积注入量的100倍，空气体积注入量为294m3。
油基型清防蜡剂由甜菜碱2.0wt％、琥珀酸二酯磺酸钠5.0wt和二甲苯3.0wt％组成，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度9.0m3，注入量为63m3。
3、高含蜡油井的井筒处理
高含蜡油井开井生产后进行油井的井筒处理，处理的步骤如下：周期性从高含蜡油井的油套环空中注入水基型清防蜡剂。
高含蜡油井的井筒处理的周期为6个月，处理次数为5次。
水基型清防蜡剂由蜡晶改进剂0.8wt％、分散剂1.0wt％、助溶剂0.3wt％和表面活性剂1.5wt％组成，水基型清防蜡剂的注入量为0.2m3。
4、现场试验的效果评价
现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入产出比。
在高含蜡油井M21实施本发明后，截止到2016年12月30日，有效期达到4.0年，平均日增油3.5t，累计增油5110t，投入产出比为1:6.5，现场试验效果良好。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
Claims (9)
1.一种含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)高含蜡油井的筛选
高含蜡油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜50％、地层水矿化度＜120000mg/L、渗透率＞200×10-3μm2、油层厚度大于3m、日产液量大于10m3、产出液含水低于98％；
(2)高含蜡油井的单井吞吐处理
首先从高含蜡油井的油套环空中注入微生物清防蜡剂及空气，关井培养15～30d；其次注入油基型清防蜡剂，注入地层水顶替液10～20m3，关井1～2d；然后高含蜡油井开井生产；
(3)高含蜡油井的井筒处理
高含蜡油井开井生产后进行油井的井筒处理，处理的步骤如下：周期性从高含蜡油井的油套环空中注入水基型清防蜡剂；
(4)现场试验的效果评价
现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括高含蜡油井的有效期、平均日增油量以及投入产出比。
2.根据权利要求1所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的微生物清防蜡剂为石油烃降解菌的发酵液。
3.根据权利要求1或2所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的微生物清防蜡剂的注入量与产出液含水有关，具体关系如下：
(1)80％≤产出液含水＜98％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度0.2～0.5m3；
(2)60％≤产出液含水＜80％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度0.5～1.0m3；
(3)产出液含水＜60％，微生物清防蜡剂的注入量为每米油层厚度1.0～1.5m3。
4.根据权利要求3所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的空气体积注入量为微生物清防蜡剂的体积注入量的80～100倍。
5.根据权利要求1或2所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0～2.0wt％、琥珀酸二酯磺酸钠3.0～5.0wt和二甲苯2.0～3.0wt％组成。
6.根据权利要求5所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的油基型清防蜡剂的注入量与高含蜡油井的含蜡量有关，具体关系如下：
(1)40％≤含蜡量＜50％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度10～15m3；
(2)30％≤含蜡量＜40％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度5～10m3；
(3)20％≤含蜡量＜30％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度3～5m3；
(4)含蜡量＜20％，油基型清防蜡剂的注入量为每米油层厚度2～3m3。
7.根据权利要求1或2所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的高含蜡油井的井筒处理的周期为3～6个月，处理次数为3～5次。
8.根据权利要求1或2所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的水基型清防蜡剂由蜡晶改进剂0.5～0.8wt％、分散剂0.5～1.0wt％、助溶剂0.2～0.3wt％和表面活性剂1.0～1.5wt％组成。
9.根据权利要求8所述的含蜡油井微生物单井处理的方法，其特征在于，所述的水基型清防蜡剂的注入量与高含蜡油井的日产液量有关，具体关系如下：
(1)日产液量＞100m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.3～0.5m3；
(2)50m3＜日产液量≤100m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.2～0.3m3；
(3)日产液量≤50m3，水基型清防蜡剂的注入量为0.1～0.2m3。
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