CN107448182B - 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺 - Google Patents

一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN107448182B
CN107448182B CN201710740240.9A CN201710740240A CN107448182B CN 107448182 B CN107448182 B CN 107448182B CN 201710740240 A CN201710740240 A CN 201710740240A CN 107448182 B CN107448182 B CN 107448182B
Authority
CN
China
Prior art keywords
activator
injection
endogenous
oxidation bacteria
live
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201710740240.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN107448182A (zh
Inventor
汪卫东
林军章
曹嫣镔
宋永亭
曹功泽
冯云
谭晓明
宋欣
段传慧
王静
吴晓玲
刘涛
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201710740240.9A priority Critical patent/CN107448182B/zh
Publication of CN107448182A publication Critical patent/CN107448182A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN107448182B publication Critical patent/CN107448182B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
  • Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)

Abstract

本发明属于微生物采油技术领域,具体涉及一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,所述的激活剂现场注入工艺具体包括以下步骤:无机营养激活剂的现场注入阶段;有机营养激活剂的现场注入阶段;循环注入阶段。本发明的工艺具有可操作、针对性和可靠性强,现场注入流程简单,现场试验投资成本低,较现有工艺降低成本30%以上;现场试验效果好,投入产出比高,现场试验提高采收率高于15%,投入产出比大于1:5。因此,本发明可广泛地应用于内源微生物驱油现场试验中。

Description

一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域,具体涉及一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺。
背景技术
内源微生物驱油是微生物驱油一项重要工艺。内源微生物驱油是通过向油藏中注入营养物质,改变油藏内源微生物生态结构和内源微生物的丰度,然后通过微生物作用于残余油,改善原油的流动性,提高原油的采收率。内源微生物驱油的主导机理包括两方面,一是通过微生物乳化原油,让水驱不能流动的残余油流动起来;另一方面是通过微生物产生生物气,气体既可能溶解于原油降低原油粘度,又可以提高油藏压力,提供驱油动力。相对而言,其中原油乳化机理在驱油过程中贡献值最大,所以有效地激活油藏内源乳化功能菌是提高内源微生物驱油效率的重要途径。目前的分析结果表明,油藏中含有几十个至上百个内源微生物种属,其中烃类氧化菌是最重要具有乳化功能驱油菌之一,该类菌能够以原油为碳源生长代谢产生大量生物乳化剂。
常规的内源微生物驱油激活剂的现场注入工艺通常采用有机营养和无机营养同时注入的方式,这种工艺的选择性差,这是由于利用有机营养的微生物种类多,生长代谢速率快,但是激活的内源微生物中存在大量无驱油功能的菌群,而利用烃类生长的微生物代谢速率较慢,所占比例较低,因此,常用的激活剂注入工艺导致烃类氧化菌的激活剂效率低,从而导致整体驱油效果不理想。
发明内容
本发明针对上述现有技术的不足而提供一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺。该工艺首先进行无机营养激活剂的现场注入阶段;其次进行有机营养激活剂的现场注入阶段;最后进行循环注入阶段。本发明的工艺具有可操作、针对性和可靠性强,现场注入流程简单,现场试验投资成本低,较现有工艺降低成本30%以上;现场试验效果好,投入产出比高,现场试验提高采收率高于15%,投入产出比大于1:5。
本发明公开了一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,具体包括以下步骤:
(1)无机营养激活剂的现场注入阶段
首先利用试验区块的注入水配置无机营养激活剂溶液;其次利用高压注入泵将无机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为80~100m3/d;无机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第15~30d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5~10d。
(2)有机营养激活剂的现场注入阶段
当检测到烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%时,开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,具体步骤如下:
首先利用试验区块的注入水配置有机营养激活剂溶液;其次利用高压注入泵将有机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为50~80m3/d;有机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第30~60d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5~10d。
(3)循环注入阶段
当检测到烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例低于20%时,开始进入无机营养激活剂的现场注入阶段,重复步骤(1)和(2)。
其中,所述的无机营养激活剂由氮源和磷源组成,其中氮源为KNO3或NaNO3,质量浓度为0.1~0.5%;磷源为K2HPO4或KH2PO4,质量浓度为0.01~0.05%。
所述的烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例的测试方法如下:首先测试油井产出液中所有烃类氧化菌中的“单加氧酶”的拷贝数,同时测试所内源菌的16SrDNA拷贝数;两者相除所得的比例数即为烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例。
所述的有机营养激活剂为葡萄糖、淀粉、糖蜜、玉米浆、酵母粉和蛋白胨等中的一种,质量浓度为1.0~5.0%。
本发明首先注入无机营养激活剂,油藏中能以原油为碳源的烃类氧化菌被激活,产生生物乳化剂乳化原油,当油藏内源微生物群落中烃类氧化菌繁殖的数量逐渐增加、并在整个微生物群落中占的比例达到60%以上时,再注入有机的营养体系,因为虽然无机营养可以提高烃类氧化菌比例,但该营养体系下微生物整体生长代谢缓慢,不能大量产生乳化剂,所以需要注入有机营养快速促进内源菌群整体增殖和代谢,由于烃类氧化菌在整体内源菌群落中所占的比例高,所以乳化性能也很高,驱油效率就得到提高。而当长期注入有机的营养体系后,在内源菌群落演变的过程中,烃类氧化菌所占的比例又逐渐回落到以前水平,当比例低于20%时,再改注无机营养体系,如此循环往复。通过上述激活剂的现场工艺,能够大幅度地提高烃类氧化菌在油藏内源微生物群落中所占的比例,并长期保持,从而产生大量的乳化剂乳化油藏的原油,进而大幅度地提高油藏的原油采收率。
本发明与现有技术相比,具有如下优点和有益效果:
(1)本发明的工艺具有可操作、针对性和可靠性强,现场注入流程简单;
(2)本发明现场试验投资成本低,较现有工艺降低成本30%以上;
(3)本发明具有现场试验效果好,投入产出比高,现场试验提高采收率高于15%,投入产出比大于1:5。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1
胜利油田某区块B12,油藏温度为65℃、压力11.2MPa、渗透率950×10-3μm2、地质储量为3.6×104t、含水93.2%。经过激活剂的筛选,筛选出无机营养激活剂为KNO3 0.3wt%、K2HPO4 0.01wt%,有机营养激活剂为葡萄糖3.2wt%。利用本发明的激活剂现场注入工艺开展现场试验,具体步骤如下:
(1)无机营养激活剂的现场注入阶段
首先利用试验区块的注入水配置无机营养激活剂溶液,KNO3 0.3wt%、K2HPO40.01wt%;其次利用高压注入泵将无机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为80m3/d;无机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第15d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5d。
烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例的测试方法如下:首先测试油井产出液中所有烃类氧化菌中的“单加氧酶”的拷贝数,同时测试所内源菌的16SrDNA拷贝数;两者相除所得的比例数即为烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例。检测结果如表1:
表1区块B12无机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(2)有机营养激活剂的现场注入阶段
从表1可以看出第50d开始,烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%,因此从第50d开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,具体步骤如下:
首先利用试验区块的注入水配置有机营养激活剂溶液,葡萄糖3.2wt%;其次利用高压注入泵将有机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为50m3/d;有机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第30d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5d。检测结果见表2。
表2区块B12有机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(3)循环注入阶段
从表2可以看出第65d时烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例低于20%,因此从第65d开始进入无机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(1),当烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%时开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(2);重复步骤(1)和步骤(2)。
截止到2016年12月30日,利用本发明的方法在该区块实施了4轮次现场试验,目前含水为81.2%,含水下降了12个百分点,累计增油0.594×104t,提高采收率为16.5%,投入产出比为1:6.2,较现有工艺降低成本36.5%,现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某区块C2,油藏温度为70℃、压力10.5MPa、渗透率880×10-3μm2、地质储量为7.2×104t、含水90.3%。经过激活剂的筛选,筛选出无机营养激活剂为KNO3 0.1wt%、KH2PO4 0.04wt%,有机营养激活剂为淀粉5.0wt%。利用本发明的激活剂现场注入工艺开展现场试验,具体步骤如下:
(1)无机营养激活剂的现场注入阶段
首先利用试验区块的注入水配置无机营养激活剂溶液,KNO3 0.1wt%、KH2PO40.04wt%;其次利用高压注入泵将无机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为90m3/d;无机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第25d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为8d。
烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例的测试方法如下:首先测试油井产出液中所有烃类氧化菌中的“单加氧酶”的拷贝数,同时测试所内源菌的16SrDNA拷贝数;两者相除所得的比例数即为烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例。检测结果如表3:
表3区块C2无机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(2)有机营养激活剂的现场注入阶段
从表3可以看出第81d开始,烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%,达到67.2%,因此从第81d开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,具体步骤如下:
首先利用试验区块的注入水配置有机营养激活剂溶液,淀粉5.0wt%;其次利用高压注入泵将有机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为65m3/d;有机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第45d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为8d。检测结果见表4。
表4区块C2有机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(3)循环注入阶段
从表4可以看出第93d时烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例低于20%,因此从第93d开始进入无机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(1),当烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%时开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(2);重复步骤(1)和步骤(2)。
截止到2017年6月30日,利用本发明的方法在该区块实施了5轮次现场试验,目前含水为80.3%,含水下降了10个百分点,累计增油1.2384×104t,提高采收率为17.2%,投入产出比为1:6.0,较现有工艺降低成本32.7%,现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某区块B5,油藏温度为60℃、压力12.0MPa、渗透率1150×10-3μm2、地质储量为5.0×104t、含水91.5%。经过激活剂的筛选,筛选出无机营养激活剂为NaNO3 0.5wt%、K2HPO4 0.05wt%,有机营养激活剂为糖蜜1.0wt%。利用本发明的激活剂现场注入工艺开展现场试验,具体步骤如下:
(1)无机营养激活剂的现场注入阶段
首先利用试验区块的注入水配置无机营养激活剂溶液,NaNO3 0.5wt%、K2HPO40.05wt%;其次利用高压注入泵将无机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为100m3/d;无机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第30d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为10d。
烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例的测试方法如下:首先测试油井产出液中所有烃类氧化菌中的“单加氧酶”的拷贝数,同时测试所内源菌的16SrDNA拷贝数;两者相除所得的比例数即为烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例。检测结果如表5:
表5区块B5无机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(2)有机营养激活剂的现场注入阶段
从表5可以看出第90d开始,烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%,因此从第90d开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,具体步骤如下:
首先利用试验区块的注入水配置有机营养激活剂溶液,糖蜜1.0wt%;其次利用高压注入泵将有机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为80m3/d;有机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第60d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为10d。检测结果见表6。
表6区块B5有机营养激活剂的现场注入阶段烃类氧化菌检测结果
(3)循环注入阶段
从表6可以看出第120d时烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例低于20%,因此从第120d开始进入无机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(1),当烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%时开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,见步骤(2);重复步骤(1)和步骤(2)。
截止到2017年6月30日,利用本发明的方法在该区块实施了6轮次现场试验,目前含水为76.0%,含水下降了15.5个百分点,累计增油0.91×104t,提高采收率为18.2%,投入产出比为1:7.0,较现有工艺降低成本40.5%,现场试验效果良好。
实施例4对比实验
模拟胜利油田某区块A2,区块A2的油藏温度为65℃、压力11.2MPa、渗透率950×10-3μm2、含水91.2%,开展物理模拟评价实验,评价常规激活剂注入工艺和本发明激活剂注入工艺的差异。经过激活剂的筛选,筛选出无机营养激活剂为KNO3 0.3wt%、K2HPO40.02wt%,有机营养激活剂为葡萄糖3.2wt%。
物理模拟评价实验的步骤如下:
(1)填装渗透率为950×10-3μm2的填砂岩心3组;
(2)岩心抽真空饱和区块A2的地层水,计算孔隙体积,孔隙体积分别为222ml、225ml、220ml;
(3)饱和区块A2的脱水脱气原油,计算饱和原油的量,饱和油量为190ml、195ml、192ml;
(4)一次水驱,一次水驱至产出液含水91.2%为止,计算一次水驱采收率,分别为40.8%、41.2%、40.5%;
(5)第一组岩心空白对比岩心,第二组岩心按照常规激活剂注入工艺,第三组岩心按照本发明激活剂注入工艺。
第一组岩心:空白对比岩心,注入区块A2地层水0.3PV,为66.6ml,静置60d。
第二组岩心:常规激活剂注入工艺,将有机和无机激活剂混合同时注入岩心,激活剂注入量为0.3PV,为67.5ml,激活剂注入完成后培养60d,激活剂配方为葡萄糖3.0wt%、KNO3 0.3wt%、K2HPO4 0.02wt%。培养期间的检测结果见表7。
第三组岩心:本发明激活剂注入工艺(分两个段塞注入),第一段塞注入无机激活剂KNO3 0.3wt%、K2HPO4 0.02wt%,注入量为0.15PV,为33ml,激活剂注入完成后培养30d;第二段塞注入有机激活剂葡萄糖3.0wt%,注入量为0.15PV,为33ml,激活剂注入完成后培养30d。培养期间的检测结果见表8。
(6)二次水驱,二次水驱至产出液含水至98%为止,计算二次水驱提高采收率值,见表9。
表7常规激活剂注入工艺物模评价实验烃类氧化菌检测结果
表8本发明激活剂注入工艺物模评价实验烃类氧化菌检测结果
表9不同注入工艺物模评价实验结果
从表7和8可以看出,本发明的激活剂注入工艺烃类氧化菌所占比例较高,大于28.0%,最高达到56.0%;而常规激活剂注入工艺烃类氧化菌所占比例较低,低于15.0%,最高为13.0%。
从表9可以看出,本发明激活剂注入工艺物理模拟驱油微生物驱提高采收率达到15.7%,而常规激活剂注入工艺微生物驱提高采收率为8.3%,在激活剂浓度和总量均相同的条件下,本发明的激活剂注入工艺比常规的激活剂注入工艺提高采收率高出7.4个百分点,增油效果明显。

Claims (6)

1.一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的激活剂现场注入工艺具体包括以下步骤:
(1)无机营养激活剂的现场注入阶段
首先利用试验区块的注入水配置无机营养激活剂溶液;其次利用高压注入泵将无机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为80~100m3/d;无机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第15~30d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5~10d;
(2)有机营养激活剂的现场注入阶段
当检测到烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例超过60%时,开始进入有机营养激活剂的现场注入阶段,具体步骤如下:
首先利用试验区块的注入水配置有机营养激活剂溶液;其次利用高压注入泵将有机营养激活剂溶液从试验区块的注水井中连续地注入,注入速度为50~80m3/d;有机营养激活剂的现场注入阶段开始后的第30~60d开始检测试验区块中的烃类氧化菌以及其在内源菌群中所占的比例,检测的周期为5~10d;
(3)循环注入阶段
当检测到烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例低于20%时,开始进入无机营养激活剂的现场注入阶段,重复步骤(1)和(2)。
2.根据权利要求1所述的内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的无机营养激活剂由氮源和磷源组成,其中氮源为KNO3或NaNO3,磷源为K2HPO4或KH2PO4
3.根据权利要求2所述的内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的氮源的质量浓度为0.1~0.5%,磷源的质量浓度为0.01~0.05%。
4.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例的测试方法如下:首先测试油井产出液中所有烃类氧化菌中的“单加氧酶”的拷贝数,同时测试所有内源菌的16SrDNA拷贝数;两者相除所得的比例数即为烃类氧化菌在内源菌群中所占的比例。
5.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的有机营养激活剂为葡萄糖、淀粉、糖蜜、玉米浆、酵母粉和蛋白胨中的一种。
6.根据权利要求5所述的内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺,其特征在于,所述的有机营养激活剂的质量浓度为1.0~5.0%。
CN201710740240.9A 2017-08-25 2017-08-25 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺 Active CN107448182B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710740240.9A CN107448182B (zh) 2017-08-25 2017-08-25 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710740240.9A CN107448182B (zh) 2017-08-25 2017-08-25 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN107448182A CN107448182A (zh) 2017-12-08
CN107448182B true CN107448182B (zh) 2019-05-10

Family

ID=60493161

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710740240.9A Active CN107448182B (zh) 2017-08-25 2017-08-25 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN107448182B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110513073B (zh) * 2019-08-23 2020-07-28 北京润世能源技术有限公司 一种激活油藏内部微生物产生封堵作用的分段式激活剂注入方式
CN114482952B (zh) * 2020-10-26 2024-08-09 中国石油化工股份有限公司 一种内源微生物驱油藏激活剂优化方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6488091B1 (en) * 2001-06-11 2002-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods
CN1424484A (zh) * 2003-01-08 2003-06-18 中国石化胜利油田有限公司采油工艺研究院 一种利用油藏内源微生物驱油的方法
CN101240703A (zh) * 2007-02-07 2008-08-13 天津市金达石油新技术公司 本源微生物驱采油方法
CN101892825A (zh) * 2009-05-21 2010-11-24 中国科学院微生物研究所 一种改善油藏中的微生物菌群以强化本源微生物提高采油的方法
CN104234675B (zh) * 2013-07-09 2017-10-20 中国石油天然气股份有限公司 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法
US10309212B2 (en) * 2013-08-27 2019-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Energetic cocrystals for treatment of a subterranean formation
CN103527160B (zh) * 2013-09-25 2016-02-10 中国石油化工股份有限公司 一种激活油藏内源微生物产生物乳化剂的方法
CN105201474A (zh) * 2015-10-23 2015-12-30 中国石油化工股份有限公司 一种内源微生物驱油提高采收率的方法
CN105781510B (zh) * 2016-02-29 2018-06-26 烟台智本知识产权运营管理有限公司 一种内源微生物驱提高原油采收率的方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN107448182A (zh) 2017-12-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104234675B (zh) 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法
CN101818634B (zh) 一种采油用微生物群落调控方法
CN103291267A (zh) 一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法
US10138409B2 (en) Method for microbial control of injection liquid flow in a hydrocarbon reservoir
CN1995694B (zh) 一种污水注入本源微生物的驱油方法
CN102852497B (zh) 一种低渗透油田复合微生物采油方法
CN107448182B (zh) 一种内源微生物驱油的激活剂现场注入工艺
US4800959A (en) Microbial process for selectively plugging a subterranean formation
CN102852499A (zh) 一种定向调控油藏内源微生物驱油的方法
CN102926728A (zh) 用于海上油田内源微生物激活与外源微生物强化采油方法
CN111119818B (zh) 一种油藏内源功能微生物定向调控的方法
CN106047728B (zh) 一种复合微生物调剖菌剂及其制备方法与应用
CN105221126A (zh) 一种乳化驱油功能菌油藏本源化的调控方法
CN107488445A (zh) 驱油剂、FeS纳米颗粒及其原位生物制备方法以及一种驱油方法
CN105156083B (zh) 一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法
CN102966340A (zh) 连续注入低浓度营养液的微生物循环驱油方法
CN1769365A (zh) 一种采油用本源微生物营养液
CN107829717A (zh) 一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法
CN105154367B (zh) 一株盐单胞菌tf-1及其应用
CN105255988A (zh) 一种采油用微生物长效激活剂的筛选方法
CN105567204A (zh) 一种利用微生物菌群提高白云岩储层中原油采收率的方法
CN106121606B (zh) 保持微生物活性的注入方法
CN109236253B (zh) 一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法
Dong et al. Biostimulation of biogas producing microcosm for enhancing oil recovery in low-permeability oil reservoir
CN107795308B (zh) 一种提高外源功能微生物油藏适应性的方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant