CN107558968B - 一种油井微生物复合吞吐采油的方法 - Google Patents
一种油井微生物复合吞吐采油的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107558968B CN107558968B CN201610518762.XA CN201610518762A CN107558968B CN 107558968 B CN107558968 B CN 107558968B CN 201610518762 A CN201610518762 A CN 201610518762A CN 107558968 B CN107558968 B CN 107558968B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- external source
- bacterium
- well
- biosurfactant
- 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
Links
Abstract
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种油井微生物复合吞吐采油的方法，具体包括以下步骤：试验油井的筛选；外源菌的筛选；生物表面活性剂的筛选；外源菌的发酵生产；激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配；现场试验。本发明具有油藏适用范围广，工艺简单，无油井出砂、套管损坏情况，油井利用率高的特点；注入外源菌不会对地层产生伤害和对环境造成污染；利用外源菌和生物表面活性剂的综合作用提高油井产量，具有有效期长，有效期大于12个月，增油效果好，单井日增油超过5t，投入产出比大于1:3.0。因此，本发明可广泛应用于微生物单井处理中。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种油井微生物复合吞吐采油的方法。
背景技术
微生物吞吐采油技术是指通过油井井筒向地层中挤入特定的微生物和营养剂，然后利用微生物的生长和代谢作用于储层和原油,从而达到提高原油产量目的,该技术具有施工简单,投资少，见效快，不伤害储层的特点，因此，该技术在国内外油田均有大量油井应用，大庆油田已报道就有500多口油井应用，并取得了较好的增油效果。
注入油藏的微生物对油藏条件的适应性以及生长代谢活性对单井吞吐效果影响至关重要，目前微生物单井吞吐中使用的微生物主要是以嗜烃微生物为主，例如已申请的专利“一种用于稠油油井的微生物吞吐开采菌剂及其制备方法”，专利公开号CN102191029A，专利“微生物吞吐采油方法”，专利公开号CN101240704A，专利“微生物单井吞吐采油方法”，专利公开号CN101131080，所使用的微生物均是嗜烃微生物与营养剂混合注入的单井吞吐技术工艺。已发表的文献现场应用也都是应用嗜烃微生物进行单井吞吐。但嗜烃微生物以原油为碳源生长代谢速率缓慢影响吞吐增油效果。
发明内容
本发明目的在于克服上述现有技术的不足，而提供一种油井微生物复合吞吐采油的方法，该方法利用外源微生物和注入的生物表面活性剂的综合作用，达到提高单井产量的目的。
本发明公开了一种油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选
试验油井的筛选标准为油藏温度＜100℃、油藏压力＜15MPa、地层水矿化度＜120000mg/L、地层渗透率＞50×10-3μm2、原油粘度小于3000mPa·s。
(2)外源菌的筛选
外源菌的具体筛选方法如下：
①活化备用的外源菌，然后将外源菌液体培养成培养液；
②将培养液接种于试验油井产出水中，接种量3-5wt％，产出液中加入0.2-0.3wt％硝酸钠和0.10-0.25wt％磷酸氢二钾，然后加入5-8wt％原油，搅拌均匀得到混合物；
③将上述混合物装入容积为100ml的厌氧瓶中，每个厌氧瓶中的装入量为60-80ml，用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在厌氧瓶中静态密封培养，培养温度为试验区块的油层温度；
④培养30-60d后取样分析菌浓和测试原油的粘度，根据菌浓和降粘率的大小筛选出外源菌。
(3)生物表面活性剂的筛选
生物表面活性剂的筛选方法如下：
①取200mL试验油井产出水样品，加入激活剂和质量浓度3-5％的生物表面活性剂，然后接种3-5％上述筛选出的外源菌培养液，将其装入容积为250mL的厌氧瓶，然后加入10mL原油；
②用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在试验油井油层温度下恒温静置培养；
③培养15-20d后取样分析菌浓和乳化指数，根据菌浓和乳化指数的大小筛选出生物表面活性剂。
(4)外源菌的发酵生产
外源菌的发酵生产方法如下：
①外源菌的种子液准备，种子液培养基为葡萄糖2-3g/L，酵母粉2-3g/L，蛋白胨2-3g/L，自来水配制，pH 5-7，种子液在试验油井油层温度下恒温培养至对数期；
②放大发酵生产，将上述准备好的种子液按照接种量5％-10％接种于发酵培养基中，发酵培养基配方为液体石蜡8-10g/L，硝酸钠2-3g/L，磷酸氢二钾1.5-2.5g/L，发酵温度为试验油井油层温度，搅拌速度150-200rpm，通气量6-8m3/min。
(5)激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液复配的方法如下：
①将激活剂倒入搅拌池内，加入自来水边搅拌边稀释，搅拌温度为40-45℃，搅拌速率为100-150rpm，搅拌时间为20-30min，得到激活剂溶液；
②将生物表面活性剂加入上述激活剂溶液中，边加入边搅拌，搅拌温度为45-50℃，搅拌速度150-200rpm，搅拌时间为40-60min，得到混合物；
③将外源菌发酵液加入上述混合物中，边加入边搅拌，搅拌温度为50-60℃，搅拌速度200-300rpm，搅拌时间为60-80min，得到复配液。
(6)现场试验
将复配液通过油井井筒挤入地层中，关井培养30-90d后开井生产。
所述的外源菌为烃类氧化菌和产甲烷菌。
所述的激活剂由葡萄糖2-5g/L、蛋白胨2-3g/L和磷酸氢二钾0.5-1.0g/L组成。
所述的生物表面活性剂为槐糖脂、鼠李糖脂和脂肽。
所述的复配液由质量浓度5％-10％的外源菌发酵液、质量浓度0.1-1.0％的生物表面活性剂和质量浓度1.0-3.0％的激活剂组成。
所述的复配液注入量为每米油层厚度80-120m3。
所述的关井培养30-90d后开井生产，油井第1个月的日产液量为试验前产液量的1/3，第2个月的日产液量为试验前产液量的2/3，第2个月后的日产液量为试验前的产液量。
本发明与现有技术相比具有以下优点和有益效果：
(1)本发明的适用范围广，既适合高温高盐油藏，又适合中高渗油藏；
(2)本发明具有工艺简单，无油井出砂、套管损坏情况，油井利用率高；
(3)本发明注入的外源菌和生物表面活性剂为无毒无害的物质，因此不会对地层产生伤害和对环境造成污染；
(4)本发明利用外源微生物和生物表面活性剂的综合作用提高油井产量，具有有效期长，大于12个月，增油效果好，单井日增油超过5t，投入产出比大于1:3.0。
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
试验油井概况：胜利油田某区块R油井R12油层厚度5.0m，油井温度67℃，油藏压力为12.2MPa，矿化度5682mg/L，渗透率650×10-3μm2，孔隙度32.6％，原油粘度2650mPa·s，油井日产液量为60m3/d，含水率93.5％。利用本发明的方法在该油井实施本发明，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油藏温度＜100℃、油藏压力＜15MPa、地层水矿化度＜120000mg/L、地层渗透率＞50×10-3μm2、原油粘度小于3000mPa·s，符合本发明油井的筛选标准。
(2)外源菌的筛选
外源菌的具体筛选方法如下：
①活化备用烃类氧化菌和产甲烷菌，然后将烃类氧化菌和产甲烷菌培养成培养液；
②将培养液接种于试验油井产出水中，接种量3wt％，产出液中加入0.2wt％硝酸钠和0.10wt％磷酸氢二钾，然后加入5wt％原油，搅拌均匀得到混合物；
③将上述混合物装入容积为100ml的厌氧瓶中，每个厌氧瓶中的装入量为60ml，用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在厌氧瓶中静态密封培养，培养温度为67℃；
④培养30d后取样分析菌浓和测试原油的粘度，根据菌浓和降粘率的大小筛选出外源菌，菌浓和粘度测试结果见表1。
表1菌浓、粘度以及降粘率测试结果
| 外源菌 | 菌浓，个/ml | 粘度，mPa.s | 降粘率，％ |
| 烃类氧化菌 | 2.5×10<sup>8</sup> | 1250 | 52.8 |
| 产甲烷菌 | 1.1×10<sup>8</sup> | 1560 | 41.1 |
从表1可以看出，烃类氧化菌比产甲烷菌菌浓和降粘率均要高，因此选择的外源菌为烃类氧化菌。
(3)生物表面活性剂的筛选
生物表面活性剂的筛选方法如下：
①取200mL试验油井产出水样品，加入葡萄糖3g/L、蛋白胨2g/L和磷酸氢二钾1.0g/L和质量浓度3.0％的生物表面活性剂，然后接种3.0％上述筛选出的外源菌培养液，将其装入容积为250mL的厌氧瓶，然后加入10mL原油；所述的生物表面活性剂为槐糖脂、鼠李糖脂和脂肽。
②用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在67℃油层温度下恒温静置培养；
③培养15d后取样分析菌浓和乳化指数，根据菌浓和乳化指数的大小筛选出生物表面活性剂。菌浓和乳化指数测试结果见表2。
表2菌浓和乳化指数测试结果
| 生物表面活性剂 | 菌浓，个/ml | 乳化指数，％ |
| 槐糖脂 | 1.0×10<sup>7</sup> | 60 |
| 鼠李糖脂 | 1.1×10<sup>8</sup> | 75 |
| 脂肽 | 7.0×10<sup>8</sup> | 96 |
从表2可以看出，脂肽类生物表面活性剂菌浓和乳化指数均大于槐糖脂和鼠李糖脂类生物表面活性剂，因此，选择脂肽类生物表面活性剂。
(4)烃类氧化菌的发酵生产
烃类氧化菌的发酵生产方法如下：
①烃类氧化菌的种子液准备，种子液培养基为葡萄糖2.0g/L，酵母粉3.0g/L，蛋白胨2.5g/L，自来水配制，pH 5-7，种子液在67℃下恒温培养至对数期；
②放大发酵生产，将上述准备好的种子液按照接种量5.0％接种于发酵培养基中，发酵培养基配方为液体石蜡8.0g/L，硝酸钠3.0g/L，磷酸氢二钾1.5g/L，发酵温度为试验油井油层温度67℃，搅拌速度150rpm，通气量6m3/min。
(5)激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液复配的方法如下：
①将激活剂倒入搅拌池内，加入自来水边搅拌边稀释，搅拌温度为40℃，搅拌速率为100rpm，搅拌时间为20min，得到激活剂溶液；激活剂为葡萄糖3.0g/L、蛋白胨2.0g/L和磷酸氢二钾1.0g/L。
②将生物表面活性剂加入上述激活剂溶液中，边加入边搅拌，搅拌温度为45℃，搅拌速度150rpm，搅拌时间为40min，得到混合物；生物表面活性剂为脂肽类生物表面活性剂。
③将外源菌发酵液加入上述混合物中，边加入边搅拌，搅拌温度为50℃，搅拌速度200rpm，搅拌时间为60min，得到复配液；外源菌发酵液为烃类氧化菌的发酵液。
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液质量浓度分别为1.0％、0.1％和5.0％。
(6)现场试验
将激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配液通过油井井筒挤入地层中，复配液注入量为每米油层厚度80m3，注入量为400m3，关井培养30d后开井生产，油井第1个月的日产液量为试验前产液量的1/3，日产液量为20m3/d，第2个月的日产液量为试验前产液量的2/3，日产液量为40m3/d，第2个月后的日产液量为试验前的产液量，日产液量为60m3/d。
现场试验结果：该井的含水率由试验前93.5％下降到81.2％，含水降低12.3个百分点，有效期为24个月，单井日增油7.4t，投入产出比为1:3.5。
实施例2
试验油井概况：胜利油田某区块H油井H23油层厚度4.5m，油井温度72℃，油藏压力为9.3MPa，矿化度3285mg/L，渗透率780×10-3μm2，孔隙度33.2％，原油粘度1680mPa·s，油井日产液量为90m3/d，含水率96.8％。利用本发明的方法在该油井实施本发明，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油藏温度＜100℃、油藏压力＜15MPa、地层水矿化度＜120000mg/L、地层渗透率＞50×10-3μm2、原油粘度小于3000mPa·s，符合本发明油井的筛选标准。
(2)外源菌的筛选
①活化备用烃类氧化菌和产甲烷菌，然后将烃类氧化菌和产甲烷菌培养成培养液；
②将培养液接种于试验油井产出水中，接种量4wt％，产出液中加入0.25wt％硝酸钠和0.20wt％磷酸氢二钾，然后加入6wt％原油，搅拌均匀得到混合物；
③将上述混合物装入容积为100ml的厌氧瓶中，每个厌氧瓶中的装入量为70ml，用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在厌氧瓶中静态密封培养，培养温度为72℃；
④培养45d后取样分析菌浓和测试原油的粘度，根据菌浓和降粘率的大小筛选出外源菌，菌浓和粘度测试结果见表3。
表3菌浓、粘度以及降粘率测试结果
| 外源菌 | 菌浓，个/ml | 粘度，mPa.s | 降粘率，％ |
| 烃类氧化菌 | 1.0×10<sup>7</sup> | 950 | 43.5 |
| 产甲烷菌 | 2.1×10<sup>8</sup> | 785 | 53.3 |
从表3可以看出，产甲烷菌比烃类氧化菌菌浓和降粘率均要高，因此选择的外源菌为产甲烷菌。
(3)生物表面活性剂的筛选
生物表面活性剂的筛选方法如下：
①取200mL试验油井产出水样品，加入葡萄糖2g/L、蛋白胨2.5g/L和磷酸氢二钾0.8g/L和质量浓度4％的生物表面活性剂，然后接种4％上述筛选出的外源菌培养液，将其装入容积为250mL的厌氧瓶，然后加入10mL原油；所述的生物表面活性剂为槐糖脂、鼠李糖脂和脂肽。
②用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在72℃油层温度下恒温静置培养；
③培养18d后取样分析菌浓和乳化指数，根据菌浓和乳化指数的大小筛选出生物表面活性剂。菌浓和乳化指数测试结果见表4。
表4菌浓和乳化指数测试结果
| 生物表面活性剂 | 菌浓，个/ml | 乳化指数，％ |
| 槐糖脂 | 2.5×10<sup>8</sup> | 98 |
| 鼠李糖脂 | 1.0×10<sup>8</sup> | 82 |
| 脂肽 | 3.5×10<sup>7</sup> | 76 |
从表4可以看出，槐糖脂类生物表面活性剂菌浓和乳化指数均大于脂肽和鼠李糖脂类生物表面活性剂，因此，选择槐糖脂类生物表面活性剂。
(4)产甲烷菌的发酵生产
产甲烷菌的发酵生产方法如下：
①产甲烷菌的种子液准备，种子液培养基为葡萄糖2.5g/L，酵母粉2.0/L，蛋白胨2g/L，自来水配制，pH 5-7，种子液在72℃下恒温培养至对数期；
②放大发酵生产，将上述准备好的种子液按照接种量8％接种于发酵培养基中，发酵培养基配方为液体石蜡9g/L，硝酸钠2.0g/L，磷酸氢二钾2.0g/L，发酵温度为试验油井油层温度72℃，搅拌速度180rpm，通气量7m3/min。
(5)激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液复配的方法如下：
①将激活剂倒入搅拌池内，加入自来水边搅拌边稀释，搅拌温度为43℃，搅拌速率为120rpm，搅拌时间为25min，得到激活剂溶液；激活剂为葡萄糖2.0g/L、蛋白胨2.5g/L和磷酸氢二钾0.8g/L。
②将生物表面活性剂加入上述激活剂溶液中，边加入边搅拌，搅拌温度为48℃，搅拌速度180rpm，搅拌时间为50min，得到混合物；生物表面活性剂为槐糖脂类生物表面活性剂。
③将外源菌发酵液加入上述混合物中，边加入边搅拌，搅拌温度为55℃，搅拌速度250rpm，搅拌时间为70min，得到复配液；外源菌发酵液为产甲烷菌的发酵液。
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液质量浓度分别为2.0％、0.5％和7％。
(6)现场试验
将激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配液通过油井井筒挤入地层中，复配液注入量为每米油层厚度100m3，注入量为450m3，关井培养60d后开井生产，油井第1个月的日产液量为试验前产液量的1/3，日产液量为30m3/d，第2个月的日产液量为试验前产液量的2/3，日产液量为60m3/d，第2个月后的日产液量为试验前的产液量，日产液量为90m3/d。
现场试验结果：该井的含水率由试验前96.8％下降到85.6％，含水降低11.2个百分点，有效期为28个月，单井日增油10.8t，投入产出比为1:3.8。
实施例3
试验油井概况：胜利油田某区块L油井L5油层厚度3.8m，油井温度56℃，油藏压力为13.9MPa，矿化度12565mg/L，渗透率980×10-3μm2，孔隙度33.5％，原油粘度1260mPa·s，油井日产液量为120m3/d，含水率98.2％。利用本发明的方法在该油井实施本发明，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油藏温度＜100℃、油藏压力＜15MPa、地层水矿化度＜120000mg/L、地层渗透率＞50×10-3μm2、原油粘度小于3000mPa·s，符合本发明油井的筛选标准。
(2)外源菌的筛选
①活化备用烃类氧化菌和产甲烷菌，然后将烃类氧化菌和产甲烷菌培养成培养液；
②将培养液接种于试验油井产出水中，接种量5wt％，产出液中加入0.3wt％硝酸钠和0.25wt％磷酸氢二钾，然后加入8wt％原油，搅拌均匀得到混合物；
③将上述混合物装入容积为100ml的厌氧瓶中，每个厌氧瓶中的装入量为80ml，用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在厌氧瓶中静态密封培养，培养温度为56℃；
④培养60d后取样分析菌浓和测试原油的粘度，根据菌浓和降粘率的大小筛选出外源菌，菌浓和粘度测试结果见表5。
表5菌浓、粘度以及降粘率测试结果
| 外源菌 | 菌浓，个/ml | 粘度，mPa.s | 降粘率，％ |
| 烃类氧化菌 | 7.5×10<sup>8</sup> | 1720 | 47.2 |
| 产甲烷菌 | 1.0×10<sup>8</sup> | 1950 | 40.0 |
从表5可以看出，烃类氧化菌比产甲烷菌菌浓和降粘率均要高，因此选择的外源菌为烃类氧化菌。
(3)生物表面活性剂的筛选
生物表面活性剂的筛选方法如下：
①取200mL试验油井产出水样品，加入葡萄糖5g/L、蛋白胨3g/L和磷酸氢二钾0.5g/L和质量浓度5％的生物表面活性剂，然后接种5％上述筛选出的外源菌培养液，将其装入容积为250mL的厌氧瓶，然后加入10mL原油；所述的生物表面活性剂为槐糖脂、鼠李糖脂和脂肽。
②用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在56℃油层温度下恒温静置培养；
③培养20d后取样分析菌浓和乳化指数，根据菌浓和乳化指数的大小筛选出生物表面活性剂。菌浓和乳化指数测试结果见表6。
表6菌浓和乳化指数测试结果
从表6可以看出，脂肽类生物表面活性剂菌浓和乳化指数均大于槐糖脂和鼠李糖脂类生物表面活性剂，因此，选择脂肽类生物表面活性剂。
(4)烃类氧化菌的发酵生产
烃类氧化菌的发酵生产方法如下：
①烃类氧化菌的种子液准备，种子液培养基为葡萄糖3g/L，酵母粉2.5g/L，蛋白胨3g/L，自来水配制，pH 5-7，种子液在56℃下恒温培养至对数期；
②放大发酵生产，将上述准备好的种子液按照接种量10％接种于发酵培养基中，发酵培养基配方为液体石蜡10g/L，硝酸钠2.5g/L，磷酸氢二钾2.5g/L，发酵温度为试验油井油层温度56℃，搅拌速度200rpm，通气量8m3/min。
(5)激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液复配的方法如下：
①将激活剂倒入搅拌池内，加入自来水边搅拌边稀释，搅拌温度为45℃，搅拌速率为150rpm，搅拌时间为30min，得到激活剂溶液；激活剂为葡萄糖5.0g/L、蛋白胨3.0g/L和磷酸氢二钾0.5g/L。
②将生物表面活性剂加入上述激活剂溶液中，边加入边搅拌，搅拌温度为50℃，搅拌速度200rpm，搅拌时间为60min，得到混合物；生物表面活性剂为脂肽类生物表面活性剂。
③将外源菌发酵液加入上述混合物中，边加入边搅拌，搅拌温度为60℃，搅拌速度300rpm，搅拌时间为80min，得到复配液；外源菌发酵液为烃类氧化菌的发酵液。
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液质量浓度分别为3.0％、1.0％和10％。
(6)现场试验
将激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配液通过油井井筒挤入地层中，复配液注入量为每米油层厚度120m3，注入量为456m3，关井培养90d后开井生产，油井第1个月的日产液量为试验前产液量的1/3，日产液量为40m3/d，第2个月的日产液量为试验前产液量的2/3，日产液量为80m3/d，第2个月后的日产液量为试验前的产液量，日产液量为120m3/d。
现场试验结果：该井的含水率由试验前98.2％下降到89.0％，含水降低9.2个百分点，有效期为30个月，单井日增油11.0t，投入产出比为1:3.5。
Claims (7)
1.一种油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选
试验油井的筛选标准为油藏温度＜100℃、油藏压力＜15MPa、地层水矿化度＜120000mg/L、地层渗透率＞50×10-3μm2、原油粘度小于3000mPa·s；
(2)外源菌的筛选
外源菌的具体筛选方法如下：
①活化备用的外源菌，然后将外源菌液体培养成培养液；
②将培养液接种于试验油井产出水中，接种量3-5wt％，产出液中加入0.2-0.3wt％硝酸钠和0.10-0.25wt％磷酸氢二钾，然后加入5-8wt％原油，搅拌均匀得到混合物；
③将上述混合物装入容积为100ml的厌氧瓶中，每个厌氧瓶中的装入量为60-80ml，用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在厌氧瓶中静态密封培养，培养温度为试验区块的油层温度；
④培养30-60d后取样分析菌浓和测试原油的粘度，根据菌浓和降粘率的大小筛选出外源菌；
(3)生物表面活性剂的筛选
生物表面活性剂的筛选方法如下：
①取200mL试验油井产出水样品，加入激活剂和质量浓度为3-5％的生物表面活性剂，然后接种3-5％上述外源菌制成培养液，将其装入容积为250mL的厌氧瓶，然后加入10mL原油；
②用氮气置换厌氧瓶内空气后，拧紧瓶盖密封，在试验油井油层温度下恒温静置培养；
③培养15-20d后取样分析菌浓和乳化指数，根据菌浓和乳化指数的大小筛选出生物表面活性剂；
(4)外源菌的发酵生产
外源菌的发酵生产方法如下：
①外源菌的种子液准备，种子液培养基为葡萄糖2-3g/L，酵母粉2-3g/L，蛋白胨2-3g/L，自来水配制，pH 5-7，种子液在试验油井油层温度下恒温培养至对数期；
②放大发酵生产，将上述外源菌的种子液按照接种量5％-10％接种于发酵培养基中，发酵培养基配方为液体石蜡8-10g/L，硝酸钠2-3g/L，磷酸氢二钾1.5-2.5g/L，发酵温度为试验油井油层温度，搅拌速度150-200rpm，通气量6-8m3/min；
(5)激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液的复配
激活剂、生物表面活性剂和外源菌发酵液复配的方法如下：
①将激活剂倒入搅拌池内，加入自来水边搅拌边稀释，搅拌温度为40-45℃，搅拌速率为100-150rpm，搅拌时间为20-30min，得到激活剂溶液；
②将生物表面活性剂加入上述激活剂溶液中，边加入边搅拌，搅拌温度为45-50℃，搅拌速度150-200rpm，搅拌时间为40-60min，得到混合物；
③将外源菌发酵液加入上述混合物中，边加入边搅拌，搅拌温度为50-60℃，搅拌速度200-300rpm，搅拌时间为60-80min，得到复配液；
(6)现场试验
将复配液通过油井井筒挤入地层中，关井培养30-90d后开井生产。
2.根据权利要求1所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的外源菌为烃类氧化菌和产甲烷菌。
3.根据权利要求1或2所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的激活剂由葡萄糖2-5g/L、蛋白胨2-3g/L和磷酸氢二钾0.5-1.0g/L组成。
4.根据权利要求3所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的生物表面活性剂为槐糖脂、鼠李糖脂和脂肽。
5.根据权利要求1所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的复配液由质量浓度5-10％的外源菌发酵液、质量浓度0.1-1.0％的生物表面活性剂和质量浓度1.0-3.0％的激活剂组成。
6.根据权利要求5所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的复配液注入量为每米油层厚度80-120m3。
7.根据权利要求1或2所述的油井微生物复合吞吐采油的方法，其特征在于，所述的关井培养30-90d后开井生产，油井第1个月的日产液量为试验前产液量的1/3，第2个月的日产液量为试验前产液量的2/3，第2个月后的日产液量为试验前的产液量。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610518762.XA CN107558968B (zh) | 2016-07-01 | 2016-07-01 | 一种油井微生物复合吞吐采油的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610518762.XA CN107558968B (zh) | 2016-07-01 | 2016-07-01 | 一种油井微生物复合吞吐采油的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107558968A CN107558968A (zh) | 2018-01-09 |
| CN107558968B true CN107558968B (zh) | 2019-08-09 |
Family
ID=60969329
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610518762.XA Active CN107558968B (zh) | 2016-07-01 | 2016-07-01 | 一种油井微生物复合吞吐采油的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107558968B (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110792417A (zh) * | 2018-08-02 | 2020-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高凝油油藏提高采收率方法 |
| CN111119816A (zh) * | 2018-10-30 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种内外源功能微生物复合吞吐的方法 |
| CN109876731B (zh) * | 2018-12-25 | 2021-06-01 | 泰伦特生物工程股份有限公司 | 一种胞外多糖发酵废液和槐糖脂复配生物乳化剂及制备方法和应用 |
| CN110273668B (zh) * | 2019-07-05 | 2021-05-04 | 大连知微生物科技有限公司 | 一种生化复合单井吞吐采油方法及其应用 |
| CN110564778B (zh) * | 2019-10-22 | 2021-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用生物酶提高残余油气化速率的方法 |
| CN114058351A (zh) * | 2020-08-10 | 2022-02-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合生物稠油降黏剂及其制备方法和应用 |
| CN113530506A (zh) * | 2021-08-11 | 2021-10-22 | 湖北三雄科技发展有限公司 | 一种油井微生物单井吞吐采油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101988380A (zh) * | 2010-08-07 | 2011-03-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种构建油藏驱油微生物群落提高原油采收率的方法 |
| CN103291267A (zh) * | 2013-06-14 | 2013-09-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法 |
| CN103628851A (zh) * | 2013-06-14 | 2014-03-12 | 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表面活性剂的方法 |
| CN103912254A (zh) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法 |
| CN104453811A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗油藏微生物采油的方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX336364B (es) * | 2009-12-21 | 2015-11-06 | Inst Mexicano Del Petróleo | Proceso biotecnologico para la recuperacion de hidrocarburos en medios porosos de baja permeabilidad. |
-
2016
- 2016-07-01 CN CN201610518762.XA patent/CN107558968B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101988380A (zh) * | 2010-08-07 | 2011-03-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种构建油藏驱油微生物群落提高原油采收率的方法 |
| CN103912254A (zh) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法 |
| CN103291267A (zh) * | 2013-06-14 | 2013-09-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法 |
| CN103628851A (zh) * | 2013-06-14 | 2014-03-12 | 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表面活性剂的方法 |
| CN104453811A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗油藏微生物采油的方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 超低渗油藏微生物吞吐技术的矿场试验;王娟娟等;《微生物学通报》;20151106;第43卷(第2期);241-253 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107558968A (zh) | 2018-01-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107558968B (zh) | 一种油井微生物复合吞吐采油的方法 | |
| CN107558970B (zh) | 一种提高内源微生物单井吞吐产量的方法 | |
| CN104109646B (zh) | 一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用 | |
| CN102851235B (zh) | 嗜热脲芽孢杆菌及其菌剂和应用 | |
| CN110273668B (zh) | 一种生化复合单井吞吐采油方法及其应用 | |
| CN103291267A (zh) | 一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法 | |
| 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 | |
| CN103912254B (zh) | 一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法 | |
| CN102409016A (zh) | 一株铜绿假单胞菌及其培养方法与应用 | |
| CN101131080A (zh) | 微生物单井吞吐采油方法 | |
| CN106047728B (zh) | 一种复合微生物调剖菌剂及其制备方法与应用 | |
| CN102587875B (zh) | 一种用含解磷和固氮菌的组合菌液协同作用来提高原油产量的方法 | |
| CN103060245B (zh) | 一种利用煤层有机杂质制取生物煤层气的复合微生物菌剂及其应用 | |
| CN108278105A (zh) | 低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法 | |
| Ramsay et al. | Effects of oil reservoir conditions on the production of water‐insoluble Levan by Bacillus licheniformis | |
| CN110593834A (zh) | 一种内外源功能菌优势化调控驱油方法 | |
| CN109576191B (zh) | 一种稠油开发的复合微生物菌剂及其制备方法和应用 | |
| CN103232966B (zh) | 耐中高温产胞外水不溶性多糖原生质体融合工程菌及其应用 | |
| CN108219765A (zh) | 一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂及其驱油方法 | |
| CN105567204B (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 | |
| CN105154367B (zh) | 一株盐单胞菌tf-1及其应用 | |
| CN102409017B (zh) | 一株枯草芽孢杆菌及其培养方法与应用 | |
| CN103865821B (zh) | 一种螯合球菌及其制备和应用 | |
| CN100596306C (zh) | 生物解堵驱油除垢剂及其生产方法 |
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 | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Lin Junzhang Inventor after: Ba Yan Inventor after: Sun Gangzheng Inventor after: Cao Yanbin Inventor after: Ding Mingshan Inventor after: Tang Xiaodong Inventor after: Wang Jing Inventor after: Feng Yun Inventor after: Hu Jing Inventor after: Song Xin Inventor after: Duan Chuanhui Inventor after: Tan Xiaoming Inventor before: Lin Junzhang Inventor before: Sun Gangzheng Inventor before: Cao Yanbin Inventor before: Ding Mingshan Inventor before: Wang Jing Inventor before: Feng Yun Inventor before: Hu Jing Inventor before: Song Xin Inventor before: Duan Chuanhui Inventor before: Tan Xiaoming Inventor before: Ba Yan |
|
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |