CN107795307A - 一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法，该方法包括以下步骤：试验油井内源微生物检测；试验油井的筛选；试验油井激活剂的筛选；激活剂注入量的确定；激活剂现场注入工艺的确定；试验油井现场试验。本发明具有投资成本低，实施工艺简单，无油井出砂、套管损坏情况；本发明能大幅度降低稠油粘度，改善原油的流动性能，又能有效降低油水界面张力，降低油水的流度比，具有有效期长，有效期超过20个月，增油效果好，单井日增油幅度超过50%，投入产出比大于1：3。因此，本发明是一种经济和有效的提高稠油井产量的方法，可广泛地应用于稠油井单井吞吐采油技术中。
Description
一、技术领域
本发明涉及一种三次采油的方法，特别涉及一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法。
二、背景技术
我国陆上稠油资源占石油总资源量的20％以上，全国稠油资源量约为198.7亿吨，探明的稠油地质储量约为20.6亿吨。稠油油藏的原油产量达到了总原油产量的7％，稠油开发已经成为我国原油开采生产重要的组成部分。而且随着轻质油开采储量的减少，稠油开采所占的比重将会不断增大。
稠油由于沥青胶质含量高，蜡质含量少，因而粘度高，流动困难，开采难度很大，目前，蒸汽吞吐技术是我国目前稠油开采的主要方法，全国约有80％的稠油产量是靠蒸汽吞吐获得的。但是，蒸汽吞吐技术存在以下几个方面的问题：生成蒸汽成本高，尤其在水资源短缺和水价昂贵的地区，水处理费用高；由于注蒸汽，油井热损失、出砂、套管损坏等情况较严重，影响到油井利用率和工艺措施的实施；随着蒸汽吞吐轮次的增加，近井地带含水上升，消耗掉大部分蒸汽热量，热能有效利用程度变差，导致蒸汽吞吐效果变差；部分非热采完井的稠油井，无法进行注蒸汽。
经文献检索，申请号为“201410455336.7”，名称为“一种用于稠油井的微生物和CO2复合单井吞吐采油方法”的专利公开了一种用于稠油井提高单井产量的方法：试验油井的筛选；筛选微生物及其营养物；将微生物及其营养物注入试验井地层；注入液态CO2；试验油井关井；试验油井开井生产。但是，该申请存在以下缺点和不足：(1)由于注入的CO2水窜严重，实际溶于稠油中的量有限，导致降粘效果不佳；(2)由于CO2具有腐蚀性，因此，在原油的开采过程中，不断地有CO2的溢出，容易造成油管、输油管线的腐蚀；(3)本发明采用外源微生物提高单井产量，由于筛选的外源微生物油藏适应性较差，因此，现场试验效果受限。
三、发明内容
本发明的目的在于为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法。本发明利用激活油藏内的嗜烃菌，将稠油中的重烃组分降解成小分子物质，这种生物降解作用降低了原油的粘度，改善原油的流动性能；同时，利用激活油藏内的产生物表面活性剂功能菌，通过其代谢产物的作用降低油水界面张力，进而降低油水流度比。通过上述两类功能微生物的综合作用提高稠油井的产量。
本发明提供的一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)试验油井内源微生物检测
试验油井内源微生物检测，检测的菌包括嗜烃菌和产生物表面活性剂的功能菌。
所述的嗜烃菌为烃类氧化菌、微球菌和节杆菌中的一种或以上。
所述的产生物表面活性剂的功能菌为假单胞菌、芽孢菌和地芽孢杆菌中的一种或以上。
(2)试验油井的筛选
试验油井的筛选标准为需要符合下面两个条件：油井温度＜100℃，原油粘度＜10000mPa.s，地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞50×10-3μm2；试验油井中存在嗜烃菌和产生物表面活性剂的功能菌，且菌浓均大于1.0×102个ml。
(3)试验油井激活剂的筛选
所述的嗜烃菌的激活剂由硝酸盐、磷酸盐和微量元素组成，质量浓度分别为2～5g/L、1～3g/L和0.1～0.3g/L，所述的硝酸盐为硝酸钠和硝酸铵中的一种，所述的磷酸盐为磷酸二氢钾和磷酸氢二钠中的一种，所述的微量元素为MnCl2·4H2O、Na2MoO4和CoCl2·6H2O中的一种。
所述的产生物表面活性剂功能菌的激活剂由淀粉、玉米浆干粉和K2HPO4组成，质量浓度分别为10～20g/L、1.0～2.0g/L和0.2～0.5g/L。
(4)激活剂注入量的确定
所述的嗜烃菌激活剂注入量为每米油层厚度5～10m3；所述的产生物表面活性剂功能菌激活剂注入量为每米油层厚度15～20m3。
(5)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂的现场注入工艺为采用段塞式的注入方式，第一段塞注入嗜烃菌激活剂，第二段塞注入产生物表面活性剂的功能菌激活剂。
所述的第一段塞注入嗜烃菌激活剂，具体步骤如下：首先利用高压泵车将嗜烃菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度5～10m3，注入速度为8～10m3/h；其次，将空气压缩机产生的压缩空气从试验油井的油套环空中注入，空气的注入量为标况下与嗜烃菌激活剂的体积比为5～8：1，注入速度为10～20Nm3/min；再次，注入试验油井的地层水顶替液10～20m3；最后，试验油井关井培养20～30d。
所述的第二段塞注入产生物表面活性剂的功能菌激活剂，具体步骤如下：第一段塞试验油井关井培养时间结束后，首先利用高压泵车将产生物表面活性剂的功能菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度15～20m3，注入速度为3～5m3/h；其次，注入试验油井的地层水顶替液20～30m3；最后，试验油井关井培养5～15d，关井培养时间结束后试验油井开井生产。
(6)试验油井现场试验
按照上述确定的激活剂现场注入工艺进行现场试验，现场试验结束后进行现场试验效果的分析和总结，计算试验油井的有效期、单井日增油和投入产出比。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明适用范围广，油井温度＜100℃、原油粘度＜10000mPa.s、地层水矿化度＜100000mg/L、渗透率＞50×10-3μm2。
(2)本发明利用油藏的内源微生物提高油井产量的方法，只需要注入内源微生物激活剂，因此具有投资成本低，实施工艺简单，无油井出砂、套管损坏情况，油井利用率高。
(3)本发明利用嗜烃菌和产生物表面活性剂的功能菌的综合作用既能大幅度降低稠油粘度，改善原油的流动性能；又能有效降低油水界面张力，降低油水的流度比，因此本发明具有有效期长，有效期超过20个月，增油效果好，单井日增油幅度超过50％，投入产出比大于1：3。
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：
胜利油田某区块稠油井M23，该井原油粘度4562mPa.s，油层温度63℃，油层压力13.2MPa，油层有效厚度5.3m，孔隙度0.33，渗透率850×10-3μm2，地层水矿化度9870mg/L，日产油量5.6t/d。实施本发明的步骤如下：
(1)试验油井内源微生物检测
试验油井M23的内源微生物检测，内源微生物检测的结果如下：烃类氧化菌，菌浓3.0×102个/ml；地芽孢杆菌，菌浓2.5×102个/ml；假单胞菌，菌浓25个/ml。
(2)试验油井的筛选
试验油井M23符合以下两个条件：油井温度＜100℃，原油粘度＜10000mPa.s，地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞50×10-3μm2；试验油井中存在烃类氧化菌和地芽孢杆菌，且菌浓均大于1.0×102个ml。因此，可以在该井实施本发明。
(3)试验油井激活剂的筛选
烃类氧化菌的激活剂配方为硝酸钠2g/L、磷酸二氢钾1g/L和MnCl2·4H2O0.1g/L。
地芽抱杆菌的激活剂配方为淀粉10g/L、玉米浆干粉1.0g/L和K2HPO40.2g/L。
(4)激活剂注入量的确定
烃类氧化菌的激活剂注入量为每米油层厚度8m3，注入量为42.4m3；地芽孢杆菌的激活剂注入量为每米油层厚度15m3，注入量为79.5m3。
(5)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂的现场注入工艺采用段塞式的注入方式，第一段塞注入烃类氧化菌的激活剂，具体步骤如下：首先利用高压泵车将烃类氧化菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度8m3，注入量为42.4m3，注入速度为8m3/h；其次，将空气压缩机产生的压缩空气从试验油井的油套环空中注入，空气的注入量为标况下与烃类氧化菌激活剂的体积比为6：1，注入量为254.4Nm3，注入速度为10Nm3/min；再次，注入试验油井的地层水顶替液10m3；最后，试验油井关井培养25d。
第二段塞注入地芽孢杆菌的激活剂，具体步骤如下：第一段塞试验油井关井培养时间结束后，首先利用高压泵车将地芽孢杆菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度15m3，注入量为79.5m3，注入速度为4m3/h；其次，注入试验油井的地层水顶替液20m3；最后，试验油井关井培养10d，关井培养时间结束后试验油井开井生产。
(6)试验油井现场试验
按照上述确定的激活剂现场注入工艺进行现场试验，现场试验结束后进行现场试验效果的分析和总结，计算试验油井的有效期、单井日增油和投入产出比。
试验油井开井生产后产液量和产油量明显上升，油井的有效期达到了23个月，单井平均日增油3.2吨，单井日增油幅度为57.1％，投入产出比大于1：3.5。现场试验效果良好。
实施例2：
胜利油田某区块稠油井M35，该井原油粘度7658mPa.s，油层温度72℃，油层压力10.3MPa，油层有效厚度8.0m，孔隙度0.34，渗透率1250×10-3μm2，地层水矿化度12560mg/L，日产油量7.5t/d。实施本发明的步骤如下：
(1)试验油井内源微生物检测
试验油井M35的内源微生物检测，内源微生物检测的结果如下：烃类氧化菌，菌浓1.1×102个/ml；假单胞菌，菌浓3.5×102个/ml。
(2)试验油井的筛选
试验油井M35符合以下两个条件：油井温度＜100℃，原油粘度＜10000mPa.s，地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞50×10-3μm2；试验油井中存在烃类氧化菌和假单胞菌，且菌浓均大于1.0×102个ml。因此，可以在该井实施本发明。
(3)试验油井激活剂的筛选
烃类氧化菌的激活剂配方为硝酸钠3g/L、磷酸二氢钾2g/L和MnCl2·4H2O0.2g/L。
假单胞菌的激活剂配方为淀粉15g/L、玉米浆干粉1.5g/L和K2HPO4 0.3g/L。
(4)激活剂注入量的确定
烃类氧化菌的激活剂注入量为每米油层厚度5m3，注入量为40m3；假单胞菌的激活剂注入量为每米油层厚度18m3，注入量为144m3。
(5)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂的现场注入工艺采用段塞式的注入方式，第一段塞注入烃类氧化菌的激活剂，具体步骤如下：首先利用高压泵车将烃类氧化菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度5m3，注入量为40m3，注入速度为9m3/h；其次，将空气压缩机产生的压缩空气从试验油井的油套环空中注入，空气的注入量为标况下与烃类氧化菌激活剂的体积比为5：1，注入量为200Nm3，注入速度为15Nm3/min；再次，注入试验油井的地层水顶替液15m3；最后，试验油井关井培养20d。
第二段塞注入假单胞菌的激活剂，具体步骤如下：第一段塞试验油井关井培养时间结束后，首先利用高压泵车将假单胞菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度18m3，注入量为144m3，注入速度为3m3/h；其次，注入试验油井的地层水顶替液25m3；最后，试验油井关井培养5d，关井培养时间结束后试验油井开井生产。
(6)试验油井现场试验
按照上述确定的激活剂现场注入工艺进行现场试验，现场试验结束后进行现场试验效果的分析和总结，计算试验油井的有效期、单井日增油和投入产出比。
试验油井开井生产后产液量和产油量明显上升，油井的有效期达到了27个月，单井平均日增油5.3吨，单井日增油幅度为70.7％，投入产出比大于1：4.2。现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某区块稠油井G35，该井原油粘度6852mPa.s，油层温度75℃，油层压力11.5MPa，油层有效厚度3.2m，孔隙度0.312，渗透率650×10-3μm2，地层水矿化度6582mg/L，日产油量4.2t/d。实施本发明的步骤如下：
(1)试验油井内源微生物检测
试验油井G35的内源微生物检测，内源微生物检测的结果如下：烃类氧化菌，菌浓2.1×102个/ml；地芽孢杆菌，菌浓25个/ml；芽孢菌，菌浓7.5×102个/ml。
(2)试验油井的筛选
试验油井G35符合以下两个条件：油井温度＜100℃，原油粘度＜10000mPa.s，地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞50×10-3μm2；试验油井中存在烃类氧化菌和芽孢菌，且菌浓均大于1.0×102个ml。因此，可以在该井实施本发明。
(3)试验油井激活剂的筛选
烃类氧化菌的激活剂配方为硝酸钠5g/L、磷酸二氢钾3g/L和MnCl2·4H2O0.3g/L。
芽孢菌的激活剂配方为淀粉20g/L、玉米浆干粉2.0g/L和K2HPO4 0.5g/L。
(4)激活剂注入量的确定
烃类氧化菌的激活剂注入量为每米油层厚度10m3，注入量为32m3；芽孢菌的激活剂注入量为每米油层厚度20m3，注入量为64m3。
(5)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂的现场注入工艺采用段塞式的注入方式，第一段塞注入烃类氧化菌的激活剂，具体步骤如下：首先利用高压泵车将烃类氧化菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度10m3，注入量为32m3，注入速度为10m3/h；其次，将空气压缩机产生的压缩空气从试验油井的油套环空中注入，空气的注入量为标况下与烃类氧化菌激活剂的体积比为8：1，注入量为256Nm3，注入速度为20Nm3/min；再次，注入试验油井的地层水顶替液20m3；最后，试验油井关井培养30d。
第二段塞注入芽孢菌的激活剂，具体步骤如下：第一段塞试验油井关井培养时间结束后，首先利用高压泵车将芽孢菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度20m3，注入量为64m3，注入速度为5m3/h；其次，注入试验油井的地层水顶替液30m3；最后，试验油井关井培养15d，关井培养时间结束后试验油井开井生产。
(6)试验油井现场试验
按照上述确定的激活剂现场注入工艺进行现场试验，现场试验结束后进行现场试验效果的分析和总结，计算试验油井的有效期、单井日增油和投入产出比。
试验油井开井生产后产液量和产油量明显上升，油井的有效期达到了30个月，单井平均日增油3.0吨，单井日增油幅度为71.4％，投入产出比大于1：4.5。现场试验效果良好。
Claims (9)
1.一种稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)试验油井内源微生物检测；
(2)试验油井的筛选；
(3)试验油井激活剂的筛选；
(4)激活剂注入量的确定；
(5)激活剂现场注入工艺的确定；
(6)试验油井现场试验。
2.根据权利要求1所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，所述的试验油井内源微生物检测，检测的菌包括嗜烃菌和产生物表面活性剂的功能菌。
3.根据权利要求2所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，所述的嗜烃菌为烃类氧化菌、微球菌和节杆菌中的一种或以上；所述的产生物表面活性剂的功能菌为假单胞菌、芽孢菌和地芽孢杆菌中的一种或以上。
4.根据权利要求2或3所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，所述嗜烃菌的激活剂由硝酸盐、磷酸盐和微量元素组成，质量浓度分别为2～5g/L、1～3g/L和0.1～0.3g/L，所述的硝酸盐为硝酸钠和硝酸铵中的一种，所述的磷酸盐为磷酸二氢钾和磷酸氢二钠中的一种，所述的微量元素为MnCl2·4H2O、Na2MoO4和CoCl2·6H2O中的一种。
5.根据权利要求4所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，所述产生物表面活性剂功能菌的激活剂由淀粉、玉米浆干粉和K2HPO4组成，质量浓度分别为10～20g/L、1.0～2.0g/L和0.2～0.5g/L。
6.根据权利要求1所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在于，所述的试验油井筛选，其标准需要符合下面两个条件：油井温度＜100℃，原油粘度＜10000mPa.s，地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞50×10-3μm2；试验油井中存在嗜烃菌和产生物表面活性剂的功能菌，且菌浓均大于1.0×102个ml。
7.根据权利要求4所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在，所述嗜烃菌激活剂的注入量为每米油层厚度5～10m3。
8.根据权利要求5所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在，所述产生物表面活性剂功能菌激活剂的注入量为每米油层厚度15～20m3。
9.根据权利要求8所述的稠油井内源微生物提高单井产量的方法，其特征在，所述的激活剂现场注入工艺为采用段塞式的注入方式，第一段塞注入嗜烃菌激活剂，第二段塞注入产生物表面活性剂功能菌激活剂。
所述的第一段塞注入嗜烃菌激活剂，具体步骤如下：首先利用高压泵车将嗜烃菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度5～10m3，注入速度为8～10m3/h；其次，将空气压缩机产生的压缩空气从试验油井的油套环空中注入，空气的注入量为标况下与嗜烃菌激活剂的体积比为5～8：1，注入速度为10～20Nm3/min；再次，注入试验油井的地层水顶替液10～20m3；最后，试验油井关井培养20～30d；
所述的第二段塞注入产生物表面活性剂的功能菌激活剂，具体步骤如下：第一段塞试验油井关井培养时间结束后，首先利用高压泵车将产生物表面活性剂的功能菌激活剂从试验油井的油套环空中注入，注入量为每米油层厚度15～20m3，注入速度为3～5m3/h；其次，注入试验油井的地层水顶替液20～30m3；最后，试验油井关井培养5～15d，关井培养时间结束后试验油井开井生产。
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