CN108278105A - 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 - Google Patents

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 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种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，属于低渗致密油藏采油技术领域。该方法通过筛选以表面活性剂为主的减阻增注体系、筛选采油微生物和减阻增注体系与微生物进行联注采油，减阻增注体系段塞的作用是利用该体系的较高粘度，降低低渗致密层注入压力，使后续注入的微生物菌液和注入水更多的进入低渗致密层，来提高整个驱替相的波及体积，提高洗油效率，提高综合驱油效果。

Description

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
技术领域
本发明涉及低渗致密油藏采油技术领域，特别是指一种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。
背景技术
由于低渗致密油气藏复杂的地质特征和渗流特征，导致低渗致密油气藏产能低，开发难度大且稳产期短。目前，低渗致密油藏提高采收率的主要方式有：加密井网缩小井距、精细分层注水、水平井开采、压裂酸化、注气开发、表面活性剂驱油及微生物采油。其中，前5点具有经济成本高、产能低、气源不足等特点，随着表面活性剂的研究，成本的下降、性能的提高和驱油工艺上的不断成熟和完善，表面活性剂驱油逐渐表现出巨大的优势。近年来，国内外油价浮动较大，人们着手考虑利用低成本、高效率的原油开采方式。因此，微生物采油技术由于以其物源广泛、成本低、适应性强、作业简单、对地层无伤害和环境友好等优势，得到国内外的普遍重视。
微生物提高采收率技术(MEOR)是一种利用微生物或微生物代谢产物提高碳氢化合物油藏的原油采收率的方式。随着现代分子技术的发展，人们发现已开发的油藏几乎均存在丰富的内源微生物，这也是微生物采油技术应用的先决条件。对本源微生物的激活方式可分为两个阶段，首先近井带烃类氧化菌等好氧菌的激活和繁殖，代谢产生有机酸、生物表面活性剂、生物酶等物质，可裂解重质烃类和石蜡，降低油水表面张力，改善原油在流动性；接着在地层厌氧带的产甲烷菌、硫酸盐还原菌等厌氧菌的生长繁殖，代谢产生CO2、N2和CH4等生物气溶于原油，在一定程度上使原油粘度降低。相较与化学驱而言，MEOR技术受到多种因素的影响，如原位地球环境因素(pH、温度和盐度)、操作因素(注入流体的停留时间、注入体积和注入速度等)。
发明内容
本发明为了提高低渗致密油藏的采收率，提供一种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。
该方法包括模拟方法和采油方法两部分，
其中，模拟方法包括如下步骤：
S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，优选为抽真空的时间为1.5-5小时，再次优选为3.5小时；
S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；
S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；
S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水(以0.1-0.5mL/min速度)，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；
S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2-0.8PV，再次优选为0.75PV；
S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2-0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5-20天，优选为14天，使菌液发酵与油发生作用；
S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；
根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：
S21制备表面活性剂的减阻增注体系；
S22制备采油微生物菌液；
S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2-0.8PV，再次优选为0.75PV；
S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，优选注入0.2-0.8PV，再次优选为0.3PV。
减阻增注体系溶液配方为：以质量浓度(w/v)计，表面活性剂0.01～0.1％、阻垢剂0.003～0.09％、粘土稳定剂0.01～0.2％。
表面活性剂为烷基醚硫酸盐、烷基醇醚磺酸盐、双烷基双季胺盐、双烷基三季胺盐、甜菜碱活性剂中的一种或几种；阻垢剂为水溶性聚合物，优选为聚酰胺水溶性聚合物，粘土稳定剂为有机阳离子聚合物，优选为聚季铵盐有机阳离子聚合物。
微生物菌液是采用营养物质对采油微生物进行培养后的菌液，采油微生物浓度培养为106-108CFU/ml。
采油微生物为不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属、甲烷八叠球菌属中的一种或几种。
不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属和甲烷八叠球菌属首先单独培养成106-108CFU/ml，然后按2:2:1:1:1的体积比进行混合得到微生物菌液。
采油微生物所需营养物质包括K2HPO4 0.3-0.4g/L、KH2PO4 0.2-0.3g/L、NH4Cl0.4-0.5g/L、MgCl2 0.4-0.5g/L、CaCl2 0.2-0.3g/L、NaCl 2-3g/L、NaHCO3 0.7-0.9g/L、酵母浸粉2-4g/L、酪蛋白胨2-4g/L、甲酸钠2-4g/L、乙酸钠2-4g/L和L-半胱氨酸盐酸盐0.3-0.5g/L，溶剂是水，溶液的pH值为7.1-7.5，并且进行煮沸除氧。
本发明的上述技术方案的有益效果如下：
上述方案中，重点是减阻增注体系和微生物联合驱油效果的实验研究，结合以表面活性剂为主的减阻增注体系与微生物驱油的特点，针对低渗致密油藏条件，在实验室开展微生物与减增注阻联合驱油的物理模拟实验。在减阻增注体系和微生物配伍良好的前提下，分别进行单独水驱、微生物驱、减阻增注驱以及微生物与减阻增注联合驱油的物理模拟实验，并能指导现场生产。
为了研究减阻增注-微生物联合驱油的作用效果，设计了以下实验方案：水驱→以表活剂为主减阻增注段塞→微生物菌液段塞→后续水驱。减阻增注体系段塞的作用是利用该体系的较高粘度，降低低渗致密层注入压力，使后续注入的微生物菌液和注入水更多的进入低渗致密层，来提高整个驱替相的波及体积，提高洗油效率，提高综合驱油效果。
附图说明
图1为本发明的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的岩心物理模拟驱替实验装置图；
图2为本发明实施例的岩心渗透率10×10-3μm2时提高采收率结果；
图3为本发明实施例的岩心渗透率50×10-3μm2时提高采收率结果；
图4为本发明实施例的微观模拟实验结果，其中，(a)为饱和油后的结果，(b)为减阻增注体系段塞后的结果，(c)为微生物菌液段塞后的结果，(d)为后续水驱之后的结果。
其中：1-第一驱替泵，2-氮气瓶，3-恒温箱，4-调节阀，5-第一中间容器，6-第二中间容器，7-第三中间容器，8-压力表，9-岩心夹持器，10-回压阀，11-中间容器，12-真空泵，13-第二驱替泵，14-第三驱替泵。
具体实施方式
为使本发明要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例进行详细描述。
本发明提供一种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。
该方法包括模拟方法和采油方法两部分，所述模拟方法包括如下步骤：
S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，抽真空时间为1.5-5小时；
S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；
S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；
S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；
S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2-0.8PV；
S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2-0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5-20天；
S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；
根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：
S21制备表面活性剂的减阻增注体系；
S22制备采油微生物菌液；
S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2-0.8PV；
S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，注入0.2-0.8PV。
如图1所示，本发明方法所涉及的模拟驱替实验装置包括第一驱替泵1、氮气瓶2、恒温箱3、调节阀4、第一中间容器(内含模拟油)5、第二中间容器(内含水)6、第三中间容器(内含微生物菌液)7、压力表8、岩心夹持器9、回压阀(含样品收集容器)10、中间容器(内含水)11、真空泵12、第二驱替泵13、第三驱替泵14。
岩心夹持器9中夹持有岩心，氮气瓶2连接岩心夹持器9，以用于饱和氮气以确保岩心中无氧状态，第一驱替泵1分别连接第一中间容器(内含模拟油)5、第二中间容器(内含水)6和第三中间容器(内含微生物菌液)7的一端，第一中间容器(内含模拟油)5、第二中间容器(内含水)6和第三中间容器(内含微生物菌液)7的另一端分别连接岩心夹持器9入口端，以将模拟油、水或微生物菌液驱替到岩心中，第二驱替泵13连接岩心夹持器9，用于保证岩心夹持器9内的围压，第三驱替泵14连接中间容器(内含水)11，中间容器(内含水)11连接回压阀(含样品收集容器)10，回压阀(含样品收集容器)10连接岩心夹持器9的出口端，第三驱替泵14连接中间容器(内含水)11以保证岩心夹持器9的出口压力维持在预定压力值，真空泵12连接夹持器的出口端，用于除去岩心内的氧气，提供厌氧菌生长环境。
第一驱替泵1优选为计量泵，回压阀(含样品收集容器)10优选为刻度试管。
实验过程通过第一驱替泵1将第一中间容器(内含模拟油)5、第二中间容器(内含水)6、第三中间容器(内含微生物菌液)7中的液体逐次注入岩心夹持器9，回压阀(含样品收集容器)10的出口位置设置含样品收集容器，从岩心夹持器9流出的液体流入回压阀(含样品收集容器)10中，量取样品中油和水的体积，并计算采出程度和提高的采收率等参数。针对微生物特点在岩心主入口连接氮气瓶2，在出口连接真空泵12对整个系统抽真空确保无氧状态。
在具体实施过程中，所用微生物如下：
(1)Acinetobacter(不动杆菌属)
不动杆菌属为烃氧化菌是一类能够利用烃类作为碳源和能源物质生长的微生物，在有氧条件下，以氧气作为电子受体进行好氧呼吸，通过氧化烃类物质获得能量；当兼性厌氧条件时，此类微生物中的某些具有硝酸盐还原作用的种类可以以硝酸盐作为电子受体。
(2)Pseudomonas(假单胞菌属)
假单胞菌属为直或稍弯的革兰氏阴性杆菌，无核细菌，以极生鞭毛运动，不形成芽孢，严格好氧。多分布于土壤和水中及各种植物体，有极强分解有机物的能力，可以将多种有机物作为能量来源。
(3)Desulfovibrio(脱硫弧菌属)
脱硫弧菌属为革兰氏阴性菌，专性厌氧，不产芽孢，极生鞭毛，弯曲或螺旋杆状。存在于淡水和海水(特别是有机物污染的水中)、污泥和土壤中。化能有机营养，利用可还原态硫化物进行厌氧呼吸获得能氢。
(4)Clostridia(梭菌属)
梭菌属为严格厌氧的革兰氏阳性杆菌，产孢子，周生鞭毛运动；可以氧化脂肪酸产二氧化碳和氢气，有的还产生乙酸、丙酸、丁酸、己酸等有机酸类，常与产甲烷菌共生，在整个产甲烷的过程中充当相当重要的桥梁作用，使反应进行下去。
(5)Methanosarcina(甲烷八叠球菌属)
甲烷八叠球菌属细胞为不规则球状，不运动，不产芽孢，极端严格厌氧，可以利用H2、CO2和乙酸等产甲烷。
结合图1所示装置，采用本发明方法具体实验过程如下：
一、实验材料：
1、岩心：本发明采油的岩心为天然或人工烧结岩心，渗透率为10×10-3μm2-50×10-3μm2；
2、实验用油：黏度(45℃)为85mPa˙s；
3、实验用水：胜利油田占三区块采出水；
4、实验温度：45℃。
二、实验步骤：
1)根据实验条件选取适当的岩心，然后将烧结岩心放置在岩心夹持器中抽真空3.5h后，饱和氮气以确保岩心中无氧状态，饱和模拟地层水测量孔隙度；
2)将饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，恒温12h以上(45℃)；
3)油驱水至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；
4)水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算水驱采收率；
5)注入减阻增注段塞，0.3PV；
6)注入微生物菌液段塞，0.3PV，关闭岩心两端的进出口。在实验温度下放置14天，使菌液发酵与油发生作用；
7)进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各段塞注入后提高采收率。
三、实验结果与讨论
如图2-3所示，经过对比试验发现，在岩心渗透率10×10-3μm2时微生物驱油技术与减阻增注-微生物联用技术的提高采收率程度均高于单纯水驱，并且，经过减阻增注段塞的前处理，再进行微生物驱油的采收程度明显高于微生物驱油，这是由于减阻增注段塞能够有效启动低渗致密岩心进液口附近原油，进而后续微生物驱油效果更加显著，较水驱提高采收率可达11％。
同时，在岩心渗透率50×10-3μm2时，减阻增注-微生物联用技术略优于微生物驱油技术，说明该技术更适用于较低渗致密率岩心。
微观可视化实验具体如下：
一、实验步骤
首先在模型中建立模拟原始油层状态，然后用水驱至无油被采出时为止，接下来向模型中注入0.2-0.4PV减阻增注体系，注入完毕后，转注0.2-0.4PV采油微生物，注入完毕后，封闭模型的出入口，恒温下静置。用显微摄录系统对模型进行连续的观察和记录。静置一段时间后，打开模型出入口，再次进行微生物驱。
二、实验结果和分析讨论
如图4所示，(a)、(b)、(c)、(d)从左到右分别是饱和油→减阻增注体系段塞→微生物菌液段塞→后续水驱之后的微观模拟实验效果。通过减阻增注体系作用后，模拟低渗致密油藏微观可视化模型入口处注入压力降低。在注入微生物后，置于30℃恒温下培养5-7天后微生物能产生一些代谢产物，主要有生物表面活性剂、酸类和醇类等有机物，具有乳化性能。部分油珠颜色由深变浅，可能的原因有：a、在微生物的直接作用下，原油组份发生了变化；b、生物气溶于原油降低黏度。经微生物作用后，在微生物驱油过程中，可观察到模型孔隙中的块状残余油或大油珠被乳化成小油珠，这是由于微生物产生的生物表面活性剂，改变了油水界面性质，降低其界面张力。此外，微生物作用后改变了孔隙表面的润湿性。
现场实施
本发明方法在克拉玛依油田七中区试验区现场应用，克拉玛依油田七中区克上组油藏位于克拉玛依市白碱滩区，距克拉玛依市25km。油藏含油面积6.6km2，地质储量1089.82×104t，类型为断层遮挡的岩性构造油藏。七中区油藏发现于1958年，1962年开始开发，1965年注水开发，在1983年、1988年、1991年三次扩边调整，1998年进行了加密井调整。截止目前，共有采油井33口，注水井17口，日注水量705m3，日产液425t，日产油66t，综合含水84.5％，累积产油447.6×104t，累积产水616.7×l04m3，累积注水1324.4×l04m3，采出程度41％。
针对新疆七中区研究了减阻增注体系与微生物驱替联合作用效果，设计了以下方案：水驱→减阻增注体系段塞→微生物菌液段塞→后续水驱。减阻增注体系段塞的作用是利用表面活性剂溶液的较高粘度，增加高渗透层的渗流阻力，使后续注入的微生物菌液和注入水更多的进入低渗致密层，来提高整个驱替相的波及体积，提高洗油效率，提高综合驱油效果。
于2014年开始，在新疆七中区进行了减阻增注与微生物驱联注提高采收率技术的现场试验，该技术起到了显著的增油降水效果，试验开始后日产液量与日产油量明显上升，且含水率逐渐下降。截止2015年12月，累计增油1.6万吨，综合含水下降7.1％，日产油量提高1.8倍，功能菌浓度提高1万倍。
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明所述原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种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，其特征在于：包括模拟方法和采油方法两部分，所述模拟方法包括如下步骤：
S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，抽真空时间为1.5-5小时；
S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；
S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；
S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；
S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2-0.8PV；
S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2-0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5-20天；
S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；
根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：
S21制备表面活性剂的减阻增注体系；
S22制备采油微生物菌液；
S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2-0.8PV；
S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，注入0.2-0.8PV。
2.根据权利要求1所述的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，其特征在于：所述减阻增注体系溶液配方为：以质量浓度计，表面活性剂0.01～0.1％、阻垢剂0.003～0.09％、粘土稳定剂0.01～0.2％。
3.根据权利要求2所述的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，其特征在于：所述表面活性剂为烷基醚硫酸盐、烷基醇醚磺酸盐、双烷基双季胺盐、双烷基三季胺盐、甜菜碱活性剂中的一种或几种；所述阻垢剂为水溶性聚合物，粘土稳定剂为有机阳离子聚合物。
4.根据权利要求3所述的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，其特征在于：所述阻垢剂为聚酰胺水溶性聚合物，粘土稳定剂为聚季铵盐有机阳离子聚合物。
5.根据权利要求1所述的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，其特征在于：所述微生物菌液是采用营养物质对采油微生物进行培养后的菌液，采油微生物浓度培养为106-108CFU/ml。
6.根据权利要求5所述的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，其特征在于：所述采油微生物为不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属、甲烷八叠球菌属中的一种或几种。
7.根据权利要求6所述的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，其特征在于：所述不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属和甲烷八叠球菌属首先单独培养成106-108CFU/ml，然后按2:2:1:1:1的体积比进行混合得到微生物菌液。
8.根据权利要求5所述的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，其特征在于：所述采油微生物所需营养物质包括K2HPO4 0.3-0.4g/L、KH2PO4 0.2-0.3g/L、NH4Cl 0.4-0.5g/L、MgCl2 0.4-0.5g/L、CaCl2 0.2-0.3g/L、NaCl 2-3g/L、NaHCO3 0.7-0.9g/L、酵母浸粉2-4g/L、酪蛋白胨2-4g/L、甲酸钠2-4g/L、乙酸钠2-4g/L和L-半胱氨酸盐酸盐0.3-0.5g/L，溶剂是水，溶液的pH值为7.1-7.5，并且进行煮沸除氧。
9.根据权利要求1所述的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，其特征在于：所述S14中恒速注入水的速度为：0.1-0.5mL/min。
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