CN109162684A - 一种聚合物微球/内源微生物/生物表活剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明的聚合物微球/内源微生物/生物表活剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率方法，首次将聚合物微球调剖、油藏内源微生物驱油以及生物表面活性剂驱油技术协同，可用于油藏温度30～55℃，油藏渗透率≤50×10～3μm2的裂缝性砂岩油藏原油开采。采用复合段塞调驱方法，段塞组合为0.05～0.1PV低浓度聚合物微球溶液，0.4～0.6PV高浓度聚合物微球溶液，0.01～0.02PV地层水，0.4～0.6PV内源微生物激活剂，关闭岩心并于油藏温度下培养10d后，再注入0.1～0.2PV生物表面活性剂溶液，使复合驱油体系和残余油充分接触并充分驱替出来，可提高水驱效率26.2％，效果较为显著，符合各大油田绿色高效开发的理念和需求。
Description
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率的方法。
背景技术
传统三次采油技术通常偏重于单一驱油性能，尤其是化学表面活性剂驱油技术多强调如何达到降低油水界面张力这一性能指标，常忽略原油乳化、改善岩石润湿性等性能。同时，化学表面活性剂驱油技术还存在作业成本高，产出液难处理等应用局限性。单独进行微生物驱油时，虽可同时发挥多种驱油机理，成本低，绿色环保，但其见效时间短，驱油效果不理想。此外，这两种驱油方法在低渗透裂缝发育油藏应用时还存在波及系数低的问题。聚合物驱在中、高渗油藏应用中虽已取得良好效果，但有研究表明，聚合物及油层物性条件相对确定时，低渗透油层中聚合物相对分子量与渗透率呈线性关系，且渗透率平方根与聚合物分子回旋半径之比小于1.5时会引起油层堵塞，但聚合物相对分子量越低，驱油效果越差。此外，低渗透油藏因其喉道细小，孔隙结构复杂，而聚合物分子回旋半径较大，粘度高，不易有效注入储层，导致其不能有效提高低渗油藏水驱采收率。三元复合驱技术由于存在无机碱地面结垢和储层伤害等问题，其在低渗油藏的应用也受限。同时，传统二元和三元复合驱技术由于化学表面活性剂、聚合物、碱等大量化学品注入地层后，不易生物降解、造成了严重地下水资源污染和油藏生态环境破坏。低渗油藏一般具有“低渗、低压、低丰度”和裂缝发育的特点，常规注水开发难以有效驱替，水驱波及面积小，易水窜水淹，且驱油效率低，水驱采收率仅为20％左右，大部分原油滞留在油藏中无法采出。因此，提高此类油藏驱油效率需一种可发挥扩大波及体积和提高驱油效率协同效应的绿色高效采油方法。
目前，将聚合物微球调剖、生物表面活性剂驱油与内源微生物驱油协同作用以提高低渗油藏原油采收率的方法及相关研究未有报道。近年来，内源微生物驱油技术的研究和应用多是针对中高渗油藏开展的，仅有中国专利申请号201510597876.3和201610763500.X的发明专利涉及低渗油藏内源微生物采油方法。但是，该发明存在以下缺点不足：(1)低渗透油藏裂缝发育，在内源微生物激活剂注入前后，均未设置聚合物体系段塞，在激活剂到达产聚合物菌位置及与聚合物产生菌充分接触前，注入的激活剂极可能已经进入裂缝及大孔道，出现激活剂窜流，降低了内源微生物激活有效性和内源微生物驱油效果，造成激活剂的损失浪费。(2)一般情况下，微生物发酵产生的聚合物产量与粘度都较低，仅依靠激活内源聚合物产生菌来发挥调堵作用，难以达到理想的封堵强度，必须辅以其它调剖技术。中国专利申请号CN200810239111.2公开了一种聚合物驱油后的微生物采油方法，即注入外源菌种的混合液或发酵液，同时加聚合物保护段塞，可提高采收率13％(OOIP)。该发明的缺陷在于，外源微生物不适用聚合物驱后油藏条件，同时菌液发酵成本高，且此方法不适用于低渗油藏。此外，虽然生物表面活性剂和生物聚合物可降解，毒性低，绿色环保，但单一生物表面活性剂驱或单一生物聚合物驱效率普遍较低。专利CN102373258公布的脂肽类生物表面活性剂未复配其他表面活性剂或聚合物，驱油效率仅有5～12％。
针对传统二元和三元复合驱技术在低渗透油藏中应用局限性，且不具环保友好性，而单一的内源微生物驱油技术不能有效封堵低渗储层裂缝和大孔道，易造成激活剂浪费，降低内源微生物驱油效果等问题。为满足低渗油藏绿色高效开发的需求，有必要提供一种适用于此类油藏的绿色环保高效的提高原油采收率技术方法。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述不足，提供一种绿色环保，驱油效率高并适用于低渗油藏的聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱提高原油采收率技术方法。
为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案：
第1、10×内源微生物营养剂
第1.1、所述的10×内源微生物营养剂，以质量百分比计包括以下组份：酵母提取物(工业级)，0.25％～0.5％；糖蜜(工业级)，1％～4％；硝酸钠(工业级)，1％～3％；玉米浆干粉(工业级)，2％～4％；其余为地层水。
第2、内源微生物激活剂
第2.1、所述的内源微生物激活剂，以质量百分比计包括以下组份：10×内源微生物营养剂，10％；其余为油井产出液。
第2.2、所述的内源微生物为低渗油藏烃氧化菌、硝酸盐还原菌和产甲烷菌，油井产出液中烃氧化菌、硝酸盐还原菌和产甲烷菌浓度大于101个/mL。
第2、生物表面活性剂溶液
第2.1、所述的生物表面活性剂溶液，以质量百分比计包括以下组份：脂肽类生物表面活性剂(工业级)，10～20％；鼠李糖脂(工业级)，10～20％；其余为地层水。
第3、低浓度聚合物微球溶液
第3.1、所述的低浓度聚合物微球溶液，以质量百分比计包括以下组份：聚合物微球颗粒，0.1％～0.2％；其余为地层水。
第4、高浓度聚合物微球溶液
第4.1、所述的高浓度聚合物微球溶液，以质量百分比计包括以下组份：聚合物微球颗粒，0.4％～0.6％；其余为地层水。
第5、聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率方法
第5.1、所述的聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱的注入方法，包括依次注入以下段塞，0.05～0.1PV低浓度聚合物微球溶液，0.4～0.6PV高浓度聚合物微球溶液，0.01～0.02PV地层水，0.4～0.6PV内源微生物激活剂，关闭岩心并于油藏温度下培养10d，再注入0.1～0.2PV生物表面活性剂溶液。
第5.2、所述的低渗透油藏为油藏温度30～55℃，油藏渗透率≤50×10～3μm2的裂缝性砂岩油藏。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明首次将聚合物微球调剖、内源微生物驱油和生物表面活性剂驱油技术协同用于低渗透油藏原油开采。利用该绿色环保驱油技术体系，在增加波及系数的同时提高洗油效率，从而提高低渗透油藏原油采收率。该方法可克服传统二元和三元复合驱技术在低渗透油藏中的应用局限性；同时，可弥补单一内源微生物驱油技术和生物表面活性剂驱油技术在低渗透油藏中因无法有效封堵储层裂缝和大孔道，易造成激活剂和表面活性剂浪费，以及驱油效率低等缺陷。室内岩心物理模拟驱替实验结果表明，其可提高水驱效率26.2％，效果显著，符合低渗透油藏绿色高效开发的理念和需求。
具体实施方式
下面通过实施例对本发明作进一步阐述。
本发明中脂肽类生物表面活性剂和鼠李糖脂生物表面活性剂的生产厂家为大庆华理能源生物技术有限公司，聚合物微球的生产厂家为江苏宝威凯生物化工技术有限公司。
实施例1聚合物微球膨胀性及封堵性能测试
(1)实验方法：聚合物微球膨胀性实验中，将聚合物微球加入地层水中，配制质量浓度为0.6％的聚合物微球溶液，搅拌分散30min，通过激光散射粒度分析仪测定分散溶液中聚合物微球的初始粒径。于40℃条件下老化20天，再对其粒径进行测定。
聚合物微球封堵性能测试中，将聚合物微球加入地层水中，配制质量浓度为0.6％的聚合物微球溶液，于40℃条件下老化15天后，采用25mm×500mm单填砂管进行封堵实验。40℃条件下，先水驱至含水率达98％，再注入0.5PV聚合物微球溶液，转水驱至含水率达到98％，测定聚合物微球驱先后的岩心水驱渗透率，计算聚合物微球的岩心封堵率。
(2)实验结果：聚合物微球的初始粒径为84～260nm，于40℃条件下老化20天，聚合物微球膨胀至第15天时趋于稳定，最终其粒径范围为1.5～9.5μm。
注聚合物微球前后的渗透率变化和封堵率见表1。聚合物微球对渗透率为129.7×10～3μm2和302.4×10～3μm2的填砂管封堵率为96.4％和96.0％，说明聚合物微球具有较好的岩心封堵性能。
表1聚合物微球封堵性能测试结果
实施例2聚合物微球与油藏内源微生物相容性测试
(1)油藏内源微生物激活剂配制：配制10×内源微生物营养剂，将酵母提取物(工业级)、糖蜜(工业级)、酸钠(工业级)、米浆干粉(工业级)分别加入到地层水中，混匀，使各组分浓度(按质量百分数计)分别为0.5％、4％、3％、4％。将10×内源微生物营养剂加入到油井产出液中，使其浓度(按质量百分数计)为10％。
(2)实验方法：在油藏内源微生物激活体系中加入聚合物微球，聚合物微球在体系中的终浓度为0.6％，以不加聚合物微球的激活体系为空白对照，于40℃条件下培养15天。检测油藏内源微生物激活体系中烃氧化菌和硝酸盐还原菌浓度，体系中内源微生物激活终产物～乙酸浓度，以及聚合物微球粒径范围。
(3)实验结果：表2为聚合物微球与油藏内源微生物相容性测试结果。在油藏内源微生物激活体系中加入聚合物微球后，经内源微生物激活过程，聚合物微球膨胀后的粒径范围与未加入到激活体系中时相同。此外，与空白对照相比，激活体系中加入聚合物微球后，烃氧化菌和硝酸盐还原菌的生长繁殖并未受到影响，内源微生物激活终产物～乙酸浓度未发生变化，说明聚合物微球未影响内源微生物激活过程，内源微生物生长代谢也未受聚合物微球影响，二者具有良好的相容性。
实施例3整体非均质并联填砂管物理模型驱替实验
(1)聚合物微球溶液配制：将聚合物微球加入地层水中，分别配制质量浓度为0.2％和0.6％的聚合物微球溶液，于40℃条件下老化15天。
(2)油藏内源微生物激活剂配制：如实例1中所述。
(3)生物表面活性剂配制：将脂肽类生物表面活性剂(工业级)和鼠李糖脂(工业级)分别加入地层水中，混匀，使脂肽类生物表面活性剂和鼠李糖脂浓度(按质量百分数计)均为20％。
(4)实验方法：40℃的恒温箱中，在平均渗透率分别为106.8×10～3μm2(分层渗透率为204.8×10～3μm2、8.8×10～3μm2)、109.9×10～3μm2(分层渗透率为209.5×10～3μm2、10.2×10～3μm2)、106.6×10～3μm2(分层渗透率为202.4×10～3μm2、10.7×10～3μm2)和111.9×10～3μm2(分层渗透率为211.4×10～3μm2、12.4×10～3μm2)四组整体非均质并联填砂管中，先水驱岩心至含水率达98％，测得水驱效率，再依次注入不同的聚合物微球溶液、内源微生物激活剂段塞，关闭岩心并于油藏温度下培养10d后，注入生物表面活性剂溶液段塞(见表2)，转水驱至含水率达到98％，测到二次水驱效率。
(5)实验结果：聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱能够在水驱基础上提高原油采收率，总采收率可达79.1％，在水驱基础上提高26.2％，与聚合物微球+内源微生物驱(提高水驱效率值为14.4％)，聚合物微球+生物表面活性剂驱(提高水驱效率值为19.6％)相比，其驱油效率明显提高。驱替结果见表2所示。
表2驱替结果
Claims (9)
1.一种内源微生物激活剂，其特征在于，以质量百分比计包括以下组份：10×内源微生物营养剂，10％；其余为油井产出液。
2.根据权利要求1所述的一种内源微生物激活剂，其特征在于，所述10×内源微生物营养剂，以质量百分比计包括以下组份：酵母提取物(工业级)，0.25％～0.5％；糖蜜(工业级)，1％～4％；硝酸钠(工业级)，1％～3％；玉米浆干粉(工业级)，2％～4％；其余为地层水。
3.根据权利要求1所述的一种内源微生物激活剂，其特征在于，所述的内源微生物为低渗油藏烃氧化菌、硝酸盐还原菌和产甲烷菌。
4.根据权利要求1所述的一种内源微生物激活剂，其特征在于，所述的油井产出液中烃氧化菌、硝酸盐还原菌和产甲烷菌浓度大于101个/mL。
5.一种生物表面活性剂溶液，其特征在于，以质量百分比计包括以下组份：脂肽类生物表面活性剂(工业级)，10～20％；鼠李糖脂(工业级)，10～20％；其余为地层水。
6.一种低浓度聚合物微球溶液，其特征在于，以质量百分比计包括以下组份：聚合物微球颗粒，0.1％～0.2％；其余为地层水。
7.一种高浓度聚合物微球溶液，其特征在于，以质量百分比计包括以下组份：聚合物微球颗粒，0.4％～0.6％；其余为地层水。
8.一种聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率方法，其特征在于，生物表面活性剂/内源微生物/聚合物微球复合驱的注入方法，包括依次注入以下段塞，0.05～0.1PV低浓度聚合物微球溶液，0.4～0.6PV高浓度聚合物微球溶液，0.01～0.02PV地层水，0.4～0.6PV内源微生物激活剂，关闭岩心并于油藏温度下培养10d，再注入0.1～0.2PV生物表面活性剂溶液。
9.根据权利要求8所述的一种聚合物微球/内源微生物/生物表面活性剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率方法，其特征在于，所述低渗透油藏为油藏温度30～55℃，油藏渗透率≤50×10～3μm2的裂缝性砂岩油藏。
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