CN109236253B - 一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其在注入井第一段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂；按照上述方式，依序注入3‑5个段塞；以低于原来50%的注水速度继续注水3个月；向段塞内注入微胶联聚合物溶液进行驱油。本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法解决了现有油井附近剩余油尤其是阁楼油难以驱动的问题，提高剩余油流动性，提高了石油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及石油采收技术领域，尤其涉及一种用于提高石油采收率的内源微生物活化油藏剩余油以及交联聚合物驱替剩余油的方法。
背景技术
在微生物驱油技术中，有内源微生物和外源微生物两种方法，在实际实施时根据需要选择不同的方法进行应用。
外源微生物驱油技术是针对特定的油藏条件和流体性质，开发适合的菌种和适合的营养体系，该菌种在模拟油藏条件下具有明显改善原油性质和油水界面性质的特点。开发的菌种在地面条件下进行工业发酵，然后用一定浓度的营养体系将发酵菌液进行适当的稀释后在注水井注入油藏，进行短暂的停止注水后，恢复正常注水。微生物利用油藏中的原油为碳源，配合其他营养体系，大量繁殖和发酵，产生表面活性剂、有机酸、醇类和气体等物质，其结果是原油的粘度和密度降低，油水界面张力下降，增加原油流动性能，提高原油采收率。
内源微生物驱油法是通过注入营养液激活油藏中现有的微生物，同样是通过微生物的代谢和微生物的生物化学作用，改善油水界面性质和原油粘度，提高原油的流动性进而提高采收率。
我国大多数油藏为陆相沉积，层间、层内渗透率差异大，非均质性强注水开发时，注入水易沿高渗透层突进，使注入水在纵向上和平面上推进不均匀，注入水过早地沿着高渗透层向油井突进，造成油井水淹，此时的油藏已经在高渗透层带形成了“窜流”的水道，使得油层能量降低，降低油层的最终采收率。微生物驱油所用的营养液或发酵菌液也会通过这个通道串流，油藏深部和主流线以外的区域，微生物营养剂和微生物发酵液波及较少。虽然在开展微生物驱油前进行了一些旨在扩大菌液和营养液波及体积的调堵措施，但是受所用调堵体系性质和用量限制，深部尤其是油井附近的剩余油受到压力梯度下降较大影响而启动较少。微生物在油井附近发挥作用有限，因此需要相关的措施或技术改善油井附近的微生物活动状况，提高生长速率和代谢速率。
调剖堵水已成为中国高含水和特高含水开发后期油田的一项主要控水稳油技术，调剖主要涉及水井近井调剖及油层深部调剖，注水井近井地带调剖所用剂量较少，有效期短，注入水容易产生绕流，继续沿高渗透层带“窜流”，深部调剖主要采用大剂量注入方式，需要将调剖堵水剂注入到油藏深部，不仅堵剂用量大，且堵剂经过的剪切距离长，很难在油藏深部保持原有性质成胶，可以看出，现有技术中调剖堵水技术对高含水非均质严重砂岩油藏油井的堵水效果不理想。
注水井与油井的井距一般有150-300米，海上油田受钻井平台的影响，注水井与油井的井距多为500米左右，在注水井到油井之间存在着较大的压力梯度，注水井附近压力高，愈靠近油井方向，压力愈低，由此造成注水井附近的剩余油饱和度相对较低，而油井附近的剩余油饱和度较高，因而发掘油井附近的剩余油是提高油井产量的有效措施。
因此，如何提高微生物驱油藏中低层深部，尤其是油井附近的生产压差，发挥微生物在油井附近的作用尚没有有效的方法。如何设计一种可以解决上述技术问题的微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法是本发明人潜心研究的课题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其解决了现有油井附近剩余油尤其是阁楼油难以驱动的问题，提高剩余油流动性，提高了石油采收率。
为了实现上述目的，本发明提供一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其包括如下步骤：
（1）在注入井第一段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂；
（2）依步骤（1）的方式，依序注入3-5个段塞；
（3）以低于原来50%的注水量继续注水3-5个月；
（4）向段塞内注入微胶联聚合物溶液进行驱油。
优选地，所述调剖体系总用量为高渗透层孔隙体积的0.55-0.6PV，所述微生物激活剂的总用量为0.25-0.3PV。
优选地，所述步骤（1）中在第一段塞注入调剖体系1，其为高等强度延缓交联调剖体系，其由聚合物、交联剂及延缓剂组成，所述聚合物浓度0.25-0.3%，交联剂浓度0.1-0.11%，延缓剂浓度0.045-0.05%，所述调剖体系1注入量为高渗透层孔隙体积的0.15-0.2PV，该步骤注入微生物激活剂1，其用量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV。
优选地，所述调剖体系1是由浓度为0.25-0.3%的部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝按质量比30：1交联反应制成。
优选地，所述步骤（2）中在第二段塞注入调剖体系2，其为中等强度延缓交联调剖体系，其由聚合物、交联剂及延缓剂组成，所述聚合物浓度0.18-0.2%，交联剂浓度0.09-0.1%，延缓剂浓度0.025-0.03%，所述调剖体系2的注入量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV，该段塞注入微生物激活剂2，其用量为高渗透层孔隙体积的0.045-0.05PV。
优选地，所述步骤（2）中在第三段塞注入调剖体系3，其为中等强度延缓交联调剖体系，其注入量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV，该段塞注入微生物激活剂3，其用量为高渗透层孔隙体积的0.045-0.05PV。
优选地，所述步骤（2）共注入四个段塞的调剖体系和微生物激活剂，在第四段塞注入调剖体系4，其为高等强度延缓交联调剖体系，其注入量为高渗透层孔隙体积的0.15-0.2PV，该段塞注入微生物激活剂4，其用量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV。
优选地，所述微生物激活剂的浓度经过侯选油藏内源微生物培养获得，其按质量配比为：0.35%～0.38%的玉米浆干粉、0.45%～0.5%的（NH4)2HPO4、0.25%～0.3%的NaNO3，其余为水，油藏内源微生物浓度大于104-105个/mL。
优选地，所述步骤（4）中的微胶联聚合物溶液为浓度为0.1-0.15%的部分水解聚丙烯酰胺和浓度为0.026-0.035%乙酸铬溶液配制而成。
优选地，所述微胶联聚合物溶液的注入量为油藏孔隙体积的0.4-0.45PV。
采用上述方案后，本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法具有以下有益效果：
1、通过将调剖体系注入到油藏水驱主流线，封堵后续注入的微生物激活剂，受后续注入液压力影响，使微生物激活剂改道流向油藏深部剩余油和微生物富集区，为内源微生物提供营养物，使其快速生长发酵，利用微生物降解原油和代谢活性物质改善油水界面性质，提高了剩余油的流动性；
2、经过微生物在油藏中的作用，原油性质得到改善，流动阻力下降，界面性质改善，原油易于流动，即活化了油藏剩余油，再利用微交联聚合物溶液驱油，进一步提高阻力系数，扩大波及体积，使难以驱到的阁楼油得以启动，大幅度提高了石油采收率；
3、采用本发明方法，高含水油藏的最终采收率较水驱提高15%以上。
附图说明
图1为本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例一的流程图；
图2为本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例一的中等强度延缓交联调剖体系注入后压力变化图；
图3为本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例二的内源微生物生长曲线图；
图4为本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例三的微生物和聚合物复合驱油岩心物理模拟实验图。
具体实施方式
下面根据附图所示实施方式阐述本发明。此次公开的实施方式可以认为在所有方面均为例示，不具限制性。本发明的范围不受以下实施方式的说明所限，仅由权利要求书的范围所示，而且包括与权利要求范围具有同样意思及权利要求范围内的所有变形。
实施例1
本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例一以大港油田港东一区一断块油藏条件为例。油藏温度58℃，地层水矿化度6521ppm。
参考图1所示，该驱替剩余油方法包括如下步骤：
（1）在注入井第一段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系1，其为高等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系采用聚合物溶液和柠檬酸铝按聚交比为30:1的质量百分比混配发生交联反应形成凝胶，该聚合物溶液为浓度为0.3%的部分水解聚丙烯酰胺，通过调整交联剂浓度控制不同的交联时间，从而获得需要的高等强度延缓交联调剖体系，用该方法也可以得到下述步骤（2）、（3）需要的中等强度延缓交联调剖体系，调剖体系1的注入量为高渗透层孔隙体积的0.2PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂1，该微生物激活剂1的浓度经过侯选油藏内源微生物培养获得，本实施例微生物激活剂配方采用：质量百分比为0.38%的玉米浆干粉+质量百分比为0.5%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.3%的NaNO3，其余为水。油藏内源微生物浓度大于105个/ml，用量为高渗透层孔隙体积的0.1PV；
（2）在注入井第二段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系2，其为中等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系2的配方为：聚合物浓度0.2%、交联剂浓度0.1%及延缓剂浓度0.03%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.1PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂2，本实施例微生物激活剂2的配方采用：质量百分比为0.35%的玉米浆干粉+质量百分比为0.45%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.25%的NaNO3，其余为水。用量为高渗透层孔隙体积的0.05PV；
（3）在注入井第三段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系3，其为中等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系3的配方为：聚合物浓度0.2%、交联剂浓度0.1%及延缓剂浓度0.03%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.1PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂3，本实施例微生物激活剂3的配方采用：质量百分比为0.36%的玉米浆干粉+质量百分比为0.47%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.28%的NaNO3，其余为水。用量为高渗透层孔隙体积的0.05PV；
（4）在注入井第四段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系4，其为高等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系4的配方为：聚合物浓度0.25%、交联剂浓度0.11%，延缓剂浓度0.05%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.2PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂4，本实施例微生物激活剂4的配方采用：采用质量百分比0.38%的玉米浆干粉+质量百分比为0.5%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.3%的NaNO3，其余为水。因油藏中微生物类型和数量选择目的配方，用量为高渗透层孔隙体积的0.1PV；
（5）以低于原来50%的注水速度继续注水3-5个月，本实施例注水3个月；
（6）向段塞内注入微胶联聚合物溶液进行驱油，微胶联聚合物溶液为浓度为0.1%的部分水解聚丙烯酰胺和浓度为0.026%-0.035%乙酸铬溶液配制而成，微胶联聚合物溶液的注入量为油藏孔隙体积的0.45PV。
由图2可知，将调剖体系2、调剖体系3注入后，随着交联聚合溶液的注入，岩心中的渗流阻力（注入压力）逐渐增加，达到设计的时间就会形成固态凝胶，封堵高渗透层。后续流体才能改向流入低渗透区域扩大波及体积，也即，使注入的微生物营养液流向中低渗透区域。具体数据，注水初期的注入压力仅仅是0.1MPa，随着交联溶液注入（动态注入成胶实验），注水压力逐渐增加到1.5MPa，并维持压力在高位波动，阻止后续流体沿着高渗透层渗流，计算突破注入压力大于1.9MPa。满足了实验设计要求，有效地提高了注入流体的阻力系数，有利于扩大注入流体的波及体积，有利于将微生物营养液推向油藏深部剩余油富集区，为微生物作用原油提供机会，活化油藏。
用填砂管岩心对该区块进行优选体系进行模拟实验：用该区块注水井返排出来的油层砂，经过洗油、烘干，用不同孔径的筛子筛分出不同粒径油层砂。准备3根填砂管和直径为2.5cm的200目筛网，筛网分别用于填砂管两端阻挡砂漏出。将填砂管装填成气体渗透率为3000mD左右的岩心，岩心经过称重、抽空饱和水、计算孔隙体积后，在温度为60℃的恒温箱中注入中等强度延缓交联调剖体系（聚合物浓度0.2%，交联剂浓度0.1%，延缓剂浓度0.03%）0.5PV后，关闭岩心两端置于恒温箱中侯凝成胶。设计交联时间为1d、3d和7d（天）。分别在第2d、第4d和第8d进行水驱，用突破压力检查中等强度交联体系的强度。结果见表1.结果表明，静态成胶后水的突破压力均超过8MPa。说明中等强度的交联体系能够满足现场调剖的要求。
表1 中等强度延缓交联调剖体系突破压力试验
实施例2
本发明一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法实施例二以大港油田港东一区一断块油藏条件为例。油藏温度58℃，地层水矿化度6521mg/L。
参考图1所示，该驱替剩余油方法包括如下步骤：
（1）在注入井第一段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系1，其为高等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系采用聚合物溶液和柠檬酸铝按聚交比为30:1的质量百分比混配发生交联反应形成凝胶，该聚合物溶液为浓度为0.25%的部分水解聚丙烯酰胺，通过调整交联剂浓度控制不同的交联时间，从而获得需要的高等强度延缓交联调剖体系，用该方法也可以得到下述步骤（2）、（3）需要的中等强度延缓交联调剖体系，调剖体系1的注入量为高渗透层孔隙体积的0.2PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂1，该微生物激活剂1的浓度经过侯选油藏内源微生物培养获得，本实施例微生物激活剂配方采用：质量百分比为0.38%的玉米浆干粉+质量百分比为0.5%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.3%的NaNO3，其余为水。油藏内源微生物浓度大于105个/ml，用量为高渗透层孔隙体积的0.1PV；
（2）在注入井第二段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系2，其为中等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系2的配方为：聚合物浓度0.2%ppm、交联剂浓度0.1%及延缓剂浓度0.03%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.1PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂2，本实施例微生物激活剂2的配方采用：质量百分比为0.38%的玉米浆干粉+质量百分比为0.5%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.3%的NaNO3，其余为水。用量为高渗透层孔隙体积的0.05PV；
（3）在注入井第三段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系3，其为中等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系3的配方为：聚合物浓度0.2%、交联剂浓度0.1%及延缓剂浓度0.03%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.1PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂3，本实施例微生物激活剂3的配方采用：质量百分比为0.38%的玉米浆干粉+质量百分比为0.5%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.3%的NaNO3，其余为水。用量为高渗透层孔隙体积的0.05PV；
（4）在注入井第四段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系4，其为高等强度延缓交联调剖体系，该调剖体系4的配方为：聚合物浓度0.25%、交联剂浓度0.11%，延缓剂浓度0.05%，注入量为高渗透层孔隙体积的0.2PV，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂4，本实施例微生物激活剂4的配方采用：采用质量百分比0.36%的玉米浆干粉+质量百分比为0.47%的（NH4)2HPO4+质量百分比为0.29%的NaNO3，其余为水。因油藏中微生物类型和数量选择目的配方，用量为高渗透层孔隙体积的0.1PV；
（5）以低于原来50%的注水速度继续注水3-5个月，本实施例注水4个月；
（6）向段塞内注入微胶联聚合物溶液进行驱油，微胶联聚合物溶液为浓度为0.15%的部分水解聚丙烯酰胺和浓度为0.026-0.035%乙酸铬溶液配制而成，微胶联聚合物溶液的注入量为油藏孔隙体积的0.45PV。
本实施例内源微生物激活剂的培养温度为油藏温度58℃，试验方法为：用橡胶塞盖上加入内源菌、原油和培养基的锥形瓶口置于水浴摇床上，模拟油藏水流速度，以每分钟40-50转的低速培养，使内源微生物处于限氧（加上橡胶塞的锥形瓶内只有瓶中的空气中氧可用，一旦用尽不再补充，称为限制氧进入培养瓶）和模拟油藏流动方式培养，定期在厌氧手套箱中取样，用生物显微镜镜检菌浓度。经过3天的培养，菌浓度开始增加，6天达到峰值。测量培养液界面张力，观察乳化程度，图3。实验结果表明，界面张力由52.1mN/m下降至31.6mN/m，菌浓度达到了1.5×108个/mL，乳化程度达到了5个“+”强（注：5个+号为乳化效果最好）。说明在严格的模拟油藏条件下培养效果明显。
实施例3
本实施例采用岩心物模验证。
以大港油田港东一区一断块油藏条件为例，其步骤与上述实施例一、二步骤基本相同，相同之处不再赘述。
具体做法是，用该区块注水井返排出来的油层砂，经过洗油、烘干，用不同孔径的筛筛分出不同粒径砂。准备3组填砂管和直径为2.5cm的200目筛网，筛网分别用于填砂管两端阻挡砂漏出。根据渗透率要求，在不同填砂管中分别装入不同粒径的油层砂，经过震动、压实后制成填砂管岩心。采用并联填砂管岩心进行调剖剂封堵和微生物驱油复合实验，三支填砂管渗透率分别为205mD、831mD和2182mD。经过试压、抽空饱和带有内源菌的水、油驱水建立束缚水和老化7d后，进行水驱油到岩心出口端含水率为98%时，注入调剖体系1于高渗填砂管0.2PV，内源菌培养液（微生物激活剂1）为0.2PV；再注入调剖体系2为0.1PV，注入内源菌培养液（微生物激活剂2）为0.2PV，再注入调剖体系3为0.1PV,注入内源菌培养液（微生物激活剂3）为0.1PV，封闭岩心两端后放置5d恢复水驱油至实验结束。结果（表2）表明，复合驱平均最终驱油效率为75.7%，其中，微生物和调剖剂复合提高的驱油效率较水驱（平均值为46.9%）提高28.7%，其中，微生物驱油的比例约占11.5%。
表2调剖体系+内源微生物复合驱油综合数据表
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本申请旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由权利要求指出。
应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述的实施例方法、结构，及在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。
Claims (4)
1.一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其特征在于，包括如下步骤：
（1）在注入井第一段塞沿油藏水驱主流线注入调剖体系，再不间断在该段塞内注入微生物激活剂；
（2）依步骤（1）的方式，依序注入3-5个段塞；
（3）以低于原来50%的注水量继续注水3个月；
（4）向段塞内注入微胶联聚合物溶液进行驱油；
所述调剖体系总用量为高渗透层孔隙体积的0.55-0.6PV，所述微生物激活剂的总用量为0.25-0.3PV；
所述步骤（1）中在第一段塞注入调剖体系1，其为高等强度延缓交联调剖体系，其由聚合物、交联剂及延缓剂组成，所述聚合物浓度0.25-0.3%，交联剂浓度0.1-0.11%，延缓剂浓度0.045-0.05%，所述调剖体系1注入量为高渗透层孔隙体积的0.15-0.2PV，该步骤注入微生物激活剂1，其用量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV；
所述调剖体系1是由浓度为0.25-0.3%的部分水解聚丙烯酰胺与柠檬酸铝按质量比30：1交联反应制成；
所述步骤（2）中在第二段塞注入调剖体系2，其为中等强度延缓交联调剖体系，其由聚合物、交联剂及延缓剂组成，所述聚合物浓度0.18-0.2%，交联剂浓度0.09-0.1%，延缓剂浓度0.025-0.03%，所述调剖体系2的注入量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV，该段塞注入微生物激活剂2，其用量为高渗透层孔隙体积的0.045-0.05PV；
所述步骤（2）中在第三段塞注入调剖体系3，其为中等强度延缓交联调剖体系，其注入量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV，该段塞注入微生物激活剂3，其用量为高渗透层孔隙体积的0.045-0.05PV；
所述步骤（2）共注入四个段塞的调剖体系和微生物激活剂，在第四段塞注入调剖体系4，其为高等强度延缓交联调剖体系，其注入量为高渗透层孔隙体积的0.15-0.2PV，该段塞注入微生物激活剂4，其用量为高渗透层孔隙体积的0.05-0.1PV。
2.根据权利要求1所述的一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其特征在于，所述微生物激活剂的浓度经过侯选油藏内源微生物培养获得，其按质量配比为：0.35%～0.38%的玉米浆干粉、0.45%～0.5%的（NH4)2HPO4、0.25%～0.3%的NaNO3，其余为水，油藏内源微生物浓度大于104-105个/mL。
3.根据权利要求1所述的一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其特征在于，所述步骤（4）中的微胶联聚合物溶液为浓度为0.1-0.15%的部分水解聚丙烯酰胺和浓度为0.026-0.035%乙酸铬溶液配制而成。
4.根据权利要求3所述的一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法，其特征在于，所述微胶联聚合物溶液的注入量为油藏孔隙体积的0.4-0.45PV。
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