CN110578502B - 一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂 - Google Patents

一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂，属于油田化学技术领域。本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法，包括以下步骤：1)向油井注入堵水剂堵水；2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；3)焖井结束后进行生产。本发明的微生物吞吐采油方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了高含水稠油油藏微生物吞吐采油的成本。

Description

一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油 藏的稠油降粘方法、营养激活剂
技术领域
本发明涉及一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法、高含水稠油油藏的稠油降粘方法、营养激活剂，属于油田化学技术领域。
背景技术
稠油是指地层原油粘度在50mPa·s以上或地层温度下脱气原油粘度在100mPa·s以上的原油，因其密度大也被称为重质原油。稠油油藏因原油流动性差，水驱流度比高，采用常规方式难以实现长期有效的开发，通常采用蒸汽吞吐或蒸汽驱等热采方式或微生物冷采技术进行开发。微生物吞吐采油技术是微生物冷采技术的一种，就是向稠油油井注入本源菌营养激活剂激活油藏中的采油微生物，或外源微生物及营养激活剂，通过采油微生物的一系列代谢活动降低原油粘度，提高原油流动性，实现稠油冷采开发。
对于紧邻底水及注窜夹层沟通底水、导致进入高含水期的稠油油藏来说，实施微生物吞吐采油技术，面临营养激活剂及微生物会注入底水层、无法发挥采油作用的问题。常用做法是大排量、高压力注入，使营养激活剂及微生物尽量多进入油层，即便是采用这种方法仍会使大多数营养激活剂以及微生物进入水层造成浪费。
发明内容
本发明的目的是提供一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，以解决现有技术中采用微生物吞吐采油方法对高含水稠油油藏开发时物料浪费严重的问题。
本发明还提供了一种高含水稠油油藏的稠油降粘方法，能够降低高含水稠油油藏的原油降粘成本。
本发明还提供了一种营养激活剂，能够大大降低稠油油藏中原油的粘度。
为了实现以上目的，本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法所采用的技术方案是：
一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，包括以下步骤：
1)向油井注入堵水剂堵水；
2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；
3)焖井结束后进行生产。
本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了微生物吞吐采油的成本。
优选的，所述堵水剂为有机凝胶堵水体系。以有机凝胶堵水体系作为堵水剂使用时，进入油层的少量的堵水剂可以在微生物的作用下被逐渐降解。
优选的，所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到：黄原胶、交联剂和缓凝剂的质量比为1～10:0.5～5:0.5～5。黄原胶同交联剂反应后，有机凝胶堵水体系可由溶液形态转为凝胶态，能对出水层进行有效暂堵，阻止营养激活剂以及外源菌进入水层。并且由于黄原胶耐盐性好，使得采用黄原胶的有机凝胶堵水体系可用于高矿化度稠油油藏。此外，黄原胶交联形成的凝胶抗降解能力较差，进入油层的少量凝胶在微生物作用下会逐渐降解，不影响后期产油。
优选的，所述缓凝剂为尿素；所述交联剂为硼砂。以尿素作为缓凝剂，以硼砂作为交联剂，使得有机凝胶堵水体系的成分均无毒，对人和微生物没有危害。
优选的，所述营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油；无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05～0.1:0.5～2:0.5～1:1～2。绝大多数地层中含有生物表面活性剂代谢菌，植物油主要为地层中的生物表面活性剂代谢菌提供碳源。通过在营养激活剂中添加植物油，能够提高生物表面活性剂代谢菌的生物表面活性剂产量，从而进一步降低稠油油藏中原油的粘度。
优选的，所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为 0～3:0.5～2。营养激活剂中乳化剂能对原油进行初步乳化，降低注入阻力，使激活剂能进入油藏深部，扩大波及体积。
本发明的高含水稠油油藏的稠油降粘方法采用的技术方案为：
一种高含水稠油油藏的稠油降粘方法，包括以下步骤：
1)向油井注入堵水剂堵水；
2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井。
本发明的该含水稠油油藏的稠油降粘方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了高含水稠油油藏的原油降粘成本。
优选的，所述堵水剂为有机凝胶堵水体系。以有机凝胶堵水体系作为堵水剂使用时，进入油层的少量的堵水剂可以在微生物的作用下被逐渐降解。
优选的，所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到：黄原胶、交联剂和缓凝剂的质量比为1～10:0.5～5:0.5～5。由于黄原胶耐盐性好，使得采用黄原胶的有机凝胶堵水体系可用于高矿化度稠油油藏；并且黄原胶交联形成的凝胶抗降解能力较差，进入油层的少量凝胶在微生物作用下会逐渐降解，不影响后期产油。
优选的，所述缓凝剂为尿素；所述交联剂为硼砂。以尿素作为缓凝剂，以硼砂作为交联剂，使得有机凝胶堵水体系的成分均无毒，对人和微生物没有危害。
优选的，所述营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油；无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05～0.1:0.5～2:0.5～1:1～2。通过在营养激活剂中添加植物油，能够提高生物表面活性剂代谢菌的生物表面活性剂产量，从而进一步降低稠油油藏中原油的粘度。
优选的，所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为 0～3:0.5～2。营养激活剂中乳化剂能对原油进行初步乳化，降低注入阻力，使激活剂能进入油藏深部，扩大波及体积。
本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法以及高含水稠油油藏的稠油降粘方法特别适用于原油粘度为50～20000mPa·s(油层温度下)，油层温度20～90℃，油层距下部水层0～2m，油井生产含水70～100％的底水稠油油藏。本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法对于本源菌含量在10个/mL以上，并且激活后可改善原油分散、流动效果的稠油油藏，在注入营养激活剂时可以不注入外源菌。
本发明的营养激活剂采用的技术方案为：
一种营养激活剂，包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油，无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05～0.1:0.5～2:0.5～1:1～2。
本发明的营养激活剂通过添加植物油，能够提高生物表面活性剂代谢菌的生物表面活性剂产量，从而大大降低稠油油藏中原油的粘度。
优选的，所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为 0～3:0.5～2。乳化剂能对原油进行初步乳化，降低注入阻力，使激活剂能进入油藏深部，扩大波及体积。水敏地层中黏土遇到外来水会膨胀，导致地层堵塞，防膨剂分子或离子能吸附于黏土表面，防止吸水膨胀。
具体实施方式
本发明提供的高含水稠油油藏的稠油降粘方法，包括以下步骤：
1)向油井注入堵水剂堵水；
2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井。
在本发明的稠油降粘方法的具体实施方式中，所述堵水剂为有机凝胶堵水体系。以有机凝胶体系作为堵水剂向油井注入堵水剂后还需要进行焖井完成堵水。
在本发明的稠油降粘方法的具体实施方式中，所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到：黄原胶、交联剂和缓凝剂的质量比为1～10:0.5～5:0.5～5。所述缓凝剂为尿素。所述交联剂为硼砂。
在本发明的稠油降粘方法的具体实施方式中，所述营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油；无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为 0.05～0.1:0.5～2:0.5～1:1～2。防膨剂为氯化钾。氯化钾除了作为防膨剂还可以为微生物提供代谢所必须的钾元素。所述无机氮源为硝酸盐，优选为硝酸钠。所述磷源为磷酸二氢盐。磷酸二氢盐选自磷酸二氢钾、磷酸二氢钠中的至少一种。所述有机氮源为玉米浆干粉。所述植物油为大豆油。
进一步的，所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为 0～3:0.5～2。无机氮源与乳化剂的质量比为0.05～0.1:0.5～2。所述防膨剂为氯化钾。所述乳化剂为烷基硫酸盐，如十二烷基硫酸钠。更进一步的，在本发明的稠油降粘方法的实施例中，所述营养激活剂由以下质量百分比的组分组成：防膨剂0～3％、无机氮源0.05～0.1％、磷源 0.5～2％、有机氮源0.5～1％、植物油1～2％、乳化剂0.5～2％，余量为水。
在本发明的稠油降粘方法的实施例中，根据稠油油藏中是否含有可以动用的提高采收率的本源菌，步骤2)中在油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂。稠油油藏中有可动用的提高采收率的本源菌是指稠油油藏中本源菌在含量10个/mL以上，并且激活后可改善原油分散、流动效果。稠油油藏中本源菌在含量小于10个/mL，则认为该稠油油藏中无可动用的提高采收率的本源菌。
在本发明的稠油降粘方法的具体实施方式中，步骤1)中，在将有机凝胶堵水体系注入油井的过程中，低排量注入，注入压力不高于地层破裂压力的70％。一般情况下，注入排量＜15m3/h。注入有机凝胶堵水体系后，注入顶替水，将油管和油套环空内的有机凝胶堵水体系顶替干净。顶替干净后焖井24～72h堵水。焖井过程中，黄原胶在地层中交联、增稠。注入有机凝胶堵水体系的用量可根据下述公式(1)计算：
有机凝胶堵水体系的用量：
Figure BDA0002167147950000041
式中Q1：有机凝胶堵水体系的用量(m3)；r1：处理半径(m)；h1：出水层厚度(m)；
Figure BDA0002167147950000051
出水地层孔隙度(％)。
根据油层出水情况，注入有机凝胶堵水体系的处理半径r1通常为3-10m。
在本发明的稠油降粘方法的具体实施方式中，步骤2)中，在油井中注入营养激活剂前或注入外源菌及营养激活剂的过程中，高排量注入，注入压力为地层破裂压力70-95％，根据压力定具体排量。注入结束后，注入顶替水，将油管和油套环空内的激活剂顶替干净。顶替干净后焖井60-120d。焖井能够使地层中有益微生物得到充分激活，代谢表面活性剂，降低原油粘度。
有可以动用的提高采收率的有益本源微生物时，注入营养激活剂的用量可根据下述公式(2)计算：
营养激活剂用量：
Figure BDA0002167147950000052
式中Q2：营养激活剂用量(m3)；r2：处理半径(m)；h2：油层厚度(m)；
Figure BDA0002167147950000053
油层孔隙度(％)。
没有可以动用的提高采收率的有益本源微生物时，步骤2)中注入前，将外源菌及营养激活剂混匀，然后再进行注入，注入量参照式(2)确定。
根据油层产油情况，步骤2)中注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂的处理半径r2通常为5-10m。
本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法的具体实施方式中，在上述高含水稠油油藏的稠油降粘方法的实施例的基础上，在注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂后进行的焖井结束后，按照原制度正常生产。
本发明的营养激活剂的具体实施方式中，营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油，无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05～0.1:0.5～2:0.5～1:1～2。
所述无机氮源为硝酸盐，如硝酸钠。所述磷源为磷酸二氢盐，如为磷酸二氢钾、磷酸二氢钠中的一种或两种。所述有机氮源为玉米浆干粉。所述植物油为大豆油。
进一步的，所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为 0～3:0.5～2。无机氮源与乳化剂的质量比为0.05～0.1:0.5～2。所述防膨剂为氯化钾。所述乳化剂为烷基硫酸盐，如十二烷基硫酸钠。
更进一步的，在本发明的稠油降粘方法的实施例中，所述营养激活剂由以下质量百分比的组分组成：防膨剂0～3％、无机氮源0.05～0.1％、磷源0.5～2％、有机氮源0.5～1％、植物油1～2％、乳化剂0.5～2％，余量为水。
以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步的说明。
实施例1
本实施例的实施对象为某油井，该油井的原油粘度为11054mPa·s(油层温度下)，油层温度63℃，油层距下部水层1.5m，地层破裂压力12MPa，本源菌含量101-2个/mL，矿化度80000mg/L，地层水敏。油层厚3.4m，孔隙度28％；下部水层厚2.3m，孔隙度21％。因注汽注窜夹层，产出液含水由上轮的64％突升至100％，导致油井暂关1年。将本实施例的油井的产出水在油藏条件下进行室内评价实验，确认可以在不注入外源菌的情况下，实施本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法。
本实施例的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，包括以下步骤：
1)向油井注入有机凝胶堵水体系，然后注入顶替水20m3，焖井48h，让黄原胶在地层中充分交联成凝胶；
堵水半径为5m，有机凝胶堵水体系的注入量为56m3，采用油管正注，注入排量为7-10m3/h，注入压力为5-7.5MPa；
所采用的有机凝胶堵水体系由以下质量百分比的原料混合均匀得到：黄原胶3％，硼砂2％，尿素0.5％，余量为水。
2)然后向油井注入本源菌营养激活剂，然后注入顶替水20m3，焖井90d，使地层中有益微生物得到充分激活，代谢表面活性剂，降低原油粘度；
本源菌营养激活剂处理半径7m，本源营养激活剂注入量为100m3，采用油管正注，注入排量10-15m3/h，注入压力为10-11MPa；
所采用的本源菌营养激活剂由以下质量百分比的组分组成：KCl 2.5％、NaNO30.05％、 KH2PO4 1％、玉米浆干粉0.5％、大豆油1％、十二烷基硫酸钠1％，余量为水。
3)步骤2)中焖井结束后，按原生产制度生产。
油井含水率由试验前的100％降至83％，原油粘度降至2865mPa·s，取得了较好的降粘、增产效果。
在本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油放大的实施例中，还可以将实施例1中的有机凝胶堵水体系替换为：由以下质量百分比的原料混合均匀得到的有机凝胶堵水体系：黄原胶1％，硼砂0.5％，尿素0.5％，余量为水；同时将实施例1中本源菌营养激活剂中的磷酸二氢钾替换为磷酸二氢钠。
实施例2
作为本实施例的实施例对象的某油井的原油粘度为768mPa·s(油层温度下)，油层温度42℃，油层距下部水层0m，地层破裂压力8.5MPa，本源菌含量102个/mL，矿化度90000mg/L，地层水敏。油层厚3.1m，孔隙度27％；下部水层厚2.1m，孔隙度19％。油井以底水为驱动能量常采，开采6个月后，产出液含水由45％在两个月内突升至98％，导致油井暂关半年。将本实施例的油井的产出水在油藏条件下进行室内评价实验，确认可以在不注入外源菌的情况下，实施本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法。
本实施例的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，包括以下步骤：
1)向油井注入有机凝胶堵水体系，然后注入顶替水15m3，焖井48h，让有机凝胶堵水体系在地层中充分交联成凝胶；
堵水半径为6m，有机凝胶堵水体系的注入量为85m3，采用油管正注，注入排量为7-10m3/h，注入压力为4.5-5.5MPa；
所采用的有机凝胶堵水体系由以下质量百分比的原料混合均匀得到：黄原胶8％，硼砂4％，尿素2％，余量为水。
2)然后向油井注入本源菌营养激活剂，然后注入顶替水20m3，焖井90d，使地层中有益微生物得到充分激活，代谢表面活性剂，降低原油粘度；
本源菌营养激活剂处理半径6m，本源营养激活剂用量为120m3，采用油管正注，注入排量10-12m3/h，注入压力7-8MPa；
所采用的本源菌营养激活剂由以下质量百分比的组分组成：KCl 2.5％、NaNO30.05％、 KH2PO4 2％、玉米浆干粉0.5％、大豆油1.5％、十二烷基硫酸钠0.5％，余量为水。
3)步骤2)中焖井结束后，按原生产制度生产。
油井含水率由试验前的98％降至78％，日产量由0.3t增至1.1t，原油粘度降至346mPa·s。
在本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法的实施例中，还可以将实施例2中的有机凝胶堵水体系替换为：由以下质量百分比的原料混合均匀得到的有机凝胶堵水体系：黄原胶10％，硼砂5％，尿素5％，余量为水。
实施例3
作为本实施例的实施对象的油井原油粘度为3847mPa·s(油层温度下)，油层温度36℃，油层距下部水层1m，地层破裂压力6MPa，本源菌含量101-2个/mL，矿化度45000mg/L，地层不水敏。油层厚2.8m，孔隙度29％；下部水层厚2.9m，孔隙度26％。因注汽注窜夹层，产出液含水由上轮的71％突升至100％，导致油井暂关2年。将本实施例的油井的产出水在油藏条件下进行室内评价实验，确认可以在不注入外源菌的情况下，实施本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法。
本实施例的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，包括以下步骤：
1)向油井注入有机凝胶堵水体系，然后注入顶替水15m3，焖井72h，让有机凝胶堵水体系在地层中充分交联成凝胶；
堵水半径为4m，有机凝胶交联体系的注入量为50m3，采用油管正注，注入排量为10-12m3/h，注入压力为3-4MPa；
所采用的有机凝胶堵水体系由以下质量百分比的原料混合均匀得到：黄原胶5％，硼砂2％，尿素1％，余量为水。
2)然后向油井注入本源菌营养激活剂，然后注入顶替水10m3，焖井120d，使地层中有益微生物得到充分激活，代谢表面活性剂，降低原油粘度；
本源营养激活剂处理半径8m，本源营养激活剂用量为150m3，采用油管正注，注入排量为15-20m3/h，注入压力为5-5.5MPa；
所采用的本源菌营养激活剂由以下质量百分比的组分组成：KCl 0.2％、NaNO30.1％、 KH2PO4 1％、玉米浆干粉1％、大豆油1.5％、十二烷基硫酸钠1％，余量为水。
3)步骤2)中焖井结束后，按原生产制度生产。
油井含水率由试验前的100％降至86％，原油粘度降至1346mPa·s，降粘效果明显。
在本发明的高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法的其他实施例中，还可以将实施例 3的本源菌营养激活液替换为由以下质量百分比的组分组成：NaNO3 0.05％、KH2PO40.5％、玉米浆干粉0.5％、大豆油2％、十二烷基硫酸钠2％，余量为水。
以上实施例1～3均为高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法的实施例。高含水稠油油藏的稠油降粘方法的实施例，同实施例1～3的步骤1)～2)；营养激活剂的实施例同实施例 1～3的步骤2)中采用的本源菌营养激活剂，此处均不再赘述。

Claims (8)

1.一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，其特征在于：包括以下步骤：
1）向油井注入堵水剂堵水；所述堵水剂为有机凝胶堵水体系；所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到；所述缓凝剂为尿素；所述交联剂为硼砂；注入有机凝胶堵水体系后，注入顶替水，将油管和油套环空内的有机凝胶堵水体系顶替干净，顶替干净后焖井24~72h堵水；
2）然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；
3）焖井结束后进行生产；所述高含水稠油油藏为紧邻着底水、注窜夹层沟通底水。
2.根据权利要求1所述的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，其特征在于：所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到：黄原胶、交联剂和缓凝剂的质量比为1~10:0.5~5:0.5~5。
3.根据权利要求1所述的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，其特征在于：所述营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油；无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05~0.1:0.5~2:0.5~1:1~2。
4.根据权利要求3所述的高含水稠油油藏的微生物吞吐采油方法，其特征在于：所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为0~3:0.5~2。
5.一种高含水稠油油藏的稠油降粘方法，其特征在于：包括以下步骤：
1）向油井注入堵水剂堵水；所述堵水剂为有机凝胶堵水体系；所述有机凝胶堵水体系主要由黄原胶、交联剂、缓凝剂和水混合得到；所述缓凝剂为尿素；所述交联剂为硼砂；注入有机凝胶堵水体系后，注入顶替水，将油管和油套环空内的有机凝胶堵水体系顶替干净，顶替干净后焖井24~72h堵水；
2）然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；所述高含水稠油油藏为紧邻着底水、注窜夹层沟通底水。
6.根据权利要求5所述的高含水稠油油藏的稠油降粘方法，其特征在于：黄原胶、交联剂、缓凝剂的质量比为1~10:0.5~5:0.5~5。
7.根据权利要求5所述的高含水稠油油藏的稠油降粘方法，其特征在于：所述营养激活剂包括无机氮源、磷源、有机氮源和植物油；无机氮源、磷源、有机氮源和植物油的质量比为0.05~0.1:0.5~2:0.5~1:1~2。
8.根据权利要求7所述的高含水稠油油藏的稠油降粘方法，其特征在于：所述营养激活剂还包括防膨剂和乳化剂；所述防膨剂和乳化剂的质量比为0~3:0.5~2。
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