CN110739032A - 一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法 - Google Patents

一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于微生物采油领域，具体涉及一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法。该方法具体包括以下步骤：注剂的初步评价，注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价；注剂的综合评价，注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价；根据注剂的综合评价结果，筛选出的2‑3组的注剂配方进行物模评价；注剂的物模评价，通过注剂的物模评价，筛选出最终的注剂配方。本发明筛选得到的微生物吞吐注剂能够有效地提高活跃边底水油藏吞吐实施的成功率和现场试验效果，实施成功率提高50个百分点，平均日增油达到12.0t以上，投入产出比大于1∶10。

Description

一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法
技术领域
本发明涉及微生物采油领域，特别涉及一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法。
背景技术
我国面临着石油短缺与大量石油资源未能有效开发的突出问题，全国剩余石油资源量885亿吨，其中稠油239亿吨(占27％)，稠油平均采收率为33％，约有2/3石油资源滞留在地下有待开发。因此，稠油油藏将是今后油田开发的重要阵地。目前稠油油藏开发方式主要有水驱和蒸汽热采吞吐两种方式，水驱开发方式主要用于地层能量不足的稠油油藏，蒸汽热采吞吐方式主要用于有一定的天然能量的稠油油藏，特别是有边底水的稠油油藏，仅胜利油田的热采稠油油藏地质储量5.02亿吨，其中依靠边底水能量开采、原油粘度在50-500mPa·s的热采稠油油藏占到43％。边底水热采稠油油藏的开发矛盾主要是水体强度大易造成边水入侵、底水锥进；原油粘度高、油水流度比大。目前该类油藏多采用蒸汽吞吐方式开采，但由于水体较大，蒸汽热损失严重，油气比低，经济效益差，因此目前该类油藏处于低采出程度、高含水、低采油速度的开发状态，迫切需要转换开发方式，改善开发效果。
微生物采油技术作为新兴的提高采收率技术，主要是通过向油藏注入激活剂，利用微生物的代谢产物或菌体本身起到提高驱油效率的作用。微生物采油技术包括微生物驱油技术和微生物吞吐技术。结合蒸汽热采吞吐方式，针对边底水稠油油藏低效油井，多采用微生物吞吐的方式进行增产，而吞吐效果与注剂有直接的关系。前期微生物吞吐注剂室内优化评价主要是参考微生物驱油技术中的激活剂筛选评价技术体系，主要是考察在厌氧瓶中微生物注剂对油藏微生物的激活效果、原油的乳化降粘效果、改变表界面张力效果以及物模驱替效果等评价指标，但是这种评价体系未考虑到微生物单井吞吐技术所应用稠油井的开发矛盾，特别是针对活跃边底水稠油油藏，过分强调注剂对原油的乳化降粘效果，也会像热采注汽一样引起底水锥进，含水迅速上升的现象，造成现场实施效果相差较大。因此，目前的注剂评价体系不完全适用于边底水稠油油藏吞吐井，需要重新建立一种系统地、快速、有针对性的活跃边底水稠油微生物吞吐注剂评价方法，保证微生物吞吐技术在活跃边底水油藏的实施成功率。
发明内容
本发明的目的是针对现有评价方法的不足而提供一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，本发明通过注剂的初步评价、综合评价以及物模评价三个步骤，最终筛选出活跃边底水稠油油藏微生物吞吐井的注剂配方。
一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
1、注剂的初步评价
注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价。
所述的微生物激活效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间10-30d，根据菌浓测试结果，优选出菌浓提高3个以上数量级的注剂配方。
所述的界面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20-30d，根据界面张力测试结果优选出界面张力不大于10mN/m的注剂配方。
所述的表面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20-30d，根据表界面张力测试结果优选出表面张力降低超过50％的注剂配方。
2、注剂的综合评价
注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价。
根据注剂的综合评价结果，筛选出的2-3组的注剂配方进行物模评价。
所述的原油剥离效果评价，具体步骤如下：
(1)将目标油藏的原油进行脱水脱气，在目标油藏温度测定原油粘度μ0；静置于100℃条件烘箱12-24h，向厌氧瓶中倒入原油，将倒入原油的厌氧瓶在静置于100℃条件烘箱老化48-60h，使原油平铺于厌氧瓶瓶底，厚度为1-3cm，然后冷却至室温。
(2)将石英砂用清水清洗晾干后，浸泡到石脑油液体中，老化7-15d，取出石英砂放置到50-60℃烘箱中进行烘干5-6h，得到疏水性石英砂。
(3)根据目标油藏的渗透率，配置疏水性石英砂，向上述厌氧瓶中加入配置好的性石英砂，使砂层厚度为1-5cm，并对其进行压实，压实后确保砂面上层无原油露出且砂面平整。
(4)用目标油藏油藏水配置质量浓度为5-10％的上述筛选出的注剂溶液，按照油水体积为比为1∶9称量配置好的注剂溶液，通过玻璃棒引流的方式缓慢加入到上述厌氧瓶中，加入过程中不破坏砂层；其次向厌氧瓶中滴加氧气指示剂-刃天青，每100mL注剂溶液中添加0.2mL刃天青，加入完成后静置5-10min。
(5)通过氮气置换厌氧瓶内的空气，直到厌氧瓶内注剂溶液为无色为止；然后盖上胶塞密封，并利用蜡进行密封，保证厌氧瓶中为严格厌氧环境；将厌氧瓶静置到目标油藏温度的烘箱内。
(6)观察厌氧瓶底部原油的剥离情况，筛选出培养30d剥离面积比例超过80％的注剂配方。
所述的剥离面积比例，由如下公式确定
S1＝S11/S12×100％
其中：S1——剥离面积比例，％；
S11——底部无原油覆盖面积，cm2；
S12——瓶底面积，cm2。
所述的多孔介质通过性评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察石英砂的颜色，优选培养30d后砂层为颜色较浅的注剂配方。
所述的开发效果评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察上浮原油的厚度和铺展面积比例，优选培养30d后上浮原油的厚度大于10mm且铺展面积比例超过70％的注剂配方。
所述的铺展面积比例，由如下公式确定
S2＝S21/S22×100％
其中：S2——铺展面积比例，％；
S21——上浮原油覆盖面积，cm2；
S22——水体液面面积，cm2。
3、注剂的物模评价
通过注剂的物模评价，筛选出最终的注剂配方。
所述的注剂物模评价，具体步骤如下：
根据目标油藏装填岩芯，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩芯出口产出液含油100％，计算岩心的原始含油，一次水驱至岩心出口产出液含水与目标油藏相同，然后注入0.3PV注剂配方，在目标油藏温度和压力下，静置培养14-30d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩芯二次水驱采出程度和提高驱替效率；筛选出提高驱替效率最高的注剂配方。
其中，所述的注剂为外源菌菌液或激活剂。
所述的外源菌菌液为产脂肽类或产糖脂类发酵液，菌液的浓度为发酵液原液浓度的10％。
所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为淀粉、糖粉、植物油、木薯粉、麦芽糊精、葡萄糖、甘油和豆粉中的一种；氮源为有机肥粉末、玉米浆干粉、硝酸钠、蛋白胨、酵母粉、氯化铵和尿素中的一种；磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二铵中的一种；所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为：0.3～0.5％、0.1～0.3％、0.05～0.15％。
本发明所提供的一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，旨在解决活跃边底水稠油吞吐井的开发矛盾。活跃边底水稠油油井开发过程中，边底水突破会造成含水会迅速上升，而微生物注剂注入到油井近井地带后，通过乳化、改变润湿性等作用，将原油从岩石表面剥离下来，提高原油流动性来提高单井产能，因此在不涉及堵水措施的条件下，微生物注剂剥离原油后，形成油墙可以有效减缓水线突破，并且乳化的原油必须有效通过多孔介质运移到油井管柱中，才能提高微生物吞吐在边底水稠油井的实施成功率。区别于微生物吞吐井注剂常规筛选方法，在保证油藏微生物激活效果和界面活性的前提下，设置了注剂的综合评价方法，提高微生物注剂对活跃边底水油藏特征的针对性，从而能够有效地提高微生物吞吐在活跃边底水油藏吞吐实施的成功率和现场试验效果。
本发明与现有技术相比有益效果是：
(1)本发明方法简单、可操作性及针对性极强，能够快速有效的筛选出活跃边底水稠油油藏微生物吞吐的注剂配方；
(2)本发明中设置的注剂的综合评价方法，首次包含了关于解决活跃边底水油藏稠油井的开发矛盾的相关评价指标；
(3)本发明筛选得到的微生物吞吐注剂现场应用效果良好，能够有效地提高微生物吞吐在活跃边底水油藏吞吐实施的成功率和现场试验效果，实施成功率提高50个百分点，平均日增油达到12.0t以上，投入产出比大于1∶10。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行进一步描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：
实施例1
胜利油田某区块边底水稠油井P17的油藏温度为60℃、油层压力12MPa、原油粘度5980mPa·s、地层水总矿化度13920mg/cm3、原油密度0.9419g/cm3，渗透率1500×10-3μm2，孔隙体积35.7％。利用本发明的技术方案筛选出P17井吞吐的注剂配方，具体步骤如下：
1、注剂的初步评价
室内评价结果表明该油井采用内源吞吐的方式处理，因此，本发明的注剂为激活剂。
注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价。
所述的微生物激活效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间10d，根据菌浓测试结果，优选出菌浓提高3个以上数量级的注剂配方，结果见表1。
所述的界面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20d，根据界面张力测试结果优选出界面张力不大于10mN/m的注剂配方，结果见表1。
所述的表面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20d，根据表界面张力测试结果优选出表面张力降低超过50％的注剂配方，结果见表1。
表1稠油井P17注剂的初步评价结果
Figure BDA0002250293770000071
从表1可以看出：配方2、3、6、8注剂满足要求，因此，经初步评价筛选出的注剂为配方2、3、6、8。
2、注剂的综合评价
根据注剂的初步评价结果，对4组配方进行注剂综合评价，注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价。
所述的原油剥离效果评价，具体步骤如下：
(1)将目标油藏的原油进行脱水脱气，在目标油藏温度测定原油粘度μ0；静置于100℃条件烘箱12h，向厌氧瓶中倒入原油，将倒入原油的厌氧瓶在静置于100℃条件烘箱老化48h，使原油平铺于厌氧瓶瓶底，厚度为1cm，然后冷却至室温。
(2)将石英砂用清水清洗晾干后，浸泡到石脑油液体中，老化7d，取出石英砂放置到50℃烘箱中进行烘干5h，得到疏水性石英砂。
(3)根据目标油藏的渗透率，配置疏水性石英砂，向上述厌氧瓶中加入配置好的性石英砂，使砂层厚度为1cm，并对其进行压实，压实后确保砂面上层无原油露出且砂面平整。
(4)用目标油藏油藏水配置质量浓度为5％的上述筛选出的注剂溶液，按照油水体积为比为1∶9称量配置好的注剂溶液，通过玻璃棒引流的方式缓慢加入到上述厌氧瓶中，加入过程中不破坏砂层；其次向厌氧瓶中滴加氧气指示剂-刃天青，每100mL注剂溶液中添加0.2mL刃天青，加入完成后静置5min。
(5)通过氮气置换厌氧瓶内的空气，直到厌氧瓶内注剂溶液为无色为止；然后盖上胶塞密封，并利用蜡进行密封，保证厌氧瓶中为严格厌氧环境；将厌氧瓶静置到目标油藏温度60℃的烘箱内。
(6)观察厌氧瓶底部原油的剥离情况，见表2，筛选出培养30d剥离面积比例超过80％的注剂配方。
所述的剥离面积比例，由如下公式确定
S1＝S11/S12×100％
其中：S1——剥离面积比例，％；
S11——底部无原油覆盖面积，cm2；
S12——瓶底面积，cm2。
所述的多孔介质通过性评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察石英砂的颜色，见表2，优选培养30d后砂层为颜色较浅的注剂配方。
所述的开发效果评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察上浮原油的厚度和铺展面积比例，见表2，优选培养30d后上浮原油的厚度大于10mm且铺展面积比例超过70％的注剂配方。
所述的铺展面积比例，由如下公式确定
S2＝S21/S22×100％
其中：S2——铺展面积比例，％；
S21——上浮原油覆盖面积，cm2；
S22——水体液面面积，cm2。
表2稠油井P17注剂的综合评价结果
Figure BDA0002250293770000091
从表2可以看出：配方3、8注剂满足要求，因此，经综合评价筛选出的注剂为配方3和配方8进行物模评价。
3、注剂的物模评价
根据目标油藏装填岩芯，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩芯出口产出液含油100％，计算岩心的原始含油，一次水驱至岩心出口产出液含水与目标油藏相同，然后注入0.3PV注剂配方3和配方8，在目标油藏温度60℃和压力12MPa下，静置培养14d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩芯二次水驱采出程度和提高驱替效率；其中配方3注剂提高驱替效率13.1％、配方8注剂提高驱替效率为16.2％。因此，边底水稠油井P17井微生物注剂为配方8(木薯粉0.5wt％、蛋白胨0.1wt％、磷酸二氢钠0.15wt％)。
边底水稠油井P17井采用配方8(木薯粉0.5wt％、蛋白胨0.1wt％、磷酸二氢钠0.15wt％)进行微生物单井吞吐，关井20d后开井生产，菌浓提高3个数量级以上，含水由原来的94％下降到80％，原油粘度降低超过50％，平均日增油13.5t，有效期12个月，生产效果得到明显改善，投入产出比为1∶15.3。表3为边底水稠油井P17井实施微生物吞吐后产出液检测数据。
表3稠油井P17井实施吞吐后产出液部分检测数据
开井时间(d) 菌浓(个/mL) 原油粘度(mPa·s)
实施前 5×10<sup>3</sup> 5980
1 6×10<sup>7</sup> 2586
7 1.5×10<sup>7</sup> 1530
15 6×10<sup>8</sup> 2168
30 5×10<sup>8</sup> 2780
60 1×10<sup>7</sup> 2206
90 7×10<sup>7</sup> 2036
实施例2
胜利油田某区块边底水稠油井P14的油藏温度为75℃、油层压力15MPa、原油粘度7312mPa·s、地层水总矿化度5030mg/cm3、原油密度0.9729g/cm3，渗透率700×10-3μm2，孔隙体积31.7％。利用本发明的技术方案筛选出P14井吞吐的注剂配方，具体步骤如下：
1、注剂的初步评价
室内评价结果表明该油井采用内源吞吐的方式处理，因此，本发明的注剂为激活剂。
注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价。
所述的微生物激活效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20d，根据菌浓测试结果，优选出菌浓提高3个以上数量级的注剂配方，结果见表4。
所述的界面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间25d，根据界面张力测试结果优选出界面张力不大于10mN/m的注剂配方，结果见表4。
所述的表面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间23d，根据表界面张力测试结果优选出表面张力降低超过50％的注剂配方，结果见表4。
表4稠油井P14注剂的初步评价结果
Figure BDA0002250293770000111
从表4可以看出：配方2、3、4注剂满足要求，因此，经初步评价筛选出的注剂为配方2、3、4。
根据注剂的初步评价结果，对3组配方进行注剂综合评价，注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价。
所述的原油剥离效果评价，具体步骤如下：
(1)将目标油藏的原油进行脱水脱气，在目标油藏温度测定原油粘度μ0；静置于100℃条件烘箱18h，向厌氧瓶中倒入原油，将倒入原油的厌氧瓶在静置于100℃条件烘箱老化50h，使原油平铺于厌氧瓶瓶底，厚度为2cm，然后冷却至室温。
(2)将石英砂用清水清洗晾干后，浸泡到石脑油液体中，老化10d，取出石英砂放置到75℃烘箱中进行烘干5h，得到疏水性石英砂。
(3)根据目标油藏的渗透率，配置疏水性石英砂，向上述厌氧瓶中加入配置好的性石英砂，使砂层厚度为3cm，并对其进行压实，压实后确保砂面上层无原油露出且砂面平整。
(4)用目标油藏油藏水配置质量浓度为6％的上述筛选出的注剂溶液，按照油水体积为比为1∶9称量配置好的注剂溶液，通过玻璃棒引流的方式缓慢加入到上述厌氧瓶中，加入过程中不破坏砂层；其次向厌氧瓶中滴加氧气指示剂-刃天青，每100mL注剂溶液中添加0.2mL刃天青，加入完成后静置8min。
(5)通过氮气置换厌氧瓶内的空气，直到厌氧瓶内注剂溶液为无色为止；然后盖上胶塞密封，并利用蜡进行密封，保证厌氧瓶中为严格厌氧环境；将厌氧瓶静置到目标油藏温度75℃的烘箱内。
(6)观察厌氧瓶底部原油的剥离情况，见表5，筛选出培养30d剥离面积比例超过80％的注剂配方。
所述的剥离面积比例，由如下公式确定
S1＝S11/S12×100％
其中：S1——剥离面积比例，％；
S11——底部无原油覆盖面积，cm2；
S12——瓶底面积，cm2。
所述的多孔介质通过性评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察石英砂的颜色，见表5，优选培养30d后砂层为颜色较浅的注剂配方。
所述的开发效果评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察上浮原油的厚度和铺展面积比例，见表5，优选培养30d后上浮原油的厚度大于10mm且铺展面积比例超过70％的注剂配方。
所述的铺展面积比例，由如下公式确定
S2＝S21/S22×100％
其中：S2——铺展面积比例，％；
S21——上浮原油覆盖面积，cm2；
S22——水体液面面积，cm2。
表5稠油井P14注剂的综合评价结果
从表5可以看出：配方3、4注剂满足要求，因此，经综合评价筛选出的注剂为配方3和配方4进行物模评价。
3、注剂的物模评价
根据目标油藏装填岩芯，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩芯出口产出液含油100％，计算岩心的原始含油，一次水驱至岩心出口产出液含水与目标油藏相同，然后注入0.3PV注剂配方3和配方4，在目标油藏温度75℃和压力15MPa下，静置培养20d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩芯二次水驱采出程度和提高驱替效率；其中配方3注剂提高驱替效率15.2％、配方4注剂提高驱替效率为17.5％。因此，边底水稠油井P14井微生物注剂为配方4(麦芽糊精0.4wt％、氯化铵0.3wt％、磷酸氢二铵0.05wt％)。
边底水稠油井P14井采用配方4(麦芽糊精0.4wt％、氯化铵0.3wt％、磷酸氢二铵0.05wt％)进行微生物单井吞吐，关井15d后开井生产，菌浓提高3个数量级以上，含水由原来的97％下降到82.5％，原油粘度降低最高达到57.2％，平均日增油14.3t，有效期18个月，生产效果得到明显改善，投入产出比为1：17.2。
实施例3
胜利油田某区块边底水稠油井X28的油藏温度为62℃、油层压力11MPa、原油粘度2360mPa·s、地层水总矿化度3040mg/cm3、原油密度0.9612g/cm3，渗透率513×10-3μm2，孔隙体积30.1％。利用本发明的技术方案筛选出X28井吞吐的注剂配方，具体步骤如下：
1、注剂的初步评价
室内评价结果表明该油井采用内源吞吐的方式处理，因此，本发明的注剂为激活剂。
注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价。
所述的微生物激活效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间30d，根据菌浓测试结果，优选出菌浓提高3个以上数量级的注剂配方，结果见表7。
所述的界面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间30d，根据界面张力测试结果优选出界面张力不大于10mN/m的注剂配方，结果见表7。
所述的表面张力改变效果评价，具体方法如下：
在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间30d，根据表界面张力测试结果优选出表面张力降低超过50％的注剂配方，结果见表7。
表7稠油井X28注剂的初步评价结果
从表7可以看出：配方1、2、4、7注剂满足要求，因此，经初步评价筛选出的注剂为配方1、2、4、7。
2、注剂的综合评价
根据注剂的初步评价结果，对4组配方进行注剂综合评价，注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价。
所述的原油剥离效果评价，具体步骤如下：
(1)将目标油藏的原油进行脱水脱气，在目标油藏温度测定原油粘度μ0；静置于100℃条件烘箱24h，向厌氧瓶中倒入原油，将倒入原油的厌氧瓶在静置于100℃条件烘箱老化60h，使原油平铺于厌氧瓶瓶底，厚度为3cm，然后冷却至室温。
(2)将石英砂用清水清洗晾干后，浸泡到石脑油液体中，老化15d，取出石英砂放置到60℃烘箱中进行烘干6h，得到疏水性石英砂。
(3)根据目标油藏的渗透率，配置疏水性石英砂，向上述厌氧瓶中加入配置好的性石英砂，使砂层厚度为5cm，并对其进行压实，压实后确保砂面上层无原油露出且砂面平整。
(4)用目标油藏油藏水配置质量浓度为10％的上述筛选出的注剂溶液，按照油水体积为比为1∶9称量配置好的注剂溶液，通过玻璃棒引流的方式缓慢加入到上述厌氧瓶中，加入过程中不破坏砂层；其次向厌氧瓶中滴加氧气指示剂-刃天青，每100mL注剂溶液中添加0.2mL刃天青，加入完成后静置10min。
(5)通过氮气置换厌氧瓶内的空气，直到厌氧瓶内注剂溶液为无色为止；然后盖上胶塞密封，并利用蜡进行密封，保证厌氧瓶中为严格厌氧环境；将厌氧瓶静置到目标油藏温度62℃的烘箱内。
(6)观察厌氧瓶底部原油的剥离情况，见表8，筛选出培养30d剥离面积比例超过80％的注剂配方。
所述的剥离面积比例，由如下公式确定
S1＝S11/S12×100％
其中：S1——剥离面积比例，％；
S11——底部无原油覆盖面积，cm2；
S12——瓶底面积，cm2。
所述的多孔介质通过性评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察石英砂的颜色，见表8，优选培养30d后砂层为颜色较浅的注剂配方。
所述的开发效果评价，具体步骤如下：
步骤(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察上浮原油的厚度和铺展面积比例，见表8，优选培养30d后上浮原油的厚度大于10mm且铺展面积比例超过70％的注剂配方。
所述的铺展面积比例，由如下公式确定
S2＝S21/S22×100％
其中：S2——铺展面积比例，％；
S21——上浮原油覆盖面积，cm2；
S22——水体液面面积，cm2。
表8稠油井X28注剂的综合评价结果
Figure BDA0002250293770000171
从表8可以看出：配方1、2、7注剂满足要求，因此，经综合评价筛选出的注剂为配方1、2和7进行物模评价。
3、注剂的物模评价
根据目标油藏装填岩芯，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩芯出口产出液含油100％，计算岩心的原始含油，一次水驱至岩心出口产出液含水与目标油藏相同，然后注入0.3PV注剂配方1、2和7，在目标油藏温度62℃和压力11MPa下，静置培养30d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩芯二次水驱采出程度和提高驱替效率；其中配方2注剂提高驱替效率14.6％、配方3注剂提高驱替效率为16.4％、配方7注剂提高驱替效率为18.5％。因此，边底水稠油井X28井微生物注剂为配方7(甘油0.5wt％、尿素0.2wt％、磷酸氢二铵0.10wt％)。
边底水稠油井X28井采用配方7(甘油0.5wt％、尿素0.2wt％、磷酸氢二铵0.10wt％)进行微生物单井吞吐，关井25d后开井生产，菌浓提高4个数量级以上，含水由原来的94％下降到72.3％，原油粘度降低最高达到59.2％，平均日增油17.5t。有效期30个月，生产效果得到明显改善，投入产出比为1∶18.7。

Claims (17)

1.一种活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)注剂的初步评价
注剂的初步评价的指标为微生物激活效果评价、表面张力改变效果评价、界面张力改变效果评价；
(2)注剂的综合评价
注剂综合评价的指标为原油剥离效果评价、多孔介质通过性评价、开发效果评价；根据注剂的综合评价结果，筛选出的2-3组的注剂配方进行物模评价；
(3)注剂的物模评价
通过注剂的物模评价，筛选出最终的注剂配方。
2.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的微生物激活效果评价，具体方法如下：在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间10-30d，根据菌浓测试结果，优选出菌浓提高3个以上数量级的注剂配方。
3.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的表面张力改变效果评价，具体方法如下：在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20-30d，根据表界面张力测试结果优选出表面张力降低超过50％的注剂配方。
4.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的界面张力改变效果评价，具体方法如下：在目标油藏条件下进行室内厌氧静置培养，培养时间20-30d，根据界面张力测试结果优选出界面张力不大于10mN/m的注剂配方。
5.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的原油剥离效果评价，具体步骤如下：
(1)将目标油藏的原油进行脱水脱气，在目标油藏温度测定原油粘度μ0；静置于100℃条件烘箱12-24h，向厌氧瓶中倒入原油，将倒入原油的厌氧瓶在静置于100℃条件烘箱老化48-60h，使原油平铺于厌氧瓶瓶底，厚度为1-3cm，然后冷却至室温；
(2)将石英砂用清水清洗晾干后，浸泡到石脑油液体中，老化7-15d，取出石英砂放置到50-60℃烘箱中进行烘干5-6h，得到疏水性石英砂；
(3)根据目标油藏的渗透率，配置疏水性石英砂，向上述厌氧瓶中加入配置好的性石英砂，使砂层厚度为1-5cm，并对其进行压实，压实后确保砂面上层无原油露出且砂面平整；
(4)用目标油藏油藏水配置质量浓度为5-10％的上述筛选出的注剂溶液，按照油水体积为比为1∶9称量配置好的注剂溶液，通过玻璃棒引流的方式缓慢加入到上述厌氧瓶中，加入过程中不破坏砂层；其次向厌氧瓶中滴加氧气指示剂-刃天青，每100mL注剂溶液中添加0.2mL刃天青，加入完成后静置5-10min；
(5)通过氮气置换厌氧瓶内的空气，直到厌氧瓶内注剂溶液为无色为止；然后盖上胶塞密封，并利用蜡进行密封，保证厌氧瓶中为严格厌氧环境；将厌氧瓶静置到目标油藏温度的烘箱内；
(6)观察厌氧瓶底部原油的剥离情况，筛选出培养30d剥离面积比例超过80％的注剂配方。
6.根据权利要求5所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的剥离面积比例，由如下公式确定：
S1＝S11/S12×100％
其中：S1——剥离面积比例，％；
S11——底部无原油覆盖面积，cm2；
S12——瓶底面积，cm2。
7.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的多孔介质通过性评价，具体步骤如下：(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察石英砂的颜色，优选培养30d后砂层为颜色较浅的注剂配方。
8.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的开发效果评价，具体步骤如下：(1)-(5)与原油剥离效果评价中步骤(1)-(5)相同；(6)观察上浮原油的厚度和铺展面积比例，优选培养30d后上浮原油的厚度大于10mm且铺展面积比例超过70％的注剂配方。
9.根据权利要求8所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的铺展面积比例，由如下公式确定：
S2＝S21/S22×100％
其中：S2——铺展面积比例，％；
S21——上浮原油覆盖面积，cm2；
S22——水体液面面积，cm2。
10.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的主剂物模评价，具体步骤如下：根据目标油藏装填岩芯，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩芯出口产出液含油100％，计算岩心的原始含油，一次水驱至岩心出口产出液含水与目标油藏相同，然后注入0.3PV注剂配方，在目标油藏温度和压力下，静置培养14-30d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩芯二次水驱采出程度和提高驱替效率；筛选出提高驱替效率最高的注剂配方。
11.根据权利要求1所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的注剂为外源菌菌液或激活剂。
12.根据权利要求11所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的外源菌菌液为产脂肽类或产糖脂类发酵液，菌液的浓度为发酵液原液浓度的10％。
13.根据权利要求11所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成。
14.根据权利要求13所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的碳源为淀粉、糖粉、植物油、木薯粉、麦芽糊精、葡萄糖、甘油和豆粉中的一种。
15.根据权利要求13所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的氮源为有机肥粉末、玉米浆干粉、硝酸钠、蛋白胨、酵母粉、氯化铵和尿素中的一种。
16.根据权利要求13所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二铵中的一种。
17.根据权利要求11所述的活跃边底水稠油油藏微生物吞吐注剂的评价方法，其特征在于，所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为：0.3～0.5％、0.1～0.3％、0.05～0.15％。
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