CN110761758A - 一种利用硅酸盐菌改造油气储层的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种利用硅酸盐菌改造油气储层的方法。该方法包括：筛选适用油气储层；向注入井中注入菌液，菌液为含有硅酸盐菌的菌液，注入菌液的过程保证注入井和采油井的压差小于1MPa；向注入井中注入0.05倍孔隙体积的水；焖井，注水生产。本发明的油气储层的改造方法可以长期改造油气储层，提高油气储层的采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种油气储层的改造方法，尤其涉及一种利用微生物改造油气储层的方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
目前，我国石油的平均采收率约为1/3，在新储层的勘探难度大、传统提采手段 低效高污染的情况下，经济环保的微生物提高石油采收率技术(MEOR)在油气田开 发领域受到越来越多的关注和逐渐深入的研究。
从MEOR概念的提出到后续多阶段的发展，对其提采机理的认识逐渐清晰，一 般认为是微生物及其代谢产物对原油的改造作用，增大了波及效率和洗油效率。
但是在由储层岩石矿物(岩)、储层流体(流)和微生物(微)组成的三元体系 中，人们关注最多的往往是微-流(原油或营养剂)作用产生的物质所发挥的提采作 用，通常忽略对微-岩相互作用的利用。
目前，硅酸盐菌并无在油气田开发领域的利用和探索。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种可以长期改造油气储层，提高油气储层采收率的方法。
为了实现上述技术目的，本发明提供了一种利用硅酸盐菌改造油气储层的方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：筛选适用油气储层，适用油气储层至少需要满足如下8项中的6项：
1项：地层温度满足硅酸盐菌存活温度；
2项：地层压力≤100MPa；
3项：孔隙度≥13％；
4项：渗透率≥10mD；
5项：硅酸盐的含量≥10wt％；
6项：pH为4-9；
7项：毒性物质含量不威胁硅酸盐菌存活；
8项：采用注水开发方式开发；
步骤二：向注入井中注入菌液，菌液为含有硅酸盐菌的菌液，其中，注入菌液的 过程保证注入井和采油井的压差小于1MPa；
步骤三：向注入井中注入除菌水；
步骤四：注入完成后，注入井和采油井同时关井，焖井，注入井和采油井在低于xMPa的生产压差下恢复注水生产，完成利用硅酸盐菌对油气储层的改造；其中，当 10≤渗透率(mD)＜50时，x为1；当50≤渗透率(mD)＜200时，x为2；当200 ≤渗透率(mD)＜400时，x为3；渗透率(mD)≥400时，x为4。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，菌液按照如下步骤制备：
配制微生物营养液；
灭菌，调控pH为4-9，降温后接入硅酸盐菌，搅拌培养至菌液浓度为108cell/mL，得到含有硅酸盐菌的菌液。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，在所骤二中，菌液的注入量为待改造油气藏的0.01-1.00倍孔隙体积(PV)。具体地，菌液的注入量可以 为待改造油气藏的0.01PV、0.1PV、0.5PV、1.00PV。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，在步骤三中，除菌水的注入量为0.01PV-0.1PV。具体地，除菌水的注入量可以为的0.01PV、0.02PV、 0.03PV、0.05PV、0.07PV、0.1PV。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，在步骤四中，焖井的时间不短于72h，不长于240h。具体地，焖井时间可以为72h。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，灭菌的温度不超过微生物营养液中各物质质变的最低温度。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，硅酸盐菌包括一切可以直接或间接利用硅酸盐矿物进行代谢微生物(真菌、细菌和古菌)。优选地，硅酸盐菌包括 直接或间接利用硅酸盐矿物的代谢菌，或与其他微生物联合作用直接或间接利用硅酸 盐矿物的代谢菌，或所述代谢菌的代谢产物或酶产物。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，硅酸盐菌包括但不限于黏滑似竿菌和/或蓝湖硅杆菌。其中，黏滑似竿菌，分类命名：Paenibacillusmucilaginosus；保藏日期：2018年7月4日；保藏单位：中国微生物菌种保藏管理委 员会普通微生物中心(CGMCC)；保藏单位地址：北京市朝阳区北辰西路1号院3 号中国科学院微生物研究所；保藏编号：CGMCC No.16057。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，所有菌种中文命名根据万云洋的《原核微生物资源和分类学词典》，北京：石油工业出版社，2016。
根据本发明的具体实施方案，需要对注入到注入井的中水进行检测，要求注入到注入井中的水的水质有利于硅酸盐菌的生长，不得含有杀菌剂。比如，若采用的硅酸 盐菌为耗氧菌，注入水在注入前要经过曝气处理；若采用的硅酸盐菌为厌氧菌，则不 需曝气，直接注入。
在本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中，优选地，该方法还包括对采出液中的微生物进行监测的步骤；
具体地，监测采出液中的微生物时，当采出液的硅酸盐菌菌细胞浓度连续5日下降并最终低于105cell/mL时，则需及时补注硅酸盐菌。
更进一步地，补注硅酸盐菌时按照本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法中的步骤二至步骤四的步骤就行即可。
本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法安全环保，不会对地储层造成环境伤害。
本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法利用硅酸盐菌对硅酸盐的高效溶解作用，使其在油气储层中繁殖并成为优势菌种，长期稳定的将储层硅酸盐矿物溶解并 随注入水带出至地表，以此进行储层孔喉的持续改造，从而提高石油采收率。
本发明的黏滑似竿菌：
分类命名：Paenibacillus mucilaginosus；
保藏日期：2018年7月4日；
保藏单位：中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心(CGMCC)；
保藏单位地址：北京市朝阳区北辰西路1号院3号中国科学院微生物研究所；
保藏编号：CGMCC No.16057。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种利用硅酸盐菌改造油气储层的方法，以黏滑似竿菌改造石英砂填砂管渗透率的物模实验为例，包括以下步骤：
步骤一：用100目石英砂制作填砂管地层模型，渗透率为197.7mD，孔隙度为16.09％，孔隙体积(PV)为145.92cm3，原始含油饱和度为75.21％，原始含水饱和 度为24.79％，使用驱替压力10MPa、围压10MPa、回压7MPa进行水驱，水驱采收 率为37.96％。
填砂管地层模型处于恒温30℃；
驱替泵、回压泵和围压泵压力小于40MPa；
填砂管地层模型孔隙度16.09％；
填砂管地层模型渗透率197.7mD；
填砂管地层模型由2403.2g石英填充而成，硅酸盐含量≥10wt％；
使用pH值为7.07的去离子水泵入填砂管，填砂管地层模型出口驱替水相的pH 为6.98；
使用不含杀菌剂和重金属离子的去离子水泵入填砂管，对填砂管地层模型出口的驱替水相进行检测，未发现杀菌剂和重金属离子及其它毒性物质；
填砂管物模实验使用去离子水进行驱替；
步骤二：按照如下配方配置黏滑似竿菌的营养液(g/L)：蔗糖5.0、磷酸氢二钠2.0，硫酸镁0.5、氯化铁0.005、碳酸钙0.1、氯化铝0.075；
步骤三：将步骤二中的营养液在121℃、1atm条件下灭菌15min；
步骤四：将黏滑似竿菌在无菌环境下接种至3中营养液，并培养至108cell/mL；
步骤五：将0.50PV(即72.96cm3)黏滑似竿菌菌液泵入填砂管地层模型；
步骤六：因填砂管地层模型渗透率为197.7mD，确定泵入过程应控制生产压差为2MPa，故驱替过程使用10MPa驱替压力、8MPa回压以及10MPa的围压；
步骤七：在同样压力条件下泵入0.05Pv(7.30cm3)的去离子水；
步骤八：注入完成后，关闭填砂管地层模型的压力阀门，保持内部压力不变，关 井144h；
步骤九：使用起始水驱压力恢复生产，即驱替压力10MPa、围压10MPa、回压 7MPa；
步骤十：恢复生产后定期测量采出液菌细胞浓度并统计原油采收率，如表1所示。
表1
| 时间/d | 菌细胞浓度(cell/mL) | 累计采收率(％) | 增加采收率(％) |
| 0 | 3.0×10<sup>8</sup> | 37.96 | 0.00 |
| 7 | 5.9×10<sup>8</sup> | 38.21 | 0.25 |
| 14 | 6.1×10<sup>9</sup> | 38.91 | 0.95 |
| 21 | 3.2×10<sup>9</sup> | 39.78 | 1.82 |
| 28 | 9.0×10<sup>8</sup> | 41.09 | 3.13 |
| 35 | 6.0×10<sup>8</sup> | 41.71 | 3.75 |
| 42 | 6.0×10<sup>7</sup> | 41.96 | 4.00 |
| 49 | 9.7×10<sup>6</sup> | 42.07 | 4.11 |
| 56 | 1.3×10<sup>6</sup> | 42.19 | 4.23 |
| 63 | 2.6×10<sup>5</sup> | 42.22 | 4.26 |
| 70 | 6.3×10<sup>4</sup> | 42.30 | 4.34 |
在第70天测量时，菌细胞浓度首次＜105cell/mL，此时停止生产，重复上述步骤一至步骤十进行补菌操作。
应用黏滑似竿菌提高室内填砂管模拟实验，首轮注菌周期内增大采收率4.34％。
以上实施例说明，本发明的利用硅酸盐菌改造油气储层的方法可以提高石油采收率。
Claims (10)
1.一种利用硅酸盐菌改造油气储层的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一：筛选适用油气储层，所述适用油气储层至少需要满足如下8项中的6项：
1项：地层温度满足硅酸盐菌存活温度；
2项：地层压力≤100MPa；
3项：孔隙度≥13％；
4项：渗透率≥10mD；
5项：硅酸盐的含量≥10wt％；
6项：pH为4-9；
7项：毒性物质含量不威胁硅酸盐菌存活；
8项：采用注水开发方式开发；
步骤二：向注入井中注入菌液，所述菌液为含有硅酸盐菌的菌液，其中，注入菌液的过程保证注入井和采油井的压差小于1MPa；
步骤三：向注入井中注入除菌水；
步骤四：注入完成后，注入井和采油井同时关井，焖井，注入井和采油井在低于xMPa的生产压差下恢复注水生产，完成利用硅酸盐菌对油气储层的改造；其中，当10≤渗透率(mD)＜50时，x为1；当50≤渗透率(mD)＜200时，x为2；当200≤渗透率(mD)＜400时，x为3；渗透率(mD)≥400时，x为4。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述菌液按照如下步骤制备：
配制硅酸盐菌营养液；
灭菌，调控pH为4-9，降至室温后接入硅酸盐菌，搅拌培养至菌细胞浓度≥107cell/mL后，得到含有硅酸盐菌的菌液。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤二中，菌液的注入量为待改造油气藏的0.01-1.00倍孔隙体积。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤三中，所述除菌水的注入量为0.01PV-0.1PV。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤四中，所述焖井的时间不短于72h，不长于240h。
6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，灭菌的温度不超过微生物营养液中各物质质变的最低温度。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述硅酸盐菌包括直接或间接利用硅酸盐矿物的代谢菌，或与其他微生物联合作用直接或间接利用硅酸盐矿物的代谢菌，或所述代谢菌的代谢产物或酶产物。
8.根据权利要求1或7所述的方法，其特征在于，所述硅酸盐菌包括但不限于黏滑似竿菌。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法还包括对采出液中的微生物进行监测的步骤。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，监测采出液中的微生物时，当采出液的硅酸盐菌菌细胞浓度连续5日下降并最终低于105cell/mL时，及时补注硅酸盐菌。
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