CN111205842B - 一种提高石油采收率的微生物采油工艺技术 - Google Patents

Abstract

本申请提供微生物驱油剂及其制备方法和用途。所述微生物驱油剂包含假单胞菌以及任选地生物表面活性剂，所述微生物驱油剂用于石油开采中。

Description

一种提高石油采收率的微生物采油工艺技术

技术领域

本申请属于石油开采技术领域。具体地，本申请涉及用于提高石油采收率的微生物采油工艺技术。

背景技术

在石油的开采过程中，石油的开采可以分为三个阶段，一次开采、二次开采、三次开采。一次开采的主要工作是对油田进行勘测和利用，这一阶段对于下一阶段的开采工作具有重要意义；二次开采是继一次开采之后的工作，在这一阶段地下储量会逐渐减少，并且其分布具有多层的特点；三次开采遇到的困难最大，为了能够保证这一阶段的开采工作，必须考虑各方面因素，采取有效的解决措施，优化开采环境、开采设备等，只有这样才能够保证三次开采过程的顺利进行。

微生物采油技术(Microbial Enhanced Oil Recovery)是指利用微生物 (主要是细菌)或其代谢产物提高原油产量和采收率的技术，这种技术是基于三次开采技术之上，实现了对原有油田的重新开采，对油藏中没有收集的残油部分进行了有效回收。通过微生物对地层的直接作用，或者产生各种代谢物来提高石油的开采效率。在开采过程中，微生物的直接作用主要体现在以下两方面：一是微生物在岩石表面的繁殖，其生长在一定程度上降低原油的粘度，提高原油的流动性；二是微生物代谢产生的表面活性物质降低表面张力和油水界面张力，形成胶束溶液，促进岩石表面原油乳化，从而提高石油的开采效率。

为此，利用微生物提高石油采收率的制剂和方法成了目前亟待解决的ー个热点课题。

发明内容

第一方面，本申请提供了微生物驱油剂，其包含假单胞菌；任选地，所述微生物驱油剂还包含生物表面活性剂。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌为蒙氏假单胞菌 (Pseudomonasmonteilii)。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物由所述假单胞菌和培养基组成。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，培养所述假单胞菌的培养基为液体培养基或半固体培养基。

在第一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂选自：鼠李糖脂、海藻糖脂、槐糖脂、脂肽和短杆菌肽。

在第一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂的浓度为75-300 g/L。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-75g/L。

在第一方面的一些实施方案中，以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的各自的体积份为：

所述假单胞菌培养物1-20

所述生物表面活性剂1-10。

第二方面，本申请提供了微生物驱油剂的制备方法，其包括：

培养假单胞菌，获得所述假单胞菌的培养物；任选地，所述方法还包括将所述假单胞菌的培养物与生物表面活性剂混合；以获得所述微生物驱油剂。

在第二方面的一些实施方案中，所述培养为液体培养或半固体培养。

在第二方面的一些实施方案中，所述假单胞菌为蒙氏假单胞菌 (Pseudomonasmonteilii)。

在第二方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂选自：鼠李糖脂、海藻糖脂、槐糖脂、脂肽和短杆菌肽。

在第二方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂的浓度为75-300 g/L。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-75g/L。

在第二方面的一些实施方案中，以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的各自的体积份为：

所述假单胞菌培养物1-20

所述生物表面活性剂1-10。

第三方面，本申请提供了石油开采或辅助石油开采的方法，其包括：

向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少72h、至少84h，至少 96h、至少108h、至少120h、至少132h、至少144h、至少156h、至少 168h、至少180h、至少192h、至少204h、至少216h、至少228h或至少 240h；

其中，

处理液量按以下公式计算：

处理液量＝射开厚度×平均孔隙度×π×处理半径²；

所述处理液量的单位为立方米(m³)，所述射开厚度的单位为米(m)，所述处理半径的单位为米(m)；

所述处理液含有1％(v/v)-5％(v/v)的第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述方法制备的微生物驱油剂。

在第三方面的一些实施方案中，所述方法还包括向所述油井中注入洗井液和/或顶替液。

第四方面，本申请提供了第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述的方法制备的微生物驱油剂在石油开采或辅助石油开采中的用途。

发明详述

提供以下定义和方法用以更好地界定本申请以及在本申请实践中指导本领域普通技术人员。除非另作说明，术语按照相关领域普通技术人员的常规用法理解。本文所引用的所有专利文献、学术论文及其他公开出版物，其中的全部内容整体并入本文作为参考。

定义

如本文所用术语“微生物驱油剂”，是指包含有效微生物菌种的生物类驱油体系产品，所述菌种为活性成分，还可以另外包含载体或赋形剂制剂，也可以包含其它的有利于所述菌株生长代谢或保持活性的物质，例如，培养基、微量元素、维生素、氨基酸、肉汤等。在一些实施方案中，所述微生物驱油剂还包含生物表面活性剂。

如本文所用术语“培养物”，是指在特定工艺条件控制下由微生物菌种在特定的培养基上经过发酵后形成的微生物制品，它主要包含发酵后微生物菌种细胞群、微生物菌种细胞外代谢产物和培养基。

附图说明

图1显示了含微生物驱油剂的处理液对原油的降粘能力，左侧 为空白对照组(图中标记为空白)，右侧 为含2％(v/v)微生物驱油剂的处理液组(图中标记为对照)。

具体实施方式

第一方面，本申请提供了微生物驱油剂，其包含假单胞菌；任选地，所述微生物驱油剂还包含生物表面活性剂。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物由所述假单胞菌和培养基组成。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁸cfu/mL。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，培养所述假单胞菌的培养基为液体培养基或半固体培养基。

在第一方面的一些实施方案中，培养所述假单胞菌的培养基为液体培养基。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述液体培养基的组成如下：0.5％(w/v)酵母浸膏、2％(w/v)胰蛋白胨、0.25％(w/v)磷酸二氢钾、 0.05％(w/v)硫酸镁和0.5％(w/v)氯化钠，所述液体培养基的pH为7.2。

培养物主要由微生物菌种细胞外代谢产物(例如酶、多糖、脂类、有机酸等)、发酵后的培养基和微生物菌种细胞群构成。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁸cfu/mL。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-75g/L。

在第一方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-50g/L。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为18.75-50g/L。

在第一方面的一些实施方案中，以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的各自的体积份为：

所述假单胞菌培养物1-20

所述生物表面活性剂1-10。

在第一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的体积比为1:1、2:1、3:1、5:1、10:1或20:1。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的体积比为3:1。

在第一方面的一些具体实施方案中，所述微生物驱油剂由所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂组成。

第二方面，本申请提供了微生物驱油剂的制备方法，其包括：

培养假单胞菌，获得所述假单胞菌的培养物；任选地，所述方法还包括将所述假单胞菌的培养物与生物表面活性剂混合；以获得所述微生物驱油剂。

在第二方面的一些实施方案中，所述培养为液体培养或半固体培养。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述培养为液体培养。

在第二方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁸cfu/mL。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述假单胞菌培养物中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁷cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁸cfu/mL。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述微生物驱油剂中所述假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-75g/L。

在第二方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为15-50g/L。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述微生物驱油剂中所述生物表面活性剂的浓度为18.75-50g/L。

在第二方面的一些实施方案中，以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述假单胞菌培养物和生物表面活性剂的各自的体积份为：

所述假单胞菌培养物1-20

所述生物表面活性剂1-10。

在第二方面的一些实施方案中，所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的体积比为1:1、2:1、3:1、5:1、10:1或20:1。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述假单胞菌培养物和所述生物表面活性剂的体积比为3:1。

在第二方面的一些实施方案中，在30℃下将假单胞菌与生物表面活性剂按照一定的体积比进行混合。

在第二方面的一些具体实施方案中，所述假单胞菌培养物的制备方法包括：

将假单胞菌接种到灭菌过的发酵培养基中，在30-36℃(例如35℃)温度条件下，通气培养发酵40-48h(例如48h)，对培养得到的发酵液进行镜检，确保假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

所述假单胞菌液体培养物中含有假单胞菌细胞群、假单胞菌代谢产物(例如烷烃羟化酶、芳香烃双加氧酶等石油烃降解的相关酶系)和发酵后的液体培养基。

第三方面，本申请提供了石油开采或辅助石油开采的方法，其包括：

向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少72h、至少84h，至少 96h、至少108h、至少120h、至少132h、至少144h、至少156h、至少 168h、至少180h、至少192h、至少204h、至少216h、至少228h或至少 240h；

其中，

处理液量按以下公式计算：

处理液量＝射开厚度×平均孔隙度×π×处理半径²；

所述处理液量的单位为立方米(m³)，所述射开厚度的单位为米(m)，所述处理半径的单位为米(m)；

所述处理液含有1％(v/v)-5％(v/v)的第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述方法制备的微生物驱油剂。

在第三方面的一些具体实施方案中，驱油井施工射孔井段有效射开厚度为13.5m，平均孔隙度15.5％，处理半径2.5m，根据以下公式计算处理液量并向上取整数，确定所需处理液量为42m³：

处理液量＝射开厚度×平均孔隙度×π×处理半径²。

在第三方面的一些实施方案中，将所述处理液注入油井中进行处理至少120h。

在第三方面的一些实施方案中，将处理液注入油井中进行处理 120-168h。

在第三方面的一些具体实施方案中，将所述处理液注入油井中进行处理至少120h。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述处理液含有1％(v/v)、 1.5％(v/v)、2％(v/v)或4％(v/v)的第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述方法制备的微生物驱油剂。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述处理液为第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述方法制备的微生物驱油剂与水的混合物。

在第三方面的一些实施方案中，所述处理液的温度为40-60℃。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述处理液的温度为45℃。

在第三方面的一些实施方案中，所述方法还包括向所述油井中注入洗井液和/或顶替液。

在第三方面的一些实施方案中，所述洗井液的注入量为井管容量的 2-4倍。

在第三方面的一些实施方案中，所述洗井液的注入量为井管容量的3 倍。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述井管容量为15m³。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述洗井液的注入量为45m³。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述洗井液为水。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述洗井液的温度为45-60℃。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述洗井液的温度为50℃。

在第三方面的一些实施方案中，所述顶替液的注入量为井管容量的 1-1.5倍。

在第三方面的一些实施方案中，所述顶替液的注入量为井管容量的 1.2倍。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述井管容量为15m³。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述顶替液的注入量为18m³。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述顶替液为水。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述顶替液的温度为45-60℃。

在第三方面的一些具体实施方案中，所述顶替液的温度为50℃。

在第三方面的一些实施方案中，处理时的环境温度不超过65℃，优选地为45-65℃。

在第三方面的一些具体实施方案中，处理时的环境温度为55.9℃。

在第三方面的一些实施方案中，根据油层施工射孔井段的射开厚度、平均孔隙度、处理半径、井管容量等参数确定注入油井的处理液、洗井液和顶替液的用量。

在第三方面的一些实施方案中，根据油层施工射孔井段的射开厚度、平均孔隙度、处理半径、井管容量、地层压力、含油饱和度、渗透率等参数确定注入油井的处理液、洗井液和顶替液的用量。

在第三方面的一些实施方案中，油井为含稠油的井，稠油粘度大，流动性差，给开采造成了一定困难。

在第三方面的一些具体实施方案中，油层施工井段的基本情况如下：岩性为砂岩，渗透率为12.22×10^-3μm²的中等渗透性油层，地层压力为 15.5MPa，含油饱和度为47.5％，地层温度为55.9℃。使用本申请的微生物驱油剂处理前日产液8.9t/d，日产油：2.2t/d(年平均值)，含水量为75％。射孔井段的射开厚度合计为13.5m，平均孔隙度为15.5％，处理半径为2.5m，井管容量约为15m³。因此，根据上述油层施工井段的基本情况，所需加入的处理液的用量为42m³，洗井液的用量为45m³，顶替液的用量为18m³。

在示例性实施方案中，石油开采或辅助石油开采的方法包括以下一种或多种步骤：

1)选择施工地层：所选施工的地层温度不超过65℃(例如55.9℃)；

2)根据施工射孔井段的射开厚度、平均孔隙度、处理半径、井管容量等参数确定注入油井的处理液、洗井液和顶替液的用量；

3)采用套管施工环空注入，按顺序先后注入洗井液、处理液、顶替液，施工压力限制在18MPa以内。首先套管内注满洗井液进行试挤，压力不超过15MPa，成功后开泵挤入洗井液45m³，直至井口排出清液为止，然后关闭油管闸门，套管挤入处理液42m³，最后注入顶替液18m³，将处理液压入地层处理120-168h(例如120h)。其中，洗井液为温度45-60℃(例如50℃)的清水，处理液为温度45-60℃(例如45℃)含有1％(v/v)-5％(v/v)(例如2％(v/v))的微生物驱油剂和水的混合物，顶替液为温度45-60℃(例如 50℃)的清水；

4)开井复抽生产，对产油量进行监测。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述假单胞菌为蒙氏假单胞菌(Pseudomonas monteilii)。

本申请所用菌种均为已知菌种，可通过常规筛选、商业手段或其它途径获得。

在上述任一方面的一些实施方案中，可通过商业途径获得本文所述的菌种，例如所述假单胞菌可以为蒙氏假单胞菌(Pseudomonas monteilii)，可选择地，可以从中国普通微生物菌种保藏管理中心(China General Microbiological Culture CollectionCenter,CGMCC，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，邮编100101)获得保藏号为 CGMCC1.9058的菌株用于本申请中。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂选自：鼠李糖脂、海藻糖脂、槐糖脂、脂肽和短杆菌肽。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂为鼠李糖脂。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述的生物表面活性剂为液体。

在上述任一方面的一些实施方案中，当生物表面活性剂原料为颗粒状或膏状固体时，在与假单胞菌发酵液混合前，在50℃温度条件下、pH8 左右的水中搅拌并溶解，根据固体中生物表面活性剂的含量配制溶液。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂的浓度为 75-300g/L。

在上述任一方面的一些实施方案中，所述生物表面活性剂的浓度为 75-200g/L。

第四方面，本申请提供了第一方面所述的微生物驱油剂或通过第二方面所述的方法制备的微生物驱油剂在石油开采或辅助石油开采中的用途。

在第四方面的一些实施方案中，所述微生物驱油剂用于石油的三次开采中。

在一些实施方案中，本申请提供的用于石油开采或辅助石油开采的微生物驱油剂，获得以下至少一种效果：

1)本申请所选用的蒙氏假单胞菌，其生长过程产生烷烃羟化酶、芳香烃双加氧酶等石油烃降解的相关酶系，可利用和降解石油烃。催化原油中石蜡、沥青质、胶质等长碳链组分断裂，降解为短碳链组分，使原油中长链组分减少，短链组分增加，减少大分子物质沉积，原油凝固点和粘度均显著降低。

2)本申请所选用鼠李糖脂生物表面活性剂，是由微生物代谢产生的生物表面活性剂，能显著降低油水界面张力，改善原油的乳化性能和流动性能，提高采油效果；同时生物表面活性剂会改变油藏岩石润湿性，从亲油变成亲水，使吸附在岩石表面上的油膜脱落，油藏残余油饱和度降低，从而提高采收率。

3)本申请的微生物驱油剂体系在30-60℃对国内各种稠油的洗脱、剥离、降粘、乳化效果显著，以增加稠油流动性作用达到冷采替代热采、简化生产工艺、提高原油采收率，具有高的释放岩层固体表面碳氢化合物(油)的能力，不对地层造成二次污染，不会对原油脱水及污水处理系统造成紊乱的特点。

以下实施例仅用于说明而非限制本申请范围的目的。

实施例

实施例1微生物菌种对原油的降解能力

实验样品为华北油田内蒙区块原油。

用于蒙氏假单胞菌原油降解的培养基配置方法如下：将20％原油(w/v)、0.2％(w/v)硫酸铵、0.02％(w/v)七水硫酸镁、0.001％(w/v)二水氯化钙、0.15％(w/v)十二水磷酸氢二钠和0.15％(w/v)磷酸二氢钾在121℃灭菌30min，冷却后用于蒙氏假单胞菌的接种。

向上述用于蒙氏假单胞菌原油降解的培养基中接种使用LB培养基 (LB培养基配方如下：0.3％牛肉膏(w/v)、1％蛋白胨(w/v)和0.5％氯化钠 (w/v)，pH7.4，121℃灭菌30min)活化培养24h后的蒙氏假单胞菌菌液，接种量为10％，接种后在温度35℃、摇床转速150r/min条件下培养7天，记为实验组；对照组为原油样品。

石蜡、胶质和沥青质含量的检测方法参考SY-T 7550-2012原油中蜡、胶质、沥青质含量的测定。不同烃类的检测方法参考SY-T 5779-2008石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法。

实验组与对照组样品的石蜡、沥青质和胶质含量的检测结果如表1中所示，原油中不同烃含量的对比结果如表2中所示。

表1.实验组与对照组样品的石蜡、沥青质和胶质含量的检测结果

表2.实验组与对照组样品的烃类组分含量的检测结果

表1的结果显示，实验组与对照组相比，在使用蒙氏假单胞菌处理后，原油中石蜡、沥青质和胶质的含量均降低，改善了原油的质量。

原油中C4-C12的组分为汽油，C12-C15的组分为煤油，C16-C22的组分为柴油。C23以上的组分主要是石蜡、沥青质、胶质等长链物质，这类物质是造成原油粘度增大、流动性降低的主要结构成分。

表2的结果显示，实验组与对照组相比，C25到C41的原油组分含量降低率最高为44.74％、最低为4.62％，平均降低率为23.04％；其中C30以上的原油组分降解效果更为突出；C16到C22原油组分最高增加率为 1007.69％，最低增加率为23.06％，其中C16到C20原油组分平均提高率为477.86％，效果尤为突出。

上述实验结果表明，蒙氏假单胞菌不但能使原油粘度大大降低，流动性增强，而且可以转化原油中的烃类，形成大量短链烷烃类物质以提高原油品质。

实施例2微生物驱油剂对原油的降粘能力

实验样品为华北油田巴51-82井采出后的脱水原油。

2.1蒙氏假单胞菌发酵液的制备

配制发酵培养基，包括以下组分：0.5％(w/v)酵母浸膏、2％(w/v) 胰蛋白胨、0.25％(w/v)磷酸二氢钾、0.05％(w/v)硫酸镁和0.5％(w/v)氯化钠，培养基pH7.2，121℃灭菌30min。

将蒙氏假单胞菌接种到灭菌后的发酵培养基中，在35℃温度条件下，通气培养发酵48h，对培养得到的发酵液进行镜检，确保蒙氏假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹cfu/mL。

2.2微生物驱油剂体系的配制

选用液体鼠李糖脂生物表面活性剂(鼠李糖脂浓度为75-200g/L)，在30℃环境温度下在搅拌罐中，按照体积比为3：1加入2.1中制备的蒙氏假单胞菌的菌体发酵液和鼠李糖脂生物表面活性剂，均匀搅拌混合后，即得到微生物驱油剂。

2.3微生物驱油剂对原油的降粘实验

a.处理液母液配置：取2.2制备的微生物驱油剂10mL置于250mL容量瓶中，加蒸馏水使之充分溶解，然后定容，浓度为4％(v/v)。

b.取一定量原油置于50℃恒温水域锅中，使原油充分融化；

c.用步骤a中配置好的处理液母液配置表3中所示的含有不同浓度的微生物驱油剂的处理液15mL；

d.各取步骤b处理后的脱水原油35mL，加入到含有不同浓度的微生物驱油剂的处理液中，在50℃恒温水浴锅中水浴30min，期间充分搅拌使原油和水混合。

e.利用布氏粘度计测定上述样品的粘度，测定条件为50℃、6.0rpm。

表3.含不同浓度微生物驱油剂的处理液对原油的降粘效果

表3及图1的结果表明，加入处理液后原油不挂瓶壁，油水成为单相难以分界，而未加入处理液则出现油水分层。微生物驱油剂的浓度在 1％(v/v)以上既可明显增加原油的流动性。

实施例3新疆某油田油井的驱油剂体系单井吞吐采油工程

所选井施工层基本情况：投产日期1987年9月，岩性为砂岩，渗透率为12.22×10^-3μm²的中等渗透性油层，地层压力为15.5MPa，平均孔隙度为15.5％，含油饱和度为47.5％，地层温度为55.9℃。投产初期日产液：10.6t/d，日产油10.4t/d，含水2％。2013年10月施用微生物驱油剂处理前日产液8.9t/d，日产油：2.2t/d(年平均值)，含水率75％。经分析该井的地层能量比较充足，造成产量降低的主要原因是近井地带堵塞。

驱油井射孔井段有效射开厚度为13.5m，平均孔隙度15.5％，处理半径2.5m，根据以下公式计算处理液量并向上取整数，确定所需处理液量为42m³：

处理液量＝射开厚度×平均孔隙度×π×处理半径²。

处理液按微生物驱油剂浓度为2％(v/v)计算，需要配制0.84m³的微生物驱油剂，温度为45℃。

蒙氏假单胞菌发酵液的制备及微生物驱油剂的制备同实施例2.1 和2.2。

井管容量为15m³，需要洗井液45m³和顶替液18m³。其中，洗井液为清水，温度为50℃；顶替液为清水，温度为50℃。

采用套管注入的方式，按顺序先后向原井管柱注入洗井液、处理液、顶替液，施工压力限制在18MPa以内。首先套管内注满洗井液进行试挤，压力不超过15MPa，成功后开泵挤入洗井液，直至井口排出为清液为止，泵排量控制在15m³/h，然后关闭油管闸门，套管挤入处理液，泵排量控制在12-36m³/h，最后注入顶替液，将管内处理液压入地层，泵排量控制在12-36m³/h，关井反应120h后，复抽。

监测结果：在34天的监测范围内，生物采油日最高产量达到9.2t，实验平均日产油量为4.81t，与该井上月产油量相比，日最高产量和平均日产油量分别增长411.1％、206.4％，共计多增原油产量为110.16t，驱油效果明显，结果如表4所示。

表4.微生物驱油剂的驱油效果

	原出油量(t)	生物采油量(t)	增产量(t)	增长率(％)
					日最高产量	1.8	9.2	7.4	411.1
平均日产量	1.57	4.81	3.24	206.4

使用本申请的微生物驱油剂驱油效果明显，能显著提高原油采收率，具有使用效果好、经济效益高的特点，适合在油田大范围推广应用。

虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。

Claims (36)

1.微生物驱油剂，其由蒙氏假单胞菌(Pseudomonas monteilii)培养物和鼠李糖脂组成；

其中，所述蒙氏假单胞菌的保藏号为CGMCC1.9058；

所述蒙氏假单胞菌培养物中所述蒙氏假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹ cfu/mL；和

所述微生物驱油剂中所述鼠李糖脂的浓度为15-75 g/L。

2.如权利要求1所述的微生物驱油剂，其中

所述蒙氏假单胞菌培养物由所述蒙氏假单胞菌和培养基组成。

3.如权利要求2所述的微生物驱油剂，其中所述培养基为液体培养基或半固体培养基。

4.如权利要求1-3中任一项所述的微生物驱油剂，其中

以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的各自的体积份为：

所述蒙氏假单胞菌培养物 1-20

所述鼠李糖脂 1-10。

5.如权利要求1所述的微生物驱油剂，其中所述微生物驱油剂中所述蒙氏假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹ cfu/mL。

6.如权利要求1所述的微生物驱油剂，其中所述微生物驱油剂中所述鼠李糖脂的浓度为15-50 g/L。

7.如权利要求4所述的微生物驱油剂，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的体积比为1:1、2:1、3:1、5:1、10:1或20:1。

8.如权利要求4所述的微生物驱油剂，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的体积比为3:1。

9.微生物驱油剂的制备方法，其包括：

培养蒙氏假单胞菌，获得所述蒙氏假单胞菌的培养物；所述方法还包括将所述蒙氏假单胞菌的培养物与鼠李糖脂混合；以获得所述微生物驱油剂；

其中，所述蒙氏假单胞菌的保藏号为CGMCC1.9058；

所述蒙氏假单胞菌培养物中所述蒙氏假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹ cfu/mL；和

所述微生物驱油剂中所述鼠李糖脂的浓度为15-75 g/L。

10.如权利要求9所述的方法，其中所述培养为液体培养或半固体培养。

11.如权利要求9或10所述的方法，其中

以所述微生物驱油剂的体积计，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的各自的体积份为：

所述蒙氏假单胞菌培养物 1-20

所述鼠李糖脂 1-10。

12.如权利要求9所述的方法，其中所述微生物驱油剂中所述蒙氏假单胞菌的有效活菌数为≥1×10⁹ cfu/mL。

13.如权利要求9所述的方法，其中所述微生物驱油剂中所述鼠李糖脂的浓度为15-50g/L。

14.如权利要求11所述的方法，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的体积比为1:1、2:1、3:1、5:1、10:1或20:1。

15.如权利要求11所述的方法，其中所述蒙氏假单胞菌培养物和所述鼠李糖脂的体积比为3:1。

16.石油开采或辅助石油开采的方法，其包括：

向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少72 h；

其中，

处理液量按以下公式计算：

处理液量=射开厚度×平均孔隙度×π×处理半径²；

所述处理液量的单位为立方米(m³)，所述射开厚度的单位为米(m)，所述处理半径的单位为米(m)；

所述处理液含有1%(v/v)-5%(v/v)的权利要求1-8中任一项所述的微生物驱油剂或通过权利要求9-15中任一项所述方法制备的微生物驱油剂。

17.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少84h。

18.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少96h。

19.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少108h。

20.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少120h。

21.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少132h。

22.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少144h。

23.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少156h。

24.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少168h。

25.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少180h。

26.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少192h。

27.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少204h。

28.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少216h。

29.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少228h。

30.如权利要求16所述的方法，其中向油井中注入所需量的处理液并进行处理至少240h。

31.如权利要求16-30中任一项所述的方法，其中所述处理液的温度为40-60℃。

32.如权利要求16-30中任一项所述的方法，其还包括向所述油井中注入洗井液和/或顶替液。

33.如权利要求32所述的方法，其中

所述洗井液的注入量为井管容量的2-4倍；和/或

所述顶替液的注入量为井管容量的1-1.5倍。

34.如权利要求31所述的方法，其还包括向所述油井中注入洗井液和/或顶替液。

35.如权利要求34所述的方法，其中

所述洗井液的注入量为井管容量的2-4倍；和/或

所述顶替液的注入量为井管容量的1-1.5倍。

36.权利要求1-8中任一项所述的微生物驱油剂或通过权利要求9-15中任一项所述方法制备的微生物驱油剂在石油开采或辅助石油开采中的用途。

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