CN114352247A - 泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法 - Google Patents
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Abstract
本公开提供了一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，包括：根据目标油藏的筛选参数，筛选出应用所述泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的目标油藏；其中，所述目标油藏包括多口注入井；向所述多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，然后，段塞式注入激活剂；关井一段时间后，对目标油藏进行注水开采。本公开提供的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法能够有效提高非均质油藏的采收率。
Description
技术领域
本公开涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法。
背景技术
随着中国油田开采能力的迅速提升，中国的大多数油田已经进入高含水开发阶段，甚至是特高含水开发阶段。特别是对于低渗透、渗透率级差小于9.1、非均质性较强的油藏，常规的一次采油和二次采油已经无法满足石油开采现状的需求，大规模注水会导致油层含水量迅速上升，水向高渗透层分流较多导致低效甚至无效循环，因此人们开始不断探索三次采油技术。现如今三次采油技术已经得到飞速发展，相继研究出热力采油技术、气体混相驱采油技术、化学驱采油和微生物采油技术等。各国石油工业已经将如何运用三次采油技术稳定有效提高非均质油藏采收率立为又一重点。
发明内容
本公开的一些实施例提供一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，包括：根据目标油藏的筛选参数，筛选出应用泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的目标油藏；其中，目标油藏包括多口注入井；向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，然后，段塞式注入激活剂；关井一段时间后，对目标油藏进行注水开采。
在本公开的至少一个实施例中，目标油藏的筛选参数包括：油藏埋藏深度在2500m～3000m之间，渗透率极差小于9.1，平均渗透率为15mD～20mD，油层温度小于95℃。
在本公开的至少一个实施例中，泡沫液包括气相和液相；气相包括氮气，液相为包括起泡剂和稳泡剂的水溶液；起泡剂包括十二烷基三甲基氯化铵和脂肪醇聚氧乙烯醚，起泡剂的质量浓度为0.1％～1.0％；稳泡剂包括脂肪醇醚磷酸酯和/或烷基酚醚磷酸酯，稳泡剂的质量浓度为0.01％～0.1％。
在本公开的至少一个实施例中，向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液之前，泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：配制泡沫液。配制泡沫液包括：将起泡剂溶解在水中，并调节pH≥10，得到起泡剂水溶液；将起泡剂水溶液与气相混合，进行发泡，得到发泡液；其中，气相与起泡剂水溶液的体积比为3：1～15：1；将发泡液与稳泡剂的水溶液混合并发泡，制得泡沫液。
在本公开的至少一个实施例中，向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，包括：在第一个循环周期内，向每口注入井中注入泡沫液；在第二个循环周期向，向每口注入井中注入气体；其中，注入的泡沫液与气体的体积比为1：2。
在本公开的至少一个实施例中，循环周期包括30天；泡沫液的注入量为0.3倍目标油藏的孔隙体积，每口注入井的泡沫液的注入速度满足：注入速度＝泡沫液的注入量/(循环周期×注入井数)；气体包括氮气，气体的注入量为0.6倍目标油藏的孔隙体积。
在本公开的至少一个实施例中，段塞式注入激活剂之前，泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：配制激活剂。其中，激活剂的配方，按质量百分含量计为：生物多糖1％，酵母粉0.1％，硝酸钠0.1％，磷酸氢二钠0.05％，生长因子0.1％，其余为水。
在本公开的至少一个实施例中，向目标油藏中注入的激活剂的溶液量为0.35～0.45倍目标油藏的孔隙体积。
在本公开的至少一个实施例中，段塞式注入激活剂包括：按照注入激活剂、注入地层水、注入激活剂、注入地层水的顺序向每口注入井中注入激活剂。
在本公开的至少一个实施例中，关井的时间为20天。
在本公开的至少一个实施例中，对目标油藏进行注水开采中，注水量为4倍目标油藏的孔隙体积；每口注入井的注入速度为30-50m3/d。
附图说明
附图示出了本公开的示例性实施方式，并与其说明一起用于解释本公开的原理，其中包括了这些附图以提供对本公开的进一步理解，并且附图包括在本说明书中并构成本说明书的一部分。
图1为根据一些实施例的一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的流程图；
图2为根据一些实施例的一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的含水率随时间变化示意图；
图3为根据一些实施例的一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的采收率随时间变化示意图；
图4为对比例1的含水率随时间变化示意图；
图5为对比例1的采收率随时间变化示意图；
图6为对比例2的含水率随时间变化示意图；
图7为对比例2的采收率随时间变化示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施方式对本公开作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于解释相关内容，而非对本公开的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本公开相关的部分。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本公开中的实施方式及实施方式中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施方式来详细说明本公开。
需要说明的是，文中的步骤编号，仅为了方便具体实施例的解释，不作为限定步骤执行先后顺序的作用。
泡沫驱是以泡沫作驱油剂的驱油法，其对改善油藏的非均质性有所助益，且通常用于调节渗透率级差小于9.1的油藏。泡沫是可压缩的非牛顿流体，与天然气混合后不易发生爆炸。由于泡沫的视粘度较高，可以有效改善油水间的流度比。在多孔介质中泡沫首先流向渗流阻力较小的高渗透层中，高渗透层压力随着泡沫的注入不断增加，当高渗透层的渗流阻力超过低渗透层的渗流阻力时泡沫便更多的流向低渗透层，由于泡沫与油接触时的稳定性较差即泡沫表现出遇油消泡、遇水稳定的特点，因此在改善油藏非均质性、提高非均质油藏采收率方面具有重要作用。而在泡沫驱后的水驱初期能有效提高低渗透层和高渗透层的采收率，但在水驱进行一段时间后由于泡沫的稳定性降低，容易导致在水驱后期的高渗透层中形成水的优势通道，从而破坏了泡沫的调剖效果，使得低渗透层的油仍然无法达到较高的采收率。
内源微生物驱油是一项利用激活后的油藏内源微生物菌体及其代谢产物来提高原油产量的一项三次采油技术。内源微生物驱油具有无污染、低成本的优点。以水和低成本营养物质培养，内源微生物便可大量繁殖，其生物表面活性剂和代谢物可以有效降低原油粘度，降低油水的界面张力，改善流度比和润湿性，进而稳定提高三次采油的采收率。
基于此，本公开的一些实施例提供了一种泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法，利用泡沫和微生物的复配技术，可以充分发挥泡沫和微生物在渗透率级差小于9.1的非均质油藏的驱油效果，以提高采收率，并且加快低渗透层的采收速率，进一步的提高波及体积。
如图1所示，本公开的一些实施例提供了一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，包括S1～S3。
S1，根据目标油藏的筛选参数，筛选出应用泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的目标油藏。其中，目标油藏包括多口注入井。
发明人发现，内源微生物在渗透率为0.5～20mD时，提高采收率先增加后下降，在渗透率在15～20mD之间时的采收率达到最大值，提升采收率可达6.6％。泡沫调剖对渗透率极差小于5.24的岩心提高采收率明显，当渗透率极差大于9.10时泡沫的岩心调剖作用较弱。油藏埋藏深度在2500～3000米之间的油藏，具有非均质性较强、开采难度大、技术大的特点。油藏温度大于95℃时，油藏内源菌激活难度大，生长衰亡速度加快。
基于此，在一些实施例中，目标油藏的筛选参数包括：油藏埋藏深度在2500m～3000m之间，渗透率极差小于9.1，平均渗透率为15mD～20mD，油层温度小于95℃。
S2，向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，然后，段塞式注入激活剂。
可选的，泡沫液包括气相和液相；气相包括氮气，液相为包括起泡剂和稳泡剂的水溶液。示例性的，起泡剂包括阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂，阳离子表面活性剂例如为十二烷基三甲基氯化铵，非离子表面活性剂例如为脂肪醇聚氧乙烯醚。起泡剂的质量浓度为0.1％～1.0％。稳泡剂包括脂肪醇醚磷酸酯和/或烷基酚醚磷酸酯，稳泡剂的质量浓度为0.01％～0.1％。
在一些实施例中，向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，包括：S21，在第一个循环周期内，向每口注入井中注入泡沫液；S22，在第二个循环周期向，向每口注入井中注入气体。其中，注入的泡沫液与气体的体积比为1：2。段塞式注入泡沫液可以扩大泡沫的波及体积，改善调剖效果，防止气窜。
示例性地，循环周期为30天；泡沫液的注入量为0.3倍目标油藏的孔隙体积，每口注入井的泡沫液的注入速度满足：注入速度＝泡沫液的注入量/(循环周期×注入井数)；气体包括氮气，气体的注入量为0.6倍目标油藏的孔隙体积。向注入井段塞式注入泡沫液包括：在第1～30天期间内，向各注入井共注入0.3PV(PV为目标油藏的孔隙体积)泡沫液，注入速度为0.01PV/天。之后，在第31～60天内，向各注入井共注入0.6PV氮气。
在一些实施例中，向目标油藏中注入的激活剂的溶液量总量为0.35～0.45倍目标油藏的孔隙体积。段塞式注入激活剂包括：按照注入激活剂、注入地层水、注入激活剂、注入地层水的顺序向每口注入井中注入激活剂。
示例性的，向各注入井中依次注入0.2PV激活剂、0.4PV地层水、0.2PV激活剂以及0.4PV地层水，以实现段塞式注入激活剂。
注入激活剂时，还可以从油井套管环空反向注入激活剂，再加地层水将激活剂顶进油层中。
段塞式注入激活剂，能够保证激活剂充分进入油层，延长激活剂的作用时间，减少激活剂的无效流动，增加激活剂的作用面积，从而提高采油效率。
S3，关井一段时间后，对目标油藏进行注水开采。
可选的，关井时间可以为20天，激活剂在井底的存留20天后，能够有效激活目标油藏的内源微生物，利用油藏内源微生物在油层中生长代谢产生的气体、生物表面活性物质、有机酸、聚合物等来提高原油采收率。
在一些实施例中，对目标油藏进行注水开采中，注水量可以为4倍目标油藏的孔隙体积；每口注入井的注入速度为30-50m3/d。注水4PV后现场试验结束。
本公开一些实施例提供的泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法，在目标油藏的常规水驱结束后，对目标油藏采取先泡沫液段塞后激活剂段塞的复配方式驱油，现场实施方便，注入的激活剂使得油藏内源微生物大量生长繁殖产生代谢物，从而充分利用微生物及其代谢产物对油藏发挥洗油作用。泡沫驱后的微生物驱加快了低渗透油层的采油速率，有效避免了因泡沫稳定性降低导致的低渗透油层波及体积变小的问题；微生物驱前的泡沫驱有效提高了高渗透层的渗流阻力，通过其调剖性增加了微生物在低渗透油层的波及体积，使得微生物在渗透率极差较大的低渗透层充分发挥其驱油能力。因此，本公开一些实施例提供的泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法，充分发挥了泡沫驱和微生物驱在渗透率极差较大的非均质油藏采油过程中的技术优点，二者协同作用提高了驱油效率和波及体积，从而大幅度提高了非均质油藏的采收率。
本公开一些实施例提供的泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法，成本低、效益好，有效改变了低渗透油藏的储层和渗流特征，目标油藏试验区整体含水率呈下降趋势，整体效果稳定，随着时间的延长，控水增油的效果愈发明显。
可以理解的是，在一些实施例中，向多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液之前，泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：S4，配制泡沫液。
示例性的，配制泡沫液包括S41～S43。
S41，将起泡剂溶解在水中，并调节pH≥10，得到起泡剂水溶液。
S42，将起泡剂水溶液与气相混合，进行发泡，得到发泡液。其中，气相与起泡剂水溶液的体积比为3：1～15：1。
S43，将发泡液与稳泡剂的水溶液混合并发泡，制得泡沫液。
可以理解的是，在一些实施例中，段塞式注入激活剂之前，泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：S5，配制激活剂。
其中，激活剂的配方，按质量百分含量计为：生物多糖1％，酵母粉0.1％，硝酸钠0.1％，磷酸氢二钠0.05％，生长因子0.1％，其余为水。
其中，生物多糖为微生物提供碳源，酵母粉为微生物提供氮源，硝酸钠为微生物提供氮源，磷酸氢二钠为微生物提供磷源。该长链碳源类激活剂可克服高温高盐油藏内源菌激活难度大、生长衰亡速率快的问题，提供更长的供给营养时间。与常规激活剂相比，长链碳源内源微生物激活剂相比常规激活剂的供给营养时间可多出20多天。
发明人通过室内实验得知，该长链碳源类激活剂体系激活微生物最高菌浓出现在25天，从20天起便可维持在108个/ml，高浓度可持续50天左右。因此，在一些实施例中，步骤S3中，关井的时间可以为20天，以使激活剂在井底存留并有效激活目标油藏的内源微生物，利用油藏内源微生物在油层中生长代谢产生的气体、生物表面活性物质、有机酸、聚合物等来提高原油采收率。
下面通过具体实施例详细介绍一下本公开提供的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，并通过对比例说明本公开提供的方法的优势。
实施例1
筛选目标油藏。目标油藏的筛选参数包括：油藏埋藏深度在2500m～3000m之间，渗透率极差小于9.1，平均渗透率为15mD～20mD，油层温度小于95℃。
某油藏A，其油藏埋藏深为2667m，有效厚度为1.2m，油藏温度为70℃，平均渗透率为19mD，原油黏度0.7mPs，含水率达71.3％，符合上述目标油藏的筛选条件，因此将油藏A中的某一区块a作为实施泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的目标油藏开展试验。
配制泡沫液。使用阳离子表面活性剂(十二烷基三甲氯化铵)和阴离子表面活性剂(脂肪醇聚氯乙烯醚)作为起泡剂。将起泡剂溶解在水中，起泡剂的质量浓度为0.5％，调节pH≥10，得到起泡剂水溶液。按照氮气与起泡剂水溶液的体积比为10：1，将起泡剂水溶液与氮气混合，进行发泡，得到发泡液。使用脂肪醇醚磷酸酯作为稳泡剂，配制稳泡剂的水溶液，其中稳泡剂的质量浓度为0.5％。将发泡液与稳泡剂的水溶液混合并发泡，制得所需的泡沫液。
配制激活剂。激活剂的配方，按质量百分含量计为：生物多糖1％，酵母粉0.1％，硝酸钠0.1％，磷酸氢二钠0.05％，生长因子0.1％，其余为水。
向区块a的各注入井中段塞式注入上述配制好的泡沫液。也即，在第1～30天期间内，向各注入井共注入0.3PV泡沫液，注入速度为0.01PV/天。之后，在第31～60天内，向各注入井共注入0.6PV氮气。
然后，向区块a的各注入井中段塞式注入激活剂。注入的激活剂的总溶液量为0.4PV。段塞式注入激活剂具体为：向各注入井中依次注入0.2PV激活剂、0.4PV地层水、0.2PV激活剂以及0.4PV地层水。
关井20天后，对区块a进行注水开采。每口注入井的注入速度为40m3/d，总注水量达到4PV后区块a的现场试验结束。
试验结果见图2和图3。由图2和图3可知，区块a在采用泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法之前，水驱后初始采收率为55.3％；在采用泡沫与内源微生物协同作用提高采收率的方法之后，泡沫驱后总采收率为65.7，微生物驱后总采收率为73.4％。可见，采用泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法对目标油藏的采收率提升很大。在采用泡沫驱和微生物驱后目标油藏的含水率分别下降9.9％和14.6％，总含水率下降24.5％，对目标油藏的控水增油效果明显。
对比例1
将油藏A中与区块a的储层物性特征以及开采情况相似的区块b作为实施对比例1的目标油藏。
向区块b的注入井中段塞式注入与实施例1相同的激活剂。注入的激活剂的总溶液量为0.4PV。段塞式注入激活剂具体为：向各注入井中依次注入0.2PV激活剂、0.4PV地层水、0.2PV激活剂以及0.4PV地层水。
关井20天后，对区块b进行注水开采。每口注入井的注入速度为40m3/d，总注水量达到4PV后区块b的现场试验结束。
试验结果见图4和图5。由图4和图5可以看出，区块b的初始采收率为55.2％，注入激活剂进行微生物驱后总采收率为65.7％。采用微生物驱后区块b的含水率下降4.9％。
对比例2
将油藏A中与区块a的储层物性特征以及开采情况相似的区块c作为实施对比例2的目标油藏。
向区块c的注入井中段塞式注入与实施例1相同的泡沫液，也即，在第1～30天期间内，向各注入井共注入0.3PV泡沫液，注入速度为0.01PV/天。之后，在第31～60天内，向各注入井共注入0.6PV氮气。
对区块c进行注水开采。每口注入井的注入速度为40m3/d，总注水量达到4PV后区块c的现场试验结束。
试验结果见图6和图7。由图6和图7可以看出，区块c的初始采收率为59.3％，泡沫驱后总采收率为60.9％。采用泡沫驱后区块c的含水率下降9.2％。
通过以上实施例1与对比例1、对比例2的综合对比可以看出，采用泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法对目标油藏进行“泡沫和微生物复配驱”，对非均质油藏的采收率提升最大，在泡沫驱的基础上提升了7.7％，在微生物驱的基础上提升了8.0％，说明本公开一些实施例提供的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法是一种适用于非均质油藏并可大幅度提高采收率的新复配方法，其适用于高含水开发阶段，成本低且环保，有较广的应用前景。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例/方式”、“一些实施例/方式”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例/方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例/方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例/方式或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例/方式或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例/方式或示例以及不同实施例/方式或示例的特征进行结合和组合。此外，在本公开的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
本领域的技术人员应当理解，上述实施方式仅仅是为了清楚地说明本公开，而并非是对本公开的范围进行限定。对于所属领域的技术人员而言，在上述公开的基础上还可以做出其它变化或变型，并且这些变化或变型仍处于本公开的范围内。
Claims (10)
1.一种泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，包括
根据目标油藏的筛选参数，筛选出应用所述泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法的目标油藏；其中，所述目标油藏包括多口注入井；
向所述多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，然后，段塞式注入激活剂；
关井一段时间后，对目标油藏进行注水开采。
2.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述目标油藏的筛选参数包括：油藏埋藏深度在2500m～3000m之间，渗透率极差小于9.1，平均渗透率为15mD～20mD，油层温度小于95℃。
3.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述泡沫液包括气相和液相；所述气相包括氮气，所述液相为包括起泡剂和稳泡剂的水溶液；
所述起泡剂包括十二烷基三甲基氯化铵和脂肪醇聚氧乙烯醚，所述起泡剂的质量浓度为0.1％～1.0％；
所述稳泡剂包括脂肪醇醚磷酸酯和/或烷基酚醚磷酸酯，所述稳泡剂的质量浓度为0.01％～0.1％。
4.根据权利要求3所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述向所述多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液之前，所述泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：配制泡沫液；
所述配制泡沫液包括：
将所述起泡剂溶解在水中，并调节pH≥10，得到起泡剂水溶液；
将所述起泡剂水溶液与气相混合，进行发泡，得到发泡液；其中，气相与所述起泡剂水溶液的体积比为3：1～15：1；
将所述发泡液与所述稳泡剂的水溶液混合并发泡，制得所述泡沫液。
5.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述向所述多口注入井中的每口注入井段塞式注入泡沫液，包括：
在第一个循环周期内，向每口所述注入井中注入所述泡沫液；
在第二个循环周期向，向每口所述注入井中注入气体；
其中，注入的所述泡沫液与所述气体的体积比为1：2。
6.根据权利要求5所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述循环周期包括30天；
所述泡沫液的注入量为0.3倍所述目标油藏的孔隙体积，每口注入井的所述泡沫液的注入速度满足：注入速度＝泡沫液的注入量/(循环周期×注入井数)；
所述气体包括氮气，所述气体的注入量为0.6倍所述目标油藏的孔隙体积。
7.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述段塞式注入激活剂之前，所述泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法还包括：配制激活剂；
其中，所述激活剂的配方，按质量百分含量计为：生物多糖1％，酵母粉0.1％，硝酸钠0.1％，磷酸氢二钠0.05％，生长因子0.1％，其余为水。
8.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，向所述目标油藏中注入的激活剂的溶液量为0.35～0.45倍所述目标油藏的孔隙体积。
9.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述段塞式注入激活剂包括：按照注入激活剂、注入地层水、注入激活剂、注入地层水的顺序向每口注入井中注入激活剂。
10.根据权利要求1所述的泡沫与内源微生物协同作用驱油的方法，其特征在于，所述对目标油藏进行注水开采中，注水量为4倍所述目标油藏的孔隙体积；每口所述注入井的注入速度为30-50m3/d。
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