CN114426834A - 一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用 - Google Patents

一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用 Download PDF

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Abstract

本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用。该体系由分散质和分散介质组成。其中，分散质由激活剂或外源功能菌发酵液、生物表面活性剂组成，分散介质为氮气、二氧化碳、烟道气和空气中的一种。该制备方法包括以下步骤：将分散质混合均匀，得到分散质溶液；将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入气溶胶生成设备；利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系。本发明具有现场注入工艺简单，措施后单井有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于10t，投入产出比大于1：10。

Description

一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用。
背景技术
生物气溶胶是含有生物性粒子的气溶胶，日常生活环境中普遍存在，如包括细菌、病毒以及致敏花粉、霉菌孢子、蕨类孢子和寄生虫卵等，具有一般气溶胶的特性。气溶胶是以固体或液体为分散质(又称分散相)和气体为分散介质所形成的溶胶。它具有胶体性质，气溶胶颗粒大小通常在0.01～10μm之间，具有相当大的比表面和表面能，通过布朗运动，体系具有稳定性。但是生物气溶胶状态的应用主要用于环境保护如水质处理、农林业的药剂喷洒、人工降雨以及国防事业中的信号弹或遮蔽烟雾等方面。目前未见到在微生物采油技术方面的应用。
CN 109266524A公开了一种封闭式微生物气溶胶发生装置，属于大气环境监测技术领域。本发明气溶胶发生装置包括产生机构和扩散机构；产生机构包括废液筒，位于废液筒顶端的发生筒，发生筒的侧壁与挡液壁之间形成环形的溢流槽，溢流槽的底端设有流向废液筒的溢流口；发生筒内设有循环挡板；扩散机构包括气体混合室，用于向气体混合室输送气体的穿孔曝气圈，与穿孔曝气圈相连通的进气管，以及至少一个纵向堆叠的气体扩展筒体，气体混合室的底部设有用于向气体混合室输送气体的穿孔曝气圈，其通过固定板与气体混合室的侧壁相连，穿孔曝气圈上连通有用于向其输送气体的进气管。本发明可以稳定、高效地完成实验室规模的基于污水的微生物气溶胶的发生。但是该发明并涉及注入体系组成，同时应用范围与微生物采油技术无关。
CN 104556105A公开了一种气溶胶辅助合成Beta分子筛的方法。目前工业应用的Beta分子筛主要通过水热法合成，但此方法存在水解时间较长，模板剂用量大，反应釜利用率低，生产成本高，操作复杂且废水污染严重等问题。为解决上述技术问题，本发明提供一种通过气溶胶方法得到分子筛前体，采用四乙基氢氧化铵做模板剂晶化合成Beta分子筛的方法。通过本发明，可制得高结晶度且硅铝比可控的Beta分子筛。本发明操作简单、模板剂用量低、污染小、产率和单釜利用率高，生产成本低，具有很好的工业应用前景。但是该发明也仅仅是有关气溶胶合成方法的应用，并未涉及体系的应用领域。
CN105754133A公开了本发明公开了一种纳米纤维素基生物气凝胶及其制备方法和应用。所述制备方法包括以下步骤：(1)采用植物纤维素浆为原料采用机械和化学方法制备纳/微米纤维素分散液；(2)用酸溶解壳聚糖制备溶液；(3)混合(1)和(2)，混合比例为壳聚糖与纳米纤维素按1∶0～0.4，搅拌；(4)离心脱水形成水凝胶，；(5)将(4)中水凝胶冷冻干燥，即得气凝胶成品；本发明的气凝胶制备方法简单，实用性强，易于实现工业化生产，同时所制备的生物气凝胶负载纳米颗粒，粒子细小，分散均匀，没有颗粒团聚结块现象。用此办法制备的生物气凝胶完全生物相容，形状稳定不易分散，纳米颗粒的优秀载体。没有公开具体应用工艺，同时该发明不能应用于微生物采油技术领域。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种生物气溶胶体系及其制备方法和应用。该体系具有制备方法简单，现场应用工艺简单，现场试验效果好的特点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于10t，投入产出比大于1∶10。
为了实现上述目的，一方面，本发明公开了一种生物气溶胶体系，该体系由分散质和分散介质组成。
其中，分散质由激活剂或外源功能菌发酵液、生物表面活性剂组成，质量比为3-12∶1。
所述的分散介质为氮气、二氧化碳、烟道气和空气中的一种。
所述分散介质和分散质的体积比(常压)为250～500∶1。
另一个方面，本发明公开了一种生物气溶胶体系的制备方法，该方法包括以下步骤：
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系。
第三方面，本发明公开了一种利用上述方法制备生物气溶胶体系在微生物采油技术领域中的应用。
所述应用，具体工艺如下：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选参数包括油藏温度、油藏渗透率、原油粘度和矿化度。
(2)生物气溶胶体系注入工艺的确定
生物气溶胶体系注入工艺包括生物气溶胶体系注入量和关井时间。
(3)生物气溶胶体系的注入
将生物气溶胶体系从试验油藏的油井或者注水井注入到油藏中。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)首次将气溶胶体系应用于微生物石油技术领域。通过气溶胶方式将微生物驱油体系由注水井或油井注入油藏，该体系以气态为连续相，颗粒大小在0.01～10μm之间，注入过程中注入阻力小，携液能力大，实现体系的均匀分布，极大地提高微生物体系与原油的接触效率，有效提高了微生物对原油及油藏储层的作用效果。
(2)气溶胶体系中的分散质可以根据原油特征及储层特性可以灵活调整分散质组成，以实现对原油和储层的高效应用。同时，所需材料来源广泛，且成本低廉。
(3)本发明的现场注入工艺简单，措施后单井有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于10t，投入产出比大于1∶10。
附图说明
图1为生物气溶胶体系D不同类型外源微生物对原油降粘效果对比柱状图；
图2为生物气溶胶体系D不同类型外源微生物洗油效率对比柱状图；
图3为生物气溶胶体系D不同类型外源微生物乳化分散效果对比柱状图；
图4为生物气溶胶体系E不同类型外源微生物对原油降粘效果对比柱状图；
图5为生物气溶胶体系E不同类型外源微生物洗油效率对比柱状图；
图6为生物气溶胶体系E不同类型外源微生物乳化分散效果对比柱状图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
根据本发明一方面，本发明公开了一种生物气溶胶体系，该体系由分散质和分散介质组成。
其中，分散质由激活剂或外源功能菌发酵液，生物表面活性剂组成，质量比为3-12∶1。
更进一步地，当原油粘度μ＜1000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为10-12∶1；当5000mPa·s＞μ＞1000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为5-10∶1；当10000mPa·s＞μ＞5000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为3-5∶1。
在本发明中，优选地，所述的分散介质为氮气、二氧化碳、烟道气和空气中的一种，更优选为氮气或二氧化碳。
优选地，所述分散介质和分散质的体积比为250～300∶1。
优选情况下，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，质量浓度分别为1-5mg/L、0.05-0.5mg/L、0.01-0.1mg/L。其中，碳源为葡萄糖、淀粉和糖蜜中的一种，氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和尿素中的一种，磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种。
在本发明中，优选地，所述的外源功能菌发酵液为芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、索氏菌、海杆菌、假单胞菌、噬热杆菌、不动杆菌、红球菌发酵液中的一种，更优选为索氏菌或海杆菌发酵液。
优选情况下，所述的生物表面活性剂为鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种，质量浓度分别为0.2-1.0mg/L，生物表面活性剂需要与激活剂或外源功能菌发酵液具有配伍性，主要中作用是增加生物气凝胶的表面活性、稳定性以及现场注入能力，同时，由于生物表面活性剂具有较高的油水界面活性，能够乳化原油，从而提高微生物对原油的作用效率，提升微生物对原油的代谢速率。
所述的分散质激活后的菌浓＞1.0×108个/ml，同时具有对原油高效的剥离、乳化降粘能力，其中，洗油效率＞90％，静态降粘率＞55％，原油乳化率＞95％。
所述的生物气溶胶体系的表面张力＜30mN/m，粒径中值为0.01～10μm，分散度＜0.2。
另一个方面，本发明公开了一种生物气溶胶体系的制备方法，该方法包括以下步骤：
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系。
在本发明中，优选地，所述气溶胶生成设备为带有Laskin或Collison喷嘴的气溶胶生成设备。
优选情况下，所述生物气溶胶体系的形成方法为液体喷雾法。
优选情况下，所述分散介质的注入速度1000～2000Nm3/h，分散质的注入速度3～10m3/h。更优选为注入速度1200～1500Nm3/h，分散质的注入速度5～8m3/h。
第三方面，本发明公开了一种利用上述方法制备生物气溶胶体系在微生物采油技术领域中的应用。
所述应用的具体工艺如下：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选参数包括油藏温度、油藏渗透率、原油粘度和矿化度。
(2)生物气溶胶体系注入工艺的确定
生物气溶胶体系注入工艺包括生物气溶胶体系注入量和关井时间。
(3)生物气溶胶体系的注入
将生物气溶胶体系从试验油藏的油井或者注水井注入到油藏中。
在本发明中，优选地，所述筛选参数标准为油藏温度＜90℃、油藏渗透率＜3000×10-3μm2、原油粘度＜10000mPa·s、矿化度低于50000mg/L。
优选地，所述生物气溶胶体系的注入量由以下公式确定：
Figure BDA0002724295920000061
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，m；
h-油藏的有效厚度，m；
Figure BDA0002724295920000071
-油藏的孔隙度，小数；
Es-面积扩散系数，小数，取值为0.1-0.3；
Ev-纵向扩散系数，小数，取值为0.1-0.2。
优选情况下，所述关井时间为5～30d。更优选为，当原油粘度＜1000mPa·s时，关井时间5～10d；当5000mPa·s＞原油粘度＞1000mPa·s时，关井时间10～20d；当10000mPa·s＞原油粘度＞5000mPa·s时，关井时间20～30d。
优选情况下，步骤(3)中，所述的生物气溶胶体系注入试验油藏的过程随根据注入压力的变化实时调整分散介质和分散质的比例，具体调整方案如下：
当注入压力低于试验油藏压力的50％以上时，降低分散介质和分散质的比例值50-60％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例；
当注入压力低于试验油藏压力的30-50％时，降低分散介质和分散质的比例值60-70％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例；
当注入压力低于试验油藏压力的10-30％时，降低分散介质和分散质的比例值70-80％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
在本发明中，所用的装置或设备均为所属领域已知的常规装置或设备，均可购得。
以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂均为来自商购的化学纯试剂。
产品的性能测试采用以下方法进行：
菌浓测试方法；将培养液滴加在载玻片上，盖上盖玻片，置于显微镜观察，放大倍数40倍，通过查数单个微生物数量，得到检测液中的菌浓含量。
洗油效率测试方法参考《Q/SHCG 45-2012原油油污清洗剂技术要求》。
静态降粘率测试方法参考《QSH1020 1519-2013稠油降粘剂通用技术条件》。
原油乳化率测试方法参考GB/T6367-2008《表面活性剂乳化率的测定比色法》。
表面张力测试方法参考《GB/T 22237-2008表面活性剂表面张力的测定》。
气溶胶粒径中值测试方法利用PROMO气溶胶光谱仪，对样品形成的气溶胶颗粒大小进行测试。
实施例1
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入带有Laskin的气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系A。
所述分散介质的注入速度1000Nm3/h，分散质的注入速度3m3/h。
所述分散质为激活剂(葡萄糖1mg/L+玉米浆干粉0.2mg/L+磷酸氢二钠0.01mg/L)、生物表面活性剂鼠李糖脂，激活剂与鼠李糖脂的质量比为8∶1。
所述分散介质为氮气。
所述分散介质和分散质的体积比为250∶1。
其中，激活剂体系筛选步骤如下：
采用7种碳氮磷源的组合方式，开展内源激活体系筛选评价，通过对比体系1和体系4激活微生物浓度均＞108个/ml，符合专利权利要求，对比大小认为，体系1更适宜微生物体系生长，筛选的激活剂为葡萄糖1mg/L+玉米浆干粉0.2mg/L+磷酸氢二钠0.01mg/L。
表1生物气溶胶体系A激活体系筛选评价
体系 体系组成及组份，mg/L 菌浓，10<sup>8</sup>个/ml
体系1 葡萄糖1+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 5.6
体系2 葡萄糖3+硝酸钠0.05+磷酸二氢钠0.05 0.8
体系3 葡萄糖5+尿素0.5+磷酸氢二胺0.1 0.2
体系4 淀粉3+玉米浆干粉0.05+磷酸氢二钠0.05 1.3
体系5 糖蜜2+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 0.6
体系6 淀粉5+玉米浆干粉0.5+磷酸二氢钠0.1 0.2
体系7 淀粉1+玉米浆干粉0.1+磷酸氢二胺0.06 0.1
生物表面活性剂的筛选步骤如下：
将生物表面活性剂鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种加入到上述筛选得到的激活剂体系中，其中，鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂质量浓度分别为0.2、0.4、0.7、1.0mg/L，生物表面活性剂与激活剂体系的质量比为1∶8，测定其表面张力数据见表2，结果表明鼠李糖脂的加入改善体系表面张力最佳，表面张力降至27.3mN/m。因此，选择的生物表面活性剂为鼠李糖脂。
表2生物气溶胶体系A生物表面活性剂的筛选评价
体系名称 体系组成及质量比例 表面张力mN/m
体系1 激活剂体系1+鼠李糖脂 27.3
体系2 激活剂体系1+脂肽 31.2
体系3 激活剂体系1+槐糖脂 28.5
体系4 激活剂体系1+海藻糖脂 30.9
生物气溶胶体系A性能评价结果见表1：
表3生物气溶胶体系A性能评价结果
体系组成 激活剂体系1+鼠李糖脂+氮气
微生物浓度10<sup>8</sup>个/ml 5.6
表面张力mN/m 27.3
洗油效率％ 94.9
静态降粘率％ 58.1
原油乳化率％ 98
径中值μm 0.3
气溶胶的分散度 0.18
室内评价结果表明，生物气溶胶体系A的性能良好，可以进行现场实施。
实施例2
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入带有Laskin的气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系B。
所述分散介质的注入速度1200Nm3/h，分散质的注入速度5m3/h。
所述分散质为激活剂(葡萄糖5mg/L+尿素0.5mg/L+磷酸氢二胺0.1mg/L)、生物表面活性剂槐糖脂，激活剂与槐糖脂的质量比为6∶1。
所述分散介质为二氧化碳。
所述分散介质和分散质的体积比为260∶1。
其中，激活剂体系筛选步骤如下：
采用7种碳氮磷源的组合方式，开展内源激活体系筛选评价，通过对比体系3和体系6激活微生物浓度均＞108个/ml，符合专利权利要求，对比大小认为，体系3更适宜微生物体系生长，筛选的激活剂为葡萄糖5mg/L+尿素0.5mg/L+磷酸氢二胺0.1mg/L。
表4生物气溶胶体系B激活体系筛选评价
体系 体系组成及组份，mg/L 菌浓，10<sup>8</sup>个/ml
体系1 葡萄糖1+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 0.8
体系2 葡萄糖3+硝酸钠0.05+磷酸二氢钠0.05 0.2
体系3 葡萄糖5+尿素0.5+磷酸氢二胺0.1 3.2
体系4 淀粉3+玉米浆干粉0.05+磷酸氢二钠0.05 0.3
体系5 糖蜜2+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 0.8
体系6 淀粉5+玉米浆干粉0.5+磷酸二氢钠0.1 1.2
体系7 淀粉1+玉米浆干粉0.1+磷酸氢二胺0.06 0.9
生物表面活性剂的筛选步骤如下：
将生物表面活性剂鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种加入到上述筛选得到的激活剂体系中，其中，鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂质量浓度分别为0.2、0.4、0.7、1.0mg/L，生物表面活性剂与激活剂体系的质量比为1∶8，测定其表面张力数据见表5，结果表明槐糖脂的加入改善体系表面张力最佳，表面张力降至27.8mN/m。因此，选择的生物表面活性剂为槐糖脂。
表5生物气溶胶体系B生物表面活性剂的筛选评价
体系名称 体系组成及质量比例 表面张力mN/m
体系1 激活剂体系1+鼠李糖脂 28.3
体系2 激活剂体系1+脂肽 29.3
体系3 激活剂体系1+槐糖脂 27.8
体系4 激活剂体系1+海藻糖脂 30.2
生物气溶胶体系B性能评价结果见表6：
表6生物气溶胶体系B性能评价结果
体系组成 激活剂体系3+槐糖脂+二氧化碳
微生物浓度10<sup>8</sup>个/ml 3.2
表面张力mN/m 27.1
洗油效率％ 92.2
静态降粘率％ 56.3
原油乳化率％ 95.5
径中值μm 2.3
气溶胶的分散度 0.12
室内评价结果表明，生物气溶胶体系B的性能良好，可以进行现场实施。
实施例3
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系C。
所述分散介质的注入速度1500Nm3/h，分散质的注入速度6m3/h。
所述分散质为激活剂(葡萄糖3mg/L+硝酸钠0.0mg/L 5+磷酸二氢钠0.05mg/L)、生物表面活性剂脂肽，激活剂与脂肽的质量比为4∶1。
所述分散介质为烟道气。
所述分散介质和分散质的体积比为275∶1。
其中，激活剂体系筛选步骤如下：
采用7种碳氮磷源的组合方式，开展内源激活体系筛选评价，通过对比体系2激活微生物浓度＞108个/ml，筛选的激活剂为葡萄糖3mg/L+硝酸钠0.0mg/L 5+磷酸二氢钠0.05mg/L。
表7生物气溶胶体系C激活体系筛选评价
体系 体系组成及组份，mg/L 菌浓，10<sup>8</sup>个/ml
体系1 葡萄糖1+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 0.7
体系2 葡萄糖3+硝酸钠0.05+磷酸二氢钠0.05 5.2
体系3 葡萄糖5+尿素0.5+磷酸氢二胺0.1 0.2
体系4 淀粉3+玉米浆干粉0.05+磷酸氢二钠0.05 0.9
体系5 糖蜜2+玉米浆干粉0.2+磷酸氢二钠0.01 0.3
体系6 淀粉5+玉米浆干粉0.5+磷酸二氢钠0.1 0.2
体系7 淀粉1+玉米浆干粉0.1+磷酸氢二胺0.06 0.1
生物表面活性剂的筛选步骤如下：
将生物表面活性剂鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种加入到上述筛选得到的激活剂体系中，其中，鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂质量浓度分别为0.2、0.4、0.7、1.0mg/L，生物表面活性剂与激活剂体系的质量比为1∶8，测定其表面张力数据见表8，结果表明脂肽的加入改善体系表面张力最佳，表面张力降至25.4mN/m。因此，选择的生物表面活性剂为脂肽。
表8生物气溶胶体系C生物表面活性剂的筛选评价
Figure BDA0002724295920000131
Figure BDA0002724295920000141
生物气溶胶体系C性能评价结果见表9：
表9生物气溶胶体系C性能评价结果
体系组成 激活剂体系2+脂肽+烟道气
微生物浓度10<sup>8</sup>个/ml 1.6
表面张力mN/m 27.3
洗油效率％ 94.9
静态降粘率％ 58.1
原油乳化率％ 97.2
径中值μm 2.1
气溶胶的分散度 0.15
室内评价结果表明，生物气溶胶体系C的性能良好，可以进行现场实施。
实施例4
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系D。
所述分散介质的注入速度1800Nm3/h，分散质的注入速度8m3/h。
所述分散质为噬热杆菌、索氏菌和不动杆菌的发酵液，生物表面活性剂槐糖脂，外源菌发酵液与槐糖脂的质量比为7∶1。
所述分散介质为空气。
所述分散介质和分散质的体积比为290∶1。
外源菌筛选步骤如下：
芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、索氏菌、海杆菌、假单胞菌、噬热杆菌、不动杆菌降粘效率见图1，可以看出：噬热杆菌静态降粘效率最大，达到62.3％。
通过对比图2菌种的洗油效率对比，得到索氏菌的洗油效率最高，达到95.6％。
通过对比图3菌种的乳化分散能力看可以看出，不动杆菌的乳化分散效果最佳，原油乳化效率达到94％。
综合外源菌的降粘、洗油和乳化分散功能，最终优选出的外源菌为噬热杆菌、索氏菌和不动杆菌的混合菌。
生物表面活性剂的筛选步骤如下：
将生物表面活性剂鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种加入到上述筛选得到的外源菌(噬热杆菌、索氏菌和不动杆菌)发酵液中，其中，鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂质量浓度分别为0.2、0.4、0.7、1.0mg/L，生物表面活性剂与外源菌发酵液的质量比为1∶8，测定其表面张力数据见表10，结果表明槐糖脂的加入改善体系表面张力最佳，表面张力降至24.5mN/m。因此，选择的生物表面活性剂为槐糖脂。
表10生物气溶胶体系D生物表面活性剂的筛选评价
体系名称 体系组成及质量比例 表面张力mN/m
体系1 外源菌发酵液+鼠李糖脂 27.0
体系2 外源菌发酵液+脂肽 27.1
体系3 外源菌发酵液+槐糖脂 24.5
体系4 外源菌发酵液+海藻糖脂 28.7
生物气溶胶体系D性能评价结果见表11：
表11生物气溶胶体系D性能评价结果
体系组成 外源菌发酵液+槐糖脂+空气
微生物浓度10<sup>8</sup>个/ml 2.6
表面张力mN/m 28.3
洗油效率％ 93.9
静态降粘率％ 58.3
原油乳化率％ 97.7
径中值μm 7
气溶胶的分散度 0.16
室内评价结果表明，生物气溶胶体系D的性能良好，可以进行现场实施。
实施例5
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系E。
所述分散介质的注入速度2000Nm3/h，分散质的注入速度10m3/h。
所述分散质为噬热杆菌、假单胞菌和副地衣芽孢杆菌发酵液、生物表面活性剂脂肽，外源菌发酵液与脂肽的质量比为12∶1。
所述分散介质为氮气。
所述分散介质和分散质的体积比为300∶1。
外源菌筛选步骤如下：
芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、索氏菌、海杆菌、假单胞菌、噬热杆菌、不动杆菌、红球菌的降粘效率见图4，由图4可知：噬热杆菌降粘率最高。
副地衣芽孢杆菌、索氏菌、海杆菌、假单胞菌、噬热杆菌的洗油效率见图5，由图5可知：假单胞菌的洗油效率最高，达到91.7％。
芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、噬热杆菌、不动杆菌、红球菌的乳化分散能力见图6，由图6可知：副地衣芽孢杆菌的乳化分散效果最佳，原油乳化效率达到98％。
综合外源菌的降粘、洗油和乳化分散功能，最终优选出的外源菌为噬热杆菌、假单胞菌和副地衣芽孢杆菌的混合菌。
生物表面活性剂的筛选步骤如下：
将生物表面活性剂鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种加入到上述筛选得到的外源菌发酵液中，其中，鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂质量浓度分别为0.2、0.4、0.7、1.0mg/L，生物表面活性剂与外源菌发酵液的质量比为1∶8，测定其表面张力数据见表12，结果表明脂肽的加入改善体系表面张力最佳，表面张力降至28.2mN/m。因此，选择的生物表面活性剂为脂肽。
表12生物气溶胶体系E生物表面活性剂的筛选评价结果
体系名称 体系组成及质量比例 表面张力mN/m
体系1 外源菌发酵液+鼠李糖脂 29.3
体系2 外源菌发酵液+脂肽 28.2
体系3 外源菌发酵液+槐糖脂 30.5
体系4 外源菌发酵液+海藻糖脂 30.4
生物气溶胶体系E性能评价结果见表13：
表13生物气溶胶体系E性能评价结果
Figure BDA0002724295920000171
Figure BDA0002724295920000181
室内评价结果表明，生物气溶胶体系E的性能良好，可以进行现场实施。
实施例6
胜利油田某采油厂油井8-1，渗透率0.5D，储层原油粘度2500mPa·s，矿化度23000mg/L，油藏温度70℃，有效厚度8.5m，孔隙度32％。利用本发明的生物气凝胶体系A实施现场试验，具体步骤如下：
5000mPa·s＞μ＞1000mPa·s，生物气溶胶体系A中激活剂：生物表活剂质量比为8∶1，符合要求。
将配置好的生物气溶胶体系A与氮气通过泵车增压后，利用带有Laskin喷嘴的气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶状态，通过油井8-1油套环空注入到油藏内部。
根据油藏渗透率、储层厚度、孔隙度以及处理半径计算，得到处理半径为50m时生物气溶胶体系A注入量V1为1281m3。
Figure BDA0002724295920000182
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，50m；
H-有效厚度，8.5m；
Figure BDA0002724295920000183
-孔隙度，0.32；
Es面积扩散系数，小数-0.3；
Ev纵向扩散系数，小数-0.2。
生物气溶胶体系A注入过程随注入压力的变化，随时调整注入体系及工艺参数，注入压力平稳，焖井周期15d，开井后油井套管压力为0MPa，可恢复开井生产。
油井开井后，单井峰值日油由0.5t增加至10.7t，含水降低42％，有效期460天以上，单井增油达到1721t，投入产出比大于1∶5.3。
实施例7
胜利油田某采油厂油井22-P7，渗透率3.5D，储层原油粘度8520mPa·s，矿化度3100mg/L，油藏温度60℃，有效厚度15m，孔隙度33％。利用本发明的生物气凝胶体系B实施现场试验，具体步骤如下：
10000mPa·s＞μ＞5000mPa·s，生物气溶胶体系B中激活剂：生物表活剂质量比为6∶1，符合要求。
将配置好的生物气溶胶体系B与二氧化碳通过泵车增压后，利用带有Laskin喷嘴的气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶状态，通过油井22-P7油套环空注入到油藏内部。
根据油藏渗透率、储层厚度、孔隙度以及处理半径计算，得到处理半径为40m时生物气溶胶体系B注入量为679m3。
Figure BDA0002724295920000191
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，40m；
H-有效厚度；
Figure BDA0002724295920000192
-孔隙度；
Es面积扩散系数，小数-0.21；
Ev纵向扩散系数，小数-0.13。
生物气溶胶体系B注入过程随注入压力的变化，随时调整注入体系及工艺参数，该单井初始压力为5MPa，氮气辅助微生物复配体系注入过程中平衡压力维持在8MPa，再注入液体体积达到150方时，压力降低到3MPa，此时，上调注入气液比10％，体系注入30方后注入压力逐渐提升并维持在9MPa。该单井所在区块的原始地层压力为14MPa，同时注入过程中注入压力未见降低过程，注入稳定。注入完成后，焖井27d，油井套管压力为0MPa，达到开井指标。
油井开井后，单井峰值日油由0.1t增加至12t，含水降低41％，有效期379天以上，单井增油达到1022t，投入产出比大于1∶5。
实施例8
胜利油田某采油厂油井1-X7，渗透率1.5D，储层原油粘度6700mPa·s，矿化度5600mg/L，油藏温度65℃，有效厚度10m，孔隙度29％。利用本发明的生物气凝胶体系C实施现场试验，具体步骤如下：
10000mPa·s＞μ＞5000mPa·s，生物气溶胶体系C中激活剂：生物表活剂质量比为4∶1，符合要求。
将配置好的生物气溶胶体系C与烟道气通过泵车增压后，利用带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶状态，通过油井1-X7油套环空注入到油藏内部。
根据油藏渗透率、储层厚度、孔隙度以及处理半径计算，得到处理半径为50m时生物气溶胶体系C注入量为685m3。
Figure BDA0002724295920000201
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，50m；
H-有效厚度，10m；
Figure BDA0002724295920000211
-孔隙度，0.29；
Es面积扩散系数，小数-0.2；
Ev纵向扩散系数，小数-0.15。
生物气溶胶体系C注入过程随注入压力的变化，随时调整注入体系及工艺参数，该单井初始压力为3MPa，氮气辅助微生物复配体系注入过程中平衡压力维持在10MPa，再注入液体体积达到100方时，压力上升至到23MPa，为保证注入安全，此时，停注1h，同时下调注入气液比10％，体系注入50方后注入压力逐渐维持在15MPa。该单井所在区块的原始地层压力为21MPa，同时注入过程中注入压力未见压力波动过程，注入稳定。注入完成后，焖井13d，油井套管压力为0MPa，达到开井指标。
油井开井后，单井峰值日油由0.1t增加至13t，含水降低42％，有效期381天以上，单井增油达到1372t，投入产出比大于1∶5.1。
实施例9
胜利油田某采油厂油井17-P3，渗透率1.5D，储层原油粘度2000mPa·s，矿化度2300mg/L，油藏温度52℃，有效厚度6.8m，孔隙度31％。利用本发明的生物气凝胶体系D实施现场试验，具体步骤如下：
5000mPa·s＞μ＞1000mPa·s，生物气溶胶体系D中激活剂：生物表活剂质量比为7∶1，符合要求。
将配置好的生物气溶胶体系D与空气通过泵车增压后，利用带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶状态，通过油井17-P3油套环空注入到油藏内部。
根据油藏渗透率、储层厚度、孔隙度以及处理半径计算，得到处理半径为50m时生物气溶胶体系D注入量为430m3。
Figure BDA0002724295920000221
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，50m；
H-有效厚度，6.8m；
Figure BDA0002724295920000222
-孔隙度，0.31；
Es面积扩散系数，小数-0.2；
Ev纵向扩散系数，小数-0.13。
生物气溶胶体系D注入过程随注入压力的变化，随时调整注入体系及工艺参数，该单井初始压力为3MPa，氮气辅助微生物复配体系注入过程中平衡压力维持在10MPa，再注入液体体积达到100方时，压力上升至到21MPa，为保证注入安全，此时，停注1h，同时下调注入气液比10％，体系注入50方后注入压力逐渐维持在16MPa。该单井所在区块的原始地层压力为18MPa，同时注入过程中注入压力未见压力波动过程，注入稳定。注入完成后，焖井15d，油井套管压力为0MPa，达到开井指标。
油井开井后，单井峰值日油由0.8t增加至10.1t，含水降低38％，有效期450天以上，单井增油达到1637t，投入产出比大于1∶5.4。
实施例10
胜利油田某采油厂油井13-1，渗透率3D，储层原油粘度560mPa·s，矿化度7100mg/L，油藏温度70℃，有效厚度9.0m，孔隙度33％。利用本发明的生物气凝胶体系E实施现场试验，具体步骤如下：
μ＜1000mPa·s，生物气溶胶体系E中激活剂：生物表活剂质量比为12∶1，符合要求。
将配置好的生物气溶胶体系E与氮气通过泵车增压后，利用带有Collison喷嘴的气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶状态，通过油井13-1油套环空注入到油藏内部。
根据油藏渗透率、储层厚度、孔隙度以及处理半径计算，得到处理半径为45m时生物气溶胶体系E注入量为652m3。
Figure BDA0002724295920000231
其中：V1-地层条件下的注气量，m3；
R-处理半径，45m；
H-有效厚度，9m；
Figure BDA0002724295920000232
-孔隙度，0.33；
Es面积扩散系数，小数-0.23；
Ev纵向扩散系数，小数-0.15。
生物气溶胶体系E注入过程随注入压力的变化，随时调整注入体系及工艺参数，注入压力平稳，焖井周期7天，开井后油井套管压力为0MPa，可恢复开井生产。
开井后，单井峰值日油由1.1t增加至8.9t，含水降低32％，有效期460天以上，单井增油达到1370t，投入产出比大于1∶4.6。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (19)

1.一种生物气溶胶体系，其特征在于，该体系由分散质和分散介质组成；
其中，分散质由激活剂或外源功能菌发酵液和生物表面活性剂组成；
分散介质为氮气、二氧化碳、烟道气和空气中的一种。
2.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖、淀粉和糖蜜中的一种，氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和尿素中的一种，磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种。
3.根据权利要求2所述体系，其特征在于，所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为1-5mg/L、0.05-0.5mg/L、0.01-0.1mg/L。
4.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的外源功能菌发酵液为芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、索氏菌、海杆菌、假单胞菌、噬热杆菌、不动杆菌、红球菌发酵液中的一种。
5.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的生物表面活性剂为鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂、海藻糖脂中的一种，质量浓度分别为0.2-1.0mg/L。
6.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂质量比为3-12:1。
7.根据权利要求6所述体系，其特征在于，当原油粘度μ<1000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为10-12:1；当5000mPa·s>μ>1000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为5-10:1；当10000mPa·s>μ>5000mPa·s时，激活剂或外源功能菌发酵液与生物表面活性剂的质量比为3-5:1。
8.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述分散介质和分散质的体积比为250～300：1。
9.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述体系的表面张力<30mN/m，粒径中值为0.01～10μm，分散度<0.2。
10.根据权利要求1-9任一项权利要求所述体系的制备方法，其特征在于，该制备方法包括以下步骤：
(1)将分散质混合均匀，得到分散质溶液；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述分散质溶液和通过气体增压泵增压后的分散介质注入气溶胶生成设备；
(3)利用气溶胶生成设备进行两相混合形成稳定的生物气溶胶体系。
11.根据权利要求10所述制备方法，其特征在于，所述气溶胶生成设备为带有Laskin或Collison喷嘴的气溶胶生成设备。
12.根据权利要求10所述制备方法，其特征在于，所述生物气溶胶体系的形成方法为液体喷雾法。
13.根据权利要求10所述制备方法，其特征在于，所述分散介质的注入速度1000～2000Nm3/h，分散质的注入速度3～10m3/h。
14.根据权利要求1-9任一项权利要求所述体系在微生物采油技术领域中的应用。
15.根据权利要求14所述应用，其特征在于，所述应用的具体包括如下步骤：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选参数包括油藏温度、油藏渗透率、原油粘度和矿化度；
(2)生物气溶胶体系注入工艺的确定
生物气溶胶体系注入工艺包括生物气溶胶体系注入量和关井时间；
(3)生物气溶胶体系的注入
将生物气溶胶体系从试验油藏的油井或者注水井注入到油藏中。
16.根据权利要求14所述应用，其特征在于，所述筛选参数的标准为油藏温度<90℃、油藏渗透率<3000×10-3μm2、原油粘度<10000mPa·s、矿化度低于50000mg/L。
17.根据权利要求14所述应用，其特征在于，所述生物气溶胶体系的注入量由以下公式确定：
Figure FDA0002724295910000031
其中：V1—地层条件下的注气量，m3；
R—处理半径，m；
h—油藏的有效厚度，m；
Figure FDA0002724295910000032
—油藏的孔隙度，小数；
Es—面积扩散系数，小数，取值为0.1-0.3；
Ev—纵向扩散系数，小数，取值为0.1-0.2。
18.根据权利要求14所述应用，其特征在于，所述关井时间为5～30d。更优选为，当原油粘度<1000mPa·s时，关井时间5～10d；当5000mPa·s>原油粘度>1000mPa·s时，关井时间10～20d；当10000mPa·s>原油粘度>5000mPa·s时，关井时间20～30d。
19.根据权利要求14所述应用，其特征在于，步骤(3)中，所述的生物气溶胶体系注入试验油藏的过程随根据注入压力的变化实时调整分散介质和分散质的比例，具体调整方案如下：
当注入压力低于试验油藏压力的50％以上时，降低分散介质和分散质的比例值50-60％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例；
当注入压力低于试验油藏压力的30-50％时，降低分散介质和分散质的比例值60-70％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例；
当注入压力低于试验油藏压力的10-30％时，降低分散介质和分散质的比例值70-80％，压力恢复至试验油藏压力时比例调整至初始比例。
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