CN114427410A - 一种热采油藏转微生物驱油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物驱油技术领域，具体涉及一种热采油藏转微生物驱的方法。热采井组的筛选；热采井组转注水井的选择；热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定；微生物驱注入工艺确定，微生物驱注入工艺包括激活剂或外源菌注入轮次、每轮次激活剂或外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。本发明根据热采后油藏剩余油井间富集分布的规律确定出微生物驱注入工艺参数，提高了微生物驱注剂与剩余油的接触效率及作用效果，为热采后油藏转换开发方式提供了一项高效的提高采收率技术，提高采收率大于15％，投入产出比大于1:10，有效期大于5年。
Description
技术领域
本发明属于微生物驱油技术领域，具体涉及一种热采油藏转微生物驱油的方法。
背景技术
热采是现阶段稠油油藏开发的主导技术，其中蒸汽吞吐是其主要方式，通过向地层注入高温高压蒸汽和热水，加热近井地带原油，降低稠油粘度改善原油流动性，实现稠油高效开发。由于蒸汽吞吐加热半径有限，多轮次蒸汽吞吐后普遍存在近油井附近采出程度高，油气比随吞吐轮次逐渐降低，井间剩余油多但无法有效动用，稳产难度大的难题，寻找高效的热采后油藏开发接替技术迫在眉睫。
微生物驱油技术通过激活油藏内源或注入外源驱油功能菌，利用菌体生长代谢降低原油粘度实现剩余油高效开发，是一项极具潜力的热采转换开发方式接替技术。传统的微生物驱油技术是根据室内研究结果确定微生物驱注剂的总注入量，然后根据现场配注计算实施年限，注入轮次，每轮次激活剂及外源菌等注剂的注入量。这种微生物驱油工艺方法每轮次微生物注剂注入的量一样，每轮次间隔时间固定，注剂注入后即开始后续水驱。热采后油藏原油粘度更高、剩余油主要集中在井间，传统工艺下微生物及其代谢产物与剩余油接触效率和作用效率低，影响整体驱油效果。
CN101240704公开了一种微生物吞吐采油方法。首先，微生物室内菌种筛选，先热水洗井。热洗后正常生产5天左右。注微生物菌液前应先注Xm3营养液的前置液。注入微生物菌液X吨，注菌过程依照由浓到稀的原则，将菌液注入地层中。注菌完成后，再注入Xm3微生物营养液，做后置液。最后注入Xm3顶替液。关井5天。本发明效果是：本微生物吞吐法采油方法保证深入井下地层的微生物菌繁殖一定数量，以填充地层孔隙和原油充分融合作用产生应有的代谢物达到解堵，清蜡增油的目的。
CN110939413A公开了一种内源微生物吞吐提高油井产量的方法。该方法包括以下步骤：首先进行试验井组的筛选；其次进行试验油井分层吞吐工艺的确定，包括试验油井分层吞吐次序的确定、试验油井油层激活剂注入体积与注入速度的确定、试验油井油层密闭培养时间的确定；最后进行现场实施及效果评价。本发明一方面解决了由于试验油井吞吐关停井从而导致油井怠产的问题；另一方面解决了试验油井吞吐处理过程中油层间激活剂注入的不均匀导致的激活剂波及体积小，从而引起试验油井增油效果不佳的问题。
CN110578502A公开了一种高含水稠油油藏的微生物吞吐采用方法，包括以下步骤：(1)向油井注入堵水剂堵水；(2)然后注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂，焖井；(3)焖井结束后进行生产。本发明的微生物吞吐采油方法，通过在向油井注入营养激活剂或注入外源菌及营养激活剂前，先向油井注入堵水剂堵水，减少了营养激活剂以及外源菌注入水层中的量，大大降低了高含水稠油油藏微生物吞吐采油的成本。
CN104329066A公开了一种用于稠油井的微生物和CO2复合单井吞吐采油方法，该方法包括以下步骤：(1)试验油井的筛选；(2)筛选微生物及其营养物；(3)将微生物及其营养物注入试验井地层；(4)注入液态CO2；(5)试验油井关井；(6)试验油井开井生产。本发明具有适用范围广、工艺实施简单；无油井出砂和套管损坏情况、油井利用率高；既能大幅度降低稠油粘度、降低油水界面张力，又能有效补充地层能量，且作用周期长的特点。
CN107558972A公开了一种微生物单井吞吐提高油井产量的方法，包括以下步骤：(1)试验油井的筛选；(2)激活剂的筛选；(3)外源功能微生物的筛选；(4)现场注入工艺的优化；(5)现场试验。本发明具有油藏适用范围广，工艺简单，无油井出砂、套管损坏情况，油井利用率高的特点；注入激活剂和外源功能微生物不会对地层产生伤害和对环境造成污染；利用内源和外源功能微生物的综合作用提高油井产量，具有有效期长，有效期大于12个月，增油效果好，单井日增油超过5t，投入产出比大于1:3.2。
上述专利均存在着以下问题：每轮次微生物处理的半径以及注入量保持不变，因此限制微生物作用范围从而影响后续吞吐的作用效果。
发明内容
本发明的目的是针对上述现有技术的不足而提供一种热采油藏转微生物驱油的方法。该方法具有施工工艺简单、操作简易、针对性和可操作性强以及投资成本低、现场试验效果好的优点，因此现场推广应用前景广阔。
为了实现上述目的，本发明目的是公开一种热采油藏转微生物驱的方法，所述的方法包括：
(1)热采井组的筛选
热采井组的筛选标准包括：井组内油井热采轮次>5轮，油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1，井组油井≥2口，井组内油井间距离<200m。
(2)热采井组转注水井的选择
将井组热采轮次最高的油井转注水井，并根据井组内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法或测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律，选择注水井与油井井间So(剩余油饱和度)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺确定
微生物驱注入工艺包括激活剂或外源菌注入轮次、每轮次激活剂或外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明注入的激活剂对人体无毒无害，因此不会对地层产生伤害和对环境造成污染的问题，并避免了化学法造成的后续水处理的问题；
(2)本发明根据热采后油藏剩余油井间富集分布的规律确定出微生物驱注入工艺参数，提高了微生物驱注剂与剩余油的接触效率及作用效果，为热采后油藏转换开发方式提供了一项高效的提高采收率技术；
(3)本发明具有施工工艺简单、操作简易、针对性和可操作性强，投资成本低、现场试验效果好的优点，现场提高采收率大于15％，投入产出比大于1:10，有效期大于5年。
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。
根据本发明的目的，本发明公开一种热采油藏转微生物驱的方法，所述的方法包括：
(1)热采井组的筛选
热采井组的筛选标准包括：井组内油井热采轮次>5轮，油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1，井组油井≥2口，井组内油井间距离<200m。
(2)热采井组转注水井的选择
将井组热采轮次最高的油井转注水井，并根据井组内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法或测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律，选择注水井与油井井间So(剩余油饱和度)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺确定
微生物驱注入工艺包括激活剂或外源菌注入轮次、每轮次激活剂或外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
进一步地，所述的方法还包括现场实施及效果评价。
优选地，所述现场实施是按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场试验。所述效果评价的指标包括提高采收率、投入产出比和有效期。
进一步地，步骤(1)所述热采井组的筛选标准还包括：井组采出程度<30％，综合含水>90％，地面原油粘度为5000～20000mPa·s。
优选情况下，步骤(3)所述热采井组剩余油分布规律的确定采用双示踪剂法。
本发明步骤(4)中，激活剂由氮源和磷源组成。
优选情况下，所述氮源为黄豆饼粉、花生饼粉和棉子饼粉中的一种或几种，更优选为黄豆饼粉或棉子饼粉。所述氮源质量浓度为0.2-1.0％，更优选为0.2-0.5％。
优选情况下，所述的磷源为焦磷酸钠、次磷酸钠、磷酸二氢钾和磷酸氢二钾中的一种或几种，更优选为磷酸二氢钾或次磷酸钠。所述磷源质量浓度为0.01-0.1％，更优选为0.02-0.06％。
本发明步骤(4)中，所述外源菌为嗜烃菌或烃类氧化菌，优选为嗜烃菌。
优选情况下，所述嗜烃菌为地芽孢杆菌、假单胞菌和芽孢杆菌中的一种或几种，更优选为地芽孢杆菌或假单胞菌。
优选情况下，所述烃类氧化菌为枯草芽孢杆菌、短短芽孢杆菌和芽孢杆菌中的一种或几种，更优选为枯草芽孢杆菌或短短芽孢杆菌。
本发明步骤(4)中，所述激活剂或外源菌注入轮次是按照上述步骤(3)确定出的微生物驱开发区域以及每轮次作用20-30m井距确定。
本发明步骤(4)中，所述每轮次激活剂或外源菌注入量Q：
Q＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
其中，Q——激活剂或外源菌的体积注入量，m3；
R2——最大处理半径，m；
R1——最小处理半径，m；
h——油层厚度，m；
Ф——油藏孔隙度，小数；
Sw——含水饱和度，小数；
k1——用量系数，0.2-0.6。
本发明步骤(4)中，所述每轮次注入顶替液的量q：
q＝3.14R1 2hФSwk2
其中，Q——顶替液的体积注入量，m3；
R1——最小处理半径，m；
h——油层厚度，m；
Ф——油藏孔隙度，小数；
Sw——含水饱和度，小数；
k2——用量系数，0.1-0.3。
本发明步骤(4)中，所述每轮次注水井停注的时间t与微生物作用区域的剩余油饱和度有关，具体关系如下：当20％≤So≤30％时，t为3～5d；当30％<So≤40％时，t为7～10d；当So>45％时，t为12～15d。
优选情况下，所述每轮次注水井停注期间，热采井组内的油井进行控液生产，产液量与试验前相比降低5～10％，正常注水期间油井产液量与试验前一致。
优选情况下，所述的第二至最后轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
本发明首先进行热采井组的筛选，热采轮次较高说明井组剩余油越少热采措施效果逐渐变差，因此选择热采轮次均较高的热采井组改变开发方式较为合理；其次，对选择的热采井组进行井网的调整，选择部分油井转为注水井，由于油井热采轮次越高采出的原油越多剩余的原油越少，因此筛选出热采轮次最高的油井作为转注井；接着，利用双示踪剂法或测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律，在此基础上选择剩余油较为富集的区域进行微生物驱油；最后，通过选择针对性较强微生物注剂体系和合适的注入工艺对注采进行动态调控，实现微生物注剂与富集剩余油的高效接触及高效作用，从而大幅度地提高热采转微生物驱油藏原油的采收率，热采油藏多轮次热采的基础上继续提高采收率15％以上。
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。
实施例1
胜利油田某采油厂热采井组A15，属于高渗透稠油油藏，油藏温度65℃，渗透率1200×10-3μm2，原油粘度7500mPa·s，油层厚度3m，孔隙度0.315，含水饱和度0.525，井组2口油井，井间距140m，综合含水98.5％，地质储量为2.0×104m3，日产液量120m3，采出程度25.8％，油井A15-1热采6轮次，第6轮次的油气比为0.092，油井A15-2热采9轮次，第9轮次的油气比为0.072。利用本发明的方法实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)热采井组的筛选
热采油藏应满足以下条件：井网内油井热采轮次>5轮；油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1；井组采出程度<30％；含水>90％；地面原油粘度5000～20000mPa·s；井网油井≥2口，井网内井间距离<200m。
热采井组A15符合本发明的筛选标准，可以实施本发明。
(2)热采井组转注水井的选择
将井网热采轮次最高(9轮)的油井A15-2转注水井，并根据井网内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律(见表1)，选择注水井与油井井间剩余油饱和度(So)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
表1油水井井距间剩余油饱和度测试结果
从表1可以看出为井距为50-110m的区域的剩余油饱和度均大于20％，因此选择其作为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺设计
微生物驱注入工艺包括激活剂注入轮次、每轮次激活剂注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
激活剂注入轮次3轮次，每轮次作用井距为20m，每轮次的作用范围分别为50-70m、70-90m、90-110m。
第1-3轮次激活剂注入量Q1、Q2、Q3分别为：
Q1＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(702-502)×3×0.315×0.525×0.2
＝748m3
Q2＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(902-702)×3×0.315×0.525×0.2
＝997m3
Q3＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(1102-902)×3×0.315×0.525×0.2
＝2373m3
第1-3轮次注入顶替液的量q1、q2、q3分别为：
q1＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×502×3×0.315×0.525×0.1
＝390m3
q2＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×702×3×0.315×0.525×0.1
＝763m3
q3＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×902×3×0.315×0.525×0.1
＝1262m3
第1-3轮次注水井停注的时间分别为4d、3d和5d。
第2及第3轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
注水井停注期间，油井A15-1日产液量为108m3/d，正常注水期间油井日产液量为120m3/d。
所述的激活剂为黄豆饼粉0.2wt％，焦磷酸钠0.01wt％。
(5)现场实施及效果评价
按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场实施，现场实施完成后进行现场试验效果的评价。
试验评价结果：截止到2019年12月30日，油井A15-1含水最低达到了81.2％，含水下降最高达到17.3个百分点，井组累计增油3600t，提高采收率18.0％，投入产出比达到了1:11.5，有效期达到5.5年，现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某采油厂热采井组C12，属于中渗透稠油油藏，油藏温度75℃，渗透率250×10-3μm2，原油粘度9200mPa·s，油层厚度5.3m，孔隙度0.302，含水饱和度0.473，井组2口油井，井间距150m，综合含水99.2％，地质储量为1.5×104m3，日产液量100m3，采出程度21.3％，油井C12-1热采7轮次，第7轮次的油气比为0.083，油井C12-2热采10轮次，第10轮次的油气比为0.062。利用本发明的方法实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)热采井组的筛选
热采油藏应满足以下条件：井网内油井热采轮次>5轮；油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1；井组采出程度<30％；含水>90％；地面原油粘度5000～20000mPa·S；井网油井≥2口，井网内井间距离<200m。
热采井组C12符合本发明的筛选标准，可以实施本发明。
(2)热采井组转注水井的选择
将井网热采轮次最高(10轮)的油井C12-2转注水井，并根据井网内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布以及微生物驱开发区域的确定
利用测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律(见表2)，选择注水井与油井井间剩余油饱和度(So)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
表2油水井井距间剩余油饱和度测试结果
从表2可以看出为井距为40-120m的区域的剩余油饱和度均大于20％，因此选择其作为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺设计
微生物驱注入工艺包括激活剂注入轮次、每轮次激活剂注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
激活剂注入轮次4轮次，每轮次作用井距为20m，每轮次的作用范围分别为40-60m、60-80m、80-100m、100-120m。
第1-4轮次激活剂注入量Q1、Q2、Q3、Q4分别为：
Q1＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(602-402)×5.3×0.302×0.473×0.3
＝1426m3
Q2＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(802-602)×5.3×0.302×0.473×0.3
＝1997m3
Q3＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(1002-802)×5.3×0.302×0.473×0.3
＝2567m3
Q4＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(1202-1002)×5.3×0.302×0.473×0.3
＝3138m3
第1-4轮次注入顶替液的量q1、q2、q3、q4分别为：
q1＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×402×5.3×0.302×0.473×0.15
＝570m3
q2＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×602×5.3×0.302×0.473×0.15
＝1284m3
q3＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×802×5.3×0.302×0.473×0.15
＝2282m3
q4＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×1002×5.3×0.302×0.473×0.15
＝3566m3
第1-4轮次注水井停注的时间分别为4d、7d、10d和5d。
注水井停注期间，油井C12-1日产液量为90m3/d，正常注水期间油井日产液量为100m3/d。
第2-第4轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
激活剂为花生饼粉0.5wt％，次磷酸钠0.03wt％。
(5)现场实施及效果评价
按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场实施，现场实施完成后进行现场试验效果的评价。
试验评价结果：截止到2019年12月30日，油井C12-1含水最低达到了80.3％，含水下降最高达到18.9个百分点，井组累计增油2880t，提高采收率19.2％，投入产出比达到了1:12.1，有效期达到6年，现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某采油厂热采井组D25，属于中高渗透稠油油藏，油藏温度70℃，渗透率850×10-3μm2，原油粘度1258mPa·s，油层厚度8.5m，孔隙度0.312，含水饱和度0.413，井组2口油井，井间距120m，综合含水98.8％，地质储量为3.2×104m3，日产液量150m3，采出程度28.0％，油井D25-1热采8轮次，第8轮次的油气比为0.092，油井D25-1热采6轮次，第6轮次的油气比为0.075。利用本发明的方法实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)热采井组的筛选
热采油藏应满足以下条件：井网内油井热采轮次>5轮；油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1；井组采出程度<30％；含水>90％；地面原油粘度5000～20000mPa·s；井网油井≥2口，井网内井间距离<200m。
热采井组D25符合本发明的筛选标准，可以实施本发明。
(2)热采井组转注水井的选择
将井网热采轮次最高(8轮)的油井D25-1转注水井，并根据井网内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律(见表3)，选择注水井与油井井间剩余油饱和度(So)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
表3油水井井距间剩余油饱和度测试结果
从表3可以看出为井距为50-90m的区域的剩余油饱和度均大于20％，因此选择其作为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺设计
微生物驱注入工艺包括外源菌注入轮次、每轮次外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
外源菌注入轮次2轮次，每轮次作用井距为20m，每轮次的作用范围分别为50-70m、70-90m。
第1-2轮次外源菌注入量Q1、Q2分别为：
Q1＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(702-502)×8.5×0.312×0.413×0.2
＝1650m3
Q2＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(902-702)×8.5×0.312×0.413×0.2
＝2201m3
第1-2轮次注入顶替液的量q1、q2分别为：
q1＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×502×8.5×0.312×0.413×0.2
＝1720m3
q2＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×702×8.5×0.312×0.413×0.2
＝3370m3
第1-2轮次注水井停注的时间分别为4d、8d。
第2轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
注水井停注期间，油井D25-2日产液量为135m3/d，正常注水期间油井日产液量为150m3/d。
外源菌为地芽孢杆菌。
(5)现场实施及效果评价
按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场实施，现场实施完成后进行现场试验效果的评价。
试验评价结果：截止到2020年06月30日，油井D25-2含水最低达到了75.3％，含水下降最高达到23.5个百分点，井组累计增油6336t，提高采收率19.8％，投入产出比达到了1:14.2，有效期达到6.3年，现场试验效果良好。
实施例4
胜利油田某采油厂热采井组A12，属于高渗透稠油油藏，油藏温度62℃，渗透率1000×10-3μm2，原油粘度9856mPa·s，油层厚度4.5m，孔隙度0.305，含水饱和度0.403，井组2口油井，井间距160m，综合含水99.2％，地质储量为7.2×104m3，日产液量180m3，采出程度23.0％，油井A12-1热采7轮次，第7轮次的油气比为0.082，油井A12-2热采10轮次，第10轮次的油气比为0.053。利用本发明的方法实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)热采井组的筛选
热采油藏应满足以下条件：井网内油井热采轮次>5轮；油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1；井组采出程度<30％；含水>90％；地面原油粘度5000～20000mPa·s；井网油井≥2口，井网内井间距离<200m。
热采井组A12符合本发明的筛选标准，可以实施本发明。
(2)热采井组转注水井的选择
将井网热采轮次最高(10轮)的油井A12-2转注水井，并根据井网内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律(见表4)，选择注水井与油井井间剩余油饱和度(So)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
表4油水井井距间剩余油饱和度测试结果
从表4可以看出为井距为40-100m的区域的剩余油饱和度均大于20％，因此选择其作为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺设计
微生物驱注入工艺包括激活剂注入轮次、每轮次激活剂注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
激活剂注入轮次2轮次，每轮次作用井距为30m，每轮次的作用范围分别为40-70m、70-100m。
第1-2轮次激活剂注入量Q1、Q2分别为：
Q1＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(702-402)×4.5×0.305×0.403×0.25
＝1433m3
Q2＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(1002-702)×4.5×0.305×0.403×0.25
＝2214m3
第1-2轮次注入顶替液的量q1、q2分别为：
q1＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×402×4.5×0.305×0.403×0.15
＝417m3
q2＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×702×4.5×0.305×0.403×0.15
＝1277m3
第1-2轮次注水井停注的时间分别为4d、7d。
第2轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
注水井停注期间，油井A12-1日产液量为162m3/d，正常注水期间油井日产液量为180m3/d。
所述的激活剂为棉子饼粉1.0wt％，磷酸二氢钾1.0wt％。
(5)现场实施及效果评价
按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场实施，现场实施完成后进行现场试验效果的评价。
试验评价结果：截止到2019年12月30日，油井A12-1含水最低达到了75.0％，含水下降最高达到24.2个百分点，井组累计增油12456t，提高采收率17.3％，投入产出比达到了1:12.7，有效期达到7.2年，现场试验效果良好。
实施例5
胜利油田某采油厂热采井组G5，属于中高渗透稠油油藏，油藏温度78℃，渗透率900×10-3μm2，原油粘度1562mPa·s，油层厚度7.2m，孔隙度0.320，含水饱和度0.513，井组2口油井，井间距130m，综合含水98.7％，地质储量为3.5×104m3，日产液量100m3，采出程度25.1％，油井G5-1热采7轮次，第7轮次的油气比为0.087，油井G5-2热采12轮次，第12轮次的油气比为0.043。利用本发明的方法实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)热采井组的筛选
热采油藏应满足以下条件：井网内油井热采轮次>5轮；油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1；井组采出程度<30％；含水>90％；地面原油粘度5000～20000mPa·s；井网油井≥2口，井网内井间距离<200m。
热采井组G5符合本发明的筛选标准，可以实施本发明。
(2)热采井组转注水井的选择
将井网热采轮次最高(12轮)的油井G5-2转注水井，并根据井网内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％。
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律(见表5)，选择注水井与油井井间剩余油饱和度(So)≥20％的区域为微生物驱开发区域。
表5油水井井距间剩余油饱和度测试结果
从表1可以看出为井距为40-100m的区域的剩余油饱和度均大于20％，因此选择其作为微生物驱开发区域。
(4)微生物驱注入工艺设计
微生物驱注入工艺包括外源菌注入轮次、每轮次外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
外源菌注入轮次2轮次，每轮次作用井距为30m，每轮次的作用范围分别为40-70m、70-100m。
第1-2轮次外源菌注入量Q1、Q2分别为：
Q1＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(702-402)×7.2×0.320×0.513×0.2
＝2449m3
Q2＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
＝3.14×(1002-702)×7.2×0.320×0.513×0.2
＝3786m3
第1-2轮次注入顶替液的量q1、q2分别为：
q1＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×402×7.2×0.320×0.513×0.12
＝713m3
q2＝3.14R1 2hФSwk2
＝3.14×702×7.2×0.320×0.513×0.12
＝2182m3
第1-2轮次注水井停注的时间分别为4d、9d。
第2轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
注水井停注期间，油井G5-1日产液量为90m3/d，正常注水期间油井日产液量为100m3/d。
外源菌为枯草芽孢杆菌。
(5)现场实施及效果评价
按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场实施，现场实施完成后进行现场试验效果的评价。
试验评价结果：截止到2020年07月30日，油井G5-1含水最低达到了71.0％，含水下降最高达到27.7个百分点，井组累计增油6125t，提高采收率17.5％，投入产出比达到了1:12.3，有效期达到5.5年，现场试验效果良好。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (18)
1.一种热采油藏转微生物驱的方法，其特征在于，所述的方法包括以下步骤：
(1)热采井组的筛选
热采井组的筛选标准包括：井组内油井热采轮次>5轮，油井末轮次蒸汽吞吐油气比<0.1，井组油井≥2口，井组内油井间距离<200m；
(2)热采井组转注水井的选择
将井组热采轮次最高的油井转注水井，并根据井组内其他油井的生产层位进行注水井注水层位的射孔，使油水井注采对应率达到100％；
(3)热采井组剩余油分布规律以及微生物驱开发区域的确定
利用双示踪剂法或测井法确定出注水井到各油井井间的剩余油饱和度分布规律，选择注水井与油井井间剩余油饱和度≥20％的区域为微生物驱开发区域；
(4)微生物驱注入工艺确定
微生物驱注入工艺包括激活剂或外源菌注入轮次、每轮次激活剂或外源菌注入量、每轮次注入顶替液的量、每轮次注水井停注的时间。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)热采井组的筛选标准还包括地面原油粘度为5000～20000mPa·s，井组采出程度<30％，综合含水>90％。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)热采井组剩余油分布规律的确定采用双示踪剂法。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)激活剂由氮源和磷源组成。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述氮源为黄豆饼粉、花生饼粉和棉子饼粉中的一种或几种，质量浓度为0.2-1.0％。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述的磷源为焦磷酸钠、次磷酸钠、磷酸二氢钾和磷酸氢二钾中的一种或几种，质量浓度为0.01-0.1％。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)外源菌为嗜烃菌或烃类氧化菌。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述嗜烃菌为地芽孢杆菌、假单胞菌和芽孢杆菌中的一种或几种。
9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述烃类氧化菌为枯草芽孢杆菌、短短芽孢杆菌和芽孢杆菌中的一种或几种。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)激活剂或外源菌注入轮次是按照上述步骤(3)确定出的微生物驱开发区域以及每轮次作用20-30m井距确定。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)中每轮次激活剂或外源菌注入量Q：
Q＝3.14×(R2 2-R1 2)hФSwk1
其中，Q——激活剂或外源菌的体积注入量，m3；
R2——最大处理半径，m；
R1——最小处理半径，m；
h——油层厚度，m；
Ф——油藏孔隙度，小数；
Sw——含水饱和度，小数；
k1——用量系数，0.2-0.6。
12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)中每轮次注入顶替液的量q：
q＝3.14R1 2hФSwk2
其中，Q——顶替液的体积注入量，m3；
R1——最小处理半径，m；
h——油层厚度，m；
Ф——油藏孔隙度，小数；
Sw——含水饱和度，小数；
k2——用量系数，0.1-0.3。
13.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)每轮次注水井停注的时间t与微生物作用区域的剩余油饱和度有关，具体关系如下：当20％≤So≤30％时，t为3～5d；当30％<So≤40％时，t为7～10d；当So>45％时，t为12～15d。
14.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)每轮次注水井停注的期间，热采井组内的油井进行控液生产，产液量与试验前相比降低5～10％，正常注水期间油井产液量与试验前一致。
15.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(4)第二至最后轮次开始的时间为热采井组油井的综合含水将至98％。
16.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的方法还包括现场实施及效果评价。
17.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，所述现场实施是按照步骤(4)确定的注入工艺开展现场试验。
18.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，所述效果评价的指标包括提高采收率、投入产出比和有效期。
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