CN116950625B - 微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统，该方法包括：采用稠油油藏内提取的杂多环烃降解功能菌作为外源菌，筛选外源菌具有敏感特征反应的促生剂及激活条件，将菌液注入至油井或水井；对油井或水井采出液进行地面油水分离处理得到分离水和分离油；分析分离水中微生物菌剂的数量、促生剂及主要代谢产物的浓度；优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度，使分离水菌液浓度达到预设回注液条件，并回注至油井或水井。本发明通过外源菌或促生剂的地面地下循环，不但可以保证所注入外源菌可以保持高浓度和高活性，同时可以激活油层中本来的功能菌群，并通过连续的地面地下循环，保证其组成和功能稳定，实现稠油高效冷位开采。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，具体涉及微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统。
背景技术
目前稠油开发主要采用国外成熟的蒸汽吞吐或蒸汽辅助重力泄油技术（简称SAGD 技术）等热采技术来开发稠油，存在蒸汽制备能耗高、蒸汽窜而引起低效、蒸汽储层伤害等风险，规模性蒸汽开发产生的高碳排放亦不满足环保要求。
发明内容
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统，以解决现有技术中稠油热采技术存在的蒸汽制备能耗高等技术问题。
根据本发明的一个方面，提供了一种微生物冷位开采方法，包括以下步骤：
步骤1：采用稠油油藏内提取的杂多环烃降解功能菌作为外源菌，筛选外源菌具有敏感特征反应的促生剂及激活条件，将外源菌采用发酵营养液进行发酵形成外源菌的发酵营养液，根据促生剂及激活条件、外源菌的发酵营养液形成满足预设菌液浓度条件及预设产物条件的菌液；
步骤2：将菌液注入至油井或水井，并进行开井恢复生产；
步骤3：采用三级沉降技术，对油井或水井采出液进行地面油水分离处理，得到分离水和分离油；将分离水储存并准备回用；具体地，从油井或水井采出液进入地面油水分离装置，进行油水分离，分离水将进入注入设备，重新回注油井或水井；
步骤4：分析分离水中微生物菌剂的数量、促生剂及主要代谢产物的浓度，以便确定回注液参数；
其中，微生物菌剂至少包括：步骤1中注入的外源菌以及在生产过程中新激活的功能菌；
步骤5：优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度，使分离水的菌液浓度达到预设回注液条件；具体地，通过补充外源菌的发酵营养液、促生剂及激活条件，使分离水在循环使用中始终满足预设回注液条件形成回注液并回注至油井或水井。
进一步地，杂多环烃降解功能菌为厌氧菌，具备降解杂多环芳烃的同时合成生物表面活性剂和溶剂的能力。
进一步地，预设菌液浓度条件具体为，菌液的注入浓度为0.1%-1%，即将外源菌稀释1000或100倍后注入，保持菌液浓度大于3*106 cfu/ml；促生剂的注入浓度为0.1%-1%，即注入促生剂的营养组分总浓度为1000-10000 mg/L；预设产物条件指的是：菌液中主要代谢产物的浓度符合预设浓度。
进一步地，步骤2进一步包括：若是油井注入，油井需要进行关井后再开井注入；其中，关井时间为7-30天；如果是水井注入，不需要关井直接注入；菌液注入方式采用段塞式注入。
进一步地，预设回注液条件具体为：采出液的分离水中微生物菌剂浓度大于3*106cfu/ml，营养液浓度0.3%。
进一步地，回注液在地面加热至40-50℃后回注至油井或水井。
根据本发明的另一方面，提供了一种微生物循环注采系统，其用于实施上述的微生物冷位开采方法，包括：
油水分离装置、配液罐、转液泵、注水泵房、蒸汽管网、锅炉；
其中，油水分离装置用于将油井或水井采出液进行油水分离处理，得到分离水和分离油；
配液罐用于优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度；
转液泵用于开启或关闭注水泵房；
注水泵房用于向分离水中注水；
蒸汽管网用于回注液的传输；
锅炉用于加热水。
根据本发明的微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统，通过外源菌或促生剂的地面地下循环，不但可以保证所注入外源菌可以保持高浓度和高活性，同时可以激活油层中本来的功能菌群，并通过连续的地面地下循环，保证其组成和功能稳定，最终通过改变原油组分降低稠油粘度，实现稠油高效冷位开采，本方法提供了一种稠油微生物冷位开采方法和微生物循环注采系统，保持和激发功能微生物菌原位降黏功能为目标，结合地质工程一体化，形成了环保型、低成本、多介质生物采油方法，有效动用这类油资源，提高产量；该方法的实施环境为中低温，无需大量热量消耗；所用的促生剂为生物可降解药剂，外源菌剂也是无害菌，非常环保；该方法突破油水屏障，通过微生物的降解作用，改变油水界面处的原油组分，从而使得原油容易发生形变，加强后续生物制剂的功能，持续保证采出液油藏高浓度，充分循环利用未完全利用的促生剂，大大降低成本。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1示出了本发明实施例提供的一种微生物冷位开采方法流程图；
图2示出了本发明实施例提供的一种微生物循环注采系统的结构示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施例。虽然附图中显示了本发明的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整的传达给本领域的技术人员。
图1示出了本发明一种微生物冷位开采方法实施例的流程图，如图1所示，该方法包括以下步骤：
步骤1：采用稠油油藏内提取的杂多环烃降解功能菌作为外源菌，筛选外源菌具有敏感特征反应的促生剂及激活条件，将外源菌采用发酵营养液进行发酵形成外源菌的发酵营养液，根据促生剂及激活条件、外源菌的发酵营养液形成满足预设菌液浓度条件及预设产物条件的菌液。
微生物采油方法是实现稠油冷位开采的可行技术，传统的微生物采油通过水井或者油井注入营养剂或功能菌剂的方式进行稠油开采，但由于传统微生物采油的注入和采出方式，使得注入的功能菌剂在地层不能形成稳定的浓度，以至于本身的降黏功能得到不充分体现；同时也因此使得稠油内源微生物的群落不稳定，大大降低了功能菌的代谢活力和降黏功能。因此，如果从地面到地下的注入采出系统中所注入的功能菌能保持优势浓度、或者使得内源功能微生物群落结构稳定，必然可以充分发挥并持续发挥稠油降黏功能，达到降本增效的冷位开采。稠油开发的主要难题是粘度大、油剥离难、能耗大、成本高。
传统微生物采油方法主要采用了激活剂的方式，例如，激活长链烷烃的降解菌，但是稠油原油组分中长链饱和烃相对含量低，更多的是含有杂原子的多环芳烃，如胶质和沥青质，这些组分会把饱和烃和芳香烃包裹在其内，使得其可降解性更差；更重要的是胶质和沥青质才是影响稠油粘度的关键因素，现有技术也有用外源菌注入的方式来采油，但是目前所用的功能菌，多数是好氧菌，且不具备降解杂多环芳烃的能力，尤其是同时合成生物表面活性剂和溶剂的能力，因此无法突破稠油油砂矿油层油水界面，不能形成有效的原油剥离；因此，本实施例中杂多环烃降解功能菌为厌氧菌，具备降解杂多环芳烃的同时合成生物表面活性剂和溶剂的能力。另外，传统微生物采油的注入方式不能保证功能微生物在油藏中的优势地位，不能有效激发其稠油降黏的功能，因此，本实施例主要通过地面地下循环方式提高功能菌在油藏，与稠油接触的菌体浓度维持较高的水平。
其中，预设菌液浓度条件具体为：注入油井或水井的菌液杂多环烃降解功能菌浓度为0.1%-1%，即将外源菌稀释1000或100倍后注入，保持外源菌的发酵营养液浓度大于3*106 cfu/ml；促生剂的注入浓度为0.1%-1%，即注入促生剂的营养组分总浓度为1000-10000mg/L；预设产物条件指的是：菌液中主要代谢产物的浓度符合预设浓度；其中，菌液中主要代谢产物为注入油井或水井的微生物菌剂产生的主要代谢产物，根据原始油井或水井中液体及其微生物菌剂具体化学反应通过实验确定，预设浓度为不影响微生物菌剂降粘效果为准，实际应用时，可根据具体应用场景由本领域技术人员确定；其中，所用的促生剂为生物可降解药剂。
步骤2：将菌液注入至油井或水井，并进行开井恢复生产。
由于油藏长期关停，地层温度处于较低水平，热采复产难度较大，成本高，经济效益差，采用本实施例的微生物冷位开采代替蒸汽开发，可以形成绿色、低碳、经济有效的稠油开采方式。
具体地，若是油井注入，油井需要进行关井后再开井注入；其中，关井时间为7-30天；如果是水井注入，不需要关井直接注入；菌液注入方式采用段塞式注入。
步骤3：采用三级沉降技术，对油井或水井采出液进行地面油水分离处理，得到分离水和分离油；将分离水储存并准备回用；具体地，从油井或水井采出液进入地面油水分离装置，进行油水分离，分离水将进入注入设备，重新回注油井或水井。
步骤4：分析分离水中微生物菌剂的数量、促生剂及主要代谢产物的浓度，以便确定回注液参数。
其中，微生物菌剂至少包括：步骤1中注入的外源菌以及在生产过程中新激活的功能菌。
步骤5: 优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度，使分离水的菌液浓度达到预设回注液条件；具体地，通过补充外源菌的发酵营养液、促生剂及激活条件，使分离水在循环使用中始终满足预设回注液条件形成回注液并回注至油井或水井。
其中，预设回注液条件具体为：采出液的分离水中微生物菌剂浓度大于3*106cfu/ml，营养液浓度0.3%。
为了提高菌剂的降粘效果，保持最优的温度增效作用，回注液在地面加热至40-50℃（中低温度）再回注至油井或水井。
在本步骤中，持续跟踪采出液功能菌浓度的变化，通过补充杂多环烃降解微生物发酵液及特定促生剂，使原功能菌或新激活的功能菌及产物在循环使用中始终处于优势的菌液浓度条件即预设回注液条件。
采用本实施例的方法，通过外源菌或促生剂的地面地下循环，不但可以保证所注入外源菌可以保持高浓度和高活性，同时可以激活油层中本来的功能菌群，并通过连续的地面地下循环，保证其组成和功能稳定，最终通过改变原油组分降低稠油粘度，实现稠油高效冷位开采，本方法保持和激发功能微生物菌原位降黏功能为目标，结合地质工程一体化，形成了环保型、低成本、多介质生物采油方法，有效动用这类油资源，提高产量；该方法的实施环境为中低温，无需大量热量消耗；所用的促生剂为生物可降解药剂，外源菌剂也是无害菌，非常环保；该方法突破油水屏障，通过微生物的降解作用，改变油水界面处的原油组分，从而使得原油容易发生形变，加强后续生物制剂的功能，持续保证采出液油藏高浓度，充分循环利用未完全利用的促生剂，大大降低成本。
图2示出了本发明一种微生物循环注采系统实施例的结构示意图。如图2所示，该系统用于实施上述实施例提供的微生物冷位开采方法，该系统包括：油水分离装置、配液罐、转液泵、注水泵房、蒸汽管网、锅炉。
其中，油水分离装置用于将油井或水井采出液进行油水分离处理，得到分离水和分离油；配液罐用于优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度；转液泵用于开启或关闭注水泵房；注水泵房用于向分离水中注水；蒸汽管网用于回注液的传输；锅炉用于加热水；其中，图中1-10号圆柱形罐体为中心处理站的中间处理液罐，用于油水分离装置进行超滤、微滤、滴滤等多层膜技术进行油水分离的中间处理液罐，用于该微生物循环注采系统液态循环。
如图2所示，通过油水分离装置将油井或水井采出液进行油水分离处理，得到分离水和分离油；通过配液罐优化分离水中微生物菌剂和促生剂的浓度，人工增加微生物菌剂和促生剂，通过注水泵房向分离水中注水以优化微生物菌剂和促生剂的浓度，通过蒸汽管网将回注液传输回注至油井或水井，蒸汽管网同时可控制回注液的温度；其中，1-10号圆柱形罐体为用于水油分离装置进行水油分离，并与锅炉和配液罐进行连接，配液罐通过转液泵与注水泵房连接，注水泵房和蒸汽管网与回注油井和水井连接。
采用本实施例的系统，通过持续的微生物油藏培育及定向调控，维持稳定的稠油微生物优势功能菌藏，通过采出液的分离水持续监测及优势外源菌及定向促生剂的定期补充，可以形成一个稳定的稠油冷位开采功能微生物优势菌藏。为实现持续功能微生物的培育，形成采出液分离回注补充的地面注采系统成为有效的保障手段。例如，采油井采出液集中进入中心处理站后，经过油水分离，采出液菌群检测，功能微生物和定向激活剂定期补充后进行回注，形成闭环的微生物循环注采系统。
在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
类似地，应当理解，为了精简本发明并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明实施例的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。
本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书（包括伴随的权利要求、摘要和附图）中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书（包括伴随的权利要求、摘要和附图）中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。
此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此的一些实施例包括其它实施例中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。
本发明的各个部件实施例可以以硬件实现，或者以在一个或者多个处理器上运行的软件模块实现，或者以它们的组合实现。本领域的技术人员应当理解，可以在实践中使用微处理器或者数字信号处理器（DSP）来实现根据本发明实施例的一些或者全部部件的一些或者全部功能。本发明还可以实现为用于执行这里所描述的方法的一部分或者全部的设备或者装置程序（例如，计算机程序和计算机程序产品）。这样的实现本发明的程序可以存储在计算机可读介质上，或者可以具有一个或者多个信号的形式。这样的信号可以从因特网网站上下载得到，或者在载体信号上提供，或者以任何其他形式提供。
应该注意的是上述实施例对本发明进行说明而不是对本发明进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本发明可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。上述实施例中的步骤，除有特殊说明外，不应理解为对执行顺序的限定。
Claims (5)
1.一种微生物冷位开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：采用稠油油藏内提取的杂多环烃降解功能菌作为外源菌，筛选所述外源菌具有敏感特征反应的促生剂及激活条件，依据所述外源菌、所述促生剂及激活条件采用所述外源菌敏感的发酵营养液进行发酵，形成满足预设菌液浓度条件及预设产物条件的菌液；
步骤2：将所述菌液注入至油井/水井，并进行开井恢复生产；
步骤3：采用三级沉降技术，对所述油井/水井采出液进行地面油水分离处理，得到分离水和分离油；将所述分离水储存并准备回用；具体地，从所述油井/水井采出液进入地面油水分离装置，进行油水分离，分离水将进入注入设备，重新回注所述油井/水井；
步骤4：分析所述分离水中微生物菌剂的数量、所述促生剂及主要代谢产物的浓度，以便确定回注液参数；
其中，所述微生物菌剂至少包括：步骤1中注入的所述外源菌以及在生产过程中新激活的功能菌；
步骤5：优化所述分离水中所述微生物菌剂和所述促生剂的浓度，使所述分离水菌液浓度达到预设回注液条件，具体地，通过补充所述外源菌发酵液、所述促生剂及水，使所述分离水在循环使用中始终满足所述预设回注液条件形成回注液并回注至所述油井/水井；
所述杂多环烃降解功能菌为厌氧菌，具备降解杂多环芳烃的同时合成生物表面活性剂和溶剂的能力；所述预设菌液浓度条件具体为，所述菌液的注入浓度为0.1%-1%，即将所述外源菌稀释1000或100倍后注入，保持菌液浓度大于3×106 cfu/ml；所述促生剂的注入浓度为0.1%-1%，即注入促生剂的营养组分总浓度为1000-10000 mg/L；所述预设产物条件指的是：所述菌液中主要代谢产物的浓度符合预设浓度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤2进一步包括：若是油井注入，所述油井需要进行关井后再开井注入；其中，关井时间为7-30天；如果是水井注入，不需要关井直接注入；所述菌液注入方式采用段塞式注入。
3. 根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述预设回注液条件具体为：所述采出液的分离水中微生物菌剂浓度大于3×106 cfu/ml，营养液浓度0.3%。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述回注液在地面加热至40-50℃后回注至所述油井/水井。
5.一种微生物循环注采系统，其用于实施所述权利要求1-4任一项所述的微生物冷位开采方法，包括：
油水分离装置、配液罐、转液泵、注水泵房、蒸汽管网、锅炉；
其中，所述油水分离装置用于将油井/水井采出液进行油水分离处理，得到分离水和分离油；
所述配液罐用于优化所述分离水中所述微生物菌剂和所述促生剂的浓度；
所述转液泵用于开启或关闭注水泵房；
所述注水泵房用于向所述分离水中注水；
所述蒸汽管网用于回注液的传输；
所述锅炉用于加热水。
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