CN117703327A - 一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法。所述的方法如下：试验油藏的筛选，试验油藏的筛选需要满足油藏和菌群两个条件；烟道气预处理；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入；后续水驱顶替；水井停注，油井降液生产。本发明具有现场实施工艺简单、能耗低，符合国家节能减排的环保要求，是一项绿色、环保、高效的稠油冷采技术；本发明具有成本低、投入产出比高、现场试验效果好等优点，投入产出比大于1：5，现场试验提高采收率大于20％。
Description
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法。
背景技术
我国稠油资源比较丰富，约占石油资源总量的20％以上，国内稠油开采以注蒸汽开发为主，普遍面临着投资大、成本高、效益差的严峻形势，且存在CO2及氮氧化物外排问题。在国家“双碳”战略和新时代能源政策理念要求下，稠油开发面临新的挑战，需要探索新型绿色低碳型冷采提高采收率技术。微生物采油技术利用微生物在地层的生长繁殖以及产生的具有驱油功能的代谢产物与稠油相互作用，降低稠油粘度，改善油藏润湿性，实现稠油冷采开发，是实现稠油油藏经济有效开采的一种重要手段，但该技术对稠油的作用效率有限，地下原油粘度大于2000mP·s时，单独微生物降粘效率低，在非均质油藏中的波及范围有限，需复合其他技术实现协同降粘及扩大波及。
烟道气，是天然气、原油或煤炭等有机物在完全燃烧后生成的产物，主要成分为N2(80％～85％)、CO2(15％～20％)以及少量SO2及杂质，其中N2和CO2都是有效的驱油剂，但是由于烟道气中CO2含量普遍较低，单独利用烟道气驱油对稠油降粘效果非常有限，同时烟道其中含有少量SO2及氮氧化合物，直接注入容易腐蚀地面管线和井下油管，需要进行复杂的前期处理，工序复杂，成本高，大规模推广烟道气在油田的应用必须解决复杂前处理的问题。
经文献检索，稀油油藏有利用烟道气进行采油的相关报道(多层砂砾岩油藏注烟道气提高采收率技术，断块油气田，2020,27(1):104-108)，稠油油藏中多采用烟道气与蒸汽吞吐复合工艺进行油井增油，通过烟道气来扩大蒸汽的波及范围，但该技术还是存在高耗能的缺点(烟道气辅助蒸汽吞吐油藏适应性研究，中国海上油气，2012,24(1)：62-66)。未见到微生物冷采与烟道气复合提高稠油采收率的相关专利及文献报道。
发明内容
本发明的目的是针对微生物采油及烟道气采油技术在稠油油藏应用的局限性而提供一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法。该方法具有成本低、能耗低、工艺简单、符合国家节能减排的环保要求，是一项绿色、环保、高效的稠油冷采技术。
因此，为了实现上述目的，本发明公开了一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，所述的方法包括：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置的脱硫脱氮激活剂与烟道气复合实现烟道气脱硫脱氮。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
依次注入脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂，在井底实现混合。
(4)后续水驱顶替
后续水驱将上述混合物顶替到油藏深部。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，3～5d后正常水驱。
本发明通过在地面将烟道气与脱硫脱氮激活剂混合，通过密闭厌氧培养激活地层水中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，实现烟道气脱硫脱氮，降低烟道气对地面管线及油管的腐蚀。脱硫脱氮后与微生物采油注剂将混合注入到地层中，烟道气中的CO2可以促进油藏内源嗜烃功能菌的激活提高稠油降粘效果；同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘；N2可以扩大激活剂体系的波及范围，实现稠油油藏内源功能微生物的高效激活，从而大幅度地提高稠油油藏采收率。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明具有现场实施工艺简单、能耗低，符合国家节能减排的环保要求，是一项绿色、环保、高效的稠油冷采技术；
(2)本发明具有成本低、投入产出比高、现场试验效果好等优点，投入产出比大于1：5，现场试验提高采收率大于20％。
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。
本发明公开了一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，所述的方法具体包括以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置的脱硫脱氮激活剂与烟道气复合实现烟道气脱硫脱氮。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
依次注入脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂，在井底实现混合。
(4)后续水驱顶替
后续水驱将上述混合物顶替到油藏深部。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，3～5d后正常水驱。
在本发明中，优选地，本发明方法还包括以下步骤：现场指标检测及多轮次注入，现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次5～10轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
在本发明中，优选地，步骤(1)中所述的油藏条件为：
(11)储层岩性为砂岩；
(12)油藏温度≤100℃；
(13)地层原油粘度≤10000mPa.s；
(14)地层水矿化度≤50000mg/L；
(15)渗透率≥50md；
(16)孔隙度≥10％；
(17)油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距<300m。
更优选地，所述的油藏温度≤80℃、地层原油粘度≤5000mPa.s、地层水矿化度≤10000mg/L、渗透率≥100md、孔隙度≥20％。
在本发明中，优选地，步骤(1)中所述的菌群条件为地层中总菌浓>102个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌。
在本发明中，优选地，步骤(2)中所述的脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：50-100；更优选地，所述的脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：80-100。
优选情况下，步骤(2)中，所述的脱硫脱氮激活剂为0.01～0.05wt％羟基乙醇、0.3～0.5wt％酵母粉、0.02～0.05wt％KH2PO4。
在本发明中，优选地，步骤(3)中所述的微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成。
优选情况下，所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌、芽孢杆菌、地芽孢杆菌中的一种；更优选地，所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌或芽孢杆菌。
更优选地，所述的厌氧微生物激活剂为0.3～0.5wt％碳源、0.1～0.3wt％氮源，0.02～0.03wt％磷源，0.01～0.03％半胱氨酸盐酸盐。
更更优选地，所述的碳源为淀粉、纤维素、糖蜜中的一种；所述的氮源为NaNO3、NH4NO3、(NH4)2SO4中的一种；所述的磷源为KH2PO4、Ca3(PO4)2、磷矿粉中的一种。
优选情况下，所述的微生物采油注剂注入量为0.1-0.3PV，更优选地，所述的微生物采油注剂注入量为0.2-0.3PV。
在本发明中，优选地，步骤(3)中，所述的脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为100-200：1；更优选地，所述的脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为150-180：1。
在本发明中，优选地，步骤(3)中所述的脱硫脱氮烟道气注入采用段塞式交替注入方式。
优选情况下，所述的微生物采油注剂的注入速度为10-20m3/h；更优选地，所述的微生物采油注剂的注入速度为10-15m3/h。
在本发明中，优选地，步骤(4)中所述的后续水驱顶替时间为3～10d；更优选地，所述的后续水驱顶替时间为5～8d。
优选情况下，所述的后续水驱的速度为100-150m3/h；更优选地，所述的后续水驱的速度为100-120m3/h。
优选情况下，所述的油井降液幅度为10-30％；更优选地，所述的油井降液幅度为10-20％。
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。
实施例1
胜利油田某区块D2，该区块为砂岩油藏，埋藏深度1123～1870m，油藏温度72℃，渗透率1250×10-3μm2，地层水矿化度12530mg/L，原油粘度1560mPa.s，孔隙度30.5％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距220m。油藏地层水中总菌浓为1.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.0×102个/mL、2.0×102个/mL、1.0×103个/mL、5.0×102个/mL。孔隙体积5.0×107m3，地质储量1.2×106t。
在该区块实施本发明的具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块D2储层岩性为砂岩、油藏温度72℃，渗透率1250×10-3μm2，地层水矿化度12530mg/L，原油粘度1560mPa.s，孔隙度30.5％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距220m。
油藏地层水中总菌浓为1.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.0×102个/mL、2.0×102个/mL、1.0×103个/mL、5.0×102个/mL。
试验区块D2的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置脱硫脱氮激活剂，脱硫脱氮激活剂为0.01％羟基乙醇、0.3％酵母粉、0.02％KH2PO4；然后与烟道气复合，脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：50，利用脱硫脱氮激活剂激活地层中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，得到脱硫脱氮烟道气。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
首先采用段塞式交替注入方式注入脱硫脱氮烟道气，然后注入微生物采油注剂，微生物采油注剂注入量为0.1PV(5.0×106m3)、注入速度为10m3/h，微生物采油注剂在井底与脱硫脱氮烟道气混合。
微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成，厌氧微生物激活剂为0.3wt％淀粉、0.1wt％NaNO3，0.02wt％KH2PO4，0.01％半胱氨酸盐酸盐；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为120：1，脱硫脱氮烟道气注入量为6.0×108m3。
(4)后续水驱顶替
后续水驱顶替，后续水驱顶替时间为3d、水驱速度为100m3/h；将脱硫脱氮烟道气及微生物采油注剂顶替到油藏深部，驱替过程中烟道气扩大微生物采油注剂的波及范围。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，降液幅度为10％，内外源嗜烃菌利用烟道气中的CO2进行稠油厌氧代谢，同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘，3d后正常水驱。所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌。
(6)现场指标检测及多轮次注入
现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次5轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
截止到2021年12月，区块累计增油0.26×106t，提高原油采收率达21.5％，投入产出比达1：5.7，取得良好经济效益。
实施例2
胜利油田某区块D5，该区块为砂岩油藏，埋藏深度1256～1680m，油藏温度75℃，渗透率950×10-3μm2，地层水矿化度10620mg/L，原油粘度982mPa.s，孔隙度31.2％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距250m。油藏地层水中总菌浓为2.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、5.0×102个/mL、1.1×103个/mL、1.0×102个/mL。孔隙体积7.0×107m3，地质储量1.5×106t。
在该区块实施本发明的具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块D5储层岩性为砂岩、油藏温度75℃，渗透率950×10-3μm2，地层水矿化度10620mg/L，原油粘度982mPa.s，孔隙度31.2％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距250m。
油藏地层水中总菌浓为2.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、5.0×102个/mL、1.1×103个/mL、1.0×102个/mL
试验区块D5的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置脱硫脱氮激活剂，脱硫脱氮激活剂为0.02％羟基乙醇、0.4％酵母粉、0.03％KH2PO4；然后与烟道气复合，脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：80，利用脱硫脱氮激活剂激活地层中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，得到脱硫脱氮烟道气。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
首先采用段塞式交替注入方式注入脱硫脱氮烟道气，然后注入微生物采油注剂，微生物采油注剂注入量为0.15PV(1.05×107m3)、注入速度为12m3/h，微生物采油注剂在井底与脱硫脱氮烟道气混合。
微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成，厌氧微生物激活剂为0.5wt％纤维素、0.2wt％NH4NO3，0.03wt％磷矿粉，0.02％半胱氨酸盐酸盐；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为150：1，脱硫脱氮烟道气注入量为1.58×109m3。
(4)后续水驱顶替
后续水驱顶替，后续水驱顶替时间为4d、水驱速度为120m3/h；将脱硫脱氮烟道气及微生物采油注剂顶替到油藏深部，驱替过程中烟道气扩大微生物采油注剂的波及范围。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，降液幅度为15％，内外源嗜烃菌利用烟道气中的CO2进行稠油厌氧代谢，同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘，3d后正常水驱。所述的外源嗜烃菌为芽孢杆菌。
(6)现场指标检测及多轮次注入
现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次6轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
截止到2022年6月，区块累计增油0.35×106t，提高原油采收率达23.2％，投入产出比达1：7.0，取得良好经济效益。
实施例3
胜利油田某区块D12，该区块为砂岩油藏，埋藏深度2150～3152m，油藏温度70℃，渗透率1120×10-3μm2，地层水矿化度9850mg/L，原油粘度980mPa.s，孔隙度31.2％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距200m。油藏地层水中总菌浓为1.1×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、1.0×102个/mL、2.0×103个/mL、1.0×102个/mL。孔隙体积7.5×108m3，地质储量5.6×106t。
在该区块实施本发明的具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块D12储层岩性为砂岩、油藏温度70℃，渗透率1120×10-3μm2，地层水矿化度9850mg/L，原油粘度980mPa.s，孔隙度31.2％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距220m。
油藏地层水中总菌浓为1.1×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、1.0×102个/mL、2.0×103个/mL、1.0×102个/mL。
试验区块D12的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置脱硫脱氮激活剂，脱硫脱氮激活剂为0.03％羟基乙醇、0.35％酵母粉、0.03％KH2PO4；然后与烟道气复合，脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：60，利用脱硫脱氮激活剂激活地层中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，得到脱硫脱氮烟道气。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
首先采用段塞式交替注入方式注入脱硫脱氮烟道气，然后注入微生物采油注剂，微生物采油注剂注入量为0.2PV(1.5×108m3)、注入速度为15m3/h，微生物采油注剂在井底与脱硫脱氮烟道气混合。
微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成，厌氧微生物激活剂为0.4wt％糖蜜、0.3wt％(NH4)2SO4，0.03wt％Ca3(PO4)2，0.03％半胱氨酸盐酸盐；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为160：1，脱硫脱氮烟道气注入量为2.4×1010m3。
(4)后续水驱顶替
后续水驱顶替，后续水驱顶替时间为5d、水驱速度为110m3/h；将脱硫脱氮烟道气及微生物采油注剂顶替到油藏深部，驱替过程中烟道气扩大微生物采油注剂的波及范围。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，降液幅度为20％，内外源嗜烃菌利用烟道气中的CO2进行稠油厌氧代谢，同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘，3d后正常水驱。所述的外源嗜烃菌为地芽孢杆菌。
(6)现场指标检测及多轮次注入
现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次7轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
截止到2021年12月，区块累计增油1.24×106t，提高原油采收率达22.1％，投入产出比达1：5.9，取得良好经济效益。
实施例4
胜利油田某区块G21，该区块为砂岩油藏，埋藏深度1856～2563m，油藏温度68℃，渗透率1150×10-3μm2，地层水矿化度18560mg/L，原油粘度1168mPa.s，孔隙度31.3％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距260m。油藏地层水中总菌浓为3.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、5.0×102个/mL、2.0×102个/mL、1.0×102个/mL。孔隙体积7.8×107m3，地质储量1.0×106t。
在该区块实施本发明的具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块G21储层岩性为砂岩、油藏温度68℃，渗透率1150×10-3μm2，地层水矿化度18560mg/L，原油粘度1168mPa.s，孔隙度31.3％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距260m。
油藏地层水中总菌浓为3.0×105个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为1.1×102个/mL、5.0×102个/mL、2.0×102个/mL、1.0×102个/mL。
试验区块G21的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置脱硫脱氮激活剂，脱硫脱氮激活剂为0.04％羟基乙醇、0.45％酵母粉、0.04％KH2PO4；然后与烟道气复合，脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：70，利用脱硫脱氮激活剂激活地层中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，得到脱硫脱氮烟道气。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
首先采用段塞式交替注入方式注入脱硫脱氮烟道气，然后注入微生物采油注剂，微生物采油注剂注入量为0.25PV(1.95×107m3)、注入速度为18m3/h，微生物采油注剂在井底与脱硫脱氮烟道气混合。
微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成，厌氧微生物激活剂为0.4wt％纤维素、0.2wt％NaNO3，0.03wt％磷矿粉，0.02％半胱氨酸盐酸盐；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为100：1，脱硫脱氮烟道气注入量为1.95×109m3。
(4)后续水驱顶替
后续水驱顶替，后续水驱顶替时间为8d、水驱速度为130m3/h；将脱硫脱氮烟道气及微生物采油注剂顶替到油藏深部，驱替过程中烟道气扩大微生物采油注剂的波及范围。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，降液幅度为25％，内外源嗜烃菌利用烟道气中的CO2进行稠油厌氧代谢，同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘，4d后正常水驱。所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌。
(6)现场指标检测及多轮次注入
现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次8轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
截止到2022年6月，区块累计增油0.24×106t，提高原油采收率达24.0％，投入产出比达1：8.2，取得良好经济效益。
实施例5
胜利油田某区块G18，该区块为砂岩油藏，埋藏深度1650～2150m，油藏温度68℃，渗透率850×10-3μm2，地层水矿化度1056mg/L，原油粘度952mPa.s，孔隙度32.3％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距250m。油藏地层水中总菌浓为2.0×106个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为2.0×103个/mL、1.0×103个/mL、5.0×102个/mL、1.0×102个/mL。孔隙体积7.2×107m3，地质储量4.5×106t。
在该区块实施本发明的具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块G18储层岩性为砂岩、油藏温度68℃，渗透率850×10-3μm2，地层水矿化度1056mg/L，原油粘度952mPa.s，孔隙度32.3％，油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距250m。
油藏地层水中总菌浓为2.0×106个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌，浓度分别为2.0×103个/mL、1.0×103个/mL、5.0×102个/mL、1.0×102个/mL。
试验区块G18的筛选需要满足油藏和菌群两个条件。
(2)烟道气预处理
用地层水配置脱硫脱氮激活剂，脱硫脱氮激活剂为0.05％羟基乙醇、0.5％酵母粉、0.05％KH2PO4；然后与烟道气复合，脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：100，利用脱硫脱氮激活剂激活地层中的硫酸盐还原菌和反硝化菌，去除烟道气中的SO2和氮氧化合物，得到脱硫脱氮烟道气。
(3)脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入
首先采用段塞式交替注入方式注入脱硫脱氮烟道气，然后注入微生物采油注剂，微生物采油注剂注入量为0.3PV(2.16×107m3)、注入速度为20m3/h，微生物采油注剂在井底与脱硫脱氮烟道气混合。
微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成，厌氧微生物激活剂为0.45wt％淀粉、0.25wt％(NH4)2SO4，0.025wt％磷矿粉，0.02％半胱氨酸盐酸盐；脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为200：1，脱硫脱氮烟道气注入量为4.32×109m3。
(4)后续水驱顶替
后续水驱顶替，后续水驱顶替时间为10d、水驱速度为150m3/h；将脱硫脱氮烟道气及微生物采油注剂顶替到油藏深部，驱替过程中烟道气扩大微生物采油注剂的波及范围。
(5)水井停注，油井降液生产
井组内水井停注，油井降液生产，降液幅度为30％，内外源嗜烃菌利用烟道气中的CO2进行稠油厌氧代谢，同时CO2和N2向稠油中增溶，实现辅助降粘，5d后正常水驱。所述的外源嗜烃菌为芽孢杆菌。
(6)现场指标检测及多轮次注入
现场油井开展动态监测，当产出液菌浓降低至初始水平，含水开始回升时，实施下一轮交替注入，驱替轮次10轮，当一轮驱替周期内含水没有降低变化时，停止注入。
截止到2021年12月，区块累计增油1.13×106t，提高原油采收率达25.0％，投入产出比达1：8.3，取得良好经济效益。
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 (16)
1.一种微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的方法包括：
(1)、试验油藏的筛选：
试验油藏的筛选需要满足油藏和菌群两个条件；
(2)、烟道气预处理：
用地层水配置的脱硫脱氮激活剂与烟道气复合实现烟道气脱硫脱氮；
(3)、脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂注入：
依次注入脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂，在井底实现混合；
(4)、后续水驱顶替：
后续水驱将上述混合物顶替到油藏深部；
(5)、水井停注，油井降液生产：
井组内水井停注，油井降液生产，3～5d后正常水驱。
2.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(1)中所述的油藏条件为：
(11)储层岩性为砂岩；
(12)油藏温度≤100℃；
(13)地层原油粘度≤10000mPa.s；
(14)地层水矿化度≤50000mg/L；
(15)渗透率≥50md；
(16)孔隙度≥10％；
(17)油藏原始边底水较弱且未进行大规模水驱开发，井网间距<300m。
3.如权利要求2所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的油藏温度≤80℃、地层原油粘度≤5000mPa.s、地层水矿化度≤10000mg/L、渗透率≥100md、孔隙度≥20％。
4.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(1)中所述的菌群条件为地层中总菌浓>102个/mL，且原始地层同时存在硫酸盐还原菌、反硝化菌、嗜烃菌及产甲烷古菌。
5.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(2)中所述的脱硫脱氮激活剂与烟道气的液气比为1：50-100。
6.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(2)中所述的脱硫脱氮激活剂为羟基乙醇0.01～0.05wt％、酵母粉0.3～0.5wt％、KH2PO40.02～0.05wt％。
7.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(3)中所述的微生物采油注剂由外源嗜烃菌和厌氧微生物激活剂组成。
8.如权利要求7所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌、芽孢杆菌、地芽孢杆菌中的一种。
9.如权利要求8所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的外源嗜烃菌为铜绿假单胞菌或芽孢杆菌。
10.如权利要求7所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的厌氧微生物激活剂为0.3～0.5wt％碳源、0.1～0.3wt％氮源，0.02～0.03wt％磷源，0.01～0.03％半胱氨酸盐酸盐。
11.如权利要求10所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的碳源为淀粉、纤维素、糖蜜中的一种；所述的氮源为NaNO3、NH4NO3、(NH4)2SO4中的一种；所述的磷源为KH2PO4、Ca3(PO4)2、磷矿粉中的一种。
12.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(3)中所述的微生物采油注剂注入量为0.1-0.3PV。
13.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(3)中所述的脱硫脱氮烟道气和微生物采油注剂气液比为100-200：1。
14.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(3)中所述的微生物采油注剂的注入速度为10-20m3/h。
15.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤(4)中所述的后续水驱顶替时间为3～10d，后续水驱的速度为100-150m3/h。
16.如权利要求1所述微生物复合烟道气提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述的油井降液幅度为10-30％。
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