CN106930739A - 一种内源微生物单井吞吐采油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种内源微生物单井吞吐采油的方法，包括以下步骤：试验油井的筛选；烃类氧化功能菌激活吞吐试验；原油乳化功能菌激活吞吐试验；产气功能菌激活吞吐试验；现场试验及试验效果的评价。本发明利用激活试验油井中的烃类氧化功能菌、原油乳化功能菌和产气功能菌，并利用上述功能菌代谢产物的综合作用达到有效地提高油井产量的目的。该发明具有工艺简单、针对性、可操作性强和现场试验效果好的特点，有效期大于24个月、单井平均日增油大于3t、投入产出比大于1:4.5。因此，本发明可广泛应用于提高油井产量的现场试验中。

Description

一种内源微生物单井吞吐采油的方法

技术领域

本发明涉及一种微生物采油方法，特别涉及一种内源微生物单井吞吐采油的方法。

背景技术

微生物单井吞吐是指向生产井注入筛选的特定菌种或激活剂，通过细菌自身及其代谢产物的作用，处理油井井筒及近井地层，起到改善原油物性，降低原油流动阻力，提高油井产量。微生物单井吞吐具有地面投资少、操作简单、见效快等特点，特别对油井井筒及近井地带起到改善原油物性、降低原油流动阻力、提高原油生产时效的作用。

在现有技术中，专利名“微生物单井吞吐采油方法”，申请号“200610030442.6”的专利选用以石油烃为唯一碳源的微生物菌种短短芽孢杆菌HT和蜡状芽孢杆菌HP，根据地面流程的现状，采用水泥车集中注入的方法，先将HT和HP菌分别发酵培养，再按适当比例进行配制，从油井油套环空中注入，菌液注入完毕后注入清水，将油套环空中的菌液顶入地层。该技术涉及到菌种的筛选、菌液的生产、菌液的运输等问题，且筛选到的菌种对地层的适应性较差，面对地层高温、高压、高矿化度的极端环境，从而影响了现场的实施效果和现场推广应用。

公告号“CN103291267 B”，专利名称“一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法”，公开了一种利用油藏内源微生物提高油井产量的方法，该方法包括以下步骤：试验油井的筛选；激活剂的筛选；激活剂注入量的确定；关井时间确定；现场试验。该方法的缺点在于：(1)油藏的适应范围小，30℃＜油藏温度＜80℃，地层水矿化度＜80000mg/L，原油粘度范围10～1000mPa·s，而对于温度大于80℃、地层水矿化度大于80000mg/L和原油粘度大于1000mPa·s的油藏不适合该方法；(2)利用试验油井中的产生物表面活性剂、产生物气和产生物聚合物三种微生物中任意一种或以上不能有效提高稠油油藏的单井产量；(3)三类功能菌(产生物表面活性剂、产生物气和产生物聚合物菌)的激活剂注入工艺比较单一，不能实现分类激活，因此在一定程度上影响了现场试验效果。

发明内容

本发明目的在于克服上述现有技术的不足，而提供一种内源微生物单井吞吐采油的方法，本发明利用激活试验油井中的烃类氧化功能菌、原油乳化功能菌和产气功能菌，并利用上述功能菌代谢产物的综合作用达到有效地提高油井产量的目的，该发明具有工艺简单、针对性、可操作性强和现场试验效果好的优点。

本发明公开了一种内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：

(1)试验油井的筛选

试验油井的筛选，需要满足两个条件：(1)油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、地层渗透率＞100×10^-3μm²、原油粘度小于5000mPa.s、含水率＜98％、油层厚度大于2m；(2)试验油井产出液中含有烃类氧化功能菌、原油乳化功能菌和产气功能菌三种功能微生物，且菌浓均大于1.0×10²个/mL。

(2)烃类氧化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养15～30d后开井生产。

(3)原油乳化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养5～10d后开井生产。

(4)产气功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养30～60d后开井生产。

(5)现场试验以及试验效果的评价

试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括单井平均日增油量、有效期以及投入产出比。

其中，所述的烃类氧化功能菌为假单胞菌或不动杆菌；所述的烃类氧化功能菌的激活剂配方为葡萄糖2～5wt％、NH₄Cl 0.5～1.0wt％、K₂HPO₄ 0.1～0.2wt％；所述的烃类氧化功能菌的激活剂的注入量与试验油井的原油粘度有关：3000mPa.s≤原油粘度﹤5000mPa.s，每米油层厚度注入15～20m³；1000mPa.s≤原油粘度﹤3000mPa.s，每米油层厚度注入10～15m³；原油粘度﹤1000mPa.s，每米油层厚度注入5～10m³。

所述的第2轮次原油乳化功能菌激活吞吐试验的起始时间为第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验开井生产时油井日产油量等于现场试验前油井日产油量时对应的时间。

所述的原油乳化功能菌为地芽孢杆菌或枯草芽孢杆菌；所述的原油乳化功能菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1～2wt％、蛋白胨0.2～0.5wt％、KH₂PO₄ 0.1～0.2wt％；所述的原油乳化功能菌的激活剂的注入量与试验油井的含水率有关：90％≤含水率﹤98％，每米油层厚度注入5～10m³；80％≤含水率﹤90％，每米油层厚度注入10～15m³；含水率﹤80％，每米油层厚度注入15～20m³。

所述的第3轮次产气功能菌激活吞吐试验的起始时间为第2轮次原油乳化功能菌激活吞吐试验开井生产时油井日产油量等于现场试验前油井日产油量时对应的时间。

所述的产气功能菌为产甲烷菌或产气杆菌；所述的产气功能菌的激活剂配方为全麦粉2～3wt％、玉米浆干粉0.5～0.8wt％、KH₂PO₄ 0.1～0.2wt％；所述的产气功能菌的激活剂的注入量与试验油井的油层厚度有关：油层厚度≥10m，激活剂注入量为50～100m³；5m≤油层厚度﹤10m，激活剂注入量为20～50m³；2m﹤油层厚度﹤5m，每米油层厚度注入10～20m³。

本发明针对试验油井的特点选择三个轮次的吞吐工艺。首先进行第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验，向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂激活油井中的烃类氧化功能菌，通过烃类氧化功能菌对原油的降解作用降低原油的粘度，从而提高原油的流动性能；其次进行第2轮次的原油乳化功能菌激活吞吐试验，向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂激活油井中的原油乳化功能菌，通过原油乳化功能菌代谢产物的乳化作用降低油水界面张力，从而降低了油井流体的油水流度比；最后进行第3轮次的产气功能菌激活吞吐试验，向试验油井中注入产气功能菌的激活剂激活油井中的产气功能菌，产气功能菌代谢产生生物气例如甲烷和二氧化碳等气体，产生的生物气一方面提高了试验油井的能量，另一方面生物气在原油中的溶解降低了原油的粘度。通过上述三个轮次的吞吐试验达到大幅度提高试验油井产量的目的，试验油井单井平均日增油大于3t。

本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：

(1)利用激活油井中自身存在的内源微生物，无需人为添加其他外源微生物，从而节约了现场试验成本；

(2)本发明针对性强，针对不同内源功能微生物选择不同的激活剂配方，有效地提高了激活效果及现场试验效果；

(3)本发明注入的内源激活剂为营养物质，因此不会对地层产生伤害和对环境造成污染；

(4)该发明的油藏适用范围广，既适合高渗透率的油藏，又适合高温高盐油藏；

(5)该发明具有工艺简单、可操作性强和现场试验效果好的特点，油井有效期大于24个月、单井平均日增油大于3t、投入产出比大于1:4.5。

具体实施方法

下面结合实施例对此发明作进一步的详述：

实施例1：

试验油井H₁₂概况：油藏温度65℃、地层水矿化度16532mg/L、渗透率550×10^-3μm²、原油粘度1258mPa.s、含水率95.3％、油层厚度4.5m，试验前油井日产油3.2t；内源微生物分析结果为假单胞菌菌浓为1.0×10³个/mL、地芽孢杆菌菌浓为1.1×10³个/mL、产甲烷菌菌浓为5.0×10²个/mL。在该井实施本发明的具体步骤：

(1)试验油井的筛选

试验油井H₁₂的油藏温度65℃、地层水矿化度16532mg/L、渗透率550×10^-3μm²、原油粘度1258mPa.s、含水率95.3％、油层厚度4.5m；内源微生物分析结果为假单胞菌菌浓为1.0×10³个/mL、地芽孢杆菌菌浓为1.1×10³个/mL、产甲烷菌菌浓为5.0×10²个/mL。符合本发明的筛选标准。

(2)烃类氧化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养15d后开井生产。

烃类氧化功能菌为假单胞菌，假单胞菌的激活剂配方为葡萄糖2wt％、NH₄Cl0.5wt％、K₂HPO₄ 0.1wt％；假单胞菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入11m³，注入量为49.5m³。

(3)原油乳化功能菌激活吞吐试验

起始时间为第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验开井生产后的250d，利用高压泵车向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养5d后开井生产。

原油乳化功能菌为地芽孢杆菌，地芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1wt％、蛋白胨0.2wt％、KH₂PO₄ 0.1wt％；地芽孢杆菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入8m³，注入量为36m³。

(4)产气功能菌激活吞吐试验

起始时间为第2轮次的原油乳化功能菌激活吞吐试验开井生产后的320d，利用高压泵车向试验油井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养30d后开井生产。

产气功能菌为产甲烷菌，产甲烷菌的激活剂配方为全麦粉2wt％、玉米浆干粉0.5wt％、KH₂PO₄ 0.1wt％；产甲烷菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入18m³，注入量为81m³。

(5)现场试验以及试验效果的评价

试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括单井平均日增油量、有效期以及投入产出比。

现场试验效果评价结果：油井有效期32个月、平均日增油3.5t、投入产出比为1:5.3。

实施例2：

试验油井H₁₅概况：油藏温度72℃、地层水矿化度21320mg/L、渗透率900×10^-3μm²、原油粘度1865mPa.s、含水率92.5％、油层厚度6.0m，试验前油井日产油4.3t；内源微生物分析结果为假单胞菌菌浓为2.0×10³个/mL、地芽孢杆菌菌浓为1.0×10³个/mL、产气杆菌菌浓为2.0×10³个/mL。在该井实施本发明的具体步骤：

(1)试验油井的筛选

试验油井H₁₅的油藏温度72℃、地层水矿化度21320mg/L、渗透率900×10^-3μm²、原油粘度1865mPa.s、含水率92.5％、油层厚度6.0m；内源微生物分析结果为假单胞菌菌浓为2.0×10³个/mL、地芽孢杆菌菌浓为1.0×10³个/mL、产气杆菌菌浓为2.0×10³个/mL。符合本发明的筛选标准。

(2)烃类氧化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养20d后开井生产。

烃类氧化功能菌为假单胞菌，假单胞菌的激活剂配方为葡萄糖4wt％、NH₄Cl0.8wt％、K₂HPO₄ 0.15wt％；假单胞菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入12m³，注入量为72.0m³。

(3)原油乳化功能菌激活吞吐试验

起始时间为第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验开井生产后的280d，利用高压泵车向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养8d后开井生产。

原油乳化功能菌为地芽孢杆菌，地芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1.5wt％、蛋白胨0.3wt％、KH₂PO₄ 0.15wt％；地芽孢杆菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入6m³，注入量为36m³。

(4)产气功能菌激活吞吐试验

起始时间为第2轮次的原油乳化功能菌激活吞吐试验开井生产后的350d，利用高压泵车向试验油井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养45d后开井生产。

产气功能菌为产气杆菌，产气杆菌的激活剂配方为全麦粉2.5wt％、玉米浆干粉0.6wt％、KH₂PO₄ 0.15wt％；产气杆菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入25m³，注入量为150m³。

(5)现场试验以及试验效果的评价

试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括单井平均日增油量、有效期以及投入产出比。

现场试验效果评价结果：油井有效期35个月、平均日增油5.4t、投入产出比为1:5.7。

实施例3：

试验油井H₃₂概况：油藏温度80℃、地层水矿化度35856mg/L、渗透率1200×10^-3μm²、原油粘度2560mPa.s、含水率96.5％、油层厚度4.0m，试验前油井日产油2.8t；内源微生物分析结果为不动杆菌菌浓为1.1×10³个/mL、枯草芽孢杆菌菌浓为3.0×10³个/mL、产气杆菌菌浓为2.0×10²个/mL。在该井实施本发明的具体步骤：

(1)试验油井的筛选

试验油井H₃₂的油藏温度80℃、地层水矿化度35856mg/L、渗透率1200×10^-3μm²、原油粘度2560mPa.s、含水率96.5％、油层厚度4.0m；内源微生物分析结果为不动杆菌菌浓为1.1×10³个/mL、枯草芽孢杆菌菌浓为3.0×10³个/mL、产气杆菌菌浓为2.0×10²个/mL。符合本发明的筛选标准。

(2)烃类氧化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养30d后开井生产。

烃类氧化功能菌为不动杆菌，不动杆菌的激活剂配方为葡萄糖5wt％、NH₄Cl1.0wt％、K₂HPO₄ 0.2wt％；烃类氧化功能菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入14m³，注入量为56m³。

(3)原油乳化功能菌激活吞吐试验

起始时间为第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验开井生产后的275d，利用高压泵车向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养10d后开井生产。

原油乳化功能菌为枯草芽孢杆菌，枯草芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素2wt％、蛋白胨0.5wt％、KH₂PO₄ 0.2wt％；枯草芽孢杆菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入8.5m³，注入量为34m³。

(4)产气功能菌激活吞吐试验

起始时间为第2轮次的原油乳化功能菌激活吞吐试验开井生产后的320d，利用高压泵车向试验油井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养60d后开井生产。

产气功能菌为产气杆菌，产气杆菌的激活剂配方为全麦粉3wt％、玉米浆干粉0.8wt％、KH₂PO₄ 0.2wt％；产气杆菌的激活剂的注入量为每米油层厚度注入17.5m³，注入量为70m³。

(5)现场试验以及试验效果的评价

试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括单井平均日增油量、有效期以及投入产出比。

现场试验效果评价结果：油井有效期30个月、平均日增油3.2t、投入产出比为1:5.0。

Claims (10)

1.一种内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：

(1)试验油井的筛选

试验油井的筛选，需要满足两个条件：(1)油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、地层渗透率＞100×10^-3μm²、原油粘度小于5000mPa.s、含水率＜98％、油层厚度大于2m；(2)试验油井产出液中含有烃类氧化功能菌、原油乳化功能菌和产气功能菌三种功能微生物，且菌浓均大于1.0×10²个/mL；

(2)烃类氧化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养15～30d后开井生产；

(3)原油乳化功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养5～10d后开井生产；

(4)产气功能菌激活吞吐试验

利用高压泵车向试验油井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂注入完成后关井培养，培养30～60d后开井生产；

(5)现场试验以及试验效果的评价

试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括单井平均日增油量、有效期以及投入产出比。

2.根据权利要求1所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的烃类氧化功能菌为假单胞菌或不动杆菌。

3.根据权利要求1或2所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的烃类氧化功能菌的激活剂配方为葡萄糖2～5wt％、NH₄Cl 0.5～1.0wt％、K₂HPO₄ 0.1～0.2wt％；所述的烃类氧化功能菌的激活剂的注入量与试验油井的原油粘度有关：3000mPa.s≤原油粘度﹤5000mPa.s，每米油层厚度注入15～20m³；1000mPa.s≤原油粘度﹤3000mPa.s，每米油层厚度注入10～15m³；原油粘度﹤1000mPa.s，每米油层厚度注入5～10m³。

4.根据权利要求1所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的第2轮次原油乳化功能菌激活吞吐试验的起始时间为第1轮次的烃类氧化功能菌激活吞吐试验开井生产时油井日产油量等于现场试验前油井日产油量时对应的时间。

5.根据权利要求1所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的原油乳化功能菌为地芽孢杆菌或枯草芽孢杆菌。

6.根据权利要求5所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的原油乳化功能菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1～2wt％、蛋白胨0.2～0.5wt％、KH₂PO₄ 0.1～0.2wt％。

7.根据权利要求5或6所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的原油乳化功能菌的激活剂的注入量与试验油井的含水率有关：90％≤含水率﹤98％，每米油层厚度注入5～10m³；80％≤含水率﹤90％，每米油层厚度注入10～15m³；含水率﹤80％，每米油层厚度注入15～20m³。

8.根据权利要求1所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的第3轮次产气功能菌激活吞吐试验的起始时间为第2轮次原油乳化功能菌激活吞吐试验开井生产时油井日产油量等于现场试验前油井日产油量时对应的时间。

9.根据权利要求8所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的产气功能菌为产甲烷菌或产气杆菌。

10.根据权利要求8或9所述的内源微生物单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的产气功能菌的激活剂配方为全麦粉2～3wt％、玉米浆干粉0.5～0.8wt％、KH₂PO₄ 0.1～0.2wt％；所述的产气功能菌的激活剂的注入量与试验油井的油层厚度有关：油层厚度≥10m，激活剂注入量为50～100m³；5m≤油层厚度﹤10m，激活剂注入量为20～50m³；2m﹤油层厚度﹤5m，每米油层厚度注入10～20m³。