一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法 |
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| 申请号 | CN201710740204.2 | 申请日 | 2017-08-25 | 公开(公告)号 | CN107401398A | 公开(公告)日 | 2017-11-28 |
| 申请人 | 中国石油化工股份有限公司; 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院; | 发明人 | 李希明; 刘涛; 姜亦栋; 胡婧; 李彩风; 巴燕; 汪刚跃; 赵凤敏; 吴晓玲; 宋永亭; | ||||
| 摘要 | 本 发明 属于三次采油技术领域，具体涉及一种内源 微 生物 驱油提高 原油 采收率的方法。该方法具体包括以下步骤：试验油藏的筛选；激活剂的筛选；激活剂色谱分离效应的确定；现场注入工艺的确定；现场试验；现场试验效果的统计与分析。本发明采用不同激活剂组分分开注入的方式，打破激活剂混合注入的传统方式，消除了激活剂不同组分在油藏中运移 吸附 的色谱效应；节省了激活剂的注入量，降低了成本；同时更加有利于激活不同类型内源微生物功能菌、提高激活剂的激活效率，从而进一步提高微生物的驱油效果。因此，本发明可广泛地应用于微生物提高采收率的现场试验中。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法，其特征在于，具体包括以下步骤，但不限于以下步骤： |
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| 说明书全文 | 一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法技术领域[0001] 本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法。 背景技术[0002] 内源微生物驱油是指利用油藏中自身存在微生物，通过向注水井中注入激活剂激活微生物，利用微生物自身及代谢产生的表面活性物质和生物气的作用，提高原油产量和采收率，是一项环保、低成本的开采技术。 [0003] 内源微生物驱油的激活剂主要由碳源、氮源和磷源三部分组成，现场实施过程中是将激活剂混合后注入油藏，由于激活剂在油藏中运移时存在吸附、滞留的作用，而且研究表明激活剂组分中的碳源、氮源和磷源在运移过程中会出现色谱分离效应，改变了激活剂组成的完整性，使激活剂在油藏中激活作用变差，影响了微生物驱油效果。因此，需要研究激活剂不同组分在不同油藏中的运移规律，寻找一种新的激活剂注入方法，消除激活剂不同组分在油藏中存在的色谱分离效应，提高激活剂的激活效率，进一步有效激活油藏中的功能微生物，发挥驱油作用，保障现场实施效果。 [0004] 经文献检索，公告号“CN 102435720 A”，专利名称“油藏内源微生物高效激活剂筛选方法”，公开了一种油藏内源微生物高效激活剂的筛选方法，目的是解决如何快速筛选出适合特定油藏的高效激活剂组分。但该方法的缺点在于：(1)仅对激活剂组分开展了筛选，没有考虑不同组分在岩心中的运移分离效应；(2)所筛选激活剂对微生物激活效果与激活剂组分分开注入相比，激活效果减弱；(3)筛选激活剂过程及实施过程复杂繁琐，不利于现场实施。 发明内容[0005] 本发明的目的在于克服现有技术的不足，而提供一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法。该发明通过将激活剂组分中的碳源、氮源和磷源采用分开注入的方式，消除了激活剂在油藏中色谱分离效应的影响，从而提高了激活剂的激活效率，最终提高了内源微生物驱油的现场试验效果。 [0006] 本发明公开了一种内源微生物驱油提高原油采收率的方法，其特征在于，具体包括以下步骤，但不限于以下步骤： [0007] (1)试验油藏的筛选 [0009] (2)激活剂的筛选 [0010] 以激活试验油藏的内源微生物为目标，筛选出激活剂碳源、氮源和磷源的组成及其组分。 [0011] (3)激活剂色谱分离效应的确定 [0012] 激活剂色谱分离效应的确定，具体方法如下： [0014] ②填砂岩心一次水驱，一次水驱至与试验油藏采出液综合含水为止； [0015] ③将上述筛选出的激活剂的碳源、氮源和磷源分别注入上述3组填砂岩心中，对填砂岩心出口的产出液进行连续检测，分析碳源、氮源和磷源在填砂岩心中的运移规律，确定出不同激活剂组分的色谱分离效应。 [0016] (4)现场注入工艺的确定 [0017] 现场注入工艺的确定，具体方法如下：根据不同激活剂组分的色谱分离效应，确定出激活剂不同组分现场试验时注入的先后顺序及其间隔的时间；激活剂碳源、氮源和磷源的现场注入速度均为80～100m3/d。 [0018] (5)现场试验 [0020] (6)现场试验效果的统计与分析 [0021] 现场试验结束后进行现场试验效果的统计与分析，计算试验油藏的提高采收率值以及投入产出比。 [0023] 所述的激活剂的碳源的测定是利用非色散红外线吸收法。 [0025] 所述的激活剂的磷源的测定是利用钼酸铵分光光度法。 [0026] 所述的激活剂碳源、氮源和磷源的注入速度均为80～100m3/d。 [0027] 本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果： [0028] (1)激活剂不同组分分开注入，打破激活剂混合注入的传统方式，消除了激活剂不同组分在油藏中运移吸附的色谱效应； [0029] (2)激活剂按照不同组分按照顺序及间隔一定时间注入后，更加有利于提高激活剂的激活效率，激活不同类型内源微生物功能菌，进一步发挥微生物驱油效果。 [0030] (3)激活剂不同组分分开注入以后，避免了色谱分离效应对激活剂组分激活效果影响，节省了激活剂的注入量，从而节省了成本； [0032] 附图1为区块A产出液中激活剂组分运移分布图； [0033] 附图2为区块B产出液中激活剂组分运移分布图； [0034] 附图3为区块C产出液中激活剂组分运移分布图。 具体实施方式[0035] 下面结合具体实施例对本发明作进一步的详述： [0036] 实施例1： [0037] 胜利油田某采油厂试验区块A概况：油藏温度60℃，油藏压力10MPa，油层厚度4m，孔隙体积5×104m3，渗透率500×10-3μm2，地层水矿化度8000mg/L，孔隙度23％，原油粘度300mPa·s，综合含水91.2％，采出程度为37％，井网为1口注水井2口生产井。利用本发明的方法提高该油藏的采收率，具体步骤如下： [0038] (1)试验区块的筛选 [0039] 试验区块A的油藏温度为60℃、油藏压力为10MPa、油藏渗透率为500×10-3μm2、油层厚度为4m、地层水矿化度8000mg/L、原油粘度为300mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。 [0040] (2)激活剂的筛选 [0041] 以激活试验油藏产表面活性剂的地芽孢杆菌为目标，筛选确定激活剂组成及组分浓度为葡萄糖5g/L、蛋白胨2g/L、K2HPO4 1.5g/L，激活后菌浓达到5.5×108个/mL。 [0042] (3)激活剂色谱分离效应的确定 [0043] 激活剂色谱分离效应的确定，具体步骤如下： [0044] ①按照油藏条件装填岩心3组，岩心基本要求为渗透率500×10-3μm2，孔隙度23％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油； [0045] ②填砂岩心一次水驱，一次水驱采出程度37％，采出液含水91.2％； [0046] ③利用筛选得到的激活剂配方，将碳源、氮源和磷源分别注入上述3组填砂岩心中，对岩心出口产出液进行连续检测，分析碳源、氮源、磷源在填砂岩心中的运移规律，确定出不同激活剂组分的色谱分离效应。检测结果见图1所示。 [0047] ④根据产出液中碳源、氮源、磷源浓度检测结果，磷源在油藏中运移速度最快，碳源次之，氮源最慢，确定激活剂不同组分注入顺序为蛋白胨、葡萄糖、K2HPO4，根据峰值数据计算蛋白胨与葡萄糖间隔为0.0208PV，葡萄糖与K2HPO4间隔为0.0418PV。 [0048] (4)现场注入工艺的确定 [0049] 根据物理模拟确定的结果，确定激活剂不同组分注入顺序为蛋白胨、葡萄糖、K2HPO4，根据油藏孔隙体积为5×104m3，注入速度为80m3/d，计算蛋白胨与葡萄糖间隔时间为0.0208×5×104m3÷80m3/d＝13d，葡萄糖与K2HPO4间隔时间为0.0418×5×104m3÷80m3/d＝ 26d。 [0050] (5)现场试验 [0051] 利用高压柱塞泵将激活剂不同组分按照步骤(4)确定的注入工艺从试验油藏的注水井注入地层，蛋白胨、葡萄糖、K2HPO4的注入方式为连续式注入。 [0052] (6)现场试验效果的统计与分析 [0053] 现场试验结束后区块综合含水由91.2％下降到82.3％，含水降低8.9个百分点，增产原油0.32×104t，提高采收率12.8％，投入产出比为1:4，现场试验效果良好。 [0054] 实施例2 [0055] 胜利油田某采油厂试验区块B概况：油藏温度65℃，油藏压力10.5MPa，油层厚度4.5m，孔隙体积7.5×104m3，渗透率800×10-3μm2，地层水矿化度12563mg/L，孔隙度25.0％，原油粘度786mPa·s，综合含水88.0％，采出程度为34％，井网为1口注水井3口生产井。利用本发明的方法提高该油藏的采收率，具体步骤如下： [0056] (1)试验区块的筛选 [0057] 试验区块B的油藏温度为65℃、油藏压力为10.5MPa、油藏渗透率为800×10-3μm2、油层厚度为4.5m、地层水矿化度12563mg/L、原油粘度为786mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。 [0058] (2)激活剂的筛选 [0059] 以激活试验油藏产表面活性剂的假单胞菌为目标，筛选确定激活剂组成及组分浓8 度为蔗糖3.5g/L、酵母粉1.6g/L、KH2PO4 0.8g/L，激活内源微生物菌浓达到7.5×10个/mL以上。 [0060] (3)激活剂色谱分离效应的确定 [0061] 激活剂色谱分离效应的确定，具体步骤如下： [0062] ①按照油藏条件装填岩心3组，岩心基本要求为渗透率800×10-3μm2，孔隙度25％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油； [0063] ②岩心一次水驱，一次水驱采出程度34％，采出液含水88.0％； [0064] ③利用筛选得到的激活剂配方，将碳源、氮源和磷源分别注入上述3组填砂岩心中，对岩心出口产出液进行连续检测，分析碳源、氮源、磷源在填砂岩心中的运移规律，确定出不同激活剂组分的色谱分离效应。检测结果见图2。 [0065] ④根据产出液中碳源、氮源、磷源浓度检测结果，氮源在油藏中运移速度最快，磷源次之，碳源最慢，确定激活剂不同组分注入顺序为蔗糖、KH2PO4、酵母粉，根据峰值数据计算蔗糖与KH2PO4间隔为0.0208PV，KH2PO4与酵母粉间隔为0.0211PV。 [0066] (4)现场注入工艺的确定 [0067] 根据物理模拟确定的结果，确定激活剂不同组分注入顺序为蔗糖、KH2PO4、酵母粉，根据油藏孔隙体积为7.5×104m3，注入速度为100m3/d，计算蔗糖与KH2PO4间隔时间为0.0208×7.5×104m3÷100m3/d＝15.6d，KH2PO4与酵母粉间隔时间为0.0211×7.5×104m3÷100m3/d＝15.8d。 [0068] (5)现场试验 [0069] 利用高压柱塞泵将激活剂不同组分按照步骤(4)确定的注入工艺从试验油藏的注水井注入地层，蔗糖、KH2PO4、酵母粉的注入方式为连续式注入。 [0070] (6)现场试验效果的统计与分析 [0071] 现场试验结束后区块综合含水由88.0％下降到77.5％，含水降低10.5个百分点，增产原油0.85×104t，提高采收率16.3％，投入产出比为1:5.2，现场试验效果良好。 [0072] 实施例3： [0073] 胜利油田某采油厂试验区块C概况：油藏温度67℃，油藏压力12.3MPa，油层厚度7m，渗透率1200×10-3μm2，孔隙体积8.2×104m3，地层水矿化度7658mg/L，孔隙度32.5％，原油粘度1256mPa·s，综合含水95.3％，采出程度为36.5％，井网为1口注水井4口生产井。利用本发明的方法提高该油藏的采收率，具体步骤如下： [0074] (1)试验区块的筛选 [0075] 试验区块C的油藏温度为67℃、油藏压力为12.3MPa、油藏渗透率为1200×10-3μm2、油层厚度为7m、地层水矿化度7658mg/L、原油粘度为1256mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。 [0076] (2)激活剂的筛选 [0077] 以激活试验油藏产生物聚合物的假黄单胞菌为目标，筛选确定激活剂组成及组分浓度为葡萄糖4.5g/L、酵母粉2g/L、KH2PO4 1.2g/L，激活内源微生物菌浓达到2.5×108个/mL。 [0078] (3)激活剂色谱分离效应的确定 [0079] 激活剂色谱分离效应的确定，具体步骤如下： [0080] ①按照油藏条件装填岩心3组，岩心基本要求为渗透率1200×10-3μm2，孔隙度32.5％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油； [0081] ②岩心一次水驱，一次水驱采出程度36.5％，采出液含水95.3％； [0082] ③利用筛选得到的激活剂配方，将碳源、氮源和磷源分别注入上述3组填砂岩心中，对岩心出口产出液进行连续检测，分析碳源、氮源、磷源在填砂岩心中的运移规律，确定出不同激活剂组分的色谱分离效应。检测结果见图3。 [0083] ④根据产出液中碳源、氮源、磷源浓度检测结果，磷源在油藏中运移速度最快，氮源次之，碳源最慢，确定激活剂不同组分注入顺序为葡萄糖、酵母粉、KH2PO4，根据峰值数据计算葡萄糖与酵母粉间隔为0.0208PV，酵母粉与KH2PO4间隔为0.0208PV。 [0084] (4)现场注入工艺的确定 [0085] 根据物理模拟确定的结果，确定激活剂不同组分注入顺序为葡萄糖、酵母粉、KH2PO4，根据油藏孔隙体积为8.2×104m3，注入速度为90m3/d，计算葡萄糖与酵母粉间隔时间为0.0208×8.2×104m3÷90m3/d＝19d，酵母粉与KH2PO4间隔时间为0.0208×8.2×104m3÷90m3/d＝19d。 [0086] (5)现场试验 [0087] 利用高压柱塞泵将激活剂不同组分按照步骤(4)确定的注入工艺从试验油藏的注水井注入地层，葡萄糖、酵母粉、KH2PO4的注入方式为连续式注入。 [0088] (6)现场试验效果的统计与分析 [0089] 现场试验结束后区块综合含水由95.3％下降到85.0％，含水降低10.3个百分点，增产原油0.88×104t，提高采收率13.5％，投入产出比为1:4.5，现场试验效果良好。 |
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