一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法
阅读：332发布：2020-05-12
专利汇可以提供一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 属于 微 生物 驱油技术领域，具体涉及到一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，具体包括以下步骤：试验井组的筛选；试验井组油层激活顺序的确定；试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定；试验井组油层培养时间的确定；现场实施及效果评价。本发明具有方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠，投入少、成本低的特点。同时，针对油层不同物性特点实施内源微生物激活，在保证各油层激活剂有效浓度的同时也能保证激活剂在油层中滞留足够时间从而充分激活该层的内源微生物，现场试验提高采收率大于15％。因此，有利于现场推广应用。，下面是一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法专利的具体信息内容。
1.一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于，具体包括如下步骤：
(1)试验井组的筛选；
(2)试验井组油层激活顺序的确定；
(3)试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定；
(4)试验井组油层培养时间的确定；
(5)现场实施及效果评价。
2.根据权利要求1所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的试验井组的筛选，需要满足以下条件：井组的油层层数≥2；井组的注水井具备分层注水管柱。
3.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的试验井组油层激活顺序的确定，是指根据油层激活顺序指数C值的大小确定油层的激活的顺序，按照C值从大到小的顺序依次进行油层的激活，C值的大小由以下公式确定：
C＝k/HSor
其中：C—油层激活顺序指数；
H—油层有效厚度，m；
Sor—油层残余油饱和度，％；
k：油层渗透率，10-3μm2。
4.根据权利要求1所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的试验井组油层激活剂注入体积的确定，其大小与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
(1)Sor≥60％的油层，激活剂注入量为0.3-0.4PV；
(2)30％≤Sor<60％的油层，激活剂注入量为0.20-0.30PV；
(3)Sor<30％的油层，激活剂注入量为0.10-0.20PV。
5.根据权利要求1或4所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的试验井组油层激活剂注入速度的确定，其大小与油层渗透率有关，具体关系如下：
(1)k≥1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为100-150m3/d；
(2)500×10-3μm2≤k<1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为50-80m3/d；
(3)k<500×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为20-30m3/d。
6.根据权利要求1所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的试验井组油层培养时间的确定，其大小与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
(1)Sor≥60％的油层，培养时间为20-30d；
(2)30％≤Sor<60％的油层，培养时间为10-15d；
(3)Sor<30％的油层，培养时间为5-10d。
7.根据权利要求1所述的内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，其特征在于所述的现场实施及效果评价，具体步骤如下：按照上述步骤确定的油层激活顺序，各油层激活剂注入量与注入速度以及培养时间，利用高压泵车从试验井组的注水井分层注水管柱依次向油层注入设计体积的激活剂，激活剂注入完成后关闭对应油层的封隔器，其它油层正常注水和采油，油层培养时间结束后，打开对应油层的封隔器该层正常注采，接着进行下一个油层激活剂的注入、培养以及正常注采，所有的油层完成了激活剂的注入、培养以及正常注采后进行试验井组的效果评价。
一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法
技术领域
[0001] 本发明属于微生物驱油技术领域，具体涉及到一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法。
背景技术
[0002] 内源微生物驱油技术是通过向油藏注入激活剂，利用激活后油藏内源微生物的生长代谢活动及代谢产物，改变原油的物化性质，改善原油流动性，从而提高原油采收率的一项综合性技术，与其他提高采收率技术相比，该技术具有适用范围广、操作简便、不污染地层和环境等优势。
[0003] 目前的内源微生物驱油现场实施过程中，激活剂注入采用从注水管柱笼统注入的方式，该注入方式忽略了不同开采油层的层间非均质性，激活剂注入地层后在各油层的分布不均一，激活剂倾向进入孔渗条件好的高渗透性油层，在该类油层中，前期水驱过程中已经驱出了大量的原油，不仅剩余油饱和度低，而且还存在大量的水驱优势通道，进入该类油层的激活剂会随着后续注入水的驱动快速从优势通道驱出，降低了该油层中注入激活剂的有效浓度，激活剂有效组分的无效流失严重影响内源微生物激活效果；同时由于大部分激活剂进入高渗透率油层，低渗透率油层中的激活剂注入量明显不足，也无法充分激活该部分油层中的内源微生物群落；除激活剂注入有效浓度无法保证外，激活剂随注入水快速从优势通道驱出，无法在地层中滞留足够长的时间来被油藏内源微生物充分代谢，油田生产要求也无法实现在激活剂注入后实施区块停产来保证激活剂在地层中与内源微生物有充足的作用时间，这也在很大程度上影响了内源微生物驱油的效果。
发明内容
[0004] 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分层激活提高采收率的方法，利用分层注水管柱，实现不同油层内源微生物的充分激活，降低激活剂的损耗。首先进行试验井组的筛选，其次依次进行试验井组油层分层激活顺序的确定、试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定以及试验井组油层培养时间的确定，最后进行现场实施及效果评价。
[0005] 本发明公开了一种内源微生物驱油分层激活提高采收率的方法，具体包括如下步骤：
[0006] (1)试验井组的筛选
[0007] 试验井组的筛选需要满足以下条件：井组的油层层数≥2；井组的注水井具备分层注水管柱。
[0008] (2)试验井组油层激活顺序的确定
[0009] 根据油层激活顺序指数C值的大小确定油层的激活的顺序，按照C值从大到小的顺序依次进行油层的激活，C值的大小由以下公式确定：
[0010] C＝k/HSor
[0011] 其中：C—油层激活顺序指数；
[0012] H—油层有效厚度，m；
[0013] Sor—油层残余油饱和度，％；
[0014] k：油层渗透率，10-3μm2。
[0015] (3)试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定
[0016] 油层激活剂注入体积与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0017] Sor≥60％的油层，激活剂注入量为0.3-0.4PV；30％≤Sor<60％的油层，激活剂注入量为0.2-0.3PV；Sor<30％的油层，激活剂注入量为0.1-0.2PV。
[0018] 油层激活剂注入速度与油层渗透率有关，具体关系如下：
[0019] k≥1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为100-150m3/d，500×10-3μm2≤k<1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为50-80m3/d，k<500×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为3
20-30m/d。
20-30m/d。
[0020] (4)试验井组油层培养时间的确定
[0021] 试验井组油层培养时间与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0022] Sor≥60％的油层，培养时间为20-30d；30％≤Sor<60％的油层，培养时间为10-15d，Sor<30％的油层，培养时间为5-10d。
[0023] (5)现场实施及效果评价
[0024] 按照上述步骤确定的油层激活顺序，各油层激活剂注入量与注入速度以及培养时间，利用高压泵车从试验井组的注水井分层注水管柱依次向油层注入设计体积的激活剂，激活剂注入完成后关闭对应油层的封隔器，其它油层正常注水和采油，油层培养时间结束后，打开对应油层的封隔器该层正常注采，接着进行下一个油层激活剂的注入、培养以及正常注采，所有的油层完成了激活剂的注入、培养以及正常注采后进行试验井组的效果评价。
[0025] 本发明与现有技术相比具有如下优点及有益：
[0026] (1)本发明利用试验井组分层注采管柱实现内源微生物驱油的分层注采，在不影响试验井组正常生产的同时解决了目前内源微生物驱油过程中油层间激活剂注入的非均一性以及由于激活剂在油层停留时间短而无法保证在地层中被内源微生物充分代谢的难题，提高了激活剂对油层内源微生物的激活效率，从而进一步提高了内源微生物驱油的现场实施效果。
[0027] (2)本发明的方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠，投入少、成本低，能够针对油层不同物性特点实施内源微生物激活，在保证各油层激活剂有效浓度的同时保证激活剂在油层中滞留足够时间从而充分激活该层的内源微生物，现场试验提高采收率大于15％，投入产出比大于1:10，现场试验效果良好。因此，有利于现场推广与应用。
具体实施方式
[0028] 下面结合具体实施例对本发明技术方案作进一步的说明。
[0029] 实施例1
[0030] 胜利油田河口采油厂某试验井组H2，井组1注5采，油藏温度为62℃，原油粘度1252mPa.s，地层水矿化度8560mg/L，试验前油井综合含水97.3％，日产油5.2t；试验井组的油层层数为3，分别为H21、H22、H23，各层的参数见表1；井组的注水井具有分层注水管柱。利用本发明的方法进行现场试验，具体步骤如下：
[0031] (1)试验井组的筛选
[0032] 试验井组H2的油层层数为3，注水井具有分层注水管柱。符合本发明的筛选条件，可以进行现场试验。
[0033] (2)试验井组油层激活顺序的确定
[0034] 根据油层激活顺序指数C值的大小确定油层的激活的顺序，按照C值从大到小的顺序依次进行油层的激活，C值的大小由以下公式确定：
[0035] C＝k/HSor
[0036] 其中：C—油层激活顺序指数；
[0037] H—油层有效厚度，m；
[0038] Sor—油层残余油饱和度，％；
[0039] k：油层渗透率，10-3μm2。
[0040] 试验井组H2各油层的参数值、C值大小以及激活顺序见表1。
[0041] 表1试验井组H2各油层的参数值
[0042]序号 层位 渗透率，10-3μm2 残余油饱和度，小数 厚度，m C值大小 激活顺序
1 H21 1200 0.45 10.0 266.7 1
2 H22 800 0.52 7.8 197.2 3
3 H23 650 0.63 4.5 229.3 2
1 H21 1200 0.45 10.0 266.7 1
2 H22 800 0.52 7.8 197.2 3
3 H23 650 0.63 4.5 229.3 2
[0043] 从表1可以看出：油层H21、H22、H23的C值大小分别为266.7、197.2和229.3，油层激活的先后顺序为H21、H23、H22。
[0044] (3)试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定
[0045] 油层激活剂注入体积与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0046] Sor≥60％的油层，激活剂注入量为0.3-0.4PV；30％≤Sor<60％的油层，激活剂注入量为0.2-0.3PV；Sor<30％的油层，激活剂注入量为0.1-0.2PV。
[0047] 油层激活剂注入速度与油层渗透率有关，具体关系如下：
[0048] k≥1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为100-150m3/d，500×10-3μm2≤k<1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为50-80m3/d，k<500×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为20-30m3/d。
[0049] 试验井组H2各油层激活剂注入体积及注入速度见表2。
[0050] 表2试验井组H2各油层激活剂注入体积和注入速度
[0051]3 3 3
序号 层位 PV，10m 注入量，PV 注入速度，m/d
1 H21 12 0.22 120
2 H22 20 0.27 70
3 H23 15 0.35 60
序号 层位 PV，10m 注入量，PV 注入速度，m/d
1 H21 12 0.22 120
2 H22 20 0.27 70
3 H23 15 0.35 60
[0052] 从表2可以看出：试验油井H2各油层H21、H22、H23的激活剂注入量分别为0.22PV(2.64×103m3)、0.27PV(5.4×103m3)、0.35PV(5.25×103m3)，激活剂注入速度分别为：120m3/d、70m3/d、60m3/d。
[0053] (4)试验井组油层培养时间的确定
[0054] 试验井组油层培养时间与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0055] Sor≥60％的油层，培养时间为20-30d；30％≤Sor<60％的油层，培养时间为10-15d，Sor<30％的油层，培养时间为5-10d。
[0056] 试验井组H2各油层培养时间见表3。
[0057] 表3试验井组H2各油层培养时间
[0058]
[0059]
[0060] 从表3可以看出：试验油井H2各油层H21、H22、H23的培养时间分别为11d、13d、25d。
[0061] (5)现场实施及效果评价
[0062] 按照上述步骤确定的油层激活顺序，各油层激活剂注入量与注入速度以及培养时间，利用高压泵车从试验井组的注水井分层注水管柱依次向油层注入设计体积的激活剂，激活剂注入完成后关闭对应油层的封隔器，其它油层正常注水和采油，油层培养时间结束后，打开对应油层的封隔器该层正常注采，接着进行下一个油层激活剂的注入、培养以及正常注采，所有的油层完成了激活剂的注入、培养以及正常注采后进行试验井组的效果评价。
[0063] 试验评价结果：试验井组H2综合含水85.3％，含水下降了12个百分点，有效期3.5年，日产油30.2t，现场试验提高采收率18.2％，投入产出比为1:13.5，现场试验效果良好。
[0064] 实施例2
[0065] 胜利油田河口采油厂某试验井组H5，井组1注6采，油藏温度为75℃，原油粘度895mPa.s，地层水矿化度5637mg/L，试验前油井综合含水98.2％，日产油4.5t；试验井组的油层层数为4，分别为H51、H52、H53、H54，各层的参数见表4；井组的注水井具有分层注水管柱。
利用本发明的方法进行现场试验，具体步骤如下：
利用本发明的方法进行现场试验，具体步骤如下：
[0066] (1)试验井组的筛选
[0067] 试验井组H5的油层层数为4，注水井具有分层注水管柱。符合本发明的筛选条件，可以进行现场试验。
[0068] (2)试验井组油层激活顺序的确定
[0069] 根据油层激活顺序指数C值的大小确定油层的激活的顺序，按照C值从大到小的顺序依次进行油层的激活，C值的大小由以下公式确定：
[0070] C＝k/HSor
[0071] 其中：C—油层激活顺序指数；
[0072] H—油层有效厚度，m；
[0073] Sor—油层残余油饱和度，％；
[0074] k：油层渗透率，10-3μm2。
[0075] 试验井组H5各油层的参数值、C值大小以及激活顺序见表4。
[0076] 表4试验井组H5各油层的参数值
[0077]序号 层位 渗透率，10-3μm2 残余油饱和度，小数 厚度，m C值大小 激活顺序
1 H51 350 0.62 5.3 106.5 4
2
2 H5 700 0.53 6.7 197.1 3
3 H53 1500 0.38 12.5 315.8 2
4 H54 1100 0.45 5.0 488.9 1
1 H51 350 0.62 5.3 106.5 4
2
2 H5 700 0.53 6.7 197.1 3
3 H53 1500 0.38 12.5 315.8 2
4 H54 1100 0.45 5.0 488.9 1
[0078] 从表4可以看出：油层H51、H52、H53、H54的C值大小分别为106.5、197.1、315.8和4 3 2 1
488.9，油层激活的先后顺序为H5、H5、H5、H5。
488.9，油层激活的先后顺序为H5、H5、H5、H5。
[0079] (3)试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定
[0080] 油层激活剂注入体积与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0081] Sor≥60％的油层，激活剂注入量为0.3-0.4PV；30％≤Sor<60％的油层，激活剂注入量为0.2-0.3PV；Sor<30％的油层，激活剂注入量为0.1-0.2PV。
[0082] 油层激活剂注入速度与油层渗透率有关，具体关系如下：
[0083] k≥1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为100-150m3/d，500×10-3μm2≤k<1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为50-80m3/d，k<500×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为20-30m3/d。
[0084] 试验井组H5各油层激活剂注入体积及注入速度见表5。
[0085] 表5试验井组H5各油层激活剂注入体积和注入速度
[0086]
[0087]
[0088] 从表5可以看出：试验油井H5各油层H51、H52、H53、H54的激活剂注入量分别为0.35PV(5.25×103m3)、0.28PV(3.36×103m3)、0.21PV(1.68×103m3)、0.25PV(5.0×103m3)，激活剂注入速度分别为：25m3/d、60m3/d、120m3/d、110m3/d。
[0089] (4)试验井组油层培养时间的确定
[0090] 试验井组油层培养时间与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0091] Sor≥60％的油层，培养时间为20-30d；30％≤Sor<60％的油层，培养时间为10-15d，Sor<30％的油层，培养时间为5-10d。
[0092] 试验井组H5各油层培养时间见表6。
[0093] 表6试验井组H5各油层培养时间
[0094]序号 层位 残余油饱和度，小数 培养时间，d
1 H51 0.62 25
2 H52 0.53 14
3 H53 0.38 12
4
4 H5 0.45 13
1 H51 0.62 25
2 H52 0.53 14
3 H53 0.38 12
4
4 H5 0.45 13
[0095] 从表6可以看出：试验油井H5各油层H51、H52、H53和H54的培养时间分别为25d、14d、12d、13d。
[0096] (5)现场实施及效果评价
[0097] 按照上述步骤确定的油层激活顺序，各油层激活剂注入量与注入速度以及培养时间，利用高压泵车从试验井组的注水井分层注水管柱依次向油层注入设计体积的激活剂，激活剂注入完成后关闭对应油层的封隔器，其它油层正常注水和采油，油层培养时间结束后，打开对应油层的封隔器该层正常注采，接着进行下一个油层激活剂的注入、培养以及正常注采，所有的油层完成了激活剂的注入、培养以及正常注采后进行试验井组的效果评价。
[0098] 试验评价结果：试验井组H5综合含水81.0％，含水下降了17.2个百分点，有效期4年，日产油35.6t，现场试验提高采收率19.5％，投入产出比为1:14.3，现场试验效果良好。
[0099] 实施例3
[0100] 胜利油田孤岛采油厂某试验井组G8，井组1注4采，油藏温度为68℃，原油粘度985mPa.s，地层水矿化度6532mg/L，试验前油井综合含水97.0％，日产油6.3t；试验井组的油层层数为2，分别为G81、G82，各层的参数见表7；井组的注水井具有分层注水管柱。利用本发明的方法进行现场试验，具体步骤如下：
[0101] (1)试验井组的筛选
[0102] 试验井组G8的油层层数为2，注水井具有分层注水管柱。符合本发明的筛选条件，可以进行现场试验。
[0103] (2)试验井组油层激活顺序的确定
[0104] 根据油层激活顺序指数C值的大小确定油层的激活的顺序，按照C值从大到小的顺序依次进行油层的激活，C值的大小由以下公式确定：
[0105] C＝k/H×Sor
[0106] 其中：C—油层激活顺序指数；
[0107] H—油层有效厚度，m；
[0108] Sor—油层残余油饱和度，％；
[0109] k：油层渗透率，10-3μm2。
[0110] 试验井组G8各油层的参数值、C值大小以及激活顺序见表7。
[0111] 表7试验井组G8各油层的参数值
[0112]
[0113]
[0114] 从表7可以看出：油层G81、G82的C值大小分别为364.1和288.5，油层激活的先后顺序为G81、G82。
[0115] (3)试验井组油层激活剂注入体积及注入速度的确定
[0116] 油层激活剂注入体积与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0117] Sor≥60％的油层，激活剂注入量为0.3-0.4PV；30％≤Sor<60％的油层，激活剂注入量为0.2-0.3PV；Sor<30％的油层，激活剂注入量为0.1-0.2PV。
[0118] 油层激活剂注入速度与油层渗透率有关，具体关系如下：
[0119] k≥1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为100-150m3/d，500×10-3μm2≤k<1000×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为50-80m3/d，k<500×10-3μm2的油层，激活剂注入速度为20-30m3/d。
[0120] 试验井组G8各油层激活剂注入体积及注入速度见表8。
[0121] 表8试验井组G8各油层激活剂注入体积和注入速度
[0122]序号 层位 PV，103m3 注入量，PV 注入速度，m3/d
1
1 G8 25 0.23 120
2 G82 16 0.35 55
1
1 G8 25 0.23 120
2 G82 16 0.35 55
[0123] 从表8可以看出：试验油井G8各油层G81、G82的激活剂注入量分别为0.23PV(5.75×103m3)、0.35PV(5.6×103m3)，激活剂注入速度分别为：120m3/d、55m3/d。
[0124] (4)试验井组油层培养时间的确定
[0125] 试验井组油层培养时间与油层残余油饱和度有关，具体关系如下：
[0126] Sor≥60％的油层，培养时间为20-30d；30％≤Sor<60％的油层，培养时间为10-15d，Sor<30％的油层，培养时间为5-10d。
[0127] 试验井组G8各油层培养时间见表9。
[0128] 表9试验井组G8各油层培养时间
[0129]
[0130]
[0131] 从表9可以看出：试验油井G8各油层G81、G82的培养时间分别为12d、23d。
[0132] (5)现场实施及效果评价
[0133] 按照上述步骤确定的油层激活顺序，各油层激活剂注入量与注入速度以及培养时间，利用高压泵车从试验井组的注水井分层注水管柱依次向油层注入设计体积的激活剂，激活剂注入完成后关闭对应油层的封隔器，其它油层正常注水和采油，油层培养时间结束后，打开对应油层的封隔器该层正常注采，接着进行下一个油层激活剂的注入、培养以及正常注采，所有的油层完成了激活剂的注入、培养以及正常注采后进行试验井组的效果评价。
[0134] 试验评价结果：试验井组G8综合含水82.1％，含水下降了14.9个百分点，有效期4.5年，日产油41.3t，现场试验提高采收率21.3％，投入产出比为1:14.2，现场试验效果良好。
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