CN108219765A - 一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂及其驱油方法 - Google Patents
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Abstract
一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂及其驱油方。属于驱油领域。本发明目的在于提供一种具有高效、成本低廉等特点的激活油藏内源微生物激活剂。通过本发明方法，激活油藏内源微生物进而提高石油采收率。激活剂包括NaCl、KH2PO4、Na2HPO4、MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc、MnCl2和吐温80，用水调配，pH值为7～8。本发明方法：水驱或者聚合物驱后注入上述的激活剂，45℃保温15天。通过激活油藏微生物来降解原油中重质组分降低原油粘度，增强原油流动能力，或代谢出生物气、生物表面活性剂等产物，达到进一步提高原油采收率的目的，可应用于水驱后和聚合物驱后油藏。
Description
技术领域
本发明属于驱油领域，具体涉及一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂及其驱油方法。
背景技术
1926年美国学者Beckman提出细菌可能有利于石油的生产，因为它们的代谢物质能帮助地质构造中的石油释放和运移。经过近一个世纪的发展，已有多个国家开展了相关的研究和现场试验。与化学驱油技术相比，这项技术具有成本低、对油藏适应性强、不污染环境和不伤害地层等优点。
微生物提高石油采收率主要分为两种，一是将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，称为外源微生物采油；二是注入营养液激活油层内微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，以提高油田采收率的方法，称为内源微生物采油。
油藏在没开发前是封闭体系主要是厌氧环境，其中可能有稀少的古菌等，在开发后形成了大的开放体系，油田长期注水开发的过程中，注入水带注入一定量的微生物到油藏环境，大部分微生物因不适应地下高温、高压和高矿化度条件而死亡，但少数微生物可以耐受这种环境而生存下来，逐渐在油藏中形成较为稳定的微生物群落称为内源微生物。
内源微生物驱油是在注水开采原油过程中周期性地注入氧气和氮、磷营养物质，激活油藏中原有微生物的一种采油技术。内源微生物技术直接利用油藏中的有益微生物群落，避免了外源菌种退化、油层环境的适应性、环保、污染和对采油效果造成的负面影响。省去菌种发酵和运输的费用、廉价，有效期长；大大降低了运行成本，因此该技术具有显著的现场应用优势。
内源微生物采油技术尽管工艺简单、成本低，但要取得良好效果，首先必须对油层内源微生物构成有深入了解，在此基础上方有可能设计、筛选出有效的营养剂；其次应选择合适的营养剂以促进有用微生物群落的生长繁殖，激发其生物活性；并且，在注入营养剂前后应有有效的、完善的检测和分析手段来跟踪调查。因此，难度较大，周期较长。
在内源微生物驱油矿场试验设计中应尽可能避免激活硫酸盐还原菌(SRB)或不使其生长态势超过地层有益内源菌。硫酸盐还原菌在适宜的条件下可以代谢产生H2S等腐蚀性气体，会酸化原油和地下气体，导致现场管道和设备的腐蚀，还会与地层水中的Fe2+形成FeS沉淀，导致地层的非选择性堵塞，影响采收率的提高。
因此，基于以上内源微生物驱油技术不同细菌所需要的营养物不同，不同营养物培养同一种细菌的效果也不同。营养物的配制主要根据地层条件、营养成分和费用来确定。
发明内容
本发明目的在于提供一种具有高效、成本低廉等特点的激活油藏内源微生物激活剂。
通过本发明方法，激活油藏内源微生物进而提高石油采收率。
为解决上述技术问题，本发明的以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂包括下述组分：NaCl、KH2PO4、Na2HPO4、MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc、MnCl2和吐温80，用水调配，pH值为7～8。
其中，所述激活剂中NaCl的浓度为1～5g/l，KH2PO4的浓度为0.8～1g/l，Na2HPO4的浓度为0.8～1g/l，MgSO4·7H2O的浓度为0.1～0.2g/l，NH4NO3的浓度为1.0～1.5g/l，NaAc的浓度为0.8～1.2g/l，MnCl2的浓度为0.01～0.05g/l，吐温80的浓度为0.8～1.0g/l。
优选：所述激活剂中NaCl的浓度为3g/l，KH2PO4的浓度为1g/l，Na2HPO4的浓度为0.8g/l，MgSO4·7H2O的浓度为0.15g/l，NH4NO3的浓度为1.0g/l，NaAc的浓度为1.2g/l，MnCl2的浓度为0.01g/l，吐温80的浓度为0.9g/l。
当地层水中总微生物浓度小于103个/ml时，以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂还包括浓度为0.5～1.0g/l的酵母粉。
上述以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法是：水驱或者聚合物驱后注入上述的激活剂，45℃保温15天。
所述聚合物驱过程用的聚合物分子量为1600-1900万，粘度(45℃)为30～50mPa.s，例如部分水解聚丙烯酰胺干粉、含功能单体的聚丙烯酰胺干粉或其它新型驱油用聚合物。
激活剂的注入量为0.3PV。
聚合物驱过程中，聚合物溶液用量0.05PV。
本发明具有高效、成本低廉、定向激活、绿色环保等特点，通过激活油藏微生物来降解原油中重质组分降低原油粘度，增强原油流动能力，或代谢出生物气、生物表面活性剂等产物，达到进一步提高原油采收率的目的，可应用于水驱后和聚合物驱后油藏。
附图说明
图1显示激活剂配方优化正交试验设计中总菌分析结果；
图2显示激活剂配方优化正交试验设计中原油粘度分析结果；
图3显示水驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验效果曲线(岩心编号为B72-9)；
图4显示聚合物驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验效果曲线(岩心编号B1706023-2)。
具体实施方式
具体实施方式一：本发明的以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂包括下述组分：NaCl、KH2PO4、Na2HPO4、MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc、MnCl2和吐温80，用水调配，pH值为7～8；
其中，所述激活剂中NaCl的浓度为3g/l，KH2PO4的浓度为1g/l，Na2HPO4的浓度为0.8g/l，MgSO4·7H2O的浓度为0.15g/l，NH4NO3的浓度为1.0g/l，NaAc的浓度为1.2g/l，MnCl2的浓度为0.01g/l，吐温80的浓度为0.9g/l。
当地层水中总微生物浓度小于103个/ml时，以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂还包括浓度为0.5g/l的酵母粉。
上述以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法是：聚合物驱后注入本实施方式所述的激活剂，激活剂的注入量为0.3PV，45℃保温15天。
所述聚合物驱过程用的聚合物分子量为1600-1900万部分水解聚丙烯酰胺干粉。
聚合物驱过程中，聚合物溶液用量0.05PV。
采用下述试验验证发明效果：
1实验材料和方法
1.1主要实验仪器：
离心机、震荡培养箱、恒温摇床、分光光度计、流变仪、物理模拟驱油实验仪等
1.2主要实验材料：
实验药品：NaCl、KH2PO4、Na2HPO4、MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc、MnCl2、吐温80等。
激活剂：NaCl的浓度为3g/l、KH2PO4的浓度1g/l、Na2HPO4的浓度0.8g/l、MgSO4·7H2O的浓度0.15g/l、NH4NO3的浓度1.0g/l、NaA c的浓度1.2g/l、MnCl2的浓度0.01g/l、吐温80的浓度0.9g/l，调试pH7-8，121℃条件下灭菌20分钟，待冷却到室温。考察激活效果时加入原油100g/l，油井井口采出水20g/l。若地层水中总菌浓度小于103个/ml，在培养基中还要加入0.5g/l酵母粉。
原油：大庆油田采油四厂联合站脱水原油(杏三联)。
地层水：大庆油田采油四厂杏三区油井井口采出水，其矿物组成为NaCl:2794mg/L、KCl:513mg/L、CaCl2:42mg/L、MgCl2·6H2O：172mg/L、Na2SO4：75mg/L、NaHCO3：2360mg/L、总盐含量5956mg/L、pH值8.52。1.3油藏微生物群落构成分析
1)取样：从采油出井口收集水样；
2)微生物群落构成分析：一种是采用商业化测试瓶对样品中的内源微生物进行培养及观察，主要分析烃氧化菌(HOB)、腐生菌(TGB)、厌氧发酵菌(FMB)、硫酸盐还原菌(SRB)、硝酸盐还原菌(NRB)和产甲烷菌(MPB)六类菌群；另一种是基于PCR的分子生态学方法，利用末端限制性酶切片段长度多态性(Terminal Restriction Fragment LengthPolymorphism，TRFLP)分析方法分析油藏中各种微生物群落结构。
1.4激活油藏内源微生物激活剂配方优选
微生物不论其在自然条件下还是在人为条件下发生作用，都是通过“以数量取胜”，只有一定数量的功能微生物群体的存在，才能发挥驱油的作用。本实验通过考察内源微生物激活后的活菌数量进行优化配方。将从采油出井口收集的水样分成若干份，基于油藏中有利于驱油的细菌和古菌构成、生长特性及代谢相关性，结合地层水中矿物组成分析结果及较低的成本构成，在采油井收集的水样(地层水)中加入不同浓度的培养基成分，正交试验(利用混合水平表编辑器设计)优化培养基构成(表1)，温度为45℃、转速120～130rpm，加入10％原油，振荡培养15d后，分析原油流变性、油水界面张力及乳化效果，用商业化测试瓶对样品中的微生物进行对比分析，以不添加激活剂水样作为对照。
利用混合水平表编辑器，激活剂配方优化正交试验设计见表1(单位：g/l)。
表1激活剂配方优化正交试验设计(单位：g/l)
1.5原油粘度的测定
将培养15天后的样品油水分离，将原油放入离心管，在离心机中12000rpm离心20分钟后，放入冰箱至少冷冻2小时，取原油测粘度。用HAAKE公司的旋转粘度计测量原油微生物作用前后流变性，剪切速率测量范围为0.01～3000S-1，采用联机方式连续改变剪切速率。取剪切速率7.34S-1时的粘度做对比。
1.6激活油藏内源微生物物理模拟驱油实验
采用渗透率300md左右贝雷岩心，实验用油为大庆油田采油四厂联合站脱水原油加航空煤油稀释的模拟油，粘度10.0mPa.s(45℃)，实验用水为总盐含量5956的模拟地层水。抽空、饱和水、饱和油后，水驱替至含水98％后，开展两类实验：
一是注入激活剂0.3PV，45℃保温15天，水驱至含水98％，计算在水驱基础上内源微生物驱油提高采收率；
二是水驱后，注入0.5PV孔隙体积的聚合物溶液(聚合物分子量1600-1900万，粘度30mPa.s，45℃)，后续水驱后至含水的开展聚合物驱，注入激活剂0.3PV，45℃保温15天，水驱至含水98％，再注入0.05PV粘度为50mPa.s的聚合物溶液(聚合物分子量1600-1900万，45℃)，注入激活剂0.3PV，45℃保温15天，水驱至含水98％，计算在聚合物驱基础上的内源微生物驱油提高采收率。
2结果与讨论：
2.1油藏微生物群落构成分析
分析掌握存在油藏中的微生物构成是利用微生物开展驱油的前提。采用商业化测试瓶对大庆油田采油四厂杏三区油井井口采出水样中的内源微生物进行培养及观察，结果见表2。采出水样中含丰富的内源微生物，具备激活条件，其中以烃氧化菌、硝酸盐还原菌含量最高，且含有一定数量的硫酸盐还原菌，应在激活剂中通过添加硝酸盐类无机盐来抑制硫酸盐还原菌。
表2水驱油井采出液中内源微生物数量(个/mL)
末端限制性酶切片段长度多态性(Terminal Restriction Fragment LengthPolymorphism，TRFLP)分析方法结果表明，按照生物学分类，主要以下几种微生物：
(1)δ－变形菌
这类微生物主要为Pelobacter和Syntrophus属的细菌。其中Syntrophus sp.是长链烷烃的降解菌群，在厌氧的情况下能将烷烃分解成乙酸和H2，是烃降解中重要的一类微生物。Pelobacter carbinolicus则是一类硫酸盐还原菌，能利用单质S或者Fe(III)作为唯一电子受体，并且能利用乙酸盐、甲酸盐或H2在厌氧条件下进行代谢。
(2)γ-变形菌
这类细菌在油藏环境中分布比较复杂，主要为假单胞菌属(Pseudomonas)的微生物。这类菌在油藏中、也在油污染土壤和水体中广泛存在。其中Pseudomonas aeruginosa能产生生物表面活性鼠李糖脂，可以提高烃降解的速率。还有与Shewanella putrefaciens相似性很高的细菌，能在厌氧条件下，还原Fe(III)，同时氧化从石油烃氧化出来的H2。
(3)厚壁菌
主要为与Dehalobacterium formicoaceticum的亲缘关系最近的细菌，Dehalobacterium formicoaceticum是产乙酸细菌，在严格厌氧环境中能将二氯甲烷(dichloromethane)发酵成为甲酸盐和乙酸盐。
(4)ε-变形菌
ε－变形杆菌亚纲中的微生物是在油藏微生物群落中常见的微生物。在几类油藏中均出现了这类微生物。这类微生物可以利用硫化物、单质硫、硫代硫酸钠和氢作为电子供体，利用硝酸盐作为电子受体，在厌氧条件下进行能量代谢。同属于ε－变形杆菌亚纲的微生物还包括与Arcobacter sp.亲缘关系较近的细菌(99％)，也是在油藏中或相关环境中广泛存在的一类微生物，这类微生物能够具有硝化和产乙酸功能，对油藏中有机物代谢具有重要的作用。
(5)产甲烷菌
以甲烷微菌目(Methanomicrobiales)和甲烷叠球菌目(Methanosarcinales)。中的甲烷鬃菌科(Methanosaetaceae)、甲烷八叠球菌科(Methanosarcinaceae)等古菌为主，主要是以细菌降解产物为底物产生甲烷气的一类微生物。
(6)油藏中未培养、未确定种类的新细菌
在细菌克隆文库中发现了未确定分类地位的前人未培养的新细菌。由于油藏是一种极端环境，微生物在其中的生长代谢是极其特殊的，因此它们很难在实验室中被培养。要了解这类微生物的代谢情况，还需进行深入的研究，比如通过改善培养条件提高其培养性，从而得到纯培养物，进行生理生化和功能研究。
2.2激活油藏内源微生物激活剂配方优选
正交试验优化培养基实验结果见表3。分别分析了19组(含空白对照)实验的六类菌变化、原油粘度、油水外观乳化效果等。从激活前后各类菌的变化来看，总菌浓度得到较大的提高，尤其是与驱油相关的烃氧化菌、硝酸盐还原菌数量大幅增加，产甲烷菌数量增长幅度较小，主要是由于培养时间短，烃降解菌产生的产物量还不足以激活产甲烷菌大量生长；激活剂在激活硝酸盐还原菌的同时，有效抑制了硫酸盐还原菌的生长繁殖，该类菌数量基本平稳。
表3激活剂配方优化正交试验结果
因为激活过程中菌群种类多、性能指标复杂，因此，对正交设计试验结果极差分析过程中，重点分析了总菌和原油粘度变化两项指标。从极差分析结果来看，NaCl对总菌和原油粘度影响最大，其次为MgSO4·7H2O、NH4NO3两种无机盐，再次之是吐温80，其他三种物质影响排在最后。结合经济成本，最终确定激活剂配方为：NaCl3g/l、KH2PO41g/l、Na2HPO40.8g/l、MgSO4·7H2O 0.15g/l、NH4NO3 1.0g/l、NaA 1.2g/l、MnCl2 0.01g/l、吐温800.9g/l。
表4激活剂配方优化正交试验设计-总菌分析表
表5激活剂配方优化正交试验设计-原油粘度分析表
图1显示激活剂配方优化正交试验设计中总菌分析结果，可以看到NaCl对总菌影响极差最大，其次为MgSO4·7H2O、NH4NO3、Na2HPO4和吐温80，KH2PO4和NaAc影响最小(表4)。
图2显示激活剂配方优化正交试验设计中原油粘度分析结果，可以看到NaCl对总菌影响极差最大，其次为MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc和吐温80，Na2HPO4和KH2PO4两种无机盐影响最小(表5)。
2.3激活内源微生物物理模拟驱油实验
两类驱油实验分别开展3支岩心，具有较好的效果重复性。水驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验平均提高采收率10.3个百分点，聚合物驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验平均提高采收率5.3个百分点。驱油实验结果表明，发明的激活剂配方及驱油方法可应用于水驱后和聚合物驱后进一步提高原油采收率，并可取的较好的效果，具有较好应用潜力。
表6激活内源微生物驱物模实验表
以上实验为了优化出高效、成本低廉等特点的激活油藏内源微生物激活剂配方，采用正交实验设计方法对激活剂配方开展了优化，采用商业化测试瓶和分子生态学方法分析了油藏内源微生物构成和激活前后内源微生物的变化，利用流变仪对激活内源微生物前后原油粘度变化进行了测试对比分析，确定NaCl对总菌和原油粘度影响最大，其次为MgSO4·7H2O、NH4NO3两种无机盐，最终确定激活剂配方。
采用物理模拟驱油的方式，分别考查了激活剂配方在水驱后和聚驱后激活内源微生物驱油效果。结果表明，水驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验平均提高采收率10.3个百分点，聚合物驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验平均提高采收率5.3个百分点。发明的激活剂配方及驱油方法可应用于水驱后和聚合物驱后进一步提高原油采收率，并具有优良的效果。
图3显示水驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验效果曲线(岩心编号为B72-9)，可以看到在水驱后微生物驱可以使含水下降、原油采收率提高，采收率提高10.3个百分点，具有较好的驱油效果；
图4显示聚合物驱后激活内源微生物物理模拟驱油实验效果曲线(岩心编号B1706023-2)。可以看到在聚驱后微生物驱可以使含水下降、原油采收率提高，采收率提高5.8个百分点，可作为聚驱后进一步提高采收率的一项技术。
Claims (10)
1.一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂，其特征在于所述激活剂包括下述组分：NaCl、KH2PO4、Na2HPO4、MgSO4·7H2O、NH4NO3、NaAc、MnCl2和吐温80，用水调配，pH值为7～8。
2.根据权利要求1所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂，其特征在于所述激活剂中NaCl的浓度为1～5g/l，KH2PO4的浓度为0.8～1g/l，Na2HPO4的浓度为0.8～1g/l，MgSO4·7H2O的浓度为0.1～0.2g/l，NH4NO3的浓度为1.0～1.5g/l，NaAc的浓度为0.8～1.2g/l，MnCl2的浓度为0.01～0.05g/l，吐温80的浓度为0.8～1.0g/l。
3.根据权利要求1所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂，其特征在于所述激活剂中NaCl的浓度为3g/l，KH2PO4的浓度为1g/l，Na2HPO4的浓度为0.8g/l，MgSO4·7H2O的浓度为0.15g/l，NH4NO3的浓度为1.0g/l，NaAc的浓度为1.2g/l，MnCl2的浓度为0.01g/l，吐温80的浓度为0.9g/l。
4.根据权利要求2或3所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂，其特征在于所述激活剂还包括浓度为0.5～1.0g/l的酵母粉。
5.根据权利要求2或3所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂，其特征在于所述激活剂还包括浓度为0.5g/l的酵母粉。
6.如权利要求1所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法，其特征在于具体是：聚合物驱后注入权利要求1所述的激活剂，45℃保温15天。
7.根据权利要求6所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法，其特征在于水驱或者聚合物驱过程用的聚合物分子量为1600-1900万，粘度(45℃)为30～50mPa.s。
8.根据权利要求7所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法，其特征在于聚合物为部分水解聚丙烯酰胺干粉或含功能单体的聚丙烯酰胺干粉。
9.根据权利要求6所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法，其特征在于激活剂的注入量为0.3PV。
10.根据权利要求6所述的一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂的驱油方法，其特征在于聚合物溶液用量0.05PV。
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