CN114426833A - 一种氮气辅助微生物体系及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种氮气辅助微生物体系及其制备方法与应用。该体系由生物复配体系和氮气组成，其中，生物复配体系由功能微生物、生物表面活性剂、生物聚合物组成。所述的制备方法具体步骤如下：将功能微生物、生物表面活性剂和生物聚合物混合均匀，得到生物复配体系的混合物；将通过柱塞泵增压后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系。本发明具有现场试验有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于5t，投入产出比大于1：5。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种氮气辅助微生物体系及其制备方法与应用。
背景技术
普遍采用以水驱油的开采工艺，在经过几十年的强化开采后，多数油田进入了开采中后期。此时近井地带剩余油丰富程度明显降低，并呈现零星散装分散形式。单井吞吐是目前油田增产提质提效的重要措施之一。微生物单井吞吐主要是通过从油井套管向地层中挤入特定的微生物体系和营养体系，然后通过微生物的生长代谢及其产物作用与储层和原油，达到提高单井产能的目的。该技术具有环保、施工简单、经济性高、不伤害储层的特点。该技术的核心是微生物高效作用原油，但是单一注入微生物体系，在近井地带的波及范围有限，导致微生物体系对原油及储层的处理量低，单井吞吐有效期短；同时，由于近井地带剩余油含量有限，需要发挥微生物在油水界面主动运移的能力，实现扩大微生物的作用半径的目的，但是，这种方式需要单井焖井周期长，对于正常生产的单井，严重影响其产能。
CN110965673报道了一种油田微生物泡沫吞吐技术。该技术包括利用营养物产生生物表面活性剂的微生物、能够利用原油为碳源代谢产生表面活性剂的微生物、分解烃类降解原油的微生物，同时针对几种微生物不同组合，平衡各菌种数量和生长速度的营养体系，对微生物菌种体系无抑制作用，具有良好的配伍性的表面活性剂、空气压缩***，主要为泡沫的形成提供压缩空气。该发明克服了好氧微生物吞吐作业中作用效果差和使用范围窄的缺陷，实现了注入过程中加入压缩空气、形成大量空气泡沫，一方面扩大了处理半径，同时提高了兼性和好氧微生物在吞吐过程中对原油的作用效果。该技术采用微生物与化学剂复合发泡作用，利用压缩空气，实现油藏内发泡的工艺技术。但该技术未考虑空气注入的安全隐患、地下发泡性能有限，存在气体指进现象等问题。
CN110318721A公开了摘要一种断块油藏泡沫驱辅助氮气吞吐提高采收率的方法。包括选择开发的油藏注入井预成型泡沫注入生产井氮气注入，焖井油气重力分异生产井开井生产。本发明利用泡沫“堵大不堵小、堵水不堵油”的性质即泡沫在一般条件下“倾向封堵地层中渗透率较大孔道及含油饱和度较高孔道”的性质扩大泡沫在注入井附近的波及体积一定程度上缓解了生产井吞吐后期可动油少的问题。本发明在生产井注入氮气时会强化其在垂向上的波及有利于扩大氮气吞吐的纵向作用半径。同时吞吐过程的“引效”作用有效缓解了泡沫驱在生产井附近难见效的问题。泡沫驱辅助可以提高氮气吞吐的有效作用周期，增强氮气吞吐的采出程度，进一步改善断块油藏的开发效果。但该技术未提出泡沫体系组成。同时采用地面发泡体系与单一氮气分段注入方式，主要由于地层压力原始地层压力与油藏注入压力存在极大差异，注入量无法有效控制。
发明内容
本发明针对现有技术的不足而提供一种氮气辅助微生物体系及其制备方法与应用。本发明首次采用氮气与纯生物复配体系相结合的方式。采用地面发泡器，将生物复配体系通过油套环空注入油藏内部，提高了微生物注入体系在油藏内的波及体积，该工艺不仅提高了生物复配体系与剩余油的接触范围，同时提高了生物复配体系作用剩余油的时效性；而且由于氮气在油藏中的压缩比低，注入氮气也能起到补充地层能量的作用。
根据本发明的第一个方面，本发明公开了一种氮气辅助微生物体系，该体系由生物复配体系和氮气组成。
其中，生物复配体系由功能微生物、生物表面活性剂、生物聚合物组成。
所述的功能微生物、生物表面活性剂及生物聚合物质量比例为1：0.1～0.3：0.05～0.1。所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：1～5。
根据本发明第二个方面，本发明公开了上述氮气辅助微生物体系的制备方法，该方法具体步骤如下：
(1)将功能微生物、生物表面活性剂和生物聚合物混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系。
根据本发明第三个方面，本发明公开了上述氮气辅助微生物体系在油井中的应用。
所述的应用工艺如下：将氮气辅助微生物体系利用高压泵车从油井的油套环空注入，体系注入完成后关井培养。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)利用纯微生物复配体系与氮气相结合，该生物复配体系中首次引入生物聚合物，提高泡沫体系在油藏中的稳定性。
(2)将纯微生物复配体系与氮气通过地面发泡设备相结合，以泡沫的形式，将功能微生物均匀的输送到油藏深部。
(3)本发明的现场试验有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于5t，投入产出比大于1：5。
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。
根据本发明的第一个方面，本发明公开了一种氮气辅助微生物体系，该体系由生物复配体系和氮气组成。
其中，生物复配体系由功能微生物、生物表面活性剂、生物聚合物组成。
所述的功能微生物、生物表面活性剂及生物聚合物质量比例为1：0.1～0.3：0.05～0.1，更优选为1：0.12～0.20：0.06～0.08。所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：1～5，更优选为1：2～3。
优选情况下，所述的功能微生物为厌氧或兼性微生物，包括地芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、假单胞菌、不动杆菌、红球菌、索氏菌、海杆菌和噬热杆菌。功能微生物的主要作用是实现对原油的高效乳化或降粘。
优选地，所述的生物表面活性剂为鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂及生物基表面活性剂中的一种。生物表面活性剂主要起到发泡的作用用于提高生物复配体系的表面活性，要求与生物复配体系具有良好配伍性。
优选地，所述的生物聚合物为生物多糖、黄原胶、生物纤维素、海藻糖中的一种。用于稳定形成的氮气辅助微生物体系的稳定性，要求与生物复配体系具有良好的配伍性。
所述的氮气辅助微生物体系的表面张力<30mN/m，起泡体积150ml时的排液半衰期>500s。
根据本发明第二个方面，本发明公开了上述氮气辅助微生物体系的制备方法，该方法具体步骤如下：
(1)将功能微生物、生物表面活性剂和生物聚合物混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系。
优选地，所述的生物复配体系混合物增压压力为大于5MPa，所述的气体增压泵增压压力为大于5MPa。
优选地，所述的地面发泡设备耐压值大于6MPa，耐温值大于100℃。
根据本发明第三个方面，本发明公开了上述氮气辅助微生物体系在油井中的应用。
所述的应用工艺如下：将氮气辅助微生物体系利用高压泵车从油井的油套环空注入，体系注入完成后关井培养。
优选地，所述的油井包括稠油井、高含蜡油井；所述的油井的含水率>40％、日产液量>10m3/d、油藏温度<90℃。
其中，所述的稠油井为粘度<10000mPa·s，所述的高含蜡油井含蜡量少于20％。
优选情况下，当原油粘度<5000mPa·s时，功能微生物选择地芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、假单胞菌、不动杆菌和红球菌中的一种或几种，当原油粘度>5000mPa·s时，功能微生物选择索氏菌、假单胞菌、海杆菌、噬热杆菌中的一种或几种。
优选情况下，所述关井时间为5～30d。更优选为，当原油粘度<1000mPa·s时，关井时间5～10d；当5000mPa·s>原油粘度>1000mPa·s时，关井时间10～20d；当10000mPa·s>原油粘度>5000mPa·s时，关井时间20～30d。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，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，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
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。
表面张力参考SY/T5370-1999《表面及界面张力测试方法》。
泡沫半衰期测试方法采用气流法，即该测试装置为一带刻度的、底部装有毛细管的圆柱形石英管。通过自动加药装置，将泡沫体系注入150ml。实验室，以恒定的速度相容器内通入氮气，当体系内泡沫体积高度达到150ml后，停止通气。从此时开始记录时间，当泡沫体积高度降低到75ml时，所花费的时间为泡沫的半衰期。
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。
以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂均为来自商购的化学纯试剂。
实施例1
(1)将地芽孢杆菌、鼠李糖脂和生物多糖按照质量比为1：0.10：0.05的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到6.5MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到7.5MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系A。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：2。
实施例2
(1)将副地衣芽孢杆菌、鼠李糖脂和黄原胶按照质量比为1：0.15：0.07的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到7.0MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到8.0MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系B。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：3。
实施例3
(1)将不动杆菌、脂肽和生物多糖按照质量比为1：0.20：0.06的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到7.2MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到8.2MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系C。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：2.5。
实施例4
(1)将假单胞菌、脂肽和生物多糖按照质量比为1：0.25：0.07的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到8.5MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到9.5MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系D。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：4。
实施例5
(1)将索氏菌、槐糖脂和生物多糖按照质量比为1：0.28：0.08的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到8.0MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到9.0MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系E。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：4.5。
实施例6
(1)将噬热杆菌、槐糖脂和生物纤维素按照质量比为1：0.30：0.10的比例混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压到9MPa后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压到10.0MPa后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系F。
所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：3。
实施例7氮气辅助微生物体系A-F的室内测试
根据上述标准中表面张力及泡沫半衰期的测试方法对实施例1-6的氮气辅助微生物体系A-F进行性能评价，评价结果见表1。
表1 A-F表面张力及泡沫半衰期测试结果
| 体系 | 表面张力/mN·m<sup>-1</sup> | 泡沫半衰期/s |
| A | 28.0 | 621 |
| B | 28.3 | 697 |
| C | 29.1 | 613 |
| D | 28.7 | 657 |
| E | 29.1 | 764 |
| F | 28.6 | 702 |
从表1可以看出，实施例1-6的氮气辅助微生物体系的表面张力均<30mN/m，起泡体积150ml时的排液半衰期>500s，完全符合标准的应用。
实施例8氮气辅助微生物体系A的现场应用
胜利油田J7-P1井的区块为中高渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为22m3/d，含水96.7％，单井日产油0.73t/d，原油粘度8760mPa·s，含蜡量18.3％。利用本发明的方法对J7-P1开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表2，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表2试验油井J7-P1的相关参数对比
| 对应参数 | 筛选标准 | 试验井参数 |
| 单井含水率，％ | >40 | 96.7 |
| 原油粘度，mPa·s | <5000 | 3760 |
| 单井液量，m<sup>3</sup>/d | >10 | 21 |
| 含蜡量，％ | <20 | 18.3 |
(2)氮气辅助微生物体系A的注入工艺及应用效果
将配置好氮气辅助微生物体系A与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏，注入完成后，关井15d后开井生产。
油井J7-P1开井后，单井峰值日油最高达到13t，含水降低37.6％，有效期412天以上，累计单井增油达到3321t，投入产出比大于1：5.8。
实施例9氮气辅助微生物体系B现场应用
胜利油田ZX139-P1井的区块为高渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为60m3/d，含水98.1％，单井日产油1.1t/d，原油粘度4391mPa·s，含蜡量15.7％。利用本发明的方法对ZX139-P1开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表3，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表3试验油井ZX139-P1的相关参数对比
| 对应参数 | 筛选标准 | 试验井参数 |
| 单井含水率，％ | >40 | 98.1 |
| 原油粘度，mPa·s | <10000 | 4391 |
| 单井液量，m<sup>3</sup>/d | >10 | 60 |
| 含蜡量，％ | <20 | 15.7 |
(2)氮气辅助微生物体系B的注入工艺及应用效果
将配置好氮气辅助微生物体系B与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏。注入完成后，关井17d后油井开井生产。
油井ZX139-P1开井后，单井峰值日油最高达到11.3t，含水降低16.9％，有效期379天以上，累计单井增油达到2921t，投入产出比大于1：7.2。
实施例10氮气辅助微生物体系C现场应用
胜利油田D12-X3井的区块为中低渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为20m3/d，含水95％，单井日产油1.0t/d，原油粘度4210mPa·s，含蜡量15.6％。利用本发明的方法对D12-X3开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表4，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表4试验油井D12-X3的相关参数对比
(2)氮气辅助微生物体系C的注入工艺及应用效果
将配置好的氮气辅助微生物体系C与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏，关井18d后开井生产。
D12-X3开井后，单井峰值日油最高达到10.7t，含水降低48.5％，有效期450d以上，单井增油达到3521t，投入产出比大于1：8.3。
实施例11氮气辅助微生物体系D现场应用
胜利油田Z1-P3井的区块为中低渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为13m3/d，含水92.5％，单井日产油1.0t/d，原油粘度7210mPa·s，含蜡量2.6％。利用本发明的方法对Z1-P3开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表5，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表5试验油井Z1-P3的相关参数对比
| 对应参数 | 筛选标准 | 试验井参数 |
| 单井含水率，％ | >40 | 92.5 |
| 原油粘度，mPa·s | <10000 | 7210 |
| 单井液量，m<sup>3</sup>/d | >10 | 13 |
| 含蜡量，％ | <20 | 2.6 |
(2)氮气辅助微生物体系D的注入工艺及应用效果
将配置好的氮气辅助微生物体系D与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏。关井25d后开井生产。
油井Z1-P3开井后，单井峰值日油最高达到6.9t，含水降低45.6％，有效期450天以上，单井增油达到2530t，投入产出比大于1：5.4。
实施例12氮气辅助微生物体系E现场应用
胜利油田M1-X7井的区块为中低渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为25m3/d，含水97.2％，单井日产油0.7t/d，原油粘度8562mPa·s，含蜡量1.3％。利用本发明的方法对M1-X7开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表6，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表6试验油井M1-X7的相关参数对比
| 对应参数 | 筛选标准 | 试验井参数 |
| 单井含水率，％ | >40 | 9 |
| 原油粘度，mPa·s | <10000 | 8562 |
| 单井液量，m<sup>3</sup>/d | >10 | 25 |
| 含蜡量，％ | <20 | 1.3 |
(2)氮气辅助微生物体系E的注入工艺及应用效果
将配置好的氮气辅助微生物体系E与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏。关井28d后开井生产。
油井M1-X7开井后，单井峰值日油最高达到14.5t，含水降低55.2％，有效期520d以上，单井增油达到4850t，投入产出比大于1：8.5。
实施例13氮气辅助微生物体系F现场应用
胜利油田X7-11井的区块为中低渗透水驱油藏，试验井初期冷采开发，单井液量为18m3/d，含水98.5％，单井日产油0.3t/d，原油粘度6852mPa·s，含蜡量2.0％。利用本发明的方法对X7-11开展微生物吞吐技术应用，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验井所在区块的相关参数见表7，数据对比认为该井条件符合本发明的油藏筛选标准。
表7试验油井X7-11的相关参数对比
| 对应参数 | 筛选标准 | 试验井参数 |
| 单井含水率，％ | >40 | 85 |
| 原油粘度，mPa·s | <10000 | 6852 |
| 单井液量，m<sup>3</sup>/d | >10 | 18 |
| 含蜡量，％ | <20 | 2.0 |
(2)氮气辅助微生物体系F的注入工艺及应用效果
将配置好的氮气辅助微生物体系F与氮气通过泵车增压后，同时打入地面发泡设备，两相流体混合发泡后从单井套管注入到油藏。关井30d油井开井生产。
油井X7-11开井后，单井峰值日油最高达到8.4t，含水降低45.2％，有效期560d以上，单井增油达到4750t，投入产出比大于1：7.4。
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)
1.一种氮气辅助微生物体系，其特征在于，所述体系由生物复配体系和氮气组成，其中，生物复配体系由功能微生物、生物表面活性剂、生物聚合物组成；
所述的功能微生物、生物表面活性剂及生物聚合物质量比例为1：0.1～0.3：0.05～0.1，所述的生物复配体系和氮气的液气体积比为1：1～5。
2.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的功能微生物、生物表面活性剂及生物聚合物质量比例为1：0.12～0.20：0.06～0.08，生物复配体系和氮气的液气体积比为1：2～3。
3.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的功能微生物包括地芽孢杆菌、副地衣芽孢杆菌、假单胞菌、不动杆菌、红球菌、索氏菌、海杆菌和噬热杆菌。
4.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的生物表面活性剂为鼠李糖脂、脂肽、槐糖脂及生物基表面活性剂中的一种。
5.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的生物聚合物为生物多糖、黄原胶、生物纤维素、海藻糖中的一种。
6.根据权利要求1所述体系，其特征在于，所述的氮气辅助微生物体系的表面张力<30mN/m，起泡体积150ml时的排液半衰期>500s。
7.根据权利要求1-6任一项权利要求所述体系的制备方法，其特征在于，所述的制备方法具体步骤如下：
(1)将功能微生物、生物表面活性剂和生物聚合物混合均匀，得到生物复配体系的混合物；
(2)将通过柱塞泵增压后的上述生物复配体系混合物和通过气体增压泵增压后的氮气同时注入地面发泡设备中形成氮气辅助微生物体系。
8.根据权利要求7所述制备方法，其特征在于，所述的生物复配体系混合物增压压力为大于5MPa，所述的气体增压泵增压压力为大于5MPa。
9.根据权利要求7所述制备方法，其特征在于，所述的地面发泡设备耐压值大于6MPa，耐温值大于100℃。
10.根据权利要求1-6任一项权利要求所述体系在油井中的应用。
11.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，所述的应用工艺如下：将氮气辅助微生物体系利用高压泵车从油井的油套环空注入，体系注入完成后关井培养。
12.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，所述的油井包括稠油井和高含蜡油井。
13.根据权利要求10或12所述的应用，其特征在于，所述的油井的含水率>40％、日产液量>10m3/d、油藏温度<90℃。
14.根据权利要求12所述的应用，其特征在于，所述的稠油井为粘度<10000mPa·s，所述的高含蜡油井的含蜡量少于20％。
15.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，所述关井时间为5～30d。
16.根据权利要求15所述的应用，其特征在于，当原油粘度<1000mPa·s时，关井时间5～10d；当5000mPa·s>原油粘度>1000mPa·s时，关井时间10～20d；当10000mPa·s>原油粘度>5000mPa·s时，关井时间20～30d。
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