CN114427398B - 一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法。所述的方法包括：(1)水平井水淹段开采阶段，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。(2)水平井水淹段堵水阶段，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。(3)水平井非水淹段开采阶段，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。本发明针对水平井不同层段原油性质以及分布情况选择不同的功能微生物或激活剂，并分阶段进行有序开采，从而有效地实现水平井全井段高效开采。单井増油500t以上，投入产出比大于1:15。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，涉及一种边底水稠油油藏微生物吞吐方法，特别涉及一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法。
背景技术
随着油田开发的深入，水平井井数不断增加，水平井开发边底水油藏主要优势为：可以将“采油点”变成“采油线”，减缓边底水锥进；接触面积增加，可有效提高储层动用程度，产能较直井得以提高；水平井的生产压差相对较小，边底水不容易突破。但水平井一旦水淹后堵水工艺较为复杂，现有的堵水工艺主要是用颗粒型、凝胶型为主的堵剂进行堵水，随着油田开发的不断深入，常规的颗粒型、凝胶型堵剂封堵边底水半径小、封堵效果逐渐变差，边底水稠油油藏水淹问题依旧突出。
微生物吞吐技术通过将多种微生物有序的组合在一起，注入目的层，有效降低原油粘度、提高原油流动性、控制边底水锥进，最终实现水平井全井段的有效开采。
CN107664020B公开了一种底水油藏水平井堵水的方法，采用二段塞复合封堵方式来实现封堵高渗条带，降低油井含水，从而提高底水油藏采收率的方法。该发明存在以下问题：(1)化学堵水方法不容易控制堵剂用量，封堵半径较小；(2)该专利只是单纯的水平井堵水方法，并没有涉及原油降粘等水平井综合开采方法。
CN102071903B公开了一种稠油潜山边底水油藏堵水剂及堵水方法，该堵水剂包括氮气、强凝胶堵剂和耐高温封口剂，能够有效封堵、抑制油井水侵，提高油井生产效果。该发明存在以下问题：(1)该专利提供的堵水方法没有根据水淹程度进行优化；(2)没有涉及原油降粘等水平井配套开采方法。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术存在的不足而提供一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，本发明针对水平井不同层段原油性质以及分布情况选择不同的功能微生物或激活剂，并分阶段进行有序开采，从而有效地实现水平井全井段高效开采；该方法具有针对性和可操作性强、投资成本低以及增油效果明显的特点。
为了实现上述目的，本发明提供了一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，所述的方法包括：
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂或嗜烃菌，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
本发明公开了一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，首先针对水平井水淹层原油丰度较低且分布较为广泛的特点，选择向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂或嗜烃菌，利用嗜烃菌以原油为碳源自动寻的功能，主动运移到水淹段剩余油分布的区域，保证与剩余油的充分接触并降解原油，从而降低原油的粘度提高水淹段原油的产量；水淹段原油得到充分开采后，然后向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物对水淹段进行封堵，封堵强度由产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌注入量控制，水淹层段的有效封堵为后续非水淹段原油的高效开采阶段提供了基础，同时利用生物聚合物的重力作用使底水回落，减弱底水锥进现象；最后，针对非水淹层原油丰度较高并较为集中的特点，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，降低油水界面张力提高原油的流动性，从而提高非水淹段原油的产量。上述三个阶段具有先后顺序，且环环相扣、紧密联系、层层递进的关系，从而实现边底水稠油油藏水平井全井段的高效开采。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明针对水平井不同层段原油性质以及分布情况选择不同的功能微生物或激活剂，并分阶段进行有序开采，从而有效地实现水平井全井段高效开采；
(2)本发明针对性和可操作性强，不同阶段的工艺存在差异，不同阶段功能微生物或激活剂注入量以及关井时间不同，注入量与水淹段和非水淹段的长度有关，关井时间与注入的功能微生物种类有关，并为试验油井注入量和关井时间的确定提供了科学的依据；
(3)本发明注入的功能菌和激活剂无毒无害，对后续污水处理不会产生任何影响，避免注入化学堵剂造成环境污染的问题；
(4)本发明具有施工工艺简单、操作简易、投入产出比高以及现场试验效果好的优点，油井含水下降20％以上，单井増油500t以上，投入产出比大于1:15。
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。
根据本发明的目的，本发明提供了一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，所述的方法包括：
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂或嗜烃菌，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
本发明中，所述的方法还包括试验油藏的筛选和现场试验效果评价。
优选情况下，所述的试验油藏的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度小于85℃，地层水矿化度＜50000mg/L，油层厚度大于1m，水平井段长度小于200m，水淹层长度小于20m。优选情况下，所述的水淹层长度计算采用测井法和试井法，优选为测井法。
优选情况下，所述的现场试验效果评价的指标为增油量、有效期以及投入产出比。
优选情况下，所述步骤(1)水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂或嗜烃菌的注入速度为10-20m3/h、注入量为每米水淹层长度注入20-30m3以及关井时间5-15d；更优选为嗜烃菌激活剂或嗜烃菌的注入速度为12-15m3/h、注入量为每米水淹层长度注入20-25m3以及关井时间5-10d。
本发明中，优选地，所述嗜烃菌激活剂的配方为蛋白胨或硝酸钠、磷酸氢二钾或磷酸二氢钾，更优选为蛋白胨和磷酸氢二钾。
优选情况下，所述嗜烃菌包括假单胞菌属、不动杆菌属、短芽孢杆菌属中的一种或多种，更优选为不动杆菌属。
优选情况下，所述步骤(2)水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌注入速度为5-15m3/h、注入量为每米水淹层长度注入10-20m3以及关井时间10-30d；更优选为产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌的注入速度为5-10m3/h、注入量为每米水淹层长度注入10-15m3以及关井时间20-25d。
本发明中，优选地，所述产生物聚合物菌激活剂的配方为蔗糖或糖蜜、玉米浆干粉或硝酸钾、磷酸氢二铵或磷酸二氢铵，更优选为蔗糖、玉米浆干粉和磷酸二氢铵。
优选情况下，所述产生物聚合物菌包括黄原杆菌属、黄单胞杆菌属中的一种或两种，更优选为黄原杆菌属。
本发明中，优选地，所述的水平井水淹段开采阶段完成后是指油井产出液含水达到99％。
优选情况下，所述步骤(3)水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌注入速度为15-25m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入30-80m3以及关井时间10-20d；更优选为产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌的注入速度为15-20m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入40-50m3以及关井时间10-15d。
本发明中，优选地，所述产生物表面活性剂菌激活剂的配方为葡萄糖或淀粉、硝酸铵或硝酸钠、磷酸氢二钾或磷酸二氢铵，更优选为葡萄糖、硝酸铵和磷酸氢二钾。
优选情况下，所述产生物表面活性剂菌为沙雷氏菌属、嗜热脂肪地芽孢杆菌属、短小芽孢杆菌、赤红球菌属中的一种或多种，更优选为赤红球菌属。
本发明中，优选地，所述的方法还包括现场试验效果评价的步骤。
本发明中，优选地，所述步骤(1)中嗜烃菌激活剂或嗜烃菌注入方式为连续式或段塞式，更优选为段塞式。
优选情况下，所述嗜烃菌激活剂或嗜烃菌段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上，更优选为两个。
本发明中，优选地，所述步骤(2)中产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌注入方式为连续式或段塞式，更优选为连续式。
本发明中，优选地，所述步骤(3)中产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌注入方式为连续式或段塞式，更优选为段塞式。
优选情况下，所述产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上，更优选为三个。
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。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
实施例1
胜利油田某区块水平井A12，埋藏深度1072m～1250m，油藏温度75℃，油藏渗透率700×10-3μm2，原油粘度1250mPa.s，地层水矿化度12300mg/L，有效厚度7.2m，水平井段长度180m，水淹层长18m，日产液125m3，含水98.7％，经取样检测产出液中存在假单胞菌2.0×103个/ml，黄原杆菌1.0×103个/ml，沙雷氏菌5.0×103个/ml。利用本发明的方法对该油井实施增油，具体实施步骤如下：
水平井A12的油藏温度75℃，油藏渗透率700×10-3μm2，原油粘度1250mPa.s，地层水矿化度12300mg/L，有效厚度7.2m，水平井段长度180m，水淹层长18m，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
嗜烃菌为假单胞菌，所述嗜烃菌激活剂的配方为蛋白胨2.5wt％、磷酸氢二钾1.0wt％。
水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂的注入速度为10m3/h、注入量为每米水淹层长度注入20m3，注入量为360m3，以及关井时间5d，注入方式为段塞式，段塞数量为2个。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
产生物聚合物菌为黄原杆菌。
产生物聚合物菌激活剂的配方为蔗糖2.3wt％、玉米浆干粉0.5wt％、磷酸氢二铵0.2wt％。
水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂注入速度为5m3/h、注入量为每米水淹层长度注入15m3，注入量为270m3，关井时间25d，注入方式为连续式。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
产生物表面活性剂菌为沙雷氏菌。
产生物表面活性剂菌激活剂的配方为葡萄糖3.2wt％、硝酸铵0.8wt％、磷酸氢二钾0.2wt％。
水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂注入速度为15m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入30m3，注入量为4860m3，关井时间10d，注入方式为连续式。
三个阶段完成后开展现场试验效果分析与评价，截止到2020年6月30日，油井累计增油3250t，含水最低到达75.2％，最高下降了23.5个百分点，有效期达到30个月，投入产出比达到了1：16.2，现场试验效果良好，本发明具体广阔的推广与应用前景。
实施例2
胜利油田某区块水平井A15，埋藏深度1098m～1185m，油藏温度72℃，油藏渗透率950×10-3μm2，原油粘度890mPa.s，地层水矿化度18500mg/L，有效厚度10m，水平井段长度175m，水淹层长12m，日产液100m3，含水98.2％，经取样检测产出液中存在不动杆菌1.0×103个/ml，黄单胞杆菌2.0×103个/ml，嗜热脂肪地芽孢杆菌1.0×102个/ml。利用本发明的方法在该油井实施增油，具体实施步骤如下：
水平井A15的油藏温度72℃，油藏渗透率950×10-3μm2，原油粘度890mPa.s，地层水矿化度18500mg/L，有效厚度10m，水平井段长度175m，水淹层长12m，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
嗜烃菌为不动杆菌，所述嗜烃菌激活剂的配方为硝酸钠1.8wt％、磷酸二氢钾0.8wt％。
水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂的注入速度为12m3/h、注入量为每米水淹层长度注入25m3，注入量为300m3，以及关井时间10d，注入方式为连续式，段塞数量为2。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
产生物聚合物菌为黄单胞杆菌。
产生物聚合物菌激活剂的配方为糖蜜2.1wt％、玉米浆干粉0.3wt％、磷酸二氢铵0.1wt％。
水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂注入速度为12m3/h、注入量为每米水淹层长度注入10m3，注入量为120m3，关井时间15d，注入方式为段塞式，段塞数量为3。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
产生物表面活性剂菌为嗜热脂肪地芽孢杆菌。
产生物表面活性剂菌激活剂的配方为淀粉3.0wt％、硝酸钠1.2wt％、磷酸二氢铵0.3wt％。
水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂注入速度为16m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入50m3，注入量为8150m3，关井时间12d，注入方式为段塞式，段塞数量为3。
三个阶段完成后开展现场试验效果分析与评价，截止到2019年12月30日，油井累计增油3852t，含水最低到达73.0％，最高下降了25.2个百分点，有效期达到34个月，投入产出比达到了1：16.8:，现场试验效果良好，本发明具体广阔的推广与应用前景。
实施例3
胜利油田某区块水平井C10，油藏温度63℃，油藏渗透率1200×10-3μm2，原油粘度850mPa.s，地层水矿化度21500mg/L，有效厚度9.5m，水平井段长度150m，水淹层长16m，日产液120m3，含水99.0％，经取样检测产出液中存在短芽孢杆菌1.0×102个/ml，黄单胞杆菌1.0×103个/ml，短小芽孢杆菌1.0×103个/ml。利用本发明的方法在该油井实施增油，具体实施步骤如下：
水平井C10的油藏温度63℃，油藏渗透率1200×10-3μm2，原油粘度850mPa.s，地层水矿化度21500mg/L，有效厚度9.5m，水平井段长度150m，水淹层长16m，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
嗜烃菌为短芽孢杆菌，所述嗜烃菌激活剂的配方为蛋白胨2.1wt％、磷酸氢二钾0.6wt％。
水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂的注入速度为15m3/h、注入量为每米水淹层长度注入22m3，注入量为352m3，以及关井时间12d，注入方式为段塞式，段塞数量为2。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
产生物聚合物菌为黄单胞杆菌。
产生物聚合物菌激活剂的配方为蔗糖1.2wt％、硝酸钾0.8wt％、磷酸氢二铵0.3wt％。
水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂注入速度为8m3/h、注入量为每米水淹层长度注入12m3，注入量为192m3，关井时间10d，注入方式为连续式。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
产生物表面活性剂菌为短小芽孢杆菌。
产生物表面活性剂菌激活剂的配方为葡萄糖2.2wt％、硝酸钠0.5wt％、磷酸二氢铵0.1wt％。
水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂注入速度为18m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入60m3，注入量为8040m3，关井时间18d，注入方式为段塞式，段塞数量为2。
三个阶段完成后开展现场试验效果分析与评价，截止到2020年6月30日，油井累计增油3780t，含水最低到达74.3％，最高下降了24.7个百分点，有效期达到36个月，投入产出比达到了1：17.5，现场试验效果良好，本发明具体广阔的推广与应用前景。
实施例4
胜利油田某区块水平井C21，油藏温度78℃，油藏渗透率1000×10-3μm2，原油粘度2160mPa.s，地层水矿化度32560mg/L，有效厚度15m，水平井段长度120m，水淹层长10m，日产液80m3，含水99.5％，经取样检测产出液中存在不动杆菌5.0×103个/ml，黄原杆菌5.0×102个/ml，赤红球菌2.0×102个/ml。利用本发明的方法在该油井实施增油，具体实施步骤如下：
水平井C21的油藏温度78℃，油藏渗透率1000×10-3μm2，原油粘度2160mPa.s，地层水矿化度32560mg/L，有效厚度15m，水平井段长度120m，水淹层长10m，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
嗜烃菌为不动杆菌，所述嗜烃菌激活剂的配方为硝酸钠1.5wt％、磷酸二氢钾0.5wt％。
水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂的注入速度为16m3/h、注入量为每米水淹层长度注入28m3，注入量为280m3，以及关井时间8d，注入方式为段塞式，段塞数量为3。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
产生物聚合物菌为黄原杆菌。
产生物聚合物菌激活剂的配方为糖蜜2.0wt％、硝酸钾0.5wt％、磷酸二氢铵0.2wt％。
水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂注入速度为10m3/h、注入量为每米水淹层长度注入18m3，注入量为180m3，关井时间20d，注入方式为连续式。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
产生物表面活性剂菌为赤红球菌。
产生物表面活性剂菌激活剂的配方为淀粉2.5wt％、硝酸铵0.7wt％、磷酸氢二钾0.2wt％。
水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂注入速度为20m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入40m3，注入量为4400m3，关井时间15d，注入方式为连续式。
三个阶段完成后开展现场试验效果分析与评价，截止到2020年2月15日，油井累计增油4230t，含水最低到达71.5％，最高下降了28个百分点，有效期达到38个月，投入产出比达到了1：17.8，现场试验效果良好，本发明具体广阔的推广与应用前景。
实施例5
胜利油田某区块水平井D35，油藏温度80℃，油藏渗透率850×10-3μm2，原油粘度1865mPa.s，地层水矿化度17650mg/L，有效厚度21m，水平井段长度175m，水淹层长15m，日产液150m3，含水98.5％，经取样检测产出液中存在短芽孢杆菌2.0×102个/ml，黄单胞杆菌1.0×102个/ml，赤红球菌1.0×103个/ml。利用本发明的方法在该油井实施增油，具体实施步骤如下：
水平井D35的油藏温度80℃，油藏渗透率850×10-3μm2，原油粘度1865mPa.s，地层水矿化度17650mg/L，有效厚度21m，水平井段长度175m，水淹层长15m，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量。
嗜烃菌为短芽孢杆菌，所述嗜烃菌激活剂的配方为蛋白胨2.7wt％、磷酸二氢钾0.6wt％。
水平井水淹段开采阶段的工艺包括：所述嗜烃菌激活剂的注入速度为20m3/h、注入量为每米水淹层长度注入30m3，注入量为450m3，以及关井时间8d，注入方式为连续式，段塞数量为3。
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段。
产生物聚合物菌为黄单胞杆菌。
产生物聚合物菌激活剂的配方为蔗糖2.5wt％、硝酸钾0.6wt％、磷酸氢二铵0.1wt％。
水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：所述产生物聚合物菌激活剂注入速度为15m3/h、注入量为每米水淹层长度注入20m3，注入量为300m3，关井时间30d，注入方式为连续式。
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
产生物表面活性剂菌为赤红球菌。
产生物表面活性剂菌激活剂的配方为葡萄糖2.0wt％、硝酸钠1.0wt％、磷酸二氢铵0.3wt％。
水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂注入速度为25m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入80m3，注入量为12800m3，关井时间20d，注入方式为段塞式，段塞数量为3。
三个阶段完成后开展现场试验效果分析与评价，截止到2020年5月11日，油井累计增油5360t，含水最低到达70.1％，最高下降了28.4个百分点，有效期达到45个月，投入产出比达到了1：19.2:，现场试验效果良好，本发明具体广阔的推广与应用前景。
Claims (19)
1.一种边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的方法包括以下步骤：
(1)水平井水淹段开采阶段
向水平井水淹段注入嗜烃菌激活剂或嗜烃菌，利用嗜烃菌与水淹段原油的作用，提高水淹段原油产量；
(2)水平井水淹段堵水阶段
水平井水淹段开采阶段完成后，向水平井水淹段注入产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌，利用产生物聚合物菌代谢产生的生物聚合物封堵水淹段；
(3)水平井非水淹段开采阶段
水淹段封堵后，向水平井非水淹段注入产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌，利用产生物表面活性剂菌代谢产生的生物表面活性剂与非水淹段的原油、地层水和岩石的综合作用，实现提高非水淹段原油的产量。
2.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的方法还包括试验油藏的筛选和现场试验效果评价。
3.根据权利要求2所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的试验油藏的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度小于85℃，地层水矿化度＜50000mg/L，油层厚度大于1m，水平井段长度小于200m，水淹层长度小于20m。
4.根据权利要求2所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的现场试验效果评价的指标为增油量、有效期以及投入产出比。
5.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(1)水平井水淹段开采阶段的工艺包括：嗜烃菌激活剂或嗜烃菌的注入速度为10-20m3/h、注入量为每米水淹层长度注入20-30m3以及关井时间5-15d。
6.根据权利要求1或5所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述嗜烃菌激活剂的配方为蛋白胨或硝酸钠、磷酸氢二钾或磷酸二氢钾。
7.根据权利要求1或5所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述嗜烃菌包括假单胞菌属、不动杆菌属、短芽孢杆菌属中的一种或多种。
8.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(2)水平井水淹段堵水阶段的工艺包括：产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌注入速度为5-15m3/h、注入量为每米水淹层长度注入10-20m3以及关井时间10-30d。
9.根据权利要求1或8所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述产生物聚合物菌激活剂的配方为蔗糖或糖蜜、玉米浆干粉或硝酸钾、磷酸氢二铵或磷酸二氢铵。
10.根据权利要求1或8所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的产生物聚合物菌包括黄原杆菌属、黄单胞杆菌属中的一种或两种。
11.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(3)水平井非水淹段开采阶段的工艺包括：所述产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌注入速度为15-25m3/h、注入量为每米非水淹层长度注入30-80m3以及关井时间10-20d。
12.权利要求1或11所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述产生物表面活性剂菌激活剂的配方为葡萄糖或淀粉、硝酸铵或硝酸钠、磷酸氢二钾或磷酸二氢铵。
13.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述产生物表面活性剂菌为沙雷氏菌属、嗜热脂肪地芽孢杆菌属、短小芽孢杆菌、赤红球菌属中的一种或多种。
14.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(1)中嗜烃菌激活剂或嗜烃菌注入方式为连续式或段塞式。
15.根据权利要求14所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述嗜烃菌激活剂或嗜烃菌段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上。
16.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(2)中产生物聚合物菌激活剂或产生物聚合物菌注入方式为连续式或段塞式。
17.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述步骤(3)中产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌注入方式为连续式或段塞式。
18.根据权利要求17所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述产生物表面活性剂菌激活剂或产生物表面活性剂菌段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上。
19.根据权利要求1所述的边底水稠油油藏水平井微生物吞吐方法，其特征在于，所述的水平井水淹段开采阶段完成后是指油井产出液含水达到99％。
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