技术领域
[0001] 本发明属于油藏开发技术领域，具体是一种利用微生物复合压驱提高低渗透油藏采收率的方法。
相关背景技术
[0002] 低渗透油藏分布较广，总含油量巨大，约占全国石油储备量的一半以上，同时，低渗透油田的产能建设规模已占到油田产能建设规模总量的70％以上。因此，在石油需求日益增大的今天，低渗透油田的开发有着重要意义。但低渗透油藏储层物性差、渗透率低、非均质性严重、粘土矿物含量高、储层敏感性强、孔隙结构复杂、贾敏效应严重等原因，导致注水启动压力高、毛细管阻力大、注水量低，并且细小孔喉的剩余油无法有效启动。
[0003] 目前油藏开发常用的聚合物驱和化学驱这两种方式，由于低渗透油藏孔喉小，聚合物的高粘弹性会使注入压力上升很快，故以聚合物实现流度控制扩大波及的提高采收率方法应用于低渗透油藏风险较大。化学驱可以在一定程度上解决低渗油藏开采问题，但不能扩大波及范围，而且容易加剧水窜。因此，需要研发经济高效的技术手段来提高低渗透油藏开发效果。
[0004] 授权专利号“CN202011623961.X”，名称为“一种应用微生物提高低渗透油藏采收率的方法”，包括试验区筛选、复合微生物驱油菌液筛选和性能评价、注入参数优化、注入第一个复合微生物驱油菌液、营养液混合物段塞到目的油层、聚合物调剖、微生物吞吐、注入第二个复合微生物驱油菌液、营养液混合物段塞、注入第三个微生物菌液、营养液混合物段塞和现场试验效果评价。该方法通过微生物驱油结合聚合物调剖、微生物吞吐的配套技术，极大程度地改善了微生物开发效果；最终达到提高油藏采收率，深化微生物驱油机理及适用条件认识的目的。缺点：该专利没有考虑聚合物的注入问题，而且渗透率大于10mD，不适合渗透率小于10mD的低渗透油藏。
具体实施方式
[0052] 以下结合附图1，进一步说明本发明一种利用微生物复合压驱提高低渗透油藏采收率的方法的具体实施方式。本发明一种利用微生物复合压驱提高低渗透油藏采收率的方法不限于以下实施例的描述。
[0053] 实施例1：
[0054] 本实施例给出一种利用微生物复合压驱提高低渗透油藏采收率的方法的具体实施方式，如图1所示，包括以下步骤：
[0055] S1试验区块筛选；
[0056] S2微生物体系筛选及性能评价；
[0057] S3压驱注入工艺优化；
[0058] S4现场应用。
[0059] 进一步的，步骤S1中，试验区块筛选原则为：
[0060] 油藏温度≤95℃，渗透率≤10mD，地层水矿化度≤150000mg/L，油水井井距≥100m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃。
[0061] 进一步的，步骤S2中，根据油藏生产矛盾筛选微生物体系，并对筛选得到的微生物体系进行性能评价。
[0062] 进一步的，筛选得到的微生物体系包括产生物表面活性剂菌和生物酶。
[0063] 进一步的，产生物表面活性剂菌包括假单胞菌属、芽孢杆菌属、沙雷氏菌属、赤红球菌属中的一种或多种。
[0064] 进一步的，产生物表面活性剂菌为假单胞菌属或芽孢杆菌属，浓度0.5％～1.5％。
[0065] 进一步的，生物酶为乙酰木聚糖脂酶、烷基琥珀酸合酶、甘油酯水解酶中的一种或多种。
[0066] 进一步的，生物酶为乙酰木聚糖脂酶或烷基琥珀酸合酶，浓度0.01％～0.1％。
[0067] 进一步的，性能评价，包括降粘率性能评价、界面张力性能评价、界面润湿性性能评价和静态渗吸效率性能评价。
[0068] 进一步的，降粘率性能评价方法为：
[0069] 利用粘度测试仪测试不同微生物体系作用后原油粘度，降粘率性能评价标准为降粘率≥90％。
[0070] 进一步的，界面张力性能评价方法为：
[0071] 利用旋滴法使用旋转界面张力仪，测试不同微生物体系与煤油界面张力，界面张力性能评价标准为界面张力≤0.01mN/m。
[0072] 进一步的，界面润湿性性能评价方法为：
[0073] 制作疏水载玻片，将微生物体系滴在载玻片上，观察接触角变化，优选条件下接触角50°～80°
[0074] 进一步的，静态渗吸效率性能评价方法为：
[0075] 首先测试岩心渗透率和孔隙度，将岩心编号，称量岩心质量，将岩心柱浸没在配制模拟油的抽滤瓶中，使用真空泵抽吸12h以上,在地层温度下老化2周以上,记录饱和老化后岩心柱质量；
[0076] 然后将饱和老化后的岩心装入具塞渗吸瓶，加入不同的微生物体系，密封静置，每天记录出油体积，持续记录7d以上,记录最终出油体积，从而得出静态渗析采收率，静态渗析采收率计算公式为：
[0077] ω＝V·ρ·100％/(m1‑m2)，
[0078] 其中，ω为静态渗析采收率，V为最终出油体积，m1为岩心质量，m2为饱和老化后岩心柱质量。
[0079] 进一步的，静态渗析采收率≥40％。
[0080] 进一步的，模拟油为老化油与煤油以1：1的比例混合得到。
[0081] 进一步的，步骤S3中，根据油藏渗透率、厚度、井距，确定压驱注入量及注入速度。
[0082] 进一步的，压驱注入量和注入速度，具体确定标准如下：
[0083] ①当油藏厚度≥5m、渗透率5～10mD、井距≥300m时，压驱注入量(3～5)×104m3，排3
量1.5～2m/min；
[0084] ②当油藏厚度≥5m、渗透率≤5mD、井距≤300m时，压驱注入量(2～3)×104m3，排量3
1～1.5m/min；
[0085] ③当油藏厚度≤5m、渗透率5～10mD、井距≥300m时，压驱注入量(2～3)×104m3，排3
量1～1.5m/min；
[0086] ④当油藏厚度≤5m、渗透率≤5mD、井距≤300m时，压驱注入量(1～2)×104m3，排量3
0.5～1m/min。
[0087] 进一步的，步骤S4中，按照步骤S3中优化的注入工艺注入，实时监控压力，并根据注入压力和油井套压调整注入工艺。
[0088] 进一步的，注入前注水井更换为600型井口，油井更换为350型或600型井口，并关井。
[0089] 进一步的，注入后更换生产井口，对现场效果跟踪分析。
[0090] 进一步的，根据注入压力和油井套压调整注入工艺，调整方法如下：
[0091] 当水井注入压力≥50MPa停止注入，待压力降低到30MPa以下时重新开始注入，再3
次注入时采用低排量0.5m/min注入，然后逐渐恢复到设定排量；
[0092] 当油井套压≥25MPa停止注入，待压力降低到10MPa以下时重新开始注入，再次注入时采用低排量0.5m3/min注入，然后逐渐恢复到设定排量。
[0093] 实施例2
[0094] 胜利油田某区块A，油藏温度90℃，埋藏深度2072m～2250m，油藏厚度8m，渗透率10mD，地面原油粘度150mPa.s，地层水矿化度50000mg/L，油水井井距300m～360m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃。利用本发明对该区块A中的一个井组实施微生物复合压驱提高该井组采收率，具体实施步骤如下：
[0095] (1)试验区块筛选
[0096] 筛选试验区块油藏温度90℃，渗透率10mD，地层水矿化度50000mg/L，油水井井距300m～360m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
[0097] (2)微生物体系筛选及性能评价
[0098] 微生物体系包括产生物表面活性剂菌和生物酶，可以降低原油粘度、水井降压增注和降低油水界面张力。
[0099] 产生物表面活性剂菌为假单胞菌属，浓度0.5％；生物酶为乙酰木聚糖脂酶，浓度0.02％。
[0100] 评价微生物体系性能，原油降粘率95％、界面张力0.005mN/m、接触角60°、静态渗析采收率45％，满足体系性能标准。
[0101] 表1微生物体系性能评价
[0102]
[0103] (3)压驱注入工艺优化
[0104] 油藏厚度8m，渗透率10mD，油水井井距300m～360m，压驱注入量3×104 m3，排量3
1.5m/min。
[0105] (4)现场应用
[0106] 实施压驱首先更换油水井井口，注水井更换600型井口，油井更换350型井口并关井。按照上述优化的注入工艺注入，压驱过程中实时监控压力，压力
[0107] 数据见下表。
[0108] 表2压驱注入过程中油水井压力变化
[0109] 3排量，m/min 1.5 1.5 1.5
3 4 4 4
注入量，m 1×10 2×10 3×10
水井压力，MPa 36 42 45
油井套压，MPa 15 18 19
[0110] 水井注入压力和油井套压均为超出范围，因此在注入过程中未进行注入方式调整。完成注入后更换生产井口，开始正常生产，油井含水下降25％，井组増油2500t以上，投入产出比大于1:18。
[0111] 实施例3
[0112] 胜利油田某区块B，油藏温度80℃，埋藏深度1800m～2100m，油藏厚度6.2m，渗透率4.6mD，地面原油粘度286mPa.s，地层水矿化度80000mg/L，油水井井距210m～260m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃。利用本发明对该区块B中的一个井组实施微生物复合压驱提高该井组采收率，具体实施步骤如下：
[0113] (1)试验区块筛选
[0114] 筛选试验区块油藏温度80℃，渗透率4.6mD，地层水矿化度80000mg/L，油水井井距210m～260m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
[0115] (2)微生物体系筛选及性能评价
[0116] 微生物体系包括产生物表面活性剂菌和生物酶，可以降低原油粘度、水井降压增注和降低油水界面张力。
[0117] 产生物表面活性剂菌为芽孢杆菌属，浓度0.8％；生物酶为乙酰木聚糖脂酶，浓度0.05％。
[0118] 评价微生物体系性能，原油降粘率92％、界面张力0.008mN/m、接触角62°、静态渗析采收率48％，满足体系性能标准。
[0119] 表3微生物体系性能评价
[0120]
[0121] (3)压驱注入工艺优化
[0122] 油藏厚度6.2m，渗透率4.6mD，油水井井距210m～260m，压驱注入量2.5×104m3，排3
量1.2m/min。
[0123] (4)现场应用
[0124] 实施压驱首先更换油水井井口，注水井更换600型井口，油井更换350型井口并关井。按照上述优化的注入工艺注入，压驱过程中实时监控压力，压力数据见下表。
[0125] 表4压驱注入过程中油水井压力变化
[0126]
[0127]
[0128] 水井注入量1.5×104m3时注入压力达到50MPa，停止注入，待压力恢复到待压力降3
低到30MPa以下时重新开始注入，再次注入时采用低排量0.5m/min注入，然后逐渐恢复到设定排量。
[0129] 表5压驱再次注入过程中油水井压力变化
[0130] 3排量，m/min 0.5 1.0 1.2
3 4 3 4 3 4 3
注入量，m 1.5×10m 2×10m 3×10m
水井压力，MPa 39 42 45
油井套压，MPa 15 16 17
[0131] 完成注入后更换生产井口，开始正常生产，油井含水下降22％，井组増油1600t以上，投入产出比大于1:16。
[0132] 实施例4
[0133] 胜利油田某区块C，油藏温度75℃，埋藏深度1720m～1850m，油藏厚度4.2m，渗透率8.5mD，地面原油粘度175mPa.s，地层水矿化度62000mg/L，油水井井距320m～350m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃。利用本发明对该区块C中的一个井组实施微生物复合压驱提高该井组采收率，具体实施步骤如下：
[0134] (1)试验区块筛选
[0135] 筛选试验区块油藏温度75℃，渗透率8.5mD，地层水矿化度62000mg/L，油水井井距320m～350m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
[0136] (2)微生物体系筛选及性能评价
[0137] 微生物体系包括产生物表面活性剂菌和生物酶，可以降低原油粘度、水井降压增注和降低油水界面张力。
[0138] 产生物表面活性剂菌为芽孢杆菌属，浓度1％；生物酶为烷基琥珀酸合酶，浓度0.05％。
[0139] 评价微生物体系性能，原油降粘率92％、界面张力0.002mN/m、接触角68°、静态渗析采收率43％，满足体系性能标准。
[0140] 表6微生物体系性能评价
[0141]
[0142] (3)压驱注入工艺优化
[0143] 油藏厚度4.2m，渗透率8.5mD，油水井井距320m～350m，压驱注入量2.5×104m3，排3
量1.2m/min。
[0144] (4)现场应用
[0145] 实施压驱首先更换油水井井口，注水井更换600型井口，油井更换350型井口并关井。按照上述优化的注入工艺注入，压驱过程中实时监控压力，压力数据见下表。
[0146] 表7压驱注入过程中油水井压力变化
[0147]
[0148]
[0149] 油井套压≥25MPa停止注入，待压力降低到10MPa以下时重新开始注入，再次注入3
时采用低排量0.5m/min注入，然后逐渐恢复到设定排量。
[0150] 表8压驱注入过程中油水井压力变化
[0151] 3排量，m/min 0.5 1.2
3 4 4
注入量，m 2×10 2.5×10
水井压力，MPa 36 43
油井套压，MPa 10 16
[0152] 完成注入后更换生产井口，开始正常生产，油井含水下降22％，井组増油1600t以上，投入产出比大于1:16。
[0153] 实施例5
[0154] 胜利油田某区块D，油藏温度85℃，埋藏深度1900m～2200m，油藏厚度3.9m，渗透率4.2mD，地面原油粘度86mPa.s，地层水矿化度50000mg/L，油水井井距180m～230m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃。利用本发明对该区块D中的一个井组实施微生物复合压驱提高该井组采收率，具体实施步骤如下：
[0155] (1)试验区块筛选
[0156] 筛选试验区块油藏温度85℃，渗透率4.2mD，地层水矿化度50000mg/L，油水井井距180m～230m，未实施压裂，试验区块相对封闭，边底水不活跃，符合本发明筛选标准，可以实施本发明。
[0157] (2)微生物体系筛选及性能评价
[0158] 微生物体系包括产生物表面活性剂菌和生物酶，可以降低原油粘度、水井降压增注和降低油水界面张力。
[0159] 产生物表面活性剂菌为芽孢杆菌属，浓度1.2％；生物酶为乙酰木聚糖脂酶，浓度0.03％。
[0160] 评价微生物体系性能，原油降粘率96％、界面张力0.004mN/m、接触角66°、静态渗析采收率43％，满足体系性能标准。
[0161] 表9微生物体系性能评价
[0162]
[0163] (3)压驱注入工艺优化
[0164] 油藏厚度3.9m，渗透率4.2mD，油水井井距180m～230m，压驱注入量1.5×104m3，排3
量0.8m/min。
[0165] (4)现场应用
[0166] 实施压驱首先更换油水井井口，注水井更换600型井口，油井更换350型井口并关井。按照上述优化的注入工艺注入，压驱过程中实时监控压力，压力数据见下表。
[0167] 表10压驱注入过程中油水井压力变化
[0168] 3排量，m/min 0.8 0.8 0.8
3 4 4 4
注入量，m 0.5×10 1×10 1.5×10
水井压力，MPa 39 42 45
油井套压，MPa 12 13 15
[0169] 完成注入后更换生产井口，开始正常生产，油井含水下降24％，井组増油1800t以上，投入产出比大于1:19。
[0170] 工作原理：如图1所示，本发明针对低渗透油藏开采矛盾，首先筛选微生物驱油体系，可以降低原油粘度、水井降压增注和降低油水界面张力的作用；然后优化压驱注入量和注入速度，采用压驱的方式注水不仅可以实现低渗透油藏快速注水补充地层能量的作用，而且还可以在地层中形成大量微裂缝。微生物在压驱的富裕压力下进入微裂缝中，利用渗析作用将小孔隙中的剩余油进行置换到较大孔隙中，在后续水驱过程中，原油被采出从而达到提高采收率的目的。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。
[0171] 以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单推演或替换，都应当视为属于本发明的保护范围。
