一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法技术

本发明专利技术公开了一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法，该方法具体包括以下步骤：聚合物驱油藏的筛选，选取油藏温度小于80℃，且注聚前后注水压力上升超过50％的聚合物驱油藏；内源微生物解堵可行性分析，如果满足内源微生物解堵条件选用内源解堵；如果不满足内源微生物解堵条件，则进行外源微生物的筛选；现场注入工艺优化，优化出现场注入工艺参数；现场施工及效果跟踪；本发明专利技术具有安全环保，本发明专利技术中使用的激活剂无毒无害；现场实验效果好，油藏的注入压力降低幅度超过50％；施工工艺简单、成本低、有效期长，有效期在24个月以上；作用的范围广，不但能解除油井近井地带的堵塞，还能够解除油藏深处的堵塞，因此，可广泛地应用于聚合物驱油藏解堵工艺中。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于石油开采
，具体涉及一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法。技术背景油田经过长期的水驱开发，已经形成了大孔道，为了进一步提高原油采收率，需要向油藏中注入大量的聚合物，但长期大量的注入会引起近井和地层的堵塞，造成油藏渗透率大幅度降低，导致注水压力升高难以正常注水，最终造成地层能量欠缺，严重影响油藏的后续开发效果。目前，常用解除油井聚合物堵塞的方法有以下几种：(1)过氧化氢(双氧水)法，该法处理聚合物堵塞时会有大量气体产生，施工安全性低，处理后期有颗粒物存在造成地层的二次伤害，药剂用量大，成本高；(2)过硫酸铵法，该方法需在60℃以上的温度处理，作用速度较慢，需要48小时以上，处理见效周期短，处理半径小；(3)二氧化氯、次氯酸钠法，该方法具有药剂用量大、成本高、处理见效周期短和处理半径小的缺点。已申请的专利“一种聚合物驱油层解堵剂及其应用”，专利公开号CN1363641A，该专利专利技术也是一种利用次氯酸钠等化学剂组成的解堵剂。申请号：CN201010253315.9，“一种利用产酸菌解除油井堵塞的方法”，该专利是利用产乙酸等小分子酸来解除油井近井地带的堵塞，专利中使用的是产酸菌而不是具有聚合物降解功能菌种，而且专利是针对油井近井区的解堵，而不是针对地层深部的聚合物解堵，目前尚没有聚合物驱引起的地层堵塞的生物技术解堵的相关报道。
技术实现思路
本专利技术的目的在于克服现有技术的不足，提供一种聚合物驱油层微生物解堵技术及其使用方法，本专利技术将具有解堵功能的微生物及其营养物一起注入到聚合物驱油藏中，利用微生物在油藏中的代谢活动降解聚合物堵塞物，以达到解堵增注的目的。一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：(1)聚合物驱油藏的筛选选取油藏温度小于80℃，且注聚后注水压力比注聚前上升超过50％的聚合物驱油藏。(2)内源微生物解堵可行性分析内源微生物解堵可行性分析具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样不少于1L；在水样中加入聚丙烯酰胺和激活剂；在模拟油藏温度条件下培养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定；如果内源激活后水样粘度降低超过80％，则选取内源微生物进行油藏的解堵。(3)外源微生物的筛选如果上述内源微生物激活后水样的粘度降低低于80％，则进行外源微生物的筛选，外源微生物筛选的具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样不少于1L；在水样中加入聚丙烯酰胺、外源微生物和营养物；在模拟油藏温度条件下培养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定；筛选出水样粘度降低超过80％的外源微生物。(4)现场注入工艺优化激活剂或外源微生物注入量优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；③饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模拟岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注入质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV(孔隙体积)～0.2PV聚丙烯酰胺溶液；⑥注入不同量的激活剂或微生物，培养15d；⑦二次水驱，检测岩心的注入压力，根据注入压力的变化情况确定激活剂或外源微生物的最佳注入量。激活剂或外源微生物注入方式优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；③饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模拟岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注入质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV～0.2PV聚丙烯酰胺溶液；⑥按照不同的方式注入激活剂或外源微生物，激活剂或外源微生物的注入量为上述优化出的注入量，培养15d；⑦二次水驱，检测岩心的注入压力，根据注入压力的变化情况确定激活剂或外源微生物的最佳注入方式。(5)现场施工及效果跟踪按照上述优化出的工艺参数进行现场施工，施工完成后进行效果跟踪分析，分析油井注入压力的变化。其中，步骤(2)中所述的在水样中加入聚丙烯酰胺，其投加量为质量浓度0.01％～0.03％。所述的激活剂由糖蜜、玉米浆和磷酸钾组成，质量浓度分别为4％～6％、2％～3％和0.5％～0.8％。步骤(3)中所述的在水样中加入聚丙烯酰胺，其投加量为质量浓度0.02％～0.04％。步骤(3)中所述的在水样中加入外源微生物，其投加量为质量浓度3％～5％。所述的营养物由糖蜜、酵母粉和磷酸氢二钾组成，质量浓度分别为3％～5％、1％～2％和0.2％～0.5％。所述的外源微生物为嗜热芽孢杆菌、嗜热硫酸盐还原菌和假单胞菌中的一种。本专利技术与现有技术相比的优点和有益效果：(1)安全环保，本专利技术中使用的激活剂无毒无害；(2)现场实验效果好，油藏的注入压力降低幅度超过50％；(3)施工工艺简单、成本低、有效期长，有效期在24个月以上；(4)作用的范围广，不但能解除油井近井地带的堵塞，还能够解除油藏深部的堵塞。具体实施方式下面结合具体实施例对本专利技术进行进一步描述，但本专利技术的保护范围并不仅限于此：实施1，以胜利油田区块F为例胜利油田区块F为高渗透率、中高粘度、高矿化度的疏松砂岩油藏，油藏温度65℃，孔隙度34.0％，孔隙体积3.6×104m3，可采储量3.6×104t，该区块自2009年8月开始实施聚合物驱，实施聚合物驱前注入压力为6.2MPa，截止2011年12月注入压力上升至11.3MPa，2012年3月开始利用本专利技术的方法进行油藏的解堵，具体实施步骤为：(1)聚合物驱油藏的筛选区块F油藏温度为65℃，注聚前后注水压力上升82.2％，符合聚合物驱油藏的筛选条件。(2)内源微生物解堵可行性分析内源微生物解堵可行性分析具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样1L；在水样中加入质量浓度为0.01％的聚丙烯酰胺和质量浓度为4％的糖蜜、质量浓度为2％的玉米浆和质量浓度为0.5％的磷酸钾；在模拟油藏温度条件下培养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定。培养前水样粘度为176mPa.s，内源激活后水样粘度为32mPa.s，降低幅度为81.8％，降低幅度超过80％，则选取内源微生物进行油藏的解堵。(3)现场注入工艺优化激活剂注入量优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心渗透率本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：(1)聚合物驱油藏的筛选选取油藏温度小于80℃，且注聚后注水压力比注聚前上升超过50％的聚合物驱油藏；(2)内源微生物解堵可行性分析内源微生物解堵可行性分析具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样不少于1L；在水样中加入聚丙烯酰胺和激活剂；在模拟油藏温度条件下培养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定；如果内源激活后水样粘度降低超过80％，则选取内源微生物进行油藏的解堵；(3)外源微生物的筛选如果上述内源微生物激活后水样的粘度降低低于80％，则进行外源微生物的筛选，外源微生物筛选的具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样不少于1L；在水样中加入聚丙烯酰胺、外源微生物和营养物；在模拟油藏温度条件下培养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定；筛选出水样粘度降低超过80％的外源微生物；(4)现场注入工艺优化激活剂或外源微生物注入量优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；③饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模拟岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注入质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV(孔隙体积)～0.2PV聚丙烯酰胺溶液；⑥注入不同量的激活剂或微生物，培养15d；⑦二次水驱，检测岩心的注入压力，根据注入压力的变化情况确定激活剂或外源微生物的最佳注入量；激活剂或外源微生物注入方式优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；③饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模拟岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注入质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV～0.2PV聚丙烯酰胺溶液；⑥按照不同的方式注入激活剂或外源微生物，激活剂或外源微生物的注入量为上述优化出的注入量，培养15d；⑦二次水驱，检测岩心的注入压力，根据注入压力的变化情况确定激活剂或外源微生物的最佳注入方式；(5)现场施工及效果跟踪按照上述优化出的工艺参数进行现场施工，施工完成后进行效果跟踪分析，分析油井注入压力的变化。...

【技术特征摘要】
1.一种聚合物驱油藏微生物解堵的方法，其特征在于，该方法具体包括以下
步骤：
(1)聚合物驱油藏的筛选
选取油藏温度小于80℃，且注聚后注水压力比注聚前上升超过50％的聚合物
驱油藏；
(2)内源微生物解堵可行性分析
内源微生物解堵可行性分析具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样
不少于1L；在水样中加入聚丙烯酰胺和激活剂；在模拟油藏温度条件下培养15d；
培养时间完后对水样进行粘度测定；如果内源激活后水样粘度降低超过80％，则
选取内源微生物进行油藏的解堵；
(3)外源微生物的筛选
如果上述内源微生物激活后水样的粘度降低低于80％，则进行外源微生物的
筛选，外源微生物筛选的具体步骤为：首先进行现场取样，取油井的水样不少于
1L；在水样中加入聚丙烯酰胺、外源微生物和营养物；在模拟油藏温度条件下培
养15d；培养时间完后对水样进行粘度测定；筛选出水样粘度降低超过80％的外
源微生物；
(4)现场注入工艺优化
激活剂或外源微生物注入量优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩心
渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；③
饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模拟
岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注入
质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV(孔隙体积)～0.2PV聚丙烯酰胺溶
液；⑥注入不同量的激活剂或微生物，培养15d；⑦二次水驱，检测岩心的注入

\t压力，根据注入压力的变化情况确定激活剂或外源微生物的最佳注入量；
激活剂或外源微生物注入方式优化，其优化方法如下：①填装模拟岩心，岩
心渗透率为试验区块油藏的渗透率；②模拟岩心抽真空、饱和试验区块地层水；
③饱和试验区块原油，饱和至岩心出口产出液含油100％，岩心老化7天；④模
拟岩心一次水驱，水驱至采出液含水至目前试验区块产出液平均含水率值；⑤注
入质量浓度为0.02％～0.03％，注入量为0.1PV～0.2PV聚丙烯酰胺溶液；⑥按照
不同的方式注入激活剂或外源微生物，激活剂或外源微生物的注入量为上述优化
出的注入量，培...

【专利技术属性】
技术研发人员：汪卫东，林军章，王静，宋欣，段传慧，徐闯，巴燕，刘涛，潘永强，徐鹏，张守献，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院，
类型：发明
国别省市：北京;11