低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法技术

本发明专利技术提供一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法，属于低渗致密油藏采油技术领域。该方法通过筛选以表面活性剂为主的减阻增注体系、筛选采油微生物和减阻增注体系与微生物进行联注采油，减阻增注体系段塞的作用是利用该体系的较高粘度，降低低渗致密层注入压力，使后续注入的微生物菌液和注入水更多的进入低渗致密层，来提高整个驱替相的波及体积，提高洗油效率，提高综合驱油效果。

Stimulation and Simulation of low permeability tight reservoir by reducing drag and increasing injection and microbial flooding

The invention provides a low permeability tight reservoir with drag reduction and injection and microbial flooding combined injection production method and simulation method, which belongs to the low permeability tight reservoir oil recovery technology field. In this method, the method of screening oil reducing and increasing injection system based on surface active agent, screening oil microorganism and reducing resistance and increasing injection system with microorganism, the effect of reducing resistance and increasing injection system slug is to use the higher viscosity of the system, reduce the injection pressure of low permeability dense layer, and make the later injection of microbial liquid and injected water more. Many of them enter low-permeability tight layer to increase the sweep volume of the whole displacement phase, improve the efficiency of oil washing and improve the comprehensive oil displacement effect.

【技术实现步骤摘要】
低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法
本专利技术涉及低渗致密油藏采油
，特别是指一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法。
技术介绍
由于低渗致密油气藏复杂的地质特征和渗流特征，导致低渗致密油气藏产能低，开发难度大且稳产期短。目前，低渗致密油藏提高采收率的主要方式有：加密井网缩小井距、精细分层注水、水平井开采、压裂酸化、注气开发、表面活性剂驱油及微生物采油。其中，前5点具有经济成本高、产能低、气源不足等特点，随着表面活性剂的研究，成本的下降、性能的提高和驱油工艺上的不断成熟和完善，表面活性剂驱油逐渐表现出巨大的优势。近年来，国内外油价浮动较大，人们着手考虑利用低成本、高效率的原油开采方式。因此，微生物采油技术由于以其物源广泛、成本低、适应性强、作业简单、对地层无伤害和环境友好等优势，得到国内外的普遍重视。微生物提高采收率技术(MEOR)是一种利用微生物或微生物代谢产物提高碳氢化合物油藏的原油采收率的方式。随着现代分子技术的发展，人们发现已开发的油藏几乎均存在丰富的内源微生物，这也是微生物采油技术应用的先决条件。对本源微生物的激活方式可分为两个阶段，首先近井带烃类氧化菌等好氧菌的激活和繁殖，代谢产生有机酸、生物表面活性剂、生物酶等物质，可裂解重质烃类和石蜡，降低油水表面张力，改善原油在流动性；接着在地层厌氧带的产甲烷菌、硫酸盐还原菌等厌氧菌的生长繁殖，代谢产生CO2、N2和CH4等生物气溶于原油，在一定程度上使原油粘度降低。相较与化学驱而言，MEOR技术受到多种因素的影响，如原位地球环境因素(pH、温度和盐度)、操作因素(注入流体的停留时间、注入体积和注入速度等)。
技术实现思路
本专利技术为了提高低渗致密油藏的采收率，提供一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法。该方法包括模拟方法和采油方法两部分，其中，模拟方法包括如下步骤：S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，优选为抽真空的时间为1.5-5小时，再次优选为3.5小时；S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水(以0.1-0.5mL/min速度)，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2-0.8PV，再次优选为0.75PV；S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2-0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5-20天，优选为14天，使菌液发酵与油发生作用；S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：S21制备表面活性剂的减阻增注体系；S22制备采油微生物菌液；S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2-0.8PV，再次优选为0.75PV；S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，优选注入0.2-0.8PV，再次优选为0.3PV。减阻增注体系溶液配方为：以质量浓度(w/v)计，表面活性剂0.01～0.1％、阻垢剂0.003～0.09％、粘土稳定剂0.01～0.2％。表面活性剂为烷基醚硫酸盐、烷基醇醚磺酸盐、双烷基双季胺盐、双烷基三季胺盐、甜菜碱活性剂中的一种或几种；阻垢剂为水溶性聚合物，优选为聚酰胺水溶性聚合物，粘土稳定剂为有机阳离子聚合物，优选为聚季铵盐有机阳离子聚合物。微生物菌液是采用营养物质对采油微生物进行培养后的菌液，采油微生物浓度培养为106-108CFU/ml。采油微生物为不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属、甲烷八叠球菌属中的一种或几种。不动杆菌属、假单胞菌属、脱硫弧菌属、梭菌属和甲烷八叠球菌属首先单独培养成106-108CFU/ml，然后按2:2:1:1:1的体积比进行混合得到微生物菌液。采油微生物所需营养物质包括K2HPO40.3-0.4g/L、KH2PO40.2-0.3g/L、NH4Cl0.4-0.5g/L、MgCl20.4-0.5g/L、CaCl20.2-0.3g/L、NaCl2-3g/L、NaHCO30.7-0.9g/L、酵母浸粉2-4g/L、酪蛋白胨2-4g/L、甲酸钠2-4g/L、乙酸钠2-4g/L和L-半胱氨酸盐酸盐0.3-0.5g/L，溶剂是水，溶液的pH值为7.1-7.5，并且进行煮沸除氧。本专利技术的上述技术方案的有益效果如下：上述方案中，重点是减阻增注体系和微生物联合驱油效果的实验研究，结合以表面活性剂为主的减阻增注体系与微生物驱油的特点，针对低渗致密油藏条件，在实验室开展微生物与减增注阻联合驱油的物理模拟实验。在减阻增注体系和微生物配伍良好的前提下，分别进行单独水驱、微生物驱、减阻增注驱以及微生物与减阻增注联合驱油的物理模拟实验，并能指导现场生产。为了研究减阻增注-微生物联合驱油的作用效果，设计了以下实验方案：水驱→以表活剂为主减阻增注段塞→微生物菌液段塞→后续水驱。减阻增注体系段塞的作用是利用该体系的较高粘度，降低低渗致密层注入压力，使后续注入的微生物菌液和注入水更多的进入低渗致密层，来提高整个驱替相的波及体积，提高洗油效率，提高综合驱油效果。附图说明图1为本专利技术的低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法的岩心物理模拟驱替实验装置图；图2为本专利技术实施例的岩心渗透率10×10-3μm2时提高采收率结果；图3为本专利技术实施例的岩心渗透率50×10-3μm2时提高采收率结果；图4为本专利技术实施例的微观模拟实验结果，其中，(a)为饱和油后的结果，(b)为减阻增注体系段塞后的结果，(c)为微生物菌液段塞后的结果，(d)为后续水驱之后的结果。其中：1-第一驱替泵，2-氮气瓶，3-恒温箱，4-调节阀，5-第一中间容器，6-第二中间容器，7-第三中间容器，8-压力表，9-岩心夹持器，10-回压阀，11-中间容器，12-真空泵，13-第二驱替泵，14-第三驱替泵。具体实施方式为使本专利技术要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及具体实施例进行详细描述。本专利技术提供一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法。该方法包括模拟方法和采油方法两部分，所述模拟方法包括如下步骤：S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，抽真空时间为1.5-5小时；S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；S15本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法，其特征在于：包括模拟方法和采油方法两部分，所述模拟方法包括如下步骤：S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，抽真空时间为1.5‑5小时；S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40‑80℃的条件下恒温12h以上；S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2‑0.8PV；S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2‑0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5‑20天；S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：S21制备表面活性剂的减阻增注体系；S22制备采油微生物菌液；S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2‑0.8PV；S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，注入0.2‑0.8PV。...

【技术特征摘要】
1.一种低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法，其特征在于：包括模拟方法和采油方法两部分，所述模拟方法包括如下步骤：S11选取岩心，将岩心放置在岩心夹持器中抽真空后，饱和氮气，确保岩心中是无氧状态，对岩心饱和模拟地层水，然后测量孔隙度；其中，抽真空时间为1.5-5小时；S12将S11中饱和好模拟地层水的岩心放置在恒温箱中，在40-80℃的条件下恒温12h以上；S13对S12中恒温后的岩心饱和油，进行油驱水，驱替至岩心出口不出水为止，确定原始含油饱和度；S14对S13中饱和油后的岩心恒速注入水，进行水驱油，水驱至岩心出口流出的油综合含水率在98％以上，计算水驱采收率；S15对S14中水驱油后的岩心注入减阻增注体系，注入0.2-0.8PV；S16对S15中处理后的岩心注入微生物菌液体系，注入0.2-0.8PV，关闭岩心两端的进出口；在实验温度下放置5-20天；S17打开岩心两端的进出口，对S16放置后的岩心进行后续水驱至岩心出口综合含水率98％以上，计算最终采收率及各体系注入后提高的采收率；根据模拟结果进行采油，所述采油方法，包括步骤如下：S21制备表面活性剂的减阻增注体系；S22制备采油微生物菌液；S23将S21中制得的减阻增注体系注入低渗致密油藏区块的注水井，进行低浓度表活剂减阻增注驱替；注入0.2-0.8PV；S24将S22中制得的采油微生物菌液注入低渗致密油藏区块的注水井，进行采油微生物后续驱替，注入0.2-0.8PV。2.根据权利要求1所述的低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法，其特征在于：所述减阻增注体系溶液配方为：以质量浓度计，表面活性剂0.01～0.1％、阻垢剂0.003～0.09％、粘土稳定剂0.01～0.2％。3.根据权利要求2所述的低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法，其特征在于：所述表面活性剂为烷基醚...

【专利技术属性】
技术研发人员：朱维耀，岳明，韩宏彦，李华，宋智勇，王雪，刘文超，
申请(专利权)人：北京科技大学，
类型：发明
国别省市：北京,11