專利名稱：一種抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物及其應(yīng)用的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種利用微生物抑制硫酸鹽菌的方法，特別涉及一種利用本源微生物
抑制硫酸鹽還原菌同時(shí)提高原油采收率的營(yíng)養(yǎng)物及其應(yīng)用。
背景技術(shù)：
在二次、三次采油過(guò)程的地面水和地層水中存在著多種本源菌，其中對(duì)油田地面
采油系統(tǒng)危害最大的是硫酸鹽還原菌(Sulfate Reducing Basteria，簡(jiǎn)寫(xiě)SRB)，硫酸鹽還
原菌SRB是一群能在厭氧條件下將硫酸鹽還原成硫化氫的多種細(xì)菌的總稱，包括脫硫弧菌
屬(Desultphovibrio)和脫硫腸狀菌屬(Desulphfotomaculum)的細(xì)菌，廣泛存在于油田污
水回注系統(tǒng)和油層缺氧環(huán)境中。SRB菌群的活動(dòng)可產(chǎn)生毒性氣體H^，使地層產(chǎn)出的油中攜
帶H2S，威脅人身安全，增加設(shè)備腐蝕，并降低了原油的市場(chǎng)價(jià)格，另外，硫酸鹽還原菌代謝
活動(dòng)所形成的次生產(chǎn)物FeS還會(huì)對(duì)地層造成非選擇性堵塞，進(jìn)一步加劇現(xiàn)場(chǎng)管道和設(shè)備的
腐蝕。SRB腐蝕堵塞機(jī)理如下 4Fe — 4Fe2++8e 陰極過(guò)程 8H20 — 8H++80H— 水電離 8H++8e — 8H 陰極過(guò)程 8042—+8H — S2—+4H20 細(xì)菌(SRB)的陰極去極化 Fe2++S2— — FeS 腐蝕產(chǎn)物 3Fe2++60H_ — 3Fe (OH) 2 腐蝕產(chǎn)物 總反應(yīng)式4Fe+S042—+4H20 — 3Fe (OH) 2+FeS+20H— CN1095705、 CN1583177、 CN2729050、 CN101112199、 CN101116447、 CN101120682、 CN101138344、 CN101142924、 CN101147494描述了用物理或化學(xué)法直接殺滅SRB的方法，物 理方法殺菌作用區(qū)域小，存在硫酸鹽還原菌殺滅率低、油田設(shè)備仍然遭受硫離子腐蝕；直接 作用以殺滅SRB的化學(xué)藥劑毒性大，長(zhǎng)期使用不僅污染環(huán)境、也易使SRB產(chǎn)生耐藥性。例如 CN2729050采用新型電解法除去硫酸鹽還原菌；CN101112199采用載銀電氣石的抑制硫酸 鹽還原菌粉劑，電氣石為納米或亞微米級(jí)，利用表面改性和離子交換以及固相合成法，不僅 增加了電氣石載銀量，而且提高了抑制菌劑的殺菌效果，解決了現(xiàn)有有機(jī)抗菌劑的安全性 差問(wèn)題，但仍存在抗菌劑耐熱性差、易分解和使用壽命短的缺陷；CN1583177涉及控制油田 硫酸鹽還原菌生長(zhǎng)腐蝕的殺菌方法，其特征是采用比硫酸鹽電勢(shì)低，能優(yōu)先得到電子，減少 S2—生成量的硝酸鹽類(lèi)為主劑與季銨鹽類(lèi)殺菌劑的復(fù)配物作為"電子接收體"和"環(huán)境抑制 劑"，隨注入水加注到地層，通過(guò)抑制硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)環(huán)境和改變腐蝕發(fā)生途徑，從而 減少由硫酸鹽還原菌引起的腐蝕量，但該外加劑需每天連續(xù)加入，且只能抑制硫酸鹽還原 菌的生長(zhǎng)環(huán)境和改變腐蝕發(fā)生途徑，無(wú)法激活地層水中的本源微生物來(lái)提高原油采收率。
CN101235359涉及抗硫酸鹽還原菌的微生物菌劑，是一種由能夠分泌抗生素的細(xì) 菌即粘細(xì)菌、鏈霉菌和芽孢桿菌中的一種或幾種，經(jīng)過(guò)培養(yǎng)形成單個(gè)或混合的菌液產(chǎn)品，或 發(fā)酵后形成單個(gè)或混合發(fā)酵液及其提取濃縮液產(chǎn)品，該微生物菌劑能夠完全抑制膜垢中有害細(xì)菌的生長(zhǎng)；可減少化學(xué)藥劑的使用，利于生態(tài)環(huán)境的保護(hù)；特別適用于油田回注水系統(tǒng)、各種循環(huán)水系統(tǒng)、中央空調(diào)冷卻水系統(tǒng)中的硫酸鹽還原菌腐蝕的防治，但它利用的是外源微生物抑制SRB的生長(zhǎng)。 CN1920004A公開(kāi)了一種控制油田硫酸鹽還原菌危害的微生物制劑及其應(yīng)用方法，
其采用包括反硝化菌培養(yǎng)物(反硝化菌和水)、營(yíng)養(yǎng)元素(硝酸鹽、亞硝酸鹽或磷酸鹽)、協(xié)
同營(yíng)養(yǎng)元素(鉬酸鹽或鎢酸鹽)的微生物制劑投入待處理水中，使反硝化細(xì)菌競(jìng)爭(zhēng)抑制SRB
的生長(zhǎng)，阻止SRB產(chǎn)生H2S，并去除系統(tǒng)中已經(jīng)存在的硫化物，利用代謝產(chǎn)物N2和表面活性
劑等提高油井采收率，該方法也屬于利用外源生物制劑抑制SRB的生長(zhǎng)方法。 CN101011066公開(kāi)了一種抑制油田地面水中硫酸鹽還原菌活性的方法及所使用的
藥劑，其采用由硝酸鹽類(lèi)和鉬酸鹽組成的抑制藥劑，通過(guò)向油田地面水中添加配制好的抑
制藥劑母液水中硫酸鹽還原菌的活性，但此發(fā)明未涉及向地層水中投加抑制藥劑以激活反
硝化菌活性，抑制硫酸還原菌的生長(zhǎng)方法；CN1273509公布了一種用分泌殺菌劑的細(xì)菌抑
制硫酸鹽還原菌及介導(dǎo)的降解作用的方法，主要應(yīng)用于抑制硫酸鹽還原菌在金屬、混凝土、
灰漿或其他易腐蝕或降解的表面上的生長(zhǎng)過(guò)程。 CN1995694涉及一種提高原油采收率的污水注入本源微生物的驅(qū)油方法，本發(fā)明利用長(zhǎng)期注水過(guò)程中帶入油藏并適應(yīng)了油藏環(huán)境的各種微生物驅(qū)油，避免了微生物與油藏適應(yīng)性問(wèn)題，但該發(fā)明缺陷在于在向地層施工期間，由于采用好氧發(fā)酵形式，引起好氧菌與厭氧菌在地層中出現(xiàn)生存競(jìng)爭(zhēng)，由于反硝化菌是厭氧菌，因而難以在地層中生長(zhǎng)，當(dāng)有益微生物被消耗的濃度低于10-103個(gè)/mL時(shí)，需在地面重新培養(yǎng)至濃度3X 108后再進(jìn)行返注補(bǔ)充，這種利用本微生物在地面發(fā)酵又返注地層的方法，增加了營(yíng)養(yǎng)液成本；其次，施工過(guò)程始終需要提供一定的溶氧濃度，由于利用地下或已采出的輕質(zhì)原油作為碳源，注入的空氣會(huì)加重管線及設(shè)備的腐蝕，既增大了施工成本，同時(shí)還可能引起高溫油藏發(fā)生燃燒；而且注入過(guò)程要求硫酸鹽還原菌最高量值要小于1(f個(gè)/mL，對(duì)可選用的水質(zhì)適用范圍更窄。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明目的之一在于提供一種成本低廉、利用激活地層水或油田地面水中有益本源微生物來(lái)抑制硫酸鹽還原菌生長(zhǎng)并達(dá)到增產(chǎn)原油目的的營(yíng)養(yǎng)物，該營(yíng)養(yǎng)物由糖蜜、磷酸鹽、硫酸鹽及銨鹽組成。 本發(fā)明目的之二在于提供一種利用該營(yíng)養(yǎng)物抑制油田水中硫酸鹽還原菌的方法，該方法不需要向地層中注入空氣，利用營(yíng)養(yǎng)物在兼性厭氧條件下，將地層水或油田地面水的本源微生物激活，使微生物在生長(zhǎng)代謝過(guò)程中產(chǎn)酸、產(chǎn)氣、產(chǎn)表面活性物質(zhì)，利用生物生長(zhǎng)環(huán)境或反硝化菌來(lái)抑制硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)，阻止硫酸鹽還原菌產(chǎn)生硫化氫，去除系統(tǒng)中已經(jīng)存在的硫化物，提高原油采收率。 本發(fā)明所激活的本源菌群中的反硝化菌是指有反硝化(脫氮)作用的細(xì)菌，也叫脫氮菌(Denitrifying Bacteria,DNB)。它們以含氮化合作為終端電子受體，由于硝酸鹽還原酶在足量氧供應(yīng)的環(huán)境下不能形成，這類(lèi)細(xì)菌一般生活在較為厭氧的條件下，因此在油層缺氧環(huán)境中可以發(fā)現(xiàn)脫氮菌。在硝酸鹽和揮發(fā)性脂肪酸等有機(jī)物存在的條件下，異養(yǎng)脫氮菌迅速繁殖，一方面可以代謝產(chǎn)生大量的N2， C02和N20等氣體以及增粘劑等利于驅(qū)油的物質(zhì)，另一方面可以清除掉體系中的硫化物，同時(shí)通過(guò)生存競(jìng)爭(zhēng)抑制硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)，抑制新的硫化物的產(chǎn)生，降低毒性氣體H2S對(duì)生產(chǎn)設(shè)備的腐蝕以及FeS等不溶性硫化物對(duì) 地層造成的傷害。當(dāng)油層缺少揮發(fā)性脂肪酸等可溶性有機(jī)底物時(shí)，地層中的硫酸鹽又可以 被硫酸鹽還原菌利用，這樣反硝化菌屬的脫氮硫桿菌(Thiobacillus denitrificans)和硫 酸鹽還原菌構(gòu)成了共生關(guān)系，脫氮硫桿菌也可抑制H^的產(chǎn)生。同時(shí)利用本源微生物產(chǎn)生 利于驅(qū)油的有機(jī)酸、^、表面活性劑等代謝產(chǎn)物提高原油采收率。
本發(fā)明的目的是由如下方案實(shí)現(xiàn)的 伴隨油田長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)的過(guò)程，油田地面水或地層水中已形成了較為穩(wěn)定的微生 物群落。在注水量相對(duì)穩(wěn)定的情況下，地層水中微生物群落在種類(lèi)和數(shù)量上相對(duì)不變，在較 深的地層中，由于溫度和壓力較高，微生物群落的結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單；而在較淺的地層中，由于 地層溫度低于IO(TC ，其中的微生物群落較為復(fù)雜，類(lèi)群多且數(shù)量大，其中以細(xì)菌為主，按功 能分主要包括石油烴降解菌，反硝化菌，產(chǎn)甲烷菌，硫酸鹽還原菌等。這些細(xì)菌在地層環(huán)境 長(zhǎng)期生存的過(guò)程中，對(duì)地層產(chǎn)生了較強(qiáng)的適應(yīng)性。這些細(xì)菌的存在一方面會(huì)對(duì)巖石、原油等 產(chǎn)生積極的作用，提高石油采收率；另一方面又可能造成注水井及油井的腐蝕與堵塞，其存 在數(shù)量與油井的地層環(huán)境、注入水的水質(zhì)條件有較大的關(guān)系， 由于不同油田水、每一儲(chǔ)層的微生物群落都有一些差異，因此每一區(qū)塊在實(shí)施前， 首先測(cè)定油田注入水或油田地層水中的本源微生物組成，采用SY/T0532-93細(xì)菌測(cè)試瓶絕 跡稀釋法測(cè)定反硝化(脫氮)細(xì)菌、石油烴氧化菌、產(chǎn)甲烷菌和硫酸鹽還原菌SRB，本源微生 物中必須有反硝化菌或包括其它的有益菌。采用上述方法測(cè)定油田水或地層水原始的本源 微生物數(shù)量中，要求反硝化(脫氮)細(xì)菌不低于10 103個(gè)/mL、石油烴氧化菌不低于10 103個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌不低于10 103個(gè)/mL、硫酸鹽還原菌SRB不高于108個(gè)/mL。
油藏的地質(zhì)參數(shù)應(yīng)滿足油藏溫度在18 8(TC之間，最佳油藏溫度范圍 28 65 °C ，油田地層水礦化度小于105mg/L，孔隙度為10 35 % ，滲透率為2 X 10—4 4X 10—3 ii m2，應(yīng)根據(jù)本源微生物的組成及油藏條件設(shè)計(jì)激活方案。 因缺乏營(yíng)養(yǎng)物，污水中各類(lèi)微生物的生長(zhǎng)與代謝都很緩慢，需要加入營(yíng)養(yǎng)物以加 速其生長(zhǎng)代謝過(guò)程，實(shí)施過(guò)程中，根據(jù)地層水或油田地面水有益菌群的數(shù)量及施工效果，確 定實(shí)施營(yíng)養(yǎng)物配方及營(yíng)養(yǎng)物用量。 本發(fā)明所述的營(yíng)養(yǎng)物按重量百分比由甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜20% 95%，和/或 磷酸銨1% 45%，和/或氯化銨0. 5% 10%，和/或硫酸銨0. 5% 2. 5%，和/或 硝酸銨1 % 18. 5 % ，和/或硝酸鈉0. 05 % 49 % ，和/或磷酸氫二銨0. 05 % 1 % ，
和/或磷酸氫二鈉0. 05 % 1. 2%，和/或磷酸氫二鉀0. 5% 2%，和/或磷酸二氫鉀
0. 05% 1. 5%組成。 對(duì)于注水施工現(xiàn)場(chǎng)取注入水重量O. 5% 5%的營(yíng)養(yǎng)物，采用施工注入水溶解 后，由泵車(chē)將營(yíng)養(yǎng)液通過(guò)注水井?dāng)D入地層，在措施期間無(wú)需加入空氣，施工周期為25 30 天，每年注入2輪營(yíng)養(yǎng)物，相隔6個(gè)月注入一次。 對(duì)于油田地面水施工方法為取油田地面水處理系統(tǒng)中的油田地面水重量 0. 5 % 5 %的上述營(yíng)養(yǎng)物，采用該油田地面水將溶解后，投加到油田地面水處理系統(tǒng)中； 或根據(jù)聯(lián)合站油水分離沉降罐中的原油含水率計(jì)算出水量，將該罐中水的0. 5% 5%重 量的上述營(yíng)養(yǎng)物用該罐中水溶解后，注入到罐中。 本發(fā)明提供的營(yíng)養(yǎng)物利用微生物生長(zhǎng)環(huán)境，可激活地層水或油田地面水本源菌群中的反硝化菌群，抑制硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)，阻止硫酸鹽還原菌產(chǎn)生硫化氫，并去除系統(tǒng)中已經(jīng)存在的硫化物，對(duì)抑制管線設(shè)備的腐蝕具有一定作用。該營(yíng)養(yǎng)物成本低廉、實(shí)施工藝簡(jiǎn)單，無(wú)毒性，不污染環(huán)境，不會(huì)產(chǎn)生耐藥菌株，當(dāng)油田水或地層水加入本發(fā)明的營(yíng)養(yǎng)物16小時(shí) 52天后，本源微生物反硝化(脫氮)細(xì)菌可達(dá)到104 108個(gè)/mL，石油烴氧化菌達(dá)到104 108個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌達(dá)到104 108個(gè)/mL，硫酸鹽還原菌(SRB) 0 102個(gè)/mL，增產(chǎn)原油10% 30%。
具體實(shí)施例方式
以下結(jié)合實(shí)施例對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步的詳細(xì)描述。
實(shí)施例1 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率2.09X10—Vm2，孔隙度19. 5%，油田注入水礦化度為2892. 3mg/L，油藏溫度65°C ;營(yíng)養(yǎng)物的組成配比以重量百分
比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜90%，磷酸銨1.5%，氯化銨1.8%，硫酸銨2.5%，硝酸銨1.5%，硝酸鈉1.3%，磷酸氫二銨0. 75%，磷酸氫二鈉0. 5%，磷酸二氫鉀0. 15%，注水
井日注水10M3，營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的5X使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該注水井的溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為30天，每年注入2輪營(yíng)養(yǎng)物兩次，相隔6個(gè)月注入一次，注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌104個(gè)/mL，反硝化菌措施前為103個(gè)/mL，石油烴氧化菌為10個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為20個(gè)/mL，采取該方法30天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10個(gè)/mL，石油烴氧化菌為1(^個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為104個(gè)/mL， 38天已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌，38天檢測(cè)反硝化菌為107，石油烴氧化菌為1(f個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為1(f個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油10%。
實(shí)施例2 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率2. 0 X 10—3 ii m2，孔隙度25. 4% ，油田注入水礦化度為7869. 3mg/L，油藏溫度42°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗
糖蜜或甜菜糖蜜95%，磷酸銨1%，氯化銨0. 65%，硝酸銨1.5%，硝酸鈉0.5%，磷酸氫二銨0. 1 % ，磷酸氫二鈉1.2%，磷酸二氫鉀0. 05 % ，注水井日注水15M3，營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的3%使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該注水井的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為27天，一年注入營(yíng)養(yǎng)物二次，相隔6個(gè)月注入一次；注入前由采油井的
采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌10s個(gè)/mL，反硝化菌措施前為10個(gè)/mL，石油烴氧化菌為102個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為10個(gè)/mL，采取該方法30天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是102個(gè)/mL，60天已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌；50天檢測(cè)反硝化菌為107，石油烴氧化菌為1(f個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為105個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油21 % 。
實(shí)施例3 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率4.0X10—、1112，孔隙度35.0%，油田注入水礦化度為3572. 5mg/L，油藏溫度80°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗
糖蜜或甜菜糖蜜95%，磷酸銨1.5%，氯化銨0.5%，硝酸銨1.5%，磷酸氫二銨0.5%，
磷酸氫二鈉1^，注水井日注水22M 營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的4^使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該
注水井的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為29天，1年注入營(yíng)養(yǎng)物2次，相隔6個(gè)月注入一次。注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌105個(gè)/mL，反硝化菌措施前為1(f個(gè)/mL，石油烴氧化菌為1(f個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為10個(gè)/mL，采取該方法30天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10個(gè)/mL， 50天已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌；50天檢測(cè)反硝化菌為105。石油烴氧化菌為10s個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為10s個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油18%。 實(shí)施例4 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率1. 5X10—、m、孔隙度16. 2%，油田注入水礦化度為2653. 5mg/L，油藏溫度28°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗
糖蜜或甜菜糖蜜95%，磷酸銨2%，硝酸銨2%，硝酸鈉0. 45%，磷酸氫二銨0. 45% ，磷
酸二氫鉀0. 1X，注水井日注水35M 營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的5X使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該注水井的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為30天，1年注入營(yíng)養(yǎng)物2次，相隔6個(gè)月注入一次。注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌105個(gè)/mL，反硝化菌措施前為102個(gè)/mL，石油烴氧化菌為10個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為10個(gè)/mL，采取該方法30天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10個(gè)/mL， 45天已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌；45天檢測(cè)反硝化菌為105個(gè)/mL，石油烴氧化菌為108個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為105個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油23%。 實(shí)施例5 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率1.41X10—3iim2，孔隙度10. 1%，油田注入水礦化度為4486. 83mg/L，油藏溫度18°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比
計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜80%，磷酸銨15%，硝酸銨2. 5%，磷酸氫二銨1%，磷酸二氫鉀1. 5%，注水井日注水25M 營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的5%使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該注水井
的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，周期為25天，1年注入營(yíng)養(yǎng)物2次。注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌1(^個(gè)/mL，反硝化菌措施前為10個(gè)/mL，石油烴氧化菌為102個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為103個(gè)/mL，采取該方法30天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10 20個(gè)/mL，52天檢測(cè)硫酸鹽還原菌為零；37天檢測(cè)反硝化菌為108，石油烴氧化菌為107個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為108個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法提高原油采收率30% 。
實(shí)施例6 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率2. 35X10—Vm2，孔隙度17. 2%，油田注入水礦化度為5671.8mg/L，油藏溫度45°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜66%，磷酸銨18.0%，硝酸銨15.4%，磷酸氫二銨0. 05%，磷酸氫二鈉0.05%，磷酸氫二鉀0. 5 %組成。注水井日注水30M3，營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的2 %使用；將上述營(yíng)養(yǎng)物用該注水井的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為32天，1年注入營(yíng)養(yǎng)物2次，相隔6個(gè)月注入一次。注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌l(^個(gè)/mL，反硝化菌措施前為1(f個(gè)/mL，石油烴氧化菌為103個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為10個(gè)/mL，采取該方法35天檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10個(gè)/mL，45天已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌；45天檢測(cè)反硝化菌為106。石油烴氧化菌為10s個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷菌為1(f個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油12.6%。
實(shí)施例7 新疆克拉瑪依油田，其油藏地質(zhì)參數(shù)有效滲透率1.09X10—3iim2，孔隙度19. 52%，油田注入水礦化度為7382. 6mg/L，油藏溫度30°C ;營(yíng)養(yǎng)物組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜92%，氯化銨4. 95%，硝酸銨1%，硝酸鈉0. 05%，磷酸氫二銨 1 % ，磷酸氫二鈉1 % ，注水井日注水23M3，營(yíng)養(yǎng)物按日注水重量的0. 5 %使用；將上述營(yíng)養(yǎng) 物用該注水井的注入水溶解后，由泵車(chē)通過(guò)注水井向地層擠入，施工周期為25天，1年注入 營(yíng)養(yǎng)物2次，相隔6個(gè)月注入一次。注入前由采油井的采出液中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌103個(gè) /mL，反硝化菌措施前為102個(gè)/mL，石油烴氧化菌為102個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌為10個(gè)/mL， 37天 已檢測(cè)不到硫酸鹽還原菌；37天檢測(cè)反硝化菌為106。石油烴氧化菌為1(^個(gè)/mL，產(chǎn)甲烷 菌為107個(gè)/mL，該方法較原始水驅(qū)法增產(chǎn)原油10. 6% 。
實(shí)施例8 抑制油田地面水處理系統(tǒng)中的硫酸鹽還原菌，所使用的營(yíng)養(yǎng)物加入量組成配比以 重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜40%，磷酸銨20%，硝酸銨18. 5%，硝酸鈉20%， 磷酸二氫鉀1.5%，營(yíng)養(yǎng)物按照油田地面水重量的0. 5%比例投加，油田注入水礦化度為
100000mg/L，措施前油田水中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌104個(gè)/mL，反硝化菌為1(f個(gè)/mL，采取 該方法5天后檢測(cè)硫酸鹽還原菌是0個(gè)/mL ;反硝化菌為105。
實(shí)施例9 抑制聯(lián)合站油水分離罐中油田地面水的硫酸鹽還原菌，所使用的營(yíng)養(yǎng)物加入量 組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜20%，磷酸銨30%，硝酸鈉49%，磷 酸氫二鉀1% ;測(cè)定該油水分離沉降罐中的原油含水率，營(yíng)養(yǎng)物的用量按照原油含水量 重量百分比的0.5%，用罐中的游離水將營(yíng)養(yǎng)物溶解后由管線注入，油田注入水礦化度為 1843. 5mg/L，措施前油田水中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌103個(gè)/mL，反硝化菌為102個(gè)/mL，采取 該方法16h檢測(cè)硫酸鹽還原菌是10個(gè)/mL ;檢測(cè)反硝化菌為105。
實(shí)施例10 抑制聯(lián)合站油水分離罐中油田地面水的硫酸鹽還原菌，所使用的營(yíng)養(yǎng)物加入量組 成配比以重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜25%，硫酸銨0. 5%，磷酸銨37%，硝酸 鈉35.5%，磷酸氫二鉀2% ;測(cè)定該油水分離沉降罐中的原油含水率，營(yíng)養(yǎng)物的用量按照 原油含水量重量百分比的2%，用罐中的游離水將營(yíng)養(yǎng)物溶解后由管線注入，油田注入水礦
化度為3782. 5mg/L，措施前油田水中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌104個(gè)/mL，反硝化菌為10個(gè)/ mL，采取該方法16h檢測(cè)硫酸鹽還原菌是100個(gè)/mL， 72h檢測(cè)硫酸鹽還原菌為零，16h檢測(cè) 反硝化菌為104，72h檢測(cè)反硝化菌措施前為105。
實(shí)施例11 抑制油田地面稠油水處理系統(tǒng)中的硫酸鹽還原菌，所使用的營(yíng)養(yǎng)物加入量加入量 組成配比以重量百分比計(jì)甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜20%，磷酸銨45%，氯化銨10%，硫酸 銨2. 5%，硝酸鈉20. 5%，磷酸氫二鉀2%，營(yíng)養(yǎng)物按照該處理系統(tǒng)中油田地面水重量的 1%比例投加；將營(yíng)養(yǎng)物用該處理系統(tǒng)中的水溶解后，注入到處理系統(tǒng)中，該油田地面水礦 化度為7963. 8mg/L。措施前油田水中檢測(cè)的硫酸鹽還原菌103個(gè)/mL，反硝化菌為102個(gè)/ mL，采取該方法16h檢測(cè)硫酸鹽還原菌是100個(gè)/mL，89h檢測(cè)硫酸鹽還原菌為零，16h檢測(cè) 反硝化菌為104，89h檢測(cè)反硝化菌措施前為106。
權(quán)利要求
一種抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物，其特征在于營(yíng)養(yǎng)物按重量百分百由甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜20％～95％，和/或磷酸銨1％～45％，和/或氯化銨0.5％～10％，和/或硫酸銨0.5％～2.5％，和/或硝酸銨1％～18.5％，和/或硝酸鈉0.05％～49％，和/或磷酸氫二銨0.05％～1％，和/或磷酸氫二鈉0.05％～1.2％，和/或磷酸氫二鉀0.5％～2％，和/或磷酸二氫鉀0.05％～1.5％組成。
2. 根據(jù)權(quán)利要求1所述的抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物的應(yīng)用，其特征在于注入的油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足油藏溫度在18 80°C ，油田地層水礦化度小于105mg/L，孔隙度為10 35%，滲透率為2X10—4 4X10—3iim2 ;對(duì)于注水施工現(xiàn)場(chǎng)取注入水重量O. 5% 5%的營(yíng)養(yǎng)物，采用施工注入水溶解后，由泵車(chē)將營(yíng)養(yǎng)液通過(guò)注水井?dāng)D入地層，在措施期間無(wú)需往地層中注入空氣；對(duì)于油田地面水施工方法為取油田地面水處理系統(tǒng)中的油田地面水重量0. 5 % 5%的上述營(yíng)養(yǎng)物，采用該油田地面水將溶解后，投加到油田地面水處理系統(tǒng)中；或根據(jù)聯(lián)合站油水分離沉降罐中的原油含水率計(jì)算出水量，將該罐中水的0. 5% 5%重量的上述營(yíng)養(yǎng)物用該罐中水溶解后，注入到罐中；
3. 根據(jù)權(quán)利要求2所述的抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物的應(yīng)用，其特征在于對(duì)于注水施工現(xiàn)場(chǎng)營(yíng)養(yǎng)物施工周期為25 30天，每年注入2輪，相隔6個(gè)月注入一次。
4. 根據(jù)權(quán)利要求2所述的抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物的應(yīng)用，其特征在于所述的注入水或油田地面水中含的的本源微生物必須有反硝化菌或包括其它的有益菌，其中，反硝化細(xì)菌不低于10 1(f個(gè)/mL、石油烴氧化菌不低于10 1(f個(gè)/mL、產(chǎn)甲烷菌不低于10 103個(gè)/mL、硫酸鹽還原菌SRB不高于108個(gè)/mL。
5. 根據(jù)權(quán)利要求2所述的抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物的應(yīng)用，其特征在于油藏溫度在28 65t:，油田地層水礦化度小于1()Smg/L，孔隙度為10 35%，滲透率為2X10—4 4X10—3iim2。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種抑制油田水中硫酸鹽還原菌的營(yíng)養(yǎng)物及其應(yīng)用；營(yíng)養(yǎng)物按重量百分比由甘蔗糖蜜或甜菜糖蜜20～95％，和/或磷酸銨1～45％，和/或氯化銨0.5～10％，和/或硫酸銨0.5～2.5％，和/或硝酸銨1～18.5％，和/或硝酸鈉0.05～49％，和/或磷酸氫二銨0.05～1％，和/或磷酸氫二鈉0.05～1.2％，和/或磷酸氫二鉀取注入水重量0.5～5％的營(yíng)養(yǎng)物，用施工注入水或油田地面水溶解，由泵車(chē)將營(yíng)養(yǎng)液通過(guò)注水井?dāng)D入地層；可激活地層水或油田地面水本源菌群中的反硝化菌群，抑制硫酸鹽還原菌的生長(zhǎng)，16小時(shí)～52天后，硫酸鹽還原菌為0～102個(gè)/mL，增產(chǎn)原油10～30％。
文檔編號(hào)C02F3/34GK101746897SQ200810238979
公開(kāi)日2010年6月23日 申請(qǐng)日期2008年12月8日 優(yōu)先權(quán)日2008年12月8日
發(fā)明者于娟, 帕提古麗, 方新湘, 李子叔, 牛春革, 陳永立, 陳愛(ài)華 申請(qǐng)人:中國(guó)石油天然氣股份有限公司