本發(fā)明屬于三次采油技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種稠油井微生物單井處理的方法。
二、
背景技術(shù)：
我國(guó)陸上稠油資源占石油總資源量的20％以上，全國(guó)稠油資源量約為198.7億噸，探明的稠油地質(zhì)儲(chǔ)量約為20.6億噸。稠油油藏的原油產(chǎn)量達(dá)到了總原油產(chǎn)量的7％，稠油開發(fā)已經(jīng)成為我國(guó)原油開采生產(chǎn)重要的組成部分。而且隨著輕質(zhì)油開采儲(chǔ)量的減少，稠油開采所占的比重將會(huì)不斷增大。
稠油由于瀝青膠質(zhì)含量高，蠟質(zhì)含量少，因而粘度高，流動(dòng)困難，開采難度很大，目前，蒸汽吞吐是我國(guó)目前稠油開采的主要方法，全國(guó)約有80％的稠油產(chǎn)量是靠蒸汽吞吐獲得的。但是，蒸汽吞吐技術(shù)存在以下幾個(gè)方面的問(wèn)題：(1)生成蒸汽成本高，尤其在水資源短缺和水價(jià)昂貴的地區(qū)，水處理費(fèi)用高；(2)注蒸汽，油井熱損失、出砂、套管損壞等情況較嚴(yán)重，影響到油井利用率和工藝措施的實(shí)施；(3)隨著蒸汽吞吐輪次的增加，近井地帶含水上升，消耗掉大部分蒸汽熱量，熱能有效利用程度變差，導(dǎo)致蒸汽吞吐效果變差；(4)部分非熱采完井的稠油井，無(wú)法進(jìn)行蒸汽吞吐。
專利名稱為“一種用于稠油井的微生物和CO2復(fù)合單井吞吐采油方法”，專利號(hào)為“201410455336.7”的專利公開了一種單井吞吐采油方法，該方法包括以下步驟：試驗(yàn)油井的篩選；篩選微生物及其營(yíng)養(yǎng)物；將微生物及其營(yíng)養(yǎng)物注入試驗(yàn)井地層；注入液態(tài)CO2；試驗(yàn)油井關(guān)井；試驗(yàn)油井開井生產(chǎn)。該發(fā)明的缺點(diǎn)在于，(1)油藏的適應(yīng)范圍較小，該方法不適合原油粘度超過(guò)5000mPa.s，礦化度超過(guò)50000mg/L的稠油井；(2)該方法對(duì)油井近井地帶的稠油作用效果較好，但對(duì)于油井井筒的作用效果有限。
三、
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的是針對(duì)現(xiàn)有技術(shù)的不足而提供一種稠油井微生物單井處理的方法。該發(fā)明通過(guò)對(duì)稠油井單井吞吐和井筒的綜合處理達(dá)到提高稠油井產(chǎn)量的目的，本發(fā)明具有增油效果明顯、有效期長(zhǎng)和投入產(chǎn)出比高的特點(diǎn)。
本發(fā)明提供的一種稠油井微生物單井處理的方法，其特征在于，該方法具體包括以下步驟：
1、稠油井的篩選
稠油井篩選標(biāo)準(zhǔn)為油層溫度＜90℃、原油粘度＜8000mPa.s、地層水礦化度＜100000mg/L，滲透率＞200×10-3μm2、油層厚度大于5m、日產(chǎn)液量大于10m3、產(chǎn)出液含水低于95％。
2、稠油井的單井吞吐處理
首先從稠油井的油套環(huán)空中注入吞吐處理的微生物菌液及空氣；其次注入地層水頂替液20～30m3，關(guān)井培養(yǎng)30～60d；然后依次注入泡沫劑和吞吐處理的稠油降粘劑，關(guān)井2～3d；稠油井開井生產(chǎn)。
3、稠油井的井筒處理
稠油井開井生產(chǎn)后進(jìn)行稠油井的井筒處理，處理的步驟如下：周期性從稠油井的油套環(huán)空中注入井筒處理的微生物菌液和井筒處理的稠油降粘劑的混合物。
4、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的效果評(píng)價(jià)
現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)束后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果的評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)指標(biāo)包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入產(chǎn)出比。
其中，所述的吞吐處理的微生物菌液為地芽孢桿菌或枯草芽孢桿菌的發(fā)酵液。
所述的吞吐處理的微生物菌液的注入量與產(chǎn)出液含水有關(guān)，具體關(guān)系如下：
(1)80％≤產(chǎn)出液含水＜95％，吞吐處理的微生物菌液的注入量為每米油層厚度0.1～0.2m3；
(2)50％≤產(chǎn)出液含水＜80％，吞吐處理的微生物菌液的注入量為每米油層厚度0.2～0.5m3；
(3)產(chǎn)出液含水＜50％，吞吐處理的微生物菌液的注入量為每米油層厚度0.5～1.0m3。
所述的空氣體積注入量為吞吐處理的微生物菌液的體積注入量的50～100倍。
所述的泡沫劑為烷基苯磺酸鈉15～20wt％、烷基磺酸鈉8～12wt％、十六烷基三甲基氯化銨2～5wt％、余量為水；所述的吞吐處理的稠油降粘劑為甲酸甲酯2～3wt％、有機(jī)溶劑0.5～0.8wt％、瀝青分散劑0.5～1.0wt％，余量為水。
所述泡沫劑和吞吐處理的稠油降粘劑的注入量與稠油井的原油粘度有關(guān)，具體關(guān)系如下：
(1)6000mPa.s≤稠油井原油粘度＜8000mPa.s，泡沫劑的注入量為每米油層厚度20～30m3，吞吐處理的稠油降粘劑注入量為每米油層厚度15～20m3；
(2)4000mPa.s≤稠油井原油粘度＜6000mPa.s，泡沫劑的注入量為每米油層厚度15～20m3，吞吐處理的稠油降粘劑注入量為每米油層厚度10～15m3；
(3)2000mPa.s≤稠油井原油粘度＜4000mPa.s，泡沫劑的注入量為每米油層厚度10～15m3，吞吐處理的稠油降粘劑注入量為每米油層厚度5～10m3；
(4)稠油井原油粘度＜2000mPa.s，泡沫劑的注入量為每米油層厚度5～10m3，吞吐處理的稠油降粘劑注入量為每米油層厚度2～5m3。
所述的稠油井的井筒處理的周期為6～12個(gè)月，處理次數(shù)為3～5次。
所述的井筒處理的微生物菌液為假單胞菌或地芽孢桿菌的發(fā)酵液，所述的井筒處理的稠油降粘劑為丙烯酸丁酯1.0～1.5wt％、鄰苯二甲酸二丁酯0.5～1.0wt％、甲酸甲酯0.2～0.3wt％。
所述的井筒處理的微生物菌液和井筒處理的稠油降粘劑注入量與稠油井日產(chǎn)液量有關(guān)，具體關(guān)系如下：
(1)日產(chǎn)液量＞100m3，井筒處理的微生物菌液注入量為0.5～0.8m3，井筒處理的稠油降粘劑注入量為0.6～0.8m3；
(2)50m3＜日產(chǎn)液量≤100m3，井筒處理的微生物菌液注入量為0.3～0.5m3，井筒處理的稠油降粘劑注入量為0.4～0.6m3；
(3)10m3＜日產(chǎn)液量≤50m3，井筒處理的微生物菌液注入量為0.1～0.3m3，井筒處理的稠油降粘劑注入量為0.2～0.4m3。
本發(fā)明針對(duì)稠油油井的特點(diǎn)選擇吞吐和井筒處理的綜合工藝。首先進(jìn)行吞吐處理，利用吞吐處理微生物菌液的代謝產(chǎn)物與稠油油井中原油的作用降低原油的粘度，注入的空氣一方面提高了吞吐處理微生物菌液的波及體積，另一方面為吞吐處理微生物菌液提供氧氣；同時(shí)利用泡沫劑在原油中溶解性強(qiáng)的特點(diǎn)和降粘劑的降粘作用進(jìn)一步大幅度地降低原油的粘度。其次進(jìn)行井筒處理，利用井筒處理微生物菌液的代謝產(chǎn)物、井筒處理的稠油降粘劑與稠油井井筒中原油的綜合作用降低原油的粘度，從而提高了井筒原油的流動(dòng)性能。通過(guò)上述吞吐和井筒綜合處理工藝能顯著地降低稠油井油層中的油水流度比以及顯著提高井筒原油的流動(dòng)性能，從而大幅度地提高稠油井的產(chǎn)量。
本發(fā)明有益效果是：
(1)本發(fā)明具有工藝簡(jiǎn)單、針對(duì)性和可操作性強(qiáng)的特點(diǎn)，有利于現(xiàn)場(chǎng)推廣應(yīng)用；
(2)本發(fā)明所采用的微生物菌液、泡沫劑和降粘劑無(wú)毒，不傷害地層，不影響后續(xù)水處理的問(wèn)題；
(3)本發(fā)明具有油藏適用范圍廣，既適合普通稠油油藏，又適合高鹽超稠油油藏；
(4)本發(fā)明具有現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果好、有效期長(zhǎng)和投入產(chǎn)出比高的特點(diǎn)，單井平均日增油大于3.0t、有效期大于3年，投入產(chǎn)出比大于1:6。
四、具體實(shí)施方式
下面結(jié)合具體的實(shí)施例，并參照數(shù)據(jù)進(jìn)一步詳細(xì)描述本發(fā)明。應(yīng)理解，這些實(shí)施例只是為了舉例說(shuō)明本發(fā)明，而非以任何方式限制本發(fā)明的范圍。
實(shí)施例1
勝利油田某區(qū)塊稠油井CD21，油層溫度80℃、原油粘度7256mPa.s、地層水礦化度12560mg/L、滲透率850×10-3μm2、油層厚度6.0m，孔隙度0.402，試驗(yàn)前該井日產(chǎn)油5.44t，日產(chǎn)液80m3，含水93.2％，利用本發(fā)明的方法在該稠油井實(shí)施現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，具體實(shí)施步驟如下：
1、試驗(yàn)油井篩選
稠油井篩選標(biāo)準(zhǔn)為油層溫度＜90℃、原油粘度＜8000mPa.s、地層水礦化度＜100000mg/L，滲透率＞200×10-3μm2、油層厚度大于5m、日產(chǎn)液量大于10m3、產(chǎn)出液含水低于95％；稠油井CD21的油層溫度80℃、原油粘度7256mPa.s、地層水礦化度12560mg/L、滲透率850×10-3μm2、油層厚度6.0m，符合稠油井的篩選標(biāo)準(zhǔn)，可以在該井實(shí)施本發(fā)明。
2、稠油井的單井吞吐處理
首先從稠油井的油套環(huán)空中注入吞吐處理的微生物菌液及空氣；其次注入地層水頂替液20m3，關(guān)井培養(yǎng)30d；然后依次注入泡沫劑和吞吐處理的稠油降粘劑，關(guān)井2d；稠油井開井生產(chǎn)。
吞吐處理的微生物菌液為地芽孢桿菌的發(fā)酵液，注入量為每米油層厚度0.17m3，注入量為1.02m3。
空氣體積注入量為吞吐處理的微生物菌液的體積注入量的50倍，空氣體積注入量為51m3。
泡沫劑為烷基苯磺酸鈉15wt％、烷基磺酸鈉8wt％、十六烷基三甲基氯化銨2wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度28m3，注入量為168m3；吞吐處理的稠油降粘劑為甲酸甲酯2wt％、有機(jī)溶劑0.5wt％、瀝青分散劑0.5wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度18m3，注入量為108m3。
3、稠油井的井筒處理
稠油井開井生產(chǎn)后進(jìn)行稠油井的井筒處理，處理的步驟如下：周期性從稠油井的油套環(huán)空中注入井筒處理的微生物菌液和井筒處理的稠油降粘劑的混合物。
稠油井的井筒處理的周期為6個(gè)月，處理次數(shù)為3次。
井筒處理的微生物菌液為假單胞菌的發(fā)酵液，注入量為0.4m3。
井筒處理的稠油降粘劑為丙烯酸丁酯1.0wt％、鄰苯二甲酸二丁酯0.5wt％、甲酸甲酯0.2wt％，注入量為0.5m3。
4、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的效果評(píng)價(jià)
現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)束后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果的評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)指標(biāo)包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入產(chǎn)出比。
在稠油井CD21實(shí)施本發(fā)明后，截止到2016年12月30日，有效期達(dá)到3.5年，平均日增油3.2t，累計(jì)增油4054t，投入產(chǎn)出比為1:6.5，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好。
實(shí)施例2
勝利油田某區(qū)塊稠油井L2，油層溫度72℃、原油粘度5892mPa.s、地層水礦化度25853mg/L、滲透率700×10-3μm2、油層厚度10.5m，孔隙度0.412，試驗(yàn)前該井日產(chǎn)油2.9t，日產(chǎn)液50m3，含水94.2％，利用本發(fā)明的方法在油井L2實(shí)施現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，具體實(shí)施步驟如下：
1、試驗(yàn)油井篩選
稠油井篩選標(biāo)準(zhǔn)為油層溫度＜90℃、原油粘度＜8000mPa.s、地層水礦化度＜100000mg/L，滲透率＞200×10-3μm2、油層厚度大于5m、日產(chǎn)液量大于10m3、產(chǎn)出液含水低于95％；稠油井L2的油層溫度72℃、原油粘度5892mPa.s、地層水礦化度25853mg/L、滲透率700×10-3μm2、油層厚度10.5m，符合稠油井的篩選標(biāo)準(zhǔn)，可以在該井實(shí)施本發(fā)明。
2、稠油井的單井吞吐處理
首先從稠油井的油套環(huán)空中注入吞吐處理的微生物菌液及空氣；其次注入地層水頂替液25m3，關(guān)井培養(yǎng)45d；然后依次注入泡沫劑和吞吐處理的稠油降粘劑，關(guān)井2d；稠油井開井生產(chǎn)。
吞吐處理的微生物菌液為枯草芽孢桿菌的發(fā)酵液，注入量為每米油層厚度0.18m3，注入量為1.89m3。
空氣體積注入量為吞吐處理的微生物菌液的體積注入量的80倍，空氣體積注入量為151.2m3。
泡沫劑為烷基苯磺酸鈉20wt％、烷基磺酸鈉10wt％、十六烷基三甲基氯化銨3wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度19m3，注入量為199.5m3；吞吐處理的稠油降粘劑為甲酸甲酯2.5wt％、有機(jī)溶劑0.6wt％、瀝青分散劑1.0wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度14m3，注入量為147m3。
3、稠油井的井筒處理
稠油井開井生產(chǎn)后進(jìn)行稠油井的井筒處理，處理的步驟如下：周期性從稠油井的油套環(huán)空中注入井筒處理的微生物菌液和井筒處理的稠油降粘劑的混合物。
稠油井的井筒處理的周期為10個(gè)月，處理次數(shù)為4次。
井筒處理的微生物菌液為假單胞菌的發(fā)酵液，注入量為0.3m3。
井筒處理的稠油降粘劑為丙烯酸丁酯1.2wt％、鄰苯二甲酸二丁酯0.8wt％、甲酸甲酯0.25wt％，注入量為0.4m3。
4、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的效果評(píng)價(jià)
現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)束后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果的評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)指標(biāo)包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入產(chǎn)出比。
在稠油井L2實(shí)施本發(fā)明后，截止到2016年10月30日，有效期達(dá)到4年，平均日增油4.5t，累計(jì)增油6570t，投入產(chǎn)出比為1:7.2，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好。
實(shí)施例3
勝利油田某區(qū)塊稠油井M15，油層溫度68℃、原油粘度6583mPa.s、地層水礦化度75625mg/L、滲透率1100×10-3μm2、油層厚度7.2m，孔隙度0.450，試驗(yàn)前該井日產(chǎn)油6.6t，日產(chǎn)液120m3，含水94.5％，利用本發(fā)明的方法在稠油井M15實(shí)施現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，具體實(shí)施步驟如下：
1、試驗(yàn)油井篩選
稠油井篩選標(biāo)準(zhǔn)為油層溫度＜90℃、原油粘度＜8000mPa.s、地層水礦化度＜100000mg/L，滲透率＞200×10-3μm2、油層厚度大于5m、日產(chǎn)液量大于10m3、產(chǎn)出液含水低于95％；稠油井M15的油層溫度68℃、原油粘度6583mPa.s、地層水礦化度75625mg/L、滲透率1100×10-3μm2、油層厚度7.2m，符合稠油井的篩選標(biāo)準(zhǔn)，可以在該井實(shí)施本發(fā)明。
2、稠油井的單井吞吐處理
首先從稠油井的油套環(huán)空中注入吞吐處理的微生物菌液及空氣；其次注入地層水頂替液30m3，關(guān)井培養(yǎng)60d；然后依次注入泡沫劑和吞吐處理的稠油降粘劑，關(guān)井3d；稠油井開井生產(chǎn)。
吞吐處理的微生物菌液為枯草芽孢桿菌的發(fā)酵液，注入量為每米油層厚度0.18m3，注入量為1.30m3。
空氣體積注入量為吞吐處理的微生物菌液的體積注入量的100倍，空氣體積注入量為130m3。
泡沫劑為烷基苯磺酸鈉18wt％、烷基磺酸鈉12wt％、十六烷基三甲基氯化銨5wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度22m3，注入量為158.4m3；吞吐處理的稠油降粘劑為甲酸甲酯3wt％、有機(jī)溶劑0.8wt％、瀝青分散劑0.6wt％、余量為水，注入量為每米油層厚度16m3，注入量為115.2m3。
3、稠油井的井筒處理
稠油井開井生產(chǎn)后進(jìn)行稠油井的井筒處理，處理的步驟如下：周期性從稠油井的油套環(huán)空中注入井筒處理的微生物菌液和井筒處理的稠油降粘劑的混合物。
稠油井的井筒處理的周期為12個(gè)月，處理次數(shù)為5次。
井筒處理的微生物菌液為地芽孢桿菌的發(fā)酵液，注入量為0.6m3。
井筒處理的稠油降粘劑為丙烯酸丁酯1.5wt％、鄰苯二甲酸二丁酯1.0wt％、甲酸甲酯0.3wt％，注入量為0.65m3。
4、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的效果評(píng)價(jià)
現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)束后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果的評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)指標(biāo)包括稠油井的有效期、平均日增油量以及投入產(chǎn)出比。
在稠油井M15實(shí)施本發(fā)明后，截止到2016年12月30日，有效期達(dá)到4.5年，平均日增油4.2t，累計(jì)增油6899t，投入產(chǎn)出比為1:7.5，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好。
對(duì)于本領(lǐng)域技術(shù)人員而言，顯然本發(fā)明不限于上述示范性實(shí)施例的細(xì)節(jié)，而且在不背離本發(fā)明的精神或基本特征的情況下，能夠以其他的具體形式實(shí)現(xiàn)本發(fā)明。因此，無(wú)論從哪一點(diǎn)來(lái)看，均應(yīng)將實(shí)施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本發(fā)明的范圍由所附權(quán)利要求而不是上述說(shuō)明限定，因此旨在將落在權(quán)利要求的等同要件的含義和范圍內(nèi)的所有變化囊括在本發(fā)明內(nèi)。
此外，應(yīng)當(dāng)理解，雖然本說(shuō)明書按照實(shí)施方式加以描述，但并非每個(gè)實(shí)施方式僅包含一個(gè)獨(dú)立的技術(shù)方案，說(shuō)明書的這種敘述方式僅僅是為清楚起見，本領(lǐng)域技術(shù)人員應(yīng)當(dāng)將說(shuō)明書作為一個(gè)整體，各實(shí)施例中的技術(shù)方案也可以經(jīng)適當(dāng)組合，形成本領(lǐng)域技術(shù)人員可以理解的其他實(shí)施方式。