微生物采冷技术

1、稠油区块多轮次注汽井后期微生物冷采技术众所周知，稠油的粘度会随着温度的升高而急速下降，这就为热采提供了很好的理论基础，由于注蒸汽技术的突破，热采技术（即注蒸汽技术）成为了稠油开发的主力技术，这项技术在稠油开发上具有强大优势。随着热采轮次的逐年升高，水的过高比热容决定了这项技术在后期由于地层含水过高，温场下降以后将很难取得继续开采的效果。这就决定了热采后期地层当中仍然有大量的剩余油无法采出。这种高含水稠油油藏的标定采收率将无法达到一个理想的高值。在这种情况下，就需要开展冷采技术来继续提高采收率。辽河油田微生物采油技术在多年室内研究以及长时间的现场应用基础上，总结了高轮次热采油井在蒸汽吞吐末期，含

2、水很高，温度下降，油粘度升高很难被采出以后，通过补充注入微生物及营养物，经过分子生态学跟踪监测修复因蒸汽热采损害的微生态环境，降低原油粘度，提高稠油的运移能力，达到增加油井产量，延长注汽周期，降低注汽成本的效果。因为该技术是在油井注汽末期，温场下降的情况下应用的，因此又可称为微生物冷采技术。在辽河油田，利用蒸汽吞吐开采的主要是稠油油藏，还有部分高凝油油藏，主要就是利用这两类油藏的原油在高温下粘度会降低到很低的原理来开采的，解决了原油在举升过程中由于粘度过高阻力过大的问题。在稠油油藏，我们主要是在锦采的锦45块和冷家油田的冷43块进行了大规模的应用。这里，以锦45块的油井的试验情况为例，加以说明

3、。技术简介稠油井微生物多轮次吞吐采油技术主要是针对目前稠油区块高轮次吞吐后期注汽效果差、高含水、低产能的油井，利用微生物采油技术降低开采成本、提高油井产量、提高生产效率的一项技术措施。 钻采院微生物项目组通过国内外先进的分子生态学分析方法，采用变性梯度凝胶电泳（DGGE）分析油藏采出液中微生物群落的16S rDNA V9区组成，为采出液中各种微生物进行定性和定量。通过微生物群落结构变化情况，揭示了微生物采油的机理。增产原理：新的发现：外源微生物与本源菌协同作用采油为微生物多轮次吞吐开采稠油的主要机理。油井产量的上升与特定微生物的增殖密切相关。特定的微生物可以是外源菌，也可以是本源菌，还可以是本

4、、外源菌协同作用。通过微生物群落结构的动态变化监测，结合油井产量可以判定该井的不同微生物采油表现形式。对微生物采油表现形式不同的油井，可以选择不同的补注方式；同时根据微生物群落中各细菌浓度的变化情况，选择补注周期的方法。微生物采油的菌种Lj1该菌种由三个不同属的菌组成，起到降低原油粘度的作用菌落组成照片 短杆菌Lj1-1 苍白杆菌 Lj1-2 红球菌Lj1-3微生物采油的菌种11该菌种由两个不同属的菌组成，起到降低原油粘度的作用菌落组成照片 寡养单胞菌11-1 红球菌11-2加入菌种前后的实验效果对比照片选井条件：（1）高含水（2）低产能（3）注汽生产周期短、效果差（4）高轮次蒸汽吞吐井注入时

5、机：蒸汽吞吐周期末，产量下降。油藏条件：油层温度<80;地层水矿化度<1×105/;有毒离子含量(砷,汞,镍,硒)<015/;油层渗透率 >50×10-32;原油粘度<40000mPa.s残余油饱和度>25%;油藏含水率>10%。 技术特点：1. 将混合菌种进行了分离和鉴定，更有利于掌握和了解菌种的特性。 2. 从机理上证实了油井产量的上升与微生物的增殖密切相关，对微生物多轮次吞吐技术给予有力的理论支持。3. 通过跟踪监测发现不同的油井微生物表现形式不同， 针对不同微生物表现形式，可以选择不同的补注方法，避免了施工设计的盲目性。应用

6、效果：2006年度在锦45块总计实施12井次。对27-15等5口井进行了53样次的现场微生态群落结构变化跟踪监测。注入微生物制剂52吨，投入资金 60.68万元。增产原油1323吨，创经济效益 312 万元，投入产出比1:5，措施有效率85.7% 。 自2005年在锦采实施以来，投入微生物117.9吨，实施19口井，累计增油3531.2吨，创经济效益839万元。吨油成本350元。锦45块微生物多轮次吞吐采油效果表井号末轮蒸汽吞吐微生物吞吐注汽量平均日产油吨油成本措施前产量有效期注入量平均日产油吨油成本累产油累增油有效期18-2820202.5862.860.81285.02.790.60552

7、37920530-30733828.4449.185.71047.44.8170.35434.491031-23217002.2896.680.71224.61.8162.09283.8170.515530-25020211.8498.881.53022.02.2374.70301.886.8140032-22831801.8866.820.72332.01.5139.6995.9496220-28122012.4847.324.11445.12.4128.9395.6164031-25325162.6583.841.62065.43.0246.37707.3319.623528-321240

8、01.01097.142.71163.42.5101.95333.5132小记34.93104.31004.926-19519731.3613.690336.5101.5283.17 370.8370.824926-18222943.9204.461.537453.6108.43 484.2298.214226-16124111.8591.51.528480.31944.44 43.227-1525251.4601.990382.411.51.4342.46 352.6352.624927-20118002.4567.570.9182.75.51.61576.92 100.144.026227

9、-22121002.6673.911.67161.784.2200.48 419258.06102小记481769.91323.68合计82.94874.22328.58实例分析1：26-195井水样中微生物的DGGE分析注入菌中苍白杆菌表达，并协同本源菌起作用 注入菌LJ1-1和LJ1-2起作用，其中LJ1-2为主要因素。注入菌LJ1-3在试验中检测不出。 先补注解烃菌LJ1-3，关井4天后再补注LJ1-2和分离扩培的内源菌，使得不同的菌在不同的时间段分段生长，然后达到最佳配比条件。 注微生物第一轮注微生物第二轮注微生物第三轮典型井例：锦45-26-195该井进行微生物吞吐之前已经进行了9轮

10、注汽，第8轮注汽为2005年3月13日，注蒸汽1973吨，生产时间336.5天，累产油436吨，油汽比1：0.22。措施前产液量2.8方，油量为0吨，累计注入三轮微生物，注入微生物制剂10.5吨，累计投入成本110250元，截止到2007年3月1日，累计生产原油370.8吨，生产时间249天，吨油成本为297.33元。实例分析2： 27-15 井水样中微生物的DGGE分析注入菌本身不表达，激活本源菌起到作用 注入菌11激活了本源菌。内源菌种类和数量明显变少，导致油井开始产量下降，分析认为此时为最佳补注时机，因此补注混合菌11。并加大剂量，增强其对地层的适应性，取得了较好应用效果。典型井例：锦4

11、5-27-15注微生物第一轮注微生物第二轮注微生物第三轮该井进行微生物吞吐之前已经进行了11轮注汽，第10轮注汽为2004年8月11日，注蒸汽2525吨，生产时间382.4天，累产油524吨，油汽比1：0.21。措施前产液量3.6方，油量为0吨，累计注入三轮微生物，注入微生物11.5吨，累计投入成本120750元，截止到2007年3月1日，累计生产原油352.6吨，生产时间249天，吨油成本为342.45元。在高凝油油藏，我们做了相应的室内试验尝试，室内效果具有一定的可行性，遗憾的是目前尚未进入现场实施。在高凝油方面，通过固体石蜡等驯化，也获得了一些较好的降凝微生物菌种。有些菌种在稠油和高凝油

12、方面都有很好的降解特性。根据这几年的技术进步，这次以沈阳采油厂曹6井高凝油为目标，进行了试验尝试，取得了很好的效果。具体试验情况如下：一、 乳化分散试验在250毫升三角瓶中称取2克原油，加入100毫升培养基，按照10%的接种量接入不同的菌种。摇匀后在50摇床中振荡培养72小时，培养结束后冷却至室温观察结果。结果见下表：表 菌种筛选的乳化分散效果菌种效果对照片状漂浮在水上Lj1粉末状均匀分散粉末状均匀分散粉末状均匀分散21粉末状均匀分散粉末状均匀分散分散细，略有小块11分散细，略有小块粉末状均匀分散分散细，略有小块L1分散成米粒大小分散成米粒大小分散成米粒大小A分散成米粒大小连成小片分散成米粒大

13、小L5连成小片连成小片分散成米粒大小23连成小片连成小片连成小片二、 菌种的评价根据试验效果，最终选取得到的菌种为Lj1，该菌种由三种菌种组成。分别属于短杆菌属、苍白杆菌属、红球菌属。从三个菌种的特性上来看，适应的温度、营养以及需氧性范围较宽，属于比较合理的配伍性组合。 短杆菌属Lj1-1 苍白杆菌属Lj1-2 红球菌属Lj1-3三、 原油组分变化分析根据初步试验结果，选用Lj1作为菌种对原油进行降解试验，将降解前后的原油样品用一定量的正己烷萃取收集，在7毫升离心管中稀释，然后进行气相色谱分析。条件：进样口：370，不分流；柱温：初始温度120，2min 5/min 290，60min。检测器

14、FZD：300柱子：PONA 50 m×0.2mm×0.5m结果： 作用前 作用后烷烃降解情况表碳峰面积(对照)百分率(对照)面积(降解)百分率(降解)C12158.03 8.43%124.30 6.01%C13216.69 11.56%141.41 6.84%C14210.03 11.20%162.89 7.88%C15274.26 14.63%213.67 10.33%C16191.28 10.20%188.26 9.10%C17176.45 9.41%184.80 8.94%C18130.50 6.96%150.96 7.30%C19111.22 5.93%148.7

15、0 7.19%C2090.01 4.80%137.86 6.67%C2170.19 3.74%122.56 5.93%C2260.63 3.23%104.52 5.05%C2350.71 2.70%93.27 4.51%C2439.39 2.10%82.05 3.97%C2532.27 1.72%72.98 3.53%C2623.94 1.28%61.81 2.99%C2717.96 0.96%49.22 2.38%C2811.98 0.64%21.31 1.03%C299.24 0.49%7.23 0.35%主要烷烃降解情况表对照样降解后降低率C17/Pr2.972.718.49%C18/Ph6.926.1511.21%C28+C29/C21+C