一种生物基降粘/驱油压裂前置液体系及其制备方法和应用与流程

本发明属于油气开发储层改造技术领域，具体涉及一种新型生物基降粘/驱油压裂前置液体系，同时还涉及该压裂前置液体系的制备方法及应用。

背景技术：

随着油田开发的不断深入，开采对象从常规的油藏逐渐转向具有储层渗透率低、稠油粘度大等特点的非常规油藏，因此，高效的水力压裂、微生物驱油等储层改造手段成为低孔致密油藏、稠油油藏增产增注的重要措施和经济有效开发的关键技术。

微生物驱油是将地面分离培养的微生物菌液和营养液注入油层，或单纯的注入营养液激活层内的微生物，使其在油层内生长繁殖，产生有利于提高采收率的代谢产物，或直接注入微生物代谢产物，以提高油田采收率的方法。微生物驱油作为一种有效改善油藏性质的储层改造手段，因其具有施工简便、作用时间长、成本低廉、环境友好等优势，通常与其他储层改造技术一同应用于难以开发的非常规油藏中。

常规的水力压裂液体系主要是以瓜胶及其衍生物为主要的稠化剂，添加交联剂、破胶剂、助排剂等多种助剂，具有成本低、安全性高、可操作性强、应用广泛、综合性能好等优势，已在油气田开发中广泛应用。但现有的压裂体系仍存在许多问题：破胶剂的反应时间及其活性对温度依赖性高，破胶持续时间短，且常规破胶剂破胶具有随机性，导致瓜胶糖苷键不完全断裂；破胶反应属于非特异性反应，可能会与接触到的油管、底层基质、原油等发生反应；残渣、未破胶的浓缩胶和滤饼造成的损害大。

针对现有压裂液体系所存在的问题，使用压裂破胶酶作为破胶剂，其专一性地作用于交联后瓜胶，水解其糖苷键使其破胶，反应更迅速而彻底。但是无论是常规压裂液体系还是破胶酶压裂液体系，在一定程度上仍存在着破胶不完全、破胶后残渣量大等问题，最终导致施工后反排率不达标。因此，寻找一种新的破胶手段，使得其破胶作用专一、破胶残渣量减少等，是目前压裂技术和压裂液性能评价的研究热点和改进方向。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种生物基压裂前置液体系以及制备方法，该体系具有破胶-降粘双重效果，体系中破胶剂为具有驱油功能的微生物，破胶液表面张力低，破胶后残渣量小，且微生物代谢产物对油层具有降粘效果。

本发明的第一方面，提供一种生物基压裂前置液体系，包括水基型基液、破胶剂和交联剂，其中，

所述的水基型基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂0.22～0.30％，粘土稳定剂0.2～1％，助排剂0.1～1％，杀菌剂0.01～0.1％，ph调节剂0.01～0.2％，余量为水，其中所述增稠剂为瓜胶原粉、瓜胶和/或改性瓜胶，所述助排剂为zithe-34型助排剂；

所述破胶剂为解淀粉芽孢杆菌cb-019的发酵菌液，破胶剂的加入量为基液质量的0.05～1.5％，所述cb-019发酵菌液的活菌数为1～3×10⁹个/ml；

所述交联剂为sitar-ⅱ型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100：0.2～0.6。

在上述技术方案中，所述的水基型基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂0.22～0.30％，粘土稳定剂0.2～1％，助排剂0.1～1％，杀菌剂0.01～0.1％，ph调节剂0.01～0.2％，余量为水，其中，所述增稠剂为瓜胶原粉、瓜胶或改性瓜胶中的一种或多种的混合物，所述助排剂为zithe-34型助排剂。

在上述技术方案中，所述改性瓜胶为羟丙基瓜胶、羧甲基羟丙基瓜胶。

在上述技术方案中，所述粘土稳定剂为氯化钾和/或氯化铵。

在上述技术方案中，所述杀菌剂为卡泊芬净、伊枯草菌素a、fhs18中的一种或多种。

在上述技术方案中，所述ph调节剂为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠等碱性物质中的一种或多种。加入ph调节剂将基液的ph值调整为6.7～7.0。

本发明的第二方面，提供一种上述生物基压裂前置液体系冻胶的制备方法，包括在水基型基液中加入交联剂和破胶剂，混匀，形成冻胶的步骤。

优选地，所述的水基型基液按如下方法制备得到：按照配比(质量百分数)准确取各组分，在水中加入增稠剂、粘土稳定剂、杀菌剂，混匀后再加入助排剂、ph调节剂，混匀后静置溶胀；其中，静置溶胀时间为0.5～4h，优选为4h，温度为室温；混匀方法可采用搅拌方式，如在转速150～300r/min下搅拌5～20min，以获得均匀溶液。

本发明的第三方面，提供上述生物基压裂前置液体系在常规油藏、稀油油藏、稠油油藏、超稠油油藏区块储层改造中常规和体积压裂中的应用。使用时，将制备成冻胶的生物基压裂前置液体系注入到需要进行压裂作业的油井地层中，以达到产生压裂效果并降低产层原油粘度的目的。所述超稠油是指粘度在50000mpa·s以上的原油。

在本发明中，所述破胶剂是解淀粉芽孢杆菌cb-019的发酵菌液，所述cb-019的发酵菌液，通过将解淀粉芽孢杆菌cb-019的发酵得到的菌液和发酵培养基按一定的比例混合而获得，优选地，按照体积比1:2～4，更优选1:3。发酵菌液中保证活菌数的浓度1～3×10⁹/ml，保证其破胶效果。所述解淀粉芽孢杆菌cb-019菌株已在中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心保藏，保藏号为cgmccno.11950，保藏日期为2016年1月4日。解淀粉芽孢杆菌cb-019耐高温，在50℃以上时也能够正常生长，可发挥其破胶功能。另一方面，解淀粉芽孢杆菌cb-019可以以瓜胶为唯一碳源生长，这样生物基压裂前置液体系制备成冻胶后，该菌可以交联后的胶体(瓜胶)为碳源生长，起到很好的破胶作用。调整破胶剂的加入量可满足不同温度储层对破胶时间和破胶残渣量的要求，破胶时间1～7h可控，破胶液中残渣量降至180mg/l以下。

具体地，上述解淀粉芽孢杆菌cb-019的发酵菌液，按照如下方法制备得到：

(1)将解淀粉芽孢杆菌cb-019菌种接种于lb固体培养基上，30～37℃培养0.5～2d，所述lb固体培养基为琼脂粉18～20g/l，蛋白胨8～10g/l，酵母粉3～5g/l，nacl8～10g/l，补水至1l，ph7.0～8.0；

(2)将lb固体培养基单菌落接种于种子培养基内，在30～37℃，100～300rpm下振荡培养1～4d，得种子液，所述种子培养基为：蛋白胨8～10g/l，酵母粉3～5g/l，nacl8～10g/l，补水至1l，ph7.0～8.0；

(3)种子液按照体积比1:20～50接入发酵培养基中，在30-37℃，100～300rpm下振荡培养2～5d，离心，得解淀粉芽抱杆菌cb-019发酵液，所述发酵培养基为：葡萄糖10～12g/l，l-谷氨酸钠2～3g/l，酵母粉0.5～1g/l，k2hpo43～4g/l，kh2po41.5～2g/l，feso40.005～0.01g/l，mnso40.005～0.01g/l，mgso40.01～0.02g/l，cacl20.01～0.02g/l，补水至1l，ph7.0～8.0。

(4)在25～50℃下，按照体积比例1:2～4将解淀粉芽抱杆菌cb-019发酵液与发酵培养基搅拌混合，得cb-019功能菌液，菌液中菌株cb-019的活菌数浓度为1～3×10⁹ml。

本发明通过对压裂液前置液成分进行优化，得到具有延迟交联效果、破胶时间可控且破胶彻底的绿色、环保、高效的低伤害、具有稠油降粘效果的生物基压裂前置液体系，该体系制备出的压裂液冻胶在90℃，170s^-1速率下连续剪切120min冻胶粘度≥140mpa·s，可很好地发挥作为压裂液的功能。具体地，采用解淀粉芽孢杆菌cb-019功能菌液作为破胶剂，在保证所形成冻胶的耐温、抗剪切能力和携砂能力的同时赋予其较强的可控破胶能力，并使体系具有对稠油层降粘的效果，提高经济效益。另一方面，功能菌种以交联后的胶体为碳源起到破胶作用，破胶后残渣量相应地减少。

本发明中生物基压裂前置液体系对超稠油油藏区块储层中存在的残渣量大、返排率低、常规驱油手段难以生效等问题具有显著的改善效果。压裂施工时可保证体系的耐温耐剪切能力、携砂能力、破胶时间、残渣量和破胶液表界面张力均满足或优于国家及行业标准的要求，可广泛应用于常规油气藏、稠油超稠油区块油藏的储层改造作业，能有效降低成本，提升采出率。

本发明中生物基压裂前置液体系中使用功能微生物菌液作为破胶剂，不仅可以针对瓜胶压裂体系中的增稠剂瓜胶进行专一破胶，而且可以以瓜胶为唯一碳源生长，代谢产生生物表面活性物质，在产生破胶功能的同时，兼具驱油/降粘功能，以功能微生物、瓜胶为中心，形成一个绿色高效的内部循环体系，适用于多种油气藏的储层改造方案。

本发明中生物基压裂前置液体系具有低成本、高效环保等特点，是将压裂工艺与微生物驱油工艺结合而形成的嵌套工艺。对稠油、超稠油区块油藏的经济有效开发以及未来该类型油藏的改造提供了新的方法和途径，具有指导意义。

优选出的低破胶液表界面张力、低破胶残渣量、具有稠油降粘效果的生物基压裂前置液体系，对于确定适合多种不同区块油藏的具有经济可行性和技术可行性的储层改造施工方案，具有广阔的应用前景。在目前国内油田领域一直追求降低残渣、高效低伤害的开发大背景下，具有重要的意义。

附图说明

图1表示本发明制备的冻胶以及携砂冻胶的挑挂状态照片。

图2表示对于本发明制备的冻胶的剪切流变曲线。

具体实施方式

下属非限制性实施例可以使本领域的普通技术人员更全面地理解本发明，但不以任何方式限制本发明。另外，下述实施例中，如无特殊说明，所使用的实验方法均为常规方法，所用材料、试剂等均可从生物或化学试剂公司购买。

下述实施例中使用的材料：

cb-019功能菌液：由解淀粉芽孢杆菌(bacillusamyloliquefaciens)cb-019(保藏号为cgmccno.11950)发酵制备而成，具体制备方法如下：

(1)将解淀粉芽孢杆菌cb-019菌种接种于lb固体培养基上，37℃培养1d，所述lb固体培养基为琼脂粉18g/l，蛋白胨8g/l，酵母粉3g/l，nacl10g/l，补水至1l，ph7.0～8.0；

(2)将lb固体培养基单菌落接种于种子培养基内，在37℃，180rpm下振荡培养1d，得种子液，所述种子培养基为：蛋白胨9g/l，酵母粉3g/l，nacl9g/l，补水至1l，ph7.0-8.0；

(3)种子液按照体积比1:20接入发酵培养基中，在37℃，180rpm下振荡培养2d，离心，得解淀粉芽抱杆菌cb-019发酵液，所述发酵培养基为：葡萄糖12g/l，l-谷氨酸钠2g/l，酵母粉1g/l，k2hpo43g/l，kh2po41.5g/l，feso40.01g/l，mnso40.01g/l，mgso40.01g/l，cacl20.01g/l，补水至1l，ph7.0～8.0。

(4)在25～50℃下，按照体积比例1:3将解淀粉芽抱杆菌cb-019发酵菌液与发酵培养基搅拌混合，得cb-019功能菌液，菌液中菌株cb-019的活菌数为1×10⁹/ml。

zithe-34型高效助排剂：购自大连知微生物科技有限公司；

fhs18：购自山东东营施普瑞公司；

fanta-06中高温型压裂破胶酶：购自大连知微生物科技有限公司；

sitar-ⅱ型超强延迟交联剂：购自大连知微生物科技有限公司。

实施例1

生物基压裂前置液体系由水基型基液(以下说明中称为基液)、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂(羟丙基瓜胶)0.22％，粘土稳定剂(氯化钾)1％，助排剂(zithe-34型高效助排剂)0.1％，杀菌剂(fhs18)0.05％，ph调节剂(碳酸钠)0.2％，余量为水；交联剂为sitar-ⅱ型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100:0.2；破胶剂为cb-019功能菌液，菌液加入量占基液质量的0.15％。

根据上述给出的各组分的质量百分数准确取各组分，按照如下方法制备得到生物基压裂前置液体系的冻胶：在转速300r/min下，边搅拌边向水中按照比例依次加入增稠剂、粘土稳定剂和杀菌剂，搅拌l0min后再依次加入助排剂、ph调节剂，继续搅拌5min，混匀后静置溶胀4h，得到基液；取上述基液400ml，在转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂和破胶剂，继续搅拌lmin，形成冻胶。

实施例2

生物基压裂前置液体系由基液、破胶剂和交联剂组成，基液由以下质量百分数的组分组成：增稠剂(羟丙基瓜胶)0.30％，粘土稳定剂(氯化钾)1％，助排剂(zithe-34型高效助排剂)0.1％，杀菌剂(fhs18)0.05％，ph调节剂(碳酸钠)0.2％，余量为水；交联剂为sitar-ⅱ型超强延迟交联剂，基液与交联剂的体积比为100：0.2；破胶剂为cb-019功能菌液，菌液加入量占基液质量的0.15％。

根据上述给出的各组分的质量百分数准确取各组分，按照如下方法制备得到生物基压裂前置液体系的冻胶：在室温、转速300r/min下，边搅拌边向水中依次加入增稠剂、粘土稳定剂和杀菌剂，搅拌l0min后再依次加入助排剂、ph调节剂，继续搅拌5min，混匀后静置溶胀4h，得到基液；取上述基液400ml，在室温、转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂和破胶剂，继续搅拌lmin，形成冻胶。

实施例3

根据sy/t5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定延迟交联时间、冻胶强度和携砂能力，如图1所示，图1a为实施例1制备的冻胶，图1b为实施例1制备的冻胶中加入30％陶粒支撑剂(20/40目)后的携砂冻胶。测定结果表明，上述冻胶的延迟交联时间为87s，冻胶粘度106mpa·s，可挑挂，韧性好，表面光滑。加入30％陶粒支撑剂(20/40目)后携砂冻胶仍具有超强的耐挑挂能力，表明该冻胶体系的悬砂效果好，可满足矿场应用要求。

1)生物基压裂前置液体系的剪切流变性能

试验方法：取实施例1中得到的基液200ml，在室温、转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂1ml，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶；采用marsⅲ-j流变仪，在温度90℃，剪切速率170s^-1下连续剪切冻胶120min，测试冻胶的剪切流变曲线，结果如图2。

结果表明，上述冻胶在温度90℃、剪切速率170s^-1下连续剪切120min，粘度≥140mpa·s，耐温、耐剪切能力强，可以满足压裂施工需要。

2)生物基压裂前置液体系在低温条件下的破胶性能

试验方法：取实施例1中得到的基液200ml，在40℃、转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂0.5ml和cb-019功能菌液或fanta-05低温型压裂破胶酶或aps(过硫酸铵)(添加量如表1)，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶；根据sy/t5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定破胶时间和破胶液残渣量，结果如表1。

表1生物基压裂前置液体系在40℃的破胶性能

结果表明，低温条件下(40℃)，生物基压裂前置液体系利用调整cb-019功能菌液的含量(0.15～0.5wt％)，在40℃破胶，可以实现1～4h的可控破胶，破胶后破胶液粘度小于2.23mpa·s，残渣量150～160mg/l。单纯使用aps无法实现体系的破胶水化。说明cb-019功能菌液具有良好的破胶能力，可以实现低温下的可控破胶，同时残渣量低，可以减轻对储层的伤害。

3)生物基压裂前置液体系在高温条件下的破胶性能

试验方法：取实施例1中得到的基液200ml，在70℃、转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂0.5ml和cb-019功能菌液或fanta-06中高温型压裂破胶酶或aps(过硫酸铵)(添加量如表2)，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶；根据sy/t5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定破胶时间和破胶液残渣量，结果如表2。

表2生物基压裂前置液体系在70℃的破胶性能

结果表明，高温条件下(70℃)，生物基压裂前置液体系利用调整cb-019功能菌液的含量(0.15～0.5wt％)，在70℃破胶，可以实现1～4h的可控破胶，破胶后破胶液粘度小于2.13mpa·s，残渣量130～150mg/l。cb-019功能菌液具有良好的破胶能力，可以实现高温下的可控破胶，同时残渣量低。说明本发明中生物基压裂前置液体系可在规定的时间内彻底液化，破胶液残渣量更低，可有效降低对地层的伤害。

4)生物基压裂前置液体系破胶后破胶液的表界面性能

试验方法：分别取基液100ml，在37℃、转速300r/min下，边搅拌边加入sitar-ⅱ型超强延迟交联剂0.5ml和破胶剂(cb-019功能菌液)0.15ml，继续搅拌lmin，形成能挑挂的冻胶；根据sy/t5107-2005《水基压裂液性能评价方法》中规定，测定完全破胶后破胶液的表界面张力。

结果表明，生物基压裂前置体系破胶后破胶液的表面张力降低到22.30mn/m，界面张力降低到0.90mn/m，说明zithe-34型高效助排剂具有超低的表界面性能，能使破胶液顺利排出地层，清除井底积液，从而降低井底的水锁效应，同时破胶剂可降解大部分羟丙基瓜胶残渣碎片，降低伤害，提高施工效果。

5)生物基压裂前置液体系对稠油的降粘性能

称取脱水原油70.0g于三角瓶中，加入30mlcb-019功能菌液或应用实施例3的4)中采用生物基压裂前置液体系破胶后的破胶液，37℃振荡培养7d，50℃恒温1h，在恒温的条件下搅拌2min，转速为250r/min。计算培养前后原油粘度变化比，如表3。

表3生物基压裂前置液体系稠油降粘性能

表3的结果可以看出，采用本发明生物基压裂前置液体系破胶后的破胶液对原油良好的降粘能力，粘度比处理之前降低了97.35％，接近于cb-019功能菌液处理，说明本发明生物基压裂前置液体系具有良好的降低原油粘度的功能，同时体系中的功能菌cb-019在破胶后的破胶液中也有良好的存活率，以使压裂前置体系能够实现持续的破胶和对原油的降粘能力。

实施例4

cb-019功能菌以瓜胶为碳源生长性能的检测。

试验方法：配置瓜胶培养基(g/l)：瓜胶4.5，nh4cl6，酵母粉1，nacl5，kh2po43，k2hpo4，mgso4·7h2o0.1，cacl20.02，补水至1l，ph7.0～8.0。115℃，灭菌30min。按5％接种量接种cb-019菌株(即，解淀粉芽孢杆菌cb-019)，37℃，180rpm培养72d，测定培养前后培养基的od值。

表4cb-019菌株在瓜胶培养基中的生长情况

结果表明，cb-019菌株可以以瓜胶为唯一碳源生长。