一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法与流程

一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法
1.技术领域
2.本发明涉及油砂矿藏的开采技术领域，具体是一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法。
3.

背景技术：

4.随着中国经济社会持续发展，油气对外依存度大幅攀升，2019 年原油对外依存度达到 72.4%。 然而，我国常规石油天然气资源储备和生产潜力有限，国家能源安全面临巨大挑战。因此，加强非常规能源科技创新、寻求常规油气战略替代资源迫在眉睫。油砂是一种含有原油的砂状矿藏，主要成分有沥青、水、黏土和砂粒等，作为一种非常规能源，是液态石油的重要补充。我国是在世界油砂矿资源丰富的国家之一，储量居世界第五位，初步估算我国油砂有千亿吨，可采石油资源量100亿吨左右，但由于科技基础薄弱，勘查开发程度还很低，目前除新疆风城等少数矿点依靠科技创新实现了有效开发外，其他大部分矿点（带）尚未形成有效产能。
5.国外针对有效厚度较大的中厚层油砂矿，开采技术比较成熟，主要采用以蒸汽吞吐或蒸汽辅助重力泄油技术（简称 sagd 技术）为主的原位开采方式。例如加拿大开采油砂油日产量约为 200 万桶，其中以 sagd 为主的原位热采方式贡献占比约为 44%。目前我国主要釆用蒸气驱替、蒸气吞吐、sagd 等原位技术开采，耗能高，釆出程度低，同时 sagd 技术的应用条件苛刻，要求油砂连续厚度>15 米，且具备封堵条件较好的盖层，保障热蒸汽的有效工作环境。而我国含油砂盆地类型多、成矿背景复杂，绝大部分油砂矿层类型以陆相河流沉积为主，呈厚度薄、物性夹层多的特征；而且油砂资源多赋存于盆地边缘物性良好、局部盖层不完整的浅层部位，在矿藏形成过程中，原油遭受水洗、氧化及生物降解等作用后重质组分占比增大，油砂油粘度普遍较高，甚至在 80
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90℃条件下仍不具备孔隙流动能力。这种特殊的油品性质使得常规原油的开采工艺难以将油砂油从颗粒界面分离，导致其原位开采困难。同时，受浅部矿层胶结疏松、封闭性差的影响，采用国外成熟的sagd 技术开发浅层油砂还存在蒸汽制备能耗高、蒸汽上窜污染浅部水层等风险，规模性蒸汽开发产生的高碳排放亦不满足环保要求。因此，探索高效、经济、绿色的陆相浅层油砂原位开采技术，对促进我国油砂资源勘查开发具有重要意义。
6.油砂原位开采的主要难题是油砂油剥离难、能耗大、成本高，基于上述开采技术瓶颈，本发明提出一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法。
7.

技术实现要素：

8.本发明所要解决的技术问题是提供一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法，以解决现有技术中存在的缺陷。
9.本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种油砂的中低温微生物多介质原位开采方法，包括油井吞吐和注入井驱替两个阶段；油井吞吐阶段包括如下步骤：步骤（1）：初次微生物预处理，向油井井筒和地层注入生物促生剂和/或功能菌剂，关井处理，通过注入生物促生剂，一方面能激活和调整油藏内源微生物形成降解长链烷烃、多环芳烃等烃降解
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产表活剂的功能微生物菌群，另一方面促进和增强新注入的外源性杂多环芳烃等烃降解
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产表活剂兼性厌氧功能菌，使微生物在油水界面上不断生长和代谢，对界面上的原油进行逐层改质的预处理；步骤（2）：初次生物制剂强化处理，向油井井筒和地层注入生物制剂和/或环保型化学剂，关井处理，通过注入生物制剂来减弱油水界面阻力，剥离油砂的界面原油，进一步增加微生物菌群在原油中的渗透能力，从而降低原油本身的粘度，提高其渗流能力；注入井驱替阶段包括如下步骤：步骤（3）：二次微生物预处理，再次向油井井筒和地层注入生物促生剂和/或功能菌剂，让促生剂或者功能菌剂在地层中进一步与原油充分接触，让微生物在油水界面上生长和代谢，对界面上的原油进行更深入的逐层改质预处理；步骤（4）：二次生物制剂强化采油，再次向油井井筒和地层注入生物制剂和/或环保型化学剂，让该制剂进一步减弱油水界面阻力，剥离界面原油，增加微生物菌的渗透能力，携带出更多的原油，增加产量。
10.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（1）和步骤（3）中所述的生物促生剂为无机和有机营养组分的混合物，其中无机营养组分包括硝酸盐、磷酸盐、金属氧化物中的一种或多种混合，有机营养组分包括木质素、腐殖酸、酵母粉、蛋白胨中的一种或多种混合。
11.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（1）和步骤（3）中所述的功能菌剂包括多环芳烃降解菌、蜡降解菌、生物表面活性剂产生菌、溶剂合成菌中的一种或多种，功能菌的类型包括假单胞菌属（pseudomonas）、杆菌属（bacillus）、迪茨式菌属（dietzia）、念珠菌属（candidas）、红球菌属（rhodococcus）或微球菌属（micrococcacceae）中的一种或多种混合。
12.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（2）和步骤（4）中所述的生物制剂为所述功能菌在液体发酵培养基中发酵3
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10天后的发酵液经提纯以后配制获得；所述功能菌的接种浓度范围为2
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10%，发酵试验在30℃下的原位灭菌发酵罐中进行，发酵时通气量范围为0.2
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0.5 vvm，搅拌速度为100
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300 rpm，发酵结束后，调节发酵液的ph值为8
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10，将发酵液高速离心并回收中层清液。
13.作为本发明技术方案的进一步优化，所述液体发酵培养基由以下重量比的原料组成：植物油40
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70%、蔗糖 15
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35%、谷氨酸钠7
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15%、氯化镁0.5
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2.5%、氯化钾0.5
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2.5%、磷酸二氢钾1.5
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4.5%、 硫酸亚铁<0.1%、硫酸镁<0.1%、硫酸铜<0.1%，发酵液的初始ph值为6
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8。
14.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（2）和步骤（4）中所述的环保型化学剂包括烷基糖苷、烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、甜菜碱、异构醇醚中的一种或多种混合。
15.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（1）中所述的生物促生剂或功能菌剂的总注入浓度为0.1
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5%，总注入量为100
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300方，注入方式为段塞式注入、持续式注入或两者
混合式注入。
16.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（1）中所述的关井处理周期为1
‑
30天。
17.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（2）中所述的生物制剂或环保型化学剂的总注入浓度为0.1
‑
5%，总注入量为100
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300方，注入方式为段塞式注入、持续式注入或两者混合式注入。
18.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（2）中所述的关井处理周期为1
‑
30天。
19.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（3）中所述的生物促生剂或功能菌剂的总注入浓度为0.1
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5%，注入方式为注入方式为段塞式注入、持续式注入或两者混合式注入。
20.作为本发明技术方案的进一步优化，步骤（4）中所述的生物制剂或环保型化学剂的总注入浓度为0.1
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5%，注入方式为段塞式注入。
21.作为本发明技术方案的进一步优化，所述生物促生剂、功能菌剂、生物制剂或环保型化学剂的注入载体均为水。
22.本发明的有益效果是：把生物改质预处理和生物纳米乳液驱油结合起来，通过定向激活油砂矿层中本源功能菌群，或者添加外源的烃降解功能菌，弱化油砂油与砂、粘土等颗粒的表面吸附强度，不需热能耗就能降低油砂油粘度；同时采用以生物药剂为基础的石油驱替，实现地下原位 10
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60℃温度条件下的油砂注采驱动，强化原油的分离与运移，实现陆相浅层油砂高效、经济、绿色的原位开采。
23.附图说明
24.图1为本发明流程示意图；
具体实施方式
25.以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
26.具体实施例一针对某挤压盆地型油砂矿，本发明提供一种中低温微生物多介质原位开采方法，包括油井吞吐阶段和水井注入的驱替阶段；如图1所示，所述油井吞吐阶段包括如下步骤：（1）初次微生物预处理步骤，向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成及浓度为：硝酸盐10 g/l、磷酸盐4 g/l、硫酸镁4 g/l、木质素0.2 g/l、腐殖酸0.5 g/l、酵母粉0.3 g/l和蛋白胨1.0 g/l，生物促生剂的注入浓度为2%，即注入促生剂总浓度为20000 mg/l，功能菌剂由外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功能菌组成，其菌种分别为假单胞菌和杆菌，两者等比例配置，菌液的注入浓度为0.2%，即稀释500倍后注入，该步骤的促生剂和功能菌剂的总注入量为200方，采用持续式注入，然后关井处理5天；（2）初次生物制剂强化处理，向油井井筒和地层注入生物制剂，其注入浓度为1%，即稀释100倍后注入，该步骤的注入量为200方，采用持续式注入，然后关井处理5天；上述生物制剂制备过程如下：采用外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功
能菌，菌种分别为假单胞菌和杆菌，两者分别发酵，其接种浓度均为7%，在给定的液体发酵培养基中发酵5天，发酵试验在30℃原位灭菌发酵罐进行，发酵时通气量 0.3 vvm, 搅拌速度300 rpm，发酵结束后，调节发酵液ph值为8
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10，然后高速离心并回收中层清液，将两种发酵液提纯以后，按照1:1比例混合制得；上述发酵培养基组成及重量比为：植物油60.6%、蔗糖18.2%、谷氨酸钠15.2%、氯化镁1.5%、氯化钾1.5%、磷酸二氢钾3.0%，硫酸亚铁、硫酸镁和硫酸铜分别为微量，培养基的初始ph值为7；所述注入井驱替阶段包括如下步骤：（3）二次微生物预处理，再次向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成、浓度，和功能菌剂的菌种、比例均与步骤（1）相同，两者的注入浓度和注入方式也都与步骤（1）相同，注入总量为500方，目的在于让促生剂或者功能菌剂在地层中进一步与原油充分接触，使微生物在油水界面上生长和代谢，对界面上的原油进行更深入的逐层改质预处理；（4）二次生物制剂强化采油，再次向油井井筒和地层注入生物制剂，该生物制剂的制备方式与步骤（2）相同，注入浓度为4%，即稀释25倍后注入，该步骤注入总量为1000方，采用段塞式注入方式，目的在于让生物制剂进一步减弱油水界面阻力，剥离界面原油，增加微生物菌的渗透能力，携带出更多的原油，增加产量。
27.在采用本发明开采方法之前，该油砂矿开井生产的日产液量为25
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28方/天，含水100%；采用本发明微生物预处理和生物制剂强化的开采方法，再次开井经短期排液后，日产液达到24方/天，日产油5
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6方/天，采出液粘度430 mpa.s，降粘率达88%，阶段累增油421吨。
28.具体实施例二针对某裂谷盆地型油砂矿，本发明提供一种中低温微生物多介质原位开采方法，包括油井吞吐和注入井驱替两个阶段；如图1所示，所述油井吞吐阶段包括如下步骤：（1）初次微生物预处理，向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成及浓度为：硝酸盐5 g/l、磷酸盐1.5 g/l、硫酸镁1.5 g/l、木质素0.2 g/l、腐殖酸0.7 g/l、酵母粉0.4 g/l和蛋白胨1.2 g/l，生物促生剂的注入浓度为1%，即注入促生剂总浓度为10000 mg/l，功能菌剂由外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功能菌组成，其菌种分别为迪茨式菌、念珠菌、红球菌和微球菌，配置比例为1:1:1:1，菌液的注入浓度为0.1%，即稀释1000倍后注入，该步骤的促生剂和功能菌剂的总注入量为300方，采用持续式注入，然后关井处理20天；（2）初次生物制剂强化处理，向油井井筒和地层注入生物制剂，其注入浓度为0.2%，即稀释500倍后注入，该步骤的注入量为300方，采用持续式注入，然后关井处理20天；上述生物制剂制备过程如下：采用外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功能菌，菌种分别为迪茨式菌、念珠菌、红球菌和微球菌，配置比例为1:1:1:1，上述功能菌分别发酵，其接种浓度均为10%，在给定的液体发酵培养基中发酵8天，发酵试验在30℃原位灭菌发酵罐进行，发酵时通气量 0.4 vvm, 搅拌速度300 rpm，发酵结束后，调节发酵液ph值为8
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10，然后高速离心并回收中层清液，将四种发酵液提纯以后，按照1:1:1:1比例混合制得；
上述发酵培养基组成及重量比为：植物油57.1%、蔗糖20.3%、谷氨酸钠16.5%、氯化镁1.4%、氯化钾1.6%、磷酸二氢钾3.1%，硫酸亚铁、硫酸镁和硫酸铜分别为微量，培养基的初始ph值为6；所述注入井驱替阶段包括如下步骤：（3）二次微生物预处理，再次向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成、浓度，和功能菌剂的菌种、比例均与步骤（1）相同，两者的注入浓度和注入方式也都与步骤（1）相同，注入总量为600方，目的在于让促生剂或者功能菌剂在地层中进一步与原油充分接触，使微生物在油水界面上生长和代谢，对界面上的原油进行更深入的逐层改质预处理；（4）二次生物制剂强化采油，再次向油井井筒和地层注入生物制剂，该生物制剂的制备方式与步骤（2）相同，注入浓度为2%，即稀释50倍后注入，该步骤注入总量为1200方，采用段塞式注入方式，目的在于让生物制剂进一步减弱油水界面阻力，剥离界面原油，增加微生物菌的渗透能力，携带出更多的原油，增加产量。
29.在采用本发明开采方法之前，该油砂矿投入热蒸汽驱替开发，因开发效益低下而全部关井，区域采出程度31.5%；采用本发明微生物预处理和生物制剂强化的开采方法，冷采复产以后月产油水平320吨，平均单井日产油0.63吨/天，较蒸汽驱生产末期提高4.5倍，吨油开采成本下降50%。
30.具体实施例三针对某山间盆地型油砂矿，本发明提供一种中低温微生物多介质原位开采方法，包括油井吞吐和注入井驱替两个阶段；如图1所示，所述油井吞吐阶段包括如下步骤：（1）初次微生物预处理，先采用co2加热方式将矿藏地层加热至10℃，然后向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成及浓度为：硝酸盐8 g/l、磷酸盐5 g/l、硫酸镁6 g/l、木质素0.3 g/l、腐殖酸0.8 g/l、酵母粉0.2 g/l和蛋白胨1.5 g/l，生物促生剂的注入浓度为4%，即注入促生剂总浓度为40000 mg/l，功能菌剂由外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功能菌组成，其菌种分别为迪茨式菌和红球菌，两者配置比例为2:1，菌液的注入浓度为0.5%，即稀释200倍后注入，该步骤的促生剂和功能菌剂的总注入量为100方，采用段塞式注入，然后关井处理30天；（2）初次生物制剂强化处理，先采用co2加热方式将矿藏地层加热至10℃，然后向油井井筒和地层注入生物制剂，其注入浓度为4%，即稀释25倍后注入，该步骤的注入量为100方，采用段塞式注入，然后关井处理30天；上述生物制剂制备过程如下：采用外源杂多环芳烃降解菌和产表活剂兼性厌氧功能菌，菌种分别为假单胞菌和念珠菌，两者分别发酵，其接种浓度均为10%，在给定的液体发酵培养基中发酵10天，发酵试验在30℃原位灭菌发酵罐进行，发酵时通气量 0.2 vvm, 搅拌速度200 rpm，发酵结束后，调节发酵液ph值为8，然后高速离心并回收中层清液，将两种发酵液提纯以后，按照2:1比例混合制得；上述发酵培养基组成及重量比为：植物油45.7%、蔗糖29.1%、谷氨酸钠19.2%、氯化镁1.1%、氯化钾1.7%、磷酸二氢钾3.2%，硫酸亚铁、硫酸镁和硫酸铜分别为微量，培养基的初始ph值为8；
所述注入井驱替阶段包括如下步骤：（3）二次微生物预处理，先采用co2加热方式将矿藏地层加热至10℃，然后再向油井井筒和地层注入生物促生剂和功能菌剂，其中生物促生剂的组成、浓度，和功能菌剂的菌种、比例均与步骤（1）相同，两者的注入浓度和注入方式也都与步骤（1）相同，注入总量为800方，目的在于让促生剂或者功能菌剂在地层中进一步与原油充分接触，使微生物在油水界面上生长和代谢，对界面上的原油进行更深入的逐层改质预处理；（4）二次生物制剂强化采油，先采用co2加热方式将矿藏地层加热至10℃，然后再次向油井井筒和地层注入生物制剂和环保型化学剂，该生物制剂的制备方式与步骤（2）相同，注入浓度为5%，即稀释20倍后注入，该环保型化学剂的组成为烷基糖苷和烷基磺酸盐，其比例为1:2，注入浓度为2%，即稀释50倍后注入，该步骤注入总量为800方，采用段塞式注入方式，目的在于让生物制剂和环保型化学剂进一步减弱油水界面阻力，剥离界面原油，增加微生物菌的渗透能力，携带出更多的原油，增加产量。
31.在采用本发明开采方法之前，该油砂矿由于油井产能下降，日产油水平2.5吨/天，采出程度3.14%；采用本发明微生物预处理和生物制剂强化的开采方法以后，日产油最高达11吨/天，累计增油586.1吨。
32.综上所述，与现有油砂矿藏开采方法相比，本发明的中低温微生物多介质原位开采方法具有如下技术优势：（1）低能耗、低成本，作业全过程为中低温操作，无需大量热量消耗，生产成本低；（2）绿色环保，所用的生物促生剂、生物制剂、环保化学剂均为生物可降解药剂，所采用的功能菌剂也都是环境无害菌；（3）开采效率高，针对性突破油水屏障，采用微生物预处理和生物制剂强化相结合，通过低温微生物的降解作用，改变油水界面处的原油组分，从而使得原油容易发生形变，加强后续生物制剂的功能；同时创造性采用生物制剂，对油砂油的乳化、渗透。
33.以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。