一种利用生物热解除高凝油油藏蜡晶的微生物体系及工艺的制作方法

本发明属于油气田开发，具体是一种利用生物热解除高凝油油藏蜡晶的微生物体系及工艺。

背景技术：

1、高凝油油藏是一类较为特殊的油藏类型，高凝油的粘度对温度的敏感性决定了该类油藏驱替过程与一般稀油油藏存在极大的不同。常规高凝油油藏开采方式主要以弹性开发为主，但是产能递减较快。因此，目前注水开发为该类油藏的主要增产方式。但是注入水到井底的温度一般都接近或低于油藏温度，因此，进入油藏时易于导致附近存在降温带，造成近井地带蜡晶析出，增大原油流动阻力，降低水驱波及效率，同时导致注水启动压力高等问题。因此如何消除高凝油油藏注水井附近的蜡晶堵塞问题，是提高高凝油油藏水驱效率的关键问题之一。

2、目前解决高凝油蜡晶析出的主要方式有提高环境温度、化学类解堵剂、生物类蜡降解剂等。其中提高环境温度是最为直接、有效的解除蜡晶的方式，当环境温度高于高凝油凝固点后，原油内部晶核空间结构扩大，降低其内聚力，导致高凝油状态从固态向流动态转变。同时温度升高幅度越大，高凝油流动性越好。

3、经过文献专利检索，专利号为“cn 110591980a”的专利公开了一种用于降解高凝油的微生物复合菌剂及其应用，具体涉及一种用于降解高凝油的微生物复合菌剂及其应用。该工艺仅仅是对可流动性高凝油开展降凝评价，而对于冷伤害等因素造成的蜡晶作用效果并未见表明。

4、专利号为“cn 107630688a”的专利公开了一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法，属于一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法。利用高凝油下伏地层的稀油携带上伏地层的高凝油，进行地层掺稀，实现高凝油的有效开发。具体方法步骤为：1)基础数据分析；2)高凝油地层及温度筛选；3)掺稀层位与产量优选；4)掺稀比例优选；5)生产制度优化。该开采方法中地层掺稀概念和标准的提出和建立，借助于高凝油与其下伏地层的稀油油藏混合液量及温度优化，实现小规模及工程成本较高的高凝油开采优选提供科学依据。该方法能够充分利用开发区块中的地质、油藏、工艺信息，且具有考虑因素全面，操作简单，较符合实际情况的特点，能够实现高凝油油藏地层掺稀冷采工作，但是该方法仅仅通过掺稀的方式改变流动性原油的组成，从而提高原油流动性，但对于蜡晶的解除并无实际作用。

5、专利号为“cn109852358a”的专利公开了一种解堵剂，本发明公开了一种解堵剂，所述解堵剂由柑橘萃取天然柠檬烯、多元醇聚氧乙烯醚、椰子油脂肪酸钾、乙二醇单丁醚和去离子水组成。本发明提供了一种解堵剂，其无毒无害为纯有机的绿色环保产品，针对由于石蜡和沥青质析出造成的堵塞现象，解堵剂通过干扰原油中蜡晶分子间作用力，降低蜡晶网状结构强度，能够使已析出的石蜡、沥青质液态化，并且从根本上抑制石蜡、沥青质再次析出，从而达到解堵的目的。该方法利用化学方法开展应用，易于造成地层环境污染，环保性能较低。

6、专利号为“cn110577828a”的专利公开了一种油井用纳米颗粒防蜡降凝剂及其制备方法和应用，本发明的油井用纳米颗粒防蜡降凝剂可用于原油生产过程中油井井筒的防蜡，大幅度降低原油凝固点，溶解吸附在管壁上的碳酸钙垢，有效延长油井的洗井周期，最终达到提高油井产量的目的。该发明能够防止高凝油在油管及集输管线中的蜡沉积现象，但无法实现改变已形成的蜡晶。

7、专利号为“cn 1241609”的专利公开了一种防蜡降凝剂及其配制方法和工艺，本发明涉及一种油田油井开采特别是油田高凝油油井开采用防蜡降凝剂及其配制方法和工艺。其特点在于它的防蜡降凝剂,可替代高凝油油井井筒电加热采油方式,加药费用相当于前者所用电费的1/7,同时可节省电加热投资及根除其损坏造成的修井事故。该发明能够防止高凝油在油管中的蜡沉积现象，但无法实现改变已形成的蜡晶。

8、专利号为“cn101161984”的专利公开了油井降粘、凝与解蜡的伴热器，本发明涉及一种采油附属设施，特别是一种油井降粘、凝与解蜡的伴热器，是开采高凝油、高含蜡和粘稠油井首选的伴热器。本发明利用利用井站现有热水循环系统中的热源；也可用水罐内烟道加热或补充加热，易实施，成本低。该工艺仅适用于与地面举升过程中的蜡质解除，对于地下形成的蜡晶无法实现有效作用。

技术实现思路

1、本发明的目的在于克服现有技术的缺陷，提供一种利用生物热解除高凝油油藏蜡晶的微生物体系及工艺。

2、为实现上述目的，本发明采用了如下技术方案：

3、一种利用生物热解除高凝油油藏蜡晶的微生物体系及工艺，所述微生物体系由新陈代谢类型为化能合成的自养型功能微生物及其激活剂体系组成。

4、优选的，所述新陈代谢类型为化能合成的自养型功能微生物包括硫细菌、硝化细菌、铁细菌和产甲烷菌中的一种或几种。

5、优选的，所述新陈代谢类型为化能合成的自养型功能微生物注入浓度范围为10％～30％。

6、优选的，所述激活剂体系包括无机化合物和有机化合物。

7、优选的，所述无机化合物主要根据自养功能性微生物自身的生长选择，

8、优选的，所述无机化合物包括：氯化铵、亚硝酸钠、硫代硫酸钠、氯化铁、磷酸氢二胺中的一种或几种。

9、优选的，所述无机化合物为氯化铵。

10、优选的，所述有机化合物包括：淀粉、玉米浆干粉、葡萄糖、尿素中的一种或者几种。

11、优选的，所述有机化合物为淀粉。

12、优选的，所述激活剂体系组成中的无机化合物应用浓度范围为0.05％～0.5％。

13、优选的，所述新陈代谢类型为化能合成的自养型功能微生物与其激活剂体系质量比例为(1～1.5)：0.01。

14、还公开了一种利用生物热解除高凝油油藏蜡晶的工艺，包括以下步骤：

15、s1生物复配体系的筛选；

16、s2确定产生物热微生物体系现场工艺参数；

17、s3产生物热微生物体系现场应用。

18、优选的，所述步骤s1中，生物复配体系的筛选，包括：

19、向容器中加入100ml的产出液和10％-20％的自养型功能微生物，封口后静置于油藏温度，培养5-10天后，通过显微镜观察其生长状况，对比菌浓变化选择该区块的自养型功能微生物类型，随后对自养型功能微生物使用浓度进行优化，通过峰值菌浓值对比，确定自养型功能微生物浓度。

20、优选的，所述步骤s1中，生物复配体系的筛选，还包括：

21、针对自养型功能微生物确定培养基成分，通过比例优化，最终确定激活剂体系配方，并通过对自养型功能微生物与激活剂体系注入比例优化得到优化比例。

22、优选的，所述步骤s2中，确定产生物热微生物体系现场工艺参数，包括：

23、现场注入量设计；

24、焖井周期选择；

25、注入轮次设计。

26、优选的，所述现场注入量设计，依据如下：

27、v＝3.14r2hфβ，

28、式中标记取值：v—注入用量，m3；r—蜡晶析出半径，m；h—有效厚度，m；ф—孔隙度，％；β—用量系数，水平井取0.45；直斜井取1.1。

29、优选的，所述焖井周期选择依据为自养型功能微生物生长代谢能力及油藏温度、矿化度。

30、优选的，硫细菌焖井周期为10-20天；硝化细菌焖井周期为10-30天；铁细菌焖井周期为10-30天；产甲烷菌焖井周期为60-180天。

31、优选的，所述注入轮次设计依据为微生物群落结构状态及油井注入压力变化情况。

32、优选的，油井注入压力降低20％以上，证明微生物体系以实现有效作用，当注入压力恢复至原始压力的95％以上，进行第二轮试验。

33、优选的，所述第二轮试验，包括：

34、①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；

35、②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积；

36、③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；

37、④一次水驱，水驱至采出液含水75％为止，计算一次水驱采收率；

38、⑤将注入自养型功能菌体系温度降至油藏温度的50％后，开展驱替试验，焖井时间依据自养型功能菌周期；

39、⑥二次水驱时水温降至油藏温度的70％，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，并实施记录注入过程中的压力曲线。

40、优选的，所述步骤s3中，产生物热微生物体系现场应用，包括：

41、将配置好的自养型功能微生物和激活剂体系由注水井注入其中，焖井一段时间后开始水驱，注入前后记录水井注入压力，并对单井增油进行跟踪，待注入压力恢复至原始压力以上，进行第二轮注入，同时跟踪注入前后的水井注入压力，增油量以及投入产出比。

42、优选的，所述焖井时间为15-20天。

43、综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：

44、本发明中，首次将自养型功能菌应用于高凝油油藏，提高注入井近井地带温度，清除储层孔候内已形成的蜡晶，改善近井地带油藏渗透率，降低水井注入压力。

45、本发明中，现场试验工艺简单、绿色环保、增油效果良好以及投入产出比高的优点，水驱有效率提高30％，单井平均日增油大于2t，投入产出比大于1：3。