吴海军(中油辽河油田分公司锦州采油厂,辽宁 凌海 121209)
稠油是一种高黏度、高密度的原油,国外将其称为重质原油。目前常用的稠油开采技术主要是热力采油法和化学采油法,但随着油田开发,技术、经济和环保等方面的问题日益明显,寻找一种新的稠油开采技术势在必行。稠油微生物开采技术是开采枯竭油藏,提高油藏最终采收率最为经济的开采方法,成本仅为其它三次采油方法的几分之一,且工艺简便、无腐蚀、对储层无伤害、有效期长、效益高。
高轮次热采油井在蒸汽吞吐末期,含水升高,温度下降,原油粘度升高,流动性变差,采出困难增加,此时通过补充复合降黏解烃菌及营养物,可以降低原油粘度,降解高链烷烃,从而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。
以稠油降黏为筛选标准,结合油藏环境筛选出复合降黏解烃功能菌,并针对稠油进行了不同温度下的降黏实验。实验表明该复合菌处理稠油后,测得脱水原油黏度下降明显,40℃、50℃、60℃下,降黏率分别为61%、58%、58%,并且培养时间越长降黏效果越好。
用重量法测定原油培养基中残余油含量:在原油培养基中加入筛选所得菌,摇床培养(180 r/min)后取样。加入50%硫酸(5 mL 硫酸/1 L 样液)酸化,移至分液漏斗,加入氯化钠(80 g/1 L液样),用25 mL石油醚(30 60℃)萃取3 min,静置分层,收集上层液,用石油醚萃取2次,合并上层液用干燥的无水硫酸钠脱水、过滤,收集滤液,于65℃水浴蒸至近干,再置于65℃恒温箱内烘1 h,放入干燥器中冷却30 min,称量。以不加入菌液的培养液为对照组。对照组、样品残余油量差与对照组残余油量的比值即为石油烃降解率。
复合菌对4 口稠油井油样的降解率分别为61.8%、60.5%、55.7.2%、51.6%,在实验中发现复合菌对胶质沥青质含量大的稠油降解率要更高一些,由此可见复合菌对高碳数组分的降解能力较好。这对稠油,尤其是高黏度稠油开采具有较大的实践意义。
2014年5月,在辽河油田锦州采油厂的稠油区块,对4口油井进行了微生物稠油降黏现场试验。试验区块孔隙度28.9-32.4%,50℃脱气原油粘度为7697 mPa·s。地层水型为NaHCO3型,平均总矿度1956.6mg/L。
油井稠油降黏现场试验采用微生物菌液和营养液混合注入方式,通过油套环空注入营养液60 m3,微生物制剂4 t,顶替15 m3清水后关井,15 天之后按原生产制度恢复正常生产。
试验油井开井后,33-233 井产液量增加两倍,产油量从日均0.4t 增加到1.75t,增产明显;25-153 井和9-195 井措施后产液量变化不大,但含水下降较为明显,日产油量增加了近3倍,增产效果突出,4口井累计增油604t。
33-233 井,2013 年9 月注汽3337m3,措施前日产液4.3m3,日产油0.4t,含水90.7%。该周期生产225天,产油217t,已到该吞吐周期末期。2014年5月28日注微生物4 t,焖井15天。开井后日产液升高到原来的2 倍多,日产油提高到原来的4 倍多。连续生产269天,累产油410t。
表1 33-233井最近三个周期注汽与微生物生产情况对比
通过对近三个蒸汽吞吐周期和微生物吞吐的生产情况进行统计,(表1)可以看出,微生物吞吐与本轮蒸汽吞吐相比,生产时间相当,但产量增加一倍;若把13轮注蒸汽与注微生物做为一个周期来考虑,和12轮注蒸汽相比,生产时间延长了四分之一,周期产量增加近一倍,相当于增加了一个蒸汽吞吐周期,而成本只是注蒸汽的五分之一。
4.1 通过筛选出的复合降黏解烃菌,对锦州采油厂稠油进行了室内实验,室内降黏率最高达到61%左右。
4.2 现场实验4 口井,累计增油604 吨,证明对蒸汽吞吐末期的油井进行微生物吞吐,可以延长生产周期,增加周期产量,为蒸汽吞吐效果不好的稠油油井找到一种新的开采方式。