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1、第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队二二一一年九月一一年九月汇报人：汇报人：生物酶驱提高采收率技术试验研究生物酶驱提高采收率技术试验研究第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队生物酶技术发展概况 2002年，通过应用生物酶解堵采油技术，胜利油田海洋采油厂共进行了20余口井的吞吐工艺，共增油约32万吨。2006年10月，吐哈油田公司鄯善采油厂引进应用AE-2生物酶解堵技术，效果非常明显，经济效益也非常好。对于低渗透油藏，该技术具有良好的发展前景，特别是针对大庆油田采油十厂等外围油田，它可以解决条件最苛刻的三类油藏采收率不高问题，可以解决微生
2、物采油渗透率应大于50毫达西的标准。第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队生物酶驱油机理及特点 改变岩石润湿性：生物酶可以使储层岩石表面的润湿性从油湿向水湿转化，从而改变储层岩石的润湿状态，明显改变岩石润湿性，降低油岩层间的界面张力，释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物，清洁油岩，使原油易于从岩石表面剥离下来。在这个过程中,酶的数量（即浓度）只影响剥离油的速度（即：单位时间内，从固体表面剥离多少油）。经过这一过程后，固体的润湿性被改变 ， 变 得 不 再 亲 油 。 而 油 的 分 子 并 没 有 任 何 改 变 。2.1生物酶驱油机理第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队1生物酶驱油机
3、理改变岩石润湿性：图2-1 模拟地下岩层的情况 图2-2 酶制剂作用后的情况 第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队1生物酶驱油机理油田在开采过程中，岩石中易产生微颗粒的松动与运移，加之以颗粒为中心，形成油、蜡包裹体，堵塞油层正常通道。当使用酶解堵剂后，固体（砂粒）与包裹的油、蜡分离，疏通了被堵塞的油、水通道，提高了近井地层渗透能力，降低了液体流动阻力。对于微生物由于体积进不去的孔隙，生物酶解堵剂成分可以渗流进去。生物酶解堵剂通过渗流作用进入微小孔道，将原油剥落降粘带出孔隙，并将岩心转变为水湿。且生物酶解堵剂使用条件比较宽松，不像微生物因为环境的变化考虑存活问题。 清理产液通道及降低液体
4、流动阻力：清理产液通道及降低液体流动阻力： 第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队1生物酶驱油机理 生物酶解堵剂具有良好的降粘作用和一定的降解作用，包括将饱和蜡选择性降解为不饱和烯烃的能力，降低原油粘度，从而降低了原油在地层孔隙中的流动阻力。通过改善粘度比和提高流速，将孤立原油降粘稀释，让油滴在地层中聚集，连成片，成为稀释油墙。和普通原油相比，稠油中胶质与沥青质含量较高，而且随着胶质和沥青质的增加，轻质馏分进一步减少，原油的相对密度和粘度同时增加，原油的流变性进一步恶化。只有当原油含胶质和沥青质极少时是一种真溶液状态，大多数原油并不是以完全的真溶液状态存在，而是以一种相对稳定的胶体分散体
5、系存在，其分散相是以沥青质为核心，以胶质为溶剂而构成的胶束，其分散介质主要由油和部分胶质组成，而分散介质的芳香度必须足够高才能使体系稳定。解堵剂中的酶，通过催化反应，保持了相对稳定的分散体系，并能阻止沥青的聚合沉降，改善原油的流动性。洗油效果良好。稠油降粘及改善原油流变特性稠油降粘及改善原油流变特性 ：第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队2.2生物酶驱油的性能优点和选井原则 大多数生物酶具有以下的特点： 生物酶是天然提取物，是非酸解堵剂，不会产生酸液解堵工艺过程中出现的有毒有害气体，不受各种剪切、降解、压力、水矿化度等的影响。 良好的活性和催化力，能快速激活剥离碳氢化合物，清洁油垢能力
6、显著，具有改变岩石的润湿性、降解蜡质、降粘等特性。pH值为7，属中性，对油田管道和井下设备基本无腐蚀。 水溶性产品完全溶于水，可用任何矿化度的污水配制，不溶于油，产品为水溶液，沸点100。 生物酶驱油特点：生物酶驱油特点：第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队2.2生物酶驱油的性能优点和选井原则 润湿效果好,能加快水分子运动，提升油水运动能力，作业时无固相、残渣生成，并可在岩石颗粒表面形成一层有效的分子膜结构，起到预防再次垢沉积、防止水伤害的作用。 生物酶可以生物降解和化学降解属于环保产品，符合油田HSE标准，对生产环境无污染，对人无伤害。不会产生着火或爆炸，该生物酶是一种生化催化剂，具
7、有非常高的剥离固体粒子表面的碳氢化合物的能力，作用若是过程是生化催化反应，使用过程中不损耗，可以分离后反复使用。生物酶驱油特点：生物酶驱油特点：第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队2.2生物酶驱油的性能优点和选井原则n（1）储层有能量，因稠油积垢造成的油井堵塞，蜡等结晶、沉积导致实际产量降低的井或不能正常开采的问题； n（2）高产区的低产井； n（3）特低渗透油田的油井； n（4）选取储层被堵塞伤害的油井； n（5）油层具有一定的吸入和导流能力； n（6）油井动、静态资料齐全，能够进行效果分析的井； n（7）抽油设备齐全，完好，井口装置能保证正常生产的井； n（8）油井固井质量好，无套
8、损，井下无落物； n（9）选择表皮因子较高、油层伤害重的井，选取比产液能力较低的井；n（10）解除有机垢质对井眼井筒堵塞而需洗井、作业的油水井； n（11）泥质含量相对较高的井；n（12）油井因作业伤害造成的产量降低问题； n（13）完井后不能达到生产要求的井和其它在井条件下酶能起作用的井。n（14）含水最好在60%80%之间；生物酶驱油选井原则：生物酶驱油选井原则：第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队生物酶驱油现场试验 2007年以来， 油田分别在三类区块A区块和二类区块B区块开展了生物酶驱油现场试验。A试验区与水驱对比井组相比，取得了降低注水压力、控制产量递减、提高阶段采出程度的效
9、果；鉴于二类区块的储层特性，为改善开发效果，开展了B区块生物酶降压驱油现场试验 第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队 选择B区块的4口水井及其连通的17口油井作为试验井组。试验井组含油面积0.72km2，地质储量34.4104t，平均有效厚度7.5m，有效孔隙度16.0%，空气渗透率9.010-3m2，原始含油饱和度52.0%，油层温度51.4，饱和压力7.04MPa。 4口注水井，平均注水压力14.5MPa，单井日注水21m3，单井累积注水5.39104m3；连通油井17口，日产油11.5t，综合含水56.6%，单井累计产油1.13104t。 试验区概况：试验区概况： 生物酶驱油现场
10、试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队生物酶驱油现场试验试验区水井基础数据表试验区水井基础数据表井号有效厚度(m)注水压力(MPa)日配注(m3)日实注(m3)累注(m3)井110.614.8302568551井26.814.3151584840井314.014.1202039314井47.614.8252522982平均9.814.5232153921 为对比试验效果，选取了相邻的3注12采井组作为对比井组。对比井组含油面积0.64km2，平均单井有效厚度8.1m；注水井平均注水压力14.7MPa，单井日注水20m3；连通油井12口，出油井8口，日产油9.9t，综合含水31.6%。
11、第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队 药剂体系优选： 室内配制不同配比的6种溶液进行评价，最后优选由混合生物酶、粗提生物表面活性剂、烃降解菌菌液、乳化防膨剂组成的新配方，其配比为14:4:2:1。对配方的稳定性、均匀性、界面张力、吸附量、耐温性、抗盐性、乳化率、降粘率及洗油能力进行了室内评价。生物酶驱油现场试验评价内容评价结果稳定性、均匀性良好界面张力2.110-1mN/m吸附量0.20mg/ml耐温性适应15-70抗盐性矿化度小于10000mg/l时，界面张力变化不大乳化率49%降粘率31%洗油能力88%第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队 现场试验情况：现场试验情况： 根据
12、室内实验结果，生物酶浓度选择3%，综合考虑经济因素，试验参数确定注入体积倍数为1.6%PV。现场需要配制生物酶原液用量为550t。生物酶现场注入从2009年11月至2010年5月连续注入生物酶原液498t，2011年1-4月段塞注入生物酶原液77t，酶溶液总注入量1.72104m3。 试验区注入生物酶以来，见到降压驱油效果，试验3个月后油井采出液检测到了生物酶成份，采出液矿化度及原油物性发生明显变化。 生物酶驱油现场试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队 水井注入状况分析：水井注入状况分析：在保持注水量不变的情况下平均注水压力下降0.4MPa，吸水指数由1.45m3/dMPa上升到1
13、.49m3/dMPa，上升0.04m3/dMPa，表明生物酶的注入对提高油层的吸水能力起到了较为积极的作用。B区块生物酶试验水井生产曲线 对比井组水井生产曲线生物酶驱油现场试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队层间吸水状况得到改善：层间吸水状况得到改善：通过水井注生物酶前后吸水剖面资料对比看，水井层间吸水差异变小。吸水层数百分数砂岩厚度吸水百分数有效厚度吸水百分数50.0%59.2%68.8%67.4%56.3%62.2%18.8%8.2%5.9%生物酶驱油现场试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队连通油井生产状况分析：连通油井生产状况分析：试验前2年平均月度递减幅度1.3
14、6%，目前试验井组日产油由11.5t上升到12.8t，上升1.3t，综合含水基本稳定，截止5月底试验区累计增油1040t。生物酶试验井组油井生产曲线 对比井组油井生产曲线 生物酶驱油现场试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队地层压力恢复：地层压力恢复：试验前后，分别对连通的2口油井进行了压力恢复测试，测井资料显示，试验前后对比平均地层压力上升0.44 MPa。地层压力测试结果生物酶驱油现场试验第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队油井采出液中见到生物酶成份：油井采出液中见到生物酶成份：生物酶驱油现场试验日期不同日期检测到的菌数(个/ml)朝73-151朝75-153朝71-葡1
15、51朝71-葡1532010年1月2月3.01053月5.21042.11051.21059.71054月4.31041.61044.91043.11055月5.11044.11065.41061.51066月1.81043.71066.61067.41067月41041.61068.91055.61068月3.71041.11065.81055.51069月4.11042.31054.71055.310610月3.41041.81054.11054.010611月2.11041.31052.71057.810512月1.21048.71041.41053.71052011年1月1.01045
16、.81048.91042.11053月1.21045.91048.41043.41054月2.01047.61041.11052.71055月2.01047.61041.11052.7105第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队采出液矿化度与原油物性发生明显变化：采出液矿化度与原油物性发生明显变化：生物酶驱油现场试验井号Cl-(mg/l) 矿化度(mg/l) 试验前3个月后半年后1年后试验前3个月后半年后1年后井72164.3 2215.6 2189.0 2676.5 4089.1 4177.6 4145.8 5159.0 井82513.8 2463.8 2362.2 2604.3 44
17、86.7 4407.8 4276.2 4680.7 井9604.3 618.8 599.5 583.6 1874.2 1890.5 1841.9 1783.5 平均1760.8 1766.1 1716.9 1954.8 3483.3 3492.0 3421.3 3874.4 差值5.3 -43.9 194.0 8.7 -62.0 391.1 第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队采出液矿化度与原油物性发生明显变化：采出液矿化度与原油物性发生明显变化：生物酶驱油现场试验井 号50粘度(mPas)含蜡量(%)含胶量(%)试验前3个月后半年后1年后试验前3个月后半年后1年后试验前3个月后半年后
18、1年后井820.8 21.3 22.2 23.9 24.5 24.1 25.3 25.7 14.4 14.7 14.0 16.8 井523.4 24.2 19.3 25.8 23.5 24.2 16.2 15.4 11.9 12.2 9.5 13.0 井1041.8 44.8 37.4 47.4 25.6 28.4 29.9 24.1 13.6 13.5 12.2 16.2 平均28.7 30.1 26.3 32.4 24.5 25.6 23.8 21.7 13.3 13.5 11.9 15.3 差值1.4 -2.4 3.7 1.1 -0.7 -2.8 0.2 -1.4 2.0 第十采油厂工程
19、技术大队第十采油厂工程技术大队 （1）生物酶具有改变岩石润湿性，降低原油粘度，增加原油流动性，降低界面张力，降低岩石表面粘附功的特点。 （2）生物酶驱试验井组水井注水压力有所下降，说明生物酶具有降压増注的效果；从吸水剖面测试结果看，水井层间吸水差异得到改善，增加了新的受效层。 （3）生物酶驱试验井组油井产量下降趋势得到控制并逐渐回升，同时地层压力得到恢复，证明生物酶起到了改变岩石润湿性，增加原油流性的作用；矿化度分析表明原来水驱未动用的油层被生物酶驱动，扩大了波及体积，增加了新的采出部位，改善了油层的动用状况。 （4）生物酶的应用取得了较好的降压増注和提高采收率的效果，为解决低渗透储层注水开发难以建立有效驱替体系的问题提供了新的途径。4.结论第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队汇报结束汇报结束第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队第十采油厂工程技术大队
