阅读说明：本技术 植物胶压裂液微生物复合降粘体系及其在稠油开采领域的应用 (Vegetable gum fracturing fluid microorganism composite viscosity reduction system and application thereof in field of thick oil exploitation ) 是由 潘竟军 董景锋 李晓艳 怡宝安 于 2019-04-08 设计创作，主要内容包括：本发明提供了一种植物胶压裂液微生物复合降粘体系及其在稠油开采领域的应用。该植物胶压裂液微生物复合降粘体系包括植物胶、降粘微生物及水,降粘微生物选自假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌组成的组中的一种或多种。植物胶能够提供微生物生长所需的碳源。降粘微生物生长过程中能够代谢出生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等,此类生物表面活性剂,一方面能够有效乳化稠油,降低稠油黏度,并提高稠油流动性；另一方面还有利于降低上述降粘体系中破胶剂等的用量,并减少破胶液残渣量,对提高稠油采收率具有重要意义。(The invention provides a vegetable gum fracturing fluid microorganism composite viscosity reduction system and application thereof in the field of thickened oil exploitation. The microbial composite viscosity reduction system of the vegetable gum fracturing fluid comprises vegetable gum, viscosity reduction microbes and water, wherein the viscosity reduction microbes are selected from one or more of the group consisting of pseudomonas, bacillus cereus, bacillus subtilis and geobacillus stearothermophilus. The plant gum can provide a carbon source for the growth of the microorganism. The biosurfactant, the small molecular organic solvent, the gas and the like can be metabolized in the growth process of the viscosity-reducing microorganisms, and on one hand, the biosurfactant can effectively emulsify the thick oil, reduce the viscosity of the thick oil and improve the fluidity of the thick oil; on the other hand, the method is beneficial to reducing the dosage of gel breakers and the like in the viscosity reduction system and reducing the residue of the gel breaker liquid, and has important significance for improving the recovery ratio of the thickened oil.)

植物胶压裂液微生物复合降粘体系及其在稠油开采领域的 应用

技术领域

本发明涉及稠油开采领域，具体而言，涉及一种植物胶压裂液微生物复合降粘体系及其在稠油开采领域的应用。

背景技术

由于稠油富含胶质和沥青质等多烃类复杂混合物，导致其密度高、粘度大、流动性差。如何有效降低原油黏度成为稠油开采面临的关键问题。

微生物采油技术是指利用微生物及其代谢产物提高原油产量和采收率的技术。在稠油微生物开采中，以碳源、氮源、磷源等为营养物，产表面活性剂微生物能够产生表面活性剂物质。上述表面活性剂物质能够乳化稠油，降低稠油粘度，因而常被用于稠油降粘开采。微生物采油技术具有适用范围广、工艺简单、经济效益好、无污染等特点，具有良好的应用前景。

由于稠油开发逐渐向低孔、低渗、非均质等难动用储层发展，部分稠油油藏需要利用水力压裂技术提高油藏动用程度。水力压裂作为提高采收率的重要增产措施在稠油开发中应用范围不断增加，植物胶压裂液携带支撑剂泵入储层，形成高导流通道，有效提高稠油采收率。稠油黏度较大，流动性差，压裂形成高导流通道的同时，要求植物胶压裂液能够降低稠油黏度、增加原油流动性、提高稠油采收率。植物胶是一种由甘露糖和半乳糖组成的植物类多糖聚合物，能够为微生物提供营养源。微生物生长代谢产生的生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等能够有效降低稠油黏度、增加原油流动性。

将稠油降粘微生物引入稠油水力压裂中：植物胶压裂液加入一定量稠油降粘微生物，植物胶提供微生物生长碳源，并辅以其他营养素。微生物生长过程中能够代谢生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等。有利作用为：(1)微生物代谢产生生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体能够有效乳化原油、降低稠油黏度，提高稠油流动性；(2)微生物以植物胶作为碳源实现生长代谢，有效降低压裂液添加剂(破胶剂、助排剂等)加量，减少破胶液残渣量，达到降本增效的目的。

现有文献提供了一种提高石油采收率的降粘菌及其应用，提供了一种兽疫链球菌能够有效改善原油性质，发酵过程中产生生物气和透明质酸生物多糖，使原油更容易乳化、润湿和分散，提高油层压力，降低原油黏度，提高原油流动能力。但是该专利未提及稠油压裂技术，未提及压裂液对稠油的降粘效果。

另一篇文献介绍了低温浅层稠油油藏，研发了稠油油田压裂不返排技术，分析了压裂液性能指标并与常规压裂液进行对比分析，能够满足行业标准和压裂悬砂要求。为浅层稠油开采提供了经济有效的技术手段。但该技术未提及稠油压裂过程中压裂液对稠油的降粘效果。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种植物胶压裂液微生物复合降粘体系及其在稠油开采领域的应用，以解决现有的压裂液在稠油降粘过程中效果较差的问题。

为了实现上述目的，本发明一个方面提供了一种植物胶压裂液微生物复合降粘体系，该植物胶压裂液微生物复合降粘体系包括植物胶、降粘微生物及水，降粘微生物选自假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌组成的组中的一种或多种。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.10～0.50份的植物胶、0.5～5份的降粘微生物及余量的水；优选地，植物胶选自胍胶、香豆子胶、田菁胶和魔芋胶组成的组中的一种或多种。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.5～2份的防膨剂；优选地，防膨剂选自氯化钾和/或氯化铵。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.3～1份的助排剂；优选地，助排剂为氟碳表面活性剂和/或非离子型表面活性剂。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.002～0.1份的破胶剂；优选地，破胶剂选自过硫酸钠和/或过硫酸铵。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.20～0.50份的交联剂；优选地，交联剂选自有机硼交联剂和/或无机硼交联剂。

进一步地，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.20～0.50份的植物胶、1～4份的降粘微生物、0.2～0.4份的交联剂、1～2份的防膨剂、0.5～0.8份的助排剂和0.01～0.08份的破胶剂及余量的水。

本发明另一方面还提供了一种上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系在稠油开采中的应用，稠油的粘度为0.01～1.0Pa·s。

进一步地，压裂液与稠油的重量比为(0.5～2):1。

应用本发明的技术方案，本申请提供的植物胶压裂液微生物复合降粘体系中，植物胶能够提供微生物生长所需的碳源。降粘微生物生长过程中能够代谢出生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等，此类生物表面活性剂一方面能够有效乳化稠油，降低稠油黏度，并提高稠油流动性；另一方面还有利于降低制备过程中破胶剂等的用量，并减少破胶液残渣量，对提高稠油采收率具有重要意义。在此基础上，植物胶压裂液微生物复合降粘体系对稠油具有优异的乳化性能的降粘性能，同时还具有低残渣量等优点。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本发明。

正如背景技术所描述的，现有的压裂液在稠油降粘过程中效果较差的问题。为了解决上述技术问题，本申请提供了一种植物胶压裂液微生物复合降粘体系，该植物胶压裂液微生物复合降粘体系包括植物胶、降粘微生物、和交联剂及水，降粘微生物包括但不限于假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌组成的组中的一种或多种。

本申请提供的植物胶压裂液微生物复合降粘体系中，植物胶能够提供微生物生长所需的碳源。在降粘微生物的生长过程中能够代谢出生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等，此类生物表面活性剂能够有效乳化稠油，降低稠油黏度，并提高稠油流动性。这有利于降低制备过程中助剂的用量或根本不用加入助剂，从而有利于减少破胶液残渣量，对提高稠油采收率具有重要意义。在此基础上，植物胶压裂液微生物复合降粘体系对稠油具有优异的乳化性能的降粘性能，同时还具有低残渣量等优点。

在上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系中加入降粘微生物有利于提高压裂液对稠油的乳化性能和降粘性能。在一种优选的实施方式中，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.10～0.50份的胍胶和0.5～5份的降粘微生物及余量的水。上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系中各组分的用量包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步提高其对稠油的降粘性能和乳化性能。

为了进一步提高上述降粘体系的综合性能，优选地，本申请使用的植物胶包括但不限于胍胶、香豆子胶、田菁胶和魔芋胶中的一种或多种。

具有上述组成的植物胶压裂液微生物复合降粘体系对稠油具有优异的降粘性能和乳化性能，同时还具有破胶残渣量低等优点。在一种优选的实施方式中，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，该植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.5～2份的防膨剂。防膨剂的加入有利于提高抑制石油储层中粘土矿物水化膨胀和分散转移。而防膨剂包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步抑制石油储层中粘土矿物水化膨胀和分散转移。优选地，防膨剂包括但不限于氯化钾和/或氯化铵。防膨剂可以采用本领域常用的种类。上述几种防膨剂具有价格低廉，且易于吸附在储层的表面，因而选用上述几种防膨剂有利于更进一步提高压裂液对储层中粘土矿物水化膨胀和分散转移的抑制作用。

助排剂的加入有利于提高返排过程中，上述降粘体系的排放速度，同时降低其残留量。在一种优选的实施方式中，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.3～1份的助排剂。助排剂的用量包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步降低植物胶压裂液微生物复合降粘体系的残余量。优选地，助排剂为氟碳表面活性剂和/非离子型表面活性剂。非离子表面活性剂与胍胶及降粘微生物等成分具有良好的相容性，进而采用非离子型表面活性剂有利于进一步提高助排效果。

在一种优选的实施方式中，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.002～0.1份的破胶剂。更优选地，破胶剂包括但不限于过硫酸钠或过硫酸铵。选用上述几种破胶剂有利于进一步提高上述降粘体系的返排性能。

对于裂缝较小的储层，上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系中可以不加入交联剂，仅使用粘度较低的压裂液即可满足要求。对于裂缝较大的储层，需要加入交联剂，以使压裂液形成凝胶，进而提高压裂液的压裂性能。在一种优选的实施方式中，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.20～0.50份的交联剂。交联剂的用量包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步提高压裂液的压裂性能。

上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系中交联剂可以采用本领域常用的种类。在一种优选的实施方式中，交联剂包括但不限于有机硼交联剂和/或无机硼交联剂。交联剂的种类包括但不限于上述几种，而选用上述几种有利于提高上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系的压裂性能。

为了进一步提高上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系的综合性能，以植物胶压裂液微生物复合降粘体系的总重量为100份计，植物胶压裂液微生物复合降粘体系还包括0.20～0.50份的植物胶、1～4份的降粘微生物、0.2～0.4份的交联剂、1～2份的防膨剂、0.5～0.8份的助排剂和0.01～0.08份的破胶剂及余量的水。

本申请的另一方面还提供了一种上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系形成的压裂液在稠油开采中的应用，稠油的粘度为0.01～1.0Pa·s。

具有上述粘度的稠油具有密度高、粘度大、流动性差等特点，因而采用现有的压裂液对其进行降粘处理时，存在压裂液的降粘效果较差的问题。采用具有上述植物胶压裂液微生物复合降粘体系对稠油进行处理时，植物胶能够提供微生物生长所需的碳源，降粘微生物能够代谢出生物表面活性剂、小分子有机溶剂及气体等，这不仅能够大幅提高植物胶压裂液微生物复合降粘体系对稠油的乳化作用，并降低稠油粘度，提高稠油的流动性，还能够降低制备压裂液过程中破胶剂等的用量，并减少破胶液残渣量。

在一种优选的实施方式中，压裂液与稠油的重量比为(0.5～2):1。压裂液与稠油的重量比包括但不限于上述范围，而将其限定在上述范围内有利于进一步降低植物胶压裂液微生物复合降粘体系的粘度和压裂效果。

以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。

实施例1

以重量份数计，本实施例中制备压裂液的组合物包括：

胍胶 0.1份

微生物菌液(假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌的重量比为1:1:1:1) 3.0份。

实施例2

与实施例1的区别为：

以重量份数计，本实施例中制备压裂液的组合物包括：

胍胶 0.35份

微生物菌液(假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌的重量比为1:1:1:1) 3.0份

交联剂(有机硼交联剂XJ-03、克拉玛依市新聚工贸有限责任公司) 0.2份

防膨剂(氯化铵) 0.3份

助排剂(氟碳表面活性剂MJ-1、新疆康恩实业石油化工有限公司) 0.5份

破胶剂(过硫酸钠) 0.04份

水 95.61份。

实施例3

与实施例2的区别为：

以重量份数计，本实施例中制备压裂液的组合物包括：

胍胶 0.5份

微生物菌液(假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌的重量比为1:1:1:1) 4份

交联剂(有机硼交联剂XJ-03、克拉玛依市新聚工贸有限责任公司) 0.4份

防膨剂(氯化铵) 1份

助排剂(氟碳表面活性剂MJ-1、新疆康恩实业石油化工有限公司) 0.8份

破胶剂(过硫酸钠) 0.05份

水 95.25份。

实施例4

与实施例2的区别为：

以重量份数计，本实施例中制备压裂液的组合物包括：

胍胶 0.15份

微生物菌液(假单胞菌、蜡样芽胞杆菌、枯草芽孢杆菌和嗜热脂肪地芽孢杆菌的重量比为1；1:1:1) 1份

交联剂(有机硼交联剂XJ-03、克拉玛依市新聚工贸有限责任公司) 5份

防膨剂(氯化铵) 0.5份

助排剂(氟碳表面活性剂MJ-1、新疆康恩实业石油化工有限公司) 0.9份

破胶剂(过硫酸钠) 0.05份

水 96.25份。

实施例5

与实施例2的区别为：微生物菌液为假单胞菌。

实施例6

与实施例2的区别为：微生物菌液为蜡样芽胞杆菌。

实施例7

与实施例2的区别为：植物胶为香豆子胶。

实施例8

与实施例2的区别为：植物胶为田菁胶。

实施例9

与实施例2的区别为：植物胶为魔芋胶。

对比例1

以重量份数计，对比例中制备压裂液的组合物包括：

胍胶 0.35份

交联剂(有机硼交联剂XJ-03、克拉玛依市新聚工贸有限责任公司) 0.2份

防膨剂(氯化铵) 0.3份

助排剂(氟碳表面活性剂MJ-1、新疆康恩实业石油化工有限公司) 0.5份

破胶剂(过硫酸钠) 0.04份

水 98.61份。

对比例2

与实施例2的区别为：降粘微生物为(铜绿假单胞菌、拜氏固氮菌的重量比为1:1)3.0份

性能测试：

按实施例1至9及对比例1至2中的配方配制压裂液，具体的配制过程如下：

在搅拌条件下，缓慢将胍胶加入水中，搅拌30min，得到胍胶原液；然后将微生物菌液加入上述胍胶原液中搅拌均匀，最后加入可选的防膨剂、可选的助排剂、可选的破胶剂和可选的交联剂，搅拌混合均匀形成胍胶压裂液。

将上述胍胶压裂液在80℃条件下放置100h，得压裂液破胶液，测试压裂液破胶液残渣；将破胶液与新疆油田稠油按重量比1:1混合，测试原油黏度。测试结果见表1。

表1

	原油降粘率(％)	压裂液残渣(mg/L)
			实施例1	89	85
实施例2	92	212
			实施例3	95	287
实施例4	59	101
			实施例5	81	231
实施例6	78	243
			实施例7	87	232
实施例8	89	241
			实施例9	91	230
对比例1	12	257
			对比例2	37	327

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：采用本申请提供的压裂液组合物加入稠油中有利于大幅降低原油的粘度，同时减少压裂液的残渣量。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。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。