一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法
阅读说明：本技术 一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法 (Microbial in-situ sand consolidation method for loose sandstone oil reservoir ) 是由 束青林 宋欣 胡婧 林军章 张吉星 巴燕 刘方 于丹丹 王冠 李彩风 于 2019-10-28 设计创作，主要内容包括：本发明属于微生物采油技术领域,具体涉及到一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法。该方法包括以下步骤：试验区块的筛选；固砂功能微生物及其营养物的初步确定；固砂功能微生物及其营养物的初步确定；固砂功能微生物及其营养物注入量的初步确定；固砂功能微生物及其营养物注入量的确定；固砂功能微生物及其营养物注入速度的确定；现场实施及效果评价。本发明具有方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠、投入少、成本低的优点；同时本发明能够有效地降低疏松砂岩油藏的出砂量,延长有效期以及提高产液量,油井出砂量降低幅度达到95％以上,有效期达到3年以上,同时区块的产液量提高100％以上。因此,现场应用前景广阔。(The invention belongs to the technical field of microbial oil recovery, and particularly relates to a microbial in-situ sand consolidation method for a loose sandstone reservoir. The method comprises the following steps: screening test blocks; preliminarily determining sand-fixation functional microorganisms and nutrients thereof; preliminarily determining sand-fixation functional microorganisms and nutrients thereof; preliminarily determining sand fixation functional microorganisms and nutrient injection amount thereof; determining the injection amount of sand-fixing functional microorganisms and nutrients thereof; determining the injection speed of sand consolidation functional microorganisms and nutrients thereof; and carrying out field implementation and effect evaluation. The method has the advantages of reasonable method, simple process, simple operation, safety, reliability, low investment and low cost; meanwhile, the invention can effectively reduce the sand production of the unconsolidated sandstone reservoir, prolong the validity period and improve the liquid production, the sand production of the oil well is reduced by more than 95 percent, the validity period is more than 3 years, and the liquid production of the block is improved by more than 100 percent. Therefore, the field application prospect is wide.)
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法。
技术背景
目前我国大多数油田都属于砂岩油藏，共同特点就是出砂严重，特别是疏松砂岩油藏。这类油藏地层岩石的胶结强度不够，在流体冲刷的情况下，容易出现油井出砂的情况。同时如果原油黏度，携砂能力强，这种情况下容易出现严重的出砂现象，易造成油井出现砂卡或砂埋现象，严重时可导致油藏坍塌，损坏套管，造成油井报废，给油井的安全高效生产带来极大的危害。
目前解决防砂的工艺主要包括：筛管砾石充填、虑砂管、化学防砂。其中筛管砾石充填和虑砂管的油水井措施方式都属于机械防砂范畴，主要问题是现有砾石、筛管挡砂精度不够，特别是难以阻挡细粉砂进入井筒或气井见水后普遍出砂的问题。同时现有机械防砂方式无法满足前期采用裸眼长水平井防砂完井的油井，这对于后期二次防砂治理难度很大。防砂管柱难以打捞，在管柱内进行二次防砂，受井径限制工艺选择性少。而且对于地层压力下降明显的气田，二次防砂修井液漏失严重，储层保护成为难题。相比机械防砂，化学防砂技术可以在不动管柱的情况下，通过直接注入化学剂通过物理吸附和化学聚结作用将游离砂固结起来，从而达到化学固砂的目的具有施工简单、井下不留工具等优点。但是目前化学固砂技术在气井单独采用化学固砂技术的较少。主要原因是化学防砂的强度还有待提高。通过文献调研发现，目前的固砂防砂措施只能暂时性的减缓或控制油藏出砂，但无法从本质上解决出砂状况，这些技术都需要进行周期性措施，从而达到实现维持固砂防砂效果。因此，从根本上改善油藏砂体疏松的状态，是解决油藏出砂的关键问题。
经过文献专利检索，专利号为“CN105694837A”的专利公开了一种聚合物固砂剂及其制备方法，具体包括以下步骤：该三元共聚物体系与酸具有良好的配伍性，因此可以加入砂岩酸化处理液中，减小酸化后出砂的风险。该发明虽然能够与酸化措施相配伍，实现防砂增产一体化。但是该技术仅仅是针对油藏出砂情况进行防范，并未起到对油藏出砂情况进行根本治理的过程，因此，该技术需要进行周期实施，增加了单井成本。
专利号为“CN108929667A”的专利公开了一种热稳定型油田固砂剂的制备方法，属于油田防砂技术领域。本发明所述的固砂剂的制备方法，包括(1)氮化硅晶须的处理方法及体系组成；(2)改性氮化硅晶须的制备方法；(3)热稳定型油田固砂剂的合成及配方。该发明是一种具有优异耐高温性能的固砂剂方法，固砂剂与盐酸、氯化铵、多氢酸、氟硼酸、土酸等体系配伍性较好，因此可以加入砂岩酸化处理液中，减小酸化后出砂的风险，但是这类固砂剂成本高，现场需要精准注入出砂位置，才能有效改善出砂状态。同时该体系也无法改善油藏自身出砂的问题，需要经过周期处理。
专利号为“CN108761044A”的专利公开了一种负压环境下微生物诱导碳酸钙沉淀固化砂土的试验装置及方法，所述试验装置包括培养箱、氧气输送装置和抽真空装置。该方法具体包括以下步骤：砂土试件制作、营养液配制、细菌与营养液混合、培养环境调试、有氧负压环境养护等步骤。该发明只针对性的探索出了负压条件下，随着养护时间的递增，微生物诱导碳酸钙沉淀固化砂土的强度会出现一个急剧增长的趋势，优于正常大气压力环境下固砂效果。但是并未涉及到微生物采油技术的应用范围。
专利号为“CN107271636A”的专利公开了一种砂土加固试验装置及使用方法，砂土加固试验装置主体结构由一个设备主体和砂土模具构成，设备主体包括：从上到下依次设置的上盖板、有机玻璃柱管和下盖板，上盖板和下盖板与有机玻璃柱管粘合在一起形成封闭空间，封闭空间的上部靠近上盖板一侧设置有上砂砾层，上砂砾层下方设置有上滤板，上滤板嵌入有机玻璃柱管，封闭空间的下部靠近下盖板一侧设置有下砂砾层，下砂砾层上方设置有下滤板，下滤板嵌入有机玻璃柱管。砂土模具为圆盘形，砂土模具具有多个用于放置砂土样品的圆孔。该发明只是一种用于微生物加固砂土的试验装置，同时涉及土木工程学方面的使用方法。不涉及微生物采油技术的应用范围。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足而提供一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法，本发明具有方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠、投入少、成本低的特点。
本发明公开了一种疏松砂岩油藏微生物原位固砂的方法，具体包括以下步骤：
(1)试验区块的筛选
试验区块的筛选需要满足以下两个条件：
①油藏温度≤80℃，孔隙度≥25％，渗透率≥500×103μm2，疏松砂岩油藏，胶结物泥质含量5～35％；②5mg/L≤地层水中钙或镁离子浓度≤200mg/L或3mg/L≤地层水中亚铁离子浓度≤15mg/L。
(2)固砂功能微生物及其营养物的初步确定
当地层水中的钙离子或镁离子满足条件时，选择固砂功能微生物为碳酸盐矿化菌；当地层水中的亚铁离子满足条件时，选择的固砂功能微生物为铁氧化菌。
所述的碳酸盐矿化菌为芽孢杆菌或巴斯德芽孢杆菌；所述的铁氧化菌为嘉氏铁细菌或氧化亚铁硫杆菌。
所述的碳酸盐矿化菌营养物配方为碳源10～20g/L、氮源5～10g/L、NaCl5～10g/L。其中碳源为玉米浆水解液、葡萄糖和蔗糖中的一种，氮源为尿素、牛肉膏、蛋白胨、铵盐和氨基酸中的一种。
所述的铁氧化菌营养物配方为亚铁盐0.5-3g/L、MgSO4·7H2O 0.1-0.2g/L、磷酸盐0.3-0.5g/L、硝酸盐0.3-0.5g/L。其中亚铁盐为氯化亚铁、柠檬酸亚铁、硫酸亚铁中的一种；磷酸盐为磷酸氢二钾或磷酸氢二铵；硝酸盐为硝酸钠或硝酸铵。
(3)固砂功能微生物及其营养物的确定
所述的固砂功能微生物及其营养物的确定，具体步骤如下：
向100ml试验区块的采出水中加入固砂功能微生物及其营养物共10ml，在试验区块油藏温度条件下培养15～20d后进行沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定。筛选得到沉淀量≥0.5mg、沉淀物抗压强度≥15MPa、pH值>7的固砂功能微生物及其营养物。
所述沉淀量的测定方法为：首先选择0.45nm标准滤膜，放入100℃的干燥箱内将其烘干，并放入干燥器中冷却至室温，称取其质量为m1；在利用真空过滤装置将全部培养液进行过滤，过滤完成后，将过滤后的滤膜再次放入100℃的干燥箱内烘干，并放入干燥器中冷却至室温，再次称取其质量为m2，两次质量差值即为矿物沉淀量m，m＝m2-m1。
(4)固砂功能微生物及其营养物注入量的初步确定
固砂功能微生物注入量的初步确定，具体方法如下：首先选择试验区块的天然岩心，并对其抽真空饱和试验区块的地层水，计算岩心孔隙体积、测定岩心水相渗透率，同时测试驱出水中砂体含量；注入不同量的固砂功能微生物及其营养物，注入完成后培养15～30d；测定岩心的水相渗透率和产出液中砂体含量；筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为固砂功能微生物及其营养物的初步注入量。
(5)固砂功能微生物及其营养物注入量的确定
固砂功能微生物及其营养物注入量的确定，具体方法如下：选取上述初步确定注入量对应的岩心，继续注入不同体积的试验区块的地层水，其中固定注入速度为0.1～0.3ml/min，考察产出液出砂情况，制作产出液中出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线，变化曲线的拐点对应注入体积值大的最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量。
(6)固砂功能微生物及其营养物注入速度的确定
固砂功能微生物及其营养物注入速度的确定，具体方法如下：选取试验区块的天然岩心，并根据上述确定的固砂功能微生物及其营养物以及注入量开展注入速度评价；注入速度为1.0～1.5ml/min，注入固砂功能微生物及其营养物培养15-30d后，用试验区块的地层水进行驱替，通过对比不同注入速度的水相渗透率降低值及出砂量降幅，筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入速度为固砂功能微生物及其营养物的注入速度。
(7)现场实施及效果评价
按照上述步骤(3)确定的固砂功能微生物及其营养物、步骤(5)确定的固砂功能微生物及其营养物注入量、步骤(6)确定的固砂功能微生物及其营养物注入速度，将固砂功能微生物及其营养物从注水井中注入，关井培养10-15d，开井后对试验区块油井产出液中出砂量进行跟踪测试，同时对有效期和产液量进行跟踪分析。
本发明主要通过注入油藏的固砂功能微生物及其营养物，利用上述固砂功能微生物的生长代谢产生的有机物质的控制从而形成以微生物个体为核心，将油藏中疏松的砂体不断胶结、沉积过程，以改善疏松砂岩油藏砂体的疏松程度，实现对油藏储层的固砂，从本质上改善疏松砂岩的油藏出砂问题。
本发明与现有技术相比具有如下优点及有益：
(1)本发明针对油藏产出液的类型确定产生物矿物沉淀的功能微生物的种类，并针对性的选择营养物体系，高效激活产生物矿物沉淀的微生物，进一步提高了产生物矿物沉淀微生物在油藏中的作用效果。
(2)本发明具有方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠、投入少、成本低；
(3)本发明能够有效地降低疏松砂岩油藏的出砂量，延长有效期以及提高产液量，油井出砂量降低幅度达到95％以上，有效期达到3年以上，同时区块的产液量提高100％以上。因此，有利于现场推广与应用。
附图说明
图1为试验区块GN11注入量为0.25PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线；
图2为试验区块GN11注入量为0.30PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线；
图3为试验区块B43注入量为0.25PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线；
图4为试验区块B43注入量为0.30PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线；
图5为试验区块SH18注入量为0.20PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线；
图6为试验区块SH18注入量为0.25PV固砂体系出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1
胜利油田某区块GN11油藏温度40℃，孔隙度32％，平均渗透率1200×10-3μm2，属于疏松砂岩油藏，砂体泥质含量18％。试验前区块综合含水97.5％，日产油2.5t/d，日产液50m3/d。该区块存在严重出砂问题，导致了该区块油井液量低产能情况差的现象，对该区块产出液中含砂量及离子组成进行了测定，测试结果见表1。利用本发明方法对区块GN11实施防砂并提高该区块的产液量。
表1区块GN11产出液性能测试结果
参数
含砂量
总矿化度
水型
钙mg/L
镁mg/L
亚铁mg/L
钾mg/L
值
/
3113.98
氯化钙
184.44
38.96
0
2153.86
(1)试验区块的筛选
试验区块油藏温度40℃，孔隙度32％，平均渗透率1200×10-3μm2，属于疏松砂岩油藏，砂体泥质含量18％；地层水中钙离子浓度为184.44mg/L、镁离子浓度为38.96mg/L。满足本发明的区块筛选标准，可以实施本发明。
(2)固砂功能微生物及其营养物的初步确定
由于GN11区块产出液中钙离子和镁离子均能满足步骤(1)的条件，因此确定该区块的固砂功能微生物为碳酸盐矿化菌，碳酸盐矿化菌为芽孢杆菌或巴斯德芽孢杆菌；营养物配方为葡萄糖10～20g/L、尿素5～10g/L、NaCl 5～10g/L。
(3)固砂功能微生物及其营养物的确定
向100ml GN11区块采出水中加入固砂功能微生物及其营养物共10ml，在试验区块油藏温度40℃条件下培养15d后进行沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定，测试结果见表2。
其中沉淀量的测定方法为：首先选择0.45nm标准滤膜，放入100℃的干燥箱内将其烘干，并放入干燥器中冷却至室温，称取其质量为m1；在利用真空过滤装置将全部培养液进行过滤，过滤完成后，将过滤后的滤膜再次放入100℃的干燥箱内烘干，并放入干燥器中冷却至室温，再次称取其质量为m2，两次质量差值即为矿物沉淀量m，m＝m2-m1。
表2 GN11区块产出液处理后沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定结果
从表2可以看出：芽孢杆菌及其营养物配方为葡萄糖20g/L、尿素10g/L、NaCl 10g/L对应的沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值分别为1.25mg、17MPa、8，满足筛选要求：沉淀量≥0.5mg、沉淀物抗压强度≥15MPa、pH值>7。因此，筛选出的固砂功能微生物为芽孢杆菌，其营养物配方为葡萄糖20g/L、尿素10g/L、NaCl 10g/L。
(4)固砂功能微生物及其营养物注入量的初步确定
固砂功能微生物注入量的初步确定，具体方法如下：首先选择GN11区块的天然岩心，并对其抽真空饱和试验区块的地层水，计算岩心孔隙体积v1、测定岩心水相渗透率k1，同时测试驱出水中砂体含量m1；注入不同量的固砂功能微生物为芽孢杆菌及其营养物配方为葡萄糖20g/L、尿素10g/L、NaCl 10g/L，注入完成后培养15d；测定岩心的水相渗透率k2和产出液中砂体含量m2；测试结果见表3，对比结果筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为固砂功能微生物及其营养物的初步注入量。
表3不同注入量固砂体系的水相渗透率降低率、出砂量降幅测试结果
从表3可以看出满足水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为0.25PV和0.30PV。因此，筛选出的固砂功能微生物及其营养物的初步注入量为0.25PV和0.30PV。
(5)固砂功能微生物及其营养物注入量的确定
固砂功能微生物其营养物注入量的确定，具体方法如下：选取上述初步确定注入量(0.25PV和0.30PV)对应的岩心，继续注入不同体积的试验区块GN11的地层水，其中固定注入速度为0.3ml/min，考察产出液出砂情况，制作产出液中出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线，见图1和2，变化曲线的拐点对应注入体积值大的最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量。
从图1和图2可以看出：注入量为0.25PV和0.30PV固砂体系的变化曲线的拐点对应注入体积值分别为0.82和0.74，因此最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量为0.25PV。
(6)固砂功能微生物及其营养物注入速度确定
固砂功能微生物及其营养物注入速度确定，具体方法如下：选取GN11区块的天然岩心，并根据上述确定的固砂功能微生物芽孢杆菌、营养物葡萄糖20g/L、尿素10g/L、NaCl10g/L及其注入量0.25PV开展注入速度评价；注入速度为1.0-1.5ml/min，注入固砂功能微生物及其营养物培养15d后，用试验区块GN11的地层水进行驱替，通过对比不同注入速度的水相渗透率降低率及出砂量降幅，测试结果见表4，筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入速度为固砂功能微生物及其营养物的注入速度，最终得到固砂功能微生物及其营养物注入速度为1.2ml/min。
表4不同注入速度固砂体系水相渗透率降低率和出砂量降幅
注入速度/ml·min<sup>-1</sup>
水相渗透率降低率/％
出砂量降幅/％
1.0
8.2
87.2
1.1
8.6
86.3
1.2
9.8
95.8
1.3
12.8
91.2
1.4
13.5
90.3
1.5
15.6
85.6
(7)现场实施及效果评价
按照上述步骤(3)确定的固砂功能微生物芽孢杆菌及其营养物葡萄糖20g/L、尿素10g/L、NaCl 10g/L、步骤(5)确定的固砂功能微生物及其营养物注入量0.25PV、步骤(6)确定的固砂功能微生物及其营养物注入速度1.2ml/min，将固砂功能微生物及其营养物从注水井中注入，关井培养10d，开井后对试验区块油井产出液中出砂量进行跟踪测试，同时对有效期和产液量进行跟踪分析。
试验结果表明：试验区块GN11产出液出砂量降幅度达到97.8％，有效期达到3.5年，同时区块的产液量由50t/d提高到125t/d，提高150％，现场应用效果良好。
实施例2
胜利油田某区块B43油藏温度55℃，孔隙度28％，平均渗透率2500×10-3μm2，属于疏松砂岩油藏，砂体泥质含量22％。试验前区块含水88.5％，日产油3.5t/d，日产液60m3/d。该区块B43存在严重出砂问题，导致了该井液量低产能情况差的现象，对该区块产出液中含砂量及离子组成进行了测定，测试结果见表5。利用本发明方法对区块B43实施防砂并提高该区块的产液量。
表5区块B43产出液性能测试结果
参数
含砂量
总矿化度
水型
钙mg/L
镁mg/L
亚铁mg/L
钾mg/L
值
/
5976.78
氯化钙
651.11
158.96
0
4806.12
(1)试验区块的筛选
该试验区块油藏温度55℃，孔隙度28％，平均渗透率2500×10-3μm2，疏松砂岩油藏，砂体泥质含量22％；镁离子含量为158.96.mg/L。满足本发明的区块筛选标准，可以实施本发明。
(2)固砂功能微生物及其营养物的初步确定
由于B43区块产出液中镁离子满足步骤(1)的条件，因此确定该区块的固砂功能微生物为碳酸盐矿化菌，碳酸盐矿化菌为芽孢杆菌或巴斯德芽孢杆菌；营养物配方为玉米浆水解液10～20g/L、蛋白胨5～10g/L、NaCl 5～10g/L。
(3)固砂功能微生物及其营养物的确定
向100ml B43区块采出水中加入固砂功能微生物及其营养物共10ml，在试验区块油藏温度55℃条件下培养16d后进行沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定，测试结果见表6。
其中沉淀量的测定方法为：首先选择0.45nm标准滤膜，放入100℃的干燥箱内将其烘干，并放入干燥器中冷却至室温，称取其质量为m1；在利用真空过滤装置将全部培养液进行过滤，过滤完成后，将过滤后的滤膜再次放入100℃的干燥箱内烘干，并放入干燥器中冷却至室温，再次称取其质量为m2，两次质量差值即为矿物沉淀量m，m＝m2-m1。
表6 B43区块产出液处理后沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定结果
从表6可以看出：巴斯德芽孢杆菌及其营养物配方为玉米浆水解液10g/L、蛋白胨5g/L、NaCl 5g/L对应的沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值分别为1.72mg、17.2MPa、9，满足筛选要求：沉淀量≥0.5mg、沉淀物抗压强度≥15MPa、pH值>7。因此，筛选出的固砂功能微生物为巴斯德芽孢杆菌，其营养物配方为玉米浆水解液10g/L、蛋白胨5g/L、NaCl 5g/L。
(4)固砂功能微生物及其营养物注入量的初步确定
固砂功能微生物注入量的初步确定，具体方法如下：首先选择B43区块的天然岩心，并对其抽真空饱和试验区块的地层水，计算岩心孔隙体积v1、测定岩心水相渗透率k1，同时测试驱出水中砂体含量m1；注入不同量的固砂功能微生物巴斯德芽孢杆菌及其营养物玉米浆水解液10g/L、蛋白胨5g/L、NaCl 5g/L，注入完成后培养20d；测定岩心的水相渗透率k2和产出液中砂体含量m2；测试结果见表7，对比结果筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为固砂功能微生物及其营养物的初步注入量。
表7不同注入量固砂体系的水相渗透率降低率、出砂量降幅测试结果
从表7可以看出满足水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为0.20PV和0.25PV。因此，筛选出的固砂功能微生物及其营养物的初步注入量为0.20PV和0.25PV。
(5)固砂功能微生物及其营养物注入量的确定
固砂功能微生物及其营养物注入量的确定，具体方法如下：选取上述初步确定注入量(0.20PV和0.25PV)对应的岩心，继续注入不同体积的试验区块B43的地层水，其中固定注入速度为0.2ml/min，考察产出液出砂情况，制作产出液中出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线，见图3和图4，变化曲线的拐点对应注入体积值大的最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量。
从图3和图4可以看出：注入量为0.25PV和0.30PV固砂体系的变化曲线的拐点对应注入体积值分别为0.74和0.83，因此最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量为0.30PV。
(6)固砂功能微生物及其营养物注入速度确定
固砂功能微生物及其营养物注入速度确定，具体方法如下：选取B43区块的天然岩心，并根据上述确定的固砂功能微生物巴斯德芽孢杆菌、营养物(玉米浆水解液10g/L、蛋白胨5g/L、NaCl 5g/L)及其注入量0.30PV开展注入速度评价；注入速度为1.0-1.5ml/min，注入固砂功能微生物及其营养物培养20d后，用试验区块B43的地层水进行驱替，通过对比不同注入速度的水相渗透率降低率及出砂量降幅，测试结果见见表8，最终得到固砂功能微生物及其营养物注入速度为1.5ml/min。
表8不同注入速度固砂体系水相渗透率降低率和出砂量降幅
注入速度/ml·min<sup>-1</sup>
水相渗透率降低率/％
出砂量降幅/％
1.0
13.2
97.01
1.1
11.6
96.46
1.2
9.8
92.72
1.3
12.8
91.68
1.4
13.5
87.33
1.5
7.8
97.32
(7)现场实施及效果评价
按照上述步骤确定的固砂功能微生物巴斯德芽孢杆菌及其营养物玉米浆水解液10g/L、蛋白胨5g/L、NaCl 5g/L，将其从注水井按照上述步骤确定的注入量为0.30PV和注入速度注入1.5ml/min，关井培养12d，开井后对试验区块B43产出液中出砂量进行跟踪测试，同时对有效期和产液量进行跟踪分析。
现场试验结果：试验区块B43产出液出砂量降低幅度达到99.2％，有效期达到4.6年，同时区块的产液量由60t/d提高到185t/d，提高208.3％，应用效果良好。
实施例3
胜利油田某区块SH18油藏温度65℃，孔隙度30.2％，平均渗透率3500×10-3μm2，属于疏松砂岩油藏，砂体泥质含量29％。试验前区块含水94.5％，日产油2.6t/d，日产液25m3/d。该区块存在严重出砂问题，导致了该井液量低产能情况差的现象，对该区块产出液中含砂量及离子组成进行了测定，测试结果见表9。利用本发明方法对区块SH18实施防砂并提高该区块的产液量。
表9区块SH18产出液性能测试结果
参数
含砂量
总矿化度
水型
钙mg/L
镁mg/L
亚铁mg/L
钾mg/L
值
/
7176.78
氯化钙
3.7
1.26
12.13
6806.12
(1)试验区块的筛选
该试验区块SH18油藏温度65℃，孔隙度30％，平均渗透率3500×10-3μm2，属于疏松砂岩油藏，砂体泥质含量29％，亚铁离子浓度为12.13mg/L，满足本发明的区块筛选标准，可以实施本发明。
(2)固砂功能微生物及其营养物的初步确定
由于SH18区块产出液中铁离子满足步骤(1)的条件，因此确定该区块的固砂功能微生物为碳酸盐矿化菌，碳酸盐矿化菌为嘉氏铁细菌或氧化亚铁硫杆菌；营养物配方为氯化亚铁0.5-3g/L、MgSO4·7H2O 0.1-0.2g/L、磷酸氢二钾0.3-0.5g/L、硝酸铵0.3-0.5g/L。
(3)固砂功能微生物及其营养物的确定
向100ml SH18区块采出水中加入固砂功能微生物及其营养物共10ml，在试验区块油藏温度65℃条件下培养20d后进行沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定，测试结果见表10。
其中沉淀量的测定方法为：首先选择0.45nm标准滤膜，放入100℃的干燥箱内将其烘干，并放入干燥器中冷却至室温，称取其质量为m1；在利用真空过滤装置将全部培养液进行过滤，过滤完成后，将过滤后的滤膜再次放入100℃的干燥箱内烘干，并放入干燥器中冷却至室温，再次称取其质量为m2，两次质量差值即为矿物沉淀量m，m＝m2-m1。
表10 SH18区块产出液处理后沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值的测定结果
从表10可以看出：嘉氏铁细菌及其营养物配方为氯化亚铁3g/L、MgSO4·7H2O0.2g/L、磷酸氢二钾0.5g/L、硝酸铵0.5g/L对应的沉淀量、沉淀物抗压强度以及溶液pH值分别为1.32mg、18MPa、9，满足筛选要求：沉淀量≥0.5mg、沉淀物抗压强度≥15MPa、pH值>7。因此，筛选出的固砂功能微生物为嘉氏铁细菌，其营养物配方为氯化亚铁3g/L、MgSO4·7H2O0.2g/L、磷酸氢二钾0.5g/L、硝酸铵0.5g/L。
(4)固砂功能微生物及其营养物注入量的初步确定
固砂功能微生物注入量的初步确定，具体方法如下：首先选择SH18区块的天然岩心，并对其抽真空饱和试验区块的地层水，计算岩心孔隙体积v1、测定岩心水相渗透率k1，同时测试驱出水中砂体含量m1；分别注入不同量的固砂功能微生物嘉氏铁细菌及其营养物氯化亚铁3g/L、MgSO4·7H2O 0.2g/L、磷酸氢二钾0.5g/L、硝酸铵0.5g/L，注入完成后培养30d；测定岩心的水相渗透率k2和产出液中砂体含量m2；测试结果见表11，对比结果筛选出水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为固砂功能微生物及其营养物的初步注入量。
表11不同注入量固砂体系的水相渗透率降低率、出砂量降幅测试结果
从表11可以看出满足水相渗透率降低率≤10％且出砂量降幅≥95％对应的注入量为0.20PV和0.25PV。因此，筛选出的固砂功能微生物及其营养物的初步注入量为0.20PV和0.25PV。
(5)固砂功能微生物及其营养物注入量的确定
固砂功能微生物及其营养物注入量的确定，具体方法如下：选取上述初步确定注入量(0.20PV和0.25PV)对应的岩心，继续注入不同体积的试验区块SH18的地层水，其中固定注入速度为0.1ml/min，考察产出液出砂情况，制作产出液中出砂含量与注入地层水注入体积之间的变化曲线，见图5和图6，变化曲线的拐点对应注入体积值大的最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量。
从图5和图6可以看出：注入量为0.20PV和0.25PV固砂体系的变化曲线的拐点对应注入体积值分别为0.70和0.81，因此最终确定固砂功能微生物及其营养物的注入量为0.25PV。
(6)固砂功能微生物及其营养物注入速度确定
固砂功能微生物及其营养物注入速度确定，具体方法如下：选取SH18区块的天然岩心，并根据上述确定的固砂功能微生物嘉氏铁细菌、营养物氯化亚铁3g/L、MgSO4·7H2O0.2g/L、磷酸氢二钾0.5g/L、硝酸铵0.5g/L及其注入量0.25PV开展注入速度评价；注入速度为1.0-1.5ml/min，注入固砂功能微生物及其营养物培养30d后，用试验区块的地层水进行驱替，通过对比不同注入速度的水相渗透率降低率及出砂量降幅，测试结果见表12，最终得到固砂功能微生物及其营养物注入速度为1.3ml/min。
表12不同注入速度固砂体系水相渗透率降低率和出砂量降幅
注入速度/ml·min<sup>-1</sup>
水相渗透率降低率/％
出砂量降幅/％
1.0
12.5
92.74
1.1
13.7
93.58
1.2
10.6
94.57
1.3
9.2
98.70
1.4
13.0
87.35
1.5
11.2
96.50
(7)现场实施及效果评价
按照上述步骤(3)确定的固砂功能微生物嘉氏铁细菌及其营养物氯化亚铁3g/L、MgSO4·7H2O 0.2g/L、磷酸氢二钾0.5g/L、硝酸铵0.5g/L，步骤(5)确定的注入量0.25PV、步骤(6)确定的注入速度1.3ml/min，将固砂功能微生物及其营养物从注水井中注入，关井培养15d，开井后对试验区块SH18产出液中出砂量进行跟踪测试，同时对有效期和产液量进行跟踪分析。
现场试验结果：试验区块SH18产出液出砂量降低幅度达到98.6％，有效期达到4.2年，同时区块的产液量由25t/d提高到80t/d，提高220％，应用效果良好。
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