微生物基降粘驱油压裂液组合物及其应用的制作方法

1.本发明涉及稠油开采领域，具体而言，涉及一种微生物基降粘驱油压裂液组合物及其应用。


背景技术：

2.稠油是一种多烃类混合物，其组成复杂，具有胶质、沥青质含量高，黏度高，密度大，流动性差等特点。目前，稠油开采的主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水与化学吞吐相结合、携砂冷采等，但均存在工艺复杂和成本高等问题。
3.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，压裂液携带支撑剂泵入储层，形成高导流通道，能够有效提高稠油的采收率。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。压裂液降低稠油黏度的行之有效方法是添加稠油降粘剂，然而因压裂液注入油藏的量较少，能够波及到的体积较小，且随着压裂液的返排，稠油降粘效果持续时间较短。
4.微生物稠油降粘法是指微生物利用碳源进行生长繁殖代谢，产生具有优异的稠油降粘、驱油功能的生物表面活性剂，使稠油快速乳化降粘，并促进石油在砂岩基质向井底流动，以达到提高油井产量的目的。微生物可利用稠油所含碳源生长繁殖及长期代谢生物表面活性剂，因此微生物降粘驱油作用持续效果较长。
5.现有文献提供了一种用于石油和天然气开采的新型水基压裂酶
‑
微生物偶联压裂液体系，将水基压裂液中的化学助剂用具有相同作用的生物助剂替代，辅以加入外源微生物降解残渣、残胶作用，提高破胶效率，降低地层伤害。该压力液体系的作用原理为：采用生物酶破胶，将水基压裂液中的化学助剂用具有相同作用的生物助剂替代，辅以加入外源微生物降解残渣、残胶作用，提高破胶效率。
6.另一篇现有文献提供了一种降低胍胶压裂液残渣的方法，将生物酶破胶剂加入胍胶压裂液中，该生物酶破胶剂在ph为7～14、温度为40～70℃范围内破胶，将交联胍胶降解为含有多糖、单糖和残渣的破胶液；将微生物革兰氏阴性杆菌加入到破胶液中，微生物革兰氏阴性杆菌以生物酶破胶液为营养源，在40～70℃，发酵24～48h，将破胶液和残渣转换成小分子物质，进一步降解生物酶未降解的残渣。该压力液体系的作用原理为：采用生物酶破胶，将交联胍胶降解为含有多糖、单糖和残渣的破胶液；将微生物革兰氏阴性杆菌加入到上述破胶液中，微生物革兰氏阴性杆菌以生物酶破胶液为营养源，将破胶液和残渣转换成小分子物质，进一步降解生物酶未降解的残渣。
7.但是上述两种方法中均无法实现微生物的有效繁殖，因而上述两种胍胶压裂液均无法实现具有长效降粘、驱油作用。因而鉴于上述问题的存在，本领域亟需开发一种微生物基降粘驱油压裂液体系，以解决现有的压裂后化学降粘剂存在降粘作用持续时间短和作用效果有限的问题。


技术实现要素：

8.本发明的主要目的在于提供一种微生物基降粘驱油压裂液组合物及其应用，以解决现有技术中的问题。
9.为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种微生物基降粘驱油压裂液组合物，该微生物基降粘驱油压裂液组合物包括：稠化剂、微生物、交联剂、破胶剂及水，其中微生物为枯草芽孢杆菌株，拉丁学名为bacillus subtilis，保藏编号为cgmcc no.19809。
10.进一步地，微生物以微生物菌液的形成中存在，优选地，微生物菌液中，枯草芽孢杆菌株的含量为1.0
×
107～1.0
×
10
11
cfu。
11.进一步地，按重量份计，微生物基降粘驱油压裂液组合物包括：0.10～0.30份稠化剂、5～15份微生物菌液、0.10～0.20份交联剂和0.01～0.03份破胶剂，余量为水。
12.进一步地，微生物基降粘驱油压裂液组合物还包括粘土稳定剂和/或助排剂。
13.进一步地，按重量份计，微生物基降粘驱油压裂液组合物包括0～0.3份粘土稳定剂和0～0.3份助排剂。
14.进一步地，上述破胶剂为生物破胶剂。
15.进一步地，稠化剂选自天然半乳甘露聚糖类化合物(胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基双衍生胍胶、羟丙基羧甲基胍胶)、聚丙烯酰胺类有机物、纤维素类稠化剂(羧甲基纤维素、羧乙基纤维素、羧甲基所病机纤维素)组成的组中的一种或多种。
16.本技术另一方面还提供了一种本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物在稠油降粘体系中的应用。
17.进一步地，微生物基降粘驱油压裂液组合物添加量为20～30wt％。
18.应用本发明的技术方案，稠化剂和交联剂能够通过交联作用形成具有特定结构和强度的高分子结构，在稠油开采过程中，能够对地层裂缝起到支撑作用。破胶剂可以对上述高分子结构进行破胶处理，从而使破胶液返排，同时减小稠油的流动阻力，起到提高稠油开采率的效果。上述特定的枯草芽孢杆菌株属于申请人获得的一种新的菌株，其能够以稠油、稠化剂等作为碳源进行繁殖并分泌出降粘生物表面活性剂和小分子有机物。且该生物表面活性剂能够大幅降低稠油的粘度(比如可使黏度为4400mpa
·
s稠油降至185mpa
·
s，降粘率达到95.8％)，这能够解决地下稠油难以流动储层压裂改造后产量低及地面稠油管输、处理困难等难题。由于上述微生物能够在稠油中进行有效繁殖，并不断分泌出降粘生物表面活性剂，因而将本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物应用于稠油开采领域能够实现长期，且明显的降粘效果，因而本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物的研制对稠油开采领域具有非常好地推动作用，且具有较高的经济价值。
附图说明
19.构成本技术的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
20.图1为对实施例中获得的微生物进行扫描电镜测试获得的电镜图；
21.图2为实施例1中在进行微生物基降黏驱油压裂液破胶液驱替前，对岩心进行扫描电镜测试获得的电镜图。
22.图3为实施例1中在进行微生物基降黏驱油压裂液破胶液驱替后，对岩心进行扫描
电镜测试获得的电镜图。
23.本发明菌株的保藏信息
24.一种枯草芽孢杆菌株，该枯草芽孢杆菌株的拉丁学名为bacillus subtilis，保藏于中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心，保藏地址为北京市朝阳区北辰路1号院3号，保藏日期为2020年5月12日，保藏编号为cgmcc no.19809。
具体实施方式
25.需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术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。
26.正如背景技术所描述的，现有的压裂后化学降粘剂存在降粘作用持续时间短和作用效果有限的问题。为了解决上述技术问题，本技术提供了一种微生物基降粘驱油压裂液组合物，微生物基降粘驱油压裂液组合物包括：稠化剂、微生物、交联剂、破胶剂及水，其中上述微生物为枯草芽孢杆菌株的拉丁学名为bacillus subtilis，保藏编号为cgmcc no.19809。
27.稠化剂和交联剂能够通过交联作用形成具有特定结构和强度的高分子结构，在稠油开采过程中，能够对地层裂缝起到支撑作用。破胶剂可以对上述高分子结构进行破胶处理，从而使破胶液返排，同时减小稠油的流动阻力，起到提高稠油开采率的效果。上述特定的枯草芽孢杆菌株属于申请人获得的一种新的菌株，其能够以稠油、稠化剂等作为碳源进行繁殖并分泌出降粘生物表面活性剂和小分子有机物。且该生物表面活性剂能够大幅降低稠油的粘度(比如可使黏度为4400mpa
·
s稠油降至185mpa
·
s，降粘率达到95.8％)，这能够解决地下稠油难以流动储层压裂改造后产量低及地面稠油管输、处理困难等难题。由于上述微生物能够在稠油中进行有效繁殖，并不断分泌出降粘生物表面活性剂，因而将本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物应用于稠油开采领域能够实现长期，且明显的降粘效果，因而本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物的研制对稠油开采领域具有非常好地推动作用，且具有较高的经济价值。
28.在应用过程中，上述微生物(枯草芽孢杆菌株)以菌液的形式存在。比如在一种优选的实施例中，按5wt％的接种量将种子液加入到培养基中，并在35℃、170rpm下培养36h得到微生物菌液。
29.采用的培养基可以是本领域常用的组成。在一种优选的实施例中，上述培养基的组成为蔗糖12g/l，nh4cl 1.5g/l，k2hpo4·
12h2o 3.0g/l，kh2po
4 0.5g/l，nacl 10g/l，feso4·
7h2o0.015g/l，mnso
4 0.005g/l，cuso4·
5h2o 0.005g/l，ph 6.5。
30.更优选地，上述微生物菌液中，微生物(枯草芽孢杆菌株)的含量为1.0
×
107～1.0
×
10
11
cfu。
31.在微生物基降粘驱油压裂液组合物中加入上述特定的微生物能够使压裂液组合物具有持续和高效的降粘效果。为了更好地提高其降粘效果，需要对压裂组合物中的各组分的用量进行优化。在一种优选的实施例中，按重量份计，微生物基降粘驱油压裂液组合物包括：0.10～0.30份稠化剂、5～15份微生物菌液、0.10～0.20份交联剂和0.01～0.03份所述破胶剂，余量为水。上述几种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能使稠化剂与交联剂的交联作用，与微生物的降粘作用实现更好地协同增效作用，从而
有利于进一步提高降粘和稠油增产提效的效果。
32.由于不同开采地层具有不同的地层结构和组成，因而为了进一步提高本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物在稠油开采过程中的实际效果，在一种优选的实施例中，微生物基降粘驱油压裂液组合物还包括粘土稳定剂和/或助排剂。
33.粘土稳定剂的加入能够抑制地层粘土膨胀和粘土微粒运移。助排剂的加入有利于提高压裂作用过程中的工作残液从地层从排出。更优选地，按重量份计，微生物基降粘驱油压裂液组合物包括0～0.3份粘土稳定剂、0～0.3份助排剂、0.01～0.03份生物酶破胶剂。
34.上述微生物基降粘驱油压裂液组合物中，稠化剂、交联剂、粘土稳定剂、助排剂和破胶剂均可以采用本领域常用的种类。
35.可选地，稠化剂包括但不限于天然半乳甘露聚糖类化合物(胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基双衍生胍胶、羟丙基羧甲基胍胶)、聚丙烯酰胺类有机物、纤维素类稠化剂(羧甲基纤维素、羧乙基纤维素、羧甲基所病机纤维素)组成的组中的一种或多种。
36.交联剂包括但不限于多聚环氧化合物pepc、改性有机硼、亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种。上述破胶剂包括但不限于生物酶破胶剂(比如β
‑
甘露聚糖酶等)。相比于化学破胶剂，生物酶破胶剂具有更加优异的破胶效果，且对地层的伤害更小。
37.本技术的另一方面还提供了一种优选的压裂液的制备方法：在搅拌条件下，将稠化剂(比如胍胶)加入水中，搅拌30min；加入微生物菌液搅拌均匀，选择性地添加粘土稳定剂、助排剂、破胶剂和交联剂，搅拌混合均匀形成所需的胍胶压裂液。
38.本技术的又一方面还提供了一种本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物在稠油降粘体系中的应用。
39.由于本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物在稠油开采过程中具有长期、且稳定的降粘效果，因而将其应用在稠油开采领域对行业发展具有非常好地推动作用，且具有较高的经济价值。
40.优选地，微生物基降粘驱油压裂液组合物添加量为20～30wt％。
41.以下结合具体实施例对本技术作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本技术所要求保护的范围。
42.实施例中微生物菌种的培养过程：
43.按5wt％的接种量将种子液加入到培养基中，并在35℃、170rpm下培养36h得到微生物菌液。上述培养基的组成为蔗糖12g/l，nh4cl 1.5g/l，k2hpo4·
12h2o 3.0g/l，kh2po
4 0.5g/l，nacl 10g/l，feso4·
7h2o 0.015g/l，mnso
4 0.005g/l，cuso4·
5h2o 0.005g/l，ph 6.5。
44.经扫描电镜观察上述菌株的形态外观，如图1所示，其形态为杆菌，大小为(0.5～0.6)μm
×
(2～3)μm，无荚膜，周生鞭毛，可运动，初步鉴定为杆菌属。使用革兰氏染色鉴别细菌法进行鉴定，如图2所示，该结果显示菌株xj
‑
21为革兰氏阳性杆菌。
45.对上述菌株进行16s rrna基因序列分析，并根据16s rrna基因测序结果进行系统进化分析，系统进化树见图3。分析结果显示菌株xj
‑
021与bacillus subtilis nbrc101239的同源性最高。因而结合菌体形态观察和生理生化特征，鉴定为芽孢杆菌属的枯草芽孢杆菌。
46.压裂液体系的制备过程包括：在搅拌条件下，将稠化剂(比如胍胶)加入水中，搅拌
30min；加入微生物菌液搅拌均匀，选择性地添加粘土稳定剂、助排剂、破胶剂和交联剂，搅拌混合均匀形成所需的胍胶压裂液。
47.实施例1
48.本实施例提供的一种微生物基降粘驱油压裂液体系，由微生物菌液、胍胶、压裂液助剂组成，以重量份数计，包括下列成分：稠化剂(羟丙基胍胶)0.10份、微生物菌液15份、交联剂(改性有机硼，克拉玛依市新聚工贸有限责任公司，xj
‑
03)0.10份、粘土稳定剂(有机季铵盐聚合物，克拉玛依市正诚有限责任公司，jn
‑
1)0.3份、助排剂(鼠李糖脂)0.3份、生物酶破胶剂(β
‑
甘露聚糖酶)0.01份，余量以水补足100份。
49.上述配制的压裂液破胶后得到压裂液破胶液，对破胶液的稠油降粘性能、驱油性能开展测试。
50.(1)破胶液降粘性能测试
51.取30g破胶液加入70g脱水稠油(稠油来源为新疆油田吉7井区)内，摇晃均匀，置于60℃烘箱，测定原油前后粘度变化。
52.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至620mpa
·
s，降粘率为85.9％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至188mpa
·
s，降粘率为95.8％。
53.(2)破胶液驱油性能测试
54.岩心驱替实验：将标准天然岩心置于105℃烘箱烘干，使用粘度为1.5mpa
·
s的原油建立饱和油后分别进行驱替实验。将配制好的模拟地层水装入中间容器，驱替饱和油的岩心直至不出油，读取油水分离器的刻度，计算原油采出程度；破胶液装入中间容器，驱替水驱后的岩心(10pv)，记录第1次采油量；关闭岩心前后端阀门，保持围压为2mpa，在夹持器中孵育2d；用模拟地层水驱至不出油为止，记录第二次采油量；二次采油量之和为总采油量，根据总采油量计算最终采出程度。岩心驱替实验的最终采收率为64.41％，其中水驱油率为49.3％，破胶液驱油率为15.11％。
55.(3)对微生物基降黏驱油压裂液破胶液驱替前后的岩心进行扫描电镜测试。
56.观察驱替前后岩心状态变化。图2表示驱替之前的电镜图，图3为驱替后的电镜图。由图3中矩形区域可以清楚地看到发现岩心孔隙中存在的杆状菌体，微生物在驱替后的岩心中有生长及繁殖现象，说明压裂液内的微生物可以进入岩心进行生长并代谢产生活性物质。
57.实施例2
58.本实施例提供的一种微生物基降粘驱油压裂液体系，由微生物菌液、胍胶、压裂液助剂及交联剂组成，以重量份数计，包括下列成分：
59.稠化剂(羟丙基胍胶)0.20份、微生物菌液(xj
‑
21发酵液)10份、交联剂(改性有机硼，克拉玛依市新聚工贸有限责任公司，xj
‑
03)0.10份、粘土稳定剂(有机季铵盐聚合物，厂家克拉玛依市正诚有限责任公司，jn
‑
1)0.3份、助排剂(鼠李糖脂)0.3份、生物酶破胶剂(β
‑
甘露聚糖酶)0.01份，余量以水补足100份。
60.上述配制的压裂液破胶后得到压裂液破胶液，对破胶液的稠油降粘性能、驱油性能开展测试。
61.(1)破胶液降粘性能测试
62.测试具体过程同实施例1。
63.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至612mpa
·
s，降粘率为86.1％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至183mpa
·
s，降粘率为95.8％。
64.(2)破胶液驱油性能测试
65.岩心驱替实验：具体过程同实施例1。
66.岩心驱替实验的最终采收率为62.76％，其中水驱油率为47.59％，破胶液驱油率为15.17％。
67.实施例3
68.本实施例提供的一种微生物基降粘驱油压裂液体系，由微生物菌液、胍胶、压裂液助剂及交联剂组成，以重量份数计，包括下列成分：
69.稠化剂(羟丙基胍胶)0.30份、微生物菌液(xj
‑
21发酵液)5份、交联剂(改性有机硼，克拉玛依市新聚工贸有限责任公司，xj
‑
03)0.20份、粘土稳定剂(有机季铵盐聚合物，克拉玛依市正诚有限责任公司，jn
‑
1)0.3份、助排剂(鼠李糖脂)0.3份、生物酶破胶剂(β
‑
甘露聚糖酶)0.01份，余量以水补足100份。
70.上述配制的压裂液破胶后得到压裂液破胶液，对破胶液的稠油降粘性能、驱油性能开展测试。
71.(1)破胶液降粘性能测试
72.测试具体过程同实施例1。
73.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至723mpa
·
s，降粘率为83.6％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至199mpa
·
s，降粘率为95.5％。
74.(2)破胶液驱油性能测试
75.岩心驱替实验：具体过程同实施例1。
76.岩心驱替实验的最终采收率为64.55％，其中水驱油率为48.25％，破胶液驱油率为16.3％。
77.实施例4
78.本实施例提供的一种微生物基降粘驱油压裂液体系，由微生物菌液、胍胶、压裂液助剂及交联剂组成，以重量份数计，包括下列成分：
79.稠化剂(羟丙基胍胶)0.20份、微生物菌液(xj
‑
21发酵液)2份、交联剂(改性有机硼，克拉玛依市新聚工贸有限责任公司，xj
‑
03)0.10份、粘土稳定剂(有机季铵盐聚合物，克拉玛依市正诚有限责任公司，jn
‑
1)0.3份、助排剂(鼠李糖脂)0.3份、生物酶破胶剂(β
‑
甘露聚糖酶)0.01份，余量以水补足100份。
80.上述配制的压裂液破胶后得到压裂液破胶液，对破胶液的稠油降粘性能、驱油性能开展测试。
81.(1)破胶液降粘性能测试
82.测试具体过程同实施例1。
83.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至2300mpa
·
s，降粘率47.73％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至430mpa
·
s，降粘率为90.23％。
84.(2)破胶液驱油性能测试
85.岩心驱替实验：具体过程同实施例1。
86.岩心驱替实验的最终采收率为58.75％，其中水驱油率为48.25％，破胶液驱油率
为10.5％。
87.实施例5
88.与实施例2的区别为：没有加入上述粘土稳定剂、助排剂和生物酶破胶剂。
89.(1)破胶液降粘性能测试
90.测试具体过程同实施例1。
91.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至2750mpa
·
s，降粘率37.5％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至740mpa
·
s，降粘率为83.18％。
92.(2)破胶液驱油性能测试
93.岩心驱替实验：具体过程同实施例1。
94.岩心驱替实验的最终采收率为58.15％，其中水驱油率为47.92％，破胶液驱油率为10.23％。
95.对比例1
96.与实施例2的区别为：没有加入上述微生物菌液。
97.(1)破胶液降粘性能测试
98.测试具体过程同实施例1。
99.2天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至3150mpa
·
s，降粘率28.41％；6天后，稠油黏度由4400mpa
·
s降至2670mpa
·
s，降粘率为39.32％。
100.(2)破胶液驱油性能测试
101.岩心驱替实验：具体过程同实施例1。
102.岩心驱替实验的最终采收率为52.04％，其中水驱油率为48.13％，破胶液驱油率为3.91％。
103.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：相比于现有的驱油组合物，将本技术提供的微生物基降粘驱油压裂液组合物应用于稠油开采领域具有较为明显的降粘效果，同时还有利于大幅提高稠油采收率。
104.需要说明的是，本技术的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的术语在适当情况下可以互换，以便这里描述的本技术的实施方式例如能够以除了在这里描述的那些以外的顺序实施。
105.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。