增强油回收率的方法

摘要

本发明提供增强从地下烃储库回收油的方法，所述方法包含通过井的基体注入部分向所述储库注入能消化油的微生物，并从生产井的油接收部分回收油，其中所述注入部分在所述生产井中，或者在注入井中，并且在所述油接收部分之上或邻近，并且其中微生物注入能通过另一个增强油提取的过程进行。

说明书

本发明涉及增强从地下烃储库的油回收率的方法，和用于这些方法的组合物。

烃，即气和油，是有限的资源，因此将从地下储库回收的油量最大化是非常重要的。

对于某些储库，特别是重油储库，其中油包含大量长链烃、石蜡油(paraffins)、蜡类(waxes)、芳族化合物(包括多芳烃-PAH)、类萜、沥青质等，油砂或页岩储库(shale reservoirs)，和沥青储库，目前使用的技术使回收率少于储存中油的10重量％。这很大程度是因为油的粘度高，或者说流动性差，使得只有有限量的油可以到达生产井(production well)。

已经用于解决此问题的一种方法是向生产井之上的注入井(injection well)注射过热蒸汽，例如在钻孔(bore hole)的基本水平的部分中，其中注入钻孔位于生产钻孔之上。注入过热蒸汽导致温度上升，用来降低重油的粘度，然后其在重力影响下，更容易流进生产钻孔中。这个方法被称作蒸汽辅助的重力泄油(SAG-D)或VAPEX。

另一个增加烃回收率的方法是热溶剂提取，其中将加热的有机溶剂注入基体(matrix)，以降低烃的粘度并改进其在基体中的流动性质。在这种技术中，注入可为向注入钻孔中注入(即，如同蒸汽注入一样)或者其可为向生产钻孔注入。通常，使用的热溶剂选自石脑油、柴油、甲苯和其它烃级分。注入温度通常在20至400℃，特别是80至100℃的范围内。

另一个提取增强方法是用砂进行的冷重油生产(或排砂冷采)(CHOPS)，其涉及使砂流入生产井。另一个方法是在生产井进行基体的水力碎裂(压裂)。针对重油、油砂或沥青储库的增强油回收率技术的其它实例包括周期蒸汽刺激(CSS)，和脉冲压力流量增强。在井下产生气体以增加井下压力，并且因此流入生产井的油还可以涉及直接接触蒸汽产生和热氧化过程(由井下烃燃烧而产生CO₂)。

然而这些技术都很繁琐、对环境不友好，期望对其进行改善和替代。

我们现在已经意识到，如果通过注入井向分离的生产井之上或与其邻近的地层或者向生产井处的地层引入可降解重油的微生物，连同其它油回收率增强技术(如蒸汽注入、热溶剂提取、CHOPS、压裂、CSS等，如上所述)，可以增强油回收率。

因此从一个方面看，本发明提供增强从地下烃储库(特别是重油储库)的油回收率的方法，所述方法包括通过井的基体注入部分向所述储库注入能消化油的微生物，并从生产井的油接收部分回收油，其中所述注入部分在所述生产井中(例如在所述油接收部分)或在注入井中，并且在所述油接收部分之上或与其邻近，并且其中微生物注入之前为另一个增强油提取的过程(如蒸汽或热溶剂注入、CHOPS、水力碎裂等)，特别优选地通过相同的注入部分，例如提前1至150天进行。

对于(或每个)生产井，微生物注入特别优选地通过多个注入井进行，例如5至20个这种注入井，例如使用“薄”注入井的阵列，每个井结束于(即具有基体入口位置)生产井的基体出口位置附近，即，多道注入井(multi-trackinginjection wells)。对于浅储库，例如，在深度为200至600m的地表下，这是特别理想的。这在附图中示意性地显示。

油降解或油消化表示微生物(或微生物混合物)能对油进行化学修饰，以降低其粘度或蜡质、沥青质或芳族化合物的含量，从而使其在基体(即其中形成储库的岩石)中更自由地流动。这种修饰通常会涉及油中一个或多个组分的碎裂(例如将烷烃碎裂成更小的烷烃)，芳族化合物的开环，或其它大的有机化合物例如沥青质的开放或裂解。理想地，微生物裂解或分裂油组分，从而赋予油足够低的粘度以增强油回收率。因此优选的是，使用的微生物不仅是能产生表面活性剂或气体(例如甲烷)的一种微生物，并且特别优选地使用微生物混合物(cocktail)，其可以引起开环，特别是与可以引起烃链缩短的微生物组合使用。其它因素保持恒定，生产流量大约与井下(重)油粘度成反比，并且因此使用本发明技术的降解可以以百分之十至百分之百的体积百分比的因子增强液体烃流量(flow)。

已知很多微生物(通常为真细菌或古细菌)可以消化油，并且如果这些微生物能在井下经历的温度和压力存活，则可以用于本发明的方法中。通常的实例包括芽孢杆菌属菌种(Bacillus sp.)、栖热菌属菌种(Thermus sp.)、假单胞菌属菌种(Pseudomonas sp.)、地芽孢杆菌属菌种(Geobacillus sp.)、节杆菌属菌种(Arthrobacter sp.)、鞘胺醇单胞菌属菌种、分枝杆菌属菌种(Mycobacterium sp.)、伯克霍尔德氏菌属菌种、不动杆菌属菌种(Acinebacter sp.)、Thermovirga菌种、古生球菌属菌种(Archaeoglobus sp.)、栖热腔菌属菌种(Thermosipho sp.)、共生小杆菌属菌种、鬃毛甲烷菌属菌种(Methanosaeta sp.)、ε-变形菌门菌种(Epsilonproteobacterium sp.)、互营菌属菌种(Syntrophus sp.)、类诺卡氏菌属菌种(Nocardioides sp.)、脱铁杆菌属菌种(Deferribacter sp.)、绿弯菌门菌种(Chloraflexi sp.)等。

然而优选地，接种物，即按照本发明注入的微生物组合物，包含至少2种，优选至少3种不同的微生物物种，特别是至少一种能使烷烃链缩短的微生物物种和至少一种能使芳族化合物开环的微生物物种。能使烷烃链缩短的微生物的实例包括芽孢杆菌属菌种、地芽孢杆菌属菌种、不动杆菌属菌种、鬃毛甲烷菌属菌种，并且特别是威尼斯不动杆菌、喜热噬油芽孢杆菌(Bacillusthermoleovorans)、Bacillus aeolis和嗜热脱氮地芽孢杆菌(Geobacillusthermodenitrificans)，而能降解芳族化合物的微生物的实例包括类诺卡氏菌属菌种、地芽孢杆菌属菌种和互营菌属菌种，例如地下地芽孢杆菌(Geobacillussubterraneous)。使用栖热菌属菌种将导致芳族化合物、树脂和沥青质减少，并且粘度下降，例如栖热菌属菌株SP3、C2和TH-2(参见Hao等，J.Can.Petrol.Tecnol.43：36-39(2003)，Can.J.Microbiol.50：175-182(2004)，和J.Petrol.Sci.Eng.43：247-258(2004))。使用假单胞菌属菌种将导致正烷烃(n-alkane)和PAH降解，并且粘度下降，例如铜绿假单胞菌(Pseudomonas aeruginosa)。此外，布氏栖热菌(Thermus brockii)能降解十六烷和芘(参见Geitkenhauer等，WaterSci Technol 47：123-130(2003))。

可能并且实际上优选使用来自或者开发自天然存在的微生物群落(例如来自地下烃储库、油页岩、沥青源或特别是来自泥火山的微生物群落)的微生物混合物，而并非通过混合(顶面(top-side)或就地(on site))单独的微生物而产生微生物接种组合物。同样地，当然可通过突变或通过遗传工程来产生合适的微生物。

特别优选的是，接种物包含选择下述菌种的微生物：喜热噬油芽孢杆菌、布氏栖热菌、Syntrophus aciditrophicus、威尼斯不动杆菌、脱硫脱铁杆菌(Deferribacter desulfuricans)、石油栖热腔菌(Thermosipho geolei)、非洲栖热腔菌(Thermosipho africanus)、嗜热共生小杆菌(Symbiobacterium thermophilium)、Thermovirga lienii、地河鞘氨醇单胞菌、溶芳烃鞘氨醇单胞菌、地下鞘氨醇单胞菌、矢野氏鞘氨醇单胞菌、恶臭假单胞菌、伯克霍尔德氏菌属菌种和闪烁古生球菌。能使用的特别保藏的菌株包括喜热噬油芽孢杆菌AB034902(Genbank)、Bacillus aeolis AY603079(Genbank)、铜绿假单胞菌AM087130(Genbank)、嗜热脱氮地芽孢杆菌DQ243788(Genbank)、地下地芽孢杆菌DQ355385(Genbank)、地河鞘氨醇单胞菌DSMZ12445、鞘氨醇单胞菌属菌种DSMZ 7526、鞘氨醇单胞菌属菌种DSMZ 11094、溶芳烃鞘氨醇单胞菌DSMZ12444、地下鞘氨醇单胞菌DSMZ 12447、矢野氏鞘氨醇单胞菌DSMZ 6900、恶臭假单胞菌NCIMB 9815、恶臭假单胞菌NCIMB 9816、恶臭假单胞菌NCIMB 10015、鬃毛甲烷菌属菌种AJ 133791、ε-变形菌AY 570641、Syntrophusaciditrophicus CP 000252、类诺卡氏菌属菌种D 87974、脱硫脱铁杆菌AB086060、绿弯菌属菌种AB 074961、Thermovirga lienii DQ 071273、闪烁古生球菌DQ 131905、石油栖热腔菌AJ 272022、威尼斯不动杆菌ATCC 31012和共生小杆菌属菌种AB 052392。特别优选的是，其包含至少一种下述菌种的微生物：鞘氨醇单胞菌属菌种、假单胞菌属菌种、伯克霍尔德氏菌属菌种、Thermovirga lienii、闪烁古生球菌、威尼斯不动杆菌、Thermosipho geolii和共生小杆菌属菌种。这些混合物是新的，并且形成本发明的另一个方面。由这个方面看，本发明提供微生物混合物用于烃储库处理，所述混合物包含下述菌种中的至少两种，优选至少三种微生物：鞘氨醇单胞菌属菌种、假单胞菌属菌种、伯克霍尔德氏菌属菌种、Thermovirga lienii、闪烁古生球菌、威尼斯不动杆菌、Thermosipho geolii和共生小杆菌属菌种，特别地，所述混合物进一步包含维生素和矿物质，并且优选液体或干粉形式的混合物，并且优选无烷烃，例如分离自微生物可在其中天然存在的任何基质或烃。

具体地，可以使用鞘氨醇单胞菌属菌种、假单胞菌属菌种和伯克霍尔德氏菌属菌种的组合，例如地河鞘氨醇单胞菌、溶芳烃鞘氨醇单胞菌、地下鞘氨醇单胞菌、矢野氏鞘氨醇单胞菌、恶臭假单胞菌和伯克霍尔德氏菌属菌种，特别是地河鞘氨醇单胞菌DSMZ12445、鞘氨醇单胞菌属菌种DSMZ 7526、鞘氨醇单胞菌属菌种DSMZ 11094、溶芳烃鞘氨醇单胞菌DSMZ 12444、地下鞘氨醇单胞菌DSMZ 12447、矢野氏鞘氨醇单胞菌DSMZ 6900、恶臭假单胞菌NCIMB 9815、恶臭假单胞菌NCIMB 9816、恶臭假单胞菌NCIMB 10015和伯克霍尔德氏菌属菌种。

对于浅油田，可为足够的是在接种物中使用可在大气压下生长的微生物，然而对于较深的油田，重要的是微生物既是嗜热微生物又是嗜压微生物。

因此相对简单的是选择合适的微生物的组合用于浅油田。候选的微生物或微生物混合物可以与重油样品，优选来自待处理位置的重油样品一起温育，并且如果实现粘度下降，则可以继续使用候选微生物。对于较深的油田，优选在待处理位置的井下温度和/或压力进行温育。在这两种情况下，优选承受60至120℃，特别是70至100℃的能力，因为这样的微生物可易于注入已经、正在或者将要进行蒸汽或热溶剂注入的位置。否则，可需要在蒸汽或热溶剂注入和微生物注入之间的显著延迟。

在本发明的方法中将要使用蒸汽或热溶剂的位置，微生物注入的时间应使得微生物不被注入温度为致死性的环境。可以容易地由基体的热耗散性质计算微生物注入的延迟时间。

在一个消化阶段的末期以培养物的等分试样，然后提供以待消化的新鲜的重油样品来优选地反复进行微生物混合物的筛选。这个过程很重要，因为降解可能需要一种微生物菌种的贡献，而此后需要另一种微生物菌种的贡献，并且因此可为需要的是在井下所有必需菌种继续生长。此时，在几次消化后，微生物群落是稳定的，可以进一步开发候选物。

在井下注入之前，微生物接种物优选与油混合，以准备它的酶系统。

需要时可以在井下注入微生物之前，同时或之后井下注入营养物用于微生物生长，例如矿物质和氨基酸，或消化油的酶。特别优选的是注入其它碳源，例如水溶性的乙酸(盐)。

需要时可以在井下注入微生物之前将注入位置周围的基体压裂，例如以提供储库用于微生物生长。

向注入井进行微生物的井下注入优选沿(down)相同的注入井与蒸汽或过热水或有机溶剂注入组合进行，例如在100-400℃的注入温度进行。这种注入可以在微生物注入之前(此时蒸汽或溶剂注入温度对于微生物是致死性的)，或者可以同时进行，然而优选在微生物注入前实施增强油回收率的技术、蒸汽或热溶剂注入，例如提前多至1年，例如1至150天，优选5至20天的时间。特别理想的是，反复实施增强油回收率技术(例如蒸汽或热溶剂注入)和微生物注入，特别是以特别设计的有序过程(sequenced procedures)进行。

向生产井进行微生物的井下注入优选与增强油回收率的技术例如CHOPS、热有机溶剂注入、水力压裂等组合进行；这可以在微生物注入之前或者可以同时或之后进行。在热溶剂注入的情况下，溶剂注入优选提前足够长的时间进行，使得注入微生物时基体温度对于微生物来说是可以耐受的，例如提前多至1年，例如1至150天，特别是5至20天。优选反复对生产井进行这种处理。

特别优选地，将微生物注入注入井和生产井两者，在每种情况下都优选与另外的增强烃提取的技术(即SAG-D、CHOPS等)组合。

需要时，微生物接种物可以包括能产生气体和/或酸并由此降解基体的微生物。

本发明的方法可用于减少其它增强烃提取的技术，比如SAG-D的使用和积极性(aggressiveness)，并从而降低这些技术对环境的影响。

本发明特别适用于产生重油的烃储库，例如从中质原油(31-22 API)到重质原油(22-10API)到极重(＜10API)原油，且微生物处理，特别是以嗜热和/或嗜压微生物的处理，优选与SAG-D、CHOPS、VAPEX、热溶剂提取和热水提取中的至少一种组合使用，例如同时或顺序组合使用。

现在将通过下述非限定性实例和附图阐述本发明，其中：

图1是浅的重油储库的垂直剖面示意图；并且图2是根据本发明不进行处理和进行处理时油回收率和油粘度的图。

参照图1，图1显示海上平台1，其具有生产井2，其延伸入浅的重油储库3中。由平台1，一系列狭窄的注入井4通过注入单元5供料，注入单元5用于顺序注入蒸汽和微生物培养物。

实施例1

用Argentine(阿根廷)沥青中内生的微生物处理邹阿塔(Zuata)原油

材料：

沥青(来自阿根廷)

处理培养基1(TMS1)每升包含：5g FeSO₄·7H₂O、0.29g CuSO₄·5H₂O、0.44g ZnSO₄·7H₂O、0.15g MnSO₄·H₂O、0.01g Na₂MoO₄·2H₂O、0.02gCoCl₂·6H₂O、50ml浓盐酸。

处理培养基3(TMS3)每升包含：2021.2mg Na₂SiO₃·9H₂O、445.5mg NaF、5651.7mg K₂B₄O₇·4H₂O、47.9mg NaIO₃、180.7mg KAl(SO₄)₂·12H₂O、SnCl₂·2H₂O。

处理培养基4(TMS4)每升包含：346.8mg NiCl₂·6H₂O、101.4mgNa₂SeO₃·5H₂O、18mg V₂O₅、14mg K₂Cr₂O₇、3.6mg Na₂ WO₄·2H₂O。

维生素储存溶液(VSS)每升包含：2.00g生物素、2.00g叶酸、10.00g吡哆醇-HCl、5.00g硫胺素-HCl·2H₂O、5.00g核黄素、5.00g烟酸、5.00g D-泛酸钙、0.10g维生素B12、5.00g对氨基苯甲酸、5.00g硫辛酸。

矿物质培养基(MM)每升包含：0.9g NH₄NO₃、0.05g CaCl₂·2H₂O、0.2gMgSO₄·7H₂O、3.06g Na₂HPO₄·2H₂O、1.52g KH₂PO₄、1ml TMS1、1ml TMS3、1ml TMS4、1ml VSS。将pH调至pH 7.0。

处理培养基1(PM1)：邹阿塔原油(来自委内瑞拉)，在MM中的浓度为0.4％(重量/体积)。

处理培养基2(PM2)：轻瓦斯油(LGO)中含1.6％邹阿塔原油(重量/体积)，在MM中的浓度为1％(体积/体积)。

接种：

将沥青样品(0.5g)接种入包含50ml PM1或PM2的摇瓶(Bellco，250ml)中。

培养：

将摇瓶在旋转摇瓶机上以200rpm和90％的湿度(Infors Multitronincubator)在50℃温育34天。

实施例2

用泥火山内生的微生物处理邹阿塔重油

材料：

来自泥火山的泥浆

Widdel基础盐培养基B(WBSB)每升包含：30.0g NaCl、0.15gCaCl₂·2H₂O、3.0g MgCl₂·6H₂O、0.9g NH₄NO₃、0.5g KCl、0.18g Na₂SO₄、3.06g Na₂HPO₄·2H₂O、1.52g KH₂PO₄、1ml TMS1、1ml TMS3、1ml TMS4、1ml VSS。将pH调至8.2。

处理培养基3(PM3)：10％邹阿塔原油(重量/体积)溶于七甲基壬烷(HMN-一种惰性溶质)中，向WBSB加至5％(体积/体积)

接种：

将泥浆样品(0.5ml)接种入包含50ml PM3的摇瓶(Bellco，250ml)中。

培养：

将摇瓶在旋转摇瓶机上以200rpm和90％的湿度(Infors Multitronincubator)在50℃温育28天。

实施例3

用微生物混合物处理Linerle原油

材料：

微生物混合物(MC)：下述菌株的混合物：

来自精炼水处理厂的生物泥浆的伯克霍尔德氏菌属菌种分离物、恶臭假单胞菌NCIMB 9815、NCIMB 9816和NCIMB 10015。在接种培养基(IM)中将微生物培养多至24小时，并通过离心(10分钟，5000xg)收获。用MM培养基(20ml)将细胞沉淀洗涤两次，并将细胞沉淀重悬于MM培养基(500μl)中。通过以等浓度混合经洗涤和重悬的微生物而制备微生物混合物(MC)。

接种培养基(IM)每升包含：20.0g酵母提取物，1.0g MgSO₄·7H₂O，5gNaCl，将pH调至7.5。

处理培养基4(PM4)：向MM中加入5％(体积/体积)热处理的Linerle原油(来自挪威大陆架，加热至60℃2小时)。

含酵母提取物的处理培养基4(PM4-YE)：向包含0.1g酵母提取物的MM中加入5％(体积/体积)经热处理的Linerle原油(来自挪威大陆架，加热至60℃2小时)。

接种：

将MC接种入包含50ml PM4或50ml PM4-YE的摇瓶(Bellco，250ml)中，至终OD₆₆₀＝1.0。

培养：

将摇瓶在旋转摇瓶机上以200rpm(Infors Multitron incubator)在30℃温育9天。

实施例4

用来自沉积物的微生物处理沙中的邹阿塔重油

材料：

微生物接种物(MI)：分离自沉积物样品的微生物的混合接种物。

砂柱(sand column)：邹阿塔原油以9∶36的重量比与barskarp砂混合，填充入玻璃柱(Omnifit)中。

接种：

在用水冲柱4天后，向砂柱加入MI(5ml，约10⁹个细胞/ml)。

培养：

接种后，将砂柱封闭24小时，然后开始MM的循环。以171ml/小时的速度循环MM。

在与储库-样条件下处理重油的结果示于附图的图2中。图2显示原地标准总原始量百分比作为来自砂柱(sand packs)的油回收率(STOOIP-右纵坐标和图线)，并剪切率为100s^-1和55℃时经处理的油的粘度(以mPa.s表示)(左纵坐标和柱状图)。左边的数值为未经处理的邹阿塔重油的数值。中心的数值为在本实施例详明的条件下处理的邹阿塔重油的数值。右边的数值为在本实施例详明的条件下处理的邹阿塔重油的数值，但是向MM添加5g/L乙酸盐(例如乙酸钠)。

实施例5

粘度对于原油的影响

在30℃，剪切为多至1000s^-1时确定处理和未处理的1型重原油的粘度。未处理重原油的粘度值为417mPas，而对于处理的样品，粘度降至130mPas。在使用处理和未处理的邹阿塔原油在径向储库模型(radial reservoir model)中在60℃和剪切速率为多至700s^-1时的进一步测试中，注意到在所有剪切速率下粘度的显著下降，这在剪切速率为100s^-1以上时愈加显著。