SUN生物酶解堵剂低渗透应用材料

1、优秀的解堵产品 绿色油层处理技术 SUNSUN 生物酶解堵增产技术生物酶解堵增产技术在低渗透油田的发展与应用在低渗透油田的发展与应用BIO-ACTIVEBIO-ACTIVE BLOCKINGBLOCKING REMOVERREMOVERSUNCOO PETROLEUM CO. (CANADA)北京盛世中创科技有限责任公司北京盛世中创科技有限责任公司东营盛世石油科技有限责任公司东营盛世石油科技有限责任公司 第一部分第一部分 SUNSUN 生物酶增产技术在低渗透油田的发展和应用生物酶增产技术在低渗透油田的发展和应用 SUNCOO 石油公司是生物酶石油增产技术全球最权威的开发应用服务商。 SUNCO

2、O 石油公司的生物酶增产技术理念已经成功的应用于低渗透油藏的开发领域，SUN 系列生物酶增产药剂和技术工艺是应用于低渗透油藏进行清洁增产处理的最优秀产品和技术。SUNCOO 不断在该领域取得新的突破。据统计，中国待动用的低渗透透探明储量接近 40 亿吨，占探明储量的 60-70%。低渗透、特低渗透的油田，由于油层及流体物性的差异，一般情况下，油田通过一次采油和二次采油只能采出地下 30%左右的原油，在约有 70%的原油滞留在油层中，在过去的几十年中，人们一直在找寻一种能有效提高采收率而且合适经济效益比的方法。由于油层渗透率低，油层孔隙半径小，在常规微生物处理工艺中，有些细菌由于体积原因，存在有

3、些孔吼不能进入，且温度、压力、氧的含量、水处理后残余药剂等环境等影响，存活低，产生效果和应用受到局限，且作用缓慢。蒸汽、活性剂、气体等在低渗透油藏的工艺方式，也存在一定的使用问题。超低渗透油藏采取 ASP 聚合物进行三次采油是受限制的，聚合物无法有效进入，在地层产生的伤害十分严重，反而影响了注水和采收率。SUN 生物酶增产系列技术对于具有低渗、低压、低产，原油含蜡量高，粘度高、凝固点高，裂缝发育程度低，油水井间无法建立起有效的驱动体系，油井压力恢复水平较低，水驱采收率低，开发效果差的敏感油藏具有良好的发展前景。利用生物酶制剂可以明显改变岩石润湿性、释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物，萃取原油，降低

4、界面张力，降低原油粘度，使它们流动，提高毛管数，即降低界面张力，通过改善粘度比和提高流速，并使流动的油滴在地层中聚集。生物酶技术还可以通过保护油藏，疏通堵塞，增强导流能力，提高渗透率，是 SUN 生物酶系列增产技术所具备的优势。生物酶石油增产技术，在低渗透油藏的应用呈现出良好的应用前景，并在现场得到有效论证。SUNSUN 生物酶系列增产技术主要包括：生物酶系列增产技术主要包括：生物酶吞吐解堵增产工艺。生物酶吞吐解堵增产工艺。生物酶水井增注工艺。生物酶水井增注工艺。生物酶压裂系列增产技术。生物酶压裂系列增产技术。生物酶提高采收率三次采油技术。生物酶提高采收率三次采油技术。 第二部分第二部分生物酶

5、解堵增产技术低渗透油藏作用机理生物酶解堵增产技术低渗透油藏作用机理 SUN 生物酶解堵增产剂，完全溶于水，生物酶制剂会将其所通过的地段附着在岩石上的原油迅速剥离并清洗下来。同时部分酶制剂吸附在岩石表面降低了界面张力改变了岩石的润湿性，降低残余油饱和度，增强油和水的流动能力，提高渗透率，使堵塞处得以疏通，实现油井增产。生物酶制剂以其独特优点，不受各种剪切降解、压力、水矿化度等的影响。另外，生物酶完全溶于水并可与任何矿化度的回注水配伍。生物酶解堵增产剂，在应用上建立独创的增产新技术理论，实施清洁措施，提高油藏导流能力，进行增油。作用机理：作用机理：（1）通过诱导和自发渗吸作用进入微观孔道，吸附在岩

6、心表层，剥蚀原油，改善孔吼；（2）岩石润湿性改变，提高渗流效率；（3）降低油水界面张力；（4）扩散作用，提高水分子活化能；（5）清洗剥落油膜，降低原油的含蜡，降低原油粘度；（6）提高孔隙渗透率，降低驱替压力、回采压力；（7）自破乳效果明显，回收药剂可以二次应用； SUNSUN 生物酶解堵增产工作原理生物酶解堵增产工作原理 （ SUNSUN ENZYMEENZYME ） SUN 制剂酶催化激活吸附、润湿、渗透、催化吸附、润湿、渗透、催化剥落、分散、剥落、分散、乳化、聚并乳化、聚并 乳化、聚并乳化、聚并降粘防蜡稀 释渗析，岩心改善渗析，岩心改善 稳 定 岩 心导流能力、渗流效率提高阻止垢形成、沉积

7、强亲水表面张力降低储层岩石表面润湿性分为油湿、水湿和中间润湿，储层岩石表面的润湿状态对原油流动有很大的影响，油湿性岩石对原油的粘附力强，而亲水性岩石的表面易结成一层水膜，减弱了对原油的粘附力。 生物酶增产剂作为一种水溶性产品，它可以使储层岩石表面的润湿性从油湿向水湿方向转化，从而改变储层岩石的润湿状态，降低油岩层间的界面张力，使原油易于从岩石表面剥离下来，同时生物酶增产剂还有一定的降粘作用，一定的降解作用，包括饱和蜡选择性降解为不饱和烯烃的能力，从而降低了原油在地层孔隙中的流动阻力，提高了压力梯度，原油容易从四周流向井筒，起到增产增油的作用。利用生物酶制剂可以明显改变岩石润湿性、释放储层岩石颗

8、粒表面碳氢化合物，降低界面张力，降低原油粘度，使它们流动，提高毛管数，即降低界面张力，通过改善粘度比和提高流速，并使流动的油滴在地层中聚集。 生物酶制剂在加速驱替油流的同时，在油藏表层形成一层有效的分子膜结构， （生物制剂产生的聚合物） ，对油藏起到预防再次垢沉积、防止水伤害的作用，疏通堵塞，提高导流能力同时，具有保护油藏的作用。在被油层中的颗粒吸附，这样颗粒周围的极性加强，颗粒与岩石的作用力减弱，因而可清除一些杂质对岩石孔遭的堵塞，起到疏通孔道，提高渗透率的作用，提高注水能力，采收率得以提高。降低石油携砂能力，减少流体与砂岩的摩擦，从而达到稳定油藏结构的目的。生物酶制剂在油井近井地带，能够在

9、金属和岩心等表面附着，形成一层活性分子膜，阻止石蜡沉积，并同蜡晶发生催化作用，参与蜡晶的形成，促进蜡晶的崎变，改变蜡晶形态，阻止蜡晶体进一步生长，从而有效地防止蜡、沥青质、胶质等重质组分的沉积结垢。总述：通过各种工艺注入 sun 生物酶制剂， SUN 酶药剂渗透进入所波及的岩心孔喉中，对岩心起到解堵处理，疏通阻滞渗流通道作用，原来由于发育结构不流畅的问题，通过酶制剂综合清洁处理作用，将有效的孔喉提供给油流，产生明显的增产效果，且不伤害油藏。 第第 三三 部部 分分 生物酶解堵增产技术在生物酶解堵增产技术在低渗透油田低渗透油田应用应用1 1、油井吞吐解堵增产工艺；油井吞吐解堵增产工艺；（一）（一

10、）SUNSUN 生物酶解堵剂应用选井原则生物酶解堵剂应用选井原则（1）选择表皮因子较高、油层伤害重的井。（2）选取同周边井比产液能力较低的井。（3）选取单井采收率为区块总采收率平均值的井。（4）因粘稠、蜡等结晶、沉积导致实际产量降低的井。（5）储层被堵塞伤害的油井。（6）水油比较低的井。（7）泥质含量相对较高的井。（8）油井动、静态资料齐全，能够进行效果分析的井。（9）抽油设备齐全，完好，井口装置能保证正常生产的井。（二）施工中需要了解的参数（二）施工中需要了解的参数一般施工在低于岩石破裂压力条件下进行，采取大排量的方式，这就要了解和确定：（1）油层层位、深度、压力、饱和度、渗透率、有效厚度、

11、孔隙度、原油粘度、含蜡量等；（2）选定井施工前 1-3 个月的单井生产综合记录（含单井采油曲线） ；（3）确定工作液浓度、用量、替液用量、是否复配其它药剂；（4）动态数据（功图、液面、沉没度、溶解气量等） ；（5）确定关井停泵时间。（三）吞吐解堵增产工序（三）吞吐解堵增产工序将 SUN 生物酶增产药剂按照施工设计用量、浓度（一般 1-2%） ，分别用清水配制好，搅拌均匀，按工艺流程安装好设备，憋泵，停井、放套气、关闭生产闸门、开注入管线闸门、连续注入解堵液，替入液，关闭注入管线闸门，等侯反应，关井规定时间 4-6 天，开抽，投入正常生产，按规定计量，记录有关资料。（四）现场施工井例（大庆潮阳沟

12、油田（四）现场施工井例（大庆潮阳沟油田-包括照片）包括照片）1、试验油井基本情况2005 年生物酶吞吐试验油井共计 6 口，平均有效厚度 14.5m，连通厚度 14.1m，水驱控制程度 97.2%。措施前平均单井日产油 1.1t/d，含水 3.8%，措施前平均累积产油5900t，平均累积产水 319m3。2、施工步骤利用水泥车和罐车将生物酶与清水的混合液通过环形空间注入油层，平均单井注入生物酶溶液 61m3，清水 15 方顶替，单井平均生物酶用量 0.95t，注入浓度 1.56%，平均注入压力 7.6MPa，平均施工时间 40min。注入生物酶后焖井 4 天启抽生产。大大庆庆十十厂厂施施工工现

13、现场场3、试验效果 增油量情况生物酶吞吐试验油井 6 口（表 1） ，措施前平均单井日产液 1.0t/d，日产油 1.0t/d，含水 3.8%。措施后平均单井日产液 3.0t/d，日产油 2.1t/d，含水 29.2%，平均单井日增油1.0t/d；2005 年 7 月下旬平均单井日产液 2.7t/d，日产油 2.4t/d，含水 11.1%，平均单井日增油 1.4t/d。单井累积增油 156t，吨酶增油 165t。 表 1 生物酶吞吐试验井统计效果生物酶吞吐试验井统计效果措施前措施前措施后措施后20062006 年年 2 2 月月井号井号混合混合液量液量(m(m3 3) )浓度浓度(%)(%)施

14、工施工压力压力(MPa(MPa) )生物生物酶酶用量用量(t)(t)产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)累积累积增油增油(t)(t)朝 58-136621.41 5.5 0.8750.90.92.73.51.652.91.01.02.1126长 22-17403.0001.20.70.71.01.41.310.01.31.23.086翻 130-86761.3271.01.31.27.45.03.726.

15、35.03.922.0316翻 138-74601.2590.751.21.22.62.82.414.31.51.52.7217翻 138-88701.61121.1251.11.07.42.62.49.12.52.43.0156翻 152-定82601.25120.751.11.15.82.61.348.52.51.925.236平均611.56 7.60.951.01.03.83.02.129.22.72.411.1156现场应用表明：SUN 生物酶解堵剂可以明显解除近井地带油层污染，渗流力学的基础理论表明，降低原油粘和减少原油流动过程的阻力，降低井底回压可使油井增产。药剂吞吐后,流压上升

16、，表皮系数降低，改善了油井近井地带导流能力。 表表 压力恢复曲线参数解释对比表压力恢复曲线参数解释对比表井号测试日期流压 mpa静压 mpa渗透率10-3m2完善系数施工前0.96285.45100.964翻 130-86施工后1.1585.2232-1.411999.4.260.25310.282.51.8188翻 138-881999.9.161.12613.864.8-2.611 吞吐试验井产出液油水分离情况吞吐试验井产出液油水分离情况翻 138-74 井、翻 136-88 井进行生物酶吞吐解堵后，通过对采出的油样静止观察，发现采出样起初以乳状液的形式存在，随着时间的增长，乳状液逐渐破乳

17、，大约 4 小时左右油水完全分离，说明生物酶制剂具有较强的洗油能力，且产出液也较容易分离（图 a图 d） 。 吞吐试验前后全烃气相色谱对吞吐试验前后全烃气相色谱对比比根据翻 138-74、翻 138-88 井生物酶吞吐前后全烃气相色谱分析检验结果（表 10） ，生物酶吞吐试验前后对比，油井产出液中蜡质及胶质含量增加，表明油井井低图 a 原始状态的反吐液 图 b 1 小时后的反吐液图 c 2 小时后的反吐液 图 d 4 小时后的反吐液附近存在有机堵塞。如翻 138-88 井生物酶吞吐前后 C21/C22 从 1.15 下降到1.07， （C21+C22）/（C28+C29）从 2.05 下降到

18、1.97。表 2 翻 138-74、翻 138-88 井生物酶吞吐前后全烃气相色谱分析检验结果Pr/PhOEPC21/C22(C21+C22)/(C28+C29)井号吞吐前吞吐后吞吐前吞吐后吞吐前吞吐后吞吐前吞吐后翻 138-741.291.341.141.141.311.292.061.97翻 138-881.091.171.141.141.151.072.051.97（4） 与压裂、微生物吞吐措施对比情况与压裂、微生物吞吐措施对比情况薄荷台地区自 1995 年投产以后，共对 23 口井进行过二次压裂，平均单井累积增油98t，效果很差；朝阳沟油田从 20022004 年进行微生物吞吐 65

19、口（表 2） ，单井增油量71.5t，其中三类区块微生物吞吐 10 口，单井增油量 27.4t。目前薄荷台地区进行的目前薄荷台地区进行的 4 4 口生物酶吞吐试验井累积增油口生物酶吞吐试验井累积增油 721t721t，平均单井累积增油超过，平均单井累积增油超过156t156t，超过薄荷台地区单井压裂增油量，是三类区块微生物吞吐单井增油量的，超过薄荷台地区单井压裂增油量，是三类区块微生物吞吐单井增油量的 5 5 倍。因此，倍。因此，与压裂、微生物吞入措施相比，生物酶吞吐在三类区块具有明显的优势。与压裂、微生物吞入措施相比，生物酶吞吐在三类区块具有明显的优势。表表 3 3 朝阳沟油田朝阳沟油田 2

20、002200220042004 年微生物吞吐试验井增油效果统计表年微生物吞吐试验井增油效果统计表吞吐前吞吐后项目吞吐井数(口)有效井数(口)有效率(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)平均单井增油(t)有效井单井累积增油(t)累积增油(t)一类区块282278.694.458.238.3147.186.441.3123.0156.63444.5二类区块271451.950.03922.073.957.222.634.566.5930.7三类区块10440.011.911.25.921.013.933.827.468.5274合计654061.

21、5156.3108.430.6242.0157.534.971.5116.24649.24 4、生物酶吞吐采油增油量经济界限评价、生物酶吞吐采油增油量经济界限评价 生物酶吞吐井增油量下限表（税前生物酶吞吐井增油量下限表（税前, ,不含操作成本）不含操作成本）油价2025303540455018146 117 98 84 73 65 59 16130 104 87 74 65 58 52 14114 91 76 65 57 51 46 1298 78 65 56 49 43 39 1081 65 54 46 41 36 33 865 52 43 37 33 29 26 每吨生物酶价格（万元）6

22、64949 3939 3333 2828 2424 2222 2020 说明：操作成本按 632 元/吨，1 吨7.428 桶，1 美元8.279 元人民币生物酶吞吐井增油量下限表（税前）生物酶吞吐井增油量下限表（税前）油价2025303540455018301 199 148 118 98 84 74 16268 177 132 105 88 75 65 14234 155 115 92 77 66 57 12201 133 99 79 66 56 49 每吨生物酶价格（万元）10167 110 82 66 55 47 41 8134 88 66 53 44 37 33 6 6100100

23、6666 4949 3939 3333 2828 2525 说明：操作成本按 632 元/吨，1 吨7.428 桶，1 美元8.279 元人民币生物酶吞吐井增油量下限表（税后）生物酶吞吐井增油量下限表（税后）油价2025303540455018600 396 296 236 196 168 147 16533 352 263 210 174 149 131 14467 308 230 184 153 131 114 12400 264 197 157 131 112 98 10333 220 164 131 109 93 82 8267 176 131 105 87 75 65 每吨生物酶价格

24、（万元）6 6200200 132132 9999 7979 6565 5656 4949 说明：操作成本按 632 元/吨，1 吨7.428 桶，1 美元8.279 元人民币 所得税：33.0，增值税：17.0，城建税 7.0%，教育附加：3%（五）经验总结。（五）经验总结。1、一般含水量相对低的井效果比较理想；2、油层损害程度高，渗流阻力就大，施工中替挤压力也高，替挤压力在一定程度上反映了油井污染程度。3、作业及热洗频繁井，油层易污染解堵后增油效果好。4、含油饱和度高、水驱控制程度高的区块油井增油效果好。5、suncoo 石油公司提供的产品有：SUN-500,SUN-K100 等。 2 2

25、、生物酶水井增注工艺生物酶水井增注工艺（一）（一）SUNSUN 生物酶解堵剂应用选井原则生物酶解堵剂应用选井原则（1）钻井、完井、注水、修井过程，外来液体浸入污染造成的堵塞；（2）吸水能力下降，注水压力上升，达不到配注要求的井；（3）泥质含量相对较高的井，水伤害比较严重，敏感性强的井。（4）中、低渗透油藏，含有泥岩的井；（5）油井新转注为水井的井；（二）增注工艺工序（二）增注工艺工序将 SUN 生物酶解堵剂按照施工设计用量、浓度（一般 1-8%） ，分别用回注水配制好，搅拌均匀。接流程，洗井，关闭套管闸门、连续注入解堵液，替入液，关闭注入闸门，等侯反应，关井规定时间 2-6 天，转入正常注水。

26、按规定计量，记录有关资料。2.1 施工设计施工设计 施工设计应明确损害原因、损害程度及处理目的，设计施工的具体用量和浓度，选择生物酶解堵制剂的种类。根据资料确定处理半径和堵塞垢质含量,一般处理半径超过 1 米。2.2 资料收集资料收集 完井日期，完钻井深、层位，技术套管及油层套管的尺寸、壁厚、抗内压强度、下入深度，管外水泥返高，固井质量评阶，目前人工井底等。井段，层位，有效厚度(或裸眼厚度)，岩性，电测及综合解释结果，油层物性(孔隙度、渗透率、含油饱和度)，泥质含量；钻井油气显示情况(包括中途测试资料)，钻井泥浆、密度、粘度浸泡时间，钻井漏失情况，实际射孔井段、枪型、孔密、孔数、射孔后油气显示

27、；试油、生产简况及采取过的措施；求产数据，地层测试数据(压力、温度、表皮系数、污染半径等)；油、气、水分析数据等。按照地质管理规范标准的要求，录取注水井的注水量、油压、套压、泵压、浓度、洗井资料，每天的柱塞泵运行时间、泵压。3.3 施工泵压确定施工泵压确定大于地层初始吸收压力，但不得超过套管、采油(气)树允许压力，下封隔器井不得超过油管抗内压和封隔器允许压差。4.4 施工排量确定施工排量确定不超过施工限压值，尽快将工作液挤入地层。（三）施工井例（三）施工井例1、 部分施工井处理情况生物酶解堵技术水井工艺施工效果表生物酶解堵技术水井工艺施工效果表井号有效厚度(m)日配注(m3/d)管线压力(MP

28、a)注水压力(MPa)平均日注水(m3/d)施工后注水压力(MPa)施工后平均日注水(m3/d)B-12619.81518.316.5813.528B-37821.62016.215.71113.726B-1865.02018.216.51613.548R-9012.21618.214.71012.719平均14.71817.715.811.2513.330.25SUNCOOSUNCOO 主要提供产品有：主要提供产品有：SUN-500SUN-500，SUN-K100(SUN-K100(酸性酶制剂酸性酶制剂) )等。等。3.13.1压裂破胶技术压裂破胶技术植物，动物和微生物产生的具有催化作用的蛋

29、白质。压裂液用的植物胶及其衍生物、压裂液用的植物胶及其衍生物、纤维素及其衍生物，生物多聚糖等天然聚合物及其改性产物，几乎都可以在酶的催化作用纤维素及其衍生物，生物多聚糖等天然聚合物及其改性产物，几乎都可以在酶的催化作用下进行化学变化而降解。酶的作用具有选择性，下进行化学变化而降解。酶的作用具有选择性，光谱纤维素酶 SUN 技术应用石油压裂液试验 100 多井次，具有高效、无污染、使用方便、成本低等诸多优点。基因重组多功能生物酶，其技术完全根据油田开发中第二次和第三次石油钻采的水基压裂，以及完井所面对的难题、产能降低问题而设计开发。产品已经形成系列，配方可以根据不同区域油藏构造条件进行调整，可杜

30、绝水基压裂过程降粘不彻底所导致的堵塞难题，全面提供了高温、酸碱性和低渗透油层驱油各种解决方案。其在低温条件下基本不影响压裂液的粘度，一旦进入高温条件，破胶能力得以迅速提升，2-4 小时内破胶完全。进行压裂不成功井和新井完井洗井工艺产生良好的效果。工艺应用包括：压裂破胶剂。压裂措施后因残渣伤害无效，低效井的解堵。压裂措施后因残渣伤害无效，低效井的解堵。完井措施，洗井应用。完井措施，洗井应用。 SUN 系列压裂生物酶制剂优点：系列压裂生物酶制剂优点：1。破胶后压裂液残渣低，施工后渗透性比传统破胶剂提高很多，增加石油产量。2。可以在配液时倒入，大大简化施工。地面温度无酶活，也就无破胶。SUNCOOS

31、UNCOO 主要提供产品有：主要提供产品有：SUN-P500SUN-P500，SUN-K500SUN-K500 ,SUN-K100(,SUN-K100(酸性酶制剂酸性酶制剂),), SUN-K200(SUN-K200(酸性酶制剂酸性酶制剂),sun-K300),sun-K300 等。等。作用机理作用机理（1）SUN-K300 破胶评估破胶评估酶活：最适温度 90，最适 pH7.0，活力 300U/ml；用量 1000L 压裂液/0.02L 酶破胶实验：进行了 10Ul，50Ul，100Ul 酶量用于 10L 压裂液的破胶实验，使用50Ul,100Ul 酶量破胶后压裂粘度均小于 5 里泊，但 1

32、00Ul 酶量破胶后压裂液残渣相对较少，因此酶的用量可在 50-100Ul 之间，优选 100U 酶液稀释 200 倍后，取 400Ul（0.6U）加入 100ml 交联羟丙基瓜胶中，黏度至 10 里泊左右。 （2)2) sun-k300sun-k300 破胶评估破胶评估酶活：最适温度 80，最适 pH7.0，含纤维素胶压裂液/百力士：10L/100uL酶破胶实验：进行了压裂液的破胶实验，10L 压裂液使用 50-100uL 酶量破胶后压裂液粘度小于 5 厘泊.Sun-k300Sun-k300 稀释稀释 200200 倍仍然有效，即每倍仍然有效，即每 100100m m3 3 压裂液需压裂液需

33、 2L2L 3 3、生物酶提高采收率技术生物酶提高采收率技术41 SUN 生物酶解堵增产技术提高采收率机理生物酶解堵增产技术提高采收率机理 油水相对渗透率实验表明，注入生物酶制剂溶液可降低残余油饱和度，增强油和水的流动能力。生物酶制剂能够解决水伤害问题造成新的堵塞，注水困难，采出液困难的问题。经过处理后的水井不形成堵塞压力，反而能够提高注水效率，在处理地层过程中对地层具有改善作用，提高区块和油井的采收率，在驱替过程中不形成稳定乳状液，而是油同岩石水快速分离、快速聚并，形成稀软油墙，采出液同破乳剂协调性好，破乳后的水质比较清澈。（一）用生物酶制剂物质的激活催化作用，促进化学作用（润湿、吸附、渗透

34、、生物催化、卷离、清洗、剥落作用） 快速进行，将积覆岩心颗粒表面上和孔眼中的有机垢质从堵塞处剥离,降粘稀释；（二）落和解除堵塞的垢质经生物酶催化，降粘稀释后快速聚并，形成稀释油墙，油流带，同时将乳化的死油和中断的死油诱导聚并形成连续的稀软油流带，通过孔喉，能够降低水油流度比，利用酶的催化快速剥落岩芯积附原油，为药剂改善油藏提供良好环境；（三）通过彻底清洗、去除岩心颗粒表面油膜，并尽可能驱替出在微观薄孔道中驱不出来的残余油，将 W/O 堵塞物予以解除，充分提高渗流效率和产油效率；（四）阳离子天然提取物对清洗净的岩心颗粒进行内部晶格和表层改造，形成分子膜，增强岩心的稳定性，原先松散结合水阻塞的孔道

35、也开始出油，综合作用提高了孔隙通道有效截面，渗流阻力得以大大降低，从而提高孔道组织渗流能力，提高驱替产油效率；（五）解堵和驱替出的采出液破乳容易，本身就具有一定的破乳性。不存在聚合物驱后采出水处理难度增大的难题；相反，采出水经处理后，可进行区块吞吐和循环利用。（六）残留的生物酶增强岩心空间的强亲水性，并具有一定的阻垢性能， 石油积覆岩芯 + 生物酶 酶、油、岩芯的中间体 油岩剥离油岩剥离 酶、油、岩芯的中间体酶、油、岩芯的中间体 酶制剂酶制剂 + 岩芯岩芯酶的释放酶的释放 改造岩芯，形成分子膜改造岩芯，形成分子膜 42 SUN 生物酶制剂绿色三次采油技术提高采收率优越性探讨提高采收率优越性探讨

36、 生物酶制剂还能够在油田三次采油工艺使用上具有独特的优势，特别是针对一些特殊油藏断块。酶驱替技术与目前常规三次采油技术进行区别分析，可以提出新的驱油技术构想：目前三次采油技术（ASP 等）SUN 驱油技术环保性差，石油磺酸盐对环境有一定影响环保性好，符合 HSE 要求,pH 值为 7容易造成新的堵塞和伤害：乳状液堵；磺酸盐粘土多价阳离子交换形成沉淀；聚合物在孔隙介质中滞留堵塞；造成疏松沙砾运移；碱伤害。疏通渗流孔道，降低已有的地层伤害：降低和预防粘土膨胀；解除各种堵塞；抑制微粒运移；清洗解除积垢降低新的堵塞可能性渗透、导流能力提高流体与地层流体、矿物不配伍，结垢，抗盐性差与地层流体配伍性好，(

37、适应力强）具有一定的阻垢能力，不需要再加阻垢药剂。洗油驱替效果一般洗油驱油效果明显采出液处理繁琐，成本大（目前是采出液本身具有很好的破乳力，处理简便，采出液油水国家级处理难题） ，乳状液处理困难，水质浑浊界面比较清楚，水质比较清澈施工设备投入大施工设备投入小，运营方便一般水井注入处理油井水井工艺同时可以进行需要加入牺牲剂、除氧剂、阻垢剂等一般不需要加入牺牲剂、除氧剂等采收率达到 OOIP 相对中采收率达到 OOIP 高一般不容易解除乳状堵塞不但能够解除乳状堵塞，而且综合解堵效果好综合运营成本高综合运营成本低地层稳定效果一般，有时出现相反效果地层稳定、维护效果好诱导油流作用一般诱导油流（油井作业

38、）作用强，采出效率提高明显预防有机垢形成作用好预防有机垢作用强，防蜡效率好应用特殊油藏困难应用与特殊区块（疏松砂岩油藏、低渗透油藏、高矿化度油藏，特稠吞吐油藏）效果好注水压力提高处理后注水压力下降，提高注水效率地面工艺流程复杂，现场配制工艺复杂，特别是 PAM 溶解工艺繁琐工艺流程十分简单，现场配制简便聚合物驱油系统管理工程复杂驱油系统管理工程相对简单回收投入资金相对较慢回收投入资金相对快43 生物酶提高采收率技术所涉及的油藏现有研究结果表明，生物酶制剂驱油技术目前使用温度可以达到 120的油藏，不含裂缝的低渗透油藏适合应用。4.4 编制生物酶驱试验方案必须在充分认识油层状况和分析目前生产状况

39、的基础上，结合分析生物酶驱的适用条件和影响因素，有针对性地开展工作。其内容应包括：（1）油藏精细描述部分：包括油田地质概况、构造特征、沉积微相特征、储层特征、油气水分布规律及油藏类型、流体性质、储量复算八部分。（2）开发工程部分：包括油田开发阶段划分及注水效果评价、剩余油分布规律、目前开发中存在的问题三个部分。（3）生物酶驱层系组合及井网部署。（4）注生物酶油水井生产状况。（5）生物酶制剂注入参数优选：内容包括生物酶剂注入浓度、注水量、注入速度的优选。（6）注采方式的确定：内容包括确定生物酶驱为恒速段塞还是阶梯式段塞注入方式，以及注入分子膜前或注入过程中是否对油层实施预处理或调剖堵水等的选择。

40、（7）生物酶驱开采效果预测。（8）确定生物酶驱总体实施方案，提出方案实施要求。 45 方方案案实实施施要要求求（1）要求用泵在井口注入，泵的排量要保证该井的注入要求。（2）装生物酶 解堵增产剂 的设施均能彻底排空，并在使用前彻底清洗；柱塞泵等有关连接管线不刺不漏，试验应尽量采取密闭流程，严格按照规程和工艺操作施工。 （3）试验井注水量、注水方式及注入状态始终保持不变；并且要求试验井井口阀门齐全，不刺、不漏。 （4）严格按方案设定每天注入参数执行，严格控制注入压力在破裂压力以下。 （5）现场配液按照操作要求执行。 （6）每天填写施工报表（压力、速度、用量等）最后要写施工总结。 （7）生物酶 制剂

41、注完后，注入清水顶替。46 试试验验动动态态监监测测要要求求 （1）在注生物酶 制剂前水井测试吸水剖面、吸水指示曲线、监测注水压力；周围油井测压、测产液剖面、测试动液面、示功图。 （2）注入前对周围油井量油、取样化验含水、水中六项离子化验、PH 值、做原油流变性和粘度、蜡胶含量、族组成分析、凝固点、全烃色谱分析及油水界面张力。 （3）在注入过程中，要按规定速度注入。 （4）注入后常规资料加密取样，水井测试吸水剖面、吸水指示曲线、监测注水压力；周围油井测压、测产液剖面、作原油流变性和粘度、蜡胶含量、族组成分析、凝固点、全烃色谱分析及油水界面张力。量油、每三天化验一次含水。47 设备要求根据我们在

42、各油田现场的实验证明，SUN 生物酶增产剂对注入水的水质要求不高，从而对现场地面注入条件适应性强，矿场试验可以根据现有的注水管网及注水水质，具体的施工设备装置可以比较简单，包括一台注剂泵、一个水箱、和一个简易板房，采取点滴注入法，根据注入水的流量来添加。不需要大型设备。投入少。4.4 生物酶驱油试验生物酶驱油试验(大庆朝阳沟油田大庆朝阳沟油田合作伙伴大庆沃太斯化工公司实施合作伙伴大庆沃太斯化工公司实施) 试验区概况试验区概况根据生物酶吞吐井的试验效果，生物酶驱油试验区选择在长 31 区块中由翻140-86、翻 140-90、翻 144-86、翻 144-90 井组构成的矩形区域为试验井区。1、

43、储层顶面构造特征薄荷台鼻状构造位于翻身屯背斜构造西南部，是朝阳沟阶地向三肇凹陷倾没斜坡上的一个宽缓型鼻状构造，由东南向西北倾没，构造幅度很小，但面积很大，构造主体部位被 12 条断层切割，形成南北向地垒地堑相间的断鼻构造，局部构造形态为一倾向为北东向的单斜，断层较少，扶余油层顶面构造形态较缓。2、储层特征薄荷台区地层厚度 220-260m，共划分为三个油层组(扶、扶、扶)17个小层，储层属河流相沉积，砂体主要以条带状分布，砂体局部连通，多数是连通性较差单砂体，有效孔隙度分布在 12.518.7%之间，平均为 14.7%，空气渗透率分布在（1.316.1）10-3m2之间，平均为 4.910-3

44、m2。3、油水分布特征及油藏类型薄荷台区位于朝阳沟背斜西南部，已脱离朝阳沟背斜，处于向朝阳沟背斜散开的(即向东北方向散开)，向西南急剧抬高的斜坡上，其油水分布和油气聚集主要受岩性和断层控制，是一个典型的岩性-断块油藏。纵向上由于受油源不足及运移距离的限制由北向南随着构造位置的升高，油柱高度快速减小。其北部下倾部位扶一、扶二组及扶三上部纵向上均发育油层，而上倾部位扶一组下部发育了同层和水层，全区无统一的油水界面。4、油藏温度、压力特征薄荷台区共取 17 口井压力和 23 口井温度资料，平均压力系数为 0.85，属正常压力。地温梯度较高，4.25.6/100m，平均为 5.0/100m，属于较高地

45、温梯度正常压力油藏。5、流体性质薄荷台区原始含油饱和度 46%。地面原油密度 0.85210.8748t/m3，平均0.8627t/m3，地面原油粘度 11.843mPas，平均 25.2 mPas，凝固点3243，平均 37.1，与朝阳沟背斜相比原油物性较差。该区原始饱和压力5.37MPa，地层原油粘度 5.48mPas，地层水型以碳酸钠为主，兼有氯化钠型和长31区块生物酶驱油试验区井位图试验注水井翻140-86翻140-90翻144-86翻144-90翻146-86翻146-84翻146-90翻146-88翻144-86翻144-84翻144-90翻144-88翻142-86翻142-84

46、翻142-90翻142-88翻140-86翻140-84翻140-90翻140-88翻138-86翻138-84翻138-90翻138-88图 7 长 31 区块生物酶驱油试验区井位图硫酸钠型，氯离子含量 17104317mg/L，平均 2832mg/L，总矿化度48908631mg/L，平均 6329mg/L。6、试验井区开发简史试验区含油面积 1.8km2，地质储量 127.0104t，采用 300300m 反九点面积井网水驱开发，标定采收率 19%。试验井区共部署油水井 20 口，注采井数比0.25，平均单井有效厚度 12.9m，连通厚度 11.3m，水驱控制程度 87.9%。试验区 1

47、995 年 10 月投产，1996 年 2 月转入注水开发，2005 年 6 月份共有油水井 20 口，其中油井 16 口，开井 12 口，日产液 13.1t，日产油 11.2t，综合含水 14.5%，累积产油 7.66104t，采油速度 0.32%，采出程度 6.03%；注水井 4口，开井 4 口，平均注水压力 13.4MPa，日注水 67m3/d，累积注水39.25104m3，月度注采比 3.48，累积注采比 3.33。表 9 生物酶驱油试验注水井基本情况统计表井号转注日期有效厚度(m)日配注(m3/d)管线压力(MPa)注水压力(MPa)平均日注水(m3/d)月注水(m3)累积注水(10

48、4m3)翻 140-861996.219.81516.313.51441612.85翻 140-901996.221.62016.213.71957811.18翻 144-861996.105.02016.213.5195736.70翻 144-901997.112.21516.212.7154508.53平均14.71816.213.4175049.81 生物酶驱油试验方案与实施生物酶驱油试验方案与实施1、注入流程生物酶驱油试验的注入流程以配水间注水流程为基础，利用注入水在配液罐（池）中按照一定浓度配制好生物酶溶液后，利用柱塞泵将生物酶溶液通过洗井流程掺入注入水中，和注入水一起进入油层。2、

49、注入浓度生物酶驱油试验中，生物酶注入浓度初步考虑在图 8 生物酶驱油试验配水间流程示意图25005000mg/L（2.55.0kg/m3）或 0.250.5%之间，最佳浓度为5000mg/L（5.0kg/m3）或 0.5%。考虑到生物酶驱油试验水井单井平均累积注水近 10104m3，必将对生物酶产生稀释作用，故初期注入浓度设计为 1.0%，注入一个月后将浓度改为 0.5%，直至生物酶驱结束后转为注水。3、注入量设计0.5%浓度的生物酶驱油注入 PV 数应不小于 1%，试验区孔隙体积 341104m3，可动油体积为 147104m3，生物 0.5%浓度的生物酶驱油剂用量（147104m31%=1

50、.47104m3）生物酶驱油剂用量 1.47104m3/ t0.5%=73.5t翻 140-86 井组生物酶驱油用量设计厚度1.0%浓度0.5%浓度井号有效m连通m日注m3时间d溶液量m3酶量t日注m3时间d溶液量m3酶量t翻 140-8623.021.424307207.224100240012翻 140-9021.616.824307207.224100240012翻 144-865.05.020306006.020100200010翻 144-9012.210.020306006.020100200010合计61.853.28830264026.488100880044平均15.413.

51、322306606.6221002200114、项目实施、项目实施实际，应用 60t 配制成 0.5%浓度的生物酶溶液 6104m3，由于生物酶溶液消耗小，在岩石表面会有一定量的吸附形成生物酶分子膜，而后随着水的不断稀释冲刷脱落岩石表面向前运动形成生物酶驱油带参与驱油。F144-90F144-86F140-90F140-86F146-90F146-88F146-86F146-84F144-88F144-84F140-88F142-90F142-88F142-86F142-84F140-84F138-88F138-86F138-84F138-9010F142-84F1221.0F1614.4F1

52、713.4F213.6F2212.6F231.0F2410.6F2522.6F3110.4F3331.0F3430.410F144-84F1610.6F214.0F2212.210F144-86F1220.4F1220.6F212.4F2210.4F2211.210F142-86F1320.4F215.2F2213.8F2222.2F231.0F2410.6F2522.0F3331.810F142-88F1223.0F1720.6F210.6F2212.6F231.8F2520.8F3220.8F3410.410F144-88F1221.6F211.8F2211.4F233.410F144-9

53、0F1221.8F1222.4F212.8F2223.0F3111.6F3110.610F142-90F1222.8F215.6F2221.0F231.210F138-84F1321.4F1620.6F1713.2F3120.4F3122.2F3220.6F3330.410F140-84F1321.2F1520.4F1612.2F1712.0F217.0F212.0F2222.4F2223.6F2421.0F3312.4F3322.010F140-86F1151.6F1321.8F215.0F211.0F2222.6F2221.2F3121.6F3312.8F3322.210F138-86F1

54、322.4F1612.2F1712.0F1720.8F211.2F3121.6F3431.010F138-88F1222.6F1320.6F216.2F2220.4F2221.6F233.0F3321.010F140-88F1223.0F1322.0F216.0F235.4F2421.4F3121.4F3311.4F3325.8F3331.8F3331.0F3412.010F140-90F1210.6F1222.8F1312.0F1320.6F211.6F2211.2F2221.2F231.8F2422.0F2510.6F3310.6F3320.8F3334.0F3411.4F3430.410F138-90F1223.2F1321.0F211.2F2211.2F231.4生物酶驱油井区连通图10F146-8410F146-8