一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法

摘要

本发明为一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法。是将包括电子受体和营养物的复合激活剂A或还包括微生物菌剂的复合激活剂B引入目标地层，在目标地层中通过选择性控制微生物的增殖和代谢活动，清除地层污染物并生成有益代谢产物，改善压裂井产能的方法。本发明在目标地层的储层空间中产生微生物场，清除因压裂残留的胍胶滤饼或因油气生产造成的重质烃污染物，提高水力裂缝体的导流能力，同时生成有益的微生物代谢产物，降低油水相界面张力，乳化原油并提高其流动性，从而改善压裂施工增产效果，提高压裂井产能。

权利要求

1.一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：所述方法是将复合激活剂A或复合激活剂B引入目标地层的压裂裂缝及附近地层区域，在目标地层中通过激活微生物的增殖和代谢活动，清除地层污染物并生成有益代谢产物，改善压裂井产能的方法；

所述方法包括下列步骤中的至少一种：

(1)压裂施工后，每5～10天为一个周期注入一次复合激活剂A或复合激活剂B，每次注入的复合激活剂A或复合激活剂B的体积量为人工裂缝体积的1～2倍，共进行3～5个周期；

(2)在正常生产过程中，当油井产液指数低于正常生产值30％以上时，按照每3～7天为一个周期注入一次复合激活剂A或复合激活剂B，每次注入的复合激活剂A或复合激活剂B的体积量为人工裂缝体积的1～2倍，共进行1～3个周期；

其中，

所述的复合激活剂A包括营养物浓度为1.0～10wt％的营养物溶液；

所述的营养物按重量比计，由50～75％的碳源、10～20％的氮源、10～20％的无机盐、

2.5～5.0％的微量元素液、2.5～5.0％的生长因子组成；

所述复合激活剂A中加入微生物菌剂，添加了微生物菌剂的复合激活剂A构成复合激活剂B；

所述复合激活剂B中含有以体积比计为复合激活剂B总液相体积的0.1％～5.0％的微生物菌剂；

所述微生物菌剂为含有1×107～1×1010CFU/ml菌种浓度的培养液。

2.如权利要求1所述的利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：所述复合激活剂A由电子受体和所述营养物溶液组成；

所述电子受体选自好氧电子受体、反硝化电子受体中的一种；

所述的好氧电子受体选自空气、氧气中的至少一种；

所述的反硝化电子受体选自硝酸盐、亚硝酸盐中的至少一种。

3.如权利要求2所述的利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：当所述复合激活剂A中含有的电子受体为好氧电子受体时，所述的营养物溶液和好氧电子受体体积比为1：(3～40)；

当所述复合激活剂A中含有的电子受体为反硝化电子受体时，所述的反硝化电子受体在复合激活剂A中的重量浓度为1.0～5.0wt％。

4.如权利要求3所述的利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：当所述复合激活剂A中含有的电子受体为好氧电子受体时，所述的营养物溶液和好氧电子受体体积比为1：(3～20)；

当所述复合激活剂A中含有的电子受体为反硝化电子受体时，电子受体在复合激活剂A中的重量浓度为1.5～3.0wt％。

5.如权利要求1所述的利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：所述的微生物菌剂中的微生物选自假单胞菌(Pseudomonas)、芽孢杆菌(Bacillus)、梭状芽孢杆菌(Clsotridium)中的至少一种；

所述复合激活剂B中含有以体积比计为复合激活剂B总液相体积的1～5.0％的微生物菌剂；

所述微生物菌剂为含有1×107～1×109CFU/ml菌种浓度的培养液。

6.如权利要求5所述的利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法，其特征在于：所述的微生物菌剂中的微生物选自铜绿假单胞菌(Pseudomonas aeruginosa)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、丁酸梭菌(Clsotridium butyricum)和丙酮丁醇梭菌(Clsotridium acetobutyricum)中的至少一种。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于：

所述的地层污染物，包括压裂液残渣、原油重质组分的蜡质、胶质或者沥青质和地层水结垢中的至少一种；

所述的有益代谢产物包括气体、生物表面活性剂、小分子溶剂、小分子有机酸中的至少一种；

在所述的有益代谢产物中，

所述的气体，包括CO2、H2、CH4、N2中的至少一种；

所述的生物表面活性剂，包括糖脂类、脂肽类、脂蛋白、糖-脂蛋白复合物类中的至少一种；

所述的小分子溶剂，包括乙醇、丙醇、异丙醇、丁醇、丁二醇、异戊醇、丙酮中的至少一种；

所述的小分子有机酸，包括甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、乳酸、草酸中的至少一种。

说明书

一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及石油钻井用压裂液领域的一种生物压裂液，进一步地说，是涉及一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法。

背景技术

[0002] 压裂作为油气田开发的重要手段，特别是低渗透油气藏的主要增产手段，在施工的同时也在裂缝壁面附近形成伤害带，造成基质的渗流阻力增大，影响了产能的提高。在实际操作中，压裂液破胶后有较多的破胶液滞留在地层，不能完全返排到地面。由于破胶液中含有各种化学成分，其与地层岩石矿物作用产生多种效应，几种效应的矢量叠加会影响储层渗流能力，通常表现为负面影响。主要表现在以下方面：①压裂残渣和滤饼，水基压裂液中大量水不溶物的存在会对地层特别是滤失层造成严重的伤害；②毛管力的变化。压裂液破胶液侵入地层必定改变润湿接触角和界面张力，从而引起毛管力的变化；③黏土膨胀和颗粒运移。目前压裂液多为水基压裂液，侵入到地层后，与黏土矿物质反应，发生水化、膨胀，使孔喉半径减少，或发生颗粒运移，堵塞孔喉形成桥堵，直接影响流体流动；④水锁和气锁效应。压裂破胶液进入地层时，易与油混合产生水锁效应或与气混合产生气锁效应堵塞毛细通道，严重影响储层的渗流能力。

[0003] 另一方面，压裂增产随时间的延长，增产效果逐渐降低。不同的油井由于具体施工和地层条件的不同，有效期亦有所区别。压裂后的产能经线性流、拟径向流和径向流三个阶段。当拟径向流结束时，应视为压裂无效，此时往往采用重复压裂，虽可再次提高油井产量，但能耗和经费投入巨大。经分析发现，压裂效果往往与裂缝体的导流能力相关，油井生产过程中，原油中重质组分往往由于近井地带压力和流速的变化、色谱效应等而沉积，地层的出砂和地层水结垢同样会造成裂缝体渗透率的伤害，最终造成压裂效果的消失。可见，针对性的解除裂缝体中的地层伤害是保障压裂施工效果，减少作业成本，提高经济效益的重要手段。

[0004] 微生物采油技术具有投资少，经济环保、有效期长的特点，其的机理一般认为来自两大方面：即微生物菌体本身的作用和微生物代谢产物的作用，前者主要包括微生物菌体的物理作用和微生物对于原油和其他污染物的降解作用，后者主要包含微生物的各种代谢产物，如生物表面活性物质、小分子有机酸、气体、有机溶剂、生物聚合物等。微生物代谢及其代谢产物的作用对象可以是地层流体（地层水、原油或者气体），也可以是孔隙介质（岩石）。因此，将微生物引入裂缝系统中，通过其增殖和代谢活动降解裂缝体中的污染物，同时生成有益代谢产物，能够持续作用并缓解裂缝体渗透率伤害，并能够通过降低油水相界面张力，乳化和降解作用等降低原油粘度，提高原油采收率，从而大大改善压裂施工增产效果。

[0005] 申请公布号为CN101880523A的中国专利（申请号为201010215947.6）提出了一种利用酶-微生物偶联实现压裂液破胶的技术，在压裂过程通过微生物和酶联合作用强化破胶效果。通过高效破胶酶和微生物偶联处理压裂液，实现更高的破胶效率，降低压裂残渣。该现有技术主要作用于压裂液返排前，施工中的破胶时间相对较短，微生物发生作用有限，虽然能够一定程度减轻压裂地层伤害，但无法实现长期改善裂缝体导流能力的目的，更不具备提高原油采收率的功能。

[0006] 申请公布号为CN101699026A的中国专利（申请号为200910197996.9）提出一种在低渗油藏进行微生物采油技术的方法。该技术主要利用油田注水驱油工艺，在注入水中添加微生物菌种，利用其特征代谢产物如酸、气体、生物表面活性剂、溶剂等改善低渗透油藏的开发效果。由于低渗油藏渗透率较低，常规微生物注入困难，无法实现有效的运移，更易在近井地带形成菌体滤饼，该技术中虽然提出可在压裂井应用微生物采油技术，但并未解决上述的技术难题。

发明内容

[0007] 为解决现有技术存在的问题，本发明提供的一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法是通过选择性控制微生物的增殖和代谢活动而实现的，具体是通过改变引入微生物菌剂、营养物和电子受体的方式来实现的。本发明利用本发明的复合激活剂在目标地层中激活微生物，通过微生物的代谢作用降解地层污染物，生成有益代谢产物，实现解堵功能，改善裂缝体的导流能力，提高原油采收率，提高压裂井产能。

[0008] 本发明的一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法是这样实现的：

[0009] 所述方法是将复合激活剂A引入目标地层的压裂裂缝及附近地层区域，在目标地层中通过激活微生物的增殖和代谢活动，清除地层污染物并生成有益代谢产物，改善压裂井产能的方法；其中，

[0010] 所述的复合激活剂A包括营养物的重量浓度为1.0～10wt％的营养物溶液;所述的营养物由碳源、氮源、无机盐、微量元素液、生长因子组成；其中，重量组成比例为碳源50～75wt％、氮源10～20wt％、无机盐10～20wt％、微量元素液2.5～5.0wt％、生长因子2.5～
5.0wt％。

[0011] 所述的碳源可选自糖类、醇类、酸类、烷烃类中的至少一种；所述的氮源可选自蛋白胨、牛肉膏、铵盐、硝酸盐、亚硝酸盐、胺类中的至少一种；所述的无机盐，可选择用于补充微生物生长所需的磷、硫、钾、钠、钙、镁、铁元素；所述的微量元素液，包含用于能够补充微生物生长所需的钴、锌、钼、镍、钨、铜等元素；所述的生长因子可选自酵母粉、维生素B1、维生素B2、维生素B6、维生素B12、烟酰胺、泛酸、叶酸、生物素、硫辛酸、肌醇、胆碱、血红素。所述的碳源、氮源、无机盐、微量元素液、生长因子的具体组分均选择本领域常用的组分。

[0012] 当进行厌氧发酵时，可将仅包含营养物的复合激活剂A注入目标地层。

[0013] 所述复合激活剂A还可包括电子受体。

[0014] 所述电子受体选自好氧电子受体、反硝化电子受体中的一种；

[0015] 所述的好氧电子受体选自空气、氧气中的至少一种；所述的反硝化电子受体选自硝酸盐、亚硝酸盐中的至少一种；

[0016] 其中，

[0017] 制备复合激活剂A的具体步骤为：

[0018] 当复合激活剂A中仅包含营养物溶液时，所述的复合激活剂A为用水将所述营养物稀释为1.0～10wt％浓度的水溶液；

[0019] 当复合激活剂A中除营养物溶液外还含有电子受体时，分为两种情况：

[0020] 1）当电子受体为好氧电子受体时，在具体的实施中，所述营养物溶液和好氧电子受体体积比差异性很大，可为1：3～1：40的混合物，优选1：3～1：20，更优选1：3～1：10，更更优选1：3～1：6；其中营养物溶液为用水将营养物稀释成1.0～10wt％浓度的溶液。在具体实施中，地层条件高压下可混入，可采取地面空气压缩机泵送空气并间歇混注的方式注入地层；

[0021] 2）当电子受体为反硝化电子受体时，所述的复合激活剂A为含有1.0～10wt％营养物和1.0～5.0wt％电子受体的水溶液；电子受体在复合激活剂A中的重量浓度优选为1.5～3wt％，更优选为2wt%。

[0022] 所述复合激活剂A还可加入微生物菌剂，添加了微生物菌剂的复合激活剂A构成复合激活剂B；

[0023] 所述复合激活剂B中含有以体积比计为复合激活剂B总液相体积的0.1～5.0%的微生物菌剂，优选1.0～5.0%的微生物菌剂；

[0024] 其中，当电子受体为好氧电子受体时，所述复合激活剂B总液相体积即为营养物溶液和微生物菌剂的总体积；

[0025] 当电子受体为反硝化电子受体时，所述复合激活剂B总液相体积即为复合激活剂A和微生物菌剂的总体积；

[0026] 所述微生物菌剂为含有1×107～1×1010CFU/ml菌种浓度的培养液，优选为1×107～1×109CFU/ml菌种浓度的培养液。

[0027] 所述微生物菌种的来源可以是从施工井泥浆中分离出的土著菌，也可以是引入施工井中的外源菌种；

[0028] 所述微生物菌剂为含有好氧、兼性厌氧或厌氧微生物中的至少一种微生物菌种的微生物培养液，所述的微生物菌种可以是胍胶降解微生物、重烃降解微生物、或代谢物有利于去除垢质的微生物中的至少一种；具体地，所述的微生物菌剂中的微生物菌种可选自假单胞菌属（Pseudomonas）微生物、芽孢杆菌属（Bacillus）微生物、梭状芽孢杆菌属（Clsotridium)微生物中的至少一种；

[0029] 优选地，所述的微生物菌剂中的微生物菌种可选自铜绿假单胞菌（Pseudomonas aeruginosa）、枯草芽孢杆菌（Bacillus subtilis）、丁酸梭菌（Clsotridium butyricum）和丙酮丁醇梭菌（Clsotridium acetobutyricum）的至少一种；

[0030] 制备微生物菌剂的具体步骤可以为：将微生物菌种置于发酵设备中培养，在微生物最适生长温度下发酵12～120h，获得1×107～1×1010CFU/ml菌浓的发酵液作为微生物菌剂；

[0031] 本方法包括两种实施方式：

[0032] A，直接激活油藏中原有的土著微生物，可以通过前期检测地层中是否有足够浓度并具备相关功能的微生物，如是，投入仅有营养物或有营养物和电子受体组成的复合激活剂A即可；

[0033] B，如果地层中缺乏足够浓度并具备相关功能的微生物，则宜采用由营养物和微生物菌剂组成的或由营养物、电子受体和微生物菌剂共同组成的复合激活剂B。

[0034] 本发明就是通过调节上述的电子受体、营养物和微生物菌剂的种类、数量、浓度、注入方式、注入周期来实现的。

[0035] 如，在具体的实施中，当油井采出液菌浓低于2×105CFU/ml时，需通过复合激活剂B进行外源补充菌种；在补充菌种后，若补充的菌种在地层中生存良好，采出液检测到的菌种浓度高于2×105CFU/ml时，则在后续周期的处理中，可以仅注入复合激活剂A，而不需再补充外源菌种了。

[0036] 所述的方法包括如下步骤：

[0037] 压裂施工后，以每5～10天为一个周期注入一次复合激活剂A或复合激活剂B，每次注入的复合激活剂体积量为人工裂缝体积的1～2倍，共进行3～5个周期。

[0038] 而且，

[0039] 在正常生产过程中，当油井产液指数低于正常生产值30%以上时，可按照每3～7天为一个周期注入一次复合激活剂A或复合激活剂B，每次注入的复合激活剂A或复合激活剂B的体积量为人工裂缝体积的1～2倍，共进行1～3个周期。

[0040] 所述的人工裂缝的体积取值为本领域内通用的计算估测取值，所述的人工裂缝体积计算方法为：V=2*L*a*h，其中L为半缝长，a为缝宽，h为缝高；后续单次注入体积计算方法同上。

[0041] 所述的地层污染物，包括压裂液残渣、原油重质组分的蜡质、胶质或者沥青质和地层水结垢中的至少一种；

[0042] 所述的有益代谢产物包括气体、生物表面活性剂、小分子溶剂、小分子有机酸中的至少一种；

[0043] 在所述的有益代谢产物中，

[0044] 所述的气体，包括CO2、H2、CH4、N2中的至少一种；

[0045] 所述的生物表面活性剂，包括糖脂类、脂肽类、脂蛋白、糖-脂蛋白复合物类中的至少一种；

[0046] 所述的小分子溶剂，包括乙醇、丙醇、异丙醇、丁醇、丁二醇、异戊醇、丙酮中的至少一种；

[0047] 所述的小分子有机酸，包括甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、乳酸、草酸中的至少一种。

[0048] 综上所述，本发明通过选择性控制微生物的增殖和代谢活动，能够使微生物在目标地层中能够有效地清除地层污染物，从而改善裂缝渗流系统导流能力。

[0049] 所述目标地层具有以下条件：具有适当的物理、化学和生物因素，包括温度、压力、渗透压、孔隙度、渗透率、地层水矿化度、pH值、重金属、土著微生物群落、营养底物和电子受体等。

[0050] 具体地，在实施本发明的方法时，应选择满足微生物生长需求的油藏作为目标油藏。从生物学角度出发，可将地层视作一个巨大的微生物发酵容器，地层的环境条件对微生物的活性起着极其严格的作用，极大影响着微生物的生长和代谢活性，地层中限制微生物生长和代谢的主要因素可以归纳为以下几个方面：

[0051] ⑴物理因素：温度、压力、渗透压、孔隙度和渗透率等；

[0052] ⑵化学因素：地层水矿化度、pH值、重金属等；

[0053] ⑶生物学因素：油藏本源微生物群落、营养底物和电子受体等。

[0054] 俄罗斯、美国和我国都各自对微生物采油技术的油藏选择制定了一些标准（表1）。总体来看，这些标准中参数设置的依据主要是为微生物的生长和代谢提供一个相对温和的油藏环境，以保证采油微生物拥有较高的活性和较活跃的代谢行为，通过这些标准可辅助筛选本方法所述的目标地层。

[0055] 表1油藏条件筛选标准

[0056]

[0057] 本发明充分结合微生物采油技术的特点，将其与水力压裂技术相结合，能够有效改善水力压裂的增产效果。通过选择性的激活地层中的土著微生物或优选的外源微生物，实现持续解堵的目的：在压裂结束后，主要的地层污染物为水基压裂残渣，应激活胍胶降解微生物为主；随着油气生产，原油重质组分伤害加重，应以激活重烃降解微生物为主。通过人工选择性调控，在裂缝体中实现有一定规律的微生物场，持续性改善裂缝体的导流能力，同时，激活的微生物生成的多种有益代谢产物能够进一步提高原油采收率，从而保障水力压裂施工的作用效果。

[0058] 本发明的特点是：

[0059] 1）本发明在复合激活剂中可以选择性加入电子受体；

[0060] 2）在应用上方法更灵活，本发明可以选择性地仅注入电子受体和营养物而不引入微生物菌剂；

[0061] 3）本发明根据实际情况的不同，可灵活地调节复合激活剂的组分。

[0062] 本发明解决的技术问题是：常规微生物注入困难，无法实现有效的运移，更易在近井地带形成菌体滤饼，发挥提高产能作用不够大；本发明可以更好地激活土著微生物或激活外源微生物，实现解堵功能，改善裂缝体的导流能力，提高原油采收率。

[0063] 本发明突出的优点是，通过选择性控制地层中微生物的增殖和代谢，清除了裂缝体中的污染物，改善了水力裂缝渗流系统的导流能力，延长了压裂施工有效期，并通过微生物生成的有益的代谢产物，提高了原油采收率，实现了改善水基压裂井产能的目的。

具体实施方式

[0064] 下面结合实施例，进一步说明本发明。

[0065] 实施例1

[0066] 待测压裂液残渣性质测试：

[0067] 为揭示压裂液残渣的来源，设计实验如下：

[0068] ①以现场水样配制各压裂添加剂的水溶液，静置数天后观察。

[0069] ②取单一溶液互相混合，观察彼此的兼容性。

[0070] ③如析出沉淀，将析出的沉淀离心分离，并测定105℃烘干恒重后的质量。

[0071] 表2HPG压裂液（1L）中不同来源的水不溶物量

[0072]

[0073] 注：1.3000r/min离心20分钟体积；2.濮阳同舟陶粒砂厂0.45～0.90mm，69MPa陶粒。

[0074] 测试结果：氯化钾水溶液中含有少量黑色水不溶物，滤出后加强酸溶解为棕黄液，加硫氰酸铵呈深红色，鉴定为铁锈。氢氧化钠加入水后产生白色混浊，可酸溶，可能是水中含有少量钙镁离子。其它添加剂无不良反应。由此推测，由于地层水中也常含有大量的高价金属离子，与强碱性的压裂液滤液可能也有沉淀反应。

[0075] 溶液组合时，仅氯化钾与氢氧化钠溶液（沉淀后的清液）、硼交联剂和过硫酸铵破胶剂等，混合后产生较多白色沉淀，其它组合无不良反应。对现场取回的氯化钾分析表明，其中含有0.35%的钙和0.032%的镁。混合分别产生氢氧化镁、硼酸钙或过硫酸钙等沉淀。

[0076] 表2说明，压裂液中水不溶物从质量看主要来源于支撑剂携带的灰尘，从体积看主要来源于HPG胶粉。由于HPG是瓜尔胶的改性产品，瓜尔胶取自一种豆科植物的胚乳，通常的加工分离不能将种子的其它成分完全分离。瓜尔胶中的水不溶物经染色定性鉴定主要为纤维素类和蛋白质类。

[0077] 实施例2

[0078] 胍胶厌氧降解试验：将丁酸梭菌（Clsotridium butyricum CGMCC1.336），和丙酮丁醇梭菌（Clsotridium acetobutyricum CGMCC1.70）用于胍胶厌氧降解试验，其中，丁酸梭菌菌剂中丁酸梭菌浓度为2~5×107CFU/ml，该微生物菌剂在滤液中的用量以体积比计为7
滤液体积的1%；丙酮丁醇梭菌剂中微生物浓度为2~5×10 CFU/ml，该微生物菌剂在滤液中的用量以体积比计为滤液体积的1%；按《SY/T5107-2005水基压力液性能评价方法》的方法检测其在地层中的破胶能力。试验在充入N2的乳酸管中进行，以过硫酸铵（APS）破胶后的胍胶作为营养底物，乳酸管中加入杜氏管观察气体生成情况，利用气相色谱对三株菌的代谢产物进行检测，结果如下：

[0079] 表3典型梭状芽孢杆菌的代谢产物

[0080]

[0081] *培养基中胍胶浓度为18g/L。

[0082] 通过以上试验发现，丁酸梭菌、丙酮丁酸梭菌能够在厌氧条件下降解破胶后的胍胶组分，生成以气体、溶剂为主的代谢产物。

[0083] 实施例3

[0084] 微生物用于胍胶伤害地层解堵性能评价实验：使用松南火成岩低渗透天然岩心，将天然岩心应储层流体流动平行的方向钻取圆柱体，两端面磨平，并与光滑的圆柱面相垂直。岩心直径为25mm～25.4mm或者37mm～38mm，岩心长度为直径的1～1.5倍。按上述标准制备三个相同规格的岩心，分别命名为岩心A、岩心B、岩心C，留待实验备用；岩心清洗和烘干按SY/T5336-1996执行，清洗烘干后的岩心的气体渗透率和孔隙体积测定按SY/T5336-1996执行。测定后的岩心按SY/T5336-1996建立束缚水饱和度并测定胍胶伤害前的渗透率K1，使模拟地层水从岩心夹持器反向端挤入岩心进行驱替，盐水的流速低于临界流速。直至流量及压差稳定，稳定时间不少于60min。

[0085] 岩心渗透率按下列公式进行计算：

[0086]

[0087] 其中，K——岩心渗透率，μm2；Q——流动介质的体积流量，cm3/s；

[0088] μ——流动介质的粘度，mPa·s；L——岩心轴向长度，cm；

[0089] Δp——岩心进出口的压差，MPa；A——岩心的横截面积，cm2。

[0090] 岩心损害过程（使用岩心A）：将按SY/T5107-2005制备的压裂液滤液装入高压容器中，用压力源加压，使滤液从岩心夹持器正向端注入岩心A。当滤液开始流动时，记录时间、滤液的累积滤失量，精确到0.1mL。测定过程中，测定时间为36min。挤注完后，关闭夹持器两端阀门，使滤液在岩心中停留2h。试验温度为压裂液适用温度（≤80℃），并测定损害后的岩心渗透率K2。

[0091] 微生物解堵过程（分别使用岩心B和岩心C）：按照上述实验过程进行岩心驱替试验，不同的是在滤液中均接入占滤液体积5.0%的复合激活剂；所述复合激活剂含有以体积比计为1.0%的微生物菌剂和含有浓度为5.0wt%的营养物，其中，复合激活剂的营养物组分用量比见表4，该复合激活剂不含电子受体，以进行厌氧发酵。

[0092] 表4复合激活剂的营养物含量表

[0093]

[0094] 其中，微量元素液（A）和生长因子液的组分配方见表5、表6。

[0095] 表5微量元素液配方（A）

[0096]

[0097] 表6生长因子液配方

[0098]

[0099] 使用岩心B的实验中用到的微生物菌剂含有浓度为2~5×107CFU/ml的丁酸梭菌（Clsotridium butyricum CGMCC1.336）；使用岩心C的实验中用到的微生物菌剂含有浓度为2~5×107CFU/ml的丙酮丁醇梭菌（Clsotridium acetobutyricumCGMCC1.70），接种后关闭夹持器两端阀门，使滤液在岩心中培养72h，再次测定岩心渗透率K3，实验结果见表7。

[0100] 试验测定的岩心渗透率如下：

[0101] 渗透率损失率计算公式为：

[0102] 渗透率恢复率计算公式为：

[0103] 其中，K1——岩心原始渗透率，μm2；

[0104] K2——岩心损害后渗透率，μm2；

[0105] K3——岩心微生物解堵后渗透率，μm2。

[0106] 表7岩心渗透率

[0107]

[0108] 由上表数据可证明：压裂液滤饼、滤液对于地层基质，特别是低渗透地层的伤害率尤其严重，局部可达到70～80%，通过微生物的降解作用，能够有效去除地层中的胍胶污染物，实现地层渗透率的有效恢复。

[0109] 实施例4

[0110] 现场试验：东北某低渗透稠油油田，该区块原油粘度较高，气油比较低，随开发时间的延长，油井井筒附近裂缝体都存在着不同程度的污染，给油田采油生产造成很大的困难，为提高油井产能，改善区块整体开发效果，对其中16口压裂投产井进行微生物解堵作业。

[0111] 现场试验中使用的微生物菌剂的菌种是从油井产出液中分离出的兼性厌氧微生物，为16S rDNA序列分析为假单胞菌属（Pseudomonas sp.），其主要代谢产物为羧酸盐和糖脂类的生物表面活性剂，微生物菌剂为棕红色浓稠液体，菌浓度2.5×108CFU/ml。

[0112] 使用的复合激活剂是复合激活剂B，其包含1倍体积比的营养物水溶液和5倍体积比的空气（好氧电子受体），同时包含了作为接种物的微生物菌剂，所述微生物菌剂以体积比计占复合激活剂B总液相体积的2.0%。其中，营养物水溶液组分见表8。

[0113] 表8营养物水溶液

[0114]

[0115] 其中，微量元素液（B）组分的配方见表9。

[0116] 表9微量元素液（B）的配方

[0117]

[0118] 在首轮次施工中，按照上述比例制备了复合激活剂B，其中包含以体积比计占复合激活剂B总液相体积2.0%的假单胞菌发酵液，将该复合激活剂B按照施工井人工裂缝体积2倍注入，从油套环形空间注入井内，并使用清水作为顶替液，顶替清水15-20m3，其中，清水体积为井筒体积，主要作用是为将复合激活剂完全顶入地层和人工裂缝区域。关井4-5天后正常生产。在后续3轮次的施工中，每轮次的注入周期为1个月，即30天，所使用的复合激活剂为上述营养物水溶液和5倍体积空气的混合物，未添加微生物菌剂。该井的原油粘度，由措施前的42.5mPa.s降到32.5mPa.s，降粘率为23.5%。可见，通过注入复合激活剂刺激微生物在裂缝体中增殖并代谢，生成糖脂类代谢产物，可以降低原油的物性，实现解堵功能，改善裂缝体的导流能力。同时，该井每轮现场施工后第7天均进行检测，产出液中所注入菌种6
的浓度均在1×10CFU/ml以上,说明微生物菌在油层中生存并成为了土著菌群。本实验在该区块进行微生物解堵，解堵有效井16口，16口井累计增油6303.1吨，最长有效期162天。

[0119] 实施例5

[0120] 现场试验：江苏油田五口中温实验井，该五口井的基本数据见表10。这五口实验井分布于同一区块，该区块为中温低渗普通稠油油藏，通过压裂投产，投产后，随开发时间增加，人工裂缝体污染严重，影响油井正常生产，因此对这五口井开展微生物解堵作业。

[0121] 表10实验井基本数据

[0122]

[0123] 采用复合激活剂B，其中选用枯草芽孢杆菌（Bacillus subtilis ATCC21332）作为微生物，该菌经文献报道具有良好的耐温性，并可产生酯肽类生物表面活性剂surfactin，该菌株还可以利用硝酸盐进行兼性厌氧呼吸。将该菌株制备成菌体浓度为1.0×108CFU/ml的发酵液作为微生物菌剂。

[0124] 所述复合激活剂B含有以体积比计占复合激活剂B总液相体积5.0%的微生物菌剂，复合激活剂B含有的营养物与反硝化电子受体水溶液组成见表11。

[0125] 表11营养物与反硝化电子受体水溶液组成成分

[0126]

[0127] 按照上述比例制备复合激活剂B，以人工裂缝体1.5倍体积注入，施工后关井3天后开井正常生产，实验后裂缝体导流能力部分恢复，油井增产效果显著（见表12）。