Многоступенчатый способ добычи нефти с помощью микроорганизмов

МНОГОСТУПЕНЧАТЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ МИКРООРГАНИЗМОВ Настоящее изобретение касается многоступенчатого способа добычи нефти из нефтяных месторождений посредством закачки в формацию нефти через нагнетательные скважины водной вытесняющей среды и извлечения нефти через эксплуатационные скважины, в котором добыча нефти увеличивается с помощью микроорганизмов в сочетании с мерами блокирования высокопроницаемых зон нефтяной формации. Настоящее изобретение касается многоступенчатого способа добычи нефти из нефтяных месторождений посредством закачки в формацию нефти через нагнетательные скважины водной вытесняющей среды и извлечения нефти через эксплуатационные скважины, причем способ включает несколько циклов стадий технологического процесса, при котором в месторождение по очереди закачивают мобилизующие нефть микроорганизмы, а также нагнетаемую воду. Далее изобретение касается способа, при котором дополнительно блокируют высокопроницаемые зоны формации нефти. В природных месторождениях нефти нефть находится в пустотах пористых пород-коллекторов, которые изолированы от земной поверхности непроницаемыми поверхностными слоями. Наряду с нефтью,включая компоненты природного газа, месторождение содержит также более или менее солесодержащую воду. В случае пустот речь может идти об очень мелких пустотах, капиллярах, порах и т.д., например, с диаметром около 1 мкм; наряду с этим формация также может обнаруживать зоны с порами большего диаметра и/или природные трещины. После пробуривания скважины в нефтеносных пластах нефть благодаря пластовому давлению сначала течет к эксплуатационным скважинам и фонтаном разливается по земной поверхности. Эту фазу добычи нефти специалисты называют первичной добычей. При плохих пластовых условиях, как, например, при высокой вязкости нефти, быстро снижающемся пластовом давлении или большом сопротивлении течению в нефтеносных пластах, фонтанный способ добычи быстро прекращается. Во время первичного способа в среднем можно добывать лишь 2-10% имеющейся в месторождении нефти. Для нефти с высокой вязкостью фонтанная эксплуатация, как правило, вообще не возможна. Поэтому для увеличения выхода применяют так называемый вторичный способ добычи. Самым используемым способом вторичной добычи нефти является закачка воды в нефтяной пласт. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты нагнетают воду. Таким способом искусственно повышают пластовое давление и проталкивают нефть от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. С помощью закачки воды в нефтяной пласт в определенных условиях может значительно увеличиваться степень эксплуатации. Известно, что добычу нефти можно увеличивать при использовании подходящих препаратов в качестве вспомогательных компонентов для добычи нефти. Использование таких мероприятий должно повышать подвижность нефти в формации, таким образом, при закачке воды в нефтяной пласт нефть легче вытесняется из формации. Эту фазу добычи нефти часто называют "третичный метод нефтедобычи" или "метод увеличения нефтеотдачи пластов (Enhanced Oil Recovery)" (EOR). Кроме того, с помощью добавления подходящих поверхностно-активных веществ, можно снижать, например, поверхностное натяжение на границе раздела фаз между нефтью и водной фазой и повышать тем самым мобильность нефтяной фазы. Этот способ известен также как "заводнение поверхностно-активными веществами". Обзор способа третичной добычи нефти представлен, например, в журнале "Journal of PetroleumScience and Engineering", 19 (1998), 265-280. Еще одним из способов третичного метода нефтедобычи для повышения добычи нефти является использование микроорганизмов, в частности, бактерий. Этот способ известен как "микробный метод повышения нефтеотдачи пластов (Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR". При этом в формацию нефти либо нагнетают подходящие микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, а также, при необходимости, кислород, либо способствуют росту микроорганизмов, уже содержащихся в формации нефти, с помощью нагнетания питательных веществ, а также, при необходимости, кислорода. Известны различные механизмы, благодаря которым бактерии могут повышать подвижность нефти,как, например, образование ПАВов, снижение вязкости нефти при расщеплении высокомолекулярных углеводородов, образование СО 2, образование органических кислот, которые могут воздействовать на формацию горных пород и тем самым создавать новые пути затопления или отделения нефти от поверхности горной породы. Метод MEOR, а также подходящие для этого микроорганизмы описаны, например,в US 4475590, US 4905761 или US 6758270 В 1.RU 2060371 С 1 раскрывает способ добычи нефти с использованием микроорганизмов из месторождения с неоднородной проницаемостью, которое обнаруживает по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. В описанном способе пластовое давление периодически повышается и понижается. В фазах повышения давления для активации микроорганизмов, содержащихся в формации нефти, в формацию нефти нагнетают питательных раствор. Затем нагнетательную скважину закрывают. При заборе нефти или смесей воды из эксплуатационной скважины давление снова снижается.RU 2194849 С 1 раскрывает способ добычи нефти с использованием микроорганизмов из месторождения с неоднородной проницаемостью, которое обнаруживает по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. В описанном способе пластовое давление периодически повышается и понижается. В фазах повышения давления соответственно через нагнетательную и эксплуатационную скважины в формацию нагнетают микроорганизмы, а также питательный раствор, в фазах снижения давления нагнетательную скважину закрывают и через эксплуатационную скважину формации извлекают жидкость. Предпочтительно в нагнетательную скважину нагнетают мезофильные бактерии, а в эксплуатационную скважину - термофильные бактерии. Недостатком этого способа является невысокая эффективность, так как эксплуатационная скважина не может вырабатывать нефть непрерывно, а регулярно прерывается.RU 2204014 C1 раскрывает способ добычи нефти, в котором в формацию нефти закачивают питательный раствор, а также углеродокисляющие бактерии, а затем получаемый биотехнологическим способом полиакриламид вместе с веществом, образующим поперечные связи. При закачке воды также могут возникать другие трудности. В идеальных условиях при закачке воды в нефтяной пласт вода, исходящая от нагнетательной скважины, должна равномерно вытеснять нефть через всю формацию нефти к эксплуатационной скважине. На практике нефтяная формация обнаруживает участки с различным сопротивлением течению. Кроме насыщенных нефтью пород-коллекторов с мелкими порами и высоким сопротивлением течению для воды также существуют участки с низким сопротивлением течению для воды, как, например, природные или искусственные разломы или высокопроницаемые участки в породах-коллекторах. Проницаемые участки такого рода также могут означать участки, уже не содержащие нефть. При закачке воды в нефтяной пласт нагнетаемая вода протекает, главным образом, по пути с низким сопротивлением течению от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине. Результатом является то, что насыщенные нефтью участки месторождений с мелкими порами с высоким сопротивлением течению больше не заполняются водой, и что через эксплуатационную скважину проходит все больше воды и меньше нефти. В этом контексте специалист говорит о "разбавлении продукции водой". Названные эффекты особенно выражены в тяжелых или вязких нефтях. Чем выше вязкость нефти, тем вероятнее быстрое разбавление продукции водой. Поэтому в уровне техники известны способы закрытия высокопроницаемых зон такого рода между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами с помощью подходящих мероприятий. Таким образом, высокопроницаемые зоны с низким сопротивлением течению блокируют, нагнетаемая вода подступает и снова проходит через насыщенные нефтью низкопроницаемые слои. Такие мероприятия также известны как так называемые методы "структурного контроля". Обзор методов "структурного контроля" приведен в Borling и др. "Pushing out the oil with Conformance Control", изд-во Oilfield Review(1994), с. 44 и последующие. Для "структурного контроля" можно применять сравнительно низковязкие препаративные формы определенных химических веществ, которые можно легко нагнетать в нефтяную формацию, и вязкость которых значительно увеличивается сразу после нагнетания в условиях формации. Такие препаративные формы содержат неорганические или органические или полимерные компоненты, подходящие для повышения вязкости. Повышение вязкости нагнетаемой препаративной формы с одной стороны может возникать через определенный промежуток времени. Также известны препаративные формы, в которых повышение вязкости начинается при повышении температуры, когда препаративные формы, нагнетаемые в нефтяное месторождение, постепенно нагреваются до температуры месторождения. Препаративные формы, вязкость которых сначала повышается в условиях формации, известны, например, как "термогели" или "система замедленного образования геля".SU 1654554 А 1 раскрывает смеси из трихлорида или нитрата алюминия, мочевины и воды, которые закачивают в нефтяную формацию. При повышенных температурах в формации мочевина гидролизуется с образованием диоксида углерода и аммиака. При выделении основания аммиака значительно повышается рН-значение воды, и выделяется гель гидроокиси алюминия высокой вязкости, который закупоривает высокопроницаемые зоны.US 4889563 раскрывает применение водных растворов хлоридов гидроокиси алюминия в комбинации с мочевиной или гексаметилентетрамином (уротропином) для блокирования подземных нефтяных формаций. Гидролиз мочевины или гексаметилентетрамина в формации также приводит к повышению уровня рН и выделению гидроокиси алюминия.US 4844168 раскрывает способ блокирования участков нефтяной формации с высокой температурой, в котором в нефтяную формацию с температурой резервуара по меньшей мере 60 С нагнетают полиакриламид и многовалентный ион металла, например, Fe(III), Al(III), Cr(III) или Zr (IV). В таких условиях в формации амидогруппы -CONH2 частично гидролизуются с образованием -СООН-групп, причем ионы металла структурируют образованные -СООН-группы, таким образом, с определенной временной задержкой образуется гель. Другие подходящие смеси для "структурного контроля" упомянуты, например, в RU 2066743 C1,WO 2007/135617, US 7273101 В 2, US 6838417 В 2 или US 2008/0035344 А 1. В формациях нефти часто наблюдают неоднородное распределение температур, а более или менее сильные температурные градиенты. Такие температурные градиенты могут иметь природное происхождение, в частности, они могут являться результатом вторичной и/или третичной добычи нефти. Часто при закачке воды в нефтяной пласт в течение многих месяцев, или даже лет в формацию нагнетают холодную воду. Из-за этого температура формации в области нагнетательной скважины, как правило, более или менее снижается. В качестве типичного примера в табл. 1 представлено снижение температуры формации для нескольких месторождений в Северной Сибири после длительной закачки воды в нефтяной пласт. Таблица 1. Температуры различных сибирских месторождений S1-S6 после длительной закачки воды в нефтяной пласт Задачей изобретения было получение микробного метода повышения нефтеотдачи пластов(MEOR), который также особенно подходит для добычи нефти из месторождений с неоднородным распределением температур. В соответствии с этим был обнаружен способ добычи нефти из подземных месторождений с помощью микроорганизмов, причем, в месторождение пробуривают, по меньшей мере, одну нагнетательную и, по меньшей мере, одну эксплуатационную скважину, температуры месторождения (TL) составляют 45120 С, и из месторождения добывают нефть, при котором закачивают водную вытесняющую среду, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину и добывают нефть по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины, и способ согласно изобретению включает, по меньшей мере, m циклов Z1-Zm способа, причем каждый из циклов Z1-Zm способа включает стадии технологического процесса:(I) мобилизацию нефти в формации при нагнетании, по меньшей мере, водной композиции мобилизующих нефть микроорганизмов, питательных веществ, а также, при необходимости, источника кислорода, причем микроорганизмы обнаруживают оптимальную температуру TW, при которой происходит рост бактерий, и(II) закачку нагнетаемой воды с температурой 45 С, количество циклов m = 2,во время циклов Z1-Zm соответственно выполняют многократно чередующиеся друг с другом стадии (I)-(II) технологического процесса, и соответственно TW нагнетаемых микроорганизмов во время проведения одного из циклов Z1-Zm не меняется,и причем применяемые в каждом цикле Z1-Zm способа микроорганизмы имеют оптимальную температуру TW,при которой происходит рост бактерий,при выполнении первого цикла Z1 способа нагнетают микроорганизмы с самой высокой TW, и при каждом новом выполнении цикла Z способа нагнетают микроорганизмы, которые имеют более низкую оптимальную температуру TW, чем микроорганизмы, нагнетаемые во время предыдущего циклаZ способа. Перечень чертежей Фиг. 1 - схематичное изображение закачки воды в нефтяной пласт в ходе способа (II) технологического процесса. Фиг. 2 - схематичное изображение закрытия первой зоны затопления геля. Фиг. 3 - схематичное изображение формирования новой зоны затопления после закрытия первой зоны. В изобретении, в частности, осуществляют следующее. Способ согласно изобретению применяют после прекращения первичного способа добычи нефти благодаря собственному давлению месторождения и поддержанию давления в нефтяном месторождении с помощью закачки водной вытесняемой среды. Особенно подходит для таких месторождений, в которых закачка воды в нефтяной пласт не приводит к удовлетворительному результату, так как добыча нефти является недостаточной. Например, в низкопроницаемых месторождениях и/или при недостаточной мобилизации нефти, если она с помощью нагнетаемой воды не выталкивается, или выталкивается недостаточно. Способ не ограничивается применением в таких месторождениях. Месторождения Нефтяные месторождения могут означать месторождения всех видов нефти, например легкой или тяжелой нефти, при условии, что температуры месторождения (TL) составляют 45-120 С, предпочтительно 50-100 С, весьма предпочтительно 50-80 С. Под условиями месторождения понимают естественную температуру в месторождении. Она может изменяться на стадиях технологического процесса, описанных ниже. Способ. Для выполнения способа в нефтяное месторождение пробуривают, по меньшей мере, одну эксплуатационную скважину и, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину. Как правило, месторождение снабжено несколькими нагнетательными скважинами и, при необходимости, несколькими эксплуатационными скважинами. Через нагнетательную скважину в нефтяное месторождение можно закачивать водную вытесняющую среду, и через эксплуатационную скважину (называемую также действующей скважиной) из месторождения извлекают нефть. Применяемые соответственно на отдельных стадиях технологического процесса водные вытесняющие среды описаны ниже. Согласно изобретению для закачки водных вытесняющих сред на описанных ниже стадиях технологического процесса всегда применяют одинаковые нагнетательные скважины; следовательно, бурение новых нагнетательных скважин не требуется. При этом не важно, используют ли далее понятия "нагнетательная скважина" или "эксплуатационная скважина" в единственном или во множественном числе, а соответственно подразумевают "по меньшей мере одну нагнетательную скважину" или "по меньшей мере одну эксплуатационную скважину". Разумеется, под понятием "нефть" подразумевают не нефть без сдвига фаз, а обычные эмульсии,содержащие нефть и пластовую воду, которые откачивают из нефтяного месторождения. Нефтяную и водную фазу разделяют после откачивания принципиально известным способом. Циклы Z способа Способ согласно изобретению содержит m циклов Z1-Zm способа, причем m =2. Говоря другими словами, способ включает по меньшей мере два цикла Z способа. Каждый из циклов Z1-Zm способа включает по меньшей мере две стадии (I) и (II) технологического процесса, которые соответственно выполняют несколько раз друг за другом по очереди. На стадии (I) технологического процесса в формацию нагнетают подходящие микроорганизмы, которые могут мобилизовать нефть в формации. На стадии (II) технологического процесса при закачке воды в нефтяной пласт добывают нефть. Согласно изобретению стадии (I) и (II) выполняют несколько раз друг за другом по очереди, т.е. по меньшей мере дважды. Итак, каждый из циклов Z1-Zm включает по меньшей мере стадии (I)-(II)-(I)-(II). Стадия (I) технологического процесса На стадии (I) технологического процесса нефтяную формацию обрабатывают микроорганизмами,подходящими для мобилизации нефти, нагнетая подходящие микроорганизмы в месторождение. Микроорганизмы, в частности, означают бактерии. Для подготовки стадии (I) технологического процесса необходимо сначала провести геофизические и биохимические исследования нефтяной формации соответствующим способом. Для этого определяют температуру месторождения, а также, при необходимости, распределение температур формации нефти, а именно, в зоне между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способы определения распределения температур нефтяного месторождения принципиально известны специалисту. Как правило, их проводят на основании измерений температуры в определенных местах формации в комбинации с моделирующими расчетами, причем при моделирующих и других расчетах учитывают количество тепла,введенного в формацию, а также количество тепла, выведенного из формации. С помощью биохимического анализа можно определить наличие и количество аэробных и анаэробных микроорганизмов в области возле забоя нагнетательной и действующей скважины. Кроме того, берут пробы формации. Нагнетаемые на стадии (I) технологического процесса микроорганизмы могут означать как аэробные, так и анаэробные, предпочтительно анаэробные микроорганизмы. Затем в формацию нефти нагнетают питательные вещества, а также при необходимости, источник кислорода, предпочтительно кислородсодержащий газ. Для этого компоненты смешивают подходящим способом в водной среде. Три компонента, микроорганизмы, питательный раствор, а также, при необходимости, кислородсодержащий газ можно нагнетать как вместе, или также по очереди отдельными дозами, таким образом микроорганизмы,питательный раствор, а также, при необходимости, источник кислорода смешиваются друг с другом лишь в формации. Кислородсодержащий газ можно нагнетать в чистом виде или предпочтительно в виде кислородсодержащей водной вытесняющей среды, особенно предпочтительно в виде воды, содержащей кислород или воды соляного источника. Концентрация кислорода, растворенного в водной вытесняющей среде, особенно предпочтительно в воде, предпочтительно может составлять 0,05-0,5 м 3 кислорода/м 3 вытесняющей среды. Нагнетание источника кислоты, предпочтительно кислородсодержащего газа, производят при использовании аэробных организмов и не производят при использовании анаэробных микроорганизмов. Подходящие микроорганизмы для мобилизации нефти в нефтяной формации принципиально известны специалисту, например, из ранее названной литературы. Мобилизация нефти может осуществляться одним или несколькими ниже названными механизмами: образованием ПАВов, уменьшением вязкости нефти при расщеплении высокомолекулярных углеводородов, образованием СО 2 и/или метана,образованием органических кислот, которые могут воздействовать на формацию горной породы и тем самым образовывать новые пути протекания, или при отделении нефти от поверхности горной породы. Примеры названных микроорганизмов указаны, например, в "Филогенетическое разнообразие аэробных органотрофных бактерий из высокотемпературного нефтяного месторождения Даган" Т.Н. Назина, Д.Ш. Соколова, Н.М. Шестакова, А.А. Григорян, Е.М. Михайлова, Т.Л. Бабич, А.М. Лысенко,Т.П. Тоурова, А.Б. Полтараус, Цинъсян Фен, Фангтиан Ни и С.С. Беляев Микробиология, том 74,3,2005, стр. 343-351. Переведено из Микробиологии, том 74,3, 2005, стр. 401-409 или "Использование микроорганизмов в биотехнологии повышения нефтеизвлечения. С.С. Беляев, И.А. Борзенков, Т.Н. Назина, Е.П. Розанова, И.Ф. Глумов, Р.Р. Ибатуллин и М.В. Иванов, Микробиология, том 73,5, 2004, стр. 590-598". Примеры подходящих микроорганизмов содержат анаэробных представителей различных видов,как, например, Clostridium sp., Bacillus sp., Desulfovibrio sp., Arthrobacter sp., Mycobacterium sp., Micrococcus sp., Brevibacillus sp., Actinomyces sp. oder Pseudomonas sp В качестве главных компонентов они могут содержать, например, NaNO3, KNO3, NH4NO3,Na2HPO4, NH4Cl, микроэлементы, как, например, В, Zn, Cu, Со, Mg, Mn, Fe, Mo, W, Ni, Se, витамины, как фолиевая, аскорбиновая кислота, рибофлавин, акцепторы электронов, как SO42-, NO3-2, Fe+3, гуминовые кислоты, оксиды минералов, хиноновые соединения или их комбинации. Максимальный темп роста микроорганизмов зависит от температуры. Температуру, при которой рост микроорганизмов является наибольшим, называют далее TW. При этом специалист различает различные классы микроорганизмов, а именно, психрофильные, мезофильные, термофильные, а также гипертермофильные бактерии, причем определение интервала температур максимального темпа роста в различной литературе немного отличается. Следующая табл. 3 показывает обычную классификацию,которая должна лежать в основе данного изобретения. Таблица 2. Минимальная, максимальная и оптимальная температура, при которой происходит рост бактерий, для различных классов микроорганизмов В следующей табл. 3 указаны некоторые микроорганизмы, соответственно с оптимальной температурой, при которой происходит рост бактерий. Таблица 3. Оптимальная температура, при которой происходит рост различных микроорганизмов Стадия (II) технологического процесса После мобилизации нефти в формации с помощью стадии (I) технологического процесса продвигают нефть посредством закачки нагнетаемой воды в нагнетательную скважину и добычу нефти из эксплуатационной скважины. Мобилизованную микроорганизмами нефть продвигают с помощью последующей закачки воды в нефтяной пласт. Вода, применяемая для затопления, может означать все виды воды, например пресную, соленую воду или воду соляного источника, причем, при необходимости, вода также может содержать другие примеси. Применяемая для нагнетания вода обнаруживает температуру менее 45 С, как правило, менее 25 С и, например, менее 20 С. Например, может означать морскую воду. Продолжительность закачки воды в нефтяной пласт зависит от отношений в формации, она может длиться месяцами или даже годами. Комбинирование стадий (I) и (II) Согласно изобретению стадии (I) и (II) проводят по очереди n-раз на цикл, причем n =2 , и числоn для каждого цикла может иметь различные значения. Как правило, n означает число 2-5, предпочтительно 2 или 3, предпочтительная последовательность стадий технологического процесса может быть (I)(II)-(I)-(II) или (I)-(II)-(I)-(II)-(I)-(II). Итак, каждый цикл содержит по меньшей мере две стадии микробного метода повышения нефтеотдачи пластов (MEOR), соответственно следующих после закачки воды в нефтяной пласт. Оптимальная температура TW, при которой происходит рост бактерий, применяемых во время одного цикла в выполняемых стадиях (I) технологического процесса, изменяется в течение одного цикла, т.е. во время одного цикла применяют соответственно одинаковые микроорганизмы. После мобилизации нефти на стадии (I) технологического процесса добычу продолжают при закачке нагнетаемой воды (стадия (II) технологического процесса). Во время стадии (II) технологического процесса нагнетаемая вода выталкивает мобилизованную нефть в направлении эксплуатационной скважины, через которую ее можно извлекать. При этом образуется зона прохождения потока между эксплуатационной и нагнетательной скважиной. Это схематически представлено на фиг. 1. В нагнетательную скважину (1) нагнетают воду, оттуда она устремляется в направлении действующей скважины (2) и при этом выталкивает нефть из пор в направлении действующей скважины. Направление потока обозначено стрелками (3). Внутри зоны (обозначенной серой цветом) (4) нефть, по меньшей мере, частично продвигают линией воды. Направление линии (3) воды, а также размер и положение зоны (4) определяются условиями месторождения, например, динамикой показателя проницаемости в пространственном отношении, растрескиванием или геологическими повреждениями. Зона (4) может иметь сложную разветвленную форму, особенно если на этом участке присутствуют несколько нагнетательных скважин для воды и несколько действующих скважин. В зоне (4) потока нагнетаемая вода проталкивает нефть перед собой, как правило, неравномерно. Причиной этого является то, что проницаемость в зоне потока также, как правило, является неравномерной. Если присутствуют пористые области, например, мелкие трещины, разломы или расщелины, вода предпочтительно устремляется через эти зоны небольшого сопротивления течению. Кроме того, при известных условиях нефть удаляют из пор лишь частично. Например, капелька нефти, которая не попала в поток воды для затопления из поры, может оставаться в ней. При увеличении продолжительности закачки воды в нефтяной пласт могут возникать более предпочтительные пути для попадания воды. Благодаря этому больше воды достигает эксплуатационной скважины и, соответственно, с увеличением длительности закачки воды в нефтяной пласт увеличивается доля воды в перемещаемой смеси нефть-вода. Этот эффект специалист называет "заводнение продукции". Заводнение продукции является проявлением того, что водная вытесняющая среда течет от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине неравномерно, а предпочтительные пути затопления проходят через очень проницаемые зоны формации. Протекающая через предпочтительные пути затопления вода больше не мобилизует нефть или мобилизует ее недостаточно. Значительное количество нефти может оставаться в зоне (4) протекания. Кроме того, за пределами зоны (4) в нефтяной формации остается другая нефть. Поэтому нефть добывают при новом выполнении стадии (I) технологического процесса и последующем новом проведении стадии (II) технологического процесса. Комбинирование циклов Z1-Zm способа Способ согласно изобретению содержит m циклов Z1-Zm способа. Выполняют по меньшей мере два цикла способа, т.е. m означает 2. Как правило, m является числом 2-5, предпочтительно 2 или 3. Согласно изобретению микроорганизмы, нагнетаемые на каждом цикле Z1-Zm способа, обнаруживают другую оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий TW. Т.е. на каждом цикле Z1-Zm применяют другие микроорганизмы, в течение одного цикла применяют одинаковые микроорганизмы. При этом при выполнении первого цикла Z1 способа нагнетают микроорганизмы с самой высокой оптимальной температурой, при которой происходит рост бактерий TW. При каждом новом выполнении цикла способа нагнетают микроорганизмы, которые обнаруживают более низкую оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий TW, чем микроорганизмы, которые нагнетали во время пре-6 023613 дыдущего цикла способа. При этом оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий TW, первой нагнетаемой порции микроорганизмов выбирают таким образом, чтобы она примерно соответствовала естественной температуре месторождения TL, которая составляет 45-120 С. Если TW примерно равно TL, то рост микроорганизмов в формации происходит быстрее всего, и таким образом, также хорошо мобилизуется нефть в формации. При выполнении первого цикла Z1 сообразно TL особенно предпочтительно можно применять термофильные и/или гипертермофильные микроорганизмы. При предпочтительной температуре месторождения TL 50-80 С, как правило, начинают с термофильных бактерий, например штамма, выбранного из группы Streptococcus thermophilus, Geobacillus stearothermophilus, Thermus aquaticus, Streptomyces thermogriseus, Clostridium stercorarium, Thermovorax subterraneus или Geothermobacter ehrlichii. Во время описанного выше чередующегося выполнения стадий (I) и (II) технологического процесса необходимо обратить внимание на то, что нагнетаемая вода, используемая при закачке, как уже описывалось выше, является сравнительно холодной и имеет температуру менее 45 С, как правило, менее 25 С и, например, менее 20 С. При закачке нагнетаемой воды, таким образом с увеличением продолжительности затопления изменяется распределение температур в нефтяной формации. В результате постоянного закачки холодной нагнетаемой воды температура месторождения в месте нагнетательной скважины понижается по сравнению с прежними температурами месторождения TL. При протекании нагнетаемой воды в направлении эксплуатационной скважины (т.е. зоны (4 также могут охлаждаться другие области зоны протекания. Конечно, охлаждающий эффект в нагнетательной скважине является самым сильным и уменьшается при удалении от эксплуатационной скважины. В зоне (4) протекания между нагнетательной скважиной (1) и эксплуатационной скважиной (2) также образуется температурный градиент, причем температура в соответствии с тенденцией повышается в направлении эксплуатационной скважины, причем температура внутри зоны протекания потока - в зависимости от режима движения потока - должна возрастать не обязательно равномерно. Названная средняя температура в зоне протекания (называемая TF) меньше температуры месторождения TL. При начальной температуре месторождения 50-90 С температура зоны заводнения со временем может понижаться на 25-45 С. При описанной последовательности стадий (I) и (II) технологического процесса в течение одного цикла - как описывалось выше - применяли соответственно одинаковые микроорганизмы, т.е. TW микроорганизмов является неизменной, причем TW во время первого цикла Z1 должна быть по возможности хорошо согласована с температурой месторождения для достижения быстрого роста микроорганизмов и таким образом, для хорошей мобилизации нефти. При понижении температуры TF в зоне заводнения оптимальная температура, при которой происходит рост микроорганизмов TW, применяемых на первом цикле, сильно понижается. Также соответственно этому рост микроорганизмов замедляется все сильнее и в крайнем случае полностью понижается. В таком случает мобилизация нефти больше невозможна. Поэтому согласно изобретению для возобновления первого цикла Z1, т.е. для цикла Z2, используют микроорганизмы с более низкой оптимальной температурой роста микроорганизмов TW, чем во время первого цикла, учитывая охлаждение нефтяной формации в зоне заводнения. Поэтому TW необходимо выбирать таким образом, чтобы она соответствовала TF. При первом повторении цикла Z можно нагнетать, например, мезофильные микроорганизмы. Если, как описывалось ранее, начинают при температуре месторождения TL 50-80 С, то можно продолжать способ после понижения температуры на 30-40 С, например, мезофильными бактериями, выбранными из группы Escherichia coli, Streptomyces coelicolor, Bacillus subtilis, Corynebacteriumglutamicum, Pseudomonas putida, Salmonella enterica или Micrococcus luteus . После другого понижения температуры TF из-за продолжающегося нагнетания воды можно опять начать новый цикл Z3 способа, в котором применяют микроорганизмы с повторно сниженной температурой TW. Во время нового возобновления цикла Z можно применять, например, психрофильные микроорганизмы. Если, как описывалось ранее, начинают при температуре месторождения TL 50-80 С, то можно продолжать способ после понижения температуры ниже 25 С, например, психрофильными бактериями, выбранными из группы Flavobacterium antarcticum, Photobacterium profundum, Shewanella benthica, Chlamydomonas nivalis, Flavobacterium frigidarium, Leptothrix mobilis или Bacillus marinus. Принципиально циклы можно повторять m-раз, причем TW каждый раз снижается по отношению кTW вышеупомянутого цикла. Предпочтительно циклы Z способа проводят дважды или трижды по очереди, особенно предпочтительно дважды. При выполнении m-раз циклов Z формацию соответственно снижающейся температурой зоны затопления TF обрабатывают микроорганизмами, подходящими к TW и, таким образом, достигают наилучшей добычи нефти. Необязательная стадия (III) технологического процесса В другой форме выполнения изобретения способ, при необходимости, содержит дополнительную стадию (III) технологического процесса. На стадии (III) технологического процесса могут блокироваться высокопроницаемые зоны формации. Высокопроницаемые зоны обычно означают зоны протекания по меньшей мере между одной нагнетательной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, т.е. зоны, которые образуются вначале при проведении циклов Z способа. Методы блокирования высокопроницаемых зон нефтяной формации принципиально известны специалисту, например, из ранее названной литературы. При этом в формацию через нагнетательную скважину закачивают подходящие водные препаративные формы, которые могут способствовать закрытию высокопроницаемых зон. Блокирование высокопроницаемых зон формации предпочтительно осуществляют при нагнетании,по меньшей мере, водной, гелеобразующей препаративной формы (F) через нагнетательную скважину,причем препаративные формы после нагнетания в месторождение под воздействием температуры месторождения образуют высоковязкий гель. Препаративные формы (F) после нагнетания устремляются в формацию через высокопроницаемые зоны и закрывают их после образования геля. Это схематически показано на фиг. 2. Гелевая пробка (5) закрывает высокопроницаемые зоны между нагнетательной и эксплуатационной скважиной. Водные, гелеобразующие препаративные формы для блокирования проницаемых зон формации нефти принципиально известны специалисту. Водные, гелеобразующие препаративные формы (F) кроме воды содержат один или несколько различных водорастворимых или вододиспергируемых химических компонентов, которые отвечают за образование геля. Предпочтительно речь идет о, по меньшей мере,двух различных компонентах. При этом они могут означать как неорганические, так и органические компоненты, а также, разумеется, смеси неорганических и органических компонентов. Например, речь может идти о препаративных формах на основе водорастворимых полимеров, как,например, описано в US 4844168, US 6838417 В 2 или US 2008/0035344 А 1, или препаративных формах на основе неорганических компонентов, как, например, описано в SU 1654554 A1, US 4889563, RU 2066743 C1, WO 2007/135617, US 7273101 В 2 или RU 2339803 С 2. Подобные препаративные формы также имеются в продаже. На температуру образования геля (называемую далее Тгель), а также время, в которое это происходит (называемое далее Тгель), могут влиять, например, вид и концентрация компонентов. Их можно регулировать таким образом, чтобы температура образования геля составляла 20-120 С, предпочтительно 30120 С и особенно предпочтительно 40-120 С. Данные для этого указаны. Препаративные формы также могут образовывать гели в необходимом месте высокопроницаемой зоны и закрывать высокопроницаемые зоны. В предпочтительном варианте осуществления изобретения препаративная форма (F) означает кислотную водную препаративную форму, с предпочтительным уровнем рН 5, которая, содержит, по меньшей мере, воду, растворенное в ней соединение металла, которое при смешивании с основаниями может образовывать гель, а также водорастворимый активатор, который при температуре ТТгель вызывает повышение уровня рН водного раствора. Кроме воды препаративная форма может содержать другие, смешиваемые с водой органические растворители. Примеры подобных растворителей включают спирты. Препаративные формы (F), как правило, должны содержать по меньшей мере 80 мас.% воды относительно суммы всех растворителей препаративной формы, предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% и особенно предпочтительно 95 мас.%. Весьма предпочтительно должна присутствовать только вода. Растворимое соединение металла предпочтительно означает алюминиевые соединения, особенно предпочтительно растворимые соли алюминия(III), как, например, хлорид алюминия(III), нитрат алюминия(III), сульфат алюминия(III), ацетат алюминия(III) или ацетилацетонат алюминия(III). Также речь может идти об уже частично гидролизованных солях алюминия(III), как, например, гидроксихлорид алюминия. Разумеется, можно также применять смеси других различных соединений алюминия. Значение рН препаративной формы, как правило, составляет 5, предпочтительно 4,5. Предпочтительно речь идет о хлориде алюминия(III), нитрате алюминия(III) или сульфате алюминия(III), весьма предпочтительно о хлориде алюминия(III). В качестве водорастворимых активаторов принимают во внимание все соединения, которые при нагревании до температуры ТТгель в водной среде выделяют основания или соединяют кислоты, и таким образом, способствуют повышению значения рН раствора. При увеличении уровня рН образуются высоковязкие, нерастворимые в воде гели, которые содержат ионы металлов, гидроксид-ионы, а также, при необходимости, и другие компоненты. В случае применения алюминиевых соединений может образовываться гидроксид алюминия или гидрат оксида алюминия, в котором, разумеется, могут присутствовать и другие компоненты, как, например, анионы используемых алюминиевых солей. В качестве водорастворимых активаторов можно применять, например, мочевину, замещенную мочевину, как N,N'алкилмочевину, особенно предпочтительно N,N'-диметилмочевину, гексаметилентетрамин (уротропин) или цианаты, особенно предпочтительно мочевину, замещенную мочевину или гексаметилентетрамин. Мочевина гидролизуется, например, в водной среде в аммиак и СО 2. Разумеется, можно также применять смеси других различных активаторов. Предпочтительно речь идет о мочевине и/или гексаметилентетрамине. Кроме того, препаративные формы могут содержать и другие компоненты, которые могут ускорять или замедлять образование геля. Примеры содержат другие соли или нафтеновые кислоты. Концентрации применяемых соединений металла выбираются специалистом таким образом, что образуется гель с необходимой вязкостью. Он применяет активатор в такой концентрации, чтобы могло образоваться достаточное количество оснований для снижения концентрации рН настолько, чтобы гель мог фактически выпасть в осадок. Также с помощью количества или количественного соотношения можно определить время образования геля Тгель. Чем больше концентрация активатора, тем выше - при данной концентрации соединения металла - скорость образования геля. Эту зависимость специалист может использовать для преднамеренного ускорения или замедления времени образования геля Тгель. Скорость образования геля определяют после превышения Тгель относительно преобладающей в формации температуры. При использовании алюминия количество составляет 0,2-3 мас.% алюминия(III) относительно водной препаративной формы. Количество активатора необходимо определять, по меньшей мере,таким образом, чтобы на моль Al(III) выделялось 3 моль основания. В следующей табл. 4 в качестве примера показано время до момента образования геля для смеси из 8 мас.% AlCl3 (принимая во внимание безводный продукт, соответственно 1,6 мас.% Al(III, 25 мас.% мочевины, а также 67 мас.% воды. Таблица 4. Время до гелеобразования при различных температурах В следующей табл. 5 представлено время до момента образования геля для различных смесей изAlCl3 (принимая во внимание безводный продукт), мочевины и воды при 100 или 100 С. Таблица 5. Время до гелеобразования ("-" без измерений) Необходимо заметить, что при уменьшении количества активатора мочевины время образования геля как для ряда 8 мас.% AlCl3, так и для ряда с 4 мас.% AlCl3 увеличивается. Время образования геля также можно целенаправленно изменять с помощью соотношения алюминиевая соль/мочевина. Гелеобразующие препаративные формы, которые особенно подходят для низких температур месторождения, могут быть получены при полном или частичном замещении активатора мочевины активатором уротропином (гексаметилентетрамином). В условиях месторождения уротропин выделяется так же,как аммиак. Такие гелеобразующие препаративные формы при температурах ниже 50 С также приводят к образованию геля. Типичные водные препаративные формы могут содержать 4-16 мас.% мочевины,предпочтительно 2-8 мас.% уротропина, а также 2-4 мас.% трихлорида или нитрата алюминия (принимая во внимание безводную соль), а также воду или соленую воду. Такие препаративные формы описаны,например, в RU 2066743 С 1. Следующая табл. 6 представляет некоторые, описанные в RU 2066743 C1, с. 5-7, препаративные формы и их гелеобразование при различных температурах. Таблица 6. Гелеобразование в зависимости от температуры и времени Преимуществом описанных предпочтительных препаративных форм на основе растворенных соединений металла, особенно алюминиевых солей и активаторов является то, что образуются неорганические гели. При температуре до 300 С гели являются стабильными. При необходимости неорганические гели также можно очень легко удалить из формации при нагнетании в формацию кислоты и растворении геля. Принцип проведения стадии (III) технологического процесса После, при необходимости, выборочного проведения стадии (III) технологического процесса продолжают добычу нефти, например, при помощи закачки воды в нефтяной пласт. Добычу нефти предпочтительно проводят при повторном выполнении циклов Z способа. Это схематически показано на фиг. 3. Образуется новая зона (6) заводнения, из которой лишь добывают нефть. При этом необходимо обратить внимание на то, что при новом выполнении циклов Z способа также опять начинается чередование оптимальной температуры, при которой происходит рост микроорганизмов TW, сначала. Для повторения проводят циклы Z1'-Zm' способа, причем m' =2, предпочтительно 2-5 и весьма предпочтительно 2 или 3. Во время первого проведения цикл Z1' начинают после стадии (III) технологического процесса при самой высокой температуре TW, и затем уменьшают температуру TW постепенно от цикла к циклу соответственно падающей температуре в зоне заводнения. Как правило, новая зона (6) заводнения имеет вначале температуру месторождения или, по меньшей мере, температуру, приближенную к температуре месторождения, и соответственно устанавливается TW. Разумеется, также возможны и другие варианты способа согласно изобретению. Например, стадию(III) технологического процесса можно проводить второй раз и снова проводить серию циклов Z1-Zm способа. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ добычи нефти из подземных месторождений с помощью применения микроорганизмов,- 10023613 причем в месторождении пробуривают по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, температуры месторождения (TL) составляют 45-120 С, и из месторождения добывают нефть, при котором по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают водную вытесняющую среду и по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины добывают нефть, отличающийся тем, что способ включает по меньшей мере m циклов Z1-Zm способа, причем каждый из циклов Z1-Zm способа содержит стадии технологического процесса:(I) мобилизацию нефти в формации при закачке по меньшей мере одной водной препаративной формы мобилизующих нефть микроорганизмов, питательных веществ, а также, при необходимости, одного источника кислорода, причем микроорганизмы обнаруживают оптимальную температуру TW роста бактерий, и(II) закачку нагнетаемой воды с температурой 45 С; количество циклов m2; во время циклов Z1-Zm соответственно выполняют многократно чередующиеся друг с другом стадии (I), (II) технологического процесса; соответственно TW нагнетаемых микроорганизмов во время проведения одного из циклов Z1-Zm не меняется,и причем применяемые в каждом цикле Z1-Zm способа микроорганизмы имеют оптимальную температуру TW роста бактерий,при выполнении первого цикла Z1 способа нагнетают микроорганизмы с самой высокой TW,при каждом новом выполнении цикла Z способа нагнетают микроорганизмы, которые имеют более низкую оптимальную температуру TW роста, чем микроорганизмы, нагнетаемые во время предыдущего цикла Z способа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что температура нагнетаемой воды составляет 25 С. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что m=2. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что во время первого цикла Z1 способа применяют термофильные или гипертермофильные, а во время второго цикла Z2 способа - мезофильные микроорганизмы. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в случае источника кислорода речь идет о кислородсодержащем газе. 6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что после проведения первого цикла Z1 полностью или частично блокируют высокопроницаемые области формации нефти с помощью следующей стадии (III) технологического процесса и продолжают добычу нефти вслед за стадией (III), в то время как в формацию нагнетают по меньшей мере одну водную, гелеобразующую препаративную форму (F), причем препаративные формы (F) содержат воду, а также один или несколько водорастворимых или воднодиспергируемых компонентов, которые после нагнетания в месторождение под влиянием температуры месторождения образуют высоковязкие гели. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что водная гелеобразующая препаративная форма (F) означает кислотную водную препаративную форму, которая содержит, по меньшей мере: воду,растворенные в ней соединения алюминия(III), которые при смешивании с основаниями могут образовывать гель, а также водорастворимый активатор, который при температуре выше Тгель способствует повышению уровня рН водного раствора, выбранный из группы мочевины, замещенных мочевин, гексаметилентетрамина или цианатов. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что в случае соединения алюминия(III) речь идет, по меньшей мере, о соединении, выбранном из группы хлорида алюминия(III), нитрата алюминия(III), сульфата алюминия(III), ацетата алюминия(III) или ацетилацетоната алюминия(III). 9. Способ по одному из пп.6-8, отличающийся тем, что вслед за стадией (III) технологического процесса продолжают добычу нефти посредством нагнетаемой воды. 10. Способ по одному из пп.6-8, отличающийся тем, что вслед за стадией (III) технологического процесса продолжают добычу нефти или стадию (III) технологического процесса последующей закачки воды в нефтяной пласт при новом выполнении m' циклов Z1'-Zm' способа, причем m'2. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что m'=2 и что во время первого цикла Z1 применяют термофильные или гипертермофильные, а во время второго цикла Z2 - мезофильные микроорганизмы.