宝力格油田微生物驱物理模拟实验研究

李勇斌于立新张黎黎段丽莎吴景春王启波

（1.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552；2.华北油田公司勘探开发研究院，河北任丘 062552；

3.东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；4.华北油田公司第四采油厂，河北廊坊 065000）

宝力格油田微生物驱物理模拟实验研究

李勇斌1于立新2张黎黎1段丽莎1吴景春3王启波4

（1.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552；2.华北油田公司勘探开发研究院，河北任丘 062552；

3.东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；4.华北油田公司第四采油厂，河北廊坊 065000）

针对宝力格油田微生物驱过程中存在的问题，通过室内物理模拟实验对不同驱替介质提高采收率的作用、产出细菌浓度与注入细菌浓度的关系以及营养液浓度对维持产出液细菌浓度的影响进行了深入研究。结果表明，通过注入1%的菌液及营养液进行微生物驱时可提高采收率16.77%，当产出液经补充营养液及菌液并发酵10～12 h后再继续进行微生物连续驱时可进一步提高采收率5.74%，产出液细菌浓度达到108个/mL以上。但由于岩心对菌体的吸附作用以及岩心渗透率对微生物运移的影响，产出液细菌浓度始终要低于注入细菌浓度一个数量级以上。采用产出液回注并补充0.25%以上的营养液时，可使产出液细菌浓度维持在107个/mL以上。研究结果可为现场注入方案设计提供技术支持。

微生物采油；物理模拟实验；低温稠油油藏；微生物场

宝力格中低温稠油油藏采用常规注采井网开发，自2010年开展微生物驱工业化应用以来，初步建立并保持了稳定的微生物场，实现了年产25万t的稳产目标。虽然现场取得一定的应用效果，但从提高采收率目标来看仍与预期存在差距。为了更好地验证现场微生物作用效果，完善现场持续性优化措施，为现场注入技术研究及方案设计提供有力的技术支持，进一步开展了室内物理模拟实验［1-7］。

1 宝力格油田概况

宝力格油田位于内蒙古自治区东乌珠穆沁旗西部，构造处于巴音都兰凹陷的南洼槽。2001年11月，宝力格油田同期注水开发，目前已投入开发巴19、巴38、巴48、巴51等4个断块，均属岩性构造油藏。

宝力格油田采用常规注水井网开发，地层孔隙度13.4%～21.7%，渗透率123.4～169.2 mD，原油凝固点29 ℃，含蜡10.7%～10.8%，胶质沥青质含量46.0%～51.2%，地层条件下，原油黏度在1 000～2 000 mPa·s，油水黏度比高（34～800），注水指进导致水驱效率低，含水上升率达20%，造成水窜严重，部分稠油储量难以有效动用，整体开发效果较差。

2 物理模拟实验

2.1 岩心装填

采用80、120及200目石英砂按照一定比例混合分别装填4根直径2.5 cm，长度110 cm的岩心，然后依次抽真空后饱和宝力格油田注入清水、测岩心孔隙度和渗透率、饱和巴19断块脱水原油并在地层温度下老化7 d。

渗透率和孔隙度的测定方法：采用机械装填完毕后对岩心管抽真空6 h，同时向岩心饱和地层水，最后根据进入岩心管中地层水的总体积及进出口的压差计算孔隙度和渗透率［8］。岩心参数见表1。

表1 实验岩心参数

2.2 物理模拟实验步骤

（1）首先对装填好的岩心采用水驱，一次水驱至岩心出口端含水率达到98%时停止，温度为地层温度58 ℃，共注入0.82 PV。

（2）向岩心注入1%的菌液（106～107个/mL）及营养液1 PV，注入速度0.5 mL/min，然后关闭岩心两端阀门并培养5 d，之后进行微生物驱，同时监测产出液细菌浓度及采收率的变化情况。

（3）对微生物驱的产出液除油后继续回注到岩心中进行驱油。为了提高注入细菌浓度，向产出液中补充一定浓度的营养液及菌液并发酵12 h，注入2.38 PV后，使注入细菌浓度增加到108个/mL以上。

（4）向产出液中分别加入1%、0.25%及0.5%的营养液后进行驱油实验，每种浓度注入0.6 PV，从岩心出口端监测细菌浓度及采收率的变化情况。

3 实验结果及分析

3.1 不同驱替介质对采收率的影响

由图1可看出，在水驱之后注入1%的菌液及营养液1 PV后，产出液细菌浓度上升明显，并能够维持在105～106个/mL之间，但细菌浓度很难进一步提高，验证了现场情况，此时计算采收率可在水驱的基础上提高16.77%。

对微生物驱过程中的产出液经补充营养液及菌液并发酵10～12 h后再继续进行微生物连续驱，注入细菌浓度在经过补充营养液并发酵后可以达到108个/mL以上，而且随注入细菌浓度的提高，采收率可在不培养的基础上提高5.74%，同时产出液中细菌浓度可以维持在107个/mL以上，在含水率达到98%后计算采收率可在微生物驱的基础上提高14.21个百分点。以上结果表明，通过增加注入细菌浓度的方式可以有效提高采收率。

图1 细菌浓度、注入PV数和采收率的关系

3.2 产出细菌浓度与注入细菌浓度的关系

现场注水井注入的细菌浓度可以达到108个/ mL，但在地层没有大通道前提下，油井产出液细菌浓度一般只能维持在106个/mL左右。为了确定导致该现象的原因，通过室内物理模拟实验对产出细菌浓度与注入细菌浓度的关系进行了研究。

固定菌液浓度为1%，依次通过增加营养液浓度的方式进行微生物驱，同时监测注入细菌浓度和产出液细菌浓度的变化，结果见图2。

图2 注入细菌浓度与产出细菌浓度变化曲线

从图2可以看出，在采用地层水配注和固定1%菌液浓度条件下，初期加入0.25%的营养液进行微生物驱时，注入细菌浓度基本维持在106个/mL，而产出液细菌浓度只有105个/mL左右；当营养液浓度提高到0.5%时，注入细菌与产出细菌浓度都得到了明显提高，分别增加了1个数量级，但继续增加营养液浓度时，注入菌与产出细菌浓度基本维持不变，很难进一步提高。考虑到实验所用的岩心较短，注入的营养液与菌液在岩心柱里停留的时间较短，因此将1%的菌液与1%的营养液经过发酵8 h后再进行微生物驱，结果发现注入细菌浓度提高到了108个/mL以上，而产出液细菌浓度也相应提高，但最高只能达到107个/mL左右。以上结果表明，通过增加营养液浓度的方式可以提高注入菌和产出菌浓度，但由于岩心对菌体的吸附作用以及岩心渗透率对微生物运移的影响，产出液细菌浓度始终要低于注入细菌浓度一个数量级以上；即使注入菌的浓度再高，产出液细菌浓度也不可能达到108个/mL，除非形成大的通道。该结论与现场监测结果一致，进一步说明现场细菌浓度很难进一步提高。

3.3 营养液浓度对维持产出液细菌浓度的影响

通过对宝力格油田整体微生物现场跟踪监测发现，经过两个轮次的微生物驱后，产出液中的细菌浓度基本能够维持在106个/mL左右，而且注入的目标菌已经成为优势菌群，稳定的微生物场已逐步形成，但通过采用段塞式注入1%的营养液和菌液维持微生物场成本较高，如果单纯补充营养液就能达到稳定微生物场的目的，可以大大降低成本。

向产出液中补充不同浓度的营养液，通过室内物理模拟实验研究其回注对产出液细菌浓度的影响，结果见图3。

图3 不同浓度营养液下的细菌浓度变化曲线

从图3可以看出，不补充营养液时，产出液中的微生物数量不断下降，很难维持在106个/mL以上。这是由于微生物缺乏营养而导致生长速度减慢和岩心对微生物的不断吸附造成的。当向回注的产出液中补充不同浓度的营养液之后，岩心出口端监测到的微生物浓度下降速度明显放缓，当营养液浓度大于0.25%时，出口端产出液细菌浓度能够维持在107个/mL以上。

4 结论

（1）向地层注入适当比例的微生物和营养液，原油采收率在水驱的基础上有所提高，表明微生物可有效改善宝力格油田油品性质，增加了地层原油流动性，提高了驱油效果。

（2）利用产出污水加入营养液并增殖后再回注地层的注入技术，可有效增加微生物注入浓度及提高原油采收率，并且能够延长微生物的作用周期，降低注入成本，对类似油藏开发治理具有借鉴意义。

（3）实验主要是针对宝力格巴19断块原油开展的相关研究，为了验证实验结果的有效性需进一步开展长岩心模拟实验和现场矿场试验。

［1］ LI J, LIU J S, TREFRY M G, et al. Interactions of microbial-enhanced oil recovery processes ［J］. Transport in Porous Media, 2011, 87（1）: 77-104.

［2］ NERURKAR A S, SUTHAR H G, DESAI A J. Biosystem development for microbial enhanced oil recovery （MEOR）［M］. Microorganisms in Sustainable Agriculture and Biotechnology, 2012（2）: 711-737.

［3］ SOUDMAND-ASLI A, AYATOLLAHI S S, MOHABATKAR H, et al. The in situ microbial enhanced oil recovery in fractured porous media ［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2007, 58（1-2）: 161-172.

［4］ 张廷山，任明忠，蓝光志，等. 微生物降解作用对稠油理化性质的影响［J］. 西南石油学院学报，2003，25（5）：1-4.

［5］ 李牧，杨红.微生物表面活性剂在稠油乳化降粘中的实验研究［J］.特种油气藏，1999，4（6）：53-58.

［6］ 程昌茹，张淑琴，闫云贵， 等.微生物驱油注入技术研究与应用［J］.石油钻采工艺，2006，28 （6）：46-50.

［7］ 刘涛.模拟油藏条件下激活剂运移与微生物生长调控实验研究［D］.青岛：中国海洋大学，2010.

［8］ 张廷山，兰光志，邓莉，等.微生物降解稠油及提高采收率实验研究［J］.石油学报， 2001，22（1）：54-57.

（修改稿收到日期 2013-10-22）

〔编辑 朱 伟〕

Experimental study of microbial flooding physical simulation for Baolige oilfield

LI Yongbin1, YU Lixin2, ZHANG Lili1, DUAN Lisha1, WU Jingchun3, WANG Qibo4

（1. Petroleum Production Engineering Research Institute, Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, China; 2. Geologic Exploration and Development Research Institute, Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, China; 3. Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing163318, China; 4. NO.4 Production Plant, Huabei Oilfield Company, Langfang 065000, China）

Aiming at the issues in microbial flooding process of Baolige oilfield, the following points were deeply studied in this paper indoor physical simulation experiments, the effect of different flooding ways on enhance oil recovery, the relationship between output bacterial concentration and injected bacteria concentration and influence of nutrient solution concentration on maintaining the produced fluid concentration of bacteria. The results showed that the microbial flooding by injecting 1% bacterial fluid plus 1% nutrient solution can enhance 16.77% oil recovery. And the produced fluid can further enhance oil recovery by 5.74% when supplemented nutrient solution & bacterial fluid and ferment about 10-12h before keep on microbial continuous flooding, and the produced fluid bacteria concentration can reach 108cells / mL or more. However, due to the adsorption of cell core on microbial and the core permeability effect on microbial migration, the concentration of produced bacteria fluids was always one order of magnitude lower than the concentration of injected bacteria fluids. Using the produced fluids reinjection added above 0.25% nutrient solution, the concentration of produced bacteria fluids can be maintained at 107cells/mL or more. The results can provide technical support for on-site inject program design.

microbial enhanced oil recovery; physical simulation experiment; heavy oil reservoir with low temperature; microbial field

李勇斌，于立新，张黎黎，等. 宝力格油田微生物驱物理模拟实验研究［J］. 石油钻采工艺，2013，35（6）：95-97.

TE357.4

A

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0095 – 03

国家自然科学基金“低品位油藏残余油生物降解转化机制研究”（编号：51174092/E0403）；华北油田公司重大科技项目“宝力格油田驱油微生物场建立与维护配套技术研究及应用”（编号：2011-HB-Z230）。

李勇斌，1984年生。2007年毕业于长江大学地球化学系生物工程专业，现从事微生物采油技术研究，工程师。电话：0317-2756410。E-mail：cyy_liyb@petrochina.com.cn。通讯作者：吴景春，1968年生。1991年毕业于大庆石油学院油藏工程专业，主要从事油气田开发理论与技术科学研究，博士，教授。E-mail：w6529@163.com。