凝胶辅助微生物驱在宝力格油田的现场应用

2014-12-01王志强崔延杰游靖余吉良史磊郭素贞

长江大学学报(自科版) 2014年32期

关键词：断块驱油菌种

王志强，崔延杰，游靖余吉良，史磊，郭素贞

（中石油华北油田分公司采油工程研究院，河北任丘062552）

刘振东

（中石油华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062552）

杨志颖

（中石油华北工程建设公司，河北任丘062552）

华北二连宝力格油田为采用常规注采井网开发的低温普通稠油油藏，开发矛盾突出表现在油水黏度比高，储量难以高效动用。主要表现在：一是油品性质差，以高蜡（11.2%～24.6%）、高胶质（27.8%～50.2%）为主体，原油黏度高，注水指进导致水驱效率低；二是储层非均质性强，平面和纵向矛盾大，造成水窜和水驱波及体积小。由于油品性质差，油水黏度比高，单纯采用常规的可动凝胶调驱难以取得理想的效果和经济效益，为提高油田开发效果，结合宝力格油田油品性质差、储层温度低的特点，探索并试验研究了微生物驱工艺技术。利用微生物提高原油的流动性，对吸水剖面差异大的井先进行可动凝胶调驱，提高微生物的扫油面积，从而提高驱油效率。

1 驱油机理

1.1 微生物驱油机理

微生物通常通过其代谢产物（气、有机酸、生物表面活性剂和生物聚合物等）起作用。因此驱油机理具有多样性：①产生的二氧化碳、甲烷、氮气和氢气溶于石油中，使原油黏度降低，并提高地层压力，有助于石油有效驱替，让死油活跃起来；②醋酸、丙酸、丁酸和乳酸等有机酸使碳酸盐岩溶解，提高孔隙度和渗透率，从而提高采收率；③生物表面活性剂（糖脂，氨基酸脂，磷酸脂和脂肪醇等）可降低油与岩石以及与含水相之间的界面张力，同时在毛细管压力作用下诱使油释放出来；④生物聚合物堵塞高渗透通道，起到调剖的作用［1］。

1.2 可动凝胶驱油机理

弱凝胶调驱机理是利用地面注入设备通过控制合理的注入参数使其优先进入高渗透层段或孔道，在储层温度条件下交联形成凝胶，增加高渗透层段或孔道的渗流阻力，从而提高低渗透层段或孔道的吸水能力，实现液流转向，扩大扫油面积，提高驱油效率［2］。

2 配方试验

2.1 试剂

菌种，代号为HB3、Ⅳ、Z－2、H、LC和JH，中国石油勘探开发研究院廊坊分院提供，北京捷博特能源技术有限公司生产；营养液体系包括工业葡萄糖、酵母浸膏、蛋白胨、氯化铵、磷酸二氢钾等，均为工业品；聚丙烯酰胺，分子量大于1800万，北京恒聚公司；有机铬交联剂和调节剂，华北油田油联化工厂。

2.2 设备

摇床、恒温烘箱（上海实验仪器厂）、布氏旋转黏度计（美国热电公司）、TX500C旋滴界面张力仪、灭菌锅等实验设备。

2.3 微生物菌种优选试验

二连宝力格油田投入开发的有巴19、巴38、巴48和巴51等4个主力断块，各断块储层温度和原油性质均有一定的差异，选用中国石油勘探开发研究院廊坊分院微生物中心提供的上述6种菌液进行进一步优选和复配，以提高微生物的驱油效果。

1）微生物乳化评价将一定比例的菌液、原油接入含灭菌的营养液和地层水的溶液中，在地层温度（58℃、38℃）下摇床培养7d，然后取出观察原油乳化情况。重点以原油性质差异大的巴19和巴51断块原油为代表进行试验，各断块原油与注入水乳化情况如表1所示。

表1 菌种对不同断块原油乳化情况

由表1结果可以看出，HB3、Ⅳ、H和Z－2对巴19断块原油乳化能力强，均能达到4＋级以上；JH和LC对巴51断块原油乳化能力强，均能达到5＋级。因此后面试验巴19断块采用HB3、Ⅳ、H和Z－2进行试验，巴51断块采用JH和LC进行试验。

2）降低界面张力试验将一定比例的菌液接入含灭菌的营养液和地层水的溶液中，在地层温度（58℃、38℃）下摇床培养3d，取培养液与原油用TX500C旋滴界面张力仪在65℃、3000r／min条件下测定界面张力，并以空白作对比，计算不同菌种的界面张力降低率，见图1和图2。图1和图2结果表明，加入微生物菌液可以有效降低试验油藏的油水界面张力，从而提高驱油效率。

图1 巴19断块不同菌种界面张力降低率

图2 巴51断块不同菌种界面张力降低率

3）微生物复配乳化评价将按一定比例复配的菌液、原油按要求浓度接入含灭菌的营养液和地层水的溶液中，在地层温度（58℃、38℃）下摇床培养7d，然后取出观察原油乳化情况。巴19断块选用HB3、Ⅳ、H和Z－2复配；巴51断块选用JH和LC复配，试验情况如表2和表3所示。

表2和表3结果表明，采取菌种复配的方法，其乳化等级均可达到4＋级。为了便于菌种制备，巴19断块选用HB3∶Ⅳ∶H∶Z－2＝1∶1∶1∶1复配菌种，巴51断块选用JH∶LC＝1∶1复配菌种，乳化效果都在5＋级。

表2 巴19断块菌种复配对原油乳化情况

表3 巴51断块菌种复配对原油乳化情况

2.4 可动凝胶配方优选

宝力格油藏各断块的储层温度为38℃和58℃，油藏温度低，采用清水配液，通过试验优选可动凝胶配方为：聚丙烯酰胺1000～2000mg／L，交联剂为有机铬，聚交比25∶1～30∶1，调节剂浓度300～450mg／L，稳定剂300～500mg／L。凝胶性能：交联时间4～6h，凝胶黏度1200～4000mPa·s。

3 现场试验

3.1 微生物吞吐试验

为了验证微生物对宝力格油藏的适应性，在微生物驱之前进行了单井吞吐试验，并对试验井在微生物吞吐前后取样测量原油黏度变化情况，通过12口井试验对比，微生物吞吐前后原油黏度对比，下降14%～76%，平均下降35.7%，说明微生物对原油有较好的降黏作用，可有效提高原油的流动性。

3.2 可动凝胶辅助微生物驱矿场试验

宝力格油田自2006年开始实施微生物驱，为提高微生物驱油效果，对油藏吸水性好、吸水剖面差异大、对应油井含水高的井先注入可动凝胶，关井使可动凝胶交联。然后再注入微生物和营养液，注入微生物菌液浓度1%，营养液浓度0.8%，注入时间2～3mon，注入周期3～6mon，通过油井产出液菌浓监测，当菌浓低于105个／ml时开始下一轮次的注微生物。

该技术自2006年起在二连宝力格现场实施，至2013年底，累计增油9.64×104t，目前油田产量保持稳定，为低温普通稠油油藏的高效开发探索出一条新的渠道。