弱凝胶驱后高含水稠油油藏微生物提高采收率技术研究及应用

王冠，崔延杰　(中石油华北油田分公司采油工程研究院,河北 任丘 062552)

张凯　(中石油华北油田分公司第四采油厂，河北 廊坊 065000)

郑景花　(中石油华北油田分公司渤海石油职业学院，河北 任丘 062552)

崔卫华　(霸州中国石油昆仑燃气有限公司,河北 霸州 067504)

吴应德,贾燕坤,高姗姗　(中石油华北油田分公司采油工程研究院,河北 任丘 062552)

弱凝胶驱后高含水稠油油藏微生物提高采收率技术研究及应用

王冠，崔延杰(中石油华北油田分公司采油工程研究院,河北 任丘 062552)

张凯(中石油华北油田分公司第四采油厂，河北 廊坊 065000)

郑景花(中石油华北油田分公司渤海石油职业学院，河北 任丘 062552)

崔卫华(霸州中国石油昆仑燃气有限公司,河北 霸州 067504)

吴应德,贾燕坤,高姗姗(中石油华北油田分公司采油工程研究院,河北 任丘 062552)

[摘要]为改善水驱开发效果，蒙古林砂岩普通稠油油藏近年来开展了大规模的弱凝胶调驱技术，取得了较好的效果，但由于后续调驱段塞驱油效率较低，导致措施有效期相对较短，失效后油藏含水快速上升。为进一步提高弱凝胶调驱效果，研究通过开展微生物采油来提高驱油效率，室内筛选出2株适合于该油藏条件的微生物菌种，评价了菌种的耐温性、生长性、配伍性和乳化降黏性能。采用气相色谱与红外光谱研究了微生物菌种的作用机理，表明该微生物菌种具有很强的石油烃生长代谢的能力，可以达到降低原油黏度的目的，且还可以产生具有高表面活性的生物分子，降低了油水界面张力。现场选择了9口油井进行了微生物油井吞吐先导试验，其中7口油井见效，取得了比较好的试验效果，措施有效率77.8%，累计增油1093.5t，有效期最长达190d。

[关键词]弱凝胶驱；稠油油藏；微生物采油；降黏；蒙古林油田

凝胶调驱技术是目前较为成熟的一项三次采油技术，是注水开发油田改善水驱开发效果，提高采收率的重要手段，此项技术已广泛应用于我国绝大多数油田，通过开展凝胶调驱，油田采收率可提高5个百分点以上,可有效封堵渗流优势通道，扩大水驱波及体积[1]，最终达到延长油田稳产期，提高注水利用率的目的[2]。但由于稠油油藏其本身油品性质较差，同时也存在后期调驱段塞水驱油效率低的问题，造成调驱后有效期短、提高采收率幅度相对较低。

为了进一步改善弱凝胶调驱效果，提出在调驱后开展微生物采油，通过微生物自身及其代谢产物与原油作用改善油品性质，从而提高调驱后驱油效率，进一步提高采收率[3～6]。

1蒙古林油田概况

蒙古林油田位于二连盆地马尼特坳陷东部，在油层温度(35℃)条件下，原油物性差，具有原油黏度高(179.1mPa·s)、油水黏度比高(259)、密度高(0.9012g/cm3)、胶质沥青质质量分数高(36.8%)的特点，属于典型的稠油油藏。

为解决油田砂岩油藏特高含水期水驱波及体积小、注水利用率低的问题，蒙古林砂岩油藏从2002年开始实施可动凝胶深部调驱，实现了油藏2005～2009年连续5年产量上升并保持稳定，但2010年后凝胶逐步失效，局部井区含水率快速上升，开发形势变差。2010年针对局部井区凝胶失效问题分别在10口水井开展弱凝胶调驱，累计增油量1323t，平均日增油4.65t，平均有效期130d，含水率下降1.32%。弱凝胶调驱通过封堵高渗通道扩大了水驱波及体积，但由于后续段塞驱油效率较低，导致调驱有效期相对较短，调驱失效后含水率快速上升。为解决这一问题，研究了微生物采油技术，以通过微生物作用来改善原油性质，提高调驱后驱油效率。

2微生物采油技术研究

微生物采油的关键是筛选出优良的菌种，根据生物进化的相关理论[7]，在胶沥含量高的环境中，通过富集纯化，最终分离得到菌种2株:HB-1、HB-2。

2.1试验材料

1)活化培养基(LB)蛋白胨10.0g，酵母膏5g，NaCl 10g，自来水1000mL，调节pH值为7.2。

2)乳化培养基酵母膏0.5g，NH4Cl 3g，KH2PO40.5g，葡萄糖5g，蛋白胨1.5g，地层水1000mL，原油50g。

3)降黏培养基酵母膏0.5g，NH4Cl 3g，KH2PO40.5g，葡萄糖5g，蛋白胨1.5g，地层水1000mL，V(营养液)∶V(原油)∶V(菌液)=1∶1∶1。

2.2菌种评价方法

1)菌种耐温性试验及生长曲线用LB活化培养基，在不同培养温度下培养24h，观察菌种生长情况，测试菌种耐温性。将接种菌种(1%的接种量)的LB培养液，分装于9个试管中(每个试管10mL)，置于油藏温度、200r/min的摇床上分别培养0、3、6、9、12、15、18、21、24 h，取出试管，置于4℃冰箱中保存，以0h培养时间为空白样，用紫外分光光度计对菌种的OD值(吸光度)测量，OD值越大说明菌种浓度越高。

2)菌种与地层水配伍性评价采用油田地层水配制LB培养基，在不同温度下培养24h，观察菌种生长情况。

3)乳化试验用LB活化培养基对分离菌进行活化培养24h，按体积分数5%接种于乳化培养基，在35℃、200r/min的摇床上培养3d，观察乳化现象，采用TX500C型界面张力仪测定表面张力。

4)降黏试验用LB活化培养基对分离菌进行活化培养24h，按照V(菌液)∶V(原油)∶V(营养液)=1∶1∶1(体积比)接种于降黏培养基，在35℃、200r/min的摇床上培养7d，采用Mars型流变仪测定降黏前后原油黏度。

3评价结果与讨论

3.1耐温性

表1　菌种耐温性试验结果

图1　HB-1和HB-2菌种生长曲线

HB-1和HB-2菌种耐温性试验结果如表1所示，HB-1和HB-2菌种最适合生长的温度在30～40℃之间。而温度升高不利于这2种菌的生长，在50℃时2种菌菌种浓度急剧下降。

3.2生长曲线

模拟蒙古林油田地层温度(35℃)，HB-1和HB-2菌种生长变化结果如图1所示。HB-1、HB-2均在6～15h内处于快速生长期，在15h后处于缓慢生长期，菌种浓度基本稳定。

3.3菌种与地层水的配伍性

地层水水质分析结果显示，蒙古林油田地层水为NaHCO3水型，矿化度1301mg/L，并且在弱凝胶驱后地层水含有一定质量浓度的聚合物。菌种与地层水配伍性试验结果如表2所示，加入HB-1、HB-2菌种后菌种浓度都高于配伍前的菌种浓度，说明HB-1、HB-2这2种菌与地层水具有良好的配伍性，可在含聚合物的地层水中正常繁殖。

3.4乳化性能

以蒙古林油田蒙18-18井、蒙21-23井原油为样品，进行乳化试验，乳化后油水能够完全混相，无油水分界线，静置后较长时间不分层。将乳化后的原油和菌液分离，测定界面张力，其结果如表3所示。经HB-1、HB-2菌种作用后，原油与水完全乳化，菌种乳化原油后的发酵液均具有一定的表面活性，与空白样比较，菌种发酵液界面张力降低率达77.91% ～ 91.05%，说明HB-1、HB-2菌种与原油作用后能产生表面活性物质，从而降低油水界面张力。

表2　配伍性评价结果

3.5降黏性能

以蒙古林油田蒙18-18井、蒙21-23井原油为样品，进行降黏试验，降黏结果如表4所示，HB-1、HB-2菌种对原油均具有较好的降黏作用，降黏率可达到39.8%～49.5%。

表3　界面张力测定结果

表4　降黏试验结果

4微生物作用机理研究

4.1微生物作用前后原油组分分析

选择降黏效果最好的一组试验(即HB-1菌种对蒙18-18井原油降黏的试验)，利用气相色谱进行组分分析，色谱条件为30m×0.32mm×0.5μm弱极性柱，氦气流速1.0mL/min，进样体积0.2μL，汽化温度260℃，柱温程序为初温60℃，3min后以10℃/min升温至260℃，分析结果见图2、3。

经微生物作用后，原油发生了降解，各组分的峰发生了明显的变化，特别是长链烃(C21～C50)的特征峰开始消失。说明原油中不同碳链长度的正构烷烃被微生物降解掉。经色谱分析统计，HB-1作用后原油的姥鲛烷/C17的比值由作用前的0.49%上升到11.97%，植烷/C18的比值由作用前的0.86%上升到22.97%，这表明微生物作用后的原油流动性得到改善。

图2　HB-1作用前原油气相色谱图　　　　　　　　　　　　　图3　HB-1作用后原油气相色谱图

原油中烷烃组成变化如图4所示，可以看出HB-1作用后的原油中不同组分质量分数发生了变化，其中作用后重质组分质量分数大幅降低，轻质组分质量分数有所增加。表明HB-1具有很强的石油烃生长代谢的能力，可以达到降低原油黏度的目的。

4.2微生物产表面活性物质的分析

微生物经代谢产生表面活性物质，红外(FT-IR)谱图如图5所示，可以看出3307cm-1是由分子链间氢键引起的NH收缩振动，3070cm-1是NH基团中分子内氢键引起的N—H伸缩谱带，1648、1539cm-1分别为酰胺谱带Ⅰ和Ⅱ。这些特征吸收峰表明，该表面活性剂分子的亲水基是一肽链。2957～2856cm-1和1463～1387cm-1的2处吸收式脂肪碳链的C—H伸缩振动，1735、1203cm-1是内酯的特征吸收，表明该表面活性剂分子的疏水基是一脂肪酸半分子，因此可推断出该表面活性剂分子是一环脂肽类分子。可见微生物与原油作用后确实产生了表面活性剂，从而降低了油水界面张力，并具有分散原油的乳化能力[8～10]。

图4　HB-1作用前后原油烷烃分布情况　　　　　　　　　　　　图5　脂肽样品的FT-IR谱图

5微生物采油现场应用

图6　见效油井生产情况

2013年4月27日至5月2日在蒙古林油田选择了9口油井进行了微生物油井吞吐先导性试验，共有7口油井见效，措施有效率77.8%。见效油井生产情况如图6所示，平均日产液由81.34t上升到103.96t，平均日产油由11.69t上升到20.68t，平均含水率由85.62%下降到80.11%，累计增油1093.5t，有效期最长达190d。

5.1吞吐前后产出液菌种浓度变化

图7　蒙18-12井生产曲线

图8　蒙18-12井2013年产出液菌种浓度变化

图9　蒙17-19井生产曲线

图10　蒙17-19井2013年产出液菌种浓度变化

微生物注入前后油井采出液菌种浓度监测结果表明，吞吐后见效油井产出液中的菌种浓度大幅度增加，比原始数量提高了2～3个数量级，说明注入微生物具有良好适应性，已经穿过油层进行了繁殖。

但是见效油井微生物在生长过程出现了2种不同的趋势，一种是监测初期油井产出液中微生物菌种浓度较高，随着时间延长菌种浓度逐渐降低，其油井见效特征与菌种浓度变化趋势相同，开井即见效，随后逐步失效，典型井如蒙18-12井，生产曲线见图7，该井于2013年4月27日进行微生物吞吐施工，28日至30日关井3d，5月1日恢复生产，其吞吐后菌种浓度变化见图8。分析原因认为是在关井3d内，微生物在地层中适应性较强，快速生长繁殖，随着开井时间增加，地层内营养物质逐渐被消耗，其活性不断降低。

另一种是监测初期产出液菌种浓度并不高，其生长情况呈现高低起伏状态，其油井见效特征为开井未明显见效，随时间延长油井逐步见到较好增油效果，典型井如蒙17-19井，该井于2013年4月28日进行微生物吞吐施工，29日至5月1日关井3d，5月2日恢复生产，其吞吐后生产情况及菌种浓度变化见图9、10。分析其原因是因为注入菌对地层的厌氧环境适应性较差，生长慢，3d的关井时间不足以使活菌数达到最高值。曲线出现高低起伏是因为营养液中同时含有速效氮源(氯化铵)和迟效氮源(蛋白胨、酵母膏)，微生物开始主要利用易被吸收的速效氮源生长，在其用完后才开始利用迟效氮源，这就出现了微生物学中常见的“二次生长”现象。

5.2吞吐前后原油性质变化

通过措施前后原油变化情况对比发现，措施油井原油平均黏度由203.2mPa·s下降到111.5mPa·s，原油含蜡质量分数由10.9%下降到6.6%，胶质沥青质质量分数由38.2%下降到30.1%，油水界面张力由2.742mN/m下降到0.689mN/m。结果表明微生物在地层中降解了原油部分重质组分，改善了原油流动性，并代谢产生了表面活性物质。

6结论与认识

1)蒙古林油田实施的微生物吞吐措施见效明显，表明微生物采油能起到改善驱油效率、提高采收率的作用，为稠油油藏弱凝胶驱后实施微生物提高驱油效率提供了理论支持和实践支撑，可成为油田注水开发后期提高产量的有效手段之一。

2)优选出的2株微生物能够适应弱凝胶驱后的油藏环境，在含聚合物环境下生长繁殖。

3)微生物与地层原油作用后改善了原油性质，原油轻质组分增加，重质组分减少，并能够产生表面活性剂物质，其具有分散原油的乳化能力，从而降低油水界面张力，进一步改善了原油流动性。

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[编辑]帅群

[引著格式]王冠，崔延杰,张凯,等.弱凝胶驱后高含水稠油油藏微生物提高采收率技术研究及应用[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(11):74～79.

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)11-0074-06

[中图分类号]TE357.9

[作者简介]王冠(1984-)，男，工程师，现主要从事三次采油技术研究，cyywangg@petrochina.com.cn。

[基金项目]中国石油天然气股份公司科技重大专项(2014E-3507)。

[收稿日期]2014-10-29