井楼油田楼八区生物复合调驱技术及应用研究

2015-07-02张江英方健全谢亚栋冯洪波王纪忠

石油地质与工程 2015年3期

关键词：耐盐性采收率菌种

张江英，方健全，毛瑜，谢亚栋，冯洪波，王纪忠

(1.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南唐河 473400；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院)

井楼油田楼八区生物复合调驱技术及应用研究

张江英1，方健全1，毛瑜2，谢亚栋1，冯洪波1，王纪忠1

(1.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南唐河 473400；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院)

针对井楼油田楼八区含水率上升快，平面矛盾突出的问题，开展了生物复合调驱技术研究应用，通过室内菌种筛选及评价实验，优选出生物聚合物菌种P-3与表面活性剂菌种S-27。评价结果表明，P-3与S-27以2∶1比例复合为最佳体系，40 ℃黏度达到2 500 mPa·s,耐盐性能稳定，可以提高水驱采收率7%，流体转向达到25%。将筛选出的菌种进行了现场应用，并取得了良好开发效果。

井楼油田；生物聚合物；生物表面活性剂；提高采收率

油田注水开发过程中由于地层的非均质性、流体流度差异以及其他原因(如作业失败、生产措施错误等)，地层中出现水流优势通道，导致水锥、水窜、水指进，使一些油井过早见水或水淹，水驱低效或无效循环[1]。近年来，河南油田井楼八区南部区域H3Ⅳ53薄油层的开发过程中出现了平面矛盾比较突出、注水指进严重、含水上升快等开发难题。

微生物用于注水井调剖的方法比注入人工合成的有机聚合物或凝胶更为有效,具有可完全快速降解、经济环保、设备简单、施工简便、控水增油效果好、有效期长、效益高等优势[2-4]，至目前已经成为继水驱、化学驱方法后重要的提高采收率手段。然而，微生物受环境因素影响大，不同油田原生菌群差异性较强，因此，微生物体系很难通用。本文根据井楼油田地层油水样，优选出了适用于该区域的生物复合调驱体系，并且了进行室内实验评价。

1 生物菌种与实验方法

1.1 生物菌种

内源优势菌群JL2、JL3、JL5，井楼八区水样中提取；生物聚合物高产菌P-3、P-15(北京旭日昌盛科技有限公司)；生物表面活性剂高产菌S-9、S-27(北京旭日昌盛科技有限公司)；全营养培养基，自制；无机盐培养基，自制；原油样品，井楼八区产出油样；培养基用水为井楼产出水样。

1.2 实验方法

主要仪器：NDJ-1黏度仪(上海天平仪器厂出品)；BZY-101系列自动表面张力仪(上海方端仪器有限公司)；XSZ-H电子显微镜(重庆光电仪器总公司)；SW-CJ-A净化工作台(上海新苗医疗器械制造有限公司)；SHZ-82气浴恒温振荡器(常州华普达教学仪器有限公司)。此外，还有岩心驱替物理模拟装置，2PB20C平流泵，FY-3型恒温箱，1.0 MPa压力表，ZXZ-0.5型旋片式真空泵。

实验方法：首先对各种单菌产物进行评价优选，将选出的目的菌种进行复配评价，确定复合体系。利用井楼八区油水样进行复合体系性能检测，评价地层条件下复合体系的封堵性能与驱替效率。

2 复合生物调驱体系配方优化

2.1 生物聚合物高产菌优化

用于复合调驱体系的菌种可以大体分为内源菌种和外源菌种[5]。对采油微生物而言，在所有的影响因素中，温度是最为重要的一个因素[6]。另外水是采油微生物生长繁殖的介质环境，矿物质的含量影响微生物的生长形态和代谢产物的类型以及产量。本次研究将内源菌种与外源菌种同时进行耐温、耐盐性能检测，通过菌种代谢产物在发酵液中的增稠性能来确定最终的目的菌种。

利用井楼水样制备全营养培养基，按照质量分数5%比例接种三种内源菌种与两种外源菌种，检测不同温度下培养基的黏度，确定五种菌种的最适宜生长温度和生成生物聚合物的能力，见表1。

由表1可知，在不同生长温度下，外源菌种P-3、P-15产生聚合物的能力明显强于内源菌种，具有明显的优势与良好的耐温性能，适宜在井楼油田40 ℃底层环境下生长，满足现场使用要求。通过对两种菌种进行耐盐性能评价，P-3菌种在不同温度和矿化度下，发酵液的黏度均高于P-15菌种，说明该菌种产生物聚合物的能力强于P-15。

表1 菌种在不同温度下的增稠效果 mPa·s

显微镜观察，P-3为杆菌，大小1.0 μm×(1.8～2.2) μm，菌体周围有明显的纤毛状聚合物分泌，革兰氏染色为阴性，无芽孢、未见鞭毛，胞内有异染粒、无类脂颗粒，抗酸染色阳性。产物为多糖类聚合物。

2.2 生物表面活性剂高产菌优化

取楼八区产出水样制备全营养培养基，按照质量分数5%比例接入三种内源优势菌群和S-9、S-27菌种，在不同温度下培养48 h，检测发酵液表面张力，与未发酵前进行对比，结果见表2。

表2 菌种不同温度下降低表面张力能力 mN·m-1

由表2可知，外源菌种S-27降低液体表面张力能力较强，同时耐温性能强于产表面活性剂能力最强的S-9菌种。S-27菌种耐盐性能见图1。

图1 S-27菌种耐盐性能曲线

显微镜观察，S-27为假单胞杆菌属，菌体大小为0.5 μm×(1.1～2.4) μm，球杆状，革兰氏染色为阴性，运动，兼性好氧菌，单鞭毛，抗酸染色阴性，接触酶阳性，氧化酶和精氨酸双水解酶阳性，油脂水解阳性，淀粉水解阴性，不产H2S，发酵葡萄糖产酸产气，水解明胶，吲哚试验阴性，反硝化阳性，M.R.阳性和V.P.阴性。

2.3 复合调驱体系确定

将P-3与S-27菌种确定为复合体系的目的菌种。需要先确定共生关系，然后通过耐盐、生长情况、耐温性等实验确定两种微生物在复合体系中的复合比例，从而最终确定体系的组成。结果见图2～图4。

图2 P-3/S-27不同比例耐盐能力曲线(40℃)

图3 P-3/S-27不同比例S-27菌种生长曲线

由图2可知，P-3与S-27菌种没有明显的拮抗作用。综合两种微生物不同比例下的耐盐性能和S-27菌种生长情况可知，P-3与S-27菌种比例为2∶1、1∶1、1∶2时，体系增稠效果较好，同时S-27菌种的生长不会受到抑制。其中P-3与S-27菌种比例为2∶1时，体系耐温性能最稳定。因此，确定复合调驱体系为P-3与S-27菌种按2∶1比例复配。

图4 P-3/S-27不同比例耐温性能曲线

2.4 复合调驱体系性能评价

2.4.1 配伍性能评价

复合体系除了需要在满足地层温度、矿化度条件下生长，还要与原生菌群共生、与地层原油配伍性良好[7]。利用地层水制备无机盐培养基，以5%地层原油作为唯一碳源，8 000 g/L矿化度、40 ℃下恒温震荡培养，检测微生物作用后原油黏度、培养基黏度及原油乳化效果，确定复合体系与地层流体的配伍性。由表3可知，地层水中原生菌群对复合体系增稠效果有一定影响，培养基中黏度可以达到1 000 mPa·s以上，满足现场驱替使用要求，同时复合体系对原油的降粘率可以达到60%以上。通过乳化活性对比可知，复合体系对楼806井原油和楼808井原油乳化效果较好。

表3 复合体系与地层流体配伍性

2.4.2 复合体系室内驱替效果评价

由两块直径25 mm、长20 cm填砂岩心组成高、低渗透率双管并联模型。使用地层水以 0.8 mL/min 的速度进行水驱实验，至岩心出口含水98%，记录高、低渗透率层出液量等参数，计算高、低渗透率层水驱采收率；生物复合体系注入72 h后，注入水以0.8 mL/min的速度进行后续水驱，至岩心出口含水达到98%，记录高、低渗透率层出液量等数据，计算高、低渗透率层生物复合调驱体系采收率。结果见表4。

表4 生物复合体系物理模拟驱替实验数据

从表4相对吸水量可以看出，水驱时，注入水沿不同渗透率层段推进不均匀，高渗透率层段注入水推进快，低渗透率层段注入水推进慢。加上注入水的黏度低于原油黏度，水驱过程中高流度流体驱替低流度流体，导致注入水推进不均匀的程度加剧，高渗透率层段已被注入水所突破，而低渗透率层段注入水推进很小的距离，造成了高渗透层的相对吸水量远高于低渗透层。生物复合体系注入后，经72小时生长繁殖代谢产物(生物聚合物)，对高渗透层进行了有效的封堵，从而促使水流向了低渗透层，扩大了波及体积。在后续水驱过程中，高渗透层的相对吸水量下降，低渗透层相对吸水量比调剖前提高27.75%以上，使各层相对吸水量趋于均匀，提高了低渗透层的动用程度，达到了调剖的目的。

3 现场试验

井楼油田八区砂体平面上变化复杂，经过近20年开采，目前在实际开发过程中表现出南部区域产能较高、注水受效快、含水上升速度较快的特征。2014年10月，在井楼八区H3Ⅳ53薄油层选定楼3井组与楼809井组，以复合体系质量分数1.0%、段塞0.3 PV为注入工艺参数，多轮次小段塞的注入方式，进行生物复合调驱体系现场驱替试验。第一段塞持续注入40天，后续水驱70天，两井组累计增油超过200 t。

2014年11月7日取样化验结果表明，该井原油黏度降低，水样表面张力降低，水样中检测出注入体系两种微生物，该井含水率下降，产油量明显上升，表现出典型的调驱受效特征。