高凝油油藏微生物驱提高采收率实验研究

温 静，肖传敏，郭 斐，王奎斌，马 静

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

辽河油田是中国最大的高凝油生产基地，其地质储量约为2×108t，年产油量约为100×104t/a。由于高凝油具有凝固点高、含蜡量高、析蜡温度高的特性，在长期注水开发过程中，随着温度降低，近井地带极易产生析蜡、凝固等现象，形成冷伤害，影响开发效果。微生物驱油技术(MEOR)是一项提高原油采收率的新技术，与热力驱、化学驱、聚合物驱等传统技术相比具有良好的发展前景。通过激活地下有效内源菌种，减少高凝油长链饱和烃组分，改善原油性质，降低冷伤害影响。国内外多年的矿场试验表明，MEOR具有适应性广、工艺简单、不损伤油层等特点[1-3]。为有效提高高凝油开发效果，针对辽河油田沈84-安12块油藏特点及开发状况，开展了内源微生物菌群筛选与培养、激活剂优化等实验，建立了微生物驱油体系，可明显改善原油性质，提高采收率。

1 地质概况

沈84-安12块位于辽河大民屯凹陷中部，构造相对完整，油层发育较好，且油层平面连片分布。取心资料显示，研究区孔隙度主要为19.0%～27.0%，平均为21.6%；渗透率主要为500～2 000 mD，平均为719 mD；地层水矿化度一般为1 000～4 000 mg/L，埋深越大矿化度越高，水型为NaHCO3型。研究区原始地层温度为62～78 ℃，地温梯度为0.03 ℃/m，原始地层压力为19.5 MPa，压力系数为1.017，属于正常的温度压力系统。

2 实验条件

2.1 实验材料

实验用水为辽河油田沈84-安12块回注污水与地层采出水；实验用油为沈84-安12块不同油井脱水原油；实验设备包括高速冷冻离心机、美国bio-Rad PCR仪、伯乐BIO-RAD凝胶成像仪、illumina高通量测序系统、德国multi TOC总有机碳/总氮分析仪、Roche荧光定量试剂盒、HP6890气相色谱、微生物驱油效率测定装置等，实验温度设定为70 ℃。

2.2 实验方法

2.2.1 内源微生物群落组成分析方法

采用454高通量测序分析法，主要包括基因组DNA 抽提、PCR 扩增和产物纯化、PCR产物定量和均一化、454高通量测序流程。

2.2.2 降解率评价方法

将质量浓度为10%的采油功能菌接种于原油降解培养基，定期补充营养液，持续培养15 d，将萃取后原油样品进行全烃色谱分析，对比烃组分变化，计算降解率。

2.2.3 原油物性分析方法

原油密度按照GB/T 1884—2000《原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)》测定；原油黏度参照SY/T 0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》采用布氏黏度计测定；原油色谱参照SY/T 5779—2008《石油和沉积有机质烃类气相色谱分析方法》采用HP6890气相色谱测定；族组成参照SY/T 5119—2016《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》采用柱层分析法测定原油族组成。

3 实验结果与讨论

3.1 内源微生物分离与鉴别结果

3.1.1 内源微生物菌群落组成

通过对高通量测序结果进行分类学分析，可得到不同样本在纲、属水平上的群落结构组成情况(图1、2)。由图1、2可知，油藏微生物物种群落丰富，存在大量可培养内源菌，可采用选择性培养基筛选不同类型的采油功能菌并构建耐高温采油功能菌库。

图1 纲水平物种群落结构

图2 属水平物种群落结构

3.1.2 有益功能菌分离与计数分析

为研究地层条件下内源菌的组成和数量，对不同注入水、油井采出液中的腐生菌(TGB)、烃氧化菌(HOB)、硝酸盐还原菌(NRB)、硫酸盐还原菌(SRB)、厌氧发酵菌(FMB)、铁细菌(IB)、产甲烷菌(MPB)进行培养计数，结果见表1。其中，对腐生菌、烃降解菌、铁细菌进行有氧环境下计数，对发酵菌、硫酸盐还原菌、硝酸盐还原菌、产甲烷菌进行厌氧环境下计数。

表1 70℃下每毫升样品内源功能菌数量

由表1可知，沈84-安12块油藏有益内源菌烃氧化菌(HOB)和硝酸盐还原菌(NRB)数量基本为103～104个/mL，个别达到105个/mL，而有害菌如硫酸盐还原菌(SRB)多数小于103个/mL，部分达到104个/mL，内源微生物驱油过程中腐生菌菌数大多能达到105个/mL。在较高温度环境下，有害菌基本不生长，有益内源菌生长较好。

3.2 微生物驱油体系筛选与评价

3.2.1 内源微生物菌种筛选

对有益菌中功能基因菌种开展了代谢产物快速检测、降解石蜡、乳化原油等实验[5-7]，结果表明：20株烃降解功能菌可有效降解固体石蜡；23株产出表面活性剂功能菌可明显乳化原油，生成排油圈直径为2.0～2.5 cm(图3)。最终优选出2种性能突出且功能互补的H65-4、H65-6菌种，用于形成微生物作用体系。

图3 产出表面活性剂功能菌排油圈评价效果

3.2.2 激活体系筛选与评价

对采油功能菌营养激活剂的碳源、氮源及二者比例进行优化[8-10]，确定激活剂最优配方为0.1%玉米浆干粉+0.1%硝酸钠+0.1%磷酸氢二钾+0.025%酵母粉，菌体浓度最高为0.65～0.75 mg/L。

3.2.3 微生物驱油体系性能评价

将H65-4、H65-6菌种与激活体系组合为微生物驱油体系M-1。通过微生物驱油前后全烃色谱可知(图4)，该体系具有降解高凝油蜡质组分作用，有效降低C20以上长碳链烃组分，降解率可达19%～33%，有效改善了原油组分性质，可降低原油凝固点2～6 ℃[11-22]。

图4 微生物驱替前后原油全烃色谱

经过微生物驱替后，高凝油发生明显乳化现象，乳化后的高凝油颗粒粒径降低，由160.8 μm降至34.5～64.5 μm，2 d乳化系数稳定在55.3%～63.0%，表现出较好的乳化稳定性，可进一步提高驱油效果。

3.3 驱油体系注采参数优化

3.3.1 微生物总浓度优化研究

通过开展多组物模实验以优化微生物总浓度，不同微生物段塞模型基本参数如表2所示。测试了不同浓度微生物对采收率的影响(表3)。由表3可知，当注入1.00% H65-4+1.00% H65-6时，采收率提高幅度最大，实测微生物数量较高，但成本也最高。因此，综合不同浓度微生物体系的增油幅度和经济效果，优化微生物浓度为0.50% H65-4+0.50% H65-6。

表2 微生物段塞优化模型基本参数

表3 不同浓度微生物驱替采收率变化

3.3.2 注入段塞优化

开展不同段塞注入量对采收率的影响实验(表4)。由表4可知，在相同微生物体系浓度下，注入段塞孔隙体积倍数越高，采收率提高幅度越大，效果越明显，但成本同样较高。综合不同段塞的增油幅度和经济效果，优选注入段塞为0.15倍孔隙体积，采收程度为47.9%，较水驱提高9.0个百分点。

表4 不同段塞采收率变化

4 结 论

(1) 辽河油田沈84-安12块地下存在丰富的可培养内源菌，具有良好的微生物驱基础。通过对内源微生物分析与筛选，确定适合沈84-安12块的微生物为H65-4及H65-6。

(2) 微生物体系具有降解高凝油蜡质组分能力，降解率可达19%～33%，原油凝固点下降2～6 ℃，有效解决冷伤害问题；高凝油经微生物作用发生乳化现象，颗粒粒径由160.8 μm降至34.5 μm，乳化稳定性高。

(3) 通过室内实验确定了辽河油田沈84-安12块高凝油藏微生物驱配方：内源微生物菌种为0.50% H65-4+0.50% H65-6，采用0.1%玉米浆干粉+0.1%硝酸钠+0.1%磷酸氢二钾+0.025%酵母粉作为激活剂，驱替阶段注入0.15倍孔隙体积微生物段塞，预计最终采收率可达到47.9%。