金家油田微生物稠油降黏剂的研制与评价

2021-10-20毛振强文小林韩春梅于红军黄文欢赵淑霞齐义彬韩佳均

科学技术与工程 2021年28期

毛振强，文小林，韩春梅，于红军，黄文欢，赵淑霞，齐义彬*，韩佳均

(1.中国石化胜利油田分公司纯梁采油厂，博兴 256504； 2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 102206； 3.中国石化胜利油田分公司石油开发中心，东营 257091)

金家油田构造位置位于东营凹陷西南边缘斜坡带，主力含油层系为沙一段。目前金家油田的主力产区通38块探明含油面积3.38 km2，石油地质储量771.11×104t，为强水敏性稠油油藏。通38块由于储层强水敏、物性差，原油黏度偏大，隔夹层多的特点，因此产能建设时采用压裂防砂+注汽热采吞吐的开发方式[1-2]。但随着转周轮次的增加，井间汽窜严重，产量明显递减，油汽比急剧下降，第4周期后热采已经无效[3-4]。因此急需要转换开发方式，继续提高采油速度和采出程度。

对于以金家油田为代表的多轮次吞吐后的稠油油藏，蒸汽驱本是理想的接替技术，然而蒸汽驱在稠油油藏大规模应用存在3个限制因素。一是中国稠油的油层厚度普遍在3～10 m，数值模拟计算在该油藏厚度条件下，蒸汽驱热损失达到50%～75%，热效率很低；二是蒸汽驱的成本较高(普遍超过50美元/桶)，在目前国际油价偏低的大背景下，规模化应用很难取得经济效益；三是受限于国家碳中和的环保要求，导致蒸汽的来源受限[5-6]。因此，低成本、低排放的冷采技术是国内稠油继续高效开发的必然方向。基于此，掺稀降黏、出砂冷采、溶剂汽化萃取等方法多有研究和实践。郭继香等[7]认为掺稀降黏可以有效地改善稠油的流动性，但是该技术受制于稀油的来源，无法大规模应用。刘晓瑜等[8]总结了中外出砂冷采的技术现场和应用情况后认为，出砂冷采技术要求的储层的胶结疏松且泥质含量低，而中国大部分稠油储层的黏土矿物含量普遍较高，难以形成蚯蚓洞网络。张弦等[9]认为溶剂汽化萃取技术具有利用率高、低成本等优点，但是工艺存在一定的安全风险，无法规模化推广。因此这些技术作为稠油开发主流技术都存在一定的局限性。近年来，以化学降黏替代加热降黏成为中国外稠油化学冷采研究的热点，化学降黏具有低成本、种类丰富、针对性强等优点，被认为是热采之后最有潜力的接替和辅助技术[10-11]。

因此，在分析通38稠油开发目前存在问题的基础上，探索一种稠油冷采的开发方式，作为该区块稠油热采后的一种接替技术。稠油冷采中的稠油乳化降黏是稠油冷采发展的主流技术方向，乳化作用对稠油体系黏度和流变行为影响巨大。因此，研发与评价一种适合金家油田稠油的低成本高效降黏剂是稠油冷采技术的关键[12-13]。考虑到油藏温度和地层水中含有一定浓度(约600 mg/L)的钙镁离子，微生物降黏剂具有一定的应用优势：首先，微生物代谢合成的降黏剂成本较低；其次，金家油田的油藏温度条件下(46 ℃)微生物的数量和种类都十分丰富，容易筛选到高性能合成降黏剂的微生物菌株[14-15]；最后，微生物合成的降黏剂适应范围较广，能够耐受一定浓度的钙镁离子。

为此，以筛选和研制适合目标油藏的微生物稠油降黏剂为主要内容，同时评价该降黏剂对目标油藏稠油的降黏与驱油效果，从而为金家油田热采后继续经济高效开发提供一种稠油冷采的接替技术。

1 实验材料和方法

1.1 实验材料

金家油田通38(A井)采出液，矿化度为16 282 mg/L，Ca2+含量为601.7 mg/L，水型为CaCl2。金家油田通38(A井)稠油，地下原油黏度1 124 mPa·s，脱水脱气后，在46 ℃油藏温度条件下的黏度为14 600 mPa·s。

1.2 实验方法

1.2.1 菌株

从金家油田A井的采出液中共筛选到合成表面活性剂菌株共20株，分别编号为Q1～Q20。对20株菌株合成代谢产物对稠油的降黏性能进行分析，发现Q18的低谢产物对通38稠油的降黏效果为最佳，进一步鉴定其为假单胞菌属。

1.2.2 培养基

Q18代谢合成稠油降黏剂采用的培养基配方为[16]：蔗糖40 g/L，豆油40 g/L，Na2HPO41 g/L，KH2PO41 g/L，NaNO33 g/L，MgSO40.5 g/L，CaCl20.1 g/L，pH 7.2。以上营养均溶于1 000 mL水中，121 ℃灭菌20 min。

1.2.3 菌株培养与降黏剂RF180的配置

假单胞菌属Q18的发酵时间为72 h，培养温度为34 ℃，接种量为5%，接种后以180 r/min震荡培养，培养后的发酵产物利用通38采出液稀释40倍，pH调整为7.5后，制得浓度为0.5%的微生物稠油降黏剂RF180[17]。

1.2.4 RF180与通38稠油的界面张力测定方法

利用TX-500型旋转滴界面张力仪测定RF180降黏剂与通38稠油的界面张力[18-19]。设置转速5 000 r/min，46 ℃下旋转20 min进行测定。

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1.2.5 RF180对通38稠油的乳化和静置降黏效果分析方法

配制好浓度为0.5%的稠油降黏剂RF180，按照企标《稠油降黏剂通用技术条件》(QSH1020 1519—2016)在油藏温度46 ℃条件下测定RF180对通38稠油的降黏效果。按照油剂比1∶1的比例在一个烧杯中将稠油与RF180降黏剂进行混合，然后用搅拌仪在46 ℃，250 r/min条件下快速搅拌2 min，然后测定乳化后稠油的黏度，计算乳化降黏率[20]。

称取30 g 通38稠油置于150 mL烧杯中，按照油剂比1∶1的比例加入30 mL 0.5%的RF180降黏剂，静置在46 ℃恒温箱中24 h，选取上部稠油测定原油的黏度，计算静置降黏率[21]。

1.2.6 RF180对通38稠油的乳化分散的分析方法

按照《稠油降黏剂通用技术条件》(QSH1020 1519—2016)进行实验，将RF180与通38稠油按照1∶1进行混合后，在46 ℃恒温箱中保温1 h，然后在46 ℃下250 r/min搅拌2 min，将乳化后的稠油制作显微观察片，置于显微镜下观察，并随机选取20个乳化后的原油颗粒，测量其颗粒直径，计算20个乳化后稠油颗粒的平均粒径[22]。

1.2.7 RF180的环境耐受性分析方法

分别测定了RF180在不同温度、矿化度和pH条件下对通38稠油的乳化降黏效果[23-24]。

取浓度为0.5%的RF180降黏剂30 mL放置于20、30、40、60、80、100、150、180 ℃恒温箱内24 h。然后加入30 g 通38稠油，用搅拌仪在46 ℃，250 r/min条件下快速搅拌2 min，然后测定乳化后稠油的黏度，计算乳化降黏率。同时将RF180浓度稀释至0.2%，利用表面张力仪测定RF180降黏剂的表面张力。绘制RF180的耐温能力曲线。

取浓度为0.5%的RF180降黏剂30 mL，调节pH至3、4、5、6、7、8、9、10和11。加入30 g 通38稠油，用搅拌仪在46 ℃，250 r/min条件下快速搅拌2 min，然后测定乳化后稠油的黏度，计算乳化降黏率，同时稀释RF180发酵液稀释至浓度为0.2%，利用表面张力仪测定处理后表面张力。绘制RF180的耐酸碱能力曲线。

1.2.8 不同浓度RF180对通38稠油的乳化与静置降黏率的分析方法

配制0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%和1.0%的RF180，按照油剂比5∶5的比例置于烧杯中与RF180降黏剂进行混合，然后用搅拌器在46 ℃，250 r/min条件下快速搅拌2 min，测定乳化后的稠油黏度，计算稠油降黏率。同时配制好不同浓度的RF180，按照油剂比1∶1的比例与通38稠油置于烧杯中，置于46 ℃恒温箱中静置24 h，选取上部稠油测定其黏度，计算静置降黏率。

1.2.9 物理模拟驱油实验

利用填砂管模型模拟该区块的油藏条件，填砂管为圆柱形，长30 cm，横截面直径为2.5 cm，实验用各填砂管的参数如表1所示。实验温度为46 ℃，设置压力为5 MPa，驱替速度为0.6 mL/min。注入水为现场模拟水，黏度为1.0 mPa·s，实验用油为通38稠油，在46 ℃下的黏度为14 600 mPa·s[25]。

表1 填砂管岩心参数Table 1 Core parameters of sand filling pipe

实验步骤：①按照现场渗透率装填填砂管，抽真空2 h后饱和地层水；②测定填砂管的孔隙度、渗透率；③注入通38稠油饱和岩心，出口设置背压阀，加压至5 MPa并全程保持，计算含油饱和度，老化岩心3 d；④一次水驱，注地层水至产出液含水率达到98%；⑤实验方案1为对照，方案2和方案3分别注入0.3 PV、0.6 PV稠油降黏剂RF180，然后二次水驱，注地层水至产出液含水率达到98%，计算驱油效率；⑥方案4在一次水驱后连续注入微生物稠油降黏剂RF180直至产出液含水率达到98%，计算驱油效率[26-27]。

2 结果与讨论

2.1 RF180对通38稠油的降黏及乳化分析结果

按照实验方法测定了地层水与通38稠油、RF180与通38稠油的界面张力，结果表明：RF180具有良好的界面活性，能够将通38稠油的界面张力从20 mN/m降低到3.12×10-2mN/m，同时RF180具有良好的静置与乳化降黏效果，RF180与通38稠油静置接触24 h后，稠油的黏度降到483.6 mPa·s，静置降黏率达到了96.9%；当RF180与通38稠油充分搅拌与混合后，此时稠油被充分乳化，黏度仅为6.84 mPa·s，降黏率为99.96%。对乳化分散后的稠油进行显微观察发现(图1)，稠油未乳化前，呈现油包水的乳状液，因此稠油的黏度很高，当被RF180降黏乳化后，稠油呈现水包油的乳状液[28]。随机选取20个乳化后稠油的颗粒进行测量，其平均粒径仅为23.21 μm，此时稠油的黏度大幅降低，流动性提高。

图1 通38稠油与乳化后通38稠油的显微观察Fig.1 Microscopic observation of Tong38 heavy oil and emulsified Tong38 heavy oil

2.2 RF180的环境耐受性分析结果

按照实验方法分别测定了RF180的耐温和耐矿化度性能，结果如图2(a)和图2(b)所示，可以看出，RF180具有良好的耐温和耐矿化度性能，在不同温度条件下处理以及添加不同浓度NaCl后，RF180的表面张力变化不大(28～34 mN/m)，对通38稠油的降黏率也十分接近(99%左右)，说明不同温度和矿化度条件下RF180的降黏与表面活性没有发生改变，具有良好的耐温和耐矿化度性能。

按照实验方法进一步测定了RF180的耐酸碱性能，其结果如图2(c)所示，RF180在碱性条件下具有良好的乳化降黏活性，但是在酸性条件下其活性受到抑制。在pH>5条件下表面张力较低，但是在pH<5条件下表面张力会逐渐升高，表面活性降低，同时，通38稠油在中性和碱性条件下具有良好的降黏活性，降黏率大于99%，但是当pH调整到酸性条件，小于5的条件下，其乳化降黏活性明显下降，原油降黏活性变差，说明RF180具有一定耐碱性能[29]。

图 2 稠油降黏剂RF180的环境耐受性Fig.2 Environmental tolerance of heavy oil viscosity reducer RF180

2.3 RF180对通38稠油的静置与乳化降黏特征分析

配置不同浓度的RF180，按照实验方法分别测定不同浓度RF180对通38稠油的静置与乳化降黏率，其结果如图3所示。可以看出，RF180对通38的静置降黏率随着其浓度的升高，静置降黏效果呈现逐步升高的趋势，当RF180超过0.3%以上时，其对通38稠油的静置降黏率达到96%以上。说明在相对较低的浓度，RF180对通38稠油就具有良好的静置降黏效果。而对于乳化降黏率，RF180在0.10%～1.00%的浓度范围均具有良好的降黏效果，乳化降黏率均大于99%。综上所述，说明RF180对于通38稠油具有良好的降黏效果，是适合该区块油藏的一种高效降黏剂，且使用浓度较低，具有一定的经济性。