高温高盐油藏生化驱油体系的筛选与评价

袁泽波，孙秀鹏，王小强，赵天一，李佳妮，赵 静

（1.中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000；2.大连知微生物科技有限公司，辽宁大连 116023）

塔里木盆地HD 区块是中国主要的油气产区，环境复杂严峻，温度110～140 ℃；地层水密度1.15 g/m3，矿化度22.6×104mg/L，属于超高温、超高盐边际油田，开发起来非常困难，并且面临许多难题[1]。由于普通的化学助剂不能满足高温高盐条件下的工艺要求[2]，因此寻求其他创新技术和开发思路，并获得耐高温耐盐的新助剂尤为紧迫和重要，而微生物采油技术以其绿色、可持续的优势，引起许多学者的关注，并取得优秀的成果。

何正国等[3]从辽河油田重油区中分离出4 株可降解稠油的耐高温菌株，并进行了物理模拟驱油实验，结果表明，这4 株菌株可以不同程度地提高稠油的采收率。汪竹[4]已在胜利油田王541 区筛选出耐高温耐盐性能良好的菌株，进行了蜡的微生物去除和防治现场应用。余跃惠等[5]在青海油田花土沟进行了微生物强化水驱的现场试验，在不到一年的时间里，相关的油井增产了3 000 多吨。研究表明生物代谢物种类繁多，其中生物表面活性剂可以降低水溶液和烃类混合物的表面张力和界面张力，并促进原油的乳化和分散[6，7]。不同表面活性剂的组合可以产生协同作用，改善表面活性剂体系的性能，适应不同油水条件，减少表面活性剂的用量和成本，提高复合驱的经济性[8]。

为了稳定生产，进一步提高采油率，对HD 区块油水样中微生物群落进行了系统分析，考虑微生物驱油剂降解原油的能力。将生物驱油剂和化学驱油剂的结合，讨论了生物化学驱油工艺体系在HD 区块提高采收率的可行性，通过一系列实验证明了该生化驱油剂体系具有提高采收率的优点，为HD 区块开展生化驱油体系工艺研究提供了物质基础，为生化驱油体系现场应用提供了重要的理论依据。

1 材料与方法

1.1 材料

（1）样品来源。实验用油水样品采集HD1 区块。区块原油性质：温度110～140 ℃；地层水密度1.15 g/m3，矿化度22.6×104mg/L；原油的黏度为21.5～55.0 mPa·s，原油凝点为-6～4 ℃，黏度较低，属于稀油。

（2）培养基。LB 培养基（g/L）：酵母粉5，蛋白胨10，琼脂粉16。发酵培养基（g/L）：葡萄糖10，NH4Cl，KH2PO41.5，K2HPO43，FeSO40.05，MgSO4·7H2O 0.05，CaCl20.02。固体培养基按1.8%加入琼脂粉。培养基的pH 为7.0～7.2。

1.2 方法

1.2.1 内源功能菌株的筛选 对HD 区块油水样微生物进行富集培养，菌液稀释10-6～10-7，通过LB 固体培养基培养24 h，挑取单菌落于37 ℃培养。培养后的菌液稀释10-1～10-7选取生长优良菌株作为优势菌株，通过LB 培养基培养复筛，测定上清液表面张力，选择≤30 mN/m 的菌株作为内源功能菌株[9]。随后对筛选出的内源功能菌株进行菌体形态、生理生化和16S rRNA基因序列分析，并基于16S rRNA 基因序列（上海派森诺基因科技有限公司）的结果确定菌株的种属[10]。

1.2.2 内源功能菌株发酵液活性分析 表面张力测定[11]：将内源性功能菌株的发酵液放入平皿中，设置测试参数，并使用QJZY-1 自动界面张力计测量发酵液的表面张力，测量3 次，取平均值。

排油圈测定[12]：将60 mL 蒸馏水加到直径为9 cm的平板中，并向平板中加入8 mL 苏丹红III 染色的液体石蜡。在整个平板表面上的液体石蜡形成均匀分散的膜后，将500 μL 发酵液缓慢滴入油膜的中心，并观察排油圈的大小。

乳化活性测定[13]：分别取5 mL 煤油和5 mL 液体石蜡，与相同体积的发酵液混合，用涡旋振荡器振荡1 min，混合后静置24 h，观察两相的体积变化并记录乳剂层的高度。

1.2.3 生物驱油剂提取纯化及鉴定[14]产物提取：将一定量的菌液放入离心管中，于4 ℃以10 000 r/min 离心20 min。去除菌体，用6 mol/L HCl 将上清液的pH调节至2.0 时，观察絮凝沉淀产生。以10 000 r/min 的速度离心20 min，收集沉淀，用pH 为2.0 的HCl 洗涤3 次，然后溶于pH 为8 的Na2CO3中，真空冷冻干燥，得到生物驱油剂粗产物。

纯化：将粗产物溶解在pH 为8 的Na2CO3中，然后用氯仿和甲醇（3：1）萃取，以除去残留的蛋白质和无机盐离子。真空冷冻干燥后的白色粉末是纯化的生物驱油剂。

表面张力的测定：将纯化的生物驱油剂制成浓度为1%的水溶液，并将20 mL 溶液放入表面界面张力仪的平皿中。设定测试参数，并通过QJZY-1 自动界面张力仪测量水溶液的表面张力，并经过3 次测量得到平均值。

红外光谱分析：使用美国铂金埃尔默的傅立叶变换红外光谱进行扫描分析。

1.2.4 生物驱油剂与化学驱油剂复配评价

（1）生化驱油剂单剂筛选[15]：测试各生化驱油剂单剂在不同浓度下的表面张力，通过表面张力－浓度曲线，确定各生化驱油剂单剂的CMC，以耐温耐盐性能为参考指标，进而筛选出表面活性较好的生物生化驱油剂及化学驱油剂。

耐温性能评价：将0.2%浓度的生化驱油剂单剂溶液置于130 ℃的环境中老化一段时间后，测试生化驱油剂单剂的黏度，评价其耐温性能。

耐盐性能评价：分别用NaCl 溶液配制成4 mg/L 矿化度，浓度分别为0.2%的生化驱油剂单剂溶液，测试生化驱油剂单剂的黏度，评价其耐盐性能。

（2）生化驱油剂复配[16]：根据各驱油剂单剂的测试结果，在0.2%的浓度条件下，测定复配体系的表面张力、地层水配伍性、耐温耐盐能力、润湿性（接触角）、吸附性能、防膨率、乳化率、长期稳定性验证等，筛选出表面活性较好的复配体系。

（3）驱油剂驱油物模实验：将1.2.4（2）复配体系配方进行浓缩和简化，配制成浓缩液；利用岩心流动实验装置（见图1），测试各个驱油剂样品在填砂管和岩心水平的驱油效果。

图1 驱油实验装置示意图

2 结果与讨论

2.1 内源功能菌株的筛选

从HD1 区块油藏中采集到的5 份原始油水样品，经过初筛复筛获得8 株纯种微生物，其中1 株具有降低表面张力性能，命名为15H07。菌落均呈淡黄色，表面粗糙不透明，菌落较为干燥。革兰氏染色为阳性，形态为杆菌，菌体大小为（2～3）μm×（0.7～0.8）μm，菌体无荚膜，周生鞭毛，能运动，有芽孢。通过菌体形态观察、生理生化特征以及16S rRNA 基因序列和系统进化分析，显示15H07 与Bacillus amyloliquefaciens（解淀粉芽孢杆菌）具有最大相似性（99%）。

2.2 内源功能菌株发酵液活性分析

表面张力、排油圈、乳化活性是衡量微生物产生生物驱油剂能力及产量稳定性的重要指标。由实验结果可知，15H07 菌株发酵液的表面张力为25.8 mN/m，排油圈直径为7.0 cm，煤油和液体石蜡乳化层高度6.3 cm 和5.9 cm。初步判断菌株15H07 产生的生物驱油剂具有极强的降低表面张力的能力和较好的乳化活性（见表1）。

表1 内源功能菌株发酵液活性分析

2.3 生物驱油剂提取纯化及鉴定

对15H07 发酵产物进行薄层色谱分析，表明未酸解直接喷洒茚三酮，驱油剂不显色；酸解后，喷洒茚三酮呈现蓝紫色斑点，初步判断15H07 发酵产物为脂肽类驱油剂。红外光谱图分析，结果（见图2），3 410 cm-1左右的吸收带为N-H、O-H 键伸缩振动吸收。2 928 cm-1、2 859 cm-1为脂肪族碳链上的C-H 键伸缩振动的吸收带，1 468 cm-1和1 390 cm-1为碳链上C-H 的弯曲振动吸收带，说明存在碳链结构。在1 658 cm-1和1 545 cm-1处是酰胺谱带I 和II，说明15H07 发酵产物分子中存在肽键；1 240 cm-1是C-O-C 键的吸收峰，说明物质中有酯基结构。根据红外光谱分析结果，推断15H07 发酵产生的表面活性产物为一种脂肽类表面活性剂，重新编号命名为生物驱油剂CB-BS-026。

图2 15H07 发酵产生物驱油剂红外光谱图

2.4 生物驱油剂与化学驱油剂复配评价

2.4.1 生化驱油剂单剂筛选 通过测定各生化驱油剂单剂表面张力，以耐温耐盐性能为参考指标，将优选出性能良好且结构上具有耐温耐盐潜力的生化驱油剂单剂。根据表2 实验结果可见：在130 ℃条件下老化30 min 后，各生化驱油剂单剂的表面张力变化不大，说明测试的驱油剂降低表面张力的能力受温度影响较小。耐盐性能测试结果可见，除了阴离子型生化驱油剂在25×104mg/L 矿化度条件下发生了沉淀或混浊以外，其他生化驱油剂均依旧在高矿化度条件下保持澄清状态。由此可通过生物驱油剂与化学驱油剂的复配使其耐盐性能提高，从而满足实际应用的要求。

表2 各生化驱油剂的耐温耐盐性能

2.4.2 生化驱油剂复配 根据前期各生化驱油剂单剂实验结果，筛选出2 种性能优良的生化驱油剂复配体系HDS-2。生化驱油剂体系HDS-2 为0.05% CB-CS-012+0.05% CB-CS-025+0.10% CB-CS-026+0.05%CB-CS-057。对HDS-2 生化驱油体系进行性能测定，具体结果（见表3）。

表3 优选出的生化驱油剂的综合性能

2.4.3 生化驱油剂驱油物模实验

（1）生化驱油剂浓度的影响[17]：使用填砂管模型，以不同浓度的HDS-2 作为生化驱油剂，进行模拟驱油实验。当HDS-2 注入浓度由0.05%上升至0.35%，填砂管模型水驱采收率增值逐渐由9.78%上升至22.06%，驱油效果提高；但当HDS-2 的浓度由0.25%升高至0.35%时，水驱采收率提高的效率下降。将两种体系进行对比，在提高水驱采收率的能力相差不大。因此，0.25%时HDS-2 体系具有最佳的驱油效率（见图3）。

图3 生化驱油剂浓度对水驱提高采收率的影响

（2）注入PV 的影响：使用填砂管模型，以0.25%的HDS-2 作为生化驱油剂，通过改变注入PV，进行平行条件下的模拟驱油实验，结果表明HDS-2 的注入量由0.25 PV 升高至0.5 PV 时，水驱提高采收率的增值也提高了近一倍，达到了17.20%；而当注入量继续上升时，水驱提高采收率的增值升高的效率也逐渐降低。因此可见，0.5 PV 是HDS-2 体系较适应的注入量。两种体系的注入PV 对提高水驱采收率能力的影响也比较接近；注入PV 为0.5 时，提高采收率的效果较佳（见图4）。

图4 驱油剂注入PV 对水驱提高采收率的影响

3 结论

（1）通过评价内源解烃菌产生驱油剂降解原油的能力及岩心驱替效率，生化驱油剂复配，当HDS-2 复配体系浓度升高至0.25%时水驱采收率的增值可以升高至22.06%；当注入量为0.5 PV 时，HDS-2 体系水驱提高采收率的增值达到了17.20%；确定HDS-2 溶液的最佳注入量为0.5 PV，最佳注入质量分数为0.25%，说明生化驱油剂在油田驱油的技术可行性。

（2）生化驱油剂复配体系对提高采收率的效果好，该体系与HD 区块的地层条件具有较好的配伍性，可以解决高温高盐油藏中极端条件下，与聚合物调驱剂协同作用，增加水驱采收率的问题，具有较高的现场应用价值。