塞169低渗透油藏微生物活化水驱机理及群落分布规律

2022-03-10陆灿阳杨文军袁维彬

特种油气藏 2022年1期

庄建，陆灿阳，张旭，杨文军，袁维彬

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710200；2.重庆科技学院，重庆 401331)

0 引言

目前，中国大部分油田处于高含水阶段，含水率达到80%以上，采出程度为30.00%～50.00%[1-2]，而低渗透水驱油藏平均采收率仅为20.5%[3]，具有提高采收率的潜力，微生物驱就是提高低渗透油藏采收率的一种重要方法。针对微生物驱油的机理，相关学者主要从微生物的生长机制、代谢活动和代谢产物方面来进行了研究，目前公认的机理包括降低原油黏度、溶解岩心和降低岩心渗透率等[5-6]，但不同油藏的地质特征、流体性质等存在差异，微生物驱油的机理可能不同，每种机理作用程度也可能不同。美国能源部和俄罗斯国家科学院生物研究所提出适合微生物驱油技术应用的标准，在渗透率方面均要求渗透率超过50.00 mD，最优应超过150.00 mD[7]；黄立信等[8]分析认为大庆外围低渗透油藏(8.00～600.00 mD)水驱和聚合物驱后还有大量的具有潜力的微生物群落；徐婷[9]、韩春春等[10]认为不同的油藏中存在不同的微生物菌群。因此，针对长庆油田塞169非均质低渗透油藏，通过研究微生物活化水驱过程中微生物的代谢产物、驱油效率、群落分布规律，探索渗透率低于50.00 mD的非均质油藏微生物活化水驱油机理及微生物群落分布规律。

1 油藏概况

塞169区块位于陕西省延安市安塞县境内，为典型构造-岩性油藏，通过老井复产逐年滚动开发，目前动用含油面积为12.51 km2，石油地质储量为809.32×104t。主要开发延82、延91、延92层，沉积微相为三角洲前缘水下分流河道，油层平均厚度为7.6 m，储层孔隙度为18.0%，渗透率主要为0.34～132.80 mD，平均为19.00 mD，非均质性强。

塞169区块于2001年投入开发，2001年至2003年4月依靠自然能量开采，2003年5月开始实施注水开发，采用不规则反七点面积井网，井网密度为14.6口/km2，单井控制可采储量约为1.62×104t/口，平均井距约为200 m。试验区位于塞169区中部，油井共68口，开井65口，日产液为312.0 m3/d，日产油为85.0 t/d，综合含水为71.1%；注水井共26口，开井24口，日注水为308.0 m3/d，平均单井日注水为13.0 m3/d，月注采比为0.71。采油速度为1.38%，采出程度为16.97%。

塞169区块目前水驱开发的主要问题：①区块进入高含水开发期，67%的井单井日产油量小于1.5 t/d，55%的井含水率大于60.0%，水驱开发稳产难度大；②纵向渗透率非均质性强，中、高水淹层相间分布，厚度较薄，常规改造措施不能提高洗油效率，水驱挖潜调整难度大，预测水驱采收率仅为27.5%。

2 微生物驱油机理

对比塞169区块油藏条件与国内外相关微生物驱标准(表1)可知，塞169区块油藏温度、地层水pH值、地层水矿化度等参数均符合微生物驱推荐标准[4,11]，但油藏平均渗透率远低于推荐的50.00 mD。因此，需要通过代谢产物、驱油效果实验验证塞169区块微生物驱的适应性。

表1 塞169区块油藏微生物驱油参数对比

采出水经过地面装置后进入扩培池，加入微生物进行微生物繁殖扩培，产生微生物活化水。该扩培池内菌液的物质含量随着培养时间、菌种浓度等条件发生改变。分别对现场注水站3个微生物扩培池注入水进行2次取样(间隔1个月)，采用平板计数法测得菌液含量为1.87×106～4.47×106个/mL。在此基础上，通过室内实验获取扩培池中微生物代谢产物的种类和质量浓度，分析潜在的有利驱油因素，并结合岩心和微观薄片观察，分析微生物活化水驱油效果。

2.1 代谢产生生物表面活性剂

脂类具有乳化原油和降低油水界面张力的能力，包括糖脂、脂肽等[12]。分别将3个微生物扩培池中的菌液样品中加入乙酸酐，先利用二氯甲烷萃取，再用甲苯萃取菌液中的脂类化合物。通过气相色谱-质谱(GC-MS)分析可知，3个扩培池中含有苯甲酸甲酯、邻苯二甲酸二丁酯等5种脂类化合物，质量浓度为1.57～4.98 mg/L(表2)，表明微生物活化水中产生了一定量的酯类化合物，对驱油具有积极的作用。

表2 各扩培池脂类质量浓度统计

第1次取样扩培池前后端油水界面张力分别为0.54、0.16 mN/m，第2次调整加药质量浓度后，取样扩培池前后端油水界面张力分别为0.47、0.33 mN/m，油水界面张力分别降低了70%和30%，表明微生物驱降低表面张力作用明显。

2.2 代谢产生有机酸

酸类包括无机酸(硫酸、硝酸等)、短链有机酸(甲酸、乙酸、丙酸和丁酸等)、长链有机酸，由于微生物活化水中无机酸含量极少，此次研究不考虑无机酸。短链有机酸采用气相色谱法分析[13]，而长链有机酸是将菌液样品离心过滤后，加入衍生化试剂进行衍生化处理，再进行气相色谱-质谱分析。3个扩培池中共检测出23种长链、短链有机酸，质量浓度为108.34～133.61 mg/L(表3、4)。说明微生物活化水中产生了大量的酸类化合物，对改善剩余油的流动性具有积极的作用。

表3 各扩培池短链有机酸分析统计

表4 各扩培池长链有机酸分析统计

第1次检测扩培池系统前后端水样pH值分别为8.23、7.85，第2次检测前后端水样pH值分别为8.50、8.27，表明加入微生物后的溶液pH值降低，溶液酸性增强，可以溶解油藏多孔介质中大量沉淀的碳酸盐，增加孔隙度，提高渗透率，有助于改善地层原油的流动环境。

2.3 代谢产生生物气

微生物能以原油为唯一碳源生长，并在生长过程中产生大量生物气(二氧化碳、氢气、氮气、甲烷、乙烷、丙烷等)[9]。通过对3个扩培池的样品进行血清瓶培养，达到生长稳定期后，抽取瓶内气体进行气相色谱分析。检测结果表明：微生物代谢产生了二氧化碳、乙烷和丙烷3种生物气体，含量为18～38 mL/L(表5)。这些气体具有增加地层压力、促使原油体积膨胀、降低原油黏度、改变微观波及体积等作用，可以改变油藏的渗流条件。

表5 各扩培池产生生物气统计

2.4 代谢产生生物聚合物

通过实验分析及塞169区块微观驱油镜下显微成像(图1)可知，微生物代谢产生的生物聚合物、多糖类等物质使得微生物驱具有乳化携带的拖拽作用、启动剩余油的海绵效应、剥离油膜的拉丝作用，提高了驱油效率，增大了波及体积，具有良好的微观驱油效果。

图1 微生物代谢产生聚合物的驱油机理

拖拽作用的机理：随水相运移的菌体在油水界面处滞留聚集并在原位产生生物表面活性剂等代谢产物，降低界面张力，破坏了剩余油表面的坚固水膜，降低残余油内聚力，将油滴表面向水流动方向拉伸、变形，直至断裂成小油滴，最终被采出。

海绵效应的机理：微生物产生的生物聚合物有优良的剪切稳定性和剪切变稀性能，更容易通过低渗透层，使得簇状剩余油的平衡被打破，增大了扫油面积，提高了水驱效率。微生物溶液的海绵效应使其能在孔隙中膨胀、收缩，并将孔隙边缘的油排出来。

拉丝作用的机理：菌体原位产生的生物表面活性剂使油水界面张力降低，残余油膜流动能力增强，镜下观察油膜变薄，剥离的油在法向应力作用下不断形成稳定的“油丝”，从油膜上脱落，随水流动，随驱替过程被驱出。

3 研究区微生物驱的可行性研究

对塞169区块5块渗透率为13.60～1 160.00 mD的岩心开展水驱转微生物驱室内实验，评价驱替效果(表6)。由表6可知，岩心水驱效率为37.18%～55.76%，水驱转微生物驱的最终驱油效率为47.46%～66.33%，驱油效率提高5.46～11.93个百分点。结合微生物驱的驱油机理，认为微生物驱在塞169区块低渗透率(小于50.00 mD)油藏具有可行性。

表6 岩心微观驱油效率

从微生物代谢产物和微观驱油效果来看，塞169井区微生物驱油的主要机理为产生生物表面活性剂，降低油水界面张力；产生有机酸，起到酸化储层作用；产生少量生物气，使原油膨胀更容易流动，驱油效率提高显著，说明微生物活化水提高局部低渗区的驱油效率效果较好，在平均渗透率为19 mD的塞169区块是适应的。

4 现场效果

优选塞169区块主力开发区域的33口注水井和95口生产井开展现场试验，覆盖石油地质储量为547.4×104t，年产油规模为4.0×104t/a。方案设计为：在扩培装置中加入微生物及营养剂，通过地面注水系统注入油层，设计注入量为0.2倍孔隙体积，注入周期约9 a。目前，微生物日配注量为450 m3/d，日注入量为379 m3/d，日注入营养剂600 kg/d，营养剂质量分数为0.13%。

自2020年8月开始注入，注入3个月内区域整体动态稳定，含水平稳。截至2020年12月底有5口生产井见效。其中，3口井主要表现为含水稳定，日产液量上升；2口井表现为含水下降，产液量稳定。注水井注入压力整体呈上升趋势，平均油压从6.1 MPa升至6.3 MPa，其中8口井压力上升，3口井压力下降，初步见效。

5 微生物群落分布规律

注入地层中的微生物活化水在油藏环境中不断繁殖生长，通过微生物群落分布规律的研究可以了解微生物菌群分布特征，研究油藏中优势菌群的生长规律，为评价微生物活化水驱油提供微生物理论依据。微生物群落的分析主要从功能基因浓度的定量分析和多样性分析2个方面进行。

5.1 功能基因定量检测分析

采用相关引物，利用荧光PCR定量分析法分别对塞169区块14口油井2次井液中的16S(细菌)、Arch(古菌)和mcrA(产甲烷菌)基因含量进行定量检测分析，检测结果见表7。由表7可知：第1次检测(2020年9月3日)时各井液中的细菌、古菌和产甲烷菌数量分布差异较大，细菌基因数量为4.92×104～3.89×108copies/g，单井平均为2.51×106copies/g；古菌基因数量为9.65×103～2.11×106copies/g，单井平均为1.17×106copies/g；产甲烷菌基因数量为1.05×102～3.64×104copies/g，单井平均为3.62×103copies/g。第2次检测(10月18日)时井液中3种菌的基因数量整体明显增大，井间差异明显减小，细菌含量平均增加5.1倍，古菌含量平均增加70%，产甲烷菌含量平均增加37.5倍。分析原因为：一方面随着菌液注入地层，各菌种在油藏环境中不断繁殖，功能基因总体浓度增加；另一方面除个别井外，随着菌液在储层孔隙中的流动，相互平衡，各井间功能基因浓度差异减小，并逐渐趋于一致。

表7 油井中2次功能基因检测对比

5.2 微生物多样性分析

基于Illumina HiSeq测序平台，利用双末端测序(Paired-End)方法，构建小片段文库进行测序，分析微生物活化水注入油藏后微生物的群落组成，以便分析有利于驱油的菌类分布规律。由样本DNA提取测序分析结果可知，提取运算的分类单位(OTU)。数目最多的为新37-36井，共460个；最少的为新44-34井，共182个，平均为288个。OTU样本中的细菌共有25门、48纲、104目、65科、286属、316种。

由优势菌属分布(图2)可知：伯克霍尔德菌属在11口井中含量超过30%，在所有的样品中均能检测到；弓形杆菌属在6口井中含量超过30%。各菌属分布比例差异大，新35-35井中可检测到的菌属种类最多。微生物菌落结构多样性分析表明：新35-35井的微生物菌落最具有多样性，微生物种类数量多且分布均匀；新44-34井多样性程度最差。总体来看，塞169油藏微生物多样性显著，在油藏高温、高压、高盐的极端环境中，各种微生物的直接驱油作用和代谢产物的驱油作用将有利于区块采收率的提高。

图2 各井样中微生物菌属分布

5.3 微生物群落分布差异性分析

基于Beta多样性对样品进行层次聚类分析，以判断各样品间物种组成的相似性。样品层次聚类树如图3所示，样品越接近，枝长越短，说明2个样品的物种组成越相似。由图3可知：新37-36、新37-37、新35-37井之间微生物菌落结构多样性差异最小，新40-39、新36-35、新45-35、新41-35、新38-38井结构相似，新44-34、新36-36井相差最大。

图3 样品层次聚类树

微生物群落分布的差异性与油藏局部环境(例如油藏温度、压力、深度、孔隙度和渗透率)有关。在塞169区块中，取样井的平面距离较近，油藏温度和压力接近，部分井的孔隙度、渗透率、油藏流体分布及射孔层段与其他井差异，可能会对微生物的运移速度和代谢过程带来影响。通常情况下，注入的外源微生物需要在一定大小的岩石孔隙中才能进行有效生长和繁殖，同时还需要油藏微生物在孔隙中具有合适的运移速度，而岩石孔隙越小、渗透率越低越不利于微生物向油藏深部运移。由前文可知，新38-35、新39-37、新45-35等7口井细菌数量小于105 copies/g，新33-34、新34-33、新36-36等6口井的细菌种类与其他井差异较大，而由塞169区块沉积相、孔隙度和渗透率分布(图4)

图4 安塞油田169井区延913砂层孔隙度和渗透率分布

可知，这些井主要位于河道砂体的边缘上孔隙度和渗透率相对较低的区域，说明在非均质较强的油藏中，微生物注入后在油藏中的分布与油藏物性尤其是渗透率密切相关。因此，若在非均质性较强的油藏中开展微生物驱，需要注采井之间以及采油井周围具有较好的连通孔隙。

纵向上，微生物群落差异还与注采层位密切相关。由新33-35—新36-36注采剖面可知：新36-36、新34-33井在延913砂层射孔，新33-34井在延911—延922砂层射孔，塞169区块其他井主要在延911—延913砂层射孔，这3口井的细菌种类与其他井差异较大，表明纵向上各层段油藏温度压力、物性以及地层水体分布等差异会导致井中微生物的种类存在较大的差异。