馮海柱，程武剛，陳 剛，張 潔，李 嬋，張 鵬

（1. 延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西 延安 716000； 2. 西安石油大學 化學化工學院，陜西 西安 710065）

生物表面活性劑提高采收率技術室內(nèi)研究

馮海柱1，程武剛1，陳 剛2，張 潔2，李 嬋1，張 鵬1

（1. 延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西 延安 716000； 2. 西安石油大學 化學化工學院，陜西 西安 710065）

通過稠油微生物乳化降粘試驗, 篩選培養(yǎng)出高效的生物表面活性劑菌種，研究影響表面活性劑驅(qū)油體系生長的因素，對其現(xiàn)場應用潛力進行了分析研究。通過室內(nèi)研究，生物表面活性劑能夠改善界面潤濕性，克服原油吸附功，強化水驅(qū)條件下剩余油的啟動，與聚合物在驅(qū)油機制和功能上實現(xiàn)互補，對微生物采油技術研究也具有重要意義。

表面活性劑菌；微生物采油技術；乳化；降粘

生物表面活性劑用于油田三次采油提高采收率開始于上世紀40年代，70代加拿大、英國、西德、前蘇聯(lián)等國家先后進行了這方面的研究和開發(fā)，80年代已經(jīng)研制出不同類型的生物表面活性劑。在產(chǎn)表面活性劑菌種的篩選，表面活性劑的結構的測定和性能的評價，獲得這些表面活性劑的最適生產(chǎn)條件以及生物表面活性劑的室內(nèi)驅(qū)油評價等方面開展了大量的工作。生物表面活性劑是指有親水和疏水基團由微生物產(chǎn)生的化學物質(zhì)[1]。生物表面活性劑有較高的界面活性，在含油巖石油表面潤濕性好、能剝落油膜、分散原油、具有很強的乳化原油的能力、在固體表面吸附量少[2,3]。生物表面活性劑與合成表面活性劑相比更具優(yōu)越性，其反應的產(chǎn)物均一，可引進新類型的化學基團，中有些基團是化學方法難以合成的，生物表面活性劑安全無毒，因此，生物表面活性劑是一種理想的提高原油采收率用化學劑[4]。

1 生物表面活性劑篩選

取某油田水樣，按5%接種于全營養(yǎng)培養(yǎng)基中，37℃搖床活化，至培養(yǎng)液渾濁，分別取10 mL上清液接種到裝有100 mL全營養(yǎng)培養(yǎng)基的搖瓶中，于相同的條件振蕩培養(yǎng)3 d，以搖瓶中的培養(yǎng)菌液作為菌種，在同樣條件下分別進行二次轉接培養(yǎng)。取二次培養(yǎng)中的培養(yǎng)液做適當稀釋，取適當稀釋度的菌懸液在細菌分離培養(yǎng)基上進行平板涂布分離。再取平板上生長較好的不同形態(tài)的菌落進一步在平板上劃線純化，如此反復幾次直到平板上形成的菌落形態(tài)完全一致為止，挑取單菌落接種在固體斜面培養(yǎng)基上4 ℃保存。將固體斜面培養(yǎng)基上長成單個菌落的菌株轉接至全營養(yǎng)培養(yǎng)基內(nèi)，恒溫搖床培養(yǎng)1 d，再接種到固體血平板培養(yǎng)基中，于53 ℃（某油田油藏溫度）培養(yǎng)2 d，選擇有透明圈的菌株進行培養(yǎng)。

2 生物表面活性劑性能研究

2.1 乳化活性研究

在500 mL錐形瓶中加入170 mL發(fā)酵培養(yǎng)基，再分別加入某油田原油和液蠟，接入5%的表面活性劑驅(qū)油體系，密封，與不接入菌種的空白對照，在53 ℃、170 r/min下恒溫培養(yǎng)7 d，觀察功能菌群作用下原油和液蠟的乳化和分散；用Broolfield Digital Viscometer粘度計測定粘度變化；以不接種的反應瓶基質(zhì)為對照，實驗結果表1。

表1 降解前后原油粘度變化Table 1 Viscosity change of crude oil before and after degradation

由表1可見，T4-323、5-11、T5-2213、T5-227井經(jīng)降粘作用后，降粘率分分別為95.5%、93.9%、95.9%，95%，平均降粘率為95.07%。說明表面活性劑驅(qū)油體系能以原油為唯一碳源生長，并可降解原油、產(chǎn)生表面活性劑，使原油粘度明顯降低。

2.2 生物表面活性劑界驅(qū)油效率研究

生物表面活性劑的驅(qū)油效率取決于原油在巖石表面的粘附功，粘附功越低，洗油效率越高，因此提高采收率通常從降低界面張力和潤濕性反轉兩個方面來考慮，評價結果如表2所示。由表2可見，生物表面活性劑體系對潤濕性和界面張力的影響是不同的從Eθ值看，表面活性劑體系降低幅度達到了4個數(shù)量級。

表2 表面活性劑對潤濕性、界面張力及粘附功的影響Table 2 Impact of surfactants on the wettability, interfacial tension and adhesion work

3 注入?yún)?shù)對提高采收率的影響

3.1 復合生物驅(qū)油體系注入濃度研究

自制填砂管Φ2.5 cm×100 cm，孔隙度23.88%，儲層液測滲透率2.105 μm2。分別改變表面活性劑體系代謝產(chǎn)物濃度（0.5%、1.0%、1.5%、2.0%），確定注入?yún)?shù)和某油田油藏的適應性。微生物驅(qū)油中，研究表面活性劑體系在2.1 μm2的巖心中驅(qū)替48 h條件下，濃度分別為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%，驅(qū)油實驗結果如表3所示。

表3 不同注入濃度下的采收率Table 3 Recovery under different injection concentrations

由表3可以看出，在53 ℃驅(qū)替48 h，注入濃度由0.5%逐漸增加至2%，微生物驅(qū)替后采收率一直呈上升趨勢。濃度從1.5%到2.0%變化過程中采收率也有提高，不過變化緩慢，提高比例很少。

3.2 不同段塞用量對采收率的影響

（1）注入段塞量的優(yōu)化

在53 ℃的實驗條件下分別考察表面活性劑驅(qū)油體系濃度為1.5%，注入速度為1.8 mL/min，在不同段塞用量條件下對提高采收率的影響，其結果如表4所示。由表4可知，在注入PV數(shù)由0.1上升到1.0過程中，提高采收率幅度均有所提高。在0.1～0.3PV過程中，采收率增加值上升較快，由5.59%上升到7.37%，提高了1.78%。當注入量超過0.5PV時，雖然采收率也有所上升，但采收率增加值變化微小，基本恒定。

表4 復合體系段塞用量對采收率的影響Table 4 Impact of the slug amount of the composite system on recovery

（2）注入方式的優(yōu)化

考察生物菌降凝劑單輪次與多輪次注入方式對采收率的影響，分兩組進行實驗。一組將濃度為1.5%的表面活性劑體系按0.3PV的段塞用量注入巖心，計算采收率變化情況，另一組將濃度為1.5%的表面活性劑體系按0.1PV的段塞用量注入巖心，靜置水驅(qū)后，接著再注1.5%的復合體系0.1PV，再靜置水驅(qū)，共進行3輪，研究不同輪次下的采收率變化情況，結果如表5和表6所示。

表5 單輪次注入方式對采收率的影響Table 5 Impact of a single round of oil recovery injection method on recovery

由表5和表6可見，小段塞多輪次注入方式，可以使復合驅(qū)油體系進入巖心深部，增加了其與孔隙中原油的接觸面積及作用時間，更好的起到解堵降粘的作用，從而使更多的原油被采出，提高了采收率。

Indoor Study on EOR With Biosurfactants

FENG Hai-Zhu1, CHENG Wu-Gang1, CHEN Gang2, ZHANG Jie2, LI Chan1, ZHANG Peng1
(1. Shaanxi Yanchang Petroleum Oilfield Corporation Limited Ganguyi Oil Production Factory, Shaanxi Yan’an 716000, China; 2. College of Chemistry and Chemical Engineering, Xi’an Shiyou University, Shaanxi Xi’an 710065, China)

Efficient biosurfactant-producing bacteria were screened and cultivated through emulsification and viscosity reduction tests of heavy oil. Factors affecting growth of surfactant oil displacement system were also analyzed. The results show that the biosurfactant can improve the interface wettability, overcome the oil adsorption work, strengthen the activation of remaining oil under water drive conditions and realize complementary with polymers in both oil displacement mechanism and function.

Surfactant-producing bacteria; Microbial enhanced oil recovery; Emulsification; Viscosity reduction

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）02-0243-02

陜西省科技計劃項目(2012KJXX-40)、陜西省技術轉移與重點科技成果推廣計劃(2014TG-09)和陜西省教育廳科研計劃項目(2013JK0647)。

2014-07-30

馮海柱，男，工程師，目前從事油田開發(fā)工作。