張江英，方健全，毛 瑜，謝亞棟，馮洪波，王紀(jì)忠

(1.中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河 473400；2.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院)

井樓油田樓八區(qū)生物復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)及應(yīng)用研究

張江英1，方健全1，毛 瑜2，謝亞棟1，馮洪波1，王紀(jì)忠1

(1.中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河 473400；2.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院)

針對井樓油田樓八區(qū)含水率上升快，平面矛盾突出的問題，開展了生物復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究應(yīng)用，通過室內(nèi)菌種篩選及評價實驗，優(yōu)選出生物聚合物菌種P-3與表面活性劑菌種S-27。評價結(jié)果表明，P-3與S-27以2∶1比例復(fù)合為最佳體系，40 ℃黏度達(dá)到2 500 mPa·s,耐鹽性能穩(wěn)定，可以提高水驅(qū)采收率7%，流體轉(zhuǎn)向達(dá)到25%。將篩選出的菌種進行了現(xiàn)場應(yīng)用，并取得了良好開發(fā)效果。

井樓油田；生物聚合物；生物表面活性劑；提高采收率

油田注水開發(fā)過程中由于地層的非均質(zhì)性、流體流度差異以及其他原因(如作業(yè)失敗、生產(chǎn)措施錯誤等)，地層中出現(xiàn)水流優(yōu)勢通道，導(dǎo)致水錐、水竄、水指進，使一些油井過早見水或水淹，水驅(qū)低效或無效循環(huán)[1]。近年來，河南油田井樓八區(qū)南部區(qū)域H3Ⅳ53薄油層的開發(fā)過程中出現(xiàn)了平面矛盾比較突出、注水指進嚴(yán)重、含水上升快等開發(fā)難題。

微生物用于注水井調(diào)剖的方法比注入人工合成的有機聚合物或凝膠更為有效,具有可完全快速降解、經(jīng)濟環(huán)保、設(shè)備簡單、施工簡便、控水增油效果好、有效期長、效益高等優(yōu)勢[2-4]，至目前已經(jīng)成為繼水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)方法后重要的提高采收率手段。然而，微生物受環(huán)境因素影響大，不同油田原生菌群差異性較強，因此，微生物體系很難通用。本文根據(jù)井樓油田地層油水樣，優(yōu)選出了適用于該區(qū)域的生物復(fù)合調(diào)驅(qū)體系，并且了進行室內(nèi)實驗評價。

1 生物菌種與實驗方法

1.1 生物菌種

內(nèi)源優(yōu)勢菌群JL2、JL3、JL5，井樓八區(qū)水樣中提??；生物聚合物高產(chǎn)菌P-3、P-15(北京旭日昌盛科技有限公司)；生物表面活性劑高產(chǎn)菌S-9、S-27(北京旭日昌盛科技有限公司)；全營養(yǎng)培養(yǎng)基，自制；無機鹽培養(yǎng)基，自制；原油樣品，井樓八區(qū)產(chǎn)出油樣；培養(yǎng)基用水為井樓產(chǎn)出水樣。

1.2 實驗方法

主要儀器：NDJ-1黏度儀(上海天平儀器廠出品)；BZY-101系列自動表面張力儀(上海方端儀器有限公司)；XSZ-H電子顯微鏡(重慶光電儀器總公司)；SW-CJ-A凈化工作臺(上海新苗醫(yī)療器械制造有限公司)；SHZ-82氣浴恒溫振蕩器(常州華普達(dá)教學(xué)儀器有限公司)。此外，還有巖心驅(qū)替物理模擬裝置，2PB20C平流泵，F(xiàn)Y-3型恒溫箱，1.0 MPa壓力表，ZXZ-0.5型旋片式真空泵。

實驗方法：首先對各種單菌產(chǎn)物進行評價優(yōu)選，將選出的目的菌種進行復(fù)配評價，確定復(fù)合體系。利用井樓八區(qū)油水樣進行復(fù)合體系性能檢測，評價地層條件下復(fù)合體系的封堵性能與驅(qū)替效率。

2 復(fù)合生物調(diào)驅(qū)體系配方優(yōu)化

2.1 生物聚合物高產(chǎn)菌優(yōu)化

用于復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的菌種可以大體分為內(nèi)源菌種和外源菌種[5]。對采油微生物而言，在所有的影響因素中，溫度是最為重要的一個因素[6]。另外水是采油微生物生長繁殖的介質(zhì)環(huán)境，礦物質(zhì)的含量影響微生物的生長形態(tài)和代謝產(chǎn)物的類型以及產(chǎn)量。本次研究將內(nèi)源菌種與外源菌種同時進行耐溫、耐鹽性能檢測，通過菌種代謝產(chǎn)物在發(fā)酵液中的增稠性能來確定最終的目的菌種。

利用井樓水樣制備全營養(yǎng)培養(yǎng)基，按照質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%比例接種三種內(nèi)源菌種與兩種外源菌種，檢測不同溫度下培養(yǎng)基的黏度，確定五種菌種的最適宜生長溫度和生成生物聚合物的能力，見表1。

由表1可知，在不同生長溫度下，外源菌種P-3、P-15產(chǎn)生聚合物的能力明顯強于內(nèi)源菌種，具有明顯的優(yōu)勢與良好的耐溫性能，適宜在井樓油田40 ℃底層環(huán)境下生長，滿足現(xiàn)場使用要求。通過對兩種菌種進行耐鹽性能評價，P-3菌種在不同溫度和礦化度下，發(fā)酵液的黏度均高于P-15菌種，說明該菌種產(chǎn)生物聚合物的能力強于P-15。

表1 菌種在不同溫度下的增稠效果 mPa·s

顯微鏡觀察，P-3為桿菌，大小1.0 μm×(1.8～2.2) μm，菌體周圍有明顯的纖毛狀聚合物分泌，革蘭氏染色為陰性，無芽孢、未見鞭毛，胞內(nèi)有異染粒、無類脂顆粒，抗酸染色陽性。產(chǎn)物為多糖類聚合物。

2.2 生物表面活性劑高產(chǎn)菌優(yōu)化

取樓八區(qū)產(chǎn)出水樣制備全營養(yǎng)培養(yǎng)基，按照質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%比例接入三種內(nèi)源優(yōu)勢菌群和S-9、S-27菌種，在不同溫度下培養(yǎng)48 h，檢測發(fā)酵液表面張力，與未發(fā)酵前進行對比，結(jié)果見表2。

表2 菌種不同溫度下降低表面張力能力 mN·m-1

由表2可知，外源菌種S-27降低液體表面張力能力較強，同時耐溫性能強于產(chǎn)表面活性劑能力最強的S-9菌種。S-27菌種耐鹽性能見圖1。

圖1 S-27菌種耐鹽性能曲線

顯微鏡觀察，S-27為假單胞桿菌屬，菌體大小為0.5 μm×(1.1～2.4) μm，球桿狀，革蘭氏染色為陰性，運動，兼性好氧菌，單鞭毛，抗酸染色陰性，接觸酶陽性，氧化酶和精氨酸雙水解酶陽性，油脂水解陽性，淀粉水解陰性，不產(chǎn)H2S，發(fā)酵葡萄糖產(chǎn)酸產(chǎn)氣，水解明膠，吲哚試驗陰性，反硝化陽性，M.R.陽性和V.P.陰性。

2.3 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系確定

將P-3與S-27菌種確定為復(fù)合體系的目的菌種。需要先確定共生關(guān)系，然后通過耐鹽、生長情況、耐溫性等實驗確定兩種微生物在復(fù)合體系中的復(fù)合比例，從而最終確定體系的組成。結(jié)果見圖2～圖4。

圖2 P-3/S-27不同比例耐鹽能力曲線(40℃)

圖3 P-3/S-27不同比例S-27菌種生長曲線

由圖2可知，P-3與S-27菌種沒有明顯的拮抗作用。綜合兩種微生物不同比例下的耐鹽性能和S-27菌種生長情況可知，P-3與S-27菌種比例為2∶1、1∶1、1∶2時，體系增稠效果較好，同時S-27菌種的生長不會受到抑制。其中P-3與S-27菌種比例為2∶1時，體系耐溫性能最穩(wěn)定。因此，確定復(fù)合調(diào)驅(qū)體系為P-3與S-27菌種按2∶1比例復(fù)配。

圖4 P-3/S-27不同比例耐溫性能曲線

2.4 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系性能評價

2.4.1 配伍性能評價

復(fù)合體系除了需要在滿足地層溫度、礦化度條件下生長，還要與原生菌群共生、與地層原油配伍性良好[7]。利用地層水制備無機鹽培養(yǎng)基，以5%地層原油作為唯一碳源，8 000 g/L礦化度、40 ℃下恒溫震蕩培養(yǎng)，檢測微生物作用后原油黏度、培養(yǎng)基黏度及原油乳化效果，確定復(fù)合體系與地層流體的配伍性。由表3可知，地層水中原生菌群對復(fù)合體系增稠效果有一定影響，培養(yǎng)基中黏度可以達(dá)到1 000 mPa·s以上，滿足現(xiàn)場驅(qū)替使用要求，同時復(fù)合體系對原油的降粘率可以達(dá)到60%以上。通過乳化活性對比可知，復(fù)合體系對樓806井原油和樓808井原油乳化效果較好。

表3 復(fù)合體系與地層流體配伍性

2.4.2 復(fù)合體系室內(nèi)驅(qū)替效果評價

由兩塊直徑25 mm、長20 cm填砂巖心組成高、低滲透率雙管并聯(lián)模型。使用地層水以 0.8 mL/min 的速度進行水驅(qū)實驗，至巖心出口含水98%，記錄高、低滲透率層出液量等參數(shù)，計算高、低滲透率層水驅(qū)采收率；生物復(fù)合體系注入72 h后，注入水以0.8 mL/min的速度進行后續(xù)水驅(qū)，至巖心出口含水達(dá)到98%，記錄高、低滲透率層出液量等數(shù)據(jù)，計算高、低滲透率層生物復(fù)合調(diào)驅(qū)體系采收率。結(jié)果見表4。

表4 生物復(fù)合體系物理模擬驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)

從表4相對吸水量可以看出，水驅(qū)時，注入水沿不同滲透率層段推進不均勻，高滲透率層段注入水推進快，低滲透率層段注入水推進慢。加上注入水的黏度低于原油黏度，水驅(qū)過程中高流度流體驅(qū)替低流度流體，導(dǎo)致注入水推進不均勻的程度加劇，高滲透率層段已被注入水所突破，而低滲透率層段注入水推進很小的距離，造成了高滲透層的相對吸水量遠(yuǎn)高于低滲透層。生物復(fù)合體系注入后，經(jīng)72小時生長繁殖代謝產(chǎn)物(生物聚合物)，對高滲透層進行了有效的封堵，從而促使水流向了低滲透層，擴大了波及體積。在后續(xù)水驅(qū)過程中，高滲透層的相對吸水量下降，低滲透層相對吸水量比調(diào)剖前提高27.75%以上，使各層相對吸水量趨于均勻，提高了低滲透層的動用程度，達(dá)到了調(diào)剖的目的。

3 現(xiàn)場試驗

井樓油田八區(qū)砂體平面上變化復(fù)雜，經(jīng)過近20年開采，目前在實際開發(fā)過程中表現(xiàn)出南部區(qū)域產(chǎn)能較高、注水受效快、含水上升速度較快的特征。2014年10月，在井樓八區(qū)H3Ⅳ53薄油層選定樓3井組與樓809井組，以復(fù)合體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.0%、段塞0.3 PV為注入工藝參數(shù)，多輪次小段塞的注入方式，進行生物復(fù)合調(diào)驅(qū)體系現(xiàn)場驅(qū)替試驗。第一段塞持續(xù)注入40天，后續(xù)水驅(qū)70天，兩井組累計增油超過200 t。

2014年11月7日取樣化驗結(jié)果表明，該井原油黏度降低，水樣表面張力降低，水樣中檢測出注入體系兩種微生物，該井含水率下降，產(chǎn)油量明顯上升，表現(xiàn)出典型的調(diào)驅(qū)受效特征。

4 結(jié)論

(1)經(jīng)室內(nèi)實驗優(yōu)化，得到生物聚合物高產(chǎn)菌P-3與生物表面活性劑高產(chǎn)菌S-27，按照2∶1比例復(fù)合，可以以井樓八區(qū)原油作為唯一碳源，代謝產(chǎn)生生物聚合物和生物表面活性劑。

(2)該體系具有較強的耐溫、耐鹽性能，100 ℃下黏度可達(dá)到1 000 mPa·s以上，最適宜溫度為20～60℃，受礦化度影響不大。該體系與地層流體配伍性好，乳化活性強，對原油的降黏率達(dá)到60%以上，填砂巖心驅(qū)替實驗提高水驅(qū)后采收率超過7%，改善吸水效果達(dá)到25%以上。

(3)通過現(xiàn)場井組實驗，該體系調(diào)驅(qū)增產(chǎn)效果明顯，可在樓八區(qū)南部推廣應(yīng)用。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0116-04

2015-01-13

張江英，1988年生，2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)技術(shù)工作。

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