溫 靜，肖傳敏，郭 斐，王奎斌，馬 靜

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

遼河油田是中國最大的高凝油生產(chǎn)基地，其地質(zhì)儲量約為2×108t，年產(chǎn)油量約為100×104t/a。由于高凝油具有凝固點(diǎn)高、含蠟量高、析蠟溫度高的特性，在長期注水開發(fā)過程中，隨著溫度降低，近井地帶極易產(chǎn)生析蠟、凝固等現(xiàn)象，形成冷傷害，影響開發(fā)效果。微生物驅(qū)油技術(shù)(MEOR)是一項提高原油采收率的新技術(shù)，與熱力驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、聚合物驅(qū)等傳統(tǒng)技術(shù)相比具有良好的發(fā)展前景。通過激活地下有效內(nèi)源菌種，減少高凝油長鏈飽和烴組分，改善原油性質(zhì)，降低冷傷害影響。國內(nèi)外多年的礦場試驗表明，MEOR具有適應(yīng)性廣、工藝簡單、不損傷油層等特點(diǎn)[1-3]。為有效提高高凝油開發(fā)效果，針對遼河油田沈84-安12塊油藏特點(diǎn)及開發(fā)狀況，開展了內(nèi)源微生物菌群篩選與培養(yǎng)、激活劑優(yōu)化等實驗，建立了微生物驅(qū)油體系，可明顯改善原油性質(zhì)，提高采收率。

1 地質(zhì)概況

沈84-安12塊位于遼河大民屯凹陷中部，構(gòu)造相對完整，油層發(fā)育較好，且油層平面連片分布。取心資料顯示，研究區(qū)孔隙度主要為19.0%～27.0%，平均為21.6%；滲透率主要為500～2 000 mD，平均為719 mD；地層水礦化度一般為1 000～4 000 mg/L，埋深越大礦化度越高，水型為NaHCO3型。研究區(qū)原始地層溫度為62～78 ℃，地溫梯度為0.03 ℃/m，原始地層壓力為19.5 MPa，壓力系數(shù)為1.017，屬于正常的溫度壓力系統(tǒng)。

2 實驗條件

2.1 實驗材料

實驗用水為遼河油田沈84-安12塊回注污水與地層采出水；實驗用油為沈84-安12塊不同油井脫水原油；實驗設(shè)備包括高速冷凍離心機(jī)、美國bio-Rad PCR儀、伯樂BIO-RAD凝膠成像儀、illumina高通量測序系統(tǒng)、德國multi TOC總有機(jī)碳/總氮分析儀、Roche熒光定量試劑盒、HP6890氣相色譜、微生物驅(qū)油效率測定裝置等，實驗溫度設(shè)定為70 ℃。

2.2 實驗方法

2.2.1 內(nèi)源微生物群落組成分析方法

采用454高通量測序分析法，主要包括基因組DNA 抽提、PCR 擴(kuò)增和產(chǎn)物純化、PCR產(chǎn)物定量和均一化、454高通量測序流程。

2.2.2 降解率評價方法

將質(zhì)量濃度為10%的采油功能菌接種于原油降解培養(yǎng)基，定期補(bǔ)充營養(yǎng)液，持續(xù)培養(yǎng)15 d，將萃取后原油樣品進(jìn)行全烴色譜分析，對比烴組分變化，計算降解率。

2.2.3 原油物性分析方法

原油密度按照GB/T 1884—2000《原油和液體石油產(chǎn)品密度實驗室測定法(密度計法)》測定；原油黏度參照SY/T 0520—2008《原油黏度測定旋轉(zhuǎn)黏度計平衡法》采用布氏黏度計測定；原油色譜參照SY/T 5779—2008《石油和沉積有機(jī)質(zhì)烴類氣相色譜分析方法》采用HP6890氣相色譜測定；族組成參照SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機(jī)物及原油族組分分析》采用柱層分析法測定原油族組成。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 內(nèi)源微生物分離與鑒別結(jié)果

3.1.1 內(nèi)源微生物菌群落組成

通過對高通量測序結(jié)果進(jìn)行分類學(xué)分析，可得到不同樣本在綱、屬水平上的群落結(jié)構(gòu)組成情況(圖1、2)。由圖1、2可知，油藏微生物物種群落豐富，存在大量可培養(yǎng)內(nèi)源菌，可采用選擇性培養(yǎng)基篩選不同類型的采油功能菌并構(gòu)建耐高溫采油功能菌庫。

圖1 綱水平物種群落結(jié)構(gòu)

圖2 屬水平物種群落結(jié)構(gòu)

3.1.2 有益功能菌分離與計數(shù)分析

為研究地層條件下內(nèi)源菌的組成和數(shù)量，對不同注入水、油井采出液中的腐生菌(TGB)、烴氧化菌(HOB)、硝酸鹽還原菌(NRB)、硫酸鹽還原菌(SRB)、厭氧發(fā)酵菌(FMB)、鐵細(xì)菌(IB)、產(chǎn)甲烷菌(MPB)進(jìn)行培養(yǎng)計數(shù)，結(jié)果見表1。其中，對腐生菌、烴降解菌、鐵細(xì)菌進(jìn)行有氧環(huán)境下計數(shù)，對發(fā)酵菌、硫酸鹽還原菌、硝酸鹽還原菌、產(chǎn)甲烷菌進(jìn)行厭氧環(huán)境下計數(shù)。

表1 70℃下每毫升樣品內(nèi)源功能菌數(shù)量

由表1可知，沈84-安12塊油藏有益內(nèi)源菌烴氧化菌(HOB)和硝酸鹽還原菌(NRB)數(shù)量基本為103～104個/mL，個別達(dá)到105個/mL，而有害菌如硫酸鹽還原菌(SRB)多數(shù)小于103個/mL，部分達(dá)到104個/mL，內(nèi)源微生物驅(qū)油過程中腐生菌菌數(shù)大多能達(dá)到105個/mL。在較高溫度環(huán)境下，有害菌基本不生長，有益內(nèi)源菌生長較好。

3.2 微生物驅(qū)油體系篩選與評價

3.2.1 內(nèi)源微生物菌種篩選

對有益菌中功能基因菌種開展了代謝產(chǎn)物快速檢測、降解石蠟、乳化原油等實驗[5-7]，結(jié)果表明：20株烴降解功能菌可有效降解固體石蠟；23株產(chǎn)出表面活性劑功能菌可明顯乳化原油，生成排油圈直徑為2.0～2.5 cm(圖3)。最終優(yōu)選出2種性能突出且功能互補(bǔ)的H65-4、H65-6菌種，用于形成微生物作用體系。

圖3 產(chǎn)出表面活性劑功能菌排油圈評價效果

3.2.2 激活體系篩選與評價

對采油功能菌營養(yǎng)激活劑的碳源、氮源及二者比例進(jìn)行優(yōu)化[8-10]，確定激活劑最優(yōu)配方為0.1%玉米漿干粉+0.1%硝酸鈉+0.1%磷酸氫二鉀+0.025%酵母粉，菌體濃度最高為0.65～0.75 mg/L。

3.2.3 微生物驅(qū)油體系性能評價

將H65-4、H65-6菌種與激活體系組合為微生物驅(qū)油體系M-1。通過微生物驅(qū)油前后全烴色譜可知(圖4)，該體系具有降解高凝油蠟質(zhì)組分作用，有效降低C20以上長碳鏈烴組分，降解率可達(dá)19%～33%，有效改善了原油組分性質(zhì)，可降低原油凝固點(diǎn)2～6 ℃[11-22]。

圖4 微生物驅(qū)替前后原油全烴色譜

經(jīng)過微生物驅(qū)替后，高凝油發(fā)生明顯乳化現(xiàn)象，乳化后的高凝油顆粒粒徑降低，由160.8 μm降至34.5～64.5 μm，2 d乳化系數(shù)穩(wěn)定在55.3%～63.0%，表現(xiàn)出較好的乳化穩(wěn)定性，可進(jìn)一步提高驅(qū)油效果。

3.3 驅(qū)油體系注采參數(shù)優(yōu)化

3.3.1 微生物總濃度優(yōu)化研究

通過開展多組物模實驗以優(yōu)化微生物總濃度，不同微生物段塞模型基本參數(shù)如表2所示。測試了不同濃度微生物對采收率的影響(表3)。由表3可知，當(dāng)注入1.00% H65-4+1.00% H65-6時，采收率提高幅度最大，實測微生物數(shù)量較高，但成本也最高。因此，綜合不同濃度微生物體系的增油幅度和經(jīng)濟(jì)效果，優(yōu)化微生物濃度為0.50% H65-4+0.50% H65-6。

表2 微生物段塞優(yōu)化模型基本參數(shù)

表3 不同濃度微生物驅(qū)替采收率變化

3.3.2 注入段塞優(yōu)化

開展不同段塞注入量對采收率的影響實驗(表4)。由表4可知，在相同微生物體系濃度下，注入段塞孔隙體積倍數(shù)越高，采收率提高幅度越大，效果越明顯，但成本同樣較高。綜合不同段塞的增油幅度和經(jīng)濟(jì)效果，優(yōu)選注入段塞為0.15倍孔隙體積，采收程度為47.9%，較水驅(qū)提高9.0個百分點(diǎn)。

表4 不同段塞采收率變化

4 結(jié) 論

(1) 遼河油田沈84-安12塊地下存在豐富的可培養(yǎng)內(nèi)源菌，具有良好的微生物驅(qū)基礎(chǔ)。通過對內(nèi)源微生物分析與篩選，確定適合沈84-安12塊的微生物為H65-4及H65-6。

(2) 微生物體系具有降解高凝油蠟質(zhì)組分能力，降解率可達(dá)19%～33%，原油凝固點(diǎn)下降2～6 ℃，有效解決冷傷害問題；高凝油經(jīng)微生物作用發(fā)生乳化現(xiàn)象，顆粒粒徑由160.8 μm降至34.5 μm，乳化穩(wěn)定性高。

(3) 通過室內(nèi)實驗確定了遼河油田沈84-安12塊高凝油藏微生物驅(qū)配方：內(nèi)源微生物菌種為0.50% H65-4+0.50% H65-6，采用0.1%玉米漿干粉+0.1%硝酸鈉+0.1%磷酸氫二鉀+0.025%酵母粉作為激活劑，驅(qū)替階段注入0.15倍孔隙體積微生物段塞，預(yù)計最終采收率可達(dá)到47.9%。