曹功澤，李彩風，陳瓊瑤，劉 濤，汪衛(wèi)東，汪廬山，孫剛正

（1.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營 257000；2.中國石化勝利油田分公司，山東東營 257000）

勝利油田河口采油廠羅9試1塊屬于羅家鼻狀構造東翼斜坡帶，形態(tài)為被兩條近東西走向的北傾斷層切割而形成的斷鼻構造，油藏中深2160 m，含油面積1.95 km2，地質儲量為148×104t，屬于具邊水的構造-巖性油藏。油藏溫度約95 ℃，地面原油黏度2 200～7 300 mPa·s，礦化度10 725～26 150 mg/L，滲透率約為0.60 μm2。經(jīng)過多年的注水開發(fā)，油藏中產(chǎn)生了水驅優(yōu)勢通道，導致無效水循環(huán)，油井含水率普遍在90%以上［1-2］。由于原油溫度高、黏度高、含水高，該區(qū)塊的常規(guī)水驅采油技術實施效果差［3］。

前期現(xiàn)場研究表明微生物單井吞吐是一項有效提高單井產(chǎn)能的技術。其利用微生物或代謝產(chǎn)物來改善原油流動性，解決油井產(chǎn)量下降的問題［4-7］，具備操作方便、注入量少、成本低等優(yōu)勢。但是隨著油藏進入注水開發(fā)后期，油藏因素錯綜復雜，給單一吞吐體系提出了更高的要求［8-9］。目前，國內外在95 ℃油井中開展微生物單井吞吐技術的應用研究報道很少［10］。為了有效提高羅9試1塊的單井吞吐效果，首次采用了生物多糖+微生物發(fā)酵液復合吞吐技術。將生物多糖注入水驅長期沖刷的優(yōu)勢通道中發(fā)揮堵水作用，使后續(xù)注入的兼具低表面張力和乳化能力的微生物發(fā)酵混合液體系能與原油充分接觸。一方面利用表面張力降低將原油從巖石剝離［11］，另一方面發(fā)揮其乳化降黏作用來提高原油流動性［12-13］。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

實驗油水樣品來源于羅9 試1 塊，脫水原油黏度為2 850 mPa·s，地層水礦化度為13 976 mg/L，主要離子組成（單位mg/L）：Na+3 640、K+52、Mg2+228、Ca2+671、HCO3-173、NO3-32、Cl-9 180；0#柴油，中國石化加油站；生物多糖來源于黃原膠發(fā)酵液（產(chǎn)量35 g/L，原液黏度為2320 mPa·s，實驗加量為10%），新型生物多糖發(fā)酵液（產(chǎn)量23 g/L，原液黏度為2880 mPa·s，實驗加量為7%），普魯蘭多糖發(fā)酵液（產(chǎn)量41 g/L，原液黏度為1 580 mPa·s，實驗加量為20%）；外源菌發(fā)酵液Ⅰ（主要成分為鼠李糖脂生物表面活性劑，表面張力為27 mN/m，具有剝離原油作用）［14-15］，外源菌發(fā)酵液Ⅱ（主要成分為糖-蛋白-脂生物乳化劑，乳化指數(shù)為100%，具有穩(wěn)定乳化作用）［16-17］，具有完全自主知識產(chǎn)權。

QBZY 全自動表面張力儀，北京天創(chuàng)尚邦儀器設備有限公司；Olympus BX53 顯微鏡，日本Olympus 公司；Vortex Genius 3 型旋渦混合儀，德國艾卡公司；Brookfield DV-Ⅲ黏度計，美國Brookfield 公司；高溫巖心驅替實驗裝置，海安石油科研儀器廠，包括高溫填砂模型管、恒溫箱、高溫恒速恒壓泵、中間容器、壓力表、圍壓泵、產(chǎn)出液收集器；填砂管巖心尺寸為φ38 mm×600 mm，用粒徑為0.075～0.428 mm 的石英砂填制而成，填充后巖心的滲透率范圍為500×10-3～600×10-3μm2。

1.2 實驗方法

1.2.1 生物多糖評價

（1）耐溫性。在55～95 ℃的條件下，用黏度計測定不同生物多糖發(fā)酵液的黏度。

（2）巖心封堵能力。利用人工填砂巖心，氣測滲透率，抽真空飽和地層水，計算孔隙體積，注水驅替至壓力穩(wěn)定，然后注入0.3 PV 生物多糖，關閉進出口閥門，于95 ℃下放置10 d后水驅，測定注入生物多糖前后的壓力變化。

1.2.2 微生物發(fā)酵液評價

（1）乳化穩(wěn)定性。在試管中加入等體積的微生物發(fā)酵液和柴油，渦旋振蕩器充分振蕩5 min，95 ℃靜置一段時間后測量乳化層高度，以乳化指數(shù)（EI）表示樣品的乳化能力。EI 為乳化層高度占有機相總高度的百分比［18］。

（2）原油降黏性。取70 g 原油于燒杯中，添加30 g 微生物發(fā)酵液，95 ℃下恒溫放置1 h 后以一定的速度攪拌形成O/W 型乳狀液。乳化均勻后用黏度計于95 ℃下測試原油黏度。按乳化前后的黏度差與乳化前原油黏度的比值計算降黏率。

1.2.3 驅油實驗

模擬羅9 試1 塊高溫油藏環(huán)境，利用人工填砂巖心開展驅油實驗。抽真空飽和地層水，測孔隙度和滲透率參數(shù)；飽和脫水原油，計算初始含油飽和度；一次水驅至巖心產(chǎn)出液中含水約95%；95 ℃下分別注入0.3 PV 生物多糖、0.3 PV 微生物發(fā)酵液、0.1 PV生物多糖+0.2 PV微生物發(fā)酵液；二次水驅至含水100%結束，計算驅油效率。

2 結果與討論

2.1 生物多糖的耐溫性能

用地層水將黃原膠、普魯蘭多糖、新型生物多糖3種體系的初始黏度均配制為125 mPa·s左右，然后分別在55～95 ℃下進行黏度測試。由圖1可見，隨著溫度升高，3 種生物多糖體系的黏度變化各不相同。黃原膠在＜85 ℃時表現(xiàn)出較好的穩(wěn)定性，但當溫度升高至85 ℃時，黏度開始急劇下降。推測在高溫條件下，黃原膠規(guī)則的雙螺旋結構逐漸變?yōu)闊o序結構［19］，導致黏度降低。普魯蘭多糖的黏度隨著溫度升高一直呈現(xiàn)下降趨勢，95 ℃下的黏度為21 mPa·s，高溫穩(wěn)定性差。推測普魯蘭多糖在高溫下容易發(fā)生卷曲，引起黏度降低。新型微生物多糖的黏度始終沒有發(fā)生顯著的變化，具有較強的耐溫性，這與其穩(wěn)定的分子結構相關。

圖1 不同微生物多糖的耐溫曲線

2.2 生物多糖的巖心封堵效果

將黏度為125 mPa·s的新型耐溫生物多糖注入巖心以后，巖心壓力升高。生物多糖對巖心中的孔隙進行了有效封堵，注入壓力由注入前的0.1 MPa上升至2.6 MPa。同時，巖心滲透率從0.60×10-3μm2降至0.28×10-3μm2，滲透率下降率為53.3%。由此可見，在模擬95 ℃的羅9 試1 區(qū)塊環(huán)境下，新型生物多糖體系能有效發(fā)揮巖心封堵的作用。實際高溫油藏應用中注入新型生物多糖體系可以封堵大孔道，有利于增強后續(xù)微生物發(fā)酵液注入體系與油藏中剩余油的接觸效率。

2.3 微生物發(fā)酵液的乳化穩(wěn)定性

配制微生物發(fā)酵液Ⅰ與微生物發(fā)酵液Ⅱ體積比不同的混合體系，在95 ℃下靜置5～20 d的乳化穩(wěn)定性如圖2 所示。隨著放置時間的延長，微生物發(fā)酵混合液的乳化能力均有不同程度的降低。微生物發(fā)酵液Ⅰ占據(jù)主導地位時，微生物發(fā)酵混合液的高溫乳化穩(wěn)定性較差。放置20 d時，微生物發(fā)酵液Ⅰ與微生物發(fā)酵液Ⅱ體積比為3∶1的混合體系乳化指數(shù)為32%。微生物發(fā)酵液Ⅱ占據(jù)主導地位時，微生物發(fā)酵混合液的高溫乳化穩(wěn)定性增強。由于微生物發(fā)酵液Ⅱ以糖-蛋白-脂的生物乳化劑為主，具有突出的乳化穩(wěn)定性能，因此保證了混合體系在高溫條件下依然能長期處于乳化狀態(tài)。微生物發(fā)酵液Ⅰ與微生物發(fā)酵液Ⅱ體積比1∶2的混合體系放置20 d后的乳化指數(shù)達90%；隨著微生物發(fā)酵液Ⅱ的比例繼續(xù)增加，混合體系的乳化指數(shù)沒有明顯變化。因此，選取微生物發(fā)酵液Ⅰ與微生物發(fā)酵液Ⅱ體積比為1∶2作為最佳比例的微生物發(fā)酵混合液。

圖2 不同比例微生物發(fā)酵液的乳化穩(wěn)定性

2.4 微生物發(fā)酵液的降黏效果

在模擬羅9 試1 塊油藏環(huán)境下，將上述優(yōu)化的微生物發(fā)酵混合液注入原油涂層的試管中，如圖3所示。與空白地層水相比，微生物發(fā)酵混合液注入的試管壁上原油呈現(xiàn)顯著的剝離上浮現(xiàn)象。由此可見，低表面張力（27 mN/m）的微生物發(fā)酵液混合體系有效降低了原油對壁的黏著力，增強了原油與水相的相互作用，有利于在實際油藏中提高巖石表面原油的剝離。

圖3 不同注入體系的原油乳化狀態(tài)

將微生物發(fā)酵混合液與羅9試1塊原油在高溫環(huán)境下相互作用5 d。在顯微鏡下觀察乳化后的油水樣品可見，乳化油滴直徑約10～15 μm，形成了O/W 型乳狀液，從而可以降低原油之間的流動阻力，使原油更容易流動。同時，用微生物發(fā)酵混合液進行原油乳化降黏實驗。空白對照中原油與地層水作用后，原油黏度稍有上升，由初始的2850 mPa·s增至3020 mPa·s；而微生物發(fā)酵混合液作用后的原油黏度（530 mPa·s）大幅下降，乳化原油降黏率達81.4%。由此可見，微生物發(fā)酵混合液對于高溫油藏羅9 試1 塊的原油具有顯著的乳化降黏作用，這在實際油藏中有利于改善原油在開采過程中的流動性。

2.5 微生物復合體系的驅油效率

模擬羅9試1區(qū)塊95 ℃的油藏環(huán)境，一次水驅至巖心含水達95%以上，然后分別用微生物多糖、微生物發(fā)酵液等不同注入體系進行巖心驅替實驗。由表1 可見，當同時注入0.1 PV 微生物多糖和0.2 PV 微生物發(fā)酵液（微生物發(fā)酵液Ⅰ與微生物發(fā)酵液Ⅱ體積比為1∶2）的巖心，提高驅油效率達13.9%，驅替效果顯著優(yōu)于僅注入微生物多糖體系或微生物發(fā)酵液體系的巖心。由此可見，微生物多糖和微生物發(fā)酵液復合體系具有強化原油驅替效果的作用。當微生物多糖注入巖心中，首先進入優(yōu)勢水流孔道，封堵大孔道，起到了擴大波及體積的作用，增加了后續(xù)微生物發(fā)酵液與剩余油的接觸效率，從而進一步提高了原油的驅油效率。

表1 不同微生物注入體系巖心驅油實驗結果

2.6 現(xiàn)場應用

2020年開始，利用微生物多糖和微生物發(fā)酵液復合體系在勝利油田羅9試1塊進行微生物單井吞吐應用?，F(xiàn)場配制單井吞吐注入體系，第1 段塞為30～50 m3生物多糖體系，第2 段塞為100～150 m3微生物發(fā)酵混合液體系，然后為40～50 m3注入水頂替段塞，注入結束后燜井約20 d。先后實施了羅9-7-8 井、羅9-5-12 井、羅901 井、羅9-6-71 井和羅9井5口油井。除了羅9-6-71井，其余4口油井均顯著有效。羅9-6-71 井之前為壓裂投產(chǎn)井，壓裂后油藏中存在較大的地層裂縫，注入的微生物多糖體系在油藏中的封堵效率有限，使后續(xù)注入的微生物發(fā)酵液難以與剩余油進行充分接觸，導致該油井沒有顯著的增油效果。可以嘗試利用高強度的封堵體系進行二次單井吞吐的現(xiàn)場應用。

截至2021年12月底，上述4口油井累計增油達2730 t，且目前繼續(xù)有效。利用微生物多糖和微生物發(fā)酵液復合體系進行了單井吞吐的應用，油井實施前后的效果變化如表2 所示。羅9-7-8 油井和羅9-5-12 油井在2019 年曾實施了化學降黏體系單井吞吐應用，有效期較短，維持了約3個月。其中，羅9-7-8油井增油510t，羅9-5-12油井增油290 t。2020 年，為了改善油井的生產(chǎn)狀況，開展了微生物多糖和微生物發(fā)酵液復合體系的單井吞吐現(xiàn)場應用。燜井一段時間開井后，日產(chǎn)油曲線呈現(xiàn)“平緩、長久”的獨特趨勢。羅9-7-8油井和羅9-5-12油井均取得了顯著的增油降水效果，目前仍繼續(xù)有效。隨著區(qū)塊不斷開采，羅9 和羅901 兩口油井的含水逐漸上升，均在96%左右，油井處于低效開發(fā)狀態(tài)。兩口油井實施微生物單井吞吐后，含水率顯著降低，有效改善了油井生產(chǎn)狀況，提高了單井產(chǎn)能，目前兩口油井均繼續(xù)有效。

表2 羅9試1塊微生物單井吞吐實施效果統(tǒng)計

3 結論

注水開發(fā)后期的勝利油田羅9試1塊油藏中存在優(yōu)勢孔道，水驅開發(fā)效果逐漸變差，油井含水率普遍大于90%。為了有效提高油井產(chǎn)量，研制了以生物多糖和微生物發(fā)酵液為核心的復合吞吐體系。在高溫95 ℃下，該復合體系具有較好的耐溫性、封堵性、乳化降黏作用及原油驅替效果。將該體系先后在羅9 試1 塊開展了5 口油井的微生物單井吞吐應用，其中4 口油井取得顯著的增油降水效果，充分發(fā)揮了微生物多糖封堵大孔道及微生物發(fā)酵液提高原油流動性的雙重作用，實施成功率較高。截至2021年12月底，羅9試1塊油井累計增油達2730 t，目前吞吐井均繼續(xù)有效。