ABSTRACT

A pilot test has investigated the effectiveness of in-situ microbial enhanced oil recovery (IMEOR) in a post-polymer flooded oil reservoir located in Sanan oilfield, Northeast China. Two rounds of injection of nutrient medium were intermittently injected into the producing block and then monitored. The main results showed that the dominant bacteria and arch of 4 production wells, were directional activation, and showed a regular alternation with an increase of oil production. It contributed to production of bio-gas, leading to increasing of the injection pressure from 11.3 MPa to 13.9 MPa before the experiment which increased by more than 2.0 MPa and the drive energy of the formation increased. A total of 6243 t of incremental oil production was achieved, and an oil recovery rate increased by 3.93% (OOIP) to the end of 2015.

Keywords:Post-Polymer Flooded Reservoir, Activator, Biogas, Dynamic Change, In-Situ Microbial Enhanced Oil Recovery (IMEOR)

聚合物驱后油藏原位激活微生物驱油 先导试验

乐建君¹，罗庆¹，刘芳²，刘雪莲²，李苡萱²，刘珂铭²

¹中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆

²中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆

收稿日期：2018年9月3日；录用日期：2018年9月14日；发布日期：2018年9月21日

摘 要

在聚合物驱后油藏1注4采的井组开展了两轮原位激活油藏微生物驱油先导现场试验。驱油动态表现为油藏中优势菌群被定向激活，与原油产量的增加保持一致。激活后的油藏微生物生成大量生物气，使得注入压力均由试验前的11.3 MPa上升到13.9 MPa，升幅2.0 MPa以上，增加了地下油藏驱动能量。截至2015年末，试验区阶段累积增油6243 t，提高采收率3.93% (OOIP)。

关键词 :聚合物驱后油藏，激活剂，生物气，动态变化，原位激活微生物驱油

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1. 引言

油藏微生物原位激活驱油技术in-situ microbial enhanced oil recovery (IMEOR)是向地下油藏中注入各类营养剂，通过激活油藏中休眠的或惰性的微生物菌体，产生一系列复杂的具有连续传导效应的生化反应，借助油藏微生物生成的生物气增压驱动和代谢产物封堵高含水层以及原油改质降粘等综合作用，来提高驱油效率并扩大波及体积，达到提高采收率的目的。

近年来，IMEOR技术发展迅速，在室内驱油机理 [1] [2] 、油藏菌群结构分析 [3] [4] [5] 、激活剂优选 [6] [7] 及现场应用方面 [8] [9] 均有突破，特别是现场实施效果和商业应用已引起国内外石油开采领域的重视。大庆油田自1995年聚合物驱油工业化推广应用以来，已进入聚合物驱后续水驱区块83个，采出程度56.1%，仍有近一半地质储量残留地下，而且这部分储量仍是优质地质储量。因此，这项技术对聚合物驱后油藏进一步提高采收率的开发潜力巨大。

本项目于2012年至2013年分两轮开展了激活内源微生物驱油现场试验 [10] ，并对试验过程进行了动态跟踪监测。在此基础上分析了聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油过程中的动态变化特点与驱油效果之间的内在联系，为后续扩大试验规模及现场原位调控激活油藏微生物工艺提供可借鉴的经验。

2. 材料和方法

2.1. 试验区概况

试验区位于萨南开发区南二区东部4号注入站，由1口注入井南2-2-P40与4口采出井南2-丁2-P40、南2-2-P140、南2-2-P141和南2-丁3-P40构成一个1注4采试验井组，并选取8口观察井，见图1。试验区面积0.12 km²，注采井距250 m，开采葡I_1-4油层，平均单井砂岩厚度14.3 m有效厚度9.2 m，地质储量15.9 × 10⁴ t，孔隙体积27.26 × 10⁴ m³，平均有效渗透率414 × 10⁻³ μm²，油层温度 44.6 ℃ ，原始地层压力11.66 MPa，饱和压力7.5 MPa。

试验区注入水与地层产出液矿化度分别为6130 mg/L和4540 mg/L，pH分别为8.35和8.30；原油含蜡量30.7%，地面原油密度0.8491 g/cm³，地面原油粘度21.0 mPa∙s，原始油气比45.3 m³/t，体积系数1.118；天然气相对比重0.6606，CH₄含量85.6%，CO₂含量0.78%等。试验前该区块已后续水驱6年半，综合含

图1. 试验井与观察井井位图

水率96.1%，采出程度达61.89%，剩余油主要集中在葡I₃和葡I₄油层，为典型的“双高”(特高含水和特高采出程度)开采阶段。

2.2. 实施工艺

根据试验方案设计，第一轮施工时间为 2011 年 8 月 5 日 ~ 2012 年 4 月 30 日 ，期间共注激活剂溶液5588 m³，浓度为1.34%，注入速度80~130 m³/d/井。为保证激活剂发挥作用功效，现场实施过程中，在注激活剂前加入了聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)保护段塞，采用分子量为1600~1900万，浓度2000 mg/L的中分聚合物溶液2418 m³，，与激活剂连续交替注入，并使激活剂与地层水隔离，保证激活剂浓度在油层流动过程中不受损失。首轮药剂注入量为8006 m³，折算为0.0293 PV。

第二轮施工时间为 2012 年 12 月 23 日 ~ 2013 年 4 月 26 日 ，期间共注激活剂溶液10,023 m³，激活剂浓度1.34%，注入速度80~130 m³/d/井，并与浓度为2000 mg/l聚合物3390 m³溶液连续交替注入，次轮药剂注入量为13,413 m³，折算为0.0492 PV。两轮激活剂总量15,605 m³，保护剂总量 5808 m ³ ，合计液量21,413 m³，折算为0.0785 PV。

2.3. 油藏微生物数据提取

原位激活油藏微生物分析结果GenBank保存在The National Center for Biotechnology Information (BioProject ID: PRJNA 349240, https://submit.ncbi.nlm.nih.gov/subs/bioproject/SUB2027000/overview)。

3. 结果与讨论

3.1. 原位激活前后油藏微生物菌群的变化

采用分子生物学方法 [11] 监测了两轮激活过程中微生物菌群动态变化。随着激活剂的依次注入，在注水井中优势微生物菌群变化没有规律，但在4口采油井中β-变形菌纲Beta-proteobacteria中的索氏菌属Thauera和氢噬胞菌属Hydrogenophaga及γ-变形菌纲Gamma-proteobacteria中的假单胞菌属Pseudomonas和不动杆菌属Acinetobacter的丰度明显增大，成为主要优势微生物菌群，表现出有规律性的交替演变，与采油井增油相关性较高 [8] [10] ，见图2。其中假单胞菌属Pseudomonas和不动杆菌属Acinetobacter能

图2. 试验区细菌类群及其相对丰度的动态变化

够以烷烃类碳氢化合物为底物生长产生表面活性剂，索氏菌属Thauera以原油中的苯和短链烷烃为电子受体，产生大量生物气()，这几类菌群是定向激活目标功能菌 [12] [13] [14] 。

对比注入井中加入激活剂前后细菌群落变化，可以看出主要分布在Proteobacteria、Firmicutes、Bacteroidetes、Other Bacteria和Spirochaetes纲中，细菌群落分布与变化没有规律。而在4口采油井中细菌群落变化较大，激活前Alpha，Beta和Epsilon-变形菌纲的细菌具有优势，激活后Gamma-变形菌纲的细菌逐步占据优势，部分样品丰度大于90%，随后Gamma-变形菌纲的细菌丰度逐渐降低，Beta-变形菌纲占据优势，第二轮也与第一轮监测结果具有相同的变化特点。

监测过程中还发现，采油井与注入井中加入激活剂之前古菌群落分布非常相近 [15] [16] 。优势古菌主要由甲烷丝状菌Methanosaeta和甲烷绳菌Methanolinea组成，并含有丰度较低的甲烷杆菌Methanobacterium、甲烷球菌属Methanococcus、甲烷囊菌属Methanoculleus、甲烷叶菌属Methanolobus、Crenarchaeota以及一些未培养古菌 [17] [18] 。其中甲烷丝状菌Methanosaeta的最适生长温度均在33℃~50℃之间，只能以乙酸盐为底物发酵产甲烷，甲烷绳菌Methanolinea专以H₂ + CO₂为底物发酵产甲烷 [19] [20] 在注水井和采油井中均有分布，是定向激活的目标功能菌。未培养古菌也占一定比例，如果能在实验室条件下对其进行纯培养，这对于微生物驱油将会有非常重要意义 [17] [18] 。

3.2. 生物气组分及同位素δ¹³C (PDB, ‰)含量变化

试验中监测到CO₂和CH₄之间的含量变化存在交替增减，与每轮激活剂注入的次序对应并保持一致，见图3和图4。在激活油藏微生物产气的组分构成中，包含有C₁~C₆的混合烷烃气和非烃类气(CO₂、H₂和N₂)，没有检测到H₂S。其中H₂气在首轮激活过程即将结束时被监测到，而在试验区250 m井距外的8口观察井中次轮也全部监测到油层伴生气中未有的H₂，最远距离近1000 m (见图1)，表明激活后的油藏微生物作用范围及其代谢产物生物气传导波及区域在不断向试验区外延深 [19] [20] 。

生产井中监测的CH₄和CO₂含量的变化范围分别在83.8%~94.7%和1.5%~8.5%，与试验前监测的CH₄和CO₂空白基值偏差较大。在激活剂作用期结束后，CH₄含量变化曲线的尾部明显上翘，而CO₂含量变化曲线的尾部出现向下衰减的态势，表明处于厌氧生物链的最末端产甲烷菌仍持续不断地将各类代谢产物厌氧发酵转化成CH₄，只是结尾过程在没有激活剂供给条件下变得缓慢了，逐步回归到试验前的原始状态 [21] 。

同样监测的CH₄和CO₂的δ ¹³ C (PDB)碳同位素含量变化范围分别在−54.5‰~−45.2‰和6.4‰~13.3‰之间波动，与试验前的空白基值偏差也较大，见图5和图6。由于试验井和观察井中均监测的原始伴生气中均不含H₂气存在，根据CH₄和CO₂的δ ¹³ C (PDB)碳同位素含量变化的分析，推断生物气中的CH₄

图3. CH₄含量的动态变化

图4. CO₂含量的动态变化

图5. CH₄δ ¹³ C (PDB)同位素含量变化

一部分是经激活剂中有机物分解产生的乙酸，乙酸经甲烷菌的还原作用转化为甲烷，而另一部分是由降解原油生成的CO₂ + H₂经甲烷菌的还原作用转化为甲烷这两条途径产生的，同时也表明油藏微生物在激活过程中选择降解激活剂中有机物和地下原油途径不同步产生的差异，导致各井中气体组分含量和δ ¹³ C (PDB)碳同位素含量的异常变化 [22] 。

图6. CO₂δ ¹³ C (PDB)同位素含量变化

3.3. 注入压力的变化

首轮在注水量不变的情况下，观察到激活剂注入后发生了强烈的产气作用，致使井口注入端压力迅速升高。在注入激活剂第1个小段塞时，注入压力由11.3 MPa升到12.5 MPa，特别是当激活剂营养液注入15~20 d时，内源微生物的产气增压效果明显。同样注入激活剂第2个小段塞时，注入压力由12.5 MPa升到13.5 MPa，累计升幅度达2.0 MPa以上。改为后续水驱140 d后，压力降至注激活剂前的初始压力11.0 MPa，后续注水至280 d时，压力逐渐回升到12.5 MPa，至第一轮驱替结束时，压力又降为低于试验前的10.5 MPa，见图7。

从现场首轮注入压力变化可以看出，在激活油藏内源微生物过程中，随地下培养时间的延续，其中CO₂和CH₄等气体含量变化具有明显的两个不同阶段特征，前一阶段产气CO₂增压幅度高，周期短；后一阶段厌氧产气CH₄周期长，产气增压缓慢，压力升高需有一个较长时间的积聚过程，这一特点在两轮注激活剂驱油试验中得到验证 [2] [9] 。

参照首轮注激活剂的作用特点，对第二轮注入方式和用量进行了调整，在加大激活剂用量的同时，分别加入一个激活剂的后置保护段塞及在厌氧产气升压后，将注水量提高，这样更有利于提高驱油效果。现场第二轮经改变注入方式和提液措施后，产气增压效果明显好于首轮。注入压力在后续水驱期间稳定在14 MPa近15个月，为提高产油量，延长增产期创造了有利条件。试验结束后，注水量回调到试验前的基数，但注入压力没有明显下降，4个月后仍保持在13.5 MPa以上。

3.4. 采出原油的烃组分含量变化

现场监测结果表明，采出原油中的全烃组分含量变化在首轮激活周期和次轮激活周期之间存在明显差异。经两轮激活油藏微生物作用后，油层中的残余油被生物气溶解驱替采出。4口采油井同时监测到原油中烷烃轻组分ΣnC₂₁-/ΣnC₂₂+比值大幅度增大，主碳峰由C₁₉-C₂₃区间向C₈-C₁₄区间转移，碳数范围由试验前的C₄-C₃₉变为试验后期的C₃-C₃₈，原油中烷烃组成结构和含量均产生明显变化，见图8(a)~(d)。

分析原因在于首轮激活剂注入期间，注入量仅为0.0293 PV，还不到试验区总孔隙体积的1/30，油藏微生物激活后产生的生物气及浓度相对较低，以溶解状态随原油被驱替采出，采出流体组分中烷烃组分与初始原油样品组分接近。随着第二轮激活剂注入的跟进，激活剂总量增大到0.0492 PV，激活后产生的生物气大量富集，并与上轮积聚的生物气形成叠加，浓度增高，导致地层驱动能量增大。大量富集的生物气在注入压力13 MPa (高于原始地层饱和压力7.5 MPa)驱动下，与地层原油产生溶解与萃取相叠加的混相作用 [23] [24] ，将油层中的残余油携带采出。

图7. 试验前后注水量与注入压力变化曲线

图8. 四口产油井原油烃组分在试验前后的变化对比。(a) N2-2-P141, (b) N2-2-P140, (c) N2-D3-P40, (d) N2-D2-P40

图9. 试验区生产动态变化曲线

3.5. 聚合物驱后采收率的变化

为评价油藏微生物原位激活后的驱油试验效果，将试验前连续16个月具有明显递减特征的生产数据作为参照依据。试验于2011年12月初开始至2015年10月结束。试验期间日产液量由第一轮482 t增加到560 t，增加了78 t/d，第二轮由480 t/d增加到593 t/d，增加了113 t/d；含水由第一轮96.1%下降到最低时的93.9%，降幅2.2%，第二轮由最高时的97.7%下降到96.2%，降幅1.5%；日产油量由第一轮的17.6 t/d最高增加到31.5 t/d，增加13.9 t/d，第二轮由13.6 t/d最高增加到21.2 t/d，增加7.6 t/d。两轮原位激活油藏微生物驱油试验全部投入经费为330.89万元，截止到2015年末，试验期间增油6243 t，提高采收率3.93% (OOIP)，纯经济效益1271.94万元，投入产出比1:4.84，见图9。

4. 结论

在聚合物驱后1注4采的井组中开展了两轮原位激活油藏微生物驱油先导试验。通过每轮两组的聚合物保护剂与激活剂营养液的交替注入，监测到聚合物驱后油藏中Beta-变形菌纲的索氏菌属Thauera及Gamma-变形菌纲的假单胞菌属Pseudomonas和不动杆菌属Acinetobacter等优势菌被定向激活，表现出有规律性的交替演变，并与产油井增油相关性较高。油藏微生物原位激活后产生大量的生物气，增加了油层内的驱动能量。试验期间注入压力由11.3 MPa上升到13.9 MPa，升幅在2.0 MPa以上。监测的采出气中CH₄和CO₂含量及δ ¹³ C (PDB)碳同位素含量变化的分析结果也支持原位激活微生物产生物气的作用与效果。大量生物气在油层内积聚，形成叠加，致使采出原油中轻组分含量大比例增加，即有利于聚合物驱后的油藏中残余油采出，又提高了波及效率，进一步验证该项技术应用的有效性，也为后续扩大试验的原位激活工艺调控与优化提供了参考经验。

基金项目

国家“863”计划(2009AA063504)，中石油科技重点项目(2016B-1106)资助。

致谢

北京大学工学院的聂勇教授和赵洁玉博士，南开大学生命科学学院的马挺教授和高配科博士提供的内源微生物激活前后菌群结构变化的分析结果。

文章引用

乐建君,罗 庆,刘 芳,刘雪莲,李苡萱,刘珂铭. 聚合物驱后油藏原位激活微生物驱油先导试验
A Pilot Test of In-Situ Microbial Enhanced Oil Recovery in the Post-Polymer Flooded Reservoir[J]. 微生物前沿, 2018, 07(03): 98-106. https://doi.org/10.12677/AMB.2018.73012

参考文献