裂縫性油藏微生物調剖技術研究

2012-09-15 01:04:30冉海濤

特種油氣藏 2012年5期

冉海濤

(中油吉林油田公司，吉林松原 138000)

裂縫性油藏微生物調剖技術研究

冉海濤

(中油吉林油田公司，吉林松原 138000)

針對扶余油田裂縫發育、油藏不均質性嚴重、產出液高含水、注入水無效循環嚴重的開發矛盾，系統開展了高性能調剖菌種提高采收率的實驗研究。在JFT－001菌生理生化性能、調剖調驅機理、調剖能力及驅油效率等實驗研究的基礎上，選定了2個具有代表性的典型注水井組，實施了微生物調剖驅油先導性試驗，累計增油4 157 t，年平均綜合含水下降13.2%;在扶余油田東區12－3區塊，實施了33個注水井組的工業化微生物調剖驅油試驗，累計增油27 896 t，見效高峰期井組含水下降10%以上，部分單井含水下降達到30%，整個有效期內區塊綜合含水下降3%～6%。JFT－001菌深部調剖，施工簡單方便，有效期長、環境友好、增產效果好，經濟效益明顯，是扶余油田在高含水期開發的一項極具潛力的提高采收率技術。

裂縫性油藏;微生物采油;調剖;礦場試驗;JFT－001菌種;扶余油田

引言

扶余油田為裂縫、斷層發育的構造砂巖油藏，經過多年的開發，目前已進入特高含水的開發階段，水淹水竄嚴重，但是采出程度仍處于較低水平，而扶余油田具有開展微生物采油的先天優勢條件［1－2］。為此，有必要在開展綜合調整的同時，采取有效的堵水調剖措施，在油藏深部堵塞裂縫和水流大孔道，治理水竄［3］，改善開發效果。根據微生物采油的技術特點，系統開展了室內實驗研究，篩選得到了高性能菌種JFT－001，該菌種能以糖類物質為營養碳源，高效能代謝產生非水溶性高聚糖纖維素類生物聚合物;這種非水溶性高聚糖生物聚合物能夠有效地堵塞儲層中的高滲水流通道和微裂縫，改變儲層注入水的流向，延緩地層水的舌進與指進，有效擴大注入水波及體積，提高驅油效率，動用油藏中剩余油富集區的原油，改善注入水無效、低效循環的開發矛盾，從而提高原油采收率［4－7］。

1 調剖菌種JFT－001性能研究

1.1 調剖菌種JFT－001基本特性

JFT－001菌是從扶余油田產出水中分離篩選到的自然菌，經過PCR技術鑒定為腸桿菌屬(Enterobacter SP.)［8］，兼性厭氧，菌體大小為1.8 μm ×0.6 μm，適宜pH值為6.0～8.5，適宜生長溫度為22～42℃，油藏條件下，生存競爭能力強，在pH值為7.5、30℃、4%糖蜜營養液濃度的條件下生長繁殖，14 h后即菌種數目可增殖到1×108個/mL以上。扶余油田儲層的溫度、礦化度、原油性質及地層壓力等油藏環境的理化條件，適宜JFT－001菌的生長、繁殖和代謝;次氯酸鈉殺死雜菌和JFT－001菌的濃度分別為0.06‰和0.16‰;小白鼠經皮、經口毒性實驗證實，該菌種對生物體無毒。在營養瓊脂平板上培養，形成邊緣呈放射狀的乳白色菌落。該菌種可高效利用單糖和寡糖類碳源合成以六元氧環吡喃糖為基本單位的纖維素類水不溶性高聚糖生物聚合物，纖維素單體的分子質量為0.2～120.0×104;JFT－001菌產出的高聚糖類纖維素互相交錯聚合疊加，呈現多維立體網狀結構，與水分子締結后可形成較大的水不溶性膠狀體。

1.2 JFT－001菌室內模擬調剖實驗

根據扶余油田儲層的物性分析資料，分選粒度相近的石英砂，制作填充砂巖心模型，模擬扶余油田非均質地層，進行物理模擬實驗。隨著菌液和營養劑體系的注入，注入壓力逐漸增高，注入混合體系3 d后，填充砂的滲透率明顯下降，由3 156× 10－3μm2下降到621×10－3μm2，模型入出口端的壓差上升，由注入前的 1.18 MPa上升到 3.72 MPa。說明JFT－001菌優先進入到了高滲透層，并在高滲透層產生了大量的非水溶性的高聚糖生物聚合物，堵塞了高滲透條帶大的水流通道，使高滲透層的滲透率迅速下降，從而改變注入水流向，擴大了注入水的微觀波及體積，達到了深層調剖的目的。

利用三維的非均質有隔層的物理模型進行驅替實驗研究，模型中的高、中、低隔層的滲透率分別為563×10－3、245×10－3、94×10－3μm2，水驅結束時，高滲透層的采出程度為69.32%，中滲透層的采出程度為 37.75%，低滲透層的采出程度為16.89%;在注入JFT－001菌液和營養劑3 d后，進行后續水驅，非均質模型中的3個層的采出程度都有不同程度的提高，高、中、低滲透層的采出程度分別提高了6.20%、19.78%、25.32%，整體提高采收率16.93%，驅油效率大幅增加。通過對實驗后的模型觀察，生成的生物聚合物主要集中在高滲透層，也進一步說明產生的水不溶性生物聚合物優先封堵高滲透層。利用含有微裂縫的三維模型進行驅替實驗研究，通過觀察模型，生物聚合物主要封堵留存在微裂縫中，采出程度由單一水驅的33.85%提高到51.69%，大幅提高了驅油效率。

利用顯微自動成像系統進行JFT－001菌種的微觀驅油機理研究，可知JFT－001菌在巖心中主要通過注入的水相流體攜代運移，優先進入連通好的大孔喉。菌種自身具有攝取食物的運動性、趨向性和吸附性，對巖石表面也具有一定的吸附性，因此，代謝產生的非水溶性高聚糖生物聚合物一般以生物膜的形式吸附在巖石表面，且隨著注入量的加大，逐漸增大增厚，能夠限制巖心孔隙喉道中流體的流動，改變巖心中注入流體流動的方向，提高了注入液的微觀波及體積，進而提高驅油效率。

JFT－001調剖菌在扶余油田油藏的儲層條件下具有良好的代謝繁殖能力，菌種代謝產生的非水溶性高聚糖生物纖維素類聚合物可有效堵塞微觀高滲水流大孔道和微裂縫，限制注入水在微觀大孔道內和微裂縫內的無效循環流動，緩解水淹和水竄，在儲層中起到了較好的深部調剖、調驅作用。

2 調剖菌種JFT－001礦場試驗

2.1 JFT－001菌先導性礦場試驗

在室內系統實驗研究的基礎上，結合裂縫性砂巖周期性注水開發的研究成果，使用JFT－001菌種在21－23區塊對21－232、21－261注水井組實施了微生物調剖驅油的先導性試驗。該區塊含油面積為0.215 km2，滲透率為239×10－3μm2，試驗前綜合含水為84%。2個注水井組日配注59 m3/d，在不改變原有注水井工作制度的情況下，使用三通閥門伴隨注水連續加注JFT－001菌液和糖蜜營養液體系，注入量分別為配注水量的4%和10%，連續加注62 d。注入JFT－001菌液及糖蜜營養液15 d后，周圍13口監測井先后開始見到動態反應，含水下降、產油增加。在最佳的見效期間，監測井含水率下降最大的為35.6%，最小的為8.3%。13口監測油井均檢測到JFT－001菌、高聚糖生物聚合物以及目的菌所代謝的氣體和有機物等，日產液總量下降到 48.1 m3/d，下降了10.3%。區塊年平均綜合含水率下降13.2%，單井平均日產油由0.65 t/d升至1.06 t/d。忽略遞減，區塊累計增油4 157 t，顯示了良好的應用前景。

2.2 JFT－001菌工業化礦場試驗

扶余油田東12－3區塊含油面積為1.4 km2，油層埋藏深度為320～440 m，平均油層中部深度為363 m，主力油層為泉四段的扶余油層，該區塊天然裂縫較為發育，多為東西向垂直張性構造裂縫，滲透率為273×10－3μm2，試驗前綜合含水為88.8%。東12－3區塊是扶余油田東二區的主力區塊，石油地質儲量占東二區石油地質儲量的39.3%，產量占東二區產量的40%以上，試驗區的穩產水平直接影響著東二區的穩產程度。該區塊儲層非均質性嚴重，層間差異較大，各小層之間滲透率的差異非常明顯，這種縱向上層間差異的存在，必然會導致注入水的單層突進，造成無效循環。區塊儲層非均質差異宏觀上表現出韻律性，儲層多年注水開發，強吸強產高含水段存在。從吸水剖面情況看，約1/3厚度不吸水，1/3厚度吸水59%;從吸水強度看，11.7%的厚度吸水強度占46.8%，存在高滲條帶;從產液量分級情況看，約1/4厚度產液量占61%，1/5厚度不產液，層間矛盾較突出。區塊儲層在縱向上存在非均質性，在平面上表現出一定的滲透性差異，這種差異在生產井動態上表現為注入水在平面上的分布極為不均。區塊儲層滲透性的差異使注入水多沿高滲透帶流動，從扶余油田東區檢查井巖心觀察結果可知，扶余油層剩余油多集中于滲透性較差的、表面粗糙的微孔隙中。東12－3區塊扶余油層目前地層原油黏度約為29 mPa·s，存在著注水開發條件下含水上升快的特點，大量原油是在含水80%以上條件下采出來的。同時由于長時間水驅，原油黏度增大，受油水黏度比影響，水驅波及體積小，注入水向油井突進快。總之，東12－3區塊目前所存在的問題，基本代表了扶余油田井網已完善區塊水驅開發過程中所暴露出的主要問題，這些問題通過調整注水方式或加大注入量等常規的方法收效甚微，因而有必要進行進一步的研究，增大水驅波及體積，以達到最終提高原油采收率的目的。

在解決了JFT－001菌種放大發酵培養及現場推廣應用的營養液來源等問題之后，優化注入工藝，對扶余油田東12－3區塊33口注水井(周圍151口生產井)實施了工業化礦場試驗。不改變原有注水井工作制度，不采取其他任何措施，在正常注水生產的情況下，使用三通閥門伴隨注水連續加注5%比例的JFT－001菌液，在注入JFT－001菌液5 d后，同樣伴隨注水連續加注10%比例的糖蜜營養液體系，JFT－001菌液配注比例降至2% ～3%，連續注入JFT－001菌液及糖蜜營養液體系45～90 d。整個工業化試驗期間，共注入目的菌菌液4.11×103m3，注入糖蜜營養液體系1.657× 104m3。試驗后油井產氣量增大，產出氣中CO2組分含量由3%～6%增至12%～25%，產出液中的有機質含量由10～60 mg/L增至100～1 000 mg/L，產出液的pH值由7.7降至5.1。圖1為工業化試驗區的生產曲線。整個工業化試驗見效期內，試驗區整體產液量較實施微生物調剖試驗前平均下降13.1%，綜合含水下降3%～6%，產油量平均增加20.6%，個別油井在明顯見效期時綜合含水下降幅度接近30%，產油量增加2倍，整個區塊單井平均日產油由1.07 t/d上升到1.29 t/d，忽略遞減，目前累計增油27 896 t，少產水14.8×104m3，投入產出比為1.0∶3.9，注入水無效循環得到有效控制，經濟效益明顯。實施微生物驅之后，區塊水驅規律曲線發生明顯偏移，開發狀況變好，通過目前區塊的生產情況，進行微生物試驗前后水驅規律曲線對比，可評價井組階段提高采收率11.23%。工業化試驗與方案設計相比，取得了較好的開發試驗效果，達到了方案設計指標。

圖1 工業化試驗區生產曲線

2.3 JFT－001菌礦場試驗效果評價

2.3.1 區塊縱向矛盾得到有效控制

微生物調剖試驗前后監測14－04.21井、14－3.1井吸水剖面數據的變化情況，結果見表1。可見實施微生物調剖后，注水井的吸水剖面發生明顯的變化，原來的強吸水層段，吸水減弱;原來的弱吸水層段，吸水增強。以監測井14－04.21井為例，在微生物調剖前，配注的5個層段中僅有Ⅳ、Ⅴ2個配注層段吸水，并且這2個層段都處于楊大成子油層，與該井相對應生產井的主力油層—扶余油層根本沒有能量的補充。在實施微生物調剖后，該井的吸水剖面明顯得到改善，Ⅰ、Ⅱ2個原來不吸水的主力層段開始明顯吸水，相對吸水量由微生物調剖前的0增加到53.23%，說明實施微生物調剖后，試驗區縱向矛盾得到了有效緩解，原來不吸水的主力層段的能量得到了有效的補充，注入水無效循環、單層突進的矛盾得到了一定的控制，各配注層段的層間吸水矛盾得到了明顯改善。

2.3.2 區塊平面矛盾得到了有效改善

微生物調剖試驗前后示蹤劑監測顯示，試驗后示蹤劑推進速度明顯變慢，產出濃度降低，除13%的監測井未檢出示蹤劑外，55%的監測井延遲檢出，32%的監測井新檢出，油水井注采敏感程度發生明顯變化。微生物菌種首先進入到儲層中連通性較好的、水洗程度相對較高的高滲透條帶，一旦微生物代謝的高聚糖生物聚合物達到一定的濃度，將對高滲透水流通道起到明顯的封堵作用，致使微生物調剖試驗后示蹤劑的峰值明顯降低，見劑時間滯后。注入菌液和營養液體系后，注水井注入壓力明顯增大，部分生產井產液量發生明顯變化，佐證了高聚糖生物聚合物的產出及其有效的堵水調剖作用，在橫向平面上吸水剖面得到了有效的調整。

表1 監測井14－04.21和14－3.1試驗前后吸水剖面變化情況對比

2.3.3 有效改良了油藏的微環境

實施微生物調剖試驗后，生產井產出的原油中的膠質、蠟含量以及原油黏度明顯降低，數據見表2。說明在注入JFT－001菌液后，一方面，菌種代謝產生的水不溶性高聚糖生物聚合物封堵了高滲水通道和微裂縫后，擴大了注入水的波及體積，注入水原來未波及到的相對較輕質的剩余原油被驅動采出;另一方面，在注入菌液及營養液體系后，改變了油藏原有原生菌群結構，激活了部分內源功能微生物菌群，以原油為碳源進行代謝，使原油組分和物性發生了一定改變，改良了油藏微環境，使剩余油更容易被采出。