勝利油田微生物吞吐體系的性能評價及應用*

曹功澤，李彩風，陳瓊瑤，劉 濤，汪衛東，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。經過多年的注水開發，油藏中產生了水驅優勢通道，導致無效水循環，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，該區塊的常規水驅采油技術實施效果差［3］。

前期現場研究表明微生物單井吞吐是一項有效提高單井產能的技術。其利用微生物或代謝產物來改善原油流動性，解決油井產量下降的問題［4-7］，具備操作方便、注入量少、成本低等優勢。但是隨著油藏進入注水開發后期，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+微生物發酵液復合吞吐技術。將生物多糖注入水驅長期沖刷的優勢通道中發揮堵水作用，使后續注入的兼具低表面張力和乳化能力的微生物發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酵液（產量35 g/L，原液黏度為2320 mPa·s，實驗加量為10%），新型生物多糖發酵液（產量23 g/L，原液黏度為2880 mPa·s，實驗加量為7%），普魯蘭多糖發酵液（產量41 g/L，原液黏度為1 580 mPa·s，實驗加量為20%）；外源菌發酵液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］，外源菌發酵液Ⅱ（主要成分為糖-蛋白-脂生物乳化劑，乳化指數為100%，具有穩定乳化作用）［16-17］，具有完全自主知識產權。

QBZY 全自動表面張力儀，北京天創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 微生物發酵液評價

（1）乳化穩定性。在試管中加入等體積的微生物發酵液和柴油，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（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；飽和脫水原油，計算初始含油飽和度；一次水驅至巖心產出液中含水約95%；95 ℃下分別注入0.3 PV 生物多糖、0.3 PV 微生物發酵液、0.1 PV生物多糖+0.2 PV微生物發酵液；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 ℃時表現出較好的穩定性，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，黃原膠規則的雙螺旋結構逐漸變為無序結構［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下降趨勢，95 ℃下的黏度為21 mPa·s，高溫穩定性差。推測普魯蘭多糖在高溫下容易發生卷曲，引起黏度降低。新型微生物多糖的黏度始終沒有發生顯著的變化，具有較強的耐溫性，這與其穩定的分子結構相關。

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 區塊環境下，新型生物多糖體系能有效發揮巖心封堵的作用。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，有利于增強后續微生物發酵液注入體系與油藏中剩余油的接觸效率。

2.3 微生物發酵液的乳化穩定性

配制微生物發酵液Ⅰ與微生物發酵液Ⅱ體積比不同的混合體系，在95 ℃下靜置5～20 d的乳化穩定性如圖2 所示。隨著放置時間的延長，微生物發酵混合液的乳化能力均有不同程度的降低。微生物發酵液Ⅰ占據主導地位時，微生物發酵混合液的高溫乳化穩定性較差。放置20 d時，微生物發酵液Ⅰ與微生物發酵液Ⅱ體積比為3∶1的混合體系乳化指數為32%。微生物發酵液Ⅱ占據主導地位時，微生物發酵混合液的高溫乳化穩定性增強。由于微生物發酵液Ⅱ以糖-蛋白-脂的生物乳化劑為主，具有突出的乳化穩定性能，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。微生物發酵液Ⅰ與微生物發酵液Ⅱ體積比1∶2的混合體系放置20 d后的乳化指數達90%；隨著微生物發酵液Ⅱ的比例繼續增加，混合體系的乳化指數沒有明顯變化。因此，選取微生物發酵液Ⅰ與微生物發酵液Ⅱ體積比為1∶2作為最佳比例的微生物發酵混合液。

圖2 不同比例微生物發酵液的乳化穩定性

2.4 微生物發酵液的降黏效果

在模擬羅9 試1 塊油藏環境下，將上述優化的微生物發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，微生物發酵混合液注入的試管壁上原油呈現顯著的剝離上浮現象。由此可見，低表面張力（27 mN/m）的微生物發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

將微生物發酵混合液與羅9試1塊原油在高溫環境下相互作用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區塊95 ℃的油藏環境，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 微生物發酵液（微生物發酵液Ⅰ與微生物發酵液Ⅱ體積比為1∶2）的巖心，提高驅油效率達13.9%，驅替效果顯著優于僅注入微生物多糖體系或微生物發酵液體系的巖心。由此可見，微生物多糖和微生物發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，增加了后續微生物發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 現場應用

2020年開始，利用微生物多糖和微生物發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。現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，使后續注入的微生物發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，且目前繼續有效。利用微生物多糖和微生物發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狀況，開展了微生物多糖和微生物發酵液復合體系的單井吞吐現場應用。燜井一段時間開井后，日產油曲線呈現“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，目前仍繼續有效。隨著區塊不斷開采，羅9 和羅901 兩口油井的含水逐漸上升，均在96%左右，油井處于低效開發狀態。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狀況，提高了單井產能，目前兩口油井均繼續有效。

表2 羅9試1塊微生物單井吞吐實施效果統計

3 結論

注水開發后期的勝利油田羅9試1塊油藏中存在優勢孔道，水驅開發效果逐漸變差，油井含水率普遍大于90%。為了有效提高油井產量，研制了以生物多糖和微生物發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，充分發揮了微生物多糖封堵大孔道及微生物發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，目前吞吐井均繼續有效。