内源微生物驱是水驱稠油油藏提高采收率的有效方式之一[1-8]。内源微生物驱是通过注入合适的微生物营养激活剂，激活油藏中具有驱油功能的微生物群落，利用微生物自身的趋界面效应、微生物生长代谢过程中产生的表面活性物质及厌氧条件下微生物产气等综合作用，达到提高原油采收率的目的[9-13]。因此，选择适宜的营养激活体系，最大化地激活有效微生物数量是内源微生物驱技术应用的关键。
胜利油田在内源微生物提高采收率技术方面做了系统的研究和应用，初步建立了内源微生物群落激活方法，在单12块、罗801块、中一区Ng3开展内源微生物驱油现场试验，均收到了明显的增油效果[14-18]。
针对胜利油田稠油进行微生物营养激活体系的优化评价，在原有碳源、氮源、磷源的基础上，增加生物生长促进因子，进一步提高激活后内源微生物的数量，促进功能菌的生长代谢。同时，提升培养液对原油乳化分散效果、原油降黏效率及洗油效率。最后，通过一维物模评价实验和现场试验对新型激活剂体系进行了验证。
内源微生物激活样品来源于沾3区块的地层水，其他试剂均为分析纯。本实验所采用的仪器设备为Anke TGL-16G高速台式离心机；nanodrop2000超微量分光光度计；FA1104电子天平；OLYMPUS显微镜；Ф38 mm×600 mm高压模型管。
油藏条件是一个复杂的生态环境，近井地带的营养激活体系主要以激活好氧微生物为主，而油藏深部营养激活体系主要是激活厌氧微生物。因此，内源微生物激活评价实验采用好氧培养和厌氧培养两种方式同时进行。依据油藏条件，培养温度设定为65 ℃。好氧培养采用动态摇床进行培养，摇床转速120 r/min。厌氧培养是在N2环境下利用静态培养箱培养。
微生物生长促进因子指在组织培养中，除碳源、氮源以及无机盐等正常成分之外的一类物质，可以通过改变细胞膜通透性，调控细胞生长、发育。本实验选择4种微生物生长因子，分别为RPOS-12、RP、NJ-1和RPOS-09，与原有微生物激活剂体系构成新型激活体系，通过对好氧和厌氧两种不同培养条件下微生物生长情况的对比，筛选评价适宜的微生物生长促进因子。构成的新型激活剂体系组成见表 1。
筛选评价时，依据上述培养条件，将培养1天、7天、14天的菌液利用显微镜对激活的总菌数进行检测，筛选适宜的激活体系。
对模拟油藏条件下培养后的激活体系样品，测定其发酵液功能菌(地芽孢杆菌、产脂肽菌、硝酸盐还原菌及产甲烷菌)功能基因含量，并利用微型气压表测定了发酵液的产气量。
激活剂可以激活生物群落中具有能够产生生物表面活性剂功能的微生物，这类功能性微生物通过生物代谢，提高了激活后菌液样品的某些驱油性能，实现乳化、降黏和洗油等功能。
取一根试管，加等体积的培养液和柴油后，用微型旋涡混合仪高速涡旋震荡2 min，混匀，在目标油藏温度下静置24 h，然后测量乳化液和油相体积，用乳化系数E表示其乳化能力的大小[19]。
根据Q/SH 1020 1519-2013《稠油降黏剂通用技术条件》进行测定。以胜利油田沾3-X33原油为目标，室内测定温度依据油藏温度执行。在测试温度为60 ℃下，油井原油黏度为2 379 mPa·s。
根据Q/SH 1020 1518-2013《油层清洗剂通用技术条件》进行测定。以胜利油田沾3-X33原油为目标制备油砂后，进行评价测试。
通过上述评价，确定最佳的激活体系组成。
利用填砂岩心模拟油藏条件：渗透率(1.3±0.2) μm2、孔隙度0.31~0.33、温度65 ℃、驱替速度1.5 mL/min。实验步骤：测定填砂后的岩心管渗透率；测定岩心孔隙体积；计算含油饱和度；一次水驱3 PV，注入激活剂2 PV，封闭培养14天；二次水驱3 PV，记录含油、含水、采出程度，并对岩心石英砂中的总菌浓及乳化菌和产脂肽菌两种功能菌进行监测。
根据以上试验方法，对5种不同激活体系开展油藏条件下的微生物激活实验(60 ℃)。
图 1描述了好氧条件下不同培养时间内源微生物菌液密度对比关系：1#＞4#＞空白＞2#＞3#。其中，生长因子RPOS-12和RPOS-09对于沾3内源微生物具有良好的激活效果，明显优于未添加生长因子的5#激活剂体系，而且能够长时间维持菌液密度在一个较高的水平。
图 2描述了厌氧条件下不同培养时间内源微生物激活菌浓对比关系。不同激活体系与空白对比发现，2#和3#激活剂体系未出现明显促进作用。1#和4#激活内源微生物效果相对明显。推断认为，作为生物生长促进因子的RPOS-12和RPOS-09能够有效刺激沾3内源微生物的细胞生长活性，能够起到调节细胞生长的生物需求。因此，1#和4#激活内源微生物数量增加明显，好氧条件下最高激活细菌密度为1.2×109个/mL，厌氧条件下为8.8×108个/mL。
实验评价了1#、4#和空白激活剂体系的功能菌含量(见图 3)。结果显示，在激活后的菌群中，1#和4#激活体系激活的微生物功能基因种类未出现明显差异，但是激活后的优势功能基因含量略有差距。与空白配方相比，1#和4#激活剂体系中乳化菌含量明显增加，其含量由104个/mL提高至106个/mL；产脂肽菌略有提升，其含量由103个/mL提高至104个/mL。产甲烷功能菌含量有一定程度降低而硝酸盐还原菌的含量并没有随激活剂的改变而发生改变。不同功能菌含量随激活剂配方不同激活效果出现差异，可能是因为不同功能微生物对1#和4#配方中的微生物生长因子的敏感性不同。上述两种配方中的生长因子可以促进产脂肽菌和乳化菌的浓度，对另两种功能菌的生长促进作用不明显。
实验评价了1#、4#和5#激活剂体系厌氧产气量，结果见图 4。评价结果表明，厌氧产气量中，1#培养瓶内压力达到0.036 MPa，高于4#和5#激活剂体系的测定结果。推测认为，气体压力随微生物数量的增加而增大。因此，1#激活剂体系激活菌浓最高，产气量最大。
实验评价了1#、4#和空白激活剂体系的乳化能力、原油降黏率和洗油效率，结果见图 5。从图 5可看出：1#激活体系，激活后菌液的乳化性能为100%、原油降黏率为95.79%、洗油效率为95.07%，评价效果最佳；其次为4#激活体系，其菌液乳化性能为100%、原油降黏率为81.93%、洗油效率为90.81%，均高于5#激活体系的80%、68.31%和64.13%。推断认为，1#和4#激活体系激活的生物群落中具有能够产生物表面活性剂功能的微生物含量较高，如地芽孢杆菌和产脂肽菌，这类功能性微生物通过生物代谢，提高了激活后菌液样品的某些驱油性能。
综合以上激活体系评价效果，优选1#激活配方组成为最佳新型激活剂体系。通过一维物模评价实验对1#激活体系进行驱油效果评价，评价效果见表 2(表中，Geb为地芽孢杆菌，srfA为产脂肽菌)。实验结果显示，一维物模条件下，同时培养14天后，新型激活体系能有效激活地层水中的内源微生物，其产出液中微生物数量达到2.8×108个/mL，产脂肽菌和乳化菌的浓度高于常规激活体系激活后含量。
一维物模条件下，原油采收率提高17.7%，较常规激活剂提高9%左右。推断认为，内源微生物浓度的提升和功能菌比例的增加，提升了生物表面活性剂的能力，促进了原油乳化降黏效率，同时提升了洗油能力，进一步提高了原油采收率。这说明，新型激活剂体系具有良好的应用潜能。
为了验证室内研究得到的新型激活体系注入油藏后能否适应油藏环境，能否在油藏中取得良好的激活效果，在胜利油田Z3区块的一个井组开展现场内源微生物驱试验。该井组实施前注入常规激活剂，每次注入60 m3，每轮次周期为30天。实施注入新型激活体系后，施工措施不变，施工6轮次，共计180 m3，每轮次周期为30天，该井组受益油井4口，油藏温度63 ℃，油藏压力10 MPa，原油黏度1 885 mPa·s。
(1) 增油效果明显。根据4口受益油井的实际生产情况，将其分为2大类：第一类井见到降水增油的效果，共有2口；第二类井产量递减缓慢，含水被有效抑制，共有2口。其中一口试验井措施前含水90.9%左右，产油量4.7 t/d，试验后产油量升至8.1 t/d，含水率下降到86.5%。现场实施的4口井6个月累增油1 639 t。
(2) 现场产出液生化特征变化。通过对产出液中的微生物数量和功能基因的跟踪分析，该井产出液中的微生物数量较试验前提高了2个数量级，油藏内地芽孢杆菌含量由102个/mL增加到105个/mL；产脂肽菌含量由101个/mL增加到103个/mL；形成了相对稳定的生物群落结构。
(1) 向常规激活体系中添加生物生长因子，能够有效提高激活体系对油藏内源微生物的激活效果；适宜的生长因子能够起到改善菌群结构组成，促进微生物功能基因含量的增加，进一步提高内源激活的效果。
(2) 一维物模驱替实验显示，内源微生物在新型激活体系激活作用下，可提高水驱原油采收率17.7%，具有良好的驱油效率。
(3) 现场试验表明，新型激活剂体系能够有效激活油藏内部微生物，提高原油乳化分散效果，降低原油黏度，有效提高了单井产量。因此，新型激活剂体系具有良好的现场应用前景。
2018, Vol. 47 Issue (5): 85-89
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