板桥底水稠油油藏水平井微生物降黏技术

2013-05-16姚瑞香程远忠李炼民

特种油气藏 2013年2期

党红，姚瑞香，程远忠，党艳，李炼民

(1.中油大港油田分公司，天津大港 300280;2.中油华北油田公司，河北任丘 062552)

引言

1 实验室评价

大港油区板桥油田某块位于板桥油气田南部，构造上处于大张坨断层的上升盘。该块是板桥油田底水稠油油藏的典型代表，1997年投入开发，由于油水黏度比大，天然底水能量充足，油井见水后，含水上升速度快，导致油藏开发效果差。虽然采用了侧钻水平井、中心管采油、控制产液量等多种手段，但开发效果未得到有效改善，采出程度为2.1%，5口水平井和2口直井采油，日产油为15 t/d，综合含水高达90.4%，处于低速开采。同时随着板桥油田的不断深入开发，稠油底水油藏的占产比例越来越高，为此急需解决该类油藏的开发效果。微生物采油技术［1－5］已成为继热力驱、化学驱、聚合物驱之后的提高采收率新技术，且越来越受重视。目前国内微生物采油技术已成为稠油油藏开发的重要技术手段之一，但由于地层原油黏度大，影响了采油效果。本项目研究以微生物降黏为核心技术，配以化学助剂，进行了优化复配降黏技术的研究，即通过加入激活剂，使内源功能菌被定向激活，化学助剂使微生物有更适合的生存条件，内源功能菌在油藏大量生长繁殖，使原油乳化，有效降低了原油黏度，从而提高原油采收率。该项研究为大港油田底水稠油油藏水平井，提高采收率开创了新途径。

1.1 油藏参数与原油物性

板桥油田某断块油藏埋深为1 864 m，地层温度为70℃，渗透率为 3 311 ×10－3μm2，孔隙度为31.4%。原油含蜡量为3.06%，胶质沥青质含量为30.9%，原油密度为0.975 g/cm3。地层水矿化度为2 048 mg/L。将高温脱水后的稠油分离出其中的饱和烃、芳烃、胶质、沥青质等组分，并测量、计算出各组分的质量比分别为52.61%、21.88%、12.70%、12.81%，凝固点为 23℃，含水量为7.2%。

1.2 影响原油黏度的因素

1.2.1 温度对原油黏度的影响

取板桥油田地层油，测试不同温度下的油样黏度，结果表明，原油黏度随温度升高而降低(表1)。

表1 温度对原油黏度的影响

1.2.2 含水率对原油黏度的影响

在40℃下，按照地层水组成补加矿化水配制模拟地层水，将模拟地层水和原油复配，使其含水率分别为7%、10%、20%、30%、40%，测试复配样品黏度，结果见表2。由表2可知，原油含水率为10%时样品黏度最低。

表2 含水率对原油黏度的影响

1.2.3 碱对原油黏度的影响

按原油∶碱水溶液=7∶3(体积比)配制油样，在40℃下测试油样黏度，结果表明，加碱降黏效果不明显。

1.3 激活剂的筛选与优化

1.3.1 油藏微生物生态分析—细菌群落分析

对该块采油井产出水的细菌群落状况进行分析，其中烃氧菌、腐生菌、厌氧发酵菌、硝酸盐还原菌、硫酸盐还原菌分别为1.11×103、6.00×104、2.00 × 103、1.10 × 102、1.50 × 103个/mL，产甲烷菌小于10个/mL。表明该断块油井具有较完备的微生物群落结构，具有进行本源微生物采油的潜力。

1.3.2 选择性激活剂的筛选

对该区块内源菌群落［6］进行广泛分析，在此基础上，建立了该区块内源微生物群落激活剂筛选的框架。主要从碳源、氮源、磷源、有害菌的抑制剂和一些微量元素等方面考虑，对激活剂进行筛选，通过考察内源菌激活的活菌数、发酵液表面张力的变化以及激活剂对原油的乳化降解率，采用L9(34)正交表对激活剂ST配方中的主剂M和有害菌抑制剂L的配比进行了进一步的优化，优化出激活剂ST的最佳配比为1%的M和0.2%的L。

1.4 内源微生物筛选与理化性能研究

经对某水平井油水样品的多次实验筛选，确定一株能够降解原油并代谢表面活性剂的内源微生物菌株［7－8］，定名为J1。对菌种好氧性、菌种耐温性、耐酸碱度、耐盐性、菌株J1生长代谢实验、产物有效浓度－温度、pH值和盐度关系、发酵液的张力性能进行了实验。实验表明:该菌株在生长菌种的代谢过程中为厌氧型，但在产表面活性剂情况下明显好氧;菌种的耐温区间为30～70℃，耐酸碱度的pH值为6～10，并且在盐度小于16%时对生长代谢影响不大;通过产物有效浓度与温度、pH值和盐度的关系实验发现，代谢产物分别在50℃、pH值为6和盐度为1.5%的情况下有效浓度保持最低，但在较大的条件范围内波动不大，且发酵液的张力变化明显;通过分析发现，菌株产物包含糖类、脂类和蛋白质类的大分子高聚物乳化剂 (Emulsan)。

1.5 生物表面活性剂研究

1.5.1 J1菌作用前后原油表面张力

由于表面张力是液体的1个重要参数，微生物的代谢产物如产酸、产表面活性物质［9］是微生物提高采油率的重要机理，因此菌液降低表面张力的能力是评价菌种性能［10］的基本指标。采用J1菌液对原油恒温75℃培养3 d，然后将油水分离，测量菌液pH和表面张力。结果表明:J1菌作用油样后表面张力由64.39 mN/m下降到29.00 mN/m，表面张力降低54.96%;pH值由7.2下降到6.4，说明在降解过程中产物显酸性。

1.5.2 代谢产物对原油黏度的影响

微生物与原油作用后会降低原油的黏度，在筛选和评价采油微生物菌种时，将微生物降低油品黏度能力作为1个重要参数进行考察。在70℃下采用内源菌J1对稠油降黏，微生物作用前的原油黏度为983.8 mPa·s，作用后的原油黏度为642 mPa·s，降黏率约为35%。可见，内源菌J1对该断块稠油产生了一定的降黏作用。

1.6 复配作用后原油黏度变化研究

采用筛选研制的2种降黏剂(CHD、CHE)与微生物激活剂、微生物发酵产物复配进行降黏实验。复配降黏剂在矿化水中质量含量为0.1%，温度为70℃，搅拌后测试，结果见表3。从表3可知，微生物与化学助剂(CHD/CHE)复配后用于降黏，较单独1种方法降黏效果更好。

表3 不同油水比CHD/CHE降黏实验

2 实施效果

根据室内研究成果，对板桥油田进行了方案设计，共设计5口井，目前已实施3口，日增油达13 t/d，增产幅度为86.7%，原油降黏率约为60%，预计单井年增油量为200～500 t/a。水平井T1井于2010年12月21日进行了现场降黏试验，加入药剂为4.5 t(激活剂浓度为1%、化学降黏剂浓度为5%)，关井24 h后开井。该井在微生物复合降黏作业前综合含水率为89.7%，日产油为2.2 t/d，降黏后初期日产油为8.6 t/d，含水率为71.2%，最低含水率降到60.3%，日产油最高达到10.2 t/d，比微生物复合降黏处理前含水率下降29.4个百分点，日增油8.0 t/d，原油产量增加，含水率降低，见到明显的增油效果，截至2012年5月，有效期已达18个月，累计增油1 005 t，目前日产油约为2.6 t/d，综合含水率为86.8%，仍然有效。同时监测显示，现场实施复配降黏剂作用后原油黏度发生较大变化，降黏率约为60%，证明油藏内源菌被激活，油藏生态环境发生明显变化，流体性质明显改善。微生物复合降黏试验成功为该区其他水平井提高单井产量提供了科学依据。