杜江民，张相春

(1.石家庄经济学院资源学院，河北 石家庄 050031；2.西北大学地质学系，陕西 西安 710069)



滩海油田废水活化采油技术初探
——以NB35-2油田为例

杜江民1,2，张相春2

(1.石家庄经济学院资源学院，河北 石家庄 050031；2.西北大学地质学系，陕西 西安 710069)

[摘要]滩海油田是我国陆地油田的重要组成部分，广泛分布于东部沿海。NB35-2油田原油粘度高，渗流阻力大，油水关系复杂，一次采收率低，同时在采油过程中产出了大量的污水。为了解决剩余污水和提高稠油油田采收率，开展了微生物废水活化采油技术研究。本文依据NB35-2油田地质和开发特点，针对NB35-2油藏实际情况，应用现代生物技术，筛选出优势菌种，通过静态和动态物理模拟实验对优选菌种进行了系统评价。结果表明：NB35-2油田油藏地质条件适合开展微生物采油，优选的菌种对NB35-2油田油水界面张力降幅大于30%，降粘率达到30%以上，对C30+原油组分降解率达12%以上，室内驱油效率比水驱提高8%以上；与衰竭开发和注水开发方式相比，微生物废水活化技术是一种有效的提高稠油采收率技术，应用后将具有明显的增产效果。

[关键词]滩海油田；废水活化；微生物采油；NB35-2油田；菌种筛选

滩海油田是我国石油工业的重要组成部分，广泛分布与沿海各大油田。目前，滩海油田均已进入以高含水或特高含水为主要特征的注水开发后期，油井产出液含水90%以上，每年产出数千万吨污水。为了减少油田污水无效回灌地下或外排，缓解污水对地下水和地表水的污染，必须提高油田污水回注量，最大限度地实现油田污水资源化再利用。通过生物法处理油田采出水，使其达到油藏注水水质指标，同时依靠微生物代谢产物活性物质，提高回注率和采收率，可实现油田废水的资源化再利用[1]。本论文通过对滩海油田NB35-2油田的废水处理菌种的活性研究，论证废水处理和活化采油的可行性，既可以解决剩余废水处理的问题、又可以提高原油采收率。

1NB35-2油田概况

NB35-2油田发现于1995年6月，位于渤海中部海域。海域平均水深12.2 m，储层为河流相沉积砂体，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征。油田地面原油具有粘度高、密度大、含硫量低、凝固点低、含蜡量中等等特点，属重质稠油。

图1　岩石电镜照片

1.1储层岩性特征

NB35-2油田储层以中砂级颗粒为主，其次为粗砂，少量的细砂，颗粒成分主要为石英、长石，其次为酸性喷出岩岩块。碎屑颗粒为次圆状、彼此游离为主，疏散分布，粒间孔隙发育好，孔隙直径中值在0.15～0.3 mm之间。部分长石及岩屑发育粒内溶孔，个别呈蜂窝状或残余状，岩石的孔渗性主要受泥质的制约[2](见图1)。

1.2储层物性和非均质特征

储层具有高孔高渗特点，孔隙度主要分布于31.9%～35.3%之间，平均33.9%，渗透率主要分布于在956.0～1 834.6×10-3μm2之间，平均1 347.2×10-3μm2，储物性能较好。储层渗透率突进系数，渗透率极差 储层具有较强的非均质性[2]。

1.3油藏温度及流体性质

NB油田地层温度在54℃～56℃，具有密度高、粘度大的特点，地层原油粘度范围50～300 mPa·s，密度：0.939～0.949 g/cm3。原油300℃的馏分基本都在10%以下(见表1)，说明长链烃组分较多。水油流度比较大，导致水驱效率不高[3]。

1.4油田开发存在的问题[3]

(1) 受勘探未获新突破的影响，无新探明储量投入开发，造成尤其开发后备资源匮乏，储采比低，稳产困难；

(2) 注采井网不完善，地层能量较弱，生产压差变小，油井产量较低；

(3) 原油粘度较大，油水流度比较一直处于油粘度大，油水流度比大，含水高；

(4) 油层非均质，油层渗透率层间差异大，产液剖面差异大，油层动用程度不均；

(5) 废水量大，回注率低。

2菌种来源

为了解决NB35-2油田开发中存在的问题，提高油田废水处理和活化效率，菌种来源于石家庄经济学院、西北大学筛选的石油烷烃降解菌(见图2)，菌种属于芽孢杆菌，属革兰氏阴性菌，该复合菌种处理前后水质活性见表2所示，在12 h内将NB35-2油田含油废水处理至10 mg/L以下，微生物数量增加3个数量级，pH略有下降，该菌种在以原油为唯一碳源的条件下能够代谢产生生物表面活性剂，能够使表面张力降68.91 mN/m，具有较好处理效果，能够提高废水活性，降低油水界面张力，改善油水流度比，增加原油流动性，提高单井产液量，促进采油[4,5,6]。

表1　NB35-2部分井油品性质

图2　优势菌株显微镜图片

处理过程含油(g/L)活性物质(g/L)微生物数量(个/mL)pH表面张力(mN/m)处理前26.6/96×1037.0171.82处理后8.20.7152×1066.8867.91

3微生物菌种优选及性能测试

3.1菌种降粘性能

粘度是重要的原油物理性质，粘度降低，有利于采油；对于含腊量较高的单井，原油与菌种联合培养12 d[7,8]，原油粘度变化曲线(见图3)。

图3　原油粘度-时间变化曲线

由图3可以看出，内源微生物作用后原油粘度降低，油品性质得到改善，在培养第8天原油粘度降低了33.9%。

3.2菌种界面张力性能

发酵液每培养24 h进行取样检测表面张力与界面张力，在培养到第4天，样品发酵液的表面张力、界面张力均达到最低值[9,10]，其变化曲线(见图4)。

图4　表/界面张力-时间变化曲线

由图4可以看出，采用最优化激活体系将内源微生物激活后培养液表面张力、界面张力明显降低，说明内源微生物代谢产生了表面活性物质表面张力4 d降低到了最低值38.73 mN/m。比最初的表面张力降低了31%，界面张力降低了39%。后期随时间的增加，表面张力、界面张力有所上升，说明随内源菌的激活，菌浓增加，营养物质浓度降低，微生物的省长和代谢都受到了限制；同时随着食物链下游微生物的激活，开始以上游微生物代谢产物为营养，都导致了表面张力、界面张力的升高现象。

3.3菌种对原油组份作用

原油与微生物菌液、营养液一直放入锥形瓶中，恒温摇床中培养，培养7天，处理后8 g原油以5 ml正己烷溶解，进行原油色谱[11,12]，分析结果(见图5)。

由图5可以看出，NB2对油品性质改善较好，激活本源微生物后，油相平均分子量由181.44下降到157.76，下降了13.1%；油相密度从0.84下降到0.815，较空白下降3.0%，C7+的质量百分数较空白下降12.8%，C11+的质量百分数较空白下降13%，C7+的摩尔百分数较空白下降23.8%，C11+的质量百分数较空白下降24.5%。同时，原油组分中的C30+质量百分数较空白下降12.9%，C30+摩尔百分数较空白下降24.3%，说明激活的微生物种群对长链烃有广泛的降解作用，从而增加原油的流动性。

本次试验为了收集样品，在原油中加入了试剂，导致整个评价系统的C6值比较高，但不影响相对的变化值。从下图可以看出，激活剂处理后，长链烃相比原油都有少量降低，短链烃有所增加。

图5　作用前后原油性质

3.4微生物驱油物理模拟实验[13,14]

1)将老化后岩心接入水驱油流程，以0.6 ml/min速度驱油，同时在岩心出口通过油水分离计量器计量产出油水量，密切注意见水点。

2)油水计量的取点间隔为0.05～0.1 PV，见水后，每个点计算含水率，至含水率达到95%时，注入菌液0.5 PV并关闭岩心两端，使微生物作用原油。

3)同时，以相同的条件进行水驱油，与菌液驱油取点、计量相同需要将注入菌液的0.5 PV 换成水驱，同量条件下，关闭岩心。

4)当到微生物作用原油时间结束，恢复水驱油，与初次水驱油计量方法一样计量和取点，至含水率大于98%或驱至累计5 PV，结束实验。

5)水驱油时，录取的参数有油量、水量、压力，观察产出油水的浑浊度，并进行描述。

图6　驱油效率、含水率与驱替量的关系曲线(含水98%)

由图6可知：在实验过程中，由于本项目涉及的原油粘度大，流度比高，因此，很快进入高含水时期；从含水95%～98%的过程很短，并且伴随波动，导致含水98%的驱替实验与95%的驱替实验实验结果很接近。结果表明，水驱含水98%时，注入菌液及营养剂，内源微生物驱油效率较同等条件下水驱平均提高8.3%。

4结语

(1)NB35-2油田属于“高孔高渗高粘”油藏，开发过程中常规措施很难满足增产需要，热采技术成本较高，急需一种新的采油技术；

(2)筛选到的石油烷烃降解菌能够满足NB35-2油田废水处理要求，处理后的水质活性大大提高，活性物质达到0.71 g/L，表面张力降低至68.91 mN/m 。

(3)优选的菌种与地层及流体具有较好的配伍性，室内实验降粘率超过30%，界面张力下降30%以上，驱油效率超过8%；

(4)NB35-2油田具有很好的废水活化采油技术的适应性，下一步建议开展现场实验。

(5)油田废水合理化利用既可以使油田废水资源化再利用，又可以提高油田采收率,是一举两得的方法。

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[中图分类号]TE19

[文献标识码]A

[文章编号]1004-1184(2016)02-0094-03

[作者简介]杜江民(1984-)，男，河北石家庄人，博士，讲师，主攻方向：石油地质教学与研究

[基金项目]国家自然科学基金资助项目(41302076)；河北省水利厅科研项目资助

[收稿日期]2015-03-14