宋永亭 李彩风 曹嫣镔 孙刚正 吴晓玲

中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院

随着油田整体进入特高含水期深度开发阶段，稠油开发已经成为重要产能接替阵地［1-2］。稠油油藏由于黏度高，流动困难，开采难度很大。蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采法是开采这类油藏常用方法［3-5］。其中蒸汽吞吐法应用最广，但存在热损失大、作业难度大、开采成本高等问题，且随着蒸汽吞吐轮次的增多，开发效果逐渐变差［6-7］。同时，部分稠油井受完井方式、井筒情况和注汽能力等问题的限制，无法实现注汽吞吐增效，导致油井长期低效生产。

微生物单井吞吐是一项通过油井注入微生物或激活剂体系，利用油藏环境中微生物繁殖代谢提高单井产能的技术，可解决稠油低效井由于原油流动性差、近井地带堵塞等原因引起的油井产量下降问题［8-10］。原油乳化和产气是微生物作用原油的2大机理，因此充分激活利用产乳化剂微生物和产气菌是微生物提高单井产能研究的重要方向［11-13］。通常微生物单井吞吐是直接向地层注入微生物发酵液或激活剂激活微生物来提高单井产能，其中将内源微生物和外源微生物有机结合起来进行单井吞吐应用的研究较少［14-17］。针对以上问题，研究了油藏内源微生物激活后微生物的原油乳化和产气能力以及内、外源微生物复合后微生物的生长代谢情况，应用于现场形成适用于稠油低效井的微生物复合吞吐工艺，从而提高油井产量。

1 室内研究评价

1.1 内源微生物激活培养

采集油井地层水，厌氧瓶中盛有100 mL地层水，加入激活剂体系：糖蜜3 g/L，玉米浆2 g/L，硝酸钠1.5 g/L，磷酸氢二钾1 g/L，磷酸二氢钾1.2 g/L。现场油藏温度下进行静置厌氧培养，不同时间取样进行细菌浓度、乳化活性及产甲烷气的检测。

1.1.1 细菌浓度 内源微生物是进行单井吞吐的物质基础。如图1所示，添加的激活剂体系能有效激活地层水中内源微生物。随着激活时间延长，内源微生物浓度逐渐升高。激活第20 d时，细菌浓度达到峰值为5×108个/mL，之后细菌浓度维持稳定，第40 d后细菌浓度有所下降，推测受静置培养方式的限制，随着营养体系消耗及微生物代谢产物的积累，内源微生物生长繁殖受到一定抑制。

图1 不同时间的内源微生物生长Fig. 1 Indigenous microbial growth at different time

1.1.2 乳化活性 取一试管，加等体积的发酵液和柴油后利用微型旋涡混合仪高速涡旋震荡2 min后混匀，在避光油藏温度下静置24 h，然后测量乳化液和油相体积。用乳化系数表示其乳化能力的大小，分别测定乳化层和总烷烃层的体积，相比即为乳化指数［18］。如图2所示，为不同时间激活体系的乳化指数，从中可以看出地层水中具有乳化烃类化合物-柴油能力的内源微生物被有效激活。开始乳化指数较低，说明此时内源微生物代谢产生的乳化活性物质较少，乳化能力较弱。随着激活时间延长，乳化指数增加。第20 d时，乳化指数达到97%，表明源微生物代谢产生乳化物质增多，乳化能力达到最大。第40 d时，乳化指数下降推测微生物代谢产生的乳化活性物质可能被微生物后续消耗利用。

图2 不同时间的乳化活性Fig. 2 Emulsifying properties at different time

1.1.3 产气能力 利用压力表检测激活后厌氧瓶上部空间压力，其可以表征激活后的内源微生物的产气能力。培养瓶顶空体积是100 mL，相当于1个标准大气压0.1 MPa的气体体积，换算公式：气体体积=气压值×1000，具体结果如图3所示。地层水激活体系在5 d内没有明显检测到气体产生，第10 d开始检测到少量气体，当激活培养至35 d内源微生物产生的气体量显著增加，40 d后产气量最高，可以达到260 mL左右。生物气的产生有利于溶胀降黏原油，可以增强原油的流动性。

图3 不同时间的产气量Fig. 3 Gas production at different time

1.2 外源微生物对内源微生物生长代谢的影响

选择嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1为添加的外源菌，该菌最适生长温度为65～70 ℃，具有优良的原油乳化能力和驱油性能［19-20］。将上述激活剂体系加入至含有2%原油地层水的样品中，一个接种5%外源菌SL-1，另一个只添加激活剂体系为对照，激活培养后进行细菌浓度和乳化能力检测。

1.2.1 外源微生物对细菌浓度的影响 如图4（a）所示，为只添加激活剂体系激活内源微生物的样品。如图4（b）所示为既添加激活剂又添加外源菌的样品。从图中可以看出地层水内源微生物激活培养10 d后，内源微生物浓度达2×108个/mL，而添加外源菌的样品中细菌浓度高达9×108个/mL，比单纯加入激活体系激活内源微生物的浓度明显增加，推测外源菌添加后促进了微生物的生长繁殖，其中整个生态系统中微生物的变化还需要进一步研究。

图4 微生物激活后镜检情况Fig. 4 Microscopic examination after microbial activation

1.2.2 外源微生物对乳化能力的影响 激活培养同时添加激活剂和外源菌的样品，不同时间取样进行乳化指数测定。如图5所示，第20 d时，乳化指数达到100%，微生物代谢产物的乳化能力显著。与图2只添加激活剂激活内源微生物的样品相比，添加外源菌后，乳化能力增强的时间由20 d缩短至15 d，而且不同时间取样过程中整体乳化指数升高，由此可见外源菌的加入强化了微生物的烃类乳化能力。

图5 内外源微生物复合后不同时间的乳化活性Fig. 5 Emulsifying properties at different time after the compound of indigenous and exogenous microbes

2 现场试验

2.1 菌液生产

嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1菌，经过摇瓶培养、一级生产、二级生产、三级生产逐级扩大生产发酵，最后进行检测，得到菌浓在108个/mL以上，乳化指数在90%以上的合格发酵液，运送至现场进行单井吞吐施工。

2.2 现场注入方式

根据试验井的油层有效厚度、孔隙度、处理半径等数据，确定处理液的用量为

式中，V为注入用量，m3；R为处理半径，m；H为有效厚度，m；ϕ为孔隙度，%；β为用量系数。

现场采用段塞注入方式，首先反挤激活剂稀释液，为SL-1菌和油藏内源菌提供充足的营养源，然后注入外源微生物SL-1菌液，再注入油田污水，将激活剂和SL-1菌液顶替至设定位置，使SL-1菌和内源微生物在油藏内大量繁殖、代谢，产生表面活性物质、生物气，增加油藏压力，提高油井产能。结合孤东油田七区馆上段油藏特点，在室内实验研究的基础上，现场选开展单井微生物复合吞吐试验。

2.3 试验井条件

先后对胜利油田孤东采油厂、滨南采油厂、桩西采油厂等12口稠油低效井进行了微生物单井吞吐现场应用，实施成功率达70%左右。孤东采油厂GO7-53X145井为无法实现注汽吞吐增效的长期低效生产常规稠油井，油藏温度65 ℃，压力12 MPa，原油黏度 1663 mPa·s，矿化度 10260 mg/L，油层有效厚度为6.9 m。投产后原油黏度高，通过滴灌式加降黏剂和掺水，效果欠佳，产液量低，含水高达95.2%。滨南采油厂SJSH14-8井低产低液、高含水，油藏温度为73 ℃，压力为7 MPa，原油黏度4126 mPa·s，矿化度5789 mg/L，油层有效厚度为9.8 m。

2.4 试验结果

2013年8月对GO7-53X145井进行了微生物复合单井吞吐技术的施工，注入微生物发酵液和激活剂体系，关井15 d。9月10日开井后产量逐渐恢复，9月17日达到最佳见效期，产油量由实施前0.7 t/d提高到6.8 t/d；含水由实施前95.2%最低降到36.4%，增油降水效果显著；有效期为63 d，共增产原油243 t。推测后期微生物复合吞吐效果降低的原因：一是提高了冲次，加大了产液量；二是该井属于高含水井存在水淹隐患。

2016年11月对SJSH14-8井进行了微生物复合单井吞吐，关井13 d。开井后，油井产量逐渐得到提高，峰值日产油从实施前1.1 t增加到4.2 t，含水从实施前78%最低降到52%，取得了显著的增油降水效果。截止到2018年4月12日，有效期为420 d，增产原油达802 t。

3 结论

（1）地层水中加入合适的激活剂体系后，内源微生物得到充分激活，代谢产生了乳化活性物质和生物气，这对于乳化原油，降低原油黏度，提高原油流动性具有重要作用。

（2）添加高温乳化剂外源菌SL-1后，刺激了生态系统中整体微生物的生长繁殖，与单纯激活内源微生物的样品相比，微生物浓度增加，乳化能力加强，但是外源菌SL-1在微生物生态系统中的具体生长代谢影响还需要进一步研究。

（3）GO7-53X145井和SJSH14-8井在实施内外源微生物复合吞吐技术后，出现了明显的增油降水效果，建议微生物吞吐实施后采取降液控制产液量，有利于延长微生物与原油的作用时效。