安塞油田微生物对低渗储层伤害的微观机理研究

杨剑，董小丽，侯军刚，张蓓，李东旭，白玉军

（1.中国石油长庆油田第一采油厂，陕西延安716000；2.中国石油长庆油田技术监测中心，陕西西安710018）

安塞油田微生物对低渗储层伤害的微观机理研究

杨剑1，董小丽2，侯军刚1，张蓓1，李东旭1，白玉军1

（1.中国石油长庆油田第一采油厂，陕西延安716000；2.中国石油长庆油田技术监测中心，陕西西安710018）

安塞油田自2009年至今已实施微生物驱30余口，为了搞清微生物对低渗储层伤害的主要因素，采用了高温高压动态损害仪进行了模拟损害实验，分析研究了微生物对储层伤害的微观机理。结果表明安塞油田所用微生物造成储层伤害主要是滞留伤害，微生物及其代谢产物滞留造成的油相有效渗透率下降35%左右，但是生物聚合物本身具有生物可降解性，随着时间的延长，岩心伤害率能够恢复到90%以上。微生物代谢产物中的表面活性剂反而可以缓解水锁伤害，提高油相岩心渗透率10%以上。

低渗储层；微生物；储层伤害；微观机理

微生物提高原油采收率技术是一项利用微生物及代谢产物来提高原油采收率的综合技术，具有适用范围广、工艺简单、成本低等优点，目前已经成为最具发展前景的三次采油技术之一［1］。安塞油田2009年开始了微生物驱油矿场试验，至目前为止已实施30余口，取得了一定的增油效果。选择合适的微生物体系，减少微生物对储层伤害是提高措施效果的关键技术之一［2］。因此对安塞油田在用的微生物进行性能评价，分析微生物对低渗储层伤害因素，开展室内微观机理研究，为后期微生物驱油体系的选择提供依据［3-5］。

1　储层基本地质特征

安塞油田主力生产层为三叠系长6油藏，平均孔隙度在12.3%～14.3%，平均空气渗透率（2.23～3.24）× 10-3μm2。岩石类型相对单一，主要为长石砂岩和岩屑质长石砂岩，砂岩碎屑以长石为主，次为石英、岩屑、云母。碎屑占比88.5%，胶结物含量11.5%，主要是绿泥石、浊沸石和方解石。孔隙类型以原生粒间孔和岩石溶孔为主。吼道半径以0.2 μm2～0.002 μm2为主，比例占到50%，属于微吼。

2　试验材料、仪器

2.1试验材料

绿铜假胞单菌（用于调剖）、枯草芽孢杆菌和简单节杆菌（用于驱油），安塞油田地面脱气脱水原油（密度：0.833 g/m3，黏度：35.03 mPa·s），煤油，安塞油田地层注入水，安塞油田长6层岩心。

2.2实验仪器

表1　实验仪器Tab.1 List of experimental instruments and apparatus

3　储层伤害因素研究

3.1微生物与储层配伍性研究

微生物与地层流体都是包含着若干种无机离子的溶液，各自保持着相对的离子平衡状态，两者混合以后如果不配伍，平衡状态被打破，发生化学反应，生成诸如碳酸钙、硫酸钙等沉淀物，堵塞或部分堵塞渗流通道［6］。

实验方法参照行业标准SY/TS107-1995中的6.4进行，具体实验步骤如下：

（1）岩心准备。从全直径岩心上钻取直径为25 mm规格的标准岩心，洗油烘干后，用常规方法测气相渗透率。

（2）测量饱和地层水状态下的岩心渗透率K1。用抽真空的方法将岩心饱和过滤后的地层水，然后用地层水驱替岩心，测量岩心在饱和地层水状态下的水相渗透率，利用岩心湿重与干重之差计算岩心孔隙度。

（3）测量饱和注入水状态下的岩心渗透率K2。反向注入注入水5 PV，测量岩心水相渗透率。由K2/K1计算得到注入水对岩心渗透率的损害恢复率。

（4）测量注入微生物后岩心渗透率K3。反向注入微生物1 PV，静置1.5 h后正向注入地层水5 PV，测量岩心在该状态下的水测渗透率，由K3/K1计算得到微生物对岩心渗透率的损害恢复率。

实验结果（见表2）表明微生物与地层水具有较好的配伍性，微生物对储层的伤害恢复率高于注入水对储层的伤害恢复率，说明未见沉淀的产生。

3.2微生物水锁伤害

由于毛细管力滞留作用，地层驱动压力不能将外来流体排出地层，使油相渗透率降低，导致水锁伤害。一般认为外来流体在地层中的毛细管力越高，水锁效应越强，油气产量越低。降低外来流体的毛细管力有助于减轻水锁效应［7，8］。

实验步骤和方法参照行业标准SY/T5l07-1995中的6.4进行，具体实验步骤如下：

（1）岩心准备。从全直径岩心上钻取直径为25 mm规格的标准岩心，洗油烘干后，用常规方法测气相渗透率。

（2）岩心饱和地层水。用抽真空和驱替的方法将岩心饱和过滤后的地层水，利用岩心湿重与干重之差计算岩心孔隙度。

（3）测量饱和油束缚水状态下的油相有效渗透率K1。实验用油为研究区脱水原油与煤油复配模拟油，用油相驱替水相至不再出水，即建立岩心的饱和油束缚水状态。

（4）测量注入水后油相有效渗透率K2。反向注入注入水1 VP，静置1.5 h后，正向注入模拟油5 PV，测量岩心在该状态下的油相有效渗透率。由K2/K1计算得到注入水对岩心油相渗透率的损害恢复率。

（5）测量注入微生物后油相有效渗透率K3。反向注入微生物1 VP，静置1.5 h时后，正向注入模拟油5 PV，测量岩心在该状态下的油相有效渗透率。由K3/K1计算得到微生物对岩心油相渗透率的损害恢复率。

从表3可看出，注入水进入储层后油相有效渗透率损害率在20%左右，是因为注入水进入较细吼道，增大了毛管力原因所致［9］。微生物注入后，油相有效渗透率损害率在10%左右，是由于微生物代谢产生的表面活性剂能够降低油水界面张力，降低毛管力，对注入水造成的水锁有一定的缓解作用。

表2　微生物与储层的配伍性实验结果Tab.2 Result of experiment on compatibility between microbial and reservoies

表3　岩心注入微生物前后油相渗透率变化Tab.3 The core of microbial oil phase permeability changes before and after implantation

3.3微生物滞留伤害

微生物及其代谢产物（生物聚合物）在地层吸附停留或进入孔喉，会造成油相渗透率降低，引起储层伤害［10］。由扫描电镜照片可以看出，微生物对岩心的附着性很强，部分可以通过运动进入岩心孔喉，同时在吼道内进行生长繁殖，形成一定生物量，具备一定的封堵作用。

但是生物聚合物本身具有生物可降解性，使渗透率恢复。本实验主要实验验证生物聚合的封堵作用和有效期的问题，实验方法参照行业标准SY/T5107-1995中的6.4进行，具体实验步骤如下：

（1）岩心准备。从全直径岩心上钻取直径为25 mm规格的标准岩心，洗油烘干后，用常规方法测气相渗透率。

（2）岩心饱和地层水。用抽真空和驱替的方法将岩心饱和过滤后的地层水，利用岩心湿重与干重之差计算岩心孔隙度。

（3）测量饱和油束缚水状态下的油相有效渗透率K1。实验用油为研究区脱水原油与煤油复配模拟油，岩心饱和油，用油相驱替水相至不再出水，即建立岩心的饱和油束缚水状态，测量此时渗透率。

（4）测量油相返排后的油相有效渗透率K2。反向注入微生物1 VP，静置1.5 h后正向注入模拟油5 PV，测量岩心在该状态下的渗透率。由K2/K1计算得到微生物对岩心内油相有效渗透率的伤害恢复率。

实验数据表明，微生物（绿铜假胞单菌）注入岩心后，由于吸附滞留使得渗透率降低，对渗透率的伤害率在64%左右，但是这种伤害并不是永久的，经过400 h降解后，岩心伤害率能够恢复到90%以上。

图1　岩心孔隙中绿铜假胞单菌Fig.1 Pseudomonas aeruginosa in the core porosity

图2　岩心孔隙中枯草芽孢杆菌Fig.2 Bacillus subtilis in the core porosity

表4　微生物对岩心伤害对比Tab.4 Comparison of microorganisms on core damage

表5　微生物对岩心渗透率恢复实验数据Tab.5 Microbes on the core permeability recovery experiment data

4　结论

（1）微生物对低渗储层伤害主要有3方面：一是微生物与储层不配伍，二是微生物形成水锁导致伤害，三是微生物及其代谢产物的滞留伤害。通过本实验可以看出，安塞油田所用的微生物造成储层伤害主要是滞留伤害。

（2）注入水进入储层后油相有效渗透率损害率在20%左右，之后注入微生物，油相有效渗透率损害率下降至10%左右，是由于微生物代谢产生的表面活性剂能够降低油水界面张力，降低毛管力，这种微生物主要是枯草芽孢杆菌和简单节杆菌。

（3）微生物及其代谢产物滞留造成的油相有效渗透率损害率在35%左右，但是生物聚合物本身具有生物可降解性，随着时间的延长，经过400 h降解后，岩心伤害率能够恢复到90%以上，这种微生物是绿铜假胞单菌。

［1］Bryant R S，Burchfied T E.Review of microbial technology for improving oil recovery［J］.SPE Reservoir Engineering，1989，4（2）:151-162.

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［4］全洪慧，朱玉双，张洪军，等.储层孔隙结构与水驱油微观渗流特征［J］.石油与天然气地质，2011，32（6）：952-960.

［5］李彩云，李忠兴，等.安塞油田长6特低渗储层特征［J］.西安石油学院院报（自然科学版），2001，14（13）:44-46．

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［10］王利峰，邸胜杰，吕振山，等.微生物调剖室内模拟及矿场实验［J］.油气地质与采收率，2002，20（5）:27-30.

Microscopic mechanism research on microbial damage to low permeability reservoir of Ansai oilfield

YANG Jian1，DONG Xiaoli2，HOU Jungang1，ZHANG Bei1，LI Dongxu1，BAI Yujun1
（1.Oil Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 716000，China；2.Technology Monitoring Center，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

Microbial flooding has been implemented more than 30 wells in Ansai oilfield since 2009，in order to find out the main factors of microbial damage to low permeability reservoir，using the dynamic damage meter of high temperature and high pressure to simulate damage experiment，analysising microscopic mechanism research on microbial damage to low permeability reservoir.The results showed that the main reservoir damage is retention damage.Products retention caused by microbes and their metabolic result in oil phase permeability decreasing about 35%.But biological polymer itself has biodegradability，with the extension of time，core damage can be restored to more than 90%.Surface active agent of microbial metabolites but can relieve water locking damage.To improve the oil phase permeability over 10%.

low permeability reservoir；microbe；reservoir damage；microscopic mechanism

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.006

TE357.46

A

1673-5285（2015）04-0021-04

2015－02-09

杨剑，女（1983-），采油工程师，2013年硕士毕业于中国石油大学（北京）石油与天然气专业，现从事油田提高采收率工作，邮箱：yjian2_cq@petrochina.com.cn。