储层中菌体微观调剖驱油效果分析

刘保磊，董汉平，2，俞 理，2，杨 玲

1)中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007;2)中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007;3)中国石油大学 (北京)地球科学学院，北京 102249

储层中菌体微观调剖驱油效果分析

刘保磊1，董汉平1，2，俞 理1，2，杨 玲3

1)中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007;2)中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007;3)中国石油大学 (北京)地球科学学院，北京 102249

为说明菌体在储层孔道中的滞留对微生物驱油效果的贡献，借助微观仿真孔隙透明模型观察了菌体在多孔介质孔道中滞留聚集现象，测定了岩心中菌体滞留引起的油水两相相对渗透率的变化，分析菌体在储层孔道中的滞留聚集规律，及其对储层中油水两相流体流动能力的影响.研究发现，微观仿真孔隙透明模型中的驱动压力随菌体在储层孔道中的滞留量增加呈阶梯状渐升，驱出液中的菌体含量下降到一定值后趋于相对稳定;岩心中菌体的滞留造成油水两相的共渗区域扩大，油相相对渗透率曲线后移，水相相对渗透率曲线下降.表明储层孔道中滞留的菌体降低了水流沿大孔道渗流的能力，扩大了注水波及体积，起到了微观调剖作用，有助提高原油采收率.

油藏工程;微生物驱油;原油采收率;油层;孔喉结构;微观调剖;多孔介质;相对渗透率

目前，对微生物采油机理的研究，多从微生物代谢角度进行分析，认为微生物采油主要是利用生物表面活性剂、生物聚合物等，通过降低油水界面张力和水油流度比等提高原油采收率［1-4］，较少从微生物菌体自身对储层孔喉的物理封堵方面研究其对微生物采油效果的贡献.然而，碎屑岩储集层的孔喉半径与菌体大小基本在同一数量级，使微生物菌体在储层孔道中的运移能力较差［5-7］，易发生滞留聚集现象.因此，储层中的菌体大量繁殖后，在储层孔道中滞留聚集可封堵部分储层孔道，改变流体流动方向，有利于驱出储层中的原油.以往微生物驱油物理模拟实验中，难以观察到菌体封堵对微生物驱油效果的影响.究其原因，一是由于微生物代谢产物积累抑制微生物生长，造成岩心中菌体数量有限，不能起到显著的封堵调剖作用;二是由于岩心长度较短，水驱过程中，菌体在岩心中没有足够的停留时间，便随水相流出岩心，不能大量滞留聚集.

实际油藏油水井的井距远远大于物理模拟实验中岩心的长度，且储层孔喉结构复杂，孔喉比、孔隙迂曲度高和岩石矿物特性等因素均为菌体在储层中的滞留聚集提供了可能.

本研究分析菌体封堵储层孔道的可行性，观察菌体在储层微观仿真孔隙透明模型中的运移现象，研究菌体在多孔介质孔道中的滞留聚集规律及对孔道的封堵作用，并通过测定油相、水相相对渗透率曲线，分析菌体对储层中油水两相流体流动能力的影响.实验表明，菌体在储层孔道中的滞留聚集起到了微观调剖作用，降低了水相的相对渗透率，有利储层中原油采收率的提高.

1 菌体微观封堵的可行性分析

1.1 菌体大小与储层喉道尺寸的关系

储层中孔隙的储集性和渗透性主要受喉道形状和大小的控制.通常，喉道半径小于孔隙半径，每个喉道至少与两个孔隙相连，而每个孔隙至少可与3个喉道相连接，多则可与6～8个喉道相连通［8］.若喉道大小改变，就会显著影响储层孔道中油水的流动方向及储层渗透率变化.

一般菌体长 0.5 ～10 μm，宽 (直径)0.5 ～2 μm，而碎屑岩储集层的孔喉半径［9］与菌体大小基本在同一数量级.因此，储层中的菌体将影响储层孔道中流体流动的方向和能力.

1.2 储层孔道中菌体的分布

根据Kozeny-Carman方程K=φr2/(9τ)，将均质岩心简化为毛细管束模型，可知渗透率和孔道半径.其中，K为岩石渗透率;φ为岩石孔隙度;r为岩石孔隙半径;τ为迂曲度.

若均质岩心直径为2.5 cm，长为20 cm，孔隙度为30%，不考虑迂曲度τ的变化，假设菌体在岩心多孔介质中均匀分布，当均质岩心流体中的菌浓度为1×107mL-1时，可得每根毛细管中的菌体数量、各菌间的距离与孔道半径，如表1.孔道半径越大，单位长度孔道中的菌体数量越多，菌间距离越小.

表1 毛细管束模型中菌体的分布*Table1 The bacterial distribution in bundle of capillary tubes pack

由于孔隙体积大于喉道体积，孔隙中菌体的数量多于喉道中菌体的数量，若孔隙空间足够大，且菌体静止均匀地分布其中，菌体浓度达107～109mL-1时，等效于半径为6.26 ～28.8 μm 的球形液滴内含有1个菌体，即菌体间平均距离约为12.4～57.6 μm.若该储层中的孔隙为边长100 μm的立方体，与其连接的喉道为边长10 μm的立方体，则该立方体孔隙中可含有10～1 000个菌体，边长上每12.4～57.6 μm处的立方体孔隙截面上，大约可分布3～65个菌体.此外，真实储层的孔隙空间多是由不规则的孔道组成，孔道迂曲，孔隙与喉道无论在二维平面上还是三维的立体上都不均匀［10］，且孔道中的水相处于流动状态，易造成储层内一些孔隙中的菌体间实际距离小于理论距离.

在微生物驱油过程中，若储层内菌体浓度达到107mL-1，则流体中的菌体随水流运移时，受菌间距、菌体浓度、菌体大小、喉道尺寸和孔喉结构等因素的影响，菌体在喉道、孔道和孔道壁等部位易发生大量滞留聚集［11-16］，引起显著的菌体微观调剖作用.

2 菌体微观封堵实验

2.1 材料与设备

胶结岩心规格为3.8 cm×15.0 cm，气测渗透率0.260 ～0.283 μm2，孔隙度 25.23% ～ 27.01%;微观仿真孔隙透明模型是利用光刻技术，将岩心铸体薄片上的孔隙网络刻蚀到玻璃上制成，长宽均为40 mm，孔道直径30～500 μm;实验所用菌体为杆状，大小为 1.5 μm ×5 μm;油相黏度为 40 mPa·s;水相黏度为 1.15 mPa·s.

图像采集系统由Zeiss Option倒置显微镜、JVC数码摄像机、Sony显示器与Adobe Premiere图像编辑软件组成，UV-9100紫外分光光度计.

2.2 实验方法

①将微生物培养液离心后，用磷酸盐缓冲液制成光密度OD600为1.3的菌体悬浮液;

②微观仿真孔隙透明模型抽真空后，向模型孔隙中注满磷酸盐缓冲溶液;

③以0.02 mL/min恒速向模型中注入菌悬液，每驱出5 mL液体记录驱动压力，同时用紫外分光光度计监测出口端驱出液体的OD600值.OD600与菌浓度呈正相关;

④借助图像采集系统对微观仿真孔隙模型中液体和菌体的两相流动进行拍摄，分析菌体在多孔介质中的运移聚集规律;

⑤将两块岩心分别编号，1#岩心以去除菌体的液体为水相，2#岩心以含有菌体的液体为水相.在45℃油藏温度下，测定两块岩心油水相对渗透率曲线，分析各自相渗曲线特征.

3 结果与分析

3.1 菌体滞留聚集封堵效应

实验发现，向微观仿真孔隙模型中注入菌悬液的初始阶段，模型中驱出液的菌体浓度较高，驱动压力较低;随注入时间延长，驱出液的OD600递减，驱出液中的菌体含量降低到一定程度后趋于稳定，而模型的驱动压力却呈递增趋势 (图1).分析认为，菌悬液注入的初始阶段，微观仿真孔隙模型孔道中菌体滞留量较少，影响水相流动的阻力较小，菌体易于在孔道中随水相运移，驱动压力较低;随注入时间延长，滞留聚集在孔道中的菌体数量逐渐增多，水相在孔道中流动的阻力增大，驱动压力升高;当滞留聚集的菌体达到一定数量时，可封堵微观仿真孔隙模型中的部分孔道，使水相流动方向发生改变，或流向其他孔道，同时菌体开始在新的孔道上发生滞留聚集效应，从而造成微观仿真孔隙模型的驱动压力不断上升.微观仿真孔隙模型孔道中菌体的滞留聚集，达到相对稳定的封堵状态时，驱出液的OD600在0.5上下波动，实现了微观调剖改变水流方向，提高了驱动压力.

图1 注入压力、驱出液光密度与注入时间关系Fig.1 Relationship between injection pressure，displacing fluid absorbance and injcction time

菌体滞留聚集需经历平衡稳定过程，才能达到对孔道封堵所需的强度.因此，在驱动压力上升时，孔道中滞留聚集的一部分菌体可被驱出，使驱动压力的上升点基本对应驱出液光密度的下降点，使整个注入过程中驱动压力呈阶梯状上升趋势.

在显微图像采集系统中，可观察孔隙介质中菌体滞留聚集的动态变化，如图2.菌体随水相在储层孔道中运移时，在储层喉道、水流速度和水流方向急剧变化处的滞留聚集现象较为严重.

图2 菌体封堵孔道的显微图像Fig.2 The microscopic images of the bacteria plugged porous channel

3.2 菌体微观调剖对驱油效果的影响

在驱油过程中，随水相驱替油相的进行，岩心中较易流动的油相首先被驱出，同时形成有利于水相流动的渗流通道，油相渗流能力降低，产出液的含水率上升，驱替压力下降.由于岩心孔喉结构等因素的影响，2#岩心的水相突破时间早于1#岩心，驱替初始阶段，原油采出率低于35%时，2#岩心产出液含水率的上升幅度高于1#岩心，如图3.

随采出程度的提高，菌体在2#岩心水相渗流通道中的滞留量增多，菌体的微观调剖作用逐渐增强.岩心孔道中滞留的菌体量达到一定值时，有效封堵了利于水相流动的部分孔道，使2#岩心的驱替压力从下降转为上升，驱替的波及体积扩大，驱替的水相进入较难流动的孔道，并驱出其中的部分原油，产出液含水率的上升幅度得到一定程度控制，采出率高于1#岩心 (图3).

3.3 菌体滞留与相对渗透率曲线的关系

孔道中菌体滞留明显改变了岩心的孔喉形状、油水流动的方向和能力等，使油水的相对渗透率曲线发生变化［17-18］，如图4.菌体滞留量关系到油水两相相对渗透率的变化，滞留的菌体数量较少时，不能明显改变油水两相的渗流能力，只有菌体滞留量达到一定程度时，才可起到增大水相渗流阻力、提高岩心的驱替压力、扩大注水波及体积和增强油相渗流能力的效果.

测定相对渗透率时发现，驱替时间较短，含水饱和度低于60%时，岩心中滞留的菌体对油水两相的流动能力影响较小，2#岩心油水两相的相对渗透率曲线与1#岩心类似.随驱替时间延长，含水饱和度大于60%时，菌体滞留引起的封堵作用得到体现，水相相对渗透率(Krw)曲线由上升转为下降，油相相对渗透率(Kro)曲线后移，油水两相的等渗点后移，共渗区域扩大 (图4).

图4 油水两相相对渗透率变化曲线Fig.4 Oil and water relative permeability curves

结 语

综上研究可知:① 储层多孔介质中菌体对流体流动规律的影响显著.多孔介质中菌体优先在主流通道中发生滞留聚集，当孔道中菌体的滞留聚集量达到一定程度时，可提高流体的驱动压力起到微观调剖作用.此外，适当降低注入的驱动压力和驱动速度可使流体在孔道中的流动速度降低，利于菌体在孔道中的滞留聚集;②菌体运移到储层深部且滞留量达到一定程度可以起到深部调驱作用，从而降低水相的渗流能力，提高注水波及体积，增强油相的渗流能力，使油水两相等渗点后移，油水两相共渗区域扩大;③适当延长岩心长度，增大菌体在岩心中运移的距离，有利于提高菌体在岩心孔道中的封堵作用，从而完善室内微生物驱油效果的评价方法;④ 储层中及时补充营养物质，使微生物大量繁殖，可保证封堵储层孔道菌体数量不断增加，增强其在多孔介质中的微观调剖能力.

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Displacement characteristics analysis of bacterial microscopic profile control in reservoir†

LIU Bao-lei1，DONG Han-ping1，2，YU Li1，2，and YANG Ling3

1)Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics，Chinese Academy of Sciences Hebei Province Langfang 065007 P.R.China

2)Research Institute of Petroleum Exploitation and Development，Hebei Province Lang fang 065007 P.R.China

3)College of Geosciences China University of Petroleum，Beijing，Beijing 102249 P.R.China

To investigate the displacement characteristics induced by the cell's retention，the retention and aggregation phenomenon and regular pattern of the cell in the microscopic porous model，the change of the oil-water relative permeability caused by the cell's retention，and the effect on the flow ability of the oil-water in reservior were observed and analyzed.The experiment reveals that，in the microscopic porous model，the driving pressure increases stepwise as the concentration of cell retention increases.The cell concentration in the liquid driven out tends to be relatively stable after decreasing to a certain value.Moreover，when the common flow region of the oil and water becomes larger，the oil relative permeability curve moves backward，and the water relative permeability curve decreases as the cell's retention in the core decreases.The study shows that the function of the cell's microscopic profile control is significant in enhancing oil recovery.This can reduce the flow ability along high capacity channel and extend the sweep area.

reservoir engineering;microbial enhanced oil recovery(MEOR);oil recovery;petroleum reservoirs;pore structure;microscopic profile control;porous media;relative permeability

TE 312

A

1000-2618(2011)04-0356-06

2010-11-26;

2011-05-25

国家高技术研究发展计划资助项目 (2009AA063504);国家重点基础研究发展计划资助项目 (2005cb221308)

刘保磊 (1982-)，男 (汉族)，江苏省丰县人，中国科学院渗流流体力学研究所硕士研究生.E-mail:liublei@hotmail.com

俞 理 (1964-)，男 (汉族)，中国石油勘探开发研究院高级工程师.E-mail:yuli3058@163.com

Abstract:1000-2618(2011)04-0360-EA

† This work was supported by the National High Technology Research and Development Program of China(2009AA063504)and the Major State Basic Research Development Program of China(2005cb221308).

【中文责编:晨 兮;英文责编:新 谷】