沾3块内源微生物驱现场注入工艺参数优化

杜荣光， 郭辽原， 郭省学

( 1. 胜利油田分公司 油田机关开发处，山东 东营 257001；2. 胜利油田分公司 采油工艺研究院，山东 东营 257000 )

0 引言

油藏内源微生物比外源微生物具有更高的代谢活性，且内源微生物驱以工艺简单、投资少、成本低、适用范围广等优势越来越受到人们的重视[1-3].内源微生物驱油工艺参数包括激活剂注入量(注入孔隙体积倍数，PV)、注入质量浓度、注入方式及其他配套参数(空气配注量等).微生物驱注入方式的选择影响提高采收率的程度.激活剂的注入量及注入质量浓度的选择，既要考虑提高采收率程度，又要考虑投资成本.内源微生物驱注入工艺参数优化设计是内源微生物驱进入现场试验的前提条件，并为现场试验方案设计提供依据.目前关于内源微生物驱油工艺参数优化方面的研究很少.

前期实验研究表明，沾3块内源微生物群落结构比较丰富，且具有可激活性，激活后微生物群落总数达到108个/mL，物模实验提高采收率大于7.0%[4]，具有实施内源微生物驱提高采收率的潜力.因此，有必要进行内源微生物驱注入工艺参数优化研究.

1 油藏概况

表1 沾3区块油藏参数

2 实验

针对胜利油田河口采油厂沾3块，进行内源微生物驱现场注入工艺参数优化研究，优化一套现场注入工艺参数，包括最佳激活剂注入量、注入方式及空气配注量；实验所用的激活剂配方为：玉米浆干粉3.3 g/L、磷酸铵3.12 g/L、硝酸钠2.0 g/L.采用正交设计法优化出最佳现场注入工艺参数，为沾3块内源微生物驱现场实施提供理论依据.

2.1 器材与条件

2.1.1 仪器

高压模型管(φ×l:21.5 mm×160 mm)16根，P2000型平流泵2台，Ⅲ型1 L中间容器2个，气相色谱仪1台，表面张力测定仪1台，手摇式加压泵1台，恒温培养箱1个.

2.1.2 材料

实验用水，沾3块注入水和沾3x24井产出水；实验用油，沾3x24井原油；激活剂，玉米浆干粉0.33 g/L、磷酸铵0.312 g/L、硝酸钠0.2 g/L.

2.1.3 条件

实验温度，油藏温度54 ℃；实验压力，油藏压力10 MPa.

2.2 方法及方案

2.2.1 方法

实验采用正交设计法.正交设计法主要使用正交表工具进行整体设计、综合比较、统计分析.它的处理方法是使用正交表从所有可能搭配中挑出若干必需的试验；然后再用统计分析方法对试验结果进行综合处理，进而解决问题.其主要优点：(1)能够用尽可能少的试验次数寻求各因子间的最佳协同；(2)能够分析各因子之间的交互作用.

2.2.2 方案

在内源微生物驱油过程中，影响现场试验结果的因素多种多样，工艺参数优化涉及的参数也很多，鉴于现场先导试验的经验及研究资料的收集与综合分析，初步筛选激活剂注入量、段塞注入方式和空气配注量作为主要工艺参数因素.将内源微生物驱注采参数的优化设计过程看作是一个多因子多水平的数值试验过程[6].选取激活剂注入量(A)、段塞注入方式(B)和空气配注量(C)等3个因子作为考察对象，每个因子按3种水平进行水驱试验，选择 L16(43)四水平正交表设计16个试验方案[7]，见表2.

表2 微生物驱激活剂注入量、段塞及配气量优化参数水平取值

2.3 步骤

(1)配制石英砂，模型管前期准备，填装岩心；

(2)岩心抽真空饱和地层水；

(3)测岩心水相渗透率，计算岩心孔隙体积和孔隙度；

(4)岩心饱和油，并在油藏温度(54 ℃)下放置7 d；

(5)进行一次水驱，至出口含水率为90%；

(6)按照正交实验方案以1.0 mL/min速度注入一定体积激活剂(第一段塞)和配注一定量的空气，然后在54 ℃条件下恒温培养15 d；

(7)进行二次水驱，水驱1 PV(PV为注入孔隙体积倍数)，计算增油量；

(8)注入第二段塞激活剂，然后在54 ℃条件下恒温培养15 d；

(9)进行三次水驱，水驱2 PV，进行取样，同时计算增油量.

2.4 结果与分析

各岩心孔隙体积在215～245 mL之间，孔隙度在32.1%～35.0%之间，渗透率在1.1～1.3 μm2之间，原始含油饱和度在87.2%～90.5%之间.其中，0号岩心为空白对比岩心，1～16号岩心检测结果见表3.

表3 沾3块内源微生物驱总菌数、表面张力和乙酸根检测结果

图1～4分别为各岩心内源微生物驱提高采收率柱状关系图、二、三次水驱产出液总菌数、表面张力和乙酸柱状图.

由图1可知，二次水驱提高采收率平均在1.1%左右，最高达2.5%，三次水驱提高采收率平均在3.8%左右，最高为12号岩心6.8%，平均高出二次水驱2.7%；微生物驱提高采收率平均达到5.6%，最低为1号岩心达到3.0%，最高为12号岩心达到9.0%.

图1 沾3块内源微生物驱提高采收率柱状关系

图2 岩心二、三次水驱产出液总菌数柱状图

图3 岩心二、三次水驱产出液乙酸根质量浓度柱状图

图4 激活剂注入量、段塞尺寸和空气配注量优化对比

由表3、图2和图3可知，三次水驱高出二次水驱2个数量级，达到1.9×108个/mL.二次水驱乙酸根平均质量浓度为43.9 mg/L；三次水驱为123.6 mg/L，高出二次水驱79.7 mg/L.二次水驱产出液中的表面张力最高为56.8 mN/m，最低为51.6 mN/m，平均为54.2 mN/m；三次水驱的表面张力平均为41.3 mN/m，低于二次水驱12.9 mN/m.

表4 沾3块内源微生物驱注入参数优化正交实验结果

注：A4为激活剂注入量位级4提高采收率之和；B3为段塞大小比位级3提高采收率之和；C3为空气配注量位级3提高采收率之和；R为级差.

由于各岩心产出液中总菌数、表面张力和乙酸根质量浓度变化不明显，而微生物提高采收率幅度的变化比较大；因此选定微生物提高采收率为评判值[8].沾3块内源微生物驱注入参数优化正交实验结果见表4.激活剂注入量、段塞尺寸和空气配注量优化对比直方图见图4.

由表4可知，12号岩心提高采收率幅度最高为9.0%，其次16号岩心为8.2%，8号的为7.5%，最低为1号岩心，提高采收率幅度为3.0%.级差R的大小反映试验中各因素作用的大小.激活剂注入量极差最大为19.6，其次为激活剂注入形式级差4.1，空气配注量极差最小为2.1，说明激活剂注入量(A)为重要因素，激活剂注入形式(B)为比较主要因素，空气配注量(C)为次要因素.由图4可知，激活剂注入量中位级4为最优水平，段塞大小比中位级3为最优水平，空气配注量中位级3为最优水平.

为了比较填砂岩心与实际天然岩心的差异，选用提高采收率较高的4号、12号和16号岩心所用的工艺条件在天然岩心中进行物理模拟驱油实验，实验步骤同2.3.实验结果表明，4号、12号和16号天然岩心内源微生物驱提高采收率分别为7.0%、8.7%和8.1%，与人工填砂岩心内源微生物驱实验结果(7.2%、9.0%和8.2%)比较接近，说明填砂岩心物模实验结果具有一定可靠性.

3 结论

(1)物模实验中各岩心产出液中总菌数、表面张力和乙酸根质量浓度差别不大，而内源微生物驱提高采收率幅度差别比较大；因此选用微生物提高采收率值作为正交实验主要评判值.

(2)沾3块各注入参数对开发效果影响的敏感程度有差异，其中激活剂注入量影响最明显(极差为19.6)，其次为激活剂注入形式(极差为4.1)，最后为空气配注量(极差为2.1).

(3)沾3块内源微生物驱最佳的现场注入方案为：激活剂注入量，0.3 PV；段塞大小比，1∶3(0.075 PV前置段塞+0.225 PV后置段塞)；空气配注量，15∶1(气液体积比).