低渗透油田微生物采油入井液的伤害机理*

刘建英 申 坤 怀海宁 黄战卫 李 斌 陈富林

1长庆油田采油一厂 2西北大学生命科学学院

低渗透油田微生物采油入井液的伤害机理*

刘建英1 申 坤1 怀海宁1 黄战卫1 李 斌1 陈富林2

1长庆油田采油一厂 2西北大学生命科学学院

微生物菌液进入地层对储层渗透率的伤害主要表现在以下三方面：一是微生物菌液与储层内黏土矿物配伍性差导致的黏土矿物吸水膨胀和分散运移；二是微生物菌液在储层孔隙内吸附滞留引起的液阻效应；三是菌体代谢产生高分子物质在储层孔隙内的吸附滞留。通过两组岩心串联实验进行研究，结果表明：菌体及其代谢产物中的生物聚合物在岩心孔隙内的吸附滞留，伤害程度的比例在20%左右；高渗岩心的损害率降低程度普遍略高于低渗岩心。

低渗透油藏；微生物入井液；渗透率；实验；储层伤害

随着低渗透油藏的不断开发，研究改善低渗透油藏的合理对策，对于减缓我国原油产量的递减意义重大。形成一套研究低渗储层伤害机理及其储层保护的综合技术，是充分发挥低渗储层生产潜能的前提[1-2]。为此，开展了王窑区块本源微生物入井液储层伤害研究，分析得出生物聚合物是引起储层伤害的主要原因，其调剖机理更有利于提高低渗透层剩余油的开发。

1 储层物性分析

安塞油田王窑区块长6油层岩石类型相对单一，主要为岩屑质长石砂岩或长石砂岩。砂岩碎屑中长石含量48.08%～51.9%，石英含量19.18%～21.44%，岩屑以火成岩岩屑和变质岩岩屑为主，含量约8.6%，云母含量5.59%～9.08%。胶结物占11%～14%，主要为次生绿泥石、次生浊沸石和方解石。孔隙类型为原生粒间孔和岩石溶孔，平均孔隙度在12.3%～14.3%之间，岩心平均空气渗透率为2.23×10-3～3.24×10-3μm2。

2 储层敏感性评价

参考《储层敏感性流动实验评价标准》以及“砂岩储层岩心流动实验评价程序”部颁标准对王窑区块长6油层岩心进行“五敏性”评价。结论认为：该区块岩心呈中等—偏弱盐敏、中等—偏弱碱敏、弱水敏、弱速敏、弱酸敏。结合黏土矿物分析数据，该区块储层敏感性与黏土矿物含量相关性较好。

试验用煤油测定岩心原始渗透率后，用菌液模拟损害，再测定岩心损害恢复后的渗透率，进一步通过岩心串联实验，进行菌液侵入伤害实验。

3 伤害机理实验

一般认为，微生物菌液进入地层对储层渗透率的伤害主要表现在以下三方面：一是微生物菌液与储层内黏土矿物配伍性差导致的黏土矿物吸水膨胀和分散运移；二是微生物菌液在储层孔隙内吸附滞留引起的液阻效应；三是菌体代谢产生高分子物质在储层孔隙内的吸附滞留[3]。

3.1 黏土吸水膨胀与分散运移引起的伤害

王窑区块采油菌液菌种有两种，即调剖用菌种和驱油用菌种。用标准实验程序进行评价，所用菌液渗透率恢复值都较高(95%以上)，其中驱油用菌种体系性能较好。通过研究注入水进入岩心引起的渗透率损害和微生物菌液进入岩心引起的渗透率损害，从而分析微生物菌液进入岩心后引起的岩心渗透率伤害程度。微生物菌液与储层内黏土矿物配伍性差导致的黏土矿物吸水膨胀和分散运移引起的伤害程度占10%；低渗岩心水则渗透率伤害略高；同时，注入微生物菌液后，由于菌液中含有一些黏土稳定物质（钾盐），对黏土矿物起到稳定作用，对注入水产生的水化膨胀危害起到一定的抑制作用，降低注入水伤害2%，起到较好的防治效果。

3.2 液阻伤害

由于液阻效应对油相有效渗透率的伤害主要取决于可动微生物菌液的滞留量[4]，因此该实验选取液阻效应对油相有效渗透率伤害程度较小的岩心进行实验。岩心注入水后，引起的油相有效渗透率损害率在20%左右，渗透率越低伤害越大，原因主要是注入水进入较细孔道，增大了毛管力所致。注入水中不含高分子物质，其对油相有效渗透率的伤害主要有两种机理，即黏土吸水膨胀、分散运移和液阻效应[5]。岩心油相渗透率测量结果表明：注入水后，黏土吸水膨胀、分散运移机理和液阻效应机理对油相有效渗透率的损害率均较大，约20%；注入菌液后，由于菌液中含有菌种代谢产生的生物表面活性剂，能够降低油水界面张力，起到降低毛管力作用，解除液阻效应，对注入水造成的液阻有一定的解阻作用，在注入水伤害的基础上降低液阻10%左右，高渗透岩心略高于低渗岩心，驱油菌液高于调剖菌液。

3.3 菌液吸附滞留伤害

菌体及代谢产物在地层中的吸附滞留主要对调剖菌种适用[6]。驱油菌种个体小，代谢产物主要是生物表面活性剂，对地层基本无伤害，调剖菌种主要产生生物聚合物，生物聚合物在地层吸附，会造成渗透率的下降，但是生物聚合物本身具有生物可降解性，在地层存在大量本源微生物的情况下，会被降解，使渗透率恢复。

如表1所示，由于菌体及其代谢产生了的生物聚合物，调剖菌体和代谢产物岩心渗透率恢复实验数据注入岩心后，由于吸附滞留使得渗透率降低，对渗透率的伤害率在20%以上。但是这种伤害一方面封堵高渗透带，扩大水驱波及体积，同时由于生物聚合物的可降解性以及地层中具有丰富的本源微生物，使得伤害并不是永久的，经过降解后，岩心渗透率能够恢复到90%以上。

3.4 菌液对不同深度处储层的伤害

设计两组岩心串联实验，每组各三个岩心样品。研究调剖菌体注入后不同深度储层岩石渗透率伤害的差异性。

一组对渗透率较低的岩心串联进行实验，实验结果三块岩心渗透率伤害程度依次降低，但伤害率基本保持在50%及以下，说明菌体及其代谢产物进入低渗透率岩心后，菌体和代谢物质主要吸附滞留在前两块岩心内，渗透率下降程度比较严重的深度是在7 cm左右。

表1 调剖菌体和代谢产物岩心渗透率恢复实验数据

另一组对渗透率较高的岩心串联进行实验。实验结果三块岩心渗透率伤害程度依次降低，但伤害率均在60%以上，说明菌液及其代谢产物进入高渗岩心后，较低渗岩心相比容易通过，且滞留程度逐渐减弱，渗透率下降程度严重的岩心，深度达到至少10 cm。

从以上分析也可以看出，菌体及代谢产物进入岩心后，对高渗透率岩心的渗透率降低程度高于低渗透率岩心。

4 结语

（1）王窑区储层岩心呈中等—偏弱盐敏、中等—偏弱碱敏、弱水敏、弱速敏、弱酸敏。结合黏土矿物分析数据，该区块储层敏感性与黏土矿物含量相关性较好。

（2）采油微生物菌液造成储层伤害的主要原因为：菌体及其代谢产物中的生物聚合物在岩心孔隙内的吸附滞留；伤害程度的比例在20%左右。

（3）高渗岩心的损害率降低程度普遍略高于低渗岩心。原因在于：相比低渗岩心，微生物菌液更易进入高渗岩心内部，致使微生物产生的代谢产物更多的吸附滞留在高渗岩心孔隙内部，而仅在低渗岩心上形成一层滤饼，从而阻止更多的物质进入岩心孔隙。

（4）菌体及其代谢产物进入岩心后的渗透率下降程度：低渗岩心中深度比较严重的在7 cm左右；高渗岩心中随着岩心吸附滞留逐渐减弱，深度比较严重的至少在10 cm以上。

[1]刘恩新，宋东勇，崔巨师，等．低渗透油田油层伤害机理及保护措施研究[J]．断块油气田，2003，10（6）：38-41.

[2]王玉英，杨涛，刘甦．注入物对储层的伤害分析[J]．油气田地面工程，2008，27（1）：45-47.

[3]丁海涛，闫建文，杜政学．大庆外围低渗透油田储层伤害分析[J]．大庆石油地质与开发，2002，15（1）：14-18.

[4]唐洪明，苏俊，张烈辉，等．二连低渗透油藏采油过程中储层伤害研究[J]．油田化学，2001，18（3）：199-203.

[5]苏崇华．疏松砂岩油田生产过程中储层伤害机理研究[J]．中国海上油气，2009，21（1）：31-34.

[6]李四川，邹盛礼，翟凌敏．英南2井储层伤害原因及保护储层分析[J]．钻采工艺，2003，26（2）：65-67.

（栏目主持 李艳秋）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.9.004

基金论文：国家高技术研究发展计划（863计划）资源环境技术领域“微生物采油关键技术研究”（S2013AA0644）。