内源微生物采油技术在大庆油田南二区东部聚驱后油层中的应用

刘 芳

(中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

内源微生物采油技术在大庆油田南二区东部聚驱后油层中的应用

刘 芳

(中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

针对聚驱后油藏含水上升速度快、产量递减幅度大、剩余油开采难度逐渐增加的问题，在大庆油田南二区东部聚驱后的水驱区块开展了小区块内源微生物驱油现场试验，对试验过程中的注入方式、注入工艺及油藏动态变化情况进行分析，结果表明，加入保护段塞的注入方式能充分发挥营养液激活功效，有利于微生物驱油效果的发挥；内源微生物驱增加了原油的轻质组份，从而提高了原油流动性；油层剖面动用状况得到改善，提高了差油层采油量。试验的4口采油井最高增油13.4 t/d，综合含水最低下降2.2个百分点，表明聚驱后油藏仍然可以采用内源微生物驱油技术进一步提高原油采收率。

大庆油田南二区;聚驱后油藏；内源微生物驱；提高原油采收率

聚驱开发后油藏采出程度基本达到60%以上，研究开发聚驱后油藏剩余油，是油田攻关的重要内容，其中，内源微生物采油技术在聚驱后油藏是否可进一步提高原油采收率，是重要的研究方向之一[1-5]。大庆油田开展的单一井组聚驱后内源微生物驱油现场试验，在有针对性的室内研究基础上，结合其他同类现场试验经验[6-11]，研究了能更有效发挥营养液激活功效的组合式注入方案，采用了更合理的注入方式，取得了增油降水的显著效果。

1 试验区概况

聚驱后油藏内源微生物驱油试验区位于大庆油田南二区东部，由1口注入井和4口采油井构成一个注采井组(图1)，注采井距为250 m，试验区面积为0.12 km2，开采的葡I1-4油层属三角洲分流平原相和内前缘相沉积，纵向上可分为4个小层7个沉积单元，平均单井砂岩厚度14.3 m，有效厚度9.2 m，地质储量15.9×104t，孔隙体积27.26×104m3，平均有效渗透率414×10-3μm2。葡I1-4油层渗透率变异系数为0.672，其中主要层位葡I2油层渗透率变异系数为0.56，最高渗透率与最低渗透率相差2.9倍。葡I2层水淹状况更为严重，比例达100%，高水淹厚度占水淹厚度的78.34%。内源微生物驱油试验前，试验区采出程度61.89%，综合含水96.4%。菌种普查结果表明，试验油层中含有烃氧化菌、腐生菌、厌氧发酵菌、硫酸盐还原菌、硝酸盐还原菌和产甲烷菌等本源菌，且其中有益菌激活后数量可达107个/mL以上。

图1 试验区井位图

试验分为两个周期。在第一周期注入营养液0.0213 PV，注入压力由11.3 MPa上升到12.8 MPa，日注入量120 m3，试验前期和中期注入2 000 mg/L聚合物保护段塞2 418 m3。在第二周期注营养液0.0368 PV，注入压力由11 MPa上升到 12 MPa，日注入量120 m3，试验前期、中期和后期共注2000 mg/L聚合物保护段塞3 108 m3。

2 试验注入方式

2.1 聚合物保护段塞使营养液功效得到有效发挥

对于聚驱后的水驱油层，聚合物的驱油功效已过时，因此本次现场试验注入的少量聚合物虽然具备一定的浅调功能，但主要还是发挥其保护主段塞的作用，使激活剂与注入水隔离，保证激活剂在油层流动过程中的浓度，以充分发挥激活微生物菌种的作用。尤其是第二周期(表1)，在加大聚合物注入量的同时，增加营养液段塞结束时的聚合物保护段塞，使激活后的有益菌数量在104个/mL以上的时间达5个月以上，说明营养液在油层中激活有益菌的作用得以更充分的发挥。而后期未加入聚合物段塞的第一周期，在注入结束后第三个月，微生物数量已经降至2个数量级。

表1 试验方案实施情况

2．2 分层注入方式进一步提高注入效果

内源微生物驱油能够有效改善注入及采出剖面状况，而采用分层注入方式，可进一步改善剖面动用状况。统计试验区注入剖面测试结果表明，未分注前，注入剖面吸水厚度由原来的5.9 m增加到7.0 m，增加了13.10%，差油层动用状况得到了改善。采取分层注入后，PⅠ21油层吸水量由76.66%降至50.11%，降低了26.55个百分点，厚油层指进现象得到一定的抑制；差油层的动用状况进一步改善，动用厚度由第一周期的7.0 m，增加到7.6 m，动用程度提高了7.15%。

采出剖面数据表明(图2)，分注前，所有层段均得到动用。对比J3-P40井试验前后资料，未动用的两个层段得到动用的同时，原产液层含水均有不同程度的下降，因此增油效果明显。分析认为，聚合物段塞虽然注入量少，但是，在保证油层中营养液浓度的同时，改善了油层的渗流环境，而微生物衍生气的产生使油层剖面得到进一步的调整(见3.1)。分注后，J3-P40井主要层段产液量由51.2 t下降到31.9 t，下降18.9%，差油层产液由18.1 t增加到28.5 t，增加了11.1%。厚油层纵向矛盾得到缓解，差油层产能得到进一步加强。

图2 试验区J3-P40井产出剖面变化情况

3 试验动态反映特点

3.1 内源微生物驱扩大了生产压差，改善了液体流动状况

在注入量基本不变的情况下(图3)，注入压力由11.3 MPa上升到12.8 MPa，上升了1.5 MPa。虽然注聚合物段塞过程中，注入压力上升明显，但注入段塞小，不足以维持3、4个月的高压力水平。而采出气体中CO2与CH4交替变化(图4)，说明油层中有持续的气体产生，是保持注入压力高的主要原因。

图3 试验前后注入压力变化曲线

图4 注营养液后CH4、CO2含量变化曲线

试验前后地层压力数据表明，注入井油层中部流压由试验前的22.18 MPa上升到试验后的23.32 MPa，上升了1.14 MPa，说明由于油层中产生的气体，造成地层压力升高。同时，4口采油井平均流压下降2.14 MPa，下降42.46%，注采压差得到扩大，油层中流体的流动状况得到改善。

3.2 改变原油物性利于原油采出

4口采油井原油中∑C21-/C21+值均明显增加(图5)，增加幅度54.39%～66.38%，表明轻质组分增加，并形成富集状态。注营养液后原油族组成分析结果表明，4口采油井芳烃、非烃和沥青质含量均呈下降趋势，而饱和烃呈上升趋势，原油重质组份降低，轻质组份增加，从而增大了原油的流动性，相对降低水的流速，起到了增油降水的作用。

图5 注营养液后原油物性参数∑C21-/C21+变化

聚驱后内源微生物采油技术符合常规驱油机理，即扩大注入水的波及体积，增加差油层产油量；增加地层压力，改善地层渗透性；降解饱和烃、芳烃等原油重质烃类和沥青质，降低原油黏度，改善原油的流动性能等。

4 内源微生物驱有效提高聚驱后原油采收率

试验见效后，日产液由482 t增加到560 t，增加了78 t/d，日产油由18.1 t最高增加到31.5 t，增加13.4 t。综合含水由96.1%最低下降至93.9%，下降了2.2个百分点。累积增油2 713 t，提高原油采收率1.71个百分点。

与试验区所属工业区块(全区)和其平行的单井组(对比区)对比，试验区产油增加，含水明显下降，阶段采出程度高。

(1)含水下降幅度大。从图6看出，试验过程中，试验区含水明显下降，最低下降2.2个百分点，而全区和对比区含水均始终呈上升趋势。

图6 含水对比曲线

(2)产油递减速度小。与全区和对比区对比(图7)，在试验有效期内，试验区产油量明显增加，递减趋势得到有效控制，而全区和对比区产油均呈下降趋势。

(3)阶段采出程度高。试验区阶段采出程度较对比区高0.89个百分点，较全区高0.97个百分点。

图7 产油量对比曲线

5 几点认识

(1)驱油试验表明，第一个周期仅注入营养液0.0213 PV，提高采收率达1.26个百分点，增油效果明显，说明在聚驱后油藏采用内源微生物驱技术是可行的。

(2)微生物的衍生气体提高了注入端油层中部流压，同时采出端流压降低，表明微生物驱过程中，能有效增加生产压力，促进油层中流体的产出。

(3)营养液注入前后加入保护段塞，能更好地保持营养液在油层中的浓度，使其充分有效发挥激活微生物菌群的功效，以保障微生物驱油效果。

(4)聚驱后油藏采用内源微生物驱油能有效改善注采剖面状况，达到增加降水效果，可进一步提高原油采收率。

(5)阶段性的调剖措施是内源微生物驱油的重要措施。J2-P40和J3-P40井的表皮系数由正值变为负值，说明微生物发挥了对油层的解堵作用。第二个注入周期后，试验区日产液增加70 m3，但是含水降低程度不明显，试验效果较差。分析认为，第一周期微生物的解堵作用使厚油层渗透性得到恢复，同时第二周期的聚合物注入量低，未达到调剖效果，造成第二周期营养液无效注入量增加，试验效果变差。因此，适时采取调剖措施，是保证内源微生物持续发挥驱油效果的重要方法之一。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)06-0119-04

2015-04-29

刘芳，工程师，1967年生，1988年毕业于长春地质学院，现主要从事三次采油试验现场管理。

国家高技术研究发展计划(863)项目(2009AA063504)、中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目(2008A-1403)资助。

TE357

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