高溫高鹽油藏生化驅油體系的篩選與評價

袁澤波，孫秀鵬，王小強，趙天一，李佳妮，趙 靜

（1.中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000；2.大連知微生物科技有限公司，遼寧大連 116023）

塔里木盆地HD 區塊是中國主要的油氣產區，環境復雜嚴峻，溫度110～140 ℃；地層水密度1.15 g/m3，礦化度22.6×104mg/L，屬于超高溫、超高鹽邊際油田，開發起來非常困難，并且面臨許多難題[1]。由于普通的化學助劑不能滿足高溫高鹽條件下的工藝要求[2]，因此尋求其他創新技術和開發思路，并獲得耐高溫耐鹽的新助劑尤為緊迫和重要，而微生物采油技術以其綠色、可持續的優勢，引起許多學者的關注，并取得優秀的成果。

何正國等[3]從遼河油田重油區中分離出4 株可降解稠油的耐高溫菌株，并進行了物理模擬驅油實驗，結果表明，這4 株菌株可以不同程度地提高稠油的采收率。汪竹[4]已在勝利油田王541 區篩選出耐高溫耐鹽性能良好的菌株，進行了蠟的微生物去除和防治現場應用。余躍惠等[5]在青海油田花土溝進行了微生物強化水驅的現場試驗，在不到一年的時間里，相關的油井增產了3 000 多噸。研究表明生物代謝物種類繁多，其中生物表面活性劑可以降低水溶液和烴類混合物的表面張力和界面張力，并促進原油的乳化和分散[6，7]。不同表面活性劑的組合可以產生協同作用，改善表面活性劑體系的性能，適應不同油水條件，減少表面活性劑的用量和成本，提高復合驅的經濟性[8]。

為了穩定生產，進一步提高采油率，對HD 區塊油水樣中微生物群落進行了系統分析，考慮微生物驅油劑降解原油的能力。將生物驅油劑和化學驅油劑的結合，討論了生物化學驅油工藝體系在HD 區塊提高采收率的可行性，通過一系列實驗證明了該生化驅油劑體系具有提高采收率的優點，為HD 區塊開展生化驅油體系工藝研究提供了物質基礎，為生化驅油體系現場應用提供了重要的理論依據。

1 材料與方法

1.1 材料

（1）樣品來源。實驗用油水樣品采集HD1 區塊。區塊原油性質：溫度110～140 ℃；地層水密度1.15 g/m3，礦化度22.6×104mg/L；原油的黏度為21.5～55.0 mPa·s，原油凝點為-6～4 ℃，黏度較低，屬于稀油。

（2）培養基。LB 培養基（g/L）：酵母粉5，蛋白胨10，瓊脂粉16。發酵培養基（g/L）：葡萄糖10，NH4Cl，KH2PO41.5，K2HPO43，FeSO40.05，MgSO4·7H2O 0.05，CaCl20.02。固體培養基按1.8%加入瓊脂粉。培養基的pH 為7.0～7.2。

1.2 方法

1.2.1 內源功能菌株的篩選 對HD 區塊油水樣微生物進行富集培養，菌液稀釋10-6～10-7，通過LB 固體培養基培養24 h，挑取單菌落于37 ℃培養。培養后的菌液稀釋10-1～10-7選取生長優良菌株作為優勢菌株，通過LB 培養基培養復篩，測定上清液表面張力，選擇≤30 mN/m 的菌株作為內源功能菌株[9]。隨后對篩選出的內源功能菌株進行菌體形態、生理生化和16S rRNA基因序列分析，并基于16S rRNA 基因序列（上海派森諾基因科技有限公司）的結果確定菌株的種屬[10]。

1.2.2 內源功能菌株發酵液活性分析 表面張力測定[11]：將內源性功能菌株的發酵液放入平皿中，設置測試參數，并使用QJZY-1 自動界面張力計測量發酵液的表面張力，測量3 次，取平均值。

排油圈測定[12]：將60 mL 蒸餾水加到直徑為9 cm的平板中，并向平板中加入8 mL 蘇丹紅III 染色的液體石蠟。在整個平板表面上的液體石蠟形成均勻分散的膜后，將500 μL 發酵液緩慢滴入油膜的中心，并觀察排油圈的大小。

乳化活性測定[13]：分別取5 mL 煤油和5 mL 液體石蠟，與相同體積的發酵液混合，用渦旋振蕩器振蕩1 min，混合后靜置24 h，觀察兩相的體積變化并記錄乳劑層的高度。

1.2.3 生物驅油劑提取純化及鑒定[14]產物提取：將一定量的菌液放入離心管中，于4 ℃以10 000 r/min 離心20 min。去除菌體，用6 mol/L HCl 將上清液的pH調節至2.0 時，觀察絮凝沉淀產生。以10 000 r/min 的速度離心20 min，收集沉淀，用pH 為2.0 的HCl 洗滌3 次，然后溶于pH 為8 的Na2CO3中，真空冷凍干燥，得到生物驅油劑粗產物。

純化：將粗產物溶解在pH 為8 的Na2CO3中，然后用氯仿和甲醇（3：1）萃取，以除去殘留的蛋白質和無機鹽離子。真空冷凍干燥后的白色粉末是純化的生物驅油劑。

表面張力的測定：將純化的生物驅油劑制成濃度為1%的水溶液，并將20 mL 溶液放入表面界面張力儀的平皿中。設定測試參數，并通過QJZY-1 自動界面張力儀測量水溶液的表面張力，并經過3 次測量得到平均值。

紅外光譜分析：使用美國鉑金埃爾默的傅立葉變換紅外光譜進行掃描分析。

1.2.4 生物驅油劑與化學驅油劑復配評價

（1）生化驅油劑單劑篩選[15]：測試各生化驅油劑單劑在不同濃度下的表面張力，通過表面張力－濃度曲線，確定各生化驅油劑單劑的CMC，以耐溫耐鹽性能為參考指標，進而篩選出表面活性較好的生物生化驅油劑及化學驅油劑。

耐溫性能評價：將0.2%濃度的生化驅油劑單劑溶液置于130 ℃的環境中老化一段時間后，測試生化驅油劑單劑的黏度，評價其耐溫性能。

耐鹽性能評價：分別用NaCl 溶液配制成4 mg/L 礦化度，濃度分別為0.2%的生化驅油劑單劑溶液，測試生化驅油劑單劑的黏度，評價其耐鹽性能。

（2）生化驅油劑復配[16]：根據各驅油劑單劑的測試結果，在0.2%的濃度條件下，測定復配體系的表面張力、地層水配伍性、耐溫耐鹽能力、潤濕性（接觸角）、吸附性能、防膨率、乳化率、長期穩定性驗證等，篩選出表面活性較好的復配體系。

（3）驅油劑驅油物模實驗：將1.2.4（2）復配體系配方進行濃縮和簡化，配制成濃縮液；利用巖心流動實驗裝置（見圖1），測試各個驅油劑樣品在填砂管和巖心水平的驅油效果。

圖1 驅油實驗裝置示意圖

2 結果與討論

2.1 內源功能菌株的篩選

從HD1 區塊油藏中采集到的5 份原始油水樣品，經過初篩復篩獲得8 株純種微生物，其中1 株具有降低表面張力性能，命名為15H07。菌落均呈淡黃色，表面粗糙不透明，菌落較為干燥。革蘭氏染色為陽性，形態為桿菌，菌體大小為（2～3）μm×（0.7～0.8）μm，菌體無莢膜，周生鞭毛，能運動，有芽孢。通過菌體形態觀察、生理生化特征以及16S rRNA 基因序列和系統進化分析，顯示15H07 與Bacillus amyloliquefaciens（解淀粉芽孢桿菌）具有最大相似性（99%）。

2.2 內源功能菌株發酵液活性分析

表面張力、排油圈、乳化活性是衡量微生物產生生物驅油劑能力及產量穩定性的重要指標。由實驗結果可知，15H07 菌株發酵液的表面張力為25.8 mN/m，排油圈直徑為7.0 cm，煤油和液體石蠟乳化層高度6.3 cm 和5.9 cm。初步判斷菌株15H07 產生的生物驅油劑具有極強的降低表面張力的能力和較好的乳化活性（見表1）。

表1 內源功能菌株發酵液活性分析

2.3 生物驅油劑提取純化及鑒定

對15H07 發酵產物進行薄層色譜分析，表明未酸解直接噴灑茚三酮，驅油劑不顯色；酸解后，噴灑茚三酮呈現藍紫色斑點，初步判斷15H07 發酵產物為脂肽類驅油劑。紅外光譜圖分析，結果（見圖2），3 410 cm-1左右的吸收帶為N-H、O-H 鍵伸縮振動吸收。2 928 cm-1、2 859 cm-1為脂肪族碳鏈上的C-H 鍵伸縮振動的吸收帶，1 468 cm-1和1 390 cm-1為碳鏈上C-H 的彎曲振動吸收帶，說明存在碳鏈結構。在1 658 cm-1和1 545 cm-1處是酰胺譜帶I 和II，說明15H07 發酵產物分子中存在肽鍵；1 240 cm-1是C-O-C 鍵的吸收峰，說明物質中有酯基結構。根據紅外光譜分析結果，推斷15H07 發酵產生的表面活性產物為一種脂肽類表面活性劑，重新編號命名為生物驅油劑CB-BS-026。

圖2 15H07 發酵產生物驅油劑紅外光譜圖

2.4 生物驅油劑與化學驅油劑復配評價

2.4.1 生化驅油劑單劑篩選 通過測定各生化驅油劑單劑表面張力，以耐溫耐鹽性能為參考指標，將優選出性能良好且結構上具有耐溫耐鹽潛力的生化驅油劑單劑。根據表2 實驗結果可見：在130 ℃條件下老化30 min 后，各生化驅油劑單劑的表面張力變化不大，說明測試的驅油劑降低表面張力的能力受溫度影響較小。耐鹽性能測試結果可見，除了陰離子型生化驅油劑在25×104mg/L 礦化度條件下發生了沉淀或混濁以外，其他生化驅油劑均依舊在高礦化度條件下保持澄清狀態。由此可通過生物驅油劑與化學驅油劑的復配使其耐鹽性能提高，從而滿足實際應用的要求。

表2 各生化驅油劑的耐溫耐鹽性能

2.4.2 生化驅油劑復配 根據前期各生化驅油劑單劑實驗結果，篩選出2 種性能優良的生化驅油劑復配體系HDS-2。生化驅油劑體系HDS-2 為0.05% CB-CS-012+0.05% CB-CS-025+0.10% CB-CS-026+0.05%CB-CS-057。對HDS-2 生化驅油體系進行性能測定，具體結果（見表3）。

表3 優選出的生化驅油劑的綜合性能

2.4.3 生化驅油劑驅油物模實驗

（1）生化驅油劑濃度的影響[17]：使用填砂管模型，以不同濃度的HDS-2 作為生化驅油劑，進行模擬驅油實驗。當HDS-2 注入濃度由0.05%上升至0.35%，填砂管模型水驅采收率增值逐漸由9.78%上升至22.06%，驅油效果提高；但當HDS-2 的濃度由0.25%升高至0.35%時，水驅采收率提高的效率下降。將兩種體系進行對比，在提高水驅采收率的能力相差不大。因此，0.25%時HDS-2 體系具有最佳的驅油效率（見圖3）。

圖3 生化驅油劑濃度對水驅提高采收率的影響

（2）注入PV 的影響：使用填砂管模型，以0.25%的HDS-2 作為生化驅油劑，通過改變注入PV，進行平行條件下的模擬驅油實驗，結果表明HDS-2 的注入量由0.25 PV 升高至0.5 PV 時，水驅提高采收率的增值也提高了近一倍，達到了17.20%；而當注入量繼續上升時，水驅提高采收率的增值升高的效率也逐漸降低。因此可見，0.5 PV 是HDS-2 體系較適應的注入量。兩種體系的注入PV 對提高水驅采收率能力的影響也比較接近；注入PV 為0.5 時，提高采收率的效果較佳（見圖4）。

圖4 驅油劑注入PV 對水驅提高采收率的影響

3 結論

（1）通過評價內源解烴菌產生驅油劑降解原油的能力及巖心驅替效率，生化驅油劑復配，當HDS-2 復配體系濃度升高至0.25%時水驅采收率的增值可以升高至22.06%；當注入量為0.5 PV 時，HDS-2 體系水驅提高采收率的增值達到了17.20%；確定HDS-2 溶液的最佳注入量為0.5 PV，最佳注入質量分數為0.25%，說明生化驅油劑在油田驅油的技術可行性。

（2）生化驅油劑復配體系對提高采收率的效果好，該體系與HD 區塊的地層條件具有較好的配伍性，可以解決高溫高鹽油藏中極端條件下，與聚合物調驅劑協同作用，增加水驅采收率的問題，具有較高的現場應用價值。