低溫微生物在松遼盆地西斜坡油砂原位試采中的應用

李 鋒，仝立華，劉衍彤，徐銀波，張家強，石 磊

(1.中國地質調查局油氣資源調查中心，北京 100083；2.中國地質調查局非常規油氣地質重點實驗室，北京 100083；3.新疆新易通石油科技有限公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

中國油砂勘探開發起步較晚，研究基礎薄弱。截至2019年底，全國油砂探明儲量僅1.8×108t，年產量僅300×104t。目前，我國除了新疆風城等少數礦點依靠科技創新實現了有效開發外，其他大部分礦點(帶)尚未形成有效產能[1-2]。與國外典型油砂礦顯著不同的是，受陸相沉積背景和復雜成礦條件的控制，我國絕大部分油砂礦層類型以陸相河流沉積為主，呈單層厚度薄、夾層多的特征[2]；遭受水洗作用、氧化作用及生物降解作用后原油重質組分占比明顯增大，油砂油黏度普遍較高[3]，采用國外成熟的蒸汽熱采技術開發淺層油砂存在蒸汽制備能耗高、蒸汽上竄污染淺部水層等風險，規模性蒸汽開發產生的高碳排放也無法滿足環保要求。因此，開發淺層油砂綠色高效原位開采技術，探索經濟、綠色的陸相淺層油砂原位開采方式，對于促進我國油砂資源合理利用和產業良性發展，保障我國國家能源安全具有重要戰略意義。

通過室內試驗、現場試驗、試劑配方和工藝改良等，本文在本源微生物激活體系燜井階段結束后，增加了一套攜帶功能微生物的納米微乳液體系，通過增加兩輪吞吐工作，加強了微乳液對油砂油的增溶作用[4]，攜帶功能微生物至油砂油內部，降低了油砂油與黏土、巖石的吸附能力，成功實現了油、砂分離，開采了21 m3油砂油，對于油砂油原位試采具有重要意義。

1 地質背景

1.1 工作區概況

松遼盆地形成于白堊紀，是一個發育在古生代褶皺基底之上的大型中-新生代含煤層、含油氣沉積盆地。基底為前古生界的古生界變質巖，為火成巖系；沉積蓋層從侏羅紀至新生代均有發育，總厚度達11 000 m以上，是松遼盆地主要的生油層和儲油層[5]。

工作區構造位于松遼盆地西部斜坡帶南部，行政區劃隸屬于吉林省白城市鎮賚縣。工作區地層以白堊系為主，沉積物以細碎屑巖為主，油砂礦藏埋深較淺(136.68～218.61 m)，目的層賦存于上白堊統姚家組地層中，平面上呈板狀，剖面上呈復層厚層狀；工作區油砂儲層孔隙以原生孔隙為主，壓實作用較弱。

1.2 已有工作基礎

工作區前期完成了一批鉆井，取得了較為豐富的地質資料，地層、構造、儲層、油砂層等特征基本清楚，此外前人還進行了短期的試采工作，并取得了一定認識。

1.2.1 儲層特征

根據以往的地質資料，工作區儲層屬于Ⅰ-Ⅱ類。油砂儲層物性較好，孔隙度為10.47%～34.17%，平均22.27%；滲透率為21.9×10-3～2 460.0×10-3μm2，平均671.3×10-3μm2；油砂含油率較高，一般在3.00%～54.88%之間，平均9.08%；單礦層厚度在3.00～20.19 m之間，平均4.63 m。

1.2.2 油砂層特征

工作區油砂層含油率均較高，且主要分布在礦層底部。根據羅洪浩等[5]的研究成果，在本次油砂先導試驗區，油砂層有效厚度為2 m以上的區域面積約為8.72 km2，有效厚度范圍內的油砂層含油率在3.05%～16.78%之間[5]。根據吉賚油1井、吉賚油1-1井、吉賚油1-2井和吉賚油1-3井取巖芯含油性測試結果，油砂層含油率較高，一般在3.13%～16.02%之間，平均8.93%；含油率大于5.00%的厚度比例在50%以上，其中，吉賚油1井和吉賚油1-2井厚度比例分別達到89.97%和89.14%。

油砂油密度較大，縱向上顯示出隨埋深加大，油砂油密度具有逐步增大的趨勢。 通過對吉賚油1井、吉賚油1-1井、吉賚油1-3井油砂巖芯樣品經氯仿瀝青抽提后進行測試分析，20 ℃時巖芯抽提的油砂油密度最大值為0.977 g/cm3，最小值為0.928 g/cm3，平均值為0.955 g/cm3。

測試結果表明，經脫水脫砂后的油砂油黏度較高，15 ℃溫度條件下油砂油黏度為1 750 000 mPa·s，盡管隨著溫度上升，油砂油黏度有所降低，但40 ℃條件下油砂油黏度仍高達19 966 mPa·s，如圖1所示。

圖1 脫水離芯分離后油砂油黏溫曲線Fig.1 Viscosity temperature curve of oil sand oilafter dehydration and centrifugation

吉賚油1井、吉賚油1-1井等5口井射孔后，對井口處采集的混合油樣進行了油砂油族組分分析。結果表明，油砂油中飽和烴的含量平均為29.64%，芳香烴的含量平均為17.71%，膠質含量平均為34.88%，瀝青質含量平均為8.59%。

1.2.3 前人試采認識

2012年吉林中財石油開發有限公司在松遼盆地西斜坡，利用蒸汽吞吐技術對兩口井進行試采，單井日產油2 t，積累了一些試采技術參數[6]，但蒸汽試采中受油砂油吸附的黏土礦物及絮體吸附對孔隙形成堵塞及油砂油溫度下降冷凝堵塞影響，導致儲層堵塞嚴重。另外，因為地層溫度低，生產中原油溫度下降時，伴隨原油黏度大幅度上升，難以流動，造成地層原油無法有效從孔隙中采出。

2 室內微生物篩選

通過總結前人經驗教訓，初步確定了本次試采工作的技術思路，擬選用微生物中低溫開采路徑，通過烴降解微生物預處理后，實施微乳液增溶剝離方式進行開發，利用注采一體化的循環注采開發方式，對本區油砂油進行試采測試，室內核心工作就是篩選微生物菌株。

2.1 本源功能菌篩選

微生物采油是利用本源微生物或外源微生物及其產物提高采收率的采油技術[7-8]。充分利用本源功能菌是微生物采油技術類型中相對經濟的一種方式。但這種方式通過注入外加營養元素選擇性調控內源群落結構和功能[9-10]，也是微生物采油技術中難度最大、技術需求最多的方式。

篩選本源功能菌或利用與本源功能菌同屬同種的外源菌，通過地面發酵后注入到地層的方式，是微生物采油技術中比較傳統的一種方式。其優勢在于可以選擇特定功能菌，通過改變油藏流體滲流環境來提高采收率[10]。試驗區油藏環境下菌群發育菌屬較多，且油砂油地下黏度高，在極低的油藏溫度條件下(10 ℃)，微生物活性低，因此選擇合適的菌劑及定向激活路徑，對于解決地下菌群干擾，激發功能菌活性具有重要意義。

2.1.1 本源微生物結構與功能

工作區儲層中蘊含著豐富的具有烴降解、產乳化劑、脫硫脫氮等對油砂低溫開采有利的功能菌，種類及豐度均比地層水中高。工作區本源微生物中Pseudomonas(假單胞菌)、Dietzia(迪茨氏菌)和Rhodococcus(紅球菌)豐度高且普遍分布。這些菌均具備低溫生長能力和代謝能力，在眾多本源菌中實現對這類菌的定向激活需要進行特殊激活劑設計并充分利用好與其他屬種的競爭和協作關系以實現優勢定向激活，因此，本次選擇Pseudomonas(假單胞菌)為定向激活對象。

2.1.2 低溫本源功能菌篩選與評價

以油砂油為主要碳源，在不同的單一厭氧因素以及寡營養條件下進行厭氧培養，得到了37株可以兼性厭氧生長、以稠油為碳源的功能菌。這些功能菌經過鑒定之后，以Pseudomonas(假單胞菌)和Bacillus(芽孢桿菌)占比最高。

其中，篩選得到的Chryseobacterium(金黃桿菌)和Citrobacter(檸檬酸桿菌)是除常規微生物采油功能菌之外的功能菌。為了評價兩株單菌對大崗地區油砂油的乳化和分散能力，以油砂油作為唯一碳源，低溫生長培養3 d(15 ℃)。如圖2所示為對比試驗結果，三瓶依次為空白樣、Chryseobacterium(金黃桿菌)原油培養液和Citrobacter(檸檬酸桿菌)原油培養液。

圖2 對比實驗結果Fig.2 The results of comparative experimental

由圖2可知，油砂油呈低溫分散特征，水相中油增溶明顯；Chryseobacterium(金黃桿菌)在低溫下可以有效地對12～15個碳鏈的烷烴形成降解，形成降黏能力。由室內研究發現，在5～15 ℃條件下，低溫菌劑Chryseobacterium(金黃桿菌)可以有效生長；在5 ℃條件下，菌體個數可以達到1.0×108個；在10 ℃條件下，菌體個數可以達到2.5×108個，顯示低溫條件下，Chryseobacterium(金黃桿菌)可以實現規模生長(圖3～圖5)。其中，在15 ℃條件下，該菌培養15 d后可達到最大生長值。

圖3 Chryseobacterium菌對不同碳鏈烷烴降解效果Fig.3 Degradation effect of Chryseobacterium ondifferent carbon alkanes

圖4 Chryseobacterium菌在不同溫度條件下菌體的生長狀況Fig.4 Growth status of Chryseobacterium underdifferent temperatures

圖5 Chryseobacterium菌在15 ℃條件下繁殖速度變化Fig.5 Variation of reproduction rate ofChryseobacterium at 15 ℃

室內研究表明，低溫菌劑Chryseobacterium(金黃桿菌)在大崗地區油藏條件下可以有效地降解烷烴，起到降低油砂油黏度的作用[11-12]。從發酵液的乳化分散能力分析，該單菌發酵液可以作為熱生物吞吐階段的生物主劑。

2.1.3 本源功能菌定向激活

工作區儲層中烴降解、脫氮脫硫、產乳化劑的功能菌豐富，同時，功能菌Pseudomonas(假單胞菌)在地層水、巖芯、原油中都具備較高豐度，是試驗區本源定向激活的主要對象，具備微生物冷采的基礎。

選擇乳化分散降黏效果最好的A激活劑作為現場施工體系開展室內研究，對A激活劑激活前后的群落結構做高通量測序分析[13-14]，激活前后微生物結構分析顯示，功能菌Pseudomonas(假單胞菌)從激活前相對豐度17.47%增加到31.49%。

2.2 外源功能菌設計

工作區原油黏度極高(地下黏度可達108mPa·s)，除了溶劑之外，一般藥劑很難突破低溫下的油水屏障，不能有效增溶、乳化原油、降低黏度，原油滲流能力無法提高[9]。相比溶劑而言，低溫烴降解、雜環降解菌具有低成本、高效性的特點。

1) 烴降解菌。烴降解菌類能夠利用烴類作為碳源和能源物質生長的微生物，在有氧條件下，以氧氣作為電子受體進行有氧呼吸獲得能量；厭氧條件時，則以硝酸鹽、硫酸鹽等為電子受體獲得能量。該類菌通過自身的代謝作用產生一系列的烴類降解酶，通過裂解重質烴類，可以將烴類中的大分子物質轉化成小分子物質，通過生物降解作用降低原油黏度，改善原油的流動性。

為減少本源激活風險，可以通過補充油砂油藏中功能菌的數量及功能，加快油砂油剝離速度，需要補充外源菌[9]。室內試驗表明，外源菌KZL-EX-sP17具有更好的乳化、增溶、降黏效果，應用于長時間燜井階段，通過發酵后注入，可以有效降低稠油中長碳鏈的比例，從而降低原油黏度，該菌對主要本源功能菌的豐度和功能影響很小。

2) 脫硫脫氮菌。含氮和含硫的雜多環芳烴是膠質和瀝青質主要成分，也是影響原油黏度的主要因素之一。為了客觀評價外源功能菌Pseudomonas(假單胞菌)的降黏效果，開展了外源功能菌Pseudomonas(假單胞菌)在厭氧條件下對含硫芳烴Benzothiophene(苯并噻吩單環含硫芳烴)、Dibenzothiophene(二苯并噻吩三環含硫芳烴)和含氮芳烴Lndole(吲哚單環含氮芳烴)等的降解特性實驗。結果顯示，在無氧的條件下，Pseudomonas(假單胞菌)可以在CO2和N2存在的條件下，利用硝酸鹽為電子受體，對含氮、硫的雜多環芳烴破環降解，致使這些被釋放的元素在地層下轉化，從而被微生物再次利用。

3 現場實施

本次試采工作試驗初期采用多輪次熱油基清洗液吞吐的方式建立動用半徑形成虧空，再注入低溫功能菌經過一段時間的燜井培育建立油藏微生物場，通過特定功能微生物的作用將油砂油從油砂包裹界面剝離，并改善油砂油滲流能力[7-8]，使油砂具備動用能力。后期通過實施微生物驅提供持續驅替能力，以獲得該區上白堊統姚家組油砂的最優產能參數。

3.1 技術難點

結合前期試采的經驗，施工的技術難點主要為：①油砂地層埋藏淺(油砂層中部深度在193.5～198.0 m之間)，儲層膠結疏松，油層薄；②油砂層地層溫度低，原油黏度高，油砂層中油砂油流動系數小，流動阻力較大；③油砂層頂底板附近均發育透水層；④油砂地層壓力低(井筒流體壓力梯度為1.008 MPa/100 m)，驅動能力弱；⑤吉賚水地1井取芯資料顯示，油砂儲層水淹特征明顯，水浸泡后，有大量絮體。

3.2 關鍵技術

根據工程所面臨的問題，借鑒套保油田開發的經驗，本次測試的主要思路為疏通、微生物預處理、納米微乳液低溫增溶剝離振動輔助的循環注采實施工藝。

1) 建立油井生產、地面集輸、油水分離、循環加熱、地面配液、化學劑回注一體化處理系統，滿足油砂原位試采工藝要求。加熱系統以微生物適應溫度為配置原則，溫度不高于60 ℃。

2) 射孔優化。選擇物性好、含油率較高的井段，利用大孔徑、深穿透射孔方式提高油砂層滲流條件，降低滲流阻力，增大入井流體加熱半徑，提高生物熱流體吞吐效率，同時，大孔徑可以降低生產壓差，減輕地層出砂狀況。采用避射技術增加隔水層厚度，減少頂底板水層水竄的風險。

3) 采用低速螺桿泵技術，提高出砂稠油舉升能力，減少抽吸能力，設計日產液水平控制在10 m3左右，以降低產液強度，減少出砂風險。

4) 采用以親油型生物制劑為熱洗主劑，以親水生物油砂清洗劑為洗油輔助的生物熱流體吞吐方式建立地層虧空，形成功能微生物在地下大規模生長和代謝的空間。

5) 通過多輪次吞吐手段建立采油虧空，形成單井200 m3左右的微生物反應空間。

6) 采用激活油藏內低溫烴降解菌，平衡油藏內菌群發育狀況，以油砂層位微生物反應器形成低溫微生物菌藏，利用烴降解菌降黏、剝離特性，為微生物驅建立條件，最終通過在目標井組間建立穩定的生物功能場及驅替能力來形成油砂油資源持續開采能力。

7) 入井液體充分考慮防膨設計，減少儲層黏土膨脹對滲流環境的影響。

4 低溫微生物應用效果評價

4.1 定向激活本源微生物效果

本次充分利用本試驗區礦層條件及礦層菌群的激活特征，選擇了Pseudomonas(假單胞菌)專用低溫激活體系，經過125 d燜井培育，經采出液16 s測序。結果顯示，不同油井產出液中Pseudomonas(假單胞菌)均為主要優勢菌，采出液樣品的平均比例比室內激活后的比例高，最高可達80%，定向激活初顯成效。以吉賚油1-1井為例詳細闡述生產過程的菌群結構變化。

吉賚油1-1井跟蹤評價：生產過程中，吉賚油1-1井采出液菌群逐漸變化，其中Pseudomonas(假單胞菌)為主要優勢菌，平均占比為42.5%。功能菌的變化可大體分為5個階段。

1) 微生物燜井后開井生產階段。該階段優勢菌豐度較高且穩定，平均豐度為46%，而大部分原微生物燜井液體沒有采出，此階段Pseudomonas(假單胞菌)為優勢菌。

2) 循環注采階段。Pseudomonas(假單胞菌)功能菌占比增加，平均58%，最高達72%。此階段采出液多為原微生物燜井液。Pseudomonas(假單胞菌)為優勢菌，表明燜井階段，菌群定向激活獲得了成功。

3) 原微生物燜井液采完后，此時采出液為原微生物燜井液未波及區域的地層流體。此階段，地層水受部分激活劑擴散影響，采出液中假單胞菌數量明顯減少，豐度在20%～40%之間波動，平均為29%。

4) 燜井液逐步驅出階段。采出液跟蹤顯示，Pseudomonas(假單胞菌)豐度又逐漸上升，平均為38%。與第一階段相比比例偏低，顯示注入液驅替滲流過程中，存在著其他流體的侵入作用和稀釋作用，此階段Pseudomonas(假單胞菌)為優勢菌。

5) 驅替階段。采出液為循環回注的分離液，Pseudomonas(假單胞菌)豐度波動較大，符合采出液循環回用特征，此階段Pseudomonas(假單胞菌)仍然是優勢菌。

4.2 嗜膠質瀝青菌對油砂油低溫降黏作用

在菌群篩查及現場實施過程中，經過特殊的單因素寡營養分離技術，得到了一株可以在低溫下降解膠質瀝青質的嗜膠質瀝青菌。該菌可以在低溫(10 ℃)條件下有效突破油水界面屏障，增加微乳液的滲透能力，并在微乳液的配合下，快速乳化鎮賚油砂油，顯著降低油砂油黏度[15]。

試驗顯示，該嗜膠質瀝青菌為一株新采油功能菌，實驗室對該菌進行了低溫評價，并分析了降解前后的鎮賚油砂油組分(圖6)，經過嗜膠質瀝青菌作用后，鎮賚射孔返出油飽和烴含量提高，非烴(膠質)及瀝青質含量下降，顯示嗜膠質瀝青菌在以鎮賚油砂油為碳源時，可以選擇性地嗜非烴(膠質)和瀝青質等組分，破壞膠質和瀝青質分子間交互作用，顯示了較強的增溶能力和降黏能力。

圖6 嗜膠質瀝青菌利用鎮賚射孔返出油后組分變化Fig.6 Composition changes of returning oil fromperforation after the action ofasphaltophilic bacteria

5 結 論

1) 采用以雜多環烴降解為目標的微生物預處理+微乳液增溶驅油技術路徑，可以破壞膠質與瀝青質之間的作用，降低黏度，增加油砂油流動性，符合油砂油原位開發的技術要求。

2) 嗜膠質瀝青菌可以通過切斷膠質、瀝青質中C—N鍵、C—S鍵，有效降低油砂油中瀝青質含量。

3) 采用特殊激活技術結合油藏具體條件，可以實現定向激活并抑制油藏內其它菌群的生長，油藏內菌群定向激活及定向生長是微生物原位開發的重要條件。