低温微生物在松辽盆地西斜坡油砂原位试采中的应用

李 锋，仝立华，刘衍彤，徐银波，张家强，石 磊

(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.中国地质调查局非常规油气地质重点实验室，北京 100083；3.新疆新易通石油科技有限公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

中国油砂勘探开发起步较晚，研究基础薄弱。截至2019年底，全国油砂探明储量仅1.8×108t，年产量仅300×104t。目前，我国除了新疆风城等少数矿点依靠科技创新实现了有效开发外，其他大部分矿点(带)尚未形成有效产能[1-2]。与国外典型油砂矿显著不同的是，受陆相沉积背景和复杂成矿条件的控制，我国绝大部分油砂矿层类型以陆相河流沉积为主，呈单层厚度薄、夹层多的特征[2]；遭受水洗作用、氧化作用及生物降解作用后原油重质组分占比明显增大，油砂油黏度普遍较高[3]，采用国外成熟的蒸汽热采技术开发浅层油砂存在蒸汽制备能耗高、蒸汽上窜污染浅部水层等风险，规模性蒸汽开发产生的高碳排放也无法满足环保要求。因此，开发浅层油砂绿色高效原位开采技术，探索经济、绿色的陆相浅层油砂原位开采方式，对于促进我国油砂资源合理利用和产业良性发展，保障我国国家能源安全具有重要战略意义。

通过室内试验、现场试验、试剂配方和工艺改良等，本文在本源微生物激活体系焖井阶段结束后，增加了一套携带功能微生物的纳米微乳液体系，通过增加两轮吞吐工作，加强了微乳液对油砂油的增溶作用[4]，携带功能微生物至油砂油内部，降低了油砂油与黏土、岩石的吸附能力，成功实现了油、砂分离，开采了21 m3油砂油，对于油砂油原位试采具有重要意义。

1 地质背景

1.1 工作区概况

松辽盆地形成于白垩纪，是一个发育在古生代褶皱基底之上的大型中-新生代含煤层、含油气沉积盆地。基底为前古生界的古生界变质岩，为火成岩系；沉积盖层从侏罗纪至新生代均有发育，总厚度达11 000 m以上，是松辽盆地主要的生油层和储油层[5]。

工作区构造位于松辽盆地西部斜坡带南部，行政区划隶属于吉林省白城市镇赉县。工作区地层以白垩系为主，沉积物以细碎屑岩为主，油砂矿藏埋深较浅(136.68～218.61 m)，目的层赋存于上白垩统姚家组地层中，平面上呈板状，剖面上呈复层厚层状；工作区油砂储层孔隙以原生孔隙为主，压实作用较弱。

1.2 已有工作基础

工作区前期完成了一批钻井，取得了较为丰富的地质资料，地层、构造、储层、油砂层等特征基本清楚，此外前人还进行了短期的试采工作，并取得了一定认识。

1.2.1 储层特征

根据以往的地质资料，工作区储层属于Ⅰ-Ⅱ类。油砂储层物性较好，孔隙度为10.47%～34.17%，平均22.27%；渗透率为21.9×10-3～2 460.0×10-3μm2，平均671.3×10-3μm2；油砂含油率较高，一般在3.00%～54.88%之间，平均9.08%；单矿层厚度在3.00～20.19 m之间，平均4.63 m。

1.2.2 油砂层特征

工作区油砂层含油率均较高，且主要分布在矿层底部。根据罗洪浩等[5]的研究成果，在本次油砂先导试验区，油砂层有效厚度为2 m以上的区域面积约为8.72 km2，有效厚度范围内的油砂层含油率在3.05%～16.78%之间[5]。根据吉赉油1井、吉赉油1-1井、吉赉油1-2井和吉赉油1-3井取岩芯含油性测试结果，油砂层含油率较高，一般在3.13%～16.02%之间，平均8.93%；含油率大于5.00%的厚度比例在50%以上，其中，吉赉油1井和吉赉油1-2井厚度比例分别达到89.97%和89.14%。

油砂油密度较大，纵向上显示出随埋深加大，油砂油密度具有逐步增大的趋势。 通过对吉赉油1井、吉赉油1-1井、吉赉油1-3井油砂岩芯样品经氯仿沥青抽提后进行测试分析，20 ℃时岩芯抽提的油砂油密度最大值为0.977 g/cm3，最小值为0.928 g/cm3，平均值为0.955 g/cm3。

测试结果表明，经脱水脱砂后的油砂油黏度较高，15 ℃温度条件下油砂油黏度为1 750 000 mPa·s，尽管随着温度上升，油砂油黏度有所降低，但40 ℃条件下油砂油黏度仍高达19 966 mPa·s，如图1所示。

图1 脱水离芯分离后油砂油黏温曲线Fig.1 Viscosity temperature curve of oil sand oilafter dehydration and centrifugation

吉赉油1井、吉赉油1-1井等5口井射孔后，对井口处采集的混合油样进行了油砂油族组分分析。结果表明，油砂油中饱和烃的含量平均为29.64%，芳香烃的含量平均为17.71%，胶质含量平均为34.88%，沥青质含量平均为8.59%。

1.2.3 前人试采认识

2012年吉林中财石油开发有限公司在松辽盆地西斜坡，利用蒸汽吞吐技术对两口井进行试采，单井日产油2 t，积累了一些试采技术参数[6]，但蒸汽试采中受油砂油吸附的黏土矿物及絮体吸附对孔隙形成堵塞及油砂油温度下降冷凝堵塞影响，导致储层堵塞严重。另外，因为地层温度低，生产中原油温度下降时，伴随原油黏度大幅度上升，难以流动，造成地层原油无法有效从孔隙中采出。

2 室内微生物筛选

通过总结前人经验教训，初步确定了本次试采工作的技术思路，拟选用微生物中低温开采路径，通过烃降解微生物预处理后，实施微乳液增溶剥离方式进行开发，利用注采一体化的循环注采开发方式，对本区油砂油进行试采测试，室内核心工作就是筛选微生物菌株。

2.1 本源功能菌筛选

微生物采油是利用本源微生物或外源微生物及其产物提高采收率的采油技术[7-8]。充分利用本源功能菌是微生物采油技术类型中相对经济的一种方式。但这种方式通过注入外加营养元素选择性调控内源群落结构和功能[9-10]，也是微生物采油技术中难度最大、技术需求最多的方式。

筛选本源功能菌或利用与本源功能菌同属同种的外源菌，通过地面发酵后注入到地层的方式，是微生物采油技术中比较传统的一种方式。其优势在于可以选择特定功能菌，通过改变油藏流体渗流环境来提高采收率[10]。试验区油藏环境下菌群发育菌属较多，且油砂油地下黏度高，在极低的油藏温度条件下(10 ℃)，微生物活性低，因此选择合适的菌剂及定向激活路径，对于解决地下菌群干扰，激发功能菌活性具有重要意义。

2.1.1 本源微生物结构与功能

工作区储层中蕴含着丰富的具有烃降解、产乳化剂、脱硫脱氮等对油砂低温开采有利的功能菌，种类及丰度均比地层水中高。工作区本源微生物中Pseudomonas(假单胞菌)、Dietzia(迪茨氏菌)和Rhodococcus(红球菌)丰度高且普遍分布。这些菌均具备低温生长能力和代谢能力，在众多本源菌中实现对这类菌的定向激活需要进行特殊激活剂设计并充分利用好与其他属种的竞争和协作关系以实现优势定向激活，因此，本次选择Pseudomonas(假单胞菌)为定向激活对象。

2.1.2 低温本源功能菌筛选与评价

以油砂油为主要碳源，在不同的单一厌氧因素以及寡营养条件下进行厌氧培养，得到了37株可以兼性厌氧生长、以稠油为碳源的功能菌。这些功能菌经过鉴定之后，以Pseudomonas(假单胞菌)和Bacillus(芽孢杆菌)占比最高。

其中，筛选得到的Chryseobacterium(金黄杆菌)和Citrobacter(柠檬酸杆菌)是除常规微生物采油功能菌之外的功能菌。为了评价两株单菌对大岗地区油砂油的乳化和分散能力，以油砂油作为唯一碳源，低温生长培养3 d(15 ℃)。如图2所示为对比试验结果，三瓶依次为空白样、Chryseobacterium(金黄杆菌)原油培养液和Citrobacter(柠檬酸杆菌)原油培养液。

图2 对比实验结果Fig.2 The results of comparative experimental

由图2可知，油砂油呈低温分散特征，水相中油增溶明显；Chryseobacterium(金黄杆菌)在低温下可以有效地对12～15个碳链的烷烃形成降解，形成降黏能力。由室内研究发现，在5～15 ℃条件下，低温菌剂Chryseobacterium(金黄杆菌)可以有效生长；在5 ℃条件下，菌体个数可以达到1.0×108个；在10 ℃条件下，菌体个数可以达到2.5×108个，显示低温条件下，Chryseobacterium(金黄杆菌)可以实现规模生长(图3～图5)。其中，在15 ℃条件下，该菌培养15 d后可达到最大生长值。

图3 Chryseobacterium菌对不同碳链烷烃降解效果Fig.3 Degradation effect of Chryseobacterium ondifferent carbon alkanes

图4 Chryseobacterium菌在不同温度条件下菌体的生长状况Fig.4 Growth status of Chryseobacterium underdifferent temperatures

图5 Chryseobacterium菌在15 ℃条件下繁殖速度变化Fig.5 Variation of reproduction rate ofChryseobacterium at 15 ℃

室内研究表明，低温菌剂Chryseobacterium(金黄杆菌)在大岗地区油藏条件下可以有效地降解烷烃，起到降低油砂油黏度的作用[11-12]。从发酵液的乳化分散能力分析，该单菌发酵液可以作为热生物吞吐阶段的生物主剂。

2.1.3 本源功能菌定向激活

工作区储层中烃降解、脱氮脱硫、产乳化剂的功能菌丰富，同时，功能菌Pseudomonas(假单胞菌)在地层水、岩芯、原油中都具备较高丰度，是试验区本源定向激活的主要对象，具备微生物冷采的基础。

选择乳化分散降黏效果最好的A激活剂作为现场施工体系开展室内研究，对A激活剂激活前后的群落结构做高通量测序分析[13-14]，激活前后微生物结构分析显示，功能菌Pseudomonas(假单胞菌)从激活前相对丰度17.47%增加到31.49%。

2.2 外源功能菌设计

工作区原油黏度极高(地下黏度可达108mPa·s)，除了溶剂之外，一般药剂很难突破低温下的油水屏障，不能有效增溶、乳化原油、降低黏度，原油渗流能力无法提高[9]。相比溶剂而言，低温烃降解、杂环降解菌具有低成本、高效性的特点。

1) 烃降解菌。烃降解菌类能够利用烃类作为碳源和能源物质生长的微生物，在有氧条件下，以氧气作为电子受体进行有氧呼吸获得能量；厌氧条件时，则以硝酸盐、硫酸盐等为电子受体获得能量。该类菌通过自身的代谢作用产生一系列的烃类降解酶，通过裂解重质烃类，可以将烃类中的大分子物质转化成小分子物质，通过生物降解作用降低原油黏度，改善原油的流动性。

为减少本源激活风险，可以通过补充油砂油藏中功能菌的数量及功能，加快油砂油剥离速度，需要补充外源菌[9]。室内试验表明，外源菌KZL-EX-sP17具有更好的乳化、增溶、降黏效果，应用于长时间焖井阶段，通过发酵后注入，可以有效降低稠油中长碳链的比例，从而降低原油黏度，该菌对主要本源功能菌的丰度和功能影响很小。

2) 脱硫脱氮菌。含氮和含硫的杂多环芳烃是胶质和沥青质主要成分，也是影响原油黏度的主要因素之一。为了客观评价外源功能菌Pseudomonas(假单胞菌)的降黏效果，开展了外源功能菌Pseudomonas(假单胞菌)在厌氧条件下对含硫芳烃Benzothiophene(苯并噻吩单环含硫芳烃)、Dibenzothiophene(二苯并噻吩三环含硫芳烃)和含氮芳烃Lndole(吲哚单环含氮芳烃)等的降解特性实验。结果显示，在无氧的条件下，Pseudomonas(假单胞菌)可以在CO2和N2存在的条件下，利用硝酸盐为电子受体，对含氮、硫的杂多环芳烃破环降解，致使这些被释放的元素在地层下转化，从而被微生物再次利用。

3 现场实施

本次试采工作试验初期采用多轮次热油基清洗液吞吐的方式建立动用半径形成亏空，再注入低温功能菌经过一段时间的焖井培育建立油藏微生物场，通过特定功能微生物的作用将油砂油从油砂包裹界面剥离，并改善油砂油渗流能力[7-8]，使油砂具备动用能力。后期通过实施微生物驱提供持续驱替能力，以获得该区上白垩统姚家组油砂的最优产能参数。

3.1 技术难点

结合前期试采的经验，施工的技术难点主要为：①油砂地层埋藏浅(油砂层中部深度在193.5～198.0 m之间)，储层胶结疏松，油层薄；②油砂层地层温度低，原油黏度高，油砂层中油砂油流动系数小，流动阻力较大；③油砂层顶底板附近均发育透水层；④油砂地层压力低(井筒流体压力梯度为1.008 MPa/100 m)，驱动能力弱；⑤吉赉水地1井取芯资料显示，油砂储层水淹特征明显，水浸泡后，有大量絮体。

3.2 关键技术

根据工程所面临的问题，借鉴套保油田开发的经验，本次测试的主要思路为疏通、微生物预处理、纳米微乳液低温增溶剥离振动辅助的循环注采实施工艺。

1) 建立油井生产、地面集输、油水分离、循环加热、地面配液、化学剂回注一体化处理系统，满足油砂原位试采工艺要求。加热系统以微生物适应温度为配置原则，温度不高于60 ℃。

2) 射孔优化。选择物性好、含油率较高的井段，利用大孔径、深穿透射孔方式提高油砂层渗流条件，降低渗流阻力，增大入井流体加热半径，提高生物热流体吞吐效率，同时，大孔径可以降低生产压差，减轻地层出砂状况。采用避射技术增加隔水层厚度，减少顶底板水层水窜的风险。

3) 采用低速螺杆泵技术，提高出砂稠油举升能力，减少抽吸能力，设计日产液水平控制在10 m3左右，以降低产液强度，减少出砂风险。

4) 采用以亲油型生物制剂为热洗主剂，以亲水生物油砂清洗剂为洗油辅助的生物热流体吞吐方式建立地层亏空，形成功能微生物在地下大规模生长和代谢的空间。

5) 通过多轮次吞吐手段建立采油亏空，形成单井200 m3左右的微生物反应空间。

6) 采用激活油藏内低温烃降解菌，平衡油藏内菌群发育状况，以油砂层位微生物反应器形成低温微生物菌藏，利用烃降解菌降黏、剥离特性，为微生物驱建立条件，最终通过在目标井组间建立稳定的生物功能场及驱替能力来形成油砂油资源持续开采能力。

7) 入井液体充分考虑防膨设计，减少储层黏土膨胀对渗流环境的影响。

4 低温微生物应用效果评价

4.1 定向激活本源微生物效果

本次充分利用本试验区矿层条件及矿层菌群的激活特征，选择了Pseudomonas(假单胞菌)专用低温激活体系，经过125 d焖井培育，经采出液16 s测序。结果显示，不同油井产出液中Pseudomonas(假单胞菌)均为主要优势菌，采出液样品的平均比例比室内激活后的比例高，最高可达80%，定向激活初显成效。以吉赉油1-1井为例详细阐述生产过程的菌群结构变化。

吉赉油1-1井跟踪评价：生产过程中，吉赉油1-1井采出液菌群逐渐变化，其中Pseudomonas(假单胞菌)为主要优势菌，平均占比为42.5%。功能菌的变化可大体分为5个阶段。

1) 微生物焖井后开井生产阶段。该阶段优势菌丰度较高且稳定，平均丰度为46%，而大部分原微生物焖井液体没有采出，此阶段Pseudomonas(假单胞菌)为优势菌。

2) 循环注采阶段。Pseudomonas(假单胞菌)功能菌占比增加，平均58%，最高达72%。此阶段采出液多为原微生物焖井液。Pseudomonas(假单胞菌)为优势菌，表明焖井阶段，菌群定向激活获得了成功。

3) 原微生物焖井液采完后，此时采出液为原微生物焖井液未波及区域的地层流体。此阶段，地层水受部分激活剂扩散影响，采出液中假单胞菌数量明显减少，丰度在20%～40%之间波动，平均为29%。

4) 焖井液逐步驱出阶段。采出液跟踪显示，Pseudomonas(假单胞菌)丰度又逐渐上升，平均为38%。与第一阶段相比比例偏低，显示注入液驱替渗流过程中，存在着其他流体的侵入作用和稀释作用，此阶段Pseudomonas(假单胞菌)为优势菌。

5) 驱替阶段。采出液为循环回注的分离液，Pseudomonas(假单胞菌)丰度波动较大，符合采出液循环回用特征，此阶段Pseudomonas(假单胞菌)仍然是优势菌。

4.2 嗜胶质沥青菌对油砂油低温降黏作用

在菌群筛查及现场实施过程中，经过特殊的单因素寡营养分离技术，得到了一株可以在低温下降解胶质沥青质的嗜胶质沥青菌。该菌可以在低温(10 ℃)条件下有效突破油水界面屏障，增加微乳液的渗透能力，并在微乳液的配合下，快速乳化镇赉油砂油，显著降低油砂油黏度[15]。

试验显示，该嗜胶质沥青菌为一株新采油功能菌，实验室对该菌进行了低温评价，并分析了降解前后的镇赉油砂油组分(图6)，经过嗜胶质沥青菌作用后，镇赉射孔返出油饱和烃含量提高，非烃(胶质)及沥青质含量下降，显示嗜胶质沥青菌在以镇赉油砂油为碳源时，可以选择性地嗜非烃(胶质)和沥青质等组分，破坏胶质和沥青质分子间交互作用，显示了较强的增溶能力和降黏能力。

图6 嗜胶质沥青菌利用镇赉射孔返出油后组分变化Fig.6 Composition changes of returning oil fromperforation after the action ofasphaltophilic bacteria

5 结 论

1) 采用以杂多环烃降解为目标的微生物预处理+微乳液增溶驱油技术路径，可以破坏胶质与沥青质之间的作用，降低黏度，增加油砂油流动性，符合油砂油原位开发的技术要求。

2) 嗜胶质沥青菌可以通过切断胶质、沥青质中C—N键、C—S键，有效降低油砂油中沥青质含量。

3) 采用特殊激活技术结合油藏具体条件，可以实现定向激活并抑制油藏内其它菌群的生长，油藏内菌群定向激活及定向生长是微生物原位开发的重要条件。