CN104087534B - 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂。激活剂的配方为：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。所述激活剂通过至少一口注水井注入，被激活后的内源微生物活菌总数均大于1.0×10⁷个/mL，满足现场激活内源微生物驱油试验要求。本发明的激活剂将在聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油中发挥重要作用，应用前景广阔。

Description

一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂

技术领域

本发明涉及三次采油技术领域中的一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂。

背景技术

内源微生物驱油技术由俄罗斯科学院微生物所Ivanov院士创立，并于2004年正式命名为Ivanov采油法。内源微生物驱油是一项新兴的采油技术，它是通过向地层注入激活剂来激活油藏内部的有益微生物，从而达到提高采收率的目的。该技术在国内外已进行了大量的研究(汪卫东，微生物采油技术研究及试验，石油钻采工艺，2012，34⑴:107-112)。

1994年美国能源部DOE/BC/14084-6项目，对北Blowhorn Creek油田开展激活内源微生物调堵试验，现场注入KNO₃(氮源)、NaH₂PO₄(磷源)和糖蜜(碳源)，试验过程中钻井取岩心样，在岩心孔隙中发现了大量细菌细胞，说明油藏中的内源微生物被激活了。对产出的原油进行色谱分析，发现小分子烃类比例增加，说明有“新”油采出，这是扩大水驱波及体积的证据。俄罗斯MEOR研究主要是俄罗斯科学院微生物研究所承担，主要研究激活内源微生物驱油技术，现场应用规模较大，1983-2002年共涉及134口水井和325口油井，增油近60×10⁴t，是所有报道中增油最多的国家。2002年中石油与俄罗斯合作，在大港油田开展了多个区块的内源微生物驱油现场试验(冯庆贤等，大港油田本源微生物驱配套技术研究与应用，2009，31(S1):124-129)。

近年来，随着现代分子微生物分析方法和手段增多，加快了对不同油藏中的内源微生物的解析和认识，已开发的油藏几乎都存在丰富的内源微生物，这是内源微生物驱油的先决条件。通过注入不同种类的激活剂来调控并选择性激活油藏内部的有益微生物，利用其在油藏中的运移、繁殖、代谢及代谢产物与原油/岩石/水的相互作用来改善水驱效率。另外，当激活剂随注入水进入高渗透带时，能激活高渗透带的内源微生物,使内源菌浓度增加几个数量级，在一定程度上还能起到堵水调剖的作用。

内源微生物可用于驱油，也可用于调剖。其效果无论是降低界面张力还是调堵强度，均不能与化学法相比，但内源微生物在油藏中“原位”产生代谢产物，并集中在油水界面上起作用，这是其它方法所不具备的。因此，根据不同区块油藏提高采收率的要求，分析内源微生物群落结构和组成，进行选择性激活，形成有特色的激活剂配方，是这项技术发展的主要方向。

目前，现场常用的激活剂是注入水溶性的氮、磷盐体系，即油藏中所缺乏的氮源和磷源等矿物质，同时注入适量的空气，让内源微生物利用地下残余油作为碳源，这种方式成本最低，胜利、大港和新疆等油田的应用均取得了成功。

文献《单家寺油田单12块内源微生物驱油试验研究》(王鲁玉等，油气地质与采收率，2006，13(3):82-84)介绍了单家寺油田单12块采用ST-12系列激活剂，对单12块的单12-16井组进行内源微生物激活剂的注入。施工压力由最初的3-4MPa上升到10MPa，注水压力由2MPa上升到10MPa，17轮共注入液体激活剂171.2t，注入固体激活剂4.8t，注入空气12.73×10⁴m³。共注入激活剂17轮，累积增油2700t。

文献《港西油田三区一断块本源微生物驱试验研究》(柳敏等，油田化学，2006，23(3)：269-272)介绍了一种内源菌激活/调驱剂的复合体系，由好氧、厌氧菌激活物和吸水膨胀颗粒按3:1:1质量比组成，含有淀粉56.0％、蛋白质13.0％、纤维素10.5％、矿物质5.3％、脂肪4.2％，另外加有聚合物作为固体颗粒悬浮剂，注入后随即注入空气激活好氧菌。通过注水井注入混气营养液，每年5次，每次30天。5口采油井平均含水由88.4％降至71.3％，日产油量由3.6t增至7.8t，累计增产油3100t，投入产出比1：4.4。

文献《新型淀粉-纤维素基微生物驱营养体系研》(程海鹰等，石油学报，2010，31(1)：105-109)介绍了一种以淀粉-纤维素为基础的颗粒状本源微生物驱油营养剂，微生物利用营养体系可产生表面活性物质(带C₈-C₁₂长链脂肪酸的鼠李糖脂)和生物气(CH₄和CO₂)，对原油有较好的乳化作用。

文献《邵家油田沾3块内源微生物驱激活剂优化及现场试验》(郭辽原等，油气地质与采收率，2012，19(1):79-81)优化出沾3块内源微生物驱最佳激活剂配方为0.3％淀粉水解液+0.2％(NH₄)₂HPO₄+0.2％NaNO₃，该配方物理模拟实验提高采收率平均大于6.7％。在胜利油区沾3块3口油井进行了单井吞吐现场试验，试验后单井平均日增油量为1.2t，含水率平均下降3.5％，见效周期超过3个月，累积增油超过4000t。

文献《安塞油田ZJ2区微生物驱油技术研究及应用效果评价》(沈焕文等，石油化工应用(刊名)，2012，31(4)：87-90)通过内、外源微生物结合调控油藏微生物生态系统，实现微生物群落结构定向调控和油层的深部调剖。采用三段式注入工艺，段塞一为深度调剖剂，段塞二为高浓度微生物驱剂，段塞三为低浓度微生物驱剂，注入低浓度驱剂及空气维持功能微生物生长，实现持续不断的驱油效果，累计注入缓释营养激活剂干粉83.36t，高效激活产表面活性剂的微生物驱剂干粉237.23t，注入液3.34×10⁴m³，注入浓度1.0％，实现阶段增油1560t，井组自然递减率由3.96％下降到-4.38％，含水上升率由1.35％下降到-2.11％，达到控水稳油的目的。

文献《不同激活剂条件下油藏内源微生物激活过程中DGGE分析》(包木太等，湖南大学学报(自然科学版)，2009，36(11)：67:72)激活剂分别以葡萄糖、蔗糖、玉米浆、淀粉作碳源，以油井产出水和注入水作为研究对象，进行微生物的激活优化。结果表明，激活以后水样中微生物种群发生了明显变化，以葡萄糖为碳源激活效果尤为突出，改变葡萄糖的浓度后，当浓度为5-7.5g·L^-1时较为合适，细菌密度能达到10⁷个细胞(cell)·L^-1，产出水的激活效果比注入水要好。

文献《胜利油田沾3断块内源微生物现场激活试验及分析》(曹功泽等，石油天然气学报，2012，34(7):136-140)考察了4种碳源、4种磷源、3种氮源的激活效果。室内评价主要是通过4个方面来进行考察：①激活后总菌数变化(MPN法和平板涂布法)；②激活后对原油的乳化作用(分光光度计测定OD550)；③激活后对硫酸盐还原菌的抑制作用；④物模驱油试验。筛选的激活体系能有效激活产出液中的内源菌，厌氧发酵菌提高4个数量级，硝酸盐还原菌被有效激活，而硫酸盐还原菌被有效抑制，能在水驱基础上提高采收率7％以上。

从上述开发的各类激活剂体系和配方中，可以看出均采用水溶性的氮、磷盐体系，并补充定量空气以实现油藏好氧菌群的激活和原油的生物降解。而针对整装区块、井网较完善、地下液体流速较快的油藏，水溶性营养物在注入油藏时会沿高渗透区域窜流，在油藏中滞留时间短，微生物利用程度低，生物产物与油藏岩石和流体相互作用时间短。其次，传统的N/P体系(是指在油田注入水中添加各种含氮/磷的矿物盐)即使在氧气补充非常充分的条件下也不能有效激活烃氧化菌(HOB)，这主要是由于使用N/P体系时虽然氮源和磷源充足，但是其它营养组分的缺乏大大限制了HOB菌群的生长。

发明内容

本发明针对油田聚合物驱后油层氮、磷盐体系组分单一，在油藏滞留时间短等缺点，提供了一种用于激活聚合物驱后油藏内源微生物(尤其是HOB菌群)驱油的激活剂。

为解决上述技术问题，本发明采取以下技术方案：

一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂，为含有玉米浆干粉的水溶液，溶液中玉米浆干粉质量浓度为0.1～1.5％，最好0.5-1.2％，采用油田注入水或现场注入水配制，使激活后的内源微生物活菌总数大于1.0×10⁷个/mL，满足现场激活内源微生物驱油试验要求。

所述水溶液中外加有氮源和/或磷源。其中，外加氮源为硝酸钠，其在溶液中质量百分含量为0.10～0.5％。外加磷源为磷酸氢二铵，其在溶液中的质量百分含量为0.05～0.3％。

另外，水溶液中还可以外加有酵母粉，其在溶液中的质量百分含量为0.01～0.1％。

具体的激活剂，各组分在激活剂中质量百分含量为：玉米浆干粉0.5～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。

优选的激活剂，激活剂中各组分质量百分含量选自以下组配之一：

组配一：玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％和磷酸氢二铵0.15％；

组配二：玉米浆干粉1.5％；

组配三：玉米浆干粉1.20％，硝酸钠0.10％，磷酸氢二铵0.05％。

所述激活剂注入浓度优选为总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，满足现场激活后的内源微生物菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

本发明另一目的在于提供所述的激活剂在聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油中的应用。该应用是在聚合物驱后注入所述激活剂溶液，激活剂添加量0.35PV。

采用以上设计，本发明提供的用于激活聚合物驱后油藏内源微生物驱油的激活剂具有以下特点：

1)所述激活剂用在聚合物驱后油藏中激活内源微生物，内源微生物包括：烃氧化菌(HOB)、腐生菌(TGB)、厌氧发酵菌(FMB)、硫酸盐还原菌(SRB)、硝酸盐还原菌(NRB)和产甲烷菌(MPB)等。不仅种类全，而且数量高，在10¹～10⁵个/mL之间。其中优势菌以FMB、NRB、HOB和MPB为主，对微生物驱油贡献较大的两类菌HOB和MPB数量均分布在10¹～10⁴个/mL之间。

2)从聚驱油藏注水井和聚驱油藏采油井中采集水样，进行了分离、培养，筛选到产甲烷菌、产酸菌、表面活性剂产生菌、聚合物产生菌、聚丙烯酰胺降解菌、反硝化菌和烃氧化菌，共计19株，包括可培养的Coprothermobacter proteolyticus CJ78、Pseudomonasputida FJ53、Pannonibacter phragmitetus TJ-6、Paenibacillus ginsengagri TJ-14、Micrococcus luteus TJ-20、Micrococcus luteus TJ-24、Micrococcus luteus TJ-25、Pantoea agglomerans FYJ1、Enterobacter sakazakii FYJ2、Pseudomonas putida FYJ4、Pantoea agglomerans FYJ6、Pseudomonas stutzeri FYJ26、Pseudomonas putida JQ34、Acinetobacter junii JQ31、Pseudomonas mendocina JJ-12、Pseudomonas lubricansJJ-14、Pseudomonas mendocina JJ-16、Pseudomonas putida JJ-21和Pseudomonasstutzeri J22。

3)所述激活剂在聚合物驱后的油藏中，内源微生物的细菌在注水井和采油井中优势菌均以(Thauera)和(Arcobacter)为主，注水井的菌群结构及其多样性明显比采油井复杂；所述的激活剂在聚合物驱后的油藏中，内源微生物的古菌在注水井和采油井中优势菌以甲烷鬃菌属(Methanosaeta)和甲烷绳菌属(Methanolinea)为主，菌群分布和数量具有一定的对应性。

4)所述激活剂产气周期具有明显差异的两个阶段(好氧和厌氧)，每个阶段的产气增压幅度不同。根据压力变化的幅度，测算出糖蜜激活剂的产气周期约为30天，玉米浆干粉激活剂的产气周期约为60天。

5)所述激活剂在地层采出水经激活培养后，活菌总数提高了3～4个数量级。石油烃降菌由激活前10¹～10²个/mL提高到激活后的10⁴～10⁵个/mL；脱氮菌由激活前的10³～10⁴个/mL提高到10⁵～10⁶个/mL；硫酸盐还原等有害菌激活后未检出。

6)所述激活剂对内源微生物中的NRB、TGB和FMB三类菌激活后均有一定的乳化效果，但明显比HOB的效果差些。烃氧化菌(HOB)乳化原油效果最好，作用后原油分散，粘度下降，发酵液中有表面活性物产生。

7)所述激活剂在天然岩心上，利用激活内源微生物所产生的驱油作用，在聚驱后的基础上，可再提高采收率3个百分点。

8)所述激活剂具有为微生物提供营养组分的同时,还要能使微生物局部聚集，起到封堵高渗透条带、扩大波及体积的作用。通过电镜照片观察，天然岩心注入激活剂后，注入水中的内源菌获得营养物，菌体得以快速生长、增殖和代谢。大量菌体均匀的充填在岩石的孔道中，在岩心注入和采出端没有明显差异。

9)所述激活剂在天然岩心上激活以后微生物种群发生了明显变化，检测到的细菌主要为陶厄氏菌属、丙酸杆菌属、互营单胞菌科和不动杆菌属。其中互营单胞菌科的许多细菌都可以在无氧或有甲烷产生的条件下降解长链烷烃，而对于不动杆菌来说，生长适应性很强，无论是寡营养的地层水环境还是加入糖蜜和无机盐环境中都能生长。

综上所述，本发明的激活剂将在聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油中发挥重要作用，应用前景广阔。

下面结合具体实施例对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1为南二东区块注水井和采油井的细菌和古菌的群落结构组成

图2为激活剂激活聚驱后油藏内源微生物的产气效果(产气压力变化，单位MPa)

图3为激活剂激活聚驱后油藏内源微生物和HOB菌的乳化原油性能

图4为149#、29#天然岩心物理模拟驱油实验效果曲线

图5为内源菌在天然岩芯29#内部生长的电镜观察结果

具体实施方式

发明人研究发现，已有技术中微生物在地下停留时间较短，为促使其快速发挥作用，需要适当补充碳水化合物，以促进微生物快速增殖大量的菌体和积累产生大量的代谢产物。但是，如果补充碳水化合物，最好不要再补充空气，因为，在好氧条件下，微生物对碳水化合物降解速度很快，同时产生的代谢产物主要是水和CO₂。另外，注空气还存在操作困难、腐蚀、安全性，以及增加试验的投资费用等问题，因此，要尽量避免。这些都是影响内源微生物驱油技术现场应用效果的主要原因。

要解决上述问题,首先要延长营养组分在油层中的滞留时间，满足微生物(和代谢产物)与油藏岩石和流体作用的时间要求，使代谢产物浓度和菌群密度达到较高水平；其次，要充分发挥生物封堵作用，提高驱替压差，扩大波及体积。这就要求所用的营养体系具有为微生物提供营养组分的同时，还要能使微生物局部聚集，起到封堵高渗透条带、扩大波及体积的作用。

基于这些研究，本发明所提供的聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂，其配方为：玉米浆干粉0.1～1.5％，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。所述百分含量为质量百分含量(wt)。

优选的激活剂配方为：玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％，磷酸氢二铵0.15％和酵母粉0.05％，其余为水所述百分含量为质量百分含量(wt)。

所述激活剂通过至少一口注水井注入井底，注入的激活剂溶液浓度按前述，其中玉米浆干粉浓度不低于0.1％，最高可达1.5％，优选的玉米浆干粉浓度质量分数为0.5～1.2％。

所述激活剂注入浓度优选为总糖含量为173.5～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，激活后的菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，实施例将有助于理解本发明，但是本发明的保护范围不限于下述的实施例。

下述实施例中所用方法如无特别说明均为常规方法。

实验例1、聚驱油藏内源微生物的菌群数量分布

本实验用于确定驱油现场的微生物情况。

内源微生物驱油技术应用的前提条件是油藏中有一定数量的、具有一定繁殖和代谢能力的有益微生物群落。分析聚驱区块5口采油井采出液中的烃氧化菌(HOB)、腐生菌(TGB)、厌氧发酵菌(FMB)、硫酸盐还原菌(SRB)、硝酸盐还原菌(NRB)和产甲烷菌(MPB)等六类菌群，其种类及数量分布的检测结果如表1所示。

表1聚驱油藏采油井中内源菌类型及数量分布

检测结果发现聚驱油藏采油井中的内源菌不仅种类全，而且数量高，在10¹～10⁵个/mL之间。其中优势菌以烃氧化菌(HOB)、厌氧发酵菌(FMB)、硝酸盐还原菌(NRB)和产甲烷菌(MPB)为主，对微生物驱油贡献较大的两类菌烃氧化菌(HOB)和产甲烷菌(MPB)数量均分布在10¹～10⁴个/mL之间，而且在聚驱油藏中六类内源菌都有检出。

用同样的检测方法分析聚驱油藏注水井的内源微生物类型及数量分布规律，结果如表2所示。

表2聚驱油藏注水井中内源菌类型及数量分布

由于注聚区块采用的是地下回注污水配制聚合物，在注入水中不仅检测到内源菌种类齐全，而且数量高，样品中分析的菌数在10³～10⁶个/mL之间；无论是井口采集的样品，还是井底返排后采集的样品，内源菌数量明显比同一区块的采油井高于两个数量级以上。这表明聚驱后油藏的注水井中，不仅可培养的六类内源微生物种类齐全，而且数量较高，具备开展激活内源微生物驱油的必要条件。

实验例2、聚驱油藏内源微生物的培养及筛选

从聚驱油藏注水井和聚驱油藏采油井中采集水样，进行了分离、培养，筛选到产甲烷菌、产酸菌、表面活性剂产生菌、聚合物产生菌、聚丙烯酰胺降解菌、反硝化菌和烃氧化菌，共计19株，如表3所示，说明在聚驱后油藏中有大量可培养的内源微生物，可通过注入不同种类的激活剂对其生长和代谢过程进行激活和调控。

表3从聚驱油藏中分离出的内源微生物菌株

编号	菌株名称和编号	来源	功能
				1	Coprothermobacter proteolyticus CJ78	聚驱采出液	产甲烷菌
2	Pseudomonas putida FJ53	聚驱采出液	产酸菌
				3	Pannonibacter phragmitetus TJ-6	聚驱采出液	烃氧化菌
4	Paenibacillus ginsengagri TJ-14	聚驱采出液	烃氧化菌
				5	Micrococcus luteus TJ-20	聚驱采出液	烃氧化菌
6	Micrococcus luteus TJ-24	聚驱采出液	烃氧化菌
				7	Micrococcus luteus TJ-25	聚驱采出液	烃氧化菌
8	Pantoea agglomerans FYJ1	聚驱采出液	反硝化菌
				9	Enterobacter sakazakii FYJ2	聚驱采出液	反硝化菌
10	Pseudomonas putida FYJ4	聚驱采出液	反硝化菌
				11	Pantoea agglomerans FYJ6	聚驱采出液	反硝化菌
12	Pseudomonas stutzeri FYJ26	聚驱采出液	反硝化菌
				13	Pseudomonas putida JQ34	聚驱采出液	表面活性剂产生菌
14	Acinetobacter junii JQ31	聚驱采出液	表面活性剂产生菌
				15	Pseudomonas mendocina JJ-12	聚驱采出液	聚丙烯酰胺降解菌
16	Pseudomonas lubricans JJ-14	聚驱采出液	聚丙烯酰胺降解菌
				17	Pseudomonas mendocina JJ-16	聚驱采出液	聚丙烯酰胺降解菌
18	Pseudomonas putida JJ-21	聚驱采出液	聚丙烯酰胺降解菌
				19	Pseudomonas stutzeri J22	聚驱采出液	聚合物产生菌

实验例3、聚驱后油藏内源微生物的菌群结构分析

通过T-RFLP方法对南二东区块注入采出水中油藏微生物的菌群结构及其多样性进行了分析，图1表示南二东区块注水井和采油井的细菌和古菌的群落结构组成。从图中可以明显看出，聚驱油藏注水井(图1中A幅和B幅)细菌群落与采油井(图1中C幅和D幅)细菌群落差异明显，注水井的细菌多样性高于采油井，各采油井内的细菌多样性较低。其中注入水-Bacteria(A幅)表示细菌的T-RFLP群落结构组成，注入水-Archaea(B幅)表示古菌T-RFLP群落结构组成，南2-丁2-P40-Bacteria(C幅)表示采油井的细菌T-RFLP群落结构组成，南2-丁2-P40-Archaea(D幅)表示采油井的古菌T-RFLP群落结构组成。

由图1所示，南二东聚驱油藏的注水井和采油井中优势菌均以(Thauera)和(Arcobacter)为主，在文库中占的比例较高，注水井的菌群结构及其多样性明显比采油井复杂。另外在注水井和采油井的采集样品中，均分离检测到不同种类的产甲烷古菌，优势菌以甲烷鬃菌属(Methanosaeta)和甲烷绳菌属(Methanolinea)为主，注水井和采油井的菌群分布和数量具有一定的对应性。通过对比，发现注水井中大量的细菌在通过油藏时被大量阻截或者未被检出，不同类型的菌群产生演替变化，这为研究该区块油藏微生物的群落结构特点、微生物组成和多样性提供了可靠依据。

实验例4、聚驱后油藏的水质分析

为搞清聚驱后油藏内源微生物生存的水质环境特点，分别对试验区的注入水和采出水进行矿物离子含量分析，结果如表4所示，可以看出，注入水和采出水的总矿化度含量分别为6.13×10³mg/L和4.54×10³mg/L，pH值为8.3左右，表明聚驱后注入水和采出水的总矿化度较为接近，水质为偏碱性。

表4聚驱后油藏注入采出水的矿物离子浓度分析结果

根据对采油井产出液主要离子浓度的分析，油井产出液中Na⁺、Cl^-、Ca²⁺、Mg²⁺等离子浓度都较高，均可满足微生物生长对这些无机离子的营养要求。但从微生物营养学的角度分析，油井产出液中PO₄ ^3-、NH₄ ⁺和NO₃ ^-的含量却明显偏低，在某些油田的油水样中甚至难以检出，而且水质矿物成分中缺乏内源微生物生长所必需的氮和磷等营养组分，因此有必要在注入液中添加足够量的该种营养物及其它营养元素以激活微生物细胞的生长代谢，见表5。

表5用于激活聚驱油藏内源菌的营养物

备注：表中SRB为硫酸盐还原菌

实验例5、激活剂激活聚驱后油藏内源微生物的乳化原油性能

由于注入水中存在内源菌(内源菌为注入水中携带的混合菌，主要为油藏可培养的腐生菌、烃氧化菌、甲烷菌、发酵菌、硝酸盐还原菌和硫酸盐还原菌等六类菌)。根据表5物料中碳源来源的不同，设计了两组激活剂配方。本实验例用聚驱油藏注入水配制以下两组激活剂。

2#—玉米浆干粉激活剂：饲料用玉米浆干粉水溶液，溶液中玉米浆含量为0.8wt％和0.4wt％。

4#—糖蜜激活剂：糖厂的副产物废糖蜜水溶液，溶液中蜜糖含量为2wt％和4wt％。

本实验在实验例1和2获得聚驱油藏采出液中可培养微生物的基础上，对两组不同的激活剂作用原油的乳化分散功能进行初步鉴定。

将采集的注入水或采出液样品分装于测试的250mL三角瓶中，分别按表7所示实验方案，加入2#玉米浆干粉激活剂和4#糖蜜激活剂进行增菌培养，培养条件：温度45℃、转速150r/min，培养2～5天(产甲烷菌培养要在20-30天)。增菌后的测试瓶作为种子加入到测试原油乳化的250mL三角瓶中培养，温度45℃、转速150r/min，培养10～15天。原油的加入量通常在3％～10％，在模拟油藏温度的条件下，观察内源菌乳化分散原油的效果，检测内源菌是否产表活剂，乳化分散原油的能力。

取原油乳化分散效果明显的样品，对乳化分散效果不明显的激活剂样品，分别对油藏可培养的腐生菌、烃氧化菌、甲烷菌、发酵菌、硝酸盐还原菌和硫酸盐还原菌等六类菌依次淘汰，其中硝酸盐还原菌(NRB)、腐生菌(TGB)和厌氧发酵菌(FMB)三类菌均有一定的乳化效果，但明显比烃氧化菌(HOB)的效果差些，以下实验重点考察HOB和内源菌(主要为注水井或采油井中携带的混合菌)的乳化效果。

表6激活剂乳化原油的性能

从表6和图2的测试结果来看，不同激活剂的量的加入对内源菌是否产表活剂，乳化分散原油的能力影响较大，对于相同组分的激活剂，加入量越大，提供的营养组分越充足，对于菌体的增殖和代谢产物量贡献越大，降低界面张力的效果越好。另一方面，激活剂种类对菌体的增殖和代谢产物量同样有影响，其中玉米浆干粉激活剂(2#)的加入效果明显优于糖蜜激活剂(4#)。

实验例6、激活剂激活聚驱后油藏内源微生物的产气效果

将上述制备的激活剂溶液加入到不锈钢的高压容器中，容积500mL，放入45℃的恒温箱中培养，用2.5MPa压力表监测产气量的变化，产气周期根据压力变化确定，其中玉米浆干粉2#溶液(浓度0.8％)和糖蜜4#溶液(浓度4％)的产气结果如图3所示。

产气实验结果表明，不同激活剂的产气周期具有明显差异的两个阶段(好氧和厌氧)，每个阶段的产气增压幅度不同。其中玉米浆干粉2#的产气周期明显比糖蜜4#的产气周期长，而且不同激活剂的增压效果差异也大。糖蜜4#的前期增压幅度小，后期增压幅度大，产气周期短而快速。玉米浆2#前期增压幅度高，后期增压幅度小，产气周期较长而持久。根据压力变化的幅度，测算出糖蜜激活剂的产气周期约为30天，玉米浆干粉激活剂的产气周期约为60天。

激活剂在高压容器中培养至增压稳定时，然后用产气袋收集内源菌代谢产生的生物气，进行气相色谱和同位素分析，检测气样中气体组分及δ13C(PDB)含量，结果如表7所示。

表7不同激活剂的产气组分和δ13C(PDB)同位素分析结果

两组激活剂产气的组分明显不同，2#玉米浆干粉的产气组分为CH₄和CO₂，δ13CCO₂(PDB，‰)碳同位素含量为-13.40，而4#糖蜜的产气组分为CO₂和H₂，δ13C CO₂(PDB，‰)碳同位素含量为-9.72。从国内外CO₂研究资料看,有机源CO₂的δ13C值小于-9，表明两种不同激活剂产CO₂气体的有机物来源均为激活剂中的碳水化合物。

生物气中，CO₂是微生物的重要产物，CH₄则是处于极端厌氧条件下才能生长的产甲烷菌群的产物。由于厌氧环境中产甲烷菌通常处于碳循环的末端，生物气中CH₄的大量出现说明体系有效激活了整个油藏微生物群落的生物链。这些生物气的产生在油藏环境中对原油的乳化是有积极作用的。通过以上产气实验，确定含有玉米浆干粉的激活剂配方能较好的激活内源微生物，产生的气体为地下油层提供驱动能量。

实验例7、激活剂激活聚驱后油藏内源微生物的菌浓变化

由于玉米浆干粉和糖蜜均为农产品加工过程中的各级产物，其自身包含丰富的营养物质，可为微生物发酵提供所需的碳源、氮源、磷源和矿物质。考虑到聚驱后油藏的特殊性，促进内源微生物代谢活性的PO₄ ^3-、NH₄ ⁺和NO₃ ^-的含量极度缺乏，为提高激活剂的功效，需添加一定量的含氮和磷的无机盐化合物，补充内源微生物生长和代谢过程中的物质和能量的供给。

在实验例6确定了含有玉米浆干粉的激活剂基础上，本实验例通过菌浓变化确定激活剂的适宜总糖含量、总氮含量和总磷含量。

按表8中的量，现场配制各激活剂(营养液)；按量将上述物质加入到注入水中混配，井口取样，并测定激活剂的总糖、总氮和总磷的含量(以玉米浆干粉计算含糖量，以硝酸钠计算含氮量，以磷酸氢二铵计算含磷量，玉米浆干粉中氮和磷分别计入总氮和总磷含量中，酵母粉的量太少,可分算到前面的三组分中)，定期(每周或每旬)分析加入激活剂前后的菌浓变化，实测结果如表9所示。

表8激活剂各组分的配比(在溶液中的质量百分比)

表9油田地层注入水细菌群落激活前后分析结果

由表9可以看出，在监测的范围内，当注入水中加入的激活剂的总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L时，激活后的菌数均大于1.0×10⁷个/mL，满足现场试验要求。另一方面，玉米浆浓度达到1.5％时，其自身所含氮和磷可以补充内源微生物生长和代谢过程中的物质和能量的供给，因此可以不添加其它氮源或磷源；在添加其它氮源或磷源时，玉米浆浓度最好在0.5-1.2％，超过1.2％，则无须添加其它氮源或磷源，在确保应用效果的同时，可以节省原料的投资成本。

因此，本实验确定了本发明的激活剂的方案为：激活剂中含(质量百分含量)玉米浆干粉0.5～1.5％(与含糖量168.3～608.3mg/L相当)，硝酸钠0～0.5％，磷酸氢二铵0～0.3％和酵母粉0～0.1％，其余为水。

表列方案中，激活剂1的菌浓变化量最大，其激活剂配方对应组分在激活剂中质量百分含量为：玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％和磷酸氢二铵0.15％，其余为水。定为优化的激活剂配方，所述百分含量为质量百分含量(wt％)。

采用优化的激活剂配方(激活剂1)，对油田地层采出水中的石油烃降解菌、脱氮菌、硫酸盐还原菌及厌氧发酵菌激活前、后的生长情况进行了检测，结果见表10。

可见，地层采出水经优化的激活剂配方激活培养后，总生物量和有益内源微生物数量都有显著的提高。总生物量激活前为6.5×10⁴个/mL,激活后达到1.4×10⁷个/mL,提高了3～4个数量级。石油烃降菌由激活前10¹～10²个/mL提高到激活后的10⁴～10⁵个/mL。脱氮菌由激活前的10³～10⁴个/mL提高到10⁵～10⁶个/mL。硫酸盐还原菌等有害菌激活后未检出。

表10油田地层采出水细菌群落激活前后分析结果

实验例8、激活剂激活聚驱后油藏内源微生物的驱油效果评价

使用天然岩心物理模拟进行驱油实验，实验油样为大庆油田采油二厂聚驱油层模拟油，粘度8.0mPa.s(45℃)；水样为现场注入污水。

聚驱方法为：先将聚丙烯酰胺干粉配制成驱油溶液注入已有油样的岩心，聚合物分子量1600万，浓度1200mg/L，用量0.5PV；再水驱至含水98％；添加玉米浆激活剂(激活剂1，溶液配方：按重量玉米浆干粉1.0％，硝酸钠0.25％和磷酸氢二铵0.15％，水为采集的现场注入水)来激活油藏内源微生物，添加量为0.35PV，培养温度为45℃，观察40-55d。

天然岩心聚驱后激活本源微生物驱油实验结果如表11所示，其中，149#、29#天然岩心物理模拟驱油实验效果曲线如图4所示(A幅为149#，B幅为29#)，表明利用激活内源微生物所产生的驱油作用，在聚驱后的基础上，可再提高采收率3个百分点。

电镜观察内源菌在天然岩芯内部生长的结果见图5，图片对应说明如下：

通过电镜照片观察，其中，内源菌在天然岩芯内部生长的电镜观察结果如图5所示，天然岩心注入激活剂后，注入水中的内源菌获得营养物，得以生长、繁殖和代谢。大量菌体均匀的充填在岩石的孔道中，在注入和采出端没有明显差异。但在不同岩石矿物的表面和孔隙中的吸附滞留的菌体量有明显差异，其中长石表面的吸附滞留量最多，石英表面几乎没有菌体吸附，粘土矿物高龄石表面的吸附滞留量较大，而伊犁石表面覆盖的多是微生物的代谢产物，菌体稀少。

表11天然岩心聚驱后激活内源微生物驱油实验数据汇总

实施例、玉米浆激活剂配方及其激活聚驱后油藏内源微生物的驱油效果评价

除表8所列配方，本实施例进一步提供的玉米浆激活剂的配方如表12所示。其中，配方1仅使用玉米浆(与表8中激活剂9相当)，玉米浆的使用质量浓度可为0.1～1.5％。

表12玉米浆激活剂的配方(单位：激活剂溶液中质量浓度)

实验模型：天然岩心基本参数如表13所示。实验油样为大庆油田采油二厂聚驱油层模拟油，粘度8.0mPa.s(45℃)；水样为现场注入污水。聚驱方法为：配制聚合物溶液，聚合物分子量1600万，浓度1200mg/L，用量0.5PV先聚合物驱，再水驱至含水98％后，添加不同配方的玉米浆激活剂(如表12所示)，添加量0.35PV，培养温度为45℃，观察40-55d。

表13天然岩心基本参数

表14微生物驱提供采收率情况

天然岩心聚驱后激活本源微生物驱油实验结果如表14所示，表明利用不同配方的激活剂激活内源微生物所产生的驱油作用，在聚驱后的基础上，可再提高采收率3个百分点。

Claims (3)

1.聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂在聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油中的应用，其特征在于，所述聚合物驱后油藏为大庆油田南二东区块的聚合物驱后油藏；所述激活剂为含有玉米浆干粉的水溶液，采用油田注入水或现场注入水配制，使激活后的内源微生物活菌总数大于1.0×10⁷个/mL，满足现场激活内源微生物驱油试验要求；所述水溶液中外加有氮源和/或磷源；激活剂中各组分质量百分含量选自以下组配：

组配二：玉米浆干粉1.5％。

2.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，所述激活剂注入浓度为总糖含量为168.3～608.3mg/L，总氮含量为113.8～746mg/L，总磷含量为24.6～106.9mg/L，满足现场激活后的内源微生物菌数均大于1.0×10⁷个/mL。

3.根据权利要求1或2所述应用，其特征在于，在聚合物驱后注入所述激活剂溶液，激活剂添加量0.35PV。