CN112576229A

CN112576229A - 一种利用微生物作用地下原油产甲烷方法

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Publication number: CN112576229A
Application number: CN202011438656.3A
Authority: CN
Inventors: 伍晓林; 侯兆伟; 金锐; 刘洋; 李蔚; 乐建君; 柏璐璐; 王蕊; 刘庆梅
Original assignee: Petrochina Co Ltd; Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Petrochina Co Ltd; Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2020-12-11
Filing date: 2020-12-11
Publication date: 2021-03-30
Anticipated expiration: 2040-12-11
Also published as: CN112576229B

Abstract

本发明公开了一种利用微生物作用地下原油产甲烷方法，涉及石油开采技术领域。其特征在于：包括以下步骤：1）将药剂按比例与水驱、化学驱过程中要注入油层的油田注入水混合配制成激活液；2）将配制混合好的激活液注入到目标体系中，注入后目标体系内本源微生物开始激活、生长繁殖；最终经过120天以上的时间，该体系内的微生物可将原油或烃类物质部分降解转化成含有大量甲烷的天然气；3）、在体系的采出端收集气体并测量天然气组份含量，或不收集直接储存在体系内或地下形成油气聚集。室内物理模拟产气实验表明，无论是在水驱后油藏还是在聚驱、强碱三元复合驱、弱碱三元复合驱后的不同油藏条件下，均可以实现微生物降解原油产甲烷气的效果。

Description

一种利用微生物作用地下原油产甲烷方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及应用激活油藏内源微生物作用于原油产甲烷气的方法，以及应用该方法的激活剂配方。

背景技术

石油是一种非再生的能源，如何提高采收率，从地下采出更多的原油，多年来一直是许多国家不断研究的课题。目前我国普遍采用的是用水驱和化学驱方法开采原油，化学驱是指利用不同分子量的聚合物，或者用碱、表面活性剂、聚合物组成的三元复合驱油体系来进行石油的开采。

从1960年以来，很多国家开展了用微生物方法提高原油采收率的技术，经过四十多年的努力，该技术取得了极大进展。用微生物提高采收率技术也可以称为微生物强化采油(MEOR，Microbial Enhanced Oil Recovery)技术，它是指利用微生物生产有用的代谢产物或者利用微生物能够分解碳氢化合物的性能，从而提高原油采收率的技术。以上使用化学或生物制剂提高采收率的技术被称为三次采油技术(EOR，Enhanced Oil Recovery)。

油藏储层环境是典型的极端生态环境，凭借其厌氧、高温、高压和高矿化度等极端理化因子造就了独特的微生物生态系统。以大庆油田为例，即使是经过长期注水开发的油田，始终保持着微生物的存在。若把油藏可视为一个巨大的生物地质反应器，其中富含石油烃以及种类丰富的具有厌氧代谢功能的细菌和产甲烷功能的古菌，能够在硫酸盐还原、硝酸盐还原以及产甲烷条件下降解烷烃。它们的数量或多或少，为微生物降解原油产甲烷气提供了理论依据。

目前我国大部分油田进入了开发中后期，普遍面临着采收率低和开采成本高的难题和压力。据预测，现有三次采油技术实施后，仍然有近30％-40％的原油残留于油藏有待开发。利用微生物将这些残余油就地转化为甲烷以天然气的形式开采或储存作为战略资源，是油田未来开发取得突破的最具潜力的方向之一。同时，微生物原位降解原油产甲烷气这一技术对高含水油藏和化学驱后油藏的进一步开发具有十分重要的意义。

发明内容

本发明在于克服背景技术中存在的现有三次采油技术实施后高含水油藏和化学驱后油藏仍然有近30％-40％的原油残留于油藏有待开发的问题，提供一种利用微生物作用地下原油产甲烷方法。利用该方法，无论是在水驱后油藏还是在聚驱、强碱三元复合驱、弱碱三元复合驱后的不同油藏条件下，均可以实现微生物降解原油产甲烷气的效果，可将剩余油通过以天然气形式进行开采。

本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：一种利用微生物作用地下原油产甲烷方法，包括以下步骤：

1)、将药剂按比例与水驱、化学驱过程中要注入油层的油田注入水混合配制成激活液；

2)、将配制混合好的激活液注入到目标体系中，注入后目标体系内本源微生物开始激活、生长繁殖；其微生物降解原油成甲烷气可以分为两个阶段：第一步是降解阶段,即烃类物质在微生物作用下降解为小分子有机物；第二步是产气阶段，即小分子物质最终被微生物转化成甲烷气体；最终经过120天-360天左右的时间，该体系内的微生物可将原油或烃类物质部分降解转化成含有大量甲烷的天然气；

3)、在体系的采出端收集气体并测量天然气组份含量，或不收集直接储存在体系内或地下形成油气聚集。

所述步骤1)中激活液中各组分及配比按重量百分比如下：

玉米浆粉0.5wt％，葡萄糖0-0.2wt％，NaH₂PO₄ 0.5wt％，Na₂HPO₄ 0.5wt％，甲酸钠0-0.01wt％，乙酸钠0-0.01wt％，丙酸钠0-0.01wt％，KNO₃ 0.7wt％，NH₄Cl0.7wt％，柠檬酸0-0.4wt％，石油磺酸盐0.01wt％，微量元素母液0.1wt％；所述微量元素母液各组分及配比按重量百分比如下：MnCl₂·4H₂O0.50wt％，FeCl₂·4H₂O1.50wt％，NiCl₂·6H₂O0.2 wt％，CoCl₂·6H₂O0.5 wt％，CaCl₂·2H₂O0.1 wt％，ZnCl₂0.5 wt％，CuSO₄·5H₂O0.1wt％，AlCl₃0.01wt％，H₃BO₃0.02 wt％，Na₂MoO₄·2H₂O0.01 wt％。

优选地，当目标体系内的油藏采出液的PH为6-7.5或者注入油层为水驱或者聚驱后的油藏时，其所述步骤1)中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：玉米浆粉0.5wt％，NaH₂PO₄ 0.5wt％，Na₂HPO₄ 0.5wt％，KNO₃ 0.7wt％，NH₄Cl0.7wt％，石油磺酸盐0.01wt％，微量元素母液0.1wt％。

优选地，当目标体系内的油藏采出液的PH为7.5-9时，或者油藏为弱碱三元复合驱后的油藏，所述步骤1)中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：玉米浆粉0.5wt％，葡萄糖0.2wt％，NaH₂PO₄ 0.5wt％，Na₂HPO₄ 0.5wt％，甲酸钠0.01wt％，乙酸钠0.01wt％，丙酸钠0.01wt％，KNO₃ 0.7wt％，NH₄Cl0.7wt％，石油磺酸盐0.01wt％，微量元素母液0.1wt％。

优选地，当目标体系内的油藏采出液的PH为9-12时，或者油藏为强碱三元复合驱后的油藏，所述步骤1)中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：玉米浆粉0.5wt％，葡萄糖0.2wt％，NaH₂PO₄ 0.5wt％，Na₂HPO₄ 0.5wt％，甲酸钠0.01wt％，乙酸钠0.01wt％，丙酸钠0.01wt％，KNO₃ 0.7wt％，NH₄Cl0.7wt％，柠檬酸0.4wt％，石油磺酸盐0.01wt％，微量元素母液0.1wt％。

步骤1)激活剂各组分按配方表的顺序添加到油田注入水中，其激活剂溶液中溶质的浓度为1～5wt％。

步骤2)目标体系为由一个全封闭的装有地下油藏的采出液的玻璃器皿或者金属器皿构成，或者是某油层。

本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：本发明利用微生物作用地下原油产甲烷方法，室内物理模拟产气实验表明，无论是在水驱后油藏还是在聚驱、强碱三元复合驱、弱碱三元复合驱后的不同油藏条件下，均可以实现微生物降解原油产甲烷气的效果。经过120天以上的转化后，所产气体中甲烷的含量可达到67％以上，室内实验结果表明：单位质量原油转化为甲烷的转化率可达到7.87％-9.16％。具有良好的应用前景。

附图说明

附图1本发明实施例为作用不同类型烷烃后的甲烷产量随培养时间的变化曲线；

附图2本发明实施例为反应器内部压力随培养时间的变化图；

附图3为发明实施例模型预测的生物气产量随培养时间变化的曲线；

附图4为发明实施例不同类型采出液培养120天内产气率变化图；

附图5为发明实施例不同类型采出液物理模拟产气实验所产气体压力变化曲线；

附图6为发明实施例聚驱后采出液激活后120d所产气体气相色谱图；

附图7为发明实施例强碱三元驱后采出液激活后120d所产气体气相色谱图；

附图8为发明实施例弱碱三元驱后采出液激活后120d所产气体气相色谱；

附图9为发明实施例聚驱后采出液激活后120d所产气体组份结构；

附图10为发明实施例弱碱三元驱后采出液激活后120d所产气体组份结构；

附图11为发明实施例强碱三元后采出液激活120d所产气体组份结构；

附图12为发明实施例不同类型采出液培养120天后显微数量图(×600倍)；

附图13为发明实施例作用300天后培养体系A、B、C、D中Firmicutes类型细菌的系统发育进化树；

附图14为发明实施例作用300天后培养体系A、B、C、D中其它类型细菌的系统发育进化树；

附图15发明实施例作用300天后古菌16S rRNA基因序列及系统进化树；

附图16发明实施例作用壬烷的富马酸加成厌氧降解途径；

附图17发明实施例作用环境中烷烃的羟基化-羧基化代谢途径；

附图18为发明实施例矿场试验前后注水量与注入压力变化曲线；

附图19为发明实施例注入激活剂后观察井产CO₂含量变化；

附图20为发明实施例注入激活剂后观察井所产CH₄含量变化。

具体实施方式：

下面将结合附图及具体实施例对本发明作进一步说明：

实施例1水驱油藏采出液微生物降解原油产甲烷的室内研究

(1)产甲烷体系中混合烷烃的配制

为探究微生物降解烷烃产甲烷体系，对不同长度的碳链烷烃的利用，将正构烷烃分为四组，混合烷烃厌氧培养体系组成见表1：A为C9-C12的混合，作为较短链烷烃的代表；B为C13-C14的混合，作为中长链烷烃的代表；C为C16-C20的混合，D为C19-C20的混合，以它们作为长链烷烃的代表。各组中不同链长的烷烃按等摩尔比混合。四组混合烷烃的配比为：A样品包含C9:67μL C10:73μL C11:80μL C12:85μL；B样品包含C13:110μL C14:116μL；C样品包含C16:53μL C17:56μL C18:59μL C19:62μL C20:65μL；D样品包含：C19:154μL C20:162μL。

表1

(2)体系用油砂的配制

将一定量的石英砂洗净后灭菌，放入105℃烘箱中烘24h，取出后冷却至室温，分装15g砂子至玻璃厌氧瓶/血清瓶中。在高纯氮气保护下加入相应体积事先配制好的各组混合烷烃，并快速密封，以不加烷烃只有砂子的培养体系作为空白对照，每组样品设置三个平行，做好标记。将混合烷烃与砂子充分混匀后，置于45℃恒温培养箱中老化一周，期间定期摇动血清瓶，保证混合烷烃充分粘附在砂子上。老化目的是使烷烃附着在砂子上，将烷烃带入水相便于微生物的利用。

(3)物理模拟产甲烷体系的构建

以水驱油井产出液的混合样品作为接种物，样品由采样井口的阀门采集，盛放于5L的无菌塑料桶中，密封后迅速运至实验室备用。

产气培养基配方如下：玉米浆粉0.5％、NaH₂PO₄ 0.5％、Na₂HPO₄ 0.5％、KNO₃0.7％、NH₄Cl0.7％、石油磺酸盐0.01％、微量元素母液0.1％。所述微量元素母液配方：MnCl₂·4H₂O0.5％、FeCl₂·4H₂O1.5％、NiCl₂·6H₂O0.2％、CoCl₂·6H₂O0.5％、CaCl₂·2H₂O0.1％、ZnCl₂0.5％、CuSO₄·5H₂O0.1％、AlCl₃0.01％、H₃BO₃0.02％、Na₂MoO₄·2H₂O0.01％。

配制过程如下：先配产气激活母液部分，配制后加入刃天青(浓度160mg/L，每升加入6.25mL)作为厌氧指示剂并煮沸，待激活母液颜色由蓝变为浅紫色时，通入氮气，快速冷却至室温，再加入微量元素部分，混合均匀，用HCl(1M)溶液调节pH至中性，此时激活液为无色。在通入氮气的条件下，将配制好的激活液分装到玻璃厌氧瓶中，然后用无菌注射器抽取接种物(油藏水采出液)分别加入各培养体系，用丁基橡胶塞密封，每次抽取前保证油藏水采出液充分混匀。将待培养体系置于45℃恒温培养箱中富集培养。共设置了四个实验组和一个空白对照组，每组体系设置3个平行样，见图1。

待培养体系若是模拟油藏生物反应器：要求采用不锈钢压力容器罐作为(最高可耐受30MPa)反应器，用于维持厌氧环境和模拟油藏条件，其直径径为90mm，高400mm，体积约500mL。主要有两个部件组成，分别是产气检测部分和产气采集装置，最大承受压力30MPa，所有部件置于恒温培养箱内。

产气检测部分是由密闭压力容器罐通过控制阀连接压力表构成，其特点是密闭性好，能对容器罐中的微生物培养液所产生的气体的压力进行实时监测。产气采集装置是由两个密闭的玻璃瓶(气体收集瓶与排水瓶)与橡胶软管连接而成，利用的是排水法收集气体的原理(其中气体收集瓶中的液体应为碳酸氢钠饱和溶液)，其特点是能够对容器罐中所产的气体进行实时采集，所装有气体收集瓶可以直接拿去进行天然气组分检测

模拟油藏反应体系培养的操作步骤：

将不锈钢压力容器送至烘箱内105℃灭菌1小时后，取出，在无菌操作台下，分别灌入用不同油藏类型油井采出液和配制好的激活液和相同质量的脱水原油，灌满后，将盖体拧紧，待头部的安全阀口处有多余的液体流出后进一步拧紧，保证压力容器罐的密封性良好。送至45℃培养箱内培养，定期记录压力表变化。见图2、图3。

实施例2化学驱油藏采出液微生物降解原油产甲烷的室内模拟一、化学驱后油藏产气产甲烷能力实验

(1)针对不同油藏环境激活液的配制

分别选取聚驱后油井采出液；弱碱三元驱后油井采出液(PH7.5-9.0)；强碱三元驱后油井采出液(PH9.0-12.0)；按照实施列1的步骤进行三种类型产气体系的构建，每个厌氧瓶培养体系中添加1克的原油或者1克实施列1中按比例混合好的组合烷烃作为降解底物。

针对不同类型化学驱后采出液PH的不同采取不同，培养基的组成略有不同，其中聚驱后采出液厌氧体系所用培养基配方：玉米浆粉0.5％、NaH₂PO₄ 0.5％、Na₂HPO₄ 0.5％、甲酸钠0.01％、乙酸钠0.01％、丙酸钠0.01％、KNO₃ 0.7％、NH₄Cl0.7％、石油磺酸盐0.01％、微量元素母液0.1％；

弱碱三元驱后采出液厌氧体系所用培养基配方：玉米浆粉0.5％、NaH₂PO₄ 0.5％、Na₂HPO₄ 0.5％、甲酸钠0.01％、乙酸钠0.01％、丙酸钠0.01％、KNO₃ 0.7％、NH₄Cl0.7％、石油磺酸盐0.01％、微量元素母液0.1％；葡萄糖0.2％。

强碱三元驱后采出液厌氧体系所用培养基配方：玉米浆粉0.5％、NaH₂PO₄ 0.5％、Na₂HPO₄ 0.5％、甲酸钠0.01％、乙酸钠0.01％、丙酸钠0.01％、KNO₃ 0.7％、NH₄Cl0.7％、石油磺酸盐0.01％、微量元素母液0.1％；葡萄糖0.2％；柠檬酸0.4％。

(2)所产气体的测量

采用注射器顶空扎测法，具体如下：手持带有金属针头的10-50ml的塑料/玻璃注射器，在已培养好的厌氧玻璃瓶/血清瓶的顶部并暴露有丁基橡胶塞的位置将针头扎入，并保证针头不落入瓶中的培养基内，此时瓶中培养基上方的顶空位置所产生的一定压力的气体会推动注射器内的活塞，其刻度即为所产气体的体积。迅速将注射器抽离，并迅速将金属针头插入已制作好的橡胶块内，封闭注射器内的气体。因为不同体积的培养液所产的气体体积也不同，所以用产气率C来表示封闭体系内微生物产气能力的大小，用％作为单位，其公式如下：

产气率C＝所产气体的体积V_气/微生物培养液的体积V_液

45℃条件下培养120天内的产气率的变化见图4，聚驱后的采出液在培养30天后每100mL发酵液最多可产生35mL的气体，产气率可达到35％。

(3)物理模拟微生物降解原油产甲烷实验

按照实施列1构建产甲烷体系的操作方法，构建不同化学驱后采出液产甲烷的体系，经过120日培养后(见图5)，收集所产气体，并进行色谱分析，结果见图6、7、8。发现有甲烷和其它组份的气体产生，其天然气组份含量比例(体积比)如图9、10、11所示，发现聚驱后的采出液中的甲烷含量最高，可达到72％。

对罐体内的发酵液采集后，进行内源微生物种群数量分析，不同采出液激活培养120天后内源微生物数量变化见表2，以及总菌浓显微观测测定，见图12。结果表明，所有内源典型菌均得到了良好的激活增殖，微生物显微观察总菌浓，聚驱采出液由培养前的7.2×10⁷上升到9.1×10⁸，强碱三元采出液由培养前的4.2×10⁵上升到7.6×10⁷，弱碱三元采出液由培养前的8.7×10⁶上升到1.1×10⁸，内源微生物增殖效果明显。

表2

对发酵液中的原油进行分析，微生物作用后原油全烃分析结果见表3，微生物作用后原油族组份分析结果见表4：表明微生物利用降解了原油中的某些高碳数烷烃，长链烃含量相对减少，短链烃或低链烃含量相对增加，原油的轻质组分增加；另外，∑C₂₁/∑C₂₂和C₂₁+C₂₂/C₂₈+C₂₉是描述油气运移的参数，那么∑C₂₁/∑C₂₂和C₂₁+C₂₂/C₂₈+C₂₉的比值增加，表示原油运移的方向，随着高分子化合物含量相对减少，轻组分化合物含量相对增加。原油中的芳烃、沥青质等重质组份变化不大，表明微生物对原油中的中高碳数烷烃组份进行了降解，产生了甲烷和二氧化碳。

表3

表4

对所产的气体进行收集分析，用转化率I来表示微生物作用原油产甲烷的能力的大小，用％作为单位，其公式如下：

转化率I＝M_甲烷/M_原油

＝V_甲烷ρ_甲烷/M_原油

＝V_总a％ρ_甲烷/M_原油

＝P_压*a*ρ_甲烷*10^-3；

其中V_总＝A*10²*P_压(A为实验系数)；

P_压(MPa)、ρ_甲烷(0.717g/L)；

假设所产气体V_总中甲烷的体积含量为a％。

最后经计算得知，聚驱采出液培养120天后甲烷的转化率可达到9.16％，弱碱三元采出液液培养120天后的甲烷转化率可达到8.49，强碱三元采出液液培养120天后的甲烷转化率可达到7.87％。

二、微生物厌氧降解产气体系菌群组成测定

(1)基因组DNA的提取

使用一次性注射器抽取20mL接种物(或培养液)，分别加入多个2mL离心管中，12,000×g离心10-15min以收集细胞，用移液枪小心吸取并舍去上清液，将留下的细胞沉淀合并后用于总DNA的提取，具体操作步骤参照细菌基因组DNA提取试剂盒(AxyPrep)的说明，最后将提取的总DNA样品置于-20℃冰箱冷藏备用。

(2)PCR扩增细菌和古菌16S rRNA基因

用提取的样品总DNA作为PCR扩增的模板，反应体系(25μL)如表5所示。实验中所用的引物包括细菌通用引物8F/805R和古菌通用引物109F/912R，引物序列如表6所示。细菌16S rRNA基因片段PCR反应程序：95℃预变性5min，94℃变性30s，52℃下退火反应45s，72℃延伸1min，经历35个循环后在72℃下最终延伸反应10min，于16℃保温。古菌16S rRNA基因PCR扩增反应程序：95℃预变性5min，94℃变性30s，在引物最适退火温度下反应45s，72℃延伸1min，经过35个循环之后在72℃下最终延伸10min，于16℃保温。

PCR扩增结束后，取5μL PCR产物，利用1％(w/v)琼脂糖凝胶电泳鉴定，在180V电压下电泳23min，电泳结束后，用配制好的DuRed核酸染液染色15-20min，在凝胶成像系统中检验是否扩增出相应的条带。

表5

表6

(3)PCR产物胶回收

将鉴定好的目的条带清晰的PCR产物进行1.8％(w/v)的琼脂糖凝胶电泳，在160V电压下电泳33min，随后用配制好的DuRed核酸染液染色20min，在紫外割胶仪中用已灭菌的干净刀片将含有目的DNA片段的琼脂糖凝胶割下，置于洁净的2mL EP管中。按照DNA凝胶回收试剂盒(Axygen)的步骤操作，获得回收纯化的DNA片段。

(4)连接反应

使用

19-T载体试剂盒进行连接反应，向已灭菌的PCR小管中依次加入5μL的Solution I，4.5μL回收的DNA及0.5μL的

19-T载体，共10μL的反应体系，放置于4℃冰箱中反应16h。

(5)转化

配制固体LB培养基，配方如表7所示。将平板、涂布棒与配制好的培养基一起放入高压蒸汽灭菌锅内121℃灭菌20min。待固体培养基冷却至60℃左右，加入氨苄青霉素(Amp)(100μL/100mL)、IPTG(100μL/100mL)和X-Gal(200μL/100mL)(浓度见表8)，混匀后，倒平板。

表7

表8

转化反应开始前，打开42℃水浴，将SOC培养基(配方见表9)于37℃培养箱中预热，转化过程如下：

10μL连接产物→加入70μL的DH5感受态细胞(冰浴10min后融化)→冰浴静置30min→42℃水浴热激90s→立即放回冰上3min→转移至SOC培养基中→37℃、150rpm摇床培养45min→枪头吹打均匀→涂平板(约250μL/板)倒置于37℃恒温培养箱内12-16h。

表9

(6)挑选单克隆

配制一定量液体LB培养基，配方同表7，但不添加琼脂粉。将小枪头、EP管(1.5mL)和配制好的培养基一起放入高压蒸汽灭菌锅内121℃灭菌20min。待液体培养基冷却至60℃左右，加入氨苄青霉素(100μL/100mL)，混匀后，分装LB培养基至1.5mL的EP管中，每个EP管700μL。根据蓝白斑筛选方法，用已灭菌的小枪头随机挑取平板上的白色菌落，逐一放入装有700μL含Amp的液体LB培养基中，每块平板上大约挑取50个单菌落(每个样品2板)，即每个样品得到约100个单克隆，密封后，于37℃、150rpm恒温震荡培养箱内培养12-16h。

(7)阳性克隆鉴定

使用引物对M13-47/RV-M进行阳性克隆的鉴定，引物序列见表6。菌液鉴定PCR体系(13μL)如下表10所示，PCR反应条件为：95℃预变性5min，95℃变性反应30s，在50℃退火反应1min，72℃延伸1min，经历18个循环之后在72℃下最终延伸10min，于16℃保温。

表10

(8)测序及系统进化发育分析

将上述(3)中提取纯化后的总DNA，直接送基因测序商业公司测序。

通过构建16S rRNA基因克隆文库，分别分析了不同样品中细菌和古菌的菌群组成，包括接种物、培养300天后的分别以C₉-C₁₂(A)、C₁₃-C₁₄(B)、C₁₆-C₂₀(C)和C₁₉-C₂₀(D)为底物的四组实验样品及不加烷烃的空白对照(K)。

细菌菌群组成分析结果表明，在接种物油田产出水(水驱后的样品，共得到76条序列，可分为22个OTU(97％的相似水平)，除未分类细菌(Unclassified Bacteria)外，隶属于8个门类，分别为Proteobacteria、Deferribacteres、Synergistetes、Firmicutes、Tenericutes、Spirochaetes、Thermotogae和Bacteroidetes，细菌16S rRNA基因序列BLAST比对结果如表11所示，可见，接种物样品中细菌种类丰富，多样性高。其中，丰度最高的是以Inoculum_BAC1为代表的Shewanella属，占总克隆数的34.2％，它与来自油污染土壤的Shewanella sp.clone TERI BD15有100％的相似度。此外，样品中检测到的细菌克隆与来自油藏、热泉、厌氧消化器及含烃环境中的序列有很高的相似性。

A、B、C、D四个样品中共得到238条序列。系统发育分析表明，除未分类细菌外，所有细菌克隆分布在8个门类，分别为Firmicutes、Synergistetes、Spirochaetes、Proteobacteria、Deferribacteres、Aminicenantes、Nitrospirae和Thermotogae，系统发育进化树如图13和图14所示。

表11

图13为Firmicutes类型菌的系统发育进化树，包含Proteiniclasticum、Clostridium XI、Alkalibacter、Ercella、Clostridium XVIII、Coprothermobacter属以及未分类Clostridia和Firmicutes。以C₉-C₁₂为底物的培养体系(A)有5个OTU属于Firmicutes门，以C₁₃-C₁₄为底物的培养体系(B)有6个OTU属于Firmicutes门，以C₁₆-C₂₀为底物的培养体系(C)仅有1个OTU属于Firmicutes门，以C₁₉-C₂₀为底物的培养体系(D)有5个OTU属于Firmicutes门。

图14为除Firmicutes门外，其它类型细菌的系统发育进化树。在Synergistetes类型菌中，代表克隆C9_12BAC37、C13_14BAC1和C19_20BAC7属于Anaerobaculum属；C16_20BAC27和C19_20BAC1属于Aminobacterium属；

在Deferribacteres类型菌中，以克隆C16_20BAC1代表的21条序列与分离自油田产出水的硫酸盐还原菌Petrothermobacter organivorans strain ANA有99％的相似度，该菌可以利用乙酸、富马酸和琥珀酸等作为底物。此外，代表序列C9_12BAC42、C13_14BAC40、C16_20BAC22和C19_20BAC53属于Geovibrio属，它们与来自以丙酮为底物、乙酸为主要中间代谢产物的产甲烷富集培养体系中的Geovibrio thiophilus strain AAFu3有较高的相似度(>95％)，该菌可以利用氢气、甲酸和乙酸等作为电子受体。

样品中Aminicenantes类型菌属于Aminicenantes_genera_incertae_sedis属，仅在以C₁₆-C₂₀(C)和C₁₉-C₂₀(D)为底物的培养体系中检测到，代表序列C16_20BAC28和C19_20BAC40与来自热泉、产甲烷富集培养物及含烃环境中未培养克隆有较高的相似度(>98％)，而克隆C19_20BAC44与它们的相似度在94％左右。

在Thermotogae类型菌中，代表序列C9_12BAC1、C13_14BAC24和C16_20BAC44都属于Thermotoga属，分别占总克隆数的47.4％、22.7％和25.8％，它们与分离产油井的嗜热菌Thermotoga hypogea strain SEBR 7054有很高的相似度(>98％)，该菌最适生长温度为70℃，可以发酵有机物产生乙酸、氢气和二氧化碳等。C19_20BAC50代表的1个克隆也属于Thermotoga属，但它与已知序列最高相似度仅为90％左右。

此外，代表克隆C9_12BAC41属于Spirochaetes门中的Sphaerochaeta属，它与来自油田的Sphaerochaeta sp.strain 4-11有97％的相似度；C9_12BAC40属于Epsilonproteobacteria纲中的Sulfurovum属；C9_12BAC32属于Nitrospirae门中的Thermodesulfovibrio属，它与来自高温产甲烷污泥中的硫酸盐还原菌Thermodesulfovibrio aggregans strain TGE-P1有98％的相似度。C13_14BAC20代表的3个克隆属于Deltaproteobacteria纲中的Desulfuromonas属，它与来自烃污泥沉积物的三价铁还原菌Desulfuromonas palmitatis strain SDBY1有98％的相似度，该菌可以氧化长链脂肪酸。

另外，培养体系中还存在一些未分类细菌(Unclassified Bacteria)，它们与已知菌属差别较大。其中，以C19_20BAC11为代表的克隆成为C₁₉-C₂₀(D)培养样品中的优势菌，占总克隆数的50.9％，它与来自热泉、沉积物及产甲烷富集培养物中的克隆有较高的相似度(>98％)。C13_14BAC39、C16_20BAC61和C19_20BAC51属于同类菌，它们与来自高温环境的未培养克隆相似度较高。

经过309天的培养，空白对照(K)样品中共得到73条序列，划分为27个OTU，除未分类细菌外，它们隶属于6个门类，分别为Thermotogae、Firmicutes、Synergistetes、Nitrospirae、Deferribacteres和Proteobacteria。

图15为古菌16S rRNA基因序列及系统进化树。古菌菌群组在接种物油田产出水样品中，共得到81个克隆，在97％的相似水平上分为5个OTU，除未分类广古菌(UnclassifiedEuryarchaeota)外，分布在3个属，即Methanomassiliicoccus(23.5％)、Methanoplanus(1.2％)和Methanocalculus(67.9％)。以C₉-C₁₂为底物的培养体系(A)中得到71条序列，分为7个OTU，分布在4个属，分别为Methanomassiliicoccus(49.3％)、Thermococcus(4.2％)、Archaeoglobus(31.0％)和Methanothrix(15.5％)。以C₁₃-C₁₄为底物的培养体系(B)中得到72个克隆，分为5个OTU，除未分类广古菌外，隶属于3个菌属，分别为Methanomassiliicoccus(55.6％)、Archaeoglobus(30.6％)和Methanothrix(9.7％)。以C₁₆-C₂₀为底物的培养体系(C)中得到76个克隆，分为6个OTU，除未分类广古菌外，分布在3个属，分别为Methanomassiliicoccus(35.5％)、Archaeoglobus(59.2％)和Methanothrix(3.9％)。以C₁₉-C₂₀为底物的培养体系(D)中得到63个克隆，分为6个OTU，除未分类广古菌外，分布在4个属，分别为Methanomassiliicoccus(50.8％)、Archaeoglobus(28.6％)、Methanothrix(3.2％)和Methanothermobacter(15.9％)。此外，不加底物的空白对照(K)样品中共得到79条序列，划分为6个OTU，隶属于Methanomassiliicoccus(86.1％)、Methanothrix(10.1％)、Methanosarcina(1.3％)属和Thermoprotei(2.5％)纲。

实施列3、微生物降解原油产甲烷代谢途径

对5个不同油田来源的油藏40多个采出液中生物标志物2-乙酰基羧酸和2-(2-甲基烷基)丙二酸，以及各个样品中富马酸加成途径生物标志物烷基琥珀酸的情况进行了分析检测，得到了如表12中所示的结果。

在多个油藏水样中检测到了烷基琥珀酸类物质，因此通过特征质谱可以识别得到烷基琥珀酸存在于油藏产出水的证据。分别对两种途径的生物标志物2-乙酰基羧酸和2-(2-甲基烷基)丙二酸以及烷基琥珀酸的进行分析：在3个样品中检测到了C12、C9、C11的羟基化-羧基化途径生物标志物2-乙酰基羧酸，检测到的样品数较少，但仍说明该途径真实存在，且检测到的羟基化-羧基化途径的代谢产物的碳链相对较长，对比检测到富马酸加成途径的中间降解产物的烷烃碳链长度，推测羟基化-羧基化途径在油藏环境中主要降解的为相对较长的烷烃，而富马酸加成途径降解的为相对短链的烷烃。并且在其中检测到羟基化-羧基化途径的生物标志物的2个样品中同时检测到了富马酸加成途径的生物标志物，推测在油藏环境中羟基化-羧基化途径与富马酸加成途径共同发生。但相对于烷基琥珀酸的检测结果来说，检测到的羟基化-羧基化途径的生物标志物较少，说明该途径较富马酸加成途径发生的几率较小，推测可能是由于参加该途径的菌在油藏中不占优势或是该途径的初始活化反应启动较困难；

分析富马酸加成途径的生物标志物重排产物2-(2-甲基烷基)丙二酸，检测到的样品数很少，但在检测到的样品中检测到了相对应的烷基琥珀酸，反之，并不是所有检测到烷基琥珀酸的样品中都检测到了重排产物，这说明重排产物很不稳定，降解速度快导致含量很低，所以在水样中检测得较少。但仍可根据检测到的富马酸加成途径中的其它上下游降解产物推测该途径的存在。

基于油藏水样中生物标志物的检测结果，油藏中富马酸加成生物标志物及相应的功能基因assA检测到的样品最多，可以初步认为富马酸加成途径是油藏中烃厌氧降解的主要途径，见图16。其次，羧化及羟化生物标志物，检测到的样品较少，但也存在，是次要的烃降解途径，见图17。

表12

在油藏环境中存在以富马酸加成为途径的厌氧降解过程，因此以油藏产出液为接种物，进行实验室富集培养物种能否保留该功能还需要进一步调查。然而，与检测环境样品不同的是，实验室富集培养样品由于条件的限制，并不能获得大量的培养液。且产物的检测不同于DNA的检测，通过复制克隆方法取得能足够量以检测。特别是厌氧降解过程，因其反应速率慢，产物浓度低，给物质的检测造成一定的困难。因此仅仅从起始物质进行培养很难获得大量的降解产物信息。

根据检测的结果，将检测到的与该途径相对应的化合物标记为红色(深色)。其中2-(甲基辛基)琥珀酸和壬酸既为降解的底物，又为代谢的中间产物。以壬烷为底物的厌氧培养物种检测到了2-(2-甲基壬基)丙二酸和壬酸。3-甲基壬基丙二酸为途径中碳骨架重排的产物。然而，遗憾的是，在该体系中没有检测到2-(甲基辛基)琥珀酸。从途径上，壬烷的降解生成的直连羧酸为庚酸，但是庚酸可以通过碳链延长反应生成壬酸。因此在体系中检测到的壬酸可能来源于庚酸。而在以壬酸为底物的培养体系中，检测到了庚酸，因此体系中代谢途径为β氧化。最吸引人的是以2-(甲基辛基)琥珀酸为底物的体系中，检测到了多种有机酸，如丁二酸，3-甲基壬基丙二酸，甲基壬酸等。这些有机酸在厌氧代谢途径中具有重要意义。因此，根据这些羧酸，可以获得一条相对完整的壬烷富马酸加成代谢途径。

在培养341天的样品中，同时存在丰度较高的氢营养型产甲烷菌(Methanothermobacter和Methanocalculus)及乙酸营养型产甲烷菌(Methanothrix)，表明在第一阶段(0-341天)培养过程中存在不同的产甲烷途径，至少包括H₂还原CO₂产甲烷和乙酸直接产甲烷过程。培养341天的样品中检测到的乙酸浓度较低，表明乙酸可能被Methanothrix直接利用产甲烷。此外，从热力学角度而言，在乙酸共生氧化过程中，氢气必须维持在低浓度范围，这也解释了培养过程中反应器内未检测到氢气的原因。

实施列4聚驱后油藏实施微生物激活的矿场实验

在聚驱后油藏实施了微生物激活的矿场实验。

试验区位于大庆油田萨南二区，由1注4采井组构成。试验区面积0.12km²，地质储量15.9×10⁴t，孔隙体积27.26×10⁴m³。油层平均单井砂岩厚度14.3m，有效厚度9.2m，平均有效渗透率414×10^-3μm²，原始地层压力11.66MPa，饱和压力7.5MPa。

激活剂共注入两轮(见图18)，所用激活剂配方：玉米浆粉0.5％、NaH₂PO₄ 0.5％、Na₂HPO₄ 0.5％、KNO₃ 0.7％、NH₄Cl0.7％。

总段塞体积0.0785PV，累计注入21413m³。第一轮注入激活剂后15～20天便开始产生明显增压效果，说明微生物在油层被激活后开始大量繁殖代谢产生大量气体，致使井口注入端压力迅速升高，注入压力由11.3MPa上升到最高的12.8MPa，上升了1.5MPa,累计压力升高幅度达到2.2MPa。在注入第二个激活剂段塞后，注入压力由11.5MPa升到13.5MPa，上升了2.0MPa，累计压力升高幅度达到2.6MPa。

在监测注入井压力变化的同时，对试验区采油井的地层压力进行了检测。注入井油层中部流动压力由试验前的22.18MPa上升到试验后的23.32MPa，上升了1.14MPa，上升幅度5.14％。注入压力和地层压力的同时升高说明油层压力的升高，是由于激活后的内源微生物在油层内大量产生气体所导致。试验期间累计产油20524t，产液量增加了78m³/d；日产油量平均增幅为35.9％；含水降幅1.5个百分点。试验期间阶段累积增油6243t，提高采收率3.93％；若不考虑水驱自然递减，纯增油3593t，提高采收率2.26％(OOIP)。

从激活注入后的120d起始，对试验区内距注入井距离近1000m的5口观察井所产的气体采集并进行检测，全部持续监测到CO₂及CH₄的出现，含量变化范围分别在1.5％-8.5％和83.8％-94.7％(见图19、20)之间波动。表明试验区内被激活的产甲烷菌和厌氧发酵菌已经能在不需要补充外来激活物质的条件下，持续不断地利用地下原油等有机物质产生CH₄和CO₂,从而达到了将原油降解转化为天然气的效果，并且同时可以通过微生物所产的生物气来增加油层驱动能量，进而起到协助提高采收率的作用。

Claims

1.一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，包括以下步骤：

1）、将药剂按比例与水驱、化学驱过程中要注入油层的油田注入水混合配制成激活液；

2）、将配制混合好的激活液注入到目标体系中，注入后目标体系内本源微生物开始激活、生长繁殖；其微生物降解原油成甲烷气可以分为两个阶段：第一步是降解阶段, 即烃类物质在微生物作用下降解为小分子有机物；第二步是产气阶段，即小分子物质最终被微生物转化成甲烷气体；最终经过120天以上的时间，该体系内的微生物可将原油或烃类物质部分降解转化成含有大量甲烷的天然气；

3）、在体系的采出端收集气体并测量天然气组份含量，或不收集直接储存在体系内或地下形成油气聚集。

2.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：所述步骤1）中激活液中各组分及配比按重量百分比如下：

玉米浆粉0.5wt%，葡萄糖0-0.2 wt%，NaH₂PO₄0.5wt%，Na₂HPO₄0.5wt%，甲酸钠0-0.01wt%，乙酸钠0-0.01wt%，丙酸钠0-0.01wt%，KNO₃0.7wt%，NH₄Cl0.7wt%，柠檬酸0-0.4wt%，石油磺酸盐 0.01wt%，微量元素母液0.1wt%。

3.根据权利要求2所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：所述微量元素母液各组分及配比按重量百分比如下：MnCl₂·4H₂O0.50wt%，FeCl₂·4H₂O1.50wt%，NiCl₂· 6H₂O0.2 wt%，CoCl₂·6H₂O0.5 wt%，CaCl₂·2H₂O0.1 wt%，ZnCl₂0.5wt%，CuSO₄·5H₂O0.1wt%，AlCl₃0.01wt%，H₃BO₃0.02 wt%，Na₂MoO₄·2H₂O0.01 wt%。

4.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：当目标体系内的油藏采出液的PH为6-7.5或者注入油层为水驱或者聚驱后的油藏时，其所述步骤1）中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：玉米浆粉0.5wt%， NaH₂PO₄0.5wt%，Na₂HPO₄0.5wt%，KNO₃0.7wt%，NH₄Cl0.7wt%，石油磺酸盐 0.01wt%，微量元素母液0.1wt%。

5.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：当目标体系内的油藏采出液的PH为7.5-9时，或者油藏为弱碱三元复合驱后的油藏，所述步骤1）中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：

玉米浆粉0.5wt%，葡萄糖0.2 wt%，NaH₂PO₄0.5wt%，Na₂HPO₄0.5wt%，甲酸钠0.01wt%，乙酸钠0.01wt%，丙酸钠0.01wt%，KNO₃0.7wt%，NH₄Cl0.7wt%，石油磺酸盐 0.01wt%，微量元素母液0.1wt%。

6.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：当目标体系内的油藏采出液的PH为9-12时，或者油藏为强碱三元复合驱后的油藏，所述步骤1）中激活剂各组分及配比按重量百分比如下：

玉米浆粉0.5wt%，葡萄糖0.2 wt%，NaH₂PO₄0.5wt%，Na₂HPO₄0.5wt%，甲酸钠0.01wt%，乙酸钠0.01wt%，丙酸钠0.01wt%，KNO₃0.7wt%，NH₄Cl0.7wt%，柠檬酸0.4 wt%，石油磺酸盐0.01wt%，微量元素母液0.1wt%。

7.根据权利要求1或2所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：步骤1）激活剂各组分按配方表的顺序添加到油田注入水中，其激活剂溶液中溶质的浓度为1～5wt％。

8.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：步骤2）目标体系为由一个全封闭的装有地下油藏的采出液的玻璃器皿或者金属器皿构成，或者是某油层。

9.根据权利要求1所述的一种将地下原油进行生物降解产甲烷气的方法，其特征在于：将激活液注入到油层中经过120天-360以上的时间，体系内的微生物可将原油或烃类物质部分降解转化成含有大量甲烷的天然气。