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　　摘要:为探索油藏采出程度对内源微生物驱油效果的影响，采用填砂岩心开展内源微生物驱油物模实验，研究采出程度(10%、20%、30%、40%、50%)对内源微生物驱油效果的影响。实验结果表明，向不同采出程度岩心注入激活剂后，内源微生物均达到3×108个/mL，但随着二次水驱细菌浓度下降幅度不同，岩心采出程度越高越容易形成主流通道，二次水驱过程中微生物很容易随主流通道被冲刷出去，微生物滞留时间较短最终浓度低，影响内源微生物驱油效率。采出程度低于30%时内源微生物驱油可提高采收率9%以上，驱油效果较明显。

　　关键词:内源微生物驱油,采出程度,驱油效率,提高采收率

　　内源微生物驱油技术是通过向地层中注入激活剂，激活油藏中微生物，利用微生物及其代谢产物的综合作用提高原油采收率，具有成本低、不伤害地层、环境友好、产出液不需特殊处理等优点，在进一步提高油藏采收率方面具有巨大的潜力[1-4]。

　　但目前国内外开展内源微生物驱油藏筛选标准基本相似，都是从油藏温度、内源微生物群落结构、渗透率、地层压力、原油黏度等方面进行考虑，筛选方法较为简单，没有考虑不同采出程度油藏对内源微生物驱油效果的影响[5-8]。孤东51-511区块微生物种类较为丰富，在胜利油田具有代表性，存在大量嗜烃菌、产甲烷菌、产表面活性剂菌等驱油功能菌，具备开展内源微生物驱的菌群结构基础[9-10]。

　　因此，本文模拟孤东51-511油藏条件，开展一维物理模拟实验，研究不同采出程度(10%、20%、30%、40%、50%)的岩心内源微生物驱油效果，并分析驱替过程中微生物浓度、综合含水以及最终采出程度，从而分析采出程度对内源微生物驱油的影响规律，为开展内源微生物驱油的油藏筛选提供理论依据。

　　1实验材料与方法

　　1.1实验材料

　　实验所用地层水来自孤东51-511，该油藏埋深1367m，温度为68℃，原油黏度774mPa·S，渗透率为867×10-3μm2，地层水矿化度9130mg/L。实验所用原油为孤东51-511-10脱水脱气原油，实验所用激活剂配方为糖蜜5g，磷酸氢二铵K2HPO4·3H2O3g，NaNO32g，地层水1000mL。实验所用仪器500mL三角瓶、高压模型管(Ф38mm×600mm)10组、P2000型平流泵2台、Ⅲ型1L中间容器2个、手摇式加压泵1台、SL-B型恒温培养箱1套、HK-4型气测渗透率仪1台、BX53型奥林巴斯显微镜。

　　1.2模拟油藏条件下内源微生物驱油实验

　　(1)配制石英砂，模型管前期准备，填装岩心;(2)岩心抽真空饱和地层水;(3)测岩心水相渗透率，计算岩心孔隙体积和孔隙度;(4)岩心饱和不同黏度原油，并在油藏温度(68℃)下老化7d;(5)进行一次水驱，分别控制采出程度为10%、20%、30%、40%、50%，空白岩心直接水驱到出口含水98%以上;(6)激活剂的注入量为0.3PV，然后在68℃条件下恒温培养15d;(7)进行二次水驱，至出口含水98%以上，驱替过程中镜检出口端微生物浓度，最终保证6块岩心驱替总注入量相同，计算增油量。实验所装填岩心的气测渗透率1.0μm2左右、孔隙体积190～220mL、孔隙度0.30左右、原始含油饱和度0.82～0.92，所填岩心基础数据见表1。

　　2结果与分析

　　2.1空白岩心水驱

　　图1为空白岩心水驱对应关系曲线，包括采出程度和出口端含水随注入PV数之间的对应关系。由曲线可以看出空白岩心含水上升速度较快，注入1PV时含水已经达到90.4%，采出程度为32.8%，驱替7PV后空白岩心最终采出程度为56.8%，含水达到98.6%，由此看出后续水驱6PV驱替效率较低，采油量较少。根据空白岩心驱替实验可以推断出油藏条件下如果只进行水驱，驱替效率和最终采出程度都会不理想。根据空白岩心的驱替实验可以确定岩心不同采出程度所需要注入的PV数，具体对应关系见表2。

　　2.2不同采出程度岩心注入激活剂微生物浓度变化

　　不同采出程度的岩心注入激活剂后培养15d，二次水驱过程中跟踪检测出口端内源微生物的浓度，具体见图2。不同采出程度岩心注入激活剂后，内源微生物均被大量激活，岩心二次水驱初始微生物浓度均达到3×108个/mL。采出程度为10%、20%和30%的岩心，二次水驱6PV时微生物浓度仍在108个/mL以上;采出程度为40%和50%的岩心，注入激活剂培养后内源微生物浓度达到3.2×108个/mL、3.6×108个/mL，微生物浓度明显高于其余岩心，主要是因为岩心采出程度越高微生物生长的空间越大，越有利于微生物的繁殖。

　　但采出程度为40%和50%的岩心，后续二次水驱微生物浓度下降速度较快，二次水驱6PV时微生物浓度下降到108个/mL以下，这主要是因为采出程度越高的岩心主流通道越明显，大量微生物都会随着二次水驱采出，缩短了微生物的滞留时间。

　　2.3不同采出程度转内源微生物驱提高采收率效果

　　二次水驱至含水达到98%以上，计算不同采出程度岩心注入激活剂后内源微生物提高驱替效率及最终采出程度，具体结果见表3、图3和图4。岩心采出程度为10%时，注入激活剂培养15d，内源微生物能改善原油流动性，提高驱替效率12%，最终采出程度达到69%，明显高于空白岩心;采出程度为40%时转内源微生物驱，累计注入392mL地层水，产出液综合含水达到94.1%，岩心经过大量注入水冲刷，导致岩心中形成了主流通道，此时转内源微生物驱，二次水驱提高采收率为5%，提高采出率较低，说明采出程度大于40%时，岩心中形成的主流通道不利于微生物停留，后续水驱很容易被采出，剩余微生物的量较少，不能发挥充分内源微生物驱的作用。

　　采出程度小于30%，内源微生物驱能提高驱替效率9%以上，含水明显下降，说明内源微生物能起到改善油水流度比、调整油水流度剖面降低含水的作用。采出程度为40%、50%时，注入激活剂内源微生物能大量生长，但含水下降不明显，主要是岩心中存在主流通道，内源微生物封堵作用很弱，二次水驱很快被采出，因此导致降水漏斗较小。

　　相同渗透率和激活剂注入量的条件下，采出程度越高时转内源微生物驱提高驱替效率越低，最终采出程度也越低，这是由于采出程度越高岩心中可动剩余油含量越低，内源微生物提高驱替效率也越低，从而最终采出程度也越低。因此，转内源微生物驱最佳开发阶段采出程度应不高于30%。

　　3结论

　　(1)不同采出程度岩心注入激活剂后，内源微生物均达到3×108个/mL，但随着二次水驱微生物浓度下降幅度不同。采出程度为10%、20%和30%的岩心，二次水驱6PV时微生物浓度仍在1.5×108个/mL左右;采出程度为40%和50%的岩心，二次水驱到6PV时微生物浓度下降到108个/mL以下，下降速度较快。岩心采出程度越高越容易形成主流通道，二次水驱过程中微生物很容易随主流通道被采出去，微生物滞留时间较短最终浓度低，影响内源微生物驱油效率。

　　(2)相同渗透率和激活剂注入量的条件下，采出程度越高岩心中可动剩余油含量越低，内源微生物提高采收率效果越不明显。采出程度低于30%时内源微生物可提高采收率9%以上，驱油效果较明显。

　　参考文献:

　　[1]代学成，王红波，许念，等.内源微生物驱油激活配方筛选评价指标探讨[J].油气地质与采收率，2012，19(2):37-40.DAIXuecheng，WANGHongbo，XUNian，etal.Studyonactivationblendevaluationforindigenousmicrobialflooding[J].PetroleumGeologyandRecoveryEfficiency，2012，19(2):37-40.

　　[2]BAOM，KONGX，JIANGG，etal.LaboratorystudyonactivatingindigenousmicroorganismstoenhanceoilrecoveryinShengliOilfield[J].JournalofPetroleumScience&Engineering，2009，66(1):42-46.

　　[3]李彩风，宋永亭，谭晓明，等.激活剂对油藏微生物群落及其驱油能力的影响[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2013，28(6):77-81.

　　[4]夏小雪，朱维耀，李娟，等.油藏内源微生物生长代谢及驱油特性研究[J].石油天然气学报，2014，36(1):122-126.XIAXiaoxue，ZHUWeiyao，LIJuan，etal.Reservoirindigenousmicroorganismsgrowthmetabolismanditsoildisplacementcharacteristics[J].JournalofXi'anShiyouUniversity(NaturalScienceEdition)，2014，36(1):122-126