基于生物表面活性剂surfactin与黄原胶的生物碱-表面活性剂-聚合物（Bio-ASP）配方提高石油采收率研究

《ACS Omega》：Use of a Bio-ASP Solution Composed of an Inorganic Alkali, Surfactin, and Xanthan Gum for Enhanced Oil Recovery

本文推荐一种由无机碱（Na2CO3）、生物表面活性剂（surfactin）和生物聚合物（黄原胶，xanthan gum）组成的新型生物基三元复合驱（Bio-ASP）体系。通过全因子实验设计（23）结合岩心驱替实验证实，该体系通过显著降低界面张力（IFT）和提高溶液粘度，实现了高达63%的三次采油效率，为环境友好型提高石油采收率（EOR）技术提供了可持续且高效的解决方案。

　　

引言

随着全球对可持续能源技术需求的增长，环境友好型提高石油采收率（EOR）技术，特别是微生物提高石油采收率（MEOR）及其与化学驱的结合，展现出巨大潜力。传统的碱-表面活性剂-聚合物（ASP）驱油技术虽有效，但常使用昂贵且难降解的合成化学品，存在经济和环境问题。本研究旨在开发一种完全基于可再生资源的生物基ASP（Bio-ASP）配方，其核心组分包括无机碱（碳酸钠，Na₂CO₃）、生物表面活性剂（surfactin）和生物聚合物（黄原胶，xanthan gum），以评估其在砂岩油藏中的驱油效能及协同作用机制。

材料与方法

研究所用原油来自巴西Carmópolis油田，其60°C下的粘度为42.43 cP，API度为25.7。生物表面活性剂surfactin由枯草芽孢杆菌（Bacillus subtilis）UFPEDA86菌株通过以无水葡萄糖为碳源的发酵工艺生产，并采用酸沉淀法提取粗品，未进行纯化以降低成本。黄原胶由Xanthomonas campestris mangiferaeindicae 2103利用生物柴油副产物粗甘油生产，其平均分子量约为2.0 × 10⁶Da。碱组分选择腐蚀性较低且易于操作的Na₂CO₃。

驱油实验在60°C下进行，使用来自Botucatu组的砂岩岩心（渗透率300-400 mD）。实验流程包括：先用合成地层水（含40,000 mg·L^–1NaCl和13,000 mg·L^–1Na₂SO₄）饱和岩心，接着注入2倍孔隙体积（PV）的原油建立束缚水饱和度，然后进行水驱至残余油饱和度（S_or），最后注入Bio-ASP溶液进行三次采油。

研究采用2³全因子实验设计，包含三个中心点重复实验，共进行11组岩心驱替实验。自变量为Na₂CO₃（低水平1200 mg·L^–1，高水平4500 mg·L^–1）、surfactin（低水平3000 mg·L^–1，高水平10,000 mg·L^–1）和黄原胶（低水平1000 mg·L^–1，高水平5000 mg·L^–1）的浓度。对制备的Bio-ASP溶液进行了密度、pH、界面张力（IFT，采用悬滴法测量）和表观粘度（在100 s^–1剪切速率下）的表征。通过统计软件对采收率数据进行回归分析，建立了数学模型并绘制了响应曲面。

结果与讨论

Bio-ASP溶液的理化性质表征显示，密度在1.089至1.201 g·mL^–1之间，pH值在8.70至8.90之间。IFT值强烈依赖于surfactin的浓度，高浓度surfactin（10,000 mg·L^–1）可使IFT降至0.81-0.90 mN·m^–1（如Bio-ASP6和Bio-ASP8），而低浓度（3000 mg·L^–1）时IFT较高（约1.20 mN·m^–1）。表观粘度主要受黄原胶浓度控制，高浓度黄原胶（5000 mg·L^–1）的溶液粘度可达13.100 cP（如Bio-ASP8），远高于低浓度（1000 mg·L^–1）溶液的约0.8-1.9 cP。值得注意的是，在固定黄原胶浓度（1000 mg·L^–1）时，增加surfactin浓度可使粘度显著提升101%，表明两者之间存在协同增效作用。

岩心驱替结果表明，水驱采收率（RF_W）在30%至36%之间。Bio-ASP驱的三次采油采收率（RF_A）范围在36%至63%之间，总采收率（RF）最高达95%（Bio-ASP8）。统计分析（ANOVA）揭示，surfactin浓度是影响采收率的最显著因素（主效应18.1%，p值0.000215），其次是黄原胶浓度（主效应6.325%，p值0.001756），而碱浓度的影响相对较小（主效应3.825%，p值0.004776）。交互作用中，碱与生物聚合物的交互项（AC × BPC）为负效应（-2.55%），表明当两者同时处于低水平或高水平时，反而不利于采收率的提高。

建立的采收率数学模型具有高确定系数（R²≈ 97.31%），方程如下：

F_RA(%) = 51.208 + 1.912AC + 9.050BSC + 3.163BPC + 0.588AC × BSC - 1.275AC × BPC

该模型通过了F检验（计算值24.138 > 查表值6.163），且失拟项不显著（p > 0.05），表明模型拟合良好。

通过分析毛细管数（N_c= μv/σ）与残余油饱和度（S_or）的关系发现，随着log(N_c)从-6增至-4，S_or显著降低，两者呈现强相关性（R²≈ 0.82）。这表明Bio-ASP驱油机制是界面张力降低（主要由surfactin贡献）和流度控制（主要由黄原胶贡献）协同作用的结果，即使IFT未达到超低范围（<10^–3mN·m^–1），通过提高驱替液的粘度也能有效增大毛细管数，克服毛细管力，驱替出残余油。

响应曲面分析直观展示了各组分浓度对采收率的影响。优化后的Bio-ASP8配方（Na₂CO₃: 4500 mg·L^–1, surfactin: 10,000 mg·L^–1, xanthan gum: 5000 mg·L^–1）实现了最高的三次采油效率（63%）和总采收率（95%）。高浓度碱可能有助于稳定surfactin、维持适宜pH并减少其在岩石表面的吸附，从而间接提升驱油效果。

结论

本研究成功开发并验证了一种由碳酸钠、surfactin和黄原胶组成的全生物基三元复合驱（Bio-ASP）体系。实验证明，该体系通过生物表面活性剂surfactin有效降低油水界面张力，以及生物聚合物黄原胶显著提高驱替液粘度并控制流度，两者协同作用极大地提高了毛细管数，从而实现了高效的残余油 mobilization。统计优化表明，surfactin浓度是影响采收率的最关键因素。优化配方Bio-ASP8在砂岩岩心中取得了高达63%的三次采油采收率。该Bio-ASP技术全部组分源自可再生资源，具有良好的生物降解性，为传统ASP驱油技术提供了一种更环境友好、可持续且具有大规模应用潜力的替代方案，特别适用于成熟油田或低产油藏的增产，符合负责任能源转型的目标。尽管取得了显著成果，但该技术在大规模应用时仍需考虑生物聚合物在油藏条件下的稳定性、吸附损失以及成本优化等挑战。