微生物冷采技术在浅层低温高粘度原位油砂中的应用：以松辽盆地西斜坡中南部上白垩统油砂为例

《Processes》：Application of Microbial Cold Recovery Technology in Shallow Low-Temperature High-Viscosity In Situ Oil Sands: A Case Study of the Upper Cretaceous Oil Sands in the Central–Southern Part of the Western Slope of the Songliao Basin

　　

摘要：白垩纪浅层油砂位于松辽盆地西斜坡大港地区，其埋藏深度≤182 m，平均储层温度11.8 °C，原油粘度在15 °C时高达1,750,000 mPa·s，且顶底板均含水层。常规热采方法如SAGD（蒸汽辅助重力泄油）和CSS（循环蒸汽刺激）在地质上不适用于该矿床，且能耗高、碳排放量大。由于微生物采油是一种利用微生物在储层中的生长、繁殖和代谢，通过与油、岩、气、水组分相互作用改变其性质的技术先进的提高采收率技术（EOR），且石油生物技术研究证实微生物可降解高分子量石油烃以降低原油粘度并改善其流动性，本研究探讨了微生物冷采技术用于原位开采此类低温高粘度油砂的技术可行性。研究采用五井试采模式（一注四采），结合了储层解堵、微生物降粘和振动辅助采油等综合技术。通过系统筛选，确定假单胞菌属（Pseudomonas）、金黄杆菌属（Chryseobacterium）和柠檬酸杆菌属（Citrobacter）为最高效的内源微生物菌株。假单胞菌属的原油降解率为32.17%，将沥青质含量从7.47%降低至3.56%，并在15 °C下实现大规模增殖（2.5 × 10⁸ cfu/mL）。该菌还实现了40.8%的原油粘度降低和脱硫率，同时脱氮率为56.6%。使用最佳激活剂3号，降粘率达到45.18%，活菌数超过9.45 × 10⁸ cfu/mL。假单胞菌属与A型纳米微乳液表面活性剂的协同作用将油水界面张力从49.56 mN/m降至1.25 mN/m（降低97.48%），并将25 °C下原油粘度从302,000 mPa·s降至11,023 mPa·s（降低96.35%）。岩心驱替实验表明，与水驱对照组相比，采收率提高了7.38%，界面张力从48.21 mN/m降至1.18 mN/m。在现场试验中，复合射孔（32孔/米，穿透深度1610 mm）和两轮油基发酵液吞吐将注入压力从2.0–2.5 MPa降至1.0–1.8 MPa。五口井共注入1489 m³微生物剂，随后关井125天。纳米微乳液单井吞吐（87天内579 m³）进一步将注入压力降至0 MPa。试验期间还使用了井下谐波振动源（≤20 Hz）。在生产阶段，假单胞菌属在采出液中占主导地位，其最高相对丰度超过70%。累计产液量达4114 m³，获得21 m³油砂油。与无振动辅助的井相比，有振动辅助的井显示出显著更高的油含量和更好的乳化性能。

**论文解读文章**

**研究背景与问题**
油砂作为石油和天然气的重要替代能源，是中国油气资源的关键战略补充。典型的油砂是含有油砂沥青的砂岩或其他岩石，通常呈现为砂、油砂沥青、矿物、粘土和水的混合物。油砂一般分布于盆地边缘较浅部位，其形成受构造作用控制，通过原生油藏运移聚集过程中的生物降解、轻烃挥发及水洗等地球化学作用形成。因此，油砂沥青作为原油衍生的高分子量烃类、胶质和沥青质的残余累积，在储层条件下表现出极高粘度甚至完全不流动。

松辽盆地西斜坡带白垩系油砂面积约1700 km²，预测地质资源量约4.75×10⁸吨，是中国重要油砂成矿带。截至2021年底，该盆地西斜坡中南部已发现三个白垩系油砂矿床（矿点），确认油砂油地质资源量2.42亿吨。勘探结果表明，该区油砂具有埋藏浅、单层厚度薄、地层温度低、原油粘度高的赋存特征。

然而，适用于海相沉积的现有油砂开采方法，如SAGD（蒸汽辅助重力泄油）和CSS（循环蒸汽刺激），要求最小埋深200 m、有效单层厚度不小于5 m、油粘度不超过50,000 mPa·s，并对顶底板岩性封盖有严格要求。该研究区油砂埋深浅，单层厚度有限，且储层温度异常低（平均11 °C），不满足SAGD和CSS的工艺条件。此外，热采方法能耗高、碳排放量大，不符合中国当前经济发展要求。因此，有必要探索适用于该区油砂资源特征的原位开采技术。

微生物采油技术（MEOR）利用微生物代谢产生的表面活性剂及微生物降解油砂沥青（重油）的能力，实现乳化与降解，改善流动性。该技术具有环保、安全、低成本、有效期长、适用温度范围广、可控性好等优点，有望成为未来油砂沥青和重油开采的理想技术。在此背景下，中国地质调查局油气资源调查中心依托公益性地调项目，针对松辽盆地西斜坡中南部大港地区白垩系油砂，开展了微生物冷采原位开采技术研究。

**研究内容与结论**
研究人员在松辽盆地西斜坡中南部大港地区钻探了五口油砂试验井（JLY1、JLY1-1至JLY1-4）和一口水文观测井（JLSD1），形成小井网。基于地质认识与综合研究成果，建立了集微生物预处理、油基发酵液井筒浸泡、纳米微生物功能剂驱替、谐波振动源辅助于一体的综合多方法开采技术体系。通过现场技术小规模试验，成功采出21 m³原位油砂，验证了该方法用于陆相浅层低温高粘度薄层油砂沥青原位开采的技术可行性。

**技术方法**
研究人员采用了以下主要关键技术方法：
1. **内源菌株筛选与评价**：从JLSD1井地层水和岩心样品中分离内源菌株，通过厌氧培养、降解实验及FTIR（傅里叶变换红外光谱）分析，筛选出假单胞菌属（Pseudomonas）、金黄杆菌属（Chryseobacterium）和柠檬酸杆菌属（Citrobacter）为高效功能菌株。
2. **激活体系优化**：以假单胞菌属为对象，添加不同激活剂，通过摇瓶实验评价降粘率与活菌数，确定最佳激活剂（3号）。
3. **菌株性能协同优化**：将假单胞菌属与A型纳米微乳液表面活性剂联用，测量油水界面张力与原油粘度变化，评价菌株耐受性。
4. **岩心驱替实验**：在30 °C下进行岩心驱替，比较微生物驱与水驱的采收率及界面张力变化。
5. **现场施工流程**：包括复合射孔（32孔/米，穿透深度1610 mm）、油基发酵液两轮吞吐解堵、微生物剂浸泡（125天关井）、纳米微乳液单井吞吐（87天，579 m³）以及井下谐波振动源（≤20 Hz）辅助生产。

**研究结果**

**1. 地质背景与储层特征**
- **地质概况**：研究区大港地区位于松辽盆地西斜坡，构造平缓，地层倾角小于2°。油砂主要赋存于上白垩统姚家组，多层分布，油砂分布面积约267.5 km²，顶板埋深≤182 m，平均有效厚度约5.7 m，平均含油率6.5%。
- **储层特征**：岩性以粉砂岩和细砂岩为主，含砾细砂岩薄层。油砂段埋深175–208 m，含油岩心松散胶结，胶结程度与含油性呈负相关。孔隙度10.5%–34.2%（平均22.3%），渗透率21.9–2460×10^-3 μm²（平均671.3×10^-3 μm²）。井组北部物性优于南部。
- **含油性变化**：姚家组油砂段划分为S1–S4四个亚层，含油性随深度增加总体呈增加趋势。S3和S4亚层净产层厚度大、分布广，是高品位油砂的主要储层。
- **沥青性质**：沥青平均饱和烃29.64%，芳香烃17.71%，胶质34.88%，沥青质8.59%。20 °C下密度0.928–0.977 g/cm³。15 °C时粘度1,750,000 mPa·s，40 °C时仍高达19,966 mPa·s，流动性极差。
- **水文地质条件**：顶底板存在两个含水层，水深分别为2–3 m和厚层砾石层，水化学类型为碱性淡水，TDS 928.5 mg/L。顶板含水层与油砂间隔1.0–2.1 m，封隔性差；底板含水层与油砂间隔3.6–6.2 m，有致密泥质砾岩隔层。

**2. 岩土工程：技术挑战与解决方案**
- **技术挑战**：油砂埋藏浅、油层薄、胶结疏松，易出砂；地层温度低（平均11.8 °C），原油粘度极高（15 °C时1,750,000 mPa·s），原位不流动。
- **策略与方案**：SAGD和CSS不适用。采用微生物提高采收率（MEOR）技术，通过筛选内源菌株、优化激活体系、联用纳米微乳液、岩心驱替实验，设计多模态综合技术路线：储层通道解堵、功能微生物预处理、纳米微乳液低温增溶剥离、振动辅助循环注采。关键施工参数：注入压力≤3.5 MPa，注入速度≤6 m³/h，关井期≥125天。
- **关键技术**：
- 井筒改善技术：高密度深穿透射孔（32孔/米，穿透深度1610 mm）。
- 注采一体化技术：油水分离、加热、回注循环。
- 热微生物剂吞吐技术：油基发酵液加热至60 °C，多轮吞吐后关井。
- 微乳液渗透剥离技术：W/O型微乳液辅助渗透与纳米活性剂剥离。
- 低温功能菌定向筛选技术：筛选假单胞菌属、金黄杆菌属、柠檬酸杆菌属，低温下增殖≥10⁶ cfu/mL。
- 低频谐波振动驱油技术：井下振动源（≤20 Hz）辅助，增强剥离效果。

**3. 施工流程**
- **储层预处理**：
- 射孔：对S3和S4亚层射孔，累计厚度4.4–5.4 m，采用127型射孔器，先大孔径（21 mm，穿透365 mm），后深穿透补孔（16孔/米），最终形成32孔/米、穿透1610 mm、孔径10.9 mm。
- 储层解堵：两轮油基发酵液单井吞吐，第一轮解堵，第二轮进一步清洁。注入压力从2.0–2.5 MPa降至1.0–1.8 MPa。
- 微生物剂浸泡：前置液（清水+水+2.5%激活剂，20 m³），主段塞（采出水+水+0.5%混合菌液+2.5%激活剂+2%营养剂，单井250 m³），顶替液（水+0.5%表面活性剂，20 m³）。五口井共注入1489 m³，关井125天。
- **纳米微乳液增溶提高采收率**：单井吞吐87天，总量579 m³，注入压力从2.1 MPa降至0 MPa。
- **谐波振动源辅助生产**：在注水井JLY1和生产井JLY1-1中安装振动源（≤20 Hz）。JLY1振动源位于射孔段上方约201.7 m，JLY1-1振动源位于射孔段中部约200.5 m，兼有螺杆泵。

**4. 生产结果**
- **低温微生物群落高效生长**：关井125天后，采出液16S测序显示假单胞菌属占绝对优势，平均丰度42.5%，峰值超过70%。生产阶段不同时期，假单胞菌属丰度随循环注采次数增加而波动，但总体呈现上升趋势，证实定向激活策略成功。
- **原位油砂油大分子链断裂**：全生产周期采出液分离油砂的族组成分析表明，树脂含量随生产天数增加而上升，沥青质含量下降，呈负线性关系。原油硫含量降低40.8%，氮含量降低56.6%，表明沥青质中硫氮杂环化合物被降解。采出水表面张力从44.34 mN/m降至15.28 mN/m，表明生物表面活性剂产生。研究人员定性推断，沥青质和胶质中的C-N和C-S键被断裂，导致吸附的胶质和沥青质体降解。
- **低温条件下原位油砂油生产**：在乳化剂吞吐阶段（前63天），五口井几乎无油产出。进入一注四采阶段后，日产量逐渐上升，但约第43天（注水井时间轴）注入压力下降，采出液温度持续降低，初步归因于与顶板水体发生水力连通。累计产液量4114 m³，产油量21 m³（平均含水49%估算纯油约11 m³）。振动辅助井（JLY1-1）初始注入压力从0.4 MPa降至0.2 MPa，采出液乳化更明显、油含量更高，表明振动波改善了储层物性，增强了微乳液剥离能力。

**讨论与结论**
研究结论部分翻译如下：
**6.1 结论**
- 确定了有效的低温微生物菌群。通过系统筛选，选择假单胞菌属（Pseudomonas）、金黄杆菌属（Chryseobacterium）和柠檬酸杆菌属（Citrobacter）为最高效功能微生物。其中，假单胞菌属的原油降解率最高（32.17%），在15–30 °C下显著低温增殖（2.5×10⁸ cfu/mL），并表现出优异的脱硫和脱氮能力，分别降低原油硫含量40.8%和氮含量56.6%。这些菌株共同断裂沥青质和胶质中的C-N和C-S键，有效分解大分子组分，增强油流动性。
- 化学与微生物协同处理大幅改善原油性质。假单胞菌属与A型纳米微乳液表面活性剂联用，将油水界面张力从49.56 mN/m降至1.25 mN/m（降低97.48%），并将25 °C下原油粘度从302,000 mPa·s降至11,023 mPa·s（降低96.35%）。表面活性剂具有良好的生物相容性，对细菌细胞浓度影响极小（22×10⁹ vs. 19×10⁹ cfu/mL）。
- 岩心驱替实验证实提高采收率。在模拟储层条件（30 °C）下，微生物驱将采收率从17.19%提高至26.30%，比水驱对照组提高7.38%。同时，二次水驱期间界面张力从48.21 mN/m降至1.18 mN/m，表明原位产生了生物表面活性剂，有助于驱替效率。
- 现场规模储层解堵和微生物激活成功实现。复合射孔策略（32孔/米，穿透深度1610 mm）有效降低了生产压差，减轻了出砂风险。两轮油基发酵液吞吐将平均注入压力从2.0–2.5 MPa降至1.0–1.8 MPa，表明近井地带损伤成功清除。微生物剂注入后125天关井期（五口井共1489 m³）使功能菌群占据优势，假单胞菌属在采出液中丰度峰值超过70%。
- 纳米微乳液与谐波振动辅助进一步提高了采收率。单井纳米微乳液吞吐（87天，579 m³）将注入压力从2.1 MPa降至0 MPa，证实有效提高了渗透率。在生产井中引入井下谐波振动源（≤20 Hz）使采出液油含量和乳化程度高于无振动井，表明改善了油砂的增溶和剥离能力。
- 微生物冷采集成技术对于原位油砂开采在技术上可行。在实际现场条件（地层温度约11 °C）下，一注四采先导试验累计产液量4114 m³，回收油砂油21 m³（脱乳后纯油约11 m³）。这表明微生物降解、化学增溶和物理振动的联合应用可有效在低温浅埋条件下动用高粘度油砂。

**6.2 建议与展望**
- 迫切需要优化低温微乳液技术。实验室评价在25 °C恒温下进行，但现场因顶底板水体导致地层温度难以保持20 °C以上，微乳液渗透增溶贡献弱于实验室结果。建议开发针对10–15 °C低温环境的微乳液配方，并研究相转变温度（PIT）控制技术，实现更小胶束尺寸。
- 进一步探索水平井技术集成。现有直井井网（一注四采）已证明技术可行，但水平井对（类似SAGD配置电磁感应加热器）结合微生物剂和溶剂注入，可大幅扩大波及体积，提高单井可采储量。建议开展水平井开发先导试验，评估其提高产油性能的技术经济潜力。
- 值得向类似地质条件推广。大港先导试验为其他低温高粘度油砂矿床提供了技术路线，例如鄂尔多斯盆地南部侏罗系延安组油砂（埋深80–300 m，地层温度15–25 °C，粘度10,000–500,000 mPa·s）和柴达木盆地北部古近系–新近系油砂（埋深50–350 m，地层温度10–18 °C）。建议在这些类似盆地开展重复先导试验，验证微生物冷采技术的广泛适用性。
- 应进行生命周期评价和经济评估以支持商业化。建立涵盖碳排放、水耗、能效和成本效益的综合模型。乐观估计，微生物冷采可比热采方法减少碳排放70–80%。通过规模经济，单位产油成本预计可降至800元/吨以下，当油价在50–60美元/桶时该方法具有经济可行性。