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user: 3. 结果与讨论 3.1. 原位激活前后油藏微生物菌群的变化 采用分子生物学方法 [ 11 ] 监测了两轮激活过程中微生物菌群动态变化。随着激活剂的依次注入，在注水井中优势微生物菌群变化没有规律，但在4口采油井中β-变形菌纲Beta-proteobacteria中的索氏菌属Thauera和氢噬胞菌属Hydrogenophaga及γ-变形菌纲Gamma-proteobacteria中的假单胞菌属Pseudomonas和不动杆菌属Acinetobacter的丰度明显增大，成为主要优势微生物菌群，表现出有规律性的交替演变，与采油井增油相关性较高 [ 8 ] [ 10 ] ，见图2。其中假单胞菌属Pseudomonas和不动杆菌属Acinetobacter能 图2. 试验区细菌类群及其相对丰度的动态变化 够以烷烃类碳氢化合物为底物生长产生表面活性剂，索氏菌属Thauera以原油中的苯和短链烷烃为电子受体，产生大量生物气( )，这几类菌群是定向激活目标功能菌 [ 12 ] [ 13 ] [ 14 ] 。 对比注入井中加入激活剂前后细菌群落变化，可以看出主要分布在Proteobacteria、Firmicutes、Bacteroidetes、Other Bacteria和Spirochaetes纲中，细菌群落分布与变化没有规律。而在4口采油井中细菌群落变化较大，激活前Alpha，Beta和Epsilon-变形菌纲的细菌具有优势，激活后Gamma-变形菌纲的细菌逐步占据优势，部分样品丰度大于90%，随后Gamma-变形菌纲的细菌丰度逐渐降低，Beta-变形菌纲占据优势，第二轮也与第一轮监测结果具有相同的变化特点。 监测过程中还发现，采油井与注入井中加入激活剂之前古菌群落分布非常相近 [ 15 ] [ 16 ] 。优势古菌主要由甲烷丝状菌Methanosaeta和甲烷绳菌Methanolinea组成，并含有丰度较低的甲烷杆菌Methanobacterium、甲烷球菌属Methanococcus、甲烷囊菌属Methanoculleus、甲烷叶菌属Methanolobus、Crenarchaeota以及一些未培养古菌 [ 17 ] [ 18 ] 。其中甲烷丝状菌Methanosaeta的最适生长温度均在33℃~50℃之间，只能以乙酸盐为底物发酵产甲烷，甲烷绳菌Methanolinea专以H 2 + CO 2 为底物发酵产甲烷 [ 19 ] [ 20 ] 在注水井和采油井中均有分布，是定向激活的目标功能菌。未培养古菌也占一定比例，如果能在实验室条件下对其进行纯培养，这对于微生物驱油将会有非常重要意义 [ 17 ] [ 18 ] 。 3.2. 生物气组分及同位素δ 13 C (PDB， ‰)含量变化 试验中监测到CO 2 和CH 4 之间的含量变化存在交替增减，与每轮激活剂注入的次序对应并保持一致，见图3和图4。在激活油藏微生物产气的组分构成中，包含有C 1 ~C 6 的混合烷烃气和非烃类气(CO 2 、H 2 和N 2 )，没有检测到H 2 S。其中H 2 气在首轮激活过程即将结束时被监测到，而在试验区250 m井距外的8口观察井中次轮也全部监测到油层伴生气中未有的H 2 ，最远距离近1000 m (见图1)，表明激活后的油藏微生物作用范围及其代谢产物生物气传导波及区域在不断向试验区外延深 [ 19 ] [ 20 ] 。 生产井中监测的CH 4 和CO 2 含量的变化范围分别在83.8%~94.7%和1.5%~8.5%，与试验前监测的CH 4 和CO 2 空白基值偏差较大。在激活剂作用期结束后，CH 4 含量变化曲线的尾部明显上翘，而CO 2 含量变化曲线的尾部出现向下衰减的态势，表明处于厌氧生物链的最末端产甲烷菌仍持续不断地将各类代谢产物厌氧发酵转化成CH 4 ，只是结尾过程在没有激活剂供给条件下变得缓慢了，逐步回归到试验前的原始状态 [ 21 ] 。 同样监测的CH 4 和CO 2 的δ 13 C (PDB)碳同位素含量变化范围分别在−54.5‰~−45.2‰和6.4‰~13.3‰之间波动，与试验前的空白基值偏差也较大，见图5和图6。由于试验井和观察井中均监测的原始伴生气中均不含H 2 气存在，根据CH 4 和CO 2 的δ 13 C (PDB)碳同位素含量变化的分析，推断生物气中的CH 4 图3. CH 4 含量的动态变化 图4. CO 2 含量的动态变化 图5. CH 4 δ 13 C (PDB)同位素含量变化 一部分是经激活剂中有机物分解产生的乙酸，乙酸经甲烷菌的还原作用转化为甲烷，而另一部分是由降解原油生成的CO 2 + H 2 经甲烷菌的还原作用转化为甲烷这两条途径产生的，同时也表明油藏微生物在激活过程中选择降解激活剂中有机物和地下原油途径不同步产生的差异，导致各井中气体组分含量和δ 13 C (PDB)碳同位素含量的异常变化 [ 22 ] 。 图6. CO 2 δ 13 C (PDB)同位素含量变化 3.3. 注入压力的变化 首轮在注水量不变的情况下，观察到激活剂注入后发生了强烈的产气作用，致使井口注入端压力迅速升高。在注入激活剂第1个小段塞时，注入压力由11.3 MPa升到12.5 MPa，特别是当激活剂营养液注入15~20 d时，内源微生物的产气增压效果明显。同样注入激活剂第2个小段塞时，注入压力由12.5 MPa升到13.5 MPa，累计升幅度达2.0 MPa以上。改为后续水驱140 d后，压力降至注激活剂前的初始压力11.0 MPa，后续注水至280 d时，压力逐渐回升到12.5 MPa，至第一轮驱替结束时，压力又降为低于试验前的10.5 MPa，见图7。 从现场首轮注入压力变化可以看出，在激活油藏内源微生物过程中，随地下培养时间的延续，其中CO 2 和CH 4 等气体含量变化具有明显的两个不同阶段特征，前一阶段产气CO 2 增压幅度高，周期短；后一阶段厌氧产气CH 4 周期长，产气增压缓慢，压力升高需有一个较长时间的积聚过程，这一特点在两轮注激活剂驱油试验中得到验证 [ 2 ] [ 9 ] 。 参照首轮注激活剂的作用特点，对第二轮注入方式和用量进行了调整，在加大激活剂用量的同时，分别加入一个激活剂的后置保护段塞及在厌氧产气升压后，将注水量提高，这样更有利于提高驱油效果。现场第二轮经改变注入方式和提液措施后，产气增压效果明显好于首轮。注入压力在后续水驱期间稳定在14 MPa近15个月，为提高产油量，延长增产期创造了有利条件。试验结束后，注水量回调到试验前的基数，但注入压力没有明显下降，4个月后仍保持在13.5 MPa以上。 3.4. 采出原油的烃组分含量变化 现场监测结果表明，采出原油中的全烃组分含量变化在首轮激活周期和次轮激活周期之间存在明显差异。经两轮激活油藏微生物作用后，油层中的残余油被生物气溶解驱替采出。4口采油井同时监测到原油中烷烃轻组分ΣnC 21 -/ΣnC 22 +比值大幅度增大，主碳峰由C 19 -C 23 区间向C 8 -C 14 区间转移，碳数范围由试验前的C 4 -C 39 变为试验后期的C 3 -C 38 ，原油中烷烃组成结构和含量均产生明显变化，见图8(a)~(d)。 分析原因在于首轮激活剂注入期间，注入量仅为0.0293 PV，还不到试验区总孔隙体积的1/30，油藏微生物激活后产生的生物气及浓度相对较低，以溶解状态随原油被驱替采出，采出流体组分中烷烃组分与初始原油样品组分接近。随着第二轮激活剂注入的跟进，激活剂总量增大到0.0492 PV，激活后产生的生物气大量富集，并与上轮积聚的生物气形成叠加，浓度增高，导致地层驱动能量增大。大量富集的生物气在注入压力13 MPa (高于原始地层饱和压力7.5 MPa)驱动下，与地层原油产生溶解与萃取相叠加的混相作用 [ 23 ] [ 24 ] ，将油层中的残余油携带采出。 图7. 试验前后注水量与注入压力变化曲线 图8. 四口产油井原油烃组分在试验前后的变化对比。(a) N2-2-P141， (b) N2-2-P140， (c) N2-D3-P40， (d) N2-D2-P40 图9. 试验区生产动态变化曲线 3.5. 聚合物驱后采收率的变化 为评价油藏微生物原位激活后的驱油试验效果，将试验前连续16个月具有明显递减特征的生产数据作为参照依据。试验于2011年12月初开始至2015年10月结束。试验期间日产液量由第一轮482 t增加到560 t，增加了78 t/d，第二轮由480 t/d增加到593 t/d，增加了113 t/d；含水由第一轮96.1%下降到最低时的93.9%，降幅2.2%，第二轮由最高时的97.7%下降到96.2%，降幅1.5%；日产油量由第一轮的17.6 t/d最高增加到31.5 t/d，增加13.9 t/d，第二轮由13.6 t/d最高增加到21.2 t/d，增加7.6 t/d。两轮原位激活油藏微生物驱油试验全部投入经费为330.89万元，截止到2015年末，试验期间增油6243 t，提高采收率3.93% (OOIP)，纯经济效益1271.94万元，投入产出比1:4.84，见图9。