全 文 ：第 １４卷第 ３期
２０１６年 ５月
生　 物　 加　 工　 过　 程
Ｃｈｉｎｅｓｅ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｂｉｏｐｒｏｃｅｓｓ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ
Ｖｏｌ􀆰 １４ Ｎｏ􀆰 ３
Ｍａｙ ２０１６
ｄｏｉ：１０􀆰 ３９６９ ／ ｊ􀆰 ｉｓｓｎ􀆰 １６７２－３６７８􀆰 ２０１６􀆰 ０３􀆰 ０１１
收稿日期：２０１６－０４－０２
基金项目：国家高技术研究发展计划（８６３计划）（２０１３ＡＡ０６４４０１）
作者简介：巴　 燕（１９８３—），女，山东东营人，研究方向：微生物采油，Ｅ⁃ｍａｉｌ：ｂａｙａｎ．ｓｌｙｔ＠ ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ
中高温油藏内源微生物驱油现场试验
巴　 燕１，胡　 婧１，刘　 涛１，汪刚跃１，赵凤敏１，唐存知２，姚寒梅２，汪太杭２
（１． 中国石油化工股份有限公司 胜利油田分公司 石油工程技术研究院，山东 东营 ２５７０００；
２． 中国石油化工股份有限公司 胜利油田分公司 河口采油厂，山东 东营 ２５７０００）
摘　 要：针对胜利油田中高温油藏地质、开发情况及内源微生物群落特点，从中高温（５５～８５ ℃）油藏 ６０５个单元中选
定沾 ３块为目标油藏区块，采用现场分阶段、逐步推进的方式实施微生物驱油试验。 现场试验跟踪分析效果表明，对
应油井产量从 ３８􀆰 ９ ｔ ／ ｄ升高到 ８６􀆰 ９ ｔ ／ ｄ，含水率从 ９３􀆰 ８％下降到 ８９􀆰 １％；截至 ２０１６年 ３月，累计增油 ３􀆰 ７６万 ｔ，阶段提
高采收率 １􀆰 ７３％。 沾 ３块油藏内源微生物被有效激活，油藏微生物多样性显著降低，与现场动态变化吻合。
关键词：中高温油藏；内源微生物驱油；现场试验；效果评价
中图分类号：ＴＱ３５２　 　 　 　 文献标志码：Ａ　 　 　 　 文章编号：１６７２－３６７８（２０１６）０３－００５７－０６
Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｏｆ ｉｎｄｉｇｅｎｏｕｓ ｍｉｃｒｏｂｅ ｏｉｌ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
ｉｎ ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ
ＢＡ Ｙａｎ１，ＨＵ Ｊｉｎｇ１，ＬＩＵ Ｔａｏ１，ＷＡＮＧ Ｇａｎｇｙｕｅ１，ＺＨＡＯ Ｆｅｎｇｍｉｎ１，
ＴＡＮＧ Ｃｕｎｚｈｉ２，ＹＡＯ Ｈａｎｍｅｉ２，ＷＡＮＧ Ｔａｉｈａｎｇ２
（１􀆰 Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｌｉｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｓｉｎｏｐｅｃ，ＤｏｎｇＹｉｎｇ，２５７０００，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｈｅｋｏｕ Ｏｉｌ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｆａｃｔｏｒｙ，Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｌｉｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｓｉｎｏｐｅｃ，ＤｏｎｇＹｉｎｇ，２５７０００，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｈｉｓｔｏｒｙ ｏｆ ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ
ＳｈｅｎｇＬｉ ＯｉｌＦｉｅｌｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｔｈｅ ｉｎｄｉｇｅｎｏｕｓ ｍｉｃｒｏｏｒｇａｎｉｓｍｓ， Ｚｈａｎ ３ ｗａｓ
ｓｃｒｅｅｎｅｄ ｆｒｏｍ ６０５ ｗｅｌｌ ｂｌｏｃｋ ｉｎ ｍｅｄｉｕｍ ａｎｄ ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ． Ｆｉｅｌｄ ｔｅｓｔ ｗａｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ ｂｙ
ｓｔａｇｅｓ．Ｔｒａｃｋｉｎｇ ａｎａｌｙｓｉｓ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｏｉｌ ｗｅｌｌ ｙｉｅｌｄ ｗａｓ ｕｐ ｔｏ ８６􀆰 ９ ｔ ／ ｄ ｆｒｏｍ ｏｒｉｇｉｎａｌ ３８􀆰 ９ ｔ ／ ｄ ａｎｄ ｔｈｅ
ｗａｔｅｒ ｃｕｔ ｄｅｃｒｅａｓｅ ｔｏ ８９􀆰 １％ ｆｒｏｍ ｏｒｉｇｉｎａｌ ９３􀆰 ８％． Ｕｐ ｔｏ Ｍａｒｃｈ ２０１６， ｃｕｍｕｌａｔｉｖｅ ｉｎｃｒｅｍｅｎｔａｌ ｏｉｌ
ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｚｈａｎ ３ ｈａｓ ｂｅｅｎ ｍｏｒｅ ｔｈａｎ ３􀆰 ７６×１０４ ｔ，ｔｈｅ ｃｕｒｒｅｎｔ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｈａｓ ｂｅｅｎ １􀆰 ７３％．
Ｅｎｄｏｇｅｎｏｕｓ ｍｉｃｒｏｏｒｇａｎｉｓｍ ｗａｓ ａｃｔｉｖａｔｅｄ ｉｎ Ｚｈａｎ ３ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｍｉｃｒｏｂｉａｌ ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ ｄｉｖｅｒｓｉｔｙ ｗａｓ ｒｅｄｕｃｅｄ
ｅｖｉｄｅｎｔｌｙ．Ｉｔ ｗａｓ ｔｉｅ ｉｎ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌｓ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ： ｈｉｇｈ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｓａｌｉｎｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ； ｅｎｄｏｇｅｎｏｕｓ ｍｉｃｒｏｏｒｇａｎｉｓｍ ｆｌｏｏｄｉｎｇ； ｆｉｅｌｄ
ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ； ｅｆｆｅｃｔ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ
　 　 胜利油田常规水驱开发动用地质储量 ３５亿 ｔ，油
藏温度为 ３９～１７５ ℃，其中 ５５～９５ ℃的中高温油藏占
一半以上，技术应用潜力巨大。 由于油区陆相沉积油
藏储层类型多、构造复杂、非均质严重、地层温度高，
限制了聚合物驱油技术的应用范围，存在聚驱成本
高、产出液后处理及聚合物驱后如何进一步提高采收
率等问题。 而 ＣＯ２驱、Ｎ２驱等气驱提高采收率技术因
气源等原因限制［１］，仍需要继续在规模化应用和高效
率、高效益方面开展研究。 因此，研究开发油藏适应
性强、低成本、对产出液后续处理无不良影响的高采
收率潜力技术，是开发技术发展的重要研究方向。
微生物驱油技术具有油藏适应性强、成本低、
操作简便、无污染、效果好等优势，室内研究和矿场
试验方面已取得显著进展［２－６］，成为油田开发后期
保持油田可持续发展的一项重要技术［７］。
针对胜利油田中高温油藏地质、开发情况及内
源微生物群落特点，笔者从中高温（５５～８５ ℃）油藏
６０５个单元中选定沾 ３ 块为目标油藏区块，现场分
阶段实施，考察中高温油藏内源微生物在采油过程
中的增产能力，以期进一步提高现场的采收率，同
时降低含水率。
１　 中高温油藏内源微生物驱油区块
筛选
　 　 选区油藏温度 ５５ ～ ８５ ℃，油藏类型以整装、断
块为主，考虑后续现场实施工作，优先选择便于矿
场试验工作开展的采油厂。 以胜利油区水驱开发
油藏调查为主要基础资料，根据各区块的油藏地质
条件、开发历史及现状、井网完善程度、剩余油分布
情况及 ３次采油规划情况，结合内源微生物群落结
构特点，筛选适宜区块。 最终从 ６０５ 个单元中选定
沾 ３块为目标油藏区块（图 １）。
图 １　 沾 ３块内源微生物驱原方案部署图
Ｆｉｇ􀆰 １　 Ｐｒｉｍａｒｙ ｐｒｏｊｅｃｔ ｄｅｐｌｏｙｍｅｎｔ ｄｉａｇｒａｍ ｏｆ ｔｈｅ
ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｏｆ ｉｎｄｉｇｅｎｏｕｓ ｍｉｃｒｏｂｅ ｏｉｌ
ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ Ｚｈａｎ ３ ｂｌｏｃｋ
该区块油藏埋藏深度 １ ２４０ ～ １ ３６０ ｍ，原始油
藏温度 ６３ ℃，渗透率 ０􀆰 ６８２ μｍ２，原油黏度 １ ８８５
ｍＰａ·ｓ，属中高温断块稠油油藏，具有较好的代表
性；在内源微生物驱油藏筛选标准的最佳范围之
内；目前井网较完善，有利于微生物发挥驱油作
用。 试验区 １９８５ 年 ３ 月投入开发，１９８９ 年 ６ 月开
始注水，历经 ３ 个开发阶段，２０１１ 年微生物驱前处
于特高含水率开发、产量递减阶段，达到最低日产
油 ２４ ｔ、含水率 ９６􀆰 １％、采出程度 ２５％、水驱标定
采收率 ３１􀆰 ５％，面临含水率高、稳产难度大的开发
形势，适合开展微生物驱油现场试验。
２　 微生物驱油现场试验及效果
２􀆰 １　 方案实施进度
沾 ３块内源微生物驱油先导试验于 ２０１１ 年 １１
月开展现场实施，采用分阶段实施、逐步推进的方
式，先导试验区已完成单井试注和 ３ 口井注入激活
剂阶段，目前扩大到 ５口水井注入激活剂阶段，方案
设计与实际完成情况如表 １所示。
２０１１ 年 １１ 月开始现场试验，第一阶段为试
注阶段，时间为 ２０１１ 年 １１ 月至 ２０１３ 年 ５ 月中
旬。 试验区中心水井沾 ３ 更 １２ 注入微生物激
活剂，对应受效油井 ５ 口，注入方式采用周期注
入，共注入 ６ 轮，注入激活剂总量 ４５０ ｔ，注入质量
浓度为 ３０ ｇ ／ Ｌ。
第二阶段实施时间为 ２０１３ 年 ５ 月下旬至 ２０１４
年 ３月。 试验区注入井扩大为 ３ 口（沾 ３ 更 １２、义
古 １、义古 １４），阶段累计注入微生物激活剂 ２ ８９５ ｔ，
注入质量浓度为 ３０ ｇ ／ Ｌ。 注入方式结合现场实施条
件，采用周期注入，每轮集中 ２～３ ｄ 注入激活剂（激
活剂 １８０ ｇ ／ Ｌ），其余 １８ ｄ注水。
第三阶段实施时间为 ２０１４ 年 ４ 月至今。 试验
区注入井扩大为 ５口（沾 ３ 更 １２、义古 １、义古 １４、
沾 ３ Ｘ２８以及沾 ３ Ｘ３０），阶段累计注入微生物激
活剂 ３ １１８ ｔ，注入质量浓度为 １４ ｇ ／ Ｌ。
２􀆰 ２　 方案实施效果
图 ２ 为沾 ３ 块微生物驱开发曲线（２０１１ 年 ９
月 ２０１６年 ２月）。 由图 ２可知：在实施内源微生物
驱油期间，试验井区中除了沾 ３ 斜 ３１、沾 ３ ２６ 井
补孔非主力层、沾 ３ １５提液外，其他油井没有明显
改变区块产量的措施，试验期间油水井总体生产制
度平稳，因此内源微生物驱油试验前后效果可对比
性强。
８５ 生　 物　 加　 工　 过　 程　 　 第 １４卷　
表 １　 方案设计与实际完成情况表
Ｔａｂｌｅ １　 Ｔｈｅ ｓｃｈｅｍｅ ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ ａｃｔｕａｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ
阶段
时间 激活剂配量 ／ ｔ
方案 实际 方案 实际
完成率 ／ ％
第一阶段 １２个月（１５轮） １８月（６轮） ４５０ ４５０ １００􀆰 ０
第二阶段 ８个月（１２轮） １１月（１４轮） ２ ８２０ ２ ９５０ １０４􀆰 ６
第三阶段 ４８个月（７２轮） ２４月（３４轮） １１ ５２０ ３ １１８ ２７􀆰 １
　 　 ２０１１年 １１月实施第一阶段现场试验，６ 个月后
见到明显效果，对应油井产量由 ２６􀆰 ３ ｔ ／ ｄ 上升至
５１􀆰 ８ ｔ ／ ｄ，含水率由 ９６􀆰 １％下降至 ９２􀆰 ８％。 ２０１３ 年
５ 月开始第二阶段现场试验，生产井生产动态得到
进一步改善。 试验区产油量进一步升至 ８０􀆰 ４ ｔ ／ ｄ，
综合含水率进一步下降至 ８９􀆰 １％。 ２０１４ 年 ５ 月进
入第三阶段现场试验，前期效果稳定。 ２０１４ 年 １０
月份开始由于地层出砂及水井套损等问题导致区
块出现平面矛盾、层间矛盾，含水率上升。 目前日
产量 ５１ ｔ ／ ｄ，含水率 ９３􀆰 ９％，仍处于有效期。
图 ２　 沾 ３块微生物驱油开发曲线（２０１１年 ９月—２０１６年 ２月）
Ｆｉｇ􀆰 ２　 Ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ ｃｕｒｖｅｓ ｏｆ Ｚｈａｎ ３ ｂｌｏｃｋ （２０１１⁃０９⁃２０１６⁃０２）
２􀆰 ２􀆰 １　 试验区综合含水率变化
将试验区内的综合含水率量的变化进行总结，
结果见表 ２。 由表 ２可知：实施微生物驱油后，油井
含水率显著下降。 含水率由 ９６􀆰 １％下降至最低
８８􀆰 １％。 目前，试验区综合含水率 ９４％，仍在有效期
内。 第一阶段，５口井含水率由 ９５％下降至 ８７％，下
降 ８％；第二阶段，１２口井含水率由 ９１％最低下降至
８８􀆰 ６％，下降 ２􀆰 ４％，含水率上升得到有效抑制。 其
中，含水率下降的单井有 １１ 口，占试验区总井数的
６９％。 扣除补孔换层影响，含水率下降幅度大的井，
主要位于微生物注入对应较好的构造高部位的沾
３ １３、沾 ３ １５ 等井，但 ２０１５ 年开始，含水率回返
速度较快。
２􀆰 ２􀆰 ２　 试验区增油效果
沾 ３ 块试验区现场注入 ４ 个月后见效，与注微
生物激活剂前对比，井区开发形势明显变好。 试验
９５　 第 ３期 巴　 燕等：中高温油藏内源微生物驱油现场试验
区内油井产油量增加，截至 ２０１６ 年 ３ 月，累计增油
３􀆰 ７６×１０４ ｔ。 １６口油井中，１１口油井见效增油，单井
增油量情况见表 ３。
根据微生物驱油见效标准统计［８］，目前见效井
１１口，见效率 ６８􀆰 ８％，平均单井累增油量 ３ ３５９ ｔ，累
增油量 ３􀆰 ７×１０４ ｔ，中心井效果好于边井。
表 ２　 单井含水率分类统计表
Ｔａｂｌｅ ２　 Ｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｓｔｉｍｕｌａｔｅｄ ｓｉｎｇｌｅ ｗｅｌｌ ｗａｔｅｒ ｃｕｔ ｓｔａｔｉｓｔｉｃａｌ ｔａｂｌｅ
含水率下
降幅度 ／ ％ 序号 见效井号 见效时间
见效前
含水率 ／ ％
见效后
含水率 ／ ％
对比 ／
％
目前 ／
％
＞１０
１ Ｚ３ ２３ ２０１３年 ７月 ９７􀆰 ３ ７２􀆰 ７ －２４􀆰 ６ ７８􀆰 ２
２ Ｚ３ １３ ２０１２年 ４月 ９４􀆰 ９ ７９􀆰 ０ －１５􀆰 ９ ９７􀆰 ０
５ １０
１ Ｚ３ １８ ２０１２年 ４月 ７４􀆰 ４ ６５􀆰 ４ －９􀆰 ０ ７７􀆰 ４
２ Ｚ３ ２６ ２０１２年 ９月 ７７􀆰 ５ ７０􀆰 ７ －６􀆰 ８ ９６􀆰 ０
３ Ｚ３ １５ ２０１２年 １２月 ９７􀆰 ３ ９０􀆰 ７ －６􀆰 ６ ９６􀆰 １
４ Ｚ３ Ｘ３３ ２０１４年 １２月 ８４􀆰 １ ７８􀆰 ４ －５􀆰 ７ ９１􀆰 ５
５ Ｚ３ Ｘ２４ ２０１２年 ８月 ９５􀆰 ９ ９０􀆰 ４ －５􀆰 ５ ９６􀆰 ３
６ Ｚ３ Ｘ３１ ２０１３年 １１月 ８６􀆰 ７ ８１􀆰 ５ －５􀆰 ２ 转注
１ ５ １ Ｚ３ １４ ２０１４年 ３月 ９１􀆰 ８ ８７􀆰 ６ －４􀆰 ２ ９６􀆰 １
＜１
１ Ｚ３ １ ２０１４年 １１月 ９７􀆰 ６ ９６􀆰 ８ －０􀆰 ８ ９８􀆰 ２
２ Ｚ３ Ｘ２７ ２０１３年 ７月 ９６􀆰 ７ ９６􀆰 １ －０􀆰 ６ ９６􀆰 ３
表 ３　 单井增油量统计表
Ｔａｂｌｅ ３　 Ｔｈｅ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｓｔｉｍｕｌａｔｅｄ ｓｉｎｇｌｅ ｗｅｌｌ ｓｔａｔｉｓｔｉｃａｌ ｔａｂｌｅ
见效井号 见效时间
见效前情况 见效峰值 本月数据∗ 增油
日产液
量 ／ ｍ３
日产油
量 ／ ｔ
含水率 ／
％
日产液
量 ／ ｍ３
日产油
量 ／ ｔ
含水率 ／
％
日产液
量 ／ ｍ３
日产油
量 ／ ｔ
综合含
水率 ／ ％
累增油
量 ／ ｔ
ＳＩＺ３ １ ２０１４年 １１月 ８０􀆰 ８ １􀆰 ６ ９８􀆰 １ ８１􀆰 ０ ２􀆰 ５ ９６􀆰 ８ ９０􀆰 ４ １􀆰 ４ ９８􀆰 ４３ 　 　 １５１
ＳＩＺ３ １３ ２０１２年 ４月 ６４􀆰 １ ３􀆰 ２ ９４􀆰 ９ ６２􀆰 ５ １６􀆰 ５ ７８􀆰 ８ ８４􀆰 １ ２􀆰 ６ ９６􀆰 ８８ １１ ６１９
ＳＩＺ３ １４ ２０１４年 ３月 ７３􀆰 １ ０􀆰 ４ ９９􀆰 ５ ６６􀆰 ３ ７􀆰 ６ ８８􀆰 ４ ３８􀆰 ０ １􀆰 ５ ９６􀆰 ０９ ２ ９７２
ＳＩＺ３ １５ ２０１２年 １２月 ９９􀆰 ２ ２􀆰 ７ ９７􀆰 ３ １５９􀆰 ６ １６􀆰 ７ ８９􀆰 ５ ８３􀆰 ９ ３􀆰 １ ９６􀆰 ２９ ２ ９３９
ＳＩＺ３ １８ ２０１２年 ４月 １４􀆰 ３ ３􀆰 ７ ７４􀆰 ４ ４４􀆰 ４ １５􀆰 ５ ６５􀆰 ０ ３６􀆰 ７ ８􀆰 ７ ７６􀆰 ３７ ５ ４５６
ＳＩＺ３ ２３ ２０１３年 ７月 ５０􀆰 １ １􀆰 ４ ９７􀆰 ３ ３９􀆰 ０ １１􀆰 ２ ７１􀆰 １ ３３􀆰 ９ ７􀆰 １ ７９􀆰 ００ ４ ８８２
ＳＩＺ３ ２６ ２０１２年 ９月 ３７􀆰 ９ ８􀆰 ５ ７７􀆰 ５ ２９􀆰 ６ １３􀆰 ７ ５３􀆰 ５ ６４􀆰 １ ２􀆰 １ ９６􀆰 ６６ ９７０
ＳＩＺ３ Ｘ２４ ２０１２年 ８月 ２５􀆰 ５ １􀆰 ０ ９５􀆰 ９ ４２􀆰 ９ ９􀆰 ４ ７７􀆰 ９ ４９􀆰 １ ２􀆰 ０ ９５􀆰 ９１ ３ ７５６
ＳＩＺ３ Ｘ２７ ２０１３年 ７月 １９９􀆰 １ ６􀆰 ５ ９６􀆰 ７ ２５４􀆰 ４ １０􀆰 ６ ９５􀆰 ８ ２１７􀆰 ２ ７􀆰 ８ ９６􀆰 ４１ ２ ５８７
ＳＩＺ３ Ｘ３１ ２０１３年 １１月 ６８􀆰 ９ ９􀆰 ２ ８６􀆰 ７ ６９􀆰 １ １２􀆰 ７ ８１􀆰 ５ ０ ０ ０ ８４９
ＳＩＺ３ Ｘ３３ ２０１４年 １２月 ３９􀆰 ９ ６􀆰 ３ ８４􀆰 １ ４１􀆰 ０ ８􀆰 ５ ７９􀆰 ２ ０ ０ ０ ７７ １
合计 １１口 ７５２􀆰 ９ ４４􀆰 ５ ９４􀆰 １ ８８９􀆰 ８ １２４􀆰 ９ ７９􀆰 ８ ６９７􀆰 ４ ３６􀆰 ３ ９４􀆰 ８ ３６ ９５２
　 注：∗是指试验区目前单井月产量。
　 　 中心井 ２口（沾 ３ １３、３ １５）：见效 ２ 口，见效
率 １００％。 由于激活剂注入受效较为均匀，驱替面
积大，两口井位于构造高部位，剩余油饱和度高，见
效最为明显。 见效 ２ ～ ４ 个月后，产量上升，含水率
大幅度下降，累油效果显著。 截至 ２０１６ 年 ３ 月底，
累增油量 １４ ５５８ ｔ，平均单井累增油量 ７ ２７９ ｔ。
典型井 １———中心区典型井沾 ３ １３，在试验期
间的生产曲线见图 ３。 由图 ３ 可知：试验前含水率
９４􀆰 ７％左右，油量 ２􀆰 ５ ｔ ／ ｄ；２０１１年 １１月注入激活剂
后 ３个月开始见效，至第一阶段结束，油井含水率下
降至 ７２􀆰 ８％，日产油量上升至 １５􀆰 ７ ｔ，日产油能力增
加 １３􀆰 ２ ｔ；第二阶段，含水率最低下降至 ６６􀆰 ８％，日
产油量最高到 １８􀆰 ８ ｔ，目前累计增油 １１ ６１９ ｔ（见表
３）。 ２０１４ 年底由于对应水井 Ｚ３ Ｎ１２ 套损，Ｅｄ１４
层不吸水，含水率急剧上升，卡封转抽无效，目前日
产液 ７８ ｔ，日产油 ２􀆰 ６ ｔ，含水率 ９７％。
０６ 生　 物　 加　 工　 过　 程　 　 第 １４卷　
图 ３　 沾 ３ １３井生产曲线
Ｆｉｇ􀆰 ３　 Ｚｈａｎ ３⁃１３ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅ
　 　 边井 １３口，见效 ９ 口，见效率 ６９􀆰 ２％。 见效井
大多位于剩余油饱和度较低的构造腰部，见效时间
一般在 ９～１２个月，含水率较中心井下降速度慢，幅
度小，增油量少。 ９ 口井，截至目前累增油量
２２ ３９４ ｔ，平均单井增油 ２ ４８８ ｔ。
典型井 ２———沾 ３ ２３井的生产曲线见图 ４。 由
图 ４可知：第二阶段开始受效，注入 ２个月见效，产量
从试验前的 １􀆰 ５ ｔ ／ ｄ升高到 ５􀆰 ３ ｔ ／ ｄ，含水率由 ９７􀆰 ３％
下降至 ８８％，下降 ９􀆰 １％，增油降水效果显著；第三阶
段沾 ３ Ｘ２９ 及沾 ３ Ｎ１６ 注入后，沾 ３ ２３ 多向受
效，含水率最低下降至 ７１％。 目前生产稳定，产液 ３２
ｔ ／ ｄ、产油 ７􀆰 ３ ｔ ／ ｄ、含水率为 ７７􀆰 ２％，累增油 ４ ８８２ ｔ。
图 ４　 沾 ３ ２３井生产曲线
Ｆｉｇ􀆰 ４　 Ｚｈａｎ ３⁃２３ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃｕｒｖｅ
１６　 第 ３期 巴　 燕等：中高温油藏内源微生物驱油现场试验
２􀆰 ２􀆰 ３　 生化指标检测
考察现场产出液中微生物情况，结果见图 ５。
由图 ５可知：现场实施后，生物多样性降低，同时目
标优势菌比例大幅升高，其中 ４ 种目标优势菌（甲
烷食甲基菌、假单胞菌、沙雷氏菌、无色杆菌）所占
比例由试验前的 ２５􀆰 １％升高到最高 ９７􀆰 ８％。
图 ５　 现场产出液微生物菌浓及多样性
Ｆｉｇ􀆰 ５　 Ｔｈｅ ｍｉｃｒｏｏｒｇａｎｉｓｍ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｉｖｅｒｓｉｔｙ
ｆｒｏｍ ｐｒｏｄｕｃｅｄ ｆｌｕｉｄ ｏｆ ｏｉｌ ｗｅｌｌ
图 ６ 为现场产出液中优势菌与日油关系曲线。
由图 ６可知：优势菌及代谢产物浓度与产量呈现明
显的正相关性，随着优势菌含量的增加，原油产量
逐渐增加。 其中，甲烷食甲基菌属古菌可以在微生
物驱油过程中产生甲烷气体，其他 ３ 种优势功能菌
可以在地层中产生脂肽类生物表面活性剂参与微
生物驱油过程（图 ７）。
图 ６　 现场产出液中优势菌与日油关系
Ｆｉｇ􀆰 ６　 Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｄｏｍｉｎａｎｔ ｂａｃｔｅｒｉａ ｆｒｏｍ
ｐｒｏｄｕｃｅｄ ｆｌｕｉｄ ｏｆ ｏｉｌ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ
３　 结论
沾 ３区块油藏封闭性较好、井网相对完善，油藏
图 ７　 现场产出液中代谢产物与日油关系
Ｆｉｇ􀆰 ７　 Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｍｅｔａｂｏｌｉｔｅｓ ｆｒｏｍ ｐｒｏｄｕｃｅｄ
ｆｌｕｉｄ ｏｆ ｏｉｌ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ
温度、渗透率等条件适宜，符合微生物驱油筛选的
标准；同时内源功能菌群丰富，存在不同种类的功
能微生物，且得到了有效的激活，这是现场取得明
显效果的原因。
现场试验表明微生物的生长变化过程能够与
生产动态有效对应，而且呈现明显的正相关性。
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（责任编辑　 荀志金）
２６ 生　 物　 加　 工　 过　 程　 　 第 １４卷