胶质降解稠油物模实验作用

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稠油（也称重质原油）是石油资源的重要组成部分。中国目前已探明的稠油储量为12×108m3，占总石油储量的20％～25％。中国稠油的特点是轻质馏分很少，含硫量低，胶质含量高，沥青含量低。胶质等重质组分含量的增多直接导致了原油黏度的增加，也增加了原油的开采难度。因此，高含量的胶质成为中国稠油油田开发的主要制约因素［1－2］。目前稠油开采主要有热力开采、化学开采和微生物开采。微生物提高原油采收率技术（MEOR）主要是利用微生物在地层中的繁殖及代谢，降低原油的黏度，改善原油的流动性，从而达到提高原油采收率的目的［3－8］。MEOR的作用机制是多方面的，其中之一是微生物的降解作用可以将大分子烃（例如胶质、沥青质等）转化为小分子烃，降低原油的绝对黏度，提高其流动性［9］。另一方面是微生物产生的表面活性剂可乳化原油，提高其流动性［10］。此外，微生物产生的水不溶性多糖等大分子聚合物还可以选择性堵塞地层中的水流优势通道，调整油藏吸水剖面，降低油藏的非均质性。笔者以渤海油田南堡35－2油田A井稠油为研究对象，考察了胶质降解和生物乳化对稠油降黏所产生的作用。

1材料与方法

1．1菌种芽孢杆菌（Bacillussp．）QB26分离自南堡35－2油田地层水，能以胶质为唯一碳源生长，最适宜生长温度为55℃，16SrRNA（Genbank序列号为JN000303）与地衣芽孢杆菌（BacilluslicheniformisstrainMML2501）的同源性为99％。假单胞菌（Pseudomonassp．）T－1分离自石油污染的土壤样品，能以豆油和甘油为碳源产生鼠李糖脂，最适宜生长温度为34℃，16SrRNA（Genbank序列号为JN000304）与铜绿假单胞菌（Pseudomonasaerugi－nosaM18）的同源性为99％。

1．2实验材料渤海油田南堡35－2油井（A井）采出水，总矿化度为7300mg／L，水质为硫酸钠型；原油为渤海油田原油，地下黏度为210mPa•s，脱水脱气后，在55℃下黏度为1146mPa•s。无机盐培养基：Na2HPO4为0．6g／L，KH2PO4为0．2g／L，NaNO3为2g／L，MgSO4为0．3g／L，FeSO4为0．02g／L，CaCl2为0．01g／L，pH值为7．2。T－1产乳化剂培养基（g／L）：豆油为4g／L，甘油为2g／L，NaNO3为7．5g／L，K2HPO4为1g／L，NaH2PO4为1g／L，MgSO4为0．2g／L，CaCl2为0．1g／L，FeSO4为0．2g／L，NaMoO4为0．1g／L，pH值为7．2。

1．3实验方法

1．3．1菌株培养QB26发酵时间为24h，培养温度为55℃；T－1发酵时间为72h，培养温度为34℃。两菌均为160r／min震荡培养，接种量为5％。

1．3．2稠油中胶质的提取将一定体积的渤海油田A井原油溶解于15倍体积的正庚烷中，以转速为1000r／min离心10min，沉淀物质即为沥青质。将上清液取出，并按照2g／mL稠油加入细孔硅胶，用搅拌器充分搅拌，以转速为1000r／min离心5min分离硅胶，然后用苯冲洗吸附了胶质的硅胶，直到冲洗液为浅黄色。最后用含7％甲醇的二氯甲烷溶液冲洗，直到冲洗液接近无色。将苯冲洗液及含甲醇的二氯甲烷冲洗液合并，用旋转蒸发器蒸出溶剂，真空干燥，回收备用［11］。

1．3．3原油黏度的测定不脱水黏度的测定：30mL发酵液与30g渤海油田A井原油混合后，55℃，120r／min振荡培养14d，为防止轻质成分挥发，震荡培养过程中加盖密闭性好的硅胶塞，30mLT－1发酵液与30g渤海油田A井原油混合后震荡混匀，采用提桶黏度计测量黏度，分别读取3min、5min、8min时刻的黏度值，取平均值。脱水黏度的测定［12－13］：将乳化后原油中加入质量分数为0．0001％的破乳剂，密闭加热到80℃左右，以转速16000r／min离心10min脱水。同样在3min、5min、8min读取黏度值，取平均值。

1．3．4重量法测定胶质降解率将菌株QB26发酵液以5％的接种量接种于胶质含量为2％的100mL发酵培养基中，55℃，120r／min振荡培养14d，转移摇瓶内的所有胶质和培养基到预先称重的250mL离心杯中，8000r／min离心10min，除去培养基和菌体。80℃温箱烘干到恒重，称重，计算离心杯的重量变化。

1．3．5原油四组分和傅立叶红外光谱测定（IR）分析根据硅胶－氧化铝双吸附法分析微生物作用前后原油中4组分含量的变化，计算出降解前后原油中胶质含量变化［14］。将微生物作用前后的南堡35－2A井原油脱水，用溴化钾压片，采用红外光谱仪扫描，扫描波长为4000～400cm－1。

1．3．6鼠李糖脂的提取和提取物的HPLC－ESI－MS分离鉴定Pseudomonassp．T－1发酵液8000r／min离心15min以除去菌体，上清液用6mol／L的盐酸调至pH值为2，加入等体积乙酸乙酯萃取2次，合并有机相，用Na2SO4除去剩余的水分，45℃减压蒸馏除去有机溶剂得浅黄色浆状物。将1．0g该物质溶于0．05mol／L的NaHCO3溶液中，用0．22μm微孔滤膜过滤后，再用盐酸调pH值至2．0，4℃放置12h。在转速为6000r／min离心收集沉淀，真空冷冻干燥过夜，收集沉淀溶于5mL体积分数为50％的乙腈水溶液中，转速为9000r／min下，离心，离心上清液用HPLC－ESI－MS进行鼠李糖脂的组分分析［15］。利用Agilent1100高效液相色谱－电喷雾质谱联用仪，配以AgilentC18反相色谱柱（150mm×4．6mm×0．5μm）。进样量为20μL，分流进样（1∶4）；流动相为乙腈－水，采用线性梯度洗脱，乙腈体积分数为10％保持3min，然后在3～33min内由10％线性升到90％，并保持30min；流速为1mL／min。质谱条件：雾化气和干燥气均为N2；碰撞电压为－70V；喷雾电压3．8kV；离子源温度为120℃；脱溶温度为300℃；柱后流出物导入离子源速率5μL／min；质谱扫描质量数范围：200～1000m／Z［16］。

1．3．7乳状液颗粒粒径测定在刻度试管中，加入3mL南堡35－2A井原油和3mLT－1发酵液，于室温震荡1min后，静置24h。将乳化层压片，在光学显微镜下观察，随机选取20个油粒测量直径，计算出原油乳状液颗粒的平均直径。

1．3．8物理模拟实验利用胶结岩心模拟该区块油藏条件，岩心分为长方体的均质岩心和正韵律纵向三层非均质岩心，均质岩心的长为30cm，宽为4．5cm，厚度为4．5cm。渗透率为2．3μm2。非均质岩心参数如下（表1）：温度为55℃，压力为12MPa，驱替速度为1．0mL／min［17－18］。模拟水采用现场注入水，黏度为1．0mPa•s；实验用油采用黏度为210mPa•s（原油在地层中黏度值）的模拟原油。实验步骤：①装填岩心，抽真空2h后饱和地层水；②测定岩心孔隙度、渗透率；③模拟原油饱和岩心，出口设背压阀，加压至12MPa并全程保持，计算含油饱和度，老化岩心3d；④一次水驱，注地层水至待产出液含水率达到含水率70％（现场实际含水率为70％）；⑤注入0．6PV菌液（VQB26∶VT－1＝1∶1），空白岩心注入0．6PV地层水，55℃恒温下放置14d；⑥二次水驱，注地层水至待产出液含水率达98％，计算采收率。

2结果与讨论

2．1菌株QB26对胶质的降解作用将菌株QB26在LB斜面上55℃划线培养，24h后用无菌水将菌体洗下，将菌浓为106cfu／mL的菌液作为种子液接入100mL、以2％胶质为唯一碳源的无机盐培养基中，55℃振荡培养（160r／min）14d。培养结束后，利用平板计数法［19］测定了发酵液的菌浓。结果表明，发酵液中QB26的菌浓达到108cfu／mL；培养体系中胶质降解率达到45．96％（表2）。以上结果表明菌株QB26能够以胶质为唯一碳源生长。

2．2菌株QB26对稠油的降解及降黏作用菌株QB26对稠油有很好的降解及降黏作用，如图1和表2所示。傅立叶红外光谱［20－21］测定（IR）分析结果表明（图1），微生物作用后的原油在2800～3000cm－1之间的吸收峰明显减小，在700～1800cm－1之间出现了很多新的吸收峰，表明微生物降解胶质后产生了许多新的官能基团。此时，稠油中大分子烃（胶质和沥青质）的相对含量降低，原油黏度下降，流动性增加。四组分分析结果表明（图2），微生物降解后原油的化学组分发生了一定程度的变化。饱和烃和芳香烃相对含量有所上升，而胶质相对含量降低了5．4％。从表2中还可以看出，菌株QB26除通过降解作用降低稠油的绝对黏度外，还可以产生一定量的表面活性剂，使稠油发生乳化降黏。但由于产生的表面活性剂的量非常有限，其综合降黏率（降解降黏率＋乳化降黏率）仅为66．49％。

2．3菌株T－1所产表面活性剂的定性分析将菌株T－1在LB斜面上划线培养（34℃）24h后用无菌水将菌体洗下，将菌浓为106cfu／mL的菌液作为种子液接入100mL产乳化剂培养基中，34℃振荡培养（160r／min）72h，将该菌发酵液与渤海油田原油按体积等比例混合后测定其乳化黏度。结果表明，菌株T－1的发酵液的表面张力为29．112×10－3N／m，油水界面张力为0．0142×10－3N／m，可以使稠油发生比较明显的乳化现象，乳化降黏率为86．6％（表2）。对菌株T－1所产表面活性剂的种类进行了定性分析，结果如图3、图4和表3所示。从中可以看出，菌株T－1产生鼠李糖脂类表面活性剂，其主要由6种同系物构成，分别包含1～2个鼠李糖分子和1～2个碳链长度为8～12的脂肪酸分子（可能含有不饱和脂肪酸），其主要成分：质核比为531．1，结构为Rha－C10－C1。

2．4菌株QB26和菌株T－1发酵液复配对稠油的乳化降黏作用将胶质降解菌QB26和表面活性剂产生菌T－1发酵液按体积等比例复配，测定其对稠油的乳化降黏率（表2）。从表2中可以看出，复配液的乳化降黏率可以达到99．55％，脱水降黏率为49．82％，均大于单一菌株的乳化降黏率和脱水降黏率，其胶质降解率也比菌株QB26单独作用时提高了10．24％。这说明稠油的乳化促进了菌株QB26对胶质的降解，胶质的降解也可以降低稠油的黏度，两者具有协同增效的作用。研究还表明，与表面活性剂产生菌T－1发酵液单独作用相比，菌株T－1与胶质降解菌QB26发酵液复配后作用稠油形成的乳状液稳定性更高，2d后亦无明显分层现象，而前者形成的乳状液静置1h后便产生明显的油水分层现象。进一步将这两种乳化液压片，在40倍光学显微镜下观察不同乳状液的液滴大小，测得复配发酵液作用后形成的乳化颗粒平均直径仅为17．88μm，比菌株T－1发酵液单独作用时形成的乳化颗粒减小67．3％。此外，乳化颗粒的分布也更为均匀，这认为是复配发酵液作用稠油形成更加稳定乳状液的重要原因之一。菌株复配以后，通过降解后稠油的四组分分析可以看出，胶质体积分数继续降低3．1％，表明稠油乳化后更有利于降解菌的分解利用。通过傅立叶红外分析可以看出，新出现的峰值和峰宽都有所增加（图1），表明稠油组分发生了较大程度的变化，降解菌和表面活性剂产生菌具有协同增效作用，既增加了乳化稳定性，又增强了降解效果。2．5物理模拟驱油实验由1．3．8物模实验结果可知，菌株T－1与胶质降解菌QB26发酵液复配后能大幅提高原油采收率。在物理模拟驱油实验中，该复配菌株使均质岩心的稠油油藏原油的采收率提高14．4％，非均质岩心的稠油油藏原油的采收率提高22．38％（表4）。

3结论

（1）芽孢杆菌QB26能够以胶质为唯一碳源长，将胶质等大分子石油烃降解为小分子石油烃，也能够减少稠油中5．4％的胶质含量，降低稠油的绝对黏度10．56％。（2）假单胞菌T－1主要能够产生6种鼠李糖脂，其发酵液的表面张力为29．112×10－3N／m，界面张力0．0142×10－3N／m，可以通过乳化作用降低稠油的黏度约86．6％。（3）菌株QB26与菌株T－1的复配，可以显著提高菌株T－1对稠油的乳化降黏效果，使乳状液的稳定性增强，乳化降黏率提高12．95％，达到99．55％，乳化颗粒平均直径减小67．3％，还可以提高菌株QB26对稠油的降解效果，使稠油中胶质相对含量降低提高3．1％，胶质降解率提高10．24％。IR分析表明，复配菌株作用前后稠油中官能团种类明显增多。（4）胶质降解和生物乳化的复配作用可协同降低稠油黏度，从而大幅度提高稠油的流动性。