Микробиологическое воздействие, основанное на закачивании в пласт микроорганизмов и питательных веществ

1. МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ, ОСНОВАННОЕ НА ЗАКАЧИВАНИИ В ПЛАСТ МИКРООРГАНИЗМОВ И ПИТАТЕЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ

Значительный вклад в изучение процесса взаимодействия бактерий и питатель­ных веществ с компонентами нефти в пласте  внесли: И.Л. Андреевский, К.Б. Аши­ров, Э. Бирштехер, Б. Бубела, Р. Брайант, С.С. Беляев, М.В. Бердичевская, А.З. Гарей­шина, А.М. Гольденберг, И. Дэвис, Е.К. Дональдсон, К. Зобелл, Р.Р. Ибатуллин, М.В. Иванов, Н.М. Исмаилов, Е.И. Квасников, С.И. Кузнецов, В.А. Кузнецова, Р. Кнепп, Е.С. Кулик, А.М. Мац, М.А. Мамедьяров, В. Мозес, Г.А. Могилевский, В.П. Мурыгина, И.К. Норенкова, Т.Н. Назина, К. Оппенгеймер, Е.П. Розанова, В.М. Сенюков, И.В. Сазонова, Т.Л. Симакова, Ю.И. Сорокин, О. Хитцман, Л.Д. Штурм, Э.М. Юлбарисов и др.

Анализ литературных данных показывает, что в промысловых экспериментах применялись различные биотехнологии, однако чаще схема обработок включала пита­тельное заводнение – микробное заводнение, в процессе, которого микроорганизмы и питание (мелассу, питательные субстраты) вводят в нагнетательную скважину.

Дополнительная добыча нефти, с помощью микроорганизмов, основывается на целенаправленном использовании их физиолого-биохимических особенностей. К ним относятся способность микроорганизмов расти в широком диапазоне температур, давле­ния, солености, в аэробных и анаэробных условиях, использовать для роста и жизнедея­тельности разнообразные источники питания и энергии от Н₂, СО₂ до нефти. При этом они образуют самые разнообразные метаболиты: газы (СН₄, СО₂, N₂, Н₂), органические и жирные кислоты, растворители, липиды, поверхностно-активные вещества, ферменты, разнообразные полимеры, в том числе полисахариды.

Увеличение нефтеотдачи объясняется, главным образом, свойствами микробных метаболитов, под действием которых могут меняться коллекторские свойства пластов, нефти и пластовых вод:

- газы способствуют разбуханию нефти, снижению ее вязкости, увеличивают пласто­вое давление;

- органические кислоты способны растворять кальциты, увеличивать пористость и проницаемость породы;

- биоПАВ и жирные кислоты снижают поверхностное натяжение водной фазы на гра­нице с воздухом, межфазное натяжение на границе вода-нефть, нефть-порода, могут деэмульгировать или эмульгировать нефть, способствовать мицеллообразованию;

-  ферменты микроорганизмов вызывают деструкцию тяжелых нефтей и битумов и в сочетании с биоПАВ увеличивают их подвижность;

-  растворители типа ацетона, метанола, этанола, бутанола и изопропанола разжижа­ют нефть;

-  биополимеры способны увеличивать вязкость пластовых вод, закупоривать поры и трещины коллекторов;

-  селективное закупоривание (размножение клеток в пропластках с высокой прони­цаемостью и как следствие выравнивание фронта заводнения) [1, 2, 3, 4- 7].

В середине 60-х годов в СССР активизируются исследования по интенсификации добычи нефти с помощью бактерий. Первые положительные результаты были получены Э.М. Юлбарисовым с соавторами в 1965-1975 гг. на Арланском месторождении. Для увеличения подвижности нефти был разработан геобиореагент на основе озерного био­генного ила и шатурского торфа, содержащего природный комплекс микроорганизмов и питательных веществ [8].

Геобиореагент был закачан в нагнетательную скважину (пласт С_о). Пласт С_о представлен линейно-вытянутыми линзами песчаников. Песчаный  пласт толщиной  0-13 м сложен зернами кварца, пористостью 21%, проницаемостью 10 мкм² и более, цемент глинисто-карбонатного и пиритового состава, контактового и порового типа. Влияние биогеореагента на показатели разработки залежи, свойства жидкостей и газов контролировалось по 7 эксплуатационным скважинам. В результате эксперимента уста­новлено, что под влиянием биохимических процессов наблюдается снижение плотности и вязкости нефти, содержание асфальтосмолистых веществ и серы. В составе газов от­мечен рост содержания углеводородов и углекислого газа. Дополнительная добыча нефти составила 93,6 тыс.т, наблюдалось увеличение газового фактора с 17 до 70 м³/т, снижение водонефтяного фактора с 2,8 до 1,7 м³/т, стабилизация процесса обводнения. Прирост нефтеотдачи составил 11-14% от начальных геологических запасов [9-11].