压裂技术是国内外页岩储层开发最主要和最有效的手段, 如何有效地控制和降低压裂过程中微生物的滋生是一个亟待解决的关键问题^[1]。压裂方式不同压裂液的组分也不同, 目前国内的压裂液主要由植物胶、表面活性剂、交联剂等组分经现场调配而成。由于植物胶属于多聚糖类其含有大量的腐生菌、霉菌、酵母菌等微生物, 所以现场配制的压裂液很容易受微生物的侵蚀而腐败变质, 进而导致压裂液不交联或交联不充分, 不能用于压裂施工。华北油田和长庆安塞油田就曾发生大量压裂液腐败变质的事故, 造成了极大的经济损失^[2]。

腐生菌、黄杆菌、芽胞杆菌等都是油气田施工过程中常见的细菌, 其生长过程中能生物降解各种有机处理剂, 产生大量菌体和黏性代谢产物, 严重影响压裂液的原有性能, 使其性能下降或失效而难以施工。杨衍东等研究GCY-6型抗菌剂对腐生菌的抗菌率在相同浓度下要优于WDS-2型抗菌剂^[3]。针对芽孢杆菌对多种压裂液的腐败作用, 详细研究了表面活性剂类抗菌剂的抗菌作用, 实验表明该类抗菌剂对芽孢杆菌有良好的抑制作用^[4]。

目前压裂液抗菌剂种类很多, 常用的有醛类(如甲醛、多聚甲醛、戊二醛、丙烯醛等)、无机碱类、杂环类等^[5]。传统的醛类抗菌剂如甲醛、多聚甲醛是除无机碱类以外的最常用抗菌剂, 主要是靠渗透到细菌体内或者在水中水解后与细菌的某些组分形成络合物沉淀来达到杀灭或抑制细菌的目的, 但这类抗菌剂毒性大, 刺激性强, 不易生物降解, 对当地的水文环境有较大影响。管丽等研究了二次采油时由细菌和硫化物引起的注水问题, 丙烯醛虽然能有效控制细菌和硫化菌的生长, 但是对水质的影响也是非常大^[6]。马政生等研制了一种新型水溶性的抗菌剂FY-SJ并对其抗菌性能进行评估, 得出该抗菌剂与1227相比具有稳定性高、配伍性好、抗菌效果优良的特点^[7]。

无机碱类如氢氧化钠、氢氧化钙等也是控制压裂液细菌危害的主要抗菌剂, 其主要作用机理是通过提高体系的pH值达到控制细菌危害的目的。无机或有机酸类压裂液添加剂则是通过降低pH值达到控制菌落的总浓度。杂环化合物(如甲硝唑、咪唑啉等)抗菌效果好, 用量低, 但水溶性差, 成本高, 仍需进行改性研究。董泽华等合成了一种可替代1227的杂环类抗菌剂甲硝羟乙唑, 并且对其抗菌性能、缓蚀性能、配伍性能等进行探究发现该抗菌剂具有优良的抗菌性能^[8]。肖锦等研制了改性天然高分子絮凝剂CG-A, 其不仅具有抗菌缓蚀的作用, 还具有絮凝功能^[9]。此外, 压裂返排液重复利用时, 其细菌危害尤其严重。兼具2种或2种以上功能的压裂液添加剂是现代钻井液和完井液的发展方向之一。其中, 阳离子表面活性剂具有降低压裂液表面张力, 同时还具有一定的抗菌作用。因此, 兼具优良的降低表面活性作用和较好的抗菌效果的阳离子型表面活性剂是多功能新型抗菌剂的发展方向之一。实验系统研究了十六烷基三甲基溴化胺(CTMAB)这一传统表面活性剂的抗菌性能。

实验所用菌株是实验室在矿井废水中分离的细菌(黄杆菌属Flavobacterium Bergeуetal, 1923.97), 用黄杆菌C表示。在菌种接种前, 将菌株(4 ℃下保存)置于36 ℃的恒温培养箱中培养1~2 d。培养基为牛肉膏蛋白胨培养基。

分别将各100 mL的压裂液SF-A、F108和线性胶(用蒸馏水作空白对照组)加入锥形瓶内, 用脱脂棉封口, 121 ℃下灭菌0.5 h。按10⁷个孢子/100 mL培养基的量将黄杆菌C的孢子液加入到培养基中, 振荡(110 r/min, 37±1 ℃下进行)培养, 每天对菌液浓度(个/ mL)测量记录一次。

用菌落计数仪(法国Interscience Scan100)测定菌液浓度, 观察其生长状况。将黄杆菌C原液在37℃下培养7 d, 再将原液按不同稀释倍数(10、100、1000倍)依次进行稀释, 分别测出其在平皿内的菌落数量。参考菌体浓度计算公式:菌体浓度(个/ mL)=计数室菌体目测数×10⁴×稀释倍数, 计算黄杆菌C的菌液原液浓度平均为8×10⁷个/ mL。

实验中所用的3种压裂液和抗菌剂均为中国石油集团科学技术研究院廊坊分院提供的原液或配方。配方中的主要成分见表 1(表中百分数均为质量分数), 空白对照为蒸馏水, 阳性对照采用质量分数为0.5%的甲醛。抗菌剂CTMAB按2种施工要求的最终浓度(质量分数)加入培养基中。

表 1  3种压裂液与2种抗菌剂的主要配方成分比较

Table 1.  Compositional comparison between main formulas of three fracturing fiuids and two antibacterial agents

如图 1所示, 为黄杆菌C在SF-A压裂液中的生长曲线。由图中看出20 d内SF-A空白样中的菌液浓度变化很小。在SF-A压裂液中, 黄杆菌C的浓度在前6 d时基本稳定, 均在18~20万个/ mL上下浮动; 之后菌液浓度直线上升, 浓度快速增大, 第8 d达到峰值为46~53万个/ mL, 然后菌液浓度开始降低, 第11 d后渐趋于平稳; 第17 d出现第2个生长峰值, 菌液浓度为30万个/ mL。所以可以看出黄杆菌C在SF-A压裂液中有2个快速生长期, 生长周期大约为8~9 d。

图  1  黄杆菌C在SF-A压裂液中生长曲线

Figure 1.  Growth curve of Flavobacterium C in fracturing fiuid SF-A

如图 2所示为黄杆菌C在F108压裂液中的生长曲线。在F108压裂液中, 菌液浓度(个/mL)在第4、7、14 d出现峰值, 峰值高低相近。与SF-A相比, F108中的黄杆菌C生长状况有明显的优势, 随时间黄杆菌C整体浓度较高, 生长状况良好。

图  2  黄杆菌C在F108压裂液中生长曲线

Figure 2.  Growth curve of Flavobacterium C in fracturing fiuid F108

如图 3所示为黄杆菌C在线性胶压裂液中的生长曲线。由图可以看出, 线性胶空白样中的菌液浓度在第3 d、第7 d和12 d出现小峰值, 随时间整体呈下降趋势。在线性胶压裂液中, 菌液浓度在第7、17 d出现峰值, 浓度分别达到86万个/mL、28万个/mL。可以看出黄杆菌C在线性胶中也有2个生长期, 周期大约为6~7 d。

图  3  黄杆菌C在线性胶压裂液中生长曲线

Figure 3.  Growth curve of Flavobacterium C in fracturing fiuid of linear gel

由上述3个图可知, 约7~8 d时SF-A和线性胶压裂液中的黄杆菌C都会出现一个高速生长期, 之后逐渐降低, 在第17 d均又到达第2个生长高峰期; 而F108中的黄杆菌C的生长状况整体呈平缓的上升之势。

如图 4所示为甲醛、分别为0.5%和0.1%的CTMAB对SF-A和F108中黄杆菌C的生长抑制作用。

图  4  质量分数1和2分别在线性胶、SF-A和F108中对黄杆菌C生长状况的抑制作用

Figure 4.  Inhibition on the growth of Flavobacterium C in linear gel, SF-A and F108 bу CTMAB with mass fraction of 1 and 2

由此图可知, 甲醛、0.5%和0.1%的CTMAB对3种介质中的黄杆菌C均有抑制作用。甲醛虽然也抑制了线性胶压裂液中黄杆菌的生长, 但是并没有有效地减少其数量, 而0.5%的CTMAB对SF-A和F108中黄杆菌C的抑制作用极其明显, 压裂液F108中的黄杆菌C稳定在1~2万个/mL的较低浓度下, 压裂液SF-A中的黄杆菌C的浓度则从10~11万个/mL降到了2~3万个/mL。0.1%的CTMAB对压裂液SF-A中黄杆菌C的抑制效果明显要优于在F108中的, 其中SF-A压裂液中的黄杆菌C的浓度最终稳定在7~8万个/mL, 可以看出0.1%的CTMAB对F108中黄杆菌C的抑制作用较差。

(1) SF-A压裂液中黄杆菌C出现2个生长高峰期, 分别在7~9 d和16~17 d, 在此期间黄杆菌C的菌液浓度增长明显; F108压裂液中黄杆菌C的菌液浓度整体呈缓慢增长趋势; 线性胶压裂液中黄杆菌C也有2个快速生长期, 依次出现在6~8 d和16~18 d。

(2) CTMAB在高质量分数(0.5%)和低质量分数(0.1%)用量下均能有效抑制线性胶、SF-A和F108中压裂液黄杆菌C的生长, 总体而言, 高浓度的抗菌效果优于低浓度, 在线性胶中, 高浓度的抗菌效果要优于甲醛; 而低浓度抗菌效果在SF-A中明显优于在F108中。

(3) 在施工过程中若避开黄杆菌的快速生长期、根据具体需要使用低浓度的CTMAB均可有效的降低施工损失。