1.一种油藏内源微生物高效激活剂及其效果评价方法，其特征在于，该方法由对激活剂组分的评价和对激活剂激活效果的评价两部分组成，包括如下步骤：

第1、根据激活剂应用的经济技术可行性，对激活剂组分进行评价；

所述的经济技术可行性指标包括：激活剂来源、激活剂价格、激活剂的运输、储藏、矿场应用受季节的影响、与油藏储层的配伍性、激活剂水溶液渗滤性能和激活周期；

第2、根据油藏内源微生物选择性激活指标、油水样生物化学指标和物理模拟驱油实验提高采收率幅度，对激活剂激活效果进行评价；

第2.1、油藏内源微生物选择性激活的评价指标包括：总菌浓、烃氧化菌和产甲烷菌的数量增加，硫酸盐还原菌数量增加幅度小于一个数量级或硫酸盐还原菌数量减少；

第2.2、油水样生物化学指标包括：水样激活后原油乳化分散效果、原油降粘、产酸和产气；

第2.3、物理模拟驱油实验提高原油采收率幅度是在模拟油藏渗透率、孔隙度、含油饱和度、含水饱和度、压力和温度参数条件下，激活剂加入前后原油采收率差异；

第3、从经济技术可行性、油藏内源微生物选择性激活指标、油水样生物化学指标和物理模拟驱油实验提高采收率幅度四个方面构建激活剂及其激活效果评分细则；

第4、根据第3步各指标的得分情况，构建激活剂及其效果等级划分方法。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

第1步中所述的激活剂矿场应用受季节的影响是指：激活剂不易因夏季温度高而染菌腐败，不因冬季温度低而流动性变差影响现场配料；

第1步中所述的激活剂与油藏储层配伍性是指，所筛选无机盐组分不与油藏储层地层水中的二价金属离子Ca2+和Mg2+发生反应形成沉淀；激活剂与地层水的配伍性的测定方法参照GB 13200-91水质浊度的测定进行；

第1步中所述的激活剂水溶液渗滤性能以激活剂固水不溶物含量多少表示，激活剂固水不溶物含量的测定按照SY/T 5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法进行。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

第2.1步中所述的烃氧化菌的激活是指水样中烃氧化菌数量增加1-3个数量级或者达到107cells/l；

第2.1步中所述的对硫酸盐还原菌的有效抑制是指，油藏内源微生物经激活剂激活后，硫酸盐还原菌数量增加幅度小于一个数量级或硫酸盐还原菌数量减少；

第2.1步中所述的产甲烷菌的激活是指水样中产甲烷菌数量增加1个数量级；

总菌浓、烃氧化菌、硫酸盐还原菌和产甲烷菌的测定采用细菌测试瓶，参照SY/T0532-93油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法进行。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，

第2.2步中所述的油水样激活后原油乳化分散效果是指原油在水样中的分散程度、稳定性和油滴粒径大小；

第2.2步中所述的对原油降粘是指油水样经激活后原油粘度的降低幅度，原油粘度的测定参照SY/T 0520-1993.原油粘度测定-旋转粘度计法进行；

第2.2步中所述的产酸量的多少以pH表示，乙酸及含量的测定采用高效液相色谱法进行；

第2.2步中所述的产气能力的强弱以产气率表示，

产气率＝产生的气体体积/激活液体积，

气体组分的测定参照GB/T 13610-2003.天然气的组成分析气相色谱法进行。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第3步中所述的激活剂及其激活效果评分细则如下表所示：





表中，T-激活周期；a，A-水样激活前后总菌浓log值；b，B-水样激活前后烃氧化菌数量log；C-观察法标定的激活水样原油乳化分散程度；V-原油粘度降低幅度(百分比)；D-激活后油水样pH值；e，E-水样激活前后乙酸含量；f-激活水样的体积；F-水样激活后产生的气体体积；G-激活水样产生的甲烷体积；R提高采收率幅度。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第4步中所述的激活剂及其效果等级划分方法如下表所示：





7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第4步中所述的激活剂及其效果等级划分方法的具体步骤包括：

1)首先对激活剂组分与油藏储层配伍性能、激活剂水溶液渗滤性能、烃氧化菌是否激活和激活后对原油有无降粘作用进行评价，四者之一不达标，该激活剂即视为不合格；

2)对于合格的激活剂组分，根据物理模拟驱油实验提高采收率幅度和对硫酸盐还原菌的抑制情况，将其划分为I-1类、I-2类、II-1类、II-2类、III-1类和III-2类激活剂；

3)在同一类激活剂组分中，将各项评价指标得分进行加和进行同一级别内激活剂及其效果的评价。

8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，该方法适用于注水开发油藏内源微生物高效激活剂及其效果的评价。

技术领域

[0001]本发明涉及油藏内源微生物高效激活剂及其效果的评价方法，属于微生物生物技术和资源环境生物技术领域。

背景技术

[0002]随着世界上许多主要油田进入高含水期，面临着开采难度大、开采成本高等问题，微生物采油技术以其成本低、适应性强、对产层低伤害和无环境污染等优势，尤其是在化学驱后的油藏和枯竭油藏再次进行强化采油的巨大潜力，已经引起世界各国的普遍重视。与外源微生物采油技术相比，内源微生物采油技术不需要向地层中注入微生物，只需向油藏储层注入营养剂，并注入一定量的空气直接激活地层中的微生物，现场不需要添加大型地面设备，投入更低，效益显著，因而具有更为广阔的应用前景。

[0003]按功能划分，油藏内源微生物主要包括烃氧化菌、好氧腐生菌、厌氧发酵菌、硝酸盐还原菌、硫酸盐还原菌和产甲烷菌等。通过注水井向油层中注入合适的激活剂营养体系和混气水可以将其激活，通过这些微生物本身及其代谢产物作用于油藏环境，从而提高原油采收率。因此，在对目标油藏内源微生物生态结构进行考察，确定驱油工艺的前提下，选择合适的激活剂激活目标菌群成为内源微生物采油技术的关键环节。

[0004]目前研究结果表明，许多国家针对特定油藏筛选出多种激活剂组分，这些体系主要包含小分子碳源、氮源、磷源、生长因子和硫酸盐还原菌抑制因子。这些激活剂的加入为油藏内源微生物的生长繁殖提供了可利用的营养物质，并通过这些微生物本身及其代谢产物作用于油藏，可观的提高了原油采收率。但是，对筛选到的激活剂及其效果的评价并未形成一套行之有效的方法。

发明内容

[0005]本发明目的是为系统有效的评价油藏内源微生物激活剂及其效果，提供一套油藏内源微生物高效激活剂及其效果评价方法。

[0006]本发明以对激活剂组分评价和对激活剂激活效果评价为主体构建油藏内源微生物高效激活剂及其激活效果评价方法。从经济技术可行性、油藏内源微生物选择性激活指标、油水样生物化学指标和物理模拟驱油实验提高采收率幅度四个方面构建了激活剂及其激活效果评分细则和激活剂及其效果等级划分方法。

[0007]本发明提供的油藏内源微生物高效激活剂及其效果评价方法，由对激活剂组分的评价和对激活剂激活效果的评价两部分组成，包括如下步骤：

[0008]第1、根据激活剂应用的经济技术可行性，对激活剂组分进行评价；

[0009]所述的经济技术可行性指标包括：激活剂来源、激活剂价格、激活剂的运输、储藏、矿场应用受季节的影响、与油藏储层的配伍性、激活剂水溶液渗滤性能和激活周期；

[0010]第2、根据油藏内源微生物选择性激活指标、油水样生物化学指标和物理模拟驱油实验提高采收率幅度，对激活剂激活效果进行评价；

[0011]第2.1、油藏内源微生物选择性激活的评价指标包括：总菌浓、烃氧化菌和产甲烷菌的数量增加，硫酸盐还原菌数量增加幅度小于一个数量级或硫酸盐还原菌数量减少；

[0012]第2.2、油水样生物化学指标包括：水样激活后原油乳化分散效果、原油降粘、产酸和产气；

[0013]第2.3、物理模拟驱油实验提高原油采收率幅度是在模拟油藏渗透率，孔隙度，含油饱和度，含水饱和度、压力和温度参数条件下，激活剂加入前后原油采收率差异；物理模拟驱油实验参照SY-T 6424-2000.复合驱油体系性能测试方法。

[0014]第3、从经济技术可行性、油藏内源微生物选择性激活指标、油水样生物化学指标和物理模拟驱油实验提高采收率幅度四个方面构建激活剂及其激活效果评分细则；

[0015]第4、根据第3步各指标的得分情况，构建激活剂及其效果等级划分方法。

[0016]以上第1步中所述的激活剂矿场应用受季节的影响是指：激活剂不易因夏季温度高而染菌腐败，不因冬季温度低而流动性变差影响现场配料；

[0017]第1步中所述的激活剂与油藏储层的配伍性是指，所筛选无机盐组分不与地层水中的二价金属离子Ca2+和Mg2+发生反应形成沉淀，一方面造成营养物质的浪费，另一方面堵塞储层；激活剂与地层水的配伍性的测定方法参照GB 13200-91《水质浊度的测定》进行；

[0018]第1步中所述的激活剂水溶液渗滤性能以激活剂固水不溶物含量多少表示，激活剂固水不溶物含量的测定按照SY/T 5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法进行。

[0019]第2.1步中所述的烃氧化菌的激活是指水样中烃氧化菌数量增加1-3个数量级或者达到107cells/l；

[0020]第2.1步中所述的对硫酸盐还原菌的有效抑制是指，油藏内源微生物经激活剂激活后，硫酸盐还原菌数量增加幅度小于一个数量级或硫酸盐还原菌数量减少；

[0021]第2.1步中所述的产甲烷菌的激活是指水样中产甲烷菌数量增加1个数量级。

[0022]总菌浓、烃氧化菌、硫酸盐还原菌和产甲烷菌的测定采用细菌测试瓶，参照SY/T0532-93油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法进行。

[0023]第2.2步中所述的激活水样原油乳化分散效果是指原油在水样中的分散程度、稳定性和油滴粒径大小；

[0024]第2.2步中所述的对原油降粘是指油水样经激活后原油粘度的降低幅度，原油粘度的测定参照SY/T 0520-1993.原油粘度测定-旋转粘度计法进行。

[0025]第2.2步中所述的产酸量的多少以pH表示，乙酸及含量的测定采用高效液相色谱法进行。

[0026]第2.2步中所述的产气能力的强弱以产气率表示，

[0027]产气率＝产生的气体体积/激活液体积，

[0028]气体组分的测定参照GB/T 13610-2003.天然气的组成分析气相色谱法进行。

[0029]第3步中所述的激活剂及其激活效果评分细则如以下表1所示：

[0030]

[0031]注：T-激活周期；a，A-水样激活前后总菌浓log值；b，B-水样激活前后烃氧化菌数量log；C-观察法标定的激活水样原油乳化分散程度；V-原油粘度降低幅度(百分比)；D-激活后油水样pH值；e，E-水样激活前后乙酸含量；f-激活水样的体积；F-水样激活后产生的气体体积；G-激活水样产生的甲烷体积；R提高采收率幅度。

[0032]第4步中所述的激活剂及其效果等级划分方法如以下表2所示：

[0033]

[0034]第4步中所述的激活剂及其效果等级划分方法的步骤具体包括：

[0035]1)首先对激活剂组分与油藏储层配伍性能、水溶液渗滤性能、烃降解菌是否激活和激活后对原油有无降粘作用进行评价，四者之一不达标，该激活剂即视为不合格；

[0036]2)对于合格的激活剂组分，根据物理模拟驱油实验提高采收率幅度和对硫酸盐还原菌的抑制情况，将其划分为I-1类、I-2类、II-1类、II-2类、III-1类和III-2类激活剂。

[0037]3)在同一类激活剂组分中，将各项评价指标得分进行加和进行同一级别内激活剂及其效果的评价。

[0038]该方法适用于注水开发油藏内源微生物高效激活剂及其效果的评价。

[0039]本发明的优点和有益效果：

[0040]本发明是针对激活油藏内源微生物采油技术中油藏内源微生物高效激活剂及其效果的评价方法，具有评价指标系统全面、操作成本低和评价参数可作为后续参考等优点。解决了目前油藏内源微生物高效激活剂及其效果标准化评价方法缺失的问题，为油藏内源微生物高效激活剂的顺利矿场应用提供了系统有效的评价方法。

附图说明

[0041]图1是油藏内源微生物高效激活剂及其效果评价流程图；

[0042]图2是一组不同激活剂配方激活的油水样原油乳化分散效果；其中，(a)原油乳化分散效果“-”(b)原油乳化分散效果对照组(c)原油乳化分散效果“+”(d)原油乳化分散效果“++”(e)原油乳化分散效果“+++”(f)原油乳化分散效果“++++”；

[0043]图3是沾3块油水样经激活剂激活后光学显微镜下油滴分布及原油乳状液类型；

[0044]图4是沾3块油水样经激活剂激活后油滴粒径分布统计学描述；

[0045]图5是沾3块油水样经激活剂激活后油滴粒径分布直方图；

[0046]图6是沾3块油水样经激活剂激活后原油乳化分散效果；

[0047]图7是沾3块油水样经激活剂激活后中层溶液透光率随沉降时间的变化曲线；

[0048]图8是乙酸高效液相色谱图；其中，(a)标准小分子酸高效液相色谱图(b)油水样激活前乙酸高效液相色谱图(c)油水样激活后乙酸高效液相色谱图；

[0049]图9是沾3油水样经激活剂激活后气体组分相对含量变化。

具体实施方式

[0050]下面以胜利油田沾3块高温稠油油藏内源微生物高效激活剂(玉米浆干粉0.33％、磷酸氢二铵0.3和硝酸钾0.2％)及其效果评价为例，对本发明进行详细说明。％为m/V，即激活剂质量/水样体积；评价流程图见附图1。

[0051]实施例1激活剂固水不溶物含量测定

[0052]参照标准SY/T 5329-94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法进行。将滤膜放入蒸馏水中浸泡30min，并用蒸馏水洗3-4次；取出滤膜放在烘箱中，90℃下30min，取出后放入干燥器冷却至室温，称重；将激活剂(玉米浆干粉0.33％、磷酸氢二铵0.3和硝酸钾0.2％)水溶液装入微孔滤膜过滤试验仪中；将已恒重的滤膜用水润湿后装到微孔滤器上；抽真空，使得抽滤装置内压力保持在0.1-0.15MPa，进行过滤，并记录流出体积；用镊子从滤器上取出滤膜并烘干称重；带入公式计算出固水不溶物含量为4mg/l。

[0053]实施例2激活剂应用的经济技术可行性

[0054]胜利油田沾3块激活剂组分均是固体粉状颗粒，便于运输和储藏，解决了冬季液体原料流动性差，配料困难等问题；固水不溶物含量4mg/l，符合油田注水用水水质要求；所选组分均为复合营养剂，且具有一定缓冲pH的作用，为微生物的生长提供了良好的营养和繁殖环境；激活剂组分种类少，减少了采购和运输环节；目前，玉米浆干粉市场价格2500元·t-1、磷酸氢二铵4000元·t-1、硝酸钠2800元·t-1，沾3块激活剂(玉米浆干粉0.33％、磷酸氢二铵0.3％和硝酸钾0.2％)原料成本为26.33元·t-1营养液。经评价，胜利油田沾3块激活剂符合经济技术可行性的要求。

[0055]实施例3微生物选择性激活指标的检测

[0056]参照SY/T0532-93油田注入水细菌分析方法绝迹稀释法，采用细菌测试瓶对总菌浓、烃氧化菌、硫酸盐还原菌和产甲烷菌的数量进行测定。

[0057]胜利油田沾3块油水样经激活剂激活后，微生物群落结构得到明显加强和改善(见表3)：总菌浓达到108cells·ml-1，烃降解菌数量增至107cells·ml-1，产甲烷菌数量增至104cells·ml-1，硫酸盐还原菌数量得到有效控制。

[0058]表3油水样激活前后微生物数量变化

[0059]

[0060]实施例4观察法标定激活油水样原油乳化分散效果

[0061]肉眼观察激活油水样原油乳化分散效果，将其分为“-”到“++++”五个等级。以原油培养基刚加入原油的情况为对照，如果原油紧贴于瓶壁或者成一大块漂浮于激活油水样中，且发酵液中非但不含有溶解的原油颗粒，反而变得更为澄清，则标定为“-”；如果原油紧贴于瓶壁或者成一大块漂浮于激活油水样中，但发酵液中含有溶解的原油小颗粒，则标定为“+”；如果原油大量溶于激活油水样中，但仍旧存在较多的大油滴漂浮于发酵液液面，则标定为“++”；如果原油大量溶于激活油水样中，且只存在少量的小油滴漂浮于发酵液液面，则标定为“+++”；如果原油大量溶于激活油水样中，且不挂壁、颗粒细小均匀、振荡能形成均匀悬浊液且呈墨汁状，则标定为“++++”。实例见附图2。

[0062]按照该方法，胜利油田沾3块油水样经激活剂(玉米浆干粉0.33％、磷酸氢二铵0.3和硝酸钾0.2％)激活后，原油大量溶于发酵液，且不挂壁、颗粒细小均匀、振荡能形成均匀悬浊液且呈墨汁状。因此，沾3块油水样经激活剂激活后原油乳化分散效果标定为“++++”。

[0063]在油田注水开采过程中，原油的乳化及油水界面张力的降低可以改善油水两相的流度比，提高水驱油波及系数，同时，表面活性物质在油滴表面吸附，使得油滴不易重新粘附到油藏岩层，提高洗油效率。

[0064]实施例5光学显微镜测定油水样激活后原油乳状液油滴大小和乳状液类型

[0065]根据原油培养基中原油的含量对原油发酵液进行一定倍数稀释，轻轻混合均匀后取2ml于离心管中，加入少许水溶性或者油溶性染色液混匀染色后取少许滴于载玻片上于光学显微镜下，通过显微分析系统测定统计油滴大小，观察原油乳状液类型(光学显微镜下观察，勿加盖玻片，以免将乳状液压变形或者压破裂)。

[0066]沾3块油水样经激活剂激活染色后显微镜观察结果表明形成了O/W型乳状液，见附图3。油滴粒径统计分析结果(见附图4)表明，油滴粒径最小值13.21μm，最大值83.65μm，均值43.3658μm，极差70.44μm，其中50％的油滴粒径小于41.6340μm，97％的油滴粒径小于76.2246μm。油滴粒径分布直方图见附图5。

[0067]实施例6比色法测定原油乳状液稳定性

[0068]O/W型油水混合体系内相在重力作用下沉降或上升，致使内外相分离，乳状液内相的沉降速度遵循Stokes方程式v＝2r2(ρ2-ρ1)g/9η，v为分散相的沉降速度，r为分散相液滴的半径，ρ2、ρ1为分散相和分散介质的密度，η为分散介质的粘度[61]。由公式可以看出，沉降速度与分散液滴半径的平方成正比，因此，分散相粒径越小，混合体系越稳定，分层时间越长。

[0069]待测样品要求：观察法标定原油发酵液中原油的乳化分散程度为“+++”或“++++”。

[0070]沾3块油水样经激活剂激活后原油在整个发酵液介质中均匀分散，且不挂壁、颗粒细小均匀、振荡能形成均匀悬浊液且呈墨汁状，根据观察法标定激活油水样中原油的乳化分散效果为“++++”，见附图6。测定结果(见附图7)表明，原油颗粒沉降时间与中层溶液透过率曲线表明吸光度基本上与时间成正比例关系，说明形成的乳状液粒径比较均一且颗粒度较小，油水混合液有较好的稳定性。

[0071]实施例7原油降粘实验及粘度的测定

[0072]向250ml锥形瓶加入30g原油，30ml激活水样，40ml新鲜油藏地层水配制的激活培养基，模拟油藏储层温度，150r/min震荡培养15天，沥出液体，原油离心脱水后用BROOKFIELD CAP-2000+粘度计于地层温度下测定粘度，以用水代替水样的摇瓶(高压灭菌)为对照组，计算降粘率。

[0073]沾3块原油初始粘度1007.25mPa·s，降粘后，原油粘度为630.67mPa·s，降粘率达到37.39％。原油粘度降低，其流动性能得到明显改善；同时，由于油水两相流度比降低，一定程度上增加了驱替液的波及体积，利于更多原油的采出

[0074]实施例8产酸量测定及乙酸的高效液相色谱分析

[0075]产酸量的多少以pH表示，用pH计测定pH值；乙酸及含量的测定采用高效液相色谱法进行。

[0076](1)液相色谱分析条件色谱柱：Eclipse XDB-C18反相柱，150mm×4.6mm；流动相：0.015mol/L磷酸二氢钾缓冲溶液-乙腈溶液(98∶2，V/V)，用磷酸调节pH至2.30(试剂用水为超纯水)；流速：1mL/min；进样量：20μL；检测波长：210nm；

[0077](2)样品处理

[0078]油田水样：准确量取300ml油田水样，40℃减压蒸馏至30ml，用0.45μm滤膜过滤后进行HPLC分析。

[0079]激活油水样：取激活油水样20mL，用普通滤纸过滤去原油，10000rpm离心10min，上清液用0.45μm的滤膜过滤后进行HPLC分析。

[0080]沾3块油水样经激活剂激活后，pH由初始的7.2降至6.5；油水样经激活剂激活后，乙酸含量由初始30mg/l增至200mg/l。醋酸高效液相色谱图见附图8。

[0081]微生物产生的酸性物质主要是一些短链有机酸如甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、戊酸及其异构成分等低分子量酸。这些酸性物质可有效地溶解储油岩层孔隙中沉积的碳酸盐，增大油层的孔隙度和渗透率，改善原油的流动环境。酸与碳酸盐岩反应产生的CO2可增加油层压力；部分气体溶于原油中使其膨胀，可降低原油粘度，改善其流动性，从而提高原油的采收率。

[0082]乙酸是在厌氧环境中多种微生物共同代谢产生与消耗的综合结果，是反应油藏内源微生物生长代谢的重要指标。乙酸既是厌氧微生物的代谢产物也是进一步合成甲烷的重要底物，乙酸含量的变化能够间接反映油水样激活过程中油藏内源微生物的动态变化。

[0083]实施例9产气量测定及气体组分的气相色谱分析

[0084]通过集气袋收集微生物激活过程中产生的气体，以产气率(产生的气体体积/激活液体积)表示产气能力的强弱。

[0085]气体组分的测定参照GB/T 13610-2003.天然气的组成分析气相色谱法进行。

[0086](1)标准气体及组成，见表4

[0087]

[0088](2)检测方法-气相色谱法

[0089]O2和CO2用TCD检测器检测。检测条件：活性炭填充柱(2m)；载气99.99％氮气，载气流速50ml/min，；进样口温度200℃，检测器温度150℃，柱温150℃，电流75uA；进样量1ml。

[0090]CH4、C2H6和C4H10用FID检测器检测。检测条件：角鲨烷填充柱(4m)；载气：99.99％氮气，载气流速30ml/min，空气流速0.5kg/cm2，氢气流速0.7kg/cm2；进样口温度200℃，检测器温度200℃，柱温100℃；进样量1ml。

[0091]沾3块油水样经激活剂激活后，产气率(产生的气体体积/激活液体积)50％；与对照组相比O2由1.6％降至0.2％，CO2由2.6％升至46.5％，CH4由0.02％升至2.26％。见附图9。

[0092]油藏内源微生物代谢产生的气体主要有CO2、CH4、H2和N2，这些气体可在油藏中以混相或非混相形式存在。当地层压力较高时，这些气体主要溶解在油相中，可以降低油相的粘度，提高原油流动能力。当地层压力较低时，生物气又会有部分以游离气形式存在，增加了非润湿相的饱和度，提高了油相的相对渗透率。同时，气泡的贾敏效应还会增加水流阻力，提高注入水波及效率。

[0093]产甲烷菌是一类极端厌氧古菌，通常和其他细菌形成一种特殊的互营关系，能够将无机或有机化合物厌氧发酵转化成甲烷和二氧化碳，处于厌氧生物链的最末端，在油藏深处的厌氧环境中较为常见。因此，甲烷的产生是整个油藏内源微生物生态链激活的有效间接指标。

[0094]实施例10激活剂室内物理模拟驱油实验提高采收率幅度

[0095]物理模拟实验研究的目的是进一步对配方体系进行优化，通过实验研究确定激活剂注入量、空气注入量等参数，为总体实验方案提供最佳参数。

[0096](1)实验仪器

[0097]20cm×2.5cm填砂模型、LB-10平流泵、活塞式中间容器、恒温箱、精度压力表、气体流量计、量筒、秒表、量程5mL刻度试管等。

[0098](2)激活剂与实验用流体

[0099]激活剂溶液：根据摇瓶实验结果配制激活剂溶液，测量密度、粘度、pH和表面张力。

[0100]驱替液：试验区块油井产出液(粗滤纸过滤)。进行微生物浓度分析，确保有足够浓度的微生物，要求摇瓶激活实验评价具有较好的效果后效果好。

[0101]原油：试验区块脱水原油，使用前需测量密度、粘度、含蜡和凝固点。

[0102](3)饱和地层水

[0103]参照天然岩样饱和标准SY/T5336的规定执行。

[0104](4)实验基础参数测量

[0105]孔隙体积、孔隙度、气测渗透率、水测渗透率、油测渗透率、原始含油饱和度等基础参数的测量参照常规驱油实验方法执行。

[0106](5)驱油流程

[0107]1)填砂模型：参照油藏渗透率，确定石英砂配比及压实压力，采用湿填法压实填制模型，记录干砂量、水量、空管重量及装填湿砂后管重。

[0108]胶结岩心：参照油藏渗透率，选取气相渗透率接近的岩心，称干重，加4.5MPa环压。

[0109]2)抽真空1小时，恒压(填砂模型3MPa，人造岩心同环压)饱和地层水，1ml/min水测渗透率，称湿重计算孔隙体积、孔隙度。

[0110]3)0.2ml/min单泵对双管饱和油至见油，观察压力适当提速，继续驱替至几乎不再出水，计算束缚水饱和度。

[0111]4)0.1ml/min测油渗，记录稳定时压力。

[0112]5)憋压至油渗压力，井区注入水驱替，至连续两次含水率98％，注入0.2PV激活配方和0.2PV空气(气液比1∶1)。(常压下计量气体量：打开出口端，注入0.1PV空气后关闭出口端，继续注0.1PV空气)

[0113](6)实验数据处理

[0114]1)驱油效率计算公式

[0115] η = N p N × 100 %

[0116]式中：η-驱油效率，％；

[0117]Np-累计采油量，ml；

[0118]N-原始含油量，ml。

[0119]2)绘制注入压力、采收率及含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线。

[0120]模拟沾3块油藏储层和流体条件，采用填砂岩芯在地层温度(60℃)和地层压力(13.0MPa)下，对沾3块油藏内源微生物高效激活剂进行物理模拟驱油实验。物理模拟驱油实验模型参数见表5。

[0121]表5物理模拟驱油实验模型参数

[0122]

[0123]表6可以看出，物理模拟驱油实验表明提高采收率幅度在5％-7％之间，配气后内源微生物的驱油效果(6.9％)优于不配气的效果(5.8％)，这可能是由于空气的供给加强了烃氧化菌的驱油作用引起的。

[0124]表6物理模拟驱油实验提高采收率效果

[0125]

[0126]

[0127]注：物理实验模型和实验数据来自胜利油田采油工艺研究院微生物采油中心

[0128]实施例11胜利油田沾3块激活剂及其效果等级划分

[0129]按照激活剂及其效果评分细则和激活剂及其效果等级划分方法对沾3块激活剂及其效果进行等级划分，详见表7。结果表明，筛选到的激活剂为I-1类激活剂，得分81分。

[0130]表7优化激活剂组分各指标得分与等级

[0131]