CN105156083A - 一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种评价内源微生物驱油藏适应性的方法，具体包括以下步骤：与原油作用效果评价；单管岩心驱油效果评价；双管岩心驱油效果评价；三维物模驱油效果评价；评价方法的构建。该方法具有针对性和可操作性强、科学准确；利用该方法筛选出的区块现场试验效果好，因此，可广泛地应用于微生物采油现场试验中。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法。
背景技术
微生物采油是指利用微生物本身及其代谢产物与油藏岩石、流体的综合作用，改善油水流度比，从而达到提高原油采收率的目的。微生物采油技术具有投资成本低、不污染环境和油藏适应范围广等优点，因此具有广阔的现场应用前景。微生物采油按照微生物来源不同分为内源微生物采油和外源微生物采油两种，其中，内源微生物采油技术是通过向油藏中注入激活剂，激活油藏中的内源微生物，利用微生物本身及其代谢产物的综合作用提高原油采收率的技术。
目前，内源微生物驱油藏现场试验之前先进行方案设计，方案设计的内容包括内源微生物分析、激活剂筛选与优化、内源微生物驱油藏驱油藏适应性评价和现场注入工艺优化，其中，内源微生物驱油藏适应性评价主要利用单管均质岩心模拟油藏条件进行内源微生物驱油，考察其驱油效果，由于单管岩心与实际油藏相似程度相差太大，因此，利用该方法评价出的结果对现场的指导意义有限。
经专利检索，申请号为“2006100304356”，专利名称为“一种微生物采油的选井方法”，该发明提出如下选井条件：(1)井底温度最高不超过95℃，地层压力不超过24MPa；(2)地层水矿化度低于17×104mgL，pH值5-9之间、综合含水5％～98％；(3)地层渗透率高于50×10-3μm2，原油粘度低于4000mPa.s，含蜡3％以上的油藏；(4)油井近期无降粘、化学清防、化学固砂等措施；(5)油井能够正常生产，不存在低压漏失层，井况无故障；(6)微生物采油对于小断块、薄油层、水驱控制程度低的砂岩油藏适应性较强。但该发明存在以下缺点和不足：(1)没有具体的选井的方法，仅提供适合微生物驱的油井条件；(2)评价方法过于笼统，可操作性不强；(3)针对性不强，用该方法选出的油井现场试验效果不佳。
发明内容
本发明针对现有技术的不足而提供一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法，本发明通过与原油作用效果评价、单管岩心驱油效果评价、双管岩心驱油效果评价和三维物模驱油效果评价构建综合的评价方法，该方法具有针对性和可操作性强、方法简单、现场试验效果好的优点。
一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于具体包括以下步骤：
1、与原油作用效果评价
与原油作用效果评价，其具体的评价方法如下：向容积为1L的锥形瓶中加入0.5L目标油藏的地层水；加入针对目标油藏筛选出的内源激活剂，搅拌均匀；然后加入目标油藏的原油20～50g，原油粘度为μ0，搅拌均匀；在目标油藏温度和压力下进行静态培养，培养时间为7～15d；培养时间结束后，测定原油的粘度，测定值为μ1，计算降粘率值A的大小。
2、单管岩心驱油效果评价
单管岩心驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏渗透率相同的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积(PV)；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；空白岩心注入0.1～0.3PV地层水，两组对比岩心分别注入0.1～0.3PV的内源激活剂；培养7～15d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算单管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E1。
3、双管岩心驱油效果评价
双管岩心驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏渗透率极差相同的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；空白岩心注入0.20～0.40PV地层水，两组对比岩心分别注入0.20～0.40PV的内源激活剂；培养20～30d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算双管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E2。
4、三维物模驱油效果评价
三维物模驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏层数和渗透率相同的模拟岩心3组；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；根据目标油藏注采方式进行一次水驱，岩心一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；岩心注入0.30～0.50PV的内源激活剂；培养10～30d后进行二次水驱，二次水驱至采出液含水100％为止，计算三维岩心内源微生物驱油提高采收率的幅度E3。
5、评价方法的构建
根据步骤1、2、3和4的效果评价的结果，将内源微生物驱油藏的适应性分优、良、一般和差四个等级，每个等级对应指标分别如下：
(1)等级-优：A≥50％，E1≥15％，E2≥12％，E3≥10％；
(2)等级-良：30％≤A＜50％，12％≤E1＜15％，8％≤E2＜12％，5％≤E3＜10％；
(3)等级-一般：10％≤A＜30％，8％≤E1＜12％，5％≤E2＜8％，3％≤E3＜5％；
(4)等级-差：A＜10％，E1＜8％，E2＜5％，E3＜3％。
其中，所述的原油粘度测定采用旋转粘度计平衡法。
所述的降粘率值A，其值的大小为(μ0-μ1)/μ0。
所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖、淀粉、木薯粉和环糊精中的一种；氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和蛋白胨中的一种；磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种，所述的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为0.3～0.8％、0.02～0.05％和0.02～0.05％。
本发明提供了一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法，提出了具体的油藏筛选方法，具有针对性和可操作性强、科学准确；利用该方法筛选出的区块现场试验效果好，因此，有利于促进微生物驱油技术的规模化推广应用和发展。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明，但本发明的保护范围并不限于此。
实施例1
胜利油田某区块R，油藏温度62℃，油藏压力12.3MPa，孔隙度34.3％，原油粘度256mPa.s，渗透率1200×10-3μm2，渗透率极差为2.1，采出程度35％，孔隙体积2.8×104m3，地质储量1.65×105t，地层水矿化度为16000mg/L，试验前区块平均含水96.5％。利用本发明的方法对区块R进行内源微生物驱适应性评价，具体步骤如下：
1、与原油作用效果评价
与原油作用效果评价，其具体评价的方法如下：向容积为1L的锥形瓶中加入0.5L目标油藏的地层水；加入针对目标油藏筛选出的内源激活剂，搅拌均匀；然后加入目标油藏的原油20g，原油粘度为μ0为256mPa.s，原油粘度测定采用旋转粘度计平衡法测定，搅拌均匀；在目标油藏温度62℃和压力12.3MPa下进行静态培养，培养时间为7d；培养时间结束后，测定原油的粘度，测定值为μ1为108mPa.s，计算降粘率值A的大小为57.8％。
2、单管岩心驱油效果评价
单管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填渗透率为1200×10-3μm2的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积，3组模拟岩心孔隙体积分别为225mL、220mL和228mL；在目标油藏温度62℃条件下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，三组岩心分别为0.912、0.895和0.920；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度35％为止；空白岩心注入0.3PV地层水，两组对比岩心分别注入0.3PV的内源激活剂，激活剂配方为：葡萄糖0.3％、玉米浆干粉0.04％、磷酸氢二钠0.03％；培养15d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算单管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E1为16.2％。表1为单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表1单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
3、双管岩心驱油效果评价
双管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填极差为2.1的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积456mL、472mL和460mL；在目标油藏温度62℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，分别为0.850、0.842和0.863；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度35％为止；空白岩心注入0.20PV地层水，两组对比岩心分别注入0.20PV的内源激活剂，激活剂配方为：葡萄糖0.3％、玉米浆干粉0.04％、磷酸氢二钠0.03％；培养20d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算双管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E2为13.3％。表2为双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表2双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
4、三维物模驱油效果评价
三维物模驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填与目标油藏层数和渗透率相同的模拟岩心3组，区块R的层数为3层，每层的渗透率分别为850×10-3μm2、1400×10-3μm2和1100×10-3μm2；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积为6.8L、6.6L和7.1L；在目标油藏温度62℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度为0.825、0.817和0.829；根据目标油藏注采方式1注4采进行一次水驱，岩心一次水驱至目标油藏目前的采出程度35％为止；岩心注入0.30PV的内源激活剂，激活剂配方为：葡萄糖0.3％、玉米浆干粉0.04％、磷酸氢二钠0.03％；培养30d后进行二次水驱，二次水驱至采出液含水100％为止，计算三维岩心内源微生物驱油提高采收率的幅度E3为10.3％。表3为三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表3三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
5、评价方法的构建
根据步骤1、2、3和4的效果评价，得到的结果分别为A＝57.8％、E1＝16.2％、E2＝13.3％、E3＝10.3％，利用本发明的评价标准，区块R内源微生物驱油藏的适应性评价的等级分优，说明该区块R非常适合内源微生物驱油。
区块R于2011年2月开始实施内源微生物驱油，截止2015年6月，累计注入激活剂3.2×103m3，配注空气7.5×105Nm3，目前，区块R综合含水为87.2％，下降了9.3个百分点，累计增油为2.12×104t，内源微生物驱油阶段提高采收率为13.2％，现场试验效果良好，与室内内源微生物驱油藏适应性评价结果相一致。
实施例2
胜利油田某区块S，油藏温度70℃，油藏压力11.0MPa，孔隙度33.8％，原油粘度1280mPa.s，渗透率950×10-3μm2，渗透率极差为2.5，采出程度32.5％，孔隙体积2.5×104m3，地质储量3.2×104t，地层水矿化度为12580mg/L，试验前区块平均含水98.2％。利用本发明的方法对区块S进行内源微生物驱适应性评价，具体步骤如下：
1、与原油作用效果评价
与原油作用效果评价，其具体评价的方法如下：向容积为1L的锥形瓶中加入0.5L目标油藏的地层水；加入针对目标油藏筛选出的内源激活剂，搅拌均匀；然后加入目标油藏的原油50g，原油粘度为μ0为1280mPa.s，原油粘度测定采用旋转粘度计平衡法测定，搅拌均匀；在目标油藏温度70℃和压力11.0MPa下进行静态培养，培养时间为15d；培养时间结束后，测定原油的粘度，测定值为μ1为715mPa.s，计算降粘率值A的大小为44.1％。
2、单管岩心驱油效果评价
单管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填渗透率为1200×10-3μm2的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积，3组模拟岩心孔隙体积分别为232mL、218mL和225mL；在目标油藏温度70℃条件下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，三组岩心分别为0.907、0.893和0.925；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度32.5％为止；空白岩心注入0.2PV地层水，两组对比岩心分别注入0.2PV的内源激活剂，激活剂配方为：淀粉0.8％、蛋白胨0.05％、磷酸二氢钠0.02％；培养7d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算单管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E1为13.2％。表4为单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表4单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
3、双管岩心驱油效果评价
双管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填极差为2.5的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积482mL、475mL和489mL；在目标油藏温度70℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，分别为0.821、0.830和0.817；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度32.5％为止；空白岩心注入0.40PV地层水，两组对比岩心分别注入0.40PV的内源激活剂，淀粉0.8％、蛋白胨0.05％、磷酸二氢钠0.02％；培养30d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算双管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E2为10.3％。表5为双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表5双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
4、三维物模驱油效果评价
三维物模驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填与目标油藏层数和渗透率相同的模拟岩心3组，区块S的层数为2层，每层的渗透率分别为720×10-3μm2和1100×10-3μm2；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积为6.3L、6.0L和6.7L；在目标油藏温度70℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度为0.852、0.846和0.838；根据目标油藏注采方式1注6采进行一次水驱，岩心一次水驱至目标油藏目前的采出程度32.5％为止；岩心注入0.50PV的内源激活剂，淀粉0.8％、蛋白胨0.05％、磷酸二氢钠0.02％；培养10d后进行二次水驱，二次水驱至采出液含水100％为止，计算三维岩心内源微生物驱油提高采收率的幅度E3为8.5％。表6为三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表6三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
5、评价方法的构建
根据步骤1、2、3和4的效果评价，得到的结果分别为A＝44.1％、E1＝13.2％、E2＝10.3％、E3＝8.5％，利用本发明的评价标准，区块S内源微生物驱油藏的适应性评价的等级分良，说明该区块S比较适合内源微生物驱油。
区块S于2012年7月开始实施内源微生物驱油，截止2014年12月，累计注入激活剂1.2×103m3，配注空气3.2×105Nm3，目前，区块S综合含水为92.3％，下降了5.9个百分点，累计增油为2.4×103t，内源微生物驱油阶段提高采收率为7.5％，现场试验效果较好，与室内内源微生物驱油藏适应性评价结果相一致。
实施例3
胜利油田某区块W，油藏温度78℃，油藏压力10.8MPa，孔隙度33.0％，原油粘度896mPa.s，渗透率1500×10-3μm2，渗透率极差为2.9，采出程度33.5％，孔隙体积4.5×104m3，地质储量6.2×105t，地层水矿化度为13000mg/L，试验前区块平均含水97.8％。利用本发明的方法对区块W进行内源微生物驱适应性评价，具体步骤如下：
1、与原油作用效果评价
与原油作用效果评价，其具体评价的方法如下：向容积为1L的锥形瓶中加入0.5L目标油藏的地层水；加入针对目标油藏筛选出的内源激活剂，搅拌均匀；然后加入目标油藏的原油30g，原油粘度为μ0为896mPa.s，原油粘度测定采用旋转粘度计平衡法测定，搅拌均匀；在目标油藏温度78℃和压力10.8MPa下进行静态培养，培养时间为10d；培养时间结束后，测定原油的粘度，测定值为μ1为706mPa.s，计算降粘率值A的大小为21.2％。
2、单管岩心驱油效果评价
单管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填渗透率为1500×10-3μm2的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积，3组模拟岩心孔隙体积分别为232mL、225mL和223mL；在目标油藏温度78℃条件下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，三组岩心分别为0.923、0.915和0.903；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度33.5％为止；空白岩心注入0.1PV地层水，两组对比岩心分别注入0.1PV的内源激活剂，激活剂配方为：木薯粉0.6％、硝酸钠0.02％、磷酸氢二铵0.05％；培养10d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算单管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E1为10.5％。表7为单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表7单管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
3、双管岩心驱油效果评价
双管岩心驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填极差为2.9的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积478mL、465mL和470mL；在目标油藏温度78℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度，分别为0.875、0.862和0.869；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度33.5％为止；空白岩心注入0.30PV地层水，两组对比岩心分别注入0.30PV的内源激活剂，激活剂配方为：木薯粉0.6％、硝酸钠0.02％、磷酸氢二铵0.05％；培养25d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算双管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E2为6.5％。表8为双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表8双管岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
4、三维物模驱油效果评价
三维物模驱油效果评价，其具体评价方法如下：装填与目标油藏层数和渗透率相同的模拟岩心3组，区块W的层数为2层，每层的渗透率分别为920×10-3μm2和1800×10-3μm2；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积为7.3L、7.0L和6.8L；在目标油藏温度78℃下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度为0.835、0.823和0.820；根据目标油藏注采方式1注4采进行一次水驱，岩心一次水驱至目标油藏目前的采出程度33.5％为止；岩心注入0.40PV的内源激活剂，激活剂配方为：木薯粉0.6％、硝酸钠0.02％、磷酸氢二铵0.05％；培养20d后进行二次水驱，二次水驱至采出液含水100％为止，计算三维岩心内源微生物驱油提高采收率的幅度E3为3.6％。表9为三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值。
表9三维岩心基本参数及内源微生物驱油提高采收率值
5、评价方法的构建
根据步骤1、2、3和4的效果评价，得到的结果分别为A＝21.2％、E1＝10.5％、E2＝6.5％、E3＝3.6％，利用本发明的评价标准，区块W内源微生物驱油藏的适应性评价的等级分一般，说明该区块W不适合内源微生物驱油。
Claims (6)
1.一种内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)与原油作用效果评价
与原油作用效果评价，其具体的评价方法如下：向容积为1L的锥形瓶中加入0.5L目标油藏的地层水；加入针对目标油藏筛选出的内源激活剂，搅拌均匀；然后加入目标油藏的原油20～50g，原油粘度为μ0，搅拌均匀；在目标油藏温度和压力下进行静态培养，培养时间为7～15d；培养时间结束后，测定原油的粘度，测定值为μ1，计算降粘率值A的大小；
(2)单管岩心驱油效果评价
单管岩心驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏渗透率相同的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；空白岩心注入0.1～0.3PV地层水，两组对比岩心分别注入0.1～0.3PV的内源激活剂；培养7～15d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算单管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E1；
(3)双管岩心驱油效果评价
双管岩心驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏渗透率极差相同的模拟岩心3组，其中一组为空白对比岩心，其余两组为平行实验岩心；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；一次水驱，3组岩心均一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；空白岩心注入0.20～0.40PV地层水，两组对比岩心分别注入0.20～0.40PV的内源激活剂；培养20～30d后进行二次水驱，3组岩心均二次水驱至采出液含水100％为止，计算双管岩心内源微生物驱油提高采收率的平均幅度E2；
(4)三维物模驱油效果评价
三维物模驱油效果评价，其具体的评价方法如下：装填与目标油藏层数和渗透率相同的模拟岩心3组；岩心抽真空，饱和油藏地层水，计算岩心孔隙体积；在目标油藏温度下饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液中含油100％为止，计算岩心的原始含油饱和度；根据目标油藏注采方式进行一次水驱，岩心一次水驱至目标油藏目前的采出程度为止；岩心注入0.30～0.50PV的内源激活剂；培养10～30d后进行二次水驱，二次水驱至采出液含水100％为止，计算三维岩心内源微生物驱油提高采收率的幅度E3；
(5)评价方法的构建
根据步骤(1)、(2)、(3)和(4)的效果评价的结果，将内源微生物驱油藏的适应性分优、良、一般和差四个等级，每个等级对应指标分别如下：
(1)等级-优：A≥50％，E1≥15％，E2≥12％，E3≥10％；
(2)等级-良：30％≤A＜50％，12％≤E1＜15％，8％≤E2＜12％，5％≤E3＜10％；
(3)等级-一般：10％≤A＜30％，8％≤E1＜12％，5％≤E2＜8％，3％≤E3＜5％；
(4)等级-差：A＜10％，E1＜8％，E2＜5％，E3＜3％。
2.根据权利要求1所述的内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，所述的原油粘度的测定采用旋转粘度计平衡法。
3.根据权利要求1所述的内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，所述的降粘率值A，其值的大小为A＝(μ0-μ1)/μ0。
4.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成。
5.根据权利要求4所述的内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，所述的碳源为葡萄糖、淀粉、木薯粉和环糊精中的一种；氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和蛋白胨中的一种；磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种。
6.根据权利要求4所述的内源微生物驱油藏适应性的评价方法，其特征在于，所述的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为0.3～0.8％、0.02～0.05％和0.02～0.05％。
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