CN105201474A - 一种内源微生物驱油提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种内源微生物驱油提高采收率的方法，包括以下步骤：目标油藏现场流体样品的采集；内源微生物群落结构的分析；内源激活剂及注入量的确定；内源激活剂现场注入工艺的选择；物理模拟驱油实验评价；现场试验及效果跟踪与分析。本发明的方法合理，工艺简单，操作简易，安全可靠，有利于现场推广应用；本发明具有投入少、成本低，同时大幅度地提高了现场试验效果，内源微生物驱油现场试验提高采收率大于12％。因此，可广泛应用于内源微生物驱油提高采收率的现场试验中。
Description
技术领域
本发明属于微生物驱油技术领域，具体涉及到一种内源微生物驱油提高采收率的方法。
背景技术
微生物提高原油采收率是利用微生物在油藏中的有益活动及代谢产物，改变原油的物化性质，改善原油流动性，从而提高原油采收率的一项综合性技术。只要提供适量的营养物质就可以激活油藏本源的微生物、通过微生物本身及其产生的代谢产物来提高原油采收率。与其他提高采收率技术相比，该技术具有适用范围广、操作简便、不污染地层和环境等优势。
目前的微生物驱油现场试验中，为了尽可能提高油藏中微生物的浓度，普遍采用富营养激活剂，而且注入激活剂的浓度一般保持不变，该注入方法不仅导致微生物驱油现场试验成本增加，同时由于地层中的微生物长期处于寡营养状态，注入过高浓度营养物质会抑制地层大部分本源微生物的生长，只有少部分细菌得到激活，而且激活剂大量注入后，地层中细菌过度增殖到一定程度后会造成细菌之间营养及空间的竞争，反而造成菌量及细菌代谢活性的降低，从而降低微生物驱油的效果。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足而提供一种内源微生物驱油提高采收率的方法，本发明将目标油藏的内源激活剂分为寡营养激活剂和富营养激活剂2个段塞依次循环注入油藏，该方法不仅降低了微生物提高原油采收率的成本，同时解决了菌体无法广泛激活，菌体大量繁殖后代谢活性降低导致的驱油效果降低的问题。
本发明公开了一种内源微生物驱油提高采收率的方法，具体包括如下步骤：
(1)目标油藏现场流体样品的采集
利用无菌的取样桶在目标油藏油井的井口进行流体样品的采集，样品的采集量为50～60L，采集完成后4h内送到实验室内进行油水分离，获得15～20L地层水。
(2)内源微生物群落结构的分析
①样品预处理：将获得的地层水样品进行石油醚预处理，离心收集菌体，并进行镜检确定现场样品的细菌浓度；
②DNA的提取及PCR反应：将收集的菌体利用基因组提取试剂盒进行基因组提取，然后PCR反应扩增样品DNA模板中的16SV4区，扩增利用通用引物515F和806R，序列信息如下：515F-GTGCCAGCMGCCGCGGTAA，806R-GGACTACHVGGGTWTCTAAT；
③样品高通量测序及群落结构解析：样品高通量测序采用Illumina测序法。测序完成后，首先进行序列质量筛选，去除低质量的序列，剩余高质量的序列利用之间的重叠关系进行拼接，然后将拼接的序列聚为OUT，最后通过OUT与数据库的比对，对OUT进行物种注释，得到每个样品的微生物群落结构。
(3)内源激活剂及注入量的确定
内源激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中，碳源为葡萄糖、淀粉和糖蜜中的一种；氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和尿素中的一种；磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种；内源激活剂的注入量为0.2PV～0.5PV。
(4)内源激活剂现场注入工艺的选择
内源激活剂现场分寡营养激活剂和富营养激活剂两个段塞依次循环注入，其中，寡营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV～0.06PV，寡营养激活剂的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为0.1％～0.2％、0.05％～0.1％和0.01～0.05％；富营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV～0.10PV，富营养激活剂的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为1.0％～2.0％、0.5％～1.0％和0.2％～0.5％。
(5)物理模拟驱油实验评价
物理模拟驱油实验评价，具体步骤如下：
①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；
②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心PV(孔隙体积)；
③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；
④一次水驱，水驱至采出液含水98％为止，计算一次水驱采收率；
⑤注入内源激活剂，其中对照岩心连续注入富营养激活剂，实验组岩心按照步骤(4)确定的工艺注入，对照岩心和实验组岩心的注入量相同；
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，分析产出液中的群落结构及菌浓。
(6)现场试验及效果跟踪与分析
按照步骤(4)确定的内源激活剂现场注入工艺，将内源激活剂注入目标油藏，并在试验过程中跟踪现场试验效果。
所述的内源激活剂现场注入工艺，还包括在每个循环之间注入100～200m3目标油藏的地层水。
所述的内源激活剂现场注入工艺，还包括在注入内源激活剂的过程中配注空气，空气的配注量为2.0×106～5.0×106Nm3，注入速度为2000～3000Nm3/d。
所述的内源激活剂采用高压泵车从目标油藏的注水井中注入。
所述的寡营养激活剂和富营养激活剂现场注入速度分别为60～80m3/d和80～100m3/d。
本发明利用循环依次注入寡营养、富营养激活剂的方法来提高内源微生物驱油的效果，由于内源微生物驱油现场试验之前油藏的内源微生物长期处于营养缺乏的状态，因此首先利用寡营养低浓度激活剂的注入，对油藏内源微生物的生长和代谢可以起到促进或启动作用，从而广泛地激活油藏的内源微生物群落，然后再利用富营养高浓度的激活剂提高已广泛激活内源微生物的菌浓，在富营养激活剂的作用下，油藏中的内源微生物菌浓逐渐增加，代谢活性也随之增加，当内源微生物菌浓增加到一定程度后，内源微生物由于竞争作用代谢活性会随之降低。这时再循环注入寡营养激活剂，在降低细菌浓度的同时保证了细菌的代谢活性。该方法和以前单一的富营养激活剂注入方法相比，既保证了激活后内源微生物的种类也保证了激活后内源微生物的代谢活性，从而进一步提高了内源微生物驱油的现场试验效果。
本发明与现有技术相比具有如下优点及有益：
本发明的方法合理、工艺简单、操作简易、安全可靠，有利于现场推广应用；本发明具有投入少、成本低，同时大幅度地提高了现场试验效果，内源微生物驱油现场试验提高采收率大于12％。
附图说明
附图1为本发明实施操作步骤的流程图；
附图2为区块A水样中的原始细菌群落，喜温发酵菌1、高温厌氧杆菌2、陶厄氏菌3、根瘤菌4、无色杆菌5、水单胞菌6、气单胞菌7、脱硫状菌8、红杆菌9、赤杆菌10、沙雷氏菌11、球链菌12、肠杆菌13、噬氢菌14、变形菌15、类杆菌16、假单胞菌17、高温脱硫弧菌18、黄杆菌19、螯合球菌20；
附图3为区块A物理模拟岩心对照组和实验组的细菌组成，喜温发酵菌1、高温厌氧杆菌2、陶厄氏菌3、根瘤菌4、无色杆菌5、水单胞菌6、气单胞菌7、脱硫状菌8、红杆菌9、赤杆菌10、沙雷氏菌11、球链菌12、肠杆菌13、噬氢菌14、变形菌15、类杆菌16、假单胞菌17、高温脱硫弧菌18、黄杆菌19、螯合球菌20；
附图4为区块B水样中的原始细菌群落，芽孢杆菌1、无色杆菌2、固氮螺菌3、陶厄氏菌4、肠球菌5、气芽孢杆菌6、地芽孢杆7、厌氧杆菌8、类芽孢杆菌9、链球菌10、高温厌氧杆菌11、红长命菌12、产黄杆菌13、气单胞菌14、变形菌15、微小杆菌16、噬氢菌17、芽孢乳杆菌18、赤杆菌19、肠杆菌20、未分类的动球菌21、海杆菌22、假单胞菌23、沙雷氏菌24、互营热菌25、苯基杆菌26、短波单胞菌27、硫氧化菌28、盐硫杆状菌29、克雷伯菌30、盐单胞菌31、史密斯氏菌32、高温脱硫弧菌33、热硫还原杆菌34、藤黄单胞菌35、不动杆菌36、脱氯单胞菌37、考拉杆菌38；
附图5为区块B物理模拟岩心对照组和实验组的细菌组成，芽孢杆菌1、无色杆菌2、固氮螺菌3、陶厄氏菌4、肠球菌5、气芽孢杆菌6、地芽孢杆7、厌氧杆菌8、类芽孢杆菌9、链球菌10、高温厌氧杆菌11、红长命菌12、产黄杆菌13、气单胞菌14、变形菌15、微小杆菌16、噬氢菌17、芽孢乳杆菌18、赤杆菌19、肠杆菌20、未分类的动球菌21、海杆菌22、假单胞菌23、沙雷氏菌24、互营热菌25、苯基杆菌26、短波单胞菌27、硫氧化菌28、盐硫杆状菌29、克雷伯菌30、盐单胞菌31、史密斯氏菌32、高温脱硫弧菌33、热硫还原杆菌34、藤黄单胞菌35、不动杆菌36、脱氯单胞菌37、考拉杆菌38；
附图6为区块C水样中的原始细菌群落，热脱硫杆菌1、热微菌2、地弧菌3、芽孢杆菌4、水杆菌5、玫瑰单胞菌6、硫单胞菌7、产碱杆菌8、可变杆菌9、盐弧菌10、肠杆菌11、脱硫小杆菌12、不动杆菌13、史密斯氏菌14、沙雷氏菌15、球链菌16、动弯杆菌17、无色杆菌18、热厌氧弧菌19、短小芽孢杆菌20、类杆菌21、螯合球菌22、弓形杆菌23、苯基杆菌24、微小杆菌25、热厌氧单胞菌26；
附图7为区块C物理模拟岩心对照组和实验组的细菌组成，热脱硫杆菌1、热微菌2、地弧菌3、芽孢杆菌4、水杆菌5、玫瑰单胞菌6、硫单胞菌7、产碱杆菌8、可变杆菌9、盐弧菌10、肠杆菌11、脱硫小杆菌12、不动杆菌13、史密斯氏菌14、沙雷氏菌15、球链菌16、动弯杆菌17、无色杆菌18、热厌氧弧菌19、短小芽孢杆菌20、类杆菌21、螯合球菌22、弓形杆菌23、苯基杆菌24、微小杆菌25、热厌氧单胞菌26。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行详细的描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：
实施例1，以胜利油田某区块A为例
胜利油田某区块A，油藏温度60℃，油藏压力12MPa，孔隙度35.0％，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％。利用本发明的方法提高该区块A的采收率，具体实施步骤如下：
(1)目标油藏现场流体样品的采集
利用无菌的取样桶在目标油藏油井的井口进行流体样品的采集，样品的采集量为50L，采集完成后4h内送到实验室内进行油水分离，获得15L地层水。
(2)内源微生物群落结构的分析
①样品预处理：将获得的地层水样品进行石油醚预处理，离心收集菌体，并进行镜检确定现场样品的细菌浓度，该区块现场水样细菌浓度为菌浓结果为3.0×102个/mL。
②DNA的提取及PCR反应：将收集的菌体利用基因组提取试剂盒进行基因组提取，然后PCR反应扩增样品DNA模板中的16SV4区，扩增利用通用引物515F和806R，序列信息如下：515F-GTGCCAGCMGCCGCGGTAA，806R-GGACTACHVGGGTWTCTAAT；
③样品高通量测序及群落结构解析：样品高通量测序采用Illumina测序法。测序完成后，首先进行序列质量筛选，去除低质量的序列，剩余高质量的序列利用之间的重叠关系进行拼接，然后将拼接的序列聚为OUT，最后通过OUT与数据库的比对，对OUT进行物种注释，得到样品的微生物群落结构；区块A的原始菌群结构见图2，从图2可以看出，油藏初始样品中的细菌群落结构复杂，包含20个不同属的细菌，其中含量较多的菌为9号红杆菌、13号肠杆菌和17号假单胞菌，它们的含量都在25％以下，分别为12.6％，24.7％和11.2％。
(3)内源激活剂及注入量的确定
内源激活剂由葡萄糖、玉米浆干粉和磷酸氢二钠组成，注入量为0.20PV，为5.6×103m3。
(4)内源激活剂现场注入工艺的选择
内源激活剂现场分寡营养激活剂和富营养激活剂两个段塞依次分2个循环采用高压泵车从目标油藏的注水井中注入，其中，寡营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV，即1.40×103m3，注入速度为60m3/d，寡营养激活剂由葡萄糖、玉米浆干粉和磷酸氢二钠组成，质量浓度分别为0.1％、0.05％和0.01％；富营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV，即1.4×103m3，注入速度为80m3/d，富营养激活剂由葡萄糖、玉米浆干粉和磷酸氢二钠组成，质量浓度分别为1.0％、0.5％和0.2％；在两个循环之间注入100m3目标油藏的地层水；同时，在注入内源激活剂的过程中配注空气，空气的配注量为2.0×106Nm3，注入速度为2000Nm3/d。
(5)物理模拟驱油实验评价
物理模拟驱油实验评价，具体步骤如下：
①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；
②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积为250mL；
③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；
④一次水驱，水驱至采出液含水98％为止，计算一次水驱采收率；
⑤注入内源激活剂，其中对照组岩心连续注入0.2PV，即50mL的富营养激活剂，实验组岩心注入寡营养激活剂和富营养激活剂循环，循环实施2轮次，每轮次共注入激活剂0.10PV，即25mL，其中寡营养激活剂0.05PV，即12.5mL，富营养激活剂0.05PV，即12.5mL。
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，分析产出液中的群落结构及菌浓。
实验结果：对照组岩心二次水驱提高采收率4％，实验组岩心二次水驱提高采收率12％；菌浓及激活后的细菌数量见表1所示，激活后的细菌种类见图3所示；从表1和图3可以看出对照组岩心只保留了初始样品中25％的细菌种类，主要激活了13号肠杆菌和17号假单胞菌；而实验组岩心经过寡营养和富营养培养基激活后，保存了初始样品中75％的细菌种类，其中13号肠杆菌和17号假单胞菌也被明显激活；和原始样品菌浓相比，对照组和实验组物模实验的菌浓都有明显升高，其中实验组对照组相比，对照组细菌浓度相对较低，只达到了106个/mL，实验组细菌浓度＞107个/mL。
表1区块A两组物模实验后的细菌浓度及激活的细菌种类数
(6)现场试验及效果跟踪与分析
按照步骤(4)确定的内源激活剂现场注入工艺，将内源激活剂注入目标油藏，并在试验过程中跟踪现场试验效果。
试验结果：现场试验结束后，含水下降至87.6％，下降了8.9个百分点，累计增油23800t，提高采收率14.4％。
实施例2，以胜利油田某区块B为例
胜利油田某区块B，油藏温度65℃，油藏压力13MPa，孔隙度33.0％，孔隙体积5.2×104m3，可采储量7.3×105t，地层水矿化度为9600mg/L，试验前含水92.8％。利用本发明的方法提高该区块B的采收率，具体实施步骤为：
(1)目标油藏现场流体样品的采集
利用无菌的取样桶在目标油藏油井的井口进行流体样品的采集，样品的采集量为55L，采集完成后4h内送到实验室内进行油水分离，获得17L地层水。
(2)内源微生物群落结构的分析
①样品预处理：将获得的地层水样品进行石油醚预处理，离心收集菌体，并进行镜检确定现场样品的细菌浓度，该区块现场水样细菌浓度为菌浓结果为2.0×102个/mL。
②DNA的提取及PCR反应：将收集的菌体利用基因组提取试剂盒进行基因组提取，然后PCR反应扩增样品DNA模板中的16SV4区，扩增利用通用引物515F和806R，序列信息如下：515F-GTGCCAGCMGCCGCGGTAA，806R-GGACTACHVGGGTWTCTAAT；
③样品高通量测序及群落结构解析：样品高通量测序采用Illumina测序法；测序完成后，首先进行序列质量筛选，去除低质量的序列，剩余高质量的序列利用之间的重叠关系进行拼接，然后将拼接的序列聚为OUT，最后通过OUT与数据库的比对，对OUT进行物种注释，得到样品的微生物群落结构；区块B的原始菌群结构见图4，从图4可以看出，该油藏初始样品中的细菌群落结构复杂，包含38个不同属的细菌，其中含量较多的菌为22号海杆菌、23号假单胞菌和24号沙雷氏菌，它们的含量都在14％以下，分别为10.8％，13.7％和7.5％。
(3)内源激活剂及注入量的确定
内源激活剂由淀粉、硝酸钠和磷酸二氢钠组成，注入量为0.32PV，为1.664×104m3。
(4)内源激活剂现场注入工艺的选择
内源激活剂现场分寡营养激活剂和富营养激活剂两个段塞依次2个循环采用高压泵车从目标油藏的注水井中注入，其中，寡营养激活剂段塞每轮次注入量为0.06PV，即3.12×103m3，注入速度为70m3/d，寡营养激活剂由淀粉、硝酸钠和磷酸二氢钠组成，质量浓度分别为0.15％、0.07％和0.02％；富营养激活剂段塞每轮次注入量为0.10PV，即5.2×103m3，注入速度为100m3/d，富营养激活剂由淀粉、硝酸钠和磷酸二氢钠组成，质量浓度分别为1.5％、0.7％和0.3％；在两个循环之间注入150m3目标油藏的地层水；同时，在注入内源激活剂的过程中配注空气，空气的配注量为3.5×106Nm3，注入速度为2500Nm3/d。
(5)物理模拟驱油实验评价
物理模拟驱油实验评价，具体步骤如下：
①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；
②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积为240mL；
③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；
④一次水驱，水驱至采出液含水98％为止，计算一次水驱采收率；
⑤注入内源激活剂，其中对照组岩心连续注入0.32PV，即76.8mL的富营养激活剂，实验组岩心注入寡营养激活剂和富营养激活剂循环，循环实施2轮次，每轮次共注入激活剂0.16PV，即38.4mL，其中寡营养激活剂0.06PV，即14.4mL，富营养激活剂0.10PV，即24.0mL；
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，分析产出液中的群落结构及菌浓。
实验结果：对照组岩心二次水驱提高采收率5％，实验组岩心二次水驱提高采收率13％；菌浓及激活后的细菌数量见表2所示，激活后的细菌种类见图5所示；从表2和图5可以看出对照组岩心只保留了初始样品中39％的细菌种类，主要激活了23号假单胞菌和31号盐单胞菌；而实验组岩心经过寡营养和富营养培养基激活后，保存了初始样品中68％的细菌种类，其中1号芽孢杆菌属、6号气芽孢杆菌、7号地芽孢杆菌、20号肠杆菌和23号假单胞杆菌被普遍激活；和原始样品菌浓相比，对照组和实验组物模实验的菌浓都有明显升高，其中实验组对照组相比，对照组细菌浓度相对较低，只达到了106个/mL，实验组细菌浓度＞107个/mL。
表2区块B两组物模实验后的细菌浓度及激活的细菌种类数
试验结果：现场试验结束后，含水下降至83.5％，下降了9.3个百分点，累计增油85900t，提高采收率11.8％。
实施例3，以胜利油田某区块C为例
胜利油田某区块C油藏温度70℃，油藏压力10MPa。孔隙度30.0％，孔隙体积3.4×104m3，可采储量5.2×104t，地层水矿化度为12000mg/L，试验前含水98.2％。利用本发明的方法提高区块C的采收率，具体实施步骤为：
(1)目标油藏现场流体样品的采集
利用无菌的取样桶在目标油藏油井的井口进行流体样品的采集，样品的采集量为60L，采集完成后4h内送到实验室内进行油水分离，获得20L地层水。
(2)内源微生物群落结构的分析
①样品预处理：将获得的地层水样品进行石油醚预处理，离心收集菌体，并进行镜检确定现场样品的细菌浓度，该区块现场水样细菌浓度为菌浓结果为4.0×102个/mL。
②DNA的提取及PCR反应：将收集的菌体利用基因组提取试剂盒进行基因组提取，然后PCR反应扩增样品DNA模板中的16SV4区，扩增利用通用引物515F和806R，序列信息如下：515F-GTGCCAGCMGCCGCGGTAA，806R-GGACTACHVGGGTWTCTAAT；
③样品高通量测序及群落结构解析：样品高通量测序采用Illumina测序法；测序完成后，首先进行序列质量筛选，去除低质量的序列，剩余高质量的序列利用之间的重叠关系进行拼接，然后将拼接的序列聚为OUT，最后通过OUT与数据库的比对，对OUT进行物种注释，得到样品的微生物群落结构；区块C的原始菌群结构见图6，从图6可以看出，该油藏初始样品中的细菌群落结构复杂，包含26个不同属的细菌；其中含量较多的菌为4号芽孢杆菌、15号沙雷氏菌、18无色杆菌和23弓形杆菌；它们的含量都在12％以下，分别为11.3％，9.6％，7.8％和9.2％。
(3)内源激活剂及注入量的确定
内源激活剂由糖蜜、尿素和磷酸氢二胺组成，注入量为0.50PV，为17×104m3。
(4)内源激活剂现场注入工艺的选择
内源激活剂现场分寡营养激活剂和富营养激活剂两个段塞依次4个循环采用高压泵车从目标油藏的注水井中注入，其中，寡营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV，即1.7×103m3，寡营养激活剂由糖蜜、尿素、和磷酸二氢胺组成，质量浓度分别为0.2％、0.1％和0.05％；富营养激活剂段塞每轮次注入量为0.075PV，即2.55×103m3，富营养激活剂由蜜、尿素、和磷酸二氢胺组成，质量浓度分别为2.0％、1.0％和0.5％；在两个循环之间注入200m3目标油藏的地层水；同时，在注入内源激活剂的过程中配注空气，空气的配注量为5.0×106Nm3，注入速度为3000Nm3/d。
(5)物理模拟驱油实验评价
物理模拟驱油实验评价，具体步骤如下：
①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；
②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积为200mL；
③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；
④一次水驱，水驱至采出液含水98％为止，计算一次水驱采收率；
⑤注入内源激活剂，其中对照组岩心连续注入0.5PV，即100mL的富营养激活剂，实验组岩心注入寡营养激活剂和富营养激活剂循环，循环实施4轮次，每轮次共注入激活剂0.125PV，即25mL，其中寡营养激活剂0.05PV，即10.0mL，富营养激活剂0.075PV，即15.0mL。
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，分析产出液中的群落结构及菌浓。
实验结果：对照组岩心二次水驱提高采收率4.5％，实验组岩心二次水驱提高采收率14％；菌浓及激活后的细菌数量见表3所示，激活后的细菌种类见图7所示；从表3和图7可以看出对照组岩心只保留了初始样品中23％的细菌种类，主要激活了23号弓形杆菌属；而实验组岩心经过寡营养和富营养培养基激活后，保存了初始样品中69％的细菌种类，其中4号芽孢杆菌、11号肠杆菌和23号弓形杆菌被普遍激活；和原始样品菌浓相比，对照组和实验组物模实验的菌浓都有明显升高，其中实验组对照组相比，对照组细菌浓度相对较低，只达到了106个/mL，对照组细菌浓度＞107个/mL。
表3区块C两组物模实验后的细菌浓度及激活的细菌种类数
(6)现场试验及效果跟踪与分析
按照步骤(4)确定的内源激活剂现场注入工艺，将内源激活剂注入目标油藏，并在试验过程中跟踪现场试验效果。
试验结果：现场试验结束后，含水下降至87.5％，下降了10.7个百分点，累计增油6800t，提高采收率13.1％。
Claims (5)
1.一种内源微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)目标油藏现场流体样品的采集
利用无菌的取样桶在目标油藏油井的井口进行流体样品的采集，样品的采集量为50～60L，采集完成后4h内送到实验室内进行油水分离，获得15～20L地层水；
(2)内源微生物群落结构的分析
①样品预处理：将获得的地层水样品进行石油醚预处理，离心收集菌体，并进行镜检确定现场样品的细菌浓度；
②DNA的提取及PCR反应：将收集的菌体利用基因组提取试剂盒进行基因组提取，然后PCR反应扩增样品DNA模板中的16SV4区，扩增利用通用引物515F和806R，序列信息如下：515F-GTGCCAGCMGCCGCGGTAA，806R-GGACTACHVGGGTWTCTAAT；
③样品高通量测序及群落结构解析：样品高通量测序采用Illumina测序法；测序完成后，首先进行序列质量筛选，去除低质量的序列，剩余高质量的序列利用之间的重叠关系进行拼接，然后将拼接的序列聚为OUT，最后通过OUT与数据库的比对，对OUT进行物种注释，得到每个样品的微生物群落结构；
(3)内源激活剂及注入量的确定
内源激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中，碳源为葡萄糖、淀粉和糖蜜中的一种；氮源为玉米浆干粉、硝酸钠和尿素中的一种；磷源为磷酸氢二钠、磷酸二氢钠和磷酸氢二胺中的一种；内源激活剂的注入量为0.2PV～0.5PV；
(4)内源激活剂现场注入工艺的选择
内源激活剂现场分寡营养激活剂和富营养激活剂两个段塞依次循环注入，其中，寡营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV～0.06PV，寡营养激活剂的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为0.1％～0.2％、0.05％～0.1％和0.01％～0.05％；富营养激活剂段塞每轮次注入量为0.05PV～0.10PV，富营养激活剂的碳源、氮源和磷源质量浓度分别为1.0％～2.0％、0.5％～1.0％和0.2％～0.5％；
(5)物理模拟驱油实验评价
物理模拟驱油实验评价，具体步骤如下：
①岩心的填装，岩心渗透率为目标油藏渗透率；
②岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心PV；
③饱和原油，岩心老化7d，计算原始含油饱和度；
④一次水驱，水驱至采出液含水98％为止，计算一次水驱采收率；
⑤注入内源激活剂，其中对照岩心连续注入富营养激活剂，实验组岩心按照步骤(4)确定的工艺注入，对照岩心和实验组岩心的注入量相同；
⑥二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，计算对照组岩心和实验组岩心的二次水驱提高采收率值，分析产出液中的群落结构及菌浓；
(6)现场试验及效果跟踪与分析
按照步骤(4)确定的内源激活剂现场注入工艺，将内源激活剂注入目标油藏，并在试验过程中跟踪现场试验效果。
2.根据权利要求1所述的内源微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，所述的内源激活剂现场注入工艺，还包括在每个循环之间注入100～200m3目标油藏的地层水。
3.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，所述的内源激活剂现场注入工艺，还包括在注入内源激活剂的过程中配注空气，空气的配注量为2.0×106～5.0×106Nm3，注入速度为2000～3000Nm3/d。
4.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，所述的内源激活剂现场注入采用高压泵车从目标油藏的注水井中注入。
5.根据权利要求1或2所述的内源微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，所述的寡营养激活剂和富营养激活剂现场注入速度分别为60～80m3/d和80～100m3/d。
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