CN105255734A - 一种具有调剖功能的内源微生物激活剂及其效果评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种具有调剖功能的内源微生物激活剂及其效果评价方法，属于石油开采技术领域；一种具有调剖功能的内源微生物激活剂由生物多糖、氮源、磷源和水组成，一种具有调剖功能的内源微生物激活剂的效果评价方法，具体包括以下步骤：内源微生物激活剂与地层水配伍性评价；内源微生物激活剂激活效果评价；内源微生物激活后与原油作用评价；内源微生物激活剂的调剖性能评价；内源微生物激活剂的驱油性能评价；根据上述评价结果，构建内源微生物激活剂的效果评价方法。本发明具有系统、全面、操作性好和特异性强的优点，填补了目前调剖功能激活剂及其效果评价方法的空白，为提高内源微生物采油技术的现场应用效果评价提供了有效的依据，使用本发明的激活剂现场试验提高采收率达到12％以上。因此可广阔地应用微生物采油技术领域中。

Description

一种具有调剖功能的内源微生物激活剂及其效果评价方法

技术领域

本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种具有调剖功能的内源微生物激活剂及其效果评价方法。

背景技术

国内外许多力油田经过长期注水开发，已进入高含水阶段，并形成了优势大孔道，油藏非均质性严重，迫切需要新的提高采收率技术以实现油田可持续发展，微生物采油技术作为一项环境友好、可持续发展的采油技术，为油田进一步提高采收率提供了新的技术选择，其中内源微生物采油技术成本低、适应性强，更具广阔的应用前景。

针对上述油藏，迄今研究主要聚焦在激活内源微生物进行微生物调剖，且使用的激活剂多为结构简单的小分子营养物质，短时间内有效提高波及体积能力有限。因此，开发出具有调剖功能的内源微生物激活剂不仅可以快速有效实现高渗透层的封堵，扩大波及体积，还可以充分激活内源微生物发挥驱油功能。由于目前缺乏系统全面的调剖性功能激活剂及其效果评价的方法，限制了内源微生物驱油技术的发展。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术存在的缺陷而提供一种具有调剖功能的内源微生物激活剂及其效果评价方法，该发明主要从对激活剂的性质、内源微生物激活特性、乳化效果和物理模拟驱油性能四个方面评价具有调剖功能内源微生物激活剂及其激活效果。该方法不仅能有效评价油藏内源微生物激活后的繁殖代谢情况、乳化能力变化，而且能评价激活剂对非均质岩心调剖能力，从而可以进一步扩大内源微生物驱现场试验的效果。

一种具有调剖功能的内源微生物激活剂，其特征在于，此种具有调剖功能的内源微生物激活剂由碳源、磷源、氮源和地层水组成，其组份及配比如下：

其中，所述的生物多糖为黄原胶、韦兰胶、木薯粉和糖蜜中的一种。

所述的氮源为玉米浆、豆饼粉、蛋白胨、氯化铵和尿素中的一种，磷源为磷酸氢二钾和磷酸氢二铵中的一种。

所述的具有调剖功能的内源微生物激活剂适应油藏的条件为温度＜110℃、矿化度＜80000mg/L、地层渗透率≥50×10^-3μm²。

一种具有调剖功能的内源微生物激活剂的制备方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)选取容积为1L的烧杯，向烧杯中加入0.5～0.8L的目标油藏的地层水；

(2)然后向烧杯中加入碳源，添加后碳源的质量浓度为0.3％～0.5％，在200～300rpm搅拌速度和油藏温度下，搅拌均匀；

(3)然后向烧杯中加入的氮源和磷源，添加后氮源和磷源的质量浓度分别为0.05％～0.2％和0.01％～0.05％，在100～200rpm搅拌速度和油藏温度下搅拌均匀，配制成溶液即为具有调剖功能的内源微生物激活剂。

一种具有调剖功能的内源微生物激活剂的效果评价方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：

(1)内源微生物激活剂与地层水配伍性评价；

(2)内源微生物激活剂激活效果评价；

(3)内源微生物激活后与原油作用评价；

(4)内源微生物激活剂的调剖性能评价；

(5)内源微生物激活剂的驱油性能评价；

(6)根据步骤(1)、(2)、(3)、(4)和(5)的评价结果，构建内源微生物激活剂的效果评价方法。

其中，所述步骤(1)中的内源微生物激活剂与地层水配伍性评价，其具体评价方法如下：选取2个1L的烧杯，向两个烧杯中分别装入0.5L的地层水和0.5L的自来水；然后向两个烧杯中分别加入碳源、氮源和磷源，添加后碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％；搅拌均匀，配制成溶液；搅拌均匀后分别测定两个烧杯中溶液的粘度，计算粘度保留率。

所述步骤(2)中的内源微生物激活剂激活效果评价，其具体评价方法如下：向容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入碳源、氮源、磷源和原油，添加后碳源、氮源、磷源和原油的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％、0.01％～0.05％和5％～10％；然后放置在目标油藏温度和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养3d～5d；取培养后的溶液进行总菌数以及烃类氧化菌、乳化功能菌和产甲烷菌的测定。

所述步骤(3)中的内源微生物激活后与原油作用评价，其具体评价方法如下：往容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入碳源、氮源、磷源和原油，添加后碳源、氮源、磷源和原油的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％、0.01％～0.05％和5％～10％；然后放置在目标油藏温度和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养7d～10d：取培养液测定原油降粘率、发酵液乳化指数和油滴直径。

所述步骤(4)中的内源微生物激活剂的调剖性能评价，其具体评价方法如下：填装目标油藏渗透率的岩心1根；抽真空饱和地层水，测定岩心的PV(孔隙体积)；注入0.3PV的激活剂溶液，激活剂溶液中碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％，注入速度0.2～0.5mL/min，培养15～35d；培养结束后注入地层水，注入速度0.2～0.5mL/min，测定岩心的渗透率。

所述步骤(5)中的内源微生物激活剂的驱油性能评价，其具体评价方法如下：装填极差为6～8的双管填砂岩心；抽真空饱和地层水，计算PV(孔隙体积)；饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱，一次水驱3PV地层水为止，计算一次水驱采收率；注入激活剂溶液，激活剂溶液中碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％；培养20d～30d后进行二次水驱，二次水驱3PV为止，计算双管填砂岩心二次水驱提高采收率。

所述的步骤(6)中的构建内源微生物激活剂的效果评价方法，具体评价细则见下表：

根据上表计算内源激活剂的综合得分，综合得分为80分以上属于i类，70分～79分的属于ii类，50分～69分的属于iii类。

与现有技术相比，本发明具有如下优点和有益效果：

本发明是针对内源微生物驱油技术中兼具调剖和激活为一体的激活剂及其效果评价方法，具有系统、全面、操作性好和特异性强的优点，填补了目前调剖功能激活剂及其效果评价方法的空白，为提高内源微生物采油技术的现场应用效果评价提供了有效的依据，使用本发明的激活剂现场试验提高采收率达到12％以上。

四、具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行进一步描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：

实施例1：以胜利油田H₁油藏为例

H₁油藏，平面非均质性严重，渗透率变异系数0.52，油藏渗透率2300×10^-3μm²，孔隙度32％，属高孔高渗油藏，油藏温度50℃，压力10.1MPa，地层水矿化度12873mg/L，原油粘度950mPa.s，油藏地质储量12.5×10⁴t。该油藏已经水驱开发25年，采出程度38％。利用具有调剖功能的内源微生物激活剂A进行内源微生物驱油现场试验，具有调剖功能的内源微生物激活剂A组份及配比如下：

油藏H1的油藏温度为50℃、地层水矿化度为12873mg/L、油藏渗透率为2300×10^-3μm²，符合具有调剖功能的内源微生物激活剂适应油藏的条件。

具有调剖功能的内源微生物激活剂A的制备方法，具体包括以下步骤：

(1)选取容积为1L的烧杯，向烧杯中加入0.5L的H₁油藏的地层水；

(2)然后向烧杯中加入碳源，添加后碳源的质量浓度为0.3％，在200rpm搅拌速度和油藏温度下，搅拌均匀；

(3)然后向烧杯中加入的氮源和磷源，添加后氮源和磷源的质量浓度分别为0.1％和0.05％，在100rpm搅拌速度和油藏温度下搅拌均匀，配制成溶液即为具有调剖功能的内源微生物激活剂A。

具有调剖功能的内源微生物激活剂A效果评价方法的具体步骤如下：

(1)内源微生物激活剂与地层水配伍性评价

选取2个1L的烧杯，向两个烧杯中分别装入0.5L的地层水和0.5L的自来水；然后向两个烧杯中分别加入韦兰胶、蛋白胨和磷酸氢二铵，添加后韦兰胶、蛋白胨和磷酸氢二铵的质量浓度分别为0.3％、0.2％和0.01％；搅拌均匀，配制成溶液；搅拌均匀后分别测定两个烧杯中溶液的粘度，测试结果见表1。

表1H₁油藏地层水配伍粘度测试结果

从表1可以看出具有调剖功能的内源微生物激活剂A粘度保留率达到84.2％，得分为9。

(2)内源微生物激活剂激活效果评价

向容积为500mL三角瓶中加入H₁油藏地层水200mL，然后加入韦兰胶、蛋白胨、磷酸氢二铵和原油，添加后韦兰胶、蛋白胨、磷酸氢二铵和原油的质量浓度分别为0.3％、0.2％和0.01％和5％；然后放置在50℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养3d；取培养后的溶液进行总菌数以及烃类氧化菌、乳化功能菌和产甲烷菌的测定，测定结果见表2。

表2内源微生物激活结果

(3)内源微生物激活后与原油作用评价

往容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入韦兰胶、蛋白胨、磷酸氢二铵和原油，添加后韦兰胶、蛋白胨、磷酸氢二铵和原油的质量浓度分别为0.3％、0.2％和0.01％和5％；然后放置在50℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养7d：取培养液测定原油降粘率、发酵液乳化指数和油滴直径，测试结果见表3、表4和表5。

表3内源微生物作用前后原油粘度变化

表4乳化指数测试结果

表5乳化原油粒径测试

(4)内源微生物激活剂的调剖性能评价

填装渗透率为2300×10^-3μm²的岩心1根；抽真空饱和地层水，测定岩心的PV，为230mL；注入69mL的激活剂溶液，激活剂溶液中韦兰胶、蛋白胨和磷酸氢二铵的质量浓度分别为0.3％、0.2％和0.01％，注入速度0.2mL/min，培养15d；培养结束后注入地层水，注入速度0.2mL/min，测定岩心的渗透率，测定结果见表6。

表6激活剂激活培养前后岩心渗透率变化情况

(5)内源微生物激活剂的驱油性能评价

装填极差为6的双管填砂岩心；抽真空饱和地层水，计算PV，为240mL；饱和H₁油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱，一次水驱720mL地层水为止，计算一次水驱采收率；注入激活剂溶液，激活剂溶液中韦兰胶、蛋白胨和磷酸氢二铵的质量浓度分别为0.3％、0.2％和0.01％；培养20d后进行二次水驱，二次水驱720mL为止，计算双管填砂岩心二次水驱提高采收率，结果见表7。

表7双管岩心物理模拟驱油结果

具有调剖功能的内源微生物激活剂A具体评价细则见下表8。

表8具有调剖功能的内源微生物激活剂A得分明细

评价指标	得分
		地层水配伍性粘度保留率，％	9
总菌数，个/mL	9
		烃类氧化菌，个/mL	3.5
乳化功能菌，个/mL	5
		产甲烷菌，个/mL	3.5
原油降粘率，％	9
		发酵液乳化指数，％	9
油滴直径，mm	7
		渗透率降低幅度，％	13.5
提高采收率程度，％	18
		综合得分	86.5

具有调剖功能的内源微生物激活剂A综合得分为86.5分，属于i类激活剂，利用具有调剖功能的内源微生物激活剂A在H₁油藏进行内源微生物驱油现场试验，累计增油1.8×10⁴t，提高采收率14.4％。

实施例2：以胜利油田K₃油藏为例

K₃油藏，平面非均质性严重，渗透率变异系数0.65，油藏渗透率3290×10^-3μm²，孔隙度36％，属高孔高渗油藏，油藏温度62℃，压力12.5MPa，地层水矿化度5873mg/L，原油粘度520mPa.s，油藏地质储量32.8×10⁴t，采出程度36％。利用具有调剖功能的内源微生物激活剂B进行内源微生物驱油现场试验，具有调剖功能的内源微生物激活剂B组份及配比如下：

油藏K₃的油藏温度为62℃、地层水矿化度为5873mg/L、油藏渗透率为3290×10^-3μm²，符合具有调剖功能的内源微生物激活剂适应油藏的条件。

具有调剖功能的内源微生物激活剂B的制备方法，具体包括以下步骤：

(1)选取容积为1L的烧杯，向烧杯中加入0.8L的K₃油藏的地层水；

(2)然后向烧杯中加入碳源，添加后碳源的质量浓度为0.5％，在250rpm搅拌速度和油藏温度下，搅拌均匀；

(3)然后向烧杯中加入的氮源和磷源，添加后氮源和磷源的质量浓度分别为0.05％和0.01％，在150rpm搅拌速度和油藏温度下搅拌均匀，配制成溶液即为具有调剖功能的内源微生物激活剂B。

具有调剖功能的内源微生物激活剂B效果评价方法的具体步骤如下：

(1)内源微生物激活剂与地层水配伍性评价

选取2个1L的烧杯，向两个烧杯中分别装入0.5L的K₃油藏地层水和0.5L的自来水；然后向两个烧杯中分别加入黄原胶、玉米浆和磷酸氢二钾，添加后黄原胶、玉米浆和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.4％、0.1％和0.03％；搅拌均匀，配制成溶液；搅拌均匀后分别测定两个烧杯中溶液的粘度，测试结果见表9。

表9K₃油藏地层水配伍粘度测试结果

从表9可以看出具有调剖功能的内源微生物激活剂B粘度保留率达到78.6％，得分为7。

(2)内源微生物激活剂激活效果评价

向容积为500mL三角瓶中加入K₃油藏地层水200mL，然后加入黄原胶、玉米浆、磷酸氢二钾和原油，添加后黄原胶、玉米浆、磷酸氢二钾和原油的质量浓度分别为0.4％、0.1％、0.03％和10％；然后放置在62℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养4d；取培养后的溶液进行总菌数以及烃类氧化菌、乳化功能菌和产甲烷菌的测定，测定结果见表10。

表10内源微生物激活结果

(3)内源微生物激活后与原油作用评价

往容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入黄原胶、玉米浆、磷酸氢二钾和原油，添加后黄原胶、玉米浆、磷酸氢二钾和原油的质量浓度分别为0.4％、0.1％、0.03％和10％；然后放置在62℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养8d；取培养液测定原油降粘率、发酵液乳化指数和油滴直径，测试结果见表11、表12和表13。

表11内源微生物作用前后原油粘度变化

表12乳化指数测试结果

表13乳化原油粒径测试

(4)内源微生物激活剂的调剖性能评价

填装渗透率为3290×10^-3μm²的岩心1根；抽真空饱和地层水，测定岩心的PV，为220mL；注入66mL的激活剂溶液，激活剂溶液中黄原胶、玉米浆和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.4％、0.1％和0.03％，注入速度0.3mL/min，培养25d；培养结束后注入地层水，注入速度0.3mL/min，测定岩心的渗透率，测定结果见表14。

表14激活剂激活培养前后岩心渗透率变化情况

(5)内源微生物激活剂的驱油性能评价

装填极差为7的双管填砂岩心；抽真空饱和地层水，计算PV，为200mL；饱和K₃油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱，一次水驱600mL地层水为止，计算一次水驱采收率；注入激活剂溶液，激活剂溶液中黄原胶、玉米浆和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.4％、0.1％和0.03％；培养25d后进行二次水驱，二次水驱600mL为止，计算双管填砂岩心二次水驱提高采收率，结果见表15。

表15双管岩心物理模拟驱油结果

具有调剖功能的内源微生物激活剂B具体评价细则见下表16。

表16具有调剖功能的内源微生物激活剂B得分明细

评价指标	得分
		地层水配伍性粘度保留率，％	7
总菌数，个/mL	9
		烃类氧化菌，个/mL	3.5

乳化功能菌，个/mL	3.5
		产甲烷菌，个/mL	3.5
原油降粘率，％	7
		发酵液乳化指数，％	7
油滴直径，mm	7
		渗透率降低幅度，％	10.5
提高采收率程度，％	14
		综合得分	72

具有调剖功能的内源微生物激活剂B综合得分为72分，属于ii类激活剂。

利用具有调剖功能的内源微生物激活剂B在K₃油藏进行内源微生物驱油现场试验，累计增油3.5×10⁴t，提高采收率10.7％。

实施例3：以胜利油田M₂油藏为例

M₂油藏，平面非均质性严重，渗透率变异系数0.59，油藏渗透率4180×10^-3μm²，孔隙度32％，属高孔高渗油藏，油藏温度45℃，地层水矿化度17950mg/L，原油粘度780mPa.s，油藏地质储量45.7×10⁴t，采出程度32％。利用具有调剖功能的内源微生物激活剂C进行内源微生物驱油现场试验，具有调剖功能的内源微生物激活剂C组份及配比如下：

油藏M₂的油藏温度为45℃、地层水矿化度为17950mg/L、油藏渗透率为4100×10^-3μm²，符合具有调剖功能的内源微生物激活剂适应油藏的条件。

具有调剖功能的内源微生物激活剂C的制备方法，具体包括以下步骤：

(1)选取容积为1L的烧杯，向烧杯中加入0.7L的M₂油藏的地层水；

(2)然后向烧杯中加入碳源，添加后碳源的质量浓度为0.4％，在300rpm搅拌速度和油藏温度下，搅拌均匀；

(3)然后向烧杯中加入的氮源和磷源，添加后氮源和磷源的质量浓度分别为0.2％和0.03％，在200rpm搅拌速度和油藏温度下搅拌均匀，配制成溶液即为具有调剖功能的内源微生物激活剂C。

具有调剖功能的内源微生物激活剂C效果评价方法的具体步骤如下：

(1)内源微生物激活剂与地层水配伍性评价

选取2个1L的烧杯，向两个烧杯中分别装入0.5L的M₂油藏地层水和0.5L的自来水；然后向两个烧杯中分别加入木薯粉、尿素和磷酸氢二钾，添加后木薯粉、尿素和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.5％、0.05％和0.05％；搅拌均匀，配制成溶液；搅拌均匀后分别测定两个烧杯中溶液的粘度，测试结果见表17。

表17M₂油藏地层水配伍粘度测试结果

从表17可以看出具有调剖功能的内源微生物激活剂C粘度保留率达到45.8％，得分为5。

(2)内源微生物激活剂激活效果评价

向容积为500mL三角瓶中加入M₂油藏地层水200mL，然后加入木薯粉、尿素、磷酸氢二钾和原油，添加后木薯粉、尿素、磷酸氢二钾和原油的质量浓度分别为0.5％、0.05％、0.05％和8％；然后放置在45℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养5d；取培养后的溶液进行总菌数以及烃类氧化菌、乳化功能菌和产甲烷菌的测定，测定结果见表18。

表18内源微生物激活结果

(3)内源微生物激活后与原油作用评价

往容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入木薯粉、尿素和磷酸氢二钾，添加后木薯粉、尿素、磷酸氢二钾和原油的质量浓度分别为0.5％、0.05％、0.05％和8％；然后放置在45℃和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养10d；取培养液测定原油降粘率、发酵液乳化指数和油滴直径，测试结果见表19、表20和表21。

表19内源微生物作用前后原油粘度变化

表20乳化指数测试结果

表21乳化原油粒径测试

(4)内源微生物激活剂的调剖性能评价

填装渗透率为4180×10^-3μm²的岩心1根；抽真空饱和地层水，测定岩心的PV，为250mL；注入75mL的激活剂溶液，激活剂溶液中木薯粉、尿素和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.5％、0.05％和0.05％，注入速度0.5mL/min，培养35d；培养结束后注入地层水，注入速度0.5mL/min，测定岩心的渗透率，测定结果见表22。

表22激活剂激活培养前后岩心渗透率变化情况

(5)内源微生物激活剂的驱油性能评价

装填极差为8的双管填砂岩心；抽真空饱和地层水，计算PV，为230mL；饱和M₂油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱，一次水驱690mL地层水为止，计算一次水驱采收率；注入激活剂溶液，激活剂溶液中木薯粉、尿素和磷酸氢二钾的质量浓度分别为0.5％、0.2％和0.05％；培养30d后进行二次水驱，二次水驱690mL为止，计算双管填砂岩心二次水驱提高采收率，结果见表23。

表23双管岩心物理模拟驱油结果

具有调剖功能的内源微生物激活剂C具体评价细则见下表24。

表24具有调剖功能的内源微生物激活剂C得分明细

评价指标	得分
		地层水配伍性粘度保留率，％	5
总菌数，个/mL	9
		烃类氧化菌，个/mL	3.5
乳化功能菌，个/mL	3.5
		产甲烷菌，个/mL	2.5
原油降粘率，％	5
		发酵液乳化指数，％	5
油滴直径，mm	5
		渗透率降低幅度，％	7.5
提高采收率程度，％	10
		综合得分	56

具有调剖功能的内源微生物激活剂C综合得分为56分，属于iii类激活剂。利用具有调剖功能的内源微生物激活剂C在M₂油藏进行内源微生物驱油现场试验，累计增油2.1×10⁴t，提高采收率4.6％。

Claims (6)

1.一种具有调剖功能的内源微生物激活剂，其特征在于，其组成及质量百分比组份如下：

其余为地层水。

2.根据权利要求1所述的具有调剖功能的内源微生物激活剂，其特征在于所述的生物多糖为黄原胶、韦兰胶、木薯粉和糖蜜中的一种。

3.根据权利要求1或2所述的具有调剖功能的内源微生物激活剂，其特征在于所述的氮源为玉米浆、豆饼粉、蛋白胨、氯化铵和尿素中的一种。

4.根据权利要求1或2所述的具有调剖功能的内源微生物激活剂，其特征在于所述的磷源为磷酸氢二钾和磷酸氢二铵中的一种。

5.一种具有调剖功能的内源微生物激活剂的制备方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)选取容积为1L的烧杯，向烧杯中加入0.5～0.8L的目标油藏的地层水；

(2)然后向烧杯中加入碳源，添加后碳源的质量浓度为0.3％～0.5％，在200～300rpm搅拌速度和油藏温度下，搅拌均匀；

(3)然后向烧杯中加入的氮源和磷源，添加后氮源和磷源的质量浓度分别为0.05％～0.2％和0.01％～0.05％，在100～200rpm搅拌速度和油藏温度下搅拌均匀，配制成溶液即为具有调剖功能的内源微生物激活剂。

6.一种具有调剖功能的内源微生物激活剂的效果评价方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)内源微生物激活剂与地层水配伍性评价

选取2个1L的烧杯，向两个烧杯中分别装入0.5L的地层水和0.5L的自来水；然后向两个烧杯中分别加入碳源、氮源和磷源，添加后碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％；搅拌均匀，配制成溶液；搅拌均匀后分别测定两个烧杯中溶液的粘度，计算粘度保留率；

(2)内源微生物激活剂激活效果评价

向容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入碳源、氮源、磷源和原油，添加后碳源、氮源、磷源和原油的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％、0.01％～0.05％和5％～10％；然后放置在目标油藏温度和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养3d～5d；取培养后的溶液进行总菌数以及烃类氧化菌、乳化功能菌和产甲烷菌的测定；

(3)内源微生物激活后与原油作用评价

往容积为500mL三角瓶中加入200mL地层水，然后加入碳源、氮源、磷源和原油，添加后碳源、氮源、磷源和原油的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％、0.01％～0.05％和5％～10％；然后放置在目标油藏温度和搅拌速度为120rpm条件下，振荡培养7d～10d：取培养液测定原油降粘率、发酵液乳化指数和油滴直径；

(4)内源微生物激活剂的调剖性能评价

填装目标油藏渗透率的岩心1根；抽真空饱和地层水，测定岩心的PV(孔隙体积)；注入0.3PV的激活剂溶液，激活剂溶液中碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％，注入速度0.2～0.5mL/min，培养15～35d；培养结束后注入地层水，注入速度0.2～0.5mL/min，测定岩心的渗透率；

(5)内源微生物激活剂的驱油性能评价

装填极差为6～8的双管填砂岩心；抽真空饱和地层水，计算PV；饱和目标油藏中脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱，一次水驱3PV地层水为止，计算一次水驱采收率；注入激活剂溶液，激活剂溶液中碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为0.3％～0.5％、0.05％～0.2％和0.01％～0.05％；培养20d～30d后进行二次水驱，二次水驱3PV为止，计算双管填砂岩心二次水驱提高采收率；

(6)根据步骤(1)、(2)、(3)、(4)和(5)的评价结果，构建内源微生物激活剂的效果评价方法；

所述的构建内源微生物激活剂的效果评价方法，具体评价细则见下表：

根据上表计算内源激活剂的综合得分，综合得分为80分以上属于i类，70分～79分的属于ii类，50分～69分的属于iii类。