CN106226196A - 高温高压体系下内源微生物激活剂的筛选方法及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明提供高温高压体系下内源微生物激活剂的筛选方法及其应用，该方法包括：将待筛激活剂与原油混合，在50～65℃及11.5～13.5MPa体系培养后测定总菌浓度，及烃氧化菌、乳化功能菌、硫酸盐还原菌及产甲烷菌浓度；将待筛激活剂与原油混合，在50～65℃及11.5～13.5MPa体系培养后评价原油性质及微生物发酵液与原油界面性质；评价待筛选剂的物理模拟驱油效果；对各指标计算打分，将各指标所得分值相加得待筛剂综合得分。本发明的筛选方法是针对高温高压体系，兼有全面、系统、操作性好和特异性强的特点，填补了目前激活剂在高温高压体系下效果评价空白，为提高内源微生物采油技术现场应用效果评价提供了有效依据。

Description

高温高压体系下内源微生物激活剂的筛选方法及其应用
技术领域
本发明涉及高温高压体系下内源微生物激活剂的筛选方法及其应用，属于微生物采油技术领域。
背景技术
微生物驱油提高采收率是利用微生物自身的代谢活动以及所产生的代谢产物，主要是利用微生物繁殖代谢产物，把原油的长链结构分解为短链结构，降低界面张力、原油粘度，改善原油的流动性和增加油藏的内部能量，增加油层中的残余油采出量，以此提高石油采收率。因内源微生物采油技术成本低、适应性强，所以更具有广阔的应用前景。
激活剂亦即油藏内源微生物生长繁殖所缺乏的营养物质，这类营养物质主要包括碳源、氮源、磷源和生长因子。目前，许多国家针对特定油藏筛选出多种激活剂，组分主要包括碳源、氮源、磷源和硫酸盐还原菌抑制因子。这些激活剂组分的加入为油藏内部微生物生长繁殖提供了可利用的营养物质，成功激活了油藏内源微生物，并且通过这些微生物本身及其代谢产物作用于油藏储层，提高了原油采收率。但是，目前国内外激活剂的筛选是在常压常温下进行筛选，这与微生物在油藏中真实的生存环境不相一致，所筛选出的结果往往与实际应用结果有很大的偏差。因此，如何寻找一套科学合理的筛选方法筛选出适合高温高压油藏的高效活性组分，是实施激活油藏内源微生物提高原油采收率的关键环节，也是本发明所要解决的技术难题。
发明内容
为解决上述问题，本发明的主要目的在于提供一种内源微生物激活剂的筛选方法，应用该方法可筛选出适用于高温高压条件下的高效内源微生物激活剂。
为此，本发明提供一种内源微生物激活剂的筛选方法，所述方法包括如下步骤：
将待筛选内源微生物激活剂与目标油藏的原油混合，在目标地层温度50～65℃及目标油藏地层压力11.5～13.5MPa的体系培养3～5天后测定总菌浓度，并分别测定指标烃氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、硫酸盐还原菌浓度及产甲烷菌浓度；
将待筛选内源微生物激活剂与目标油藏的原油混合，在目标地层温度50～65℃及目标油藏地层压力11.5～13.5MPa的体系培养10～15天后评价原油性质及评价微生物发酵液与原油界面性质，所述评价原油性质包括测定指标原油降粘率及乳化指数，所述评价微生物发酵液与原油界面性质包括测定指标界面张力及界面剪切粘度；
评价待筛选内源微生物激活剂的物理模拟驱油效果，其包括如下步骤：模拟一次水驱至采出程度为30％～33％，然后注入0.3PV～0.5PV的待筛选内源微生物激活剂，在目标油藏地层压力11.5～13.5MPa和目标地层温度50～65℃下培养15～30天后，进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算指标微生物提高采收率；
对各指标进行计算打分，最后将各指标所得分值相加得待筛选内源微生物激活剂综合得分，以该综合得分作为待筛选内源微生物激活剂的依据，综合得分为80分以上为A类激活剂，70～79分为B类激活剂，60～69分为C类激活剂；
其中，所述打分的方法为：
设置第一权重，第一权重的分配为总菌浓度：7％；原油性质：21％；微生物发酵液与原油界面性质：31％；微生物提高采收率：41％；
依据各指标的测定结果，还设置I、II及III类权重，其中，I类权重为90％，II类权重为70％，III类权重为50％；具体地：
依据所测定的烃氧化菌浓度，当其＞108个/mL时，将其分入I类，当其在106～108个/mL时，将其分入II类，当其<106个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的乳化功能菌浓度，当其＞106个/mL时，将其分入I类，当其在104～106个/mL时，将其分入II类，当其<104个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的硫酸盐还原菌浓度，当其<103个/mL时，将其分入I类，当其在103～105个/mL时，将其分入II类，当其>105个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的产甲烷菌浓度，当其>105个/mL时，将其分入I类，当其在103～105个/mL时，将其分入II类，当其<103个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的原油降粘率，当其>80％时，将其分入I类，当其在60％～80％时，将其分入II类，当其<60％时，将其分入III类；
依据所述测定的乳化指数，当其>85％时，将其分入I类，当其在70％～85％时，将其分入II类，当其<70％时，将其分入III类；
依据所测定的界面张力，当其<15mN/m时，将其分入I类，当其在15～25mN/m时，将其分入II类，当其>25mN/m时，将其分入III类；
依据所测定的界面剪切粘度的评价效果，当其>25×10-3mN/m·s时，将其分入I类，当其在15×10-3～25×10-3mN/m·s时，将其分入II类，当其<15×10-3mN/m·s时，将其分入III类；
依据测定的微生物提高采收率，当其>10％时，将其分入I类，当其在5％～10％时，将其分入II类，当其<5％时，将其分入III类；
且还对各指标分配分数，具体地：
烃氧化菌浓度指标分配5分；乳化功能菌浓度指标分配5分；硫酸盐还原菌浓度指标分配5分；产甲烷菌浓度指标分配5分；原油降粘率指标分配15分；乳化指数指标分配15分；界面张力指标分配15分；界面剪切粘度指标分配15分；微生物提高采收率指标分配20分；
各指标进行计算打分的公式为：依据各指标测定结果所获得的I、II或III类权重×100×各指标所获得的第一权重；
各指标所获得的第一权重分别为：
烃氧化菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
乳化功能菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
硫酸盐还原菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
产甲烷菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
原油降粘率指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×原油性质的第一权重；
乳化指数指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×原油性质的第一权重；
界面张力指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×微生物发酵液与原油界面性质的第一权重；
界面剪切粘度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×微生物发酵液与原油界面性质的第一权重；
微生物提高采收率指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×物理模拟驱油的第一权重。
优选地，测定烃氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、硫酸盐还原菌浓度及产甲烷菌浓度是按照血球计数板法测定；
测定原油降粘率是按照《SY/T 0520-2008原油黏度测定-旋转黏度计平衡法》中记载的方法测定；
测定乳化指数是按照《GB/T 11543-2008表面活性剂中、高黏度乳液的特性测试及其乳化能力的评价方法》中记载的方法测定；
测定界面张力是按照《SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法》中记载的方法测定；
原油降粘率＝(原始粘度-作用后粘度)/原始粘度。
本发明所建立的内源微生物激活剂的筛选方法可集中体现在表1：
表1
各指标按上述公式进行计算打分的示例如下：
例如当测定的乳化功能菌的个数大于106个/mL时，其分入I类权重，该指标分配分数为5分，该指标所获得的第一权重为5/20×7％(总菌浓度的第一权重)，该指标的得分为90％×100×5/20×7％＝1.575。
例如当测定的原油降粘率在60％～80％时，其分入II类权重，该指标分配分数为15分，该指标所获得的第一权重为15/30×21％(原油性质的第一权重)，该指标的得分为70％×100×15/30×21％＝7.35。
例如当测定的界面剪切粘度大于25×10-3mN/m·s时，其分入I类权重，该指标分配分数为15分，该指标所获得的第一权重为15/30×31％(界面性质的第一权重)，该指标的得分为90％×100×15/30×31％＝13.95。
例如当测定的微生物提高采收率在5％～10％时，其分入II类权重，该指标分配分数为20分，该指标所获得的第一权重为20/20×41％(微生物提高采收率的第一权重)，该指标的得分为70％×100×20/20×41％＝28.7。
本发明的筛选方法是针对高温高压体系下，兼有全面、系统、操作性好和特异性强的特点，填补了目前激活剂在高温高压体系下效果评价空白，为提高内源微生物采油技术现场应用效果评价提供了有效依据，使用本发明所筛选出来的A类激活剂可提高采收率高达10％以上。
根据本发明的具体实施方式，在所述筛选方法中，以所述待筛选内源微生物激活剂的质量分数为100％计，其包括质量分数为0.35％～0.55％的碳源；0.1％～0.25％的氮源；0.05％～0.01％的磷源及余量的底层水。
根据本发明的具体实施方式，在所述筛选方法中，在容器中加入地层水，再加入碳源、氮源、磷源和原油，并分别使其质量浓度为0.35％～0.55％、0.1％～0.25％、0.05％～0.1％和6％～10％；再向容器中打压至目标油藏地层压力11.5～13.5MPa，在搅拌速度为150rpm～300rmp及目标油藏温度50～65℃条件下，振荡培养3d～5d；取培养后的混合溶液测试所述总菌浓度及所述指标烃类氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、产甲烷菌浓度和硫酸盐还原菌浓度。
根据本发明的具体实施方式，在所述筛选方法中，向容器中加入碳源、氮源、磷源和原油，随后加入地层水，并使碳源的质量浓度为0.35％～0.55％、氮源的质量分数为0.1％～0.25％、磷源的质量分数为0.05％～0.1％和原油的质量分数为6％～10％，混合并密封该容器，向该容器打压至目标油藏地层压力11.5～13.5MPa；然后在搅拌速度为150rmp～300rpm和目标油藏温度50～65℃条件下，振荡培养10d～15d；取出后放置4℃的冰箱内静止，待上面的油层完全凝固，取出油层，测定所述指标原油降粘率、乳化指数、界面张力及界面剪切粘度。
根据本发明的具体实施方式，在所述筛选方法中，装填渗透率为500×10-3μm2、700×10-3μm2、1000×10-3μm2、1500×10-3μm2、2000×10-3μm2填砂岩心，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱至采出程度为30％，然后注入0.3PV～0.5PV的所述待筛选内源微生物激活剂，该激活剂包括质量分数为0.35％～0.55％的碳源、质量分数为0.1％～0.25％的氮源、质量分数为0.05％～0.1％的磷源及余量的水，在目标油藏地层温度50～65℃和目标地层压力11.5～13.5MPa下，培养15d～30d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩心二次水驱采出程度和所述提高采收率。
采用多种渗透率进行物理模拟实验能够得到微生物驱油提高采收率大小关系，能够反映出微生物生长繁殖最适合渗透率大小。能为现场实施微生物驱油提供渗透率数据参考。
优选地，本发明所述碳源包括糊精、木薯粉、葡萄糖、蔗糖和糖蜜中的一种或多种。
优选地，本发明所述氮源包括酵母粉、蛋白胨、硝酸钾和硝酸钠中的一种或多种。
优选地，本发明所述磷源包括磷酸氢二钾、磷酸二氢钾、磷酸氢二钠、磷酸二氢钠中的一种或多种。
另一方面，本发明根据以上的筛选方法获得了一种内源微生物激活剂，以所述内源微生物激活剂的总重量为100％计，其包括质量分数为0.33％～0.38％的葡萄糖，质量分数为0.17％～0.23％的蛋白胨，质量分数为0.04％～0.06％磷酸氢二钾及余量的底层水。
可将该内源微生物激活剂在微生物驱油中的应用，优选地，将该内源微生物激活剂应用于底层温度＜100℃、矿化度＜5×104mg/L以及地层渗透率≥0.3μm2的油藏。
本发明所述的高温是指50～65℃，本发明所述的高压是指11.5～13.5MPa。
本发明优点和有益效果是：本发明的筛选方法是针对高温高压体系下，兼有全面、系统、操作性好和特异性强的特点，填补了目前激活剂在高温高压体系下效果评价空白，为提高内源微生物采油技术现场应用效果评价提供了有效依据，使用本发明所筛选出来的A类激活剂可提高采收率高达10％以上，B类激活剂提高采收率为5％～10％，而C类激活剂提高采收率为低于5％。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，应理解这些实例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。
以下各实施例中测定烃氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、硫酸盐还原菌浓度及产甲烷菌浓度是按照血球计数板法测定；
测定原油降粘率是按照《SY/T 0520-2008原油黏度测定-旋转黏度计平衡法》中记载的方法测定；
测定乳化指数是按照《GB/T 11543-2008表面活性剂中、高黏度乳液的特性测试及其乳化能力的评价方法》中记载的方法测定；
测定界面张力是按照《SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法》中记载的方法测定；
测定界面剪切粘度是按照安东帕公司生产的MCR301界面流变仪测定。
实施例1
以胜利油田M3区块中高温稠油油藏内源微生物激活剂的筛选为例，对本发明进行详细说明。
待筛选的内源微生物激活剂组分及比例如下表2：
表2
组分 质量百分比，％
葡萄糖 0.35
蛋白胨 0.2
磷酸氢二钾 0.05
M3油藏地层水 余量
待筛选内源微生物激活剂的制备方法如下所述：
(a)取容积为500mL的中间容器，向中间容器中加入200mL目标油藏地层水；
(b)向中间容器中加入葡萄糖、蛋白胨和磷酸氢二钾，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％和0.05％，在搅拌速度200rpm和目标地层温度60℃下，搅拌均匀，配制成待筛选内源微生物激活剂。
高温高压体系下筛选内源微生物激活剂方法如下所述：
(1)高温高压体系下激活剂激活后菌浓度评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入葡萄糖、蛋白胨、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％、0.05％和6％，在搅拌速度180rpm、目标地层温度60℃、目标地层压力13MPa下，振荡培养5d。取培养后的混合溶液按照血球计数板法测定总菌浓度以及指标烃类氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、产甲烷菌浓度和硫酸盐还原菌浓度，结果见表3。
表3内源微生物激活效果
(2)高温高压体系下内源微生物激活后与原油作用评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入葡萄糖、蛋白胨、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％、0.03％和6％，同样做一组空白对照，另取中间容器向其中加入200mL地层水和原油6％，后分别打压至目标地层压力13MPa，在搅拌速度180rpm、目标地层温度60℃、目标地层压力13MPa下，振荡培养15d。取出后放置4℃的冰箱内静止一段时间，待上面的油层完全凝固，取出油层，进行原油降粘率、发酵液乳化性能(乳化指数\乳化分散效果与油滴直径)、发酵液与原油界面张力、界面剪切粘度的测定，结果见表4～表7。
表4内源微生物作用前后原油粘度变化
表5乳化性能测定结果
乳化性能 实验组 空白组
乳化指数 100％ 10％
乳化分散效果 ++++ +
注：用“+”的多少来表示微生物发酵液与原油的乳化分散等级，“+”表示有效果(开始可见分散)、“++”表示效果较明显(还有较多大的油块)、“+++”表示效果很明显(有少许大的油块)、“++++”效果非常明显(完全分散)。
表6油滴粒径测定结果
表7界面性质测定结果
界面性质 实验组 空白组
界面张力(mN/m) 16.07 40.01
界面剪切粘度(mN·s/m) 0.02587 0.00633
(3)高温高压体系下内源微生物激活剂物理模拟驱油效果评价
装填渗透率为500×10-3μm2、700×10-3μm2、1000×10-3μm2、1500×10-3μm2、2000×10-3μm2左右填砂岩心，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩心出口产液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱至采出程度为30％，然后注入激活剂溶液0.3PV，激活剂溶液中葡萄糖、蛋白胨和磷酸氢二钾的质量浓度分别是0.35％、0.2％和0.03％，在目标油藏地层压力13MPa和目标地层温度60℃下培养20d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩心二次水驱采出程度和提高采收率。物模驱油实验岩心参数见表8，结果见表9。
表8物理模拟实验岩芯参数
表9物理模拟实验驱油效果
岩芯编号 提高采收率％
1 5.04
2 9.23
3 12.17
4 8.34
5 7.25
根据以上筛选实验，按照表1及本发明所述公式对各个指标进行计算打分，综合评价待筛选内源微生物激活剂，结果如表10所示：
表10高温高压体系下待筛选内源微生物激活剂得分详情
注：MEOR评分以提高采收率最适合的岩心渗透率1000×10-3μm2渗透率下微生物驱油得分。
待筛选内源微生物激活剂在高温高压体系下总得分为86.7分，属于A类激活剂。
M3油藏，平面非均质性较为严重，渗透率变异系数0.43，油藏平均渗透率为982×10-3μm2，孔隙度33％，属高渗油藏，油藏温度60℃，压力13MPa，矿化度为11196mg/L，原油粘度1885mPa·s，地质储量为29.1×104t。采用实施例1的激活剂，经过对M3油藏的现场试验，累积增油2.96×104t，提高采收率10.2％。
实施例2
以胜利油田G3区块中高温稠油油藏内源微生物激活剂的筛选为例，对本发明进行详细说明。
待筛选内源微生物激活剂组分及比例如下：
表11
组分 质量百分比，％
糊精 0.37
酵母粉 0.15
磷酸氢二钾 0.07
G3油藏地层水 余量
待筛选内源微生物激活剂制备方法如下：
(a)取容积为500mL的中间容器，向中间容器中加入200mL目标油藏地层水；
(b)向中间容器中加入糊精、酵母粉和磷酸氢二钾，并使质量浓度分别为0.37％、0.15％和0.07％，在搅拌速度200rpm和目标地层温度60℃下，搅拌均匀，配制成待筛选内源微生物激活剂。
高温高压体系下筛选内源微生物激活剂方法如下所述：
(1)高温高压体系下激活剂激活后菌浓度评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入糊精、酵母粉、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.37％、0.15％、0.07％和6％，在搅拌速度180rpm、目标地层温度50℃、目标地层压力11.7MPa下，振荡培养5d。取培养后的混合溶液测定总菌浓度以及指标烃类氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、产甲烷菌浓度和硫酸盐还原菌浓度，结果见表12。
表12内源微生物激活效果
(2)高温高压体系下内源微生物激活后与原油作用评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入糊精、酵母粉、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.37％、0.15％、0.07％和6％，同样做一组空白对照，另取中间容器向其中加入200mL地层水和原油6％，后分别打压至目标地层压力11.7MPa，在搅拌速度180rpm、目标地层温度50℃、目标地层压力11.7MPa下，振荡培养15d。取出后放置4℃的冰箱内静止一段时间，待上面的油层完全凝固，取出油层，进行指标原油降粘率、发酵液乳化性能(乳化指数\乳化分散效果与油滴直径)、发酵液与原油界面张力、界面剪切粘度的测定，结果见表13～表16。
表13内源微生物作用前后原油粘度变化
表14乳化性能测定结果
乳化性能 实验组 空白组
乳化指数 71％ 11％
乳化分散效果 +++ +
注：用“+”的多少来表示微生物发酵液与原油的乳化分散等级，“+”表示有效果(开始可见分散)、“++”表示效果较明显(还有较多大的油块)、“+++”表示效果很明显(有少许大的油块)、“++++”效果非常明显(完全分散)。
表15油滴粒径测定结果
表16界面性质测定结果
界面性质 实验组 空白组
界面张力(mN/m) 24.11 41.20
界面剪切粘度(mN·s/m) 0.02077 0.00573
(3)高温高压体系下内源微生物激活剂物理模拟驱油效果评价
装填渗透率为500×10-3μm2、700×10-3μm2、1000×10-3μm2、1500×10-3μm2、2000×10-3μm2左右填砂岩心，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩心出口产液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱至采出程度为30％，然后注入激活剂溶液0.3PV，激活剂溶液中糊精、酵母粉和磷酸氢二钾的质量浓度分别是0.37％、0.15％和0.07％，在目标油藏地层压力11.7MPa和目标地层温度50℃下培养20d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩心二次水驱采出程度和提高采收率。物模驱油实验岩心参数见表17，结果见表18。
表17物理模拟实验岩芯参数
表18物理模拟实验驱油效果
岩芯编号 提高采收率％
1 3.11
2 5.43
3 6.85
4 5.12
5 4.05
根据以上筛选实验，按照表1及本发明所述公式对各个指标进行计算打分，综合评价待筛选内源微生物激活剂，结果如表19所示：
表19高温高压体系下待筛选内源微生物激活剂得分详情
注：MEOR评分以提高采收率最适合的岩心渗透率1000×10-3μm2渗透率下微生物驱油得分。
待筛选内源微生物激活剂在高温高压体系下总得分为66.1分，属于C类激活剂。
G3油藏，平面非均质性较为严重，渗透率变异系数0.56，油藏平均渗透率为2520×10-3μm2，孔隙度35％，属高渗油藏，油藏温度50℃，压力11.7MPa，矿化度为17960mg/L，原油粘度1042mPa·s，地质储量为18.7×104t。采用实施例2的及激活剂，经过对G3油藏的现场试验，累积增油0.88×104t，提高采收率4.7％。
实施例3
下面以胜利油田K3区块中高温稠油油藏内源微生物激活剂的筛选为例，对本发明进行详细说明。
待筛选内源微生物激活剂组分及比例如下：
表20
组分 质量百分比，％
木薯粉 0.35
硝酸钾 0.2
磷酸氢二钾 0.075
K3油藏地层水 余量
待筛选内源微生物激活剂制备方法如下所述：
(a)取容积为500mL的中间容器，向中间容器中加入200mL目标油藏地层水；
(b)向中间容器中加入木薯粉、硝酸钾和磷酸氢二钾，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％和0.075％，在搅拌速度200rpm和目标地层温度62℃下，搅拌均匀，配制成待筛选内源微生物激活剂。
高温高压体系下筛选内源微生物激活剂方法如下所述：
(1)高温高压体系下激活剂激活后菌浓度评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入木薯粉、硝酸钾、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％、0.075％和6％，在搅拌速度180rpm、温度62℃、压力13.2MPa下，振荡培养5d。取培养后的混合溶液测定总菌浓度以及指标烃类氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、产甲烷菌浓度和硫酸盐还原菌浓度，结果见表21。
表21内源微生物激活效果
(2)高温高压体系下内源微生物激活后与原油作用评价
取容积为500mL的中间容器，加入200mL目标油藏地层水，后加入木薯粉、硝酸钾、磷酸氢二钾和原油，并使质量浓度分别为0.35％、0.2％、0.075％和6％，同样做一组空白对照，另取中间容器向其中加入200mL地层水和原油6％，后分别打压至目标地层压力13.2MPa，在搅拌速度180rpm、目标地层温度62℃、目标地层压力13.2MPa下，振荡培养15d。取出后放置4℃的冰箱内静止一段时间，待上面的油层完全凝固，取出油层，进行指标原油降粘率、发酵液乳化性能(乳化指数\乳化分散效果与油滴直径)、发酵液与原油界面张力、界面剪切粘度的测定，结果见表22～表25。
表22内源微生物作用前后原油粘度变化
表23乳化性能测定结果
乳化性能 实验组 空白组
乳化指数 75％ 9％
乳化分散效果 +++ +
注：用“+”的多少来表示微生物发酵液与原油的乳化分散等级，“+”表示有效果(开始可见分散)、“++”表示效果较明显(还有较多大的油块)、“+++”表示效果很明显(有少许大的油块)、“++++”效果非常明显(完全分散)。
表24油滴粒径测定结果
表25界面性质测定结果
界面性质 实验组 空白组
界面张力(mN/m) 23.03 40.52
界面剪切粘度(mN·s/m) 0.02286 0.00523
(3)高温高压体系下内源微生物激活剂物理模拟驱油效果评价
装填渗透率为500×10-3μm2、700×10-3μm2、1000×10-3μm2、1500×10-3μm2、2000×10-3μm2左右填砂岩心，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩心出口产液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱至采出程度为30％，然后注入激活剂溶液0.3PV，激活剂溶液中木薯粉、硝酸钾和磷酸氢二钾的质量浓度分别是0.35％、0.2％和0.075％，在目标油藏地层压力13.2MPa和地层温度62℃下培养20d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩心二次水驱采出程度和提高采收率。物模驱油实验岩心参数见表26，结果见表27。
表26物理模拟实验岩芯参数
表27物理模拟实验驱油效果
岩芯编号 提高采收率％
1 5.18
2 6.93
3 10.03
4 8.29
5 5.25
根据以上筛选实验，按照表1及本发明所述公式对各个指标进行计算打分，综合评价待筛选内源微生物激活剂，结果如表28所示：
表28高温高压体系下待筛选内源微生物激活剂得分详情
注：MEOR评分以提高采收率最适合的岩心渗透率1000×10-3μm2渗透率下微生物驱油得分。
高温高压体系下高效内源微生物激活剂总得分为74.7分，属于B类激活剂。
K3油藏，平面非均质性较为严重，渗透率变异系数0.51，油藏平均渗透率为683×10-3μm2，孔隙度30％，属中高渗油藏，油藏温度62℃，压力13.2MPa，矿化度为8425mg/L，原油粘度994mPa·s，地质储量为32.4×104t。采用实施例3的激活剂，经过对K3油藏的现场试验，累积增油2.39×104t，提高采收率7.38％。
最后说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的实施过程和特点，而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，均应涵盖在本发明的保护范围当中。

Claims (10)

1.一种内源微生物激活剂的筛选方法，所述方法包括如下步骤：
将待筛选内源微生物激活剂与目标油藏的原油混合，在目标地层温度50～65℃及目标油藏地层压力11.5～13.5MPa的体系培养3～5天后测定总菌浓度，并分别测定指标烃氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、硫酸盐还原菌浓度及产甲烷菌浓度；
将待筛选内源微生物激活剂与目标油藏的原油混合，在目标地层温度50～65℃及目标油藏地层压力11.5～13.5MPa的体系培养10～15天后评价原油性质及评价微生物发酵液与原油界面性质，所述评价原油性质包括测定指标原油降粘率及乳化指数，所述评价微生物发酵液与原油界面性质包括测定指标界面张力及界面剪切粘度；
评价待筛选内源微生物激活剂的物理模拟驱油效果，其包括如下步骤：模拟一次水驱至采出程度为30％～33％，然后注入0.3PV～0.5PV的待筛选内源微生物激活剂，在目标油藏地层压力11.5～13.5MPa和目标地层温度50～65℃下培养15～30天后，进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算指标微生物提高采收率；
对各指标进行计算打分，最后将各指标所得分值相加得待筛选内源微生物激活剂综合得分，以该综合得分作为待筛选内源微生物激活剂的依据，综合得分为80分以上为A类激活剂，70～79分为B类激活剂，60～69分为C类激活剂；
其中，所述打分的方法为：
设置第一权重，第一权重的分配为总菌浓度：7％；原油性质：21％；微生物发酵液与原油界面性质：31％；微生物提高采收率：41％；
依据各指标的测定结果，还设置I、II及III类权重，其中，I类权重为90％，II类权重为70％，III类权重为50％；具体地：
依据所测定的烃氧化菌浓度，当其＞108个/mL时，将其分入I类，当其在106～108个/mL时，将其分入II类，当其<106个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的乳化功能菌浓度，当其＞106个/mL时，将其分入I类，当其在104～106个/mL时，将其分入II类，当其<104个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的硫酸盐还原菌浓度，当其<103个/mL时，将其分入I类，当其在103～105个/mL时，将其分入II类，当其>105个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的产甲烷菌浓度，当其>105个/mL时，将其分入I类，当其在103～105个/mL时，将其分入II类，当其<103个/ml时，将其分入III类；
依据所测定的原油降粘率，当其>80％时，将其分入I类，当其在60％～80％时，将其分入II类，当其<60％时，将其分入III类；
依据所述测定的乳化指数，当其>85％时，将其分入I类，当其在70％～85％时，将其分入II类，当其<70％时，将其分入III类；
依据所测定的界面张力，当其<15mN/m时，将其分入I类，当其在15～25mN/m时，将其分入II类，当其>25mN/m时，将其分入III类；
依据所测定的界面剪切粘度的评价效果，当其>25×10-3mN/m·s时，将其分入I类，当其在15×10-3～25×10-3mN/m·s时，将其分入II类，当其<15×10-3mN/m·s时，将其分入III类；
依据测定的微生物提高采收率，当其>10％时，将其分入I类，当其在5％～10％时，将其分入II类，当其<5％时，将其分入III类；
且还对各指标分配分数，具体地：
烃氧化菌浓度指标分配5分；乳化功能菌浓度指标分配5分；硫酸盐还原菌浓度指标分配5分；产甲烷菌浓度指标分配5分；原油降粘率指标分配15分；乳化指数指标分配15分；界面张力指标分配15分；界面剪切粘度指标分配15分；微生物提高采收率指标分配20分；
各指标进行计算打分的公式为：依据各指标测定结果所获得的I、II或III类权重×各指标分配分数×100×各指标所获得的第一权重；
各指标所获得的第一权重分别为：
烃氧化菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
乳化功能菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
硫酸盐还原菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
产甲烷菌浓度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×总菌浓度的第一权重；
原油降粘率指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×原油性质的第一权重；
乳化指数指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×原油性质的第一权重；
界面张力指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×微生物发酵液与原油界面性质的第一权重；
界面剪切粘度指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/30×微生物发酵液与原油界面性质的第一权重；
微生物提高采收率指标所获得的第一权重为：该指标的分配分数/20×物理模拟驱油的第一权重；
优选地，测定烃氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、硫酸盐还原菌浓度及产甲烷菌浓度是按照血球计数板法测定；
测定原油降粘率是按照《SY/T 0520-2008原油黏度测定-旋转黏度计平衡法》中记载的方法测定；
测定乳化指数是按照《GB/T 11543-2008表面活性剂中、高黏度乳液的特性测试及其乳化能力的评价方法》中记载的方法测定；
测定界面张力是按照《SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法》中记载的方法测定；
测定界面剪切粘度是按照双锥法界面流变仪测定。
2.根据权利要求1所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，以所述待筛选内源微生物激活剂的质量分数为100％计，其包括质量分数为0.35％～0.55％的碳源；0.1％～0.25％的氮源；0.05％～0.01％的磷源及余量的底层水。
3.根据权利要求1所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，在容器中加入地层水，再加入碳源、氮源、磷源和原油，并分别使其质量浓度为0.35％～0.55％、0.1％～0.25％、0.05％～0.1％和6％～10％；再向容器中打压至目标油藏地层压力11.5～13.5MPa，在搅拌速度为150rpm～300rmp及目标油藏温度50～65℃条件下，振荡培养3d～5d；取培养后的混合溶液测试所述总菌浓度及所述指标烃类氧化菌浓度、乳化功能菌浓度、产甲烷菌浓度和硫酸盐还原菌浓度。
4.根据权利要求1所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，向容器中加入碳源、氮源、磷源和原油，随后加入地层水，并使碳源的质量浓度为0.35％～0.55％、氮源的质量分数为0.1％～0.25％、磷源的质量分数为0.05％～0.1％和原油的质量分数为6％～10％，混合并密封该容器，向该容器打压至目标油藏地层压力11.5～13.5MPa；然后在搅拌速度为150rmp～300rpm和目标油藏温度50～65℃条件下，振荡培养10d～15d；取出后放置4℃的冰箱内静止，待上面的油层完全凝固，取出油层，测定所述指标原油降粘率、乳化指数、界面张力及界面剪切粘度。
5.根据权利要求1所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，装填渗透率为500×10-3μm2、700×10-3μm2、1000×10-3μm2、1500×10-3μm2、2000×10-3μm2填砂岩心，抽真空饱和水，计算孔隙体积；饱和脱水脱气原油，饱和至岩心出口产出液含油100％为止，计算岩心的原始含油；一次水驱至采出程度为30％，然后注入0.3PV～0.5PV的所述待筛选内源微生物激活剂，该激活剂包括质量分数为0.35％～0.55％的碳源、质量分数为0.1％～0.25％的氮源、质量分数为0.05％～0.1％的磷源及余量的水，在目标油藏地层温度50～65℃和目标地层压力11.5～13.5MPa下，培养15d～30d；培养结束后进行二次水驱，至采出液含水98％以上，计算填砂岩心二次水驱采出程度和所述提高采收率。
6.根据权利要求2～5中任一项所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，所述碳源包括糊精、木薯粉、葡萄糖、蔗糖和糖蜜中的一种或多种。
7.根据权利要求2～5中任一项所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，所述氮源包括酵母粉、蛋白胨、硝酸钾和硝酸钠中的一种或多种。
8.根据权利要求2～5中任一项所述的内源微生物激活剂的筛选方法，其中，所述磷源包括磷酸氢二钾、磷酸二氢钾、磷酸氢二钠、磷酸二氢钠中的一种或多种。
9.一种内源微生物激活剂，以所述内源微生物激活剂的总重量为100％计，其包括质量分数为0.33％～0.38％的葡萄糖，质量分数为0.17％～0.23％的蛋白胨，质量分数为0.04％～0.06％磷酸氢二钾及余量的底层水。
10.权利要求9所述的内源微生物激活剂在微生物驱油中的应用，优选地，将该内源微生物激活剂应用于底层温度＜100℃、矿化度＜5×104mg/L以及地层渗透率≥0.3μm2的油藏。
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