CN107476779B - 一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，所述的方法具体包括以下步骤：试验油井的筛选；激活剂的初步筛选；激活剂的确定；堵水半径的确定；激活剂注入量的确定；现场试验以及现场试验效果的评价。本发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；本发明的现场试验有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于5t，投入产出比大于1：5。因此，本发明可广泛地应用于油井堵水工艺中。
Description
技术领域
本发明涉及一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，属于油井堵水剂领域。
背景技术
目前，我国多数油田进入了开采中后期，普遍采用以水驱油的开采工艺，在经过几十年的强化开采后，部分油田相继进入“高含水、高投入、低产出”时期。另外，对于西部新开发油田如：塔河油田等，由于采油速度高，导致油藏底水锥进，油井过早见水，含水上升过快。而且多数油井经多年生产油层压力下降，通常是缓慢水淹后高含水，长时间油水同出，大部分井油水通道出水压力大于产油层的出油压力。油井的出水问题将给油田带来严重影响。由于油井出水使油层能量下降，抽油机泵效降低，引起管线和设备结垢并发生腐蚀，增加脱水站负荷，降低油层的最终采收率。因此，为了抑制油田过早进入高含水期，提高油田的整体开发效果，采取适当堵水措施是非常必要的。根据施工对象的不同，堵水作业分为油井堵水和注水井调剖两大类，无论堵水还是调剖，目前行之有效的方法都是使用化学剂，即通过化学手段对水层造成堵塞。
堵水剂不同于驱油剂和絮凝剂等助剂：驱油剂是一种在石油钻探开采时用以提高原油采收率的助剂，常用的是聚合物型驱油剂，例如超高分子量聚丙烯酰胺，使浓度为0.05wt％的聚丙烯酰胺水溶液渗入油层岩隙能够多出油20％-30％，每用1kg驱油剂大致可以多出原油10桶(约1590L)，但是，驱油剂并不能替代堵水剂用于油井堵水作业；絮凝剂是指可使液体中分散的细粒固体形成絮凝物的高分子聚合物，主要应用于给水和污水处理领域，而在采油领域中，絮凝剂仅仅是作为原油集输过程中的一种脱水辅助剂使用。
CN 101205284A报道了一种利用油田废弃聚合物制备调剖堵水剂的方法。在油田开采产生的废弃聚合物凝胶中加入丙烯酰胺和丙烯酸钠单体进行共聚交联，合成油田开采中大孔道油藏深部剖面调整的体膨型油田调剖堵水剂。该专利报道的是一种高分子堵水剂的合成方法，没有涉及其应用条件，同时高分子单体的加入在一定程度上提高了堵水剂的成本。在高温油藏中，当地层温度达到堵水剂的使用上限温度，堵剂体系在地层和裂缝中未能成胶或超温破胶，有可能会出现无效封堵的情况。
CN 101353571A公开了一种油水井矿渣封堵剂，由下列组分组成：矿渣30-40％、悬浮分散剂5-10％、水化激活剂0.1％-3.0％，其余为水。该封堵剂具有良好的悬浮稳定性，流变性好，固化时间可调节，固化强度高等特点。通过调整体系中的组分含量，使封堵剂满足不同的封堵要求可适用于油水井调剖、堵水。具有安全可靠，成本低等特点。矿化度对堵剂性能影响较小，但是在《石油勘探与开发》2005年4月“高温裂缝型油藏超深井堵水现场试验成败因素分析”一文中该无机类堵剂作业失败。分析原因认为堵剂胶凝后有可能完全封堵油层与水层，以致不出液，所以这一类无机堵剂在高温高盐油藏的堵水作业中存在风险。
CN102061153B公开了一种油井堵水用原油乳化剂及其制备法。该油井堵水用原油乳化剂的原料为二甲胺、环氧氯丙烷和水。本发明还提供了上述油井堵水用原油乳化剂的制备方法，其包括以下步骤：将二甲胺与部分水在反应釜中混合；将环氧氯丙烷分成四等份，每隔1-3小时向反应釜中添加一份环氧氯丙烷；将四份环氧氯丙烷添加完之后，自然冷却，再加入剩余的水，得到所述油井堵水用原油乳化剂。目前公开的上述原油乳化剂的成分都比较复杂，成本比较高，实际使用中的经济效益比较差，而且乳化剂的制备方法比较复杂。同时二甲胺与环氧氯丙烷的反应为一剧烈放热反应，因此反应程度和反应温度很难控制，反应温度控制不好容易导致反应物沸腾。
CN102876305B公开了一种油井堵水剂及油井堵水方法，油井堵水剂包括：阴离子表面活性剂、非离子-阴离子型表面活性剂、C1-C8脂肪醇、稠油和水。所述阴离子表面活性剂选自石油磺酸盐甲醛缩合物、磺化木质素的钠盐和钙盐中的一种或几种，分子量为500-40000；所述非离子-阴离子型表面活性剂选自烷基酚或脂肪醇聚氧乙烯醚的磷酸酯盐、硫酸酯盐、羧酸盐和磺酸盐中的一种或几种，其通式分别写为：R-O-(CH2CH2O)n-PO3M2、R-O-(CH2CH2O)n-SO3M、R-O-(CH2CH2O)n-CH2COOM、R-O-(CH2CH2O)n-R′SO3M，其中，R是烷基或烷苯基，总碳数为6-20；n为氧乙烯聚合度，其值为3-90；M为一价金属阳离子或NH4+，R′为碳数1-6的烷基。上述原油乳化剂的成分比较复杂，成本比较高，实际使用中的经济效益比较差，而且乳化剂的制备方法也都比较复杂。石油磺酸盐甲醛缩合物和脂肪醇聚氧乙烯醚有一定毒性。同时现有的生产方法都需要采用带水套冷却的专用反应釜，需要提供动力使水进行循环来降温，这会造成浪费能源。另外，循环水若要冷却，还需采用大型的容器，有些制备方法不采用容器进行冷却，而采用自来水冷却会造成水的浪费，而且冷却之后水的排放也会带来一定的环境问题。同时，由于堵水剂和原油乳化剂均含有低毒低害的化学剂成分，因此对地层造成了伤害以及造成后续水处理成本的增加。
发明内容
本发明针对上述现有技术的不足而提供一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，本发明利用注入油井的激活剂激活油藏内源微生物产生生物乳化剂，生物乳化剂乳化原油，形成油包水的乳状液，其粘度大幅度上升，对大孔道形成堵塞作用，从而对油井起到堵水的作用。
本发明公开了一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选
试验油井的筛选，需要满足两个条件：(1)油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜150000mg/L、地层渗透率＞500×10-3μm2、2000mPa.s＜原油粘度＜5000mPa.s；(2)试验油井产出液中含有原油乳化功能菌，且菌浓大于1.0×102个/mL。
(2)激活剂的初步筛选
激活剂的筛选具体步骤如下：取100mL锥形瓶，加入50mL试验油井的产出液，加入按照正交实验设计的激活剂配方；然后放置在试验油井油藏温度下，50～100rpm转速下震荡培养10～20d；取培养后的液体进行乳化原油粒径测定；根据乳化原油粒径的大小初步筛选出激活剂配方。
(3)激活剂的确定
激活剂的确定的具体方法如下：填装与试验油井渗透率相同的填砂岩心；抽真空饱和试验油井的地层水，计算孔隙体积(PV)；饱和试验油井的原油，岩心老化7d；一次水驱，一次水驱速度为1.0～1.5ml/min，一次水驱至产出液含水与试验油井含水率一致为止；注入上述初步筛选出的激活剂溶液0.02～0.05PV，注入完成后测定岩心水相渗透率k1，然后培养15～30d；培养时间结束后注入地层水并测定岩心水相渗透率k2；计算岩心的封堵率η，筛选出封堵率η最大岩心对应的激活剂配方。
(4)堵水半径的确定
试验油井堵水半径r的大小与油水井的井距L有关，具体关系如下：
油水井距离L≥500m时，30m≤r<50m；
500m>油水井距离L≥200m时，20m≤r<30m；
200m>油水井距离L≥100m时，10m≤r<20m；
油水井距离L<100m时，r<10m。
(5)激活剂注入量的确定
激活剂的注入量Q由以下公式确定：
Q＝3.14×r2×h×Φ×α
其中，r—堵水半径，m；
h—油层厚度，m；
Φ—孔隙度，小数；
α—用量系数，小数，取值为0.5～0.8。
(6)现场试验以及现场试验效果的评价
利用高压柱塞泵将上述步骤确定量的激活剂从试验油井中注入，激活剂注完后关井培养15～30d，然后开井生产，试验结束后进行现场试验效果的评价。
所述的原油乳化功能菌为嗜热脂肪地芽孢杆菌、蜡样芽孢杆菌和枯草芽孢杆菌中的一种。
所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或淀粉，质量浓度为0.5～1.5％；氮源为蛋白胨或玉米浆干粉，质量浓度为0.1～0.5％；磷源为磷酸氢二铵或磷酸二氢铵，质量浓度为0.02～0.06％。
所述的根据乳化原油粒径的大小初步筛选出激活剂配方，具体确定方法如下：
渗透率k≥2000×10-3μm2时，初步筛选出乳化原油粒径大于100μm的激活剂配方；
2000×10-3μm2>渗透率k≥1000×10-3μm2时，初步筛选出80μm≥乳化原油粒径≥50μm的激活剂配方；
渗透率k<1000×10-3μm2时，初步筛选出40μm≥乳化原油粒径≥20μm的激活剂配方。
所述的岩心的封堵率η，由下面公式确定：
η＝(k1-k2)×100％/k1。
所述的现场试验效果评价的指标包括有效期、单井日增油量和投入产出比。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明采用的激活剂具有来源广、价格低廉和无毒无害的特点，因此不伤害地层，同时不影响后续水处理的问题；
(2)本发明的油藏适用范围广，既适合中高渗透率的稠油油藏，又适合高温高盐稠油油藏；
(3)本发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；
(4)本发明的现场试验有效期长、增油效果良好以及投入产出比高的优点，有效期大于12个月，单井平均日增油大于5t，投入产出比大于1：5。
具体实施方式
下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。
实施例1
胜利油田某区块油井D25，油层温度82℃、地层水矿化度12760mg/L、渗透率1200×10-3μm2、原油粘度2150mPa.s、孔隙度0.352、油层厚度12.0m，油水井距离125m，试验前该井日产油1.2t，含水97.2％，检测出产出液中含有嗜热脂肪地芽孢杆菌1.0×103个/mL。利用本发明的方法在该油井实施堵水，具体实施步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油层温度82℃、地层水矿化度12760mg/L、渗透率1200×10-3μm2、原油粘度2150mPa.s，嗜热脂肪地芽孢杆菌1.0×103个/mL，符合本发明试验油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)激活剂的初步筛选
激活剂的筛选具体步骤如下：取100mL锥形瓶，加入50mL试验油井的产出液，对葡萄糖、蛋白胨和磷酸氢二铵组成的激活剂体系，设计三因素、三水平的正交实验表，见表1。
表1油井D25激活剂体系优化因素-水平表
选用L9(34)正交表，见表2。
表2油井D25激活剂体系优化正交实验表
上述组合放置在82℃温度条件下，50rpm转速下震荡培养10d；取培养后的液体进行乳化原油粒径测定，测定结果见表3。
表3正交实验设计及以激活后原油乳化粒径的实验结果
由于油藏的渗透率介于1000×10-3μm2与2000×10-3μm2之间，要求筛选出80μm≥乳化原油粒径≥50μm的激活剂配方，表3可以看出，实验8和9对用原油乳化粒径分别为56μm和60μm，因此初步筛选出实验8和实验9对应激活剂配方1和2，配方1：葡萄糖0.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸氢二铵0.06wt％；配方2：葡萄糖0.5wt％、蛋白胨0.1wt％、磷酸氢二铵0.04wt％。
(3)激活剂的确定
激活剂的确定的具体方法如下：填装渗透率为1200×10-3μm2填砂岩心2组；抽真空饱和试验油井D25的地层水，计算孔隙体积PV，分别为220ml和230ml；饱和试验油井D25的原油，岩心老化7d；一次水驱，一次水驱速度为1.0ml/min，一次水驱至产出液含水与试验油井含水率一致为止；注入上述初步筛选出的激活剂溶液0.02PV，分别为4.4ml和4.6ml，注入完成后测定岩心水相渗透率k1，见表4，然后培养15d；培养时间结束后注入地层水并测定岩心水相渗透率k2，见表4；计算岩心的封堵率η，见表4。
表4岩心注入前后压力值P1、P2及封堵率η测定情况
从表4可以看出，激活剂配方1岩心的封堵率75％高于配方2的64.3％，因此选择激活剂配方1(葡萄糖0.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸氢二铵0.06wt％)作为油井D25堵水用激活剂。
(4)堵水半径的确定
试验油井堵水半径r的大小与油水井的井距L有关，油水井距离L为125m时，选择堵水半径r为12.5m。
(5)激活剂注入量的确定
激活剂的注入量Q由以下公式确定：
Q＝3.14×r2×h×Φ×α＝3.14×12.52×12×0.352×0.5＝1036.2m3
其中α取值0.5。
(6)现场试验以及现场试验效果的评价
利用高压柱塞泵将上述步骤确定量的激活剂从试验油井中注入，激活剂配方为葡萄糖0.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸氢二铵0.06wt％，注入量为1036.2m3，激活剂注完后关井培养15d，然后开井生产。
试验效果的评价：油井含水从试验前的97.2％下降到82.3％，含水下降了14.9个百分点；单井最高日产油达到13.2t，单井日增油量7.6t；现场试验的有效期为32个月，投入产出比为1:7.0，现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某区块油井G12，油层温度67℃、地层水矿化度35870mg/L、渗透率2100×10-3μm2、原油粘度1982mPa.s、孔隙度0.325、油层厚度8.5m，油水井距离80m，试验前该井日产油0.8t，含水99.1％，检测出产出液中含有枯草芽孢杆菌5.0×103个/mL。利用本发明的方法在该油井实施堵水，具体实施步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油层温度67℃、地层水矿化度35870mg/L、渗透率2100×10-3μm2、原油粘度1982mPa.s，枯草芽孢杆菌5.0×103个/mL，符合本发明试验油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)激活剂的初步筛选
激活剂的筛选具体步骤如下：取100mL锥形瓶，加入50mL试验油井的产出液，对淀粉、玉米浆干粉和磷酸氢二铵组成的激活剂体系，设计三因素、三水平的正交实验表，见表5。
表5油井G12激活剂体系优化因素-水平表
选用L9(34)正交表，见表6。
表6油井G12激活剂体系优化正交实验表
上述组合放置在67℃温度条件下，80rpm转速下震荡培养15d；取培养后的液体进行乳化原油粒径测定，测定结果见表7。
表7正交实验设计及以激活后原油乳化粒径的实验结果
由于油藏的渗透率大于2000×10-3μm2之间，要求筛选出乳化原油粒径大于100μm的激活剂配方，表7可以看出，实验4和5对用原油乳化粒径分别为115μm和120μm，因此初步筛选出实验4和实验5对应激活剂配方1和2，配方1：淀粉1.0wt％、玉米浆干粉0.5wt％、磷酸氢二铵0.04wt％；配方2：淀粉1.0wt％、玉米浆干粉0.3wt％、磷酸氢二铵0.02wt％。
(3)激活剂的确定
激活剂的确定的具体方法如下：填装渗透率为2100×10-3μm2填砂岩心2组；抽真空饱和试验油井G12的地层水，计算孔隙体积PV，分别为228ml和232ml；饱和试验油井G12的原油，岩心老化7d；一次水驱，一次水驱速度为1.2ml/min，一次水驱至产出液含水与试验油井含水率一致为止；注入上述初步筛选出的激活剂溶液0.05PV，分别为11.4ml和11.6ml，注入完成后测定岩心水相渗透率k1，见表8，然后培养20d；培养时间结束后注入地层水并测定岩心水相渗透率k2，见表8；计算岩心的封堵率η，见表8。
表8岩心注入前后压力值P1、P2及封堵率η测定情况
从表8可以看出，激活剂配方2岩心的封堵率84.8％高于配方1的81.5％，因此选择激活剂配方2(淀粉1.0wt％、玉米浆干粉0.3wt％、磷酸氢二铵0.02wt％)作为油井G12堵水用激活剂。
(4)堵水半径的确定
试验油井堵水半径r的大小与油水井的井距L有关，油水井距离L为80m，选择堵水半径r为8.0m。
(5)激活剂注入量的确定
激活剂的注入量Q由以下公式确定：
Q＝3.14×r2×h×Φ×α＝3.14×82×8.5×0.325×0.6＝334.2m3
其中α取值0.6。
(6)现场试验以及现场试验效果的评价
利用高压柱塞泵将上述步骤确定量的激活剂从试验油井中注入，激活剂配方为淀粉1.0wt％、玉米浆干粉0.3wt％、磷酸氢二铵0.02wt％，注入量为334.2m3，激活剂注完后关井培养20d，然后开井生产。
试验效果的评价：油井G12含水从试验前的99.1％下降到85.0％，含水下降了14.1个百分点；单井最高日产油达到12.3t，单井日增油量7.2t；现场试验的有效期为35个月，投入产出比为1:7.2，现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某区块油井D20，油层温度80℃、地层水矿化度15236mg/L、渗透率950×10-3μm2、原油粘度2356mPa.s、孔隙度0.308、油层厚度3.2m，油水井距离250m，试验前该井日产油1.5t，含水97.5％，检测出产出液中含有枯草芽孢杆菌2.0×103个/mL。利用本发明的方法在该油井实施堵水，具体实施步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井的油层温度80℃、地层水矿化度15236mg/L、渗透率950×10-3μm2、原油粘度2356mPa.s，枯草芽孢杆菌2.0×103个/mL，符合本发明试验油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)激活剂的初步筛选
激活剂的筛选具体步骤如下：取100mL锥形瓶，加入50mL试验油井的产出液，对葡萄糖、蛋白胨和磷酸二氢铵组成的激活剂体系，设计三因素、三水平的正交实验表，见表9。
表9油井D20激活剂体系优化因素-水平表
选用L9(34)正交表，见表10。
表10油井D20激活剂体系优化正交实验表
上述组合放置在80℃温度条件下，100rpm转速下震荡培养20d；取培养后的液体进行乳化原油粒径测定，测定结果见表11。
表11正交实验设计及以激活后原油乳化粒径的实验结果
由于油藏的渗透率大于1000×10-3μm2之间，40μm≥乳化原油粒径≥20μm的激活剂配方，表11可以看出，实验2和7对用原油乳化粒径分别为25μm和32μm，因此初步筛选出实验2和实验7对应激活剂配方1和2，配方1：葡萄糖1.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸二氢铵0.04wt％；配方2：葡萄糖0.5wt％、蛋白胨0.5wt％、磷酸二氢铵0.02wt％。
(3)激活剂的确定
激活剂的确定的具体方法如下：填装渗透率为950×10-3μm2填砂岩心2组；抽真空饱和试验油井D20的地层水，计算孔隙体积PV，分别为215ml和220ml；饱和试验油井D20的原油，岩心老化7d；一次水驱，一次水驱速度为1.5ml/min，一次水驱至产出液含水与试验油井含水率一致为止；注入上述初步筛选出的激活剂溶液0.03PV，分别为6.45ml、6.6ml，注入完成后测定岩心水相渗透率k1，见表12，然后培养30d；培养时间结束后注入地层水并测定岩心水相渗透率k2，见表12；计算岩心的封堵率η，见表12。
表12岩心注入前后压力值P1、P2及封堵率η测定情况
从表4可以看出，激活剂配方1岩心的封堵率77.3％高于配方2的71.7％，因此选择激活剂配方1(葡萄糖1.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸二氢铵0.04wt％)作为油井D20堵水用激活剂。
(4)堵水半径的确定
试验油井堵水半径r的大小与油水井的井距L有关，油水井距离L为250m时，选择堵水半径r为25m。
(5)激活剂注入量的确定
激活剂的注入量Q由以下公式确定：
Q＝3.14×r2×h×Φ×α＝3.14×252×3.2×0.308×0.8＝1547.4m3
其中α取值0.8。
(6)现场试验以及现场试验效果的评价
利用高压柱塞泵将上述步骤确定量的激活剂从试验油井中注入，激活剂配方为葡萄糖1.5wt％、蛋白胨0.3wt％、磷酸二氢铵0.04wt％，注入量为1547.4m3，激活剂注完后关井培养30d，然后开井生产。
试验效果的评价：油井D20含水从试验前的97.5％下降到84.0％，含水下降了13.5个百分点；单井最高日产油达到12.8t，单井日增油量6.5t；现场试验的有效期为30个月，投入产出比为1:6.0，现场试验效果良好。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选；
(2)激活剂的初步筛选；
(3)激活剂的确定；
(4)堵水半径的确定；
(5)激活剂注入量的确定；
(6)现场试验以及现场试验效果的评价；
所述的试验油井的筛选，需要满足两个条件：(1)油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜150000mg/L、地层渗透率＞500×10-3μm2、2000mPa.s＜原油粘度＜5000mPa.s；(2)试验油井产出液中含有原油乳化功能菌，且菌浓大于1.0×102个/mL；
所述的原油乳化功能菌为嗜热脂肪地芽孢杆菌、蜡样芽孢杆菌和枯草芽孢杆菌中的一种；
所述的堵水半径r的大小与油水井的井距L有关，具体关系如下：
油水井距离L≥500m时，30m≤r<50m；
500m>油水井距离L≥200m时，20m≤r<30m；
200m>油水井距离L≥100m时，10m≤r<20m；
油水井距离L<100m时，r<10m；
所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或淀粉，质量浓度为0.5～1.5％；氮源为蛋白胨或玉米浆干粉，质量浓度为0.1～0.5％；磷源为磷酸氢二铵或磷酸二氢铵，质量浓度为0.02～0.06％；
利用注入油井的激活剂激活油藏内源微生物产生生物乳化剂，生物乳化剂乳化原油，形成油包水的乳状液，其粘度大幅度上升，对大孔道形成堵塞作用，从而对油井起到堵水的作用。
2.根据权利要求1所述的利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，所述的激活剂的筛选，具体步骤如下：取100mL锥形瓶，加入50mL试验油井的产出液，加入按照正交实验设计的激活剂配方；然后放置在试验油井油藏温度下，50～100rpm转速下震荡培养10～20d；取培养后的液体进行乳化原油粒径测定；根据乳化原油粒径的大小初步筛选出激活剂配方。
3.根据权利要求1所述的利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，所述的激活剂的确定，具体方法如下：填装与试验油井渗透率相同的填砂岩心；抽真空饱和试验油井的地层水，计算孔隙体积(PV)；饱和试验油井的原油，岩心老化7d；一次水驱，一次水驱速度为1.0～1.5ml/min，一次水驱至产出液含水与试验油井含水率一致为止；注入上述初步筛选出的激活剂溶液0.02～0.05PV，注入完成后测定岩心水相渗透率k1，然后培养15～30d；培养时间结束后注入地层水并测定岩心水相渗透率k2；计算岩心的封堵率η，η＝(k1-k2)×100％/k1，筛选出封堵率η最大岩心对应的激活剂配方。
4.根据权利要求3所述的利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，所述的激活剂注入量的确定，其注入量Q由以下公式确定：
Q＝3.14×r2×h×Φ×α
其中，r—堵水半径，m；
h—油层厚度，m；
Φ—孔隙度，小数；
α—用量系数，小数，取值为0.5～0.8。
5.根据权利要求1或2所述的利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，所述的现场试验以及现场试验效果的评价，具体步骤如下：利用高压柱塞泵将上述步骤确定量的激活剂从试验油井中注入，激活剂注完后关井培养15～30d，然后开井生产，试验结束后进行现场试验效果的评价；现场试验效果评价的指标包括有效期、单井日增油量和投入产出比。
6.根据权利要求2所述的利用激活油藏微生物产乳化剂进行油井堵水的方法，其特征在于，所述的根据乳化原油粒径的大小初步筛选出激活剂配方，具体确定方法如下：
渗透率k≥2000×10-3μm2时，初步筛选出乳化原油粒径大于100μm的激活剂配方；
2000×10-3μm2>渗透率k≥1000×10-3μm2时，初步筛选出80μm≥乳化原油粒径≥50μm的激活剂配方；
渗透率k<1000×10-3μm2时，初步筛选出40μm≥乳化原油粒径≥20μm的激活剂配方。
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