CN107829717B - 一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，包括以下步骤：试验油藏的筛选；厌氧产乳化剂的激活剂初筛；厌氧产乳化剂的激活剂复筛；厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定；现场试验效果的评价。通过本发明的方法筛选出的激活剂能在厌氧条件下有效激活油藏内源微生物代谢产乳化剂，乳化指数可达到90％以上；同时本发明具有工艺简单、可操作性强、易于调控和效果显著的特点，物模实验提高采收率大于20％，现场试验大于15％。因此，本发明可广泛应用于微生物驱油藏提高采收率的现场试验中。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及到一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法。
背景技术
微生物采油是利用微生物及其代谢产物来提高原油采收率，其中非常重要的一类代谢产物是生物乳化剂。生物乳化剂是由微生物代谢产生的大分子生物表面活性物质，大多数是由多糖、蛋白质、脂质或这些聚合物的混合物组成。其分子结构由一个疏水部分和一个亲水部分构成，同时具有亲水和亲脂的性质，能将原油乳化成细小的油滴颗粒，形成稳定乳状液，降低原油粘度，增加原油流动性，从而提高油藏的原油采收率，而且还具有毒性低、可生物降解等特性。
在内源微生物驱油过程中，原油乳化机理在驱油过程中贡献值最大，所以有效地激活油藏内源微生物产乳化剂是提高内源微生物驱油效率的重要途径。目前，常用的激活剂能激活油藏内源微生物在好氧条件下产乳化剂，现场注入过程中需要配注一定量空气，但空气中的氧气在油藏前端很快就被注水井附近的还原性物质和好氧、兼性微生物消耗掉，并且油藏深部绝大部分是厌氧环境，因此我们需要研究厌氧条件下能激活油藏内源微生物产乳化剂的激活剂配方。
通过室内实验证明，目前的激活剂在厌氧条件下产乳化剂效率较低。分析认为，是由于氮源中的硝酸盐提高了氧化还原电位，不利于油藏厌氧产乳化剂微生物的厌氧代谢，因此导致了该类激活剂在厌氧条件下激活微生物产乳化剂效率较低。
发明内容
本发明的目的在于针对上述现有技术的不足，而提供一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，该方法具有工艺简单、可操作性强、易于调控、油藏适应性强和效果显著的特点。
本发明公开了一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
油藏的筛选标准为：油藏温度小于90℃、渗透率大于100×10-3μm2、地层水矿化度＜100000mg/L、原油粘度小于5000mPa·s。
(2)厌氧产乳化剂的激活剂初筛
取试验油藏的油井产出液样品，将产出液样品用滤纸过滤，收集过滤后的水样用于激活剂配制；设计实验表，根据实验表确定出厌氧产乳化剂的激活剂配方；各激活剂配方首先进行亨盖特厌氧操作除氧，然后分装至厌氧瓶中，121℃灭菌20min；取油井产出液样品40mL接入上述已除氧和灭菌的160mL厌氧培养基中；在试验油藏温度下静置培养15-20d，培养时间结束后取培养液检测乳化指数，根据乳化指数的大小筛选出1-2组激活剂配方。
(3)厌氧产乳化剂的激活剂复筛
厌氧产乳化剂的激活剂复筛，具体方法如下：填装与试验油藏渗透率相同的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验油藏地层水，计算岩心的PV；饱和试验油藏脱水脱气原油，岩心加压至试验油藏的压力，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为试验油藏的温度，静置5～7d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率与试验油藏油井平均含水率相同为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的初筛激活剂0.3PV后培养10～15d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，筛选出乳化指数高于90％，且提高采收率值大于20％的激活剂配方。
(4)厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定
厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定，具体方法如下：填装与试验油藏渗透率相同的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验油藏地层水，计算岩心的PV；饱和试验油藏脱水脱气原油，岩心加压至试验油藏的压力，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为试验油藏的温度，静置5～7d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率与试验油藏油井平均含水率相同为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的复筛激活剂0.1～0.3PV后培养15～30d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，乳化指数和提高采收率值均最大对应的注入量确定为激活剂的注入量。
(5)现场试验及效果评价
向试验油藏的注水井注入上述复筛后厌氧产乳化剂的激活剂，注入速度为6m3/h～8m3/h，试验结束后评价乳化指数和计算提高采收率值。
所述的亨盖特厌氧操作除氧，具体方法如下：向配制好的每1L激活剂中加入1mL刃千青指示剂，煮沸，通氮气继续煮至指示剂的颜色褪去，待温度降至室温后用氮气保护分装至厌氧瓶中。
所述的乳化指数，其检测方法如下：在试管中加入培养液和液体石蜡各5mL，在微型漩涡混合仪上高速震荡2-5min，静置12-24h，读取乳化指数E24，E24＝乳化层体积/总有机相体积×100％。
所述的厌氧产乳化剂的激活剂由有机碳源、非硝酸盐型的氮源、磷源和半胱氨酸组成，质量浓度分别为1-3g/L、1-2g/L、0.5-1.5g/L和0.1-0.5g/L，所述的有机碳源包括葡萄糖、玉米浆干粉和糖蜜中的一种，所述氮源包括蛋白胨、酵母粉和氯化铵中的一种，所述的磷酸盐为磷酸二氢钾或磷酸氢二钾。
本发明与现有技术相比具有如下有益效果：
(1)通过本发明的方法筛选出的激活剂，能在厌氧条件下有效激活油藏内源微生物代谢产乳化剂，乳化指数可达到90％以上；
(2)本发明筛选的激活剂具有易于获得、价格低廉、经济环保的特点；
(3)本发明具有工艺简单、可操作性强、易于调控和效果显著的特点，物模实验提高采收率大于20％，现场试验大于15％。
具体实施方法
下面结合实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1：
胜利油田某采油厂区块A2，油藏温度65℃，渗透率950×10-3μm2，油藏压力11.5MPa，油层厚度15.0m，地层水矿化度85620mg/L，原油粘度2650mPa·s，含水率96.3％，孔隙体积为8.0×104m3。利用本发明的方法在该区块实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块A2的油藏温度小于90℃、渗透率大于100×10-3μm2、地层水矿化度小于100000mg/L、原油粘度小于5000mPa·s。符合本发明筛选标准。
(2)厌氧产乳化剂的激活剂初筛
取试验区块A2的油井A23产出液样品，将产出液样品用滤纸过滤，收集过滤后的水样用于激活剂配制；设计实验表，见表1，根据实验表确定出厌氧产乳化剂的激活剂配方，见表1；各激活剂配方首先进行亨盖特厌氧操作除氧，然后分装至厌氧瓶中，121℃灭菌20min；取油井产出液样品40mL接入上述已除氧和灭菌的160mL厌氧培养基中；在试验油藏温度下65℃静置培养15d，培养时间结束后取培养液检测乳化指数，见表1，根据乳化指数的大小筛选出2组激活剂配方，分别为第5组：玉米浆干粉2.0g/L、酵母粉1.5g/L、磷酸氢二钾1.0g/L、半胱氨酸0.5g/L；第7组：糖蜜1.0g/L、蛋白胨2.0g/L、磷酸氢二钾1.5g/L、半胱氨酸0.2g/L。
亨盖特厌氧操作除氧，具体方法如下：向配制好的每1L激活剂中加入1mL刃千青指示剂，煮沸，通氮气继续煮至指示剂的颜色褪去，待温度降至室温后用氮气保护分装至厌氧瓶中。
乳化指数，其检测方法如下：在试管中加入培养液和液体石蜡各5mL，在微型漩涡混合仪上高速震荡2min，静置12h，读取乳化指数E24，E24＝乳化层体积/总有机相体积×100％。
表1区块A2激活剂配方及其乳化指数的测试结果
(3)厌氧产乳化剂的激活剂复筛
厌氧产乳化剂的激活剂复筛，具体方法如下：填装渗透率为950×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A2地层水，计算岩心的孔隙体积分别为250mL、230mL；饱和区块A2脱水脱气原油，岩心加压至11.5MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为65℃，静置5d；岩心一次水驱，试验用水为试验区块A2除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率96.3％为止，计算一次水驱采出程度分别为43.2％、42.5％；注入严格厌氧并灭菌的初筛激活剂75mL、69mL后培养10d；进行二次水驱，试验用水为试验区块A2除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表2，从表2可以看出第7组实验的乳化指数高于90％，且提高采收率值大于20％的激活剂配方，因此，复筛出的激活剂配方为糖蜜1.0g/L、蛋白胨2.0g/L、磷酸氢二钾1.5g/L、半胱氨酸0.2g/L。
表2激活剂的乳化指数和提高采收率值结果
| 组别 | 乳化指数，％ | 提高采收率值，％ |
| 第5组 | 93.8 | 18.5 |
| 第7组 | 95.2 | 21.3 |
(4)厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定
厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定，具体方法如下：填装为950×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A2地层水，计算岩心的孔隙体积为220mL；饱和区块A2脱水脱气原油，岩心加压至11.5MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为65℃，静置5d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率为96.3％为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的复筛激活剂(见表3)后培养15d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表3，从表3可以看出激活剂注入量为0.25PV时对应的乳化指数和提高采收率值均最大，因此激活剂的注入量为0.25PV。
表3不同注入量激活剂的乳化指数和提高采收率值
(5)现场试验及效果评价
向试验区块A2的注水井注入0.25PV，2.0×104m3上述复筛后厌氧产乳化剂的激活剂(糖蜜1.0g/L、蛋白胨2.0g/L、磷酸氢二钾1.5g/L、半胱氨酸0.2g/L)，注入速度为6m3/h，试验结束后评价乳化指数和计算提高采收率值，分别为95.6％和18.6％，现场试验效果良好。
实施例2：
胜利油田某采油厂区块A5，油藏温度68℃，渗透率1200×10-3μm2，油藏压力12.0MPa，油层厚度21.0m，地层水矿化度56425mg/L，原油粘度9850mPa·s，含水率95.6％，孔隙体积为2.0×105m3。利用本发明的方法在该区块实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块A5的油藏温度小于90℃、渗透率大于100×10-3μm2、地层水矿化度小于100000mg/L、原油粘度小于5000mPa·s。符合本发明筛选标准。
(2)厌氧产乳化剂的激活剂初筛
取试验区块A5的油井A52产出液样品，将产出液样品用滤纸过滤，收集过滤后的水样用于激活剂配制；设计实验表，见表4，根据实验表确定出厌氧产乳化剂的激活剂配方，见表4；各激活剂配方首先进行亨盖特厌氧操作除氧，然后分装至厌氧瓶中，121℃灭菌20min；取油井产出液样品40mL接入上述已除氧和灭菌的160mL厌氧培养基中；在试验油藏温度下68℃静置培养18d，培养时间结束后取培养液检测乳化指数，见表4，根据乳化指数的大小筛选出2组激活剂配方，分别为第3组：葡萄糖3.0g/L、氯化铵1.0g/L、磷酸二氢钾0.5g/L、半胱氨酸0.3g/L；第8组：糖蜜2.0g/L、酵母粉2.0g/L、磷酸氢二钾1.5g/L、半胱氨酸0.3g/L。
亨盖特厌氧操作除氧，具体方法如下：向配制好的每1L激活剂中加入1mL刃千青指示剂，煮沸，通氮气继续煮至指示剂的颜色褪去，待温度降至室温后用氮气保护分装至厌氧瓶中。
乳化指数，其检测方法如下：在试管中加入培养液和液体石蜡各5mL，在微型漩涡混合仪上高速震荡3min，静置18h，读取乳化指数E24，E24＝乳化层体积/总有机相体积×100％。
表4区块A5激活剂配方及其乳化指数的测试结果
(3)厌氧产乳化剂的激活剂复筛
厌氧产乳化剂的激活剂复筛，具体方法如下：填装渗透率为1200×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A5地层水，计算岩心的孔隙体积分别为230mL、225mL；饱和区块A5脱水脱气原油，岩心加压至12.0MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为68℃，静置6d；岩心一次水驱，试验用水为试验区块A5除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率95.6％为止，计算一次水驱采出程度分别为45.0％、44.2％；注入严格厌氧并灭菌的初筛激活剂69mL、67.5mL后培养12d；进行二次水驱，试验用水为试验区块A5除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表5，从表5可以看出第3组实验的乳化指数高于90％，且提高采收率值大于20％的激活剂配方，因此复筛出的激活剂配方为葡萄糖3.0g/L、氯化铵1.0g/L、磷酸二氢钾0.5g/L和半胱氨酸0.3g/L。
表5激活剂的乳化指数和提高采收率值结果
| 组别 | 乳化指数，％ | 提高采收率值，％ |
| 第3组 | 96.3 | 22.5 |
| 第8组 | 93.6 | 19.2 |
(4)厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定
厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定，具体方法如下：填装为1200×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A5地层水，计算岩心的孔隙体积为230mL；饱和区块A5脱水脱气原油，岩心加压至12.0MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为68℃，静置6d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率为96.3％为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的复筛激活剂(见表6)后培养20d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表6，从表6可以看出激活剂注入量为0.30PV时对应的乳化指数和提高采收率值均最大，因此激活剂的注入量为0.30PV。
表6不同注入量激活剂的乳化指数和提高采收率值
| 序号 | 注入量，PV | 乳化指数，％ | 提高采收率值，％ |
| 1 | 0.10 | 80.3 | 16.8 |
| 2 | 0.15 | 83.5 | 20.3 |
| 3 | 0.20 | 92.3 | 21.2 |
| 4 | 0.25 | 94.6 | 22.0 |
| 5 | 0.30 | 96.2 | 23.1 |
(5)现场试验及效果评价
向试验区块A5的注水井注入0.30PV，0.6×105m3上述复筛后厌氧产乳化剂的激活剂(葡萄糖3.0g/L、氯化铵1.0g/L、磷酸二氢钾0.5g/L和半胱氨酸0.3g/L)，注入速度为7m3/h，试验结束后评价乳化指数和计算提高采收率值，分别为94.3％和19.5％，现场试验效果良好。
实施例3：
胜利油田某采油厂区块A8，油藏温度72℃，渗透率800×10-3μm2，油藏压力10.2MPa，油层厚度23.5m，地层水矿化度35624mg/L，原油粘度7562mPa·s，含水率97.0％，孔隙体积为5.0×105m3。利用本发明的方法在该区块实施现场试验，具体实施步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
试验区块A8的油藏温度小于90℃、渗透率大于100×10-3μm2、地层水矿化度小于100000mg/L、原油粘度小于5000mPa·s。符合本发明筛选标准。
(2)厌氧产乳化剂的激活剂初筛
取试验区块A8的油井A86产出液样品，将产出液样品用滤纸过滤，收集过滤后的水样用于激活剂配制；设计实验表，见表7，根据实验表确定出厌氧产乳化剂的激活剂配方，见表7；各激活剂配方首先进行亨盖特厌氧操作除氧，然后分装至厌氧瓶中，121℃灭菌20min；取油井产出液样品40mL接入上述已除氧和灭菌的160mL厌氧培养基中；在试验油藏温度下72℃静置培养20d，培养时间结束后取培养液检测乳化指数，见表7，根据乳化指数的大小筛选出2组激活剂配方，分别为第2组：葡萄糖2.0g/L、酵母粉1.0g/L、磷酸二氢钾0.5g/L、半胱氨酸0.2g/L；第4组：玉米浆干粉1.0g/L、蛋白胨1.5g/L、磷酸二氢钾1.0g/L、半胱氨酸0.4g/L。
亨盖特厌氧操作除氧，具体方法如下：向配制好的每1L激活剂中加入1mL刃千青指示剂，煮沸，通氮气继续煮至指示剂的颜色褪去，待温度降至室温后用氮气保护分装至厌氧瓶中。
乳化指数，其检测方法如下：在试管中加入培养液和液体石蜡各5mL，在微型漩涡混合仪上高速震荡5min，静置24h，读取乳化指数E24，E24＝乳化层体积/总有机相体积×100％。
表7区块A8激活剂配方及其乳化指数的测试结果
(3)厌氧产乳化剂的激活剂复筛
厌氧产乳化剂的激活剂复筛，具体方法如下：填装渗透率为800×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A8地层水，计算岩心的孔隙体积分别为220mL、232mL；饱和区块A8脱水脱气原油，岩心加压至10.2MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为72℃，静置7d；岩心一次水驱，试验用水为试验区块A8除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率97.0％为止，计算一次水驱采出程度分别为43.5％、44.3％；注入严格厌氧并灭菌的初筛激活剂66mL、69.6mL后培养15d；进行二次水驱，试验用水为试验区块A8除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表8，从表8可以看出第4组实验的乳化指数高于90％，且提高采收率值大于20％的激活剂配方，因此，复筛出的激活剂配方为玉米浆干粉1.0g/L、蛋白胨1.5g/L、磷酸二氢钾1.0g/L和半胱氨酸0.4g/L。
表8激活剂的乳化指数和提高采收率值结果
| 组别 | 乳化指数，％ | 提高采收率值，％ |
| 第2组 | 91.2 | 19.5 |
| 第4组 | 96.8 | 24.3 |
(4)厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定
厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定，具体方法如下：填装为800×10-3μm2的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验区块A8地层水，计算岩心的孔隙体积为235mL；饱和区块A8脱水脱气原油，岩心加压至10.2MPa，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为72℃，静置7d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率为97.0％为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的复筛激活剂(见表9)后培养30d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，见表9，从表9可以看出激活剂注入量为0.20PV时对应的乳化指数和提高采收率值均最大，因此激活剂的注入量为0.20PV。
表9不同注入量激活剂的乳化指数和提高采收率值
| 序号 | 注入量，PV | 乳化指数，％ | 提高采收率值，％ |
| 1 | 0.10 | 86.5 | 19.2 |
| 2 | 0.15 | 87.2 | 20.3 |
| 3 | 0.20 | 96.2 | 23.5 |
| 4 | 0.25 | 95.0 | 22.0 |
| 5 | 0.30 | 94.2 | 21.3 |
(5)现场试验及效果评价
向试验区块A8的注水井注入0.20PV，1.0×105m3上述复筛后厌氧产乳化剂的激活剂(玉米浆干粉1.0g/L、蛋白胨1.5g/L、磷酸二氢钾1.0g/L和半胱氨酸0.4g/L)，注入速度为8m3/h，试验结束后评价乳化指数和计算提高采收率值，分别为97.2％和19.5％，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)
1.一种调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
油藏的筛选标准为：油藏温度小于90℃、渗透率大于100×10-3μm2、地层水矿化度＜100000mg/L、原油粘度小于5000mPa·s；
(2)厌氧产乳化剂的激活剂初筛
取试验油藏的油井产出液样品，将产出液样品用滤纸过滤，收集过滤后的水样用于激活剂配制；设计实验表，根据实验表确定出厌氧产乳化剂的激活剂配方；各激活剂配方首先进行亨盖特厌氧操作除氧，然后分装至厌氧瓶中，121℃灭菌20min；取油井产出液样品40mL接入上述已除氧和灭菌的160mL厌氧培养基中；在试验油藏温度下静置培养15-20d，培养时间结束后取培养液检测乳化指数，根据乳化指数的大小筛选出1-2组激活剂配方；
(3)厌氧产乳化剂的激活剂复筛
厌氧产乳化剂的激活剂复筛，具体方法如下：填装与试验油藏渗透率相同的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验油藏地层水，计算岩心的PV；饱和试验油藏脱水脱气原油，岩心加压至试验油藏的压力，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为试验油藏的温度，静置5～7d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率与试验油藏油井平均含水率相同为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的初筛激活剂0.3PV后培养10～15d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，筛选出乳化指数高于90％，且提高采收率值大于20％的激活剂配方；
(4)厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定
厌氧产乳化剂的激活剂注入量的确定，具体方法如下：填装与试验油藏渗透率相同的填砂岩心；岩心抽真空、饱和除氧的试验油藏地层水，计算岩心的PV；饱和试验油藏脱水脱气原油，岩心加压至试验油藏的压力，将加压后的岩心置于恒温箱中，恒温箱的温度为试验油藏的温度，静置5～7d；岩心一次水驱，试验用水为除氧的地层水，一次水驱至岩心产出液含水率与试验油藏油井平均含水率相同为止，计算一次水驱采出程度；注入严格厌氧并灭菌的复筛激活剂0.1～0.3PV后培养15～30d；进行二次水驱，试验用水为除氧的地层水；取样分析乳化指数和计算提高采收率值，乳化指数和提高采收率值均最大对应的注入量确定为激活剂的注入量；
(5)现场试验及效果评价
向试验油藏的注水井注入上述复筛后厌氧产乳化剂的激活剂，注入速度为6m3/h～8m3/h，试验结束后评价乳化指数和计算提高采收率值。
2.根据权利要求1所述的调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于所述的亨盖特厌氧操作除氧，具体方法如下：向配制好的每1L激活剂中加入1mL刃千青指示剂，煮沸，通氮气继续煮至指示剂的颜色褪去，待温度降至室温后用氮气保护分装至厌氧瓶中。
3.根据权利要求1或2所述的调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于所述的乳化指数，其检测方法如下：在试管中加入培养液和液体石蜡各5mL，在微型漩涡混合仪上高速震荡2-5min，静置12-24h，读取乳化指数E24，E24＝乳化层体积/总有机相体积×100％。
4.根据权利要求1或2所述的调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于所述的厌氧产乳化剂的激活剂由有机碳源、非硝酸盐型的氮源、磷源和半胱氨酸组成。
5.根据权利要求4所述的调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于所述的有机碳源、非硝酸盐型的氮源、磷源和半胱氨酸质量浓度分别为1-3g/L、1-2g/L、0.5-1.5g/L和0.1-0.5g/L。
6.根据权利要求4所述的调控油藏内源微生物厌氧产乳化剂的方法，其特征在于所述的有机碳源包括葡萄糖、玉米浆干粉和糖蜜中的一种，所述氮源包括蛋白胨、酵母粉和氯化铵中的一种，所述的磷源为磷酸二氢钾或磷酸氢二钾。
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