本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种提高内源微生物驱油藏采收率的方法。
背景技术：
微生物采油是指利用微生物本身及其代谢产物与油藏岩石、流体的综合作用，改善油水流度比，从而达到提高原油采收率的目的。微生物采油技术具有投资成本低、不污染环境和油藏适应范围广等优点，因此具有广阔的现场应用前景。微生物采油按照微生物来源不同分为内源微生物采油和外源微生物采油两种，其中，内源微生物采油技术是通过向油藏中注入激活剂，激活油藏中的内源微生物，利用微生物本身及其代谢产物的综合作用高原油采收率的技术。
目前，内源微生物驱油提高采收率现场试验采取的主要工艺是将筛选好的激活剂以一定注入速度和浓度连续或段塞式的方式注入试验区块水井中，目前注入的激活剂大部分是速效的，例如：葡萄糖、淀粉、玉米浆干粉、磷酸氢二铵，该类激活剂被油藏近井地带的内源微生物大量消耗，导致近井地带采收率较高、剩余油少、含油饱和度低。由于大部分激活剂在油藏近井地带被消耗，而只有少量的激活剂能够运移至油藏深部，导致油藏深部的驱油功能菌得不到有效激活，从而使油藏深部残余油较多、含油饱和度较高、采出程度较低。一方面导致注入的激活剂在近井地带大量浪费，另一方面导致微生物驱油提高采收率幅度不大，该问题也是部分实施微生物驱油现场试验效率不高的一个主要原因。
经文献检索，申请号为201610108616x，专利名称为一种内源微生物采油的方法，公开了一种利用油藏内源微生物提高原油产量的方法，该方法具体包括以下步骤：油藏的筛选；高中低渗透油层的确定；激活剂体系的确定；现场注入工艺的确定；现场试验阶段，该发明针对目标油藏的不同渗透率的油层选择不同的激活剂体系以及现场注入工艺，较好地激活不同油层的内源微生物。但是该方法的缺点在于：通常同一油层对应有多口注水井或同一注水井对应有多个不同渗透率的油层，很难保证高、中和低渗透油层的激活剂体系分别注入相应的油层中，因此，在一定程度上影响了现场试验效果。
技术实现要素：
本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种提高内源微生物驱油藏采收率的方法，该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的优点，同时能有效地提高内源微生物驱油藏的现场试验效果。
一种提高内源微生物驱油藏采收率的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选分油藏和生物两个标准，其中油藏标准为：油藏温度小于95℃、渗透率大于50×10-3μm2、原油粘度低于5000mpa.s、地层水矿化度低于100000mg/l、含水率小于98％、产出程度小于35％；生物标准为：烃类氧化功能菌菌浓大于1.0×102个/ml、原油乳化功能菌菌浓大于1.0×102个/ml、产气功能菌菌浓大于1.0×102个/ml。
(2)烃类氧化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/2～1倍。
烃类氧化功能菌为假单胞菌或不动杆菌，烃类氧化功能菌的激活剂配方为葡萄糖2～5wt％、nh4cl0.5～1.0wt％、k2hpo40.1～0.2wt％。
(3)原油乳化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/3～1/2倍。
原油乳化功能菌为地芽孢杆菌或枯草芽孢杆菌。
原油乳化功能菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1～2wt％、蛋白胨0.2～0.5wt％、kh2po40.1～0.2wt％。
(4)产气功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/5～1/3倍。
产气功能菌为产甲烷菌或产气杆菌。
产气功能菌的激活剂配方为全麦粉2～3wt％、玉米浆干粉0.5～0.8wt％、kh2po40.1～0.2wt％。
(5)现场试验效果的评价阶段
试验油藏现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括增油量、提高采收率值以及投入产出比。
其中，所述的烃类氧化功能菌激活剂的注入量v1与原油粘度有关：3000mpa.s≤原油粘度﹤5000mpa.s，v1＝0.10～0.15pv(孔隙体积)；1000mpa.s≤原油粘度﹤3000mpa.s，v1＝0.05～0.10pv；原油粘度﹤1000mpa.s，v1＝0.01～0.05pv。
所述的烃类氧化功能菌激活阶段的结束时间为烃类氧化功能菌的激活剂注入完成后3～6个月。
所述的原油乳化功能菌激活剂的注入量v2与含水率有关：90％≤含水率﹤98％，v2＝0.05～0.10pv；80％≤含水率﹤90％，v2＝0.10～0.15pv；含水率﹤80％，v2＝0.15～0.25pv。
所述的原油乳化功能菌激活阶段的结束时间为原油乳化功能菌的激活剂注入完成后6～10个月。
所述的产气功能菌激活剂的注入量v3与采出程度有关：30％≤采出程度﹤35％，v3＝0.02～0.05pv；25％≤采出程度﹤30％，v3＝0.05～0.10pv；采出程度﹤25％，v3＝0.10～0.20pv。
所述的产气功能菌激活阶段的结束时间为产气功能菌的激活剂注入完成后12～24个月。
本发明针对试验油藏的特点选择阶段式的激活方式及工艺。首先进行烃类氧化功能菌的激活阶段，向试验油藏中注入烃类氧化功能菌的激活剂激活油藏中的烃类氧化功能菌，通过烃类氧化功能菌对油藏原油的降解作用降低原油的粘度，从而提高原油的流动性能；其次进行原油乳化功能菌的激活阶段，向试验油藏中注入原油乳化功能菌的激活剂激活油藏中的原油乳化功能菌，通过原油乳化功能菌代谢产物的乳化作用降低油水界面张力，从而降低了油藏流体的油水流度比；最后进行产气功能菌的激活阶段，向试验油藏中注入产气功能菌的激活剂激活油藏中的产气功能菌，产气功能菌代谢产生生物气例如甲烷和二氧化碳等气体，产生的生物气一方面提高了试验油藏的能量，另一方面生物气在原油中的溶解降低了原油的粘度。通过上述三类功能菌的综合作用达到大幅度提高试验油藏原油采收率的目的，现场试验提高采收率大于15.0％。
本发明有益效果是：
(1)本发明采用的激活剂具有来源广、价格低廉和不伤害地层；
(2)该发明的油藏适用范围广，既适合中高渗透率的油藏，又适合高温高盐油藏；
(3)该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强，以及现场试验效果好的优点，现场试验提高采收率大于15.0％。
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：
胜利油田某区块g，油藏温度80℃、渗透率500×10-3μm2、原油粘度1280mpa.s、地层水矿化度12568mg/l、含水率95.2％、产出程度31.2％，孔隙体积5.0×105m3，注水速度100m3/d；产出液中假单胞菌菌浓1.0×103个/ml、地芽孢杆菌菌浓5.0×102个/ml、产甲烷菌菌浓2.1×103个/ml。在该区块实施本发明的具体实施步骤为：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏g的油藏温度80℃、渗透率500×10-3μm2、原油粘度1280mpa.s、地层水矿化度12568mg/l、含水率95.2％、产出程度31.2％；产出液中假单胞菌菌浓1.0×103个/ml、地芽孢杆菌菌浓5.0×102个/ml、产甲烷菌菌浓2.1×103个/ml。符合本发明的筛选标准。
(2)烃类氧化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/2倍，为50m3/d。
烃类氧化功能菌为假单胞菌，假单胞菌的激活剂配方为葡萄糖2wt％、nh4cl0.5wt％、k2hpo40.10wt％，假单胞菌的激活剂的注入量v1＝0.06pv＝3.0×104m3。
烃类氧化功能菌激活阶段的结束时间为烃类氧化功能菌的激活剂注入完成后3个月。
(3)原油乳化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/3倍，为33.3m3/d。
原油乳化功能菌为地芽孢杆菌，地芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1wt％、蛋白胨0.2wt％、kh2po40.1wt％，地芽孢杆菌激活剂的注入量v2＝0.08pv＝4.0×104m3。
原油乳化功能菌激活阶段的结束时间为原油乳化功能菌的激活剂注入完成后6个月。
(4)产气功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/5倍，为20m3/d。
产气功能菌为产甲烷菌，产甲烷菌的激活剂配方为全麦粉2wt％、玉米浆干粉0.5wt％、kh2po40.1wt％，产甲烷菌激活剂的注入量v3＝0.03pv＝1.5×104m3。
产气功能菌激活阶段的结束时间为产气功能菌的激活剂注入完成后12个月。
(5)现场试验效果的评价阶段
试验油藏现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括增油量、提高采收率值以及投入产出比。
评价结果如下：增油量2.5×104t，提高采收率值为16.5％以及投入产出比为1:6.3。
实施例2：
胜利油田某区块h，油藏温度65℃、渗透率850×10-3μm2、原油粘度985mpa.s、地层水矿化度32560mg/l、含水率93.5％、产出程度28.6％，孔隙体积9.0×105m3，注水速度90m3/d；产出液中不动杆菌菌浓2.1×103个/ml、枯草芽孢杆菌菌浓3.5×102个/ml、产气杆菌菌浓1.0×103个/ml。在该区块实施本发明的具体实施步骤为：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏h的油藏温度65℃、渗透率850×10-3μm2、原油粘度985mpa.s、地层水矿化度32560mg/l、含水率93.5％、产出程度28.6％；产出液中不动杆菌菌浓2.1×103个/ml、枯草芽孢杆菌菌浓3.5×102个/ml、产气杆菌菌浓1.0×103个/ml。符合本发明的筛选标准。
(2)烃类氧化功能菌激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的2/3倍，为60m3/d。
烃类氧化功能菌为不动杆菌，不动杆菌的激活剂配方为葡萄糖3wt％、nh4cl0.8wt％、k2hpo40.15wt％，不动杆菌激活剂的注入量v1＝0.04pv＝3.6×104m3。
烃类氧化功能菌激活阶段的结束时间为烃类氧化功能菌的激活剂注入完成后5个月。
(3)原油乳化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的5/12倍，为37.5m3/d。
原油乳化功能菌为枯草芽孢杆菌，枯草芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素1.5wt％、蛋白胨0.3wt％、kh2po40.15wt％，枯草芽孢杆菌激活剂的注入量v2＝0.07pv＝6.3×104m3。
原油乳化功能菌激活阶段的结束时间为原油乳化功能菌的激活剂注入完成后8个月。
(4)产气功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的4/15倍，为24m3/d。
产气功能菌为产气杆菌，产气杆菌的激活剂配方为全麦粉2.5wt％、玉米浆干粉0.7wt％、kh2po40.12wt％，产气杆菌激活剂的注入量v3＝0.08pv＝7.2×104m3。
产气功能菌激活阶段的结束时间为产气功能菌的激活剂注入完成后18个月。
(5)现场试验效果评价阶段
试验油藏现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括增油量、提高采收率值以及投入产出比。
评价结果如下：增油量4.2×104t，提高采收率值为17.2％以及投入产出比为1:6.5。
实施例3：
胜利油田某区块l，油藏温度85℃、渗透率1200×10-3μm2、原油粘度1952mpa.s、地层水矿化度27856mg/l、含水率97.3％、产出程度32.0％，孔隙体积7.5×105m3，注水速度120m3/d；产出液中假单胞菌菌浓5.0×102个/ml、地芽孢杆菌菌浓2.0×103个/ml、产甲烷菌菌浓2.5×103个/ml。在该区块实施本发明的具体实施步骤为：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏l的油藏温度85℃、渗透率1200×10-3μm2、原油粘度1952mpa.s、地层水矿化度27856mg/l、含水率97.3％、产出程度32.0％；产出液中假单胞菌菌浓5.0×102个/ml、地芽孢杆菌菌浓2.0×103个/ml、产甲烷菌菌浓2.5×103个/ml。符合本发明的筛选标准。
(2)烃类氧化功能菌激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入烃类氧化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1倍，为120m3/d。
烃类氧化功能菌为假单胞菌，假单胞菌的激活剂配方为葡萄糖5wt％、nh4cl1.0wt％、k2hpo40.20wt％，假单胞菌激活剂的注入量v1＝0.07pv＝5.25×104m3。
烃类氧化功能菌激活阶段的结束时间为烃类氧化功能菌的激活剂注入完成后6个月。
(3)原油乳化功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入原油乳化功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/2倍，为60m3/d。
原油乳化功能菌为地芽孢杆菌，地芽孢杆菌的激活剂配方为羧甲基纤维素2wt％、蛋白胨0.5wt％、kh2po40.2wt％，地芽孢杆菌激活剂的注入量v2＝0.06pv＝4.5×104m3。
原油乳化功能菌激活阶段的结束时间为原油乳化功能菌的激活剂注入完成后10个月。
(4)产气功能菌的激活阶段
利用高压泵车向试验油藏的注水井中注入产气功能菌的激活剂，激活剂的注入速度为注水速度的1/3倍，为40m3/d。
产气功能菌为产甲烷菌，产甲烷菌的激活剂配方为全麦粉3wt％、玉米浆干粉0.8wt％、kh2po40.2wt％，产甲烷菌激活剂的注入量v3＝0.03pv＝2.25×104m3。
产气功能菌激活阶段的结束时间为产气功能菌的激活剂注入完成后24个月。
(5)现场试验效果评价阶段
试验油藏现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括增油量、提高采收率值以及投入产出比。
评价结果如下：增油量3.6×104t，提高采收率值为16.2％以及投入产出比为1:6.0。