CN108716391B - 一种采油用内源微生物群落调控的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种采油用内源微生物群落的调控方法。本发明首先进行试验油藏的筛选，根据试验油藏的条件确定模拟岩心参数，进而开展试验油藏的物理模拟实验，依据试验油藏物理模拟实验结果确定微生物群落分布规律，从而明确不同类型微生物激活剂注入量以及现场注入工艺，最后进行现场试验。本发明能够有效地激活试验油藏中不同类型的微生物，同时有效地降低微生物激活剂的投资成本，从而实现大幅度提高试验油藏的采收率，现场试验效果明显，投入产出比为1:12以上，提高采收率大于20％。
Description
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种采油用内源微生物群落调控的方法。
背景技术
内源微生物驱油是指利用油藏长期注水过程中形成的微生物群落体系，通过向注水井中注入激活剂激活油藏中的微生物群落，利用微生物自身及代谢产生的表面活性物质和生物气与油藏中的原油发生作用，提高原油产量和采收率，是一项环保、低成本的开采技术。
内源微生物在油藏中从注水井到生产井依次分布着好氧微生物、兼性好氧微生物和厌氧微生物，不同类型的微生物贯穿整个油藏，不同类型微生物及其代谢产物共同与油藏中的原油作用，从而产生驱油效果。但是目前内源微生物驱油过程中虽然从注水井中注入了不同类型的微生物激活剂激活好氧微生物、兼性好氧微生物和厌氧微生物，但是不同类型的激活剂均为从注水井注入油藏，一方面激活剂自身存在吸附滞留作用，另一方面不同类型激活剂存在重叠，影响微生物的有效激活作用。因此，需要明确油藏中不同类型微生物的分布规律，进而实现不同类型微生物激活剂的准确注入，实现有效激活。
经文献检索，公告号“CN104481476A”，专利名称“一种微生物驱油提高原油采收率的方法”，公开了一种微生物驱油提高原油采收率的方法，通过检测内源微生物种类，将微生物驱油分为了好氧、兼性、厌氧微生物驱油不同的阶段。但该方法的缺点在于：(1)油藏中不同类型微生物包括好氧、兼性好氧和厌氧微生物是从注水井到生产井同时存在的，不可能只存在某一种类型的微生物激活驱油；(2)油藏中不同微生物驱油阶段均由注水井注入，而且没有注入速度和注入方式的区别，激活剂主要在油藏中前部被消耗利用，不利于油藏中深部微生物的激活作用；(3)上述方法中还需要注入不同类型微生物的菌液，需要对微生物进行筛选、培养、发酵，实施过程复杂繁琐，不利于现场实施，而且还存在油藏适应性的问题。
发明内容
本发明的目的是针对上述现有技术的不足而提供一种采油用内源微生物群落调控的方法。本发明首先进行试验油藏的筛选，根据试验油藏的条件确定模拟岩心参数，进而开展试验油藏的物理模拟实验，依据试验油藏物理模拟实验结果确定微生物群落分布规律，从而明确不同类型微生物激活剂注入量以及现场注入工艺，最后进行现场试验。本发明能够有效地激活试验油藏中不同类型的微生物，同时有效地降低微生物激活剂的投资成本，从而实现大幅度提高试验油藏的采收率，现场试验效果明显。
本发明公开了一种采油用内源微生物群落调控的方法，其特征在于，具体包括以下步骤，但不限于以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选需要满足以下条件：油藏温度＜90℃、油藏压力＜20MPa、渗透率＞100×10-3μm2、油藏地层水矿化度＜200000mg/L和油藏原油粘度＜50000mPa·s。
(2)实验模拟岩心参数的确定
实验模拟岩心参数包括：岩心长度、直径和取样点；
实验模拟岩心长度：试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度比例为100-200:1；
实验模拟岩心直径：试验油藏厚度与实验模拟岩心直径比例为50-80:1；
实验模拟岩心取样点：取样点数量为每间隔0.1m-0.2m设置一个取样点，取样点均匀分布在实验模拟岩心上。
(3)试验油藏的物理模拟实验
利用上述实验模拟岩心开展试验油藏的物理模拟实验，实验具体步骤为：
填装与试验油藏渗透率相同的实验模拟岩心；模拟岩心抽真空、饱和试验油藏的地层水；饱和试验油藏的脱水脱气原油；实验模拟岩心在试验油藏温度和压力条件下放置10d，然后进行一次水驱，一次水驱至与试验油藏当前综合含水一致；实验模拟岩心取样点进行取样，每个取样点取样量为10-20mL；测试样品的好氧、兼性好氧及厌氧微生物含量。
(4)实验模拟岩心中微生物群落分布规律的确定
根据上述测试结果，分析实验模拟岩心中好氧、兼性好氧及厌氧微生物的分布规律，确定好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点。
(5)试验油藏中微生物群落分布规律的确定
依据上述步骤确定的好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点，以及试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度的比例，分别确定出试验油藏中好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离L1，兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离L2。
(6)激活剂注入量的确定
激活剂包括好氧微生物激活剂、兼性好氧微生物激活剂和厌氧微生物激活剂。
(7)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂现场注入工艺是根据上述步骤确定的试验油藏中好氧与兼性好氧以及兼性好氧与厌氧微生物的分界点对应的位置处分别设置兼性好氧和厌氧微生物激活剂的注入口，兼性好氧和厌氧微生物激活剂分别从上述注入口注入，好氧微生物激活剂从试验油藏的注水井中注入。
(8)现场试验以及效果评价
按照上述确定激活剂注入量以及激活剂现场注入工艺进行现场试验，试验结束后进行现场试验效果的统计与分析，计算试验油藏的提高采收率值以及投入产出比。
所述的好氧微生物包括枯草芽孢杆菌、铜绿假单胞菌和不动杆菌。
所述的兼性好氧微生物包括地芽孢杆菌、油杆菌和无色杆菌。
所述的厌氧微生物包括产甲烷菌、硝酸盐还原菌和厌氧小杆菌。
所述的好氧微生物激活剂为淀粉1.5-2.0wt％、蛋白胨0.9-1.2wt％、磷酸氢二钾0.3-0.6wt％、双氧水1.0-1.5wt％。
所述的兼性好氧微生物激活剂为葡萄糖1.8-2.2wt％、玉米浆干粉1.0-1.4wt％、磷酸氢二钠0.4-0.8wt％。
所述的厌氧微生物激活剂为淀粉1.5-2.0wt％、玉米浆干粉0.5-0.8wt％、磷酸氢二氨0.3-0.6wt％。
所述的好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V1＝R2L1Фβ1
式中：V1—好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离，m；
Ф—试验油藏的孔隙度，无量纲；
β1—用量系数，无量纲，取值范围为0.5～0.6。
所述的兼性好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V2＝R2(L2-L1)Фβ2
式中：V2—兼性好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离，m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离，m；
Ф—油藏孔隙度，无量纲；
β2—用量系数，无量纲，取值范围为0.8～1.0。
所述的厌氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V3＝R2(L-L2)Фβ3
式中：V3—厌氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L—试验油藏注水井与油井的距离，m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离，m；
Ф—油藏孔隙度，无量纲；
β3—用量系数，无量纲，取值范围为0.6～0.8。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)利用实验模拟岩心通过模拟实验明确了试验油藏中不同位置好氧、兼性好氧及厌氧微生物的分布区域，为激活剂注入量的设计提供依据；
(2)从试验油藏不同位置注入不同类型微生物的激活剂，提高激活剂激活微生物的针对性和有效性，从而提高了微生物的驱油效果，投入产出比为1:12以上，提高采收率大于20％；
(3)激活剂体系按照微生物在试验油藏中的分布区域进行定向激活，有效避免了激活剂组分的吸附和滞留，节省了激活剂成本；
(4)此方法现场实施的针对性和可操作性强，与传统方法相比具有开采成本低、产出液无需后续处理、安全环保等优点。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步的详述：
实施例1：
胜利油田某采油厂试验区块A概况：油藏温度65℃，油藏压力11MPa，油层厚度6.5m，渗透率800×10-3μm2，地层水矿化度8500mg/L，孔隙度26％，原油粘度1200mPa·s，综合含水93.5％，采出程度为24.0％，平均井距为240m。利用本发明的方法在该油藏开展微生物驱油，具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
油藏温度为65℃、油藏压力为11MPa、油藏渗透率为800×10-3μm2、地层水矿化度为8500mg/L、原油粘度为1200mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)实验模拟岩心参数的确定
实验模拟岩心长度：油水井之间的距离为240m，试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度比例为100:1，计算出岩心的长度为2.4m。
实验模拟岩心直径：油藏厚度为6.5m，试验油藏厚度与实验模拟岩心直径比例50:1，计算出岩心直径为0.13m。
实验模拟岩心取样点：岩心长度为2.4m，取样点间隔为0.2m，设计取样点数为12个。
(3)试验油藏的物理模拟实验
利用上述实验模拟岩心开展试验油藏的物理模拟实验，实验具体步骤为：①按照油藏A条件装填岩心，岩心基本要求为渗透率800×10-3μm2，孔隙度26％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油，岩心模拟油藏温度老化放置10天；②岩心一次水驱，一次水驱采出程度24％，采出液含水93.5％；③一次水驱后对岩心12个取样点进行取样进行微生物分析，具体数据如下表1所示：
表1岩心取样点产出液中不同类型微生物菌浓变化
(4)实验模拟岩心中微生物群落分布规律的确定
根据上述测试结果，岩心驱替实验分析结果表明好氧微生物主要分布在岩心的1号-3号取样点之间的区域，兼性好氧微生物主要分布在岩心4号-7号取样点之间的区域，厌氧微生物主要分布在岩心8号-12号取样点之间的区域。所以根据不同区域微生物的分布规律确定好氧与兼性好氧微生物的分界点在距离岩心入口0.6m的位置，兼性好氧与厌氧微生物的分界点在距离岩心入口1.4m的位置。
(5)试验油藏中微生物群落分布规律的确定
依据上述步骤确定的好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点，以及试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度的比例100:1，确定出试验油藏中好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离L1为60m，兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离L2为140m。
(6)激活剂注入量的确定
激活剂包括好氧微生物激活剂、兼性好氧微生物激活剂和厌氧微生物激活剂。其中好氧微生物激活剂为：淀粉1.5wt％、蛋白胨1wt％、磷酸氢二钾0.3wt％、双氧水1.5wt％，好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V1＝3.14R2L1Фβ1＝1035m3
式中：V1—好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度6.5m；
L1—注入井到好氧与兼性好氧微生物分界点之间距离为60m；
Ф—油藏孔隙度0.26；
β1—用量系数，无量纲，取值为0.5。
兼性好氧微生物激活剂为葡萄糖2.2wt％、玉米浆干粉1.2wt％、磷酸氢二钠0.6wt％，兼性好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V2＝3.14R2(L2-L1)Фβ2＝2483m3
式中：V2—兼性好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度6.5m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离60m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离140m；
Ф—油藏孔隙度0.26；
β2—用量系数，无量纲，取值为0.9。
厌氧微生物激活剂为淀粉1.6wt％、玉米浆干粉0.7wt％、磷酸氢二氨0.5wt％，厌氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V3＝3.14R2(L-L2)Фβ3＝2424.5m3
式中：V3—厌氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度6.5m；
L—试验油藏注水井与油井的距离240m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离140m；
Ф—油藏孔隙度0.26；
β3—用量系数，无量纲，取值为0.7。
(7)激活剂注入工艺的确定
激活剂现场注入工艺是根据上述步骤确定的试验油藏中好氧与兼性好氧以及兼性好氧与厌氧微生物的分界点对应的位置处分别设置兼性好氧和厌氧微生物激活剂的注入口，其中好氧微生物激活剂从试验油藏的注水井中注入，兼性好氧微生物激活剂从距离注水井60m的注入口注入，厌氧微生物激活剂从距离注水井140m的注入口注入。
(8)现场试验以及效果评价
现场试验结束后区块综合含水由93.5％下降到76.5％，含水降低17个百分点，增产原油2.5×104t，提高采收率21.8％，投入产出比为1:10.5，现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某采油厂试验区块B概况：油藏温度80℃，油藏压力15MPa，油层厚度4m，渗透率1200×10-3μm2，地层水矿化度10500mg/L，孔隙度28％，原油粘度850mPa·s，综合含水94.8％，采出程度为30％，平均井距为200m。利用本发明的方法在该油藏开展内源微生物驱油，具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
油藏温度为80℃、油藏压力为15MPa、油藏渗透率为1200×10-3μm2、地层水矿化度为10500mg/L、原油粘度为850mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)实验模拟岩心参数的确定
实验模拟岩心长度：油水井之间的距离为200m，试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度比例200:1，计算出岩心长度为1m。
实验模拟岩心直径：油藏厚度为4m，试验油藏厚度与实验模拟岩心直径比例50:1，计算出岩心直径为0.08m。
实验模拟岩心取样点：岩心长度为2m，取样点间隔为0.1m，计算出取样点数为10个。
(3)试验油藏的物理模拟实验
利用上述实验模拟岩心开展试验油藏的物理模拟实验，实验具体步骤为：①按照油藏B条件装填岩心，岩心基本要求为渗透率1200×10-3μm2，孔隙度28％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油，岩心模拟油藏温度放置10天；②岩心一次水驱，一次水驱采出程度30％，采出液含水94.8％；③一次水驱后对岩心10个取样点进行取样进行微生物分析，具体数据如下表2所示：
表2岩心取样点产出液中不同类型微生物菌浓变化
(4)实验模拟岩心中微生物群落分布规律的确定
根据上述测试结果，岩心驱替实验分析结果表明好氧微生物主要分布在岩心的1号-3号取样点之间的区域，兼性好氧微生物主要分布在岩心4号-6号取样点之间的区域，厌氧微生物主要分布在岩心7号-10号取样点之间的区域。所以根据不同区域微生物的分布规律确定好氧与兼性好氧微生物的分界点在距离岩心入口0.3m的位置，兼性好氧与厌氧微生物的分界点在距离岩心入口0.6m的位置。
(5)试验油藏中微生物群落分布规律的确定
依据上述步骤确定的好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点，以及试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度的比例，确定出试验油藏中好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离L1为60m，兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离L2为120m。
(6)激活剂注入量的确定
激活剂包括好氧微生物激活剂、兼性好氧微生物激活剂和厌氧微生物激活剂。其中好氧微生物激活剂为：淀粉1.7wt％、蛋白胨1.1wt％、磷酸氢二钾0.4wt％、双氧水1.3wt％，好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V1＝3.14R2L1Фβ1＝506m3
式中：V1—好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度4m；
L1—注入井到好氧与兼性好氧微生物分界点之间距离为60m；
Ф—油藏孔隙度0.28；
β1—用量系数，无量纲，取值为0.6。
兼性好氧微生物激活剂为葡萄糖1.9wt％、玉米浆干粉1.3wt％、磷酸氢二钠0.5wt％，兼性好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V2＝3.14R2(L2-L1)Фβ2＝759m3
式中：V2—兼性好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度4m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离60m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离120m；
Ф—油藏孔隙度0.28；
β2—用量系数，无量纲，取值为0.9。
厌氧微生物激活剂为淀粉1.8wt％、玉米浆干粉0.8wt％、磷酸氢二氨0.6wt％，厌氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V3＝3.14R2(L-L2)Фβ3＝900m3
式中：V3—厌氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度4m；
L—试验油藏注水井与油井的距离200m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离120m；
Ф—油藏孔隙度0.28；
β3—用量系数，无量纲，取值为0.8。
(7)激活剂注入工艺的确定
激活剂现场注入工艺是根据上述步骤确定的试验油藏中好氧与兼性好氧以及兼性好氧与厌氧微生物的分界点对应的位置处分别设置兼性好氧和厌氧微生物激活剂的注入口，其中好氧微生物激活剂从试验油藏的注水井中注入，兼性好氧微生物激活剂从距离注水井60m的注入口注入，厌氧微生物激活剂从距离注水井120m的注入口注入。
(8)现场试验效果的统计与分析
现场试验结束后区块综合含水由94.8％下降到84.5％，含水降低10.3个百分点，增产原油3.2×104t，提高采收率22.5％，投入产出比为1:12.0，现场试验效果良好。
实施例3：
胜利油田某采油厂试验区块C概况：油藏温度75℃，油藏压力12.5MPa，油层厚度10m，渗透率1050×10-3μm2，地层水矿化度9400mg/L，孔隙度32％，原油粘度690mPa·s，综合含水89％，采出程度为24％，平均井距为300m。利用本发明的方法在该油藏开展内源微生物驱油试验，具体步骤如下：
(1)试验油藏的筛选
油藏温度为75℃、油藏压力为12.5MPa、油藏渗透率为1050×10-3μm2、地层水矿化度为9400mg/L、原油粘度为690mPa·s。满足本发明的试验油藏的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)实验模拟岩心参数的确定
实验模拟岩心长度：油水井之间的距离为300m，试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度比例100:1，计算出岩心长度3m。
实验模拟岩心直径：油藏厚度为10m，试验油藏厚度与实验模拟岩心直径比例80:1，计算出岩心直径为0.125m。
实验模拟岩心取样点：岩心长度为3m，取样点间隔为0.2m，计算出取样点数为15个。
(3)试验油藏的物理模拟实验
利用上述实验模拟岩心开展试验油藏的物理模拟实验，实验具体步骤为：①按照油藏C条件装填岩心，岩心基本要求为渗透率1050×10-3μm2，孔隙度32％，饱和油藏地层水，饱和油藏脱水脱气原油，岩心模拟油藏温度放置10天；②岩心一次水驱，一次水驱采出程度24％，采出液含水89％；③一次水驱后对岩心15个取样点进行取样进行微生物分析，具体数据如下表3所示：
表3岩心取样点产出液中不同类型微生物菌浓变化
(4)实验模拟岩心中微生物群落分布规律的确定
根据上述测试结果，岩心驱替实验分析结果表明好氧微生物主要分布在岩心的1号-5号取样点之间的区域，兼性好氧微生物主要分布在岩心6号-11号取样点之间的区域，厌氧微生物主要分布在岩心12号-15号取样点之间的区域。所以根据不同区域微生物的分布规律确定好氧与兼性好氧微生物的分界点在距离岩心入口1m的位置，兼性好氧与厌氧微生物的分界点在距离岩心入口2.2m的位置。
(5)试验油藏中微生物群落分布规律的确定
依据上述步骤确定的好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点，以及试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度的比例，确定出试验油藏中好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离L1为100m，兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离L2为220m。
(6)激活剂注入量的确定
激活剂包括好氧微生物激活剂、兼性好氧微生物激活剂和厌氧微生物激活剂。其中好氧微生物激活剂为：淀粉1.8wt％、蛋白胨0.9wt％、磷酸氢二钾0.5wt％、双氧水1.5wt％，好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V1＝3.14R2L1Фβ1＝5024m3
式中：V1—好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度10m；
L1—注入井到好氧与兼性好氧微生物分界点之间距离为100m；
Ф—油藏孔隙度0.32；
β1—用量系数，无量纲，取值为0.5。
兼性好氧微生物激活剂为葡萄糖2wt％、玉米浆干粉1.3wt％、磷酸氢二钠0.5wt％，兼性好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V2＝3.14R2(L2-L1)Фβ2＝9646m3
式中：V2—兼性好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度10m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离100m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离220m；
Ф—油藏孔隙度0.32；
β2—用量系数，无量纲，取值为0.8。
厌氧微生物激活剂为淀粉1.5wt％、玉米浆干粉0.6wt％、磷酸氢二氨0.4wt％，厌氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V3＝3.14R2(L-L2)Фβ3＝4823m3
式中：V3—厌氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度10m；
L—试验油藏注水井与油井的距离300m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离220m；
Ф—油藏孔隙度0.32；
β3—用量系数，无量纲，取值为0.6。
(7)激活剂注入工艺的确定
激活剂现场注入工艺是根据上述步骤确定的试验油藏中好氧与兼性好氧以及兼性好氧与厌氧微生物的分界点对应的位置处分别设置兼性好氧和厌氧微生物激活剂的注入口，其中好氧微生物激活剂从试验油藏的注水井中注入，兼性好氧微生物激活剂从距离注水井100m的注入口注入，厌氧微生物激活剂从距离注水井220m的注入口注入。
(8)现场试验效果的统计与分析
现场试验结束后区块综合含水由89％下降到74.5％，含水降低14.5个百分点，增产原油5.59×104t，提高采收率21.7％，投入产出比为1:13.2，现场试验效果良好。
Claims (3)
1.一种采油用内源微生物群落调控的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
(1)试验油藏的筛选
试验油藏的筛选需要满足以下条件：油藏温度＜90℃、油藏压力＜20MPa、渗透率＞100×10-3μm2、油藏地层水矿化度＜200000mg/L和油藏原油粘度＜50000mPa·s；
(2)实验模拟岩心参数的确定
实验模拟岩心参数包括：岩心长度、直径和取样点；
实验模拟岩心长度：试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度比例为100-200:1；实验模拟岩心直径：试验油藏厚度与实验模拟岩心直径比例为50-80:1；实验模拟岩心取样点：取样点数量为每间隔0.1m-0.2m设置一个取样点，取样点均匀分布在实验模拟岩心上；
(3)试验油藏的物理模拟实验
利用上述实验模拟岩心开展试验油藏的物理模拟实验，实验具体步骤为：填装与试验油藏渗透率相同的实验模拟岩心；模拟岩心抽真空、饱和试验油藏的地层水；饱和试验油藏的脱水脱气原油；实验模拟岩心在试验油藏温度和压力条件下放置10d，然后进行一次水驱，一次水驱至与试验油藏当前综合含水一致；实验模拟岩心取样点进行取样，每个取样点取样量为10-20mL；测试样品的好氧、兼性好氧及厌氧微生物含量；
(4)实验模拟岩心中微生物群落分布规律的确定
根据上述测试结果，分析实验模拟岩心中好氧、兼性好氧及厌氧微生物的分布规律，确定好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点；
(5)试验油藏中微生物群落分布规律的确定
依据上述步骤确定的好氧与兼性好氧、兼性好氧与厌氧微生物的分界点，以及试验油藏油水井之间的距离与实验模拟岩心长度的比例，分别确定出试验油藏中好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离L1，兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离L2；
(6)激活剂注入量的确定
激活剂包括好氧微生物激活剂、兼性好氧微生物激活剂和厌氧微生物激活剂；
(7)激活剂现场注入工艺的确定
激活剂现场注入工艺是根据上述步骤确定的试验油藏中好氧与兼性好氧以及兼性好氧与厌氧微生物的分界点对应的位置处分别设置兼性好氧和厌氧微生物激活剂的注入口，兼性好氧和厌氧微生物激活剂分别从上述注入口注入，好氧微生物激活剂从试验油藏的注水井中注入；
(8)现场试验以及效果评价
按照上述确定激活剂注入量以及激活剂现场注入工艺进行现场试验，试验结束后进行现场试验效果的统计与分析，计算试验油藏的提高采收率值以及投入产出比；
所述的好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V1＝R2L1Фβ1
式中：V1—好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离，m；
Ф—试验油藏的孔隙度，无量纲；
β1—用量系数，无量纲，取值范围为0.5～0.6；
所述的兼性好氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V2＝R2(L2-L1)Фβ2
式中：V2—兼性好氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L1—好氧与兼性好氧的分界点与注水井的距离，m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离，m；
Ф—油藏孔隙度，无量纲；
β2—用量系数，无量纲，取值范围为0.8～1.0 ；
所述的厌氧微生物激活剂注入量的确定如下：
V3＝R2(L-L2)Фβ3
式中：V3—厌氧微生物激活剂注入量，m3；
R—试验油藏厚度，m；
L—试验油藏注水井与油井的距离，m；
L2—兼性好氧与厌氧微生物的分界点与注水井的距离，m；
Ф—油藏孔隙度，无量纲；
β3—用量系数，无量纲，取值范围为0.6～0.8。
2.根据权利要求1所述的采油用内源微生物群落调控的方法，其特征在于，所述的好氧微生物包括枯草芽孢杆菌、铜绿假单胞菌和不动杆菌，兼性好氧微生物包括地芽孢杆菌、油杆菌和无色杆菌，厌氧微生物包括产甲烷菌、硝酸盐还原菌和厌氧小杆菌。
3.根据权利要求1或2所述的采油用内源微生物群落调控的方法，其特征在于，所述的好氧微生物激活剂为淀粉1.5-2.0wt％、蛋白胨0.9-1.2wt％、磷酸氢二钾0.3-0.6wt％、双氧水1.0-1.5wt％，兼性好氧微生物激活剂为葡萄糖1.8-2.2wt％、玉米浆干粉1.0-1.4wt％、磷酸氢二钠0.4-0.8wt％，厌氧微生物激活剂为淀粉1.5-2.0wt％、玉米浆干粉0.5-0.8wt％、磷酸氢二氨0.3-0.6wt％。
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