一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法

专利名称：一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202010997616.6

专利申请（专利权）人：中国石油化工股份有限公司,中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院
权利人地址：北京市朝阳区朝阳门北大街22号

专利发明（设计）人：汪庐山,陈琼瑶,汪刚跃,曹功泽,刘方,巴燕,刘涛,耿雪丽,李彩风,赵润林

专利摘要：本发明属于三次采油技术领域，涉及一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法。该方法包括如下步骤：试验油藏的筛选，试验油藏筛选的指标包括试验油藏生物灰岩的含量，筛选出生物灰岩含量大于15％的油藏；试验油藏产酸功能微生物的筛选，产酸功能微生物筛选的依据为pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小；试验油藏现场注入工艺的确定，试验油藏现场注入工艺包括产酸功能微生物及其营养液的注入量、注入方式及关井培养时间；现场试验及效果评价。本发明具有工艺简单，操作简便，费用低，同时具有现场试验效果好的优点，有效期大于5年，注水压力值降低幅度超过30％，注水量增加幅度超过50％以上，现场试验提高采收率大于15％。

主权利要求：
1.一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：(1)试验油藏的筛选
试验油藏筛选的指标包括试验油藏生物灰岩的含量，筛选出生物灰岩含量大于15％的油藏；
(2)试验油藏产酸功能微生物的筛选
产酸功能微生物筛选的依据为pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小；
(3)试验油藏现场注入工艺的确定
试验油藏现场注入工艺包括产酸功能微生物及其营养液的注入量、注入方式及关井培养时间；
(4)现场试验及效果评价
将产酸功能微生物及其营养液注入试验油藏，注入完成后正常注水5‑7d，然后关井培养，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价；
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所述试验油藏筛选的标准还包括：油藏渗透率≤1000×10 μm、油藏温度≤90℃；原油粘度≤10000mPa.s；地层水矿化度≤50000mg/L；
所述产酸功能微生物的筛选，具体步骤如下：取试验油藏的产出液150ml装入容积为
200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，然后将厌氧瓶放置在恒温箱箱中培养10‑30d，恒温箱的温度设定为试验油藏的温度，实验结束后取培养液测定pH以及其对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率，根据pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小筛选出产酸功能微生物；
所述产酸功能微生物及其营养液注入量的确定，具体确定方法如下：采用试验油藏的天然岩心，岩心抽真空、饱和试验油藏的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油藏的脱水脱气原油，岩心老化7‑10d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水与试验油藏含水率一致为止，计算一次水驱采收率；岩心注入不同量的产酸功能微生物及其营养液，培养10‑30d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，水驱过程中全程监测岩心入口压力，根据采收率提高值和岩心入口压力降低幅度确定产酸功能微生物及其营养液注入量；
所述产酸功能微生物及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入；
所述产酸功能微生物为乳酸菌、醋酸杆菌、丙酮丁酸梭菌和嗜热链球菌中的一种或几种。
2.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的测定，具体方法如下：准确称取CaCO3粉末mg，投入装有30mL上述培养液上清液的密封反应管中，在油浴锅中下反应24‑48h，反应温度为试验油藏的温度，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重，得到m1；反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称得质量m2，计算CaCO3粉末质量损失和溶蚀率η，η＝(m+m1‑m2)/m×100％。
3.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物为嗜热链球菌或丙酮丁酸梭菌。
4.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述乳酸菌为乳杆菌属、双歧杆菌属中的一种。
5.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述乳酸菌和醋酸杆菌的营养液配方均为硫代硫酸钠质量浓度0.1‑0.5％、硝酸钠质量浓度0.1‑0.3％、磷酸二氢钠质量浓度0.1‑0.3％、碳酸氢钠质量浓度0.05‑0.2％、六水氯化镁质量浓度0.01‑0.1％、七水合硫酸亚铁质量浓度0.01‑0.03％。
6.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉质量浓度膏0.1‑1.0％、蛋白胨质量浓度0.1‑
1.5％、氯化钠质量浓度0.1‑1.0％。
7.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述嗜热链球菌的营养液配方为大豆油质量浓度0.5‑3％、硝酸钠质量浓度0.1‑
0.8％、磷酸氢二钾质量浓度0.1‑0.5％、磷酸二氢钾质量浓度0.1‑0.5％、氯化钠质量浓度
0.05‑0.2％、酵母粉质量浓度0.05‑0.3％。
8.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物及其营养液的关井培养时间为5‑25d。
9.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物乳酸菌及其营养液的关井培养时间为5‑10d。
10.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物醋酸杆菌及其营养液的关井培养时间为10‑15d。
11.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物丙酮丁酸梭菌及其营养液的关井培养时间为15‑20d。
12.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述产酸功能微生物嗜热链球菌及其营养液的关井培养时间为20‑25d。
13.根据权利要求1所述的利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，其特征在于，所述效果评价的指标包括：注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。 说明书 : 一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法技术领域[0001] 本发明属于三次采油技术领域，涉及一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法。背景技术[0002] 生物灰岩油藏一般以生物碎屑灰岩为主，岩性较复杂，储层中螺体腔和孔洞发育，酸化是生物灰岩油藏中广泛使用的一种增产手段。油井一般酸化投产，由于水质差、储层物性差，水井一般需要多次酸化解堵。后期由于储层微裂缝发育，油井含水上升快，水窜严重，多采用多轮次的调剖和酸化来提升开发效果。[0003] 目前酸化的技术一般有动管柱酸化和不动管柱酸化，用的酸料上一般有强酸和弱酸之分。动管柱酸化需要作业，耗时、费用高，且强酸存在一定的毒性和强腐蚀，酸液返排和处理难度大，处理半径小，反应快容易造成次生沉淀再次污染地层。而不动管柱酸化可以免去作业，但是多用缓速酸，酸液的种类、用量、注入速度、反应时间均需要与油藏相适应，尤其是生物灰岩油藏，非均质性更强，储层敏感性强，匹配难度大，效果难保障，且缓速酸多不耐高温，酸液对管柱也有一定的腐蚀。近年还有在不动管酸化的基础上配合脉冲的酸化方式，其主要解决不动管酸化处理半径小的问题，具有常规酸化的缺点，而且容易对套管产生损害。长期酸化只能解决近井地带的堵塞问题，且费用高，效果越来越差，生物灰岩油藏整体开发效果差，因此急需要其他提高采收率的方法。[0004] CN104277820A公开了一种高温砂岩油藏缓速酸，它由如下重量份配比的原料制成：盐酸5‑15、乳酸酯类化合物10‑25、柠檬酸0.5‑5、氟化氢铵2‑8、高温缓蚀剂2‑5、表面活性剂0.5‑2、水40‑80。乳酸酯类化合物在较高温度下才能发生缓慢的水解反应，生成乳酸，乳酸不仅是一种很好的缓速酸，还是一种螯合剂，同时其钙盐、镁盐在水中的溶解度较高，因此，本发明即能满足高温地层深部基质酸化的需要，又克服了甲酸、乙酸含量增加时容易生成钙盐、镁盐沉淀堵塞地层的缺点，减少了对油井管柱的腐蚀，减轻了对地层的伤害，减缓了反应速度，增强了地层深部的基质酸化效果。[0005] CN110791279A公开了一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，按照质量分数计，包括：6％～12％盐酸、1％～3％甜菜碱、4％～8％增强剂、0.05％～0.2％柠檬酸、0.5％～2％氯化铵、0.5％～2％缓蚀剂、0.1％～0.4％助排剂、0.05％～0.2％破乳剂，余量为水，以上各组分之和为100％；本发明酸液体系在酸化中，酸液粘度的升高降低了酸液滤失，迫使更多的鲜酸进入地层深部，增加了酸液有效作用距离，酸化结束后，高粘度的流体遇到地层中原油时自动破胶变成低粘流体，使地层不会受到二次伤害。[0006] CN104109528A公开了一种稳砂解堵酸化液及其制备方法，属于石油开采技术领域。该稳砂解堵酸化液由以下重量百分含量的组分组成：盐酸6～15％，氟硼酸3～10％，氢氟酸0.5～5％，防膨剂0.5～5％，IS‑130缓蚀剂0.5～5％，SCA铁离子稳定剂0.5～5％，XT‑05助排剂0.5～5％，乙二醇单丁醚0.5～5％，XT‑23抑砂稳定剂5～15％，余量为水；主要用于疏松砂岩储层的地层，能够解除地层无机堵塞，在粉细砂岩与粘土微粒接触点及表面形成粘结覆盖物，巩固骨架砂砾，抑制微粒运移，降低油水井在各种措施作业过程中因岩石骨架疏松导致的地层出砂和微粒运移堵塞对储层的伤害，从而延长措施有效期，简化施工工序，降低作业成本，提高疏松砂岩油藏开采的综合效果。[0007] CN101089118公开了一种酸化剂组合物，该组合物含有组分A、组分B、组分C、组分D和水，所述组分A选自HCl、磷酸、HNO3、有机羧酸中的至少一种，所述组分B为HF或能够产生HF的化合物，所述组分C为有机胺膦酸，所述组分D为能够与酸形成铵盐的有机含氮化合物或其铵盐。采用本发明提供的酸化剂组合物可以解决砂岩油藏中低渗透率、高矿化度易结垢的砂岩储层的深部堵塞问题，能彻底解除油井、水井井筒附近及地层深部的堵塞，特别是对于地层水矿化度高的高含盐易结垢储层解堵效果更为明显，并且具有显著的防垢性能，大大延长酸化有效期。[0008] 以上专利针对油藏或油井酸化提出了多种方法，但是还存在以下缺点或不足：上述所有的酸均为化学酸，化学酸的使用，虽然对砂岩油藏的酸化效果较好，但对于灰岩油藏的酸化效果较差；缓速酸或酸液不耐高温，对中高温油藏的适应性较差，同时酸液对管柱或套管也有一定的腐蚀和损害；长期酸化只能解决近井地带的堵塞问题，且费用高，效果越来越差。发明内容[0009] 本发明的目的在于克服上述现有技术的不足而提供一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，该方法利用微生物产酸作用于生物灰岩和无机垢，提高油藏的渗透性，降低水井注入压力，增加水井的注入量，从而提高油藏的采收率。[0010] 因此，为了实现上述目的，本发明公开了一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，该方法包括如下步骤：[0011] (1)试验油藏的筛选[0012] 试验油藏筛选的指标包括试验油藏生物灰岩的含量，筛选出生物灰岩含量大于15％的油藏。[0013] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0014] 产酸功能微生物筛选的依据为pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小。[0015] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0016] 试验油藏现场注入工艺包括产酸功能微生物及其营养液的注入量、注入方式及关井培养时间。[0017] (4)现场试验及效果评价[0018] 将产酸功能微生物及其营养液注入试验油藏，注入完成后正常注水5‑7d，然后关井培养，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0019] 本发明与现有技术相比具有如下优点及有益：[0020] (1)首次利用产酸功能微生物作用于生物灰岩油藏，改变灰岩油藏的孔隙结构，提高导流能力，降低水井注入压力，增加水井的注入量；同时产酸功能微生物代谢产生的酸能够作用于油水井的水垢或无机垢，达到解堵的目的。[0021] (2)微生物代谢产生的酸具有有效期长，避免了常规酸化多次作业造成处理成本高的问题；微生物代谢产生的酸具有安全可靠，没有腐蚀性，对油藏和管柱均无毒、无害，不影响后续污水的处理。[0022] (3)从试验油藏的注水井中注入即可，不需要动管柱，工艺简单，操作简便，费用低，同时具有现场试验效果好的优点，有效期大于5年，注水压力值降低幅度超过30％，注水量增加幅度超过50％以上，现场试验提高采收率大于15％。具体实施方式：[0023] 在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。[0024] 本发明公开了一种利用产酸微生物提高生物灰岩油藏开发效果的方法，该方法包括如下步骤：[0025] (1)试验油藏的筛选[0026] 试验油藏筛选的指标包括试验油藏生物灰岩的含量，筛选出生物灰岩含量大于15％的油藏。[0027] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0028] 产酸功能微生物筛选的依据为pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小。[0029] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0030] 试验油藏现场注入工艺包括产酸功能微生物及其营养液的注入量、注入方式及关井培养时间。[0031] (4)现场试验及效果评价[0032] 将产酸功能微生物及其营养液注入试验油藏，注入完成后正常注水5‑7d，然后关井培养，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0033] 优选情况下，所述试验油藏筛选的标准还包括：油藏渗透率≤1000×10‑3μm2、油藏温度≤90℃；原油粘度≤10000mPa.s；地层水矿化度≤50000mg/L。[0034] 在本发明中，优选地，所述产酸功能微生物的筛选，具体步骤如下：[0035] 取试验油藏的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，然后将厌氧瓶放置在恒温箱箱中培养10‑30d，恒温箱的温度设定为试验油藏的温度，实验结束后取培养液测定pH以及其对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率，根据pH值、CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的大小筛选出产酸功能微生物。[0036] 优选地，所述CaCO3粉末质量损失和溶蚀率的测定，具体方法如下：准确称取CaCO3粉末mg，投入装有30mL培养液上清液的密封反应管中，在油浴锅中下反应24‑48h，反应温度为试验油藏的温度，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重，得到m1；反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称得质量m2，计算CaCO3粉末质量损失和溶蚀率η，η＝(m+m1‑m2)/m×100％。[0037] 优选地，所述产酸功能微生物所述产酸功能微生物为乳酸菌、醋酸杆菌、丙酮丁酸梭菌和嗜热链球菌中的一种或几种，更优选为嗜热链球菌或丙酮丁酸梭菌。[0038] 优选情况下，所述乳酸菌为乳杆菌属和双歧杆菌属中的一种。[0039] 在本发明中，优选地，所述乳酸菌和醋酸杆菌的营养液配方均为硫代硫酸钠质量浓度0.1‑0.5％、硝酸钠质量浓度0.1‑0.3％、磷酸二氢钠质量浓度0.1‑0.3％、碳酸氢钠质量浓度0.05‑0.2％、六水氯化镁质量浓度0.01‑0.1％、七水合硫酸亚铁质量浓度0.01‑0.03％。更优选为硫代硫酸钠质量浓度0.2‑0.3％、硝酸钠质量浓度0.1‑0.2％、磷酸二氢钠质量浓度0.2‑0.3％、碳酸氢钠质量浓度0.1‑0.15％、六水氯化镁质量浓度0.02‑0.05％、七水合硫酸亚铁质量浓度0.01‑0.02％。[0040] 优选地，所述丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉质量浓度膏0.1‑1.0％、蛋白胨质量浓度0.1‑1.5％、氯化钠质量浓度0.1‑1.0％。更优选为牛肉膏质量浓度0.3‑0.5％、蛋白胨质量浓度0.5‑1.0％、氯化钠质量浓度0.2‑0.5％。[0041] 在本发明中，优选地，所述嗜热链球菌的营养液配方为大豆油质量浓度0.5‑3％、硝酸钠质量浓度0.1‑0.8％、磷酸氢二钾质量浓度0.1‑0.5％、磷酸二氢钾质量浓度0.1‑0.5％、氯化钠质量浓度0.05‑0.2％、酵母粉质量浓度0.05‑0.3％。更优选为大豆油质量浓度1.0‑1.5％、硝酸钠质量浓度0.2‑0.5％、磷酸氢二钾质量浓度0.2‑0.4％、磷酸二氢钾质量浓度0.3‑0.5％、氯化钠质量浓度0.1‑0.15％、酵母粉质量浓度0.1‑0.2％。[0042] 优选情况下，所述产酸功能微生物及其营养液注入量的确定，具体确定方法如下：[0043] 采用试验油藏的天然岩心，岩心抽真空、饱和试验油藏的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油藏的脱水脱气原油，岩心老化7‑10d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水与试验油藏含水率一致为止，计算一次水驱采收率；岩心注入不同量的产酸功能微生物，培养10‑30d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，水驱过程中全程监测岩心入口压力，根据采收率提高值和岩心入口压力降低幅度确定产酸功能微生物及其营养液注入量。[0044] 在本发明中，优选地，所述产酸功能微生物及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0045] 优选地，所述产酸功能微生物及其营养液的关井培养时间为5‑25d。[0046] 在本发明中，优选地，所述产酸功能微生物乳酸菌及其营养液的关井培养时间为5‑10d，所述产酸功能微生物醋酸杆菌及其营养液的关井培养时间为10‑15d，所述产酸功能微生物丙酮丁酸梭菌及其营养液的关井培养时间为15‑20d，所述产酸功能微生物嗜热链球菌及其营养液的关井培养时间为20‑25d。[0047] 优选情况下，所述效果评价的指标包括：注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0048] 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。[0049] 实施例1：[0050] 胜利油田某采油厂试验区块A概况：油藏温度80℃，生物灰岩含量20％，渗透率453‑3 2 5×10 μm，地层水矿化度11000mg/L，原油粘度210mPa·s，试验井组地质储量为1.2×10 t，5 3孔隙体积为3.42×10m，综合含水89.5％，利用本发明的方法提高该区块的产量，具体步骤如下：[0051] (1)试验油藏的筛选[0052] 试验区块A的生物灰岩含量20％、油藏温度为80℃、油藏渗透率为453×10‑3μm2、原油粘度210mPa·s、地层水矿化度为11000mg/L。试验区块A满足本发明的油藏筛选标准，可以实施本发明。[0053] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0054] 产酸功能微生物的筛选，具体方法如下：取试验区块A的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，见表1，然后将厌氧瓶放置在80℃恒温箱箱中培养20d，实验过程中观察厌氧瓶中的温度变化，实验结束后进行体系pH的测定；取上清液30mL的密封反应管中，准确称取10g的CaCO3粉末，投入密封反应管中，于油浴锅中油藏温度下80℃反应24h，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重。反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称质量。计算发酵液对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率。筛选出pH变化最大和对CaCO3粉末损失和溶蚀率最高的产酸功能微生物。测试结果见表1。[0055] 表1不同产酸功能微生物pH和对CaCO3损失和溶蚀率[0056]产酸功能微生物 pH原始值 实验后pH 损失和溶蚀率，％乳酸菌(乳杆菌属) 6.8 2.5 85.3乳酸菌(双歧杆菌属) 6.8 3.0 81.7醋酸杆菌 6.8 2.0 90.5丙酮丁酸梭菌 6.8 3.3 78.3嗜热链球菌 6.8 4.1 61.1[0057] 其中，乳酸菌(乳杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.1％、硝酸钠0.2％、磷酸二氢钠0.1％、碳酸氢钠0.15％、六水氯化镁0.02％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0058] 乳酸菌(双歧杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.1％、硝酸钠0.3％、磷酸二氢钠0.2％、碳酸氢钠0.05％、六水氯化镁0.01％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0059] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.1％、硝酸钠0.1％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.05％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0060] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏0.1％、蛋白胨0.1％、氯化钠0.1％。[0061] 嗜热链球菌的营养液配方为大豆油2.0％、硝酸钠0.1％、磷酸氢二钾0.3％、磷酸二氢钾0.1％、氯化钠0.12％、酵母粉0.05％。[0062] 从表1可以看出：醋酸杆菌pH最低，pH降低值最大达到4.8，对CaCO3的损失和溶蚀率最高达到90.5％，因此，筛选出的产酸功能微生物为醋酸杆菌，营养液配方为硫代硫酸钠0.1％、硝酸钠0.1％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.05％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0063] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0064] 醋酸杆菌及其营养液现场注入量的确定，具体确定方法如下：[0065] 采用试验区块A的天然岩心，岩心抽真空、饱和试验区块A的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油藏的脱水脱气原油，岩心老化7d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水89.5％，计算一次水驱采收率；注入上述筛选到的0.1PV醋酸杆菌及其营养液，其中醋酸杆菌及其营养液的体积比为1:9，在80℃下密闭培养10d；二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，其中对照组岩心继续水驱；计算岩心的二次水驱提高采收率值。水驱过程中测量注入端的压力，见表2。根据提高采收率值确定出醋酸杆菌及其营养液现场最佳注入量。[0066] 表2不同注入量下岩心的压力下降值和提高采收率值[0067][0068] 从表2可以看出：随着醋酸杆菌发酵液及其营养液注入量的增加，岩心提高采收率值和压力下降值均增加，但当注入量大于0.25PV时，岩心的提高采收率值和压力下降不明显，因此，确定的醋酸杆菌及其营养液现场最佳注入量为0.25PV。[0069] 醋酸杆菌及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0070] 醋酸杆菌及其营养液的关井培养时间为10d。[0071] (4)现场试验及效果评价[0072] 将8.55×104m3醋酸杆菌及其营养液注入试验油藏，注入完成后正常注水5d，然后关井培养10d，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0073] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.1％、硝酸钠0.1％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.05％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0074] 现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0075] 现场实施后，该区块A注水压力降低40.5％，单井注水能力增加65.3％，累计增油50.21×10t，提高采收率17.2％，投入产出比1:8.5，有效期为6.5年，现场试验效果良好。[0076] 实施例2：[0077] 胜利油田某采油厂试验区块B概况：油藏温度83℃，生物灰岩含量22％，油层厚度‑3 25.5m，渗透率390×10 μm ，地层水矿化度13000mg/L，原油粘度331mPa·s，综合含水4 5 395.0％，试验井组地质储量为1.8×10 t，孔隙体积为3.35×10m ，利用本发明的方法提高该区块的产量，具体步骤如下：[0078] (1)试验油藏的筛选[0079] 试验区块B的生物灰岩含量22％、油藏温度为83℃、油藏渗透率为390×10‑3μm2、原油粘度为331mPa·s、地层水矿化度为13000mg/L。试验区块B满足本发明的油藏筛选标准，可以实施本发明。[0080] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0081] 产酸功能微生物的筛选，具体方法如下：取试验区块B的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，见表3，然后将厌氧瓶放置在83℃恒温箱箱中培养25d，实验结束后进行体系pH的测定；取上清液30mL的密封反应管中，准确称取10g的CaCO3粉末，投入密封反应管中，于油浴锅中油藏温度下反应24h，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重。反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称质量。计算发酵液对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率。筛选出PH温度变化最大和对CaCO3粉末溶蚀率最高的产酸功能微生物。测试结果见表3。[0082] 表3不同产酸功能微生物pH和对CaCO3损失和溶蚀率[0083]产酸功能微生物 pH原始值 实验后pH 损失和溶蚀率，％乳酸菌(乳杆菌属) 6.8 4.0 68.5乳酸菌(双歧杆菌属) 6.5 3.5 75.3醋酸杆菌 6.5 2.8 85.6丙酮丁酸梭菌 6.5 4.2 62.3嗜热链球菌 6.5 2.3 92.5[0084] 其中，乳酸菌(乳杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.5％、硝酸钠0.3％、磷酸二氢钠0.15％、碳酸氢钠0.12％、六水氯化镁0.05％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0085] 乳酸菌(双歧杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.5％、硝酸钠0.25％、磷酸二氢钠0.10％、碳酸氢钠0.08％、六水氯化镁0.02％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0086] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.2％、硝酸钠0.15％、磷酸二氢钠0.25％、碳酸氢钠0.08％、六水氯化镁0.02％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0087] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏0.3％、蛋白胨1.5％、氯化钠1.0％。[0088] 嗜热链球菌的营养液配方为大豆油0.5％、硝酸钠0.5％、磷酸氢二钾0.4％、磷酸二氢钾0.4％、氯化钠0.15％、酵母粉0.1％。[0089] 从表3可以看出：嗜热链球菌pH最低，pH降低值最大达到4.2，对CaCO3的损失和溶蚀率最高达到92.5％，因此，筛选出的产酸功能微生物为嗜热链球菌，其营养液配方为大豆油0.5％、硝酸钠0.5％、磷酸氢二钾0.4％、磷酸二氢钾0.4％、氯化钠0.15％、酵母粉0.1％。[0090] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0091] 嗜热链球菌及其营养液现场注入量的确定，具体确定方法如下：[0092] 采用试验区块B的天然岩心，岩心抽真空、饱和区块B的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油藏的脱水脱气原油，岩心老化8d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水95.0％，计算一次水驱采收率；注入上述筛选到的0.15PV嗜热链球菌及其营养液，其中嗜热链球菌及其营养液的体积比为1:9，在83℃下密闭培养20d；二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，其中对照组岩心继续水驱；计算岩心的二次水驱提高采收率值。水驱过程中测量注入端的压力，见表4。根据提高采收率值确定出嗜热链球菌及其营养液现场最佳注入量。[0093] 表4不同注入量下岩心的压力下降值和提高采收率值[0094][0095] 从表4可以看出：随着嗜热链球菌发酵液及其营养液注入量的增加，岩心的提高采收率值和井口压力下降值均增加，但当注入量大于0.2PV时，岩心的提高采收率值和压力下降值不明显，因此，确定的嗜热链球菌及其营养液现场最佳注入量为0.2PV。[0096] 嗜热链球菌及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0097] 嗜热链球菌及其营养液的关井培养时间为22d。[0098] (4)现场试验及效果评价[0099] 将0.67×105m3嗜热链球菌及其营养液注入试验油藏B，注入完成后正常注水7d，然后关井培养22d，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0100] 嗜热链球菌营养液配方为大豆油0.5％、硝酸钠0.5％、磷酸氢二钾0.4％、磷酸二氢钾0.4％、氯化钠0.15％、酵母粉0.1％。[0101] 现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0102] 现场实施后，该区块B注水压力降低43.5％，单井注水能力增加62.5％，累计增油40.33×10t，提高采收率18.6％，投入产出比1:9.8，有效期为7.5年，现场试验效果良好。[0103] 实施例3：[0104] 胜利油田某采油厂试验区块C概况：油藏温度65℃，生物灰岩含量25.3％，渗透率‑3 2510×10 μm，地层水矿化度18000mg/L，原油粘度650mPa·s，综合含水78％，试验井组地质4 5 3储量为1.6×10t，孔隙体积为2.2×10m，利用本发明的方法提高该区块的产量，具体步骤如下：[0105] (1)试验油藏的筛选[0106] 试验区块C的生物灰岩含量25.3％、油藏温度为65℃、油藏渗透率为510×10‑3μm2、原油粘度650mPa·s、地层水矿化度为18000mg/L。试验区块C满足本发明的油藏筛选标准，可以实施本发明。[0107] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0108] 产酸功能微生物的筛选，具体方法如下：取试验区块C的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，见表5，然后将厌氧瓶放置在65℃恒温箱箱中培养30d，实验结束后进行体系pH的测定；取上清液30mL的密封反应管中，准确称取10g的CaCO3粉末，投入密封反应管中，于油浴锅中油藏温度下反应48h，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重。反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称质量。计算发酵液对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率。筛选出pH温度变化最大和对CaCO3粉末溶蚀率最高的产酸功能微生物。测试结果见表5。[0109] 表5不同产酸功能微生物pH和对CaCO3损失和溶蚀率[0110] 产酸功能微生物 pH原始值 实验后pH 损失和溶蚀率，％乳酸菌(乳杆菌属) 6.7 4.0 75.2乳酸菌(双歧杆菌属) 6.7 3.8 80.3醋酸杆菌 6.7 3.1 85.6丙酮丁酸梭菌 6.7 2.0 96.8嗜热链球菌 6.7 2.5 91.2[0111] 其中，乳酸菌(乳杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.3％、硝酸钠0.25％、磷酸二氢钠0.25％、碳酸氢钠0.05％、六水氯化镁0.01％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0112] 乳酸菌(双歧杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.2％、硝酸钠0.2％、磷酸二氢钠0.25％、碳酸氢钠0.15％、六水氯化镁0.05％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0113] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.3％、硝酸钠0.20％、磷酸二氢钠0.20％、碳酸氢钠0.10％、六水氯化镁0.05％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0114] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏0.5％、蛋白胨1.0％、氯化钠0.5％。[0115] 嗜热链球菌的营养液配方为大豆油2.5％、硝酸钠0.8％、磷酸氢二钾0.5％、磷酸二氢钾0.2％、氯化钠0.2％、酵母粉0.15％。[0116] 从表5可以看出：丙酮丁酸梭菌pH降幅最大达到4.7，且对CaCO3的损失和溶蚀率最高达到96.8％，因此，筛选出的产酸功能微生物为丙酮丁酸梭菌，营养液配方为牛肉膏0.5％、蛋白胨1.0％、氯化钠0.5％。[0117] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0118] 丙酮丁酸梭菌及其营养液现场注入量的确定，具体确定方法如下：[0119] 取该区块C的天然岩心；岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积PV；饱和原油，岩心老化10d，计算原始含油饱和度；一次水驱，水驱至采出液含水78.0％，计算一次水驱采收率；注入上述筛选到的0.2PV丙酮丁酸梭菌及其营养液，其中丙酮丁酸梭菌及其营养液的体积比为1:9，在65℃下密闭培养15d；二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，其中对照组岩心继续水驱；计算岩心的二次水驱提高采收率值。水驱过程中测量注入端的压力，见表6。根据提高采收率值确定出丙酮丁酸梭菌及其营养液现场最佳注入量。[0120] 表6不同注入量下岩心的压力下降值和提高采收率值[0121][0122] 从表6可以看出：随着丙酮丁酸梭菌发酵液及其营养液注入量的增加，岩心的提高采收率值和压力下降值均增加，但当注入量大于0.25PV时，岩心的提高采收率值和压力下降值不明显，因此，确定的丙酮丁酸梭菌及其营养液现场最佳注入量为0.25PV。[0123] 丙酮丁酸梭菌及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0124] 丙酮丁酸梭菌及其营养液的关井培养时间为18d。[0125] (4)现场试验及效果评价[0126] 将0.55×105m3丙酮丁酸梭菌及其营养液注入试验油藏C，注入完成后正常注水5d，然后关井培养18d，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0127] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏0.5％、蛋白胨1.0％、氯化钠0.5％。[0128] 现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0129] 现场实施后，该区块C注水压力降低50.3％，单井注水能力增加75.6％，累计增油40.34×10t，提高采收率21.3％，投入产出比1:12.5，有效期为8.2年，现场试验效果良好。[0130] 实施例4：[0131] 胜利油田某采油厂试验区块D概况：油藏温度55℃，生物灰岩含量18.2％，渗透率‑3 2560×10 μm ，地层水矿化度11000mg/L，原油粘度2000mPa·s，综合含水90％，试验井组地4 5 3质储量为5.0×10t，孔隙体积为7.5×10m，利用本发明的方法提高该区块的产量，具体步骤如下：[0132] (1)试验油藏的筛选[0133] 试验区块D的生物灰岩含量18.2％、油藏温度为55℃、油藏渗透率为560×10‑3μm2、原油粘度2000mPa·s、地层水矿化度为11000mg/L。试验区块D满足本发明的油藏筛选标准，可以实施本发明。[0134] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0135] 产酸功能微生物的筛选，具体方法如下：取试验区块D的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，见表7，然后将厌氧瓶放置在55℃恒温箱箱中培养25d，实验结束后进行体系pH的测定；取上清液30mL的密封反应管中，准确称取10g的CaCO3粉末，投入密封反应管中，于油浴锅中油藏温度下反应30h，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重。反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称质量。计算发酵液对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率。筛选出pH温度变化最大和对CaCO3粉末溶蚀率最高的产酸微生物。测试结果见表7。[0136] 表7不同产酸功能微生物pH和对CaCO3损失和溶蚀率[0137] 产酸功能微生物 pH原始值 实验后pH 损失和溶蚀率，％乳酸菌(乳杆菌属) 7.1 2.3 92.3乳酸菌(双歧杆菌属) 7.1 2.5 91.0醋酸杆菌 7.1 4.2 71.3丙酮丁酸梭菌 7.1 3.5 78.5嗜热链球菌 7.1 3.0 85.6[0138] 其中，乳酸菌(乳杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.4％、硝酸钠0.15％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0139] 乳酸菌(双歧杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.4％、硝酸钠0.10％、磷酸二氢钠0.15％、碳酸氢钠0.10％、六水氯化镁0.08％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0140] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.4％、硝酸钠0.25％、磷酸二氢钠0.15％、碳酸氢钠0.15％、六水氯化镁0.08％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0141] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏0.8％、蛋白胨1.2％、氯化钠0.8％。[0142] 嗜热链球菌的营养液配方为大豆油3.0％、硝酸钠0.3％、磷酸氢二钾0.1％、磷酸二氢钾0.5％、氯化钠0.05％、酵母粉0.20％。[0143] 从表7可以看出：乳酸菌(乳杆菌属)pH降低最高达到4.8，且对CaCO3的损失和溶蚀率最高达到92.3％，因此，筛选出的产酸功能微生物为乳酸菌(乳杆菌属)，营养液配方为硫代硫酸钠0.4％、硝酸钠0.15％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0144] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0145] 乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液现场注入量的确定，具体确定方法如下：[0146] 取该区块D的天然岩心；岩心抽真空、饱和地层水，测定岩心孔隙体积PV；饱和原油，岩心老化9d，计算原始含油饱和度；一次水驱，水驱至采出液含水90.0％，计算一次水驱采收率；注入上述筛选到的0.25PV乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液，其中乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液，在试验油藏温度下密闭培养25d；二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，其中对照组岩心继续水驱；计算岩心的二次水驱提高采收率值。水驱过程中测量注入端的压力，见表8。根据提高采收率值确定出乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液现场最佳注入量。[0147] 表8不同注入量下岩心的压力下降值和提高采收率值[0148][0149] 从表8可以看出：随着乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液注入量的增加，岩心的提高采收率值和压力下降值均增加，但当注入量大于0.25PV时，岩心的提高采收率值和压力下降不明显，因此，确定的乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液现场最佳注入量为0.25PV。[0150] 乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0151] 乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液的关井培养时间为6d。[0152] (4)现场试验及效果评价[0153] 将1.88×105m3乳酸菌(乳杆菌属)及其营养液注入试验油藏D，注入完成后正常注水6d，然后关井培养6d，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0154] 乳酸菌(乳杆菌属)营养液配方为硫代硫酸钠0.4％、硝酸钠0.15％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.02％。[0155] 现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0156] 现场实施后，该区块D注水压力降低46.0％，单井注水能力增加61.3％，累计增油40.785×10t，提高采收率15.7％，投入产出比1:8.7，有效期为6.5年，现场试验效果良好。[0157] 实施例5：[0158] 胜利油田某采油厂试验区块E概况：油藏温度82℃，生物灰岩含量26.7％，渗透率‑3 2390×10 μm ，地层水矿化度7120mg/L，原油粘度5120mPa·s，试验井组地质储量为4.2×4 5 310t，孔隙体积为6.8×10m，综合含水88％，利用本发明的方法提高该区块的产量，具体步骤如下：[0159] (1)试验油藏的筛选[0160] 试验区块E的生物灰岩含量26％、油藏温度为82℃、油藏渗透率为390×10‑3μm2、原油粘度5120mPa·s、地层水矿化度为7120mg/L。试验区块E满足本发明的油藏筛选标准，可以实施本发明。[0161] (2)试验油藏产酸功能微生物的筛选[0162] 产酸功能微生物的筛选，具体方法如下：取试验区块E的产出液150ml装入容积为200mL的厌氧瓶中，无菌操作接入产酸功能微生物及其营养液，见表9，然后将厌氧瓶放置在82℃恒温箱箱中培养20d，实验过程中观察厌氧瓶中的温度变化，实验结束后进行体系pH的测定；取上清液30ML的密封反应管中，准确称取10g的CaCO3粉末，投入密封反应管中，于油浴锅中油藏温度下反应40h，抽滤前对布氏漏斗和滤纸进行称重。反应后再次抽滤，将未溶蚀的残渣在烘箱100℃下烘干至恒重，冷却后称质量。计算发酵液对CaCO3粉末质量损失和溶蚀率。筛选出pH温度变化最大和对CaCO3粉末溶蚀率最高的产酸功能微生物。测试结果见表9。[0163] 表9不同产酸功能微生物pH和对CaCO3损失和溶蚀率[0164]产酸功能微生物 pH原始值 实验后pH 损失和溶蚀率，％乳酸菌(乳杆菌属) 7.0 3.1 81.3乳酸菌(双歧杆菌属) 7.0 3.5 75.6醋酸杆菌 7.0 2.5 94.2丙酮丁酸梭菌 7.0 3.0 85.6嗜热链球菌 7.0 4.0 72.7[0165] 其中，乳酸菌(乳杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.2％、硝酸钠0.1％、磷酸二氢钠0.2％、碳酸氢钠0.1％、六水氯化镁0.08％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0166] 乳酸菌(双歧杆菌属)的营养液配方为硫代硫酸钠0.3％、硝酸钠0.15％、磷酸二氢钠0.3％、碳酸氢钠0.20％、六水氯化镁0.1％、七水合硫酸亚铁0.03％。[0167] 醋酸杆菌的营养液配方为硫代硫酸钠0.5％、硝酸钠0.3％、磷酸二氢钠0.1％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.01％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0168] 丙酮丁酸梭菌的营养液配方为牛肉膏1.0％、蛋白胨0.5％、氯化钠0.2％。[0169] 嗜热链球菌的营养液配方为大豆油1.0％、硝酸钠0.2％、磷酸氢二钾0.2％、磷酸二氢钾0.3％、氯化钠0.1％、酵母粉0.3％。[0170] 从表9可以看出：醋酸杆菌pH降低值最大达到4.5，且对CaCO3的损失和溶蚀率最高达到94.2％，因此，筛选出的产酸功能微生物为醋酸杆菌，其营养液配方为硫代硫酸钠0.5％、硝酸钠0.3％、磷酸二氢钠0.1％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.01％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0171] (3)试验油藏现场注入工艺的确定[0172] 醋酸杆菌及其营养液现场注入量的确定，具体确定方法如下：[0173] 采用试验油藏E的天然岩心，岩心抽真空、饱和试验油藏的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油藏的脱水脱气原油，岩心老化8d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水88％，计算一次水驱采收率；注入上述筛选到的0.3PV醋酸杆菌及其营养液，其中醋酸杆菌及其营养液的体积比为1:9，在82℃下密闭培养30d；二次水驱，水驱至产出液含水100％为止，其中对照组岩心继续水驱；计算岩心的二次水驱提高采收率值。水驱过程中测量注入端的压力，见表10。根据提高采收率值确定出醋酸杆菌及其营养液现场最佳注入量。[0174] 表10不同注入量下岩心的压力下降值和提高采收率值[0175][0176] 从表10可以看出：随着醋酸杆菌发酵液及其营养液注入量的增加，岩心的提高采收率值和井口压力下降值均增加，但当注入量大于0.2PV时，岩心的提高采收率值和压力下降不明显，因此，确定的醋酸杆菌及其营养液现场最佳注入量为0.2PV。[0177] 醋酸杆菌及其营养液的注入方式为利用高压泵车分段塞从试验油藏的注水井中注入。[0178] 醋酸杆菌及其营养液的关井培养时间为15d。[0179] (4)现场试验及效果评价[0180] 将1.36×105m3醋酸杆菌及其营养液注入试验油藏E，注入完成后正常注水7d，然后关井培养15d，最后恢复注水，试验结束后进行效果评价。[0181] 醋酸杆菌营养液配方为硫代硫酸钠0.5％、硝酸钠0.3％、磷酸二氢钠0.1％、碳酸氢钠0.2％、六水氯化镁0.01％、七水合硫酸亚铁0.01％。[0182] 现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括注水压力降低幅度、注水量增加幅度、投入产出比和有效期。[0183] 现场实施后，该区块E注水压力降低47.3％，单井注水能力增加70.2％，累计增油40.71×10t，提高采收率16.8％，投入产出比1:9.5，有效期为8年，现场试验效果良好。

专利地区：北京

专利申请日期：2020-09-21

专利公开日期：2024-06-18

专利公告号：CN114427400B