CN101880630B

CN101880630B - 利用共生繁殖与复合代谢提高石油采收率的方法及微生物制剂

Info

Publication number: CN101880630B
Application number: CN 200910247062
Authority: CN
Inventors: 王新民
Original assignee: LOUIS ECOSYSTEM CO Ltd
Current assignee: Louis Ecosystem Co., Ltd.
Priority date: 2009-12-21
Filing date: 2009-12-21
Publication date: 2012-12-12
Anticipated expiration: 2029-12-21
Also published as: CN101880630A

Abstract

本发明公开了一种利用共生繁殖与复合代谢技术提高石油采油量方法及微生物制剂，其主要是利用CR-CM原理，周期性向目标油层注入外源采油微生物、激活剂和空气，通过大量激活内源采油微生物，在油层建立一个内、外源采油微生物的新体系(CR)。通过技术调控，使CR体系中各采油微生物通过生物链相互联系，并且产生有利于采油的复合代谢(CM)，在采油微生物及其复合代谢物双重作用下，实现增油、提高采收率目的。本发明不仅可以增加采油量，还可以改善油藏条件，最终采收率可提高4％以上，开采时间可延长3～5年。针对高粘高含蜡油田稠油粘度可降低24％以上，凝固点降低5～10℃，最终采收率可提高5％以上，开采时间可延长5年以上。

Description

利用共生繁殖与复合代谢提高石油采收率的方法及微生物制剂

技术领域

本发明涉及提高石油采收率方法及微生物制剂，具体地说是一种利用共生繁殖与复合代谢(Commensal Reproduction & Complex Metabolism)技术，简称CR-CM技术。

背景技术

石油是世界工业和经济发展的命脉，石油资源的开发和利用面临着一系列严峻的问题。在世界范围内，用一次、二次采油常规技术只能采出地下油藏30％～40％的原油，遗留在地层中的残余油仍然占60％～70％。如何采出遗留在地下的残余油，提高石油采收率？多年来一直是世界许多国家不断研究的课题(赖枫鹏，岑芳，黄志文，许进进.微生物采油技术发展概述[J].资源与产业.2006，8(2)：60-62.。李功强，李丽.微生物提高石油采收率技术探讨[J].石油地质与工程[J].2006，20(6)：75-77.)

1926年，美国科学家Beckman就提出了微生物采油的设想。随后，研究内容不断深入。1943年，Zobell获得了第一项把微生物直接注入地下以提高石油采收率的专利，1946年又提出了一套应用厌氧硫酸盐还原菌进行二次采油的现场实施方案，此后其他科学家又进行了多方面的研究，奠定了微生物采油的基础(Bryant R S，Burrhfied T E.Review of microbial technology for improvingoil recovery[J].SPE Reservoir Engineering.1989，5(2)：151-154.Desouky S M，Abdel-daim M M，Sayyouh M H et al.，微生物采油提高原油采收率的模拟研究和实验研究[J].孙继伟译.石油勘探开发情报.1997，5：76-86.)

经过70多年的研究及矿场试验，微生物提高原油采收率技术(Microbialenhanced oil recovery，MEOR)已经发展成为继传统的热驱、化学驱、气驱之后的第四种提高原油采收率的方法，主要有微生物吞吐采油技术、微生物驱油技术、微生物调剖堵水等。

MEOR是继传统的三次采油技术之后，利用微生物的有益活动及代谢产物来提高原油采收率的一项综合性采油技术。一方面利用微生物菌体本身对原油的直接作用，改善原油物性，提高原油在地层孔隙中的流动性；另一方面利用微生物在地层中生长、繁殖、代谢，产生大量采油有益的代谢物(如生物表面活性、生物气、生物聚合物、有机酸及有机溶剂等)，来提高原油采收率。微生物采油有两个明显的特点：首先，微生物以水为生长介质，以质量较轻的糖蜜作为营养，实施方便，可从注水管线或油套环形空间将菌液直接注入地层，无需复杂的地面设施；由于微生物在油藏中可随地下流体自主运移，注入井后不必加压，不消耗热能，不伤害油层，无污染，利于后续处理。其次，选育不同的菌种，可针对性的解决油井生产中的多种问题，如降粘、防蜡、解堵、调剖，进一步提高采收率。美国俄克拉荷马州的Delawere-Childers油矿、俄罗斯的西西伯利亚油田、国内的胜利、大港、大庆油田等现场先导试验均使采收率有所增加，证明MEOR是行之有效的。

传统的微生物采油技术经济环保、部分矿场试验效果显著，这已经是公认的事实。但是，也存在一些问题，典型的特征就是采油效果不稳定，有效期短。如图1所示，就是一个实例。当第一轮微生物制剂注入后，这口油井的生产产量提高，但增产的有效期非常短，第二轮注入后也表现出同样的情形。

通过分析，主要原因归为两点：第一，由于检测手段落后，无法准确了解油藏微生物，制剂的注入存在盲目性。当制剂与油藏微生物互生共生时，产量就会提高；相反，产量就会下降。第二，由于重视单菌种功能，忽略多菌群配伍和油藏采油微生物生态系统建设，油藏采油微生物群落不稳定。随着时间的推移，采油菌种功能退化严重。因此，就会出现“注入制剂会使产量提高，但持久性差”的规律性。

如何解决上述问题，成为本领域技术人员研究的热点。

发明内容

本发明的目的是提供一种利用共生繁殖与复合代谢技术提高石油采收率的方法。

本发明的另一目的是提供一种可以起到协同作用，持久力强的提高石油采收率的微生物制剂。

本发明的发明思路为：本发明针对上述现有技术中存在的不足，提出一种新的以微生物共生繁殖与复合代谢采油技术为基础的微生物采油方法，从而提高微生物采油效果。传统微生物采油技术中，一方面，外源微生物的驱油、增油效果不能充分体现，单一采油菌种在实践油藏中活力不够、适应性不强、缺乏连续性；另一方面，外源菌无法与油藏内源微生物建立共生、互利机制，不能形成采油有利强势菌群，始终不能建立持久有效的、能起到采油作用的微生物“场”，从而束缚了微生物采油技术在矿场试验中的应用。针对上述问题，本发明首先对油藏微生物群落结构进行分析，确定内源功能微生物，选用与之相匹配的高效外源功能微生物，利用微生物共生繁殖与复合代谢原理，周期性向目标油层注入外源功能微生物、激活剂和空气，通过大量激活内源采油微生物，在油层建立一个内、外源采油微生物的新体系(CR)。通过技术调控，使CR体系中各采油微生物通过生物链相互联系，并且产生有利于采油的复合代谢(CM)，在采油微生物及其复合代谢物双重作用下，实现增油、提高采收率目的。即CR-CM技术。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

一种提高石油采收率的微生物制剂，其中所述微生物制剂包括红球菌属(Rhodococcus Sp.)，保藏编号为：CGMCC No.3510和/或寡养单胞菌属(Stenotrophomonas Sp.)，保藏编号为：CGMCC No.3509。2009年12月15日保藏于中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心，地址：北京市朝阳区北辰西路1号院3号，邮政编码：100101。

上述微生物制剂在提高石油采收率中的应用，其中，所适用油藏参数为：温度＜80℃、矿化度＜150000mg/L、原油粘度＜2000mPa.s、含蜡量＞3％、含水＞10％、渗透率＞20×10^-3μm²。

具体实施方式如下：

1.油藏调查：调查油藏地质条件，包括油藏温度、孔隙度、压力、渗透率、采出程度、剩余油分布、油品特性、地层水矿化度等反映油藏地质、物理特征的宏观环境，还包含油藏微生物群落这一微观环境。了解和掌握相关的信息是微生物CR-CM技术建立的基础和重要的环节。

2.CR、CM体系建立：为提高微生物菌种的适应性，对试验油井中采集的样品富集与驯化培养，比如模拟油藏生境的寡营养培养基配制、模拟油藏环境、其它生长限制因子的比例和改善培养条件等多项研究构建适合不同油藏条件的微生物共代谢体系和新的生态系统。同时，对CR体系生长的温度范围、耐盐性(油田地层矿化度一般较高)、菌种生长pH值范围、与原油作用效果方面进行评估。

3.根据不同油藏条件、油品特性，工艺上，采用分井注入、多井联采、吞吐和驱替相结合的基本技术路线，以段塞式、多轮次注入为基本技术手段，基本是油田现场基本工艺手段，不再具体阐述。

4.具体实施方法：首先将菌剂地面扩培，使菌剂注入油藏后迅速反应，以增加提高优良的速度。

1)根据本发明所选定的菌种，确定扩培条件，优选生长因子，经过优化，最终确定发酵配方为：植物油8wt％；硝酸钠1wt％；磷酸氢二钠0.15wt％；磷酸二氢钾0.1wt％；硫酸镁0.025wt％；氯化钙0.01wt％；酵母膏0.1wt％；钼酸钠0.001wt％；硫酸亚铁0.004wt％；硫酸铜0.001wt％；硼酸0.001wt％；氯化锰0.001wt％。此质量百分比为溶质质量，不需要满足100％的要求。

2)发酵温度，基本控制在35℃～39℃之间；

3)最佳发酵搅拌速率及通气量，按照单独搅拌均匀的原则确定，搅拌速率为200rpm，通气量为0.2m³/h，罐压0.05Mpa；

4)根据菌种生长速度差异，菌种发酵时间；按照pH6.5，菌浓10⁸，目测乳化度较好的原则，确定注入菌种发酵产物。

5.定向调控优化：通过技术调控，诱导油藏中本源微生物的生长，调控油藏微生物体系，进而改变油藏的生态环境，促使其协同发挥作用。利用微生物共生繁殖与复合代谢原理，随注入水周期性向目标油藏注入激活剂、外源菌及空气。

激活剂包括乳化激活剂和产气激活剂。乳化激活剂配方为：3wt‰糖蜜、50wt‰长链烷烃、磷酸氢二钾1wt‰、硝酸铵4wt‰；产气激活剂配方：糖蜜8wt‰、麸皮2wt‰、磷酸氢二钾1.5wt‰、硝酸铵0.5wt‰。长链烷烃优选C₁₂或C₁₆。此质量百分比为溶质百分比，配置时可以选择水做溶剂。

激活剂、外源菌的注入总体积为0.2PV，其中激活剂为1％，外源菌为2％；空气与激活剂和外源菌总液体的体积比为1∶1。

针对不同油藏，周期注入激活剂、外源菌和空气，注入周期一个月到四个月。

6.持续增效：形成的强势菌群产生大量的降低原油粘度、促进原油乳化、调整油层剖面的代谢产物，促使油藏达到最佳增油、提高采收率效果，即CR-CM采油技术。因此，整个体系形成一个“内外结合，长效治本”的良性发展，实现增产、经济、环保的采油目标。

本发明的优点及有益效果是：

传统的微生物采油技术常用的有微生物吞吐采油和内源微生物驱两种方法。其中微生物吞吐采油效益显著，投入产出比1∶30，吨菌种增油80吨；近几年俄罗斯应用内源菌驱现场试验累计增油60万吨。本发明CR-CM采油技术正是基于将油藏作为一个生态系统研究这个原理，以采油功能微生物作为主要研究目标，从生物链入手研究油藏微生物代谢规律，选择优质外源微生物，从而实现内、外源微生物结合调控油藏微生物生态系统，其适应性和代谢力更加强大。根据物模试验(物模实验激活内源菌提高采收率达到18.5％)和矿场试验，本发明不仅可以增加油藏采收率，还可以改善油藏条件，针对高含水油田最终采收率可提高4％以上，开采时间可延长3～5年。针对高粘高含蜡油田稠油粘度可降低24％以上，凝固点降低5～10℃，最终采收率可提高5％以上，开采时间可延长5年以上。

以上内容已对本发明做了充分的说明，下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细说明以使本领域技术人员更清楚的了解本发明，本实施方式仅是本发明最佳实施方式，并非对本发明的限定。

附图说明

图1现有技术采收率示意图；

图2CR-J3体系乳化分散效果对比照片；

图3蒙9-11井产出水中总DNA的DGGE分析；

图4蒙9-11井产量变化曲线。

具体实施方式

本发明所用原料均可以通过市售购买获得。

实施例1油藏特定油井选择及分子评价体系

油藏调查：调查油藏地质条件，包括油藏温度、孔隙度、压力、渗透率、采出程度、剩余油分布、油品特性、地层水矿化度等反映油藏地质、物理特征的宏观环境，还包含油藏微生物群的微观环境，本发明对于油藏的微生物环境无具体限定，只要油藏中存在有微生物菌群即可，无需具体限定是何种微生物。具体适用油藏参数如下：

温度＜80℃、矿化度＜150000mg/L、原油粘度＜2000mPa.s、含蜡量＞3％、含水＞10％、渗透率＞20×10^-3μm²；

1.油藏土样或水样品元基因组DNA的提取

油藏土样取自蒙9-11井，深778.5米。称取5g沉积物样品，加入13.5ml DNA提取液(100mmol Tris-HCl，100mmol EDTA，100mmol Na₃PO₄，1.5mol NaCl， 1％CTAB，pH8.0)，再加入100μl蛋白酶K(10mg/ml)，220rpm水平摇床37℃振荡30分钟。加入1.5ml 20％的SDS，65℃水浴2小时，每隔15分钟轻柔颠倒几次。室温6000×g离心10分钟。收集上清，转移至50ml离心管，沉淀中加入4.5ml DNA提取液和0.5ml 20％SDS。65℃水浴10分钟，6000×g离心10分钟，收集上清合并于上次上清。重复上述操作，收集上清与前两次合并。上清与等体积的氯仿、异戊醇(体积比24∶1)混合。离心，吸取水相转移至另一50ml离心管，以0.6倍体积的异丙醇室温沉淀1小时。16000×g离心20分钟，收集沉淀，用冷70％乙醇洗涤沉淀，晾干后重悬于灭菌去离子水，琼脂糖凝胶电泳检测提取的DNA片段。油藏水样品(1L)经过浓缩后，采用同上方法提取元基因组DNA。

2.细菌16S V9区的PCR扩增

16S rDNA V9区引物：

V9-1055F：5′-ATG GCT GTC GTC AGC T-3’

V9-1406R：5′-CGC CCG CCG CGC CCC GCG CCC GGC CCG CCG CCC CCG

CCCC ACG GGC GGT GTG TAC-3’

PCR体系50μL，引物采用V9-1055F，V9-1406R。PCR反应条件：TouchdownPCR。

3.细菌16S V9区的DGGE电泳与T载体克隆、测序

使用浓度为6％聚丙烯酰胺进行分离，变性梯度范围为40％～60％。使用TheDCodeTM Universal Mutation Detection System(Bio-Rad)进行电泳，DNA扩增产物上样量为200ng。电泳完毕后用EB染色后，通过Bio-rad凝胶成像系统来成像。用Biospin聚丙烯酰胺凝胶DNA试剂盒回收目的条带后连接到p-GEM T载体上，采用Sanger双脱氧法对重组质粒进行测序。蒙9-11井产出水中总DNA 16S V9的DGGE分析见图3所示。

实施例2实验室CR共代谢体系的建立与效果评价

为保证CR体系现场实验效果，我们对每口井施工前的CR体系进行了室内评价试验，主要包括乳化降粘试验、表面张力和酸度变化试验。利用本发明所述的红球菌属(Rhodococcus erythropo LY-LH-11a)，保藏编号为：CGMCCNo.3510和寡养单胞菌属(Stenotrophmonas maltophilia LY-LH-11b)，保藏编号为：CGMCC No.3509复合菌剂进行实验，编号体系为CR-J3体系。

1.乳化降粘试验

将培养基灭菌后分别装入500mL实验瓶中，每个小瓶装100mL，并加入80g灭菌原油。保留三个空白平行样品，再向小瓶中同时接入两个菌种(红球菌属CGMCC No.3510和寡养单胞菌属CGMCC No.3509。5％接种量)(空白样品除外)，做三个平行。将小瓶密封后放入40℃空气浴摇床中进行振荡培养，转速设为170r/min，培养时间5d。培养完毕后，将样品脱水，用旋转粘度计(NDJ-1，上海精密科学仪器厂制)在50℃下测定原油粘度，粘度数据见表1。

表1各样品粘度数据

从表1可以看出，利用本发明复配菌剂油品粘度有大幅下降。

2.表面张力和酸度变化试验

在100mL无机盐液体培养基加入5g原油，再加入10mL菌种培养液，将瓶口密封，置37℃培养3天。将样品用定性滤纸过滤，和培养基空白对照比较。用pH计测定滤液的pH值，用表面张力仪测定滤液的表面张力值，计算变化情况，结果见表2。

表2各样品酸度数据及表面张力数据

从表2可以看出，利用本发明复配菌剂，酸度降低达20％，表面张力降低达33％。

3.CR体系发酵条件及终点研究

1)发酵配方：经过优化，最终确定WJ-1发酵配方。

植物油8wt％；硝酸钠1wt％；磷酸氢二钠0.15wt％；磷酸二氢钾0.1wt％；硫酸镁0.025wt％；氯化钙0.01wt％；酵母膏0.1wt％；钼酸钠0.001wt％；硫酸亚铁0.004wt％；硫酸铜0.001wt％；硼酸0.001wt％；氯化锰0.001wt％。

2)发酵温度：基本控制在35℃～39℃之间。

3)发酵搅拌速率及通气量：按照单独搅拌均匀的原则确定，搅拌速率为200rpm，通气量为0.2m³/h，罐压0.05MPa。

实施例3激活剂选择及评价

1.油藏地层水细菌激活实验

本发明选择激活剂为乳化激活剂和产气激活剂，所述乳化激活剂配方为：3wt‰糖蜜、50wt‰C₁₂或C₁₆、磷酸氢二钾1wt‰、硝酸铵4wt‰；本发明乳化激活剂实验室编号CY5。

所述产气激活剂配方：糖蜜8wt‰、麸皮2wt‰、磷酸氢二钾1.5wt‰、硝酸铵0.5wt‰。本发明产气激活剂实验室编号CY9。

激活剂处理后，总生物量激活后提高了4～5个数量级，如表3所示，同时，激活功能菌，有效地抑制有害菌，达到了选择性激活的目的。

表3

2.油藏地层水细菌激活乳化实验，室内物模研究试验遴选出优化的激活体系CY5。实验结果显示，体系乳化稠油试验效果显著，见图2和表4。

表4

注：*+稠油平铺于液面；++稠油稍有乳化分散；+++大部分稠油乳化分散，瓶壁挂有部分原油；++++稠油乳化分散显著，基本溶解在基质中，瓶壁只挂有少量油花。

3.油藏地层水细菌激活产气实验，室内物模研究试验遴选出优化的激活体系CY9。实验结果显示，体系产气试验效果显著，见表5。

表5

实施例4CR-CM室内物模试验

根据注剂类型不同，设计五个平行物模模型。实验选用2.5×40cm的填砂管，渗透率(398～418×10^-3μm²)、孔隙度(35.05～36.01％)、试验温度(37℃)、饱和水(油层采出水)、驱替水(现场注入水)。实验结果见下表6。

表6

实施例5蒙9-11井注入CR-J3体系后分子跟踪及生产产量变化跟踪评价

对蒙9-11井产出水中提取基因组DNA后，做细菌16S V9区的PCR扩增(详见实施例1中油藏特定油井分子评价体系内容)。蒙9-11井产出水中总DNA 16S V9的DGGE分析见图3所示。

油藏条件：

试验油藏处于开发后期老油田。油层深度：800m、储层孔隙度为18.4％～22.3％、渗透率116～675×10^-3μm²、油藏温度：37℃、地层水矿化度：1301～1721mg/L、含水率：＞90％。

原油特性：

粘度：179mpa.s、含蜡量：10.4～10.9％、密度：0.8996～0.9012g/cm³。

按照实施例2所述发酵条件首先对红球菌属CGMCC No.3510和寡养单胞菌属CGMCC No.3509进行发酵培养，接种比例为1∶1。

利用CR-CM采油技术，随注入水向目标油藏注入激活剂、发酵后的外源菌及空气；所述激活剂配方见实施例3。所述激活剂、外源菌的注入总体积为0.2PV(PV是油藏孔隙总体积)，其中激活剂为0.7％，外源菌为2％；空气与激活剂及外源菌总液体的体积比为1∶1。

周期性的向目标油藏注入激活剂、外源菌和空气(周期为4个月)，用量同上述步骤。

由图3，4所示，蒙9-11井试验效果显著，油藏内源功能菌数量增加，而且CR-J3体系在油藏地层中稳定繁殖。注入后至10月底每天产量均在5吨左右，实施前后对比，油井日产液量由8吨到15吨，日产油量由0.5吨上升到5吨，综合含水由93.7％下降到66.7％。

从油井的取样检测结果显示，自7月28日后，CR-J3体系(1b，即LY-LH-11b)和内源菌1a(Uncultured bacterium)非常明显，直接导致了产量的上升。

8月11日，内源菌1a(Uncultured bacterium)和注入CR-J3体系(1b)仍占主导地位，同时内源功能菌1d(Comamonas sp.)出现，并且1a和1b在未来两个多月里一直处于优势地位。值得注意的是，CR-J3体系和内源功能菌(1b，1d)的协同作用对提高采收率有显著效果。

8月25日，除了上述条带，开始出现了注入CR-J3体系中LY-LH-11a，内源菌1i(Acinetobacter sp.)和1o(Burkholderia sp.)，此时注入菌和内源菌的种类和数量达到峰值，采油也处于最佳状态。尤其要注意1o(Burkholderiasp.)这株菌，它原本属假单胞菌，解烃能力很强，因此油井的产量呈上升、稳定趋势。后来又逐渐出现了内源菌1m(Agrobacterium sp.)，1k(Pseudomonassp.)，1l(Rhizobium sp.)，1j(Arcobacter sp.)，但均迅速消失，分析认为这些菌对采油的贡献不大。

总的说来，注入菌在整个过程中均保持了10⁶以上的菌浓，大部分时期已达到了10⁷，证明本发明CR-CM体系适合该地层环境，并能有效的提高油藏采收率。如图4所示，最初原油井基本上无采出量，经过本发明方法后，产油量提高了5吨，且持续数月，产量稳定。

综上所述，蒙9-11井实施CR-CM采油技术后效果显著，前期室内评价研究和现场试验结果基本吻合。通过实施多轮次注入方式可以保持油井较长时期的稳产。

Claims

1.一种提高石油采油量的微生物制剂，其特征在于，所述微生物制剂包括红球菌，保藏编号为：CGMCC No.3510和寡养单胞菌，保藏编号为：CGMCC No.3509。

2.权利要求1所述微生物制剂在提高石油采收率中的应用，其特征在于，所述油藏参数为：温度＜80℃、矿化度＜150000mg/L、原油粘度＜2000mPa.s、含蜡量＞3％、含水＞10％、渗透率＞20×10^-3μm²。

3.一种利用权利要求1所述微生物制剂提高石油采收率的方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

(1)油藏调查：调查油藏地质条件：油藏温度、孔隙度、压力、渗透率、采出程度、剩余油分布、油品特性、地层水矿化度，反映油藏地质和物理特征，以及油藏微生物群的微观环境，具体适用油藏参数如下：

(2)利用微生物共生繁殖与复合代谢原理，随注入水向目标油藏注入激活剂、外源菌及空气；所述外源菌为权利要求1所述的微生物制剂；

(3)步骤(2)后周期性的注入激活剂、外源菌和空气，激活剂由乳化激活剂和产气激活剂组成；周期为四个月；

乳化激活剂配方为：1～3wt‰糖蜜、50wt‰长链烷烃、磷酸氢二钾0.8～1.5wt‰、硝酸铵2～5wt‰；产气激活剂配方：糖蜜3～9wt‰、麸皮1～3wt‰、磷酸氢二钾1～2wt‰、硝酸铵0.5～0.8wt‰；

所述长链烷烃为C₁₂或C₁₆；

所述步骤(2)中激活剂、外源菌的注入总体积为0.2PV，其中激活剂体积百分比为0.5％～1％，外源菌体积百分比为2％～4％；空气与激活剂及外源菌总液体的体积比为1∶1。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在向目标油藏注入外源菌之前，需要将权利要求1所述微生物制剂地面发酵，红球菌CGMCC No.3510和寡养单胞菌CGMCC No.3509接种比例为1∶1。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述发酵中发酵培养基成分及用量为：植物油：5～9wt％、硝酸钠0.8～1.5wt％、磷酸氢二钠0.15～0.3wt％、磷酸二氢钾0.1～0.5wt％、硫酸镁0.025～0.05wt％、氯化钙0.01～0.05wt％、酵母膏0.1～0.5wt％、钼酸钠0.001～0.006wt％、硫酸亚铁0.004～0.008wt％、硫酸铜0.001～0.008wt％、硼酸0.001～0.008wt％、氯化锰0.001～0.008wt％。

6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，所述发酵中搅拌速率为150～300rpm，通气量为0.1～0.5m³/h，发酵温度35℃～39℃之间，罐压0.05～0.08Mpa。