CN104109646A

CN104109646A - 一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用

Info

Publication number: CN104109646A
Application number: CN201410284138.9A
Authority: CN
Inventors: 苗建生; 郝春雷; 王剑; 常国栋; 王晓东; 李飞鹏
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Priority date: 2014-06-23
Filing date: 2014-06-23
Publication date: 2014-10-22
Anticipated expiration: 2034-06-23
Also published as: CN104109646B

Abstract

本发明公开了一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用，属于油田化学技术领域。该降粘菌剂由地衣芽孢杆菌、枯草芽孢杆菌和苏云金芽孢杆菌组成，在30～70℃、pH值5～10、矿化度1000～120000mg/L、0～30MPa条件下培养24h，各菌种的菌体浓度均能够达到10⁸～10⁹个/mL，繁殖能力强。该菌剂能够通过降解原油重组分，代谢生物表活剂、生物气等方式降低原油粘度，从而保证稠油油井的稳产增产。在矿化度6000～83000mg/L、pH7～8.6、40～60℃条件下的油井现场试验均取得了较好的增产效果，日产油量增长24％～83％，泵效提高4～10个百分点，原油粘度下降50％～65％，产出液表面张力下降20％～30％，原油凝点下降1～3℃。

Description

一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用

技术领域

本发具体明涉及一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，以及该降粘菌剂的应用，属于油田化学技术领域。

背景技术

微生物采油或提高采收率技术，即利用微生物在油藏中生长、代谢并作用于油藏，增强原油在油藏内部或近井地带的流动性，提高单井或区块的原油产量。同化学技术相比，微生物技术具有可持续、高效、环保等优点，所以目前国内主要油田都在开展微生物采油技术的研究与应用，取得了较好的增油效果。根据向油藏注入的物质成分，微生物采油技术分为两大类：一类是从油田采出水、油田土壤等处筛选的采油微生物，通过地面发酵放大培养，再通过油井或水井注入油藏发挥作用。另一类是只向油藏注入营养剂，使油藏原有的微生物被激活，发挥采油作用。第二类方式成本更低，但效率往往也很差，而且不确定性很强，所以第一类方式是目前微生物采油技术的主流方式。例如中国专利(申请号：201010146472.X)公开了一种微生物采油方法，专利(申请号：201010615268.8)公开了一种聚合物驱后油藏本源微生物采油方法，专利(申请号：201010615039.6)公开了一种微生物多轮次吞吐采油方法。但是第一类方式的一个限制条件就是当油藏环境通常比较恶劣时，微生物不易存活，菌种受高温、地层水高矿化度的影响较大。即使菌种能够存活，其繁殖、代谢能力也会有较大下降，即不能保证在适宜生存范围内任一条件下的繁殖、代谢能力，进而发挥采油作用。

发明内容

本发明的目的是提供一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂。

同时，本发明还提供一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂的应用。

为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：

一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，主要包括地衣芽孢杆菌、枯草芽孢杆菌和苏云金芽孢杆菌。

所述地衣芽孢杆菌、枯草芽孢杆菌和苏云金芽孢杆菌均可采用市售菌株。

优选的，地衣芽孢杆菌购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，保藏编号CGMCC1.807，中文菌名地衣芽孢杆菌，拉丁学名Bacillus licheniformis。

优选的，枯草芽孢杆菌购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，保藏编号CGMCC1.215，中文菌名枯草芽孢杆菌枯草亚种，拉丁学名Bacillus subtilis subsp.Subtilis。

优选的，苏云金芽孢杆菌购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，保藏编号CGMCC1.2736，中文菌名苏云金芽孢杆菌温泉亚种，拉丁学名Bacillus thuringiensissubsp.wenquanensis。

采用上述3种优选菌种的复配菌剂，可以降解原油中的饱和烃和沥青质，代谢糖脂表活剂、CH₄、CO₂和乙酸等代谢产物，降低稠油粘度。

所述降粘菌剂可以为固态(干粉状)，也可以为液态。当菌剂为固态干粉时，三种菌单独保存，分别以脱脂乳或牛奶等为保护剂及载体，菌剂中三种菌干粉的质量比为(1～5):(1～5):(1～5)。当菌剂为液态时，三种菌可单独保存，也可混合保存。单独保存时，各菌种的菌体浓度分别为10⁷～10⁹个/mL；混合保存时，菌体总浓度为10⁷～10⁹个/mL，各菌种的菌体数量相差在一个数量级以内。

一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂的应用。具体为降粘菌剂在采油方面的应用，包括以下步骤：

(1)取降粘菌剂发酵生产发酵菌液；

(2)采用发酵菌液配制注入菌液体系；

(3)将注入菌液体系挤入目的油层。

所述步骤(1)中发酵生产的方法为：将降粘菌剂加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵至菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL。发酵生产的目的为扩大培养，可根据实际需要量进行多级发酵，如2～4级发酵。多级发酵中后一级发酵的菌液量是前一级发酵的5～15倍，即扩大倍数为5～15倍。

当降粘菌剂为固态时，需要单独活化各菌种，待菌体浓度均达到10⁷～10⁹个/mL时，取各菌液等体积混合(复合菌液中各菌种的菌体浓度相差在一个数量级以内)，再按体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵70～75h，pH值控制在6～8；再进行后一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比为1:(5～15)，即菌液量扩大5～15倍，发酵时间70～75h，pH值控制在6～8。

当降粘菌剂为液态时，如为单独保存的菌液(各菌液中菌体浓度相差须在一个数量级以内)，等体积混合后再按体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中，如为混合保存的菌液，可直接按体积比1:(5～15)加入发酵培养基中；再进行发酵生产，35～50℃条件下发酵70～75h，pH值控制在6～8；再进行后一级发酵，同上。液态降粘菌剂可采用如下方法制备：将各菌种的单独培养液(菌体浓度分别为10⁸～10⁹个/mL)等体积混合，即得。

为准备现场施工而进行发酵扩大生产时，可具体采用如下方法：取各菌种单独活化，各培养0.1～5L培养液，使菌体浓度分别达1～5×10⁸个/mL；取等体积菌液混合，按照体积比1:(5～15)将复合菌液加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵生产，最终发酵菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL为合格。发酵生产可采用多级发酵的方式，每级发酵的时间为70～75h，pH值控制在6～8。

所述活化菌种采用的活化培养基配方为：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl5g/L，余量为水，pH值7.2。

所述的发酵培养基可采用常用的菌种发酵培养基，也可采用如下配方：NaCl 5～10g/L，NH₄NO₃ 1.5～10g/L，KH₂PO₄ 0.5～10g/L，K₂HPO₄ 4.5～20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02～0.2g/L，MnSO₄·H₂O 0.3～3.1g/L，CaCl₂ 0.1～0.5g/L，玉米浆干粉5～10g/L，蔗糖5～10g/L，余量为水，pH值6.8～7.8。

所述步骤(2)中注入菌液体系为：以质量百分比计，发酵菌液5～20％、NaNO₃0.05～0.1％、KH₂PO₄0.1～0.5％、玉米浆干粉0.5～1％、化学增注剂1～1.2％，余量为水。

所述的化学增注剂为市售商品，可采用新乡富邦科技有限公司生产的型号为BTW-5918的产品，化学增注剂BTW-5918为高分子量表面活性剂。在注入菌液体系中加入化学增注剂可减少注入阻力，降低水油界面张力。

所述步骤(3)中注入菌液体系的用量可根据下述公式(1)计算：

注入菌液体系用量：

式中Q：菌液用量(m³)，r：处理半径(m)，h：油层厚度(m)，油层孔隙度(％)。

一般的，现场施工可采用油层挤注工艺，由泵车将注入菌液体系挤入目的油层，处理半径为2～5米，关井3～5d，然后正常开井生产。

本发明的有益效果：

本发明中降粘菌剂在30～70℃、pH值5～10、矿化度1000～120000mg/L、0～30MPa条件下培养24h，各菌种的菌体浓度均能够达到10⁸～10⁹个/mL，浓度最大和最小差值在一个数量级内，说明降粘菌剂中各菌种能适应不同地层环境(矿化度、pH值和温度)下的油井，且繁殖能力相近，繁殖特性没有显著下降。

本发明中降粘菌剂能够通过降解原油重组分，代谢生物表活剂、生物气等方式降低原油粘度，从而保证稠油油井的稳产增产。该菌剂在原油、地层水环境中培养，对试验区块稠油室内降粘率可达76.8％。在矿化度6000～83000mg/L、pH7～8.6、40～60℃条件下的油井现场试验均取得了较好的增产效果，日产油量增长24～83％，泵效提高4～10个百分点，原油粘度下降50～65％，产出液表面张力下降20～30％，原油凝点下降1～3℃。

本发明中降粘菌剂可通过发酵培养扩大生产，配制菌液体系后注入目的油层，降低稠油粘度，提高原油产量，为稠油油井的保产、增产提供一个高效、环保的技术选择。

附图说明

图1为本发明试验例1中各菌种在不同温度下的繁殖能力；

图2为试验例1中各菌种在不同pH值条件下的繁殖能力；

图3为试验例1中各菌种在不同矿化度条件下的繁殖能力。

具体实施方式

下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。

实施例1

本实施例中适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，由地衣芽孢杆菌(CGMCC1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC 1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC 1.2736)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，菌剂为固态干粉，三种菌单独保存，均以脱脂乳为保护剂及载体，三种菌干粉的质量比为1:1:1。

本实施例适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，包括以下步骤：

(1)单独活化各菌种，待各菌种菌体浓度达1.5～5.7×10⁸个/mL，取各菌液(2L)等体积混合，再按体积比为1:10将复合菌液加入发酵培养基中，在40℃条件下发酵培养72h，控制pH值在6～8，发酵过程中不需要通氧气或空气，发酵完毕再进行下一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比均为1:10，经四级发酵制成发酵菌液，发酵菌液中菌体浓度达4×10⁸个/mL；

各菌种活化用培养基配方为：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl5g/L，余量为蒸馏水，pH值7.2；

发酵培养基配方为：NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 10g/L，KH₂PO₄ 10g/L，K₂HPO₄ 20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，蔗糖10g/L，，余量为蒸馏水，pH值7.2；

(2)采用步骤(1)的发酵菌液配制注入菌液体系：以质量百分比计，发酵菌液20％、NaNO₃ 0.1％、KH₂PO₄ 0.2％、玉米浆干粉0.5％、化学增注剂BTW-59181％，余量为现场配注污水；

(3)将注入菌液体系挤入目的油层。

实施例2

本实施例中适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，由地衣芽孢杆菌(CGMCC1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC1.2736)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)，菌剂为液态，单独保存，各菌种的菌体浓度为2.5～3.8×10⁸个/mL。

(1)取各菌种菌液等体积混合，将复合菌液转至发酵罐中，按体积比为1:5加入发酵培养基，在35℃条件下发酵培养72h，控制pH值在6～8，发酵过程中不需要通氧气或空气，发酵完毕进行下一级发酵，每级发酵的发酵母液与发酵培养基的体积比均为1:5，经四级发酵制成发酵菌液，其中前三级发酵使用搅拌机搅拌，搅拌转速90转/min(72～104转/min范围)，第四级发酵使用循环泵，泵速100方/h，经四级发酵后发酵菌液中菌体浓度达4×10⁸个/mL；

发酵培养基配方为：NaCl 10g/L，NH₄NO₃ 5g/L，KH₂PO₄ 5g/L，K₂HPO₄ 10g/L，FeSO₄·7H₂O 0.1g/L，MnSO₄·H₂O 1g/L，CaCl₂ 0.5g/L，玉米浆干粉10g/L，蔗糖5g/L，，余量为蒸馏水，pH值7.2；

(2)采用步骤(1)的发酵菌液配制注入菌液体系：以质量百分比计，发酵菌液10％、NaNO₃ 0.08％、KH₂PO₄ 0.5％、玉米浆干粉1％、化学增注剂BTW-59181.2％，余量为现场配注污水；

(3)将注入菌液体系挤入目的油层。

试验例

1、各菌种在不同环境条件下的繁殖能力

检测方法：将地衣芽孢杆菌(CGMCC1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC1.2736)三株菌分别由固态菌种形式接种至活化培养基，45℃培养18h制备菌种母液。分别以1.5％(体积比)接种量接种原油营养液体系，在不同温度、pH值、矿化度条件下培养24h，以平板稀释法检测菌体浓度，结果详见图1～3。培养前初始菌体浓度为10⁴个/mL。

活化培养基：牛肉膏3g/L，蛋白胨10g/L，NaCl 5g/L，pH值7.2，余量为蒸馏水，pH值7.2。

原油营养剂体系：某普通稠油10g/L，NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 10g/L，KH₂PO₄ 10g/L，K₂HPO₄20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，余量为蒸馏水，pH值7.2。

结果分析：从图1～3可知，各菌种在30～70℃、pH值5～10、矿化度1000～120000mg/L条件下繁殖，菌体浓度均能达到10⁸～10⁹个/mL，说明各菌种均可在上述油藏条件下繁殖和正常代谢，环境适应性强。并且3种菌株在不同条件下繁殖的最高浓度和最低浓度均在10⁸～10⁹个/mL范围内，说明各菌种适应温度、pH值及矿化度环境的能力相近。

2、各菌种降解原油能力

检测方法，将地衣芽孢杆菌(CGMCC1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC1.2736)三株菌分别由固态菌种形式接种至活化培养基(同上)，45℃培养18h制备菌种母液。再将菌种母液分别接种原油营养液体系(同上)，接种量2％，45℃培养3d。培养后培养液中原油用正庚烷溶解，回流1h使其充分溶解，冷却后过滤正庚烷溶液，沥青质即留在滤纸上，然后用正庚烷抽提滤纸1h。滤液浓缩后进入三氧化二铝色谱柱，分离饱和份，芳香份和胶质。分析沥青质、饱和烃、芳烃和胶质四组分变化。菌种对原油四组分的作用结果见表1。

表1 菌种培养后原油四组分分析

结果分析：从表1可知，经菌种作用后，原油中沥青质、饱和烃和芳香烃均有减少，说明降粘菌剂中各菌种能降解原油中的沥青质、饱和烃和芳烃等组分。由于沥青质是导致稠油粘度增加的主要因素，所以沥青质含量的减少可导致原油粘度下降。沥青质和饱和烃减少后，胶质明显增加，这可能是因为细菌降解和利用原油后产生的糖脂等极性代谢产物，因具有和胶质组分相似的分子量和表面性质，所以容易同胶质一起被洗脱，导致最终检测胶质含量的增加。

3、菌种对原油的降粘率评价

检测方法：将地衣芽孢杆菌(CGMCC 1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC 1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC 1.2736)三株菌活化制成菌种母液，取各菌种母液等比例(体积)混合制成复合菌液。将复合菌液和单独的三株菌母液分别以10％接种量接种调整过的原油营养液体系，45℃下培养3d。以旋转粘度计检测原油粘度(50℃)，计算降粘率，结果见表2。

调整过的原油营养剂体系：某普通稠油500g/L，NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 10g/L，KH₂PO₄10g/L，K₂HPO₄ 20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，pH值7.2。

表2 复合菌和各单菌的原油降粘率

结果分析：从表2可知，三株菌的原油降粘率均超过60％，复合菌降粘率达到76.8％，可明显改善原油的流动性，有利于采油。复合菌降粘率超过任何一株单菌，这是因为三株菌彼此形成了共生体系，互相促进，提高了整体效能。

4、现场试验效果

现场试验用降粘菌剂由地衣芽孢杆菌(CGMCC 1.807)、枯草芽孢杆菌(CGMCC 1.215)和苏云金芽孢杆菌(CGMCC 1.2736)组成，3株菌均购自中国普通微生物菌种保藏管理中心(CGMCC)；菌剂为液态；其制备方法为：取各菌种单独培养2升培养液，菌体浓度为2.5～3.8×10⁸个/mL，然后等体积混合即得。

生产发酵菌液：将液态降粘菌剂转至发酵罐培养，经四级发酵制成发酵菌液，发酵过程不需要通氧气或空气，每级发酵时间72h，每次发酵的发酵母液与发酵培养基体积比为1:10，发酵温度控制在35～40℃，pH值控制在6～8，其中前三级发酵罐使用搅拌机搅拌，搅拌转速100转/min，第四级发酵罐使用循环泵使发酵菌液流动，泵速100方/h，经四级发酵后，菌体浓度达到4.58×10⁸个/mL。

发酵培养基配方为：NaCl 5g/L，NH₄NO₃ 10g/L，KH₂PO₄ 10g/L，K₂HPO₄ 20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02g/L，MnSO₄·H₂O 0.31g/L，CaCl₂ 0.1g/L，玉米浆干粉5g/L，蔗糖10g/L。

现场配液：以现场配注污水和发酵菌液配制注入菌液体系，以质量百分比计，发酵菌液20％、NaNO₃ 0.1％、KH₂PO₄ 0.2％、玉米浆干粉0.5％、化学增注剂BTW-59181％，余量为现场配注污水，将各成分按比例直接加入10方罐车(10～15方范围)，再加入配注污水至满，水温55℃(50～60℃范围)，加满后运至井场备用；

现场施工：连接反注管线，反注管线试压15.0MPa，连接口不刺不漏为合格；施工时先以60℃热污水20方反洗井一周，清洗油套环空及油管，防止杂质堵塞油层影响施工；不停井先反替12方(油井油套环空容积)菌液，压力控制在2MPa以内，然后关停抽油机，加固密封盘根，关生产阀门及回压阀门，开始反挤剩余菌液(注入压力不超过地层破裂压力)；最后反挤12方(油井油套环空容积)顶替污水，施工结束，关井5天，再按原生产制度开井生产。

注入菌液体系的用量为：

式中Q：菌液用量(m3)，r：处理半径(m)，取3.5m，h：油层厚度(m)，油层孔隙度(％)。

试验井1：井深963米，地层温度45℃，地层水矿化度6100mg/L，pH值8.65，初始原油粘度1115mPa.s(50℃)。施工前一个月平均日产液4.4吨、日产油2.0吨。施工后平均日产液6.7吨、日产油3.5吨，分别较施工前增长52.3％、75％，累计增油238.5吨。此井平均泵效也明显提高，由14.4％提高到24.2％。有效161天，此后因油井开始其他措施，未继续统计效果。进行微生物试验后原油粘度下降50～65％；产出液表面张力下降20～30％(地层水初始表面张力51.3mN/m)。原油粘度明显下降，说明菌种可提高稠油在地层中的流动性，增加原油产量。

试验井2：井深1165米，地层温度55℃，地层水矿化度83500mg/L，pH值7.5，初始原油粘度1273mPa.s(50℃)。施工前一个月平均日产液3.5吨、日产油1.2吨；恢复生产后，平均日产液4.1吨、日产油2.2吨，分别增长17.1％、83.3％。油井泵效由试验前的平均22.4％，提高至平均26.2％。有效期167天，后因油井开始其它措施，未继续统计效果。施工后原油降粘率达到55％—65％，接近菌液室内实验结果；产出液表面张力下降约25％～30％(地层水初始表面张力56.7mN/m)。这说明该菌种体系能够适用于高矿化度稠油油井，使其降粘、增产。

试验井3：井深1056米，地层温度60℃，地层水矿化度7400mg/L，pH值8.15，初始原油粘度585mPa.s(50℃)。施工前一个月平均日产液3.3吨、日产油1.9吨；恢复生产后，平均日产液3.9吨、日产油2.5吨，分别增长18.2％、24％。油井泵效由试验前的平均18.2％，提高至平均22.0％。有效期112天。施工后原油降粘率达到50％—55％，接近菌液室内实验结果；产出液表面张力下降约20％～25％(地层水初始表面张力53.3mN/m)，原油凝点下降约1～3℃。

上述试验井的温度为45～60℃、地层水pH值为7.5～8.65、矿化度为6100～83500mg/L，均明显不同。但本发明中降粘菌剂均取得了较好的降粘、增产效果，可适应不同的地层环境条件，采油功效受地层环境影响较小。

Claims

1.一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，其特征在于：主要包括地衣芽孢杆菌、枯草芽孢杆菌和苏云金芽孢杆菌。

2.根据权利要求1所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，其特征在于：所述地衣芽孢杆菌的保藏编号为CGMCC1.807。

3.根据权利要求1所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，其特征在于：所述枯草芽孢杆菌的保藏编号为CGMCC1.215。

4.根据权利要求1所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂，其特征在于：所述苏云金芽孢杆菌的保藏编号为CGMCC1.2736。

5.一种如权利要求1所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：包括以下步骤：

(1)取降粘菌剂发酵生产发酵菌液；

(2)采用发酵菌液配制注入菌液体系；

(3)将注入菌液体系挤入目的油层。

6.根据权利要求5所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述步骤(1)中发酵生产的方法为：将降粘菌剂加入发酵培养基中，35～50℃条件下发酵至菌液中菌体浓度达到＞10⁸个/mL。

7.根据权利要求6所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述发酵生产采用多级发酵方式，后一级发酵的菌液量是前一级发酵的5～15倍。

8.根据权利要求7所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述发酵生产中每级发酵的时间为70～75h，pH值控制在6～8。

9.根据权利要求6～8任一项所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述的发酵培养基配方为：NaCl 5～10g/L，NH₄NO₃ 1.5～10g/L，KH₂PO₄ 0.5～10g/L，K₂HPO₄ 4.5～20g/L，FeSO₄·7H₂O 0.02～0.2g/L，MnSO₄·H₂O 0.3～3.1g/L，CaCl₂ 0.1～0.5g/L，玉米浆干粉5～10g/L，蔗糖5～10g/L，余量为水，pH值6.8～7.8。

10.根据权利要求5～8任一项所述的适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂在采油方面的应用，其特征在于：所述步骤(2)中注入菌液体系为：以质量百分比计，发酵菌液5～20％、NaNO₃ 0.05～0.1％、KH₂PO₄ 0.1～0.5％、玉米浆干粉0.5～1％、化学增注剂1～1.2％，余量为水。