CN111088970B - 一种高含水水平井微生物处理降水增油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种高含水水平井微生物处理降水增油的方法。该方法具体包括以下步骤：试验油井的筛选；硝酸盐还原菌的筛选；产生物多糖微生物的筛选；复合菌最佳配比的确定；现场注入工艺参数的确定；现场试验及效果评价。本发明具有油藏适应范围广；本发明的复合菌和营养液，均为水溶性物质，有较强的注入能力，不会引起注入压力升高，不会对油藏造成伤害；同时本发明利用钙盐和铁盐的沉淀和生物多糖形成具有较高封堵强度的复合堵剂，实现水平井的有效堵水，封堵效果较好。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种高含水水平井微生物处理降水增油的方法。
背景技术
水平井可以显著提高单井产能，提高经济效益，利用水平井开发可以实现少井高产及高采收率。但在实际应用中，多数水平井含水超过90％，但这些水平井均具有开发潜力。水平井由于边底水脊进的影响，往往是几个点突破就会导致含水快速上升，那么如何准确找到水平井的出水点、并实行可行的堵水是降低水平井含水的措施关键。现有的水平井找水方法包括：机械找水、测井找水、测产液剖面找水，其准确度都不高。
现有的水平井堵水技术包括：机械堵水和化学堵水，其中机械堵水利用封隔器、桥塞等工具卡封堵水生产，只能解决井筒内部问题，并且前提是要求准确找到出水点。使用较多的是化学堵水，利用膨胀成岩剂、凝胶等化学剂，挤入出水层段，实现堵水的目的，这些化学堵剂在使用过程中存在的主要问题是：如果堵剂强度较低，虽然容易注入，但封堵效果不好，堵剂强度较高又难以注入水道，且矿场应用效果多数不理想。
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高含水水平井微生物处理降水增油的方法。该方法利用钙盐和铁盐的沉淀和生物多糖形成具有较高封堵强度的复合堵剂，实现水平井的有效堵水，封堵效果较好。
本发明公开了一种高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选
试验油井的筛选，具体筛选要求如下：
油井含水≤99％，原油粘度≤3000mPa.s，水平段长度≤500m，油藏温度≤90℃，地层水中含有钙Ca2+、Mg2+和Fe3+。
(2)硝酸盐还原菌的筛选
硝酸盐还原菌的筛选，具体方法如下：取试验油井的地层水100ml置于培养瓶中，添加5～10％硝酸盐还原菌及其营养液；然后在试验油井的油藏温度下静置培养20～30d；培养时间结束后用滤纸过滤地层水，称取滤纸上的沉淀量；根据沉淀量的大小筛选出硝酸盐还原菌。
所述的硝酸盐还原菌为嗜热杆菌、铜绿假单胞菌、斯氏假单胞菌中的一种。
所述的硝酸盐还原菌的营养液配方为葡萄糖1-3wt％，蛋白胨0.2-0.5wt％，酵母粉0.01-0.03wt％，K2HPO4 0.02-0.05wt％。
(3)产生物多糖微生物的筛选
产生物多糖微生物的筛选，具体方法如下：取试验油井的地层水100ml置于培养瓶中，添加5～10％产生物多糖微生物及其营养液；然后在试验油井的油藏温度下静置培养20～30d；培养时间结束后检测地层水的粘度；根据粘度的大小筛选出产生物多糖微生物。
所述的产生物多糖微生物为鞘氨醇单胞菌、假黄单胞菌、产碱杆菌中的一种。
所述的产生物多糖微生物的营养液配方为蔗糖2-3wt％，玉米浆干粉0.1-0.3wt％，KH2PO4 0.03-0.05wt％。
(4)复合菌最佳配比的确定
装填与试验油井渗透率相同的岩心；岩心抽真空、饱和试验油井的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油井的脱水脱气原油，岩心老化7d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水与试验油井含水率一致为止，计算一次水驱采收率；岩心注入不同配比的硝酸盐还原菌和产生物多糖微生物复合菌及其营养液，复合菌及营养液注入总量为0.2-0.3PV，培养20-30d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，二次水驱过程中监测岩心入口压力；根据压力变化确定复合菌的最佳配比。
(5)现场注入工艺参数的确定
现场注入工艺参数包括复合菌及其营养液的现场注入量、注入方式、注入周期以及关井时间。
其中，复合菌及其营养液的现场注入量，由下面的公式确定：
Q＝ah2LФSw
其中：Q——复合菌及其营养液的体积注入量，m3；
h——试验油井的油层厚度，m；
L——试验油井的水平段长度，m；
a——用量系数，取值0.5-0.8；
Ф——试验油井的孔隙度，小数；
Sw——试验油井的含水饱和度，小数。
注入方式：从试验油井的油套环空中连续注入；
关井培养时间：30-60d；
注入周期：水平井含水上升至试验开始前含水值时开始下一轮的注入。
(6)现场试验及效果评价
按照步骤(5)确定的现场注入工艺参数进行现场试验，实验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括：单井增油量、投入产出比、有效期。
本发明将室内筛选出的硝酸盐还原菌和产生物多糖微生物及其营养液从水平井的油套环空中注入油层，由于硝酸盐还原菌和产生物多糖微生物及其营养液均为水溶性物质，有较强的注入能力，能顺利进入水平井的出水层，不会引起注入压力升高，不伤害油藏。注入油层后关井培养，硝酸盐还原菌开始生长代谢，引起地层水中的钙盐和铁盐的沉淀，同时产生物多糖的微生物代谢产生生物多糖，钙盐和铁盐的沉淀物和生物多糖形成具有较高封堵强度的堵剂，实现水平井的有效堵水，从而提高水平井的产量。
本发明与现有技术相比，具有如下优点和有益效果：
(1)本发明具有油藏适应范围广，适合油井含水≤99％，原油粘度≤3000mPa.s，水平段长度≤500m，温度≤90℃的油藏；
(2)本发明的复合菌和营养液，均为水溶性物质，有较强的注入能力，不会引起注入压力升高，不会对油藏造成伤害；
(3)本发明利用钙盐和铁盐的沉淀和生物多糖形成具有较高封堵强度的复合堵剂，实现水平井的有效堵水，封堵效果较好。
具体实施例
下面结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
实施例1：
胜利油田某采油厂试验油井D12概况：油藏温度70℃，油藏压力14.2MPa，油层厚度2.5m，渗透率800×10-3μm2，孔隙度27％，水平段长度420m，原油粘度1652mPa·s，综合含水92.5％，地层水矿化度11500mg/L。利用本发明的方法在该井开展降水增油，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井D12含水92.5％，原油粘度1652mPa.s，水平段长度420m，油藏温度70℃，地层水中钙Ca2+、Mg2+和Fe3+含量分比为215mg/L、182mg/L和16mg/L。符合本发明的筛选要求。
(2)硝酸盐还原菌的筛选
硝酸盐还原菌的筛选，具体方法如下：取试验油井D12的地层水100ml置于培养瓶中，添加5％硝酸盐还原菌及其营养液；然后在70℃下静置培养20d；培养时间结束后用滤纸过滤地层水，称取滤纸上的沉淀量，实验结果见表1。
表1不同硝酸盐还原菌产生沉淀量
| 硝酸盐还原菌 | 沉淀，g | 排名 |
| 嗜热杆菌 | 8.3 | 3 |
| 铜绿假单胞菌 | 12.5 | 1 |
| 斯氏假单胞菌 | 10.1 | 2 |
所述的硝酸盐还原菌的营养液配方为葡萄糖1wt％，蛋白胨0.4wt％，酵母粉0.02wt％，K2HPO4 0.05wt％。
从表1可以看出：铜绿假单胞菌在试验油井D12的地层水产生的沉淀量最多，达到12.5g，因此，筛选出的硝酸盐还原菌为铜绿假单胞菌，营养液配方为葡萄糖1wt％，蛋白胨0.4wt％，酵母粉0.02wt％，K2HPO4 0.05wt％。
(3)产生物多糖微生物的筛选
产生物多糖微生物的筛选，具体方法如下：取试验油井D12的地层水100ml置于培养瓶中，添加10％产生物多糖微生物及其营养液；然后在70℃下静置培养20d；培养时间结束后检测地层水的粘度，测试结果见表2。
表2不同产生物多糖微生物作用下地层水的粘度
| 产生物多糖微生物 | 粘度，mPa.s | 排名 |
| 鞘氨醇单胞菌 | 85 | 1 |
| 假黄单胞菌 | 62 | 2 |
| 产碱杆菌 | 42 | 3 |
所述的产生物多糖微生物的营养液配方为蔗糖2wt％，玉米浆干粉0.2wt％，KH2PO40.05wt％。
从表2可以看出：不同的产生物多糖微生物作用下，地层水的粘度不同，其中加入鞘氨醇单胞菌的地层水粘度最高，达到85mPa.s，因此，筛选出的产生物多糖的微生物为鞘氨醇单胞菌，营养液配方为蔗糖2wt％，玉米浆干粉0.2wt％，KH2PO4 0.05wt％。
(4)复合菌最佳配比的确定
装填渗透率800×10-3μm2的岩心；岩心抽真空、饱和油井D12的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油井D12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，水驱至采出液含水与试验油井含水率92.5％，计算一次水驱采收率；岩心注入不同配比的铜绿假单胞菌和鞘氨醇单胞菌复合菌及其营养液，复合菌及营养液注入总量为0.3PV，培养20d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，二次水驱过程中监测岩心入口压力；根据压力变化确定复合菌的最佳配比，结果见表3。
表3不同配比的复合菌岩心入口的最高压力
从表3可以看出，铜绿假单胞菌和鞘氨醇单胞菌比例为2:1时，岩心入口压力最高，为2.8MPa，因此，铜绿假单胞菌和鞘氨醇单胞菌的最佳配比为2:1。
(5)现场注入工艺参数的确定
现场注入工艺参数包括复合菌及其营养液的现场注入量、注入方式、注入周期以及关井时间。
其中，复合菌及其营养液的现场注入量，由下面的公式确定：
Q＝ah2LФSw＝219.7m3
其中：Q——复合菌及其营养液的体积注入量，m3；
h——试验油井的油层厚度，2.5m；
L——试验油井的水平段长度，420m；
a——用量系数，取值0.5；
Ф——试验油井的孔隙度，0.27；
Sw——试验油井的含水饱和度，0.62。
注入方式：从试验油井D12的油套环空中连续注入；
关井培养时间：30d；
注入周期：水平井含水上升至试验开始前含水值时开始下一轮的注入。
(6)现场试验及效果评价
现场试验注入铜绿假单胞菌和鞘氨醇单胞菌复合菌及其营养液219.7m3，结束后油井D12综合含水由92.5％下降到71.3％，含水降低21.2个百分点，单井增油3.2×103t，有效期达到了2年，投入产出比为1:9.5，降水增油效果明显。
实施例2：
胜利油田某采油厂试验油井D15概况：油藏温度75℃，油藏压力12.5MPa，油层厚度2.0m，渗透率950×10-3μm2，孔隙度26.5％，水平段长度350m，原油粘度1528mPa·s，综合含水96.2％，地层水矿化度12562mg/L。利用本发明的方法在该井开展降水增油，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井D15含水96.2％，原油粘度1528mPa.s，水平段长度350m，油藏温度75℃，地层水中钙Ca2+、Mg2+和Fe3+含量分比为325mg/L、232mg/L和25mg/L。符合本发明的筛选要求。
(2)硝酸盐还原菌的筛选
硝酸盐还原菌的筛选，具体方法如下：取试验油井D15的地层水100ml置于培养瓶中，添加10％硝酸盐还原菌及其营养液；然后在75℃下静置培养30d；培养时间结束后用滤纸过滤地层水，称取滤纸上的沉淀量，实验结果见表4。
表4不同硝酸盐还原菌产生沉淀量
| 硝酸盐还原菌 | 沉淀，g | 排名 |
| 嗜热杆菌 | 18.2 | 1 |
| 铜绿假单胞菌 | 12.0 | 3 |
| 斯氏假单胞菌 | 15.3 | 2 |
所述的硝酸盐还原菌的营养液配方为葡萄糖2wt％，蛋白胨0.2wt％，酵母粉0.03wt％，K2HPO4 0.04wt％。
从表4可以看出：嗜热杆菌在试验油井D15的地层水产生的沉淀量最多，达到18.2g，因此，筛选出的硝酸盐还原菌为嗜热杆菌，营养液配方为葡萄糖2wt％，蛋白胨0.2wt％，酵母粉0.03wt％，K2HPO4 0.04wt％。
(3)产生物多糖微生物的筛选
产生物多糖微生物的筛选，具体方法如下：取试验油井D15的地层水100ml置于培养瓶中，添加8％产生物多糖微生物及其营养液；然后在75℃下静置培养30d；培养时间结束后检测地层水的粘度，测试结果见表5。
表5不同产生物多糖微生物作用下地层水的粘度
所述的产生物多糖微生物的营养液配方为蔗糖2.5wt％，玉米浆干粉0.1wt％，KH2PO4 0.04wt％。
从表5可以看出：不同的产生物多糖微生物作用下，地层水的粘度不同，其中加入假黄单胞菌的地层水粘度最高，达到182mPa.s，因此，筛选出的产生物多糖的微生物为假黄单胞菌，营养液配方为蔗糖2.5wt％，玉米浆干粉0.1wt％，KH2PO4 0.04wt％。
(4)复合菌最佳配比的确定
装填渗透率950×10-3μm2的岩心；岩心抽真空、饱和油井D15的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油井D15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，水驱至采出液含水与试验油井含水率96.2％，计算一次水驱采收率；岩心注入不同配比的嗜热杆菌和假黄单胞菌复合菌及其营养液，复合菌及营养液注入总量为0.25PV，培养25d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，二次水驱过程中监测岩心入口压力；根据压力变化确定复合菌的最佳配比，结果见表6。
表6不同配比的复合菌岩心入口的最高压力
从表6可以看出，嗜热杆菌和假黄单胞菌比例为1:1时，岩心入口压力最高，为2.3MPa，因此，嗜热杆菌和假黄单胞菌的最佳配比为1:1。
(5)现场注入工艺参数的确定
现场注入工艺参数包括复合菌及其营养液的现场注入量、注入方式、注入周期以及关井时间。
其中，复合菌及其营养液的现场注入量，由下面的公式确定：
Q＝ah2LФSw＝172.1m3
其中：Q——复合菌及其营养液的体积注入量，m3；
h——试验油井的油层厚度，2.0m；
L——试验油井的水平段长度，350m；
a——用量系数，取值0.8；
Ф——试验油井的孔隙度，0.265；
Sw——试验油井的含水饱和度，0.58。
注入方式：从试验油井D15的油套环空中连续注入；
关井培养时间：60d；
注入周期：水平井含水上升至试验开始前含水值时开始下一轮的注入。
(6)现场试验及效果评价
现场试验注入嗜热杆菌和假黄单胞菌复合菌及其营养液172.1m3，结束后油井D15综合含水由96.2％下降到72.5％，含水降低23.7个百分点，单井增油5.2×103t，有效期达到了3年，投入产出比为1:12.3，降水增油效果明显。
实施例3：
胜利油田某采油厂试验油井E15概况：油藏温度80℃，油藏压力12.0MPa，油层厚度2.5m，渗透率1200×10-3μm2，孔隙度32.5％，水平段长度400m，原油粘度1258mPa·s，综合含水97.0％，地层水矿化度11256mg/L。利用本发明的方法在该井开展降水增油，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井E15含水97.0％，原油粘度1258mPa.s，水平段长度400m，油藏温度80℃，地层水中钙Ca2+、Mg2+和Fe3+含量分比为278mg/L、215mg/L和20mg/L。符合本发明的筛选要求。
(2)硝酸盐还原菌的筛选
硝酸盐还原菌的筛选，具体方法如下：取试验油井E15的地层水100ml置于培养瓶中，添加8％硝酸盐还原菌及其营养液；然后在80℃下静置培养25d；培养时间结束后用滤纸过滤地层水，称取滤纸上的沉淀量，实验结果见表7。
表7不同硝酸盐还原菌产生沉淀量
| 硝酸盐还原菌 | 沉淀，g | 排名 |
| 嗜热杆菌 | 13.5 | 1 |
| 铜绿假单胞菌 | 10.2 | 2 |
| 斯氏假单胞菌 | 9.3 | 3 |
所述的硝酸盐还原菌的营养液配方为葡萄糖3wt％，蛋白胨0.5wt％，酵母粉0.01wt％，K2HPO4 0.02wt％。
从表7可以看出：嗜热杆菌在试验油井E15的地层水产生的沉淀量最多，达到13.5g，因此，筛选出的硝酸盐还原菌为嗜热杆菌，营养液配方为葡萄糖3wt％，蛋白胨0.5wt％，酵母粉0.01wt％，K2HPO4 0.02wt％。
(3)产生物多糖微生物的筛选
产生物多糖微生物的筛选，具体方法如下：取试验油井E15的地层水100ml置于培养瓶中，添加5％产生物多糖微生物及其营养液；然后在80℃下静置培养25d；培养时间结束后检测地层水的粘度，测试结果见表8。
表8不同产生物多糖微生物作用下地层水的粘度
所述的产生物多糖微生物的营养液配方为蔗糖3.0wt％，玉米浆干粉0.3wt％，KH2PO4 0.03wt％。
从表8可以看出：不同的产生物多糖微生物作用下，地层水的粘度不同，其中加入产碱杆菌的地层水粘度最高，达到175mPa.s，因此，筛选出的产生物多糖的微生物为产碱杆菌，营养液配方为蔗糖3.0wt％，玉米浆干粉0.3wt％，KH2PO4 0.03wt％。
(4)复合菌最佳配比的确定
装填渗透率1200×10-3μm2的岩心；岩心抽真空、饱和油井E15的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油井E15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，水驱至采出液含水与试验油井含水率97.0％，计算一次水驱采收率；岩心注入不同配比的嗜热杆菌和产碱杆菌复合菌及其营养液，复合菌及营养液注入总量为0.20PV，培养30d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，二次水驱过程中监测岩心入口压力；根据压力变化确定复合菌的最佳配比，结果见表9。
表9不同配比的复合菌岩心入口的最高压力
从表9可以看出，嗜热杆菌和产碱杆菌比例为1:1时，岩心入口压力最高，为2.5MPa，因此，嗜热杆菌和产碱杆菌的最佳配比为1:1。
(5)现场注入工艺参数的确定
现场注入工艺参数包括复合菌及其营养液的现场注入量、注入方式、注入周期以及关井时间。
其中，复合菌及其营养液的现场注入量，由下面的公式确定：
Q＝ah2LФSw＝258.4m3
其中：Q——复合菌及其营养液的体积注入量，m3；
h——试验油井的油层厚度，2.5m；
L——试验油井的水平段长度，400m；
a——用量系数，取值0.6；
Ф——试验油井的孔隙度，0.325；
Sw——试验油井的含水饱和度，0.53。
注入方式：从试验油井E15的油套环空中连续注入；
关井培养时间：45d；
注入周期：水平井含水上升至试验开始前含水值时开始下一轮的注入。
(6)现场试验及效果评价
现场试验注入嗜热杆菌和产碱杆菌复合菌及其营养液258.4m3，结束后油井E15综合含水由97.0％下降到75.2％，含水降低21.8个百分点，单井增油3.5×103t，有效期达到了2.5年，投入产出比为1:10.5，降水增油效果明显。
Claims (12)
1.一种高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选；
(2)硝酸盐还原菌的筛选；
(3)产生物多糖微生物的筛选；
(4)复合菌最佳配比的确定；
(5)现场注入工艺参数的确定；
(6)现场试验及效果评价；
所述的硝酸盐还原菌的筛选，具体方法如下：取试验油井的地层水100ml置于培养瓶中，添加5～10％硝酸盐还原菌及其营养液；然后在试验油井的油藏温度下静置培养20～30d；培养时间结束后用滤纸过滤地层水，称取滤纸上的沉淀量；根据沉淀量的大小筛选出硝酸盐还原菌；
所述的产生物多糖微生物的筛选，具体方法如下：取试验油井的地层水100ml置于培养瓶中，添加5～10％产生物多糖微生物及其营养液；然后在试验油井的油藏温度下静置培养20～30d；培养时间结束后检测地层水的粘度；根据粘度的大小筛选出产生物多糖微生物；
所述的复合菌最佳配比的确定，具体方法如下：装填与试验油井渗透率相同的岩心；岩心抽真空、饱和试验油井的地层水，测定岩心的孔隙体积PV；饱和试验油井的脱水脱气原油，岩心老化7d，计算岩心的饱和油量；岩心一次水驱，水驱至采出液含水与试验油井含水率一致为止，计算一次水驱采收率；岩心注入不同配比的硝酸盐还原菌和产生物多糖微生物复合菌及其营养液，复合菌及营养液注入总量为0.2-0.3PV，培养20-30d；二次水驱，水驱至采出液含水100％为止，二次水驱过程中监测岩心入口压力；根据压力变化确定复合菌的最佳配比。
2.根据权利要求1所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的试验油井的筛选，具体筛选要求如下：油井含水≤99％，原油粘度≤3000mPa.s，水平段长度≤500m，油藏温度≤90℃，地层水中含有钙Ca2+、Mg2+和Fe3+。
3.根据权利要求1所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的硝酸盐还原菌为嗜热杆菌、铜绿假单胞菌、斯氏假单胞菌中的一种。
4.根据权利要求3所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的硝酸盐还原菌的营养液配方为葡萄糖1-3wt％，蛋白胨0.2-0.5wt％，酵母粉0.01-0.03wt％，K2HPO4 0.02-0.05wt％。
5.根据权利要求1所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的产生物多糖微生物为鞘氨醇单胞菌、假黄单胞菌、产碱杆菌中的一种。
6.根据权利要求5所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的产生物多糖微生物的营养液配方为蔗糖2-3wt％，玉米浆干粉0.1-0.3wt％，KH2PO4 0.03-0.05wt％。
7.根据权利要求1所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的现场注入工艺参数包括复合菌及其营养液的现场注入量、注入方式、注入周期以及关井培养时间。
8.根据权利要求7所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的复合菌及其营养液的现场注入量，由下面的公式确定：
Q＝ah2LФSw
其中：Q——复合菌及其营养液的体积注入量，m3；
h——试验油井的油层厚度，m；
L——试验油井的水平段长度，m；
a——用量系数，取值0.5-0.8；
Ф——试验油井的孔隙度，小数；
Sw——试验油井的含水饱和度，小数。
9.根据权利要求7所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的复合菌及其营养液的注入方式为从试验油井的油套环空中连续注入。
10.根据权利要求7所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的复合菌及其营养液的注入周期为试验油井含水上升至试验开始前含水值时开始下一轮的注入。
11.根据权利要求7所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的复合菌及其营养液的关井培养时间为30-60d。
12.根据权利要求1所述的高含水水平井微生物处理降水增油的方法，其特征在于，所述的现场试验及效果评价，具体如下：按照步骤(5)确定的现场注入工艺参数进行现场试验，实验结束后进行现场试验效果的评价，评价的指标包括：单井增油量、投入产出比、有效期。
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