CN114427399A - 一种中高渗透油藏微生物驱油提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种中高渗透油藏微生物驱油提高采收率的方法，所述的方法包括以下步骤：油井停采和激活剂注入阶段，从试验油藏的注水井中注入激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液；油井停采和注水井停注阶段，顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物；注水井停注和油井开采阶段，油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注阶段，试验油藏的油井开井生产。本发明具有施工工艺简单、可操作性强、操作方便，投资成本低、现场试验效果好的优点，投入产出比大于1:10，提高采收率大于20％，因此推广与应用前景广阔。
Description
技术领域
本发明属于微生物采油技术领域，具体涉及一种中高渗透油藏微生物驱油提高采收率的方法。
背景技术
微生物采油技术是通过向油藏注入激活剂或外源菌，利用油藏条件下微生物的生长代谢活动来提高原油采收率。该技术作为一项环保、低成本的可持续性发展技术，已在矿场试验中显示出良好的应用效果。但是，随着油田不断开发，目前国内主力油田的大部分油藏已进入高含水阶段，综合含水大于90％，油藏中的优势通道逐渐形成。特别针对非均质性强的高含水油藏，传统激活剂体系注入地层后，容易沿着优势通道出现窜流现象，限制了激活剂体系在油藏中的波及效率，使得低渗透油层的内源微生物无法得到充分激活，降低了微生物与剩余油的作用范围，从而降低了微生物的驱油效果。
中高渗透油藏实施微生物驱油，通常在实施微生物驱油前注入聚合物进行调剖，该方法虽然能扩大激活剂的波及体积，但是存在以下缺点：注入的聚合物功能单一，只能起到堵调作用，不能作为激活剂组份使用；高渗透油层由于聚合物的封堵作用导致进入高渗透油层的激活剂量很少，因此，该方法不能有效激活高渗透油层的内源微生物，从而影响了微生物驱油提高采收率的程度，同时存在后续污水处理的问题。
CN107476778A公开了一种利用微生物和粘土胶复合深部堵调工艺，所述的工艺具体包括以下步骤：试验油藏的筛选；产碱微生物的筛选；确定产碱微生物发酵液与粘土胶比例；确定产碱微生物发酵液与粘土胶的注入总量；混合溶液的配制；现场试验。该发明存在以下问题：(1)试验有效期短；(2)粘土胶配伍性差；(3)试验处理成本高。
CN107165611A公开了一种低产低效油井微生物单井吞吐采油的方法，包括以下步骤：试验油井的筛选；试验油井酸化解堵；试验油井深部堵调；试验油井洗油效率提高；现场试验效果的评价。该发明存在以下缺点或不足：该发明存在以下问题：(1)酸化解堵剂和深部堵调剂存在着环境污染；(2)施工工艺繁琐，可操作性不强，现场实施成本高；(3)堵调剂选择性不强和强度难以控制，导致堵调效果受到一定影响。
CN107795306A公开了一种低渗透油藏内源微生物采油的方法，该方法具体包括以下步骤：试验油藏的筛选；激活剂的筛选，筛选的激活剂包括产生物聚合物功能菌的激活剂和产生物表面活性剂功能菌的激活剂；激活剂注入方式的确定；现场试验，现场试验分产生物聚合物功能菌激活剂的注入阶段、产生物表面活性剂功能菌激活剂的注入阶段和正常注水阶段；现场试验效果评价。该发明存在以下问题：(1)生物法产生的生物聚合物现场堵调强度较差；(2)不能有效地驱出高渗透油层的原油。
CN107558971A公开了一种中高渗透油藏内源微生物采油的方法，该方法具体包括以下步骤：油藏的筛选；内源微生物分析；高中低渗透油层的划分；激活剂的筛选；现场注入工艺优选；现场试验及效果评价。该发明存在以下问题：(1)油井适应范围小，只适合分层开采的油井；(2)高中低渗油层分别注入不同类型的激活剂，现场注入工艺复杂。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术存在的不足而提供一种中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，该方法具有针对性强、适应范围广、可操作性强、成本低以及增油效果明显的特点。
为了实现上述目的，本发明提供了一种中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，所述的方法包括以下步骤：
(1)油井停采和激活剂注入阶段
油井停止开采，而从试验油藏的注水井中注入激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的注水井停止注水，而油井开井生产。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明采用“油井生产、注水井注水不同步”的方式，解决油藏主流通道过水倍数较大，注入低渗透油层的激活剂的量较少，从而影响微生物驱油的现场试验效果的问题，同时，避免了使用化学堵剂造成环境污染的问题。
(2)本发明采用“油井生产、注水井注水不同步”的方式，将微生物注剂注入到指定的剩余油丰富区域或油层，通过后续注水将激活剂顶替到不同的区域，提高微生物注剂与剩余油接触效率，同时保证激活剂的量和浓度不变，有效地提高激活剂的激活效率，从而提高了油藏的原油采收率。
(3)本发明具有施工工艺简单、操作简易、可操作性强，投资成本低、现场试验效果好的优点，投入产出比大于1:10，提高采收率大于20％。
具体实施方式
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。
根据本发明的目的，本发明提供了一种中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，所述的方法包括以下步骤：
(1)油井停采和激活剂注入阶段
油井停止开采，而从试验油藏的注水井中注入激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的注水井停止注水，而油井开井生产。
本发明中，所述的方法还包括试验油藏的筛选。
优选情况下，所述的试验油藏的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度小于90℃、渗透率大于1000×10-3μm2，地层水矿化度＜50000mg/L，原油粘度小于2000mPa·s，油层的数量不小于2个，试验油藏中存在功能微生物。更优选为油藏温度小于80℃、渗透率大于2000×10-3μm2，地层水矿化度＜20000mg/L，原油粘度小于1000mPa·s。
优选情况下，所述的功能微生物为产甲烷菌、烃类氧化菌、产乳化剂菌、产生物表面活性剂菌中的一种或几种。产甲烷菌产生的生物气不仅有利于降低原油的粘度，而且能够增加地层能量；烃类氧化菌降解原油，将长链烷烃降解为短链的烷烃，从降低原油的粘度；产乳化剂菌产生的乳化剂乳化原油，产生物表面活性剂菌产生生物表面活性剂降低油水界面张力，从而提高原油的流动性、降低了油水流度比。
本发明中，所述的方法还包括激活剂筛选。
优选情况下，所述的激活剂筛选的方法为静态培养法，激活剂筛选的依据为驱油功能微生物菌浓。
本发明中，所述的方法还包括现场试验效果评价。
优选情况下，所述的现场试验效果评价指标为增油量、有效期、提高采收率程度以及投入产出比。
本发明中，优选地，所述的油井为同采油井或分采油井，更优选为分采油井。分采油井不仅有利于将高渗透油层的原油采出，更有利于将剩余油较多低渗透层位的原油开采出，从而有利于提高微生物驱油藏的采收率。
本发明中，优选地，所述步骤(1)中激活剂注入方式为连续式或段塞式，更优选为段塞式。
优选情况下，所述的段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上，更优选为两个或三个。
本发明中，优选地，所述步骤(1)中激活剂注入速度为5-15m3/h，更优选为8-12m3/h。
优选情况下，所述步骤(1)中地层水顶替液的注入量10-100m3，更优选为50-100m3；注入速度为10-20m3/h，更优选为12-15m3/h。
本发明中，优选地，所述步骤(2)中油井停采和注水井停注阶段的时间为5-30d，更优选地，所述的时间与试验油藏的功能微生物有关，具体关系如下：烃类氧化菌5-10d，产乳化剂菌10-15d，产生物表面活性剂菌20-25d，产甲烷菌20-30d。
本发明中，优选地，注水井停注阶段截至的时间为试验油藏油井综合含水达到99％对应的时间。
本发明中，优选地，所述步骤(3)中的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
本发明中，优选地，所述的注水井为统一注水井或分层注水井，更优选为分层注水井。分层注水的注水井更有利于将激活剂注入低渗透油层，从而扩大了激活剂在低渗透油层的波及体积，进而有利于提高微生物驱油藏的采收率。
本发明采用“油井生产、注水井注水不同步”的方式，首先进行油井的停采，在此阶段将激活剂从试验油藏的注水井中注入，由于油井停采，因此注入的激活剂不仅能注入高渗透油层而且还能有效地注入低渗透油层，从而扩大了激活剂在油藏的波及体积；其次，进入油井停采和注水井停注阶段，在此阶段由于油井停采和注水井停注，注入的激活剂不仅没有被注入水稀释，而且没有被油井采出，因此能够有效地保证油藏中激活剂的量和浓度不变，从而充分激活试验油藏中高渗透油层和低渗透油层的功能微生物，利用激活后功能微生物及其代谢产物与油藏原油、地层水以及岩石的综合作用不仅将原油从岩石剥离下来而且流动性显著增强。最后，进入注水井停注和油井开采阶段，由于注水井停注，不仅能将高渗透油层剥离的原油采出，而且能将低渗透油层剥离的原油采出。因此，利用本发明的方法能够有效和综合地提高油藏的原油采收率。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
实施例1
胜利油田某区块E，油藏温度76℃，渗透率1500×10-3um2，地层水矿化度为21450mg/L，原油粘度1986mPa.s，油层数量为3个，一注四采，注水井为统一注水井，油井均为统一开采井，地质储量3.20×104t，孔隙体积为5.0×105m3，试验前区块平均含水98.2％，地层水中存在产甲烷菌1.0×103个/m。
该区块为高渗透率高含水稠油油藏，计划利用本发明的方法在该区块进行现场试验，具体步骤如下：
试验区块E的油藏温度76℃，渗透率1500×10-3um2，地层水矿化度为21450mg/L，原油粘度1986mPa.s，油层数量为3个，地层水中存在产甲烷菌1.0×103个/m。因此符合本发明的筛选标准。
(1)油井停采和激活剂注入阶段
从试验油藏E的注水井中注入0.3PV(1.5×105m3)产甲烷菌激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液10m3，顶替液注入速度为10m3/h。
其中，产甲烷菌的激活剂配方为葡萄糖2.5mg/L、蛋白胨0.5mg/L、磷酸氢二铵0.1mg/L。
激活剂注入方式为连续式，激活剂注入速度为5m3/h。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
油井停采和注水井停注阶段的时间为25d。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
现场试验结果评价：该区块E的综合含水由实施前98.2％最高下降到71.0％，含水降低最高达到27.2％，截止到2019年12月30日，累计增油0.69×104t，提高采收率21.5％；有效期为6年，投入产出比为1:12.5，现场试验效果良好，本发明具有广阔的推广与应用的前景。
实施例2
胜利油田某区块A，油藏温度72℃，渗透率1200×10-3um2，地层水矿化度为15326mg/L，原油粘度1256mPa.s，油层数量为5个，一注六采，注水井为分层注井，油井均为统一开采井，地质储量4.50×104t，孔隙体积为8.3×105m3，试验前区块平均含水99.0％，地层水中存在烃类氧化菌2.0×102个/ml。
该区块为高渗透率高含水稠油油藏，计划利用本发明的方法在该区块进行现场试验，具体步骤如下：
试验区块A的油藏温度72℃，渗透率1200×10-3um2，地层水矿化度为15326mg/L，原油粘度1256mPa.s，油层数量为5个，地层水中存在烃类氧化菌2.0×102个/m。因此符合本发明的筛选标准。
(1)油井停采和激活剂注入阶段
从试验油藏A的注水井中注入0.2PV(1.66×105m3)烃类氧化菌激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液50m3，顶替液注入速度为12m3/h。
其中，烃类氧化菌的激活剂配方糖蜜2.0mg/L、硝酸钠0.6mg/L、磷酸氢二钾0.05mg/L。
激活剂注入方式为段塞式(段塞数量两个)，激活剂注入速度为8m3/h。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
油井停采和注水井停注阶段的时间为8d。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
现场试验结果评价：该区块A的综合含水由实施前99.0％最高下降到65.5％，含水降低最高达到33.5％，截止到2020年06月30日，累计增油1.04×104t，提高采收率23.2％；有效期为5.7年，投入产出比为1:13.7，现场试验效果良好，本发明具有广阔的推广与应用的前景。
实施例3
胜利油田某区块B，油藏温度80℃，渗透率1100×10-3um2，地层水矿化度为16530mg/L，原油粘度678mPa.s，油层数量为4个，一注五采，注水井为统一注水井，油井均为分层开采井，地质储量7.5×104t，孔隙体积为2.1×106m3，试验前区块平均含水99.5％，地层水中存在产乳化剂菌1.1×102个/ml。
该区块为高渗透率高含水稠油油藏，计划利用本发明的方法在该区块进行现场试验，具体步骤如下：
试验区块B的油藏温度80℃，渗透率1100×10-3um2，地层水矿化度为16530mg/L，原油粘度678mPa.s，油层数量为4个，地层水中存在产乳化剂菌1.1×102个/ml。因此符合本发明的筛选标准。
(1)油井停采和激活剂注入阶段
从试验油藏B的注水井中注入0.3PV(0.36×106m3)产乳化剂菌激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液100m3，顶替液注入速度为15m3/h。
其中，产乳化剂菌的激活剂配方为蔗糖4.2mg/L、硝酸钠0.3mg/L、磷酸氢二铵0.07mg/L。
激活剂注入方式为段塞式(段塞数量三个)，激活剂注入速度为12m3/h。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
油井停采和注水井停注阶段的时间为12d。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
现场试验结果评价：该区块B的综合含水由实施前99.5％最高下降到71.2％，含水降低最高达到28.3％，截止到2019年12月30日，累计增油1.84×104t，提高采收率24.5％；有效期为7年，投入产出比为1:15.2，现场试验效果良好，本发明具有广阔的推广与应用的前景。
实施例4
胜利油田某区块G，油藏温度65℃，渗透率1250×10-3um2，地层水矿化度为14570mg/L，原油粘度1356mPa.s，油层数量为4个，一注八采，注水井为分层注水井，油井均为统一开采井，地质储量7.5×104t，孔隙体积为2.3×106m3，试验前区块平均含水98.7％，地层水中存在产生物表面活性剂菌为5.0×102个/ml。
该区块为高渗透率高含水稠油油藏，计划利用本发明的方法在该区块进行现场试验，具体步骤如下：
试验区块G的油藏温度65℃，渗透率1250×10-3um2，地层水矿化度为14570mg/L，原油粘度1356mPa.s，油层数量为4个，地层水中存在产生物表面活性剂菌为5.0×102个/ml。因此符合本发明的筛选标准。
(1)油井停采和激活剂注入阶段
从试验油藏G的注水井中注入0.25PV(5.75×105m3)产生物表面活性剂菌激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液60m3，顶替液注入速度为18m3/h。
其中，产生物表面活性剂菌的激活剂配方为葡萄糖3.2mg/L、玉米浆干粉0.4mg/L、磷酸氢二钾0.05mg/L。
激活剂注入方式为段塞式(段塞数量两个)，激活剂注入速度为10m3/h。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
油井停采和注水井停注阶段的时间为20d。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
现场试验结果评价：该区块G的综合含水由实施前98.7％最高下降到71.0％，含水降低最高达到27.7％，截止到2019年12月30日，累计增油1.67×104t，提高采收率22.3％；有效期为5.6年，投入产出比为1:13.0，现场试验效果良好，本发明具有广阔的推广与应用的前景。
实施例5
胜利油田某区块M，油藏温度70℃，渗透率1320×10-3um2，地层水矿化度为32569mg/L，原油粘度1765mPa.s，油层数量为5个，一注四采，注水井为统一注水井，油井均为统一开采井，地质储量4.70×104t，孔隙体积为7.2×105m3，试验前区块平均含水99.3％，地层水中存在产生物表面活性剂菌为2.0×102个/ml。
该区块为高渗透率高含水稠油油藏，计划利用本发明的方法在该区块进行现场试验，具体步骤如下：
试验区块M的油藏温度70℃，渗透率1320×10-3um2，地层水矿化度为32569mg/L，原油粘度1765mPa.s，油层数量为5个，地层水中存在产生物表面活性剂菌为2.0×102个/ml。因此符合本发明的筛选标准。
(1)油井停采和激活剂注入阶段
从试验油藏M的注水井中注入0.3PV(2.16×105m3)产生物表面活性剂菌激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液100m3，顶替液注入速度为20m3/h。
其中，产生物表面活性剂菌的激活剂配方为蔗糖5.3mg/L、硝酸钠0.3mg/L、磷酸二氢铵0.08mg/L。
激活剂注入方式为段塞式(段塞数量两个)，激活剂注入速度为15m3/h。
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物。
油井停采和注水井停注阶段的时间为22d。
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
现场试验结果评价：该区块M的综合含水由实施前99.3％最高下降到75.2％，含水降低最高达到24.1％，截止到2020年06月30日，累计增油1.07×104t，提高采收率22.7％；有效期为6年，投入产出比为1:12.5，现场试验效果良好，本发明具有广阔的推广与应用的前景。
从本发明在胜利油田上述五个区块进行的现场应用情况来看，有效期均超过5年，区块B(实施例3)最高达到7年；投入产出比均大于1:10，区块B(实施例3)最高达到1：15.2；提高采收率均大于20％，区块B(实施例3)最高达到24.5％。本发明的现场试验效果良好，因此具有广阔的推广与应用的前景。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (20)
1.一种中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
(1)油井停采和激活剂注入阶段
油井停止开采，而从试验油藏的注水井中注入激活剂，激活剂注入完成后注入地层水顶替液；
(2)油井停采和注水井停注阶段
顶替液注入完成后进入油井停采和注水井停注阶段，注入的激活剂激活试验油藏的功能微生物；
(3)注水井停注和油井开采阶段
油井停采和注水井停注阶段完成后进入注水井停注和油井开采阶段，试验油藏的注水井停止注水，而油井开井生产。
2.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的方法还包括试验油藏的筛选。
3.根据权利要求2所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的试验油藏的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度小于90℃、渗透率大于1000×10-3μm2，地层水矿化度＜50000mg/L，原油粘度小于2000mPa·s，油层的数量不小于2个，试验油藏中存在功能微生物。
4.根据权利要求3所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的油藏温度小于80℃、渗透率大于2000×10-3μm2，地层水矿化度＜20000mg/L，原油粘度小于1000mPa·s。
5.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的方法还包括激活剂筛选。
6.根据权利要求5所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的激活剂筛选的方法为静态培养法，激活剂筛选的依据为驱油功能微生物菌浓。
7.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的方法还包括现场试验效果评价。
8.根据权利要求7所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于，所述的现场试验效果评价指标为增油量、有效期、提高采收率程度以及投入产出比。
9.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的功能微生物为产甲烷菌、烃类氧化菌、产乳化剂菌、产生物表面活性剂菌中的一种或几种。
10.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的油井为同采油井或分采油井。
11.根据权利要求10所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的油井为分采油井。
12.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述步骤(1)中激活剂注入方式为连续式或段塞式。
13.根据权利要求12所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述激活剂段塞式注入方式中段塞数量为两个以及以上。
14.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述步骤(1)中激活剂注入速度为5-15m3/h。
15.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述步骤(1)中地层水顶替液的注入量10-100m3；注入速度为10-20m3/h。
16.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述步骤(2)中油井停采和注水井停注阶段的时间为5-30d。
17.根据权利要求16所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述油井停采和注水井停注阶段的时间与试验油藏的功能微生物有关，具体关系如下：烃类氧化菌5-10d，产乳化剂菌10-15d，产生物表面活性剂菌20-25d，产甲烷菌20-30d。
18.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述步骤(3)中的油井开井生产，油井产液量为试验前的产量。
19.根据权利要求1所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的注水井为统一注水井或分层注水井。
20.根据权利要求19所述的中高渗油藏微生物驱油提高采收率的方法，其特征在于所述的注水井为分层注水井。
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