CN114427406A - 一种高凝稠油井筒举升生物处理方法 - Google Patents

一种高凝稠油井筒举升生物处理方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，具体步骤如下：(1)、试验油井的筛选；(2)、微生物菌组的优选；(3)、高效菌组的稀释能力评价；(4)、发酵液现场日投加量的确定；(5)、投加方式的确定；(6)、现场试验以及效果的评价。本发明公开的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法与现有技术相比具有以下的优点：(1)为高凝稠油井筒举升提供了新的思路；(2)注入的菌组经检验对人体无害，不会对地层产生伤害和对环境造成污染，无后续难以处理的问题；(3)油藏适用范围广；(4)工艺简单、可操作性强和现场试验效果好的特点，节省电量600千瓦时/日以上，单井年节省热洗井次3次以上。

Description

一种高凝稠油井筒举升生物处理方法
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种高凝稠油井筒举升生物处理方法。
背景技术
随着全球石油资源的不断开采，高凝油的开采越来越受到重视。目前，中国已知高凝油资源量可达50×108吨以上。高凝油原油性质具有含蜡量高、凝固点高、析蜡点高的特点，而高凝稠油则是在此基础上增加了高粘度的特点(普遍在1000～6000mPa.s)。因此，高凝稠油在井筒举升过程中，不但具备高凝油随难以举升的特点(随着温度的降低和气体的析出，油管、抽油杆和抽油泵表面会出现结蜡现象，进而造成抽油机载荷增加、泵效降低,甚至造成油井停产)，同时也具备稠油难以举升的特点(泵效降低、产量下降、生产率降低)。
目前传统的井筒降凝方式主要以化学降凝和热力降凝为主，化学降凝是利用化学降凝剂对高凝稠油中的胶质、沥青质进行化学改性，达到降凝的目的；热力降凝是通过对进入井筒的高凝油加热进行举升。但这些方式都存在着明显的不足：
化学降凝，对高凝稠油中析出的蜡晶处理效果不理想。同时，降凝剂中的化学成分提高了原油后处理难度；
热力降凝，运行成本高，耗能巨大。
目前还没有针对高凝稠油井筒举升微生物处理具体方法的专利文献。中国专利申请CN105154050A，专利申请名称为“一种耐温耐盐稠油生物降粘剂及其制备方法”，只是稠油中的胶质等重质组分进行降解，无法有效清除高凝稠油中的蜡质成分，且该发明没有涉及高凝稠油井筒处理的具体实施工艺方法。因此，该发明的针对性和可操作性不强。中国专利ZL201210078176.X，专利名称为“一种油井微生物清防蜡作业的监测方法”，仅仅是针对高含蜡原油(粘度低)的处理，而无法对高凝稠油进行举升处理，上述发明专利存在着针对性和可操作性不强等缺陷。
发明内容
发明目的：为了克服现有技术中的不足，本发明提供了一种高凝稠油井筒举升生物处理方法。本发明首先通过对微生物降粘菌种与清防蜡菌种的优选以及复配，确定高效菌组的复配比例及试验油井的现场投加量以及投加方式，最后进行现场试验以及效果的评价。该方法现场试验效果良好，为高凝稠油井筒举升技术提供了新的方法。
技术方案：一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，具体步骤如下：
(1)、试验油井的筛选；
(2)、微生物菌组的优选；
(3)、高效菌组的稀释能力评价；
(4)、发酵液现场日投加量的确定；
(5)、投加方式的确定；
(6)、现场试验以及效果的评价。
进一步地，步骤(1)中试验油井的筛选标准为：油藏温度＜90℃、胶质沥青质含量＜20％、含蜡率＜40％、50mPa.s＜地面脱水原油粘度＜6000mPa.s、地层水矿化度＜120000mg/L、含水率＜95％。
进一步地，步骤(2)的具体步骤如下：
(21)在试验油井的油藏温度下培养降粘菌种及防蜡菌种，直至其发酵液浓度达到108个/mL为止；
(22)将10％V/V～90％V/V降粘菌种与90％V/V～10％V/V防蜡菌种复配形成多个菌组，分别测定该多个菌组发酵液对试验油井原油的降粘率及防蜡率，优选出以降粘为主的高效菌组A和以防蜡为主的高效菌组B。
更进一步地，步骤(22)中多个菌组为九个菌组，分别为：
10％V/V降粘菌种+90％V/V防蜡菌种；
20％V/V降粘菌种+80％V/V防蜡菌种；
30％V/V降粘菌种+70％V/V防蜡菌种；
40％V/V降粘菌种+60％V/V防蜡菌种；
50％V/V降粘菌种+50％V/V防蜡菌种；
60％V/V降粘菌种+40％V/V防蜡菌种；
70％V/V降粘菌种+30％V/V防蜡菌种；
80％V/V降粘菌种+20％V/V防蜡菌种；
90％V/V降粘菌种+10％V/V防蜡菌种。
更进一步地，步骤(21)中的降粘菌种为枯草芽孢杆菌。
更进一步地，所述枯草芽孢杆菌的适生长温度为60～75℃，耐受温度为95℃，最适pH值为6.5-7.5，兼性厌氧。
更进一步地，步骤(21)中的防蜡菌种为芽孢杆菌。
更更进一步地，所述芽孢杆菌的适生长温度为70～75℃，耐受温度为95℃，耐受矿化度为15×104ppm，适宜pH值为6.3-8.0，兼性厌氧。
进一步地，步骤(3)的具体步骤如下：
(31)分别将高效菌组A发酵液、高效菌组B发酵液的浓度培养至108个/mL，然后分别稀释10、102、103、104、105、106倍，分别稀释到107个/mL、106个/mL、105个/mL、104个/mL、103个/mL、102个/mL；
(32)分别测定不同稀释浓度的高效菌组A发酵液对试验油井原油的降粘率，分别测定不同稀释浓度的高效菌组B发酵液对试验油井原油的防蜡率；
(33)高效菌组A发酵液稀释液降粘率80％以上、高效菌组B发酵液稀释液防蜡率≥40％即为合格，并由此确定出高效菌组A发酵液、高效菌组B发酵液最低有效菌浓为10x个/ml，最低有效稀释倍数为108-x，其中，x为正整数，且2≤x≤7。
进一步地，步骤(4)中发酵液现场日投加量Q由以下公式确定：
Q＝kπ(R2h+r2h1)/108-x
式中：108-x为发酵液的最低有效稀释倍数，h为试验油井沉没度高度，h1为试验油井液面高度，R为试验油井套管内径，r为试验油井油管内径,k为液面波动系数。
更进一步地，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2，高效菌组B发酵液的日投加量为Q/2。
进一步地，步骤(5)中采用高效菌组A发酵液加高效菌组B发酵液配合的投加方式：
高效菌组A发酵液:将高效菌组A发酵液培养至有效菌浓108个/mL，采用不间断向油套环空中滴加的方式对高效菌组A发酵液进行投加，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2；
高效菌组B发酵液:将高效菌组B发酵液培养至有效菌浓108个/mL，然后将300L-400L高效菌组B发酵液加入到油套环空中，投加高效菌组B发酵液后第10d开始测试油井产出液的B菌种浓度，每间隔2d测试一次，直至B菌种浓度低于10x个/ml时为止，进行下一轮次的添加。
进一步地，步骤(6)中试验油井现场试验结束后进行现场试验效果的评价，评价指标包括延长油井热洗周期，节省热洗井次以及节电量。
进一步地，所述的降粘率的测定参考行业标准Q/SH10201519-2013中水溶性降粘剂的粘度测定。
进一步地，防蜡率的测定参考行业标准SY/T 6300-2009采油用清、防蜡剂技术条件中的附录A。
有益效果：本发明公开的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法与现有技术相比具有以下优点：
(1)本发明提供的高凝稠油井筒举升生物处理方法为高凝稠油井筒举升提供了新的思路；
(2)本发明注入的菌组经检验对人体无害，不会对地层产生伤害和对环境造成污染，无后续难以处理的问题；
(3)油藏适用范围广；
(4)工艺简单、可操作性强和现场试验效果好的特点，节省电量600千瓦时/日以上，单井年节省热洗井次3次以上。
具体实施方式：
下面结合具体实施例对本发明进行进一步描述，但本发明的保护范围并不仅限于此：
实施例1：
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井B15概况：油藏温度86℃、地层水矿化度49554mg/L，原油的粘度3412.5mPa.s、胶质沥青质含量17.2％、含蜡率30.3％，综合含水21％。利用本发明的方法提高该井井筒举升效率，具体步骤如下：
1、试验油井的筛选
油藏温度86℃、地层水矿化度49554mg/L，原油的粘度3412.5mPa.s、胶质沥青质含量17.2％、含蜡率30.3％，综合含水21％。满足本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
2、微生物菌组的优选
具体步骤如下：
将10％V/V～90％V/V降粘菌种a(枯草芽孢杆菌)与90％V/V～10％V/V防蜡菌种b(芽孢杆菌)复配，筛选出最佳配比，形成以降粘为主的高效菌组A(70％a+30％b)和以防蜡为主的高效菌组B(20％a+80％b)：
降粘菌种a与防蜡菌种b复配情况(降粘率％/防蜡率％)
Figure BDA0002697682520000071
高效菌组 降粘率％ 防蜡率％ 评价
A(70％a+30％b) 92.5 23 +++++
B(20％a+80％b) 30 62 +++++
其中：降粘菌种a为枯草芽孢杆菌，草芽孢杆菌的适生长温度为70℃，耐受温度为95℃，最适pH值为7，兼性厌氧。枯草芽孢杆菌能以原油为唯一碳源生长，产气、乙醇及多种类型表面活性剂，能够有效地降低原油的粘度，同时渗透到沥青质胶质分子之间，阻止重质组分网状结构的形成，提高了原油流动性。
防蜡菌种b为芽孢杆菌，芽孢杆菌的适生长温度为73℃，耐受温度为95℃，耐受矿化度为15×104ppm，适宜pH值为7，兼性厌氧。通过防蜡菌种的菌体及代谢产物吸附在管杆壁面，改变润湿性，阻止蜡晶的附着沉积，减缓蜡晶的聚集长大，同时噬蜡菌降低原油中长链烷烃的含量，进一步提高高凝稠油流动性。
降粘率的测定参考行业标准Q/SH1020 1519-2013中水溶性降粘剂的粘度测定。
防蜡率的测定参考行业标准SY/T 6300-2009采油用清、防蜡剂技术条件中的附录A。
3、稀释能力评价
具体步骤如下：
(1)分别将A、B菌组发酵液浓度培养至108个/mL，然后分别稀释10、102、103、104、105、106倍，即发酵液浓度稀释到107个/mL、106个/mL、105个/mL、104个/mL、103个/mL、102个/mL；
(2)并测定不同稀释浓度发酵液对试验油井原油的降粘率和防蜡率；
Figure BDA0002697682520000081
Figure BDA0002697682520000091
B(20％a+80％b) 降粘率％ 防蜡率％ 评价
10倍 / 60 +++++
10<sup>2</sup>倍 / 55 +++++
10<sup>3</sup>倍 / 46 ++++
10<sup>4</sup>倍 / 38 +++
10<sup>5</sup>倍 / 35 +++
10<sup>6</sup>倍 / 29 ++
(3)降粘率80％以上、防蜡率≥40％即为合格，并由此确定出发酵液最低有效菌浓105个/ml，最低有效稀释倍数为108-5。
4、现场投加量的确定
发酵液现场日投加量Q由以下公式确定：
Q＝kπ(R2h+r2h1)/108-x
式中：108-x为发酵液的最低有效稀释倍数，h为试验油井沉没度高度，h1为试验油井液面高度，R为试验油井套管内径，r为试验油井油管内径,k为液面波动系数(取值1.1)
Q＝1.1×{3.14×〔(0.1778/2)2×984.45+(0.0636/2)2×315}×103/108-5
＝27.98L
Q(A)＝Q/2＝13.99L Q(B)＝Q/2＝13.99L
5、投加方式的确定
采用A+B相互配合的投加方式：
高效菌组A发酵液:将高效菌组A发酵液培养至有效菌浓108个/mL，采用不间断向油套环空中滴加的方式对高效菌组A发酵液进行投加，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2；用量14L/日。
高效菌组B发酵液:将高效菌组B发酵液培养至有效菌浓108个/mL，然后将400L高效菌组B发酵液加入到油套环空中，投加高效菌组B发酵液后第10d开始测试油井产出液的B菌种浓度，每间隔2d测试一次，直至B菌种浓度低于105个/ml时为止，进行下一轮次的添加。具体数据如下表所示，第30天，B菌种浓度低于105个/ml，用量400L/28天。
Figure BDA0002697682520000101
Figure BDA0002697682520000111
6、效果的评价
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井B15在实施该专利之前采用电加热杆辅助井筒举升，日耗电量为1000千瓦时。实施该专利后停止电加热，生产正常，6个月共节省电量18万千万时，按0.712元/千万时计算，合计节约12.8万元。效果与效益显著。
实施例2
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井B13概况：油藏温度84℃、地层水矿化度48794mg/L，原油的粘度3350.5mPa.s、胶质沥青质含量16.2％、含蜡率29.3％，综合含水25％。利用本发明的方法提高该井井筒举升效率，具体步骤如下：
1、试验油井的筛选
油藏温度84℃、地层水矿化度48794mg/L，原油的粘度3350.5mPa.s、胶质沥青质含量16.2％、含蜡率29.3％，综合含水25％。满足本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
2、微生物菌组的优选
具体步骤如下：
将10％V/V～90％V/V降粘菌种a(枯草芽孢杆菌)与90％V/V～10％V/V防蜡菌种b(芽孢杆菌)复配，筛选出最佳配比，形成以降粘为主的高效菌组A(70％a+30％b)和以防蜡为主的高效菌组B(20％a+80％b)：
降粘菌种a与防蜡菌种b复配情况(降粘率％/防蜡率％)
Figure BDA0002697682520000121
高效菌组 降粘率％ 防蜡率％ 评价
A(70％a+30％b) 94 24 +++++
B(20％a+80％b) 28 55 +++++
其中：降粘菌种a为枯草芽孢杆菌，草芽孢杆菌的适生长温度为60℃，耐受温度为95℃，最适pH值为6.5，兼性厌氧。枯草芽孢杆菌能以原油为唯一碳源生长，产气、乙醇及多种类型表面活性剂，能够有效地降低原油的粘度，同时渗透到沥青质胶质分子之间，阻止重质组分网状结构的形成，提高了原油流动性。
防蜡菌种b为芽孢杆菌，芽孢杆菌的适生长温度为70℃，耐受温度为95℃，耐受矿化度为15×104ppm，适宜pH值为6.3，兼性厌氧。通过防蜡菌种的菌体及代谢产物吸附在管杆壁面，改变润湿性，阻止蜡晶的附着沉积，减缓蜡晶的聚集长大，同时噬蜡菌降低原油中长链烷烃的含量，进一步提高高凝稠油流动性。
降粘率的测定参考行业标准Q/SH1020 1519-2013中水溶性降粘剂的粘度测定。
防蜡率的测定参考行业标准SY/T 6300-2009采油用清、防蜡剂技术条件中的附录A。
3、稀释能力评价
具体步骤如下：
(1)分别将A、B菌组发酵液浓度培养至108个/mL，然后分别稀释10、102、103、104、105、106倍，即发酵液浓度稀释到107个/mL、106个/mL、105个/mL、104个/mL、103个/mL、102个/mL；
(2)并测定不同稀释浓度发酵液对试验油井原油的降粘率和防蜡率；
Figure BDA0002697682520000131
Figure BDA0002697682520000141
B(20％a+80％b) 降粘率％ 防蜡率％ 评价
10倍 / 61 +++++
10<sup>2</sup>倍 / 56 +++++
10<sup>3</sup>倍 / 46 ++++
10<sup>4</sup>倍 / 39 +++
10<sup>5</sup>倍 / 36 +++
10<sup>6</sup>倍 / 30 ++
(3)降粘率80％以上、防蜡率≥40％即为合格，并由此确定出发酵液最低有效菌浓105个/ml，最低有效稀释倍数为108-5。
4、现场投加量的确定
发酵液现场日投加量Q由以下公式确定：
Q＝kπ(R2h+r2h1)/108-x
式中：108-x为发酵液的最低有效稀释倍数，h为试验油井沉没度高度，h1为试验油井液面高度，R为试验油井套管内径，r为试验油井油管内径,k为液面波动系数(取值1.1)
Q＝1.1×{3.14×〔0.08992×1000+0.03182×400}×103/108-5
＝29.30L
Q(A)＝Q/2＝14.65L Q(B)＝Q/2＝14.65L
5、投加方式的确定
采用A+B相互配合的投加方式：
高效菌组A发酵液:将高效菌组A发酵液培养至有效菌浓108个/mL，采用不间断向油套环空中滴加的方式对高效菌组A发酵液进行投加，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2；用量14.65L/日。
高效菌组B发酵液:将高效菌组B发酵液培养至有效菌浓108个/mL，然后将300L高效菌组B发酵液加入到油套环空中，投加高效菌组B发酵液后第10d开始测试油井产出液的B菌种浓度，每间隔2d测试一次，直至B菌种浓度低于105个/ml时为止，进行下一轮次的添加。具体数据如下表所示，第22天，B菌种浓度低于105个/ml，用量300L/20天。
Figure BDA0002697682520000151
Figure BDA0002697682520000161
6、效果的评价
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井B13在实施该专利之前采用电加热杆辅助井筒举升，日耗电量为1050千瓦时。实施该专利后停止电加热，生产正常，6个月共节省电量191625万千万时，按0.712元/千万时计算，合计节约13.64万元。效果与效益显著。
实施例3
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井C15概况：油藏温度80℃、地层水矿化度46344mg/L，原油的粘度3222.5mPa.s、胶质沥青质含量16.2％、含蜡率28.5％，综合含水28％。利用本发明的方法提高该井井筒举升效率，具体步骤如下：
1、试验油井的筛选
油藏温度80℃、地层水矿化度46344mg/L，原油的粘度3222.5mPa.s、胶质沥青质含量16.2％、含蜡率28.5％，综合含水28％。满足本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
2、微生物菌组的优选
具体步骤如下：
将10％V/V～90％V/V降粘菌种a(枯草芽孢杆菌)与90％V/V～10％V/V防蜡菌种b(芽孢杆菌)复配，筛选出最佳配比，形成以降粘为主的高效菌组A(80％a+20％b)和以防蜡为主的高效菌组B(20％a+80％b)：
降粘菌种a与防蜡菌种b复配情况(降粘率％/防蜡率％)
Figure BDA0002697682520000171
高效菌组 降粘率％ 防蜡率％ 评价
A(80％a+20％b) 92 16 +++++
B(20％a+80％b) 29 60 +++++
其中：降粘菌种a为枯草芽孢杆菌，草芽孢杆菌的适生长温度为75℃，耐受温度为95℃，最适pH值为7.5，兼性厌氧。枯草芽孢杆菌能以原油为唯一碳源生长，产气、乙醇及多种类型表面活性剂，能够有效地降低原油的粘度，同时渗透到沥青质胶质分子之间，阻止重质组分网状结构的形成，提高了原油流动性。
防蜡菌种b为芽孢杆菌，芽孢杆菌的适生长温度为75℃，耐受温度为95℃，耐受矿化度为15×104ppm，适宜pH值为8.0，兼性厌氧。通过防蜡菌种的菌体及代谢产物吸附在管杆壁面，改变润湿性，阻止蜡晶的附着沉积，减缓蜡晶的聚集长大，同时噬蜡菌降低原油中长链烷烃的含量，进一步提高高凝稠油流动性。
降粘率的测定参考行业标准Q/SH1020 1519-2013中水溶性降粘剂的粘度测定。
防蜡率的测定参考行业标准SY/T 6300-2009采油用清、防蜡剂技术条件中的附录A。
3、稀释能力评价
具体步骤如下：
(1)分别将A、B菌组发酵液浓度培养至108个/mL，然后分别稀释10、102、103、104、105、106倍，即发酵液浓度稀释到107个/mL、106个/mL、105个/mL、104个/mL、103个/mL、102个/mL；
(2)并测定不同稀释浓度发酵液对试验油井原油的降粘率和防蜡率；
A(80％a+20％b) 降粘率％ 防蜡率％ 评价
10倍 91 / +++++
10<sup>2</sup>倍 87 / ++++
10<sup>3</sup>倍 82 / ++++
10<sup>4</sup>倍 75 / +++
10<sup>5</sup>倍 59 / +++
10<sup>6</sup>倍 55 / ++
B(20％a+80％b) 降粘率％ 防蜡率％ 评价
10倍 / 59 +++++
10<sup>2</sup>倍 / 56 +++++
10<sup>3</sup>倍 / 44 ++++
10<sup>4</sup>倍 / 37 +++
10<sup>5</sup>倍 / 34 +++
10<sup>6</sup>倍 / 28 ++
(3)降粘率80％以上、防蜡率≥40％即为合格，并由此确定出发酵液最低有效菌浓105个/ml，最低有效稀释倍数为108-5。
4、现场投加量的确定
发酵液现场日投加量Q由以下公式确定：
Q＝kπ(R2h+r2h1)/108-x
式中：108-x为发酵液的最低有效稀释倍数，h为试验油井沉没度高度，h1为试验油井液面高度，R为试验油井套管内径，r为试验油井油管内径,k为液面波动系数(取值1.1)
Q＝1.1×{3.14×〔0.092×975+0.032×290}×103/108-5
＝28.18L
Q(A)＝Q/2＝14.09L Q(B)＝Q/2＝14.09L
5、投加方式的确定
采用A+B相互配合的投加方式：
高效菌组A发酵液:将高效菌组A发酵液培养至有效菌浓108个/mL，采用不间断向油套环空中滴加的方式对高效菌组A发酵液进行投加，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2；用量14.09L/日。
高效菌组B发酵液:将高效菌组B发酵液培养至有效菌浓108个/mL，然后将370L高效菌组B发酵液加入到油套环空中，投加高效菌组B发酵液后第10d开始测试油井产出液的B菌种浓度，每间隔2d测试一次，直至B菌种浓度低于105个/ml时为止，进行下一轮次的添加。具体数据如下表所示，第28天，B菌种浓度低于105个/ml，用量370L/26天。
时间 菌浓(个/ml)
10d 3×10<sup>6</sup>
12d 5×10<sup>6</sup>
14d 1×10<sup>7</sup>
16d 2×10<sup>7</sup>
18d 8×10<sup>6</sup>
20d 4×10<sup>6</sup>
22d 8×10<sup>6</sup>
24d 6×10<sup>5</sup>
26d 2×10<sup>5</sup>
28d 9×10<sup>4</sup>
6、效果的评价
胜利油田某采油厂高凝稠油试验井C15在实施该专利之前采用电加热杆辅助井筒举升，日耗电量为1020千瓦时。实施该专利后停止电加热，生产正常，6个月共节省电量18.615万千万时，按0.712元/千万时计算，合计节约13.32万元。效果与效益显著。
上面对本发明的实施方式做了详细说明。但是本发明并不限于上述的实施方式，在所属技术领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

Claims (12)

1.一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，具体步骤如下：
(1)、试验油井的筛选；
(2)、微生物菌组的优选；
(3)、高效菌组的稀释能力评价；
(4)、发酵液现场日投加量的确定；
(5)、投加方式的确定；
(6)、现场试验以及效果的评价。
2.如权利要求1所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(1)中试验油井的筛选标准为：油藏温度＜90℃、胶质沥青质含量＜20％、含蜡率＜40％、50mPa.s＜地面脱水原油粘度＜6000mPa.s、地层水矿化度＜120000mg/L、含水率＜95％。
3.如权利要求1所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(2)的具体步骤如下：
(21)在试验油井的油藏温度下培养降粘菌种及防蜡菌种，直至其发酵液浓度达到108个/mL为止；
(22)将10％V/V～90％V/V降粘菌种与90％V/V～10％V/V防蜡菌种复配形成多个菌组，分别测定该多个菌组发酵液对试验油井原油的降粘率及防蜡率，优选出以降粘为主的高效菌组A和以防蜡为主的高效菌组B。
4.如权利要求3所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(22)中多个菌组为九个菌组，分别为：
10％V/V降粘菌种+90％V/V防蜡菌种；
20％V/V降粘菌种+80％V/V防蜡菌种；
30％V/V降粘菌种+70％V/V防蜡菌种；
40％V/V降粘菌种+60％V/V防蜡菌种；
50％V/V降粘菌种+50％V/V防蜡菌种；
60％V/V降粘菌种+40％V/V防蜡菌种；
70％V/V降粘菌种+30％V/V防蜡菌种；
80％V/V降粘菌种+20％V/V防蜡菌种；
90％V/V降粘菌种+10％V/V防蜡菌种。
5.如权利要求3所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(21)中的降粘菌种为枯草芽孢杆菌。
6.如权利要求5所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，所述枯草芽孢杆菌的适生长温度为60～75℃，耐受温度为95℃，最适pH值为6.5-7.5，兼性厌氧。
7.如权利要求3所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(21)中的防蜡菌种为芽孢杆菌。
8.如权利要求7所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，所述芽孢杆菌的适生长温度为70～75℃，耐受温度为95℃，耐受矿化度为15×104ppm，适宜pH值为6.3-8.0，兼性厌氧。
9.如权利要求1所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(3)的具体步骤如下：
(31)分别将高效菌组A发酵液、高效菌组B发酵液的浓度培养至108个/mL，然后分别稀释10、102、103、104、105、106倍，分别稀释到107个/mL、106个/mL、105个/mL、104个/mL、103个/mL、102个/mL；
(32)分别测定不同稀释浓度的高效菌组A发酵液对试验油井原油的降粘率，分别测定不同稀释浓度的高效菌组B发酵液对试验油井原油的防蜡率；
(33)高效菌组A发酵液稀释液降粘率80％以上、高效菌组B发酵液稀释液防蜡率≥40％即为合格，并由此确定出高效菌组A发酵液、高效菌组B发酵液最低有效菌浓为10x个/ml，最低有效稀释倍数为108-x，其中，x为正整数，且2≤x≤7。
10.如权利要求1所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(4)中发酵液现场日投加量Q由以下公式确定：
Q＝kπ(R2h+r2h1)/108-x
式中：108-x为发酵液的最低有效稀释倍数，h为试验油井沉没度高度，h1为试验油井液面高度，R为试验油井套管内径，r为试验油井油管内径,k为液面波动系数。
11.如权利要求10所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2，高效菌组B发酵液的日投加量为Q/2。
12.如权利要求1所述的一种高凝稠油井筒举升生物处理方法，其特征在于，步骤(5)中采用高效菌组A发酵液加高效菌组B发酵液配合的投加方式：
高效菌组A发酵液:将高效菌组A发酵液培养至有效菌浓108个/mL，采用不间断向油套环空中滴加的方式对高效菌组A发酵液进行投加，高效菌组A发酵液的日投加量为Q/2；
高效菌组B发酵液:将高效菌组B发酵液培养至有效菌浓108个/mL，然后将300L-400L高效菌组B发酵液加入到油套环空中，投加高效菌组B发酵液后第10d开始测试油井产出液的B菌种浓度，每间隔2d测试一次，直至B菌种浓度低于10x个/ml时为止，进行下一轮次的添加。
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