CN104929598A - 一种扩大泡沫波及体积的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种扩大泡沫波及体积的方法。该方法包括：确定储层油水前缘的位置；进行水驱油，至产出液的含水率达到90％时，停止水驱；向注入井中注入淀粉胶，并用顶替液推至油水前缘处，候凝24h；向注入井中第一次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，注入起泡剂溶液，第二次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，进行后续水驱，至采出井的含水率达到98％时，停止水驱，其中，第一次注入泡沫剂的注入量、起泡剂溶液的注入量与第二次注入泡沫剂的注入量的体积比为1:1:1-3:1:3，完成扩大泡沫波及体积的作业。本发明提供的上述方法，可以有效的扩大泡沫驱在高孔、高渗油藏中的波及体积，改善驱油效果。

Description

一种扩大泡沫波及体积的方法

技术领域

本发明涉及一种改善驱油效果的方法，特别涉及一种扩大泡沫驱在高孔高渗油藏中的波及体积改善驱油效果的一种方法，属于油气开采技术领域。

背景技术

随着工业的发展，石油的社会需求量与石油资源严重不足的矛盾日益加剧，如何从已开采的油田中开采出更多的原油成为石油专家们的技术难题。我国高孔高渗油藏储量资源丰富，主要分布在渤海、胜利、吉林油区。随着我国石油勘探开发的快速发展，高孔高渗油藏的原油产量在石油总产量中所占的比例日益增大，探索合理的高孔高渗油田开采技术，将有助于我国社会经济的发展。

我国高孔高渗油藏由于孔隙度较大，渗透率较高，在天然能量较弱的情况下油田开采初期一般采用注水开发的方式进行开采，但由于储层非均质性强、流度比高，尤其是海上油田采用强注强采的方式，导致水驱开发矛盾逐步显现，层间窜流、层内绕流、平面指进，微观孔隙结构发生显著变化，严重影响油田水驱开发效果和后期油田的长效开发，因此，采取合理的开采方式变得重要。

油田在进行注水开发时，由于地层渗透率较高，非均质性较强，导致注入开发在很短的时间内效果明显变差，采出井含水率迅速上升，此时就需要对地层进行调剖来改善吸液剖面，或者利用化学驱来提高驱替液的驱油效率，提高原油采收率。

泡沫属于非牛顿流体，具有较高的视粘度，可在含水饱和度较高的地层中形成较高的渗流阻力，能够有效地提高中、低渗透部位的驱替强度，并且形成泡沫的发泡剂一般属于性能良好的表面活性剂，能够在一定程度上降低界面张力。因此，泡沫调驱具有改善波及效率和提高驱油效率的作用，适用于渗透率较高，非均质性较强的地层。

现有的理论普遍认为地层渗透率越高，泡沫封堵能力越好，但泡沫属于水气两相不稳定体系，在渗透率级差较高的地层中，泡沫也会像水或气一样形成窜流。室内实验表明，随着渗透率的增加，泡沫的阻力因子会明显增大，但当渗透率超过一定界限之后，泡沫的注入压力会降低，说明泡沫在地层中存在一个最佳封堵强度界限。当地层渗透率超过这个界限时，泡沫在高渗层中形成的封堵效应不足以使其在低渗层中流动，泡沫的调剖能力丧失。

因此，针对高孔高渗油藏的特点以及泡沫驱所适应的地层渗透率范围，建立一种调整高孔高渗油藏地层渗透率的方法成为了本领域亟待解决的技术问题。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种扩大泡沫波及体积的方法，该方法可以有效的扩大泡沫驱在高孔、高渗油藏中的波及体积，改善驱油效果。

为了达到上述目的，本发明提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，该方法通过调剖技术与泡沫驱技术的结合，调剖封堵地层高渗透部位，使地层整体渗透率降低，以达到泡沫驱所适应的渗透率范围，使得泡沫驱效果达到最佳，该方法具体包括以下步骤：

步骤一：确定储层油水前缘的位置；

步骤二：进行水驱油，至产出液的含水率达到90％时，停止水驱；

步骤三：向注入井中注入淀粉胶，并用顶替液推至油水前缘处，候凝；

步骤四：向注入井中第一次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，注入起泡剂溶液，第二次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，进行后续水驱，至采出井的含水率达到98％时，停止水驱，其中，第一次注入泡沫剂的注入量、起泡剂溶液的注入量与第二次注入泡沫剂的注入量的体积比为1:1:1-3:1:3，完成所述扩大泡沫波及体积的作业完成上述的扩大泡沫波及体积的作业。

根据本发明的具体实施方式，确定储层的油水前缘的位置时，当采出井的含水率达到98％超过油田开采的经济极限时，根据识别油藏的流动电位变化等方法确定注水开发后期油藏中油水前缘的位置。确定储层的油水前缘的位置后，根据储层体积计算所需淀粉胶的体积，以及将淀粉胶推至油水前缘位置所需的顶替液体积。

根据本发明的具体实施方式，采用本领域中常用的顶替液即可实现本发明的技术方案。

在本发明的上述方法中，水驱油操作按照本领域常规的方式进行即可。泡沫剂、淀粉胶和顶替液等的注入速度，本领域技术人员可以根据储层的地质状况进行判断，选择合适的注入速度。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，以所述淀粉胶的总量为100重量份计，所述淀粉胶包括天然改性高分子材料1-5份、单烯类单体1-5份、交联剂0.01-0.3份、引发剂0.005-0.3份、稳定剂0.1-0.6份和余量的水。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的天然改性高分子材料包括羧甲基淀粉、羧乙基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、α-淀粉、羟丙基瓜胶、羧甲基纤维素和碱纤维素中的一种或几种的组合。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的单烯类单体包括烯丙基单体；更优选地，采用的烯丙基单体包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸、甲基丙烯酸、丙烯酸钠、甲基丙烯酸钠和丙烯酸酯中的一种或几种的组合。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的交联剂包括双丙烯酰胺、双甲基丙烯酰胺和N-羟甲基丙烯酰胺中的一种或几种的组合。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的引发剂包括过硫酸钾、过硫酸铵、过氧化氢和过氧化苯甲酰中的一种或几种的组合。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的稳定剂包括亚硫酸钠、硫代硫酸钠。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，在步骤三中，所述候凝的时间为24h。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，在步骤四中，所述起泡剂溶液的注入量为0.1-0.3PV。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，以所述泡沫剂的液体组分的总量为100重量份计，所述泡沫剂的液体组分包括起泡剂0.1-0.5份、稳泡剂0.1-0.3份和余量的水；所述泡沫剂的气体组分包括高纯度氮气。

根据本发明的具体实施方式，进行步骤四时，向注入井中第一次注入泡沫剂与第二次注入泡沫剂的注入量相同。

根据本发明的具体实施方式，采用的泡沫剂的气体组分为纯度大于99.99％的高纯度氮气。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，采用的起泡剂包括烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠和α-烯基磺酸盐中的一种或几种的组合。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，以所述泡沫剂的液体组分的总量为100重量份计，采用的稳泡剂包括0.05-0.2份部分水解的聚丙烯酰胺。

在本发明提供的扩大泡沫波及体积的方法中，优选地，所述起泡剂溶液是由所述泡沫剂中含有的起泡剂与水进行配置得到的溶液，以所述起泡剂溶液的总量为100重量份计，所述起泡剂溶液中起泡剂的含量与所述泡沫剂中起泡剂的含量相同。

本发明的扩大泡沫波及体积的方法适用于高渗透率、强非均质性油藏，特别是水驱开发时间短，注水开发效果急剧变差的油藏，可以有效扩大泡沫波及体积，改善驱油效果。

本发明的扩大泡沫波及体积的方法在用于油藏中时，在识别了存在窜流通道或高渗层的油藏之后，当水驱开发效果变差时向油藏中的高渗层或窜流通道中注入淀粉胶，成胶后封堵高渗层或窜流通道，迫使注入的泡沫剂进入到水驱未波及到的低渗层中，扩大泡沫剂在油藏中的波及体积，启动低渗层中的剩余油，改善驱油效果。

附图说明

图1为实施例1的淀粉胶注入至岩心入口处的驱油动态曲线；

图2为实施例1的淀粉胶注入至岩心入口处的泡沫波及体积示意图；

图3为实施例2的淀粉胶注入至油水前缘处的驱油动态曲线；

图4为实施例2的淀粉胶注入至油水前缘处的泡沫波及体积示意图；

图5为实施例3的淀粉胶注入至超过油水前缘处的驱油动态曲线；

图6为实施例3的淀粉胶注入至超过油水前缘处的泡沫波及体积示意图；

图7为实施例4的淀粉胶分段注入至油水前缘处和岩心入口处的驱油动态曲线；

图8为实施例4的淀粉胶分段注入至油水前缘处和岩心入口处的泡沫波及体积示意图；

图9为实施例5的淀粉胶分段注入至超过油水前缘处和岩心入口处的驱油动态曲线；

图10为实施例5的淀粉胶分段注入至超过油水前缘处和岩心入口处的泡沫波及体积示意图；

图11为实施例6的淀粉胶分段注入至超过油水前缘处和油水前缘处的驱油动态曲线；

图12为实施例6的淀粉胶分段注入至超过油水前缘处和油水前缘处的泡沫波及体积示意图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

下面利用岩心驱替实验说明本发明的扩大泡沫波及体积的方法的作用与效果。

本实施例中使用的是气测渗透率为6000/2000/200×10^-3μm²的人造三层非均质方岩心(4.5×4.5×30cm)(这里的长宽高是制定实验方案时的数据，表1中是实际做实验时测量的数据，不一致属于实验误差)；实验温度为65℃。

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：确定岩心中油水前缘的位置，具体包括：

模型抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；安装实验设备，并检测密封性；饱和油驱水至岩心出口端不出水，计算束缚水状态下的原始含油饱和度；以0.3mL/min流速水驱油，岩心出口端含水率达到90％时，停止水驱；将岩心从夹持器中取出，观察油水前缘在岩心中的分布情况；

步骤二：模型抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；安装实验设备，并检测密封性；饱和油驱水至岩心出口端不出水，计算束缚水状态下的原始含油饱和度；

步骤三：以0.3mL/min的流速水驱油，岩心出口端含水率达到90％时，停止水驱；

步骤四：以0.2mL/min流速注入0.2PV淀粉胶至岩心入口处，候凝24h；

步骤五：以1mL/min的流速注入0.3PV的气液比为1：1的泡沫剂，以1mL/min流速注入0.3PV活性水，以1mL/min的流速注入0.3PV的气液比为1：1的泡沫剂，进行后续水驱，至岩心出口端含水率达到98％时，停止水驱，完成所述扩大泡沫波及体积的方法；

其中，以所述淀粉胶的总量为100重量份计，所述淀粉胶包括天然改性高分子材料1-5份、单烯类单体1-5份、交联剂0.01-0.3份、引发剂0.005-0.3份、稳定剂0-0.5份和余量的水；

以所述泡沫剂的液体组分的总量为100重量份计，所述泡沫剂的液体组分包括起泡剂0.1-0.5份、稳泡剂0.1-0.3份和余量的水；所述泡沫剂的气体组分包括高纯度氮气。

本实施例还对上述方法的结果进行了评价分析，具体如下：

油水前缘位置的确定

研究了岩心饱和油后水驱至出口端含水90％时，岩心中油水前缘的位置，采用4.5×4.5×30cm三层层内非均质岩心，渗透率为4000/2000/200×10^-3μm²，岩心反韵律摆放，左端为注入端，高渗层和中渗层由于渗透率较高，水驱阶段注入水冲刷程度较高，低渗层由于渗透率较低，注入水对低渗层的启动程度较低，存在明显的油水分界线。前缘位置可定位于距入口端12cm处，即岩心的1/3位置。

单一淀粉胶扩大泡沫驱波及体积的效果评价

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶注入至岩心入口处时，泡沫驱提高采收率效果，如表2和图1所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图2所示，其中，岩心的基本参数见表1。

表1 岩心的基本参数

表2 不同阶段的实验结果

由表2和图1可知，含水率在较短的时间内就达到了90％，水驱采出程度为21.68％，水驱压力保持在40KPa左右。注入0.2PV淀粉胶时压力上升至0.21MPa。第一次泡沫驱阶段含水率下降至45.68％，压力上升至4.1MPa，说明泡沫进入中、低渗层中进行驱油；注活性水阶段含水率缓慢上升，压力下降至2.8MPa；第二次泡沫驱阶段含水率出现小幅度下降，压力回升至4MPa，说明泡沫再次启动中、低渗层；后续水驱阶段含水率逐渐上升，压力下降至1.7MPa，水驱停止时采出程度为57.89％，比水驱阶段提高采出程度36.29％。

由图2看出，当淀粉胶注入至岩心入口处时，泡沫从中、低渗层进入岩心，当泡沫越过封堵区时，由于岩心渗透率级差较大，泡沫窜流至高渗层中，因此泡沫波及体积的增大部分主要集中在入口处。

实施例2

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，具体步骤与实施例1概同，区别在于，步骤四中以0.2mL/min流速注入0.2PV淀粉胶至油水前缘处，候凝24h，本实施例中采用的岩心的基本参数如表3所示。

表3 岩心的基本参数

本实施例还对上述单一淀粉胶扩大泡沫驱波及体积进行了效果评价，具体如下：

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶注入至油水前缘处时，泡沫驱提高采收率效果，如表4和图3所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图4所示。

表4 不同阶段的实验结果

由表4和图3看出，一次水驱过程中，注水0.6PV后含水率达到90％，水驱采出程度为21.85％，水驱压力保持在45KPa左右。注入0.2PV淀粉胶和0.2PV顶替液时，压力上升至1.5MPa，含水率下降至23.78％。第一次泡沫驱阶段含水率保持平稳，压力上升至4.2MPa，说明泡沫进入中、低渗层中进行驱油；注活性水阶段含水率保持平稳，压力下降至2.7MPa；第二次泡沫驱阶段含水率出现小幅度下降，压力回升至4.4MPa，说明泡沫再次启动中、低渗层；后续水驱阶段含水率快速上升，压力下降至0.53MPa，停止水驱，最终采出程度为63.68％，比水驱阶段提高采出程度41.83％。

由图4看出，当淀粉胶注入至油水前缘时，泡沫从高、中渗层进入岩心，泡沫波及体积的增大部分主要集中在低渗层的油水前缘位置，但越过封堵区后泡沫依然窜流至高渗层。

实施例3

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，具体步骤与实施例1概同，区别在于，步骤四中或者，以0.2mL/min流速注入0.2PV淀粉胶至超过油水前缘处，候凝24h；本实施例中采用的岩心的基本参数如表5所示。

表5 岩心的基本参数

本实施例还对上述单一淀粉胶扩大泡沫驱波及体积进行了效果评价，具体如下：

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶注入至超过油水前缘处时，泡沫驱提高采收率效果，如表6和图5所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图6所示。

表6 不同阶段的实验结果

由表6和图5看出，一次水驱过程中，注水0.6PV后水驱采出程度为21.77％，水驱压力保持在40KPa左右。注入淀粉胶和淀粉顶替时，压力上升至23.0MPa，含水率下降至63.83％。第一次泡沫驱阶段含水率保持平稳，压力上升至4.0MPa，说明泡沫进入中、低渗层中进行驱油；注活性水阶段含水率保持平稳，压力下降至2.7MPa；第二次泡沫驱阶段含水率出现小幅度下降，压力回升至3.7MPa，说明泡沫再次启动中、低渗层；后续水驱阶段含水率快速上升，压力下降至1.6MPa，水驱停止时采出程度为61.88％，比水驱阶段提高采出程度40.11％。

由图6看出，将淀粉胶注入至油水前缘前处时，泡沫从高、中渗层进入岩心，泡沫波及体积增大部分主要集中在油水前缘前位置，当越过封堵区后，泡沫窜流至高渗层中。

实施例4

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，具体步骤与实施例1概同，区别在于，在所述步骤四中，以0.2mL/min流速注入淀粉胶和顶替液(依次注入0.1PV淀粉胶、0.1PV顶替液、0.1PV淀粉胶)，将淀粉胶推至油水前缘处及岩心入口处，候凝24h；本实施例中采用的岩心的基本参数如表7所示。

表7 岩心的基本参数

本实施例还对上述淀粉胶分段扩大泡沫驱波及体积进行了效果评价，具体如下：

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶等量分段注入至岩心入口处及油水前缘处时，泡沫驱提高采收率效果，如表8和图7所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图8所示。

表8 不同阶段的实验结果

由表8和图7看出，一次水驱过程中，含水率在较短的水驱开采时间内就达到了90％，形成水窜通道。一次水驱采收率为17.20％，水驱压力持续下降至9KPa左右。注入淀粉胶和顶替液时压力逐渐上升，含水率下降至61％，说明高渗层中还含有较多剩余油，高粘度的淀粉胶降低了流度比，改善了高渗层洗油效果。第一次泡沫驱阶段含水率下降至47％，压力上升至4MPa；注活性水阶段含水率缓慢上升，压力下降至2.5MPa；第二次泡沫驱阶段含水率保持平稳，压力回升至4.1MPa；后续水驱阶段含水率逐渐上升，压力下降稳定在1.2MPa左右，水驱停止时采出程度为55.51％，比水驱阶段提高采出程度38.31％。

由图8看出，将淀粉胶分段注入，可有效扩大泡沫在低渗层中的波及体积，淀粉胶注入至前缘线及岩心入口处时，泡沫从中、低渗层进入岩心，并在低渗层中渗流至油水前缘位置，越过封堵区后窜流至高渗层。

实施例5

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，具体步骤与实施例1概同，区别在于，在所述步骤四中，以0.2mL/min流速注入淀粉胶和顶替液(依次注入0.1PV淀粉胶、0.3PV顶替液、0.1PV淀粉胶)，将淀粉胶推至超过油水前缘处及岩心入口处，候凝24h；本实施例中采用的岩心的基本参数如表9所示。

表9 岩心基本参数

本实施例还对上述淀粉胶分段扩大泡沫驱波及体积进行了效果评价，具体如下：

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶等量分段注入至岩心入口处及超过油水前缘处时，泡沫驱提高采收率效果，如表10和图9所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图10所示。

表10 不同阶段的实验结果

由表10和图9看出，一次水驱过程中，含水率在较短的水驱开采时间内就达到了90％，形成水窜通道。一次水驱采收率为17.42％，水驱压力持续下降至5KPa左右。注入淀粉胶和顶替液时压力逐渐上升，含水率下降至55.55％，说明高渗层中还含有较多剩余油，高粘度的淀粉胶降低了流度比，改善了高渗层洗油效果。第一次泡沫驱阶段含水率下降至51.75％，压力上升至6.7MPa；注活性水阶段含水率缓慢上升，压力下降至1.6MPa；第二次泡沫驱阶段含水率出现小幅度下降，压力回升至6.3MPa，说明泡沫再次启动中、低渗层；后续水驱阶段含水率逐渐上升，压力下降稳定在1.5MPa左右，水驱停止时采出程度为60.83％，比水驱阶段提高采出程度43.41％。

由图10看出，将淀粉胶分段注入至前缘线前位置及岩心入口时，泡沫由中、低渗层进入岩心，由于两段淀粉胶相隔距离较远，依靠泡沫自身的调堵能力不足以维持在低渗层中的渗流，因此在两段淀粉胶段塞中间泡沫窜流至高渗层，在第二段淀粉胶段塞位置再次进入低渗层中。

实施例6

本实施例提供了一种扩大泡沫波及体积的方法，具体步骤与实施例1概同，区别在于，在所述步骤四中，以0.2mL/min流速注入淀粉胶和顶替液(依次注入0.1PV淀粉胶、0.1PV顶替液、0.1PV淀粉胶、0.2PV顶替液)，将淀粉胶推至超过油水前缘处及油水前缘处，候凝24h；本实施例中采用的岩心的基本参数如表11所示。

表11 岩心基本参数

本实施例还对上述淀粉胶分段扩大泡沫驱波及体积进行了效果评价，具体如下：

研究了将0.2倍孔隙体积的淀粉胶等量分段注入至油水前缘处及超过油水前缘处时，泡沫驱提高采收率效果，如表12和图11所示，以及泡沫在岩心中波及体积的变化，如图12所示。

表12 不同阶段的实验结果

水驱采出

淀粉胶采出程度

泡沫组合采出

封窜-泡沫采出程

含水率下降最

总采出程

程度(％)	增幅(％)	程度增幅(％)	度增幅(％)	低点(％)	度(％)
						17.55	15.33	30.22	45.56	47.00	63.11

由表12和图11看出，一次水驱过程中，含水率在较短的水驱开采时间内就达到了90％，形成水窜通道。一次水驱采收率为17.55％，水驱压力持续下降至10.1KPa左右。注入淀粉胶和顶替液时压力逐渐上升，含水率下降至60％，说明高渗层中还含有较多剩余油，高粘度的淀粉胶降低了流度比，改善了高渗层洗油效果。第一次泡沫驱阶段含水率下降至47％，压力上升至6.4MPa；注活性水阶段含水率缓慢上升，压力下降至1.8MPa；第二次泡沫驱阶段含水率出现小幅度下降，压力回升至6.3MPa，说明泡沫再次启动中、低渗层；后续水驱阶段含水率逐渐上升，压力下降稳定在1.6MPa左右，水驱停止时采出程度为63.11％，比水驱阶段提高采出程度45.56％。

由图12看出，将淀粉胶注入至前缘位置及前缘线前时，泡沫由高、中渗层进入岩心，泡沫在油水前缘位置开始进入低渗层，由于两段淀粉胶段塞相隔距离较近，因此泡沫依靠自身的调堵特性可在较长距离中保持在低渗层中的渗流。

以上实施例通过在进行泡沫驱前采用淀粉胶封堵高渗层的方法，调整淀粉胶的调堵位置，以采收率提高幅度为参考，评价了泡沫驱在封堵后的提高采收率能力以及泡沫在岩心中扩大的波及体积。说明本发明的扩大泡沫波及体积的方法通过采用淀粉胶封堵高渗层后，改善了储层的非均质性，泡沫在低渗层中的波及体积增大，泡沫驱阶段采收率明显提高，泡沫能够在渗透率级差较大的储层中发挥出较好的调驱作用，扩大了泡沫的波及体积，改善了泡沫体系的驱油效果，确定了泡沫体系在高孔高渗油藏中的适用性。

Claims (10)

1.一种扩大泡沫波及体积的方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：确定储层油水前缘的位置；

步骤二：进行水驱油，至产出液的含水率达到90％时，停止水驱；

步骤三：向注入井中注入淀粉胶，并用顶替液推至油水前缘处，候凝；

步骤四：向注入井中第一次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，注入起泡剂溶液，第二次注入气液比为1:2-2:1的泡沫剂，进行后续水驱，至采出井的含水率达到98％时，停止水驱，其中，第一次注入泡沫剂的注入量、起泡剂溶液的注入量与第二次注入泡沫剂的注入量的体积比为1:1:1-3:1:3，完成所述扩大泡沫波及体积的作业。

2.根据权利要求1所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，以所述淀粉胶的总量为100重量份计，所述淀粉胶包括天然改性高分子材料1-5份、单烯类单体1-5份、交联剂0.01-0.3份、引发剂0.005-0.3份、稳定剂0.1-0.6份和余量的水。

3.根据权利要求2所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，所述天然改性高分子材料包括羧甲基淀粉、羧乙基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、α-淀粉、羟丙基瓜胶、羧甲基纤维素和碱纤维素中的一种或几种的组合。

4.根据权利要求2所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，所述单烯类单体包括烯丙基单体；所述烯丙基单体包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸、甲基丙烯酸、丙烯酸钠、甲基丙烯酸钠和丙烯酸酯中的一种或几种的组合。

5.根据权利要求2所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，所述交联剂包括双丙烯酰胺、双甲基丙烯酰胺和N-羟甲基丙烯酰胺的一种或几种的组合；

所述引发剂包括过硫酸钾、过硫酸铵、过氧化氢和过氧化苯甲酰中的一种或几种的组合；

所述稳定剂包括亚硫酸钠、硫代硫酸钠。

6.根据权利要求1所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，在步骤三中，所述候凝的时间为24h。

7.根据权利要求1所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，在步骤四中，所述起泡剂溶液的注入量为0.1-0.3PV。

8.根据权利要求1所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，以所述泡沫剂的液体组分的总量为100重量份计，所述泡沫剂的液体组分包括起泡剂0.1-0.5份、稳泡剂0.1-0.3份和余量的水；所述泡沫剂的气体组分包括高纯度氮气。

9.根据权利要求8所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，所述起泡剂包括烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠和α-烯基磺酸盐中的一种或几种的组合；以所述泡沫剂的液体组分的总量为100重量份计，所述稳泡剂包括0.05-0.2份的部分水解的聚丙烯酰胺。

10.根据权利要求1所述的扩大泡沫波及体积的方法，其中，所述起泡剂溶液是由所述泡沫剂中含有的起泡剂与水进行配置得到的溶液，以所述起泡剂溶液的总量为100重量份计，所述起泡剂溶液中起泡剂的含量与所述泡沫剂中起泡剂的含量相同。