CN112980419B - 一种稠油起泡剂及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种稠油起泡剂及其制备方法和应用，稠油起泡剂按照质量百分数包括以下组分：两性表面活性剂18‑21％，阴离子表面活性剂6‑9％，余量为水；所述两性表面活性剂通过椰子油脂肪酸、N，N‑二甲基‑1,3‑二氨基丙烷、烷基羟基磺酸钠分步反应得到。本发明稠油起泡剂的组成简单，不仅在高温高盐的条件下具有优异的起泡性，而且还能使泡沫在高温高盐的条件下具有稳定性高、封堵性强、降粘度明显的特点。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油起泡剂及其制备方法和应用，属于石油勘探开发技术领域。
背景技术
随着油田开采时间的推移，如何进一步提高油藏的采收率已成为日益突出的问题，其中，泡沫流体作为具有低密度、高粘度以及独特流变特性的流体在油田开采中已广泛应用，例如，泡沫钻井、泡沫水泥固井、泡沫酸化、泡沫压裂、泡沫冲刷洗井、泡沫调剖、泡沫压底水、泡沫驱油等。具体地，泡沫驱技术在不仅一定发程度上提高了采收率，更能够解决现阶段开采过程中污染物排放严重、开采成本大、可控区域有限的问题。
起泡剂是形成泡沫的必要组分，其对泡沫的性能，例如稳定性、起泡性等具有十分重要的影响。研究表明，起泡剂的类型以及结构对泡沫性能的影响，比地层内温度、压力对泡沫性能的影响更为明显。
现阶段在利用泡沫驱对油田开采的过程中，起泡剂对泡沫的稳定性以及起泡性均有一定程度的保证，但是泡沫的耐盐以及耐高温的性能表现一般，因此，现阶段的稠油起泡剂仍有待改进。
发明内容
本发明提供一种稠油起泡剂，该稠油起泡剂的组成简单，不仅在高温高盐的条件下具有优异的起泡性，而且还能使泡沫在高温高盐的条件下具有稳定性高、封堵性强、降粘度明显的特点。
本发明还提供一种稠油起泡剂的制备方法，该方法具有操作方便、安全高效的优势。
本发明还提供一种稠油起泡剂在稠油泡沫开采中的应用。
本发明提供一种稠油起泡剂，按照质量百分数包括以下组分：两性表面活性剂18-21％，阴离子表面活性剂6-9％，余量为水；
所述两性表面活性剂通过椰子油脂肪酸、N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷、烷基羟基磺酸钠分步反应得到。
如上所述的稠油起泡剂，其中，所述两性表面活性剂通过以下方法制备得到：
1)将椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷混合后回流，得到中间产物；
2)将所述中间产物与烷基羟基磺酸钠混合回流，得到所述两性表面活性剂；
其中，所述椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷的质量比为(24-45)：(11-22)，所述中间产物与烷基羟基磺酸钠的质量比为(26-78)：(22-42)。
如上所述的稠油起泡剂，其中，步骤1)中的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h。
如上所述的稠油起泡剂，其中，步骤2)中的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h。
如上所述的稠油起泡剂，其中，所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠。
如上所述的稠油起泡剂，其中，所述烷基羟基磺酸钠为1-氯-3-羟基丙基磺酸钠。
如上所述的稠油起泡剂，其中，所述阴离子表面活性剂通过以下方法制备得到：
将十二烷基苯和三氧化硫混合，在30-40℃下经三氧化硫膜式磺化3-4h后，加入碱并在2-3h内调节体系pH为中性，得到所述阴离子表面活性剂；
其中，所述十二烷基苯和三氧化硫的质量比为(14-22)：(4-7)。
如上所述的稠油起泡剂，其中，所述碱为质量分数为10％的氢氧化钠水溶液。
本发明还提供一种上述任一所述的稠油起泡剂的制备方法，将两性表面活性剂、阴离子表面活性剂以及水混合，搅拌均匀，得到所述稠油起泡剂。
本发明还提供一种上述任一所述的稠油起泡剂在稠油泡沫开采的应用。
本发明的实施，至少具有以下优势：
1、本发明的稠油起泡剂不仅能够使泡沫在高温高盐的环境中仍旧具有优异的稳定性以及起泡性，还能够使泡沫具有显著的降粘功能，从而有利于稠油的流动，提高稠油的采收率；
2、本发明的稠油起泡剂与地层水等介质配伍稳定性良好，能够在泡沫压裂工艺、油气同产及气水同产经的采用、采气、排水中广泛应用；
3、本发明的稠油起泡剂组成简单，生产成本低，适用于在企业进行大规模的推广应用；
4、本发明的稠油起泡剂的制备方法，条件简单、工艺可行，且具有安全高效的特点，因此便于实际推广和大规模应用。
附图说明
图1为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-发泡体积曲线图；
图2为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-泡沫半衰期曲线图；
图3为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-析液半衰期曲线图；
图4为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-泡沫综合指数曲线图；
图5为在80℃下本发明实施例2的稠油起泡剂溶液与原油混合前后的浓度对比图；
图6为在80℃下与实施例2的稠油起泡剂溶液混合前后的原油粘度对比图；
图7为本发明实施例2的稠油起泡剂的浓度-阻力因子曲线图；
图8为本发明实施例2的稠油起泡剂的气液比-阻力因子曲线图；
图9为本发明实施例2的稠油起泡剂溶液与采收率的关系图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供一种稠油起泡剂，按照质量百分数包括以下组分：两性表面活性剂18-21％，阴离子表面活性剂6-9％，余量为水；
所述两性表面活性剂通过椰子油脂肪酸、N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷、烷基羟基磺酸钠分步反应得到。
本发明的稠油起泡剂可以用于对稠油的开采，本发明的稠油是指相对密度大于0.92(20℃)，地层条件下黏度大于50mPa·s的高黏度重质原油，例如玉东204区块的原油，其密度0.9606(20℃)，地层条件下黏度为286mPa·s。
本明稠油起泡剂的功能成分包括两性表面活性剂以及阴离子表面活性剂，其中，两性表面活性剂通过椰子油脂肪酸、N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷、烷基羟基磺酸钠分步反应得到。
椰子油脂肪酸、N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷、烷基羟基磺酸钠均可通过市售获得。
具体地，上述分步反应是指先混合椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷使发生酰胺化反应，然后将酰胺化反应得到的产物与烷基羟基磺酸钠混合并反应得到本发明的两性表面活性。理论上讲，椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷发生酰胺化反应的产物得到式1所述的化合物，式1所述的化合物与烷基羟基磺酸钠反应得到式2所述的化合物，即本发明的两性表面活性剂。其中，n＝8-18，m＝2n+1。
根据本发明提供的技术方案，该稠油起泡剂能够在高温(80℃左右)高盐(矿化度约为160000mg/L)条件下依旧使泡沫具有优异的起泡性以及稳定性。发明人基于此现象进行分析，认为可能是：两性表面活性剂中直链(CnHm)和支链的组合能够使电子云供电效应更强，从而有利于提高稠油起泡剂的耐温性，而且直链和支链的组合能够使稠油起泡剂的疏水基、亲水基变得不再单一，而是形成协同效果，大大提高了稠油起泡剂针对不同使用环境(抗油、抗盐、起泡性等)的适用性，从而能够使产品效果表现更佳。
具体地，磺基的引入能够使起泡剂的分子结构更加致密，结合度更高，从而进一步提高了稠油起泡剂的耐温性，同时也具有抗盐(钙离子、镁离子)性；此外，在直链的基础上引入羟基、甲基等亲水基团，在提供更多供电效应的同时，电子云使分子的结合更紧，而亲水基的加入也提高了稠油起泡剂对使用环境的适应性，例如环境的酸碱度、矿化度等。而且由于支链亲水基的引入，稠油起泡剂起泡时形成的泡沫膜壁更厚且具有弹性，从而也使泡沫的稳定性得到提升。
进一步地，本发明的两性表面活性剂可以具体按照以下方法制备得到：
1)将椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷混合后回流，得到中间产物；
其中，椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷的质量比为(24-45)：(11-22)；
为了保证能够得到式1所述的中间产物，可以控制上述回流的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h；
2)将中间产物与烷基羟基磺酸钠混合后回流，得到所述两性表面活性剂；
其中，步骤1)中的反应体系可以直接作为中间产物与烷基羟基磺酸钠反应，无需进行后处理；
中间产物与烷基羟基磺酸钠的质量比为(26-78)：(22-42)，具体地，烷基羟基磺酸钠为1-氯-3-羟基丙基磺酸钠；
同样的，控制回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h，得到本发明的两性表面活性剂。
此外，本发明的阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠，具体可以通过市售获得。
在具体应用的过程中，上述阴离子表面活性剂也可以自行制备获得。在本发明中，相较于市售获得的十二烷基苯磺酸钠，使用自行制备的阴离子表面活性剂能够使稠油起泡剂得到的泡沫具有更加优异的性能。
本发明的阴离子表面活性剂可以按照以下方法制备：将十二烷基苯和三氧化硫混合，在30-40℃下经三氧化硫膜式磺化3-4h后，通过以一定的速度向体系中加入碱，使体系的pH值在2-3h内转变为中性，最后进入喷雾干燥系统干燥，得到所述阴离子表面活性剂；其中，所述十二烷基苯和三氧化硫的质量比为(14-22)：(4-7)，并且可以用质量分数为10％的氢氧化钠溶液调节体系的pH。
本发明还提供一种上述任一所述的稠油起泡剂的制备方法，将两性表面活性剂、阴离子表面活性剂以及水混合，搅拌均匀，得到所述稠油起泡剂。
其中，两性表面活性剂、阴离子表面活性剂以及水的比例与上述相同，此处不再赘述。
进一步地，前述制备方法，还包括制备两性表面活性剂的步骤：1)将椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷混合后回流，得到中间产物；其中，椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷的质量比为(24-45)：(11-22)，回流的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h；2)将中间产物与烷基羟基磺酸钠混合后回流，得到所述两性表面活性剂；其中，中间产物与烷基羟基磺酸钠的质量比为(26-78)：(22-42)，回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h。
或者，还可以进一步包括阴离子表面活性剂的步骤：将十二烷基苯和三氧化硫混合，在30-40℃下经三氧化硫膜式磺化3-4h后，通过以一定的速度向体系中加入碱，使体系的pH值在2-3h内转变为中性，最后进入喷雾干燥系统干燥，得到阴离子表面活性剂；其中，所述十二烷基苯和三氧化硫的质量比为(14-22)：(4-7)，并且可以用质量分数为10％的氢氧化钠溶液调节体系的pH。
本发明还提供一种上述任一所述的稠油起泡剂在稠油泡沫开采中的应用。
具体在应用时，使用该稠油起泡剂与清水配置有效浓度为0.1％的起泡剂溶液，在气液比为1:1的条件下，将起泡剂溶液与减氧空气交替注入地下。
以下，通过具体实施例对本发明的稠油起泡剂及其制备方法进行详细的介绍。
实施例1
本实施例的稠油起泡剂按照以下方法制备得到：
1、两性表面活性剂的制备
1)将24.94g椰子油脂肪酸与11.77g N，N-二甲基-1，3-二氨基丙烷混合，加热至80℃回流5h，得到中间产物；
2)取步骤1)中制得的中间产物26.08g与22.67g1-氯-3-羟基丙基磺酸钠混合，加热至80℃回流5h，即为两性表面活性剂。
2、阴离子表面活性剂的制备：
1)将14.14g十二烷基苯和4.59g三氧化硫在35℃条件下，经三氧化硫膜式磺化3h，得到十二烷基苯硫酸，随后向体系中加入质量分数为10％的氢氧化钠溶液，反应2h，得到阴离子表面活性剂(十二烷基苯磺酸钠)。
3、稠油起泡剂的制备
将上述方法制得的两性表面活性剂、阴离子表面活性剂和水混匀，制得稠油起泡剂1#。其中，两性表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为18％，阴离子表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为6％，余量为水。
实施例2
本实施例的稠油起泡剂按照以下方法制备得到：
1、两性表面活性剂的制备
1)将26.32g椰子油脂肪酸与12.43g N，N-二甲基-1，3-二氨基丙烷混合，加热至80℃回流5h，得到中间产物；
2)取步骤1)中制得的中间产物27.52g与23.93g 1-氯-3-羟基丙基磺酸钠混合，加热至80℃回流5h，即为两性表面活性剂。
2、稠油起泡剂的制备
将上述方法制得的两性表面活性剂、实施例1中制备得到的阴离子表面活性剂和水混匀，制得稠油起泡剂2#。其中，两性表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为19％，阴离子表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为7％，余量为水。
实施例3
本实施例的稠油起泡剂按照以下方法制备得到：
1、两性表面活性剂的制备
1)将27.71g椰子油脂肪酸与13.08g N，N-二甲基-1，3-二氨基丙烷混合，加热至80℃回流5h，得到中间产物；
2)取步骤1)中制得的中间产物28.97g与25.19g 1-氯-3-羟基丙基磺酸钠混合，加热至80℃回流5h，即为两性表面活性剂。
2、稠油起泡剂的制备
将上述方法制得的两性表面活性剂、实施例1中制备得到的阴离子表面活性剂和水混匀，制得稠油起泡剂3#。其中，两性表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为20％，阴离子表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为7％，余量为水。
实施例4
本实施例的稠油起泡剂按照以下方法制备得到：
1、两性表面活性剂的制备
1)将29.09g椰子油脂肪酸与13.73g N，N-二甲基-1，3-二氨基丙烷混合，加热至80℃回流5h，得到中间产物；
2)取步骤1)中制得的中间产物30.43g与26.45g 1-氯-3-羟基丙基磺酸钠混合，加热至80℃回流5h，即为两性表面活性剂。
2、稠油起泡剂的制备
将上述方法制得的两性表面活性剂、实施例1中制备得到的阴离子表面活性剂和水混匀，制得稠油起泡剂4#。其中，两性表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为21％，阴离子表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为9％，余量为水。
对比例1
本对比例的稠油起泡剂按照以下方法制备得到：
将市售的阴离子表面活性剂(十二烷基苯磺酸钠)和水混匀，制得对比起泡剂5#。其中，阴离子表面活性剂在稠油起泡剂中的质量分数为30％，余量为水。
试验例1
采用玉东区块模拟地层水(矿化度约为160000mg/L)将稠油起泡剂1-5#分别配制为浓度为0.01％、0.02％、0.04％、0.06％、0.08％、0.10％、0.15％及0.20％的起泡剂溶液，然后在80℃下，取各个起泡剂溶液100mL在起泡搅拌器中以9000r/min的速率混合搅拌60s，将搅拌后的泡沫体系分别置于500mL的量筒中，并在量筒口覆盖保鲜膜。同时以玉东区块模拟地层水作对照。
记录量筒中的泡沫体积、以及从泡沫中析出50mL液体所需的时间(析液半衰期)、泡沫消失一半所需的时间(泡沫半衰期)并计算泡沫综合指数(发泡体积×泡沫半衰期；104mL·s)，结果见表1。
表1
根据表1可知：本发明的稠油起泡剂在高温高盐的环境下仍旧具有良好的发泡性能。
图1为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-发泡体积曲线图，图2为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-泡沫半衰期曲线图，图3为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-析液半衰期曲线图，图4为本发明1-5#的稠油起泡剂的有效浓度-泡沫综合指数曲线图。如图1-图4可知，随着起泡剂浓度的增加，泡沫的发泡体积、泡沫半衰期、析液半衰期以及泡沫综合指数逐渐增大，因此本发明的稠油起泡剂适用于各种开采环境，可以根据开采环境的需求得到适配度更高的泡沫体系。
试验例2
利用磨口玻璃瓶和玉东区块模拟地层水(矿化度约为160000mg/L)，将2#稠油起泡剂分别配制浓度为0.025％、0.05％、0.075％、0.100％的50mL的起泡剂溶液，分别向每个磨口玻璃瓶的起泡剂溶液中加入50mL的粘度为700mPa.s的原油，搅拌1min后，将其放入高温(80℃)下的恒温箱中，每隔12h搅拌一次，持续3天。3天后取出，利用胶头滴管分别吸取已经分层的原油和起泡剂溶液，检测此时起泡剂溶液浓度以及原油的粘度，并且与初始的起泡剂溶液浓度以及原油的粘度进行对比。
图5为在80℃下本发明实施例2的稠油起泡剂溶液与原油混合前后的浓度对比图，图6为在80℃下与实施例2的稠油起泡剂溶液混合前后的原油粘度对比图。
根据图5可知，经过在高温下与原油的混合后，起泡剂溶液浓度与初始起泡剂溶液浓度变化不大(在误差允许的范围内)，因此原油对本发明稠油起泡剂溶液浓度的影响较小。
根据图6可知，起泡剂溶液与原油在高温下混合后，原油粘度均有所下降。当起泡剂溶液浓度为0.100％时，原油粘度下降最多，当起泡剂溶液浓度为0.025％时，原油粘度下降最少。随着起泡剂溶液浓度的上升，其对原油降粘效果越好。
试验例3
在泡沫驱替过程中，起泡剂溶液及气体依靠孔隙介质的卡断及分割等作用来生成泡沫，因此在气体相同的情况下，泡沫的生成能力及泡沫的稳定性受到起泡剂成分的影响。起泡剂在孔隙介质中渗流时，地下液体的稀释以及与岩石发生的吸附滞留现象，使得起泡剂有效浓度受到不同程度的影响。因此，本试验例对泡沫体系在孔隙介质中渗流时的泡沫性能进行岩心驱替试验评价，以确定泡沫体系的填砂管封堵率。
在岩心驱替试验中，通常能直接测试压力值，所以一般用阻力因子Z来表征泡沫在岩心中的封堵强度大小，即：
式中：Z—阻力因子；
ΔPbrine—注水时岩心两端压差，MPa；
ΔPfoam—注泡沫时岩心两端压差，MPa。
试验中使用Ф38mm×1000mm型号填砂管，选用100～200目石英砂进行不同渗透率条件下泡沫体系在孔隙介质中的封堵评价。
1、利用玉东区块模拟地层水(矿化度约为160000mg/L)将实施例2制得的起泡剂配制成浓度分别为0.01％、0.02％、0.04％、0.06％、0.08％及0.10％的起泡剂溶液，在80℃下，分别记录注水时和起泡剂溶液(注入起泡剂溶液时，氮气与起泡剂溶液的地下体积比为1:1)时岩心两端的压差，然后计算在不同浓度下的阻力因子。图7为本发明实施例2的稠油起泡剂的浓度-阻力因子曲线图，如图7所示，泡沫在孔隙介质中渗流时的阻力因子随起泡剂有效浓度的增加呈现出先缓慢增加后快速增加的规律，有效浓度为0.1％时，阻力因子最大，达到52。
2、利用玉东区块模拟地层水(矿化度约为160000mg/L)将实施例2制得的起泡剂配制成浓度为0.01％的起泡剂溶液，在80℃下，分别记录注水时和注入不同气液比的起泡剂溶液时岩心两端的压差，其中，气液比为0.3:1.0、0.5:1.0、1.0:1.0、2.0:1.0及3.0:1.0，分别计算不同气液比下泡沫的阻力因子。图8为本发明实施例2的稠油起泡剂的气液比-阻力因子曲线图，由图8可知，当气液比为1：1时，泡沫的阻力因子较大，泡沫具有较好的封堵作用，在气液比增大的情况下，泡沫破裂产生的气体较多，容易形成气窜，对后续驱替流体产生不利影响。因此，气液比为1：1左右时可取得较为理想的封堵效果。
3、利用玉东区块模拟地层水(矿化度约为160000mg/L)将实施例2制得的起泡剂配制成浓度为0.01％的起泡剂溶液，在80℃下，饱和油的填砂管首先进行水驱，当水驱达驱油平衡时(即无法再驱油)，开始利用上述浓度为0.01％的起泡剂溶液进行泡沫驱(气液比为1:1)。
记录填砂管在各阶段驱油量和填砂管饱和油量，按照下式计算可得到泡沫驱提高的采收率。
采收率＝填砂管总驱油量/填砂管饱和油量
水驱采收率＝水驱驱油量/填砂管饱和油量
泡沫驱提高的采收率＝采收率-水驱采收率
图9为本发明实施例2的稠油起泡剂溶液与采收率的关系图。由图9可知，当起泡剂溶液浓度为0.01％时，随着注入泡沫段塞的量的增加，泡沫驱提高采收率逐渐增大。
试验例4
选择玉东203区块先导性矿场区块作为研究对象，使用本发明提供的稠油起泡剂替代原有的起泡剂(十二烷基苯磺酸钠)进行泡沫驱，日产油量由之前的10t/d，提高到40t/d，日增油30t。到目前为止，先导试验区全区采用本发明提供的起泡剂，累积增油(不考虑递减)3.5万吨，在高温高盐低渗稠油油藏开采中，取得了泡沫驱的重大进展及成功。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (3)
1.一种稠油起泡剂，其特征在于，按照质量百分数包括以下组分：两性表面活性剂18-21％，阴离子表面活性剂6-9％，余量为水；
所述阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠；
所述两性表面活性剂通过以下方法制备得到：
1)将椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷混合后回流，得到中间产物；
2)将所述中间产物与烷基羟基磺酸钠混合回流，得到所述两性表面活性剂；
其中，所述椰子油脂肪酸与N，N-二甲基-1,3-二氨基丙烷的质量比为(24-45)：(11-22)，所述中间产物与烷基羟基磺酸钠的质量比为(26-78)：(22-42)；
步骤1)中的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h；
步骤2)中的回流温度为70-90℃，回流时间为4-6h；
所述烷基羟基磺酸钠为1-氯-3-羟基丙基磺酸钠；
所述阴离子表面活性剂通过以下方法制备得到：
将十二烷基苯和三氧化硫混合，在30-40℃下经三氧化硫膜式磺化3-4h后，加入碱并在2-3h内调节体系pH为中性，得到所述阴离子表面活性剂；
其中，所述十二烷基苯和三氧化硫的质量比为(14-22)：(4-7)；
所述碱为质量分数为10％的氢氧化钠水溶液。
2.一种权利要求1所述的稠油起泡剂的制备方法，其特征在于，将两性表面活性剂、阴离子表面活性剂以及水混合，搅拌均匀，得到所述稠油起泡剂。
3.一种权利要求1所述的稠油起泡剂在稠油泡沫开采中的应用。
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