CN114607325A - 一种低渗透油藏驱替原油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种低渗透油藏驱替原油的方法，包括以下步骤：在低渗透油藏内至少钻两口井，其中第一井内注入进行氮气驱阶段；在所述氮气驱阶段，当注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内进行氮气和泡沫复合驱阶段；在所述氮气和泡沫复合驱阶段，当注10⁴方氮气和10方起泡剂复合溶液采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内进行氮气和泡沫微分散剂调驱阶段。本申请提供的方法不仅可以有效解决低渗透油藏注水开发困难和能量递减快的问题，并且能够解决单一氮气驱或泡沫驱开发后期效果差的问题，从而改善低渗透油藏开发效果，大大提升低渗透油藏的开采效率。

Description

一种低渗透油藏驱替原油的方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种低渗透油藏驱替原油的方法。

背景技术

低渗透油藏是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油气聚集。由于低渗透油藏类型复杂、储量丰度低、分布区域广，采用常规开发方法成本高且产量低，因此，随着工业开发时间的延长，低渗透油藏普遍出现原油产量下降、能量递减快、注入水窜流、水驱控制程度低以及注水开发效率低下等问题，尤其是开发中表现出产液量低和采出程度低等特点。针对该类问题，开展低渗透油藏有效开发方式研究和提高注采不完善的采收率具有重要的现实意义。

目前，氮气驱已经在常规和非常规油藏开展了应用，并且取得了较好的开发效果，有效地建立了注采驱替循环，即在注入井内注入氮气等，氮气进入地层后在驱替压差的作用下驱替地层内的原油至生产井附近，通过生产井产出原油。但由于低渗透油藏储层的致密性，在开发初期，常采用压裂方法改造储层，导致氮气注入后期，在地层中易形成连续性通道，在开采过程中易发生气体窜流现象，从而导致储层无法建立起有效的驱替循环系统，因此，上述氮气无法在低渗透油藏内有效实施。

针对低渗透油藏特点，有些学者已经提出了气水交替驱的开发方式，即在低渗透油藏内的一口井或几口井内交替注入氮气和水，可以有效补充地层能量，解决注水困难、有效驱替压力难以建立等问题。目前，气水交替驱油技术在注采参数优化、注入设备等方面都开展了相关研究，但现场在实施了低渗透油藏气水交替1～2轮次后，驱替效果越来越差，采出程度越来越低，驱替效果不理想。上述气水交替驱油技术主要存在以下问题：(1)随着驱周期的增加，氮气在压裂后的地层中易形成大的连续通道，开采过程中气窜现象严重，氮气无法在地层有效置换原油；(2)氮气的溶解性能低，很难大幅度提升原油的膨胀性；(3)水锁效应降低储层有效渗透率，影响氮气波及面积。因此，提供一种氮气、泡沫与泡沫微分散化学剂复合驱替原油的方法，以提高低渗透油藏开发效果具有重要意义。

发明内容

本发明解决的技术问题在于提供一种低渗透油藏驱替原油的方法，该方法在驱替过程中可以有效地增强氮气、起泡剂复合溶液、泡沫微分散化学驱油剂溶液段塞驱油增产的效果，实现氮气与泡沫微分散复合溶液化学驱油剂复合交替驱油，提高低渗透油藏高效稳定的开发。

有鉴于此，本申请提供了一种低渗透油藏驱替原油的方法，包括以下步骤：

在低渗透油藏内至少钻两口井，其中第一井内注入氮气进行氮气驱阶段；

在所述氮气驱阶段，当注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液进行氮气和泡沫复合驱阶段；

在所述氮气和泡沫复合驱阶段，当注10⁴方氮气和10方起泡剂复合溶液采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液中的一种或两种和泡沫微分散复合溶液进行氮气和泡沫微分散剂调驱阶段。

优选的，所述低渗透油藏的埋深＜3000m，剩余油饱和度＞0.5，油层厚度＞10m，水平渗透率＞1mD，垂向渗透率与水平渗透率比值＞0.35，油层孔隙度＞0.01。

优选的，所述起泡剂复合溶液包括起泡剂和稳泡剂中的一种或多种、泡沫增强剂和水，所述泡沫微分散剂包括纳米分散液、可降解弱凝胶、小颗粒水分子溶液和可变性柔性冻胶颗粒中的一种或多种和表面活性剂。

优选的，在所述氮气驱阶段中，所述氮气的注入量＞50000m³。

优选的，在所述氮气和泡沫复合驱阶段中，所述起泡剂复合溶液的浓度为0.15～0.80wt％，体积为2000～5000m³，所述氮气的注入量为500000～800000m³。

优选的，在所述氮气和泡沫微分散剂调驱阶段中，所述泡沫微分散剂复合溶液的浓度为0.1～0.5wt％，注入量为10000～20000m³，所述氮气的注入量为1000000～3000000m³。

优选的，所述氮气驱阶段具体为：

在低渗透油藏内钻不低于两口水平井或直井，在其中一口井内注入氮气，注入氮气后，该井正常注水阶段，周围其余井进行正常生产，当产油速度低于0.1～0.5吨/天后，结束生产；

重复所述氮气驱阶段，直至该周期内注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨。

优选的，所述氮气和泡沫复合驱阶段具体为：

通过注氮气设备向井筒内注入氮气，氮气注入量取决于注氮气设备额定压力、地层破裂压力或设计注氮气量，完成氮气注入后向井筒内注入起泡剂复合溶液，完成起泡剂复合溶液注入后再次注入氮气；交替注入氮气和起泡剂复合溶液；注入完成后，注入井转入正常注水阶段；

注入阶段，周围井继续正常生产，直至该周期内注10⁴方氮气和10方起泡剂合溶液采出油量小于2.5吨。

优选的，所述氮气和泡沫微分散剂调驱阶段具体为：

通过注氮气设备向井筒内注入氮气，氮气注入量取决于注氮气设备额定压力、地层破裂压力、依据地层吸气能力所设计的氮气注入量，完成氮气注入后，向井筒内注入起泡剂复合溶液段塞，完成起泡剂复合溶液注入后再次注入氮气，完成氮气注入后，然后注入泡沫微分散剂复合溶液段塞，注入完成后再次注入氮气段塞；依次交替注入氮气、起泡剂复合溶液和泡沫微分散剂复合溶液段塞；

注入阶段，周围生产井正常生产，注入完成后，注入井转入焖井阶段，焖井时间7～15天，焖井结束后，转入正常注水阶段。

本申请提供了一种低渗透油藏驱替原油的方法，其利用低渗透油藏内一口井或几口井，在不同阶段分别实施氮气驱、氮气和起泡剂复合驱、氮气和泡沫微分散剂复合驱，该方法不仅可以有效解决低渗透油藏注水开发困难和能量递减快的问题，并且还能够解决单一氮气驱或泡沫驱开发后期效果差的问题，从而改善低渗透油藏开发效果，大大提升低渗透油藏的开采效率。

附图说明

图1为本发明氮气驱注入示意图；

图2为本发明氮气和泡沫复合驱示意图；

图3为本发明氮气和泡沫微分散剂复合驱示意图。

具体实施方式

为了进一步理解本发明，下面结合实施例对本发明优选实施方案进行描述，但是应当理解，这些描述只是为进一步说明本发明的特征和优点，而不是对本发明权利要求的限制。

鉴于现有技术的不足，本发明提供了一种低渗透油藏氮气、泡沫与微分散化学剂复合驱油的方法，其从改善气水交替驱油效果的角度出发，对气水交替驱后期驱油效果不理想的开发方法进行调整；在驱替过程中添加微分散化学驱油剂溶液、起泡剂溶液、氮气等段塞，从而调整为气液交替段塞，可以有效地增强氮气、泡沫液、泡沫微分散化学驱油剂溶液段塞驱油增产的效果，实现氮气与泡沫微分散化学驱油剂复合交替驱油提高低渗透油藏高效稳定的开发。本发明实施例公开了一种低渗透油藏驱替原油的方法，包括以下步骤：

在低渗透油藏内至少钻两口井，其中第一井内注入氮气进行氮气驱阶段；

在所述氮气驱阶段，当注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液进行氮气和泡沫复合驱阶段；

在所述氮气和泡沫复合驱阶段，当注10⁴方氮气和10方起泡剂合溶液采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液中的一种或两种和泡沫微分散复合溶液进行氮气和泡沫微分散剂调驱阶段。

本申请主要针对低渗透油藏，其具体具有如下特征：埋深＜3000m，剩余油饱和度＞0.5，油层厚度＞10m，水平渗透率＞1mD，垂向渗透率与水平渗透率比值＞0.35，油层孔隙度＞0.01。

本申请首先将油藏进行氮气驱动，示意图如图1所示，该阶段具体为：

在低渗透油藏内至少钻2口水平井或直井，在其中1口井内注入氮气，其余井作为生产井生产原油；在该周期内氮气注入量＞50,000m³，油藏面积越大，氮气注入量越大；注入氮气后，观察该井压力变化，初始阶段压力迅速上升，随着氮气不断注入，氮气逐渐向地层深部扩展，压力下降并逐渐至平稳状态，当压力下降速度达到拐点后，此时氮气扩散至生产井附近，结束注氮气阶段。氮气注入地层后，由于氮气密度小，注入过程中逐渐上浮，动用顶部原油；氮气在通过孔喉时发生贾敏效应，有效封堵大孔道。氮气驱阶段，周围生产井正常生产，生产过程中原油不断产出，生产初期产油速度变化不明显，无产气，随着生产的进行，产油速度逐渐增加，产出气增加，当产油速度高于1.0～2.0t/d时，平稳控制产油速度。

重复上述氮气驱阶段，直至当周期内采油量(吨)与注氮气量(10⁴方)小于2.5时，即该周期内注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨时，该周期氮气区效果和经济效益变差，进入下一阶段所述氮气和泡沫复合驱油阶段。随着氮气驱周期数的增多，氮气驱油效果逐渐变差，这是由于多周期氮气驱后氮气在注入井和生产井间形成了新的气窜通道，注入的氮气很快随着生产井生产而产出，无法有效在地层里封存驱油。

在上述氮气驱阶段完成后，本申请则进行氮气和泡沫复合驱阶段，示意图如图2所示，具体为：

在该阶段周期内交替注入氮气和起泡剂复合溶液。由于低渗透油藏渗透率较低，储层吸气和吸液能力低，因此无法大量持续的注入氮气或起泡剂复合溶液，因此采用氮气段塞与起泡剂复合溶液段塞交替注入：先注入氮气，氮气段塞的注入量取决于依据地层吸气能力设计的注气量或注氮设备压力限制和地层最高限制压力，当氮气注入压力达到注氮设备注入压力上限或地层最高压力上限或注气量达到设计注气量后，停止注入氮气，开始注入起泡剂复合溶液，注入起泡剂复合溶液段塞的目的一是降低注气压力，将氮气顺利压入地层，补充地层能量，二是封堵高渗通道，降低水相渗透率，三是提高洗油效率，注入起泡剂复合溶液段塞体积为50～80m³；起泡剂复合溶液段塞注入完成后，然后再次转入注氮气段塞；交替注入氮气和泡沫复合溶液段塞，直至完成本周期注入量。油藏面积越大，氮气量和泡沫复合溶液注入量越大。

在注氮气和起泡剂复合溶液阶段，周围生产井正常生产，直至，当一个生产周期内采油量(吨)与注氮气量(10⁴方)小于2.5时，即该周期内注10⁴方氮气和10方泡沫复合溶液时，采出油量小于2.5吨，进入下一阶段氮气和泡沫微分散剂复合调驱阶段。

由于氮气和起泡剂复合溶液的交替注入可以将氮气迅速推至油层顶部形成气顶驱，起泡剂复合溶液进入油层下部封堵水淹层，形成上气下液垂直驱替方式，推动井间剩余原油向生产井运移；第二，段塞式交替注入氮气和泡沫复合液可以降低氮气注入压力，调整地层吸气(氮气)剖面，提高超低渗透层剩余油动用程度；第三，氮气和起泡剂复合溶液交替注入地层后，泡沫与可以高速回旋的氮气形成较强的氮气泡沫复合树枝状形态，不仅使得存留在地层中的氮气能够更好地增加地层能量，同时进一步强化泡沫封堵能力；第四，起泡剂复合溶液可以提高洗油效率，将原油驱替成游离状态，形成新的油流，提高开发效果。随着氮气和起泡剂复合溶液注入量和注入周期的增加，驱替效果有所改善，但逐渐变差，这是由于本驱替方式在地层内逐步波及可动用储层，而对水淹严重、连通性差的深部储层，氮气、水、起泡剂等无法有效动用。

在本申请中，所述起泡剂复合溶液包括起泡剂和稳泡剂中的一种或多种、泡沫增强剂和水，起泡剂为两性非离子表面活性剂，稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺，泡沫增强剂为阴离子表面活性剂；起泡剂的使用浓度为0.05％～2％，稳泡剂的使用浓度为0.01％～1％，泡沫增强剂的使用浓度为0.01％～0.5％。起泡剂复合溶液浓度为0.15～0.80wt％，在上述阶段，所述起泡剂复合溶液的注入溶液体积为2,000～5,000m³，注入氮气量为500,000～800,000m³，油藏面积越大，氮气量和起泡剂溶液注入量越大。

本发明在上述氮气和泡沫复合驱阶段之后进入了氮气和泡沫微分散剂复合调驱阶段，示意图如图3所示，具体注入方式为：

该阶段内周期性交替注入氮气和泡沫微分散复合溶液，由于低渗透地层的渗透性差，为了提高地层吸气能力和泡沫微分散复合溶液封堵能力，氮气和泡沫微分散复合溶液采用交替注入的方式注入地层；先注入氮气，完成氮气注入后，开始注入泡沫微分散剂复合溶液，注入泡沫微分散剂复合溶液段塞体积为50～80m³；泡沫微分散剂复合溶液段塞注入完成后，然后再次转入注氮气段塞；交替注入氮气和泡沫微分散剂复合溶液段塞，直至完成本周期氮气注入量，油藏面积越大，氮气量和泡沫微分散剂复合溶液注入量越大。

注氮气和泡沫微分散剂阶段，受效区域内的生产井正常生产；生产井正常生产阶段，氮气可以进一步补充地层能量；表面活性剂能够提高洗油效率；纳米分散液可以改变岩石润湿性，提高原油流动性；可降解弱凝胶和可变性柔性颗粒能够在地层中交联、吸水膨胀从而在不同程度上封堵的优势水相渗流通道；纳米分散液、可降解弱凝胶等可以进一步增强泡沫的稳定性，进一步降低水相渗透率，提高封堵大孔道效果，改善水驱状况，提高低渗透层段动用程度。

同时，为了提高氮气和泡沫微分散剂复合溶液调驱范围、提高地层内堵水效果，注入结束后，注入井转入正常注入前，焖井一段时间，焖井时间设置为7～15天；焖井结束后，注入井转入正常注水。

在该阶段中根据油藏的需求，可以是氮气和泡沫微分散剂复合溶液交替注入，可以是氮气、起泡剂复合溶液和泡沫微分散剂复合溶液交替注入，还可以是起泡剂复合溶液和泡沫微分散剂复合溶液交替注入；还可以是上述三个阶段交替进行。

在本申请中，根据生产需要在第三阶段之后还可以进行上述第二阶段或第三阶段，这两个阶段的先后顺序以及次数根据实际情况进行。

泡沫微分散剂主要组成包括纳米分散液、可降解弱凝胶、小颗粒水分子溶液和可变性柔性冻胶颗粒中的一种或多种和表面活性剂，上述材料均为本领域技术人员熟知的材料，对其来源本申请没有特别的限制，具体的，微分散剂溶液中包含的材料中表面活性剂是指如十八烷基硫酸钠(C₁₈H₃₇SO₄Na)、硬脂酸钠(C₁₇H₃₅COONa)等；纳米分散液是指以SiO₂、双亲性片状表面活性剂等纳米颗粒作为提高采收率的驱油剂所形成的分散溶液；可降解弱凝胶是指具有自降解性能的具有一定浓度的高分子溶液或溶胶；小颗粒水分子溶液指纳米、微米级的凝胶或冻胶颗粒以一定浓度形成的均匀的稳定的具有一定粘弹性的溶液；可变性柔性冻胶颗粒指具有一定的抗压、抗盐、抗高温、耐剪切性能，利用特定的交联技术和分散技术形成的冻胶本体制得的不同粒径的冻胶颗粒。

泡沫微分散剂复合溶液的浓度为0.1～0.5wt％，注入量10,000～20,000m³，注入氮气量为1,000,000～3,000,000m³，油藏面积越大，氮气和泡沫微分散剂复合溶液的注入量越大。

由于低渗透油藏含油面积大、储量丰度低，同时受储层微裂缝和非均质性影响，储层动用程度不均、注水困难、注气气窜，储层无法单独建立有效的注水、注气驱替循环系统，大部分低渗透油藏在经过早期开发后，基本处于低产或停产阶段，因此，驱替压力系统建立困难，能量递减快，储层动用程度低，使得低渗透油藏在开发中表现出低产液量和低采出程度特点。

在上述基础上本发明提供了一种低渗透油藏氮气与泡沫微分散剂复合驱替原油的方法，利用低渗透油藏内一口井或几口井，在不同阶段分别实施氮气驱、氮气和泡沫复合驱、氮气和泡沫微分散剂复合驱，该方法不仅可以有效解决低渗透油藏注水开发困难和能量递减快的问题，并且还能够解决单一氮气驱或泡沫驱开发后期效果差的问题，从而改善低渗透油藏开发效果，大大提升低渗透油藏的开采效率。

为了进一步理解本发明，下面结合实施例对本发明提供的低渗透油藏驱替原油的方法进行详细说明，本发明的保护范围不受以下实施例的限制。

实施例

一种低渗透油藏氮气和泡沫微分散剂复合驱替原油的方法与流程，包括：

选择开发的油藏：按照以下条件进行粗筛选该开发方法适用的油藏：油藏为低渗透油藏，埋深＜3000m，剩余油饱和度＞0.5，油层厚度＞10m，水平渗透率＞1mD，垂向渗透率与水平渗透率比值＞0.35，油层孔隙度＞0.01；

以本实施例为例，所选择开发的油藏为低渗透油藏，该油层以细粒硬砂质长石砂岩为主，油藏中部深度1850m，地层倾角小于1°，地面水源不足，无法注水进行能量补充；地层压力12.2MPa，温度54.4℃，平均孔隙度11.5％，平均空气渗透率1.81×10^-3μm²；该油藏类型为常温常压、低渗岩性-构造油藏，有利于开展氮气、泡沫与泡沫微分散剂等交替注入；顺次进行以下阶段：氮气驱阶段、氮气和泡沫复合驱阶段、氮气和泡沫微分散剂复合调驱阶段：

第一阶段：氮气驱阶段，包括：在低渗透油藏内通过注入氮气设备向中心井内注入氮气，氮气注入量不低于50,000m³，注气速度依据注氮气设备额定注气参数或地层吸气能力调整，一般大于5,000m³/d；注气阶段，周围生产井正常生产；

第二阶段：氮气和泡沫复合驱阶段，所述注入方式如下：

由于低渗透油藏渗透率低，油层吸气与吸液能力较差，该周期采用氮气段塞与起泡剂复合溶液段塞交替注入的方式，先注氮气段塞，通过注氮气设备先向地层中注入氮气，氮气段塞的注入压力取决于注氮气设备最高压力限制或地层最高承压能力，当注氮气压力达到注氮气设备最高可承受压力或完成依据地层吸气能力设计的段塞注气量时，停注入氮气，开始注入起泡剂复合溶液段塞，注入段塞体积为50～80m³，注液段塞完成后，再次注入氮气段塞；交替注入氮气和起泡剂复合溶液段塞，直至氮气注入总量达到500,000～800,000m³；注入起泡剂溶液浓度为0.15～0.80wt％，注入溶液体积为2,000～5,000m³；在该阶段，交替阶段1：0.8％表面活性剂+0.5％稳泡剂，注入体积80m³；其他交替阶段：0.15％表面活性剂+0.05％稳泡剂+0.1％泡沫增强剂，每阶段注入体积50m³，直至完成注入量0.4万方；

注入氮气和起泡剂复合溶液周期阶段，周围生产井正常生产，当生产周期内采油量(吨)与注氮气量(10⁴方)小于15时，即该周期内注10⁴方氮气和10方泡沫复合溶液时，采出油量小于15吨，转入下一周期；

第三阶段：所述氮气和泡沫微分散剂复合驱阶段，所述注入方式如下：

氮气+泡沫微分散剂驱注入阶段，为达到封堵优势渗流通道，提高低渗透层动用程度，在本阶段采用交替注入的方式，首先注入氮气段塞，氮气注入速度大于5,000m³/d；完成氮气注入后再注入起泡剂复合溶液段塞，起泡剂为阴离子性表面活性剂，注入起泡剂复合溶液的体积为50～80m³，起泡剂浓度为0.15～0.5wt％；之后再次注入氮气，氮气注入速度大于5,000m³/d；完成氮气注入后，然后再注入泡沫微分散剂溶液复合溶液，泡沫微分散剂中起泡剂为阴离子表面活性剂，微分散剂在不同段塞阶段选择性加入为纳米分散液、可降解弱凝胶或冻胶分散体，注入泡沫微分散剂溶液的段塞体积50～80m³，注入浓度为0.1～0.3wt％；完成泡沫微分散复合溶液注入后，再次注入氮气段塞；完成氮气注入后再注入泡沫微分散复合溶液段塞；直至，交替完成本阶段注入量，本阶段注入氮气量为1,000,000～3,000,000m³；起泡剂复合溶液注入体积为5,000～10,000m³；泡沫微分散剂复合溶液注入体积为10,00～20,000m³；该阶段中交替阶段1：0.25％表面活性剂+0.1％稳泡剂，注入体积50m³；总注入量0.54万方；交替阶段2：0.15％表面活性剂+0.2％纳米分散液+0.15％水分子溶液；0.15％表面活性剂+0.08％稳泡剂+0.3％可变性柔性冻胶颗粒；两种组合交替使用。每阶段注入量60m³；组合1注入总量0.62万方，组合2注入总量0.92万方，总注入量1.54万方。

上述氮气和泡沫复合驱阶段，注入氮气体积59.4万方，注入起泡剂复合溶液段塞体积0.4万方，注完起泡剂复合溶液段塞后，注入井转入下一周期，为保证起泡沫充分发挥调剖堵水的作用，降低注气速度，使得氮气段塞与起泡剂复合溶液段塞充分混合，提高起泡剂起泡效果，促使泡沫循环再生，达到延长堵水调剖的效果。

在本实施例中，所述第三周期氮气+泡沫微分散剂复合驱替原油注入阶段，注入氮气总体积176万方(地面体积)，注入起泡剂复合溶液体积0.54万方，泡沫微分散剂复合溶液体积1.54万方；注完氮气泡沫和微分散剂后，注入井转入正常注水，并在井口安装压力表；注入期间，采油井持续正常生产，并充分发挥泡沫调剖驱油与泡沫微分散剂强化封堵的作用，调整水井注水剖面与油井产液剖面，达到降低含水的目的，同时表面活性剂可降低原油粘度，使原油迅速从油藏深部脱离出来。

由于效果较好，继续进行氮气+泡沫微分散剂复合驱油。

根据实施生产需要，持续进入第四阶段，直至一个周期内注10⁴方氮气和10方复合溶液时，采出油量小于2.5吨，进入下一阶段。

所述第四阶段氮气、起泡剂复合溶液和泡沫微分散剂复合溶液注入模式延续第三阶段注入模式。

本实施例中，采用氮气与泡沫微分散剂复合驱替原油的方法，实施例所在井区的水驱状况得到有效改善，水驱动用程度由53.40％提高至72.56％，井区递减率由注入前的23.11％下降至-0.94％；见效井平均含水上升幅度下降0.72％，油井见效率达到79％，平均单井原油日产量增加1.45吨，阶段原油产量累积增加6.4万吨。

以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (9)

1.一种低渗透油藏驱替原油的方法，包括以下步骤：

在低渗透油藏内至少钻两口井，其中第一井内注入氮气进行氮气驱阶段；

在所述氮气驱阶段，当注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液进行氮气和泡沫复合驱阶段；

在所述氮气和泡沫复合驱阶段，当注10⁴方氮气和10方起泡剂复合溶液采出油量小于2.5吨时，在所述第一井内交替注入氮气和起泡剂复合溶液中的一种或两种和泡沫微分散复合溶液进行氮气和泡沫微分散剂调驱阶段。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述低渗透油藏的埋深＜3000m，剩余油饱和度＞0.5，油层厚度＞10m，水平渗透率＞1mD，垂向渗透率与水平渗透率比值＞0.35，油层孔隙度＞0.01。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述起泡剂复合溶液包括起泡剂和稳泡剂中的一种或多种、泡沫增强剂和水，所述泡沫微分散剂包括纳米分散液、可降解弱凝胶、小颗粒水分子溶液和可变性柔性冻胶颗粒中的一种或多种和表面活性剂。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述氮气驱阶段中，所述氮气的注入量＞50000m³。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述氮气和泡沫复合驱阶段中，所述起泡剂复合溶液的浓度为0.15～0.80wt％，体积为2000～5000m³，所述氮气的注入量为500000～800000m³。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述氮气和泡沫微分散剂调驱阶段中，所述泡沫微分散剂复合溶液的浓度为0.1～0.5wt％，注入量为10000～20000m³，所述氮气的注入量为1000000～3000000m³。

7.根据权利要求1、2或4所述的方法，其特征在于，所述氮气驱阶段具体为：

在低渗透油藏内钻不低于两口水平井或直井，在其中一口井内注入氮气，注入氮气后，该井正常注水阶段，周围其余井进行正常生产，当产油速度低于0.1～0.5吨/天后，结束生产；

重复所述氮气驱阶段，直至该周期内注10⁴方氮气采出油量小于2.5吨。

8.根据权利要求1、2或5所述的方法，其特征在于，所述氮气和泡沫复合驱阶段具体为：

通过注氮气设备向井筒内注入氮气，氮气注入量取决于注氮气设备额定压力、地层破裂压力或设计注氮气量，完成氮气注入后向井筒内注入起泡剂复合溶液，完成起泡剂复合溶液注入后再次注入氮气；交替注入氮气和起泡剂复合溶液；注入完成后，注入井转入正常注水阶段；

注入阶段，周围井继续正常生产，直至该周期内注10⁴方氮气和10方起泡剂合溶液采出油量小于2.5吨。

9.根据权利要求1、2或6所述的方法，其特征在于，所述氮气和泡沫微分散剂调驱阶段具体为：

通过注氮气设备向井筒内注入氮气，氮气注入量取决于注氮气设备额定压力、地层破裂压力、依据地层吸气能力所设计的氮气注入量，完成氮气注入后，向井筒内注入起泡剂复合溶液段塞，完成起泡剂复合溶液注入后再次注入氮气，完成氮气注入后，然后注入泡沫微分散剂复合溶液段塞，注入完成后再次注入氮气段塞；依次交替注入氮气、起泡剂复合溶液和泡沫微分散剂复合溶液段塞；

注入阶段，周围生产井正常生产，注入完成后，注入井转入焖井阶段，焖井时间7～15天，焖井结束后，转入正常注水阶段。

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