CN116218501A - 一种发泡液、泡沫驱油实现方法及应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种发泡液、泡沫驱油实现方法及应用。该发泡液溶剂为水，溶质为起泡剂和稳泡剂，起泡剂包括多种表面活性剂之一或组合；稳泡剂包括多种聚合物之一或组合；该发泡液具有更好的乳化能力，良好的耐油性和长期稳定性。该方法按照设定的注入周期向含油地层中交替注入发泡液和气体，在第一阶段，以一定的速度和压力下向含油地层中注入发泡液，在第二阶段，以一定速度和压力下向含油地层内注入指定气体后，静置等待气体扩散；气液在地层内充分接触，能够形成大量稳定的泡沫封堵高渗透地层，有效时间长；通过控制注入压力脉冲波动产生压力扰动，可形成非稳态高效再生泡沫，波及体积大、洗油效率高，大幅度提高采收率。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及一种发泡液及泡沫驱油实现方法及应用。
背景技术
在石油开采过程中，对于同一个区块，一般会先采用水驱，水驱不增油了，改变开发方式为泡沫驱，泡沫驱是一种用泡沫作为驱油介质的三次采油方法，既能扩大波及体积又能提高驱油效率，能够在水驱后仍有40％～50％剩余油的情况下进一步提高原油采收率。泡沫是由不溶性或微溶性的气体分散于液体中所形成的分散体系。由液体薄膜包围着的气体可以形成单个气泡，泡沫是气泡的聚集物，其中气体是分散相(不连续相)，液体是分散介质(连续相)。
发明内容
本申请发明人发现，目前虽然已经有部分油田采用泡沫驱油的方式来进一步提高原油采收率，但其提高采收率的效果并不是很好。一方面，常用的泡沫配方缺乏乳化能力，导致泡沫的稳定性和驱油效率低。另一方面，现有的泡沫驱油技术一般采用地面成泡注入的方式，这种方式在地面成泡后注入油井，注气速度和注入压力都是恒定的，无法产生压力的脉冲波动，不利于泡沫的再生，无法保证地层中泡沫的稳定；且注入压力较高，成本较高。
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种发泡液及泡沫驱油实现方法及应用。
本发明实施例提供一种发泡液，溶剂为水，溶质为起泡剂和稳泡剂；
所述起泡剂包括十二烷基硫酸钠、烷基糖苷、α-烯烃磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、甜菜碱类表面活性剂、磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂、氟碳表面活性剂之一或任意组合；
稳泡剂包括聚丙烯酰胺、黄原胶、羧甲基纤维素和生物多糖聚合物之一或任意组合。
在一些可选的实施例中，所述起泡剂的质量浓度为0.1％-0.8％，所述稳泡剂的质量浓度为0.01％-3.0％。
在一些可选的实施例中，所述起泡剂的质量浓度为0.2％-0.6％，稳泡剂的质量浓度为0.10％-1.0％。
在一些可选的实施例中，所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶或生物多糖聚合物；或
所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂和氟碳表面活性剂的组合物，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶；或
所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶和生物多糖聚合物组合。
本发明实施例提供一种泡沫驱油实现方法，包括：
按照设定的注入周期向含油地层中交替注入发泡液和气体；所述注入周期不多于2天；每个注入周期的注入过程如下：
在第一注入阶段，以第一注入速度在第一注入压力下向含油地层中注入发泡液达到第一注入时长；
在第二注入阶段，以第二注入速度在第二注入压力下向含油地层内注入指定气体达到设计注入量后，静置等待气体扩散；其中，注入气体的第二注入时长小于第二注入阶段的时间长度；
所述第一注入阶段和第二注入阶段不多于1天。
在一些可选的实施例中，所述第一注入速度是10m3/d～70m3/d，所述第一注入压力是8.1MPa～20MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；
所述第二注入速度是4425m3/d～39060m3/d，所述第二注入压力是18.0MPa～30.6MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时。
在一些可选的实施例中，所述第一注入速度是10m3/d～20m3/d，所述第一注入压力是8.1MPa～14.5MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；所述第二注入速度是4425m3/d～8850m3/d，所述第二注入压力是18.0MPa～24MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为减氧空气；或
所述第一注入速度是20m3/d～70m3/d，所述第一注入压力是11MPa～15.8MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；所述第二注入速度是11160m3/d～39060m3/d，所述第二注入压力是20MPa～30.6MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为氮气。
在一些可选的实施例中，所述气体为空气、减氧空气、氮气、烟道气、二氧化碳和烃气之一或组合。
在一些可选的实施例中，所述气体为减氧空气、氮气之一或组合。
在一些可选的实施例中，所述第一注入速度与水驱阶段的注水速度相同。
在一些可选的实施例中，在地层条件下，气液比为.5:1-7:1；所述气液比为第二注入阶段注入的气体在地下的体积和第一阶段注入的发泡液在地下的体积的比值。
在一些可选的实施例中，在地层条件下，气液比1:1-5:1；所述气液比为第二注入阶段注入的气体在地下的体积和第一阶段注入的发泡液在地下的体积的比值。
在一些可选的实施例中，所述发泡液为上述的发泡液。
本发明实施例还提供一种上述的泡沫驱油实现方法在油藏开采中的应用。
在一些可选的实施例中，油藏的地层温度为20-150℃，渗透率0.10mD-1500mD；所述油藏中水的矿化度为300mg/L-274952mg/L，水中钙镁离子矿化度为5mg/L-80000mg/L。
本发明实施例还提供一种使用上述的发泡液实现泡沫驱油的方法，包括：将所述发泡液按设定的注入要求注入含油地层中，在地层中形成泡沫。
本发明实施例提供的上述技术方案的有益效果至少包括：
本发明实施例提供的上述发泡液，其中的起泡剂具有较高的界面活性，能够乳化分散原油至微/纳米油滴附着在液膜上，增加了液膜的紧密排列程度，起到阻止液膜破裂的作用增加泡沫的耐油稳定能力，因此其乳化能力更好，且具有良好的耐油性和长期稳定性，其用于泡沫驱油时能够大幅度提高采收率。
本发明实施例提供的上述泡沫驱油实现方法，按照设定的注入周期，采用交替注入的方式，向含油地层中注入发泡液和气体，在地层内成泡，保证气液充分接触，有效抑制气体超覆，形成稳定泡沫，产生的泡沫量大，能够有效封堵高渗透地层，有效时间长；注入过程中不同注入阶段采用不同的注入压力和注入速度，并适当静置扩散，通过控制注入压力脉冲波动，能够在地层中产生压力扰动，有利于油藏多孔介质中泡沫的再生和稳定，可形成非稳态高效再生气体泡沫，有效扩大波及体积和提高洗油效率，大幅度提高采收率。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本发明实施例中泡沫驱油实现方法的流程图；
图2为本发明实施例中泡沫驱油实验装置的结构示意图；
图3为本发明实施例中泡沫驱后第18天(0.7X)液膜上附着微/纳米油滴的泡沫图；
图4为本发明实施例中泡沫驱后第95天(2X)液膜上附着微/纳米油滴的泡沫图；
图5为本发明实施例中强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系在长岩心中渗流和吸附性能；
图6为本发明实施例中非稳态气液交替注入对于泡沫渗流特性的影响；
图7为本发明实施例中的非稳态高效再生泡沫驱段塞组合在高渗透油藏条件下贝蕾岩心驱油实验效果；
图8为本发明实施例中的中东某碳酸盐岩油藏高温高盐条件下非稳态高效再生烃气泡沫交替段塞注入驱油实验效果；
图9为本发明实施例中的长庆油田某油藏非稳态高效再生减氧空气泡沫驱试验数模预测与实际生产对比曲线；
图10为本发明实施例中的新疆油田某油藏非稳态高效再生氮气泡沫驱试验数模预测与实际生产对比曲线。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
为了解决现有技术中存在的泡沫驱油时，起泡剂乳化能力弱，泡沫稳定性差的问题，以及泡沫驱油恒定压力、恒定速度注入不利于泡沫再生，无法产生稳定泡沫的问题，本发明实施例提供一种发泡液，具有更好的乳化能力、产生的泡沫长期稳定性更好，以及提供一种泡沫驱油实现方法，按设定周期交替注入发泡液和气体，并控制注入压力脉冲波动，有利于油藏中泡沫的再生和稳定，扩大波及面积，提高洗油效率，大幅度提高油藏采收率。
本发明实施例提供的一种发泡液，溶剂为水，溶质为起泡剂和稳泡剂；
起泡剂包括十二烷基硫酸钠、烷基糖苷、α-烯烃磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、甜菜碱类表面活性剂、磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂、氟碳表面活性剂之一或任意组合；
稳泡剂包括聚丙烯酰胺、黄原胶、羧甲基纤维素和生物多糖聚合物之一或任意组合。
上述发泡液可以是一种强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系，其中，可选的，起泡剂的质量浓度为0.1％-0.8％，稳泡剂的质量浓度为0.01％-3.0％。优选的，起泡剂的质量浓度为0.2％-0.6％，稳泡剂的质量浓度为0.10％-1.0％。
其中，质量浓度以溶质的质量占全部溶液的质量的百分比来表示的浓度，例如起泡剂的质量浓度是指起泡剂质量占发泡液质量的百分比，稳泡剂的质量浓度是指稳泡剂质量占发泡液质量的百分比。例如100公斤发泡液中含3公斤稳泡剂，稳泡剂的质量浓度3.0％。
在一些可选的实施例中，起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶或生物多糖聚合物；
在一些可选的实施例中，起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂和氟碳表面活性剂的组合物，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶；或
在一些可选的实施例中，起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶和生物多糖聚合物组合。
现有技术中已有的用于地面发泡的起泡剂，其泡沫遇油消泡、遇水稳定。本申请提供的发泡液可以是液态的发泡液，也可以是起泡剂形式，在使用时兑入水，其具有强乳化能力、强发泡高稳定性，可使泡沫遇油也稳定，遇油不消泡。
本发明实施例提供一种泡沫驱油实现方法，其流程如图1所示，包括如下步骤：
步骤S101：按照设定的注入周期向含油地层中交替注入发泡液和气体，每个注入周期的注入过程如下：
设定的注入周期不多于2天，具体可以根据需要选择，后续以2天一个注入周期为例进行描述。
步骤S102：在第一注入阶段，以第一注入速度在第一注入压力下向含油地层中注入发泡液达到第一注入时长。
第一注入阶段不多于1天，后续以1天为例进行描述。该步骤中注入的发泡液可以是现有的发泡液，也可以是本申请实施例中提供的发泡液，采用现有的发泡液使用本实施例提供的驱油方式，可以一定程度上提高采收率；使用本申请实施例提供的发泡液其驱油效率更佳，提高采收率的幅度更大。
可选的，第一注入速度是10m3/d～70m3/d(立方米/天)，第一注入压力是8.1MPa～20MPa，第一注入时长18小时～24小时。在一些可选的实施例中，第一注入速度是10m3/d～20m3/d，第一注入压力是8.1MPa～14.5MPa，第一注入时长18小时～24小时；或第一注入速度是20m3/d～70m3/d，第一注入压力是11MPa～15.8MPa，第一注入时长18小时～24小时。
该步骤中，优选的，第一注入速度与水驱阶段的注水速度相同。
步骤S103：在第二注入阶段，以第二注入速度在第二注入压力下向含油地层内注入指定气体达到设计注入量后，静置等待气体扩散；其中，注入气体的第二注入时长小于第一注入阶段的时间长度。
第二注入阶段不多于1天，后续以1天为例进行描述。注入的气体为空气、减氧空气、氮气、烟道气、二氧化碳和烃气之一或组合。优选的，注入的气体为减氧空气、氮气之一或组合。
可选的，第二注入速度是4425m3/d～39060m3/d，第二注入压力是18.0MPa～30.6MPa，第二注入时长是10小时～20小时。在一些可选的实施例中，第二注入速度是4425m3/d～8850m3/d，第二注入压力是18.0MPa～24MPa，第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为减氧空气；或第二注入速度是11160m3/d～39060m3/d，第二注入压力是20MPa～30.6MPa，第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为氮气。
上述方法中，在油藏地层条件下，注入的气液比0.5:1-7:1，优选的，注入的气液比1:1-5:1，气液比为第二注入阶段注入的气体在地下的体积和第一阶段注入的发泡液在地下的体积的比值。
本发明实施例提供的泡沫驱油方法，是一种非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法，非稳态是指通过采用不同的注入速度和静置扩散的方法，控制交替注入发泡液和气体的注入压力脉冲波动，在油藏地层中气液两相充分接触，高效成泡和再生，对高渗透地层形成有效封堵。本发明的上述方法两天一个周期注入，尽最大可能避免了重力分异，有利于泡沫的稳定。控制压力脉冲波动注入主要是指注气是高速高压注入，注入后静置扩散，压力有一个缓慢降低的过程。再一次交替时，注气还是高速高压注入。压力的反复波动有利于泡沫在地层中的再生，从而增加泡沫的长期稳定性，有利于大幅度提高采收率。
本实施例还提供一种上述泡沫驱油实现方法可以在油藏开采中的应用，可用于油藏的地层温度为20-150℃，渗透率0.10mD-1500mD(毫达西)；油藏中水的矿化度为300mg/L-274952mg/L，水中钙镁离子矿化度为5mg/L-80000mg/L(毫克/升)。
本实施例还提供一种使用上述的发泡液实现泡沫驱油的方法，包括将所述发泡液按设定的注入要求注入含油地层中，在地层中形成泡沫。
本发明实施例还提供一种泡沫驱油实验装置，其结构如图2所示，包括：
岩心夹持器11，用于夹持岩心；
发泡液注入通路12，用于按预设的注入要求向岩心中注入发泡液；
气体注入通路13，用于按预设的注入要求向岩心中注入指定气体；
原油收集单元14，用于收集从岩心中驱出的原油；
模拟处理单元15，用于检测岩心中的压力参数，以及检测原油收集单元的压力参数，并进行控制处理。
上述发泡液注入通路12，包括：
第一煤油罐121；
与第一煤油罐121连接的第一微量泵122；
与第一微量泵122连接的第一多路阀123，第一多路阀123带有第一压力表124；
与第一多路阀123连接的起泡剂注入支路125和模拟水注入支路126，用于实现向岩心中注入发泡液。
上述气体注入通路13，包括：
第二煤油罐131；
与第二煤油罐131连接的第二微量泵132；
与第二微量泵132连接的第二多路阀133，第二多路阀133带有第二压力表134；
与第二多路阀133连接的气体注入支路135，用于实现向岩心中注入指定气体。
上述原油收集单元14，包括：
与岩心夹持器连接的收集罐141，该连接通路上设有回压阀142；
与回压阀142连接的缓冲罐143；
与缓冲罐143连接的第三多路阀144，第三多路阀144带有压力表145；
与第三多路阀144连接的手摇泵146。
上述模拟处理单元15，包括：
与发泡液注入通路12、气体注入通路13连接的第一压力传感器151；
与回压阀142连接的第二压力传感器152；
与第一压力传感器151、第二压力传感器152连接的计算设备153。
其中，第一多路阀123、第二多路阀133、第三多路阀144可以采用六通阀。
起泡剂注入支路125、模拟水注入支路126和气体注入通路13上均设有开关阀，还设有用于容纳气体和液体的容器，起泡剂注入支路125和气体注入通路13可以通过切换开关与岩心夹持器连接，实现向岩心中注入发泡液或气体。模拟水注入支路126根据注液过程和注气过程的需要注入水。
本发明实施例提供的泡沫驱油实验装置，能够很好地模拟泡沫驱油的过程，获取更准确、更接近真实驱油效果的实验结果。
下面具体描述上述泡沫驱油方法的实现过程，在下面的描述中，发泡液也可以称为泡沫驱油体系。
本发明上述方法是一种非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法。其主要包括三个核心要素：
一是采用强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系，具有较高界面活性，同时能够乳化分散原油至微/纳米油滴附着在液膜上、增加了液膜的紧密排列程度，起到阻止液膜破裂的作用增加泡沫的耐油稳定能力；
二是2天一个周期气液交替注入，地层内成泡，保证气液充分接触，有效抑制气体超覆；
三是控制压力脉冲波动注入。第一天控制注入速度与注水速度一致，恒速注强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系发泡液，第二天大排量注气，达到设计注入量后，静置扩散，控制注入压力脉冲波动。
上述控制压力脉冲波动注入。第一天控制注入速度与注水速度一致，恒速注强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系发泡液；优选地，注入时间是18小时至24小时，注入速度是10m3/d至70m3/d.，注入压力是8.1MPa至20MPa；第二天大排量注气；优选地，注入时间是10小时至20小时，注入速度是4425m3/d(地下体积30m3/d)至39060m3/d(地下体积210m3/d)，注入压力是18.0MPa至30.6MPa；达到设计注入量后，静置扩散，控制注入压力脉冲波动。
其中，地下体积是指油田地下状态的温度和压力条件下注入气体的体积。地面注入的气体折合到地下体积的计算方法，以新疆某油田为例：
减氧空气(或氮气)折算系数计算公式为P1V1/T1＝P2V2/T2，其中，P1为标准状态下压力，V1地面注入的体积，T1标准状态下的温度，P2地下状态的压力，V2为地下体积，T2地下状态的温度。
标准状态：温度T1＝273.15K(0℃)，压力P1＝0.1MPa；地面注入的体积为V1。
新疆某油田地下状态：温度T2＝346.15K(73.0℃)，压力P2＝23.6MPa；地下体积为V2。
计算出折算系数为186.23Nm3/m3，即地面体积V1＝186.23Nm3转换成地下体积V2＝1m3。折算系数与标准状态温度和压力、地下状态的温度和压力等均有关系。
其中，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系由起泡剂和稳泡剂组成。起泡剂和稳泡剂在后边实施例中详细描述。
上述气体为空气、减氧空气、氮气、烟道气、二氧化碳和烃气；优选地，气体为减氧空气、氮气。
上述的大排量注气的注入速度为在地层条件下气液比0.5:1-7:1；优选地，气液比1:1-5:1。
本发明有利于油藏多孔介质中泡沫的再生和稳定，可形成非稳态高效再生气体泡沫，有效扩大波及体积和提高洗油效率，降低生产成本；可适用于大庆油田为代表的特高含水油藏、聚驱后油藏和低渗透、双重介质、稠油油藏、高温高盐油藏、砾岩油藏、碳酸盐岩油藏提高原油采收率。
其适用于油藏的地层温度为20-150℃，渗透率0.10mD-1500mD的油藏；优选地，所述油藏中水的矿化度为300mg/L-274952mg/L，水中钙镁离子矿化度为5mg/L-80000mg/L。
本发明实施例提供的发泡液和泡沫驱油方法与现有技术相比，具有以下有益效果：
(1)本发明的强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系具有较强的泡沫稳定性能和乳化能力，能够乳化分散原油至微/纳米油滴附着在液膜上、增加了液膜的紧密排列程度，起到阻止液膜破裂的作用，增加泡沫的耐油稳定能力，从而能够大幅度提高采收率。
(2)本发明2天一个周期气液交替注入，使注入泡沫液与气体充分接触从而形成稳定泡沫，减少长周期注入时气液重力分异严重造成的地层产生泡沫量少，无法形成有效封堵，泡沫驱见效时间短等问题。2天一个交替周期能够获得更好的成泡效果，交替周期过长时，比如7天以上时，重力分异作用导致气液无法充分接触产生稳定泡沫，无法保证地层中泡沫的稳定。
(3)本发明第一天控制注液速度与注水速度一致，恒速注强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系发泡液，注入速度是10m3/d至70m3/d，注入时间是18小时至24小时，注入压力是8.1MPa至20MPa；第二天大排量注气，注入速度是4425m3/d(地下体积30m3/d)至39060m3/d(地下体积210m3/d)，注入时间是10小时至20小时，注入压力是18.0MPa至30.6MPa；达到设计注入量后静置扩散，控制注入压力脉冲波动能够在地层中产生压力扰动，有利于油藏多孔介质中泡沫的再生和稳定，可形成非稳态高效再生气体泡沫，有效扩大波及体积和提高洗油效率，大幅度提高采收率。
(4)本发明强发泡高稳定性气体泡沫具有明显增大驱替流体渗流阻力和控制气窜的能力；间隔交替大剂量注空气或减氧空气可以有效降低生产成本。
(5)本发明适用的油藏条件范围宽，适用于从特低渗0.10mD到高渗透1500mD、从低矿化度300mg/L的清水到高达274952mg/L的矿化度的地层采出水、从低温24.8℃到高温150℃、从稀油0.35mPa.s(毫帕·秒)到稠油526mPa.s、从开发初期到特高含水期等油藏；大庆油田为代表的特高含水油藏、聚驱后油藏和低渗透、双重介质、稠油油藏、高温高盐油藏、砾岩油藏都面临进一步提高采收率的迫切需求，都具有应用非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法的可行性。初步潜力评价表明，覆盖地质储量45.36亿吨，按平均提高采收率15％计算，可增加可采储量6.80亿吨，具有广阔的应用前景，有望发展成为新一代提高采收率主体技术。
下面通过具体的实例详细描述本发明实施例提供的发泡液和泡沫驱油方法的具体应用。
实施例1
本实施例评价了强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系乳化性能和稳定性能。如下表1为不同组分的发泡液的乳化相关的指标参数，在下面的描述不同组分的发泡液也称为不同的泡沫驱油体系，表1中例举了不同体系的相关指标，其中组成部分给出了起泡剂和稳泡剂的物质组分比例，剩余部分为水。
表1
其中，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系由起泡剂和稳泡剂组成，稳泡剂可以是一种聚合物稳泡剂。起泡剂包括十二烷基硫酸钠(SDS)、烷基糖苷(APG)、α-烯烃磺酸钠(AOS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐(AES70)、甜菜碱类表面活性剂(CAB)、磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)、氟碳表面活性剂(FC02)中一种或者其中多种的复合物。聚合物稳泡剂包括聚丙烯酰胺(HPAM)、黄原胶(XC)、羧甲基纤维素(CMC)、生物多糖聚合物(PS)中一种或者其中多种的复合物。
强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系中起泡剂质量浓度为0.1％-0.8％，聚合物稳泡剂质量浓度为0.01％-3.0％；优选地，起泡剂质量浓度为0.2％-0.6％，聚合物稳泡剂质量浓度为0.10％-1.0％。其他的是油藏注入水或地层水，和起泡剂、聚合物稳泡剂一起组成注入液，再加上交替注入的气体，就在地层中形成泡沫驱油。
泡沫驱油体系乳化能力采用中国石油天然气集团公司企业标准“二元复合驱用表面活性技术规范(Q/SY 17583-2018)”中“6.6乳化综合指数”的检测方法测定。在新疆油田某油藏温度73℃、注入水矿化度17699mg/L、脱水原油(73℃时原油粘度为6.9mPa·s)条件下，测定的泡沫驱油体系的乳化综合指数结果见表1。乳化综合指数越大，乳化能力越强；对于泡沫驱油体系来说，乳化综合指数小于5，表示乳化能力弱；乳化综合指数在5～15之间，表示乳化能力中等；乳化综合指数大于15，表示乳化能力强。由起泡剂磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)和聚合物稳泡剂黄原胶(XC)组成的泡沫驱油体系1至体系8的结果对比表明，当起泡剂磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)用量大于0.2％和聚合物稳泡剂黄原胶(XC)的用量大于0.1％时，就能形成强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系。泡沫驱油体系3和体系9至体系11的结果对比表明，当起泡剂磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)用量为0.4％和聚合物稳泡剂用量为0.15％时，含有聚合物稳泡剂聚丙烯酰胺(HPAM)、羧甲基纤维素(CMC)和生物多糖聚合物(PS)泡沫驱油体系9至体系11是中等乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系；含有聚合物稳泡剂黄原胶(XC)体系3是强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系。由起泡剂磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)和聚合物稳泡剂生物多糖聚合物(PS)组成的泡沫驱油体系11至体系13的结果对比表明，当起泡剂磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)用量为0.4％，聚合物稳泡剂多糖聚合物(PS)的用量大于1％时，能形成强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系。泡沫驱油体系3和体系14至体系19的结果对比表明，当起泡剂用量为0.4％和聚合物稳泡剂黄原胶(XC)用量为0.15％时，仅含有起泡剂包括十二烷基硫酸钠(SDS)泡沫驱油体系19是中等乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系；含有起泡剂烷基糖苷(APG)、α-烯烃磺酸钠(AOS)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐(AES70)、甜菜碱类表面活性剂(CAB)、磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂(FP1688)、氟碳表面活性剂(FC02)体系都是强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系。体系20和体系21的结果表明，多种的起泡剂复合物和多种聚合物稳泡剂的复合物能形成强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系。本实施例评价所有泡沫驱油体系中，只有由起泡剂十二烷基硫酸钠(SDS)用量0.40％和聚合物稳泡剂聚丙烯酰胺(HPAM)用量0.15％组成的泡沫驱油体系22是弱乳化能力的泡沫驱油体系。
采用高温高压泡沫性能评价可视装置中填充5-6mm大玻璃珠形成的大孔隙多孔介质，并饱和新疆油田某东区原油，在实验温度28.7℃、压力9.5MPa、新疆油田某东区模拟注入水矿化度9762mg/L、气液比5:1条件下测试泡沫驱油体系的稳定性。由图3和图4可以看出强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系耐油性能优异，液膜上附着微/纳米油滴的泡沫并没有破灭，相反，泡沫驱18天和95天后，液膜上附着微/纳米油滴的泡沫依然稳定存在，反映出研制的强乳化能力的强发泡高稳定性的泡沫驱油体系显示出了良好的耐油性和长期稳定性，强发泡高稳定泡沫驱油体系乳化分散原油至微/纳米油滴附着在液膜上、增加了液膜的紧密排列程度，起到阻止液膜破裂的作用是其耐油稳定的主要机制。
实施例2
本实施例测试强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系在长岩心中渗流和吸附性能。
采用泡沫驱替装置测试配方在10米长填砂岩心中渗流和吸附性能，岩心水测渗透率7768.12mD，孔隙体积65.78mL，实验温度21℃，回压5.3MPa，注入速度0.9mL/min(毫帕/分钟)，气液比为2:1，填砂岩心中间5m设置1个中间测压点(中间测压点压力表到7MPa熔断，记录不到更高的压力数据)，注入端起泡剂浓度为4000mg/L，采出端出口采样测定泡沫驱油体系产出液中起泡剂浓度。实验结果如图5所示，在注入过程中，前置水驱1.45PV(孔隙体积倍数)后，出入口压差达到平衡2.53MPa；泡沫驱过程，总孔隙体积倍数达到3.00PV时，观察到长岩心出口端流出泡沫；在总孔隙体积倍数达到7.14PV的过程中，中间测压点压力和整个长岩心两端的压力一直上升，泡沫封堵率达到90.0％，采出端出口采样测定泡沫驱油体系产出液①中起泡剂浓度为1542mg/L，说明泡沫的流动传播性优良。注入7.14PV时压力接近夹持器上限，停止注入泡沫体系，其中8.69h(小时)至23.5h为静置自降压过程，中间测压点压力逐渐上升，说明泡沫消泡和逐渐运移。第一段后置水驱(7.14PV至13.46PV，23.53h至31.23h)，注入压力逐渐升高(12.31MPa至27.87MPa)，泡沫封堵率达到92.3％，采出端出口采样依次测定泡沫驱油体系产出液②(7.14PV至7.65PV，23.53h至24.15h)、③(7.65PV至13.46PV，24.15h至31.23h)中起泡剂浓度分别为1233mg/L和451.3mg/L，说明泡沫再生能力和流动传播性能优异。第二段后置水驱，存在相同的变化规律，采出端出口采样测定泡沫驱油体系产出液④(13.46PV至19.12PV，31.23h至120h)中起泡剂浓度为378.5mg/L。可以看出，随着注入PV数的增大，产出液中的起泡剂浓度逐渐降低；强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系抗吸附性、流动传播性和再生性优良。
实施例3
本实施例测试非稳态气液交替注入对泡沫渗流特性的影响。
采用泡沫驱替装置测试注入方式对泡沫渗流特性的影响，实验岩心长度10.26cm，岩心直径2.58cm，气测渗透率65.4mD，实验温度73℃，回压6.0MPa，注入速度0.3mL/min，气液比为3：1，配方的注入孔隙体积倍数(PV数)与压力和阻力系数/残余阻力系数的关系如图6所示，其驱替过程包括水驱、泡沫驱、水驱、氮气驱，可以看出驱替过程中泡沫的压力和阻力系数/残余阻力系数曲线随着注入PV数的变化呈现出一种不断波动的状态，压力的脉冲波动促进气液两相充分接触、有利于泡沫的多孔介质中的再生和稳定性增加，气液交替注入能对多孔介质形成有效封堵；模拟水的注入，可以让泡沫流体再生，增加泡沫的稳定性，重新对多孔介质进行有效封堵。后期单一注入氮气，压力和阻力系数/残余阻力系数逐渐降低，不利于泡沫的再生和稳定。
实施例4
本实施例评价非稳态高效再生泡沫驱在新疆油田某油藏条件下气液比0.5:1时贝蕾岩心驱油实验效果
非稳态高效再生泡沫驱实验装置如图2所示。岩心驱油步骤：①孔隙度测定：在110℃下的烘箱中烘干称其干质量m1。将岩心抽真空后饱和水，称其湿质量m2。计算岩心的孔隙体积PV及孔隙度。②水测渗透率：环压加到比注入压力高2.5-3.0MPa，注水直至压力平衡为P0，根据Darcy定律，计算水测渗透率KW。③饱和油：将岩心放入岩心夹持器中，把环压加到比注入压力高2.5-3.0MPa，注入新疆油田某油藏脱水原油(73℃时原油粘度为6.9mPa·s)，记录流出液的质量，计算含油饱和度，直至含油饱和度达到60％以上。④水驱：夹持器中岩心在73℃的恒温箱中恒温6h，把回压加到14.20MPa，在泵速0.30mL/min的条件下水驱，维持环压稳定在比注入压力和回压高2.5-3.0MPa，直至含水98％。记录出油量，计算水驱采收率。⑤注泡沫段塞组合体系：将泡沫段塞组合体系装入储罐并连接好管线。在泵速为0.30mL/min的条件下，注0.7PV泡段塞组合体系。⑥转注水：直至流出液含水98％，记录出水量和出油量，计算阶段提高采收率。
采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系3和氮气的方式，贝蕾岩心参数为长度20.20cm、气测渗透率20.43mD，在实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min和气液比为0.5:1的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率为18.96％。
实施例5～8
实施例5～8评价非稳态高效再生泡沫驱在新疆油田某油藏条件下气液比1:1、3:1、5:1和7:1时贝蕾岩心驱油实验效果
实施例5～8实验步骤实施例4相同，采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系3和氮气的方式，在表2所示的贝蕾岩心参数、实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min和气液比分别为1:1、3:1、5:1和7:1的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率分别为21.68％、25.37％、23.45％和22.15％。
实施例4～8的贝蕾岩心驱油实验效果表明，采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系和氮气的方式，在岩心渗透率20mD左右，气液比为3:1时提高采收率幅度最大。
实施例9～12
实施例9～12评价非稳态高效再生泡沫驱在新疆油田某油藏条件下空气、减氧空气、二氧化碳和烃气时贝蕾岩心驱油实验效果
实施例9～12实验步骤实施例4相同，采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系3和气体的方式，在表2所示的贝蕾岩心参数、实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min、气液比3:1和气体分别为空气、减氧空气、二氧化碳、烃气的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率分别为21.00％、22.90％、28.60％和28.20％。
实施例9～12的贝蕾岩心驱油实验效果表明，采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系3和气体分别为空气、减氧空气、二氧化碳、烃气的方式，在岩心渗透率20mD左右，气液比为3:1时都可以大幅度提高采收率。
实施例13
本实施例13评价强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系非稳态高效再生泡沫驱在新疆油田某油藏条件下气液比3:1时天然岩心驱油实验效果
实施例13实验步骤实施例4相同，采用非稳态交替注入强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系3和氮气的方式，在表2所示的天然岩心参数、实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min和气液比3:1的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率25.25％，与实施例6相同条件的贝蕾岩心的实验结果相近。
表2泡沫驱实验参数和结果
实施例14
本实施例14评价弱乳化能力的泡沫驱油体系非稳态高效再生泡沫驱在新疆油田某油藏条件下气液比3:1时天然岩心驱油实验效果
实施例14实验步骤实施例4相同，采用非稳态交替注入弱乳化能力的泡沫驱油体系22和氮气的方式，在表2所示的天然岩心参数、实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min和气液比3:1的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率18.31％。
实施例15
本实施例15评价弱乳化能力的泡沫驱油体系常规泡沫驱在新疆油田某油藏条件下气液比3:1时天然岩心驱油实验效果
实施例151实验步骤实施例4相同，采用稳态成泡注入弱乳化能力的泡沫驱油体系22和氮气的方式，在表2所示的天然岩心参数、实验温度73℃、实验用水矿化度17699mg/L、回压14.20MPa、注入速度0.3mL/min和气液比3:1的条件下，在水驱40％的基础上进一步提高采收率15.65％。
实施例13～15的天然岩心驱油实验效果表明，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系的非稳态高效再生泡沫驱、弱乳化能力的泡沫驱油体系的非稳态高效再生泡沫驱和弱乳化能力的泡沫驱油体系的常规泡沫驱(稳态成泡注入)在水驱40％的基础上进一步提高采收率分别为25.25％、18.31％、15.65％；弱乳化能力的泡沫驱油体系采用非稳态高效再生泡沫驱比常规泡沫驱多提高采收率2.66％；强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系采用非稳态高效再生泡沫驱比常规泡沫驱多提高采收率9.60％，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系非稳态高效再生泡沫驱能够大幅度提高采收率。
实施例16
本实施例评价非稳态高效再生泡沫驱段塞组合在高渗透油藏条件下贝蕾岩心驱油实验效果。
采用泡沫驱替装置评价了强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系段塞组合在高渗透油藏条件下驱油效果，天然岩心长度100cm，气测渗透率852.36mD，实验温度23℃，回压10.1MPa，实验用水矿化度10930mg/L，含油饱和度62.36％，注入速度0.3mL/min，气液比为3：1。在注入端、30厘米和60厘米处都设置压力测试点；驱油实验步骤为：100厘米长岩心-----水测渗透率------饱和油------水驱至含水98％------前置液(牺牲液)段塞(0.1PV，0.15％HPAM)------泡沫液段塞(0.2PV，0.4％FP1688+0.1％FC02+0.15％XC，气液比3:1)------氮气段塞(0.2PV)------发泡液段塞(0.1Vp，0.4％FP1688+0.1％FC02+0.15％XC)------泡沫液段塞(0.1Vp，0.4％FP1688+0.1％FC02+0.15％XC，气液比3:1)------氮气段塞(0.2PV)------发泡液段塞(0.1PV，0.4％FP1688+0.1％FC02+0.15％XC)------缓冲液段塞(0.10PV，0.15％HPAM)------转水驱至含水98％。实验结果如图7所示，强发泡高稳定性泡沫驱油体系岩心驱替实验产出液明显乳化，证实强发泡高稳定性泡沫驱油体系在多孔介质中乳化能力强。在注入端、30厘米和60厘米处压力上升明显且趋势一致，说明强发泡高稳定性泡沫驱油体系流动传播性优良，能够封堵高渗透孔道，增加流动阻力。非稳态高效再生泡沫驱段塞组合在水驱采收率44.33％的基础上进一步提高采收率为35.36％，驱油效果优异。
实施例17
本实施例评价配方在中东某碳酸盐岩油藏高温高盐条件下非稳态高效再生烃气泡沫交替段塞注入驱油实验效果。
采用泡沫驱替装置评价了中东某碳酸盐岩油藏高温高盐条件下烃气泡沫交替段塞注入驱油实验效果，天然岩心长度28.15cm，气测渗透率3.00mD，实验温度121℃，回压20.5MPa，实验用水矿化度274952mg/L，含油饱和度87.97％，烃气CH4，注入速度0.3mL/min，气液比为1：1。驱油实验步骤为：28.15厘米长天然岩心-----水测渗透率------饱和油------烃气CH4驱至含水98％------泡沫液段塞(0.1PV，0.4％FC02+0.15％XC)和烃气CH4段塞(0.1PV)交替注入各7次------转烃气CH4驱至含水98％。实验结果如图8所示，0.1PV段塞交替注入14次的条件下，注入压差最大达到5.5MPa，注入压力波动范围为20.5MPa至26MPa；在烃气驱采收率62.83％基础上，泡沫驱可提高采收率20.16％，非稳态高效再生泡沫驱应用烃气在高温高盐条件下驱油性能优良。
实施例18
本测试例是采用非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法在长庆油田某油藏现场减氧空气泡沫驱实际试验效果。
试验油藏概况：油藏温度69.2℃，油藏压力：23.0MPa，油藏平均渗透率：0.11mD，地层原油粘度：1.01mPa.s，采出程度2.62％。利用本发明的非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系的注入时间是18小时至24小时，注入速度是10m3/d至20m3/d.，注入压力是8.1MPa至14.5MPa；减氧空气的注入时间是10小时至20小时，注入速度是4425m3/d(地下体积30m3/d)至8850m3/d(地下体积60m3/d)，注入压力是18.0MPa至24.0MPa。现场试验区生产结果如图9所示，累计注入0.05PV泡沫液后，试验区域平均地层压力由2017年11.58MPa上升至2018年18.80MPa，主应力方向压力上升迅速，与水驱对比，非稳态高效再生泡沫驱注入压力提高3MPa至6MPa；泡沫驱含水曲线(端点含水48％)在43％和56％之间波动，低于油田预测含水曲线(端点含水60％)，泡沫驱日产油曲线(端点值日产20吨油)高于自然能量递减产油曲线(端点值日产16吨油)，阶段累计增油2539吨，非稳态高效再生减氧空气泡沫驱提高采收率效果显著。
实施例19
本测试例是采用非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法在新疆油田某油藏现场氮气泡沫驱实际试验效果。
试验油藏概况：油藏温度73℃，油藏压力：23.0MPa，油藏平均渗透率：16.9mD，地层水矿化度：24818mg/L，地层原油粘度：0.8mPa.s，采出程度30.2％。利用本发明的非稳态高效再生泡沫驱提高采收率的方法，强乳化能力的强发泡高稳定性泡沫驱油体系的注入时间是18小时至24小时，注入速度是20m3/d至70m3/d，注入压力是11.0MPa至15.8MPa；氮气的注入时间是10小时至20小时，注入速度是11160m3/d(地下体积60m3/d)至39060m3/d(地下体积210m3/d)，注入压力是20.0MPa至30.6MPa。现场试验区生产结果如图10所示，累计注入0.012PV泡沫液后，泡沫在油藏中再生性能优异，泡沫驱见效时间长达18个月，水平自然递减率由42.9％下降至目前-40.3％，井组含水上升率由2018年的10.2％下降至2019年-0.9％；高峰日产油25.2吨(增加14t/d(吨/天))，含水下降10.7个百分点；泡沫驱实际含水曲线(端点含水88％)在82.3％和93％之间波动，低于预测未实施泡沫驱含水曲线(端点含水94％)，泡沫驱日产油曲线(端点值日产73.5吨油)高于预测未实施泡沫驱日产油递减曲线(端点值日产68.0吨油)，阶段累计增油4375吨，降水增油效果显著。
现有泡沫驱技术对不同类型的油藏提高采收率的幅度不同，例如实施例18是页岩油藏，一般提高采收率小于6％，用非稳态泡沫驱预测提高采收率的幅度为10％以上；实施例19是低渗透油藏，一般提高采收率小于10％，用非稳态泡沫驱预测提高采收率的幅度为14.5％。
应该明白，公开的过程中的步骤的特定顺序或层次是示例性方法的实例。基于设计偏好，应该理解，过程中的步骤的特定顺序或层次可以在不脱离本公开的保护范围的情况下得到重新安排。所附的方法权利要求以示例性的顺序给出了各种步骤的要素，并且不是要限于所述的特定顺序或层次。
在上述的详细描述中，各种特征一起组合在单个的实施方案中，以简化本公开。不应该将这种公开方法解释为反映了这样的意图，即，所要求保护的主题的实施方案需要清楚地在每个权利要求中所陈述的特征更多的特征。相反，如所附的权利要求书所反映的那样，本发明处于比所公开的单个实施方案的全部特征少的状态。因此，所附的权利要求书特此清楚地被并入详细描述中，其中每项权利要求独自作为本发明单独的优选实施方案。
上文的描述包括一个或多个实施例的举例。当然，为了描述上述实施例而描述部件或方法的所有可能的结合是不可能的，但是本领域普通技术人员应该认识到，各个实施例可以做进一步的组合和排列。因此，本文中描述的实施例旨在涵盖落入所附权利要求书的保护范围内的所有这样的改变、修改和变型。此外，就说明书或权利要求书中使用的术语“包含”，该词的涵盖方式类似于术语“包括”，就如同“包括，”在权利要求中用作衔接词所解释的那样。此外，使用在权利要求书的说明书中的任何一个术语“或者”是要表示“非排它性的或者”。
Claims (16)
1.一种发泡液，其特征在于，溶剂为水，溶质为起泡剂和稳泡剂；
所述起泡剂包括十二烷基硫酸钠、烷基糖苷、α-烯烃磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、甜菜碱类表面活性剂、磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂、氟碳表面活性剂之一或任意组合；
稳泡剂包括聚丙烯酰胺、黄原胶、羧甲基纤维素和生物多糖聚合物之一或任意组合。
2.如权利要求1所述的发泡液，其特征在于，所述起泡剂的质量浓度为0.1％-0.8％，所述稳泡剂的质量浓度为0.01％-3.0％。
3.如权利要求1所述的发泡液，其特征在于，所述起泡剂的质量浓度为0.2％-0.6％，稳泡剂的质量浓度为0.10％-1.0％。
4.如权利要求1所述的发泡液，其特征在于，所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶或生物多糖聚合物；或
所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂和氟碳表面活性剂的组合物，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶；或
所述起泡剂包括0.2％-0.6％质量浓度的磺酸盐型醇醚阴非离子表面活性剂，所述稳泡剂包括0.10％-1.0％质量浓度黄原胶和生物多糖聚合物组合。
5.一种泡沫驱油实现方法，其特征在于，包括：
按照设定的注入周期向含油地层中交替注入发泡液和气体；所述注入周期不多于2天；每个注入周期的注入过程如下：
在第一注入阶段，以第一注入速度在第一注入压力下向含油地层中注入发泡液达到第一注入时长；
在第二注入阶段，以第二注入速度在第二注入压力下向含油地层内注入指定气体达到设计注入量后，静置等待气体扩散；其中，注入气体的第二注入时长小于第二注入阶段的时间长度；
所述第一注入阶段和第二注入阶段不多于1天。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述第一注入速度是10m3/d～70m3/d，所述第一注入压力是8.1MPa～20MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；
所述第二注入速度是4425m3/d～39060m3/d，所述第二注入压力是18.0MPa～30.6MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时。
7.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述第一注入速度是10m3/d～20m3/d，所述第一注入压力是8.1MPa～14.5MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；所述第二注入速度是4425m3/d～8850m3/d，所述第二注入压力是18.0MPa～24MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为减氧空气；或
所述第一注入速度是20m3/d～70m3/d，所述第一注入压力是11MPa～15.8MPa，所述第一注入时长18小时～24小时；所述第二注入速度是11160m3/d～39060m3/d，所述第二注入压力是20MPa～30.6MPa，所述第二注入时长是10小时～20小时，注入气体为氮气。
8.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述气体为空气、减氧空气、氮气、烟道气、二氧化碳和烃气之一或组合。
9.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述气体为减氧空气、氮气之一或组合。
10.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述第一注入速度与水驱阶段的注水速度相同。
11.如权利要求5所述的方法，其特征在于，在地层条件下，气液比为.5:1-7:1；所述气液比为第二注入阶段注入的气体在地下的体积和第一阶段注入的发泡液在地下的体积的比值。
12.如权利要求5所述的方法，其特征在于，在地层条件下，气液比1:1-5:1；所述气液比为第二注入阶段注入的气体在地下的体积和第一阶段注入的发泡液在地下的体积的比值。
13.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述发泡液为如权利要求1-4任一所述的发泡液。
14.一种如权利要求5-13任一所述的泡沫驱油实现方法在油藏开采中的应用。
15.如权利要求14所述的泡沫驱油实现方法在油藏开采中的应用，其特征在于，油藏的地层温度为20-150℃，渗透率0.10mD-1500mD；所述油藏中水的矿化度为300mg/L-274952mg/L，水中钙镁离子矿化度为5mg/L-80000mg/L。
16.一种使用如权利要求1-4任一所述的发泡液实现泡沫驱油的方法，其特征在于，包括：将所述发泡液按设定的注入要求注入含油地层中，在地层中形成泡沫。
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