CN104213870B - 一种水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法。该开采方法包括以下步骤：步骤一：部署注采井网；步骤二：向注入井内注入凝胶剂；步骤三：向注入井内注入高耐油泡沫剂；步骤四：向注入井内注入水包油乳化降粘剂溶液；其中，步骤三和步骤四交替重复进行，在注入过程中，生产井连续生产，水驱稠油油藏为平均含水率大于90％且至少一口生产井的含水率大于98％的水驱开发井组。采用本发明提供的上述开采方法可以实现对储层裂缝与高渗透条带的持续封堵，同时实现对水驱绕流区的持续驱油，从而扩大波及体积，提高驱油效率与采收率。

Description

一种水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法

技术领域

本发明涉及一种稠油油藏的开采方法，尤其涉及一种稠油油藏人造泡沫油开采方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

稠油油藏通常采用注蒸汽热力开采，但对于地下原油粘度低于2000mPa·s的稠油油藏，由于原油在地下具有较好的流动性，通常采用水驱开发，相对于注蒸汽开发技术而言，水驱开采的成本低，可以取得更好的经济效益。

但由于注入水与地层原油间的流度比较大，而且实际油层内存在裂缝或者高渗透条带，水驱过程中注入水容易沿着裂缝或者高渗透条带窜进，造成油井过早水淹，水驱的有效生产时间短，造成水驱采收率偏低。据不完全统计，水驱稠油油藏采收率通常只有15％-20％，而当油藏埋深超过1400米时，由于地面注入井底的沿程热损失过大，不适合采用注蒸汽技术来提高采收率。

目前，针对水驱稠油油藏水窜严重等问题，泡沫驱技术被大量用于封堵裂缝和高渗透条带，可以有效的提高波及体积，但由于泡沫只是具有单纯的封堵功能，无法提高水驱驱油效率，因此采收率提高幅度有限。

但是，稠油乳化降粘剂通常主要用于生产井井筒降粘，从油套环空注入，从油管被采出，降粘后的原油具有很高的流动性，抽油泵的泵效可以明显提高，从而大幅提高原油的举升效率；而且，由于稠油乳化剂本身不具有封堵效果，尽管有报道曾向油层现场注入乳化剂，但乳化剂沿着水窜通道过早流入生产井井底，难以进入水驱绕流区发挥乳化降粘和驱油的作用，因此开发效果的提高非常有限。

综上所述，如何既能提高波及体积，又能提高驱油效率，从而有效延长水驱稠油油藏的有效生产时间，大幅度提高采收率，是目前水驱稠油油藏面临的严峻问题。

“泡沫油流变特性及其影响因素实验[J]”(鹿腾，李兆敏，李松岩等，石油学报，2013，34(5):1004-1009)指出，“泡沫油流”是指在稠油油藏溶解气驱过程中，由于原油黏度较高，气体扩散速度较慢，压力梯度较大，析出的气体不是呈连续气相迅速产出，而是以小气泡形式分散在原油中，随原油一起移动。这种特殊的渗流特性可以提高采油速度，降低气油比和油藏压降速度，这种油包气的分散体系被称为泡沫油流。

“稠油冷采泡沫油稳定性影响因素微观实验[J]”(赵瑞东，吴晓东，王瑞河等，大庆石油地质与开发，2012，31(6):99-103)指出，在加拿大和委内瑞拉几个稠油油藏的溶解气驱开采过程中，出现了所谓的“泡沫油”现象，其具有异常的开发动态：高的采油速度、低的生产气油比、高的一次采收率等。泡沫油是一种油相连续的含有大量分散气泡的原油，气相呈许多小气泡的形式滞留在油相中，它主要出现在某些稠油油藏的溶解气驱过程中。

但如上所述，泡沫油现象目前仅存在于原始含气的稠油油藏，因此，能否通过创新注入介质与开采方法，使原始含气以及不含气的稠油油藏在生产过程中也能出现“泡沫油”开发特征，达到高采油速度、低生产气油比、高采收率的目的，是未来的稠油开发的一个重点攻关方向。

发明内容

为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种稠油油藏人造泡沫油开采方法，该方法可以扩大波及体积，提高驱油效率和采收率。

为了达到上述目的，本发明提供了一种水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法，包括以下步骤：

步骤一：部署注采井网；

步骤二：向注入井内注入凝胶剂，形成凝胶段塞，所述凝胶剂的注入量为10-5000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述凝胶剂由水、与过渡金属离子(优选为钛离子或锆离子)交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂组成，所述与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂组成凝胶剂的固相，所述与过渡金属离子交联的交联瓜尔胶在固相中的质量分数为90-99.9％，所述脱氧剂在固相中的质量分数为0.1-10％；所述固相的质量占凝胶剂总量的0.4-10wt％，余量为水；

步骤三：向注入井内注入高耐油泡沫剂，形成泡沫段塞，所述高耐油泡沫剂的注入量为500-3000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述高耐油泡沫剂为发泡剂、稳泡剂、基液与气体的组合物，所述发泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.01-0.5wt％；所述稳泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.01-0.3wt％，所述高耐油泡沫剂的液体由发泡剂、稳泡剂和基液组成，在油藏温度和压力下，所述高耐油泡沫剂的气液体积比为1:1-3:1；所述高耐油泡沫剂的注入量为高耐油泡沫剂的液体和气体的总的注入量；

步骤四：向注入井内注入水包油乳化降粘剂溶液，形成降粘段塞，所述水包油乳化降粘剂溶液的注入量为500-3000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述水包油乳化降粘剂溶液由水包油型降粘剂与基液组成，所述水包油型乳化降粘剂在水包油乳化降粘剂溶液中的浓度为0.1-10wt％；

其中，步骤三和步骤四交替重复进行，在注入过程中，生产井连续生产，当生产井的含水率为95％时，停止生产；

所述水驱稠油油藏为平均含水率大于90％且至少一口生产井发生水淹(含水率大于98％)的水驱开发井组。

根据本发明的具体实施方案，凝胶剂由水、与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂复配而成，复配按照常规复配方式进行即可。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的脱氧剂是由硫代硫酸钠和短链醇组成的；更优选地，采用的短链醇包括甲醇、无水乙醇或异丙醇。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的注采井网可选择现有老井井网或新钻井作为注采井网，其中，注入井和生产井的水平距离为70-120m。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的凝胶剂的阻力系数高于150，在油藏温度与压力下，凝胶剂的粘度大于4万厘泊，稳定时间大于30天。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的发泡剂为氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂或阴离子碳氢表面活性剂复配而成；其中，氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂或阴离子碳氢表面活性剂的质量比为1:10-1:20；

采用的氟碳表面活性剂包括全氟烷基甜菜碱、全氟磺基甜菜碱和全氟羧酸甜菜碱中的一种或几种的组合；所述两性碳氢表面活性剂由甜菜碱、磺基甜菜碱和羧酸甜菜碱中的一种或几种组成；所述阴离子碳氢表面活性剂包括α-烯烃磺酸盐、烷基二苯醚二磺酸盐和石油磺酸盐中的一种或几种的组合；

采用的稳泡剂为粒径为10-1000nm的二氧化硅纳米颗粒；

步骤三中采用的基液为氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵和四丁基氢氧化铵中的一种或几种组成的水溶液，所述基液的浓度为0.005-5wt％；

采用的气体为甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氨气、烟道气、空气和氮气的一种或几种的组合。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的全氟烷基甜菜碱、全氟磺基甜菜碱、全氟羧酸甜菜碱三者的平均分子量为1000-10000g/mol，且至少一种的分子量不小于2000g/mol；

采用的全氟烷基甜菜碱的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S；

采用的全氟磺基甜菜碱包括十二烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十四烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱和十八烷基二甲基磺丙基甜菜碱中的一种或几种的组合；

采用的全氟羧酸甜菜碱包括十二烷基二羟乙基甜菜碱和/或十八烷基二羟乙基甜菜碱；

所采用的烷基甜菜碱包括十二烷基二甲基甜菜碱、十四烷基二甲基甜菜碱、十八烷基二甲基甜菜碱和月桂酰胺丙基二甲胺乙内酯等中的一种或几种的组合；

所采用的磺基甜菜碱包括十二烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十四烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱和十八烷基二甲基磺丙基甜菜碱等中的一种或几种的组合；

所采用的羧酸甜菜碱包括十二烷基二羟乙基甜菜碱或十八烷基二羟乙基甜菜碱；采用的α-烯烃磺酸盐包括C₁₂-C₁₈的α-烯烃磺酸钠(AOS)；

采用的烷基二苯醚二磺酸盐包括烷基二苯醚二磺酸钠；

采用的石油磺酸盐包括R-SO₃Na，其中，R为C₁₄-C₂₂的烷基。

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的高耐油泡沫剂的最高耐油饱和度大于60％；所述高耐油泡沫剂的半衰期大于30天，阻力系数大于50，发泡体积为原始液相体积的5倍以上。

本发明提供的开采方法中，优选地，以水包油型乳化降粘剂的质量为100％计，采用的水包油型乳化降粘剂由30-50wt％的氢化棕榈油甘油酯、15-35wt％的十六烷基磷酸酯钾、20-30wt％的十六醇、5-15wt％的磷酸钾和4-10wt％的磷酸氢钾组成；

步骤四中采用的基液为水；

本发明提供的开采方法中，优选地，采用的水包油乳化降粘剂溶液对稠油的降粘率为20-99％，乳化稳定时间大于30天。

本发明提供的水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法，与现有的稠油油藏开采方法相比，具有以下优势：

1、通过向注入井内注入凝胶剂，由于凝胶剂主要进入储层裂缝与水驱开发过程中形成的高渗通道，因此可以对水驱储层中的裂缝与水窜高渗通道进行有效封堵；本发明提出的水、与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶、由硫代硫酸钠和短链醇组成的脱氧剂复配而成凝胶剂，脱氧剂可大大增强凝胶剂的交联作用，延长其稳定时间，使其对高渗透条带与裂缝发挥长周期的封堵作用。

2、在凝胶剂封堵裂缝以后，向注入井中注入具有较强发泡能力的高耐油泡沫剂，注入的泡沫剂具有较强的封堵能力与疏油性能，在油层中消泡缓慢，可快速进入被水淹的储层高渗透条带与裂缝，在凝胶后进一步封堵储层高渗透条带与裂缝，形成对裂缝与高渗透条带的双重封堵；

3、在裂缝与高渗透条带被封堵以后，向储层注入水包油乳化降粘剂溶液，本发明的乳化降粘剂溶液遇油后在剪切作用下可快速形成水包油型乳化液，原油被包裹成高度分散的水包油型颗粒，从而使其粘度大幅降低，被乳化的原油在油层内具有较高的流动能力，尤其使得稠油在乳化以后，能够在油层内就具有较好的流动性，能在注入井与生产井之间建立起驱替系统。紧接着注入一个高耐油泡沫剂，本发明的发泡剂、稳泡剂与基液配方可形成具有高耐油饱和度与较长稳定时间的泡沫体系，使得注入的泡沫能够耐前期注水开发的非主流线区域的高含油饱和度，从而使其泡沫在高含油区域不会快速破灭。注入的泡沫流体与乳化降粘后的水包油型颗粒一起向生产井推进，泡沫流体在运动过程中在剪切作用不断将乳化降粘的水包油型颗粒分散，从而形成高度分散的泡沫油流，即人造泡沫油。

4、本发明提供的开采方法采用凝胶封堵+泡沫封堵+泡沫/乳化降粘段塞驱的方式，有利于实现对前期水驱水窜通道与裂缝的强力封堵，实现封堵后对稠油的乳化降粘、泡沫驱油、拟单相/拟混相流动，从而实现对水驱绕流区的持续驱油，达到扩大波及体积，提高驱油效率与采收率的目的。

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

以下以某水驱稠油油藏为例阐释了本发明的技术方案，但应该注意，本发明绝不限于该水驱稠油油藏。

某水驱油藏初期采用水驱开发，目前井组总体水驱含水率已经达到91％，40％生产井已经水淹(含水率达到99％)，水驱阶段采出程度为12％。

本实施例提供一种应用在该水驱稠油油藏的人造泡沫油开采方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：选择平均含水率为94％，3口生产井发生水淹(含水率为99％)的一个水驱开发井组并利用现有老井注采井网。

步骤二：向注入井内注入凝胶剂，形成凝胶段塞，凝胶剂的注入量为400吨，注入速度为50吨/天；

采用凝胶剂由水、与过渡金属钛离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂(由等质量的硫代硫酸钠和甲醇组成)复配而成，与过渡金属钛离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂组成凝胶剂的固相；

其中，与过渡金属离子交联的交联瓜尔胶在固相中的质量分数为90％；脱氧剂在固相中的质量分数为10％；固相的含量为凝胶剂总量的0.4wt％，余量为水；

采用的凝胶剂的阻力系数为200，在油藏温度与压力下，凝胶剂的粘度为5万厘泊，稳定时间为300天。

步骤三：向注入井内注入高耐油泡沫剂，形成泡沫段塞，高耐油泡沫剂的注入量为500吨(液体+气体)，注入速度为50吨/天；

采用的高耐油泡沫剂的最高耐油饱和度为70％，高耐油泡沫剂的半衰期为60天，阻力系数为100，发泡体积达到原始液相体积的6倍；

采用的高耐油泡沫剂为发泡剂、稳泡剂、基液与气体的组合物，发泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.1wt％；稳泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.01wt％，高耐油泡沫剂的液体由发泡剂、稳泡剂和基液组成，在油藏温度压力下，泡沫剂的气液体积比为1:1；

其中，发泡剂由氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂复配而成；氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂的质量比为1:10；采用的氟碳表面活性剂为分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S的全氟烷基甜菜碱；两性碳氢表面活性剂由等质量的十二烷基二甲基甜菜碱、十四烷基二甲基磺丙基甜菜碱和十二烷基二羟乙基甜菜碱组成；

采用的稳泡剂为粒径为10nm的二氧化硅纳米颗粒；

采用的基液为等质量的氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵和四丁基氢氧化铵组成的水溶液；基液的浓度为0.5wt％；

气体由等质量的甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氨气、烟道气、空气和氮气组成。

步骤四：向注入井内注入水包油乳化降粘剂溶液，形成降粘段塞，水包油乳化降粘剂溶液的注入量为500吨，注入速度为50吨/天；

采用的水包油乳化降粘剂溶液对稠油的降粘率为80％，乳化稳定时间为60天；

采用的水包油乳化降粘剂溶液由水包油型降粘剂与基液组成，水包油型乳化降粘剂在水包油乳化降粘剂溶液中的浓度为0.1wt％，水包油型乳化降粘剂由30wt％的氢化棕榈油甘油酯、15wt％的十六烷基磷酸酯钾、30wt％的十六醇、15wt％的磷酸钾和10wt％的磷酸氢钾组成；

采用的基液为水。

步骤三和步骤四交替重复进行，在注入过程中，生产井连续生产，当生产井的含水率为95％时，停止生产。

采用本实施例的人造泡沫油开采方法后，该试验井组含水量从94％下降到52％，采收率在水驱的基础上提高了26％。

实施例2

以下以某水驱稠油油藏为例阐释了本发明的技术方案，但应该注意，本发明绝不限于该水驱稠油油藏。

某水驱油藏初期采用水驱开发，目前井组总体水驱含水率已经达到92％，50％生产井已经水淹(含水达到99％)，水驱阶段采出程度为10％。

本实施例提供一种应用在该水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法，该方法包括以下步骤：

步骤一：选择平均含水率为96％、4口生产井发生水淹(含水率为99％)的一个水驱开发井组并利用现有老井注采井网。

步骤二：向注入井内注入凝胶剂，形成凝胶段塞，凝胶剂的注入量为1000吨，注入速度为100吨/天；

采用的凝胶剂由水、与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂(由等质量的硫代硫酸钠和无水乙醇组成)复配而成，与过渡金属锆离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂形成凝胶剂的固相，其中，与过渡金属锆离子交联的交联瓜尔胶在固相中的质量分数为95％，脱氧剂在固相中的质量分数为5％；固相的含量为凝胶剂总量的10wt％，余量为水；

采用的凝胶剂的阻力系数为350，在油藏温度与压力下，凝胶剂的粘度为10万厘泊，稳定时间为500天。

步骤三：向注入井内注入高耐油泡沫剂，形成泡沫段塞，高耐油泡沫剂的注入量为1000吨(液体+气体)，注入速度为100吨/天；

采用的高耐油泡沫剂的最高耐油饱和度为80％，高耐油泡沫剂的半衰期为80天，阻力系数为150，发泡体积可达到原始液相体积的9倍；

采用的高耐油泡沫剂为高耐油发泡剂、稳泡剂、基液与气体的组合物，发泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.5wt％，稳泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.1wt％，高耐油泡沫剂的液体由发泡剂、稳泡剂和基液组成，在油藏温度压力下，泡沫剂的气液体积比为3:1；

采用的高耐油发泡剂为氟碳表面活性剂与阴离子碳氢表面活性剂复配而成，其中，氟碳表面活性剂与阴离子碳氢表面活性剂的质量比为1:20；氟碳表面活性剂由全氟磺基甜菜碱FS510(美国杜邦公司提供)组成，阴离子碳氢表面活性剂由等质量的C₁₄的α-烯烃磺酸钠(AOS)、烷基二苯醚二磺酸钠和石油磺酸盐R-SO₃Na(R为C₁₄的烷基)组成；采用的稳泡剂为粒径为500nm的二氧化硅纳米颗粒；

基液为等质量的氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵、四丁基氢氧化铵组成的水溶液；基液的浓度为1wt％；

采用的气体由等质量的甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氨气、烟道气、空气、氮气组成。

步骤四：向注入井内注入水包油乳化降粘剂溶液，形成降粘段塞，水包油乳化降粘剂溶液的注入量为1000吨，注入速度为100吨/天；

采用的水包油乳化降粘剂溶液对稠油的降粘率为99％，乳化稳定时间为200天；

采用的水包油乳化降粘剂溶液由水包油型降粘剂与基液组成，水包油型乳化降粘剂在水包油乳化降粘剂溶液中浓度为1wt％；

采用的水包油型乳化降粘剂由30wt％的氢化棕榈油甘油酯、30wt％的十六烷基磷酸酯钾、20wt％的十六醇、15wt％的磷酸钾和5wt％的磷酸氢钾组成；

基液为水。

步骤三和步骤四交替重复进行，在注入过程中，生产井连续生产，当生产井的含水率为95％时，停止生产。

采用本实施例的人造泡沫油开采方法后，该试验井组含水量从96％下降到33％，采收率在水驱的基础上提高了34％。

Claims (10)

1.一种水驱稠油油藏人造泡沫油开采方法，包括以下步骤：

步骤一：部署注采井网；

步骤二：向注入井内注入凝胶剂，形成凝胶段塞，所述凝胶剂的注入量为10-5000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述凝胶剂由水、与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂组成，所述与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶和脱氧剂组成凝胶剂的固相，所述与过渡金属离子交联的羟丙基瓜尔胶在固相中的质量分数为90-99.9％，所述脱氧剂在固相中的质量分数为0.1-10％；所述固相的质量占凝胶剂总量的0.4-10wt％，余量为水，所述过渡金属离子包括钛离子或锆离子；

步骤三：向注入井内注入高耐油泡沫剂，形成泡沫段塞，所述高耐油泡沫剂的注入量为500-3000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述高耐油泡沫剂为发泡剂、稳泡剂、基液与气体的组合物，所述发泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.01-0.5wt％；所述稳泡剂在高耐油泡沫剂的液体中的浓度为0.01-0.3wt％，所述高耐油泡沫剂的液体由发泡剂、稳泡剂和基液组成，在油藏温度和压力下，所述高耐油泡沫剂的气液体积比为1:1-3:1；

步骤四：向注入井内注入水包油乳化降粘剂溶液，形成降粘段塞，所述水包油乳化降粘剂溶液的注入量为500-3000吨，注入速度为50-200吨/天，其中，所述水包油乳化降粘剂溶液由水包油型降粘剂与基液组成，所述水包油型乳化降粘剂在水包油乳化降粘剂溶液中的浓度为0.1-10wt％；

其中，步骤三和步骤四交替重复进行，在注入过程中，生产井连续生产；

所述水驱稠油油藏为平均含水率大于90％且至少一口生产井的含水率大于98％的水驱开发井组。

2.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述注采井网选择现有老井井网或新钻井作为注采井网，其中，注入井和生产井的水平距离为70-120m。

3.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述脱氧剂是由硫代硫酸钠和短链醇组成的。

4.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，所述短链醇包括甲醇、无水乙醇或异丙醇。

5.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述凝胶剂的阻力系数高于150，在油藏温度与压力下，所述凝胶剂的粘度大于4万厘泊，稳定时间大于30天。

6.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述发泡剂由氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂或阴离子碳氢表面活性剂复配而成；

其中，氟碳表面活性剂与两性碳氢表面活性剂或阴离子碳氢表面活性剂的质量比为1:10-1:20；

所述氟碳表面活性剂包括全氟烷基甜菜碱、全氟磺基甜菜碱和全氟羧酸甜菜碱中的一种或几种的组合；所述两性碳氢表面活性剂由烷基甜菜碱、磺基甜菜碱和羧酸甜菜碱中的一种或几种组成；所述阴离子碳氢表面活性剂包括α-烯烃磺酸盐、烷基二苯醚二磺酸盐和石油磺酸盐中的一种或几种的组合；

所述稳泡剂为粒径为10-1000nm的二氧化硅纳米颗粒；

步骤三中所述基液为氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵和四丁基氢氧化铵中的一种或几种组成的水溶液，所述基液的浓度为0.005-5wt％；

所述气体为甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳、氨气、烟道气、空气和氮气的一种或几种的组合。

7.根据权利要求6所述的开采方法，其特征在于，所述全氟烷基甜菜碱、所述全氟磺基甜菜碱、所述全氟羧酸甜菜碱三者的平均分子量为1000-10000g/mol，且其中至少一种的分子量不小于2000g/mol；

所述全氟烷基甜菜碱的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S；

所述烷基甜菜碱包括十二烷基二甲基甜菜碱、十四烷基二甲基甜菜碱、十八烷基二甲基甜菜碱和月桂酰胺丙基二甲胺乙内酯中的一种或几种的组合；

所述磺基甜菜碱包括十二烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十四烷基二甲基磺丙基甜菜碱、十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱和十八烷基二甲基磺丙基甜菜碱中的一种或几种的组合；

所述羧酸甜菜碱包括十二烷基二羟乙基甜菜碱或十八烷基二羟乙基甜菜碱；

所述α-烯烃磺酸盐包括C₁₂-C₁₈的α-烯烃磺酸钠；

所述烷基二苯醚二磺酸盐包括烷基二苯醚二磺酸钠；

所述石油磺酸盐包括R-SO₃Na，其中，R为C₁₄-C₂₂的烷基。

8.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述高耐油泡沫剂的最高耐油饱和度大于60％；所述高耐油泡沫剂的半衰期大于30天，阻力系数大于50，发泡体积为原始液相体积的5倍以上。

9.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，以水包油型乳化降粘剂的质量为100％计，所述水包油型乳化降粘剂由30-50wt％的氢化棕榈油甘油酯、15-35wt％的十六烷基磷酸酯钾、20-30wt％的十六醇、5-15wt％的磷酸钾和4-10wt％的磷酸氢钾组成；

步骤四中所述基液为水。

10.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述水包油乳化降粘剂溶液对稠油的降粘率为20-99％，乳化稳定时间大于30天。