本发明属于稠油开采技术领域，具体涉及到一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法，适用于油藏温度不高于80℃，矿化度低于20000mg/l，钙镁离子浓度低于500mg/l，地下原油粘度低于5000mpa·s，渗透率500×10-3µm2～50000×10-3µm2的油藏。
背景技术
目前，中国东部的大部分油田已进入开发后期，增产难度大，稠油油藏采收率相对较低，潜力较大。我国稠油储量大，分布广，在常规原油受到储量增长限制的情况下，稠油油藏的开采显得更加重要。稠油因其粘度大，流动能力差，常规的开采技术手段对其进行开发效果较差。
就目前的稠油开采技术而言，可以分为两大部分：热采和冷采。热采技术主要包括：蒸汽吞吐技术、蒸汽驱技术、火驱（火烧）技术、蒸汽辅助重力泄油（sagd）技术、水平压裂辅助蒸汽驱（fast）技术、蒸汽与非凝析气推进（sagp）技术等，稠油热采技术大多存在成本高，见效时间短，经济效益差的问题。冷采技术主要包括碱驱技术、聚合物驱、微生物法、vapex技术等，分别存在适应性和成本问题，大规模推广应用受到一定限制。如何在低油价条件下降低成本，提高稠油油藏的开发效果，增加可采储量，是石油工作者迫切需要解决的问题。
油藏在地质方面具有一定的复杂性，稠油流体具有一定的多变性，各种单一的稠油开发方式都具有自身的局限性。因此，依据不同的实际情况选择合适的稠油开采技术，或者对多种开采技术进行综合利用，从而克服某一种开采技术自身的局限性，促进原油采收率的提高。
稠油冷采泡沫复合驱油技术可以充分发挥稠油降粘驱油剂降低原油粘度，提高稠油流动性，复合泡沫体系提高波及面积的特性，是目前技术背景下具有广泛应用前景的能够大幅度提高稠油油藏原油采收率的新技术。
技术实现要素：
本发明的目的是为了解决现有技术存在的单一采油技术的局限性，提供了一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法，可以在非加热条件下有效提高稠油采收率，该方法融合了不同稠油开采方法，能够为稠油油藏的复杂的后续开采奠定技术方面的基础，提供保障，对于油田开发稠油油藏有着十分重要的现实意义。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法，将稠油降粘驱油剂、水、聚合物复合泡沫驱油体系交替注入注水井，然后进行水驱。
本发明的目的还可以通过以下技术方案来实现：
该提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法按如下步骤进行：
（1）水驱至综合含水率大于95%；
（2）注水井注入稠油降粘驱油剂，稠油降粘驱油剂体积为油藏孔隙体积的0.03-0.05倍；
（3）注水井注入水恢复水驱，注水体积为油藏孔隙体积的0.03-0.05倍；
（4）注水井注入聚合物复合泡沫驱油体系，聚合物复合泡沫驱油体系体积为油藏孔隙体积的0.03-0.05倍；
（5）重复步骤（2）-（4），直至交替注入稠油降粘驱油剂、聚合物复合泡沫驱油体系的注入总体积为油藏孔隙体积0.3-0.5倍；
（6）进行水驱至综合含水率大于95%。
所述的稠油降粘驱油剂质量分数为0.2-0.4%。
步骤（4）所述的注入聚合物复合泡沫驱油体系具体为：将聚合物配成4000-6000mg/l的聚合物母液，然后用注液泵将泡沫剂泵入注液管线，与聚合物母液、污水混合配置成含1500-2000mg/l聚合物、0.3-0.5wt%泡沫剂的混合溶液，同时注入发泡气体，气液比为（0.5-1）:1，混合形成聚合物泡沫复合流体。
所述的发泡气体为液氮气化气，直接采用液氮作为发泡气源。
所述的聚合物为聚丙烯酰胺。
本技术是将稠油降粘驱油剂、水与聚合物复合泡沫驱油体系交替注入的新型提高稠油采收率的方法，稠油降粘驱油剂发挥从油藏岩石表面剥离原油，降低原油粘度，提高流动性的作用，聚合物复合泡沫驱油体系形成的聚合物泡沫复合流体发挥增加波及的作用，两种方式组合协同，在非加热条件下提高稠油采收率。
本发明使用的聚丙稀酰胺聚合物添加到泡沫剂溶液中，增加泡沫体系的稳定性，减少泡沫剂的吸附，所用的发泡气体为液氮气化（或天然气），其纯度高，避免氮气不纯（含氧）对复合体系及原油性能的影响，并且，用液氮作为发泡气源提高泡沫质量和稳定性，形成的聚合物复合泡沫体系发挥选择性封堵和高调剖能力；本发明的有益效果是，可以在稠油油藏不用加热地层的方式来提高稠油采收率，增加油田可采储量。
实验证明本发明的驱油效果为提高稠油油藏采收率15%以上。
附图说明
图1是本发明的室内物理模拟试验采收率、含水曲线图。
具体实施方式
图1给出了实验过程中综合含水率与综合采收率在模拟试验过程中随注入倍数的变化关系，从图1中可以看出，该驱油方式在水驱后采用本发明交替驱油可大幅度提高稠油油藏采收率。
下面通过以下实施例对本发明进行进一步的说明，使本领域技术人员更加理解本发明技术方案。
实施例1：一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法
按如下步骤进行：
（1）水驱至综合含水率大于95%；
（2）注水井注入稠油降粘驱油剂，稠油降粘驱油剂体积为油藏孔隙体积的0.04倍；
（3）注水井注入水恢复水驱，注水体积为油藏孔隙体积的0.04倍；
（4）注水井注入聚合物复合泡沫驱油体系，聚合物复合泡沫驱油体系体积为油藏孔隙体积的0.04倍；
（5）重复步骤（2）-（4），直至交替注入稠油降粘驱油剂、聚合物复合泡沫驱油体系的注入总体积为油藏孔隙体积0.3倍；
（6）进行水驱至综合含水率大于95%。
步骤（4）所述的注入聚合物复合泡沫驱油体系具体为：将聚丙烯酰胺配成5000mg/l的聚合物母液，然后用注液泵将泡沫剂泵入注液管线，与聚合物母液、污水混合配置成含1800mg/l聚合物、0.5wt%泡沫剂的混合溶液，同时注入气化后的液氮，气液比为0.5:1，混合形成聚合物泡沫复合流体。
实施例2：一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法
按如下步骤进行：
（1）水驱至综合含水率大于95%；
（2）注水井注入稠油降粘驱油剂，稠油降粘驱油剂体积为油藏孔隙体积的0.05倍；
（3）注水井注入水恢复水驱，注水体积为油藏孔隙体积的0.03倍；
（4）注水井注入聚合物复合泡沫驱油体系，聚合物复合泡沫驱油体系体积为油藏孔隙体积的0.05倍；
（5）重复步骤（2）-（4），直至交替注入稠油降粘驱油剂、聚合物复合泡沫驱油体系的注入总体积为油藏孔隙体积0.5倍；
（6）进行水驱至综合含水率大于95%。
步骤（4）所述的注入聚合物复合泡沫驱油体系具体为：将聚丙烯酰胺配成4000mg/l的聚合物母液，然后用注液泵将泡沫剂泵入注液管线，与聚合物母液、污水混合配置成含2000mg/l聚合物、0.3wt%泡沫剂的混合溶液，同时注入气化后的液氮，气液比为1:1，混合形成聚合物泡沫复合流体。
实施例3：一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法
按如下步骤进行：
（1）水驱至综合含水率大于95%；
（2）注水井注入稠油降粘驱油剂，稠油降粘驱油剂体积为油藏孔隙体积的0.03倍；
（3）注水井注入水恢复水驱，注水体积为油藏孔隙体积的0.05倍；
（4）注水井注入聚合物复合泡沫驱油体系，聚合物复合泡沫驱油体系体积为油藏孔隙体积的0.03倍；
（5）重复步骤（2）-（4），直至交替注入稠油降粘驱油剂、聚合物复合泡沫驱油体系的注入总体积为油藏孔隙体积0.4倍；
（6）进行水驱至综合含水率大于95%。
步骤（4）所述的注入聚合物复合泡沫驱油体系具体为：将聚丙烯酰胺配成6000mg/l的聚合物母液，然后用注液泵将泡沫剂泵入注液管线，与聚合物母液、污水混合配置成含1500mg/l聚合物、0.5wt%泡沫剂的混合溶液，同时注入气化后的液氮，气液比为0.5:1，混合形成聚合物泡沫复合流体。
试验例1：驱油效果模拟试验
试验方法：对比实验：首先进行水驱至注入倍数0.77pv时，综合含水率100%，综合采收率18.1%；注入0.3pv稠油降粘冷采剂，之后后续水驱至1.99pv，综合含水率100%，综合采收率22.2%，综合采收率比转注前提高4.1%；
以实施例1为例进行提高稠油开采室内物理模拟试验，首先进行水驱至注入倍数0.77pv时，综合含水率100%，综合采收率18.1%；注入0.3pv稠油降粘冷采剂，之后后续水驱至1.99pv，综合含水率100%，综合采收率22.2%，综合采收率比转注前提高4.1%；然后交替注入质量分数0.3%的稠油降粘驱油剂、水和聚合物复合泡沫驱油体系，注入倍数为0.3pv，最后水驱至综合含水率100%，综合采收率45.9%，综合采收率比转注前提高23.7%。